VGB POWERTECH 7 (2020) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat
7 2020
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Focus
• Maintenance
• Thermal waste
utilisation
9 September 2020 | www.vgb.org
Technical risk
management of
hydropower plants
Optimised maintenance
strategies
in thermal waste
utilisation
l Live.
l OnLine.
l Free.
Refractory linings
under thermomechanical
aspects
Photos ©: Grand Hall
Statement on the
IT Security Act 2.0
Publication of VGB PowerTech e.V. l www.vgb.org
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ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition

52. KRAFTWERKSTECHNISCHES KOLLOQUIUM
6. und 7. Oktober 2020 | Internationales Congress Center Dresden
Ob vor Ort oder
digital – in jedem Fall
energetisch vernetzt!
PRÄSENZ
WEB
HYBRID
2020 ist ein besonderes Jahr. Die Digitalisierung bringt viele Vorteile – dennoch
bleiben persönliche Kontakte sehr wichtig. Für das 52. Kraftwerkstechnische
Kolloquium haben wir gemeinsam mit dem Internationalen Congress Center Dresden
ein zertifiziertes Veranstaltungs- und Hygienekonzept entwickelt, das ein persönliches
Treffen mit Fachvorträgen und Firmenmesse ermöglicht.
Daher planen wir eine Präsenzveranstaltung und bereiten zeitgleich eine Webveranstaltung
für all diejenigen vor, die nicht vor Ort in Dresden dabei sein können.
Programmauszug, 6. Oktober 2020
10:00 Uhr – 16:00 Uhr Plenarveranstaltung u. a. mit:
▪
Sven Gabor Janszky, Gründer des europäischen Trendforschungsinstituts 2b AHEAD ThinkTank
▪ Ph.D. Ing. Pavel Zámyslický, Bereichsdirektor für Energetik und Klimaschutz,
Tschechisches Umweltministerium
▪ Professor Dr. Wolf-Dieter Lukas, Staatssekräter im Bundesministerium für Bildung und Forschung
▪ Dr. Gerd Lippold, Staatssekretär für Energie, Klimaschutz, Umwelt und Landwirtschaft,
Sächsisches Staatsministerium für Energie, Klimaschutz, Umwelt und Landwirtschaft
▪ Dipl.-Ing. Reiner Block, TÜV SÜD CEO Division Industry Service
▪ Andrey Rozhdestvin, CEO, Rosatom Western Europe
▪ Mike Watson, CEO, Tube Tech International Limited
6.10.2020 16:45 Uhr – 18:15 Uhr und
7.10.2020 08:30 Uhr – 15:00 Uhr Fachvorträge
6.10.2020 & 7.10.2020
Firmenmesse
Gern nehmen wir Ihre Anmeldung entgegen und freuen uns schon
sehr darauf, Sie formatunabhängig zum 52. Kraftwerkstechnischen
Kolloquium begrüßen zu dürfen!
Weitere Informationen finden Sie auch auf unserer Internetseite
www.kraftwerkskolloquium.de
KONTAKT
Juliane Jentschke, M.A.
Tel.: +49 (0)351 463 35 308
E-Mail: juliane.jentschke@tu-dresden.de

VGB PowerTech 7 l 2020
Editorial
Power supply in times of Corona and COVID-19
Dear Reader,
the worldwide spread of the Corona
virus and the direct and indirect
consequences and effects
associated with it have been affecting
our lives since the spring
of this year. The pandemic and
Covid 19 diseases have triggered
a global health and economic
crisis unprecedented
for our modern society. The
coronavirus, first noticed in the
early days of this year in Wuhan,
China, with a local outbreak, according
to current knowledge,
determines private, social, economic
and political life.
What we personally perceive as at best restrictions on our freedom
of movement hits sick people hard. Economic life has also
changed. Countries around the world are reporting declines in
economic output and thus slumps in gross national product of a
magnitude that clearly point to an economic recession and are
more serious than the declines in the course of the financial and
economic crisis of 2008/2009. In OECD countries, declines of up
to 13 % are reported for the first half of 2020 and a decline of
around 5.6 % is expected for the global economy for the whole of
2020, provided that there are no repeated restrictions on public
and economic life in the second half of 2020 due to a renewed
pandemic spread.
However, the Corona crisis also highlights once again the central
importance of the energy sector and, above all, a reliable and
secure supply of electricity, especially in such times. An uninterrupted
power supply is already in normal times of elementary
importance for modern societies and any interruption can have
consequences, technically for example with failed and possibly
disturbed or damaged installations, privately through bottlenecks
in the infrastructure starting with heating, cooling and evening
lighting. In times of the Corona crisis with its restrictions of our
movement space to minimize the risks of proliferation, digital
communication on private and professional level plays a decisive
role and therefore especially the power supply. Personal presence
contact is no longer possible and counts or is sought after, rather,
the familiar communication channels of telephone or e-mail are
being joined above all by the wide range of offers from video conferencing
tools to, in the meantime, “virtual conferences or trade
fairs”. The technical basis for all these tools is ultimately a stable,
uninterruptible power supply.
365/24/3600 could be the slogan for our industry. The energy
suppliers have already made provision for this in advance, independently
of Corona. With foresight and suitable advance planning,
the power supply could be secured in the current crisis. Particular
attention is being paid to the employees, as they are the
ones who have to be protected against infections, but also have to
operate or maintain the systems on site. The measures for this are
manifold. Wherever possible, they range from minimizing the risk
of infection through home office concepts, for example, to valid security
concepts for plant locations and the possible self-sufficient
operation of plants.
The previous Corona pandemic and its consequences have also
had a significant impact on energy demand. This is clearly reflected
in the global oil prices. After the previous price peak in
2011/2012 at just under 120 US$/barrel (comparable grade the
US-American WTI (West Texas Intermediate)), the price of oil has
fallen in some cases and risen somewhat in the meantime in the
following 10 years and stood at around 52 US$/barrel at the beginning
of this year. With the corona crisis, the price slumped to 13
US$/barrel, even reaching negative levels on the futures spot market.
It currently stands at around 40 US$/barrel and is stabilizing
at this level. Global crude oil demand is also showing significant
changes. The International Energy Agency (IEA) notes a decline
of around 9 % from around 100 by around 8.1 million barrels per
day to currently 91.9 million barrels per day during the period of
the sharp lockdown.
The effects on electricity demand were and are very clear. With
the respective restrictive measures in the individual states and regions,
it fell immediately and significantly.
In China, the source of the corona crisis, electricity demand in the
first months of 2020 fell by 13 % year-on-year. However, it should
be noted that the winter of 2018/2019 was significantly cooler
than the current winter, resulting in a temperature-adjusted decline
of 10 %. With the easing of public and economic restrictions,
as well as a warm spring and early summer with increasing demand
for air conditioning, electricity requirements returned to the
previous year’s level and were already 1% higher in June 2020
than in the same month in the previous year.
In India and the UK, two countries with particularly severe corona
restrictions, electricity demand in March/April actually fell by almost
30 % and also rose with the easing of restrictions, although
in June it was still around 5 % below the previous year’s level. The
latter also applies to Germany, with the IEA reporting a drop in
electricity demand of around 14 % in April.
Although forecasts are vague due to the existing uncertainties and
possible renewed restrictions on private and public life, the IEA
expects global electricity consumption to fall by up to 5 % overall
in 2020 due to the development in consumption in the first half of
the year. In the further perspective, the IEA expects the increase in
demand to continue in the range of 1 to 3 %.
The changes in the generation structure in the first half of the year
are remarkable. In all major consumption regions, the generation
structure has developed in the direction of renewable energies.
This is due to the lower overall electricity demand outlined above
as a result of the lockdown measures, coupled with low ongoing
operating costs for renewables and their partly prioritized regulatory
feed-in.
For 2020 as a whole, the IEA expects only a gradual return to the
previous economic development and the associated energy demand
according to a scenario with the months-long restrictions on
mobility and private and economic activities. This scenario shows
a decline of 6% for total energy demand, i.e. the highest decline
in the past 70 years. The impact of the Corona crisis on energy
demand would thus be around seven times greater than that of
the 2008 financial crisis. The IEA also considers all energy sources
to be affected.
Irrespective of these perspectives, the energy sector will continue
to meet its special responsibility for secure and reliable energy
supplies, since, as outlined above, it has a particularly central role
to play in overcoming the current crisis situation.
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann
Editor in Chief, VGB POWERTECH
Essen, Germany
1

Editorial VGB PowerTech 7 l 2020
Stromversorgung in Zeiten von Corona und COVID-19
Lieber Leserinnen, liebe Leser,
die weltweite Verbreitung des Corona-Virus
und die damit verbundenen
direkten und indirekten
Folgen und Auswirkungen bestimmen
seit dem Frühjahr dieses
Jahres unser Leben. Die Pandemie
und die Covid-19-Erkrankungen
haben eine für unsere moderne
Gesellschaft bislang beispiellose
globale Gesundheits- und Wirtschaftskrise
ausgelöst. Der Coronavirus,
nach derzeitigem Wissensstand
erstmals in den frühen
Tagen dieses Jahres in Wuhan,
China, mit einem lokalen Ausbruch
wahrgenommen, bestimmt
privates, gesellschaftliches, wirtschaftliches
und politisches Leben.
Was wir persönlich als bestenfalls Einschränkungen unserer Bewegungsfreiheit
wahrnehmen, trifft erkrankte Menschen schwer. Auch
das Wirtschaftsleben hat sich verändert. Weltweit vermelden die
Staaten Rückgänge bei der Wirtschaftsleistung und so Einbrüche
beim Bruttosozialprodukt in einer Höhe, die deutlich auf eine wirtschaftliche
Rezession deuten und schwerwiegender sind, als die
Rückgänge im Zuge der Finanz- und Wirtschaftskrise von 2008/2009.
In Ländern der OECD werden für die erste Jahreshälfte 2020 bis zu
13 % Rückgang vermeldet und für die Weltwirtschaft wird mit einem
Rückgang für das Gesamtjahr 2020 von um die 5,6 % gerechnet, vorausgesetzt
dass es in der zweiten Jahreshälfte 2020 nicht durch eine
erneute pandemischen Ausbreitung zu wiederholten Beschränkungen
des öffentlichen und Wirtschaftslebens kommt.
Die Corona-Krise verdeutlicht aber auch erneut, welche zentrale Bedeutung
dem Energiesektor und vor allem einer zuverlässigen und
sicheren Stromversorgung gerade in solchen Zeiten zukommt. Eine
unterbrechungsfreie Stromversorgung ist schon in normalen Zeiten
für moderne Gesellschaften von elementarer Bedeutung und jegliche
Unterbrechung kann folgenreich sein, technisch zum Beispiel mit ausgefallenen
und möglicherweise gestörten oder beschädigten Anlagen,
privat durch Engpässe bei der Infrastruktur angefangen vom Heizen,
über das Kühlen bis hin zur abendlichen Beleuchtung. In Zeiten der
Corona-Krise mit ihren Einschränkungen unseres Bewegungsraumes
zur Minimierung von Verbreitungsrisiken, spielt die digitale Kommunikation
auf privater und beruflicher Ebene eine maßgebliche Rolle
und damit gerade die Stromversorgung. Nicht mehr der persönliche
Präsenzkontakt ist möglich und zählt oder wird gesucht, vielmehr
kommen zu den bekannten Kommunikationswegen Telefon oder
E-Mail vor allem die vielfältigen Angebote von Videokonferenztools
bis hin zu inzwischen auch „virtuellen Konferenzen oder Messen“.
Technische Grundlage für all diese Tools ist letztendlich eine stabile,
unterbrechungsfreie Stromversorgung.
365/24/3600 könnte hier die Losung für die unsere Branche lauten.
Dafür haben die Energieversorger schon im Vorfeld, unabhängig von
Corona, vorgesorgt. Mit Weitsicht und geeigneter Vorausplanung
konnte die Stromversorgung in der aktuellen Krise sicher gestellt werden.
Ein besonderes Augenmerk gilt dabei den Beschäftigten, denn
sie sind es, die vor Infektionen geschützt werden müssen aber auch
ggf. vor Ort die Anlagen bedienen oder warten müssen. Die Maßnahmen
dazu sind vielfältig. Sie reichen dort, wo möglich, von der Minimierung
von Infektionsrisiken durch zum Beispiel Homeofficekonzepte
bis hin zu validen Sicherheitskonzepten für Anlagenstandorte
bis hin zu einem möglichen autarken Betrieb von Anlagen.
Die bisherige Coronapandemie und ihre Folgen haben auch deutliche
Spuren beim Energiebedarf hinterlassen. Ganz offensichtlich
zeigt sich dies bei den weltweiten Ölpreisen. Nach dem bisherigen
Preishoch in den Jahren 2011/2012 mit knapp 120 US$/Barrel (Vergleichssorte
die U.S.-amerikanische Sorte WTI (West Texas Intermediate))
ist der Ölpreis in den folgenden 10 Jahren teils gesunken, teils
zwischenzeitlich etwas gestiegen und lag zu Anfang dieses Jahres
bei rund 52 US$/barrel. Mit der Coronakrise brach der Preis auf 13
US$/Barrel ein und erreichte so sogar am Terminspotmarkt negative
Beträge. Derzeit liegt er bei rund 40 US$/Barrel und stabilisiert sich
auf diesem Niveau. Auch der weltweite Rohölbedarf zeigt deutliche
Veränderungen. Die Internationale Energieagentur IEA notiert für die
Zeit des scharfen Lockdowns einen Rückgang von rund 9 % von rund
100 um rund 8,1 auf aktuell 91,9 Millionen Barrel pro Tag.
Sehr deutlich waren und sind die Auswirkungen für den Strombedarf.
Mit den jeweiligen einschränkenden Maßnahmen in den einzelnen
Staaten und Regionen sank dieser umgehend und deutlich.
In China, Ausgangspunkt der Coronakrise, sank der Strombedarf in
den ersten Monaten des Jahres 2020 im Vorjahresvergleich um 13 %.
Allerdings ist zu berücksichtigen, dass der Winter 2018/2019 deutlich
kühler war als der aktuelle, sodass sich ein temperaturbereinigter
Rückgang um 10 % ergibt. Mit den Lockerungen bei den öffentlichen
und wirtschaftlichen Einschränkungen sowie einem warmen Frühjahr
und Frühsommer mit zunehmendem Klimatisierungsbedarf erreichte
der Strombedarf wieder das Vorjahresniveau und lag im Juni
2020 sogar schon um 1 % höher als im Vorjahresmonat.
In Indien und Großbritannien, zwei Länder mit besonders tief einschneidenden
Corona-Beschränkungen, sank der Strombedarf im
März/April sogar um fast 30 % und stieg ebenfalls mit Lockerungen
der Beschränkungen an, wobei er im Juni noch rund 5 % unter Vorjahresniveau
lag. Letzteres gilt auch für Deutschland, wobei der Einbruch
beim Strombedarf laut IEA im April bei etwa 14 % lag.
Obgleich Prognosen aufgrund der bestehenden Unsicherheiten und
möglicher erneuter Beschränkungen des privaten und öffentlichen
Lebens vage sind, wird von der IEA für das Gesamtjahr 2020 bedingt
durch die Verbrauchsentwicklung im ersten Halbjahr mit einem insgesamt
um bis zu 5 % weltweit niedrigeren Stromverbrauch gerechnet.
In der weiteren Perspektive rechnet die IEA wieder mit einer Fortsetzung
der Bedarfssteigerung im Bereich von 1 bis 3 %.
Bemerkenswert sind für das erste Halbjahr die Veränderungen bei der
Erzeugungsstruktur. In allen größeren Verbrauchsregionen hat sich
die Erzeugungsstruktur in Richtung der erneuerbaren Energien entwickelt.
Die Ursachen liegen in dem skizzierten insgesamt geringeren
Strombedarf infolge der Lockdown-Maßnahmen verbunden mit
geringen laufenden Betriebskosten der Erneuerbaren und ihrer teils
priorisierten regulatorischen Einspeisung.
Für das Gesamtjahr 2020 erwartet die IEA nach einem Szenario mit
den monatelangen Einschränkungen bei Mobilität sowie privaten
und wirtschaftlichen Aktivitäten eine nur allmähliche Rückkehr zur
vorherigen Wirtschaftsentwicklung und dem damit verbundenen
Energiebedarf. Dieses Szenario weist für die Gesamtenergienachfrage
einen Rückgang von 6 % aus, d.h. der höchste Rückgang der vergangenen
70 Jahre. Die Folgen der Coronakrise für die Energienachfrage
wären damit rund sieben Mal größer als die der Finanzkrise von
2008. Auch sieht die IEA alle Energieträger als betroffen an.
Ungeachtet dieser Perspektiven wird die Energiebranche weiterhin
ihrer besonderen Verantwortung bei der sicheren und zuverlässigen
Energieversorgung nachkommen, da ihr, wie eingangs skizziert, eine
besonders zentrale Rolle bei der Bewältigung der aktuellen Krisensituation
zukommt.
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann
Chefredakteur VGB POWERTECH
Essen, Deutschland
2

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Live | OnLine | Free | 9 September 2020 | www.vgb.org
(Subject to changes)
MITTWOCH, 9. SEPTEMBER 2020
ERÖFFNUNG
Moderation: Julia L. Modenbach
WEDNESDAY, 9 SEPTEMBER 2020
OPENING
Chair: Julia L. Modenbach
13:30 Eröffnungsrede
Dr. Georgios Stamatelopoulos,
Vorsitzender des Vorstandes, VGB PowerTech e.V.
13:40 Grußworte
Thomas Kufen, Oberbürgermeister der Stadt Essen
13:30 Opening speech
Dr. Georgios Stamatelopoulos,
Chairman of the Board of Directors, VGB PowerTech e.V.
13:40 Welcome address
Thomas Kufen, Lord Mayor of the city of Essen, Germany
13:50 Innovation Award
13:50 Innovation Award
PLENARVERANSTALTUNG
DAS EUROPÄISCHE ENERGIESYSTEM DER ZUKUNFT
Moderation: Julia L. Modenbach
14:00 Worauf es jetzt ankommt – Europas Energiewende
P1 gestalten
Dr. Rolf Martin Schmitz, Vorstandsvorsitzender, RWE AG
14:15 Green Deal und Uniper Blue, Konventionelle
P2 Stromerzeugung auf dem Weg zur CO 2 -Neutralität
David Bryson, COO Uniper SE
14:30 Erneuerbare Energien als Konjunkturmotor –
P3 Innovation, Wertschöpfung, Arbeitsplätze
Dr. Simone Peter, Präsidentin Bundesverband
Erneuerbare Energien e.V. (BEE)
14:45 Die Herausforderung an das europäische Energiesystem
P4 der Zukunft aus ganzheitlicher Perspektive
Prof. Dr. Manfred Fischedick, Wissenschaftlicher
Geschäftsführer, Wuppertal Institut für Klima, Umwelt,
Energie gGmbH
15:00 Podiumsdikussion
Redner P1 bis P4 und Dr. Georgios Stamatelopoulos
16:00 Ende
PLENARY SESSION
THE EUROPEAN FUTURE ENERGY SYSTEM
Chair: Julia L. Modenbach
14:00 What it takes – Shaping Europe´s Energy Transition
P1 Dr. Rolf Martin Schmitz, Chairman of the Board,
RWE AG, Germany
14:15 Green Deal & Uniper Blue, Conventional electricity
P2 generation on its way to carbon-neutrality
David Bryson, COO Uniper SE, Germany
14:30 Renewable energies as an economic engine -
innovation, value creation, jobs
P3 Dr. Simone Peter, President, German Renewable
Energy Federation (BEE), Germany
14:45 The challenge for the European energy system of the
P4 future - reflected from a holistic perspective
Prof. Dr. Manfred Fischedick, Scientific CEO, Wuppertal
Institut for Climate, Environment and Energy, Germany
15:00 Panel Discussion
Speaker P1 to P4 and Dr. Georgios Stamatelopoulos
16:00 End
| Anmeldung kostenlos
www.vgb.org/100_vgb_online.html
| Registration free of charge
www.vgb.org/en/100_vgb_online.html
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen | Deutschland
Kontakte:
Ines Moors
Telefon: +49 201 8128 274
E-Mail: vgb-congress@vgb.org
Angela Langen
Telefon: +49 201 8128 310
E-Mail: angela.langen@vgb.org

Contents VGB PowerTech 7 l 2020
100 YEARS VGB becomes VGB OnLine
Aus 100 Jahre VGB wird VGB – OnLine
| 9 September 2020, Live. Online. Free.
| Top-level Live Online Event on
9 September 2020
in view of the coming jubilee
| VGB CONGRESS 2020
„100 YEARS VGB“ postponed to 2021
Due to the Corona virus crisis and its implications the jubilee
congress 2020 “100 years VGB“ will move to the year 2021.
We would like to take this opportunity to still draw the industry’s
attention to our association and its anniversary with a top-level
online event on 9 September 2020.
REGISTER now for free! | Melden Sie sich jetzt kostenlos an!
International Journal for Generation
and Storage of Electricity and Heat 7 l 2020
Power supply in times of Corona and COVID-19
Stromversorgung in Zeiten von Corona und COVID-19
Christopher Weßelmann 1
Abstracts/Kurzfassungen6
Members‘ News 8
Industry News 30
Events in brief 34
Technical risk management of hydropower plants
Technisches Risikomanagement von Wasserkraftwerken
Wolfgang Hamelmann, Klaus Engels and Peter Struckmann 35
Optimised maintenance strategies in thermal waste utilisation
Artificial intelligence and high quality key performance indicators
increase availability
Optimierte Instandhaltungsstrategien in der thermischen Abfallverwertung
Künstliche Intelligenz und High Quality Key Performance Indicators
steigern Verfügbarkeit
Mariusz Maciejewski and Harald Moosandl 40
Refractory linings under thermomechanical aspects
Feuerfeste Auskleidungen unter thermomechanischen Gesichtspunkten
Holger Leszinski and Martin Breddermann 45
Thermal turbomachinery Consulting services for the plant operator
Thermische Turbomaschinen Beratungsleistung für den Anlagenbetreiber
Gerald Kulhanek, Michael Schwaiger, Dominik Franzl and Leonhard
Franz Pölzer 53
Statement on the IT Security Act 2.0
Stellungnahme zum IT-Sicherheitsgesetz 2.0
Stefan Loubichi 58
The Biofficiency Project Part 1: Handling ash-related challenges in
biomass-fired cogeneration plants
Das Biofficiency Projekt | Teil 1: Umgang mit aschebedingten Herausforderungen
in biomassebefeuerten Heizkraftwerken
Lynn Hansen, Thorben de Riese, Richard Nowak Delgado, Timo Leino,
Sebastian Fendt, Pedro Abelha, Hanna Kinnunen, Partik Yrjas, Flemming
Frandsen, Bo Sander, Frans van Dijen and Hartmut Spliethoff 62
4

VGB PowerTech 7 l 2020
Contents
Register now!
The
| Chairman of VGB, Dr Georgios Stamatelopoulos (EnBW),
| Dr Simone Peter (German Renewable Energy Federation – BEE),
| Dr Rolf-Martin Schmitz (RWE),
| David Bryson (Uniper) and
| Professor Manfred Fischedick
(Wuppertal Institute for Climate, Environment, Energy)
will provide you with impulse contributions and an exciting live
discussion about the “European Energy System of the Future”.
Additionally, you may join the live discussion with your contributions!
9 September 2020 | www.vgb.org
l Live.
l OnLine.
l Free.
Contacts, VGB Congress/VGB OnLine
| Ines Moors
Phone: +49 201 8128-274
E-Mail: vgb-congress@vgb.org
| Angela Langen
Phone: +49 201 8128 310
E-Mail: angela.langen@vgb.org
Photos ©: Grand Hall
www.vgb.org
vgb-kongress2020online ankuendigung-sponsoren ENG-DEU (A4 2020-08-20).indd 2 23.08.2020 15:56:35
A journey through 100 years VGB | Hydropower
100 Jahre VGB - Eine Zeitreise | Wasserkraft
Development Potential of Hydro-electric Power
Entwicklungspotentiale in der Wasserkraft
E. Göde 70
Hydro-power: Challenges in Europe
Wasserkraft: Herausforderungen in Europa
Michel Vogien und Hans Peter Sistenich 76
Maintaining Know-how and Assuring Quality in Hydro Power Plants
Know-how-Erhalt und Qualitätssicherung
bei Wasserkraftanlagen
Josef F. Ciesiolka and Hans-Christoph Funke 82
Operating results 88
VGB News 89
Personalien90
Inserentenverzeichnis94
Events95
Imprint96
Preview VGB PowerTech 8|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 7 l 2020
Technical risk management
of hydropower plants
Wolfgang Hamelmann, Klaus Engels
and Peter Struckmann
When operating and maintaining a large portfolio
of hydropower assets, the challenge for the
owner and operator is to decide which risk mitigation
investments and maintenance activities
should come first, and when. This is especially
true when resources in personnel and budgets
are limited, and the profitability of the plants
must be optimized. The situation requires an
efficient and rational prioritization of activities
and corresponding allocation of budgets.
But how can the right criteria and investment
principles be determined, if the overall target
is safe, reliable, compliant and economical operation
of plants? This article outlines how an
asset risk management system can assist in this
determination.
Optimised maintenance strategies
in thermal waste utilisation
Artificial intelligence and high quality key
performance indicators increase availability
Mariusz Maciejewski and Harald Moosandl
Currently, thermal waste treatment plants are
virtually used to capacity, mostly operating at
maximum utilization capacity. After technical
optimizations in recent years, in most cases a
further increase in the throughput can only
be achieved by increasing the hours of operation
and thus reducing the downtimes. First
of all, these goals can be achieved by means of
optimized strategies like a predictive and thus
condition-based maintenance. An innovative
system of STEAG Energy Services GmbH (SES)
that MVV Umwelt, one of Europe’s leading
companies of the industry, uses in their plants,
already shows how innovative and powerful
methods can be used in practice. A fundamental
prerequisite for this is a continuous process
quality and condition monitoring of plants and
components in thermal waste treatment plants.
Here a central challenge consists in the task to
reliably identify abnormalities and also creeping
changes from the vast amount of process
data provided by modern control systems in
order to react early and thus in time. Methods
for the physical modeling in predictive maintenance
create a crucial basis for this. Moreover,
groundbreaking technologies like Big Data and
machine learning in combination with AI methods
allow to largely automate the procedures
for the modeling and thus the determination of
reference values for the real-time monitoring of
thermal waste treatment plants. After all, especially
the users and thus the operation management
and maintenance in thermal waste treatment
plants benefit from such developments.
Refractory linings under
thermomechanical aspects
Holger Leszinski and Martin Breddermann
The design of refractory structures is usually
based on requirements that must be matched
to the expected furnace atmosphere: Tightness,
thermal and chemical compatibility, minimization
of heat losses, etc. In this respect, the experience
of the constructor and heat transfer calculations
on the regular layer structure are supposed
to ensure that the completed system can
be relied upon. In contrast, comparatively little
attention is paid to thermomechanical processes.
Often it is constraint stresses – during operation
caused by hindrance of temperature deformation
and sometimes many times higher than
stresses due to dead loads or internal furnace
pressure – which can “bring furnace components
to their knees”. Even after the occurrence
of such failures, the causes are often sought in
the wrong direction, among other things because
the thermomechanical interactions of
the individual structural components are not
known or are underestimated. Of course, it is
only possible to approximate the complex of
refractory construction with its innumerable
imponderables, also from a thermomechanical
point of view; for this, in the given article the
basic mechanisms are explained, exemplary
thermomechanical considerations of various
design examples are shown, and the possibilities
for optimizing safety and service life that
can be concluded from this are presented.
Thermal turbomachinery
Consulting services for the plant operator
Gerald Kulhanek, Michael Schwaiger,
Dominik Franzl and Leonhard Franz Pölzer
Thermal turbomachines are the core component
of many industrial plants. After the occurrence
of damage, during revisions/overhauls,
in the case of large revamp/retrofit projects or
for new acquisitions, plant operators are often
interested in obtaining consulting services from
external consulting companies for a limited period
of time. In recent years and decades, the
turbomachinery market has been characterized
by major changes. Turbine manufacturing plants
have been shut down or restructured and tasks
have become more and more challenging due
to new regulations and laws. At the same time,
it is becoming increasingly difficult for turbine
manufacturers and plant operators to retain or
attract skilled workers and experts. This creates
a demand for independent technical consulting
services in the field of thermal turbomachinery.
This paper defines and describes the essential
requirements that a turbomachinery consulting
team should meet in order to ensure a sustainable
partnership with a plant operator. Based on
many years of practical experience, the range of
tasks for which the use of consulting services in
the field of thermal turbomachinery has proven
its worth is presented, as well as the developed
solution methods.
Statement on the IT Security Act 2.0
Stefan Loubichi
The threat situation in IT/OT-security as well
as cyber-security in the energy sector remains
high. We don´t know who exactly the cyber
terrorist / cyber criminals are, what they are
planning and that their next goals are. We only
know from the annual cyber attacks in Ukrainian
power grids or SCADA systems worldwide
that they could realize a blackout. With the
IT-security law (published in 2015) our government
took a courageous step in 2015 to protect
our critical infrastructure. Unfortunately, in
Germany we have lost leadership in this area in
terms of IT-/OT-security and have not adopted
an audit program for energy producers until
now. In this article the draft of the ITR-security
law 2.0, published in May 2020, is presented.
It is anticipated that the draft will enter into
force with slight changes by the end of the year.
Operators as well as manufacturer of core components
have to deal with new (legal) requirements
for their IT-/OT-systems. What they have
to do and which consequences they have to expect
if they do not implement the requirements
are presented in this article. Of course, there is
still room for improvement in our IT-security
law 2.0. But the new IT-security law 2.0 will
help us to achieve security for tomorrow.
The Biofficiency Project Part 1:
Handling ash-related challenges in
biomass-fired cogeneration plants
Lynn Hansen, Thorben de Riese,
Richard Nowak Delgado, Timo Leino,
Sebastian Fendt, Pedro Abelha, Hanna Kinnunen,
Partik Yrjas, Flemming Frandsen, Bo Sander,
Frans van Dijen and Hartmut Spliethoff
The EU funded project Biofficiency developed
a blueprint for the next generation of biomassbased
cogeneration plants using difficult fuels
while assuring a secure and nearly carbonneutral
power generation. In this first part of a
series of two publications, a summary of the activities
handling ash-related challenges in biomass
boilers is provided. Three thermochemical
pre-treatment technologies, torrefaction, hydrothermal
carbonisation and steam explosion
proved suitable for upgrading residual biomass
feedstock by increasing energy densities and
improving storage as well as handling properties.
In combustion tests, both in pulverised fuel
(PF) and fluidised bed (FB) systems ash-related
problems, namely deposit build-up, fine particle
formation and corrosion were examined.
Deposit tests in PF boilers showed that the additives
have a pronounced effect on deposit propensity,
the additive amount being of greater
importance than the type of additive. The use of
additives also showed positive influence on aerosol
formation. In FB firing, an optimisation of
the additive composition and insertion was performed,
where elemental sulphur was found to
be the most cost-effective additive for this case.
It was demonstrated that pre-treating straw by
torrefaction combined with a washing step requires
a substantially lower amount of additive
to be added during combustion. Biomass ashes
from different sources were classified based on
their composition and possible utilisation pathways
with the goal to avoid landfilling were
developed. Innovative utilisation options were
identified such as utilisation in construction materials
or recovery of valuable elements.
A journey through 100 years VGB
| Hydropower
Development Potential of Hydro-electric
Power
E. Göde
Hydro-power: Challenges in Europe
Michel Vogien und Hans Peter Sistenich
Maintaining Know-how and Assuring
Quality in Hydro Power Plants
Josef F. Ciesiolka and Hans-Christoph Funke
6

VGB PowerTech 7 l 2020
Kurzfassungen
Technisches Risikomanagement
von Wasserkraftwerken
Wolfgang Hamelmann, Klaus Engels
und Peter Struckmann
Beim Betrieb und der Instandhaltung eines großen
Portfolios von Wasserkraftanlagen besteht
die Herausforderung für den Eigentümer und
Betreiber darin, zu entscheiden, welche Investitionen
zur Risikominderung und welche Instandhaltungsmaßnahmen
wann an erster Stelle
stehen sollten. Dies gilt insbesondere dann,
wenn die Ressourcen an Personal und Budgets
begrenzt sind und die Rentabilität der Anlagen
optimiert werden muss. Die Situation erfordert
eine effiziente und rationale Priorisierung von
Aktivitäten und eine entsprechende Zuweisung
von Budgets. Aber wie können die richtigen
Kriterien und Investitionsprinzipien bestimmt
werden, wenn das Gesamtziel ein sicherer, zuverlässiger,
konformer und wirtschaftlicher Betrieb
der Anlagen ist? Dieser Beitrag skizziert,
wie ein Anlagen-Risikomanagementsystem bei
dieser Bestimmung unterstützen kann.
Optimierte Instandhaltungsstrategien
in der thermischen Abfallverwertung
Künstliche Intelligenz und High Quality
Key Performance Indicators steigern
Verfügbarkeit
Mariusz Maciejewski und Harald Moosandl
Thermische Abfallbehandlungsanlagen (TAB)
sind derzeit nahezu ausgelastet und arbeiten
zumeist mit maximaler Verwertungskapazität.
Nach technischen Optimierungen in den
letzten Jahren ist eine weitere Steigerung des
Durchsatzes meist nur durch eine Erhöhung
der Betriebsstunden und damit einer Reduzierung
der Stillstandzeiten möglich. Diese Ziele
sind vor allem mit optimierten Strategien wie
einer prädiktiven und damit zustandsorientieren
Instandhaltung zu erreichen. Eine innovatives
System der STEAG Energy Services
GmbH (SES), das die MVV Umwelt, eines der
führenden Unternehmen der Branche in Europa,
in ihren Anlagen einsetzt, zeigt bereits, wie
innovative und leistungsfähige Methoden in der
Praxis genutzt werden können. Eine wesentliche
Voraussetzung hierfür ist eine kontinuierliche
Prozessgüte- und Zustandsüberwachung von
Anlagen und Komponenten in TAB. Eine zentrale
Herausforderung besteht dabei darin, aus der
Fülle an Prozessdaten, die moderne Leitsysteme
bereitstellen, zuverlässig Auffälligkeiten und
auch schleichende Veränderungen zu identifizieren,
um hierauf früh- und damit rechtzeitig
reagieren zu können. Eine entscheidende Basis
hierfür schaffen Methoden zur physikalischen
Modellbildung in der prädiktiven Instandhaltung.
Wegweisende Technologien wie Big Data
und Machine Learning ermöglichen es in Kombination
mit KI-Methoden überdies, die Verfahren
zur Modellbildung und damit die Ermittlung
von Referenzwerten zur Echtzeitüberwachung
von TAB weitestgehend zu automatisieren. Von
solchen Entwicklungen profitieren letztendlich
vor allem die Anwender und damit die Betriebsführung
und Instandhaltung in TAB.
Feuerfeste Auskleidungen unter
thermomechanischen Gesichtspunkten
Holger Leszinski und Martin Breddermann
Die Auslegung feuerfester Strukturen erfolgt üblicherweise
aufgrund von Forderungen, die auf
die zu erwartende Ofenatmosphäre zugeschnitten
werden müssen: Dichtigkeit, thermische und
chemische Verträglichkeiten, Minimierung der
Wärmeverluste etc. Diesbezügliche Erfahrungswerte
des Konstrukteurs und Wärmedurchgangsberechnungen
am regulären Schichtaufbau
sollen dafür sorgen, dass auf die fertiggestellte
Anlage Verlass ist. Thermomechanischen
Vorgängen hingegen wird vergleichsweise wenig
Aufmerksamkeit gewidmet. Oftmals sind es
Zwangsspannungen – im Betrieb hervorgerufen
durch behinderte Temperaturverformung und
zum Teil um ein Vielfaches höher als Spannungen
infolge Eigenlasten oder Ofeninnendruck –
welche Anlagenteile „in die Knie zwingen“ können.
Selbst nach Eintreten derartiger Versagensfälle
werden die Ursachen häufig an falscher
Stelle gesucht, unter anderem weil die thermomechanischen
Wechselwirkungen der einzelnen
Strukturkomponenten nicht bekannt sind oder
unterschätzt werden. Selbstverständlich kann
man sich dem Komplex Feuerfestbau mit seinen
auch in thermomechanischer Hinsicht zahllosen
Unwägbarkeiten nur annähern; dazu werden im
vorliegenden Beitrag die grundlegenden Mechanismen
erläutert, beispielhafte thermomechanische
Betrachtungen verschiedener Konstruktionsbeispiele
aufgezeigt, und die daraus
ableitbaren Möglichkeiten zur Optimierung der
Sicherheit und Langlebigkeit dargelegt.
Thermische Turbomaschinen
Beratungsleistung für den Anlagenbetreiber
Gerald Kulhanek, Michael Schwaiger,
Dominik Franzl und Leonhard Franz Pölzer
In vielen Betriebsanlagen stellen die Thermischen
Turbomaschinen die Kernkomponente
dar. Nach eingetretenen Schäden, bei Revisionen,
bei großen Revamp/Retrofit Projekten aber
auch bei Neuanschaffungen, besteht seitens der
Anlagenbetreiber häufig Interesse daran für einen
begrenzten Zeitraum Beratungsleistungen
von externen Beratungsunternehmen anzunehmen.
Der Turbomaschinenmarkt ist in den letzten
Jahren und Jahrzehnten durch starke Veränderungen
geprägt worden. Dadurch entsteht ein
Bedarf an unabhängigen technischen Beratungsleistungen
im Bereich Thermische Turbomaschinen,
die Anlagenbetreiber in Projekten mit
Fokus auf die Kernkomponente Thermische Turbomaschine
bei gleichzeitiger Mitbetrachtung
der Peripherie in verschiedenen Projektphasen
unterstützen. In diesem Beitrag werden die wesentlichen
Voraussetzungen definiert und erläutert,
die ein Turbomaschinenberatungsteam erfüllen
sollte, um eine nachhaltige Partnerschaft
mit einem Anlagenbetreiber gewährleisten zu
können. Basierend auf langjähriger Praxiserfahrung
wird die Bandbreite an Aufgabenstellungen,
bei denen sich die Inanspruchnahme von
Beratungsleistungen im Bereich Thermischer
Turbomaschinen bewährt hat vorgestellt, sowie
dabei entwickelte Lösungspraktiken aufgezeigt.
Stellungnahme zum IT-Sicherheitsgesetz 2.0
Stefan Loubichi
Im Juli 2015 wurde das (erste) IT-Sicherheitsgesetz
(IT-SIG) in Kraft gesetzt. Es war ein wichtiger
erster Meilenstein, mit der die Bundesrepublik
Deutschland zum Vorreiter in Sachen IT-
Schutz in der Europäischen Union wurde. Wie
gut die Bundesrepublik Deutschland war, lässt
sich auch daran erkennen, dass das europäische
Pendant, die NIS Direktive erst im Jahr 2017 in
Kraft trat. In diesem Beitrag wird der Entwurf
des ITR-Sicherheitsgesetzes 2.0 vorgestellt,
der im Mai 2020 veröffentlicht wurde. Es wird
erwartet, dass der Entwurf mit leichten Änderungen
bis Ende des Jahres in Kraft treten wird.
Sowohl die Betreiber als auch die Hersteller von
Kernkomponenten müssen sich mit neuen (gesetzlichen)
Anforderungen an ihre IT-/OT-Systeme
auseinandersetzen. Mögliche Konsequenzen
werden in diesem Beitrag dargestellt. Natürlich
gibt es im IT-Sicherheitsgesetz 2.0 noch Verbesserungsbedarf.
Aber das neue IT-Sicherheitsgesetz
2.0 wird helfen, die Sicherheit von morgen
zu erreichen.
Das Biofficiency Projekt | Teil 1: Umgang mit
aschebedingten Herausforderungen in
biomassebefeuerten Heizkraftwerken
Lynn Hansen, Thorben de Riese,
Richard Nowak Delgado, Timo Leino,
Sebastian Fendt, Pedro Abelha, Hanna Kinnunen,
Partik Yrjas, Flemming Frandsen, Bo Sander,
Frans van Dijen and Hartmut Spliethoff
Das von der EU geförderte Projekt Biofficiency
entwickelte einen Entwurf für die nächste Generation
von Biomasse-gefeuerten Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen,
die mit Brennstoffen
niedriger Qualität arbeiten und eine sichere
und nahezu kohlenstoffneutrale Stromerzeugung
gewährleisten. In diesem ersten Teil einer
Reihe von zwei Publikationen wird eine Zusammenfassung
der Aktivitäten zur Bewältigung
aschebedingter Probleme in biomassegefeuerten
Kesseln gegeben. Die drei untersuchten
thermochemischen Vorbehandlungsmethoden,
Torrefizierung, hydrothermale Karbonisierung
und Dampfexplosion erwiesen sich als geeignet,
um Reststoffe durch eine Erhöhung der Energiedichte
und Verbesserung der Lager- und Handhabungseigenschaften
zu Veredeln. In Versuchen
vom Labor- bis zum Vollmaßstab in Staubfeuerungs-
und Wirbelschichtanlagen wurden
aschebedingte Probleme bei der Biomasseverbrennung
wie Depositionen, Feinstaubbildung
und Korrosion untersucht. Bei Versuchen in
Wirbelschichtsystemen wurde eine Optimierung
der Additivzusammensetzung durchgeführt,
wobei sich elementarer Schwefel als der
kostengünstigste Zusatzstoff für diesen Fall herausstellte.
Es konnte gezeigt werden, dass die
Vorbehandlung von Stroh durch Torrefizierung
in Kombination mit einem Waschschritt eine
wesentlich geringere Menge an Additiven erfordert,
die während der Verbrennung zugegeben
werden muss. Biomasseaschen aus verschiedenen
Quellen wurden auf der Basis ihrer Zusammensetzung
und möglicher Verwertungswege
klassifiziert, um künftig eine umweltschädliche
Deponierung von Biomasseaschen zu vermeiden.
Es wurden innovative Nutzungsoptionen
identifiziert, wie z.B. die Verwendung von Biomasseaschen
in Baustoffen oder die Rückgewinnung
von Nährstoffen.
100 Jahre VGB: Eine Zeitreise
| Wasserkraft
Entwicklungspotentiale in der Wasserkraft
E. Göde
Wasserkraft: Herausforderungen in Europa
Michel Vogien und Hans Peter Sistenich
Know-how-Erhalt und Qualitätssicherung
bei Wasserkraftanlagen
Josef F. Ciesiolka and Hans-Christoph Funke
7

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Members´ News VGB PowerTech 7 l 2020
Members´
News
Alpiq: Die Versorgungssicherheit
steht auf dem Spiel
(alpiq) Alpiq unterstützt im Rahmen der
Revision des Energiegesetzes (EnG) den
Ausbau inländischer, erneuerbarer Energien
zur Stärkung der Versorgungssicherheit
der Schweiz. Mit den vom Bundesrat
vorgeschlagenen Investitionsbeiträgen ist
dies nicht zu schaffen. Es braucht mehr
denn je die nötigen Mittel, um die Ausbauziele
bei den erneuerbaren Energien zu
erreichen und damit die Versorgungssicherheit,
insbesondere im Winter, langfristig
zu stärken.
Mit der Energiestrategie 2050 hat die
Schweiz Ziele festgelegt, die nur erreicht
werden können, wenn die erneuerbaren
Energien stark ausgebaut werden. Für den
Erfolg entscheidend ist die bestehende
Großwasserkraft. Sie muss als zentraler
Pfeiler der Versorgungssicherheit erhalten
und gestärkt werden. Als eine der größten
Schweizer Produzentinnen von klimafreundlichem
und nachhaltigem Strom aus
CO 2 -freier, heimischer Wasserkraft unterstützt
Alpiq das Ziel der Energiestrategie
vollumfänglich.
Deshalb begrüßt Alpiq im Rahmen der
Revision des Energiegesetzes die Umwandlung
der bisherigen Richtwerte für das Jahr
2035 in verbindliche Zielwerte sowie die
Formulierung von ebenso verbindlichen
Zielwerten für das Jahr 2050. Beides erhöht
die Planungssicherheit für die Stromproduzenten,
damit die Ziele der Energiestrategie
2050 zuverlässig umgesetzt werden
können.
Das Rückgrat der Schweizer
Stromversorgung stärken
Allerdings ist die Erreichung dieser verbindlichen
Zielwerte, insbesondere hinsichtlich
der Großwasserkraft, unter den
bestehenden Rahmenbedingungen ökonomisch
kaum möglich. Mit Blick auf Planungs-
und Investitionssicherheit sowie die
Stärkung der langfristigen Versorgungssicherheit
in der Schweiz sind deshalb
grundlegende Anpassungen des vorliegenden
Vorentwurfs zur Energiegesetz-Revision
notwendig:
Es braucht eine enge Abstimmung der Revision
des Energiegesetzes (EnG) mit der
Revision des Stromversorgungsgesetzes
(StromVG), insbesondere die Verlängerung
der Marktprämie für Großwasserkraft
bis zur vollständigen Marktöffnung in der
Schweiz.
In Abstimmung mit der Revision des
Stromversorgungsgesetzes müssen marktbasierte
Versicherungsprämien für Energie
und Leistung zwecks angemessener Honorierung
des Systembeitrags der Wasserkraft
zur Versorgungssicherheit eingeführt
werden.
Die Unterstützung für Erneuerungsinvestitionen
bei Bestandsanlagen der Großwasserkraft
darf auf keinen Fall gestrichen
werden – das wäre kontraproduktiv.
Die Verbesserung der Investitionsanreize
für Erneuerung, Erweiterung und Neubauten
von Anlagen zur Produktion von Strom
aus erneuerbaren Energien muss durch die
Implementierung eines Fördermodells mit
bedingten Investitionsbeiträgen beziehungsweise
auktionsbasierten, gleitenden
Einspeiseprämien erfolgen. (202370824)
LL
www.alpiq.com
RES und Alpiq unterzeichnen
Entwicklungsvertrag für
Repowering des Windparks
Gravières
(alpiq) Die Schweizer Stromproduzentin
und Energiedienstleisterin Alpiq unterzeichnet
für das Repowering ihres Windparks
im Departement Drôme (Frankreich)
einen Entwicklungsvertrag mit RES, einem
großen unabhängigen Unternehmen aus
dem Bereich der erneuerbaren Energien.
Ziel ist der Austausch der sechs Windturbinen
und damit verbunden eine Erhöhung
der Stromproduktion des Parks um 30 Prozent.
In den 14 Jahren seines Betriebs vermied
der Parc des Gravières bereits den
Ausstoß von 161.000 Tonnen CO 2 .
Der in der Gemeinde Roussas im Department
Drôme gelegene Windpark Gravières,
der 2006 in Betrieb ging, umfasst sechs
Windturbinen. Um die Leistung des Parks
zu erhöhen, hat Alpiq die komplette Erneuerung
der Anlage beschlossen und RES mit
den dafür erforderlichen Arbeiten beauftragt.
Ziel ist es, alle Windturbinen zu ersetzen
und die jährliche Stromproduktion
um ca. 30 Prozent zu erhöhen. Eine Änderung
der derzeitigen Aufstellung und Anzahl
der Generatoren ist nicht vorgesehen.
Die Produktion wird von 25.000 MWh auf
ca. 32.000 MWh erhöht, dieser Anstieg
deckt den Jahresbedarf von etwa 8.000
Haushalten. Gleichzeitig wird durch die
Maßnahme die installierte Leistung um 30
Prozent auf 13,8 MW ausgebaut. Diese Effizienzsteigerung
ermöglichen vor allem
die neuen Turbinen der jüngsten Generation
und die um 3 Meter auf 36 Meter verlängerten
Rotorblätter. Die Windturbinen sollen
im Zeitraum 2023 – 2024 ausgetauscht
werden, der Park wird dann seit 18 Jahren
in Betrieb sein.
Das Repowering-Projekt verlängert den
Lebenszyklus des Windparks Gravières um
weitere 30 Jahre. Der Park kann damit
deutlich länger genutzt werden und mehr
Strom zu wettbewerbsfähigen Preisen produzieren.
Mit der Erneuerung wird ein bereits
seit vielen Jahren genutzter Produktionsstandort
im Einklang mit Mensch und
Umwelt optimiert. Nach dem Repowering
wird der Park jährlich den Ausstoß von
15.000 Tonnen CO 2 vermeiden, gegenüber
derzeit 11.500 Tonnen. In den 14 Jahren
seines Betriebs vermied der Park Gravières
insgesamt bereits 161.000 Tonnen CO 2 .
Erfahrung als Kooperationsgrundlage
Mit diesem Erneuerungsprojekt schließen
sich RES und Alpiq zu einer Partnerschaft
zusammen, die auf Erfahrung beruht.
Gravières ist einer der ersten von RES
in Frankreich entwickelten und gebauten
Windparks, der anschließend von Alpiq erworben
wurde. RES bringt zudem die Erfahrung
seiner ersten genehmigten bzw.
bereits im Genehmigungsverfahren befindlichen
Repowering-Projekte mit ein, dazu
großes aeronautisches Wissen der Region
und Nähe zu lokalen Behörden. Darüber
hinaus verfügt das Unternehmen über eine
umfassende Marktkenntnis, insbesondere
hinsichtlich der Wettbewerbssituation und
für Ausschreibungen der französischen
Energieregulierungsbehörde CRE für zusätzliche
Vergütungen.
RES und Alpiq unterzeichnen Entwicklungsvertrag für Repowering des Windparks Gravières
8

VGB PowerTech 7 l 2020
Members´ News
Für Alpiq bietet die Aufrüstung des Windparks
Gravières die Möglichkeit, eine Anlage
zu optimieren, die CO 2 -freien Strom
liefert und damit für das Gelingen der
Energiewende unverzichtbar ist. Alpiq ist
mit ihrer Stromproduktion fester Bestandteil
einer klimafreundlichen Energieversorgung
der Zukunft und wird ihren aktiven
Beitrag in der Schweiz und in Europa
auch weiterhin mit größtem Engagement
leisten.
Christophe Soulier, Verantwortlicher für
Repowering bei RES, sagt: „Der mehrjährige
Energieplan sieht vor, die installierte
Leistung bei der Windenergie von heute bis
2028 zu verdoppeln. Um dieses ehrgeizige
Ziel zu erreichen, ist sowohl der Zubau
neuer Parks erforderlich als auch die Erneuerung
bestehender Parks im großen
Stil. Dies nicht nur, um einen Verlust an
Produktionskapazität zu vermeiden, sondern
vor allem, um die Produktion der Anlagen
signifikant zu steigern, auch ohne
neue Generatoren. Gravières ist ein konkretes
Beispiel dafür, was RES Dritten bietet,
um ihr Anlagevermögen zu optimieren
und gleichzeitig an der Energiewende aktiv
mitzuwirken. Im Lauf dieses Jahres werden
wir vier weitere Repowering-Projekte
für Dritte bei der Präfektur zur Genehmigung
einreichen.“
Xavier Sinnhuber, Head of Asset Management
für die Schweiz und Frankreich bei
Alpiq, sagt: „Der Standort Gravières profitiert
vom Mistral, einem starken und unregelmäßig
wehenden Wind. Dank technologischem
Fortschritt können wir künftig die
Produktion eines bereits in Betrieb befindlichen
Standorts um ein Drittel steigern.
Dabei berücksichtigen wir die lokale Bevölkerung
sowie Umweltanforderungen
optimal.“ (202370824)
LL
www.alpiq.com
Axpo Tochtergesellschaft
Urbasolar baut in Südfrankreich
neue Solaranlagen
für 124 Mio. Euro
(xaxpo) Urbasolar beschleunigt ihr Wachstum:
In Zusammenarbeit mit der Bankengruppe
Crédit Agricole wird die auf Photovoltaik
spezialisierte Tochtergesellschaft
von Axpo 37 neue Solaranlagen in 16 französischen
Départements bauen. Das Gesamtvolumen
der Projektfinanzierung beläuft
sich auf 124 Millionen Euro. Dabei
handelt es sich um eine der umfangreichsten
Finanzierungen für neue PV-Anlagen in
Frankreich. Axpo setzt damit ihre Wachstumsstrategie
im Bereich der Erneuerbaren
konsequent um.
Die 37 Solaranlagen, die hauptsächlich in
Südfrankreich entstehen, werden über
eine installierte Leistung von 143 MW verfügen
und können den jährlichen Stromverbrauch
von 65.000 Haushalten abdecken.
Die ersten Anlagen sind bereits fertiggestellt
und kürzlich ans Netz angeschlossen
worden. Die Finanzierung über
einen Gesamtbetrag von 124 Millionen
Euro läuft über die französische Bankengruppe
Crédit Agricole, deren auf Projekte
im Bereich der erneuerbaren Energien spezialisierte
Tochtergesellschaft Unifergie
und diverse regionale Banken.
Axpo setzt systematisch auf Erneuerbare
Mit ihren Tochtergesellschaften Urbasolar
und Volkswind verfügt Axpo über starke
Plattformen für den Ausbau ihres Solarund
Windgeschäfts. Erst kürzlich hatte
Axpo am Schweizer Kapitalmarkt erfolgreich
einen Green Bond platziert, dessen
Nettoerlös in Höhe von 133 Millionen CHF
zur Finanzierung von Projekten in den Bereichen
Photovoltaik und Windenergie verwendet.
Damit stärkt Axpo ihre Stellung als
größte Schweizer Produzentin von erneuerbaren
Energien und unterstreicht ihre
führende Rolle im europäischen Wind- und
Solargeschäft.
Das politisch-regulatorische Umfeld in
der Schweiz bleibt indes eine Herausforderung.
Axpo begrüßt die Tatsache, dass der
Bundesrat mit der Revision des Energiegesetzes
stärkere Anreize für den Ausbau der
erneuerbaren Energien setzen möchte. Für
Axpo ist es zentral, dass die Schweiz keinen
Sonderweg fährt, sondern aus den Erfahrungen
im Ausland lernt.
Christoph Sutter, Head Renewables bei
Axpo, erläutert: „In Frankreich sieht man
exemplarisch, wie rasant der Ausbau der
Photovoltaik vonstattengehen kann, wenn
die regulatorischen Rahmenbedingungen
stimmen. Es wäre wünschenswert, wenn
wir auch in der Schweiz ein Umfeld hätten,
das es uns ermöglicht, unser umfangreiches
Know-how für den Bau neuer Solaranlagen
zu nutzen.“ (202370834)
LL
www.axpo.com
AXPO: Wasserkraftwerk
Tischbach nimmt Betrieb auf
(axpo) Die Albula-Landwasser Kraftwerke
AG (ALK) hat in Bergün das Kraftwerk
Tischbach in Betrieb genommen. Das 220
Kilowatt starke Kleinwasserkraftwerk
nutzt das Wasser einer bereits bestehenden
Zuleitung der ALK und produziert sauberen
Strom für rund 120 durchschnittliche
Vierpersonenhaushalte.
Das Kleinwasserkraftwerk Tischbach
wurde am Übergang zwischen der bestehenden
Wasserfassung Tischbach und dem
Ausgleichsbecken Bergün installiert. Damit
wird künftig das Wasser der bestehenden
Zuleitung zur Energiegewinnung genutzt.
Die Durchströmturbine wird jährlich
550.000 Kilowattstunden klimafreundlichen
Strom produzieren, was dem Jahresverbrauch
von 120 durchschnittlichen
Vierpersonenhaushalten entspricht. Die
Anlage wurde ohne Eingriff in die Umgebung
realisiert. Bis auf ein Betriebsgebäude
direkt beim Ausgleichsbecken ist das
Kleinwasserkraftwerk nicht sichtbar.
Die ALK ist ein Partnerwerk von Axpo
(75 %), EWD Elektrizitätswerk Davos AG
(15,74 %), dem Kanton Graubünden (5 %)
sowie der Konzessionsgemeinden Albula/
Alvra, Bergün, Filisur und Schmitten
(4,26 %). Die beiden Kraftwerke der ALK in
Filisur (65 MW) und Tiefencastel (24 MW)
nutzen das Wasser der Flüsse Albula und
Landwasser zur Stromproduktion.
(202370835)
www.axpo.com
Getriebeservice
Instandsetzung aller
Fabrikate und Größen
www.brauer-getriebe.de
Tel.: +49 (0) 2871 / 70 33
9

Members´ News VGB PowerTech 7 l 2020
BKW: 30 Jahre Mont-Soleil –
Offenheit und Innovation
(bkw) Die Gesellschaft Mont-Soleil zieht
aus Anlass ihres 30-jährigen Bestehens Bilanz
über ihre Entwicklungsarbeit und den
technologischen Fortschritt der Sonnenenergie.
Sie stellt anerkennend fest, dass
sie ihre umfangreiche Innovations-Arbeit
dank der guten Aufnahme und Unterstützung
im Berner Jura entfalten konnte. Sie
hat zahlreiche national bekannte Projekte
eigenständig oder unterstützend bearbeitet.
Der weltweit starke Aufschwung der
Sonnenenergie führte im Verlaufe der Zeit
zur Verlagerung des Tätigkeitsschwergewichts
der G-sellschaft von der Weiterentwicklung
der Photovoltaik hin zu deren
nachhaltigen Nutzung mit dem Fokus auf
Langzeitforschung, Netzintegration und
Batterietechnologien.
Die Gründung der Gesellschaft Mont-Soleil
im Jahr 1990 ging auf die Idee der Elektrowatt
AG zurück, eine grosse photovoltaische
Forschungs- und Entwicklungsanlage
zu erstellen. Das Projekt wurde mit der BKW
Energie AG (BKW) auf Mont-Soleil (1.200
m ü. M.) im Berner Jura realisiert.
Die namentlich von BKW, AEW Energie
AG und La Goule SA getragene Gesellschaft
Mont-Soleil hat nicht nur das damals
grösste Sonnenkraftwerk Europas (1992)
sowie ein breit anerkanntes Internationales
Photovoltaik-Testzentrum auf Mont-Soleil
(1995) errichtet. Auf ihre Initiative
oder mit ihrer maßgeblichen Mitwirkung
wurden auch zahlreiche bedeutende Innovationsprojekte
realisiert. Zu den bekanntesten
Projekten gehören das große Solarschiff
auf dem Bielersee (2001), das stadionintegrierte
Sonnenkraftwerk auf dem
Stade de Suisse (2005), das hochalpine
Sonnenkraftwerk auf dem Jungfraujoch
(2007) sowie die Zellentests für Solar Impulse
von Bertrand Piccard (2009). Ständeratspräsident
Hans Stöckli war heute vor
Ort und hat sich hier zur Bedeutung des
Sonnenkraftwerks Mont-Soleil geäußert.
Auf dem Mont-Soleil werden auch die Information,
die Besucherführungen und die
Fachausbildung groß geschrieben. Bis heute
wurden gegen 1,5 Millionen Besuchende
verzeichnet. Mit den schweizerischen
Technischen Hochschulen wurden oder
werden zahlreiche wissenschaftliche Entwicklungs-Projekte
realisiert. Vor drei Jahren
wurde die „PhD Summer School
Mont-Soleil“ ins Leben gerufen. Ziel ist die
praxisorientierte Doktorandenausbildung
in enger Zusammenarbeit vorab mit der
Eidgenössischen Technische Hochschule
Lausanne und der Berner Fachhochschule
Biel sowie mit den Universitäten Bern und
Neuchâtel und der hochalpinen Forschungsstation
Jungfraujoch.
PV-Modul-Testfeld Mont-Soleil neu online
Mit der wachsenden Bedeutung des
Mont-Soleil als internationales Photovoltaik-Feldlabor,
unter anderem im Rahmen
der „Summer School Mont-Soleil“, nimmt
auch das Interesse an webbasierten Messungen
zu. Als Beispiel einer solchen Applikation
hat das Labor für Photovoltaiksysteme
der Berner Fachhochschule in Burgdorf
eine Beta-Version der Datenerfassung im
PVModul-Testfeld auf dem Mont-Soleil
entwickelt. (202370836)
LL
www.bkw.ch
EDF – Jinko Power consortium is
awarded the world‘s largest solar
project in Abu Dhabi
(edf) The bidder consortium, formed by
French EDF Group subsidiary, EDF Renewables
and Chinese Jinko Power Technology
Co., Ltd, both global leaders in renewable
energy, has been awarded the Al Dhafra
solar project in Abu Dhabi, United Arab
Emirates.
The future solar photovoltaic plant will be
located in the region of Al Dhafra, 35 kilometers
south of Abu Dhabi City. With a capacity
of 2 GW, it will be the largest single-project
solar plant in the world and will
generate the equivalent electricity to power
over 160,000 local households each
year.
The plant will be the first one on such
scale to deploy bifacial module technology,
meaning that both sides of the PV modules
capture light to yield higher generation.
A call for tenders was launched in June
2019 by Emirates Water and Electricity
Company (EWEC), a leading company in
the coordination of planning, purchasing
and providing of water and electricity
across the UAE. EDF Renewables – Jinko
Power submitted the most competitive bid
of 1.35 USD cent per kilowatt-hour on a
Levelized Electricity Cost basis.
The project is under a public-private partnership
(PPP) scheme. EDF Renewables
and Jinko Power will hold 20% each. The
60 % remaining share will be owned by
TAQA and Masdar, the two Abu Dhabi
based public-owned major players in the
electricity sector.
The partners have signed the 30-year
Power Purchase Agreement (PPA) this
week with EWEC. They are mobilized to
start the construction works by the end of
2020 in order to reach the commissioning
planned in 2022. The project will generate
over 4,000 jobs during the construction
phase.
Bruno Bensasson, EDF Group Senior Executive
Vice-President Renewable Energies
and Chief Executive Officer of EDF Renewables
declared: “We are very proud to be
awarded the largest solar project in the
world at Al Dhafra. This success reflects the
quality of our competitive bid submitted to
EWEC, in partnership with Jinko Power.
After the construction of the 1 GW solar
power plant in Dubai with our partners
DEWA and Masdar, and the implication in
the built of the Hatta hydroelectric power
plant, this new ambitious project represents
a major step forward in EDF group‘s
renewable energies development in the
UAE.
It also contributes to meet the EDF
Group‘s CAP 2030 strategy, which aims to
double its renewable installed energy capacity
from 2015 to 2030 worldwide to 50
GW nets”.
Mr. Charles Bai, President of Jinko Power
International Business added: “We are very
pleased being awarded Al Dhafra project,
the new world‘s single largest solar power
generation project, overtaking Noor Abu
Dhabi Project, the current world‘s largest
single solar power generation project that
is sponsored and co-invested by Jinko and
our partners. This new achievement with
our partner EDF represents Jinko Power
International‘s strong interest and commitment
to contribute to Abu Dhabi renewable
energy targets.
Auf dem Mont-Soleil werden auch die Information, die Besucherführungen und die
Fachausbildung gross geschrieben. © BKW (JPG)
10

VGB PowerTech 7 l 2020
Members´ News
The Al Dhafra project marks not only another
important milestone in utility scale
generation in Abu Dhabi, it will set a new
record in single plant generation capacity
and competitive tariff. Along with our other
business pipelines executed globally,
Jinko Power continues to deploy its commitment
of supplying renewable energy for
the great benefit of consumers, off-takers,
and the globe”. (202370843)
LL
www.edf.com
EDF: Hinkley Point C nuclear
power project achieves latest
major milestone on schedule
• Completion of second 49,000 tonne
reactor base helped by productivity
gains from replication strategy
• New Coronavirus safety measures have
enabled work to continue
• New pictures and video shows progress
on site as all project goals continue to be
met
• Hinkley Point C has beaten targets for
delivering benefits to South-West region
(edf) Workers building the Hinkley Point C
nuclear power station have completed the
49,000-tonne base for the station’s second
reactor on schedule – meeting a target date
set more than four years ago.
The power station in Somerset will produce
reliable low carbon electricity and –
alongside renewable power – will help Britain
move to a future without polluting fossil
fuels.
This major milestone in nuclear construction
was completed by teams who have had
to adapt to new Coronavirus working conditions.
Their achievement, known as “J-zero”,
comes less than a year after the completion
of the first reactor’s base in June 2019.
It is the second major goal in 2020 and the
successful completion of both follows the
achievement of all the project goals in 2019.
The date for achieving J-zero on Unit 2 was
set more than four years, before the final
investment decision was taken.
Completion of the second reactor base
also benefited from experience gained on
the first identical unit – which has
led to significant increases in productivity
through steps such as
increased use of prefabrication.
This will benefit the proposed follow-on
project at Sizewell C in
Suffolk.
Construction during the current Coronavirus
crisis was able to continue after the
project took a wide range of steps to ensure
the safety of workers and the community.
This included reducing numbers on site to
enable social distancing and concentrating
on the most critical areas of construction.
Many health measures remain in force to
prevent the spread of infection. Where social
distancing is not possible, workers
have been using extra protective equipment.
Work on the first reactor is also moving
ahead and new pictures show the rapid
progress made since its own “J-zero” 12
months ago.
The project has also been able to use its
resources to support the local community
and NHS during the crisis. Further information
on the measures taken at Hinkley
Pont C during the Coronavirus crisis can be
found here. New figures issued last week
also show that Hinkley Point C beat its ambition
to spend £1.5bn with regional businesses
five years ahead of target.
Hinkley Point C Managing Director Stuart
Crooks said: “I want to thank workers and
our union partners for their extraordinary
efforts to make safe working possible during
the pandemic. They have adapted to
major changes in everyday behaviours and
working practices which would have been
unimaginable a few months ago. The commitment
of our specialist suppliers across
the UK and in Europe has also been instrumental
in helping us safely achieve this major
milestone. And we must never forget
the duty of care we owe to our community,
whose on-going support is vital to the success
of our Project.
“Hinkley Point C has a strong culture of
learning and innovation which is leading to
improved productivity as we get ahead
building our second identical reactor. This
experience is a great basis for further identical
reactor s at Sizewell C in Suffolk.”
(202370845)
LL
www.edf.com
Jede ist zu ersetzen!
Redesign
PE01
S4
S2
enercity: Grünes Licht für
Fernwärme aus Klärschlamm in
Hannover
(enercity) enercity hat die Baugenehmigung
für neue Klärschlammverwertungsanlage.
erhalten Die Anlage erzeugt umweltfreundliche
Wärme für bis zu 15.000
Menschen. enercity-Chefin Zapreva spricht
von einem „Meilenstein auf dem Weg zu
mehr Klimaschutz“. Der Energiedienstleister
will bis 2030 mindestens die Hälfte der
Fernwärme erneuerbar liefern.
Dank neuer Klärschlammverwertungsanlage
speist enercity ab Ende 2022 noch
mehr Wärme aus erneuerbaren Energiequellen
ins Fernwärmenetz ein. Nun hat
enercity auch genehmigungsrechtlich
grünes Licht für die Errichtung der Anlage
in Hannovers Stadtteil Lahe erhalten. „Wir
können jetzt voll durchstarten und allein
mit diesem Projekt 15.000 Menschen in
Hannover mit klimafreundlicher Wärme
versorgen“, sagt enercity-Chefin Dr. Susanna
Zapreva. „Dass wir auch hannoverschen
Klärschlamm verwerten werden, freut uns
besonders: Unsere Anlage löst ein ökologisches
Problem und stärkt gleichzeitig die
regionale Kreislaufwirtschaft.“ Insgesamt
investiert enercity über 60 Millionen Euro
in das Vorhaben.
Genehmigung weiterer Meilenstein nach
Zuschlag für hannoverschen Klärschlamm
Die nun erteilte Baugenehmigung ist ein
weiterer wichtiger Meilenstein für das Projekt,
nachdem im Mai die Landeshauptstadt
Hannover enercity den Auftrag zur
Verwertung von jährlich 56.000 t entwässertem
Klärschlamm über die nächsten 25
Jahre erteilt hat. Insgesamt kann die Anlage
rund 130.000 t Klärschlamm pro Jahr
verarbeiten. „Auch für Klärschlamm von
weiteren Kommunen aus der Region Hannover
gibt es noch freie Kapazitäten“, betont
Zapreva. Klärschlamm darf künftig
nicht mehr als Dünger auf landwirtschaftliche
Flächen ausgebracht werden, um Böden
und Grundwasser zu schonen. Daher
müssen sich Städte und Kommunen um
eine umweltverträgliche Verwertung ihres
Klärschlamms kümmern.
plug and play
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Baugruppen ab Lager:
KE3 Leistungselektronik
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11

Members´ News VGB PowerTech 7 l 2020
Energieeffiziente Anlage soll 2022 den
Betrieb aufnehmen
Mit der Verbrennung nutzt enercity den
Klärschlamm aus behandeltem kommunalem
Abwasser ressourcenschonend als erneuerbaren
Energieträger. Bei der Konzeption
der Anlage legt enercity höchste Priorität
auf deren energetische Gesamteffizienz.
So erzeugt der Neubau nicht nur den
Strom, den er selbst benötigt, sondern
speist darüber hinaus rund 50 Millionen
Kilowattstunden Wärme in das städtische
Fernwärmenetz ein. Standort der Monoverbrennungsanlage
ist das Gelände der
Deponie des Zweckverbands Abfallwirtschaft
Region Hannover (aha) in Hannover-Lahe.
Mit dem Bau der technischen
Anlagenkomponenten hat enercity die Firma
sludge2energy GmbH beauftragt, ein
Joint Venture der Huber SE sowie der WTE
Wassertechnik GmbH. Die Bauarbeiten
werden im November 2020 beginnen. Die
Aufnahme des Betriebes ist im 4. Quartal
2022 geplant.
Bis 2030 will enercity mindestens die
Hälfte der Fernwärme in Hannover
erneuerbar gewinnen
enercity drückt beim Ausbau des Anteils
an erneuerbarer Fernwärme aufs Tempo:
Bis zum Jahr 2030 will der Energiedienstleister
mindestens die Hälfte der Fernwärme
in Hannover aus erneuerbarer Energie
gewinnen. Neben der Klärschlammverwertungsanlage
ist dafür der bereits realisierte
Anschluss der Abfallverwertungsanlage
der EEW Energy from Waste an das enercity-Fernwärmenetz
ein wichtiger Baustein.
Die Abfallverwertungsanlage steht in direkter
Nachbarschaft zur geplanten Klärschlammverwertungsanlage
und kann mit
ihrer Abwärme bereits bis zu 25 Prozent
des Fernwärmebedarfs in Hannover abdecken.
LL
www.enercity.de
eins: Holzheizkraftwerk von eins
hilft bei der Erreichung der
städtischen Klimaziele
(eins) eins gestaltet die Energiewende in
Chemnitz aktiv und wird bis spätestens
2029 komplett aus der Braunkohle aussteigen.
Um die Energieversorgung der Menschen
in Chemnitz aber auch darüber hinaus
sicher zu stellen, wurde ein umfangreiches
Wärmeversorgungskonzept erarbeitet,
das sich aktuell in der Umsetzung befindet.
Dieses beinhaltet neben der
Installation von Gasmotorenheizkraftwerken
auch die Errichtung eines hochmodernen
Holzheizkraftwerkes (HHKW) im Gewerbegebiet
Mauersbergerstraße in Siegmar.
Damit wird zukünftig eine zuverlässige
und preisstabile Versorgung der westlichen
Stadtteile mit Fernwärme gesichert.
Bei der Detailplanung für die Errichtung
des Holzheizkraftwerkes setzt eins auf Expertise
erfahrener Ingenieure und modernes
Knowhow aus verschiedensten Bereichen.
Wissen von Akteuren aus Verwaltung
und Wissenschaft bildet eine fundierte
Grundlage zur erfolgreichen, nachhaltigen
und wirtschaftlich sinnvollen Gestaltung
der Energiewende in Chemnitz.
In einem fachlichen Austausch mit Wissenschaftlern
der TU Dresden, des Deutschen
Biomasseforschungszentrums sowie des
Umweltamtes der Stadt Chemnitz wurde
das Vorhaben zuletzt umfassend erörtert.
Neben der Einbeziehung von Experten
wird eins im Herbst 2020 sein Vorhaben
den interessierten Bürgern und Gewerbetreibenden
vorstellen und mit ihnen in die
Diskussion gehen. Nach der Sommerpause
und der Chemnitzer Oberbürgermeisterwahl
werden wir rechtzeitig dazu einladen.
Für Carina Kühnel, Umweltexpertin und
Abteilungsleiterin beim Umweltamt der
Stadt Chemnitz ist das geplante Holzheizkraftwerk
ein Meilenstein für die Chemnitzer.
Durch den Bau des HHKW erhöhe sich
der Anteil regenerativer Energie an der
Fernwärme in ganz Chemnitz von derzeit
sechs auf über zehn Prozent.
„Der Bau des Holzheizkraftwerkes stellt
einen wichtigen Baustein zu Erreichung der
Klimaschutzziele dar“, betont sie. Der
Standort wurde vorsorglich so gewählt,
dass keine Lärmbelastung für Wohn- und
andere schutzwürdige Gebiete zu erwarten
ist. Für die Luftreinhaltung werden im Projekt
leistungsfähige Filteranlagen vorgesehen,
zudem kommt nur schadstofffreie Biomasse
zum Einsatz, kein Altholz, so Carina
Kühnel weiter. Dies prüft die Landesdirektion
Sachsen detailliert im immissionsschutzrechtlichen
Genehmigungsverfahren.
Auch die Sorge vor erhöhter Verkehrsbelastung
kann sie nehmen: „Da gegenwärtig
pro Tag auf der Neefestraße rund 65.000
KfZ und auf der BAB 72 rund 75.000 KfZ
unterwegs sind, ergibt sich durch die mit
dem HHKW einhergehenden zusätzlichen
10 bis 12 LKW pro Kalendertag weder eine
relevante Zusatzbelastung für Lärm noch
für Luftschadstoffe“, erläutert Carina
Kühnel. Außerdem betont die Umweltexpertin:
„Der geplante Standort des Holz-
HKW beeinträchtigt auch nicht die stadtklimatischen
Funktionen, da weder Kaltluftentstehungsgebiete
versiegelt noch Luftleitbahnen
abgeriegelt werden. Die nach
der modernen Rauchgasreinigung verbleibenden
Abgase der Anlage werden mittels
des 48 m hohen Schornsteins in die freie
Luftströmung über der Stadt abgeleitet.“
Auch Wissenschaftlern wurde das Konzept
von eins detailliert vorgestellt und mit
ihnen diskutiert. Neben der Empfehlung
alle Daten in einer anerkannten Fachzeitschrift
zur Diskussion zu veröffentlichen,
kamen die Experten jeweils für Ihr Fachgebiet
zu folgenden Einschätzungen:
Prof. Michael Beckmann, Professur für
Energieverfahrenstechnik, TU Dresden:
„Die Nutzung von Energiequellen ist eine
wesentliche Grundlage unserer Gesellschaft
und sie ist, gleich welcher Art – ob
Wind, Sonne oder Biomasse – mit Wechselwirkungen
mit der Umwelt verbunden.
Holzartige Biomasse stellt die regenerative
Energiequelle dar, welche über den Tagesund
Jahresverlauf gesehen gänzlich unabhängig
von Wetterfluktuationen bereitgestellt
werden kann. Ihr kommt dadurch für
ein zukünftiges Energiesystem, welches
möglichst ohne fossile Energieträger auskommen
soll, eine Sonderstellung zu. Biomasse
besitzt gegenüber fluktuierenden
regenerativen Energieträgern den Vorteil
der Regelbarkeit und der planbaren Verfügbarkeit.
Zweifelsfrei entstehen bei der
energetischen Nutzung von Biomasse
Emissionen – diese führen i.d. R. bei modernen
Anlagen die dem Stand der Technik
entsprechen zu vernachlässigbaren Zusatzbelastungen
bei Immissionen. Dafür
sorgen u. a. die Festlegung von Grenzwerten
und deren behördliche Überwachung.“
Dr. Volker Lenz, Deutsches Biomasse Forschungszentrum,
Bereichsleiter Thermochemische
Konversion (Verbrennung, Abgasreinigung):
„Biomasseheizkraftwerke sind eine mögliche
Option bestehende Wärmenetze vergleichsweise
schnell klimaneutral umzugestalten.
In Verbindung mit den geplanten
Blockheizkraftwerken, die zukünftig mit
erneuerbaren Gasen betrieben werden
können, trägt das Holzheizkraftwerk zu einer
sicheren Wärmeversorgung bei. Die
moderne Abgasreinigung kann Feinstaubemissionen
im Schnitt von unter 1 mg/m³
garantieren und liegt damit weit unter den
gesetzlichen Grenzwerten. Langfristig
kann die Anlage sogar eine Chance bieten
CO 2 nicht mehr in die Atmosphäre zu entlassen,
sondern Teile des industriellen
CO 2 -Bedarfs auf eine erneuerbare Quelle
umzustellen.“
Hintergrund
eins ist der führende kommunale Energiedienstleister
in Chemnitz und der Region
Südsachsen. Das Unternehmen mit Sitz
in Chemnitz versorgt rund 400.000 Haushalts-
und Gewerbekunden mit Erdgas,
Strom, Internet, Wärme und Kälte sowie
Wasser und energienahen Dienstleistungen.
eins liegt mehrheitlich in kommunaler
Hand. Mit insgesamt 51 Prozent sind zu
zwei gleichen Anteilen die Stadt Chemnitz
und der Zweckverband „Gasversorgung in
Südsachsen“, ein Zusammenschluss von
117 Städten und Gemeinden, beteiligt.
Weitere Gesellschafter sind die Thüga AG
(40%) und die enviaM AG (9%). Mit einem
Jahresumsatz von mehr als einer Milliarde
Euro (Geschäftsjahr 2018) gehört eins zu
den größten Unternehmen der Region.
Rund 1.100 Mitarbeiterinnen und Mitar-
12

VGB PowerTech 7 l 2020
Members´ News
Steam and water
analysing systems – SWAS
75
years
Quality
Reliability
Safety
High-pressure components
for highest operating
conditions
• High-pressure sample coolers
- for liquid samples and steam
- Design according to VGB/PED,
EN 13445 /13480, ASME
• High-pressure valves
• Mechanical temperature
protection valve - AutoSafe
Analysers – Digox
• Complete analysis programme
for all chemical measurement
categories in the water-steam cycle
- Dissolved Oxygen
- Silica
- Sodium
- Hydrazine
- DAC - Degassed Acid Conductivity
- Conductivity and pH-value
- Hydrogen
Sampling and
Analysing Systems
Manufactured according to
national and international
standards and regulations
• AD 2000 HPO / EN 3834-2
• KTA 1401
• EN 9712 levels 1-3
• RCC-M / E
• PED 2014 / 68 / EU
• ASTM D 1066
13

Members´ News VGB PowerTech 7 l 2020
Ankündigung
VGB-Fachtagung
„Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb 2021“
17. und 18. März 2021 | Dorint Hotel, Potsdam
Die VGB-Fachtagung „Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb 2021“ findet
am 17./18. März 2021 im Dorint Hotel in Potsdam statt.
Die sich im Kontext mit der Energiewende in kurzen Zeiträumen verändernden
Anforderungen im Strom- und Wärmemarkt sowie im öffentlichen Gastransportnetz
erfordern für den wirtschaftlichen, sicheren und umweltverträglichen
Betrieb von Gasturbinenanlagen eine rechtzeitige Anpassung operativer und
anlagentechnischer Konzepte.
Im Zweijahresrhythmus werden mit Gasturbinen befasste Fachleute der Betreiber,
Hersteller, Planer, Verbände, Versicherer, F&E-Zentren, Behörden und
in korrespondierenden Geschäftsbereichen vom VGB PowerTech e.V. dazu
eingeladen, durch Vorträge und umfassende Diskussion aktueller Fragen zur
Gasturbine und dem Gasturbinenbetrieb den Erfahrungs-, Erkenntnis- und
Gedankenaustausch zu intensivieren.
In einem breit gefächerten Themenportfolio werden wir uns aktuellen Fragen
aus dem Betrieb von Altanalgen, Bestandsanlagen und Neuanlagen sowie der
Planung neuer Gasturbinenanlagen und innovativen R&D-Projekten der gasturbinenbasierten
Energietechnik zuwenden.
Für das vorgesehene Vortragsportfolio bitten wir Sie, uns freundlicherweise zu
folgenden Themen Ihre Präsentationsvorschläge mit kurzgefasstem Abstract
zeitnah zu unterbreiten:
ı Energie- und Umweltpolitische Rahmenbedingungen für Gasturbinenanlagen,
u. a.
ELV-Anforderungen aus der Novelle der 13.BImSchV; KWK Gesetz; Anforderungen
aus dem Netzausbau; Gasturbinenbasierte Speicherkonzepte
ı Maßnahmen zur Flexibilitätssteigerung und deren Konsequenzen, u. a.
Absenkung der Mindestlast unter Einhaltung von Emissionsgrenzwerten;
Erhöhung der Lastgradienten; Brennstoff-Flexibilität, Einsatz von Wasserstoff,
Syngas, DME aus „Power to Gas“; Vermarktung von Alt- und Bestandsanlagen;
Einfluss vermehrter instationärer Beanspruchung der Gasturbine
auf Lebensdauer und Schadenhäufigkeit
ı Instandhaltung und Modernisierung, u. a.
Entstehung und Umgang mit Cr VI-Belägen auf Gasturbinenkomponenten;
Konzepte für flexiblere und längere Inspektions-/Revisionsintervalle, EOH-
Algorithmen; LTE- und Upgrade-Konzepte
ı Innovative Technologien und neue Produkte, u. a.
Kühltechniken und Werkstoffe für den Heißgaspfad; Brenner- und Brennkammerkonzepte
für die Emissionsminderung und H2-Mitverbrennung; Projekt-
und Betriebserfahrungen mit Gasturbinenanlagen; Additive Manufacturing
(3D-Druck) und Selective Laser Melting für Neufertigung und Refurbishment;
Konzepte der Digitalisierung für Betrieb und Instandhaltung von
Gasturbinen-Anlagen
Reichen Sie Vorschläge von Themen und Vortragenden per Onlineformular ein
unter:
https://www.vgb.org/gasturbinen_gasturbinenbetrieb_21_cfp.html
Einsendeschluss ist der 25. September 2020!
Um unseren hohen qualitativen Ansprüchen gerecht zu werden, bitten wir Sie
Verständnis dafür zu haben, dass Präsentationen mit verdecktem Marketing
und betonter Produktpräsentation keine Berücksichtigung finden können.
Die begleitende Fachausstellung bietet die Möglichkeit zu Standgesprächen
mit den anwesenden Spezialisten.
Ihre Ansprechpartnerin
Diana Ringhoff (Fachtagung)
E-Mail
vgb-gasturb@vgb.org
Telefon
+49 201 8128-232
Konferenzsprachen
Deutsch und Englisch
Simultanübersetzung ist vorgesehen
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Deutschland
Wir bitten ebenfalls um Mitteilung,
falls Sie an einer Teilnahme als Aussteller interessiert sind:
Ihr Ansprechpartner: Angela Langen
E-Mail:
angela.langen@vgb.org
Telefon:
14
+49 201 8128-310
VGB PowerTech Service GmbH
Deilbachtal 173
45257 Essen
Deutschland

VGB PowerTech 7 l 2020
Members´ News
beiter arbeiten in der eins-Gruppe. Rund
80 Prozent der Wertschöpfung fließen in
die von eins versorgten Kommunen zurück.
eins hat seit dem Jahr 1990 in Südsachsen
mehr als 2,7 Milliarden Euro in die
Infrastruktur und die Versorgungssicherheit
investiert und sichert diese jährlich
mit etwa 70 bis 90 Millionen Euro. Der
Energiedienstleister engagiert sich für Jugend,
Sport, Kultur und soziale Projekte im
angestammten Versorgungsgebiet. eins ist
Top-Arbeitgeber 2019 in Sachsen. „Focus“
und „Kununu“ zeichnen jedes Jahr die besten
Arbeitgeber Deutschlands aus. Weitere
Informationen unter www.eins.de
(202370855)
LL
www.eins.de
Studie von Aurora Energy
Research und EnBW identifiziert
unterstützendes Maßnahmenpaket
für ein nachhaltiges
Wirtschaftswachstum
• Konjunkturprogramm der
Bundesregierung durch weitere
ergänzende Maßnahmen langfristig
noch wirksamer machen und den
Bedarf an staatlichen Subventionen
senken
• Lösungsansätze der Energie- und
Mobilitätswende können mit
Schnittstellenthemen wie
Sektorkopplung, Digitalisierung und
Cyber-Security verknüpft werden
• CO 2 -neutraler Energiesektor und
Digitalisierung sind Basis für die
Umstellung auf eine nachhaltige,
dekarbonisierte Wirtschafts- und
Lebensweise
• Administrative Reformen und
verbesserte Rahmenbedingungen für
private Investitionen sind zentrale
Hebel für effizienten Ressourceneinsatz
• Verschiedene Programme auf EU-,
Bundes- und Landesebene
zusammendenken, koordiniert
umsetzen und EU-Ratspräsidentschaft
Deutschlands als Chance nutzen
(enbw) Die von der Bundesregierung zur
Stützung der Konjunktur in der aktuellen
Corona-Krise geplanten Maßnahmen sind
aus Sicht von Aurora Energy Research und
EnBW ein wichtiger Schritt in die richtige
Richtung. Das Energiemarkt-analyseinstitut
und das Energieunternehmen sehen
zusätzlich die Chance, das beschlossene
Konjunkturprogramm mit weiteren, langfristig
orientierten Maßnahmen sinnvoll zu
ergänzen, damit sich die deutsche Wirtschaft
nachhaltig und auf breiter Front von
der Corona-Krise erholen und die Rezession
verkürzt werden kann. Ihre heute veröffentlichte
Studie verstehen Aurora und
EnBW daher als Handlungsempfehlung für
ein kraftvoll nachhaltiges Struktur- und
Konjunkturprogramm, das weitere notwendige
Maßnahmen zur Überwindung
der Corona-Krise mit Weichenstellungen
für ein zukunftsweisendes, nachhaltiges
und wettbewerbsfähiges Wirtschaften in
Deutschland verbindet.
Die Studie konzentriert sich auf Lösungen,
die Wirtschaftswachstum ermöglichen,
Arbeitsplätze schaffen, innovative
Wirtschaftszweige und den Infrastrukturausbau
voranbringen sowie CO 2 -Emissionen
reduzieren. Insgesamt umfasst der
Vorschlag 28 konkrete Maßnahmen in
neun Themenfeldern – etwa für den Energiesektor,
um den ins Stocken geratenen
Ausbau der erneuerbaren Energien wirksam
zu beschleunigen. Auch Transport
und Verkehr, der Aufbau einer Wasserstoffindustrie,
der Gebäudesektor oder die Dekarbonisierung
der Industrie werden betrachtet.
Ein besonderes Augenmerk legen
die Studienautoren neben Nachhaltigkeitsaspekten
auf Möglichkeiten der Digitalisierung
sowie auf Breitbandausbau und
Cybersicherheit – diese Technologien sind
für ein zukunftsweisendes und klimafreundliches
Wirtschaften ebenso grundlegend
wie die CO 2 -neutrale Energieerzeugung.
Insgesamt sind die Maßnahmen aus
Sicht von Aurora und EnBW geeignet, die
langfristige Wirksamkeit des Konjunkturpakets
der Bundesregierung zu steigern
und den Bedarf an staatlichen Subventionen
zu senken.
Die Studienautoren erkennen in der jetzigen
Situation die einmalige Gelegenheit,
eine wichtige Weichenstellung in Richtung
zukunftsweisender Technologien, Geschäftsfelder
und Wirtschaftsmodelle anzustoßen.
So hat die Corona-Krise akuter
denn je die Relevanz eines flächendeckenden
Breitbandausbaus aufgezeigt. Zudem
ist die stärkere Nutzung digitaler Infrastruktur
ohne entsprechende Cyber-Sicherheitskonzepte
nicht denkbar. Auch
Andreas Löschel, Professor für Energieund
Ressourcenökonomie an der Universität
Münster und Mitglied im Beirat von
Aurora Energy Research, fordert. „Wenn
wir uns jetzt an einer langfristigen Vision
orientieren, können wir eine nachhaltige
Wirtschaftspolitik mit einer ernsthaften
Klimapolitik kombinieren und so eine doppelte
Dividende einfahren: Wirtschaftswachstum
bei gleichzeitigem Klima- und
Ressourcenschutz.“
Positive politische Rahmenbedingungen
als Voraussetzung für Dekarbonisierung
Die Basis für alle folgenden Vorschläge
der Studie ist der weitere Ausbau erneuerbarer
Energien – denn ohne CO 2 -freien
Strom können weder E-Mobilität und Wasserstoffwirtschaft
klimafreundlich sein,
noch die Industrie und der Gebäudesektor
dekarbonisiert werden. Allerdings ist der
Zubau an Windenergie- und Solaranlagen
in den vergangenen Jahren drastisch zurückgegangen.
Berechnungen von Aurora
zeigen, dass das Ziel der Bundesregierung
von 65 Prozent erneuerbaren Energien bis
2030 um rund 14 Prozentpunkte verfehlt
würde, wenn nicht rasch gegengesteuert
wird. Die Studienautoren schlagen daher
für den Energiesektor Maßnahmen vor, die
in erster Linie die Flächenverfügbarkeit sicherstellen
und Genehmigungsverfahren
vereinfachen und beschleunigen sollen.
Hinzu kommt, dass die Politik klare Vorgaben
in Bezug auf die Zubau-Volumina machen
und diese auch langfristig festlegen
müsse, um Planungssicherheit für die
Branche zu schaffen. Im Sinne der Ganzheitlichkeit
sollte das Vorgehen zudem in
ein EU-weites Gesamtkonzept eingebunden
werden: „CO 2 -Emissionen halten sich
nicht an geographische Grenzen“, sagt Studienautor
Peter Baum von Aurora Energy
Research. „Wenn die EU-Staaten bei der
Energiewende eng zusammenarbeiten, lassen
sich Synergien nutzen, Ineffizienzen
vermeiden, Kosten senken und so das Vorhaben
beschleunigen.“
Mehr Intelligenz im Energiesystem bringt
mehr Sicherheit und mehr Effizienz
Neben dem Stromsektor betrachtet die
Studie auch Themenfelder wie Transport
und Verkehr, den Aufbau einer Wasserstoffindustrie,
die Dekarbonisierung der Industrie
oder den Gebäudesektor – immer
mit Blick auf die engen Wechselwirkungen
zwischen den vorgeschlagenen Maßnahmen:
So ist es für die Umstellung auf E-Mobilität
nicht nur nötig, die Ladeinfrastruktur
aufzubauen, wie es das Eckpunktepapier
der Bundesregierung vorsieht. Vielmehr
braucht es auch Anreize für eine intelligente
Netzinfrastruktur, die es erlaubt,
die Ladevorgänge in ein erneuerbares
Stromsystem netzdienlich einzubinden.
Auch im Gebäudesektor müssen smarte Lösungen
her, etwa, um Stromspitzen zu vermeiden,
wenn zukünftig vermehrt elektrische
Wärmepumpen zum Einsatz kommen.
„Wir brauchen insgesamt mehr Intelligenz
in der Energieversorgung, um Verbrauch
und Erzeugung möglichst optimal aufeinander
abzustimmen“, sagt Baum.
Da neben der Energiesteuerung auch
weitere Punkte des Maßnahmenpakets auf
smarte Lösungen angewiesen sind, legen
die Autoren der Studie einen weiteren
Schwerpunkt auf Digitalisierung, Breitbandausbau
und Cybersicherheit. „Digitale
Technologien sind für ein zukunftsweisendes,
klimafreundliches und wettbewerbsfähiges
Wirtschaften ähnlich grundlegend
wie die CO 2 -neutrale Energieerzeugung“,
so Baum. „Dazu gehören schnelle und
transparente Online-Genehmigungsverfahren,
intelligente Technologien zum
netzdienlichen Laden von E-Autos, die
Telemedizin oder auch digitale Lern- und
Arbeitsformen, die gerade durch Corona
massiv an Bedeutung gewonnen haben.
Gleichzeitig werden auch die Datensicherheit
und der Schutz vor Cyberattacken immer
wichtiger, denn ohne sie gibt es kein
Vertrauen in die Technik.“
15

Members´ News VGB PowerTech 7 l 2020
Kaum zusätzliche Staatsgelder nötig
Die Studienautoren betonen ausdrücklich,
dass ihre Vorschläge vor dem Hintergrund
des Konjunkturpakets der Bundesregierung
nur geringe zusätzliche Staatsmittel
benötigen: Bis 2022 belaufen sich die
dafür notwendigen staatlichen Investitionen
auf gerade einmal 4 Milliarden Euro,
die zudem in vielen Fällen mit Mitteln des
beschlossenen Konjunkturpaketes abgedeckt
werden können. Dazu kommen
knapp 20 Milliarden Euro Mindereinnahmen
durch die Reform der Stromsteuer, um
die Haushalte in Deutschland zu entlasten.
Das Hauptziel des Maßnahmenkatalogs
ist vielmehr, privates Kapital für zusätzliche
Investitionen zu mobilisieren sowie
administrative und bürokratische Prozesse
zu reformieren. Besonders letzteres ist
wichtig, betont Wirtschaftswissenschaftler
Löschel: „Investitionen, egal ob private
oder staatliche, die gegen strukturelle Rahmenbedingungen
anlaufen, sind ineffizient
und entfalten höchstens kurzfristig
Wirkung. Für die Umstellung auf eine dekarbonisierte
Wirtschafts- und Lebensweise
reichen solche Strohfeuer nicht. Dafür
braucht es eine langfristige Vision und einen
passenden Rahmen.“ (202370901)
LL
www.enbw.com
EnBW erhält Genehmigung zum
Bau der Gasturbine in Marbach
am Neckar
(enbw) Marbach am Neckar. Das Regierungspräsidium
Stuttgart hat der EnBW
die Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz
für den Bau und Betrieb
einer Gasturbine als Netzstabilitätsanlage
am Kraftwerksstandort Marbach
am Neckar erteilt. Damit ist ein wichtiger
Meilenstein im Projekt erreicht und dies
sogar einen Monat früher als ursprünglich
geplant.
EnBW-Projektleiter Bastian Bluthardt
zeigt sich erfreut, dass nun die Bauarbeiten
vor Ort beginnen können: „Insgesamt hat
das Genehmigungsverfahren knapp elf
Monate gedauert. Bemerkenswert war,
dass es nach der öffentlichen Auslegung
der Genehmigungsunterlagen keine Einwendung
aus der Bevölkerung gab. Wir
werten dies als Zeichen einer großen Akzeptanz
des Projekts und starken Verbundenheit
mit uns als Unternehmen und haben
uns darüber besonders gefreut.“ Er
vermutet, dass dieser Erfolg auch auf die
offene und transparente Kommunikation
mit Behörden und Bevölkerung im Vorfeld
zurückzuführen sei. Er bedankt sich explizit
für die gute und konstruktive Zusammenarbeit
mit der Stadt Marbach am Neckar
und den Beteiligten beim Regierungspräsidium
Stuttgart. Weiter sagt er: „Konkret
bedeutet die Genehmigungserteilung
für uns, dass wir nun mit dem Bau des
Projekts beginnen können.“
Kraftwerkstandort Marbach am Neckar mit neuer Gasturbinenanlage
(Fotomontage, Quelle: EnBW)
Nach Beschluss der Bundesnetzagentur
sollen ergänzend zum jetzigen Kraftwerksbestand
neue hochflexible Erzeugungsanlagen
in Süddeutschland errichtet werden.
Diese sogenannten Netzstabilitätsanlagen
dienen der kurzfristigen Entlastung der
Stromnetze, wenn nach vorherigem Ausfall
anderer Anlagen die Netzstabilität gefährdet
wäre. Im Sommer des vergangenen
Jahres hatte die EnBW vom Übertragungsnetzbetreiber
TransnetBW den Zuschlag
für Bau und Betrieb eines dieser wichtigen
Kraftwerke erhalten. Auf dem Gelände des
Kraftwerks Marbach wird dazu eine Gasturbinenanlage
errichtet, die mit leichtem
Heizöl betrieben werden wird. Die Betriebsaufnahme
ist für Herbst 2022 geplant.
(202370857)
LL
www.enbw.com
EnBW legt Berufung gegen
Gerichtsurteil zum Windpark
Oppenau ein
(enbw). Das Verwaltungsgericht Freiburg
hat entschieden, dass die vom Regierungspräsidium
Freiburg für den geplanten
Windpark Oppenau/Lautenbach erteilte
Befreiung von zwei Landschaftsschutzgebietsverordnungen
aufgehoben wird. Die
EnBW hatte vier Windkraftanlagen auf
dem Kutschenkopf und dem Eselskopf geplant.
Die Standorte von zwei Anlagen liegen
im Landschaftsschutzgebiet „Lierbachtal
und Kniebisstraße“ beziehungsweise
im Landschaftsschutzgebiet „Oberes
Achertal“. Eine dritte Anlage hätte mit ihrem
Rotordurchmesser in ein Landschaftsschutzgebiet
hineingeragt.
Die EnBW hat nun Berufung gegen das
Urteil des Verwaltungsgerichts Freiburg
eingelegt. Aus Sicht des Energieunternehmens
hat sich das Gericht nicht mit den
inhaltlichen Beweggründen für die Befreiung
von Landschaftsschutzgebietsverordnungen
auseinandergesetzt, insbesondere
nicht mit der Abwägung zwischen dem
Schutz des Landschaftsschutzgebiets und
dem öffentlichen Interesse am Ausbau der
Erneuerbaren Energien. Diese Thematik
regelt ein Leitfaden des Ministeriums für
Ländlichen Raum und Verbraucherschutz,
an dem sich das Regierungspräsidium Freiburg
orientiert hatte. „Es wäre wichtig gewesen,
dass sich das Gericht mit dem Leitfaden
und der konkreten Abwägungsentscheidung
beschäftigt hätte. Dieses Vorgehen
hätte auch für andere Windkraftanlagen
in Baden-Württemberg Rechtssicherheit
gebracht, diese suchen wir jetzt im
Berufungsverfahren“, sagt Michael Soukup,
bei der EnBW für Windkraftprojekte
in Baden-Württemberg verantwortlich.
(202370902)
LL
www.enbw.com
EnBW: Maschinenrevision im
Wasserkraftwerk Hirschhorn
(enbw) Die EnBW führt in ihrem Wasserkraftwerk
Hirschhorn Revisionsarbeiten
durch. 2017 wurde bereits eine der beiden
Turbinen mitsamt des Getriebes und Generators
komplett überholt. Zwischenzeitlich
ist auch die zweite Maschine des Wasserkraftwerks
runderneuert worden. Sukzessive
werden nun die über drei Meter breiten
und bis zu 15 Tonnen schweren Turbinenteile
in den kommenden Wochen auf
Schwerlastfahrzeugen aus den jeweiligen
Hersteller-Werken zurück an den Standort
Hirschhorn gebracht. Transporte sind ab
Mitte August 2020 geplant. Voraussichtlich
Anfang 2021 wird die Turbine wieder vollständig
eingebaut und betriebsbereit sein.
Das Wasserkraftwerk Hirschhorn wird
von der Neckar AG, einem 82-prozentigen
Tochterunternehmen der EnBW, betrieben
und unterhalten. Die Anlage stammt aus
den 1930er Jahren und verfügt über zwei
Maschinen. Eine Erneuerung der Maschinensätze
in der Wasserkraftanlage wurde
in den 1990er Jahren durchgeführt. Mit
einer installierten Leistung von fünf Megawatt
liefert die Anlage Strom aus erneuerbarer
Energie für rund 7.000 Haushalte
jährlich. (202370859)
LL
www.enbw.com
16

VGB PowerTech 7 l 2020
Members´ News
EnBW: Solarpark
Weesow-Willmersdorf wächst
• Die ersten 18.000 Solarmodule von insgesamt
rund 465.000 sind zur Montage eingetroffen
(enbw) Im brandenburgischen Werneuchen knapp
26 Kilometer nordöstlich von Berlin baut die EnBW
mit 187 Megawatt installierter Leistung den größten
förderfreien Solarpark in Deutschland. Bis Ende
des Jahres soll die XXL-Anlage in Betrieb gehen. Die
ersten 18.000 Solarmodule der Firma Trina Solar
sind auf der 164 Hektar großen Baufläche des Solarparks
„Weesow-Willmersdorf“ eingetroffen.
Die EnBW hatte den Bau Mitte März offiziell gestartet.
Diese Woche wurde der erste „Tisch“, mit
156 Solarmodulen bestückt. Dieser sogenannte
„Mustertisch“ hat die Qualitätsprüfung der EnBW
bestanden. Nach seinem Vorbild wird nun die weitere
Montage der rund 12.000 „Tische“ erfolgen. Über
25.000 Pfosten für die Unterkonstruktion sind dazu
bisher in den Boden gerammt. Das entspricht etwa
einem Viertel der Fläche. Die weiteren Montagearbeiten
für die Unterkonstruktion und das Auflegen
der Solarmodule erfolgen schrittweise.
Nahezu fertig sind die Kabeltrassen für die Netzanbindung
des Solarparks – rund sieben Kilometer bis
zu dem südwestlich geplanten Umspannwerk bei
Blumberg und knapp vier Kilometer zum westlichen
Umspannwerk bei Börnicke. Beim Umspannwerk in
Börnicke sind die Fundamente gesetzt und der Mastumbau
in Arbeit. Beim Umspannwerk in Blumberg
steht bereits das Betriebsgebäude, in dem später die
Schaltanlagen untergebracht sind.
Innerhalb des Solarparks hat die EnBW bisher
etwa 120 Kilometer Kabel verlegt – und damit rund
die Hälfte der internen Parkverkabelung im Boden
erledigt. Über ein 6,6 Kilometer langes Wegenetz
innerhalb der Baufläche können die Materialen an
ihren Bestimmungsort transportiert werden.
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.
Zeitweise bis zu 150 Arbeiter gleichzeitig vor Ort
Mehr als 40 Firmen sind im Auftrag der EnBW
rund um den Bau des Solarparks beschäftigt. Bis zu
150 Arbeiter können während der Bauphase zeitweise
gleichzeitig für die Baustelle tätig sein. Durch
die zeitlich gestaffelten Arbeitsschritte verteilen
sich die Mitarbeiter über das 164 Hektar große Baufeld.
Dabei werden strenge Auflagen mit Blick auf
die aktuelle Corona-Situation eingehalten. „Die Logistik
auf der Großbaustelle zu koordinieren ist für
sich schon herausfordernd. Aber auch die Beschaffung
ist in Corona-Zeiten sehr speziell und hat uns
immer wieder vor Herausforderungen gestellt, die
wir bisher erfolgreich lösen konnten“, erklärt der
EnBW-Projektleiter Stefan Lederer. So mussten die
zeitweise geschlossenen Grenzen entsprechend im
Bauverlauf berücksichtigt werden: Beispielsweise
kommen Schrauben aus der Türkei, Kabel teilweise
aus Kroatien, aber auch Mitarbeiter der Baustelle
sind extra dafür aus dem Ausland angereist.
Auch auf eine regionale Wertschöpfung legt die
EnBW Wert. „Angefangen von der Bauleitung vor
Ort über Verkehrssicherung, landschaftspflegerische
und handwerkliche Leistungen bis hin zur Entsorgung
gibt es bei diesem Großprojekt auch jede
Menge Aufgaben, die durch regionale Unternehmen
ausgeführt werden können“, führt Lederer aus.
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Informationen
Barbara Bochynski
E-Mail
vgb.brennstoffe@vgb.org
Telefon
+49 201 8128-205
www.vgb.org
17
Neuer Termin!

Members´ News VGB PowerTech 7 l 2020
Projektleiter Stefan Lederer (li.) und Thorsten Jörß, Leiter Projektentwicklung Photovoltaik bei EnBW
und Geschäftsführer Solarpark Weesow-Willmersdorf, stehen beim geprüften Mustertisch.
(Bildrechte EnBW/Fotograf Paul Langrock)
Die EnBW rechnet mit der Einspeisung
der ersten Kilowattstunde im Spätsommer
und zum Jahresende mit der vollständigen
Inbetriebnahme. Mit dem aus dem Solarpark
erzeugtem Strom, etwa 180 Millionen
Kilowattstunden, können rein rechnerisch
rund 50.000 Haushalte umweltfreundlich
versorgt werden. Und das für die nächsten
40 Jahre. So lange plant die EnBW die Betriebsdauer
des Photovoltaik-Kraftwerks.
In der Betriebsphase werden mehrere Mitarbeiter
ständig vor Ort sein und sich um
die Wartung- und Instandhaltung kümmern.
Darüber hinaus wird der Solarpark
mit der Leitwarte der EnBW in Barhöft verbunden,
die den Park rund um die Uhr
technisch überwacht.
Zum Projekt gehören neben den rein
technischen Anlagen auch zahlreiche Ausgleichs-
und Ersatzmaßnahmen für den
Natur- und Artenschutz. So wird die gesamte
Fläche auf und um den Solarpark zu
einem artenreichen Grünland entwickelt.
Zusätzlich zur Extensivierung der Flächen
werden Sträucher und Bäume gepflanzt,
wie auch Hecken und Trittsteinbiotope angelegt,
die eine natürliche Ergänzung zu
dem angrenzenden Lebensraum bilden.
Viele Optionen für Vermarktung
Insgesamt werden rund 465.000 Solarmodule
verbaut. Durch den damit erzeugten
Strom können jährlich etwa
129.000 Tonnen CO 2 vermieden werden.
„Photovoltaik-Großprojekte wie dieses
braucht es, um die Energiewende weiter
voran zu bringen. Der Solarpark Weesow-Willmersdorf
ist ein Meilenstein hierzu“,
betont Thorsten Jörß, Leiter Projektentwicklung
Photovoltaik der EnBW und
Geschäftsführer des Solarparks Weesow-Willmersdorf.
„Wir sind fest davon
überzeugt, dass Solarenergie wettbewerbsfähig
ist“, stellt Jörß klar.
Die EnBW realisiert das Projekt ohne Förderung
und plant den daraus erzeugten
Strom selbst zu vermarkten. „Für die Vermarktung
sehen wir grundsätzlich verschiedene
Optionen“, erklärt Jörß. Das
könne über die Belieferung von Vertriebskunden
oder über die Börse oder auch beispielsweise
über einen oder mehrere Langfristverträge
(PPA) erfolgen. „Wir haben
hier keinen Zeitdruck und können die für
uns jeweils attraktivste Option für das Projekt
wählen“, erklärt Jörß weiter.
(202370904)
LL
www.enbw.com
EnBW: Neue Wanderhilfen
für die Fische in der Enz
• EnBW errichtet Fischschutzanlagen am
Wasserkraftwerk Enzberg I in
Mühlacker
(enbw) Am Wehr des Wasserkraftwerks
Mühlacker-Enzberg starteten die Bauarbeiten
für ein neues Fischschutzsystem und
einen Fischpass. Hintergrund der Maßnahmen
ist die Neukonzession des Wasserkraftwerks
Enzberg I und die damit verbundene
Umsetzung der Vorgaben der
EU-Wasserrahmenrichtlinie.
Die neuen Anlagen sollen die stromaufwärts
und stromabwärts gerichtete Wanderung
der Fische unter Umgehung der
Kraftwerks- und Rechenanlagen ermöglichen.
So entsteht auf der rechten Uferseite
des Streichwehrs in Enzberg eine neue
Fischaufstiegsanlage in naturnaher Bauweise
als Beckenraugerinne mit insgesamt
sieben Becken. Die Gesamtlänge beträgt
rund 40 Meter bei einem Höhenunterschied
von etwa einem Meter. Auf der linken
Uferseite wird im bestehenden
Grundablass des Kanaleinlassbauwerks ein
Fischabstieg errichtet sowie ein feiner
Fischschutzrechen mit horizontalen Stäben
installiert, damit die Fische nicht in
den Kanal Richtung Kraftwerk abwandern
können.
An der Fußgängerholzbrücke in der Ausleitungsstrecke
der Enz am Schlupfgraben
werden einzelne Wasserbausteine in die
Enz gesetzt, um die Fließtiefe des sehr breiten
Gewässerabschnitts lokal zu erhöhen.
Am Ende der Ausleitungsstrecke – kurz vor
dem Zusammenfluss mit dem Kraftwerksauslauf
– wird eine große Steinbuhne eingebaut,
um die Lockströmung für die flussaufwärts
wandernden Fische zu erhöhen.
Die Fische sollen nämlich nicht in den
Kraftwerkskanal, sondern in die Ausleitungsstrecke
Richtung Fischaufstieg
schwimmen.
Die Baumaßnahmen starten mit dem Absenken
des Wasserspiegels der Enz am
Streichwehr um etwa 50 cm und der Kanalentleerung
sowie der Kraftwerks-Stilllegung.
„Wir investieren einen hohen sechsstelligen
Betrag für den Schutz und für die Wanderung
der Fische in der Enz und sind in
enger Absprache mit den Behörden“, so
Projektleiterin Dr. Claudia Berger von der
EnBW. „Wenn alles planmäßig verläuft,
könnte die Baumaßnahme voraussichtlich
im September abgeschlossen sein“. Während
der Bauzeit kann es vereinzelt zu Behinderungen
auf dem Enztalradweg rund
um das Wehr kommen.
Das Wasserkraftwerk Enzberg I wurde
1936 an dem bereits bestehenden Streichwehr
errichtet. Es erzeugt im Jahr rund
840.000 Kilowattstunden CO 2 -freien
Strom, damit können durchschnittlich
knapp 250 Vier-Personen-Haushalte jährlich
versorgt werden. (202370933)
LL
www.enbw.com
EnBW schliesst Verkauf
ihrer MVV Anteile ab
(enbw) Der Verkauf der durch die EnBW
Energie Baden-Württemberg AG gehaltenen
Anteile an der Mannheimer MVV Energie
AG in Höhe von 28,8 Prozent ist erfolgreich
unter Dach und Fach. Nach der Freigabe
durch die zuständigen Aufsichts- und
Kartellbehörden wurde die Transaktion
mit Wirkung zum 30. Juni 2020 vollzogen.
Käufer und mit 45,1 Prozent neuer Großaktionär
der MVV sind von der internationalen
Vermögensverwaltungsgesellschaft
First State Investments verwaltete Fonds,
die neben den von EnBW gehaltenen Anteilen
auch die MVV-Beteiligung der RheinEnergie
erworben haben. Die Anbahnung
und Umsetzung der Transaktion erfolgte in
Abstimmung mit der MVV und der Stadt
Mannheim als Mehrheitsaktionärin der
MVV.
Die Stadt Mannheim hält mit 50,1 Prozent
weiterhin die Mehrheit des Aktienkapitals
der MVV. EnBW war seit dem Jahr
2004 an der MVV beteiligt, mit zuletzt 28,8
Prozent der Anteile. (202370904)
LL
www.enbw.com
18

VGB PowerTech 7 l 2020
Members´ News
engie Ocean Winds is born, the new
company specialized in offshore wind
power called to become a global leader
• Ocean Winds (OW) is the result of a joint venture
announced in 2019 and controlled in equal parts by
EDP Renováveis and ENGIE.
• The new company, headquartered in Madrid, will
act as the exclusive investment vehicle of both
companies to capture offshore wind energy
opportunities worldwide.
• OW is the first brand to be created using the sound
of the wind on the high seas
(engie) ENGIE and EDP Renováveis have announced
the creation of Ocean Winds (OW), a joint venture
equally controlled by both companies in the floating
and fixed offshore wind energy sector. The new company
will act as the exclusive investment vehicle to capture
marine wind energy opportunities around the
world and will become one of the top five offshore global
operators by combining the industrial and development
capacity of both parent companies.
Spyros Martinis, CEO of OW, explained: “OW has
been created with the intention of combining the experience
and knowledge of two companies with a successful
track record in the generation of renewable energy
under one single firm, in order to take a leading position
in the marine wind sector. We share a vision for the
key role of renewables in general, and offshore in particular,
in the new energy model. The creation of a company
combining the experience and resources of both
will give us the chance to lead a sector in this increasingly
real and necessary transition.”
Grzegorz Gorski, COO of OW, added: “We are continuously
monitoring the evolution and regulation of multiple
countries. We are seeking not just to grow in the
markets where we are already present, but also to explore
opportunities to add value in new countries.”
OW has over 200 employees and expects to reach 300
towards the end of the year. This remarkable human
team will represent over fifteen different nationalities,
including highly qualified staff, almost a third of them
women and 99 % with fixed employment contracts.
The first brand created using the sound of the wind on
the high seas
The origin of the OW brand is no coincidence. When
ENGIE and EDPR were looking for a name for the new
business they brought in a team of scientists who could
help to identify the sound of the wind in the Roman alphabet.
They developed a specific algorithm and equipment
to transcribe into letters the sound of the wind
recorded offshore over a 48-hour period. The two most
commonly occurring letters were “O” and “W”, thus giving
rise to the name Ocean Winds. (202370935)
LL
www.engie.com
VGB Workshop
Flue Gas
Cleaning 2020
New event date!
Programme out now.
www.vgb.org
30 Sept. and 1 Oct 2020
Dresden/Germany
The workshop will cover a wide range of
flue gas cleaning activities, especially
with a view to the activities for meeting
the future emission limits, which
are defined in the BREF-LCP process.
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Informationen
Ines Moors
E-Mail
vgb-flue-gas@vgb.org
Telefon
+49 201 8128-222
www.vgb.org
19
New event date!

Members´ News VGB PowerTech 7 l 2020
VGB-KONFERENZ | PROGRAMMUPDATE
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:
7 l 2020
(23.) 24. UND 25. NOVEMBER 2020
BREMEN
Members´ News
| PROGRAMMUPDATE
12:30
S1.3
MIM versus Google – generationsabhängiger
Umgang mit Daten im Kraftwerk
Hans Karl Preuss, GABO IDM mbH, Erlangen
16:15
S4.3
Cyber Security – Prozessdaten auf der sicheren Reise
Richard Biala, ABB AG, Mannheim
16:45 Raumwechsel
11:30 Sektion S2 „Systemdienstleistungen“ Saal Focke­Wulf
Sektionsleitung
Frank Körnert, Vattenfall Wärme Berlin AG
11:30
S2.1
12:00
S2.2
12:30
S2.3
Betriebserfahrung und Optimierung
von Großbatteriesystemen
Diego Hidalgo Rodriguez,
STEAG Energie Services GmbH, Essen
Schwarzstart-Hilfe für das
GuD-Bestands-HKW Berlin-Mitte
Thomas Lehmann, Vattenfall Wärme Berlin AG
Systemdienstleistungen mit H2-Speicherkraftwerken
Martin Töpfer, Universität Rostock
13:00 Mittagspause – Besuch der Fachausstellung
14:00 Fachbeiträge der Aussteller
www.vgb.org/keli20_ausstellerforum.html
14:00 Forum für Studierende Salon Scharoun
15:00 Besuch der Fachausstellung – Kaffeepause
15:15 Sektion S3 Saal Kaisen
„IT-Sicherheit I – regulatorische Vorgaben“
Sektionsleitung
Peter Riedijk, RWE Generation NL,
Geertruidenberg/Niederlande
15:15
S3.1
15:45
S3.2
16:15
S3.3
Der neue Cybersecurity Act der EU und
das IT-Sicherheitsgesetz 2.0
Prof. Stefan Loubichi,
KSG Kraftwerks­Simulator­Gesellschaft mbH,
GfS Gesellschaft für Simulatorschulung mbH, Essen
Die Cybersicherheitslage in der Energiewirtschaft
Stefan Menge,
Freies Institut für IT­Sicherheit e. V., Bremen
Cybersicherheit im Energiesektor
Carolin Wagner, Bundesamt für Sicherheit
in der Informationstechnik BSI, Bonn
15:15 Sektion S4 Saal Focke­Wulf
„IT-Sicherheit II – Umsetzungserfahrungen“
Sektionsleitung
Andreas Jambor, RWE Power AG, Essen
15:15
S4.1
15:45
S4.2
Zwischen Mensch und Algorithmus – Methoden für
Nutzerakzeptanz und Praxistauglichkeit von selbstlernenden
Anomalieerkennungssystemen im Kraftwerk
(BMBF-Projekt WAIKIKI)
Franka Schuster, Brandenburgische Technische
Universität Cottbus­Senftenberg
Gesetzliche IT-Security Anforderungen – Perspektiven
aus der Sicht von Betreibern und Lieferanten
Frederic Buchi, Siemens Gas and Power GmbH &
Co. KG, Erlangen
16:50
16:50
17:00
bis
18:00
19:00
Podiumsdiskussion
zum IT-Sicherheitsgesetz 2.0
Leitung
Jakob Menauer,
EnBW Baden­Württemberg AG, Altbach
Betreiberstatement
Andreas Jambor, RWE Power AG, Essen
Podiumsdiskussion „Wie können wir
den Transformationsprozess gestalten?“
mit Referenten aus den Sektionen zur IT­Sicherheit
Abendveranstaltung
Gemeinsamer Spaziergang zum „Ratskeller“
Saal Kaisen
19:30 Abendveranstaltung im „Ratskeller“
(Detaillierte Angaben zur Abendveranstaltung
entnehmen Sie bitte den organisatorischen Hinweisen)
MITTWOCH, 25. NOVEMBER 2020
09:00 Sektion S5
„Regulatorische Anforderungen“
Sektionsleitung
Prof. Dr. Hendrik Lens, Universität Stuttgart
09:00
S5.1
09:30
S5.2
10:00
S5.3
RoCoF-Anforderungen an Erzeugungsanlagen –
Parametereinflüsse auf das Verhalten von
Turbo generatoren am Netz bei steigenden
Frequenz änderungsgeschwindigkeiten
Melanie Herzig, Hochschule Ruhr West, Bottrop
Saal Kaisen
Herausforderungen an den Betrieb konventioneller
Kraftwerke in Netzen mit hoher Einspeisung von
Wind und Solarenergie
Dr. Marios Zarifakis, ESB Generation &
Wholesale Markets, Dublin/Irland
Dynamisches Monitoringverfahren
für die Erbringung von Primärregelleistung
Philipp Maucher, Universität Stuttgart
09:00 Sektion S6 Saal Focke­Wulf
„Technische Entwicklungen“
Sektionsleitung
Prof. Dr. Jens Paetzold, Hochschule Ruhr West, Mülheim
09:00
S6.1
09:30
S6.2
10:00
S6.3
Bleiben Sie mit uns in Kontakt, digital und aktuell!
‣ Newsletter | www.vgb.org/en/newsletter.html
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
Olaf Beuth, VPC GmbH, Vetschau,
Dr. Wolfgang Reiser, Vision Electric
Superconductors GmbH, Kaiserslautern
10:30 Besuch der Fachausstellung – Kaffeepause
21
Neuer Termin!

Members´ News VGB PowerTech 7 l 2020
Elektro-, Leit- und
Informations technik in der
Energieversorgung – KELI 2020
(23.) 24. UND 25. NOVEMBER 2020 | BREMEN
| PROGRAMMUPDATE
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
Gerüstet für die Zukunft - Austausch eines DR-
Generator-Leistungsschalters durch einen neuen
Schaltertyp erläutert an einem realen Projekt
Branko Knezevic., Hitachi ABB Power Grids, Zürich/CH
Betriebsmittel im Fokus – effektives Anlagenmanagement
vom Instandhaltungs manage ment zum
Asset Management im Instandhaltungs prozess
Michael Lukas, Lausitz Energie Kraftwerke AG,
Boxberg/Oberlausitz
Basissicherheit und zusätzlicher Schutz durch
„Airbags“ in den Niederspannungs-Schaltanlagen
im HKW Berlin-Reuter West
Holger Kuhlemann, Rolf Janssen GmbH
Elektrotechnische Werke, Aurich
11:00 Sektion S8 Saal Focke­Wulf
„Technische Entwicklungen, Digitalisierung“
Sektionsleitung
Jakob Menauer,
EnBW Baden­Württemberg AG, Altbach
11:00
S8.1
11:30
S8.2
12:00
S8.3
Steuerung einer verfahrenstechnischen Anlage mit
neuronalem Netz
Frank Gebhardt, Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen
KI-basierte digitale Assistenzsysteme –
Operator im Mittelpunkt
Harald Bruns, ABB AG, Mannheim
Flexibilisierung – Schäden, Auswirkungen und Trends,
eine Auswertung der VGB-Datenbank KISSY
Dr. Jörg M. Bareiß,
EnBW Energie Baden­Württemberg AG, Stuttgart
12:30 Mittagspause – Besuch der Fachausstellung
13:15 Fachbeiträge der Aussteller
https://www.vgb.org/keli20_ausstellerforum.html
13:15 Forum für Studierende Salon Scharoun
14:00 Sektion S9 „Flexibler Betrieb“ Saal Kaisen
Sektionsleitung
Simon Wanjek, Grosskraftwerk Mannheim AG
14:00
S9.1
14:30
S9.2
15:00
S9.3
Neue Speichertechnologien im Energiemarkt
Jan Weustink, Siemens Gas and Power
GmbH & Co. KG, Erlangen
Chancen im deutschen Energiemarkt zum
profitablen Betrieb von fossilen Kraftwerken
Dr. Bernhard Meerbeck, Siemens Gas
and Power GmbH & Co. KG, Erlangen
Brennstoffwechsel auf Biomasse
Peter Riedijk, RWE Generation NL,
Geertruidenberg/Niederlande
14:00 Sektion S10 „Digitalisierung II“ Saal Focke­Wulf
Sektionsleitung
Joachim von Graeve,
Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen
14:00
S10.1
14:30
S10.2
15:00
S10.3
Digitalisierungsprojekte gestalten –
mit den Menschen für die Menschen
Axel Bürgers, Kraftwerksschule e. V., Essen
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 Dienstag, 24. November 2020 sind die Teilnehmenden ab 19:30
in den „Ratskeller“ eingeladen.
ONLINEANMELDUNG & INFORMATIONEN
L www.vgb.org/keli_2020.html
Kontakte: Ulrike Künstler, Tel.: +49 201 8128­206 | Ulrike Hellmich, Tel.: +49 201 8128­282 | E­Mail: vgb­keli@vgb.org
VGB PowerTech e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | www.vgb.org
22

VGB PowerTech 7 l 2020
Members´ News
E.ON und thyssenkrupp bringen
Wasserstofferzeugung an den
Strommarkt
• Elektrolyseanlagen werden an Virtuelles
Kraftwerk gekoppelt
• Industrieunternehmen können am
Strommarkt teilnehmen
(eon) E.ON und thyssenkrupp machen die
Wasserstofftechnologie intelligenter:
Großtechnische Elektrolyseanlagen, die
der Anlagenbauer thyssenkrupp für die Industrie
herstellt, können ab sofort über das
Virtuelle Kraftwerk von E.ON mit dem
Strommarkt in Deutschland gekoppelt werden.
Die Anlagen werden dadurch „Strommarkt
ready“. So kann industrielle Wasserstoffproduktion
dazu beitragen, grünen
Strom effizient in das Energiesystem zu
integrieren.
Das Prinzip: Bei einem hohen Bedarf im
Stromnetz fährt die Anlage die Wasserstoffproduktion
herunter, so dass die Energie,
die für die Elektrolyse benötigt wird,
der öffentlichen Stromversorgung zur Verfügung
steht. Umgekehrt wird die Wasserstoffproduktion
hochgefahren, wenn mehr
Energie in die Netze eingespeist wird, als
verteilt werden kann.
Mit dieser Innovation werden so genannte
Power-to-X-Anlagen für die Industrie attraktiver.
Der Betreiber einer Anlage kann
seine Bereitschaft, sich flexibel dem allgemeinen
Strombedarf anzupassen, vermarkten
und so zusätzliche Einnahmen am
Strommarkt erwirtschaften.
Der Prozess wird automatisch über das
Virtuelle Kraftwerk von E.ON gesteuert.
Diese Softwareplattform verbindet verschiedene
zumeist industrielle Erzeuger
und Großabnehmer von Energie und steuert
Erzeugung und Verbrauch dieser Kunden
je nach aktueller Netzauslastung. Das
Virtuelle Kraftwerk leistet so einen wesentlichen
Beitrag, die schwankende Stromproduktion
aus Erneuerbarer Energie im
Stromnetz auszugleichen.
Bei der Carbon2Chem-Pilotanlage mit einer
Leistung von bis zu zwei Megawatt in
Duisburg haben thyssenkrupp und E.ON
das System erfolgreich getestet. E.ON hat
ebenfalls geprüft, dass die Anlage alle Voraussetzungen
zur Teilnahme am Regelleistungsmarkt
erfüllt. Aufgrund der hohen
Reaktionsschnelligkeit der thyssenkrupp-Anlage
kann die Technologie sogar
am Markt für hochwertige Primärregeleistung
teilnehmen. Dies wurde mit dem Übertragungsnetzbetreiber
erfolgreich getestet.
thyssenkrupp und E.ON kooperieren jetzt
bei der Vermarktung. Ab sofort vertreibt
thyssenkrupp die Power-to-X-Technologie
mit der zusätzlichen Option, die Anlage an
das Virtuelle Kraftwerk zu koppeln. E.ON
bietet den Kunden an, die Elektrolyseanlagen
so zu betreiben, dass sie optimal auf
den Strommarkt abgestimmt sind.
EVN: Wasserkraftwerk Brandstatt: EVN Vorstandssprecher Stefan Szyszkowitz und LH-Stellvertreter
Stephan Pernkopf. © EVN / Gabriele Moser
„Die Kooperation mit thyssenkrupp folgt
unserem Grundsatz, wonach die Umstellung
der Industrie auf saubere Energie im
Kern wirtschaftlich erfolgen muss. Mit unserer
Kompetenz in allen Fragen des Energiemarkts
gelingt es auch, eine Barriere für
den sinnvollen Einsatz von Wasserstoff zur
Stromerzeugung zu einzureißen“, sagt Stefan
Hakansson, Global Director City Energy
Solutions/CEO E.ON Business Solutions.
Christoph Noeres, Leiter des Bereichs
Energy Storage & Hydrogen bei thyssenkrupp:
„Wir haben ein weiteres wichtiges
Ziel erreicht. Schon frühere Tests hatten
gezeigt, dass unsere Elektrolyseanlagen
grünen Wasserstoff mit hohen Wirkungsgraden
produzieren und gleichzeitig reaktionsschnell
und flexibel genug für die Teilnahme
am Regelenergiemarkt sind. So
leisten unsere Anlagen einen entscheidenden
Beitrag für eine stabile Stromversorgung
und tragen gleichzeitig erheblich zur
Wirtschaftlichkeit von grünem Wasserstoff
bei.“
E.ONs Virtuelles Kraftwerk steuert rund
150 Anlagen in Deutschland und Großbritannien
und vermarktet den Strom und die
Flexibilität aus diesen Anlagen. Insgesamt
werden etwa 600 Megawatt vermarktet. Es
handelt sich um eine von E.ON eigens entwickelte
Plattformlösung zur Anbindung
und Steuerung dezentraler technischer
Einheiten. (202371001)
LL
www.eon.com
EVN: Wasserkraftwerk Brandstatt
• Modernisierung bringt Verdreifachung
der Ökostromerzeugung
(evn) Die Nutzung der Wasserkraft geht in
Scheibbs bereits mehrere hundert Jahre
zurück. Nach dem Einbau der ersten Turbine
im Jahr 1911 und dem Erwerb des Wasserkraftwerks
durch die EVN Naturkraft im
Jahr 2012 ist es nun an der Zeit das Wasserkraftwerk
Brandstatt zu modernisieren.
Statt bisher mit einer Francis-Turbine
und einer Leistung von etwa 150 kW soll
das Kraftwerk künftig mit einer Kaplanturbine
und einer Leistung von 740 kW angetrieben
werden. Im Zuge der Modernisierung
wird außerdem eine moderne
Fischaufstiegs- und Fischabstiegshilfe errichtet.
Und das bestehende Kraftwerksgebäude,
das von außen eher wie ein normales
Einfamilienhaus aussieht, wird durch
einen modernen Kraftwerksbau ersetzt.
Für die EVN zählen in Brandstatt aber vor
allem die „inneren Werte“. „Die Modernisierung
ermöglicht es uns die Erzeugungsmenge
zu verdreifachen und damit rund
1.000 Haushalte mit Ökostrom zu versorgen“,
erläutert EVN Vorstandssprecher Stefan
Szyszkowitz anlässlich eines Besuchs
der Baustelle. „Dadurch können wir einen
historischen Standort weiter nutzen und
einen noch größeren Beitrag für eine erneuerbare
Energiezukunft leisten.“
„Die Wasserkraft bildet eine wichtige
Säule bei der Erzeugung von Ökostrom. Um
die niederösterreichischen Klimaziele zu
erreichen, müssen wir bei der Wasserkraft
vor allem das Potential bestehender Anlagen
durch Modernisierung besser auszuschöpfen.
Das vorliegende Projekt schaffte
es ein Mehr an Ökostrom mit einer Verbesserung
für die Ökologie zu vereinen“, so
LH-Stellvertreter Stephan Pernkopf.
Neubau der Heubergbrücke
Im Zuge der Modernisierungspläne wurde
von der Gemeinde Scheibbs auch der
Neubau der Heubergbrücke beschlossen.
Bürgermeister Franz Aigner freut sich über
die gemeinsamen Planungsschritte: „Die
Planungen für das Kraftwerk und unsere
Überlegungen zur neuen Heubergbrücke
gingen von Anfang an Hand in Hand. Wir
freuen uns sehr, dass wir mit der EVN einen
zuverlässigen Partner an unserer Seite haben.
Und natürlich freuen wir uns darüber,
dass unser Beitrag für eine nachhaltige
Energieversorgung verdreifacht wird“.
(202371234)
LL
www.evn.at
23

Members´ News VGB PowerTech 7 l 2020
innogy setzt auf 14-MW-Turbine
für ihren 1,4-GW Offshore-
Windpark Sofia
• Vertrag als Vorzugslieferant mit
Siemens Gamesa Renewable Energy
unterzeichnet
• Sofia soll als erstes europäisches Projekt
100 Turbinen des neuen Modells
installieren
• Bauarbeiten auf See sollen 2023
beginnen
(innogy) Für den Offshore-Windpark Sofia,
der mit einer geplanten installierten
Leistung von 1,4 Gigawatt (GW) in der
Nordsee 195 Kilometer vor der britischen
Küste in den relativ seichten Gewässern
der Dogger Bank entstehen soll, hat die innogy
SE eine hochmoderne 14-MW-Turbine
ausgewählt. Als bevorzugter Turbinenlieferant
wurde Siemens Gamesa Renewable
Energy S.A. (Siemens Gamesa) ausgewählt.
Eine entsprechende Vereinbarung
(ein sog. Preferred Supplier Agreement)
wurde heute unterzeichnet. Die Vereinbarung
umfasst die Herstellung, Installation
und Inbetriebnahme von insgesamt 100
Turbinen, jede mit einer Gesamthöhe von
262 Metern. Die Ausführung der Vereinbarung
unterliegt dem Abschluss eines Vertrags
und der finalen Investitionsentscheidung
für das Projekt. Diese soll im ersten
Quartal 2021 getroffen werden.
Sven Utermöhlen, Senior Vice President
Renewables Operations Offshore der innogy
SE:“Wir haben für Sofia, aktuell unser
größtes Projekt in der Entwicklung, diese
hochmodernen Offshore-Windturbinen
ausgewählt. Damit unterstreichen wir einmal
mehr unser Bestreben, bei unseren
Projekten auf Innovationen zu setzen. Gemeinsam
mit Siemens Gamesa untermauern
wir die zentrale Rolle von Offshore-Wind
beim Aufbau einer klimafreundlichen
Energieversorgung der Zukunft. Die
14-MW-Turbine ist genau die Technologie,
die wir zur Umsetzung unseres Vorzeigeprojekts
brauchen – denn Sofia liegt weiter
von der Küste entfernt und ist mit größeren
technischen Herausforderungen verbunden
als unsere bisherigen Offshore-Wind-Projekte.“
Sofia will als erstes europäisches Offshore-Projekt
das neue 14-MW-Modell (SG 14-
222 DD) installieren, das 2024 Marktreife
erlangen soll – rechtzeitig zur Installation
auf der Dogger Bank. Anfang 2021 soll mit
dem Bau der Onshore-Umspannstation in
der Region Teesside begonnen werden, der
Start der Bauarbeiten auf See ist für 2023
geplant. Nach ihrer Fertigstellung werden
die 100 Windkraftanlagen rechnerisch
rund 1,2 Millionen britische Haushalte mit
grünem Strom versorgen können.
Siemens Gamesa Windtrubine (14 MW) SG 14-222 DD
Andreas Nauen, CEO von Siemens Gamesa
Renewable Energy, erläutert: „Wir freuen
uns, dass innogy sein Vertrauen in unsere
neue Turbine setzt, und wir damit gemeinsam
eine saubere und nachhaltige
Zukunft gestalten können. Es erfüllt uns
mit Stolz, dass innogy sich für unsere zuverlässige
und bewährte Turbinentechnologie
entschieden hat. Wir sind zuversichtlich,
dass die Offshore-Windenergie einen
wichtigen Beitrag zur wirtschaftlichen Erholung
nach der Corona-Pandemie leisten
kann, indem sie Arbeitsplätze bietet und zu
einer verlässlichen Energieversorgung zu
attraktiven Preisen beiträgt.“
Bereits im April hat innogy verkündet,
dass Siemens Gamesa auch die 38 Turbinen
für innogys 35 Kilometer vor Helgoland
gelegenen 342-MW Offshore-Windpark
Kaskasi liefern wird. (202371003)
LL
www.innogy.com
innogy erhält Zuschlag für
Repowering-Projekt in deutscher
Onshore-Wind-Auktion
• 16,5 Megawatt-Windpark Krusemark in
Sachsen-Anhalt
• Baustart für erstes Quartal 2021 geplant
innogy war in der jüngsten deutschen
Auktion für Windenergieanlagen an Land
erfolgreich: Das Windprojekt Krusemark in
Sachsen-Anhalt hat mit einer geplanten
Leistung von 16,5 Megawatt (MW) von der
Bundesnetzagentur einen Zuschlag für den
Bau und Betrieb erhalten.
Katja Wünschel, Senior Vice President
Renewables Operations Onshore & Solar
der innogy SE und designierte COO Wind
Onshore & PV Europe & APAC von RWE Renewables:
„Ich freue mich, dass wir uns
erneut in einer Auktion erfolgreich behaupten
konnten – und das so kurz vor der
Übertragung des Erneuerbaren-Energien-Geschäfts
von innogy an RWE. So steht
das Repowering-Projekt Krusemark nicht
nur für die rasante technische Entwicklung
der Windenergie, sondern auch für ein
weiteres vielversprechendes Projekt, das
wir mit zu RWE bringen. Dabei ist Deutschland
ein wichtiger Kernmarkt für weiteres
Wachstum.“
Repowering-Projekt Krusemark
Bei dem bezuschlagten Windpark handelt
es sich um ein Repowering-Projekt.
Die 15 bestehenden Windkraftanlagen
werden abgebaut und durch fünf Anlagen
der Nordex Group (Typ N-131) mit einer
Leistung von jeweils 3,3 MW ersetzt. Eine
weitere sechste Anlage befindet sich noch
im Genehmigungsverfahren. Start der
Bauarbeiten ist für Frühjahr 2021 geplant,
die Inbetriebnahme ein Jahr später.
Bei einer ausgeschriebenen Menge von
825.527 kW wurden 62 Gebote mit einem
Volumen von 467.590 kW eingereicht. Mit
61 bezuschlagten Geboten mit einem Volumen
von 463.990 kW wird nur etwas mehr
als die Hälfte der ausgeschriebenen Menge
vergeben. Die Gebotswerte der bezuschlagten
Gebote reichen von 5,90 ct/kWh bis
6,20 ct/kWh. Der durchschnittliche Zuschlagswert
liegt bei 6,14 ct/kWh und damit
über dem der Vorrunde (6,07 ct/kWh).
innogy baut ihr Onshore-Portfolio aus
innogy erweitert ihr internationales
Onshore-Wind-Portfolio von rund 2 Gigawatt
stetig. Aktuell baut das Unternehmen
Onshore-Windparks in den USA, den Niederlanden,
Polen und Deutschland. Hierzulande
baut innogy (51%) den Kooperationswindpark
Jüchen (27 MW) gemeinsam
mit der NEW Re (49%). Hier werden sechs
Anlagen auf rekultivierter Fläche des Tagebaus
Garzweiler errichtet mit geplanter
Inbetriebnahme im Frühjahr 2021.
Hinweis
Das Onshore-Windgeschäft ist Teil des
Geschäftsbereichs Erneuerbare Energien
von innogy; E.ON und RWE haben vereinbart,
diesen im Jahr 2020 an RWE zu übertragen.
(202371005)
LL
www.innogy.com
24

VGB PowerTech 7 l 2020
Members´ News
Neuer Investor bei „Wind to Gas
Energy“ – Kraftwerke Mainz-
Wiesbaden Ag erweitert
Geschäftsfeld in Richtung
Wasserstoff
(kwm) Im Juni 2020 wurden die Verträge
zum Erwerb der Wind to Gas Energy (W2G
Energy) in Brunsbüttel durch die Kraftwerke
Mainz-Wiesbaden AG abgeschlossen.
Mit der Übernahme der W2G Energy erschließt
die KMW weitere Geschäftsfelder
im Bereich Wasserstofferzeugung und Batteriespeicherung
und erweitert ihr Portfolio
an Windkraftanlagen in Deutschland.
Das Besondere am Projekt ist die Wertschöpfungskette:
Überschüssiger Strom
aus Windkraft wird in einem Elektrolyseverfahren
zur Herstellung von Wasserstoff
genutzt. Der Wasserstoff wird entweder ins
Erdgasnetz eingespeist oder an eine benachbarte
Wasserstofftankstelle geleitet.
Die Power-to-Gas-Anlage stellt bis zu 450
Kubikmeter Wasserstoff pro Stunde her.
„Die Speicherung von volatil erzeugtem
Windstrom ist eine der größten Herausforderungen
klimaneutraler Stromerzeugung.
Power-to-Gas Anlagen verfolgen einen
ganzheitlichen Ansatz von der Energieerzeugung
bis zur Verwertung und lösen
damit das Problem, überschüssig produzierten
Strom aus Windkraftanlagen
nicht zu nutzen“, so Tim Brandt, Geschäftsführer
der Wind to Gas Energy GmbH & Co.
KG und bisheriger Betreiber der Anlage.
„Damit gehört die W2G Energy zu den Pionieren
der ganzheitlichen Windenergienutzung
in Schleswig-Holstein und in
Deutschland.“
„Wir erweitern mit der Power-to-Gas-Anlage
in Schleswig-Holstein – komplementär
zu bestehenden H2-Anlagen in unserer
Firmengruppe – unsere Kompetenzen in
Sachen Wasserstoff und unterstützen damit
die kürzlich veröffentlichte nationale
Wasserstoffstrategie der Bundesregierung“,
so Jörg Höhler, Vorstand bei KMW
und ESWE Versorgungs AG.
„Wasserstoff wird zu einem wichtigen
Baustein der Energiewende,“ so Gert-Uwe
Mende, Oberbürgermeister der Stadt Wiesbaden
und Aufsichtsratsvorsitzender der
KMW. „Die Nationale Wasserstoffstrategie
der Bundesregierung ist der Startschuss
für eine neue Klimastrategie und ein großer
Schritt Richtung Klimaschutz.“
Stephan Krome, ebenfalls Vorstand bei
KMW, ergänzt: „Power-to-Gas soll auch in
Zukunft weiter ausgebaut werden. Damit
setzen wir als KMW ein Zeichen, um die
Klimaneutralität in Deutschland voranzutreiben.
Mit den Anlagen der W2G Energy
kann hier auf großer Vorarbeit aufgebaut
werden.“
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25
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Members´ News VGB PowerTech 7 l 2020
Geschäftsführer der W2G Energy, Tim
Brandt, freut sich über einen neuen starken
Partner und Investor aus der Energiewirtschaft:
„KMW bringt langjähriges Knowhow
im Wasserstoffbereich mit und unterstützt
weitere H2-Aktivitäten am Standort.
Die bislang geschaffene Basis kann damit
als Grundlage für weiteres Wachstum im
Rahmen der Wasserstoffstrategie genutzt
werden.“
Hintergrund zur Wasserstoffstrategie
Bisher ist die Herstellung von Wasserstoff
noch sehr teuer und die Produktion nur in
kleinen Mengen möglich. Auch die Sektorkopplung
zwischen erneuerbaren Energien
und der Produktion von Wasserstoff ist
längst nicht ausgebaut. Hier will die Bundesregierung
mit ihrer „Wasserstoffstrategie“
helfen. Ziel ist es, die Versorgung in
Deutschland mit CO 2 -freiem – also grünem
Wasserstoff – zu unterstützen. So kann
Wasserstoff als Speicher für erneuerbare
Energien genutzt werden. Wasserstoff wird
nicht nur in der Mobilität als Treibstoff für
Brennstoffzellen-Autos, sondern vor allem
in der Chemie- und Stahlindustrie genutzt.
Der Gasförmige und flüssige Energieträger
ist für die Zukunft ein wichtiger Bestandteil
des Energiesystems in Deutschland.
Die Bundesregierung plant, zusätzlich 2,5
Milliarden Euro für den Ausbau von Ladesäulen-Infrastruktur
sowie die Förderung
von Forschung und Entwicklung im
Bereich der Elektromobilität und Batteriezellfertigung.
Hintergrund zum Erwerb der Power-to-
Gas Anlage
Unterstützt wurde die KMW beim Erwerb
der Power-to-Gas Anlage von Experten der
Mainzer Stadtwerke aus dem Energiepark
Mainz und vom Tochterunternehmen AL-
TUS AG in Karlsruhe. Der Energiepark
Mainz mit Sitz in Mainz-Hechtsheim stellt
ebenfalls Wasserstoff aus überschüssigem
Strom benachbarter Windkraftanlagen
her. Der Park wird von den Mainzer Stadtwerken
betrieben. ALTUS AG ist eine Tochter
der KMW und ein erfahrener Projektentwickler
für Windenergie– und Photovoltaikanlagen.
KMW konnte sich im Bieterverfahren
gegen namhafte Mitbewerber
durchsetzen. Die „Wind to Gas Energy
GmbH & Co. KG“ wurde in „KMW Wind to
Gas Energy GmbH & Co. KG“ umfirmiert
und behält ihren Sitz in Brunsbüttel. Gefördert
wird das Projekt von SINTEG, ein Forschungsprogramm
für intelligente Energie
des Bundesministeriums für Wirtschaft
und Energie. (202371033)
LL
www.kmw-ag.de
LEAG: Kooperationsvereinbarung
für praxisnahe Forschung
• BTU und LEAG suchen gemeinsam nach
neuen Geschäftsfeldern
(leag) Die Brandenburgische Technische
Universität (BTU) Cottbus-Senftenberg
und die Lausitz Energie Bergbau AG und
Lausitz Energie Kraftwerke AG (LEAG) wollen
künftig Wissenschaft und Praxis noch
enger verzahnen. Am Mittwoch, 22. Juli
2020, wurde dafür eine Kooperationsvereinbarung
über den Austausch von Wissenschaft
und Praxis von der amtierenden Universitätspräsidentin
Prof. Dr. Christiane
Hipp, dem LEAG-Vorstandsvorsitzenden
Dr. Helmar Rendez und dem LEAG-Personalvorstand
Jörg Waniek unterzeichnet.
In der Vereinbarung festgehalten ist die
aktive Einbindung von Masterstudierenden
der Fachrichtung Betriebswirtschaftslehre
(BWL) in die Suche nach weiteren
Geschäftsfeldern für das Unternehmen. Zu
diesem Zweck werden BTU und LEAG ein
gemeinsames Praxisseminar anbieten. Dabei
sollen praxisnahe Ideen der Studierenden
in enger Zusammenarbeit mit dem
Bereich Unternehmensentwicklung der
LEAG erarbeitet und im besten Fall auch bis
zur Umsetzungsreife geführt werden.
„Wir freuen uns auf den kreativen wissenschaftlichen
Input der BTU-Studierenden“,
sagt Dr. Helmar Rendez. „Eine solche Kooperation
ist eine Win-win-Situation für
beide Seiten. Die Studierenden haben die
Möglichkeit, die Wirkung betriebswirtschaftlicher
Lehren und Überlegungen am
praktischen Beispiel eines realen Unternehmens
nachzuvollziehen und sie selbst
in der Unternehmensentwicklung anzuwenden.
Und die LEAG wird davon profitieren,
dass sich junge Menschen mit innovativen
Ideen und einem unvoreingenommenen
Blick von außen in die Suche nach
neuen, zukunftsfähigen Geschäftsfeldern
für das Unternehmen einbringen und ihre
Entwicklung begleiten.“
Prof. Dr. Christiane Hipp ergänzt: „Diese
Kooperation unterstreicht einmal mehr
den Grundsatz unserer Universität, Lehre
und Forschung sehr eng mit der unternehmerischen
Praxis und realistischen Rahmenbedingen
zu verzahnen. Bei diesem
Projekt freut mich insbesondere, dass unsere
Master-Studierenden bereit fundierte
Grundlagen und spezialisiertes Wissen mit
einbringen können. Dabei können sie ihre
Kreativität und ihre Ideen unmittelbar an
den wirtschaftlichen Gegebenheiten eines
großen Unternehmens messen. So wird es
auch später im Job sein!“
Im Rahmen des Praxisseminars profitieren
beide Partner. Während die Studierenden
neue Impulse, Lösungsansätze und
wissenschaftlich-theoretische Beiträge erarbeiten,
steht LEAG als Ansprechpartner
zur Verfügung, ermöglicht Einblicke in die
Praxis und hilft bei der Förderung von Geschäftsideen.
Das Gemeinschaftsprojekt
bietet damit die Möglichkeit der Betrachtung
bisher unbekannter Konzepte und Potenziale.
Für die Studierenden stellen die
Seminarergebnisse einen wichtigen Teil
der Lehre und wissenschaftlichen Forschung
dar. Die projektbezogene Arbeit
dient darüber hinaus als praktische Erfahrung,
die für ihre spätere berufliche Laufbahn
vorteilhaft sein kann.
Für das Projekt ist zunächst eine Laufzeit
von einem Jahr vorgesehen, es kann aber
darüber hinaus verlängert werden. Sehr
erfolgreich waren Partnerschaften des
Energieunternehmens und der BTU bereits
in der Vergangenheit durchgeführt worden.
Dafür stehen beispielweise die Zusammenarbeit
mit der Kooperativen Forschungsstelle
Technikstress, Projekte zu
Themenbereichen wie Ökosystemforschung
in einem künstlich geschaffenen
Quellgebiet im Rekultivierungsbereich des
Tagebaus Welzow-Süd oder zum Qualitätsmanagement
bei Arbeitsprozessen in einem
Unternehmen. (202371102)
LL
www.leag.de
Der LEAG-Vorstandsvorsitzende Dr. Helmar Rendez, die amtierende Präsidentin der BTU Cottbus-
Senftenberg Prof. Dr. Christiane Hipp und LEAG-Personalvorstand Jörg Waniek unterzeichneten
den Kooperationsvertrag.
26

VGB PowerTech 7 l 2020
Members´ News
RWE: Große Revision im
Pumpspeicherkraftwerk Herdecke:
Oberbecken erstmals vollkommen
entleert
VGB Fachtagung
Dampfturbinen und
Dampfturbinenbetrieb
Mit Fachausstellung
Save the date!
www.vgb.org
1. und 2. Juni 2021
Köln
Die ursprünglich für Juni 2020 geplante
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.
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Informationen
Diana Ringhoff
E-Mail
vgb-dampfturb@vgb.org
Telefon
+49 201 8128-232
Fachausstellung
Angela Langen
E-Mail
angela.langen@vgb.org
• Beckensohle wird ausgebessert und
Großkomponente ausgetauscht
• Umfassendes Hygiene-Konzept zum Schutz
der Mitarbeiter in Kraft
• Anlage geht für zehn Wochen vom Netz
(rwe) Bis zu 1,6 Millionen Kubikmeter Wasser
passen ins Oberbecken des RWE Pumpspeicherkraft-werks
(PSW) in Herdecke. Doch
aktuell steht das Staubecken leer – erstmals
seit mehr als 30 Jahren. Grund dafür ist der
erste Teil der Hauptrevision, für den das größte
Pumpspeicherkraftwerk Nordrhein-Westfalens
voraussichtlich zehn Wochen vom Stromnetz
getrennt sein wird. Neben zahlreichen
kleineren Instandsetzungen stehen Arbeiten
an zwei Großkomponenten auf dem Plan: die
Sohle des Oberbeckens und das sogenannte
Zylinderschütz, das den Abfluss aus dem
Oberbecken in die Druckrohrleitung z. B. bei
Revisionen im Pumpspeicherwerk verschließt.
Die Kosten für die Hauptrevision betragen
rund 15 Millionen Euro. An den Arbeiten
sind rund 35 Mitarbeiter von RWE sowie
von Partnerfirmen beteiligt.
„Mit dieser Revision machen wir unser
Pumpspeicherkraftwerk in Herdecke fit für
die nächsten Jahrzehnte“, sagt Roger Miesen,
Vorstandsvorsitzender der RWE Generation.
„Dafür steht ein engagiertes Kraftwerksteam
bereit, das alles dafür tut, dass diese aufwendigen
Tätigkeiten auch unter den aktuell
schwierigen Bedingungen sicher und zuverlässig
ausgeführt werden.“
Knapp fünf Stunden dauerte es, das Wasser
aus dem Oberbecken ablaufen zu lassen. Seitdem
reinigen Spezialfirmen das Becken und
suchen die Böschung sowie die Sohle des
Oberbeckens auf Oberflächenschäden und
undichte Stellen ab. Sobald die Sohle aufgearbeitet
ist, steht der logistische Höhepunkt der
Revision an: Mit mehr als 30 Betriebsjahren
hat das Zylinderschütz seine maximale Lebensdauer
erreicht und muss ersetzt werden.
Dazu wird ein Teil des Einlaufturms demontiert
und das fünf Meter lange und 50 Tonnen
schwere Bauteil mit zwei Mobilkränen aus der
tiefsten Stelle des Oberbeckens gehoben. An
seine Stelle kommt ein baugleiches Ersatzteil,
das bereits Anfang März zum ursprünglich geplanten
Revisionstermin aus Österreich angeliefert
worden war.
Zu den Besonderheiten einer Revision in
Zeiten von Covid 19 erläutert Kathrin Schmelter,
die Leiterin des Pumpspeicherkraftwerks
Herdecke: „Arbeitssicherheit und Infektionsschutz
haben für uns höchste Priorität. Um
Ansteckungen auf der Baustelle zu vermeiden,
haben wir ein umfassendes Hygienekonzept
erarbeitet. Jeder Beteiligte durchläuft
eine gründliche Einweisung. Neben den bekannten
Abstandsregeln achten wir zum Beispiel
darauf, Baustellenbesprechungen nur im
Freien und mit möglichst wenigen Teilnehwww.vgb.org
27
Neuer Termin
in 2021!

Members´ News VGB PowerTech 7 l 2020
VGB Workshop
ÖL IM KRAFTWERK
Verfahrenstechnik Turbinenbetrieb mit
Schwerpunktthema Ölsystem und
Reinigung, Schwingungsanalyse
während des Dampfturbinenbetriebes
Neuer Termin!
www.vgb.org
mern abzuhalten. Zudem haben wir zusätzliche Sozialcontainer
aufgestellt, um Berührungspunkte zwischen verschiedenen Arbeitsteams
auf ein Minimum zu reduzieren.“
Im Normalbetrieb wird der unterste Füllbereich des Beckens
nie leergefahren, weil das PSW für sogenannte Schwarzstarts
stets genug Wasser im Speicher behalten muss, um im Fall eines
Blackouts Strom für den Wiederaufbau des Netzes bereitstellen
zu können. Da das Kraftwerk für die Dauer der Revision als
schwarzstartfähiges Kraftwerk ausfällt, wurde der Stillstand
lange im Voraus bei der Bundesnetzagentur angemeldet.
Am Standort Herdecke betreibt RWE seit 1930 ein Pumpspeicherkraftwerk.
Die erste Anlage, das sogenannte Koepchenwerk,
wurde 1989 durch einen Neubau ersetzt. Diese Anlage
geht nach gut 30 Betriebsjahren nun erstmals in eine Hauptrevision.
Nach den Arbeiten an Staubecken und Zylinderschütz ist
der zweite Teil der Hauptrevision für Februar 2021 geplant. Dabei
wird ein neuer Motorgenerator installiert, die Pumpturbine
instand gesetzt und der Korrosionsschutz der 400 Meter langen
Druckrohrleitung erneuert. (202371106)
LL
www.rwe.com
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.
RWE: Große Revision im Pumpspeicherkraftwerk Herdecke:
Oberbecken erstmals vollkommen entleert
Alles aus einer Hand – RWE investiert in neues
Leitsystem für den Kraftwerkseinsatz
28
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Informationen
Diana Ringhoff
E-Mail
vgb-oil-pp@vgb.org
Telefon
+49 201 8128-321
www.vgb.org
Neuer Termin!
• Dank der neuen Leittechnik lassen sich weitere Anlagen, wie
zum Beispiel Batterien und Notstromdieselaggregate,
einbinden. Ziel von RWE ist es, künftig über eine solche
Vernetzung vieler kleinerer Anlagen ein virtuelles Kraftwerk
zu schaffen und so die Energiewende weiter voran zu
bringen.
• System auf Basis von Siemens Spectrum Power ermöglicht
sekundengenaue Steuerung aller Anlagen und Einbindung
der Wind- und Solarkraftanlagen von RWE
• Bessere Kombination von erneuerbarer und konventioneller
Stromerzeugung wichtiger Baustein für die Energiewende
(rwe) RWE macht die Steuerung ihrer Kraftwerke mit einer
neuen Technologie fit für die Zukunft. Mit dem neuen SCA-
DA-System „Optime“, basierend auf Siemens Spectrum Power,
verfügt RWE jetzt über eine einheitliche Leittechnik. SCADA
steht für Supervisory Control and Data Acquisition; darunter
versteht man das Überwachen und Steuern technischer Prozesse
mittels eines Computersystems. Bislang existierten zwei
Systeme, eines für die Kraftwerke in Deutschland sowie eines
für die Niederlande und Belgien. Die neue Lösung führt alle
Systeme zusammen und ist zudem in der Lage, die Erneuerbaren-Anlagen
von RWE in Europa zu integrieren. Zusätzlich lassen
sich weitere Anlagen wie Batterie-Speicher und Notstrom-Dieselaggregate
einbinden.

VGB PowerTech 7 l 2020
Members´ News
Zum Einsatz kommt die neue Technik im
sogenannten Dispatch Centre von RWE
Supply & Trading auf Europas größtem
Trading Floor in Essen. Dort findet die zentrale
Einsatzsteuerung aller RWE Anlagen
in Europa statt. Auf einer mehrere Meter
hohen und breiten Monitorwand lässt sich
in Echtzeit verfolgen, welche RWE Kraftwerke
gerade wieviel Leistung ins Netz einspeisen
und welche gerade hoch- oder heruntergefahren
werden. Vor den Bildschirmen
sitzen Ingenieure, die rund um die
Uhr den Einsatz aller konventionellen Stromerzeugungsanlagen
von RWE optimieren.
Für diese Aufgabe wird ein hochleistungsfähiges
Steuerungs- und Regelsystem
zwingend benötigt.
Ziel von RWE ist es, künftig über eine Vernetzung
vieler kleinerer Anlagen ein virtuelles
Kraftwerk zu schaffen – und so die
Energiewende weiter voran zu bringen.
Die konventionellen Kraftwerke in Kombination
mit den Pumpspeicherwerken gleichen
die Volatilität der Erneuerbaren-Anlagen
aus und werden dank hochmoderner
Technik im Sekundentakt geregelt. Auch
die Anforderungen der Übertragungsnetzbetreiber
in Bezug auf Systemdienstleistungen,
Netzstörungen sowie die Minimierung
von Ausgleichsenergie sind optimal
abgedeckt.
Guido Hommelsheim, Leiter Dispatch bei
RWE Supply & Trading, freut sich: „Dank
‚Optime’ wird eine automatische Steuerung
in Echtzeit in Verbindung mit einer
verbesserten Regelqualität möglich. Zudem
lässt sich damit unser Portfolio mit
Erneuerbaren-Anlagen, vorhandenen Flexibilitäten
bei unseren Industriekunden
sowie konventionellen Kraftwerken noch
besser aufeinander abstimmen. Angesichts
des Ausbaus der Erneuerbaren wird das
immer wichtiger.“
Das RWE Steuerungsteam hat stets das
aktuelle Geschehen im Blick, da Stromnachfrage
und -angebot von der Prognose
abweichen können, zum Beispiel aufgrund
ungewöhnlicher Wetterlagen oder Großereignisse.
Dann müssen die Ingenieure im
Dispatch Centre schnell reagieren. Bis zu
500 Optimierungsläufe werden pro Tag
mit dem von den RWE Spezialisten eigens
dafür entwickelten Kraftwerkseinsatz-Optimierungsprogramm
durchgeführt. Mit
Hilfe des Programms wird der wirtschaftlich
optimale Einsatz aller Kraftwerksblöcke
und Maschinen ermittelt sowie daraus
entsprechende „Fahrpläne“ erstellt, die
anschließend direkt via ‚Optime’ an die
entsprechende Block- bzw. Maschinenleittechnik
der einzelnen Kraftwerksstandorte
als Sollwert übertragen werden.
Sabine Erlinghagen, CEO Siemens Digital
Grid, sagt: „Ausschlaggebend für den Erfolg
dieses Projekts war die enge Zusammenarbeit
zwischen RWE und Siemens.
Mit der neuen Leittechnik für Europas
größten Trading Floor kann Siemens modernste
Steuerungssoftware und SCA-
DA-Tools auf einer Plattform vereinen. So
unterstützen wir RWE dabei, Erzeugungskapazitäten
in Deutschland, den Niederlanden
und Belgien besser aufeinander
abzustimmen. Gleichzeitig können Systemdienstleistungen
mit hoher Qualität
und möglichst störungsfrei bereitgestellt
werden. Auch eine optimale Integration
von fluktuierenden Erneuerbaren wird
künftig möglich sein. Dieser ganzheitliche
Ansatz beim Kraftwerksmanagement wird
dazu beitragen, dass die Energiewende in
Europa und weltweit schneller gelingt.“
(202371125)
LL
www.rwe.com
Steag: Klimafreundliche Wärme
für die Saar
• STEAG und Entsorgungsverband Saar
erschließen Potenzial der AVA Velsen
für die regionale Fernwärmeversorgung
(steag) Die Saarbrücker STEAG New Energies
GmbH und der Fernwärme Verbund
Saar GmbH (FVS) erweitern gemeinsam
mit dem Entsorgungsverband Saar (EVS)
die Abfallverwertungsanlage (AVA) Velsen
um eine Wärmeauskopplung. Künftig werden
pro Jahr rund 170.000 Megawattstunden
(MWh) Wärme über eine sechs Kilometer
lange Anschlussleitung in die Fernwärmeschiene
Saar eingespeist.
Mit dem Projekt sichern die Partner langfristig
die klimafreundliche Fernwärmeversorgung
im Saarland. Die Notwendigkeit
dazu ergibt sich unter anderem wegen
des erst vor wenigen Wochen verabschiedeten
Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes
(KVBG). Für die dadurch in einigen
Jahren nicht mehr zur Verfügung stehenden
Wärmemengen aus dem STEAG-Kraftwerk
in Völklingen-Fenne musste mittelfristig
ein Ersatz gefunden werden.
STEAG steht für Versorgungssicherheit
„Wir haben uns frühzeitig um technische
Alternativen zur Sicherstellung der Fernwärmeversorgung
bemüht“, sagt Thomas
Billotet, Vorsitzender der Geschäftsführung
von STEAG New Energies, einem
Tochterunternehmen des Essener Energieunternehmens
STEAG GmbH. Neben dem
geplanten Bau zweier neuer Heizwerke
geschehe dies nun durch die Kooperation
mit dem EVS als Eigentümer der AVA Velsen.
„Mit der Erschließung der klimafreundlichen
Wärme profitieren auch die
Kunden der Fernwärmeschiene Saar. Ihre
Wärmeversorgung wird in Zukunft noch
ressourcenschonender.“ Zugleich löse
STEAG mit diesem Projekt das Versprechen
ein, das zum Motto allen unternehmerischen
Handelns des Konzerns geworden
ist: „Wir sorgen für sichere Energie. Jetzt
und in Zukunft.“
Der EVS: Vom Entsorger zum
Ressourcenmanager
Presseinformation 30. Juli 2020 Für den
EVS wird mit der Unterzeichnung des Kooperationsvertrags
ein lang verfolgtes, aus
unterschiedlichen Gründen jedoch bislang
nicht realisierbares Leuchtturmprojekt realisiert.
„Als öffentlicher Zweckverband
handeln wir von Hause aus kostenbewusst,
denn das sind wir den Gebührenzahlerinnen
und -zahlern schuldig“, sagt Georg
Jungmann, Geschäftsführer des EVS. Die
Nutzung der in der AVA Velsen durch die
dortige Abfallverwertung anfallenden
Wärme sei aber nicht nur wirtschaftlich
sinnvoll, sondern bringe auch erhebliche
Vorteile für Klima und Umwelt. „Das zeigt,
dass auch die Entsorgungsbranche einen
wichtigen Beitrag leisten kann, wenn es
um die nachhaltige Umgestaltung unserer
Energieversorgung geht, so EVS-Geschäftsführer
Michael Philippi.“
Steag: Klimafreundliche Wärme für die Saar. AVA Velsen
29

Industry News VGB PowerTech 7 l 2020
Wertvoller Beitrag zum Klimaschutz
Bereits heute stammen 99 Prozent der
Heizwärme und des warmen Wassers, mit
der die Fernwärmeschiene Saar (FVS) ihre
mehr als 13.500 Kunden entlang des 660
Kilometer langen Leitungsnetzes versorgt,
aus klimafreundlicher Abwärmenutzung
oder aus Energieerzeugung nach dem ressourcenschonenden
Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung
(KWK).
„Bislang lagen die CO 2 -Emissionen der
Fernwärme bei etwa 135 Gramm je Kilowattstunde.
Das ist bereits deutlich weniger
als bei einer Gasheizung, die auf etwas
mehr als 200 Gramm kommt, oder einer
Ölheizung mit über 260 Gramm“, erläutert
Florian Eder, der das Projekt bei STEAG
New Energies betreut. Dank des regenerativen
Anteils der Wärme der AVA Velsen
werde sich dieser Wert zukünftig noch einmal
verbessern, was auch für die Wärmekunden
einen erheblichen Mehrwert darstellt.
Für den Ausbau der Abfallverwertungsanlage
Velsen zu einer Kraft-Wärme-Kopplungsanlage
und den Bau einer Anschlussleitung
an das bestehende Fernwärmenetz
des FVS investieren die Partner nun bis zu
20 Millionen Euro. Wie hoch eine mögliche
öffentliche Förderung ausfallen könnte,
steht noch nicht fest. Sicher ist hingegen,
dass mit den jährlich ausgekoppelten
170.000 MWh Wärme die Klimabilanz der
Fernwärmeversorgung an der Saar sich
noch einmal verbessern wird.
Fertigstellung
Der Baubeginn des Projekts ist für das
erste Quartal 2021 vorgesehen. Die Fertigstellung
soll dann bis zur Heizperiode
2022/23 erfolgen. (202371301)
LL
www.steag.com
Industry
News
Company
Announcements
AUMA supports offshore platforms
AUMA electric actuators are increasingly
being deployed on offshore converter platforms
providing high voltage direct current
transmission (HVDC) for wind farms. Approximately
150 AUMA SQ part-turn actuators
with intelligent AC actuator controls
ensure reliable valve automation on the
BorWin gamma converter platform in the
North Sea, for example. AUMA will also
supply actuators for the DolWin kappa
platform that is currently under construction.
Both offshore platforms are owned by
TenneT, one of the leading transmission
system operators in Europe.
A converter platform turns the threephase
alternating current produced by offshore
wind turbines into direct current for
efficient transport to the mainland. The
valve actuators are mainly required for
cooling systems that remove heat from the
converter electronics. As all the equipment
must operate in an isolated marine environment,
often 100 km or more from the
coast, AUMA actuators are ideal for such a
challenging task: their robust design and
durable components ensure that they can
operate unattended for long periods and
with minimal maintenance.
Offshore customers benefit from AUMA’s
full service portfolio, and an AUMA service
technician recently traveled by helicopter
to the BorWin gamma platform to retrofit
additional interfaces. AUMA service technicians
are available worldwide who – besides
being experts in AUMA technology –
have completed all the safety training that
qualifies them to work offshore.
“AUMA actuators are installed on a large
number of offshore platforms around the
world, in the context of both oil and gas
production and offshore wind farms, as in
this example,” says Andreas Horn, team
leader Service at AUMA. “For our customers,
the reliability of our products is one
key reason to choose AUMA actuators. Another
is the fact that we can ensure that
they get the same fast and competent service
offshore as onshore.”
Approximately 150 AUMA electric actuators
provide reliable valve automation on
the BorWin gamma converter platform in
the North Sea.
LL
www.auma.com
SPX Cooling Technologies gibt die
CTI-/Eurovent-Zertifizierung ihrer
Marley® CP Glasfaser-Kühltürme
bekannt
• Die einzigartige Gegenstrombauweise
erfüllt höchste Anforderungen im
Hinblick auf platzsparenden und
geräuscharmen Betrieb in HLK- und
Industrie-Anwendungen
(spx) SPX Cooling Technologies, Inc., der
führende Komplettanbieter für Verdunstungskühltürme,
gibt die Zertifizierung
seines saugbelüfteten Marley® CP Glasfaser-Kühlturms
durch das Cooling Technology
Institute (CTI) und durch Eurovent
bekannt.
Der saugbelüftete Marley CP Glasfaser-Gegenstromkühlturm
wurde speziell
für Anwendungen entwickelt, in denen ein
platzsparender und geräuscharmer Betrieb
erforderlich ist. Die äußere GFK-Struktur
ist überaus korrosions- und chemikalienbeständig
und wird durch einen inneren
Stahlrahmen verstärkt. Der Kühlturm ist
werkseitig vormontiert, teilmontiert oder
vollständig zerlegt zur Montage vor Ort erhältlich.
Diese Produktlinie umfasst Zellen in 13
unterschiedlichen Gehäusegrößen und
Kühlleistungen von 48 bis 1865 m3/h (210
bis 8210 gpm) mit einer maximalen thermischen
Kühlleistung von 6664 kW (1516
Tonnen) pro Zelle unter CTI/Eurovent
Standardbedingungen. Die große Auswahl
möglicher Einbauten erlaubt die Kühlung
unterscheidlichster Wasserqualitäten (sauber
bis schmutzig). Der Kühlturm ist für die
anspruchsvollste Industrieanforderungen
und Wassertemperaturen von bis zu 80°C
ausgelegt. Die Komponenten des Marley
CP-Kühlturms entsprechen dem Regelwerk
Eurocode 3 für Stahlbauten (DIN EN 1993
einschließlich Nationaler Anhang Deutschland).
Alle Modelle sind mit einem integrierten
Getriebes und optional mit einem geräuscharmen
Ventilator ausgestattet. Mithilfe
der Dreizug-Einlass-Jalousien können
Spritzverluste reduziert, Vereisungen bei
kalten Temperaturen minimiert und das
Wasserauffangbecken vor Sonneneinstrahlung
und damit einhergehendem Biofilmwachstum,
darunter auch Legionellen, geschützt
werden. Die Kühltürme können
entweder mit einem integrierten Kaltwasserbecken
aus GFK oder mit einem bauseitigen
Betonbecken montiert werden.
Mehrzellige Türme können in Reihe oder in
Back-to-Back-Aufstellung montiert werden.
LL
www.spxcooling.com
30

VGB PowerTech 7 l 2020
Industry News
Bilfinger: Order volume for
Hinkley Point C exceeds half
a billion Euros
(bilfinger) Moreover, with the elevation to
Tier 1 supplier status, Bilfinger is now also
positioned as a preferred partner for future
nuclear projects.
Two additional contracts worth €400 million:
Bilfinger to provide execution design,
supplier management, procurement, pipework
fabrication and construction works
for Nuclear Steam Supply System (NSSS)
and Balance of Nuclear Island (BNI)
Delivery of the two new contracts begins
immediately and continues until 2025
Bilfinger’s current volume of work for the
new nuclear power plant Hinkley Point C
(HPC) in England now exceeds the half a
billion Euros mark. The Group’s references,
proven track record in large-scale nuclear
new-build projects and its close working
relationship with HPC were key factors for
the award of the work to Bilfinger. The significance
of the new contracts is underscored
by Bilfinger’s elevation to a Tier 1
supplier to the project, one of a small number
of selected partners who form the strategic
steering committee and who together
are preferred suppliers for future projects.
In June 2020, Bilfinger was awarded two
new, additional framework contracts by
HPC for NSSS (Nuclear Steam Supply System)
and BNI (Balance of Nuclear Island)
with a combined volume of ~€400 million.
The contracts will be booked in tranches
under Bilfinger’s Technologies and Engineering
& Maintenance Europe segments.
The work on the two contracts will begin
immediately and continue until 2025.
Most recently, Bilfinger had booked contracts
for the Balance of Plant (BoP) package
as well as design preparation and planning
work for the solid waste treatment
systems.
Bilfinger CEO Tom Blades: “Crossing the
half-billion order intake threshold and our
subsequent recognition as a strategic partner
through the Tier 1 status is a tremendous
achievement for Bilfinger. We are
proud to be an integral part of the HPC project
and look forward to many future opportunities
with EDF.”
Simon Parsons, Hinkley Point C MEH Programme
Director, said: “We are delighted
to be able to extend our relationship with
Bilfinger, with the award of these additional
work packages. A primary factor in our
decision was not only Bilfinger’s ability to
demonstrate their experience and expertise
in delivering large scale nuclear construction
projects but also their commitment
and ethos to working within a trusted
partnership.”
LL
www.bilfinger.com
ABB schliesst Verkauf von
Power Grids an Hitachi ab
• Joint Venture Hitachi ABB Power Grids
nimmt Geschäftstätigkeit auf
• ABB fokussiert ihr Portfolio auf
Industriekunden
• Nettoerlöse sollen wie geplant an
Aktionäre ausgeschüttet werden
(abb) Mit dem planmäßigen Abschluss des
Verkaufs von 80,1 Prozent ihres Stromnetze-Geschäfts
an Hitachi, hat ABB heute bei
ihrer Transformation zu einem dezentralisierten,
globalen Technologieunternehmen
einen wichtigen Meilenstein erreicht.
Dank der Devestition kann sich ABB auf
wichtige Markttrends und Kundenbedürfnisse
konzentrieren. Dazu gehören etwa
die Elektrifizierung von Verkehr und Industrie,
automatisierte Produktionsprozesse,
digitale Lösungen oder die nachhaltige
Steigerung der Produktivität.
„Der Abschluss des Verkaufs von Power
Grids an Hitachi ist ein wichtiger Wendepunkt
in der Geschichte unseres Unternehmens.
Seit der Ankündigung dieses Vorhabens
hat ABB auf ihrem Weg hin zu einem
stärker kundenorientierten Unternehmen
mit einer vereinfachten Organisation bereits
deutliche Fortschritte gemacht. Wir
sind überzeugt, mit Hitachi den besten Eigentümer
für den Geschäftsbereich und seine
weitere Entwicklung gefunden zu haben.
Dabei kann Hitachi auf dem soliden Fundament
aufbauen, das wir als ABB für Power
Grids gelegt haben,“ sagte Peter Voser, Verwaltungsratspräsident
von ABB. „ABB hält
an ihrer Absicht fest, die Nettoerlöse aus der
Transaktion für ein Aktienrückkaufprogramm
zu verwenden. Dieses Programm
soll unter Berücksichtigung der jeweiligen
Umstände auf effiziente und verantwortungsvolle
Weise umgesetzt werden.“
In Übereinstimmung mit dem Programm
zur Optimierung der Kapitalstruktur des
Unternehmens beabsichtigt ABB, die aus
dem Verkauf des Bereichs Stromnetze erzielten
Nettoerlöse in Höhe von
7,6 bis 7,8 Milliarden US-Dollar an ihre
Aktionäre auszuschütten. Geplant ist, nach
Bekanntgabe der Finanzergebnisse für das
zweite Quartal 2020 zunächst ein Programm
zum Rückkauf von zehn Prozent1
des ausgegebenen Aktienkapitals zu lancieren.
Das entspricht rund 180 Millionen
Aktien, nach Abzug eigener Aktien.
Das Aktienrückkaufprogramm soll über
eine zweite Handelslinie an der SIX Swiss
Exchange eröffnet werden und bis zur
ABB-Generalversammlung am 25. März
2021 laufen. ABB beabsichtigt, den Aktionären
bei dieser Generalversammlung die
Vernichtung der über dieses Programm
erworbenen Aktien vorzuschlagen und
weitere Details zum laufenden Programm
zur Optimierung der Kapitalstruktur bekannt
zu geben. Ihr „Single-A“-Kreditrating
will ABB aufrechterhalten.
„Mit dem Verkauf ist ABB gut für die Zukunft
positioniert und legt nun den
Schwerpunkt insbesondere auf Industriekunden.
Wir werden unsere Technologieführerschaft
und unsere Leidenschaft für
Innovation nutzen, um für unsere Kunden,
Mitarbeitenden und Aktionäre überdurchschnittlichen
Mehrwert zu schaffen. Dazu
entwickeln wir unser dezentralisiertes Geschäftsmodell
weiter, stärken unsere leistungsorientierte
Kultur und treiben unser
aktives Portfoliomanagement voran,“ sagte
Björn Rosengren, CEO von ABB.
ABB ist langjähriger Partner von Hitachi
und wird zunächst 19,9 % ihrer Anteile
am Geschäftsbereich Stromnetze behalten.
Das Joint Venture mit Hauptsitz in der
Schweiz wird unter dem Namen Hitachi
ABB Power Grids firmieren. Mit einem
Jahresumsatz von rund 10 Mrd. US-Dollar,
etwa 36‘000 Mitarbeitenden und Kunden
in über 90 Ländern, ist es weltweit führend
bei Stromversorgungssystemen. Dem Verwaltungsrat
gehören unter anderem ABB-
CFO Timo Ihamuotila und das ehemalige
ABB-Konzernleitungsmitglied Frank Duggan
an. Geleitet wird Hitachi ABB Power
Grids von Claudio Facchin als CEO.
Die mit Hitachi vereinbarten und am 17.
Dezember 2018 kommunizierten Konditionen
bleiben unverändert. Für den gesamten
Geschäftsbereich wurde ein Unternehmenswert
von 11 Mrd. US-$ festgelegt.
ABB kann drei Jahre nach Abschluss der
Transaktion eine vereinbarte Option für
den Verkauf ihrer restlichen 19,9 % der
Anteile ausüben. (202371312)
LL
www.abb.com
Air Products and thyssenkrupp
sign exclusive strategic
cooperation agreement for worldscale
electrolysis plants to
generate green hydrogen
(thyk) Air Products (NYSE:APD), a world
leader in industrial gases megaproject development,
and thyssenkrupp Uhde Chlorine
Engineers, the world leader in technologies
and comprehensive solutions for
large-scale electrolysis plants, today announced
the signing of a Strategic Cooperation
Agreement (SCA). The two companies
will collaborate exclusively in key regions,
using their complementary technology,
engineering and project execution
strengths to develop projects supplying
green hydrogen.
thyssenkrupp will deliver its technology
and supply specific engineering, equipment
and technical services for water electrolysis
plants to be built, owned and operated
by Air Products. The collaboration
leverages thyssenkrupp’s technology supporting
Air Products’ development of green
hydrogen as an energy carrier for sustainable
transportation, chemicals and power
generation.
31

Industry News VGB PowerTech 7 l 2020
VGB-FACHTAGUNG | PROGRAMMUPDATE
DAMPFERZEUGER, INDUSTRIE- UND
HEIZKRAFTWERKE & BHKW 2020
mit Fachausstellung
NEUER VERANSTALTUNGSTERMIN: (23.) 24. UND 25. NOVEMBER 2020 | PAPENBURG
VERANSTALTUNGSORT
Hotel Alte Werft 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.
Parallel zur Fachtagung findet am 24. November 2020 die Sektion
„BHKW“ statt.
L www.hotel-alte-werft.de
TAGUNGSPROGRAMM
Konferenzsprache: Deutsch
(Änderungen vorbehalten)
11:30
bis
17:0 0
MONTAG, 23. NOVEMBER 2020
1) Sitzung „TC Konventionelle Kraftwerke“
Werner Hartwig, VGB PowerTech e.V.
2) Sitzung „PG BHKW“
Andreas Böser, VGB PowerTech e.V.
DIENSTAG, 24. NOVEMBER 2020
08:00 Registrierung & Besuch der Fachausstellung
Sektionsleitung: Michael Schütz, RWE AG, Essen
Werner Hartwig, VGB PowerTech e.V., Essen
09:00 Begrüßung
NEUER TERMIN UND VOR-ORT-KONZEPT
Die Entscheidung für eine Terminverschiebung von März in den
November 2020 wurde in enger Abstimmung mit dem örtlichen
Gesundheitsamt Emsland/Leer und dem Tagungshotel in Papenburg
verantwortungsbewusst getroffen.
Am neuen Termin (23.) 24. bis 25. November 2020 können alle
notwendigen Maßnahmen, wie ein koordiniertes Schutz- und Hygienemaßnahmenkonzept,
am Tagungsort zur Sicherung unser aller
Gesundheit und Sicherheit umgesetzt werden.
Gleichzeitig basieren wirtschaftliches Handeln sowie der Austausch
von Expertenwissen auf der Pflege von persönlichen Kontakten.
Gerade in Krisensituationen ist dies ein wichtiges Instrument,
um vorhandene Netzwerke zu stabilisieren.
Auf Wiedersehen in Papenburg!
09:15
V 01
09:45
V 02
10:15
V 03
Wie geht es nach dem Kohleausstieg weiter?
Prof. Dr. Klaus Görner, Universität Duisburg-Essen
Die neue 13. BImSchV – Finden Luftreinhaltung und
Energiewende endlich zusammen?
Dr.-Ing. Martin Ruhrberg, BDEW Bundesverband der
Energie & Wasserwirtschaft e.V., Berlin
Jenseits der Kohle, jenseits des Holzes,
die Fabrik als Wald
Marinus Tabak, RWE Generation NL, Niederlande
10:45 Kaffeepause in der Ausstellung
11:30
V 04
12:00
V 05
Gas in zukünftigen Energiesystemen
Dr. Manfred Lange,
Gas- und Wärme Institut Essen e. V.
Neuer Differenzialantrieb zur effizienten Drehzahlregelung
von Pumpen und Kompressoren
DI Maximilian Hehenberger, MBA,
SET GmbH, Österreich
12:30 Networking-Lunch in der Ausstellung
ONLINEANMELDUNG & INFORMATIONEN
L www.vgb.org/dihkw_bhkw_2020.html
14:00
V 06
14:30
V 07
Aktivkohle-Dosieranlage Lippendorf –
Konzept, Errichtung und Betrieb
A. Schröter, Ch. Rönisch, O. Höhne,
LEAG Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus
Praktische Erfahrung mit dem
Lecksuchsystem Distran Ultra
Walter Umbricht, Distran, Zürich, Schweiz
Jörg Schubert, RWE Power AG, Kraftwerk Neurath
Bleiben Sie mit uns in Kontakt, digital und aktuell!
‣ Newsletter subscription | www.vgb.org/en/newsletter.html
32

VGB NEUER PowerTech VERANSTALTUNGSTERMIN:
7 l 2020
(23.) 24. UND 25. NOVEMBER 2020
PAPENBURG
Industry News
| PROGRAMMUPDATE
15:00
V 08
Schäden im Wasser- und Dampfkreislauf
durch Abweichungen bei der Wasserchemie
Dr. Christian Ullrich, VGB PowerTech e.V., Essen
16:10 Treffpunkt Tagungsbüro – Werftbesichtigung
19:00 Abendessen in der „Alten Werft“
DIENSTAG, 24. NOVEMBER 2020
BHKW-Sektion (Raum Elbe 1)
B 01 –
B 07
Sektionsleitung: Steffen Lilienthal, HKW Cottbus mbH;
Andreas Böser, VGB PowerTech e.V., Essen
09:00 Begrüßung der BHKW-Sektion
09:15
B 01
09:45
B 02
10:15
B 03
Umstellung eines Wärmestandortes von Kohle
auf Gas – HKW Stuttgart-Gaisburg
Jens Rathert, EnBW, Stuttgart
Die Aufgaben des Schmieröls im Gasmotorenbetrieb
Thijs Schasfoort, Petro-Canada Lubricants, Niederlande,
Stephan Conradt, Petro-Canada Lubricants, Dresden
Gasmotoren KWK für erneuerbare Brennstoffe
Dr. Klaus Payrhuber, Dr. Michael Url,
INNIO Jenbacher GmbH & Co. OG, Austria
10:45 Kaffeepause in der Ausstellung
11:30
B 04
12:00
B 05
Monitoring von Schmierstoffen und Gasmotoren –
Welchen Beitrag die Schmierstoffanalytik leistet
Stefan Mitterer, OELCHECK GmbH, Brannenburg
Der Begriff des Standes der Technik in Bezug auf
BImSchG und MVP-/LCP-Richtlinie mit Umsetzung
durch 44. sowie 13. BImSchV
Stefan Hüsemann, Betreuungsgesellschaft für
Umweltfragen Dr. Poppe AG, Kassel
12:30 Networking-Lunch in der Ausstellung
14:00
B 06
15:00
B 07
Chance der Sektorenkopplung
für großtechnische Verbrennungsanlagen
Marc Jedamzic, Mitsubishi Hitachi Power
Systems Europe GmbH, Duisburg
BHKW-Technologie für
„grün“ erzeugten Wasserstoff
Stefan Knepper, F&E 2G Energietechnik GmbH, Heek
15:45 Abschlussdiskussion
16:00 Ende der Veranstaltung
MITTWOCH, 25. NOVEMBER 2020
09:00 Besuch der Fachausstellung
Sektionsleitung: Thomas Bahde, Vattenfall Wärme AG,
Berlin; Werner Hartwig, VGB PowerTech e.V., Essen
09:30
V 09
10:00
V 10
Entwicklungspfade Thermischer Kraftwerke auf
dem Weg zur EU-Kohlenstoffneutralität:
Biomasse – Wasserstoff – Power to X
Dr.-Ing. Christian Bergins,
Prof. Dr.-Ing. Emmanouil Kakaras
und Dipl.-Ing. Falk Hoffmeister, Mitsubishi Hitachi
Power Systems Europe GmbH, Duisburg
Entwicklung eines Beschichtungskonzepts zum
Korrosionsschutz von Überhitzerstählen bei
Biomasse (Mit-) Verbrennung in Kohlekraftwerken
Dr. Mario Rudolphi,
DECHEMA-Forschungsinstitut, Frankfurt
10:30 Kaffeepause
11:00
V 11
11:30
V 12
12:00
V 13
StoreToPower-Pilotanlage zur Entwicklung eines
Wärmespeicherkraftwerks im Rheinischen Revier
Dr. Witold Arnold, RWE Power AG, Essen
Inbetriebnahmeprüfung von Kraftwerksanlagen
nach BetrSichV
Florian Birkeneder,
TÜV Rheinland Industrie Service, Berlin
„Gore System“ im Anwendungsfall
Philipp Schauer, eins-energie in sachsen, Chemnitz
12:30 Networking-Lunch in der Ausstellung
14:00
V 14
14:30
V 15
15:00
V 16
15:30
bis
16:00
Vorstellung der neuen Q 101 Dämmarbeiten
an Kraftwerkskomponenten
Thomas Ortlieb, G&H Isoliertechnik, Speyer
Technische Lösungen für zukünftige
Emissionsgrenzwerte
Thomas Schröder, SAACKE GmbH, Bremen
GWK flexibler als man denkt
N.N.
Abschlussdiskussion mit
anschließendem Farewell-Coffee
16:10 Treffpunkt Tagungsbüro – Werftbesichtigung
19:00 Abendessen in der „Alten Werft“
ORGANISATORISCHE HINWEISE
VERANSTALTUNGSORT
Hotel Alte Werft Papenburg
ONLINEANMELDUNG & INFORMATIONEN
www.vgb.org/dihkw_bhkw_2020.html
bis zum 3. November 2020 (Redaktionsschluss des Teilnehmerverzeichnisses,
spätere Anmeldung, auch vor Ort, möglich).
TEILNEHMERGEBÜHREN
Teilnahmegebühren
VGB-Mitglieder 790,00 €
Nichtmitglieder 990,00 €
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33

Events in brief VGB PowerTech 7 l 2020
52. KRAFTWERKSTECHNISCHES
KOLLOQUIUM
am 6. und 7. Oktober 2020
Air Products and thyssenkrupp sign exclusive strategic cooperation agreement for world-scale
electrolysis plants to generate green hydrogen. Electrolysis plant.
“The SCA with thyssenkrupp is an important
element of our value chain in developing,
building, owning and operating worldscale
projects and supplying green hydrogen
for mobility, energy and industrial applications.
We look forward to applying our
complementary strengths and delivering
substantial sustainability benefits through
transformational green hydrogen projects,”
said Dr. Samir J. Serhan, Chief Operating
Officer at Air Products.
“We are proud to cooperate with Air
Products in making value chains for fuels,
chemicals, and industry feedstocks sustainable.
Large-scale electrolysis is the key
technology to connect renewable power to
the different sectors of mobility and industry.
As a world market leader in electrolysis
we bring in both: technology and production
capacity at scale. Already today, we are
set to supply one gigawatt for water electrolysis
plants per year, and we are prepared
to ramp up the capacity in this rapidly
evolving market,” said Denis Krude, CEO
at thyssenkrupp Uhde Chlorine Engineers.
thyssenkrupp has developed high-efficiency
alkaline water electrolysis technology.
With more than 600 projects and electrochemical
plants worldwide with a total
rating of over 10 gigawatts realized, thyssenkrupp
has extensive in-depth knowledge
in the engineering, procurement, and
construction of these plants.
Matching the need for low-CAPEX, low-
OPEX, reliable technology and solid project
execution to make world-scale green
hydrogen projects feasible, Air Products
and thyssenkrupp are committed to deploying
economic green hydrogen plants in
the gigawatt size.
(202371044)
LL
www.thyssenkrupp-industrialsolutions.com
Events in brief
Enlit Europe rescheduled
to November 2021
Online platform just started
• Enlit Europe moves to a new dateline of
30 November – 2 December 2021.
• Online platform just started.
As a result of both the directions provided
by the European Centre for Disease Prevention
and Control and Italian governmental
public health authorities, we are obliged to
reschedule the event to best ensure the
safety of our customers, attendees, staff
and suppliers. Enlit Europe will now take
place on 30 November – 2 December 2021
at Fiera Milano di Rho, Milan.
Stay tuned for the Online Platform
This major resource was intended to be
launched at Enlit Europe in Milan. Yet,
with the physical event being rescheduled
to take place in 2021, one thing is clear –
our need to accelerate the development of
this online platform is critical.
From July 2020 onwards, Enlit Europe
will host its programme online, through
live sessions, interviews, panel discussions,
networking breakout sessions, we will
make sure the discussion happens online in
an environment that is beneficial to our
community.
Interested in signing up for this platform?!
LL
www.enlit-europe.com
• Präsenz
• Web
• Hybrid
(kwt) 2020 ist ein besonderes Jahr. Die Digitalisierung
bringt viele Vorteile – dennoch
bleiben persönliche Kontakte sehr
wichtig. Für das 52. Kraftwerkstechnische
Kolloquium haben wir gemeinsam mit dem
Internationalen Congress Center Dresden
ein zertifiziertes Veranstaltungs- und Hygienekonzept
entwickelt, das ein persönliches
Treffen mit Fachvorträgen und Firmenmesse
ermöglicht.
Daher planen wir eine Präsenzveranstatung
und bereiten zeitgleich eine Webveranstaltung
für all diejenigen vor, die nicht
vor Ort in Dresden dabei sein können..
Themenschwerpunkte 2020
• Innovationen/ Innovationen in der
Energietechnik (Kernthema der
Plenarveranstaltung und der
Podiumsdiskussion)
• Neubau- und Pilotprojekte in der
Kraftwerkstechnik
• Integration regenerativer
Energieträger/ Sektorkopplung
• Energiespeicher
• Versorgungsnetze
• Verbrennung und Dampferzeuger
• Kernenergetische Systeme
• Energiemaschinen
• Abgasreinigung
• Prozesssimulation, Messtechnik und
Digitalisierung
• Armaturen und Komponenten
• Betrieb und Instandhaltung
Veranstaltungs- und Hygienekonzept
Vor Ort
In Sachsen sind Veranstaltungen mit unter
1.000 Besuchern unter Einhaltung bestimmter
Regeln derzeit wieder möglich.
Wir freuen uns sehr, dass wir auf Basis der
aktuell geltenden Veranstaltungsregeln
und in Abstimmung mit dem Internationalen
Congress Center Dresden ein Konzept
für die Durchführung unserer Veranstaltung
erstellen konnten. Dieses wurde von
unabhängiger Seite geprüft. Die zugehörige
Bescheinigung ist auf den Webseiten des
Kraftwerkstechnischen Kolloquiums einsehbar.
Ob Vor Ort oder digital – in jedem Fall
energetisch vernetzt.
LL
www.tu-dresden.de
34

VGB PowerTech 7 l 2020
Technical risk management of hydropower plants
Technical risk management of
hydropower plants
Wolfgang Hamelmann, Klaus Engels and Peter Struckmann
Kurzfassung
Technisches Risikomanagement von
Wasserkraftwerken
Beim Betrieb und der Instandhaltung eines großen
Portfolios von Wasserkraftanlagen besteht
die Herausforderung für den Eigentümer und
Betreiber darin, zu entscheiden, welche Investitionen
zur Risikominderung und welche Instandhaltungsmaßnahmen
wann an erster
Stelle stehen sollten. Dies gilt insbesondere
dann, wenn die Ressourcen an Personal und
Budgets begrenzt sind und die Rentabilität der
Anlagen optimiert werden muss. Die Situation
erfordert eine effiziente und rationale Priorisierung
von Aktivitäten und eine entsprechende
Zuweisung von Budgets. Aber wie können die
richtigen Kriterien und Investitionsprinzipien
bestimmt werden, wenn das Gesamtziel
ein sicherer, zuverlässiger, konformer und wirtschaftlicher
Betrieb der Anlagen ist? Dieser
Beitrag skizziert, wie ein Anlagen-Risikomanagementsystem
bei dieser Bestimmung unterstützen
kann.
l
When operating and maintaining a large
portfolio of hydropower assets, the challenge
for the owner and operator is to decide which
risk mitigation investments and maintenance
activities should come first, and when.
This is especially true when resources in personnel
and budgets are limited, and the profitability
of the plants must be optimized. The
situation requires an efficient and rational
prioritization of activities and corresponding
allocation of budgets. But how can the
right criteria and investment principles be
determined, if the overall target is safe, reliable,
compliant and economical operation of
plants? This article outlines how an asset
risk management system can assist in this
determination.
Uniper is an international energy company
with approximately 11,500 employees and
activities in more than 40 countries. The
group operates around 180 hydropower
plants in Germany and Sweden as well as a
number of coal- and gas-fired powerplants,
with a total installed generation capacity of
about 34 GW, and gas storage sites with a
capacity of approximately 7.9 x 10 9 m 3 . Its
main activities include power generation
in Europe and Russia, as well as global energy
trading, including a diversified gas
portfolio.
Motivation for setting up an asset
risk management system
Since its establishment, Uniper has been
committed to improving the way it manages
asset-related activities at optimum lifecycle
cost, without compromising health, safety
or environmental performance, or its reputation.
The operation of physical power generation
assets is a risk-driven business.
Therefore, operational risks and their mitigation
measures need to be systematically
identified and prioritized to achieve an acceptable
risk profile in an environment of
significant cost pressure; this has led to the
creation of ROME (risk-based O&M excellence),
which allows Uniper to handle assets
in the best way possible, applying a riskbased
approach within a learning organization
aiming for continuous improvement.
ROME is composed of multiple risk management
methodologies that in turn provide
for a safe and efficient generation
business. The main methodologies, Bow-
Tie and AERO (asset engineering risks and
opportunities), applied in Uniper’s hydropower
business (and across the entire generation
fleet), will be presented in the following
sections, as part of the asset risk
management system.
Do we understand what
can go wrong?
Hazard
identification
BowTie, O&M inspections,
insurance audits
Authors
Wolfgang Hamelmann
Asset Risk
Uniper Kraftwerke GmbH
Düsseldorf, Germany
Dr. Klaus Engels
Director Operations Hydro Germany
Uniper Kraftwerke GmbH
Landshut, Germany
Dr. Peter Struckmann
Director Asset Risk
Uniper Kraftwerke GmbH
Düsseldorf, Germany
Do we learn from
incidents?
BSCAT
Root cause
analysis
Learning Organization
Securing compliance to
legislation on Process
Safety
Risk assessment
BowTie
AERO (PT-Risk)
Risk Based Scoping
MOT, OSTRA, RAWE
(Standard) barrier
identification
Do we know what are the
systems in place to
prevent things going
wrong?
BowTie
Fig. 1. The ROME concept for managing operational risks and opportunities.
Do we know that these systems will
work when needed?
Do we know the risk in case of
missing or less effective barriers?
35

Ongoing Review
AERO Site Reviews & Local Risk Management
Technical risk management of hydropower plants VGB PowerTech 7 l 2020
Asset risk management system
Engineering Risk Context
Define risk tolerance and action thresholds
Identify
e.g. plant condition, BowTie surveys, OEM
notifications, incident alerts
Urgent Corrective Action
(if necessary)
Analyze & Evaluate
PT-Risk: document the issue; establish likelihood
and impact with current control measures;
identify further control measures and residual risk
Mitigate
(if necessary)
Plant improvement plan; in-year re-prioritization;
Mid-term-planning
Fig. 2. ISO 31000 Risk management standard principles adopted by Uniper’s Asset Risk
Management System.
Risk Reporting
The Asset Risk Management System follows
the principles of ISO 31000 standard,
as shown in F i g u r e 2 . It is a systematic
process for the identification, valuation
and management of asset (engineering)
risks and performance improvement opportunities,
consisting of two primary elements:
BowTie and AERO. BowTie supports
the identification of risks and is an
input into AERO, the main asset risk management
process. Other risk identification
and management tools and processes (see
F i g u r e 1 ) are run in parallel with Bow-
Tie and AERO, but are not addressed in this
article.
The objectives of Uniper’s asset risk management
process are:
––
ensure a safe and compliant operation;
––
understand the asset risk profile of the
entire portfolio beyond a local site risk
perspective;
––
ensure the operational business remains
within the risk appetite of the company;
and,
––
optimize risk management activities and
resulting investment proposals based on
clear priorities regardless of technology
and country boundaries.
Identification of risks
The early identification of risks is crucial
for an effective management of power generation
assets, so that people, the environment
and asset value can be protected, and
income streams secured. There are various
sources for the identification of operational
risks. In general, these sources are related
to the respective hydropower plant O&M
and surveillance programmes, and include,
among other things:
––
routine visual inspection on periodic
rounds (daily, weekly, twice weekly);
––
measurements from condition monitoring
equipment (equipment sensors, pressure
gauges, piezometers, inclinometers,
level gauges);
––
periodic functional testing of safety relevant
discharge devices (bottom outlet,
spillway gates, weir or outlet gates,
emergency power generators);
––
geodetic surveys of dam structures,
sounding of the river bed for scour or
sedimentation;
––
periodic inspections of plant equipment;
Fig. 3. Example of a BowTie diagram for a generator (incomplete).
36

Failure rate
VGB PowerTech 7 l 2020
Technical risk management of hydropower plants
––
periodic deep dive investigation and expert
reviews of dams and hydraulic
structures;
––
alerts or notifications from manufacturers;
––
incident investigation and root cause
analysis; and,
––
external audits, such as of insurers.
In addition, Uniper has developed and implemented
a structured approach to screen
systematically all power generation assets
for risks by applying the BowTie methodology.
BowTie is a hazard identification methodology
which is widely used in the chemical
and petro-chemical industry. It takes its
name from the shape of the diagram that is
created from the relationship between
threats, which could lead to a critical failure
(the knot), and resulting consequences,
including the available preventive barriers
(measures in place), which can reduce
the likelihood of the incident
occurring, and the available recovery barriers,
which help to reduce the impact of
the incident.
BowTie provides a powerful visual display
(see F i g u r e 3 ) of these connections between
threats, barriers and consequences,
and facilitates the identification of missing
or ineffective preventive or recovery barriers
by answering three fundamental questions
of process safety:
––
What can go wrong? Identifying the
threats.
––
What systems are in place to stop things
going wrong? Identifying existing barriers.
––
Will these systems work effectively when
called upon? Assessing effectiveness.
For the major hydropower plant components,
such as turbines, generators, transformers,
switchyards, gates, different dam
types, and so on, Uniper has developed
BowTie surveys in which respective plant
experts answer questionnaires that enable
a fast and effective barrier health check.
Some barriers are minimum standard
measures for safeguarding an installation,
system or component against a specific
threat, hence classified as ‘expected’. Others
are ‘enhanced’ compared with the reasonably
expected level. This classification
of barriers is based on widely recognized
design principles as well as on the longterm
operational experience of Uniper.
In the case that expected barriers are missing
or deemed ineffective, a ‘quick-check’
risk assessment will be carried out to assess
if this shortcoming could lead to a significant
risk, or if it is tolerable or compensated
in some way. A significant risk is recognized
as a risk that is beyond the company’s
risk appetite, which means that its risk
level has exceeded the predefined risk
thresholds and is not acceptable any more.
When a threshold is exceeded, the risk will
be analysed in more detail as part of the
Risk Level
“High“
“Medium“
“Low“
Intolerable
(Safety / Environment / Regulatory)
If ALARP
(Safety / Environment)
AERO process (see next section and Fig. 6)
and a risk mitigation strategy will be developed.
With the development of BowTie-based engineering
standards, an integrated and holistic
asset risk management process has
been implemented.
Analysis and evaluation of risks
All unacceptable risks resulting from the
BowTie analysis, and any other identified
engineering risks, are fed into Uniper’s
AERO process. AERO is an integral part of
the Uniper Asset Risk Management system
and is intended to manage engineering
risks which have the potential to affect the
key performance areas of Uniper significantly,
namely, the safety of people, the
environment, the regulatory compliance,
the commercial performance and the company’s
reputation. It is designed to allow
plant staff to manage engineering risks by
evaluating the risk situation and defining
the most effective mitigation strategies.
The AERO process delivers credible, reliable
and consistent risk profiles at plant,
river group or portfolio level. It also provides
a platform for recording and assessing
potential opportunity projects that
could be implemented to improve the declared
asset performance. For the analysis
and quantification of risks within AERO,
Uniper applies a web-based software called
PT-Risk, which was developed in-house.
The tool requires users to describe an identified
issue, the resulting risk categories affected
(safety, environmental, regulatory,
cost and reputational), and the corresponding
‘current control measures’ already
in place, which are intended to prevent
the failure or to reduce the consequences
of failure.
In the next step, the risks are quantified
based on the actual situation and considering
the most likely (not worst case!) failure
scenario by assessing probabilities and assumed
impact levels. A risk in this context
is always defined as: risk = probability x
impact.
The software then translates the inputs of
probability and impact into a risk score for
Definition
Tolerable
Broadly Acceptable
Fig. 4. Definition of risk levels in AERO (without pre-defined risk bandings).
Tolerable
subject to detailed, Site-specific, risk
assessment
(Cost / Reputation)
Subject to risk assessment
(Regulatory / Cost / Reputation)
the risk category assessed, and compares it
with pre-defined risk bandings of the respective
risk category, that is, ranges of risk
scores that are defined as high (red/amber),
medium (yellow) or low (green) as
given in F i g u r e 4 .
These risk ranges are different for each risk
category and have been annually defined
and agreed by Uniper’s Risk Committee
(partially consisting of Uniper board members).
They reflect the company’s risk appetite
(its willingness to tolerate or accept
certain risk levels). For example, its risk
appetite for safety, environmental and regulatory
risks differs to its appetite for cost
or reputational risks. Mitigation of high
safety, environmental and regulatory risks
is expected to be done with urgency. If
there is a red risk in any of those three categories,
it is either mitigated immediately
or operations are stopped. Mitigation of
high cost risks, on the other hand, only follows
an evaluation of the financial benefits
of the investment. The risk score enables
Uniper to calculate the business case of a
maintenance activity and to compare risks,
to decide which one should be given a
higher priority.
The failure probability of a component depends
on its actual condition, which is usually
affected by wear and tear and the quality
of maintenance (age is not necessarily a
valid criterion). To link failure probabilities
with component conditions for the assessment
of mechanical and electrical equipment,
Uniper applies the ‘bathtub curve’
(see F i g u r e 5 ), differentiating between
normal, inferior, bad and critical conditions,
and allocating pre-defined failure
probabilities to these conditions, unless
there are other more accurate ways to de-
startup
normal inferior bad critical
Life span
Fig. 5. Bathtub curve linking component conditions
with failure probabilities over the
technical lifespan.
37

Technical risk management of hydropower plants VGB PowerTech 7 l 2020
Fig. 6. Example of a risk quantification in PT-Risk (AERO), before and after mitigation measures.
termine them (history of errors, minor failures
and so on). The definition of failure
probabilities has been carried out by Uniper’s
mechanical and electrical experts in
the past and is based on common industry
standards.
To assess the actual condition of a component
objectively, a concept developed inhouse
called ‘condition indication’ is applied.
The concept determines the actual
condition based on the values of certain
predefined and measurable parameters of
the component. The worst value of all
measured parameters then basically defines
the overall condition of that component.
The objective of Uniper’s risk management
process in this respect is to keep the right
balance between utilizing the full technical
lifetime of a component (for economic reasons)
and staying within the agreed tolerable
risk ranges.
Mitigation of risks
As soon as a risk exceeds a tolerable threshold,
the risk owner (usually the local plant/
site manager and his team) is required to
develop a risk mitigation strategy (maintenance
measures), which either fully mitigates
the risk, or reduces it to an acceptable
level within the company’s risk appetite. In
most cases, the risk mitigation strategy chosen
improves the condition of the equipment
(through refurbishment or replacement)
and thus decreases its failure frequency,
which eventually reduces the risk.
Alternatively, a risk can be mitigated (without
exceeding a risk threshold) if the financial
evaluation of the internal rate of return
(IRR) of reducing the cost risk is above the
company’s investment threshold, which
the software automatically computes for
cost risk assessments.
The risk reduction that will be achieved
with the mitigation strategy selected is captured
in PT-Risk in the after-mitigation scenario
(see righthand side of F i g u r e 6 ).
The software also allows for the assessment
of different mitigation strategies to
identify the most competitive one. After
the risk mitigation strategy has been performed
(a mitigation project has been executed),
the risk score of the after scenario
becomes the new, actual, and now lower,
risk level. This risk level then increases in
the course of further operation and deterioration
of the component along the bathtub
curve until it reaches an intolerable risk
level again.
In general, all risk (mitigation) projects
run through the annual funding process
(mid-term planning) in which risk projects
are prioritized according to the underlying
dominant risk category affected, which
should be the respective driver for executing
the project. Uniper’s Risk Committee
has defined for the asset risk management
process that the highest priority is given to
projects mitigating safety, environmental
and regulatory risks, then cost and reputational
risks. For emerging risks that need to
be mitigated urgently, the company has
also set up an ad-hoc funding process.
When a risk mitigation project has started,
the risk status in the software tool PT-Risk
is changed from ‘Live’ to ‘Live – Further
Control Measures ongoing’, which indicates
that the risk is currently being mitigated.
This is especially important when it
comes to tracking and reporting (see section
7) on the actual risk profiles of plants
Impact
Major
Significant
Moderate
Low
and portfolio, as the risk status is also displayed
in the quarterly risk report generated
from the PT-Risk database. As soon as
the risk has been mitigated, that is the project
has been completed, the risk status in
PT-Risk is set back to ‘Live’, and the scoring
adjusted to reflect the new risk level. Alternatively,
the risk is archived if it was fully
mitigated and cannot re-appear.
Ongoing risk review
To ensure that Uniper’s assets are always
being operated within the company’s risk
appetite, while trying to utilize fully the
lifetime of the plant component and optimize
the commercial performance of the
plant, all risk entries in PT-Risk need to be
regularly reviewed and updated by the responsible
site experts. This includes continuous
monitoring of the associated condition
of the component to capture any
further progress of deterioration, as well as
a re-assessment of the potential failure impact.
Uniper has introduced regular risk review
meetings on site between the central risk
management department as the owner of
the process, and the local site staff as the
owner of the risks. During these risk review
risk assessment
Low Moderate Substantial High Likelihood
Fig. 7. ‘Heat map’ of Uniper’s quarterly Asset Risk report (without details of impact levels and
likelihoods).
X
38

VGB PowerTech 7 l 2020
Technical risk management of hydropower plants
meetings, the parties discuss and re-assess
any risk entries, as well as any new risks
that have evolved and need to be assessed.
In this process, the central risk manager is
responsible for the overall completeness,
validity and consistency of the risk assessment
carried out by the local site specialist,
to ensure that risk assessments are not biased,
but objective and comparable.
Consequently, it allows a comparison to be
made with risks of other sites and thus a
prioritization of all risk mitigation projects
for an optimal allocation of available risk
mitigation budgets by the company.
Risk reporting
The central asset risk management department
prepares quarterly risk reports from
the PT-Risk database, outlining the highest
risks within the various risk categories and
summarizing the overall risk situation (see
F i g u r e 7 ). For each risk listed in the report,
a short summary of the current risk
status is presented. The report is published
and distributed to Uniper management for
information, so that the actual risk situation
of the asset portfolio can be seen by
the responsible decision makers for any
corrective actions to be taken.
Uniper also applies advanced analytics and
business intelligence IT-tools to visualize
its asset risk portfolio and to make respective
dashboards available online for everyone
at Uniper working on, or interested in,
this topic.
Conclusion
A risk-based systematic approach in the
form of a well-defined asset risk management
system clearly supports an effective
prioritization of required risk mitigation
and maintenance measures, especially for
large portfolios. It facilitates an optimal allocation
of respective budgets to plants
where they are objectively most needed.
The systematic approach also supports
compliance with regulations, and the
transparency this risk management process
produces is highly appreciated by insurance
companies, at times when insurers
are reluctant to insure mixed portfolios, or
are under pressure to step out of some sectors
of the business.
However, the success of an asset risk management
system depends on several factors.
For example, it is vital to set up a
framework first, which defines a company’s
risk aversion and the risk prioritization
principles. Tools for the systematic identification
of risks are required, and the development
of an assessment guideline is crucial
for the consistency and comparability
of risk assessments. Finally, it is very important
to establish a corresponding culture
of thinking in ‘risk dimensions’ in the
organization, which takes time (AERO was
first implemented in 2010, with other
methodologies developed and introduced
in later years).
In summary, it is not always simple to attach
an issue to the actual risk category and
describe the potential failure scenario or
determine the failure probability. However,
a systematic evaluation of probabilities
and impacts ensures consistent ranking of
the identified risks. Estimating probabilities
close to reality protects Uniper against
overspending or taking excessive risks
(with higher failure rates/incidents).
Acknowledgement:
This article was originally published by
Aqua~Media International in The International
Journal on Hydropower and Dams,
Vol. 27, Issue 3, and should not be reproduced
without prior approval and acknowledgement.
l
VGB-Standard
Interaction of Conformity Assessment and Industrial Safety
in Hydropower Plants
Zusammenwirken von Konformitätsbewertung und Arbeitsschutz
in Wasserkraftanlagen
Ausgabe/edition 2017 – VGB-S-033-00-2017-07-EN/ VGB-S-033-00-2017-07-DE
DIN A4, 106 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 180,–, for non mem bers € 240,–, + VAT, ship ping and hand ling.
DIN A4, 106 Pages, Preis für VGB-Mit glie der € 180.–, für Nicht mit glie der € 240,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
European legislation strictly distinguishes between the characteristics and the utilization of work equipment
(“New Approach”).
Products placed on the market can be considered in general as safe (Directive 2001/95/EC on
general product safety).
Products as well are subject to specific safety requirements imposed by Community legislation (CE directives).
Employers can assume that work equipment is safe within the boundaries defined by the manufacturer.
For subcontracted parts, manufacturers can refer to provided certificates and documentation.
In this context, hydropower generation bears some specifics in terms of technology, operational conditions,
regulatory framework and external influences.
VGB PowerTech and experts from various companies agreed to develop a practical guideline to this complex matter for
hydropower operating companies and manufacturers.
This first English edition is based on the second German edition, which includes the outcomes of a comprehensive review
performed by the original authors.
VGB-Standard
Interaction of Conformity
Assessment and Industrial
Safety in Hydropower Plants
1 st English edition, 2017
VGB-S-033-00-2017-07-EN
This document is intended to support the involved parties in achieving compliance for all regulatory requirements and to foster a cooperative
project realization.
The guidance provided in this document assumes the correct technical characteristics for all components of a product.
Chapter 4 provides a general overview on hydropower generation, which allows a first introduction into this complex matter,
while the remaining chapters are essential.
In Chapter 11, practical hydropower examples are described.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB PowerTech e.V.
* Für Ordentliche Mitglieder des VGB ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.
VGB PowerTech Service GmbH
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany
Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop
39

Optimierte Instandhaltungsstrategien in der thermischen Abfallverwertung VGB PowerTech 7 l 2020
Optimierte Instandhaltungsstrategien
in der thermischen Abfallverwertung
Künstliche Intelligenz und High Quality Key Performance
Indicators steigern Verfügbarkeit
Mariusz Maciejewski und Harald Moosandl
Abstract
Optimised maintenance strategies in
thermal waste utilisation
Artificial intelligence and high quality key
performance indicators increase availability
Currently, thermal waste treatment plants are
virtually used to capacity, mostly operating at
maximum utilization capacity. After technical
optimizations in recent years, in most cases a
further increase in the throughput can only be
achieved by increasing the hours of operation
and thus reducing the downtimes. First of all,
these goals can be achieved by means of optimized
strategies like a predictive and thus condition-based
maintenance.
An innovative system of STEAG Energy Services
GmbH (SES) that MVV Umwelt, one of Europe’s
leading companies of the industry, uses in their
plants, already shows how innovative and powerful
methods can be used in practice.
A fundamental prerequisite for this is a continuous
process quality and condition monitoring
of plants and components in thermal waste
treatment plants. Here a central challenge consists
in the task to reliably identify abnormalities
and also creeping changes from the vast
amount of process data provided by modern
control systems in order to react early and thus
in time. Methods for the physical modeling in
predictive maintenance create a crucial basis
for this. Moreover, groundbreaking technologies
like Big Data and machine learning in combination
with AI methods allow to largely automate
the procedures for the modeling and thus
the determination of reference values for the
real-time monitoring of thermal waste treatment
plants. After all, especially the users and
thus the operation management and maintenance
in thermal waste treatment plants benefit
from such developments, as examples from
practice prove.
l
Autoren
Mariusz Maciejewski
Director Sales
STEAG Energy Services,
System Technologies
Essen, Deutschland
Harald Moosandl
Stellv. Abteilungsleiter TU.T
MVV Umwelt GmbH
Mannheim, Deutschland
Thermische Abfallbehandlungsanlagen
(TAB) sind derzeit nahezu ausgelastet und
arbeiten zumeist mit maximaler Verwertungskapazität.
Nach technischen Optimierungen
in den letzten Jahren ist eine weitere
Steigerung des Durchsatzes meist nur durch
eine Erhöhung der Betriebsstunden und damit
einer Reduzierung der Stillstandzeiten
möglich. Diese Ziele sind vor allem mit optimierten
Strategien wie einer prädiktiven und
damit zustandsorientieren Instandhaltung
zu erreichen.
Eine innovatives System der STEAG Energy
Services GmbH (SES), das die MVV Umwelt,
eines der führenden Unternehmen der Branche
in Europa, in ihren Anlagen einsetzt,
zeigt bereits, wie innovative und leistungsfähige
Methoden in der Praxis genutzt werden
können.
Eine wesentliche Voraussetzung hierfür ist
eine kontinuierliche Prozessgüte- und Zustandsüberwachung
von Anlagen und Komponenten
in TAB. Eine zentrale Herausforderung
besteht dabei darin, aus der Fülle an
Prozessdaten, die moderne Leitsysteme bereitstellen,
zuverlässig Auffälligkeiten und
auch schleichende Veränderungen zu identifizieren,
um hierauf früh- und damit rechtzeitig
reagieren zu können. Eine entscheidende
Basis hierfür schaffen Methoden zur physikalischen
Modellbildung in der prädiktiven
Instandhaltung. Wegweisende Technologien
wie Big Data und Machine Learning ermöglichen
es in Kombination mit KI-Methoden
überdies, die Verfahren zur Modellbildung
und damit die Ermittlung von Referenzwerten
zur Echtzeitüberwachung von TAB weitestgehend
zu automatisieren. Von solchen
Entwicklungen profitieren letztendlich vor
allem die Anwender und damit die Betriebsführung
und Instandhaltung in TAB, wie
Beispiele aus der Praxis belegen.
Aufgrund der Fortschritte im Bereich der
Leitsysteme lassen sich heute sensorbasierte
Daten in TAB in Echtzeit erfassen. Solche
Daten sind oftmals in einer zentralen
Datenbank gespeichert und stehen daher
bei Bedarf der gesamten Organisation zur
Verfügung.
Gleichzeitig ist es schwierig, aus der Fülle
an Daten aussagekräftige Informationen
zum Zustand von Anlagen und Komponenten
in einer TAB zu erhalten, zumal ständig
wechselnde externe Faktoren wie Wetter,
Abfallqualität, Last, Schadstoffe, etc. das
Personal vor zusätzliche Herausforderungen
stellt.
Veränderungen frühzeitig
und verlässlich erkennen
Um rechtzeitig auf Auffälligkeiten in Anlagenprozessen
reagieren zu können, ist es
entscheidend, frühzeitig und gesichert
Veränderungen im Betriebsverhalten zu erkennen,
die möglicherweise auf sich anbahnende
Schäden und erhöhte Verluste
hindeuten. Sind solche Informationen unmittelbar
verfügbar, ermöglicht das prädiktive
Instandhaltungsstrategien und in
der Folge gleichsam zeitige wie gezielte
Reaktionen, noch bevor konkrete Schäden
oder gar ungeplante Anlagenstillstände
drohen.
SR::SPC ist ein in der Praxis bereits vielfach
bewährtes intelligentes Frühwarnsystem
von SES für die kontinuierliche Prozessgüte-
und Zustandsüberwachung technischer
Anlagen und deren Prozesse. Mit
Predictive Analytics, einer der derzeit
wichtigsten Big Data-Trends, überwacht
das System kontinuierlich den aktuellen
Zustand einer Anlage oder Komponente
und vergleicht diesen in Echtzeit mit zuvor
ermittelten Referenzwerten. Ergeben sich
relevante Abweichungen zwischen Ist- und
Referenzwert, wird automatisch ein Alarm
erzeugt, sodass sofort reagiert werden
kann.
Eine KI-basierte Erweiterung des Frühwarnsystems
(SR::SPC ML) für die prädiktive
Instandhaltung in TAB nutzt nun konsequent
die Potenziale wegweisender
Technologien wie Big Data und Machine
Learning. Veranschaulicht werden soll dies
zunächst anhand der Methoden der physikalischen
Modellbildung in der prädiktiven
Instandhaltung.
Modellbildung in der
prädiktiven Instandhaltung
Auf der Grundlage vorhandener Betriebsmesswerte
werden aus historischen,
40

VGB PowerTech 7 l 2020
Optimierte Instandhaltungsstrategien in der thermischen Abfallverwertung
sensorbasierten Daten digitale Abbilder
(Digital Twins) generiert und kontinuierlich
mit den aktuellen Daten verglichen,
um frühzeitig belastbare Hinweise auf Auffälligkeiten
oder schleichende Veränderungen
einer Anlage zu erhalten. Um solche
Anomalien zuverlässig zu erkennen
und gleichzeitig Phantom-Anomalien zu
vermeiden, dienen zur Modellbildung bislang
zwei unterschiedliche, aber sich
durchaus ergänzende Methoden.
Mit Expertenwissen zu
High-Quality-KPIs
Der HQ-KPI-Ansatz (HQ-KPI: High Quality-Key
Performance Indicator) basiert auf
Expertenwissen, wobei ausgewählte Messungen
und wichtige Kenngrößen überwacht
werden, von denen bekannt ist, dass
sie besonders aussagekräftig für die frühzeitige
Erkennung spezifischer Störungen
in kritischen Anlagenteilen sind.
Auf Basis historischer Daten lassen sich
dann mit Machine Learning-Verfahren und
neuronaler Netze Modelle erstellen, die
das Verhalten im Normalzustand abbilden.
Experten legen die für ein solches Modell
erforderlichen Eingangsgrößen fest. Mithilfe
der Erfahrungen des Bedienpersonals
einer Anlage werden zudem Einfluss- und
Störgrößen definiert. Der Einsatz zusätzlicher
ausgewählter statistischer Methoden
ermöglicht es schließlich, Anomalien robust
und zuverlässig zu erkennen. Ein derartiger
HQ-KPI wird im Anschluss offline
getestet und bei Bedarf korrigiert. Erst
nach einer längeren Prüfung erfolgt die
Freigabe für den Online-Einsatz. Dieses
Verfahren gewährleistet, dass die Anzahl
der Fehlalarme auf nahezu null reduziert
wird, wodurch wiederum das Vertrauen
des Bedienpersonals in das System wächst.
Die ausgewählten überwachten Messungen
oder wichtigen Kenngrößen werden
übersichtlich in einem Cockpit dargestellt,
um auf Basis dieser Informationen über
mögliche weitere Untersuchungen oder
konkrete Instandhaltungsmaßnahmen entscheiden
zu können.
Autonomes Lernen auf Basis
von Big Data
Der beschriebene Prozess lässt sich mit Big
Data-Technologien automatisieren, wobei
die zunächst nicht bekannten Abhängigkeiten
oder Zusammenhänge der Daten
durch entsprechende Algorithmen automatisch
und selbstlernend erkannt werden.
Zur Anomalie-Erkennung von sensorbasierten
Daten dienen Algorithmen wie
der Deep Learning-Autoencoder. Er verwendet
sämtliche verfügbaren Messwertkanäle
und ermittelt selbstständig die Zusammenhänge.
Alle genutzten Messwerte
sind somit sowohl Eingangs- als auch Zielgröße
und müssen nicht, wie beim HQ-KPI-
Ansatz, explizit vorgegeben werden. Die
Ergebnisse (Abweichungen zwischen Erwartungs-
und Ist-Wert) werden in einer
Heatmap dargestellt.
Intelligente Erweiterung
der Verfahren
Die KI-basierte Erweiterung des weiter
oben beschriebenen Frühwarnsystems
kombiniert nun die Vorteile aus beiden Methoden
und ermöglicht eine schnelle Überwachung
aller verfügbaren Messwerte
ohne großen initialen Aufwand. Die Qualität
der Ergebnisse reicht hierbei nahezu an
die HQ-KPIs heran.
Alle relevanten Betriebswerte aus den sensorbasierten
Daten einer Anlage dienen
hierbei als Eingangsgrößen für das System.
Mithilfe von Big Data-Methoden und Machine
Learning identifiziert die Lösung bestehende
Korrelationen und bildet autonom
entsprechende Modelle. Die Algorithmen
des Deep Learning Autoencoders
ermitteln in diesem Zusammenhang aus
den Eingangsgrößen die für die Prozessoptimierung
wichtigen Referenzwerte. Anhand
dieser Referenzwerte lassen sich wiederum
die konkreten Stellgrößen bzw. Parameter
zur Prozessoptimierung festlegen.
Bei Bedarf kann die Erkennungsrate für besonders
wichtige Größen mithilfe der klassischen
Expertenmodelle weiter gesteigert
werden. Da die Verfahren zudem beliebig
skalierbar sind, lassen sie sich „smart“ miteinander
kombinieren, wodurch die lückenlose
Überwachung mit dem neuen
System in wichtigen Bereichen durch den
klassischen und wissensbasierten Ansatz
unterstützt wird.
Innovationsprojekt
„Big Data und KI“
Die beschriebene Lösung für die statistische
Prozesskontrolle hat sich zur kontinuierlichen
Prozessgüte- und Zustandsüberwachung
bereits in der Praxis bewährt, wie
eine Anwendung bei der MVV Umwelt belegt.
Das Unternehmen ist eine Tochtergesellschaft
des Mannheimer Energieunternehmens
MVV Energie und bündelt alle Aktivitäten
im Bereich der Energieerzeugung
in Europa. Die Gesellschaft verfügt über
eine installierte Leistung von insgesamt
467 MW elektrisch alleine aus erneuerbaren
Energien. Der Großteil wird mit acht
thermischen Abfallverwertungsanlagen
und vier Biomassekraftwerken in Deutschland,
England und Schottland erzeugt,
wobei man jährlich ca. 1,5 Mio. Mg Abfall
und 0,6 Mio. Mg Altholz zu Energie recycelt.
Die Produktionsprozesse, gesteuert
durch moderne Prozessleitsysteme, sind
vollautomatisiert. Je Anlage sind hierzu
mehrere Tausend Sensoren und Aktoren
im Einsatz. In einem Langzeitarchiv werden
seit 1991 alle zwei Sekunden rund
25.000 Messwerte abgespeichert.
Da diese Daten eine Vielzahl an Informationen
über die einzelnen Anlagen liefern,
besteht ein immenses Potenzial, das
Prozesswissen gezielt auszubauen und die
Effizienz sowie Verfügbarkeit der Anlagen
zu steigern. Daher wurde gemeinsam
das Innovationsprojekt „Big Data und
KI“ gestartet. Die darin enthaltenen Projekte
werden in einer zentralen Abteilung
zur Anlagenoptimierung und Digitalisierung
gebündelt und hierbei Methoden
wie Big Data und KI-Technologien
mit ingenieurtechnischem Wissen kombiniert.
Umfang an Prozessparameter
erschwert Überwachung
Durch die fortschreitende Automation der
Anlagen ist zwar der Betrieb mit weniger
Personal möglich. Allerdings wird es hierdurch
schwieriger, alle Prozessparameter
in ausreichender Tiefe zu überwachen, wobei
insbesondere der große Umfang an
Prozessparametern dem Betriebs- und Instandhaltungspersonal
die Einschätzung
und Beurteilung von Teilprozessen oder
Einzelkomponenten erschwert. Um unbemerkte
Verschlechterungen des Anlagenwirkungsgrads
und scheinbar plötzliche
Ausfälle von Komponenten zu vermeiden,
ist eine kontinuierliche Überwachung erforderlich,
die Anomalien rechtzeitig erkennt
und meldet. Hierzu muss der aktuelle
Zustand mit einem auf Basis verschiedener
Einflussfaktoren erwarteten Referenzzustand
verglichen werden. Aus den aufgezeichneten
Messdaten lassen sich aussagekräftige
Referenzmodelle erstellen, die
das Verhalten im erwarteten Zustand abbilden.
Das zu Beginn des Beitrags beschriebene
System von STEAG Energy Services
sowie dessen KI-basierte Erweiterung
wurden ab Oktober 2018 über einen Zeitraum
von sechs Monaten in den thermischen
Abfallverwertungsanlagen der
MVV Umwelt am Standort Mannheim getestet.
Systematische Vernetzung
einzelner Standorte
Eine grundlegende Voraussetzung zur Realisierung
der Digitalisierungsprojekte wie
das Monitoring-System ist die Vernetzung
der einzelnen Standorte in Europa. Im ersten
Schritt wurden hierzu die Prozessanbindungen
auf standardisierte Schnittstellen
aufgerüstet, eine zentrale IIoT-Plattform
(Industrial Internet of Things)
aufgebaut und die Prozessleitsysteme der
Standorte über einen OPC-UA Server mit
dem jeweiligen IIoT-Netzwerksegment verbunden.
Jedes Segment besitzt einen eigenen Koppelrechner,
der die Daten aus dem Leitsystem
über Virtuelle Private Netzwerke
(VPN) an das zentrale Langzeitdatenarchiv
in Mannheim übermittelt. Auch aus dem
41

Optimierte Instandhaltungsstrategien in der thermischen Abfallverwertung VGB PowerTech 7 l 2020
Bild 1. IIoT-Netzwerk.
Büronetzwerk ist der Datenzugriff möglich.
Für die Digitalisierungsprojekte wurde
ein Virtualisierungsserver im Rechenzentrum
in Mannheim eingerichtet, auf
dem u.a. die Systeme für das Monitoring
arbeiten. Die Visualisierung der Mess- und
Ergebniswerte erfolgt über eine Client-
Oberfläche. (B i l d 1 )
Zentraler Bestandteil der Online-Monitoring-Lösung
ist ein Datenmanagementsystem,
in dem die Daten aus dem Langzeitdatenarchiv
zur Prozessüberwachung
importiert werden. Die Konfiguration und
Weiterverarbeitung der Ergebnisse erfolgt
mit einem speziellen Userinterface. Zur
Visualisierung der Messdaten wird ein weiteres
Software-Modul eingesetzt, wobei
die Benutzer im Zeitbereich navigieren
können. Die HQ-KPIs prozessrelevanter
Baugruppen werden wie bereits beschrieben
erstellt und im Anschluss kontinuierlich
überwacht. Bei signifikanter Abweichung
alarmiert das System automatisch.
Die Erweiterung des Systems wiederum
nutzt Methoden des Machine Learning,
um alle verfügbaren Messwerte einer
Anlage auf Anomalien zu untersuchen.
Hierzu bildet es selbstständig aus
gefundenen Korrelationen Referenzwertmodelle.
Für eine zielgerichtete Zuordnung und bessere
Übersichtlichkeit wurde eine anlagenbezogene
Topologie des Systems nach
Dampferzeuger sowie Maschinen- und
Umwelttechnik gewählt, die für jeden
Standort einheitlich ist. Die Gruppen können
beliebig um weitere Komponenten erweitert
werden (B i l d 2 ).
Entwicklung der Key Performance
Indicators
Die KPI-Entwicklung erstreckt sich über
mehrere Phasen und enthält verschiedene
Aufgabenbereiche, weshalb der in
B i l d 3 dargestellte Prozessablauf entwickelt
wurde.
SR-Client
Messwerte/Ergebnisse
Konfiguration
Datenpflege
Datenexport nach Excel
Berichtswesen
Webdienst
TeBis-Schnittstelle
Messwerte
Der Entwicklungsprozess startet mit dem
Vorschlag einer zu überwachenden Teilanlage
oder wird durch eine konkrete Aufgabenstellung
zur Optimierung von Betrieb
oder Instandhaltung angestoßen. Derjenige,
der den Prozess anstößt, wird in der
Regel zum KPI-Agent. Die eigentliche Definition
und Entwicklung übernimmt der
KPI-Designer (entweder der KPI-Agent
selbst oder der Systemexperte aus der
Fachabteilung). Der Systemexperte oder
KPI-Admin überprüft in jedem Fall, dass
die Qualitätsrichtlinien eingehalten werden.
Hierzu zählt, dass
––
die KPI-Nomenklatur eingehalten wird,
––
alle Ausreißerfilter aktiviert sind,
––
ein passender Auswahlfilter erstellt ist,
––
ein Lastindikator vorhanden ist,
––
die Eingangsneuronen alle relevanten
Werte enthalten,
––
ein passender Trainingszeitraum gewählt
wird,
––
die Anzahl der verdeckten Neuronen der
Komplexität entspricht,
SR::x Server (virtuelle Maschine der MW)
lntegriertes System
Daten-
management-
System SR::x
Bild 2. Systemaufbau mit den einzelnen Modulen.
SR::x Vis
Messdaten Visualisierung
SR::SPC
Statistische
Prozesskontrolle
SR::SPC-ML
SmartData
KPI-Funktion Linien-Funktion Definiton Analyse Implementierung Monitoring
KPI-
Agent
KPI-
Designer
KPI-
Admin
• Anlagenfahrer
• Schichtleiter
• Ingenieur B/1
• Anlagenfahrer
• Schichtleiter
• Ingenieur B/1
• AID
• TUT 2
Entwicklung
j
Vorschlag/
Aufgabenstellung
Qualitätstest
n
Funktionstest
n
j
Implementierung
(SPC-Cockpit)
Monitoring
Bild 3. Der Prozess beginnt mit der Definition der Überwachungsgröße, gefolgt von der Analyse
der Einflussgrößen und Erstellung des Referenzwertmodells bis hin zur Implementierung
und Überwachung. Die Genauigkeit der Überwachung hängt im Wesentlichen von der
Qualität der einzelnen KPIs ab. Sie wird daher durch einen Qualitäts- und Funktionstest
gesichert.
––
eine Übereinstimmung von mindestens
80 % bei den Testdaten erreicht wird und
––
die Dokumentation entsprechend erstellt
wurde.
42

VGB PowerTech 7 l 2020
Optimierte Instandhaltungsstrategien in der thermischen Abfallverwertung
Eingehende Qualitätsprüfung
und Funktionstest
Bei Nachbesserungsbedarf sorgen KPI-Designer
und KPI-Admin dafür, dass die geforderte
Qualität erreicht wird. Dem erfolgreichen
Qualitätstest folgt die Funktionsprüfung,
wobei in Zusammenarbeit
zwischen KPI-Agent, KPI-Admin und den
Anlagenverantwortlichen geprüft wird,
ob die Ergebnisse den Funktionskriterien
genügen. Da es hierbei primär darum
geht, wann ein Alarm versendet werden
soll, wurde gemeinsam mit dem Betrieb
und der Instandhaltung ein Standard
entwickelt, der die für jede Komponente
empfohlene Warngrenzen festlegt.
Nach erfolgreichem Funktionstest integriert
der Admin den KPI ins Online-System,
und die kontinuierliche Überwachung beginnt.
Im Rahmen des Evaluationsprozesses wurden
50 Standard-KPIs entwickelt, die für
jede Anlage bei der Eingliederung in das
Monitoring-System erstellt werden und so
alle prozessrelevanten Baugruppen überwachen.
Das User-Interface des implementierten
Systems liefert hierzu eine KPI-Übersicht
aller Anlagen mit der Möglichkeit der einfachen
Navigation in den KPIs, um eine
Einschätzung des aktuellen Prozesszustandes
vornehmen zu können. Die Visualisierungsansicht
enthält neben den Berechnungsergebnissen
alle wesentlichen KPI-
Informationen wie Überwachungsgröße,
Eingangsneuronen, Trainingszeiträume
und Alarmgrenzen. Bei signifikanter Abweichung
vom Referenzzustand werden
der KPI-Agent, die Betriebsingenieure und
die Systemexperten automatisch per Email
alarmiert.
Nachfolgend einige konkrete Praxisbeispiele
aus der MVV Umwelt in Mannheim,
die die Vorteile und auch weiteren Potenziale
des hier beschriebenen Systems verdeutlichen.
Sprengreinigung bei
abfallbefeuertem Dampferzeuger
[-]
1.20
1.15
1.10
1.05
1.00
0.95
0.90
0.85
28.10.2018 25.11.2018 23.12.2018 20.01.2019 17.02.2019 17.03.2019
11.11.2018 09.12.2018 06.01.2019 03.02.2019 03.03.2019 31.03.2019
Bild 4. Der KPI-Verlauf zeigt eine zunehmende Verschmutzung der Heizflächen an.
Die Überhitzer des Dampferzeugers sind
als Berührungsheizflächen im Rauchgasstrom
angeordnet, an denen sich im laufenden
Betrieb Partikel wie Staub und
Asche ablagern. Durch solche Verschmutzungen
reduziert sich der Strömungsquerschnitt
und führt zu einem höheren Druckverlust,
den die Gebläse überwinden müssen.
Ist die maximale Förderleistung
erreicht, kommt es zu Betriebseinschränkungen.
Daher ist es erforderlich, von Zeit
zu Zeit die Heizflächen durch Sprengreinigungen
zu säubern. Ein Kriterium hierfür
ist der Druck im Rauchgaskanal hinter den
Heizflächen. Auf Basis dieses Messwertes
wurde ein KPI entwickelt, dessen Referenzwert
in Abhängigkeit vom Luftvolumenstrom,
der Rauchgastemperatur und dem
Rauchgasdruck vor den Überhitzern bestimmt
wird. Da nach einem Stillstand im
Oktober 2018 die Heizflächen aufgrund
einer intensiven Reinigung sehr sauber waren,
wurde dieses Zeitfenster als Trainingszeitraum
ausgewählt. B i l d 4 stellt den
KPI-Verlauf für das Jahr 2018/19 dar. Die
roten Markierungen dokumentieren eine
[-]
1.25
1.20
1.15
1.10
1.05
1.00
0.95
0.90
0.85
0.80
zunehmende Verschmutzung, die eine Reinigungsmaßnahme
erforderlich macht.
Die Alarmwerte sind so eingestellt, dass
etwa eine Woche Vorlaufzeit besteht, um
die Reinigung zu organisieren, bevor der
Verschmutzungsgrad deutlich zunimmt.
Der abrupte Abfall des KPI nach dem März
2019 signalisiert eine erfolgreiche Durchführung
der Sprengreinigung.
01.06.2018 01.08.2018 01.10.2018 01.12.2018 01.02.2019 01.04.2019
01.07.2018 01.09.2018 01.11.2018 01.01.2019 01.03.2019
Bild 5. KPI Lagerschwingungen des Saugzuggebläses. Anfang September ändert sich das Schwingungsverhalten,
sodass das System eine Alarmmeldung generiert.
Rücksetzung der Kontrollkarten
43

Optimierte Instandhaltungsstrategien in der thermischen Abfallverwertung VGB PowerTech 7 l 2020
Überwachung Lagerschwingungen
des Saugzuggebläses
Durch KPIs werden die Lagerschwingungen
des Saugzuggebläses eines abfallbefeuerten
Dampferzeugers überwacht. Am
1. September 2018 veränderte sich das
Schwingungsverhalten, wobei die Schwingungen
deutlich über den erwarteten Werten
liegen. (B i l d 5 )
Nach Analyse weiterer Prozessparameter
erkannte man eine höhere Rauchgas-Feuchte
und Staubbeladung, die zu vermehrten
Ablagerungen auf dem Laufrad des Gebläses
führen können. Es wurde festgelegt,
dass genauere Untersuchungen vorgenommen
werden sollten, falls sich die Schwingungen
nach den anstehenden Sprengreinigungen
nicht normalisieren. Ende Dezember
2018 verringerten sich jedoch die
Schwingungen, worauf das Überwachungsprogramm
den Alarm beendete. Vorsorglich
wurde der Saugzug beim nächsten Stillstand
gereinigt und kontrolliert.
Bild 6. Auszug Heatmap: Die Messstellen sind auf der horizontalen und der Zeitraum auf der vertikalen
Achse dargestellt. Je stärker die Abweichungen, desto intensiver ist die Blaufärbung
zum betrachteten Zeitpunkt.
Überwachung einer Turbine
mithilfe von Machine Learning
Bei einem Turbosatz einer Turbine analysierte
man über einen Zeitraum von Anfang
2015 bis Oktober 2018 insgesamt 170
Einzelwerte mit SR::SPC ML. Entdeckte
Auffälligkeiten sind in B i l d 6 als Ausschnitt
aus der Heatmap dargestellt.
Während der Analyse wurden Auffälligkeiten
an 16 Messwerten erkannt, die ab Mai
2017 große Abweichungen vom Normalbetrieb
aufwiesen. Eine Erkenntnis aus der
Analyse ergab, dass sich nach einer Revision
im Jahre 2017 eine thermische Verschiebung
in den Generatorlagern einstellte,
wobei sich die Temperatur eines Lagers um
10 K erhöht hatte. Außerdem vergrößerte
sich die Wellenschwingung eines HD-Lagers
der Turbine um das Dreifache. Nach
etwa elf Monaten stiegen die Temperatur
und die Schwingung des Generatorlagers
erneut rapide an. Wenig später fiel der Generator
aufgrund eines Schadens aus. Trotz
Instandsetzung zeigte der Antriebsstrang
nach Inbetriebnahme Mitte 2018 ein höheres
Schwingungsverhalten, wobei insbesondere
das Niederdrucklager der Turbine
als auch die Getrieberitzelwelle Auffälligkeiten
aufwiesen (B i l d 7 ). Die entsprechenden
Messstellen wurden daher als High
Quality-KPIs für eine automatische Alarmierung
bei weiteren Verschlechterungen
nachgebildet. Darüber hinaus beauftragte
man eine auf Schwingungsanalysen spezialisierte
Firma mit einer Ursachenanalyse.
Bild 7. Auffällige Messwerte: Die Wellenschwingung des HD-Lagers hat sich um das Dreifache
vergrößert (A). Nach etwa elf Monaten erhöhten sich die Temperatur und die Schwingung
des Generatorlagers erneut, worauf der Generator kurze Zeit später ausfiel (B). Trotz
Instandsetzung hat der Antriebsstrang nach Inbetriebnahme immer noch ein erhöhtes
Schwingungsverhalten. Besonders auffällig sind das Niederdrucklager der Turbine und
die Getrieberitzelwelle (C).
Hocheffiziente Strategien steigern
Betriebszeiten
Die Erweiterung des Systems zur statistischen
Prozesskontrolle belegt, dass der
konsequente Einsatz KI-basierter Methoden,
wie z.B. Big Data und Machine Learning,
sowie fortschrittliche Algorithmen
wie der Deep Learning Autoencoder die
physikalische Modellbildung in der prädiktiven
Instandhaltung nochmals deutlich
vereinfacht. Die neue Lösung vereint
hierbei die Vorteile von Expertenwissen
(HQ-KPI-Ansatz) mit Big Data-Methoden
für die Automatisierung von Modellierungsprozessen
zur Ermittlung von KPIs
für die kontinuierliche Prozessgüte- und
Zustandsüberwachung. Das Ergebnis ist
eine gezielte Verdichtung einer Vielzahl
von Messdaten zu aussagekräftigen Kennzahlen.
Die größte Stärke des Systems besteht in
der automatischen Überwachung aller
prozessrelevanten Baugruppen und Anlagen,
wodurch Abweichungen im Anlagenverhalten
frühzeitig diagnostiziert werden.
Dies entlastet nachhaltig Betriebsund
Instandhaltungsingenieure, da sie
proaktiv von dem Frühwarnsystem benachrichtigt
werden und somit im Sinne
einer hocheffizienten prädiktiven Instandhaltungsstrategie
stets rechtzeitig reagieren
können. Darüber hinaus unterstützt
das System die Planung von Reinigungs-,
Reparatur- und Revisionsarbeiten, da es
im Vorfeld solcher Aufgaben explizit auf
Anlagenbereiche aufmerksam macht, die
möglicherweise bereits im Zuge der kontinuierlichen
Überwachung auffällig waren.
Diese und weitere Vorteile führen letztendlich
zu positiven Ergebnissen wie eine
Steigerung der Anlagenverfügbarkeit, reduzierte
Stillstandzeiten, einen höheren
Durchsatz und in der Folge zu längeren,
produktiven Betriebszeiten.
l
44

VGB PowerTech 7 l 2020
Refractory linings under thermomechanical aspects
Refractory linings under
thermomechanical aspects
Holger Leszinski and Martin Breddermann
Kurzfassung
Feuerfeste Auskleidungen unter
thermomechanischen Gesichtspunkten
Die Auslegung feuerfester Strukturen erfolgt
üblicherweise aufgrund von Forderungen, die
auf die zu erwartende Ofenatmosphäre zugeschnitten
werden müssen: Dichtigkeit, thermische
und chemische Verträglichkeiten, Minimierung
der Wärmeverluste etc.
Diesbezügliche Erfahrungswerte des Konstrukteurs
und Wärmedurchgangsberechnungen am
regulären Schichtaufbau sollen dafür sorgen,
dass auf die fertiggestellte Anlage Verlass ist.
Thermomechanischen Vorgängen hingegen
wird vergleichsweise wenig Aufmerksamkeit gewidmet.
Oftmals sind es Zwangsspannungen –
im Betrieb hervorgerufen durch behinderte
Temperaturverformung und zum Teil um ein
Vielfaches höher als Spannungen infolge Eigenlasten
oder Ofeninnendruck – welche Anlagenteile
„in die Knie zwingen“ können. Selbst nach
Eintreten derartiger Versagensfälle werden die
Ursachen häufig an falscher Stelle gesucht, unter
anderem weil die thermomechanischen
Wechselwirkungen der einzelnen Strukturkomponenten
nicht bekannt sind oder unterschätzt
werden.
Selbstverständlich kann man sich dem Komplex
Feuerfestbau mit seinen auch in thermomechanischer
Hinsicht zahllosen Unwägbarkeiten nur
annähern; dazu werden im vorliegenden Beitrag
die grundlegenden Mechanismen erläutert,
beispielhafte thermomechanische Betrachtungen
verschiedener Konstruktionsbeispiele
aufgezeigt, und die daraus ableitbaren Möglichkeiten
zur Optimierung der Sicherheit und
Langlebigkeit dargelegt.
l
The design of refractory structures is usually
based on requirements that must be matched
to the expected furnace atmosphere: Tightness,
thermal and chemical compatibility,
minimization of heat losses, etc.
In this respect, the experience of the constructor
and heat transfer calculations on the regular
layer structure are supposed to ensure
that the completed system can be relied upon.
In contrast, comparatively little attention is
paid to thermomechanical processes. Often it
is constraint stresses – during operation
caused by hindrance of temperature deformation
and sometimes many times higher
than stresses due to dead loads or internal
furnace pressure – which can “bring furnace
components to their knees”. Even after the occurrence
of such failures, the causes are often
sought in the wrong direction, among other
things because the thermomechanical interactions
of the individual structural components
are not known or are underestimated.
Of course, it is only possible to approximate
the complex of refractory construction with
its innumerable imponderables, also from a
thermomechanical point of view; for this, in
the given article the basic mechanisms are
explained, exemplary thermomechanical
considerations of various design examples
are shown, and the possibilities for optimizing
safety and service life that can be concluded
from this are presented.
1. Introduction
The design of refractory structures is usually
based on requirements that must be
matched to the expected furnace atmosphere:
Tightness, thermal and chemical
compatibility, minimization of heat losses,
etc.
In this respect, the experience of the constructor
and heat transfer calculations on
the regular layer structure are supposed to
ensure that the completed system can be
relied upon.
In contrast, comparatively little attention is
paid to thermomechanical processes. Often
it is constraint stresses – during operation
caused by hindrance of temperature
deformation and sometimes many times
higher than stresses due to dead loads or
internal furnace pressure – which can
“bring furnace components to their knees”.
Even after the occurrence of such failures,
the causes are often sought in the wrong
direction, among other things because the
thermomechanical interactions of the individual
structural components with each
other – layers, anchorages, brackets, casings
including stiffeners – are not known or
are underestimated. The generous use of
expansion joints, for example, usually falls
short: on the one hand, the tightness of the
system is often at stake in this case, and on
TYPE OF ACTION
Wear due to...
THERMOMECHANICAL
...Constraint
THERMAL
...Temperatures
MECHANICAL
...Erosion
CHEMICAL
...Corrosion
Authors
Dipl.-Ing. Holger Leszinski
Dipl.-Ing. Martin Breddermann
BREDDERMANN + PARTNER Gesellschaft
Beratender Ingenieure mbB
Bochum, Germany
Fig. 1. Thermomechanical analyses allow to limit constraint stresses in a targeted manner.
45

Refractory linings under thermomechanical aspects VGB PowerTech 7 l 2020
the other hand, not all constraining forces
are avoided with this measure, as will be
shown later.
Of course, it is only possible to approximate
the complex of refractory construction
with its innumerable imponderables, also
from a thermomechanical point of view; in
order to advance this approximation, the
basic mechanisms are explained in the following
sections, exemplary thermomechanical
considerations of various design
examples are shown, and the possibilities
for optimizing safety and service life that
can be concluded from this are presented
(Figure 1).
2. Thermomechanical constraint
Constraint always occurs in construction
elements when their free deformations
caused by load or strain are hindered by
adjacent components, or when their deformations
are caused by the “pushing” of adjacent
components in any way.
For thermoprocessing facilities this typically
means the following: As a result of the
very high temperatures, correspondingly
large material strains are induced; the materials
expand “freely” and without stress
until they face resistance from adjacent
structural elements, for example by closing
expansion joints. Both now “force” each
other into a compatible equilibrium state.
Thus, thermomechanical stresses occur
only as a result of forced expansion or expansion
hindrance.
The forces acting in this way depend not
only on the temperature- and material-dependent
expansion urge, but also on the
stiffness of the structural elements involved;
their key parameters are described
in the following:
System stiffness
Stiffness generally describes the resistance
of a body to elastic deformation due to
forces or moments: In the case of strain
stiffness E*A [MN] resistance to strain/
compression due to tensile/compressive
forces, in the case of bending stiffness
E*I [MNm 2 ] resistance to distortion due to
bending moments. It is therefore a product
of the material property Young’s modulus
E [MN/m 2 =^ MPa] – or more generally of
the secant modulus, see below – with the
cross-sectional area A [m 2 ] or the moment
of inertia I [m 4 ].
The basic laws of deformation are
Strain ε = N/(E*A) [-] (1)
and
Curvature k = M/(E*I) [m -1 ]. (2)
Since absolute changes in length are of interest
for the calculation of refractory systems,
the structural shape is also important
in addition to the above laws: For example,
the axial spring stiffness of an anchor,
which can have a significant influence on
the force variables of a lining, is reduced
inversely proportional to its length
c A = E*A/L [MN/m]. (3)
A cylindrical structure reduces its resistance
to expansion due to constant radial
pressure in inverse proportion to the square
of its radius
c cyl = E*t/R 2 [MN/m 3 ], (4)
(t: sheet/layer thickness [m]).
Material stiffness
This is expressed by the secant modulus
E sec [MN/m 2 ], which describes the ratio of
stress to strain at any point on the curve of
a stress-strain diagram. From the origin to
the strain value at which there is proportionality
between stress and strain, the secant
modulus corresponds to the modulus
of elasticity/Young’s modulus E (Hooke’s
law σ = E*ε).
The entire non-linear curve can only be determined
in a static test, i.e. by means of
compressive or flexural tensile strength
tests with simultaneous recording of the
deformations. In contrast, the dynamic
measuring method – based on resonance
frequency measurements of vibration-induced
specimens – which is frequently
used as an alternative, only provides the
modulus of elasticity, i.e. does not take into
account increasing yielding of the material,
which usually occurs under operating
conditions. In a later example (chapter 5) it
is shown why calculations with the statically
measured “complete” data provide
more realistic results.
Interaction of the structural elements
The interaction of the heated rigid elements
is explained in the following, based
on the method described by Noakowski
[1]:
If we consider a layer of thickness t [m]
with a coefficient of thermal expansion
α T [K -1 ] and a temperature change, which
can be divided into a constant part T m [K]
and a gradient T G [K], the corresponding
free strain is
ε 0 = α T ∆T m [-] (5)
and the corresponding free curvature
k 0 = α T ∆T G /t [m -1 ]. (6)
If we now assume ideal homogeneous systems
with constant temperature profiles, in
which the free deformations are completely
prevented, or in other words “reset”, and
consider the cross-sectional properties in
relation to a 1 m high/long layer, the following
relationships are given:
ε 0 = ε R => α T ∆T m = n R /(E sec *t) (7)
=> n R = α T ∆T m E sec *t [MN/m] (8)
(Example: Fixed bar that does not allow
uniform elongation.)
k 0 = k R => α T ∆T G /t = 12 m R /(E sec *t³)
(9)
=> m R = α T ∆T G E sec *t 2 /12
(10)
(Example: Closed circular ring that cannot
bend.)
Thus the normal forces and bending moments
can be derived from the fact of a
complete expansion hindrance, depending
on the “free” expansion urge and the system
stiffness.
This principle can be transferred to more
complex lining systems with several layers
of different material. The following system
consideration and assumptions are intended
to provide further explanation:
––
A cylindrical layer structure consists of
the inner wear layer, any number of insulation
layers and the encasing steel mantle.
––
Due to its high thermal conductivity,
the wear layer is heated almost uniformly
over the layer thickness (gradient ∆T G
~ 0). The resetting moment within this
layer according to (10) can thus be neglected.
––
The heating ∆T m of the wear layer is accompanied
by direct expansion hindrance
of the outer layers, i.e. it is
not partly compensated by expansion
joints.
––
Due to their nature (radial joints or separating
cracks in progressive operation),
the insulation layers can only transmit
radial compressive forces, in contrast to
the circumferentially overpressed wear
layer and the steel casing.
This layered structure can be imagined as a
row of springs, an inner and an outer annular
spring and intermediate radial
springs, whose total stiffness is equal to the
sum of the reciprocal values of the individual
spring stiffnesses:
2
c cyl,W = E W *t W /R W [MN/m 3 ], (11)
c rad,k = E k /t k [MN/m 3 ], (12)
c cyl,S = E S *t S /R S
2
[MN/m 3 ], (13)
Σc = 1/[1/c cyl,W + Σ(1/c rad,k ) + 1/c cyl,S ]
[MN/m 3 ] (14)
The corresponding force variables are derived
from
p = Σc * u W [MN/m 2 ] (15)
and the boiler formula
n W = p * R W = -n S = -(p * R W /R S ) * R S
[MN/m]. (16)
p [MN/m 2 ]: Radial pressure relative to
the centre of gravity axis of the wear layer
u W [m]: Actual radial displacement
of the wear layer to the outside
n W [MN/m]: Circumferential compressive
force in wear layer
46

VGB PowerTech 7 l 2020
Refractory linings under thermomechanical aspects
n S [MN/m]: Circumferential tensile force
in steel casing
In order to obtain the actual radial displacement
u W , compatibilities of the layer
displacements with each other must be defined;
since there is continuity at the layer
boundaries, i.e. layers are not penetrated
by other layers, the actual “compatible”
displacements can only occur under constraint
forces in equilibrium.
In this example this displacement compatibility
is defined as follows:
u s = u W + Σ(∆t k ) (17)
u s [m]: Actual radial displacement of
the steel casing to the outside
u W [m]: Actual radial displacement of
the wear layer to the outside
Σ(∆t k )[m]: Sum of the layer thickness
changes of the solely radially
pressed insulating layers
u S = u 0,S + u R,S = (ε 0,S + ε R,S ) * R S (18)
u W = u 0,W + u r,W = (ε 0,W + ε R,W ) * R W (19)
Σ(∆t k ) = Σ[(ε 0,tk + ε R,tk ) * t k ] (20)
(R S , R W : Average radius of the steel casing
or the wear layer, t k : Thickness of the respective
insulation layers, k = 1, 2, …)
Inserting (7) in (18), (19) and (20) in compliance
with a uniform sign definition for
the radial displacements allows to dissolve
after the compressive force in the wear
layer, the tensile force in the steel casing or
the radial compression in the insulation
layers (Figure 2).
The assumption of mean normal forces
(“rod analogy”) naturally represents a simplification
compared to the real conditions;
however, if the diameter of the construction
is much larger than the layer thicknesses,
this approach according to the
“spring-in-line principle” provides very
good approximate results in many lining
cases by capturing the relevant parameters
of all components.
Conclusions
The described correlations of thermomechanically
induced constraint underline
the dependence of the force variables on
the stiffness of all components of a layered
structure. The choice of layer thicknesses,
anchor cross-sections and materials therefore
represents a criterion for limiting
stresses beyond the usual chemical and
thermal requirements.
Equilibrium of forces
Displacement compatibility
Layer n properties
Layer temperature
T n
(n: wear layer, insulation layers, steel) Coefficient of thermal expansion α T,n
— —
Layer thickness
t n
Secant/Elasticity modulus E n
σ
Stress-strain relationship
RW
Considering the above, it is clear that the
shape and design of the structure – curvature
dimensions, layer thicknesses, etc. –
are of elementary importance for the determination
of the force magnitudes and
deformations. In the course of thermomechanical
design, the “potentials” of all components
are to be identified in order to determine
their influences realistically.
As an example, a system section, which
comprises different zones of a circulating
fluidized bed facility – cylindrical parts of
the fluidized bed chamber and the cyclone,
the connecting flat-walled duct and a
strongly inwardly curved bullnose – is considered.
The lining is assumed to be consistent
over all areas with the following characteristic
properties (see F i g u r e 3 a ):
––
Stiff back-anchored wear layer material
without expansion joints or with joints
that are closed during operation
––
Steel casing reinforced by ribs
p
Free displacements u 0,S , u 0,W
Forced displacements, resettings u R,S , u R,W
Actual displacements u S , u W
R W
E sec = σ/ε
ε = u R /R
Fig. 2. Mechanical principles for the structural elements’ interaction.
FLUID BED CHAMBER
a) Characteristic zones
DUCT
n S = n W = p * R W
––
One-piece anchors fixed on both sides*
––
Only thermally relevant intermediate
layer (very soft insulation compared to
anchors)*
The resulting behavioral characteristics can
be described as follows (see F i g u r e 3 b ):
(a) Cylindrical areas
––
Outward urge of the front layer
––
“Compatible” radial displacement of the
entire layer structure to the outside
* Here it is assumed that only the anchors transmit
radial compression. This is due to their
high stiffness in comparison to the insulation
and their own tendency to expand (high α T ).
Using the insulation layer as an essential loadbearing
element instead would lead to unrealistic
results!
BULLNOSE
CYCLONE
3. Typical behaviour
characteristics of refractory
linings
b) Force flows within the lining
Fig. 3. Different zones result in different behavioural characteristics.
47

Steel temperatures
Refractory linings under thermomechanical aspects VGB PowerTech 7 l 2020
––
Radial compression transmitted by the
anchors
––
Resetting force values primarily dependent
on the expansion stiffness of the
front layer and the steel casing
––
Circumferentially high compressive and
tensile forces due to the high stiffness of
the wear layer and the rib-reinforced
steel casing
(b) Flat-walled duct areas
––
Urge of the wear layer along steel casing
––
“Compatible” plane displacement of the
wear layer relative to the steel casing
––
Force coupling between wear layer and
steel shell via anchor shear forces
––
Force values primarily dependent on the
bending stiffness of the anchors
––
Compared to the cylindrical areas anchor
for anchor decreasing compressive
and tensile forces in wear layer and steel
shell
––
Shear force and bending in anchors
(c) Bullnose
––
Inward urge of the wear layer
––
“Compatible” rotation and inward displacement
of the wear layer
––
Force values primarily dependent on the
axial stiffness of the anchors
––
Bending and low residual compression
in wear layer
––
Bending in steel casing
––
Anchor tension
Beyond these locally very different behavioural
characteristics, the mutual influence
of these regions must not be ignored; the
stiffer the system is in the cylindrical zones
– for example through stiffeners – the more
the wear layer pushes in the direction of
the bullnose instead of outwards; its compressive
stresses in the duct area are in turn
co-determined by the stiffness of the bullnose
anchors.
Conclusions
The determination of the behavioural characteristics
requires, on the one hand, the
correct assessment of qualitative force
flows, which depend primarily on the design
elements themselves and their respective
position (for instance, can a specific
anchor type transmit all types of forces?);
decisive for the force magnitudes, on the
other hand, is the integrative interaction of
all components – the system stiffness (see
Section 2). However, their analytical derivation
becomes more complicated with
each geometric irregularity; such complex
refractory structures can be adequately
solved using the finite element method.
4. Structural details and
boundary conditions
As has been shown, the stiffness and expansion
urge of the individual structural
elements and their interaction are the relevant
characteristics for a close-to-reality
T steel [ o C] T steel [ o C] T steel [ o C]
a)
Increased wall structure stiffness due to
- rib stiffness
- cooling effect of the ribs on steel casing
determination of the stresses; consequently,
any change in these characteristics affects
the result. The following considerations
illustrate that supposed “trivialities”
can have great effects:
Stiffening effects
Reinforcing ribs (stiffeners) are usually
provided for the strengthening of steel casings,
especially in load transfer and transition
zones (e.g. cylinder to cone). In addition
to this direct structural stiffening,
there is a further indirect stiffening effect
due to the cooling of the shell (see
F i g u r e 4 a ). This reduces the urge of the
steel to expand and as a result counteracts
the free expansion of the wear layer with
greater resistance, resulting in higher
stresses in all components.
Stiffness reducing effects
In contrast to the external stiffeners, typical
internal steel components such as anchors
and brackets do not contribute to
structural stiffening. However, since they
constitute heat bridges, thereby increasing
the temperature and the expansion urge of
b)
Decreased wall structure stiffness due to
- heating effect of anchors on steel casing
- heating effect of brackets on steel casing
Fig. 4. Changed steel temperatures mean changed stiffness of the entire layer structure.
200 o C
100 o C
50 o C
Wear layer
Rib reinforced
steel casing
Assumption: Material stiffness constant
(intermediate layers not depicted)
13 mm
the steel casing, they indirectly contribute
to a reduction in stiffness of the layer structure
with the effect of lower stresses in all
components. F i g u r e 4 b shows the typical
case of a single anchor, which increases
the average temperature of the affected
steel shell compared to an anchorless one.
The influence of brackets, although locally
limited, is even higher.
Influence of the changed system stiffness
on the behavioural characteristics
The example of a heated layer structure
with constant material properties in F i g -
u r e 5 shows how the stiff and “cold” rib
zone of the steel shell (50 °C), the regular
area with medium temperature (100 °C)
and the “hot” bracket zone (200 °C) affect
the radial displacement and compressive
stresses of the front layer. The radial displacement
in the area of the circumferential
ribs is about 70 % compared to the hotter
bracket zone, whereas the compressive
stresses increase fourfold! This is because
the stresses do not correspond to the actual
displacements, but to the reset ones, see
section 2.
5 MPa
9 mm 20 MPa
Radial displacement of the wear layer
Hoop compression stresses in
wear layer
Fig. 5. Influence of the changed system stiffness on the behavioural characteristics.
48

VGB PowerTech 7 l 2020
Refractory linings under thermomechanical aspects
Conclusions
In order to achieve realistic results, not only
the consideration of the structural component
stiffness, but also the identification of
the prevailing temperature distribution is
essential; both have a considerable effect
on the computational system stiffness.
Cooling effects due to reinforcing ribs and
temperature increases due to anchors or
brackets result in corresponding increases
or decreases in component stresses.
5 Non-linear material behaviour
T i ~ 850 o C
T steel [ o C]
σ [MPa]
1
“Stiff“ wear layer
As with their thermal properties, refractory
materials are not only subject to large
scattering in terms of their stiffness, but
are also dependent on temperature and
stress. Depending on the compound of the
material, drastic reductions in stiffness can
occur under increasing temperatures and/
or increasing reset strains. By means of a
comparative study of two castables with
different alumina contents as the wear layer
of a cylindrical fluidized bed furnace
with an outer diameter D = 10 m, the differences
in the behavioral characteristics
are to be pointed out.
System and action assumptions
Under the operating temperatures T i ~
850 °C the considered wear layer is overpressed
despite effective expansion joint of
2 ‰ between the concrete slabs. The insulating
layers transmit only radial compression,
the steel shell is stiffened and cooled
by ribs. At the steel there are temperatures
of about 50 °C (rib area) to 100 °C (regular
area).
Numerical consideration
of the expansion joint
Fig. 6. System and comparison of differently stiff wear layers.
a) Radial displacement
b) Steel stresses
1
ε F = 2 ‰
2
Secant modulus E* = σ/ε
2
ε [‰]
“Soft“ wear layer
Stiffness differences of the wear layer due
to material selection
[2] gives stress-strain laws for castables at
mean temperatures of 816 °C, which correspond
approximately to the described system
state. The 60 % Alumina Vibration
Castable (“stiff lining”) behaves almost linear-elastically
under any compression,
whereas the 45 % Alumina Conventional
Castable (“soft lining”) exhibits a pronounced
plastic behaviour under comparatively
low compression values (F i g u r e 6 ).
1
c) Wear layer stresses
2
Radial displacements of the wall structure
(F i g u r e 7a )
Stiff lining: Most of the radial displacement
of the steel shell of more than 20 mm is
forced by the urge of the wear layer; the
refractory material “dominates” the steel
shell, so that even in the area of confinement
by the ribs the displacement due to
the urge is very large.
Soft lining: The maximum radial displacement
corresponds to the free displacement
of the steel casing due to its own temperature
increase
u R = a T * T * R = 1.2 * 10 -5 * 100 * 5,000 =
6 mm.
1
Fig. 7. Behavioural characteristics of the differently stiff wall structures.
In this case the wear layer does not exert
any effective urge on the steel shell.
2
The steel “dominates” the refractory lining.
49

Temperature
concrete slab [ o C]
Refractory linings under thermomechanical aspects VGB PowerTech 7 l 2020
Circumferential stresses
Stiff lining: The high compressive force
from the wear layer causes the steel casing
to yield. Due to the resulting irreversible
enlargement of the shell diameter, open
joints in the front layer occur in the cold
state (Figure 7b).
Soft lining: The front layer plasticizes under
its urge against the stiffer steel mantle.
Due to its resulting irreversible contraction,
open joints occur in the cold state
(Figure 7c).
The described cases thus lead to similar
consequences for the lining despite completely
different irreversibilities: Open
joints and an untight wear layer.
Fig. 9. Anchor ruptures and separation cracks in refractory concrete as a result of hindered slab
curvature.
Fig. 8. Result of plasticized material: Lowering
of the wear layer in a horizontal
cylinder.
Conclusions
The choice of material has a great impact
on the system stiffness, in the worst case
resulting in permanent deformation of the
layers or the steel casing. In reverse, stresses
can be limited by knowing the material
stiffness in the relevant operating conditions.
6. Thermomechanical design of
flat structures and their back
anchoring
It is considered common practice to design
the anchorage of refractory concrete panels
according to the panel weight and the
long-term resistance of the anchor steel; in
addition, the stress in the concrete is supposed
to be minimized by design the panel
edges as expansion joints. If this anchor
design is strictly adhered to, how can ruptures
of anchors be explained? And why
does distinctive separation cracking in concrete
occur so frequently? (F i g u r e 9 )
The reason for this lies in the lack of consideration
of the influence of temperature
gradients in the slab elements, which are
always present – albeit in varying degrees
– during the furnace campaign.
Inner temperature
Concrete slab
Outer temperature
Maximum
temperature
gradient ΔT
heating or reheating, a period of maximum
temperature and the cooling process.
Whether the panel reaches its steady state
temperature naturally depends on the temperature
cycle. What is certain is that, depending
on the time of the cycle and depending
on the thermal conductivity, specific
heat capacity and density of the
material, linear or curved temperature
distributions will occur over the panel
thickness, which will cause it to bulge. The
anchors counteract this urge with their
spring stiffness c A = E*A/L [MN/m] and
prevent free bulging. The panel with its
bending stiffness EI [MNm²] in turn forces
the anchors to be lengthened or shortened:
The result is normal forces in the
anchors and bending moments in the slab
element.
During heating, the positive gradient, i.e.
the difference between the hot inner surface
and the colder outer surface, will
reach its maximum value. The free convex
curvature of the panel is hindered by “external
constraint”, i.e. the central anchors
are pulled the most and the external anchors
are compressed the most. Accordingly,
the positive bending moment also
reaches a maximum.**
During regular operation – in this example
lasting long enough to reach the steady
state temperature – the positive gradient is
lower. If, however, the expansion joints to
the adjacent panels are overpressed due to
the highest mean temperature, this compression
on the pre-bent panel results in an
increase in the bending moment (II. order
moment), which is in balance with the resulting
increased compressive and tensile
forces of the anchors.
** The transient-related curvature of the temperature
distribution has no influence on the
forces and the bending moment, but imposes
internal stresses which are in equilibrium over
the thickness of the panel (“internal constraint”).
For the determination of these
stresses, see [1]).
Open joints... ...closed joints
The furnace campaign of back-anchored
slab elements (F i g u r e 10 )
Like any other furnace component, the
concrete panel goes through the process of
Time [min]
Open joints... ...closed joints... ...open joints
Fig. 10. Furnace cycle of a back anchored concrete panel.
50

Tensile stress anchor [MPa]
VGB PowerTech 7 l 2020
Refractory linings under thermomechanical aspects
h
P R
L S
Open joint
δ T,C
δ R
"Free" deflection of the concrete slab due
to temperature gradient
Reset deflection of the concrete slab due
to bulging obstruction by anchors
Reset anchor force
Maximum bending stress in concrete
only the anchors are capable of withstanding
tension normal to the panel.
From the data for height, width and thickness
of the panel strip, the anchor length
and its cross-section as well as the material
stiffnesses, the resetting force of the central
anchor can be determined and from
this, in turn, the bending stress in the concrete
panel can be derived.
Against the background that these constraint
stresses can be many times the
stresses due to dead load, it is tempting to
ensure the load-bearing capacity by increasing
the anchor cross-sections. This
can prove to be counterproductive in that it
results in the often observed through
cracking of the concrete slabs. While the
tensile stress in the anchor hardly drops,
the bending stress in the concrete rises
drastically. To the same extent as the resistance
of the anchor increases, the constraint
under which the concrete “suffers” increases
due to the higher anchor stiffness (F i g -
ure 12).
d c
α T,C ΔT G
Fig. 11. Computation principle for determining anchor forces and layer stresses.
During cooling, the negative gradient
reaches its highest value, the free concave
curvature of the panel is hindered by “external
constraint”, i.e. the central anchors
are compressed the most and the external
anchors are pulled the most. Accordingly,
the negative bending moment also reaches
its maximum.**
7.9
0.24
∅8
-4 %
+ 280 %
Anchor diameter
7.6
0.91
∅16
Computation principle for determining
anchor forces and layer stresses
(F i g u r e 11)
Based on the consideration of a vertical
wall strip cut out of a very wide wall (wall
width >> wall height) – the width corresponding
to the horizontal anchor spacing
– the interaction of the refractory concrete
layer with its back-anchoring is
shown below; the principle follows the calculation
method presented in Section 2
with the correlations of free deformation,
system stiffness and resetting described
there.
For the sake of simplicity, the compressed
edge anchors, which have the same free
thermal expansion as the central pulled
one, are assumed to be infinitely stiff; this
approximation is due to the fact that compression
normal to the panel surface can be
absorbed by anchors and layers, whereas
Bending stress concrete [MPa]
σ [MPa]
10.0
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0
ε [‰]
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0
Material laws
Concrete constantly stiff
steel yielding
α T,C = 6*10 -6 [1/K]
ΔT G = 50 K
h
b c
d c
L s
= 1.00 m
= 0.50 m
= 0.10 m
= 0.20 m
Fig. 12. The use of more powerful anchors does not necessarily bring only advantages!
Conclusions
In order to adequately design plane refractory
plates and their anchoring, the thermomechanical
effects, above all the bulging
hindrance through the anchors, must
be taken into account in addition to the
dead loads. As in curved systems, the force
parameters depend on the deformation
urge and the system stiffness; if the component
stiffnesses are matched to each other
appropriately, the tendency to form separation
cracks can be reduced and the anchor
rupture avoided.
7. Summar y
Every industrial facility with a refractory
lining is subject to thermomechanical loads
during operation. Constraint stresses occur
primarily as a result of hindered thermal
expansion and affect not only the refractory
layers, but also the anchors and casings
by interacting with each other. The type of
forces and their magnitudes depend on the
system stiffness, which in turn is comprised
of the geometry and position of the lining
components, their coupling with adjacent
components and their material properties.
As has been shown, cooling effects, through
stiffeners for example, and thermal bridges
through anchors, brackets, etc. also contribute
to the overall stiffness.
The materials used generally have nonlinear
properties – depending on both temperature
and stress. If the calculation is
linear, misinterpretation of results and incorrect
dimensioning can be the consequence.
In addition, the considerable scattering
of refractory materials and the operational
imponderables should be taken
into account. Here, parametric studies help
to verify the results; besides, the lining
components can be better balanced and optimised
in this way.
51

Refractory linings under thermomechanical aspects VGB PowerTech 7 l 2020
Finally, in addition to the thermal and
chemical suitability of the materials with
regard to their intended application and
the largely ensured tightness of the lining,
the limitation of stresses should be the primary
objective in the design of refractory
linings. Using thermomechanical analyses
this criterion can be ensured; the possible
increase in reliability and durability compared
to an experience-based design is also
reflected in higher economic efficiency of
the furnace.
References
[1] Kleicker, J., Noakowski, P. and Posingis, U.:
dgfs Refractory Engineering – Materials, Design,
Construction, Vulkan Verlag, 3rd Edition
2016.
[2] Schacht, C. A.: Refractory Linings, Thermomechanical
Design and Applications. Marcel
Dekker, Inc. 1995.
[3] Routschka, G. and Wuthnow, H.: Praxishandbuch
Feuerfeste Werkstoffe. Vulkan Verlag,
6th Edition 2017.
l
VGB-Standard
KKS Identification System for Power Stations
Guideline for Application and Key Part
VGB-S-811-01-2018-01-EN, 8 th revised edition 2018 (formerly VGB-B 105e)
DIN A4, 836 pages, Price for VGB-Members* € 490.–, for Non-Members € 680.–, + VAT, ship ping and hand ling
VGB-S-811-01-2018-01-DE, 8. revised German edition 2018 (formerly VGB-B 105)
DIN A4, 836 pages, Price for VGB-Members* € 490.–, for Non-Members € 680.–, + VAT, ship ping and hand ling
KKS Key Part: Function Keys, Equipment Unit Keys, and Component Keys, as a Microsoft Excel ® file also available.
The VGB-Standard VGB-S-811-01-2018-01-EN is completed by VGB-B 106e and VGB-B 105.1;
additionally the VGB-B 108 d/e and VGB-S-891-00-2012-06-DE-EN are recommended.
VGB-Standard
KKS Identification System
for Power Stations
Guideline for Application and Key Part
8 th revised edition 2018
(formerly VGB-B 105e)
VGB-S-811-01-2018-01-EN
The KKS is used for identification coding and labelling of plants, systems and items equipment in any type
of power station according to their function in the process and their location. It applies to the disciplines of
mechanical engineering, civil engineering, electrical and C&I and is to be used for planning, licensing,
construction, operation and maintenance.
Owing to the national and international standardization process, the KKS Identification System for Power
Stations (hereinafter referred to as “KKS”) is being replaced by the RDS-PP ® Reference Designation System for Power Plants based on DIN ISO
81346-10. Thus, RDS-PP ® is thus considered to be a generally accepted good engineering practice and can be applied in planning, construction,
operation and dismantling of energy supply plants and equipment as a an unambiguous identification system.
Existing power plants with identification coding to KKS will not be re-coded to RDS-PP ® . Consequently, it will be necessary to
continue to apply the KKS system in the event of additions to existing plants and conversion measures, I&C retrofits etc.
Technical progress made over time called for adjustments to the KKS rules. Some examples were added to the KKS guidelines and
the KKS keys were updated. The examples given in the KKS guidelines are intended only for explanation of the defined rules.
The KKS Rules as a code of practice consist of the KKS Guidelines and the KKS Keys.
The present guidelines define the rules for application of the KKS. For application cases not covered by the present rules, additional s
pecifications are to be agreed between the parties involved in the specific project. A practical checklist is provided.
The Application Explanations (VGB-B 106e parts A, B1, B2, B3 and B4 covering general application, mechanical engineering,
civil engineering, electrical engineering and process control and instrumentation) and the Equipment Unit Code and Component Code
Reference (VGB-B 105.1) were last issued in 1988 and are not updated any more.
The present standard was compiled by the VGB Technical Group (TG) “Reference Designation and Plant Documentation”
which brings together experts from plant operators, plant maintenance companies, planners and manufacturers for joint work.
The present guidelines define the rules for application of the KKS. For application cases not covered by the present rules,
additional specifications are to be agreed between the parties involved in the specific project. A practical checklist is provided.
The present guidelines apply to conversion, expansion, retrofitting, modernization etc. of energy supply plants with identification
coding to the KKS Identification System for Power Stations.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB PowerTech e.V.
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VGB PowerTech 7 l 2020
Thermische Turbomaschinen Beratungsleistung für den Anlagenbetreiber
Thermische Turbomaschinen
Beratungsleistung für den
Anlagenbetreiber
Gerald Kulhanek, Michael Schwaiger, Dominik Franzl und Leonhard Franz Pölzer
Abstract
Thermal turbomachinery consulting
services for the plant operator
Thermal turbomachines are the core component
of many industrial plants. After the occurrence
of damage, during revisions/overhauls,
in the case of large revamp/retrofit projects or
for new acquisitions, plant operators are often
interested in obtaining consulting services from
external consulting companies for a limited period
of time.
In recent years and decades, the turbomachinery
market has been characterized by major
changes. Turbine manufacturing plants have
been shut down or restructured and tasks have
become more and more challenging due to new
regulations and laws. At the same time, it is becoming
increasingly difficult for turbine manufacturers
and plant operators to retain or attract
skilled workers and experts within the
company under the given economic conditions.
This creates a demand for independent technical
consulting services in the field of thermal
turbomachinery, which support plant operators
in projects with a focus on the core component
thermal turbomachinery while at the
same time taking into account the periphery in
various project phases.
This paper defines and describes the essential
requirements that a turbomachinery consulting
team should meet in order to ensure a sustainable
partnership with a plant operator.
Based on many years of practical experience,
the range of tasks for which the use of consulting
services in the field of thermal turbomachinery
has proven its worth is presented, as
well as the developed solution methods. l
Autoren
Dipl.-Ing. Gerald Kulhanek
Leitender Turbomaschinen-Ingenieur
Dipl.-Ing. Michael Schwaiger
Turbomaschinen-Ingenieur
Dipl.-Ing. Dominik Franzl
Turbomaschinen-Ingenieur
Dipl.-Ing. Leonhard Franz Pölzer
Turbomaschinen-Ingenieur
ILF Consulting Engineers
Wien, Österreich
In vielen Betriebsanlagen stellen die Thermischen
Turbomaschinen die Kernkomponente
dar. Nach eingetretenen Schäden, bei Revisionen,
bei großen Revamp/Retrofit Projekten
aber auch bei Neuanschaffungen, besteht
seitens der Anlagenbetreiber häufig Interesse
daran für einen begrenzten Zeitraum Beratungsleistungen
von externen Beratungsunternehmen
anzunehmen.
Der Turbomaschinenmarkt ist in den letzten
Jahren und Jahrzehnten durch starke Veränderungen
geprägt worden. Turbinenherstellerwerke
wurden geschlossen bzw. umstrukturiert
und Aufgabenstellungen bedingt
durch neue Vorschriften und Gesetze wurden
immer herausfordernder. Gleichzeitig wird
es für Turbinenhersteller und Anlagenbetreiber
immer schwieriger Fachkräfte und ExpertInnen
bei den gegebenen wirtschaftlichen
Rahmenbedingungen im Unternehmen
zu halten bzw. aufzubauen.
Dadurch entsteht ein Bedarf an unabhängigen
technischen Beratungsleistungen im Bereich
Thermische Turbomaschinen, die Anlagenbetreiber
in Projekten mit Fokus auf die
Kernkomponente Thermische Turbomaschine
bei gleichzeitiger Mitbetrachtung der Peripherie
in verschiedenen Projektphasen unterstützen.
In diesem Beitrag werden die wesentlichen
Voraussetzungen definiert und erläutert, die
ein Turbomaschinenberatungsteam erfüllen
sollte, um eine nachhaltige Partnerschaft mit
einem Anlagenbetreiber gewährleisten zu
können. Basierend auf langjähriger Praxiserfahrung
wird weiters die Bandbreite an
Aufgabenstellungen, bei denen sich die Inanspruchnahme
von Beratungsleistungen im
Bereich Thermischer Turbomaschinen bewährt
hat vorgestellt, sowie dabei entwickelte
Lösungspraktiken aufgezeigt.
Einleitung
Thermische Turbomaschinen wie Dampfturbinen,
Gasturbinen und Turboverdichter
sind in vielen Betriebsanlagen die Kernkomponente,
welche bei fachkundiger
Auslegung und Instandhaltung über Jahrzehnte
Strom und Prozessmedien (Entnahmedampf,
verdichtetes Gas, …) bereitstellen.
Bei Durchführung der erforderlichen
Instandhaltungsarbeiten und Revamps/
Retrofits (neue Beschaufelung bei Dampfturbinen,
….), kann vom Anlagenbetreiber
eine kostspielige Neuanschaffung vermieden
werden, sodass heute viele Industriedampfturbinen
über 40 Jahre Einsatzdauer
aufweisen.
Für die Instandhaltung steht dem Anlagenbetreiber
seine Instandhaltungsabteilung
zur Verfügung, die laufende Wartungen
durchführt. Daneben haben nur große Unternehmen
eine alle Gewerke abdeckende
Engineering-Abteilung. Für Tätigkeiten,
die oft nicht planbar sind, wie nach eingetretenen
Schäden und für große Revamp/
Retrofit-Projekte bis hin zu Neuanschaffungen,
besteht seitens der Anlagenbetreiber
daher häufig die Bereitschaft für einen
begrenzten Zeitraum technische Leistungen
von externen Beratungsunternehmen
anzunehmen. Dadurch entsteht ein Bedarf
an unabhängigen technischen Beratungsleistungen
im Bereich Thermische Turbomaschinen,
die Anlagenbetreibern in Projekten
mit Fokus auf die Kernkomponente
thermische Turbomaschine bei gleichzeitiger
Mitbetrachtung der Peripherie wie beispielsweise
Dampferzeuger, Kondensator,
Ölsystem oder EMSR in verschiedenen Projektphasen
von Feasibility Study bis zum
Gewährleistungsende unterstützen. So
können die Projektgruppe des Anlagenbetreibers
und das Anlagenpersonal zeitlich
begrenzt entlastet werden. Insbesondere
dem Anlagenpersonal (Betrieb, Instandhaltung,
…), welches ohnedies mit vielen
verschiedenen Aufgabenstellungen aus
dem Tagesgeschäft konfrontiert ist, wird
die Arbeit erleichtert und zusätzliche Expertise
genau dann bereitgestellt, wenn sie
benötigt wird.
Zusätzlich erlebte der Turbomaschinenmarkt
in den letzten Jahren und Jahrzehnten
auch einen strukturellen Wandel. Turbomaschinenherstellerwerke
wurden geschlossen
bzw. umstrukturiert und Aufgabenstellungen
bedingt durch neue Vorschriften,
Gesetze und Richtlinien werden
immer herausfordernder. Gleichzeitig wird
es für Turbinenhersteller und Anlagenbetreiber
immer schwieriger Fachkräfte und
ExpertInnen bei den gegebenen wirtschaft-
53

Thermische Turbomaschinen Beratungsleistung für den Anlagenbetreiber VGB PowerTech 7 l 2020
lichen Rahmenbedingungen im Unternehmen
zu halten bzw. aufzubauen.
In Jahrzehnten erarbeitetes Wissen geht
oft mit Pensionierung oder Stellenabbau
unwiederbringlich verloren. Wenn nun
auch noch bisherige „Haus und Hof-Lieferanten“
unerwartet ausfallen oder diese
nur mehr einen Teil der Leistung erbringen
können, muss langfristig auf weniger bekannte
Turbomaschinenhersteller sowie
Montage- und Inbetriebnahme Personal
zurückgegriffen werden, was zu einer weiteren
Komplexitätserhöhung in der Projektarbeit
führt.
Diese beiden Entwicklungen haben dazu
geführt, dass Anlagenbetreiber nun vermehrt
speziell nach externer technischer
Beratung im Bereich thermische Turbomaschinen
suchen, um sich mit zusätzlicher
Expertise für angedachte Neuinstallationsund
Revisionsprojekte zu wappnen.
Die Größe des potentiellen Beratungsmarktes
lässt sich grob anhand von A b b i l -
dung 1 abschätzen. In diesem sind beispielhaft
Industriedampfturbinen (bis
250 MW) und einige Dampfturbinen bei
Energieversorgungsunternehmen mit etwas
mehr als 300 MW dargestellt. Diese Darstellung
erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit
– eine vollständige Auflistung aller
im Betrieb befindlichen Thermischen Turbomaschinen
wäre nur mit sehr großem Aufwand
möglich. Sie zeigt jedoch, dass derzeit
allein in den dargestellten mittel-/nordeuropäischen
Staaten mehr als 360 Dampfturbinen,
insbesondere Industriedampfturbinen
kleinerer/mittlerer Leistung in Betrieb sind.
Bei diesen Dampfturbinen werden geplante
Revisionen, Revamps/Retrofits sowie ungeplante
Instandsetzungsarbeiten nach Schäden
durchgeführt. Zusätzlich wird bei einigen
Standorten eine Neuinstallation in den
nächsten Jahren erforderlich sein.
Im Folgenden wird näher erläutert, welche
Voraussetzungen Turbomaschinenberatungsteams
mitbringen sollten, um bei Anlagenbetreibern
effizient für Entlastung zu
sorgen. Anhand einiger ausgewählter konkreter
Aufgabengebiet werden die Beratungstätigkeiten
und Lösungsansätze vorgestellt.
Voraussetzungen für
Turbomaschinenberatungsteams
Abb. 1. Betrachtete Dampfturbinen Anlagenbetreiber.
Um Beratungsdienstleistungen in einem
derart spezialisierten Bereich wie den
Thermischen Turbomaschinen anbieten zu
können, müssen bestimmte Rahmenbedingungen
von Seiten des Beratungsunternehmens
und seines Personals erfüllt werden.
Diese Rahmenbedingungen lassen sich aus
den Anforderungen der Anlagenbetreiber
an externe Turbomaschinenberatungsteams
und den von diesem abzudeckenden
Aufgabenbereichen ableiten.
Basierend auf jahrzehntelanger Projekterfahrung
in diesem Bereich und intensiver
Auseinandersetzung mit den Erfahrungen
und Anforderungen der Anlagenbetreiber
konnten die Voraussetzungen
ermittelt werden. Diese werden im Folgenden
im Detail erläutert.
Fundierte Ausbildung im Bereich
Thermische Turbomaschinen
Eine notwendige Grundlage für erfolgreiche
Beratungsdienstleistungen im Bereich
der Thermischen Turbomaschinen ist eine
fundierte und spezialisierte Ausbildung
der beratenden Personen in diesem Bereich,
wie sie beispielsweise auf Universitäten
und Fachhochschulen zu erhalten ist.
Dabei ist die Anzahl an Hochschuleinrichtungen,
die eine Ausbildung mit speziellem
Fokus auf dieses Fachgebiet ermöglichen
nur äußerst beschränkt. So gibt es beispielsweise
österreichweit nur an der
TU Wien und der TU Graz Institute mit
Forschungsbereichen, die sich intensiv
mit Thermischen Turbomaschinen beschäftigen.
Umso wichtiger ist es daher in engem Kontakt
mit diesen universitären Lehr- und
Forschungseinrichtungen zu stehen und
durch Partnerschaft das Synergiepotenzial,
das zwischen einem praxisnahen Beratungsunternehmen
und einer eher theorieorientierten
Forschungseinrichtung besteht,
optimal zu nutzen. Effektive Mittel
eine solche Kooperation zu verwirklichen
sind beispielsweise die gemeinsame Durchführung
von Diplomarbeiten oder das Abhalten
von regelmäßigen Symposien. So
können wichtige Fragestellungen, die im
Projektalltag unter Umständen keinen
Platz finden abgekoppelt von diesem behandelt
werden und die universitäre Forschung
und Lehre bekommt Rückmeldung
darüber, welche Thematiken Anlagenbetreiber
zurzeit besonders beschäftigen.
1-10 MWel
10-50 MWel
51-300 MWel
>300 MWel
Einschlägige langjährige Referenzen
Besonderer Wert wird von Anlagenbetreibern
auf langjährige Referenzen gelegt,
denn gerade in so einem anspruchsvollen
Bereich wie den Thermischen Turbomaschinen
ist Erfahrung von besonderer Bedeutung.
Neben den praxisbezogenen Fachkenntnissen,
die Turbomaschinenberatungsteams
durch die Abwicklung bisheriger Turbomaschinenprojekte
erlangt haben ist es vor
allem auch der Kontakt zu den Herstellern
und Servicefirmen sowie das Wissen über
diese wodurch die beratenden Personen
einen Mehrwert für die Anlagenbetreiber
generieren. Durch Kenntnisse über Stärken
und Besonderheiten dieser kann die Auftragsvergabe
wesentlich effizienter gestaltet
werden. Oft liegen auch für große Anlagenbetreiber
zwischen einzelnen Neuanschaffungen,
Revisionen oder ähnlichen
Turbomaschinenprojekten lange Zeiträume.
Hier kann von der Erfahrung des Turbinenberatungsteams
profitiert werden,
welches sehr häufig ähnliche Projekte abwickelt.
Unabhängigkeit
Grundvoraussetzung für einen Anbieter
von Beratungsleistungen ist frei von Hersteller-
und Lieferanteninteressen agieren
zu können. Empfehlungen müssen einzig
und allein im Sinne des Anlagenbetreibers
als Auftraggeber abgegeben werden. Dabei
gilt es nicht nur offensichtliche Interessenskonflikte
zu vermeiden, sondern auch
solche die über nicht direkt ersichtliche Eigentümerverhältnisse
entstehen.
Turbomaschinenhersteller, die zwar ohne
Zweifel das benötigte Know-how mitbringen
sind nicht frei von Eigeninteresse und
daher nicht geeignet unabhängige Beratungsleistungen
im Bereich der Thermischen
Turbomaschinen zu erbringen.
54

VGB PowerTech 7 l 2020
Thermische Turbomaschinen Beratungsleistung für den Anlagenbetreiber
Wissensmanagement-Tools
Um die herausfordernden Aufgaben, mit
denen sich beratende Personen im Bereich
der Thermischen Turbomaschinen konfrontiert
sehen kompetent lösen zu können
bedarf es nicht nur kluger Köpfe mit langjähriger
Erfahrung, sondern auch dem richtigen
digitalen Rüstzeug. In die Beratungsarbeit
implementierte Wissensmanagement-Software
ermöglicht es, die an das
Beratungsteam herangetragenen Fragestellungen
effektiv zu bearbeiten und dient
dazu in Beratungstätigkeiten erarbeitetes
Wissen zu speichern. So kann auch dem
Know-how Verlust aufgrund von Personalabgang
vorgebeugt werden.
ILF Consulting Engineers steht hierfür beispielsweise
eine TTM-Wissensdatenbank
zur Verfügung. Diese TTM-Wissensdatenbank
ist eine aufbereitete Sammlung jahrzehntelanger
Erfahrungen im Bereich der
Thermische Turbomaschinen. In diesem
Tool sind neben internen Dokumenten, wie
etwa Procedures oder sich wiederholende
Fragen von Anlagenbetreibern und deren
Antworten auch eine Auflistung der facheinschlägige
Normen und Publikationen
aus den Bereichen Gasturbinen, Dampfturbinen
und Turboverdichter abgelegt. Die
Struktur zeigt A b b i l d u n g 2 . Die Dokumente
sind in Form eines einseitigen Formulars,
welches die Eckdaten des Dokuments
(Quelle, Kategorie, Autor, Jahr,…)
und eine kurze Zusammenfassung des Inhalts
beinhaltet in der Datenbank abgespeichert.
Das Formular bietet außerdem
die Möglichkeit einen Kommentar zum Inhalt
bzw. der Verwendung des Dokuments
zu verfassen. Das Dokument selbst ist
durch einen Link mit nur einem Klick direkt
aus dem Formular aufrufbar.
Zur Anwendung kommt die TTM-Wissensdatenbank
als fachspezifisches Nachschlagewerk
für das Turbomaschinenberatungsteam.
Mittels einer durch Zuordnung von
Schlagworten realisierten Suche kann effizient
nach den für die Problemstellung relevanten
Dokumenten gefiltert werden.
Nach Verwendung der Dokumente in der
Projektarbeit fließt durch die Kommentare
der Anwender wichtiges Know-how/Feedback
in die Datenbank ein, das in späteren
Projekten dazu eingesetzt werden kann
Dokumente effizienter zur Abarbeitung
ähnlicher Problemstellungen zu nutzen. So
wird die Datenbank, neben der sukzessiven
Befüllung, auch durch die Nutzung kontinuierlich
verbessert.
Die TTM-Wissensdatenbank stellt somit
ein ideales Unterstützungstool für die Arbeit
in der Beratung im Bereich Thermische
Turbomaschinen dar.
Firmeninterne Kompetenz bei peripheren
Gewerken
Eine Turbomaschine ist als wichtige und
komplexe Kernkomponente von Betriebsanlagen
auch vom Zusammenspiel mit anderen
Komponenten abhängig. Dazu zählen
etwa Dampferzeuger, Generator, Armaturen,
Regelung und Steuerung, die u.a.
den Bereichen Verfahrenstechnik, Rohrbau
und EMSR zuordenbar sind. Die Ausführung
dieser peripheren Komponenten müssen
in die Betrachtung der Turbomaschine
miteinbezogen werden, um bestmögliche
Beratung gewährleisten zu können.
Aus diesem Grund ist es besonders wichtig,
dass das Turbomaschinenberaterteam auf
Unterstützung bei diesen Gewerken auf eigene
Gruppen im Beratungsunternehmen
zugreifen kann. Dadurch werden weitere
Schnittstellen und weiterer Koordinierungsaufwand
vermieden.
Detaillierte Kenntnis der aktuellen
Normen, Richtlinien und Werksnormen
In einem so vielschichtigen Bereich wie
den Thermischen Turbomaschinen erfüllen
Normen und Richtlinien eine wichtige
Funktion. Sie sorgen bei der gegebenen
Vielzahl an Spezifikationsmöglichkeiten,
Ausführungen und Bezeichnungen für
Standardisierung und Vergleichbarkeit.
Während in der theoretischen Ausbildung
nur bedingt Platz zur Beschäftigung mit
einschlägigen Standards ist, sind diese für
die Abwicklung eines Turbomaschinenprojekts,
wie etwa die technische Begleitung
Im Zuge der Abwicklung von zurückliegenden
Projekten im Bereich der Thermischen
Turbomaschinen haben sich einige typi-
Projektstart
Thermische Turbomaschinen
Gasturbinen Dampfturbinen Turboverdichter
ILF intern Standards Publikationen Internet
FAQ
Procedere
Spezifikationen
API 612
API 611
Abb. 2. Struktur der ILF TTM-Wissensdatenbank.
...
Define Engineering Errichtung
Instandsetzung
Konstruktion
Innovation
Schadensfälle
Betrieb
Glossar
einer Revision oder eines Revamps/Retrofits
einer Turbomaschine wichtige Anhaltspunkte,
über die ein Turbomaschinenberaterungsteam
detailliert Bescheid wissen
muss.
Dabei ist es auch wichtig zu wissen, in welchem
Bereich des Anlagenbaus welche
Normen zum Einsatz kommen, da diese
besondere Eigenheiten der jeweiligen
Branche in ihre Ausführungen miteinbeziehen.
Insbesondere im Bereich Erdöl-, petrochemische
und Erdgasindustrie wird auf
API 611 und API 612 zurückgegriffen. Dabei
ist zu beachten, dass die API 612 mehr
als 86 Entscheidungsfragen (bullet points)
anführt, die vom Auftraggeber zu beantworten
sind. Durch die zunehmende Konzentrierung
im Turbomaschinenherstellermarkt
auf einige wenige OEMs rücken
auch die jeweiligen Werksnormen, die nur
im Herstellerwerk zu Einsicht aufliegen,
immer mehr in den Fokus. Auch hier ist die
langjährige Beratererfahrung erforderlich,
um diese bewerten zu können.
Aufgabengebiete für
Beratungsdienstleistungen
Inbetriebn.
und
Übergabe
Öffentlich
zugängliche
Dokumente
Betrieb
Abb. 3. Projektablauf – Aufgabenbereiche für Beratungsdienstleistungen.
55

Thermische Turbomaschinen Beratungsleistung für den Anlagenbetreiber VGB PowerTech 7 l 2020
sche Aufgabenbereiche herauskristallisiert,
bei denen von Seiten der Anlagenbetreiber
und Errichter von energietechnischen
Anlagen wiederholt Bedarf an der
Expertise eines Turbomaschinenberatungsteams
bestand. Diese Aufgabenbereiche
sind in A b b i l d u n g 3 zusammengefasst.
Die Aufgabenbereiche sind in dieser
Grafik zur besseren Übersicht den einzelnen
Phasen eines klassischen Engineering-
Projekts im Bereich der thermischen Turbomaschinen,
wie etwa der Neuanschaffung
oder Revision einer Dampfturbine,
zugewiesen und verteilen sich über die gesamte
Dauer des Projekts.
Den ausgewiesenen Tätigkeiten ist vor allem
gemein, dass sie ein spezielles und detailliertes
Fachwissen voraussetzen. Ingenieurbüros
ohne eigenes Thermisches Turbomaschinen
Fachpersonal können die
erforderlichen Beratungsleistungen daher
nur bedingt oder gar nicht abdecken. Auf
das Fachwissen der Turbomaschinenhersteller
selbst kann dabei ebenfalls nicht zurückgegriffen
werden, da diese bei den
Aufgaben meist den „Gegenpart“ darstellen.
Unterstützung sollte daher in diesen
Aufgabenbereichen nur von unabhängigen
Turbomaschinenberatungsteams geleistet
werden.
Im Folgenden werden die Aufgabenbereiche
einzeln erläutert und typische Lösungsansätze,
die sich in der Praxis als besonders
effizient und praktikabel herausgestellt
haben vorgestellt.
Ausschreibungsunterlagen
Schon bei der Auftragsausschreibung für
Neuinstallationen bzw. für Revamp/Retrofit
Arbeiten muss der Liefer- und Leistungsumfang
klar spezifiziert werden. Unklare
Spezifikationen können zu Missverständnissen
zwischen Auftraggeber und
Auftragnehmer und in weiterer Folge zu
zeitlichem Mehraufwand für technische
Klärungsgespräche und für Angebotsverhandlungen
führen. Sollten unklare Formulierungen
gar unentdeckt bleiben und
erst nach Vertragsabschluss bei der Durchführung
auffallen, können Änderungen
oft nur noch mit für den Anlagenbetreiber
kostspieligen Änderungsanträgen durchgeführt
werden.
Es ist daher offensichtlich, dass der Einsatz
eines spezialisierten Beraters zur Erstellung
von Liefer-und Leistungsverzeichnisses
bereits in dieser frühen Projektphase
einen erheblichen Vorteil bietet. So können
dem Hersteller schon frühzeitig alle erforderlichen
Unterlagen zur Verfügung gestellt
werden und damit die Zeit bis zur
Angebotsunterzeichnung verkürzt werden.
Beispielsweise erfordert die technische
Spezifikation von Dampfturbinen im Erdöl-,
petrochemischen und Erdgasindustrie
Bereich die erforderlichen Eintragungen in
den API-Datenblättern. Zusätzlich werden
in enger Koordination mit dem Anlagenbetreiber
wichtige Punkte wie etwa Lieferund
Leistungsumfang des Herstellers, Lieferausschlüsse,
Einbindepunkte in eine
bestehende Anlage, Schnittstellen des Lieferumfangs
der Dampfturbine mit anderen
Gewerken und technische Garantiewerte
inklusive deren Überprüfungsprozeduren
eindeutig festgelegt.
Durch die Einbeziehung eines erfahrenen
Turbomaschinenberatungsteams bereits in
dieser frühen Phase kann der Anlagenbetreiber
auf die praktische Erfahrung aus
zahlreichen anderen bereits erfolgreich abgeschlossenen
Projekten zurückgreifen.
Mitunter kann auch auf „lessons learned“
des Beratungsteams zurückgegriffen werden
ohne im eigenen Projekt meist sehr
kostspielige Erfahrungen sammeln zu müssen.
Die Einarbeitung in die erforderlichen
Dokumente und Abläufe muss nicht von
eigenem Anlagenbetreiberpersonal erarbeitet
werden – für das externe Turbomaschinenberatungsteam
sind derartige Aufgabenstellung
wiederkehrende Routinetätig-keiten.
QCP/ITP
Die Qualitätsprüfung erfolgt aufgrund des
vertraglich vereinbarten Quality Control
Plan (QCP) und dem daraus abgeleiteten
Inspection and Test Plan (ITP), der u.a. die
Factory Acceptance Tests (FAT) übersichtlich
auflistet. Mit der QCP/ITP gibt der
Auftragnehmer darüber Auskunft, welche
Maßnahmen der Hersteller unternimmt,
um den qualitativen Ansprüchen des Auftraggebers
bezüglich der Fertigung der
Komponente gerecht zu werden und wie
der Nachweis dieser Maßnahmen zu erfolgen
hat. Zusätzlich wird in diesem festgelegt,
an welchen Prüfungen der Auftraggeber
selbst teilnehmen wird.
QCP/ITP werden bereits früh in der Angebotsphase
erstellt und Anlagenbetreiber
stehen hierbei vor der Herausforderung
definieren zu müssen, welche Herstellermaßnahmen
kritisch sind und deswegen
besonderer Aufmerksamkeit in Form einer
Abnahme im Rahmen eines FATs benötigen
und welche Qualitätsprüfungsarbeiten im
vom Hersteller vorgelegtem QCP möglicherweise
sogar fehlen. Da dies einschlägiges
Know-how und langjährige Erfahrung
voraussetzt, ist es eine ideale Aufgabe für
ein Turbomaschinenberatungsteam.
Als besonders effizient in der Abwicklung
hat sich erwiesen, einen generischen QCP
in die Ausschreibungsunterlagen zu integrieren.
Darin sind alle Komponenten mit
den üblichen erforderlichen Qualitätsprüfungsarbeiten
angeführt, somit kann dem
Hersteller bereits bei der Angebotserstellung
mitgeteilt werden, auf welche Überprüfungen
besonderes Augenmerk gelegt
wird.
Die Wichtigkeit dieses Punktes darf nicht
unterschätzt werden, da ein vollständiger
QCP von Anfang an hohe Qualität in der
Projektabwicklung gewährleistet und so
Schutz vor kostspieligen und zeitintensiven
Nachbearbeitungen bietet.
Technische Vertragsverhandlungen
Nachdem die Ausschreibungsunterlagen
erstellt und an die in Frage kommenden
Auftragnehmer versandt wurden gilt es in
der nächsten Phase noch offene Fragen
zum Angebot zu beantworten, Herstelleranmerkungen
zu bewerten und Abweichungen
der angebotenen Herstellerausführungen
zur Anfragespezifikation auf
Kompatibilität mit den intern vereinbarten
Projektzielen zu überprüfen.
Üblicherweise geschieht dies in Form einer
Fragen- und Abweichungsliste, die dem
Anlagenbetreiber im Vorfeld der offiziellen
Vertragsverhandlungen zugesandt wird.
Die in dieser Liste angeführten Punkte verlangen
oftmals schon hohe Detailkenntnis
über Auswirkungen auf die Turbomaschine
und deren Betrieb. Daher bietet sich bei der
Beantwortung dieser Fragen die Unterstützung
durch ein Turbomaschinenberatungsteam
an.
Die beantwortete Liste liefert im nächsten
Schritt die Grundlage für die Vertragsverhandlungen
in denen noch offene technische
Detailfragen diskutiert werden. Um
auch hier dem jeweiligen Hersteller ebenbürtig
gegenüber treten zu können hat sich
die Teilnahme des Turbomaschinenberatungsteams
an den Vertragsverhandlungen
äußerst bewährt.
Abwicklung nach
internationalen Standards
Wie im Abschnitt Voraussetzungen an ein
Turbomaschinenberater bereits erwähnt
stellen Standards wichtige Anhaltspunkte
in der Abwicklung von Turbomaschinenprojekten
dar. Da diese fachspezifisch verfasst
sind und dem Personal des Anlagenbetreibers
neben ihren Kerntätigkeiten oft
die zeitlichen Kapazitäten zur intensiven
Auseinandersetzung mit diesen Standards
nicht zur Verfügung stehen, bietet sich dieser
Bereich für die Hinzuziehung von Beratungsleistungen
an.
Ausgeführte Beratungsprojekte haben gezeigt,
dass beispielsweise bei der Neuinstallation
von Dampfturbinen im Bereich
der petrochemischen Industrie von Seiten
der Anlagenbetreiber, insbesondere bei
den in den API-Standards API 611 und
API 612, für die Beantwortung der Entscheidungspunkte
Beratung gewünscht
wird. Diese Entscheidungspunkte befinden
sich in den Standards verteilt und verlangen
Entscheidungen zu speziellen Fragestellungen,
wie etwa, ob die Dampfturbine
nach erfolgreichem mechanischem Testlauf
im Werk geöffnet und überprüft werden
soll. Mit Hilfe der Expertise des Turbomaschinenberatungsteams
können diese
Entscheidungen individuell an die Anlagenbetreiberbedürfnisse
und Projektziele
angepasst getroffen werden. Die ausgear-
56

VGB PowerTech 7 l 2020
Thermische Turbomaschinen Beratungsleistung für den Anlagenbetreiber
beitete Entscheidungspunkteliste findet
ebenfalls Einzug in die Ausschreibungsunterlagen
und gibt dem Hersteller wichtige
Informationen für seine Angebotslegung.
Zusätzlich zur Beantwortung der Entscheidungspunkte
gilt es für das Turbomaschinenberatungsteam
auch die in Angeboten
angeführten Abweichungen zu den vereinbarten
Standards zu überprüfen und den
Anlagenbetreibern Empfehlungen bezüglich
der Vereinbarkeit der Abweichungen
mit den Zielen des Turbomaschinenprojekts
zu geben.
Lieferantendokumentenkontrolle und
-freigabe
Ein funktionierendes und effizientes System
zur Lieferantendokumentenkontrolle
und -freigabe ist essentiell, um zügigen
Projektfortschritt bei gleichzeitig hohen
Qualitätsstandards zu gewährleisten. Sollte
die notwendige Zeit dazu nicht aufgebracht
werden können, kann dies dazu
führen, dass durch ungenügende Kontrolle
Fehler übersehen werden, oder durch verspätete
Freigabe der Projektfortschritt ins
Stocken geraten kann.
Die Einbindung eines externen Turbomaschinenberatungsteams
sorgt bei dieser
Aufgabenstellung für Entlastung. Die Lieferantendokumente
werden laufend an
das Beraterteam gesendet. Durch dortige
Anwendung des 4-Augen Prinzips inklusive
interdisziplinärem Cross Checks können
Dokumentenfreigaben umgehend und
fehlerlos erteilt werden und dem Auftraggeber
zur weiteren Verwendung zugesandt
werden.
Expediting, FAT und Leistungstest
Wie bereits in der Einleitung erwähnt
bleibt Anlagenbetreibern häufig nur wenig
Zeit, um sich neben dem Tagesgeschäft
noch zusätzlich um andere Aufgabenstellungen
zu kümmern. Unter diesen Bedingungen
leidet erfahrungsgemäß besonders
oft das Expediting. Findet das Personal für
diese Aktivitäten nur bedingt Zeit, kann es
zu folgenschweren Auswirkungen kommen.
Oft treten dadurch Mängel bzw. Probleme
bei Lieferanten erst spät ans Licht
und es kommt zu empfindlichen Verzögerungen,
Mehrkosten und Terminverschiebungen
im Projekt.
Dazu kommt außerdem, dass insbesondere
für Werksabnahmen und Leistungstests oft
eine intensive Vorbereitung inklusive dem
Studium der angewandten facheinschlägigen
Normen (PTC6, IEC 60953, DIN ISO
1943,…) notwendig ist, was wiederum einen
erheblichen zeitlichen Mehraufwand
für das Personal des Anlagenbetreibers
darstellt.
Die Erfahrung hat gezeigt, dass Anlagenbetreiber
aus diesem Grund besonders gerne
auf den Einsatz eines Turbomaschinenberatungsteams
bei diesem Aufgabenbereich
zurückgreifen. Das Turbomaschinenberatungsteam
übernimmt die bereits im Abschnitt
QCP/ITP angesprochene Teilnahme
an den Prüfungen im Herstellerwerk und
übermittelt umgehend einen Kurzbericht,
noch bevor der Hersteller den Endbericht
an den Anlagenbetreiber schickt. Weiterhin
gestaltet sich die Überwachung der
Werksabnahme, sowie des Leistungstests
durch das externe Turbomaschinenberatungsteam
aufgrund dessen Kenntnis der
facheinschlägigen Normen sehr effektiv.
Supervision von Montage und
Inbetriebnahme
Auch bei der Überwachung von Montageund
Inbetriebnahme Arbeiten können Turbomaschinenberatungsdienstleistungen
den Anlagenbetreiber unterstützen. Als
Supervisor achtet das Turbomaschinenberatungsteam
auf die korrekte Abwicklung
der festgelegten Arbeitspunkte und dokumentiert
diese. In Form von Tagesberichten
wird das zuständige Personal des Anlagenbetreibers
über den Stand der Arbeiten
informiert.
Gewährleistungsphase und
Verfügbarkeitsnachweis
Mit dem Auftragnehmer werden die Dauer
der Gewährleistungsphase und Abwicklung
des Verfügbarkeitsnachweises mit
dem zugehörigen Berechnungsmodell vertraglich
mit der Vergabe des Projekts vereinbart.
Hier gibt es verschiedenste Modelle
mit unterschiedlichsten Zielsetzungen
(Zeitverfügbarkeit, Leistungsverfügbarkeit,
…), die einerseits eine detaillierte
Spezifikation inkl. der notwendigen Abläufe
(Meldung von Schäden, Mängel und Störungen)
erfordern, anderseits aber auch
die praktische Erfahrung braucht, um diese
möglichst praxistauglich umzusetzen.
Das Turbomaschinenberatungsteam kann
hier, insbesondere bei langfristigen und
kostspieligen Gasturbinen Wartungsverträgen,
aufgrund seiner Erfahrung Kosteneinsparungen
für den Anlagenbetreiber
erreichen.
Zusammenfassung
Um den nachhaltigen Fortbestand des Turbomaschinenbestands
zu gewährleisten
und Neuinstallationsprojekte zu ermöglichen
kommt es durch die gegebenen
Marktbedingungen zu einer Intensivierung
der Zusammenarbeit von Anlagenbetreibern
mit technischen Beratungsunternehmen.
Insbesondere bei den Thermischen Turbomaschinen,
die häufig die Kernkomponenten
vieler Betriebsanlagen darstellen, sollte
das gewählte Turbomaschinenberatungsteam
mit Sorgfalt gewählt werden. Dieses
sollte auf den Turbomaschinenbereich spezialisiert
sein und vielseitige Voraussetzungen
mitbringen. Neben persönlichen Attributen
der beratenden Personen, wie einer
fundierten, auf Thermische Turbomaschinen
spezialisierten Ausbildung und der
Kenntnis der aktuellen Normen und Richtlinien
sind auch die Rahmenbedingungen
innerhalb des Beratungsunternehmens von
Bedeutung. Dieses sollte unabhängig sein,
Kompetenzen in den angrenzenden Gewerken
aufweisen und über geeignete Wissensmanagement-Tools
verfügen.
Das Aufgabengebiet in der Turbomaschinenberatung
umfasst die gesamtheitliche
Turbomaschinenaufgabenstellung inkl. Peripherie,
von der Erstellung von Ausschreibungsunterlagen,
über Abwicklung nach
einschlägigen Normen, Expediting, Supervision
der Montage und Inbetriebnahme
bis hin zum Verfügbarkeitsnachweis. Die
Hinzuziehung empfiehlt sich daher bereits
in frühen Projektphasen, um bereits bei der
Angebotseinholung und den Vertragsverhandlungen
von Erfahrungen und Fachexpertise
des Beratungsteams zu profitieren
und somit anschließend kostspielige Fehlerbehebungen
hintan zu halten. l
FIND & GET FOUND! POWERJOBS.VGB.ORG
ONLINE–SHOP | WWW.VGB.ORG/SHOP
JOBS IM INTERNET | WWW.VGB.ORG
57

Stellungnahme zum IT-Sicherheitsgesetz 2.0 VGB PowerTech 7 l 2020
Stellungnahme zum
IT-Sicherheitsgesetz 2.0
Stefan Loubichi
Abstract
Statement on the IT Security Act 2.0
The threat situation in IT/OT-security as well as
cyber-security in the energy sector remains
high. We don´t know who exactly the cyber terrorist
/ cyber criminals are, what they are planning
and that their next goals are. We only
know from the annual cyber attacks in Ukrainian
power grids or SCADA systems worldwide
that they could realize a blackout.
With the IT-security law (published in 2015)
our government took a courageous step in 2015
to protect our critical infrastructure. Unfortunately,
in Germany we have lost leadership in
this area in terms of IT-/OT-security and have
not adopted an audit program for energy producers
until now.
In this article I present the draft of the ITR-security
law 2.0, published in May 2020. It is anticipated
that the draft will enter into force with
slight changes by the end of the year. Operators
as well as manufacturer of core components
have to deal with new (legal) requirements for
their IT-/OT-systems.
What they have to do and which consequences
they have to expect if they do not implement the
requirements are presented in this article.
Of course, there is still room for improvement in
our IT-security law 2.0. But the new IT-security
law 2.0 will help us to achieve security for tomorrow.
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
Neverending Story IT-SIG
Im Juli 2015 wurde das (erste) IT-Sicherheitsgesetz
(IT-SIG) in Kraft gesetzt. Es war
ein wichtiger erster Meilenstein, mit der
die Bundesrepublik Deutschland zum Vorreiter
in Sachen IT-Schutz in der Europäischen
Union wurde. Wie gut die Bundesrepublik
Deutschland war, lässt sich auch
daran erkennen, dass das europäische Pendant,
die NIS Direktive erst im Jahr 2017 in
Kraft trat.
Wir alle wissen, dass es nach dem Juli 2015
zügig weiterging:
––
Durch die Kritis-VO wurden die entsprechenden
Sektoren festgelegt, die als Kritische
Infrastrukturen gelten und es wurden
die Schwellenwerte festgelegt.
––
Für Netzbetreiber wurde als „Prüfkatalog“
der IT-Sicherheitskatalog nach § 11
Abs. 1a EnWG fixiert, für alle klassischen
Betreiber kritischer Infrastrukturen wurde
die Orientierungshilfe für die Prüfungen
nach dem BSI-Gesetz veröffentlicht.
––
Die Prüfung der Netzbetreiber läuft seit
mehr als 3 Jahren, aber:
Dann geriet die Umsetzung der gesetzlichen
Vorgaben der IT-Sicherheit ins Stocken:
Erst im Dezember 2018 (!), d.h. mehr als 3
Jahre nach dem Inkrafttreten des IT-Sicherheitskataloges
für die Netzbetreiber
trat der IT-Sicherheitskatalog nach § 11
Abs. 1b EnWG in Kraft und bis heute, d.h.
1 ½ Jahre nach der Veröffentlichung haben
es die Deutsche Akkreditierungsstelle
GmbH, die nationale Akkreditierungsstelle
der Bundesrepublik Deutschland nicht geschafft,
zusammen mit ihren Partnern ein
Konformitätsbewertungsprogramm zu verabschieden,
mit dem die Grundlagen zur
Durchführung von Prüfungen bei Energieerzeugern
festgelegt werden. Jeder in der
Branche weiß (hoffentlich) in diesem Zusammenhang,
dass die Frist zur Umsetzung
des IT-Sicherheitskataloges nach § 11
Abs. 1b EnWG aus diesem Grund nicht
mehr zu halten ist und dass man hierzu
auch eine Friständerung zum 31. März
2021 vorgesehen hat. Transparente Kommunikation
ist hier jedoch genauso wenig
vorgesehen wie eine transparente Kommunikation
über die seit Monaten laufenden
Verhandlungen über eine drastische
Senkung der Schwellenwerte von derzeit
420 MW auf voraussichtlich bis zu 36 oder
50 MW. Neben dieser offensichtlichen
„Schelte“ an einige Bundesbehörden darf
aber nicht vergessen, dass auch Vertreter
aus der Wirtschaft nicht durch Transparenz
glänzen.
All dies schafft im Übrigen keine großartige
Planungssicherheit für die IT-/OT-Sicherheitsverantwortlichen
in der Energieerzeugung.
Zumindest hat man in dem für die IT-Sicherheit
zuständigen Bundesministerium
des Inneren erkannt, dass das IT-Sicherheitsgesetz
stark reformbedürftig ist und
hat im April 2019 einen ersten Entwurf für
das IT-Sicherheitsgesetz 2.0 vorgelegt, der
aber zu viele Verbesserungspotenziale enthielt,
so dass man alles nochmals überarbeiten
musste. Im Mai 2020 wurde dann
der zweite Entwurf des IT-Sicherheits-gesetztes
veröffentlicht.
Dieser ist unstrittig besser als der erste Entwurf
des IT-Sicherheitsgesetzes 2.0, enthält
aber immer noch viele zumindest diskussionswürdige
Aspekte. Betrachten wir
uns aber nun das IT-Sicherheitsgesetz 2.0
im Detail:
Kritische Komponenten
In § 2 Abs.3 BSI-G (alt) hieß es noch:
„KRITIS-Kernkomponenten sind:
im Sektor Energie:
IT-Produkte für die
1. Kraftwerksleittechnik,
2. für die Netzleittechnik oder für
3. die Steuerungstechnik zum Betrieb von
Anlagen oder Systemen zur
––
Stromversorgung,
––
Gasversorgung,
––
Kraftstoff- oder Heizölversorgung oder
––
Fernwärmeversorgung.“
In dem jetzigen Gesetzesentwurf heißt es:
„Kritische Komponenten im Sinne dieses
Gesetzes sind IT-Produkte, die in Kritischen
Infrastrukturen eingesetzt werden
und die von hoher Bedeutung für das Funktionieren
des Gemeinwesens sind, weil Störungen
der Verfügbarkeit, Integrität, Authentizität
und Vertraulichkeit dieser IT-
Produkte zu einem Ausfall oder zu einer
58

VGB PowerTech 7 l 2020
Stellungnahme zum IT-Sicherheitsgesetz 2.0
erheblichen Beeinträchtigung der Funktionsfähigkeit
Kritischer Infrastrukturen
oder zu Gefährdungen für die öffentliche
Sicherheit führen können. Alle übrigen kritischen
Komponenten werden in einem Katalog
des Bundesamtes näher bestimmt.“
Was bedeutet dies konkret?
Während in der alten Version die IT-Produkte
auf die Bereiche:
––
Kraftwerksleittechnik
––
Netzleittechnik
––
Steuerungstechnik
per Gesetz beschränkt war, bedeutet die Neufassung,
dass das Bundesamt für Sicherheit
in der Informationstechnik aus eigenem Ermessen
relativ einfach neue Komponenten
hinzufügen könnte.
An zwei Aspekte sollte man hier direkt denken:
1. Integration der Cloud-Infrastruktur
2. Integration der klassischen IT-Infrastruktur
Die Einfügung der Abs. 1a – 1c in § 8a BSI-
G stellen jedoch das Highlight dar:
Systeme zur Angriffserkennung
„(1a) Die Verpflichtung der Betreiber Kritischer
Infrastrukturen, angemessene organisatorische
und technische Vorkehrungen
zur Vermeidung von Störungen nach Absatz
1 Satz 1 zu treffen, umfasst auch den
Einsatz von Systemen zur Angriffserkennung.
Die eingesetzten Systeme zur
Angriffserkennung haben dem jeweiligen
Stand der Technik zu entsprechen. Die Einhaltung
des Standes der Technik wird
vermutet, wenn die Systeme der Technischen
Richtlinie [xxxxx] des Bundesamtes
in der jeweils geltenden Fassung entsprechen.
(1b) Die Betreiber Kritischer Infrastrukturen
dürfen die für den Einsatz von Systemen
zur Angriffserkennung erforderlichen
Daten verarbeiten. Die im Rahmen des Einsatzes
von Systemen zur Angriffserkennung
verarbeiteten Daten sind unverzüglich
zu löschen, wenn sie für die Vermeidung
von Störungen nach Absatz 1 Satz 1
nicht mehr erforderlich sind, spätestens
jedoch nach zehn Jahren.
(1c) Im Rahmen des Einsatzes von Systemen
zur Angriffserkennung erhobene Daten,
die für den Schutz vor Angriffen auf
Informationstechnik oder die Aufklärung
und Strafverfolgung eines Angriffs erforderlich
sind, haben die Betreiber den
dafür zuständigen Behörden zu übermitteln.“
Was würde/könnte dies bedeuten:
––
Was Stand der Technik für Systeme der Angriffserkennung
ist, wird zukünftig nicht
mehr von Branchenverbänden festgelegt,
sondern ausschließlich vom BSI, dessen
Machtposition durch dieses neue IT-Sicherheitsgesetz
ohnehin massivst gestärkt
wird.
––
Die Ausarbeitung der neuen BSI-Richtlinie
ist eigentlich zwingende Voraussetzung
für das Inkrafttreten der § 8a Abs. 1a, 1b,
1c BSI-G und könnte im Klageverfahren
gegebenenfalls eine Inkraftsetzung des
neuen IT-Sicherheitsgesetzes in die Länge
ziehen.
––
Diese Richtlinie ist eine entscheidende politische
Komponente gegen Lobbyismus in
den einzelnen Kritis-Branchen.
Im neuen BSI-G wird sich folgende Definition
finden:
„Systeme zur Angriffserkennung im Sinne
dieses Gesetzes sind durch technische
Werkzeuge und organisatorische Einbindung
unterstützte Prozesse zur Erkennung
von Angriffen auf informationstechnische
Systeme. Die Angriffserkennung erfolgt
dabei durch Abgleich der in einem informationstechnischen
System verarbeiteten
Daten mit Informationen und technischen
Mustern, die auf Angriffe hindeuten.
Es stellt sich die Frage, welche Leitsysteme
dies können. In diesem Zusammenhang
wird auf den BSI-Leitfaden zur Einführung
von Intrusion-Detectionen-Systemen
verwiesen, wobei der BSI-Leitfaden
auf die nachfolgenden Komponenten verweist:
Netzsensoren, Hostsensoren, Datenbankkomponenten,
Managementstationen,
Auswertungsstationen
Systeme zur Angriffserkennung
Einfügung eines Satzes 4 in § 8a Abs. 3
BSI-G:
„Die Betreiber übermitteln dem Bundesamt
dabei zusätzlich eine Liste aller IT-
Produkte, die für die Funktionsfähigkeit
der von ihnen betriebenen Kritischen
Infrastrukturen von Bedeutung sind,
weil Störungen der
Verfügbarkeit, Integrität, Authentizität
und Vertraulichkeit dieser IT-Produkte zu
einem Ausfall oder
zu einer erheblichen Beeinträchtigung
der Funktionsfähigkeit
einer Kritischen Infrastruktur oder zu einer
Gefährdung der öffentlichen Sicherheit
und Ordnung führen können.“
Was könnte / würde dies bedeuten:
––
Mit Hilfe dieser Liste – welche natürlich
von den Betreibern aktuell zu halten wäreböte
sich die Möglichkeit, die Betreiber kritischer
Infrastrukturen stets aktuell zu informieren,
wenn bestimmte Gefährdungen
für einzelne IT-Produkte aufträten. Dies
erfordert natürlich gewaltige Ressourcen
beim Bundesamt für Sicherheit. Wenn
man dies jedoch schafft, so wäre man bei
der Sicherheitsverbesserung einen sehr
großen Schritt weiter gekommen.
––
Sollte diese Liste der Werte in die Hände
von Cyber-Terroristen oder Cyber-Kriminellen
kommen, so könnten diese mit relativ
einfachen Mitteln große Teile der deutschen
Infrastruktur auf einen Schlag
lahmlegen.
Der Autor, der seit je her bekanntlicher
Weise ein sehr gutes Verhältnis zum BSI
pflegt und dies stets nur als verlässlichen,
hilfsbereiten Partner erlebt hat, kann an
dieser Stelle nur sagen, dass nicht jeder im
BSI mit diesem Passus im neuen Gesetz
glücklich ist.
Auskünfte von Herstellern on
IT-Produkten und Systemen
Bereits in den ersten Referentenentwurf
wurde ein § 7a BSI-G mit folgendem Inhalt
eingefügt:
„Das Bundesamt kann zur Erfüllung seiner
Aufgaben nach § 3 Absatz 1 Satz 2 auf dem
Markt bereitgestellte oder zur Bereitstellung
auf dem Markt vorgesehene informationstechnische
Produkte und Systeme untersuchen.
Soweit erforderlich kann das Bundesamt
für Untersuchungen nach Absatz 1 von
Herstellern informationstechnischer Produkte
und Systeme alle notwendigen Auskünfte,
insbesondere auch zu technischen
Details, verlangen.“
Es wird jetzt ein Absatz 5 in das neue BSI-G
eingefügt:
„Kommt ein Hersteller der Aufforderung
des Bundesamtes nach Absatz 2 Satz 1
nicht oder nur unzureichend nach, kann
das Bundesamt hierüber die Öffentlichkeit
informieren.
Es kann hierbei den Namen des Herstellers
sowie die Bezeichnung des betroffenen
Produkts oder Systems angeben, und darlegen
inwieweit der Hersteller seiner Auskunftspflicht
nicht nachgekommen ist.
Zuvor ist dem Hersteller der betroffenen
Produkte und Systeme mit angemessener
Frist Gelegenheit zur Stellungnahme zu gewähren.“
Was würde/könnte dies bedeuten:
––
In Deutschland sind wir in manchen Bereichen
auf das technologische Know how von
Drittstaaten angewiesen sind. Sowohl in
der Cloud-Technologie als auch in der 5G
sind wir – wenn wir den Stand der Technik
implementieren möchten- auf Produkte
dieser Drittstaaten angewiesen.
––
Aus den Erfahrungen der Vergangenheit ist
davon auszugehen, dass zum Beispiel die
USA mit Sicherheit nicht bereit sein werden,
Details ihrer Spitzentechnologie
aus Angst vor Industriespionage und
Gründen der nationalen Sicherheit an
ein deutsches Bundesamt für Sicherheit
in der Informationstechnik weiter zu
geben. Es stellt sich die Frage, wie wir
dann verfahren: Setzen wir nur Produkte
nicht befreundeter Länder auf eine §7a Liste
oder werden alle Produkte auf eine entsprechende
Liste gesetzt.
Im zweiten Referentenentwurf beibehalten
wurde der neue § 7b BSI-G.
59

Stellungnahme zum IT-Sicherheitsgesetz 2.0 VGB PowerTech 7 l 2020
Detektion von Sicherheitsrisiken für
die Netz- und IT-Sicherheit und
von Angriffsmethoden
„(1) Das Bundesamt kann zur Erfüllung
seiner Aufgaben Maßnahmen zur Detektion
und Auswertung von Schadprogrammen,
Sicherheitslücken und anderen Sicherheitsrisiken
in öffentlich erreichbaren
informationstechnischen Systemen durchführen,
wenn Tatsachen die Annahme
rechtfertigen, dass diese ungeschützt sind
und dadurch in ihrer Sicherheit oder Funktionsfähigkeit
gefährdet sein können. …
(2) Ein informationstechnisches System ist
ungeschützt im Sinne des Absatzes 1, wenn
öffentlich bekannte Sicherheitslücken bestehen
oder wenn auf Grund offensichtlich
unzureichender Sicherheitsvorkehrungen
von unbefugten Dritten auf das System zugegriffen
werden kann.
(3) Wird im Falle des Absatzes 1 ein Schadprogramm,
eine Sicherheitslücke oder ein
anderes Sicherheitsrisiko in einem informationstechnischen
System erkannt, sind
die hierfür Verantwortlichen oder der betreibende
Dienstleister des jeweiligen Netzes
oder Systems unverzüglich zu benachrichtigen,
wenn sie bekannt sind oder ihre
Identifikation ohne unverhältnismäßige
weitere Ermittlungen möglich ist und
überwiegende Sicherheitsinteressen nicht
entgegenstehen.. Das Bundesamt kann anordnen,
dass …..
Was würde / könnte dies bedeuten:
––
Eine einfache Recherche über shodan.io offenbart,
dass es weltweit –auch in Deutschland
- nicht nur bei Privatpersonen sondern
auch in Industrieanlagen Kombinationen
aus Username und Passwort nach
dem Schema admin / admin oder Passwörter
nach dem Schema 1234 gibt. Durch §
7b BSI-G wurde dem Bundesamt für Sicherheit
in der Informationstechnik die
Möglichkeit zur Überprüfung dieser einfachen
Schwachstellen (mit weitreichenden
Möglichkeiten) ebenso geschaffen wie die
Möglichkeit zur Überprüfung von eine öffentlich
bekannte Schwachstelle (zum Beispiel
im Sinne von wichtigen Patches).
––
Streng genommen bedeutet dies auch, dass
das BSI das Recht hätte, unkoordinierte
Penetrationstests und RedTeaming-Aktivitäten
auf die IT-/OT-Infrastrukturen
von Kritis-Betreibern durchzuführen,
was immer mit großen potenziellen
Gefahren verbunden ist.
Vertrauenswürdigkeitserklärung für
Hersteller von Kritis-Kernkomponenten
Der im ersten Referentenentwurf eingefügte
§ 8a Abs. 6 BSI-G wurde beibehalten:
„KRITIS-Kernkomponenten dürfen nur von
solchen Herstellern bezogen werden, die
vor dem erstmaligen Einsatz der Komponenten
eine Erklärung über ihre Vertrauenswürdigkeit
gegenüber dem Betreiber
der Kritischen Infrastruktur abgeben haben
(Vertrauenswürdigkeitserklärung). Diese
Verpflichtung erstreckt sich auf die gesamte
Lieferkette des Herstellers. Das Bundesministerium
des Innern, für Bau und Heimat
erlässt die Mindestanforderungen für
die Vertrauenswürdigkeitserklärung durch
Allgemeinverfügung, die im Bundesanzeiger
bekannt zu machen ist. Diese Verpflichtung
gilt ab der Bekanntmachung der Allgemeinverfügung
nach Satz 3.“
Was würde / könnte dies bedeuten:
––
Es ist zu bedenken, dass internationale
Zulieferer deutscher Unternehmen auch
nach Abgabe der Vertrauenswürdigkeitserklärung
sich an die nationalen Gesetze
und Vorgaben auf ihrem Heimatmarkt
halten müssen.
––
Per se sind nach derzeitigem Stand erst
einmal die Betreiber der Kritischen Infrastrukturen
in der Haftung, wenn Hersteller
von Kritis-Kernkomponenten hier irren
sollte (siehe hierzu auch die Ausführungen
des BDI in seiner Stellungnahme
zum 1. Referentenentwurf des IT-SIG
2.0). Aller Voraussicht nach können Hersteller
der Kritis-Komponenten lediglich
bei grober Fahrlässigkeit haftbar gemacht
werden.
––
Es stellt sich die Frage, ob eine derartige
Vertrauenserklärung nicht eine europarechtswidrige
Beschränkung des Marktzugangs
darstellt.
An dieser Stelle sei im Übrigen darauf verwiesen,
dass es auch konkrete „Alternativen“
gäbe:
Produktzertifizierung nach IEC 62443-
x-x
Hinweis: Eine Systemzertifizierung nach
IEC 62443 wird auf keinen Fall hinreichend
sein können.
Zertifizierung nach Common Criteria
(ISO/IEC 15408):
Die Zertifizierung der IT-Sicherheit eines
Produktes durch das BSI heißt: Es wurde
auf Basis öffentlicher Prüfkriterien und in
einem transparenten Prozess von einer unabhängigen
Partei geprüft (https://www.
bsi.bund.de/zertifizierung)
Sicherheit und Funktionsfähigkeit
informationstechnischer Systeme
im Falle erheblicher Störungen
Hier wird auf § 5c Abs. 4 Nr. 3 BSI-G verwiesen:
„Während einer erheblichen Störung gemäß
§ 8b Absatz 4 Nummer 2 kann das
Bundesamt im mit den jeweils im Einzelfall
nach § 5 Absatz 5 zu beteiligenden Stellen
im Benehmen mit dem Bundesamt für Bevölkerungsschutz
und Katastrophenhilfe
gegenüber den Betroffenen die erforderlich
informationstechnischen Maßnahmen
für die Wiederherstellung der Sicherheit
und der Funktionsfähigkeit ihrer
informationstechnischen Systeme
anordnen, um erhebliche Versorgungsengpässe
oder Gefährdungen für andere
wichtige Rechtsgüter, insbesondere für
Leib und Leben sowie für die öffentliche
Sicherheit, abzuwenden, wenn der Betroffene
die erhebliche Störung nicht unverzüglich
selbst beseitigt oder
zu erwarten ist, dass der Betroffene die
erhebliche Störung selbst nicht unverzüg
lich beseitigen kann.“
Was würde / könnte dies bedeuten:
––
Theoretisch hat das BSI das Recht bzgl.
IT-/OT-sicherheitsrelevanter Prozesse
Anweisungen zu geben, welche dann
vom Betreiber umgesetzt werden müssten.
Es stellt sich hier die Frage, inwieweit
das BSI für die unterschiedlichsten
Konfigurationen der Kritis-Betreiber die
jeweilige Sachkompetenz stets vollumfänglich
haben kann.
––
Es stellt sich die Frage, nach welchen Kriterien
das BSI beurteilen möchte, ob
ein Kritis-Betreiber eine erhebliche Störung
nicht selbst unverzüglich beheben
kann. Zu bedenken ist hierbei ohnehin,
dass es in der Regel bis zu mehreren
Monaten dauert, bis der Befall eines kritischen
Systems überhaupt bemerkt
wird.
Strafrechtliche Komponenten
Folgende Ergänzungen / Anpassungen sollen
durch das IT-Sicherheitsgesetz 2.0 realisiert
werden:
Änderung von § 99 Abs. 2 StGB
––
Einführung eines § 126a StGB – Zugänglichmachen
von Leistungen zur Begehung
von Straftaten
––
Änderung des Strafrahmens der §§ 202a
Abs. 1, 202b Abs. 1, 202c Abs. 1, 202d
Abs. 1, 303a Abs. 1, 303b Abs. 1 StGb auf
bis zu 5 Jahren Freiheitsstrafe
––
Änderung des Strafrahmens in § 303b
Abs. 2 StGB auf 6 Monate bis zu fünf Jahren
Freiheitsstrafe (die Geldstrafe entfällt)
––
Einführung eines § 200e StGB – Unbefugte
Nutzung informationstechnischer
Systeme
––
Einführung eines § 202f StGB – Besonders
schwerer Fall einer Straftat gegen
die Vertraulichkeit oder Integrität informationstechnischer
Systeme
––
Erweiterung des Katalogs in § 100a Abs.
2 Nr. 1 StPO (Telekommunikationsüberwachung)
um die Begehung von Straftaten
nach § 126a StGB und die Straftaten
gegen die Vertraulichkeit oder Integrität
informationstechnischer Systeme
nach §§ 202a, 202b, 202c, 202d, 202e,
202f Abs. 2 und 3, §§ 303a, 303b StGB
––
Erweiterung des Katalogs in § 100b Abs.
2 Nr. 1 StPO (Online-Durchsuchung) um
die Begehung von Straftaten nach § 126a
Abs. 3 StGB und um Straftaten gegen die
60

VGB PowerTech 7 l 2020
Stellungnahme zum IT-Sicherheitsgesetz 2.0
Vertraulichkeit oder Integrität informationstechnischer
Systeme nach § 202f
Abs. 2 und 3 StGB
Erweiterung des Katalogs in § 100g Abs. 2
Nr. 1 StPO (Erhebung von Verkehrsdaten)
um § 126a StGB und um die Begehung von
Straftaten nach § 126a Abs. 3 StGB und um
Straftaten gegen die Vertraulichkeit oder
Integrität informationstechnischer Systeme
nach § 202f Abs. 2 und 3 StGB
Von größter Relevanz wäre aus strafrechtlicher
Sicht die Einführung eines § 163
StPO:
„Begründen bestimmte Tatsachen den Verdacht,
dass jemand Täter oder Teilnehmer
einer Straftat im Sinne von § 100g Absatz 1
StPO ist, so dürfen die Staatsanwaltschaft
sowie die Behörden und Beamten des Polizeidienstes
auch gegen den Willen des Inhabers
auf Nutzerkonten oder Funktionen, die ein
Anbieter eines Telekommunikations- oder
Telemediendienstes dem Verdächtigen zur
Verfügung stellt und mittels derer der Verdächtige
im Rahmen der Nutzung des Telekommunikations-
oder Telemediendienstes
eine dauerhafte virtuelle Identität unterhält,
zugreifen. Sie dürfen unter dieser virtuellen
Identität mit Dritten in Kontakt treten. Der
Verdächtige ist verpflichtet, die zur Nutzung
der virtuellen Identität erforderlichen Zugangsdaten
herauszugeben. § 95 Absatz 2
gilt entsprechend mit der Maßgabe, dass die
Zugangsdaten auch herauszugeben sind,
wenn sie geeignet sind, eine Verfolgung wegen
einer Straftat oder einer Ordnungswidrigkeit
herbeizuführen. Jedoch dürfen die
durch Nutzung der Zugangsdaten gewonnenen
Erkenntnisse in einem Strafverfahren
oder in einem Verfahren nach dem Gesetz
über Ordnungswidrigkeiten gegen den
Verdächtigen oder einen in § 52 Absatz 1
der Strafprozessordnung bezeichneten Angehörigen
des Verdächtigen nur mit Zustimmung
des Verdächtigen verwendet werden.“
Ausbau der BSI
Für alle diese Arbeiten bedarf es eines Umbaus
des 1991 gegründeten Bundesamtes
für Sicherheit in der Informationstechnik.
Insgesamt sollen hier zeitnah 600 (!) neue
Stellen geschaffen werden.
An dieser Stelle muss man sich allerdings
fragen, wie das BSI diese neuen Stellen besetzen
will. Bekanntlicher Weise zahlt die
freie Wirtschaft höhere Gehälter als die im
öffentlichen Dienst gezahlten Entgelte.
Was könnte durch die Umsetzung
des neuen IT-Sicherheitsgesetzes
2.0 für die Energieerzeugung
realisiert werden
Natürlich wird es ein Mehr an IT-/OT-Sicherheit
nicht zum Null-Tarif geben und
durch die Umsetzung der Sicherheitsvorgaben
wird kein Stromerzeuger auch keine
einzige MW mehr an Strom erzielen können.
Aber genauso verhält es sich auch mit
Brandmeldern, über deren Einsatz heute
niemand mehr ernsthaft diskutiert. Auch
diese kosten Geld und führen nicht zu einem
einzigen MW mehr produziertem
Strom. Wie bei einem Brand in einer Energieerzeugungsanlage
bedeutet aber eine
erfolgreiche Cyber-Attacke einen riesigen
Vertrauensverlust sowie einen „Produktionsstillstand“
über Monate hinweg.
Aus diesem Grunde in einfacher Form eine
Auflistung der Vorteile, die man als Betreiber
kritischer Infrastrukturen im Energierzeugungssektor
durch die Implementierung
und Zertifizierung / Prüfung eines
Informationssicherheitsmanagementsystems
realisiert:
Erkenntnisse bereits bei der IST-Aufnahme:
Feststellungen im Prozessdatennetz:
––
Vergessene/unbekannte Assets
––
Unbekannter Datenaustausch mit Büro-
IT-Netz
––
Unautorisierte Kommunikation von
Switches
––
Fehlkonfigurationen in der Firewall
––
Verwendung anfälliger Protokolle in der
DMZ (z.B. SMBv1)
Feststellungen bei den Netzwerkperimetern:
––
Auffinden unerlaubter ICS Kommunikation
––
Auffinden nicht dokumentierter Funktionen
in Protokollen
––
Malwareinfektion auf ICS-Steuerungssystemen
Echtzeitüberwachung in IT und OT während
der Implementierung technischer
Maßnahmen:
––
Permanente Detektion
Aufdeckung von Anomalien (Verhal-tensauffälligkeiten)
sowie APT (zielgerichtete
Angriffe)
––
Durchgängige Netzwerkanalyse
Analyse gängiger Protokolle in IT-/OT-
Netzen, Asset Discovery, Netzwerkdarstellung
––
Vorausschauende Compliance
Aufdecken von unbekannten Kommunikationsverbindungen
und Schwachstellen
––
Nachhaltige Prävention durch IDS/IPS
Erkennen und Abwehr bekannter Attacken
auf Netzwerke
Ergebnis einer zertifizierungsfähigen
ISMS – Implementierung aus technischer
Sicht:
Differente Sicherheitsniveaus:
––
Definition unterschiedlicher Schutzbereich
gemäß Skalierung
Sichere Cloudanbindung:
––
Geschützte Datenablage und Nutzung
externer Dienste
Sichere Standortvernetzung
––
Geschützter Datentransfer zwischen
Standortnetzen
Echtzeitüberwachung
––
Kontrolle der Zonenübergänge und Erkennung
von Angriffen
Endgerätesicherheit
––
Sichere Arbeit in getrennten Netzen
Sichere Datenflusskontrolle
––
Valide sowie integritätsgestützte Datenflüsse
Anlagensicherheit
––
Sicherer Zugriff auf verteilte Anlagensteuerung
Sicherer Fernzugriff
––
Permanent volle Kontrolle über alle Zugänge
und Aktivitäten
Fazit
Es ist zu erwarten, dass das neue IT-Sicherheitsgesetz
2.0 aller Voraussicht erst Ende
des Jahres in Kraft treten wird, wobei es
aufgrund der beschriebenen neuen Elemente
einen Paradigmenwechsel in der
IT-/OT-Sicherheit darstellen wird. Als Betreiber
kritischer Infrastrukturen kann
man in Zusammenarbeit mit dem BSI als
Partner nachhaltige Verbesserungen erreichen.
Aus diesem Grunde sollten Betreiber
kritischer Infrastrukturen – bei aller berechtigter
Kritik am IT-Sicherheitsgesetz
2.0 selbiges als große Chance nutzen, um
die Systeme sicherer zu machen.
Das Motto „Es ist noch immer gut gegangen“
trifft bis dato teils auf IT-/OT-Sicherheit
der Energiewirtschaft zu. Dass die „anderen“,
d.h. Cyber-Kriminelle und Cyber-
Terroristen ihr Handwerk verstehen, haben
wir an zahlreichen Beispielen gesehen. Es
wird viel darüber spekuliert, warum man
von außen noch nicht einen Black Out für
Deutschland realisiert hat, aber sicher ist,
dass wir vor einem derartigen Angriff nicht
hinreichend geschützt sind.
Unsere Bundesregierung wird auch hier
handeln und die Schwellenwerte in der
Kritis-VO heruntersetzen, damit auch Betreiber
kritischer Infrastrukturen in den
Genuss von mehr IT-/OT-Sicherheit kommen.
Alles in allem ist das IT-Sicherheitsgesetz
2.0 zu begrüßen und besser machen
kann man alles!
l
61

The Biofficiency Project | Part 1 VGB PowerTech 7 l 2020
The Biofficiency Project Part 1:
Handling ash-related challenges in
biomass-fired cogeneration plants
Lynn Hansen, Thorben de Riese, Richard Nowak Delgado, Timo Leino, Sebastian Fendt,
Pedro Abelha, Hanna Kinnunen, Partik Yrjas, Flemming Frandsen, Bo Sander, Frans van Dijen
and Hartmut Spliethoff
Kurzfassung
Das Biofficiency Projekt | Teil 1: Umgang
mit aschebedingten Herausforderungen in
biomassebefeuerten Heizkraftwerken
Das von der EU geförderte Projekt Biofficiency
entwickelte einen Entwurf für die nächste Generation
von Biomasse-gefeuerten Kraft-Wärme-
Kopplungsanlagen, die mit Brennstoffen niedriger
Qualität arbeiten und eine sichere und nahezu
kohlenstoffneutrale Stromerzeugung
gewährleisten. In diesem ersten Teil einer Reihe
von zwei Publikationen wird eine Zusammenfassung
der Aktivitäten zur Bewältigung aschebedingter
Probleme in biomassegefeuerten Kesseln
gegeben. Die drei untersuchten thermochemischen
Vorbehandlungsmethoden, Torrefi
zierung, hydrothermale Karbonisierung und
Dampfexplosion erwiesen sich als geeignet, um
Reststoffe durch eine Erhöhung der Energiedichte
und Verbesserung der Lager- und Hand-
Authors
Lynn Hansen, M.Sc.
Thorben de Riese, M.Sc.
Richard Nowak Delgado, M.Sc.
Dr.-Ing. Sebastian Fendt
Chair of Energy Systems, Technical
University of Munich, Garching, Germany
Timo Leino, M.Sc.
VTT Technical Research Center,
Jyväskylä, Finland
Dr. Pedro Abelha
Energy Transition, TNO, Petten, Netherlands
Dr. Sc. Hanna Kinnunen
Valmet Technologies Oy, Tampere, Finland
Dr. Partik Yrjas
Johan Gadolin Process Chemistry Centre,
Åbo Akademi University, Turku, Finland
Dr. Tech. Flemming Frandsen
Department of Chemical and Biochemical
Engineering Technical University of Denmark,
Lyngby, Denmark
Bo Sander, PhD
Ørsted, Markets&Bioenergy,
Fredericia, Denmark
Dr. Ir. Frans van Dijen
ENGIE Laborelec, Linkebeek, Belgium
Prof. Dr.-Ing. Hartmut Spliethoff
Head of Institute
Chair of Energy Systems, Technical
University of Munich, Garching, Germany
habungseigenschaften zu Veredeln. In Versuchen
vom Labor- bis zum Vollmaßstab in Staubfeuerungs-
und Wirbelschichtanlagen wurden
aschebedingte Probleme bei der Biomasseverbrennung
wie Depositionen, Feinstaubbildung
und Korrosion untersucht. Depositionsproben
in staubgefeuerten Kesseln zeigten, dass Additive
einen ausgeprägten Einfluss auf die Bildung
von Ablagerungen haben, wobei die Additivmenge
von größerer Bedeutung ist als die Art
des Additivs. Auch auf die Feinstaubbildung
zeigte die Verwendung von Additiven einen positiven
Einfluss. Bei Versuchen in Wirbelschichtsystemen
wurde eine Optimierung der Additivzusammensetzung
durchgeführt, wobei sich
elementarer Schwefel als der kostengünstigste
Zusatzstoff für diesen Fall herausstellte. Es
konnte gezeigt werden, dass die Vorbehandlung
von Stroh durch Torrefizierung in Kombination
mit einem Waschschritt eine wesentlich geringere
Menge an Additiven erfordert, die während
der Verbrennung zugegeben werden muss.
Biomasseaschen aus verschiedenen Quellen
wurden auf der Basis ihrer Zusammensetzung
und möglicher Verwertungswege klassifiziert,
um künftig eine umweltschädliche Deponierung
von Biomasseaschen zu vermeiden. Es
wurden innovative Nutzungsoptionen identifiziert,
wie z.B. die Verwendung von Biomasseaschen
in Baustoffen oder die Rückgewinnung
von Nährstoffen.
l
The EU funded project Biofficiency developed
a blueprint for the next generation of biomass-based
cogeneration plants using difficult
fuels while assuring a secure and nearly
carbon-neutral power generation. In this
first part of a series of two publications, a
summary of the activities handling ash-related
challenges in biomass boilers is provided.
Three thermochemical pre-treatment
technologies, torrefaction, hydrothermal
carbonisation and steam explosion proved
suitable for upgrading residual biomass feedstock
by increasing energy densities and improving
storage as well as handling properties.
In combustion tests, both in pulverised
fuel (PF) and fluidised bed (FB) systems ashrelated
problems, namely deposit build-up,
fine particle formation and corrosion were
examined. Deposit tests in PF boilers showed
that the additives have a pronounced effect
on deposit propensity, the additive amount
being of greater importance than the type of
additive. The use of additives also showed
positive influence on aerosol formation. In
FB firing, an optimisation of the additive
composition and insertion was performed,
where elemental sulphur was found to be the
most cost-effective additive for this case. It
was demonstrated that pre-treating straw by
torrefaction combined with a washing step
requires a substantially lower amount of additive
to be added during combustion.
Biomass ashes from different sources were
classified based on their composition and
possible utilisation pathways with the goal to
avoid landfilling were developed. Innovative
utilisation options were identified such as
utilisation in construction materials or recovery
of valuable elements.
1. Introduction
This article summarises the findings of the
H2020 project Biofficiency, that focused on
the improvement of biomass utilisation for
combined heat and power generation
(CHP). The mobilisation of currently unused
biofuels like agricultural or other bioindustry
residues for high-efficiency power
stations is required to meet this goal. The
overall objective of the project was the development
of next generation biomassbased
CHPs using difficult fuels while assuring
secure and nearly carbon-neutral
power generation.
Commonly used biomass types for heat and
power generation can reduce CO 2 emissions
by 55 to 98 percent when compared
to the current fossil fuel mix in Europe, if
no land-use change is caused [1]. Especially
in the heating sector, biomass can help to
reduce the share of coal in the power system
by using it in medium- to large-scale
CHP stations. Compared to small-scale
heating systems, larger power stations
have a much higher efficiency due to improved
steam parameters during electricity
production and highly optimised heat production.
Furthermore, the flue gas cleaning
systems in power stations are designed
62

VGB PowerTech 7 l 2020 The Biofficiency Project | Part 1
Tab. 1. Classification of different sources of biomass for energy and investigated feedstock in Biofficiency. Adapted from
Main sector Sub sector Examples Investigated in Biofficiency
Agriculture
Forestry
Organic waste
Dedicated
cultivation
By-products
and residues
Crops for biofuels (corn, sugarcane, rapeseed, oil palm, cassava etc.), energy grasses
(miscanthus, switchgrass), short rotation forests, others
Herbaceous by-products: Straw from cereals, rice, corn, bagasse, empty fruit bunch from oil
palm, prunings from stover, empty corn cobs, etc.
Woody biomass: regeneration orchards, vineyards, olive and oil palm plantations
Other forms: Processing residues such as kernels, sunflower shells, rice husks, animal manure,
foliage
Miscanthus
Wheat straw, empty fruit
bunches
Sun flower husk, digestate
Main product Stems, wood fuel from forests or trees outside forests, woody biomass from landscape cleaning Wood pellets
By-products
and residues
Residues of forest harvest (branches, tops, stumps), residues of wood industry (bark, sawdust,
other wood pieces, black liquor, tall oil, recycled wood)
Municipal solid waste (MSW), food waste from stores, restaurants and households, used kitchen
oil, waste from the food industries (from dairy, sugar, beer, wine, fruit juice industry, olive
oil filter cake, from slaughterhouses), sewage sludge
Spruce bark, fir brushwood
Manure, sewage sludge, olive
pomace, urban leave litter,
road side grass, tomato foliage
to meet strict limits for fine particles, nitrogen
oxide and sulphur oxide emissions.
The project addressed current bottlenecks
in solid biomass combustion, namely increase
deposit formation, corrosion and
ash utilisation by a variety of new, promising
approaches. The goal was to deepen
the understanding of biomass combustion,
to improve biomass pre-treatment technologies,
as well as to contribute to the field of
biomass ash utilisation. The following
main objectives and goals were defined in
order to develop the next generation, biomass-fired
CHP plant:
––
Increase efficiency of CHP plants by elevated
steam temperatures through solving
and understanding of ash-related
problems – slagging, fouling and corrosion.
––
Reduce emissions – i.e. CO 2 , particulates,
CO, NO x , and SO 2 – by efficiency gain,
reduction of impurities and by tailored
plant design.
––
Widen the feedstock for pulverised fuel
(PF) and fluidised bed (FB) power plants
using pre-treatment methods with focus
on the reduction of harmful components
in the biomass (torrefaction, hydrothermal
carbonisation and steam explosion).
––
Optimise the use of additives in the combustion
of solid biomass.
––
Widen ash utilisation and nutrient recirculation,
study new concepts and explore
possible utilisation options based
on in-depth ash characterisation.
The main results of the project are presented
in a series of two technical papers in
VGB Power Tech, whereby in this first part
the focus lies on handling ash-related issues
in biomass boilers and accessing difficult
biomass feedstock for energetic use via
pre-treatment.
2. Accessing difficult biomass
feedstock via pre-treatment
2.1 Available bioenergy carriers
Biomass is organic material that originates
from plants and animals and can be used as
a source of renewable energy. Traditionally,
biomass has always been utilised as fuel
for domestic applications such as heating
and or cooking. Nowadays modern technologies
are available for the energetic utilisation
of biomass. For example, when biomass
is burnt, it releases heat that can be
used in subsequent combined heat and
power generation. Biomass accounts for
roughly two thirds of renewable energy in
the European Union [2]. It plays the most
crucial role in the heating sector, where
biomass is responsible for over 90 % of all
renewable heat generated.
Ta b l e 1 provides a classification of the
different potential sources of biomass for
energetic utilisation. In Biofficiency, biomass
feedstock from almost all these sectors
have been investigated. The selection
was based on availability, cost and potential.
All biomass feedstocks selected in the
Biofficiency project were characterised
thoroughly. The data is available on the
open source database Phyllis II of project
partner TNO.
Due to the transition of the European energy
system towards higher shares of renewable
resources and energy carriers,
there is an increasing demand for biomass
to be used for energy. Hence it competes
with the existing use for production of e.g.
construction materials, pulp and paper,
and even for more novel uses such as chemicals.
Therefore, an important question is
how much sustainable biomass will be
available for bioenergy in Europe in the future.
F i g u r e 1 gives an overview of the
technical and sustainable potentials of the
above-mentioned biomass classes in the EU
by 2020 [3].
Technical potential is the available biomass
for all uses under current framework
conditions with the current technological
possibilities including existing harvesting
techniques, infrastructure and accessibility
and processing techniques.
Potential for energy use is a proportion of
the technical potential after satisfying other
existing and projected competing uses of
the same biomass feedstock.
Sustainable potential constricts energy potential
based on the sustainability criteria.
As seen in F i g u r e 1 , agricultural and forestry
residues represent a large portion of
the available biomass feedstock. Consequently,
these feedstocks are of increasing
interest in the energy sector, due to the
lower associated fuel costs as well as higher
local availability.
Mtoe
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Technical
potential
Potential for
energy use
Manure, Sewage, other waste
Forest residues, wood residues
Forest stemwood
Agricultural waste
Energy crops
Sustainable
potential
Fig. 1. Technical potential, potential for energy
use and sustainable potential (Mtoe) of
fuels for bioenergy in the EU 2020.
Adapted from [3].
However, most of these biomass feedstock
suffer from low bulk density, high moisture
content, low calorific value and their high
hydrophilic nature [4, 5]. With these properties,
multiple problems arise [5]. Firstly,
hydrophilic biomass is subjected to biological
deterioration, limiting the practical
time for storage, a challenge for seasonally
available agricultural residues. Further,
the fibrous nature of biomass materials
brings milling and fuel handling difficulties.
Compared to fossil fuels, biomass often
contains higher amounts of alkali metals
and chlorine, which are responsible for
many undesirable reactions leading to operational
problems in combustion furnaces
and boilers.
63

The Biofficiency Project | Part 1 VGB PowerTech 7 l 2020
Densified
products
Washing
Therefore, pre-treatment steps are applied
in order to upgrade the fuel quality and facilitate
an energetic use of these difficult
biomass feedstock with the highest possible
efficiencies.
Biomass raw materials and residues
Preparation (e.g. milling, crushing)
Torrefaction
Thermo-chemical conversion
HydrothermaI
carbonisation
Compaction (pelletisation, briquetting)
Torrefied
products
Advanced biofuels
Hydrothermal
products
Steam
explosion
Steam
exploded
products
Fig. 2. Conversion routes from raw biomass to bioenergy carrier. Adapted from [11].
2.2 Biomass pre-treatment
The majority of available biomass feedstock
for bioenergy has properties not desired in a
fuel such as low energy density, high moisture
content, poor grindability, and high
concentrations in alkaline and chlorine that
lead to corrosion and deposit issues in biomass
furnaces. To overcome these issues,
upgrading problematic feedstock with the
help of pre-treatment technologies are investigated
in the Biofficiency project.
F i g u r e 2 shows the general conversion
pathway from a biomass raw material to an
upgraded bioenergy carrier. Bioenergy carriers
can be processed via different conversion
routes. Most commonly, the collected
biomass undergoes a preparation step (i.e.
milling or crushing) before being compacted
to pellets or briquettes. However, the
feedstock can also undergo a thermochemical
conversion or bio-chemical conversion
that aims to ameliorate fuel properties.
In the Biofficiency project three pre-treatment
technologies have been investigated:
Torrefaction (Torr), hydrothermal carbonisation
(HTC) and steam explosion (SE). In
torrefaction, the biomass is heated in absences
of oxygen at temperatures around
200-320 °C. The structure of the biomass is
changed in such a way that the material
becomes more brittle and hydrophobic. In
addition, the carbon content of the torrefied
biomass is increased leading to a higher
energy density of the material [6]. To
extract problematic ash components from
the feedstock, a washing step can be conducted
prior or after the torrefaction treatment.
A pre-treatment by steam explosion involves
process steaming of biomass at elevated
pressure (1 to 20 bar) and temperature
(160-280 °C) followed by a release of the hot
and softened biomass to a lower pressure
[7]. The expanding steam partly breaks the
structure of the biomass, which is origin of
the wording “steam explosion”. Steam exploded
biomass material is durable, water
resistant, easy to grind and has a higher energy
density compared to the raw material.
In HTC, biomass is suspended in water and
heated to temperatures around 180-300 °C.
Pressure is applied to keep water in the liquid
phase. During the treatment, the material
undergoes a similar transformation as
during natural coalification, only much
faster [8]. Similarly to torrefaction, this
transformation yields a solid that has a
higher energy density, is more brittle and
more hydrophobic. In comparison to other
thermal treatment methods, HTC allows
direct conversion of wet biomass without
any pre-drying of the feedstock. Another
advantage arises from a pre-treatment in
water: Species active in corrosion, slagging
and fouling such as chlorine and alkali
metals are often present as water-soluble
compounds that can be removed with the
process water.
A comparison overview of the three different
pre-treatment technologies is presented
in Ta b l e 2 . During Biofficiency, over
10 different biomass feedstocks from all
classes presented in Ta b l e 1 were pretreated
by torrefaction, washing and torrefaction,
hydrothermal carbonisation and
steam explosion.
The behaviour of inorganic components
during pre-treatment could be determined
by various experiments in lab- and pilotscale.
Washing followed by torrefaction
removes about 90-95 % of Cl, 50‐80 % K,
30‐60 % S and 30 % P, from the low-grade
biomasses. Post-washing (washing after
torrefaction) seems to be a viable route to
upgrade dry-type biomasses. It was shown,
that equal salts extraction efficiencies were
achieved as for pre-wash, at decreased energy
costs. However, for a combination of
torrefaction and washing, wastewater
must be treated (e.g. by anaerobic digestion)
at a cost.
HTC removes about 20-90 % of Cl, 60-95 %
K, 40‐85 % S and 20-60 % P, from the lowgrade
biomasses during upgrading. The
technology is especially suited for wet-type
biomasses. Currently, the technology still
suffers from large amounts of wastewater
generated and large associated costs for
wastewater treatment attached. Per ton of
produced HTC biomass, approximately 2 m 3
of waste water are generated. Different
Tab. 2. Overview over the three pre-treatment methods explored during Biofficiency.
Method Torrefaction Steam explosion Hydrothermal
carbonisation
Short
description
Process
conditions
Impact on fuel
quality
Impact on ash
properties
Thermal treatment in oxygendeficient
atmosphere
T = 200-320 °C
p = atmospheric
T
≈ minutes
Steaming of biomass at high
pressures, followed by
explosive decompression
T = 160-280 °C
p = up to 20 bar
T ≈ seconds to minutes
Thermal treatment in water
at elevated temperatures
and pressures
T = 180-300 °C
p = 20-100 bar
T ≈ minutes to hours
Energy densification, increased hydrophobicity, increased grindability,
facilitated pelletisation, better storability
Torrefaction:
• increased ash content
• no compositional changes
Torrefaction+Washing:
• decreased alkali and
chlorine content
• higher ash melting temperatures
• no compositional changes
in ash
• slightly decreased ash
melting temperature
• decrease of alkali and
chlorine content
• yields high Si ashes
• higher ash melting temperature
64

VGB PowerTech 7 l 2020 The Biofficiency Project | Part 1
Tab. 3. Overview of the main systems employed in biomass combustion.
Combustion Feedstock Live steam
temperature
Grate firing
Fluidised bed
firing (CFB/
BFB)
Pulverised fuel
firing
Solid biomass, e.g. wood chips, agricultural waste,
straw, waste wood,
Fuel moisture content between 15 and 65 %, fuel size
50 mm and more (no grinding necessary)
Solid biomass, e.g. wood chips, biomass pellets,
agricultural and forestry residues such as straw,
Fuel moisture content up to 60 %, fuel size 3-150 mm
-EN ISO 17225-1 P100 (no grinding needed)
Grindable fuels, e.g. wood/biomass pellets, fuel moisture
content up to 30 % (roller mills) or up to 70 %
(hammer mills with hot flue gas recirculation for drying
in the mill), fuel size after grinding
< 1 mm (roller mill) or < 2 mm (hammer mill)
idcas for the further utilisation and disposal
of HTC process water exist, i.e. anaerobic
digestion, application as fertiliser, ultrafiltration
or wet oxidation. All these technologies
for process water treatment are still
under development. The Biofficiency project
has taken first steps towards a thorough
characterisation of process water from HTC.
Steam explosion was found to be well suited
to treat woody and straw like biomasses.
Yet, no significant changes in the mineral
contents during upgrading were observed
after a steam explosion treatment. Consequently,
the technologies advantage lies in
the energy densification and improved
physical properties of the produced material.
A washing procedure after SE would
be considerable part of the process, when
improving biomass quality and elemental
composition of ash is a major topic.
Overall, all upgrading techniques improved
heating values, hydrophobicity, grindability,
resistance to biological deterioration
and decreased corrosion potential.
Additionally the Biofficiency project contributed
to enhance market readiness of
pre-treatment technologies. Mass- and energy
balances for the pre-treatment technologies
were performed, efficiencies
mass- and energy yield were determined. It
was found, that for a cost efficient production
of biofuels mostly feedstock that come
with a gate-fee or CO 2 credits should be
considered as well as feedstocks were the
Up to 540 °C
Up to 600 °C
Up to 600 °C
Plant sizes
Up to 150 MW th
Up to 800 MW el
50-1,100 MW el
presented pre-treatment technologies offer
decreased disposal costs for a waste stream.
During the Biofficiency project, the first
industrial-scale steam explosion facility for
black pellet production using Valmet’s
steam explosion biomass pre-treatment
plant was ordered and will be built in
France. Once commissioned, its success
will allow the global roll-out of a new biofuel
industrial sector in France, Europe and
the rest of the world. Additionally, also
washing and torrefaction was demonstrated
successfully on pilot-scale and is ready
for industrial scale-up.
Furthermore, the Biofficiency project
showed that the use of difficult, previously
unused feedstock can be enabled by pretreatment.
Demonstration experiments
confirmed that steam-exploded spruce
bark can be used in large scale CFB and PF
boilers. Washed and torrefied straw combustion
in fluidised bed and pulverised fuel
furnaces showed promising results with
less additives needed compared to raw materials.
HTC leaf litter showed promising
results with no additives needed in labscale
combustion tests.
2.3 Biomass combustion technologies
for electricity generation
2.3.1 Overview of biomass firing systems
When it comes to the combustion of solid
biomass, three technologies have emerged
in the past decades: Grate, fluidised bed
and pulverised fuel firing. A schematic
comparison of these, with two variations of
fluidised bed firing, is shown in F i g u r e 3 .
During grate firing, the solid biomass is put
on a grate, where it is slowly pushed
through the combustion chamber while
combustion air is supplied from below the
grate. This technology, however, usually
delivers lower efficiencies at smaller plant
sizes. The design of grate-fired units in turn
lead to lower strain on the plant and lower
risk of corrosion together with high resiliency
to fuel quality fluctuations, making
this type of firing system popular with very
difficult and inhomogeneous fuels.
Fluidised bed combustion units (FB) use a
large amount of air to “fluidise” a solid mixture
of fuel and bed material on top of grid
nozzles. The strong movement inside the
bed leads to a good mixing of the fuel, as
well as good heat transfer properties.
These types of plants are built in larger
sizes (up to 800 MW el for coal, currently up
to 300 MW el for biomass, increasing) and
offer higher efficiencies. Fluidised bed boilers
can be separated into two designs based
on the fluidisation velocity: bubbling fluidised
beds (BFB) and circulating fluidised
beds (CFB).
Pulverised fuel (PF) combustion units are
fired with small pre-milled particles. The
fuel gas mixture is injected via nozzles into
the combustion chamber and burnt with
combustion air. Similar to fluidised bed
units, these boilers deliver high steam temperatures
and large plant sizes leading to
high efficiencies. New plants using this
technique with single unit capacities of up
to 1,100 MW el are in operation for coal
combustion. The two large power plants
investigated as part of the Biofficiency project
(Avedøre Unit 2 and Studstrup Unit 3)
are former PF coal-fired power plants retrofitted
to fire biomass.
In the Biofficiency project, the two most efficient
power plant types (FB and PF) were
investigated at different scales. The following
chapters provide a brief overview of the
results gained in each area. As part of one
work package, a reference plant of 300 MW th
Flue gas out
a) b) c) d)
Flue gas out
Flue gas out
Flue gas
+
fly ash out
Fuel in
Air in
Ash out
Fuel in
Air in
Fuel in
Air in
Fuel
+
air in
Fuel
+
air in
Ash out Ash out Bottom ash out
Fig. 3. The four available firing systems for the combustion of solid biomass:
a) Grate firing, b) bubbling fluidised bed (BFB), c) circulating fluidised bed (CFB), and d) pulverised fuel (PF).
65

The Biofficiency Project | Part 1 VGB PowerTech 7 l 2020
was designed from the ground up, using
the results of the project. The results of this
will be summarised in Part 2 of this series
of technical papers.
2.3.2 Pulverised fuel combustion
The pulverised fuel combustion technology
offers the advantage of relatively high load
flexibility combined with the highest available
electrical efficiencies [9]. Therefore,
most big industrial boilers are pulverised
fuel boilers. During the Biofficiency project
combustion properties of pulverised biomass
material, the influence of pre-treatment
technologies and the use of additives
were investigated in in lab-, pilot- and fullscale
measurements.
F i g u r e 4 shows the Biofficiency test facilities.
The project approach uses test facilities
at all sclaes leading to proves comparability
of results gained. The conducted
tests, the investigated fuels and additives
are shown in Ta b l e 4 .
Four different pulverised biomass fuels
were utilised in lab-scale experiments including
SE bark, HTC leaves, milled wood
pellets and milled wheat straw. Deposit
tests showed that the use of kaolin and coal
fly ash as additives showed a pronounced
effect on deposit propensity, the additive
amount being of greater importance than
the type of additive.
Both additives showed positive effects on
the deposition behaviour, reaching reduction
of deposition propensity from ~ 80 %
to 20 % when fired with Danish wheat
straw. This is due to the capture of K by the
additive, thereby preventing K from making
deposits and fly ash particles as sticky
as when fired without an additive. Wheat
straw as an agricultural biomass fuel represents
a difficult fuel containing high concentrations
of K and Cl in the ash. The
other tested biomass fuels did not show
sinilar high tendencies to form deposits.
Nevertheless, the use of additives is changing
the deposit chemistry in a positive way,
decreasing the chlorine content significantly
and, thus lowering the chlorine-induced
corrosion potential in boilers and
abating fast deactivation of denox catalysts
due to potassium poisoning.
Pilot-scale tests combusting beech wood,
bark and SE bark with and without kaolin
and coal fly ash as additives showed positive
effects of additives on the combustion
properties as well. Confirming the obtained
results in the lab-scale test rig that
the amount and not the type of additive is
the main parameter affecting the fine particle
and deposit formation phenomena
during PF combustion.
The quantity and the chemical composition
of formed combustion aerosols from pulverised
biomass fuels is directly linked to
the ash amount and the ash composition of
the fuel. Alkali species, predominately K
(and Na), in the biomass fuel cause fine
particle formation during combustion. K is
5 kW th electrically heated
Entrained Flow Reactor
200 kW th pilot-scale
combustion test rig
From lab- to full-scale
800 MW th CHP plant
Avedøre Unit 2
Fig. 4. The used pulverised fuel combustion facilities used in the Biofficiency project:
a) lab-scale combustion test rig at DTU, b) pilot-scale combustion test rig at TUM,
c) full-scale combustion unit at Avedøre power plant (AVV2 Ørsted).
Tab. 4. Performed Tests in the PF combustion facilities in the Biofficiency project.
Combustion
facility
Approx. Thermal
Input:
Fired Fuels
Tested Additives
Additive/Fuel ratio
w/w:
Performed Tests
Lab-scale entrained
flow reactor
Pilot-scale biomass
combustion test rig
Full-scale CHP boilers
(AVV2/SSV3)
~ 5 kW ~ 200 kW ~ 800 - 900 MW
Wood pellets
Wheat straw
HTC leaves
SE bark
CFA Asnæs
CFA Hofor
Kaolin
Beech wood
Bark
SE Bark
CFA Asnæs
Kaolin
Wood pellets
CFA Asnæs
0 - 6.3 0 - 7.8 1.0 - 3.0
Depositon propensity
Analysis of deposits
Analysis of fly ash
Fine particle formation
Deposition tests
Flue gas analysis
Fine particle formation
Deposition tests
Soot blowing optimisation
Mill wear tests
PF transportation tests
Corrosion investigations
mostly present in a water-soluble phase
such as KCl in the fuel. During combustion
the K from the fuel is released to the flue
gas as KCl(g) and KOH(g). Those gaseous
K-species react with SO 2 in the flue gas
forming K 2 SO 4 . Once the flue gas reaches
cooler sections in the boiler, super saturation
of the K-species leads to the homogeneous
nucleation and formation of submicron
aerosol particles. The use of suitable
additives prevents the formation of submicron
particles in large quantities by capturing
the K in the gas phase.
Two use of additives was also investigated
for the reduction of aerosol formation. The
results showed the fine particle concentration
for submicron particles (PM 1 ) for pulverised
beech wood combustion can be
decreased by 33 % using about 1 wt.-%
kaolin. The fine particle reduction capacity
is strongly dependent on the used amount
of additive. By adding 2.4 wt.-% kaolin
PM 1 decreased by approx. 75 %.
Full-scale fine particle measurements at
two industrial wood-fired boilers (Avedøre
Unit 2 and Studstrup Unit 3) showed that
an increased coal fly ash-to-fuel ratio decreased
the formation of submicron aerosol
particles composed of K, Ca, S, P and Cl
confirming results obtained in the pilotscale
experiments. Operation at different
boiler loads at Studstrup Unit 3 revealed a
slightly reduced amount of fine particles by
increasing the boiler load.
Deposit measurements at both wood-fired
boilers showed only a very limited amount
of formed deposits during the measurement
periods. Neither a reduced coal fly
ash addition (change from 3 to 2 wt.-%
coal fly ash) nor increased probes surface
temperature (550 to 650 °C) lead to an increase
in deposit formation. The deposit
formation on the downstream side is mainly
due to deposition of submicron K-Ca-S
containing particles, while on the upstream
side impaction of larger Si-Al-K rich ash
particles are more important. The content
of chlorine was very low in all deposits.
The use of coal fly ash as additive in pulverised
fuel combustion of wood pellets provides
low deposit formation rates in the
boiler, but does not eliminate the risk of
formation of sintered K-Ca-S deposits consequently
efficient soot blowing for deposit
removal should be maintained.
Material tests of superheater tube samples
(TP347H, TP347HFG, SUPER 304H, Esshete
1250) installed at Avedøre Unit 2 and
Studstrup Unit 3 (5,000 – 13,000 operation
hours) showed that the use of 2-3 wt.-%
66

VGB PowerTech 7 l 2020 The Biofficiency Project | Part 1
coal fly ash as additive successfully mitigated
chlorine corrosion. Corrosion caused
by sulphidation was observed.
2.3.3 Fluidised bed combustion
The main advantage of fluidised bed boilers
(BFB/CFB) are their superb fuel flexibility.
Most of the power plants of these
types are multifuel boilers that combust
biomasses and fossil fuels in continuously
varying proportions. Co-combustion is an
environmentally benign method of combining
excellent reliability and availability
with great potential to optimise operational
costs by allowing several fuel alternatives.
The aim on the FB combustion research in
Biofficiency was to enhance utilisation of
difficult feedstock by widening the CFB
fuel spectrum. Combustion tests with challenging
fuels were done at VTT’s 50 kW
(see F i g u r e 5 ) and Valmet’s 4 MW circulating
fluidised bed (CFB) boilers. The risk
for availability issues such as fouling, corrosion,
agglomeration were evaluated and
reduced with biomass pre-treatment, additives
and fuel blending.
A comparison of different corrosion-preventing
additives (elemental sulphur, kaolin,
coal fly ash) were done for wood and
bark burning CFB. Elemental sulphur was
found to be the most cost-effective additive
for this case.
The benefits of fuel pre-treatment highly
depend on the fuel and used method.
Therefore, the treatment has to be chosen
with both the combustion technology and
fuel storage (open field / building with
roof) in mind. The CFB tests with washed
and torrefied fuels were performed in the
project to find out the positive effects of reduced
alkalis and chlorides on the process.
Washing combined with torrefaction had a
great effect on straw properties. The CFB
tests revealed that washing and torrefaction
prolongs the time to agglomeration
compared to untreated fuel but is not
enough to enable 100 % straw combustion
without additives. Hence, the effect of pre-
Fuel
Ash skeleton
in the riser but
also some in
circulation
Fig. 4. Agglomerates and ash skeletons were found on grid, hot cyclone and downcomer when
burning 100 % washed+torrefied straw.
treatment was studied by comparing additive
dosage needed to remove both agglomeration
and corrosion issues. Kaolin
was chosen as additive as it traps potassium
both from corrosion and agglomeration
reactions. The dosage of kaolin can be
decreased by washing straw from ~9 to
~3 wt.-% from dry fuel mass flow. The upgrade
of fuel by washing will decrease additive
costs by 60 %.
In the co-firing tests with bituminous coal
the superheater corrosion limit (chlorine
found in deposit) was measured to be in between
25-50 e-% untreated straw in the fuel
blend. No chlorine could be found in deposit
when using 75 e-% pre-treated straw. The
upgrade of fuel by washing enable doubling
to tripling the share of straw in the blend.
Improved corrosion monitoring techniques
were tested in both 50 kW and 4 MW CFBs.
To cover conditions varying from easy to
extreme different shares of empty fruit
bunch was used in the fuel blend with
wood and bituminous coal. The measurements
included basic process data, emissions,
deposit compositions, fine particles,
online KCl laser and online corrosion
probe. The amount of data obtained from
50 kW tests was extensive and contained
all the needed data to plan scale-up experiments
at Valmet’s 4 MW industrial scale
CFB. All the used measurement methods
gave similar trends. Valmet´s 4 MW industrial
scale pilot results verified the results
from VTT’s 50 kW pilot scale. The coal-cocombustion
was proven to improve remarkably
high alkali EFB combustibility in
FB conditions. Shares > 50 e-% of EFB
were found to be stable and probably possible
in continuous operation.
The on-line measurement technologies
were proven to be durable in FB and PF
conditions: on-line corrosion probe in
1,800 h full-scale measurements and KCl
laser in industrial pilot-scale for 60 h. Both
material sample-based corrosion probing
and boiler superheater material samples
served as a good reference for the online
methods. The results enhanced understanding
of corrosion monitoring. The
above mentioned technologies and analytical
methods were used in superheater corrosion
control system, which visualises the
corrosion risk. Controlling of the corrosion
risk is handled by sulphur additives or
management of the fuel blend.
The performance of different furnace materials
in high steam temperature and high
biomass share conditions was studied at
Abo Akademi by lab-scale material exposure
tests. Four steel materials were tested
for corrosion at material temperatures up
to 650 °C. At 600 °C all materials managed
well but at 650 °C only one of the three austenitic
stainless steels (TP310HCbN) survived
without heavy corrosion, although
some corrosion occurred. In general over
600 °C steam temperatures with challenging
biomass need better materials. There is
a need for superheater material R&D.
2.4 New pathways for biomass ash
utilisation
In addition to the technological issues like
slagging, corrosion and fouling, one important
issue related to biomass ash is their
subsequent utilisation [10]. Today, the
ashes are often landfilled, despite environmental
consequences.
For the next generation of biomass-fired
CHPs, it is paramount to know and understand
the technological as well as economical
aspects for a reasonable ash handling
and utilisation in the context of sustainability
and a circular economy. The bottlenecks
for an optimised ash utilisation today
consist in form of the relatively low maturity
of many applications, the lack of a suitable
legislation, market and logistic aspects,
health and safety issues as well as
environmental concerns.
2.4.1 Biomass ash characterisation
First, a proposal regarding the wording and
classification or categorisation of biomass
ashes was made. Classification here means,
dividing biomass ashes into categories, depending
on properties and potential applications.
The properties of biomass and the
related utilisation options are defined by
fuel composition, combustion technology
and the use of additives.
Standard and advanced analysis techniques
were applied to allow a reasonable
characterisation: The biomass ashes analysed
in the project are presented in Ta -
b l e 5 . All ash analyses derived in the
course of the Biofficiency project are published
in deliverables and uploaded to the
Phyllis II database.
Lessons learnt concerning biomass ash
characterisation during the project and
from the project partner’s expertise can be
summarised in the following way:
For a high-quality analysis of biomass ash,
several analysing techniques must be applied.
Correct interpretation of the results
67

The Biofficiency Project | Part 1 VGB PowerTech 7 l 2020
Tab. 5. Overview on biomass ashes selected for Biofficiency.
Full-scale unit Capacity / MW el Biomass fuel Combustion
system
Rodenhuize
150 MW
Wood pellets 1
Wood pellets 2
Wood pellets 3
Wood pellets 4
of different techniques is important. For
example, with XRF analyses, the presence
of carbonate, hydrate, hydroxide and UBC
must be taken into account.
There may be some differences in the ashes
produced in laboratory-, bench-, pilot-, and
full-scale boilers. In small scale, the fuel
can be more homogeneous than in fullscale,
which consumes several truckloads
of biomass per hour. On the other hand, the
fly ash from the pilot-scale combustors may
contain significant amounts of stainless
steel corrosion products such as Cr and Ni.
At full-scale plants, the biomass fuels are
combusted at temperatures about between
850 °C and 1,500 °C depending on the combustion
technology, and include processes
of evaporation and condensation of compounds
of Na, K, Cl, S, P, etc. Evaporation
occurs at the high combustion temperatures
and condensation upon cooling of the
flue gases. At higher combustion temperatures,
there is more evaporation of K, Na,
Cl, S, P, which condensate on the ashes
upon cooling of the flue gases, and hence
more salts are present in the fly ash.
Fly ashes produced at higher combustion
temperatures (PF) differ markedly from
those produced at lower combustion temperatures
(CFB), not only regarding salt
content, but also, regarding reactivity at
temperatures above 850 °C. This was demonstrated
by TGA/DTA/DSC analyses,
which show exothermic reactions with
CFBC fly ashes at temperatures above 850 °C.
Problematic components regarding exact
and repeatable analysis are often B, Cl
and F, which require further attention.
Additives
Avedøre 2 400 MW Wood pellets PF Bituminous coal fly ash
Herning 78 MW Wood chips Grate none
Pulp&paper mill
power plant
PF
none
none
none
none
87 MW Bark CFB none
Pilot-scale unit Fuel input / kW th Biomass fuel
Valmet pilot plant
VTT pilot plant
TUM pilot plant
4000 kW
50 kW
200 kW
Bark
EFB
EFB and coal
Bark
Torrewashed bark
Torrewashed bark
Torrewashed straw
Straw
Bark
SE bark
SE bark
Combustion
system
CFB
CFB
PF
Additives
none
none
none
none
none
Sulphur
Kaolin
Kaolin
none
Kaolin
Coal fly ash
With increasing combustion temperature,
more Cr(VI) is anticipated. This is critical,
since Cr(VI) is known to be carcinogenic
and toxic. Consequently, more work on the
aspect of Cr(VI) in ash is required.
By water-leaching of the biomass fuel i.e. in
pre-treatment, fly ashes will contain less
Na, K, Cl and S, and hence less salts will be
present in the fly ashes.
2.4.2 Novel applications for biomass ash
In the course of the project existing valorisation
options for biomass ashes such as
use as fertiliser, filler materials or construction
materials were identified.
However, many of these applications can
be considered as “creative” land filling, at
least by authorities and NGOs. Some of
these applications are not specific for biomass
ash. New potential applications were
identified that exlude applications including
land filling and applications that are
not specific for biomass ash.
––
Leaching, with recovery of valuable elements
and compounds, especially P and K
––
Application in traditional ceramics and
traditional glass
––
Application in geo-polymers
––
Recycling elements back to the soil, for
limiting depletion
––
Application as or in fertiliser
––
Application in calcium silicate bricks
In the project these proposed valorisation
options were evaluated. Due to the new EU
fertiliser regulation 2019, the application
of biomass ashes in top-soils seems to be
restricted. Biomass ashes will most probably
exceed limits for allowed concentrations
of toxic heavy metals.
On the other hand, the use of biomass ash
in construction materials seems promising,
especially in calcium silicate blocks and
geo-polymers. To achieve a higher added
value in this field of application, biomass
ash should be used as binder rather than as
filler material. It could potentially replace
limestone, which is currently mined and
calcined with high fossil CO 2 emissions.
Fly ash from wood and bark were tested in
these novel applications during the Biofficiency
project. It was demonstrated that
ashes from biomass fuels can be used in
construction materials, like fired bricks,
calcium silicate blocks and geo-polymers
(see F i g u r e 6 ). Calcium silicate materials
and geo-polymers with high compressive
strengths of more than 50 MPa, even
more than 100 MPa, were obtained.
Additionally also the feasibility of the use
of biomass ash in top soils was investigated
Fig. 6. Fired bricks made from two different Dutch clays (Maas and Waal), and with 0, 5 and
25 wt.-% wood fly ash from a PF boiler.
68

VGB PowerTech 7 l 2020 The Biofficiency Project | Part 1
by leaching experiments. It was observed,
that leaching of some elements depends on
the pH-value and/or the presence of carbonate.
While some nutrients such as potassium
or sodium leached well, others like
Cu, Zn and P were not leached, which indicates
that these elements are not available
for plants, at least on the short term. Besides,
the amount of heavy metals being
leached in relation to leached potassium,
which must be considered when potassium
is recovered as fertiliser, was found to be
too high.
Pre-treatment or the application of additive
to the combustion process also influence
the quality and the quantity of the biomass
ashes obtained. For some applications
of the biomass ashes, this can be
very beneficial. For example, the use of
aluminum silicate as combustion additive
increases the amount of fly ash and should
be beneficial for application in geo-polymers.
3. Conclusion
Three prominent pre-treatment technologies
for solid fuel conversion were investigated
in the Biofficiency project: torrefaction,
steam explosion and hydrothermal
carbonisation. The project confirmed that
all upgrading techniques improve heating
values, hydrophobicity, grindability, resistance
to biological deterioration and decrease
corrosion potential. The fate of inorganic
elements was investigated, showing
that HTC and torrefaction combined with
washing can significantly lower chlorine
and alkaline levels in the treated fuels.
Thereupon pre-treatment enables the use
of difficult previously unused feedstock as
biofuels. To produce market-competitive
fuels by pre-treatment, either CO 2 credits
should be awarded to pre-treated fuels
or feedstocks with a gate fee should be
treated.
With experiments in three different pulverised
fuel combustion test rigs, the project
confirmed that the use of the additives kaolin
and coal fly ash reduces the fine particle
concentration in the flue gas significantly.
Reduced amount and changed chemical
composition of fine particles decreases the
risk of deposition formation. When using
additives the deposits contained significantly
less chlorine, decreasing consequently
the corrosion potential and abating
fast deactivation of denox catalysts due
to potassium poisoning. The use of additives
during biomass combustion enables
the use of difficult previously unused feedstock
as biofuels.
In FB combustion, new insights to combustion
behaviour of challenging fuels and
their implications on ash-related challenges
were gained. Washing and torrefaction pretreatment
can upgrade biomass characteristics
and ease the availability issues. However,
the benefits depend on the fuel. The
dosage of kaolin can be decreased by washing
straw from ~9 to ~3 wt.-% from dry
fuel mass flow. The upgrade of fuel by
washing will decrease additive costs by
60 %. The share of challenging biomass can
also be increased via co-firing with coal.
Steam temperatures ober 600 o C with challenging
biomass require better materials
than exist today. This would need superheater
material R&D but furthermore improved
turbine technology to enable over
600 °C steam values.
Chemical analysis of the wide variety of biomass
ash produced from fluidised bed,
grate and pulverised fuel fired boilers was
carried out. The properties of biomass ash
were found to be dependent on fuel composition,
combustion technology and the use
of additives. Consequently, also the valorisation
option for ashes are affected. Different
ways of valorising biomass ash were
tested, including application as a fertiliser
or as an alternative binder or filler material
in concrete and bricks. The results are very
promising, especially for applications in the
construction material industry.
Acknowledgement
This project has received funding from the
European Union’s Horizon 2020 research
and innovation programme under grant
agreement No 727616. All project outputs
are available free of charge on the EU Commission’s
CORDIS database as deliverables.
The authors would like to thank project
partners Liisa Clemens (Mitsubishi Hitachi
Power Systems Europe), Pedro
Abelha (Netherlands Organisation for applied
scientific research TNO), Hanna Kinnunen
(Valmet), Patrik Yrjas (Åbo Akademi),
Flemming Frandsen (Technical University
of Denmark), Frans van Dijen
(Engie), Katariina Kemppainen (Metsä Fibre),
Despina Magiri-Skouloudi (National
Technical University of Athens) and Bo
Sander (Ørsted) for contributing immensely
to the results that have been summarised
in this article.
4. Abbreviations and Acronyms
CFB Circulating Fluidised Bed
CHP Combined Heat and Power
DSC Differential Scanning Calorimetry
DTA Differential Thermal Analysis
FB Fluidised Bed
HTC Hydrothermal Carbonisation
NGO Non-Governmental Organisation
PF Pulverised Fuel
SE Steam Explosion
TGA Thermogravimetric Analysis
Torr Torrefaction
UBC Unburned Carbon
XRF X-Ray Flourescence
5. References
[1] Lukas Sulzbacher JR (2011) Heating and
cooling with biomass – Summary report –
D6.1: EUBIONET III: 49 p.
[2] (2019) Brief on biomass for energy in the
European Union. [Publications Office of
the European Union], [Luxembourg].
[3] Jori Sihvonen SE (2016) How much sustainable
biomass does Europe have in 2030?
https://www.transportenvironment.org/
publications/how-much-sustainable-biomass-does-europe-have-2030.
[4] Hupa M., Karlström O., Vainio E. (2017)
Biomass combustion technology development
– It is all about chemical details. Proceedings
of the Combustion Institute
36(1): 113–134. doi: 10.1016/j.proci.2016.06.152.
[5] Jenkins B., Baxter L.L., Miles Jr. TR et al.
(1998) Combustion properties of biomass.
Fuel processing technology 54(1-3): 17-46.
[6] (2005) Torrefaction for biomass upgrading.
[7] Joronen T., Björklund P., Bolhàr-Nordenkampf
M High quality fuel by steam explosion.
Proceeding from the European Biomass
Conferance, 14-18th of May 2017.
[8] Funke A., Ziegler F. (2010) Hydrothermal
carbonization of biomass: A summary and
discussion of chemical mechanisms for process
engineering. Biofuels, Bioprod. Bioref.
4(2): 160-177. doi: 10.1002/bbb.198.
[9] Spliethoff H. (2010) Power Generation
from Solid Fuels, 1. Aufl. Power Systems.
Springer-Verlag, s.l.
[10] James A., Thring R., Helle S. et al. (2012)
Ash Management Review – Applications of
Biomass Bottom Ash. Energies 5(10):
3856-3873. doi: 10.3390/en5103856.
[11] Thrän D., Billig E., Brosowski A. et al.
(2018) Bioenergy Carriers – From Smoothly
Treated Biomass towards Solid and Gaseous
Biofuels. Chemie Ingenieur Technik 90
(1-2): 68–84. doi: 10.1002/
cite.201700083.
l
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69

A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Heft 4 (2002)
Entwicklungspotentiale in der Wasserkraft
Entwicklungspotentiale in der Wasserkraft
Abstract
Development Potential
of Hydro-electric Power
While wind power as well as photovoltaic are
in the public – if at all – a synonym for renewable
sources of energy for electricity generation,
hydro-power is only of minor interest. It
is not well known and not very much appreciated
that water power is the most important
renewable source of energy. In Germany
roughly 5 % of the electric power is generated
from renewable sources. As a first step the
German government plans to double this
share by 2010. Later on the renewables are to
be developed further requiring the utilisation
of all renewables. This means especially for
hydro-power a forced increase of the hydraulic
capacity that is doubtlessly offering
potentials for more waterpower. From an optimistic
point of view it should be possible to
improve the hydro-electric power generation
in the German state of Baden-Württemberg by
some 50 %. In absolute terms this would mean
an increase of water-based energy generation
by use of water power from today 8 % to
12 %.
To achieve this goal, ageing power stations
have to be refurbished in conjunction with an
upgrading of the installed turbines. The power
stations already exist and the additional impact
on the environment is small and therefore
it is acceptable in most cases. The modernisation
of an old small hydro-power station is
taken as an example to illustrate the increase
of 30 % more power output per turbine. The
output could even be tripled with a new Neu-
Rheinfelden power station. For both procedures
the technology would be available in
Germany. Even innovative solutions are still
possible. Through more and more successful
applications of the frequency transformation a
hydraulic turbine with variable rotational speed
could be realized leading to an improved operating
range comparable with that for Kaplan
turbines, but without complex mechanical
equipment. However, even though numerous
feasibility studies and successful demonstration
projects have shown pretty much
potential of variable speed turbines especially
for small hydro-power plants, a breakthrough
of this technology is still missing.
The normal lifetime of hydro-electric power
stations is around 70 years or more. Water as
the “fuel” for the turbines is available free of
charge. Nobody must take care for fuel and/or
waste transportation, because this is done by
the cycle of nature powered by the sun. It is
Autor
Professor Dr.-Ing. E. Göde
Institut für Strömungsmechanik und
hydraulische Strömungsmaschinen,
Universität Stuttgart,
Stuttgart/Deutschland.
also worth mentioning that by the use of
hydro-power a minimum of CO 2 is produced
and added to the atmosphere. This is in comparison
with other technologies pretty important
to meet the targets of the Kyoto protocol.
In order to demonstrate the superiority
of hydro-power, the “Harvest factor” can be
used. This is the ratio of the energy which is
converted over the lifetime of the power
station against the amount of energy which is
necessary to build and operate the station. It
turns out that with a hydro- electric power
station roughly three times as much energy
can be converted as using wind power. Compared
with photovoltaic this “harvest factor” is
as much as 20. This means that in other words
with a hydro-power station three times as
much electricity can be produced as with a
wind power station.
Despite these impressive facts there is some
resistance in the public and the image of water
power is not as positive as it should be. This
situation must be changed. It should be obvious
that it is worthwhile to reduce the total
costs for the energy used in the society
through development of hydro-power. In addition,
unemployment could be reduced because
the technology for refurbishment and
upgrading of water power plants is locally
available.
It should also be possible to make clear that,
on the other hand, it is not very much intelligent
to invest too much into marginal technologies
instead of pushing key technologies.
In order to decide which renewable source of
energy is most desirable, the “harvest factor”
is a key figure. Taking this factor into account
the development of hydro power is in long
terms the most effective way to increase the
use of renewable energy sources.
Wasserkraft ist die wichtigste
erneuerbare Energiequelle
Wenn über Entwicklungspotentiale in der
Wasserkraft nachgedacht wird, dann ist üblicherweise
das technische Potential das Thema.
Dabei könnte man mitunter und zunehmend
den Eindruck gewinnen, dass ein noch
größeres Potential darin besteht, den Wert,
den die Wasserkraft zweifellos darstellt, wiederzuentdecken.
Wenn über erneuerbare
Energien berichtet wird, dann taucht die
Wasserkraft – wenn überhaupt – nur am
Rande auf. Dagegen werden die Windkraft
sowie die Photovoltaik mit dem Begriff erneuerbarer
Energien verknüpft, und so ist es
nicht verwunderlich, dass diese Techniken
große Unterstützung erfahren.
Bei der Ursachenforschung für den geringen
Stellenwert der Wasserkraft als erneuerbarer
Energiequelle ist man schnell versucht festzustellen,
dass zu wenig über die Wasserkraft
bekannt ist. Aber das stimmt nur bedingt,
denn die negativen Seiten der Wasserkraft
werden weit herum bekannt gemacht. Bei
spektakulären Projekten wie dem Wasserkraftwerk
„Drei Schluchten“ in China wird
immer wieder gern berichtet, wie groß die
Zahl der Umsiedler ist, die beim Fluten des
Stausees Haus und Hof verlassen müssen.
Wie viele Ansiedler dagegen Jahr für Jahr ihr
Hab und Gut verlieren, wenn der große Fluss
Hochwasser führt, ist dagegen kaum bekannt.
Dabei sind die Schäden durch Überschwemmungen
ebenfalls gewaltig und immer wiederkehrend.
In der jüngsten Studie des Bundesministeriums
für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
wird zum Thema: „Klimaschutz
durch Nutzung erneuerbarer Energien“ [1]
ausgeführt: „Energiewende, Nachhaltigkeit
in der Energieerzeugung und Energienutzung,
Ressourcenschonung und Klimaschutz
sind die Schlüsselworte, wenn es darum geht,
die Wende vom fossil-nuklearen zum solareffizienten
Zeitalter einzuleiten. Erneuerbare
Energien stehen dabei im Zentrum. Es handelt
sich vor allem um die Nutzung der Solarenergie,
der Wind- und Wasserkraft, der
Biomasse und des Biogases sowie der Geothermie.
Alle erneuerbaren Energiearten werden
benötigt; manche haben eine Vorreiterfunktion,
wie die Windenergie, manche
stehen unmittelbar vor einer vergleichbaren
Entwicklung, wie die Solarwärme und die
Bioenergie; andere werden erst später in vergleichbar
großem Umfang zum Tragen kommen,
wie die Photovoltaik. Gleichwohl muss
der Einsatz aller verschiedenen Sparten jetzt
vorangebracht werden.“
Heute beträgt der Anteil erneuerbarer Energien
in Deutschland erst rund 5 % der Gesamtstromerzeugung.
Als Etappenziel strebt
die Bundesregierung die Verdopplung dieses
Anteils bis 2010 an. Danach sollen die erneuerbaren
Energien pro Dekade etwa 10 %
hinzugewinnen, so dass Anteile von 30 % bis
2030 und 50 % im Jahre 2050 erreicht werden.
Auch wenn Zweifel angebracht sind,
dass diese Ziele in der Höhe so erreichbar
sind, ist doch klar, dass alle erneuerbaren
Energiearten benötigt werden. Für die Wasserkraft
bedeutet das einen forcierten Ausbau,
wobei gleichzeitig auch die Hemmnisse
genannt werden:
— Mangelnde Information und Ausbildung.
— Der Ausbau muss selbstverständlich
umweltgerecht erfolgen.
Man sollte hinzufügen, dass der Ausbau umweltgerecht,
aber bezahlbar erfolgen sollte.
40 VGB PowerTech 4/2002
70

A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Heft 4 (2002)
Entwicklungspotentiale in der Wasserkraft
Der mangelnden Information und Ausbildung
kann und muss abgeholfen werden.
Nutzung des Wasserkraftpotentials
Über das noch in Deutschland vorhandene
Wasserkraftpotential liegen unterschiedliche
Zahlen vor, denen hier nicht noch weitere
hinzugefügt werden sollen. Dafür soll an
zwei Beispielen aus Baden-Württemberg
gezeigt werden, was noch erreichbar ist.
Ein Beispiel stammt aus der Großwasserkraft,
ein weiteres aus dem Bereich der
Kleinwasserkraft.
— Neubauprojekt Kraftwerk Rheinfelden:
Hier ist eine Steigerung des Jahresertrages
mit dem neuen Kraftwerk auf
600 gegenüber 200 Mill. kWh der alten
Anlage geplant. Diese enorme Steigerung
ist am gleichen Fluss, am gleichen Standort,
lediglich durch bessere Nutzung des
Wasserdargebotes und einer Erhöhung
der Fallhöhe erreichbar.
— Modernisierung des Kraftwerks Kiebingen
am Neckar, einer Anlage der EnBW
[2]: Von den vier aus den Jahren 1924/25
stammenden Francis-Turbinen wurden
bisher zwei umgebaut und mit modernem
Turbinendesign versehen. Auf hydraulischer
Seite wurden insbesondere Leitund
Laufrad durch neue Komponenten
mit verbesserten Profilen ersetzt. Eine
Turbine leistet jetzt bei einer Fallhöhe
von 7,9 m in der Volllast 395 kW nach
etwas mehr als 300 kW vor dem Umbau.
Damit konnte eine Steigerung der Turbinenleistung
um mehr als 30 % erreicht
werden. Welche Steigerung der Jahresarbeit
damit verbunden ist, wird die Zukunft
zeigen.
Diese Beispiele zeigen zweierlei: Erstens ist
die Wasserkraft in Baden-Württemberg keineswegs
ausgeschöpft. Es ist wohl nicht
übertrieben, wenn man eine Steigerung der
Stromproduktion mit Wasserkraft um 30 %
für realisierbar hält. Optimisten würden behaupten,
50 % wären erreichbar. Zweitens ist
die Modernisierung älterer Anlagen mit
gleichzeitiger Leistungssteigerung besonders
erfolgversprechend. Die Kraftwerke sind
bereits vorhanden, und die zusätzlichen Auswirkungen
auf die Umwelt sind minimal.
Darüber hinaus existiert noch eine Vielzahl
alter, stillgelegter Kleinwasserkraftwerke, an
denen mindestens noch ein Wehr vorhanden
ist. Sie warten nur darauf, aus dem Dornröschenschlaf
erweckt zu werden [3]. Tausende
dieser alten Anlagen könnten wieder aktiviert
werden.
Ausbau der Wasserkraft
durch Modernisierung
Die Modernisierung bereits vorhandener Anlagen
ist besonders attraktiv. Während Neubauten
von Wasserkraftanlagen verbreitet auf
großen Widerstand stoßen, steckt in vielen
bereits vorhandenen Wasserkraftwerken teilweise
erhebliches Ausbaupotential. Hier sind
mitunter beträchtliche Leistungssteigerungen
möglich. Darüber hinaus lassen sich oft
ehemals aufgetretene Probleme beim Betrieb,
z. B. Schädigungen durch Kavitation, mit
modernem Design verringern oder ganz vermeiden.
Durch Modernisierung wichtiger
Turbinenkomponenten, meist Leitapparat
und Laufrad, können häufig mehrere Verbesserungen
erreicht werden:
— Erhöhung des Wirkungsgrades der Turbine,
— Steigerung der Turbinenleistung durch
Erhöhung des Durchsatzes,
— Verringerung von Kavitation [4],
— Verringerung von Schwingungen und
Lärm.
Eine Erhöhung des Wirkungsgrades führt
automatisch zu einer Leistungserhöhung, jedoch
sind Wirkungsgraderhöhungen gegenüber
dem Neuzustand der alten Anlage nur
im Bereich weniger Prozente realisierbar.
Kann man dagegen zusätzlich den Durchsatz
der Turbine steigern, so sind nicht selten 20
bis 30 % höhere Leistungen pro Turbine
möglich. Konkret könnte die Nutzung noch
bestehender Waserkraftpotentiale wie folgt
aussehen:
— Reaktivierung alter, früher stillgelegter
Kraftwerke,
— Modernisierung vorhandener Turbinen
in bestehenden Kraftwerken,
— zusätzlich neue Turbinen in bestehenden
Kraftwerken.
Das lässt sich nach dem jeweiligen Wasserdargebot
optimieren, so dass man behaupten
kann, dass auf der Basis vorhandener Wasserkraftanlagen
eine erhebliche Steigerung
der Energieproduktion aus Wasserkraft realisierbar
ist. Für das Land Baden-Württemberg
würde das bedeuten, dass eine Steigerung um
50 % anzustreben und auch erreichbar wäre.
Das entspräche einer Steigerung der Stromproduktion
aus Wasserkraft von derzeit 8 auf
12 % – und das mit einem Minimum an
Beeinflussung der Umwelt durch maximale
Nutzung vorhandener Kraftwerksbauten.
Im Folgenden wird als Beispiel die Modernisierung
einer bestehenden Kraftwerksanlage
beschrieben, bei der eine Leistungssteigerung
von rund 30 % an zwei der vorhandenen
Turbinen erreicht werden konnte.
Es handelt sich dabei um das Kraftwerk
Kiebingen der EnBW, gelegen am Neckar in
Baden-Württemberg.
Modernisierung des Wasserkraftwerkes
Kiebingen (Neckar)
Quelle: EnBW
Bild 1. Schnitt durch die Kraftwerksanlage Kiebingen.
Die Wasserkraftanlage Kiebingen (Bild 1)
liegt im Oberlauf des Neckars bei Flusskilometer
261,0 zwischen den Städten Rottenburg
und Tübingen. Das Kraftwerk wurde
1903 als Flusskraftwerk quer im Neckar errichtet.
Anfangs waren vier vertikale Francis-
Turbinen mit Kammradgetriebe eingebaut.
Bereits 1924/25 erfolgte ein erster Umbau
auf vier vertikale Francis-Schacht-Turbinen
mit direkt gekuppeltem Generator. Von diesen
Turbinen sind noch zwei Maschineneinheiten
in Betrieb, während zwei im Jahre
2000 erneuert wurden.
Die Anlage wurde bis zum Frühjahr 1996 mit
diesem Bestand betrieben. Bereits im Zuge
der statischen Überprüfung der Wehranlage
waren Wirtschaftlichkeitsuntersuchungen
über den Weiterbetrieb der Kraftwerksanlage
VGB PowerTech 4/2002 41
71

A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Heft 4 (2002)
Entwicklungspotentiale in der Wasserkraft
Bild 2. Strömung im Leitschaufelgitter mit Profilnachlauf
für den Bestpunkt.
Bild 3. Rechennetz für den Einlaufschacht
im Bereich der Turbine.
angestellt worden. Als Grundlage hierfür
wurden mehrere Varianten untersucht. Sie
hatten im Ansatz eine Instandsetzung der
bestehenden vertikalen Francis-Schacht-Turbinen
und Generatoren zum Ziel, wobei über
einen Ersatz des vorhanden Laufrades durch
ein neues Francis-Rad der eher bescheidene
Wirkungsgrad von 76 % deutlich gesteigert
werden sollte.
So wurde das Institut für Strömungsmechanik
und Hydraulische Strömungsmaschinen
der Universität Stuttgart von der Firma
EnBW Ingenieure GmbH beauftragt, das
hydraulische Profil der Turbinen vom Eintritt
bis zum Austritt auf Verbesserungspotential
zu untersuchen. Dieses Verbesserungspotential
sollte dann durch Entwicklung neuer
Konturen, insbesondere durch ein neues
Laufrad-Design, realisiert werden. In jedem
Fall sollte eine Leistungssteigerung erreicht
werden, weil die bisherige Leistung mit rund
300 kW je Turbine unbefriedigend war. Ziel
war, durch Modernisierung die maximale
Turbinenleistung mindestens auf 360 kW zu
steigern.
Dazu war die Entwicklung neuer Turbinenkomponenten
erforderlich, und zwar passend
zu den übrigen Turbinenteilen, die ungeändert
bleiben konnten. Basis für diese Entwicklung
war ein intensiver Gebrauch der
Strömungsnumerik [5]. Bezüglich der Hydraulik
wurden schließlich folgende Änderungen
vorgenommen:
— Änderung des Laufradtyps von
Francis zu Propeller,
— Vergrößerung des Leitapparates,
— neue Leitschaufelprofile,
— neues Laufrad-Design,
— verbesserte Kranzkontur, insbesondere
zwischen Leit- und
Laufrad.
Aus der Entwicklungsarbeit werden
hier einige Ergebnisse präsentiert.
Für den Leitapparat zeigt Bild 2
die Isotachen im Bestpunkt des Turbinenkennfeldes.
Auffällig ist die
relativ große Wölbung des Leitschaufelprofils,
so dass der Profilnachlauf
deutlich zu erkennen sind.
Die Profilwölbung ist notwendig,
weil es sich im Falle Kiebingen um
eine Schachtturbine handelt,
bei der also die Einlaufspirale
fehlt (Bild
3 ). Die existierenden Leitschaufeln
waren ohne
Wölbung.
Aufgrund der fehlenden
Spirale wurden in der Anströmung
für Leitapparat
und Laufrad Ungleichförmigkeit
über den Um-
1
fang befürchtet. Eine Strömungsanalyse
am Einlaufschacht (Bild 3)
Kavitation
verschwunden
zeigte aber, dass diese Befürchtung
unberechtigt war. Durch genügend
Abstand zur Gehäusewand und Bild 4. Schaufeloptimierung am Laufradeintritt.
runde Form der Schachtwand im
Bereich der Turbine sowie eine,
wenn auch geringe, Exzentrizität der Turbinenachse
ist die Turbinenanströmung von
überraschend guter Qualität.
Trotz der guten Resultate der Strömungsanalyse
für den Einlaufschacht wurde die neue
Laufschaufel sehr sorgfältig (insbesondere
auch im Vorderkantenbereich) optimiert. Bei
falscher Schaufelform ergeben sich Unterdruckspitzen
an der Schaufel-Eintrittskante.
Bei genügend tiefem Druckniveau kavitiert
dann die Schaufel in diesem Bereich.
Bild 4 zeigt das Resultat eines solchen Optimierungsschrittes.
Zumindest für
den gewünschten Betriebspunkt
gelingt es so, die Eintrittspartie des
Laufrades kavitationsfrei zu gestalten.
Aufgrund größerer Unempfindlichkeit
gegen Fehlanströmung wurden
längere und dickere Schaufelprofile
gewählt als gewöhnlich.
Diese Optimierung wird am Institut
mit dem „parametrisierten Laufraddesign“
bewerkstelligt, wofür eine
besondere Software [6] entwickelt
wurde, sowie mit dem „virtuellen
Prüfstand“ und damit letzten Endes
Photo: EnBW
mit Hilfe der Strömungsnumerik. Dabei wird
das Laufrad so lange geändert, bis nicht nur
die Druckverteilung und damit das Kavitationsverhalten,
sondern auch die Lage der
Kennlinie optimiert ist.
Das Resultat ist in Bild 5 mit Blick durch
den Leitapparat zu sehen. Deutlich sichtbar
für die einfach regulierte Maschine sind
die Hebel der Leitschaufelverstellung sowie
die angeschweißten Laufschaufeln.
Wegen der festen Laufschaufeln konnte eine
zylindrische Nabe verwendet werden anstelle
einer kugelförmigen Nabe wie bei einer doppelt
regulierten Kaplan-Turbine. Das neue
Laufrad mit Kranz ist in Bild 6 dargestellt.
In der Planungsphase wurde auch für das
Saugrohr eine detaillierte Analyse gestartet.
Weil keine zuverlässigen Zeichnungen für das
Saugrohr verfügbar waren, wurde in der An-
1
Profil
geändert
Photo: EnBW
Bild 5. Neuer Leitapparat und neues Laufrad
im Zusammenbau.
Bild 6. Neues Laufrad.
42 VGB PowerTech 4/2002
72

A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Heft 4 (2002)
Entwicklungspotentiale in der Wasserkraft
Bild 7. Numerisches Modell
für das vorhandene Saugrohr.
lage die aktuelle Geometrie ausgemessen. Auf
der Basis dieser aktuellen Daten wurde dann
ein numerisches Modell erstellt (Bild 7).
Insbesondere wegen des sehr kurzen Enddiffusors
und dessen starker Flächenerweiterung
wurde zunächst ein schlechter Saugrohrwirkungsgrad
prognostiziert und ein beträchtliches
Verbesserungspotential erwartet.
Die Strömungssimulation zeigte aber ein
überraschendes Ergebnis [7]. Schon im
ersten Teil des Krümmers, wo die Strömung
noch nicht ablöst, sind bereits fast 80 % der
kinetischen Energie rekuperiert, so dass der
Enddiffusor keine entscheidende Rolle mehr
spielt. Die Simulation einer möglichen Saugrohrvariante
bestätigte, dass höchstens eine
Steigerung des Anlagenwirkungsgrades von
1% möglich gewesen wäre.
Bei der Bewertung von Wirkungsgrad- bzw.
Leistungsgewinn und dem Vergleich mit den
Zusatzkosten durch die Saugrohränderung
stellte sich heraus, dass die Baukosten bei
weitem nicht gerechtfertigt waren. Darüber
hinaus wäre eine Modifikation des existierenden
Saugrohres mit einem gewissen Risiko
verbunden gewesen, weil keine detaillierte
Bild 8. Automatisch erstellte Rechennetze
im Leit- und Laufradbereich.
Information über den Zustand der Gebäudestruktur
vorhanden war. So wurde auf eine
Änderung des Saugrohres verzichtet.
Erreicht wurde schließlich mit allen ausgeführten
Modernisierungsmaßnahmen eine
Steigerung der Turbinenleistung von rund
300 auf 395 kW bei einer mittleren Fallhöhe
von 7,9 m. Die Steigerung an Energieproduktion
bleibt abzuwarten.
Turbinenentwicklung
am „virtuellen Prüfstand“
Der „virtuelle Prüfstand“ ist ein numerisches
Modell des „realen Prüfstandes“. Wie am
realen Prüfstand soll an einer vorgegebenen
Modellturbine für einen beliebigen Betriebspunkt
das Verhalten der Maschine numerisch
getestet werden. Für Kavitationsuntersuchungen
muss auch das Druckniveau variiert werden
entsprechend einer Variation der Einbautiefe
der Turbine. Das soll der virtuelle Prüfstand
in realistischer Weise erlauben und die
auftretenden Effekte, insbesondere Kavitation,
zeigen.
Die Konturen des Strömungskanals sowie die
Profilkoordinaten für Leit- und Laufschaufeln
und deren Positionen werden vorgegeben.
Für eine einfach regulierte Turbine sind
die Leitschaufeln um eine vorgegebene Achse
drehbar, das Laufrad kann rotieren mit der
Drehzahl entsprechend dem Betriebspunkt.
Um einen effizienten Ablauf der Numerik zu
erreichen, ergeben sich im Wesentlichen folgende
Aufgaben für den virtuellen Prüfstand:
— automatische Netzgenerierung im Leitund
Laufradbereich (Bild 8),
— automatische Randbedingung für die
Simulation entsprechend dem Betriebspunkt,
— Strömungsberechnung in Leit- und Laufrad
jeweils in einem Gitterkanal, stationär,
— Strömungsvisualisierung im gesamten
Raum nach Wunsch [8].
Am realen Prüfstand werden folgende Betriebsgrößen
eingestellt:
— Drehzahl n,
— Fallhöhe H,
— Durchsatz Q über die
Leitapparat- oder
Laufradöffnung
oder a o ,
— Gegendruck, Thoma-
Zahl .
Dieses Vorgehen soll
idealerweise auch am virtuellen
Prüfstand möglich
sein. Dabei ist die Einstellung
des Durchsatzes
HD
Q
⋅
1 'Q 2
=
mit der Leitradöffnung gekoppelt, was über
die Eulersche Turbinengleichung bestimmt
werden kann. Die Betriebsbedingungen
müssen automatisch umgerechnet werden in
die strömungsmechanischen Randbedingungen
für die Simulation. Ziel ist, für einen beliebigen
Betriebspunkt im Turbinenkennfeld
(Bild 9) die Strömung automatisch zu berechnen.
Das Engineering bei maßgeschneidertem
Turbinendesign steht und fällt mit einem effizienten
Einsatz der Strömungsnumerik. Der
Automatisierungsgrad muss daher ständig erhöht
werden. Je kleiner die Kraftwerksanlage,
desto stärker schlagen die Engineeringkosten
zu Buche. Will man also auch beim
Modernisieren von Kleinwasserkraftanlagen
auf den Einsatz der Numerik nicht verzichten,
so ist gerade hier ein hoher Automatisierungsgrad
zwingend erforderlich. Man muss
sich aber immer der Tatsache bewusst sein,
dass die Strömungssimulation nur ein Modell
der Wirklichkeit ist und deshalb keine
100 %ige Vorhersagegenauigkeit erwartet
werden kann. Daher ist der reale Prüfstand
nach wie vor – von Fall zu Fall – für Verifikationen
notwendig.
Projektierung und Innovation
Bei der Planung einer neuen Wasserkraftanlage
sind die Betriebsbedingungen selten
so eindeutig, dass man sofort entscheiden
könnte, welcher Maschinentyp der geeignete
ist. Gerade bei Laufwasserkraftwerken ist die
Entscheidung mitunter schwierig, weil die zu
verarbeitende Wassermenge im Laufe des
Jahres schwankt (Beispiel: Bild 10). Die
von der Turbine abgegebene Leistung ist
dann ebenfalls zeitabhängig und beträgt unter
der Annahme konstanter Fallhöhe H zu
einem Zeitpunkt t
P(t) = g H Q(t) (Q)
Die in einer gewissen Zeitspanne ∆t geleistete
Arbeit ist dann W = P(t) ∆t. Aufintegriert
über das Jahr (im Prinzip ist die Zeitspanne T
beliebig) erhält man die Jahresarbeit W Jahr ,
wobei hier gleich die Form der Summierung
angegeben wird:
Dn
1 'n ⋅
=
H
Bild 9. Lage eines Betriebspunktes
im Turbinenkennfeld.
η max.
ϕ = const.
η = 0
VGB PowerTech 4/2002 43
73

A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Heft 4 (2002)
Entwicklungspotentiale in der Wasserkraft
Abfluss in m 3 /s
8
7
6
5
4
3
2
1
0
0 100 200 300 400
Tage
Bild 10. Dauerlinie für ein Kleinwasserkraftprojekt
an der Würm, Pegel Schafhausen, BW.
W Jahr = g H ∑ Q(t) (Q) ∆t
Der Wirkungsgrad = f(Q) folgt für das jeweilige
Zeitintervall aus der Turbinenkennlinie,
womit die Wahl des Turbinentyps ins
Spiel kommt. Für Niederdruckanlagen in typischen
Flusskraftwerken sind doppeltregulierte
Kaplan- sowie einfachregulierte Propellerturbinen
mit konstanter Drehzahl standardmäßig
im Einsatz. Früher wurden auch
schnellläufige Francis-Turbinen verwendet,
wie man am Umbau Kiebingen als Beispiel
sieht. Das Betriebskennfeld für eine Kaplan-
Turbine liefert bekanntermaßen als Einhüllende
über eine Vielzahl von Propellerkurven
ein großes nutzbares Betriebsgebiet. Die Propellerturbine
hat dagegen nur eine begrenzte
Charakteristik aufgrund des feststehenden
Laufrades. Eine Wirtschaftlichkeitsrechnung
muss zeigen, ob der höhere Preis für eine
Kaplan-Turbine durch die größere erzielbare
Energieproduktion und den daraus resultierenden
Erlös gerechtfertigt ist.
Seit Jahren ist insbesondere mit immer erfolgreicher
werdender Anwendung in der
Windkraft die Frequenzumrichtung eine attraktive
Alternative. Die drehzahlvariable
Turbine kann ebenfalls einen größeren Betriebsbereich
ermöglichen – ähnlich wie eine
Kaplan-Turbine –, ohne dass komplexe Mechanik
notwendig ist. Bild 11 zeigt für
zwei gewählte Drehzahlen unterschiedliche
Schnitte durch das Kennfeld. Der Wirkungsgradgewinn
ist bei kleinen Durchflüssen ganz
erheblich.
TWh
20,00
15,00
10,00
5,00
0,00
Stand: 1999Wasser
19,71
2,65 1,17
M ll
Biomasse
5,53
Wind
Photovoltaik
Bild 12. In das elektrische Netz eingespeiste Energiemengen
im Jahre 1999 (nach [11]).
Mit zunehmender Variation der
Drehzahl nimmt auch der Betriebsbereich
zu. Auch bei der drehzahlvariablen
Turbine ist durch geeignete
Wahl der Drehzahl Drallfreiheit
hinter dem Laufrad erreichbar. Damit
ist auch dieser Turbinentypus in
den Grenzbereichen laufruhiger als
die einfachregulierte Turbine.
Bei der drehzahlgeregelten Turbine
muss allerdings der zusätzliche Verlust
durch die Frequenzwandlung berücksichtigt
werden, weil dieser Verlust
bei den anderen beiden mechanisch
geregelten Maschinen nicht
auftritt. Obwohl mehrere Studien
und Demonstrationsprojekte durchgeführt
wurden [9], die eine erfolgreiche Anwendung
drehzahlvariabler Turbinen insbesondere in
der Kleinwasserkraft erwarten lassen, steht der
eigentliche Nachweis in der Praxis noch aus.
Leistung, Arbeit und Erntefaktor
Gelegentlich entsteht der Eindruck, dass der
Unterschied zwischen Leistung und Arbeit
nicht so klar ist, wie er sein sollte. So wurde
jüngst behauptet, in Deutschland würden
Windkraftanlagen mittlerweile 5 % des gesamten
Energiebedarfs liefern. Wäre das tatsächlich
so, dann würde inzwischen mit der
Windkraft bereits mehr elektrischer
Strom als mit der Wasserkraft erzeugt.
Das ist natürlich (noch) nicht
1
der Fall. Nach Statistik des VDEW 0,8
[11] trug 1999 die Windkraft etwa
1 % zur Stromproduktion bei, die 0,6
Wasserkraft rund 4,5 %, in der
0,4
Summe wären das also 5,5 %.
Addiert man allerdings einfach die
installierte Leistung aller Windkraftanlagen
und vergleicht die
Summe mit der Leistung des restlichen
Kraftwerkparks in Deutschland,
kommt man in der Tat auf
die genannten 5 %. Dass die
Windkraftanlagen jedoch im
Durchschnitt lediglich 15 bis 20 %
der Zeit über laufen, wird dabei
übersehen. Wichtig ist, dass nicht
die installierte Leistung
(in kW), sondern die tatsächlich
geleistete Arbeit
(in kWh) bewertet wird.
Bei der Windkraft unterscheiden
diese sich in der
Bewertung immerhin fast
0,02
um den Faktor 5, wie die
VDEW-Statistiken [11]
auch belegen.
Dabei ist dann immer
noch unberücksichtigt,
dass bei der Windkraft die
Stromproduktion sehr
ungleichmäßig erfolgt,
rel. Wirkungsgrad
0,2
und zwar mit allen Problemen für das elektrische
Netz und die Vorhaltung von Reserveenergie.
Die Wasserkraft ist also entsprechend
Bild 12 nach wie vor die wichtigste regenerative
Energiequelle, die zur Erzeugung
von elektrischem Strom zur Verfügung steht.
In Bayern sind es rund 16 %, in Baden-Württemberg
knapp 8 % und gesamthaft in
Deutschland 4,5 %, die den Beitrag an der
Stromproduktion ausmachen. Dazu kommt
ein relativ gleichmäßiges Energiedargebot als
weiterer Vorteil gegenüber anderen erneuerbarer
Energien. Augenfällig ist der weiterhin
marginale Anteil der Photovoltaik an der
Stromerzeugung in Deutschland.
Besonders eindrucksvoll zeigt sich die Überlegenheit
der Wasserkraft in der Darstellung
des Erntefaktors. Das ist der Energiegewinn
bezogen auf den Energieaufwand, der über
den gesamten Lebensweg bilanziert wird. Bei
gleichem Energieaufwand erhält man demnach
mit einer Wasserkraftanlage rund dreimal
so viel Energie wie mit einer Windkraftanlage
und fast 20 mal so viel wie mit einer
Photovoltaikanlage (Bild 13).
Ein ähnliches Resultat erhält man, wenn man
die Nutzungsdauer von Wind- und Wasserkraftwerken
vergleicht. Bei einem Laufwasserkraftwerk
beträgt die Betriebsdauer 5000
bis 6000 h/a, bei einem Windkraftwerk nur
Nenndrehzahl
n variabel
50 % Nenndrehzahl
0
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6
rel. Durchfluss in Q/Q opt
Bild 11. Propellerkurven bei Veränderung der Drehzahl
(Prinzipskizze).
Erntefaktor
60
50
40
30
20
10
56
0
Wasserkraft
Erntefaktor =
Bild 13. Erntefaktoren regenerativer Energiequellen
im Vergleich (nach [12]).
20
Windkraft
Energiegewinn
Energieaufwand
3
Photovoltaik
44 VGB PowerTech 4/2002
74

A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Heft 4 (2002)
etwa 2000 h/a [10]. Daraus ergibt sich, dass bei gleicher installierter
Leistung ein Wasserkraftwerk etwa dreimal soviel Strom in einem
Jahr erzeugt wie eine Windkraftanlage.
Ausblick
Wasserkraftwerke haben eine hohe Lebensdauer von 70 Jahren und
mehr. Das Wasser als Energieträger steht ohne arbeits- und energieintensive
Aufbereitung zur Verfügung. Darüber hinaus muss sich um den
An- und Abtransport des Turbinen-Treibstoffs niemand kümmern. Er
erfolgt gratis, wenn man von den Abgaben an den Staat absieht, und er
wird von der Sonne über den Wasserkreislauf der Erde bewerkstelligt.
Ebenso bemerkenswert ist, dass mit der Wasserkraft ein Minimum an
CO 2 erzeugt wird, was für die Einhaltung der CO 2 -Minderungsziele
von besonderer Bedeutung ist. Untersuchungen zeigen, dass die Wasserkraft
sowohl bezüglich des Ausstoßes von Treibhausgas CO 2 als
auch bezüglich des Ausstoßes von SO 2 (saurer Regen) die sauberste regenerative
Energieform ist. Trotzdem sind Hemmnisse und Widerstände
in der Bevölkerung groß und die Wertschätzung der Wasserkraft
gering. Zunehmend kommen wirtschaftliche Schwierigkeiten hinzu.
Den Stellenwert der Wasserkraft in der Bevölkerung zu verbessern gelingt
nur, wenn der volkswirtschaftliche Nutzen besser herausgestellt
wird. Es muss verdeutlicht werden, dass es sich lohnt, durch Ausbau
der Wasserkraft die Energierechnung zu entlasten und gleichzeitig die
eigene Bevölkerung zu beschäftigen. Schließlich ist die erforderliche
Technologie im eigenen Lande vorhanden, und die Wertschöpfung
könnte hier erfolgen.
Es sollte auch möglich sein, zu vermitteln, dass es sich andererseits
nicht lohnt, in marginale Techniken übermäßig zu investieren, anstatt
die Schlüsseltechnologie zu forcieren. Gerade aus volkswirtschaftlicher
Sicht ist für die Bewertung, welche Erzeugungsart zu fördern ist, der
Erntefaktor von entscheidender Bedeutung. Danach ist die Wasserkraft
langfristig die erfolgversprechendste regenerative Energiequelle; um
das zu erkennen, muss jedoch auch langfristig gedacht werden.
On November 29, 1920, representatives
from the power generation industry met to
jointly develop solutions for problems in
their power plants. This was the birth
of today‘s VGB PowerTech, which will
celebrate its 100 th anniversary in 2020.
Today‘s technical journal of the same name
has accompanied technical, political and
social developments. Until the anniversary
event in September 2020 in Essen
we will accompany this with selected
contributions from 100 years of VGB.
Am 29. November 1920 trafen sich
Vertreter aus der Stromerzeugung, um
Lösungen für anstehende Probleme in ihren
Kraftwerken gemeinsam zu erarbeiten.
Dies war die Geburtsstunde des heutigen
VGB PowerTech, der im Jahr 2020
100-jähriges Bestehen feiern wird. Die
heutige gleichnamige Fachzeitschrift
hat die technischen, politischen und
gesellschaftlichen Entwicklungen
begleitet. Bis zur Jubiläumsfeier im
September 2020 in Essen werden
wir mit ausgewählten Beiträgen aus
100 Jahren VGB dieses begleiten.
Literatur
[ 1] Klimaschutz durch Nutzung erneuerbarer Energien. Studie im Auftrag
des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
und des Umweltbundesamtes (1999).
[ 2] Ittel, G., und Heimerl, S.: Innovative Sanierung der Wasserkraftanlage
Kiebingen am Neckar. Wasserwirtschaft 9(2001).
[ 3] Engelsberger, M., und Zeller, A.: Welchen Beitrag kann die Wasserkraft
zur Energieversorgung leisten? Solarzeitalter 2 (1999).
[ 4] Göde, E., und Cuénod, R.: Strömungsnumerisch optimierte Laufräder
für die Erneuerung alter Wasserkraftwerke. Fachtagung Wasserkraft,
Wien/Österreich (1992).
[ 5] Ruprecht, A.: Einsatz der numerischen Strömungsmechanik in der Entwicklung
hydraulischer Strömungsmaschinen. Mitteilung Nr. 9 des Instituts
für Strömungsmechanik und Hydraulische Strömungsmaschinen,
Universität Stuttgart (1994).
[ 6] Göde, E., und Kaps, A.: Parametrisiertes Turbinendesign für Kleinwasserkraftanlagen.
Wasserbau-Symposium: Betrieb und Überwachung
wasserbaulicher Anlagen, Technische Universität Graz/Österreich
(2000).
[ 7] Göde, E., Ruprecht, A., and Ittel, G.: Upgrading of a low head Small
Hydro Power Plant using tailor made design. Uprating & Refurbishing
Hydro Power Plants VIII, Prague (2001).
[ 8] COVISE: Cooperative Visual Simulation Environment, User’s Manual
3.0. Rechenzentrum der Universität Stuttgart (1996).
[ 9] Bard, J.: Stromrichtereinsatz zur kostengünstigen Gestaltung von
drehzahlvariablen Klein-Wasserkraftanlagen. Kasseler Symposium Energie-Systemtechnik
(1999).
[10] Haas, H.: Die Zukunft der Wasserkraft im Wettbewerbsmarkt. Wasserwirtschaft
90 (2001), H. 1.
[11] Wagner, E.: Nutzung erneuerbarer Energien durch die Elektrizitätswirtschaft,
Stand 1999. Elektrizitätswirtschaft 99 (2000), H. 24.
[12] VDI-Berichte 984 (1992).
VGB PowerTech 4/2002
75

A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Issue 10 (2006)
Hydro-power in Europe
Hydro-power: Challenges in Europe
Kurzfassung
Wasserkraft:
Herausforderungen in Europa
Autoor Author
Dipl.-Ing. Michel Vogien
EDF, Mulhouse Cedex, France.
Dipl.-Ing. Hans Peter Sistenich
RWE Power AG, Essen, Germany.
In der EU-25, wo andere regenerative Energien
intensiv gefördert werden, kommen immer
noch rund drei Viertel der regenerativen Erzeugung
aus der Wasserkraft. Das VGB Steering
Committee Hydro-power repräsentiert 20 Gesellschaften
aus neun europäischen Ländern,
die zusammen etwa 45.000 MW Wasserkraft
betreiben. Auf Grundlage dieses breiten Wasserkraft-Know-hows
beschreibt der vorliegende
Beitrag die Herausforderungen der Wasserkraft
in Europa. Zur Illustration werden Beispiele
aus Frankreich, aber auch Österreich
und Deutschland genutzt.
Quelle der Herausforderungen sind zum einen
die geänderten Marktbedingungen und zum
anderen geänderte Umweltanforderungen.
Kurz gesagt: Die Erzeugungskapazität der
Wasserkraft muss erhalten und sogar ausgebaut
werden, um den Anteil der Regenerativen
im Energiemix zu erhalten. Auf diese Weise
können die Ziele des Umweltschutzes (Begrenzung
der CO 2 -Emissionen) und die Deckung
des wachsenden Bedarfs in Einklang
gebracht werden. Gleichzeitig haben sich die
Rahmenbedingungen für den Betrieb und die
Entwicklung der Wasserkraft unzweifelhaft geändert.
Heute sind neue Antworten hinsichtlich
des Naturschutzes erforderlich. Die erste
Herausforderung ist es, die bestehenden
Kraftwerke bei optimalen Kosten zu erhalten.
Die Wasserkraftflotten bestehen aus eher alten
Kraftwerken. Bei den Spitzenlastanlagen muss
man neben dem natürlichen Alterungsprozess
die wachsende Belastung der Anlagenkomponenten
berücksichtigen. Außerdem können
neue Auslegungserfordernisse aufwendige
Anpassungen in bestehenden Kraftwerken
verlangen. Der vorliegende Beitrag beschreibt
die Konsequenzen dieser Faktoren: Beispiele
für aufwendige Instandhaltungsmaßnahmen.
Insgesamt erwarten die im Steering Committee
Hydro-power vertretenen Gesellschaften in
den nächsten zehn Jahren Reparaturbedarf an
rund 17.000 MW mit einem Aufwand von etwa
1,4 Mrd. EUR. Wasserkraftbetreiber und -lieferanten
müssen die Schlussfolgerungen hinsichtlich
Kapazität und Flexibilität ziehen, um
dieses umfangreiche Reparaturprogramm kosteneffizient
und bei einem hohen Verfügbarkeitsniveau
der Anlagen realisieren zu können.
Die Entwicklung neuer Projekte ist die zweite
Herausforderung. Im Vergleich zur weltweiten
Situation ist das Wasserkraftpotenzial in Europa
mit 75 % gut genutzt. Dennoch verbleibt
ein nennenswertes bisher ungenutztes Potenzial
in der Größenordnung von fast 200 TWh
pro Jahr, welches zumindest teilweise erschlossen
werden sollte. Neben dem Neubau
von Anlagen bieten die Erweiterung bestehender
Kraftwerke und die Installation von Restwasserturbinen
interessante Möglichkeiten,
sowohl die Ökologie als auch die Ökonomie zu
verbessern. Insgesamt planen die Mitglieder
des Steering Committee Hydro-power in den
kommenden Jahren den Neubau von
2.000 MW neuer Leistung mit einem Investitionsvolumen
von rd. 1,6 Mrd. EUR. Neben
dem Neubau von Anlagen beschreibt ein Beispiel
wird gezeigt, wie die bestehende Wasserkraftflotte
optimiert werden kann. Ein weiteres
Beispiel zeigt, dass die Jahrhunderte alte
Technologie der Wasserkraftnutzung neue innovative
Einsatzgebiete erschließen kann.
Nicht zuletzt stellt die Integration neuer Umweltaspekte
die dritte wesentliche Herausforderung
dar. Die Ansprüche an die Berücksichtigung
ökologischer Wünsche beim Betrieb
und vor allem beim Neubau von Wasserkraftanlagen
sind in den letzten Jahren gewachsen.
Dabei geht es im Wesentlichen um drei Punkte:
Erhöhung des Restwassers im alten Flussbett,
Herstellen der Durchgängigkeit von Staustufen
für Wasserlebewesen und die allgemeine
Verbesserung der Gewässermorphologie.
Die wesentlichen Treiber sind die Europäische
Wasserrahmenrichtlinie (WRRL) und Verhandlungen
zu Konzessionserneuerungen. Die
Wasserkraftbetreiber stehen für einen integrierten
Ansatz bei der Verbesserung der Gewässerökologie.
Verbesserungen sollten zuerst
dort vereinbart werden, wo eine signifikante
ökologische Verbesserung mit dem geringsten
Aufwand erreichbar ist. Bei den
Entscheidungen sind komplexe Wirkungen zu
berücksichtigen, wie das Beispiel der Erhöhung
des Restwassers zeigt. Die neue Konzession
für das Rheinkraftwerk Albbruck-Dogern
an der deutsch-schweizerischen Grenze
kann als Beispiel für eine ausgewogene Lösung
von Ökologie und Ökonomie dienen.
Hydro-power in the VGB
Since 2003, the VGB has been offering the
key hydro-power operators in Europe a platform
for discussing specific issues of their
generating segment. The VGB Steering
Committee “Hydro-power” represents 20
companies from nine European countries that
together operate some 45,000 MW of hydropower.
The committee members are senior
managers from the VGB member companies.
It steers the work of the committee and of
presently three project groups. The results of
their work are used at international (e.g.
IHA), European (e.g. Eurelectric) but also at
national (national lobbying groups) levels.
With that in mind, this article describes the
challenges for hydro-power in Europe. For illustration
purposes, it will use examples from
France, but also from Austria and Germany.
Hydro-power: The Most Important
Renewable Energy with Potential
Over 90 % of the world's renewably generated
electricity stems from hydro-power. Also
in EU-25, where other renewable energies
enjoy massive subsidies, some 75 % of renewable
generation still comes from hydro-power
[1]. By its very nature, the share fluctuates
between the individual European countries,
whereby Germany, where wind displaced
hydro-power as the most important
source of renewable energy for the first time
in 2005, is an exception. In comparison to the
worldwide situation, the hydro-power potential
in Europe is well utilised at a rate of
75 %. Nonetheless, there remains a significant,
still unused, potential on a scale of almost
200 TWh, which should at least partly
be exploited [2, 3] (Figure 1).
Current Challenges
Hydro-power is currently facing three main
challenges:
1. Maintaining the existing facilities at optimum
cost.
2. Developing new projects .
3. Integration of the new environmental aspects.
On the one hand these challenges are the result
of the new market situation and, on the
other, of changed environmental requirements.
Individually, the main drivers are:
– With fully utilised generating capacities
and unchanged and ambitious CO 2 emissions
targets, the constantly growing demand
for power cannot be satisfied without
a growing contribution by hydro-power
as the most significant renewable
source of energy.
– The growing share of those sources of
energy that cannot be controlled based on
consumption levels (mainly wind) requires
additional balancing opportunities.
This demands additional, highly flexible
generation and larger storage capacities,
but in the foreseeable future these can only
be provided cost-effectively by hydropower
plants.
– The competitive market first leads to higher
wear and tear in the storage and pumped
storage power plants, as these are no
longer operated to the technical criteria
they were originally designed for, but
VGB PowerTech 10/2006 29
76

A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Issue 10 (2006)
Hydro-power in Europe
Potential
Development
potential
Developed
potential
100 %
90 %
80 %
70 %
60 %
50 %
40 %
30 %
20 %
10 %
0 %
70 %
must follow the market logic. At the same
time, the additional expense for maintenance
thus caused can no longer be pushed
through directly onto the market.
– The increased environmental awareness
demands that a new equilibrium has to be
found between the various uses of water.
Where production of cost-effective CO 2 -
free energy was at the forefront when the
plants were built, the importance of other
uses of the water, e.g. for leisure activities,
has grown in recent decades.
The following concrete examples illustrate
the challenges and show interesting and in
some cases new solutions.
Maintaining the Existing Facilities
at Optimum Cost
5500 TWh/a
1400 GW*
Figure 1. Hydropower development potential.
Built throughout the 20th century, particularly
after the Second World War, hydro-electric
generating fleets consist of rather old facilities.
At EDF, for example, their average
age is approximately 50 years.
Since the facilities are designed to last and
even to remain in place for centuries, they do
not have a limited life span a priori in the same
way as other industrial tools. However,
they include equipment and structures of very
different nature and with very different life
spans like:
– Collecting, storing and conveying water,
– Transforming the gross hydraulic power
into electrical power,
– Automatic control and regulating measures.
Managing the ageing of the facilities while
taking varying account of these three functions
represents an important challenge for
hydraulic producers since this does not only
concern the sustainability and availability of
the facilities but also the safety of the hydraulic
system and its competitiveness on the
market. This management involves knowing
25 %
190 TWh/a
48 GW
20 %
World Europe France
13.4 TWh/a
4 GW
the mechanisms responsible for ageing and
damage which, in hydraulics, reach levels of
complexity that are extremely difficult to extrapolate
from external experience in other
fields of industry, since the equipment there
is much more recent.
In peak generation plants, in addition to natural
ageing it is also necessary to take account
of the wear on the equipment, which is being
subjected to increasing levels of stress. Year
after year, the records in terms of operating
cycles are being broken: 104.348 in 2005 for
approximately 80 telecontrolled plants of the
EDF fleet compared to 79.177 in 1999, that
is to say an increase of 31 %.
The consequences of more use are apparent
in the example of the hydraulic pumped starting
converter at the German Wehr PSW.
The growing number of pump starts led to a
one third reduction in the service lives of the
runner in these converters. The additional
maintenance shutdowns thus required reduce
the availability of the plant. The runners need
to be replaced earlier than originally planned,
and be manufactured in a higher-quality and
more resistant material to improve the plant's
availability again. [4].
In total, the companies represented in the
Steering Committee “Hydro-power” expect
repairs to be needed over the next ten years
on some 17,000 MW with costs of around
1.4 billion [5]. This extensive repair programme
must be realised cost-effectively to
maintain the high availability level of the
plants. That demands of us and our suppliers
high flexibility and close co-operation in its
implementation. After years of market-driven
capacity adjustments, the need for well qualified
repair capacity is growing. In individual
fields this may also require that new providers
be developed.
The necessity of, and some interesting solutions
for, such extensive maintenance measures
are illustrated by the following examples
of EDF hydro-power plants.
Replacement of Penstock
The Pragneres facility in the Pyrenees
(195 MW; 320 GWh/a) is supplied by two
penstocks: one located on the left bank of
the Gave de Pau with a maximum flow of
13.5 m∆/s under a head of 925 m, the other
located on the right bank with a maximum
flow of 19 m∆/s under 1250 m. It is equipped
with 3 units of the Pelton type (2 x 80 MW,
1 x 35 MW).
The penstock on the right bank has a length of
1,950 m and a diameter of 1,600 mm. Built in
1952, it is of the self-hooped type: each section
consists of a steel tube of small thickness,
on which circular hoops of rectangular cross
section are mounted, spaced apart at regular
intervals. The actual hooping operation is carried
out in the workshop, during pressurisation
which makes it possible for the pipe to
undergo plastic deformation and be placed
definitively on the hoops with a controlled
pre-stress. When the pressure is zero, the
hoops are tight and the section is compressed.
On several occasions, hoop failures have
been detected. When a crack reaches a critical
size, it degenerates into sudden failure of
the hoop. The risk associated with these sudden
hoop failures is the bursting of the sheet
of the penstock, which is not dimensioned to
withstand pressure on its own. In order to eliminate
this risk, operation of the power station
under the head of the right bank has been
halted, and a decision has been taken to completely
replace the section in question (the lower
785 m). This operation will take place
between July 2006 and September 2008, and
will cost around € 30 million in total.
This example shows that degradation mechanisms
associated with ageing are at work in
an old system of penstocks. Given the risks
in term of safety, and the difficulty in monitoring
and managing the development of these
phenomena on a day-to-day basis, partial
or total replacement of certain penstocks may
prove necessary.
These replacement operations, which are
liable to increase in the medium term, will
make it necessary to preserve in Europe industrial
sectors that are capable of carrying
out large-scale operation using designer-type
skills. In this matter, EDF has had some difficulty
in mobilising the interest of the industrial
sectors in question.
Improving Hydraulic Safety by
Recalibrating the Spillway
The “flood” risk is one of the main risks to
the safety of dams since any overflow due to
insufficient conveyance of the flood prevention
means may lead to failure of the facility.
Therefore, the level of safety is improved by
two different modes:
30 VGB PowerTech 10/2006
77

A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Issue 10 (2006)
Hydro-power in Europe
New
flap gate
Existing
gates
Usual, confined water path
New, multiple water path
Figure 3. “Piano Keys”: an efficient way to
improve spillway capacity.
Figure 2. Increase of spillway capacity at the barrage of Crescent.
a) Permanent measures involving:
– implementing appropriate maintenance
measures so as to maintain maximum reliability
of flood prevention means,
– carrying out regular tests to check that these
means are working,
– drawing up and implementing flooding
advice and instructions for the operator,
– carrying out ongoing training of operators,
in particular using flood passage simulation
tools.
b)Specific measures to re-evaluate extreme
flood flow rates, which were determined
at the time the facilities were designed by
simple extrapolation of the largest known
flood value. New hydrological studies carried
out by EDF using the GRADEX method,
which is recognised by the French
authorities, sometimes lead to higher results
than those of the original dimensions.
Detailed analysis of incidences of this deficit
is thus carried out so as to adapt the
solutions to the specific requirements of
each facility. As a last resort, it may prove
necessary to increase the capacity of the
flood prevention means.
For example, at the Crescent sur la Cure dam,
EDF has added an additional channel of
10.40 m equipped with a flap gate (height 4.5
m) to the two existing channels of the spillway
(segment gates L x H = 8.0 x 4.5 m).
The evacuable flow rate has thus been increased
from 275 to 430 m 3 /s for the same flood
level ( F i gure 2). Total cost of the operation:
€ 3,7 million.
“Piano Keys” Increase
for Flow Rate of Spillways
Faced with the problem of preventing floods,
one innovative solution which is much more
economical than creating a new gated channel
consists in installing “piano key” spillways
on the crest of the dam (Piano Key
Weir, PKW). This involves an arrangement
of rectangular channels which looks like the
keys of a piano, these being designed and arranged
in such a way that they increase the
overflow linear of the crest and multiply by
two to four the usual conveyance of a standard
weir. The result is that these are simple
and economical structures which can easily
be installed on the crest of many concrete
dams in order to remedy any deficits in terms
of evacuating floods. The innovative concept
of PKWs has already been used by EDF. It
should be noted that, due to a significant rise
in the operating level, PKWs can also be
used to increase at a reduced cost the storage
capacity of dams with an overflow crest ( F i -
gure 3).
Seepage Detection on Dykes
Using Distributed Optic Fibre
Temperature Measurements
Today, internal erosion is the main pathological
risk confronted by hydraulic structures
with large linear embankments in Europe. It
is a phenomenon that internal erosion tends
to develop very slowly for many years and
then suddenly it develops very rapidly thus
ruining the structure. That means that the ability
to detect such phenomena in good time is
a priority for the companies in charge.
It is difficult to detect this pathology. This is
why it is today one of the main preoccupations
of the plant owners, who must ensure the
safety of their structures and at the same time
optimise maintenance costs.
Until now, plant owners have had only two
main types of method for detecting leaks in
dykes:
– geotechnical or geophysical methods,
– visual inspections.
None of these current industrial methods
make it possible to detect leaks over a large
distance (typically around one to several kilometres)
continuously over time and automatically.
One promising method currently being developed
at EDF, and for which industrial installations
already exist in Sweden and in Germany,
consists in detecting leaks using a system
of distributed optic fibre temperature
measurements.
The principle of detecting leaks in a structure
by means of temperature measurements is
based on the fact that the temperature of the
medium passed through by a leak, in which
the transfer of heat is dominated by convection,
will be different from the temperature of
the embankment outside the leakage zone, in
which the transfer of heat is dominated by
conduction. By comparing the change in temperature
in different parts of the embankment,
it is thus possible to detect zones of
“abnormal” change, which are sites of particular
leaks.
This technology makes it possible to carry
out temperature measurements with a precision
of around 0.1 °C, which makes it possible
to detect leaks of around 1 l/min/m.
Developing New Projects
Hydro-power development projects can be
classified into three categories:
– New facilities
– Providing additional equipment for existing
structures.
This type of project makes it possible to
achieve a significant increase in power
(and sometimes energy) without having a
major impact on the environment 1 .
– Turbining of instream flows (residual
water flow).
VGB PowerTech 10/2006 31
78

A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Issue 10 (2006)
Hydro-power in Europe
Gavet power plant
Romanche
Peage de Vizille
Figure 4. The new plant Gavet replaces six old stations.
These projects primarily concern facilities for
which the title has been renewed and those
which can be made profitable over the remaining
duration of the title.
In total, the members of the Steering Committee
“Hydro-power” are planning to build
approximately 2,000 MW of new capacity
over the coming years with an investment of
1.6 billion €. For Europe as a whole, we regard
potential new construction of some
8,000 MW over the coming years as realistic.
Focal points will be the Alpine countries and
Eastern Europe. In the Alpine countries the
focus is expected to be on expansion and new
construction of storage and pumped storage
power plants, while in Eastern Europe the
cost-effective run-of-river sites available will
be expanded.
Alongside construction of new plants, optimisation
of the current fleet is another focal
point. One example is the bundling of control
and monitoring functions for hydro-power
plants and the associated water management
in central control rooms.
The third example shows that the centuriesold
technology of hydro-power use can exploit
new and innovative fields of application.
Gavet: New for Old,
with Added Benefits
The future Gavet facility (near Grenoble) is
currently in the instruction phase for commissioning
in 2013, is an good example of site
energy improvement and optimisation.
This project originated when considering the
rehabilitation of six existing run-of-river power
plants which had been constructed at the
end of the 19th – beginning of the 20th century.
For an equivalent cost (€ 160 million),
instead of rehabilitating the existing
power plants, EDF decided to replace them
with a single underground power plant
(41 m 3 /s under a head of 270 m), making it
possible to (Figure 4):
Riouperou
X
Les Clavaux
Pierre Eybesse
Weir and river embankment Livet
Livet
Les Vernes
Les roberts
Present power plants
Romanche
700 m
600 m
500 m
400 m
300 m
200 m
100 m
0 m
– increase the power: the Gavet power plant
will be equipped with two units having a
total power of 92 MW, whereas the six
existing power plants have a total power
of 82 MW.
– substantially increase the production of renewable
energy by 60 GWh compared
to the rehabilitated facilities. Total production
will be 540 GWh compared to
480 GWh at present.
– better meet customer requirements by
combining the advantages of a run-of-river
power plant which produces electricity
continuously with the flexibility of an installation
which, during peaks in consumption,
benefits from water being released
from the Grand-Maison and Saint-
Guillerme dams located upstream.
– improve operating safety by virtue of new
installations which are designed to meet
the latest design and operating requirements.
The safety conditions in the river
will therefore be improved and will make
Gavet power plant
Romanche
Peage de Vizille
it possible to develop new tourist activities.
– substantially improve the appearance of
the valley and the environment by dismantling
structures that are often not very
attractive. Pipelines, channels and medium-voltage
lines will also disappear.
Many environmental protection measures
are planned (waterways, countryside, ecosystem).
–initiate further opportunities for rehabilitating
and developing the valley with a view
to transforming its industrial image and
creating new activities for tourism and leisure.
Improving and Optimising
the Existing Generating Fleet
Alongside the creation of new facilities,
which is usually a long and expensive process,
a significant source of power or even
production which is waiting to be exploited
consists in improving and optimising the
existing generating fleet using modern, highperformance
telecontrol tools. EDF
has done just this for its hundred or so of
its largest power plants. These plants are
controlled from four large centres which
thus provide a total power of 16,000 MW,
14,000 MW of which can be mobilised in a
few minutes.
Further advantages of these centres:
– monitoring flows and adhering to programmes,
– acting at any moment on the operation of
the power plants,
– informing operators
Tidal Energy Converter
The upturn in hydraulic power also involves
innovation, whether this is aiming at reducing
construction costs, increasing the performance
of the machines or meeting new eco-
Riouperou
X
Les Clavaux
Pierre Eybesse
Weir and river embankment Livet
Livet
Les Vernes
Les roberts
Present power plants
Romanche
700 m
600 m
500 m
400 m
300 m
200 m
100 m
Figure 5. New development: Tidal energy converter. The pilot-scale machine is being tested in
autumn 2006.
0 m
32 VGB PowerTech 10/2006
79

A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Issue 10 (2006)
Hydro-power in Europe
logical requirements. One emerging concept
in terms of innovation is the tidal energy converter.
It consists in recovering the energy of
tidal currents using a technology which combines:
– hydraulics,
– offshore techniques (for the pipe-laying
operation),
– and wind processes.
Having said this, since the density of water is
1,000 times greater than air, the machines are
more compact: for a 1 MW machine, two rotors
having a diameter of 18 m are used for a
water turbine compared to a rotor of 60 m for
a wind turbine. Another advantage is the predictability
of production and the reduced visual
and environmental impact.
The drawbacks include the difficulties encountered
during installation, and also maintenance
which may be delicate.
In order for a site to be considered attractive,
the speed of the tidal currents must be greater
than 2 m/s.
In autumn 2006, an important step forward
will be taken with the installation in Northern
Ireland of the pre-industrial SeaGen water
turbine (1.2 MW; Figure 5). If the tests
carried out at sea and the industrialisation
phase of SeaGen are successful, a first tidal
energy facility producing around 10 MW will
be installed in Wales by EDF Energy in
2008. In France, EDF aims to operate tidal
energy before 2010.
Integration of the New
Environmental Aspects
From the very outset, hydro-power links the
notions of power generation with environmental
and nature conservation. The reservoirs
created by hydro-power are in some cases
biotopes worthy of protection today. Other
aspects, e.g. flood prevention, were always
guiding principles when planning hydro-power
plants. Storage power plants, for example,
can make a significant contribution to
managing flooding incidents, as the example
from Voralberg shows (Figure 6).
Nonetheless, the demands to take account of
ecological needs when operating, and above
all building, hydro-power plants have grown
in recent years. This largely involves three
points:
– increase of residual water in the old river
bed,
– making it possible for water animals to
pass through,
– general improvement in water body morphology.
Setting the direction in this area for hydropower
too is the European Water Framework
100 %
90 %
80 %
50 %
10 %
0 %
Example:
Vorarlberg,
August 2005
Directive (WFD). It demands and enables a
new definition of the balance between ecology
and water usage. A prerequisite for this is
avoidance of a one-sided, ecological fixation
in its implementation. This requires that hydro-power
plant operators intensively support
that implementation. That applies in particular
to the currently forthcoming phases of
“economic analysis” and “monitoring”. The
hydro-power plant operators must preserve
and expand the specific know-how needed to
do this. The goal is to prevent major differences
in implementation in Europe and to
exploit the opportunities for a pragmatic and
balanced process of implementation. The
WFD offers opportunities to do that, especially
through recognition of the Heavily Modified
Water Body and the separate appraisal
of hydro-power usage as an exceptional circumstance
per section 4.7.
The hydro-power plant operators stand for an
integrated approach to improving waterbody
Actual discharge
Retention through
storage power plant
Flood peak reduced by
approx. 15 %
Natural discharge
Figure 6. Flood control by storage plants. The storage power plant prevented towns
and villages from flooding reducing the flood peak by 15 % (Vorarlberg, 2005).
+
-
+
Ecology
Improved water ecology in
the old river bed
Often addional CO 2
emissions through
substitute power
Partial compensation by
using the residual water for
power generation
Time
ecology. Improvements should first be agreed
at sites where a significant ecological improvement
can be achieved at the lowest cost.
Complex effects need to be considered when
making these decisions, as the example of increasing
residual water shows (Figure 7).
On the one hand, an increase in the residual
water in the old river bed improves the waterbody
ecology, but on the other hand this water
is no longer available for power generation,
thus leading to lost production and often
additional CO 2 emissions because of the substitute
power required. Depending on the specific
circumstances at the site, this generation
loss can be partly compensated for by use of
the residual water to generate power. But this
is only possible with high and additional specific
investments. Overall, high residual water
requirements can put the viability, especially
of smaller plants, in question. Only a balanced
increase of the residual water can integrate
all these aspects.
-
-
-
Economy
High residual water
requirements can challenge
the economic viability
especially of small plants
Increase always leads to
loss of production
New, specifically higher
investments in the use of
residual water for power
generation
Figure 7. Pros and Cons of a increase of residual water flow demand for a balanced solution.
VGB PowerTech 10/2006 33
80

A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Issue 10 (2006)
Hydro-power in Europe
Ecological remediation measures
at hte hydropower plant in Albbruck-Dogern
Design of a itvely green belt by planting
cuttings in the slope stabilization are between
rhine profiles 3 and 6
Filling of a gravel bank and designing of undercut
banks between Rhine profiles 32 and 37
Designing 2 trench
systems on the upper
flood plain island
Enlargement of the existing gravel bank
between Rhine profiles 15 and 21 and
installation of three groynes
Fish refuges during
high water in the area of
Wolf’sche Gehänge
Improving the situation
for the king fisher
Enlargement and raising of
the existing gravel bank between
Rhine profiles 45 and 50
Installation of individual large boulders on
the river bed to structure it, and single wood
structures on the bank
1 Weir
2 New power plant
3 Existing power plant
Source: RADAG
Figure 8. RADAG: Overview on the ecological measures.
Apart from the WFD, the negotiations on
concession renewals require a new answer to
the question of the balance between ecology
and economy. The new concession for the
Rhine power plant, Albbruck-Dogern (RA-
DAG), on the German-Swiss border can serve
as an example of a balanced solution ( F i -
gure 8). For geological reasons, the plant
was built between 1929 and 1933 as a diversion
power plant. A consequence of this diversion
was that there was no throughflow in
the old Rhine river bed over a length of 3.8
km with the exception of a small volume of
residual water. Against that background, RA-
DAG developed the notion of increasing the
residual water flow and using it to generate
energy by building a new power plant at the
weir in connection with renewal of the concession.
In contrast to the usual situation,
where increasing the residual water is at the
expense of the water supply to the existing
power plant, the additional demand could be
more than compensated for in the particular
case of RADAG. As the old plant could not
make optimum use of the water offered by
the Rhine, the design flow rate was increased
by 300 m∆/s to 1400 m∆/s, so that 15 % more
generation is possible versus the previous
annual output (design specifications for the
power plant at the weir: flow rate: 300 m∆/s,
height 8.75 m, rated output: 24 MW, annual
generation: 177 GWh).
Besides the increase of residual water and the
construction of the new weir power plant as
the key ecological measures, the concession
also contains further specifications to improve
the ecological situation like:
– Improvement in the waterbody morphology
situation in the Old Rhine through various
river structure elements (e.g. gravel
banks) and the construction of a near-natural
diversion waterbody to permit water
animals to pass the dam stage.
– Enhancement of existing bird islands at
the bank.
The project fully meets the requirements of
the EU WFD with a significant increase in
the ecological potential of an existing hydropower
plant. Intensive discussions over several
years with the German and Swiss concession
authorities have succeeded in finding
solutions that meet both the ecological and
the economic requirements.
Conclusion
Thanks to its remarkable characteristics, hydro-power
is a gem in the energy mix of any
country and of any power generating company.
The aging and highly stressed plants require
extensive maintenance measures over
the coming years to preserve them, which
can only be achieved jointly with the suppliers.
The objective is to find cost-effective
solutions that maintain the availability as
high as possible.
Environmental policy, ecological and economic
goals demand that we preserve the
generating potential of hydro-power and
continue to develop it, and this in harmony
with today's ecological objectives and other
uses of water. Hydro-power will face up to
these challenges and, thanks to the versatility
and innovative power it has proven over
more than one century, will master them. A
key prerequisite to do this is an acceptable
and calculable political framework that reflects
an equilibrium between interests and
objectives.
1) In France, it is possible to rapidly provide additional
equipment since the law of 13 July
2005 offers the possi-bility of increasing the
power of existing installations by up to 20 %
without renewing the corresponding title.
References
[1] Observ'ER. Seventh Inventory. 2005 version.
Global power generation from renewables.
2004 data.
[2] WBGU “Global hydro-power potential”
(2003), Hydro Equipment Association (HEA),
Worldwatch Institute” 2005. Global Status
Report, Renewable Energies”; BMU “Renewable
energies in figures”(2005).
[3] Report on the development prospects of hydro-power
in France. Author: Fabrice Dambrine.
March 2006.
[4] Dr. Klaus Schneider, Schluchseewerke AG
(2004).
[5] VGB Steering Committee Hydro-power (2006).
[6] Markus Bender, Vorarlberger Illwerke (2006).
34 VGB PowerTech 10/2006
81

A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Issue 9 (2007)
Maintaining Know-how
Maintaining Know-how and Assuring Quality
in Hydro Power Plants
Kurzfassung
Know-how-Erhalt und Qualitätssicherung
bei Wasserkraftanlagen
In Europa ist die Wasserkraft die wichtigste regenerative
Energiequelle. Sie steht für klimaschonende
Stromerzeugung ohne CO 2 -Emissionen.
Das Ausbaupotential in Deutschland
ist zwar begrenzt, aber in Europa bestehen
noch erhebliche Potentiale für neue Projekte.
Qualitätsmängel beschäftigen Betreiber und
Lieferfirmen in zunehmender Weise. Verzögerungen
bei Instandhaltungs- und Neubauprojekten
sind immer häufiger festzustellen. Diese
Nichtverfügbarkeiten verursachen auf beiden
Seiten hohe Folgekosten. Um den vielfältigen
Herausforderungen aus Technik und nationalen/europäischen
Rahmenbedingungen besser
begegnen zu können, pflegen die großen Betreiber
von Wasserkraftanlagen unter dem
Dach der VGB PowerTech e.V. einen systematischen
Erfahrungsaustausch. Die Liberalisierung
des europäischen Elektrizitätsmarktes hat
bei den Kraftwerksbetreibern eine Wettbewerbssituation
mit enormem Kostendruck entstehen
lassen. Deshalb wurden Instandhaltungszyklen
gestreckt, und die Personalstärke
ist über viele Jahre reduziert worden. Die geringere
Nachfrage der Betreiber hat verständliche
Anpassungen bei den Herstellerfirmen zur
Folge gehabt. In den letzten 10 Jahren hat in
Mitteleuropa ein enormer Kapazitätsabbau bei
Autoren
Dr. Josef F. Ciesiolka
E.ON Wasserkraft GmbH,
Landshut/Deutschland.
Dr. Hans-Christoph Funke
RWE Power AG,
Essen/Deutschland.
den Herstellern stattgefunden. Als Gegenreaktion
erfuhr der Herstellermarkt eine Konzentrationsbewegung.
Auf Seiten der Betreiber gilt
es, das betriebliche Know-how zu pflegen,
weiterzuentwickeln und zu sichern. Wissensmanagement
ist eine wichtige Zukunftsaufgabe
der Betreiber von Wasserkraftwerken.
Qualitätsmanagementsysteme sind außerdem
gefordert, mit denen nicht nur die Qualitätsanforderungen
festgeschrieben werden, sondern
insbesondere der Umsetzungsprozess
überwacht und gesteuert wird. Das kann nur
gelingen, wenn die Hersteller und Dienstleister
mit einbezogen werden. Ein konstruktiver Dialog
mit Herstellern außerhalb von Vergabeverhandlungen
verspricht wichtige Verbesserungen.
Auch ist die kontinuierliche Weiterbildung
des ausführenden Personals eine
wichtige Aufgabe.
Introduction
Despite decades of experience in the construction
and operation of hydro power
plants, quality does not take care of itself.
The modified framework conditions in the
European electricity market in the wake of liberalisation
and the generational change in
specialist staff have left their marks although
modern technology has at the same time opened
up a lot of new opportunities. However,
operators and suppliers increasingly have to
deal with quality deficiencies. Delays in
maintenance and new construction projects
occur more and more often. These unavailability
times lead to high follow-up costs on
both sides. On the suppliers' side, the necessary
rectification of defects results in additional
expenditure, shrinking the order margin
or, in some cases, even making it negative.
This generally impairs the suppliers' economic
situation and future orders are burdened.
It should also be mentioned that the specialist
staff, which are in short supply anyway, are
tied up for longer periods in unscheduled activities
so that other tasks suffer.
On the operators’ side, the unavailability of a
plant leads to production losses. Depending
on the plants significance within the power
plant portfolio, these may entail revenue losses
which sometimes far exceed the order volume
for maintenance work. If quality problems
occur, the specialist staff of the plant
operators are also tied up for a certain period
of time although they would be urgently needed
for other tasks. It is also obvious that this
process of problem-solving does not
really enhance the basis of cooperation between
suppliers and operators. Thus, quality
assurance requires rigorous action, not least
with a view to the challenges hydro power
will be facing in the future.
Hydro Power Makes an Important
Contribution to Electricity Generation
in Europe
The Contribution of Hydro Power
to Electricity Generation
Only seven years ago, i. e. in the year 1999,
hydro power accounted for more than two
thirds of renewable electricity generation in
Germany (Figure 1). In 2006, this share
still amounted to 30 % after all. Due to massive
state subsidies, wind power has become
the No. 1 in the industry with a share of 42 %.
Biomass has also gained considerably, now
holding a share of 26 %. Nevertheless, hydro
power still is Europe's most significant renewable
energy source (Figure 2).
1999
Total
28,7 TWh
2006
Total
72,2 TWh
EU-25
Germany
Biomass
13.2%
Biomass
25.5%
Hydro power
29.7%
70%
Hydro power
Other renewables
30%
Wind
18.8%
Photovoltaics
0.1%
Hydro power
67.9%
Wind
42%
Photovoltaics
0.1%
310 TWh Generation
22 TWh Generation
290 Mill. t CO 2 Avoidance 1 20 Mill. t CO 2 Avoidance 1
130,000 MW Installed
capacity
4,700 MW Installed
capacity
1 CO 2-Einsparung auf Basis fossiler Energieträgermix in Deutschland
Quelle: VGB, 2006
Figure 1. Contribution of hydro power to renewable electricity generation
in Germany.
Figure 2. Hydro power is Europe’s most significant renewable energy
source.
102 VGB PowerTech 9/2007
82

A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Issue 9 (2007)
Maintaining Know-how
The EU-25 countries generate 70 % of their
electricity from renewables. They have an installed
hydro power capacity of 130,000 MW
and a corresponding annual electricity generation
of around 310 TWh. The comparative
figures for Germany are 4,700 MW of installed
capacity and 22 TWh of electricity generation.
Hydro power stands for climate-friendly
electricity generation without CO 2 emissions.
Assessed on the basis of a fossil energy mix
for electricity generation in Germany, hydro
power contributes to avoiding about 290 million
tons of CO 2 in the EU-25 countries and
as much as around 20 millions tons of CO 2 in
Germany.
But the figures mentioned do not fully account
for the role hydro power plays in electricity
procurement. Hydro power plants can
be operated for many decades. With professional
maintenance and service, their operating
times may even exceed a hundred years.
E.ON Wasserkraft, for instance, has some
such plants in its power plant portfolio.
Hydro power plants are capital-intensive.
Once the major part of the capital costs is
amortized and operation optimised, it is possible
to attain highly favourable electricity
generating costs. This is the difference to
other renewable energies that cannot yet
compete in the market without financial subsidies.
To be fair it must be noted that smallscale
hydro power plants with capacities of
around 10 MW or less could not be built
either without subsidies under the Renewable
Energy Act as they lack economies of scale
and hence economic efficiency.
The second aspect of significance is the time
an electricity generating plant is utilised
(number of full load hours). From a technical
viewpoint, power plants generally attain a
long utilisation period if they can be deployed
on schedule (exception: peak-load plants).
In Germany, hydro power plants offer on
average around 4500 hours full load, in the
south of Germany even for around 6000
hours. The comparative value for onshore
wind power plants is about 1600 full load
hours. Electricity can only be produced when
the wind blows with adequate strength. This
may also be the case when electricity
requirements are relatively low. As a result,
the output of other power plants must be
reduced.
General generation statistics do not take account
of pumped-storage plants as they serve
to shift the time of electricity generation. The
upper reservoir, the energy store of a pumped-storage
plant, is filled by means of
pumps when electrical demand is low. The
required capacities can then be provided at
peak times (capacity refinement) or as a system
service for grid control. This last aspect
in particular has gained increasing importance
in the liberalised electricity markets [1].
In Germany, the installed capacity of pumped-storage
plants (without natural inflow)
amounts to around 5000 MW. In the UCTE
area, comparable plants with around 20,000
MW are in operation.
Development Potential
The development potential for hydro power
in Germany is limited. There are still several
possibilities in the capacity range of plants
falling under the Renewable Energy Act. However,
the development of these few possibilities
is hampered by extensive bureaucratic
licensing procedures and highly active lobby
groups which overemphasise individual ecological
aspects and prevent a balanced weighing
of assets. Moreover, the increase in residual
flow volumes at diversion power plants
and the water flow required for fish ladder
retrofits by the EU Water Framework Directive
will result in additional generation losses
at existing plants. The economic efficiency of
pumped-storage plant projects is highly dependent
on the volume of construction required.
In current market conditions, the reconstruction
or extension of existing plants in
particular may be economically interesting.
Europe still has considerable potential for development.
Although around 75 % of the
cost-efficient development potential are already
used, it is conceivable to add another
50 GW of capacity from hydro power plants.
Realisation is mainly dependent on whether
it will be possible to balance the various interests
involved, such as nature conservation,
recreation and electricity generation. A realistic
estimate of new construction potential
over the next few years is an additional
capacity of around 8000 MW which could be
developed mainly in the Alpine countries
with a focus on reservoir and pumped-storage
plants and in Eastern Europe where the focus
would be on reservoir and run-of-river
plants.
Exchange of Experience between
Operators under the Roof of VGB
To be better positioned to meet the multi-faceted
challenges arising in terms of technology
and from national/European regulatory
framework conditions, the large hydro
power plant operators have teamed up to organise
a systematic exchange of experience
under the roof of the VGB PowerTech e.V.
It is this feedback on operating experience
and the discussion of remedial measures on a
wider technical basis that greatly help to enhance
the approaches adopted. Meanwhile,
20 member companies from nine European
countries have joined to tackle this task together.
These companies represent an installed
capacity of 15,000 MW in run-ofriver
plants and 30,000 MW in reservoir and
pumped-storage plants (Figure 3).
Description of the Current Situation
Cost Pressure Leads to
Adjustments by Operators
The liberalisation of the European electricity
market has put power plant operators into a
competitive situation with enormous cost
pressure. As a consequence, operators have
carried out adjustment measures which, in
aggregate, resulted in combined operator
companies (market consolidation), extended
planned outage and maintenance cycles, focussed
repair activities, partly automated power
plant operation and pooled monitoring
and control functions in central control
rooms. As staff costs are crucial to the cost of
generation in hydro power plants, manpower
levels have been considerably reduced over
many years. Naturally, this has led to a loss
of staff who had built valuable know-how
during their working lives in new construction
projects and a great number of repair
activities. The transfer of expert knowledge
to junior employees has not always been
adequately successful.
Lack of Demand Fosters Market
Consolidation by Manufacturers
The demand from operators for power plant
components and maintenance services, which
has been declining over many years, and the
shifting of new construction activities for large-scale
power plant projects to Asia, Africa
and South America have understandably led
to adjustment measures on the manufacturers'
side. Over the last ten years, manufacturing
capacities in Central Europe have been reduced
enormously. The service locations in
Central Europe have become the subject of
discussion and have meanwhile reached a
subcritical size. In response, the manufacturing
market was consolidated. While there
were nine suppliers of hydro power turbines
in 1985, there were only seven ten years later.
In 2005, the market offered only four alternatives.
Thus, the operators' options have
been drastically reduced. This will most certainly
influence not only future price developments
but also the availability of turbine
wheels and other mechanical power plant
components.
Examples of Quality Problems
In view of the developments described before,
it is not surprising that serious quality
problems are encountered during repairs.
This is to be illustrated by one example each
from the electrical engineering and the mechanical
engineering fields. The names of
the manufacturing company or power plant
operator are of no significance here as the
examples given are easily exchangeable for
examples of other parties:
104 VGB PowerTech 9/2007
83

A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Issue 9 (2007)
Maintaining Know-how
20 Member companies from 9 European countries
15,000 MW Run-of-river
30,000 MW Storage or pumped storage
Figure 3. The large European hydro power
operators practise a systematic
exchange of experience under
the roof of VGB.
During an extensive planned outage in a
pumped storage power plant after 15 years of
service, it was also time to overhaul the generator
poles. One of the tasks was to renew the
field coil frame which is to ensure the gliding
of the coil on the pole core. When tendering
for the scope of services to be provided, this
item was tendered on a functional basis, relying
on the expertise of the companies involved.
This was to pave the way for an open innovative
solution for the problem incurred.
Some weeks after finishing the planned outage,
the field coil frame moved out axially.
Figure 4 shows the problem area with a
movement of approx. 25 mm. The field coil
frame seated on the pole core is shown in
Figure 5.
Due to dynamic stresses, the field coil frame
moved out by up to approx. 38 mm. It was
thus indispensable to dismantle the generating
set again, which resulted in several
weeks of unavailability. With the support of
external experts, the structural design was
completely changed. This example was especially
interesting because another shutdown
due to faulty work in the workshop would
have been unavoidable if it had not been possible
to remedy the defects in the workshop
of the external contractor during several onsite
checks.
The second example also relates to a pumped
storage plant. Problems arose in connection
with standard components, namely fastening
screws that were to be built in during a mechanical
inspection outage. These screws were
to fasten the split rings and seal rings of
the pump turbine. Upon delivery, however,
the screws did not have the usual standardised
properties nor had their quality been assured.
During final assembly, a great number
of brittle fractures occurred at the transition
of the screw head to the screw shaft (Figur
e 6 ). These fractures were due to a manufacturing
fault. The screw material, a chromium-nickel
alloy, had reached an inadmissibly
high degree of hardness.
Moreover, the hexagon socket of various
screws was not located centrally (Figure
7).
If the fault had not occurred so early, dynamic
and shock-like operating stresses could
have led to machine damage which would
have caused the generating set to be shut
down for at least six months because of long
component delivery times in particular. This
would have caused fatal losses in revenue in
view of the installed capacity of the plant
concerned. As a consequence of this experience,
it was determined that components that
are material in terms of stress and function
must be subjected to adequate additional quality
assurance.
Figure 4. Damage at a field coil frame. Axially moving out
of the field coil frame.
Figure 5. Field coil frame seated on the pole core.
Figure 6. Brittle fracture of a screw head.
Figure 7. Position of the hexagon socket out of the centre.
VGB PowerTech 9/2007 105
84

A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Issue 9 (2007)
Maintaining Know-how
Growing Demand for Maintenance
and New Construction Work
Over the next few years, hydro power plant
operators are expecting the demand for maintenance
services to increase compared to
the low demand of the past few years. Most
plants were constructed in the middle of the
last century. As a result, technical measures
will have to be carried out and market demand
will increase. The utilisation of pumped
storage plants has also changed. Today,
they play an important role in grid stabilisation
(system service). As a result, they are subject
to numerous load changes which also increase
maintenance requirements. In individual
cases, it will be necessary to make technical
adjustments to the plants which had
originally been designed only for refinement.
A survey carried out among the member
companies of the VGB PowerTech e.V. revealed
that around 17,000 MW will require
maintenance work. The corresponding order
volume could reach an amount of 1.5 billion
Euro. This is an important signal for the manufacturing
business as service locations in
Central Europe need a perspective. At the
present time, European company locations
are still responsible for the development of
basic technology. However, sound and
proven technology requires qualified and
experienced personnel that can only be employed
if the order book is sufficiently
strong. It would be highly desirable for the
European hydro power plant operators to
maintain the know-how, manufacturing/design
expertise and research activities in Central
Europe.
Changed Framework Conditions
Increase Demands on Operators
and Manufacturers
The introduction of market prices has changed
the rating of energy supply. The availability
of power plant capacity in peak times is
rated highly today. There is an increasing demand
for flexible power plant utilisation. On
the one hand, this impacts the duration of inspection
outages. Plants that may make a valuable
contribution towards power supply
and grid control (e. g. primary control) must
have high availability. This does not only increase
the time pressure for outage work but
also the quality requirements as technical
faults or malfunctions entail enormous follow-up
costs. On the other hand, increasing
demands are placed on plant technology such
as higher efficiencies, quicker and better controls
(e. g. digital turbine controller) as well
as sophisticated control and monitoring techniques.
The resulting high innovation velocities
partly leave no time for careful product
development. The product matures at the customer’s,
so to speak. This market approach
used by various manufacturers is proven by
the distressful experience of operators in instrumentation
and control projects in particular. Blind trust
in modern planning and design tools to the
detriment of critical experience-based scrutiny
may also lead to unpleasant surprises.
Well-founded technical experience is required
in particular for controlling extreme technical
conditions. The globalisation of manufacturing
(global sourcing), which has been
intensified for cost reasons, does not only increase
the complexity of manufacturing control
in terms of quality assurance and schedule
effectiveness but also the lead times for the
provision of materials and services. The procurement
of source material for defect components
in particular is highly problematic
today.
How Can Operators and Manufacturers
Master the Challenges?
Safeguarding and Developing
Operating Know-how
Hydro power plants are not standardised.
Geography and hydrology play a decisive role
in the technical design of a specific power
plant facility. In addition, there is the state of
the art prevailing at the time of construction.
As hydro power plants may be operated over
many decades, the range of technical design
alternatives is very wide. Long-lived plant
components, in particular, such as structural
and mechanical items, do not change considerably
during a plant’s operating life so that
the state of the art is virtually set. This is different
with telecontrol systems and especially
with modern control technology. In this technical
area, it must be assumed that systems
are utilised for about 15 years. Operating framework
conditions also play a part: e. g. the
content of suspended sediments in the water,
corrosive water, special inflow conditions,
driftings, etc. which considerably influence
the measures necessary during operation, but
also maintenance measures (e. g. material requirements
for components in contact with
water or design of trash rack machines). For
the operators it is important to maintain, develop
and safeguard their operating knowhow
and incorporate this know-how in their
orders to manufacturers or service providers.
In some cases, a functional invitation to tender
is not suitable as this does not take adequate
account of operating experience.
Know-how management is an important task
for the future of hydro power plant operators.
A systematic know-how transfer is the only
way to guarantee that best-practice solutions
can be realised despite scarce staff resources
and decentrally deployed power plant personnel.
All experience gained must be documented
transparently and passed on to junior colleagues.
Routine analyses of disturbances
and cases of damage as well as regular project
reviews should be a matter of course, underlining
the operators’ efforts for continuous
improvement.
Quality Assurance as
an Efficient Tool
The examples given of poor quality assurance
have vividly shown the importance of quality-assurance
measures. Quality defects undermine
the economic objective of ensuring
reliable plant operation over many years,
with high efficiencies and high availabilities
at minimum operating and maintenance
costs. Legal disputes with suppliers and service
providers give answers in retrospect.
This is an attempt to make the best of a bad
job and to keep the damage as small as possible.
It does make much more sense, however,
to take precautionary measures so as to
avoid a conflict from the outset. Thus, quality
management systems are required which do
not only define quality requirements but also
monitor and control the implementation process
in particular. This is only possible with
the participation of manufacturers and service
providers. Logistical and qualitative
challenges from global sourcing must be explicitly
considered. The quality approach
must involve all suppliers down to the smallest
subsupplier [2]. There should be no
doubt that any additional expenditure on quality
management represents an economically
efficient investment.
Constructive Dialogue
with Manufacturers Outside Award
Negotiations
Manufacturers should also be involved outside
award negotiations as experience has
shown that such negotiations leave only little
leeway for a basic exchange of ideas. A dialogue
between suppliers and operators promises
substantial improvements. Such a dialogue
should include the well-founded technical
know-how from coping with a multitude
of design tasks on the one hand and the feedback
on operating experience on the other.
The first steps towards such a dialogue have
been taken under the roof of the VGB Power-
Tech. For instance, a special working group
consisting of manufacturers and operators
has been discussing the consequences of
changed conditions of utilisation for pumped
storage power plants. Moreover, a basic dialogue
has been launched that will hopefully
lead to concrete results before long.
Promotion of Young Hydro Power
Engineers: Construction and
Mechanical Engineering
The future success of our industry will be decisively
influenced by the qualification of the
106 VGB PowerTech 9/2007
85

ation system
Jänschwalde, pilot plant
Hirschfelde, 1913
Berlin Office, 1923
VGG90 297x140 2sp_e.indd 1 10.09.10 14:54
Klingenbergwerk 1928, three-casing turbine
Walchenseewerk, 1925
Saint Denis II, 1933
VGG90 297x140 2sp_e.indd 6-7 10.09.10 14:54
2-23 10.09.10 14:55
A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Issue 9 (2007)
90 years of VGB
An exhibition
on the development
of the energy industry
from 1920 to today
next generation of engineers. As electrical engineering is roughly the
same for hydro power and other electricity generating alternatives,
the focus must be on the fields of mechanical engineering (hydraulics)
and construction (hydraulic engineering). Due to the lack of
perspectives in the not too distant past, the number of students in these
fields has dropped drastically. Some university departments are
even fighting for survival. This calls for a concerted action on the
part of operators, manufacturers and universities. The focus must be
on arousing interest for these fields of study and promoting the communication
between universities and our industry. For instance, it
would be possible to offer specialist internships and diploma theses.
It is also conceivable to invite students during their studies to visit
production facilities and get an insight into assembly and operational
procedures. The VGB PowerTech can also contribute in this respect.
For years, introductory courses on power plant engineering have been
offered to senior students.
Training of Operating Personnel: Power Plant School
1920-1930
Cultivation and Development
Characteristical for this decade is the development
of steam engineering of high pressures
and temperatures (first HD power plants: 100
atü / 470°C in the large-scale power plant Mannheim,
LEUNA Bitterfeld, Coal Mining Association
Ilse).
October 3, 1923 The 11th general meeting
held in Hannover decided the extension of the
goals:
1. Retrospective tests of all existing damaged
boilers
2. Exchange of experience regarding construction,
installation and operation of the boilers
3. Scientific treatment of important questions
regarding manufacture, construction and
operation of steam boilers
4. Support of the works from other authorities
(Departments/Offices of Materials Research)
5. The steam boiler supervision associations
become members of VGB.
October 1923 Opening of VGB Offices in Berlin.
January 1924 Information from the Association
of Large Boiler Owners.
1924 Special fund for feed water (Guideline
for building type, acceptance and operation).
1925 Manual for the care of feed water (preliminary
regulations for materials and manufacturers).
1926 VGB Directive for materials and construction
of high-duty boilers.
1928 Study program for the development and
testing of alloyed steels on fatigue strength at
high temperatures, welding, roller resistance,
scaling behavior, corrosion resistance.
1936 Fly ash conference (VGB and VDEW) in
Darmstadt; VGB representatives on the world
conference in Washington about the progress
of dry dust removal.
1936 First Benson boiler in the power plant
Scholven (melting chamber).
SAFE – RELIABLE – ECONOMICAL – ENVIRONMENTALLY FRIENDLY
With a view to the goal of quality improvement, continuous training
of operating personnel is an important task. The requirements to be
met by power plant personnel have been increasing continuously. On
the one hand, technology has progressed. That is why employees
must be supported to master the latest state-of-the-art technology.
On the other hand, the pooling of tasks has boosted the variety of activities.
A good example are the employees in central control rooms.
Here, increased automation and telecontrol have resulted in an ever
greater scope of activities. To account for this development during
training, the VGB association, in cooperation with power plant
operators, developed a special training programme for control room
personnel. After three years, experience with this programme is
highly positive. This training offer should be extended. Automation
and I&C courses could be integrated into the tutoring programme.
Hydraulic courses are also recommendable.
Development of Business Relations to
Include Small and Medium-sized Companies
The aforementioned consolidation on the manufacturers’ side with
only four competitors left for hydraulic plant components greatly
limits the alternatives available to operators. This may manifest itself
in higher market prices but also in limited service availability. As a
counter-measure, cooperation could be extended to include small and
medium-sized companies in Europe and Eastern Europe. However,
such activities must be accompanied by quality-assurance efforts.
-2010
lized energy market
ation of the electricity mar-
8 on there was an increasing
ermany’s electrical market.
to join in with Central and Eastern Europe
into the single electrical European market.
2000 The Memorandum of Understanding
regulated the allocation of responsibilities of
VGB’s and EURELECTRIC’s partnership. Main
issues of VGB’s work were and are:
• Answering of technical questions regarding
the production of power and heat as well
as the involved coherent environmental aspects
• Economic and operational issues and operational
points of view of production.
Literature
[1] Godde, D., und Ciesiolka, J.: Pumpspeicherkraftwerke unter geänderten
Rahmenbedingungen – Herausforderungen und Konsequenzen. VGB-
Congress “Power Plants 2005“, Cracow/Poland.
[2] Farwick, H., et al.: Herausforderung Qualität. VGB-Congress “Power
Plants 2005“, Cracow/Poland.
ation was under cost cutting
n by then. This development
red to most countries of west
d considerable influence on
of power plant capacities as
f operators and manufacturower
plant industry. Therefore,
main task of VGB to further
tivate the representation of
embers in an efficient and
ization of the electricity and
uired adaptations for VGB:
ervation in spite of competiks,
in particular exchange of
iption of the state-of-the-art
articipation in VGB conferg
also remain the main emork
in the future.
2001 A name change from Technical Association
of Large Power Operators e.V. into VGB
PowerTech e.V.
Connected with this is the extension of the
fields of work on “Renewables” and “Distributed
Generation”.
Priority purposes are still:
• Improvement of energy efficiency in production
• Reduction of production costs
• Reduction of environmental influences
• Research projects and development works.
RIC became the leading or-
European electricity industry
with UNIPEDE.
rategical-political subjects
countries which are willing
2001 Structuring into Competence Centres:
• Nuclear Power Plants
• Fossil-fired Power Plants
• Renewables and Distributed Generation
• Environmental Technology, Chemistry, Safety
and Health.
Supported by:
• VGB PowerTech Services GmbH
• VGB Research Foundation
• PowerTech Training Centre
• Simulator Centre (KSG /GfS)
• Operational Services of VGB
ABLE – ECONOMICAL – ENVIRONMENTALLY FRIENDLY
| Out of the Folder: 90 years of VGB
| Aus dem Folder “90 Jahre VGB”
VGB PowerTech 9/2007
Con
Gese
und
Im V
D-60
Tel:
www
86

KWS TRAININGS- UND TAGUNGSZENTRUM
VGB WERKSTOFFLABOR
H
H
KWS
APARTMENTHAUS
CAMPUS-
RESTAURANT
KSG|GfS
VGB POWERTECH
VGB SERVICE
VGB FORSCHUNGSSTIFTUNG
Energie-Campus Deilbachtal
Das Kompetenz- und Weiterbildungszentrum
der deutschen und internationalen Energiewirtschaft
Die KWS (KraftWerKSSchule e. V.) bietet mit ihren großzügigen und modernen einrichtungen ausreichend Platz für alle
arten von Veranstaltungen. Sie wirkt für den energie-campus Deilbachtal als Schulungs-, trainings- und tagungszentrum.
unser haus dient der Wissens- und Kompetenzvermittlung, dem erfahrungstransfer und der Begegnung. Seit 1957 sind wir
ein zuverlässiger Partner der energiewirtschaft und stehen mit einem zukunfts- und praxisorientierten angebot zur Verfügung.
VGB Powertech e.V. ist der technische Verband der energieanlagen-Betreiber. als unabhängiges technisches Kompetenzzentrum
und Netzwerk unterstützen wir unsere Mitglieder in ihren jeweiligen Geschäftsaktivitäten sowie bei der umsetzung von
Innovationen und strategischen aufgaben. Im fokus stehen der erfahrungsaustausch sowie anwendungsnahe Dienstleistungen,
um Wirtschaftlichkeit, Sicherheit, arbeits- und Gesundheitsschutz sowie umweltfreundlichkeit entlang der Wertschöpfungskette
zu optimieren. Mit seiner breit aufgestellten expertise für die energiebranche bringt sich der VGB Powertech in das Netzwerk
des energie-campus Deilbachtal ein.
Seit seiner Gründung 1987 ist das Simulatorzentrum der KSG|GfS verantwortlich für die zentrale ausbildung des Betriebspersonals
aller deutschen und eines niederländischen Kernkraftwerks. als teil des energie-campus Deilbachtal stellt sich die KSG|GfS den
herausforderungen des energiemarkts und bietet seinen Kunden Dienstleistungen in den Bereichen training, engineering und consulting
an - für mehr Sicherheit und effiziente Prozesse. Branchenübergreifend hat sich das Simulatorzentrum zu einem führenden
anbieter von professionellen Verhaltensstandards entwickelt. Zudem entwickelt das Simulatorzentrum training- und engineering-
Simulatoren für Kraftwerksbetreiber. Das Simulatorzentrum betreibt auf dem energie-campus Deilbachtal ein hochverfügbares
rechenzentrum, das für alle aspekte der Digitalisierung in der energiewirtschaft und allen anderen Branchen genutzt werden kann.

VGB PowerTech 7 l 2020
Plants in direct exchange of experience with VGB I May 2020
Nuclear
power plant
Country
Type
Nominal
capacity
Gross Net
MW MW
Operating
time
generator
in h
Energy generated
(gross generation) MWh
Month Year 1 commis-
Since
sioning
Time Unit capability
availability % factor %*
Energy unavailability
%*
Energy
utilisation %*
1 1 Postponable Not postponable Month Year 1
Planned** Unplanned***
Month Year Month Year
Month Year 1
Month Year 1 Month Year 1
GKN-II Neckarwestheim DE PWR 1400 1310 744 1 025 940 4 956 500 345 194 744 100.00 100.00 100.00 99.98 0 0.01 0 0 0 0.01 98.70 97.19
KBR Brokdorf DE PWR 1480 1410 744 1 001 313 4 709 899 365 430 922 100.00 100.00 94.33 94.17 5.67 5.67 0 0 0 0.16 90.70 86.90
KKE Emsland DE PWR 1406 1335 202 262 675 4 258 110 361 858 311 27.21 85.15 26.35 84.98 72.91 14.87 0 0 0.73 0.15 25.05 83.03 1,2,4
KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 744 1 003 559 5 118 649 370 881 118 100.00 100.00 100.00 99.99 0 0.01 0 0 0 0 90.23 94.06
KRB-C Gundremmingen DE BWR 1344 1288 744 996 571 4 292 218 345 615 771 100.00 88.93 100.00 87.54 0 0.31 0 12.15 0 0 98.90 86.91 -
KWG Grohnde DE PWR 1430 1360 188 243 479 3 508 965 391 783 810 98.32 87.21 96.87 87.08 0.13 12.26 0 0 3.00 0.65 22.69 66.85 2
OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 570 485 956 3 048 010 272 513 479 76.61 94.07 71.00 90.38 24.33 5.01 4.67 3.58 0 1.02 71.00 90.84 1,4
OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 476 414 256 3 088 454 262 452 539 63.97 92.65 60.56 91.76 39.44 8.14 0 0 0 0.10 60.52 92.05 1
KCB Borssele NL PWR 512 484 690 329 877 1 804 207 169 785 641 86.69 96.50 86.76 96.42 13.24 2.81 0 0.61 0 0.17 86.43 96.79 1,4
KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 228 82 670 1 075 135 131 383 955 30.65 76.94 29.21 76.60 70.79 23.40 0 0 0 0 28.74 77.45 1,2,7
KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 744 282 479 1 390 391 138 687 174 100.00 100.00 100.00 99.87 0 0 0 0 0 0.13 99.93 100.39 7
KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 744 783 030 3 870 571 325 986 806 100.00 100.00 100.00 99.95 0 0.02 0 0.03 0 0 99.29 100.12 4,7
CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 411 416 266 3 362 161 259 110 187 55.19 90.86 52.06 90.22 45.05 9.19 0 0 2.89 0.59 51.99 85.86 1,2
Dukovany B1 CZ PWR 500 473 744 368 085 1 819 513 117 703 696 100.00 100.00 100.00 99.92 0 0.08 0 0 0 0 98.95 99.78 -
Dukovany B2 CZ PWR 500 473 744 365 973 1 807 518 112 850 837 100.00 100.00 100.00 99.90 0 0.08 0 0 0 0.02 98.38 99.12 -
Dukovany B3 CZ PWR 500 473 744 354 979 639 874 110 891 610 100.00 36.33 96.72 35.39 0 25.23 0 0 3.28 39.39 95.42 35.09 -
Dukovany B4 CZ PWR 500 473 744 370 278 1 325 381 112 032 339 100.00 72.47 100.00 72.39 0 23.44 0 0 0 4.17 99.54 72.68 -
Temelin B1 CZ PWR 1082 1032 408 399 882 2 156 624 124 071 437 54.84 54.76 50.08 53.37 36.82 39.26 0 0 13.10 7.36 49.67 54.65 -
Temelin B2 CZ PWR 1082 1032 744 800 038 4 023 358 121 505 976 100.00 100.00 99.84 99.97 0.02 0.01 0 0 0.14 0.03 99.38 101.96 -
Doel 1 BE PWR 454 433 0 0 0 137 736 060 0 0 0 0 48.39 89.47 0 0 51.61 10.53 0 0 2
Doel 2 BE PWR 454 433 42 4 360 4 360 136 339 830 5.78 1.18 1.16 0.23 4.62 67.38 0 0 94.22 32.38 1.16 0.24 2
Doel 3 BE PWR 1056 1006 744 798 061 3 937 091 267 048 741 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 101.19 101.80 -
Doel 4 BE PWR 1086 1038 744 808 168 3 994 671 273 632 946 100.00 100.00 99.40 99.64 0 0 0 0 0.60 0.36 98.57 99.41 -
Tihange 1 BE PWR 1009 962 0 0 0 307 547 424 0 0 0 0 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 2
Tihange 2 BE PWR 1055 1008 744 772 511 3 815 335 261 869 854 100.00 100.00 99.96 99.89 0.03 0.01 0 0.10 0 0 99.38 100.13 -
Tihange 3 BE PWR 1089 1038 744 799 791 3 942 662 284 505 238 100.00 100.00 100.00 99.97 0 0 0 0 0 0.02 99.27 99.87 -
Remarks
1
PWR: Pressurised water reactor
Beginning of the year
2
BWR: Boiling water reactor
Final data were not yet available in print
* Net-based values (Czech and Swiss nuclear power plants gross-based)
** Planned: the beginning and duration of unavailability have to be determined more than 4 weeks before commencement
*** Unplanned: the beginning of unavailability cannot be postponed or only within 4 weeks.
All values were entered in the column not postponable.
– Postponable: the beginning of unavailability can be postponed more than 12 hours to 4 weeks.
– Not postponable: the beginning of unavailability cannot be postponed or only within 12 hours.
Remarks:
1 Refuelling
2 Inspection
3 Repair
4 Stretch-out-operation
5 Stretch-in-operation
6 Hereof traction supply:
7 Hereof steam supply:
KKB 1 Beznau
Month:
57 MWh
Since the beginning of the year: 9,683 MWh
Since commissioning: 558,881 MWh
KKB 2 Beznau
Month:
1,260 MWh
Since the beginning of the year: 1,874 MWh
Since commissioning: 134,490 MWh
KKG Gösgen
Month:
6,287 MWh
Since the beginning of the year: 37,879 MWh
Since commissioning: 2,422,080 MWh
8 New nominal capacity since January 2020
88

VGB PowerTech 7 l 2020
VGB News | Personalien
VGB News
100 YEARS VGB becomes
VGB OnLine. Live. Free.
• Top-level free Live Online Event on
9 September 2020 in view of
the coming jubilee
• VGB CONGRESS 2020
„100 YEARS VGB“ postponed to 2021
(vgb) Due to the Corona virus crisis and its
implications the jubilee congress 2020 “100
years VGB“ will move to the year 2021. We
would like to take this opportunity to still
draw the industry’s attention to our association
and its anniversary with a top-level
online event on 9 September 2020.
The
• chairman of VGB,
Dr Georgios Stamatelopoulos (EnBW),
• Dr Simone Peter (German Renewable
Energy Federation – BEE),
• Dr Rolf-Martin Schmitz (RWE),
• David Bryson (Uniper) and
• Professor Manfred Fischedick
(Wuppertal Institute for Climate,
Environment, Energy)
will provide you with impulse contributions
and an exciting live discussion about
the “European Energy System of the Future”.
Additionally, you may join the live discussion
with your contributions!
Aus 100 Jahre VGB wird
VGB – OnLine. Live. Kostenlos.
• Hochkarätiges Live-Online-Event am 9.
September 2020 zum Jubiläumstermin
• VGB-KONGRESS 2020 „100 Jahre VGB“
auf 2021 verschoben
(vgb) Der Jubiläumskongress 2020 „100
Jahre VGB“ muss vor dem Coronavirus in
das Jahr 2021 ausweichen. Den ursprünglichen
Termin, 9. September 2020, wollen
wir nutzen, um mit einem hochkarätig besetzten
Online-Event die Aufmerksamkeit
der Branche trotzdem auf unseren Verband
und sein Jubiläum zu lenken.
Erleben Sie
• den Vorsitzenden des VGB,
Dr. Georgios Stamatelopoulos (EnBW),
• Dr. Simone Peter (Bundesverband
Erneuerbare Energie – BEE),
• Dr. Rolf-Martin Schmitz (RWE),
• David Bryson (Uniper) und
• Professor Manfred Fischedick
(Wuppertal Institut für Klima, Umwelt,
Energie)
mit Impulsbeiträgen und einer spannenden
Livediskussion zum „Europäischen
Energiesystem der Zukunft“.
Diskutieren Sie mit!
LL
www.vgb.org
Wind energy plant designation:
Increasing efficiency with the
harmonised system RDS-PP ®
• VGB RDS PP® designation system is the
basis for systematic plant identification
to support the efficient construction and
operation of wind power plants
• Cross-vendor harmonised system RDS-
PP® increases efficiency and profitability
and is basis for digitisation
(vgb) VGB PowerTech, the technical association
of power plant operators, has developed
a standard for the designation of
wind power plant under the title RDS-
PP® - Reference Designation System for
Power Plants: Wind Power Plants*. RDS-
PP provides a clear designation of components
and systems for wind power plants,
quasi from the tip of the blade to the grid
connection and beyond. Such a unique
designation supports operators, manufacturers
and service providers in an efficient
way in planning, construction, operation
and maintenance of wind power
plants. It is also the basis for digitisation
in wind energy.
Leading operators of wind power plants
represented in the VGB now appeal with
their document “Use of RDS-PP® as a harmonized
designation system for wind power
plants. Position paper from the owner’s
point of view” to the industry to use RDS-
PP as a cross-vendor independent system.
The advantages are obvious: RDS-PP has
been internationally recognised and tested
since its introduction in 2006. The proven,
cross-vendor designation provides reliability
in construction, operation and maintenance.
An independent standard for all
wind turbines reduces costs, for example in
maintenance through simplified spare
parts management. The unique designation
of wind turbines with the RDS-PP codes
is also the basis for digitisation applications.
Only with unambiguous designation
codes a plant can be digitally mapped and
then take advantage of the benefits of digitization
for operations and technology
when operating data is gathered and processed
for increased efficiency and optimized
life cycle management.
As a result, the RDS-PP can be used to generate
electricity from wind energy at lower
cost in all types of turbines.
* rds-pp.vgb.org | Position Paper:
www.vgb.org/en/anlagenkennzeichnung_
windenergie.html
LL
www.vgb.org
Anlagenkennzeichnung für die
Windenergie: Effizienz steigern
mit dem harmonisierten System
RDS-PP ®
• VGB RDS PP®-Publikation bringt
systematische Anlagenkennzeichnung
für den effizienten Bau und Betrieb von
Windkraftwerken
• Herstellerübergreifendes
harmonisiertes System RDS-PP® steigert
Effizienz und Wirtschaftlichkeit und
bildet Basis der Digitalisierung
(vgb) VGB PowerTech, der technische Verband
der Energieanlagen-Betreiber, hat
unter dem Titel RDS-PP® – Reference Designation
System for Power Plants: Windkraftwerke*
einen Standard zur Kennzeichnung
für die Windenergie entwickelt.
RDS-PP liefert eine eindeutige Kennzeichnung
von Komponenten und Systemen für
Windkraftwerke, quasi von der Flügelspitze
bis zur Anbindung an das Stromnetz
und auch darüber hinaus. Eine solche eindeutige
Kennzeichnung unterstützt Betreiber,
Hersteller und Dienstleister in effizienter
Weise bei Planung, Bau, Betrieb und
Instandhaltung von Windkraftwerken. Sie
ist zudem Grundlage für die Digitalisierung
in der Windenergie.
Führende im VGB vertretene Betreiber
von Windenergieanlagen appellieren jetzt
mit ihrem Positionspapier „Use of RDS-PP®
as a harmonized designation system for
wind power plants. Position paper from the
owner´s point of view“ an die Branche,
RDS-PP® als herstellerübergreifendes System
einzusetzen.
Die Vorteile liegen auf der Hand: RDS-PP
ist mit Einführung im Jahr 2006 international
anerkannt und erprobt. Die herstellerübergreifende
Kennzeichnung liefert Verlässlichkeit
bei Bau, Betrieb und Instandhaltung.
Ein unabhängiger Standard für
alle Windenergieanlagen senkt die Kosten,
so in der Instandhaltung durch vereinfachtes
Ersatzteilmanagement. Die eindeutige
Kennzeichnung von Windkraftwerken mit
den RDS-PP-Codes ist zudem Grundlage
für Digitalisierungsanwendungen. Nur mit
eindeutigen Kennzeichen lässt sich eine
Anlage digital abbilden, um dann die Vorteile
der Digitalisierung für Betrieb und
Technik zu schöpfen, wenn Betriebsdaten
erfasst und für eine gesteigerte Effizienz
und optimiertes Lebensdauermanagement
weiterverarbeitet werden.
Im Ergebnis kann mit dem RDS-PP Strom
aus Windenergie in allen Anlagentypen
günstiger erzeugt werden.
* rds-pp.vgb.org | Positionspapier:
www.vgb.org/anlagenkennzeichnung_
windenergie.html
LL
www.vgb.org
89

Personalien VGB PowerTech 7 l 2020
New Publication:
Hydropower in Europe:
Facts and Figures - Edition 2020
• Eurelectric and VGB publish a new
edition of Hydropower in Europe:
Facts and Figures, outlining capacities,
generation, potential and further key
figures
• Renewable hydropower contributes
significantly to achieving EU’s
decarbonisation and renewable
energy targets
• Hydropower’s importance will even
rise in the future, providing the power
system with storage and flexibility
services, thus allowing for higher
shares of wind and solar power without
compromising security of supply and
system stability
(vgb) The Paris Agreement, the European
Green Deal and the Next Generation EU
offer Europe a unique opportunity to establish
its global leadership in clean technologies
and sustainability, simultaneously
fighting climate change as well as contributing
to the economic recovery. Even
though, the revised Renewable Energy Directive
2018/2001/EU (RED II) only foresees
an overall EU target for renewable
energy sources consumption by 2030 of
32%, the majority of electricity will be provided
by renewables in the future. By 2045,
renewables will represent more than 80%
of energy supply driven by rapid cost decline,
increasing capacity factors, and large
untapped resource potentials.
Hydropower contributes significantly to
achieving EU’s decarbonisation and renewable
energy targets: With a total generation
of more than 340 TWh generation per year
of run-of-river and storage hydropower
plants (without pumped storage) equalling
to about 37% of the electricity generated
from renewable energy sources and about
11% of the gross electricity generation of
EU27 in 2018. Generation of renewable
electricity from hydropower increased in
the EU in 2018 by around 11% compared
with 2017 (301 TWh).
Hydropower provides significant
amounts of balancing power, enabling the
efficient integration of the constantly increasing
shares of variable renewables
such as wind and solar power. Due to the
projected increase in variable renewables,
the importance of hydropower will even
rise in the future. Hydropower will provide
the future power system with storage and
flexibility services, thus allowing for higher
shares of wind and solar power without
compromising security of supply and system
stability.
https://www.vgb.org/
hydropower_facts_figures.html
LL
www.vgb.org
Personalien
Thomas Gresch verstärkt Axpo als
neuer Chief Technology Officer
(axpo) Thomas Gresch wird ab spätestens
1. Januar 2021 die technologische Weiterentwicklung
des Konzerns als Chief Technology
Officer (CTO) leiten. Mit Thomas
Gresch (45) hat Axpo einen erfahrenen
ausgewiesenen Macher gewinnen können,
der zusammen mit einem neu zu formierenden
Technology Management Team die
Effizienz und Effektivität in zentralen Bereichen
der Axpo Gruppe steigern wird.
Unter der Leitung von Thomas Gresch
wird das Technology Management Team in
Zukunft federführend bei der Planung und
Einführung neuer Technologien sein und
deren Implementierung mit spezifischem
Wissen und Ressourcen unterstützen. Zudem
wird Thomas Gresch das operative
Business unterstützen, um die bei Axpo bereits
bestehenden Data Analytics Strukturen
weiter zu verstärken.
Das Technology Management Team wird
sich vor allem auf neue Produkte und operativ
orientierte Technologien, wie Machine
Learning, Robotics oder Image Recognition
konzentrieren. Mit einem starken Kundenfokus
sollen dabei Daten erhoben und
analysiert werden, um die technischen Bedürfnisse
in Zukunft noch besser abdecken
zu können.
Der Physiker Thomas Gresch war in den
letzten fünf Jahren als Chief Technology
Officer der TX Group für die gesamte Technology
und Data Strategie zuständig. Er
hat die technische Innovation des Konzerns
massgeblich mitgestaltet.
LL
www.axpo.com
Aufsichtsrat verlängert Vertrag von
enercity-Chefin Susanna Zapreva
(enercity) Der Aufsichtsrat der enercity AG
hat den Vertrag der Vorstandsvorsitzenden
Dr. Susanna Zapreva um fünf Jahre verlängert.
Ihr neuer Vertrag läuft bis 2026. Susanna
Zapreva war 2016 zu enercity gekommen.
Der enercity-Aufsichtsratsvorsitzende Dr.
Axel von der Ohe erklärte nach einer Sitzung
des Gremiums: „Die von Frau Dr. Zapreva
gemeinsam mit ihren Vorstandskollegen
und den Beschäftigten in den vergangenen
vier Jahren vorangetriebene Modernisierung
und Neuausrichtung des Unternehmens
erfährt mit dieser Entscheidung
die notwendige personelle Kontinuität. Ich
freue mich sehr über diese Weichenstellung.
Gerade angesichts der großen Herausforderungen
etwa im Bereich der Digitalisierung
oder der Energiewende ist damit
eine wichtige Grundlage für eine erfolgreiche
Weiterentwicklung des Unternehmens
geschaffen.“
enercity-Chefin Zapreva freute sich über
die Bestätigung ihrer bisherigen Arbeit.
„Die Vertragsverlängerung zeigt mir, dass
der Aufsichtsrat den strategischen Kurs
von enercity unterstützt“, so Zapreva. „Ich
hatte das Glück, in den vergangenen Jahren
mit einem tollen Team viel zu bewegen.
Ich freue mich darauf, auch in den kommenden
Jahren meinen Beitrag dazu zu
leisten, dass enercity noch erfolgreicher
wird.“
Susanna Zapreva war vor ihrem Wechsel
zu enercity Geschäftsführerin der Wien
Energie GmbH und davor Geschäftsführerin
der Wienstrom GmbH. Die gebürtige
Wienerin ist Doktorin der Ingenieurwissenschaften
(Elektrotechnik) und Diplom-Kauffrau.
LL
www.enercity.de
90

VGB PowerTech 7 l 2020
Personalien
VGB-PowerTech-DVD
More than 25,000 digitalised pages with data and expertise
Volumes 1990 to 2019 , incl. search function for all documents.
Volumes 1976 to 2000 | English edition available now!
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Fachzeitschrift: 1990 bis 2019
English Edition
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Fachzeitschrift: 2019
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Diese DVD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.
© VGB PowerTech Service GmbH
Essen | Deutschland | 2018
All rights reserved.
© VGB PowerTech Service GmbH
Essen | Germany | 2019
· CD 2019 · · CD 2019 ·
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© VGB PowerTech Service GmbH
Essen | Deutschland | 2018
VGB-PowerTech-CD-2019
Volume 2019 of the international renowed technical journal
VGB POWERTECH digital on CD.
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91

Personalien VGB PowerTech 7 l 2020
New publications / Neuerscheinungen 2019/2020
VGB-Standards & Books & Software
VGB-B 035
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Titel / Title
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English.
Titel mit dem Bestellkennzeichen „e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.
Failures and Forced Unavailability of Power Plants
Henk C. Wels, Softcover, 274 p., 2019
KKS Kraftwerk-Kennzeichensystem | KKS Identification System for Power Stations
ISBN Print
ISBN eBook*
978-3-96284-165-2
978-3-96284-166-9
Prices/Preise (net/netto)*
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VGB-Mitglied Nichtmitglied
48,00
48,00
48,00
48,00
VGB-B 105-007.2
VGB-S-811-91-2019-02-DE-EN
KKS Pocketbook, 148 p./148 S., 2019
Einzelexemplare kostenlos/Single copies free of charge
Kostenloser Download/Free download: www.vgb.org
978-3-96284-123-2
978-3-96284-124-9
----
iOS and
Android App
for KKS
Kostenlose App für Smartphones und Tablets (iOS und Android) zur Dekodierung
von KKS-Anlagenkennzeichen. Weitere Softwareoptionen auf Anfrage.
Free smartphone and tablet app (iOS and Android) for decoding of
KKS-designations. Further services on request.
https://www.tipware.de/kks/index.html
Kostenlos/Free of charge
RDS-PP ® | Reference Designation System for Power Plants
iOS and
Android App
for RDS-PP ®
Kostenlose App für Smartphones und Tablets (iOS und Android) zur Dekodierung
von RDS-PP ® -Anlagenkennzeichen. Weitere Softwareoptionen auf Anfrage.
Free smartphone and tablet app (iOS and Android) for decoding of
RDS-PP ® -designations. Further services on request.
https://tipware.de/rdspp/index.html
Kostenlos/Free of charge
VGB-S-002-01-2019-05-DE Elektrizitätswirtschaftliche Grundbegriffe, 11. Auflage, 183 S., 2020 978-3-96284-167-6 Kostenlos/Free of charge
VGB-S-002-01-2019-05-EN Basic Terms of the Electric Utility Industry, 11 th edition, 184 p., 2020 978-3-96284-168-3 Kostenlos/Free of charge
VGB-S-002-01-2019-05-DE Elektrizitätswirtschaftliche Grundbegriffe, 11. Auflage, 183 S., 2020 978-3-96284-167-6 Kostenlos/Free of charge
VGB-S-002-01-2019-05-EN Basic Terms of the Electric Utility Industry, 11 th edition, 184 p., 2020 978-3-96284-168-3 Kostenlos/Free of charge
VGB-S-002-03-2019-10-DE
VGB-S-002-03-2019-10-EN
VGB-S-002-03-2016-08-FR
VGB-S-002-33-2016-08-FR
VGB-S-017-00-2018-09-EN
VGB-S-022-00-2019-05-DE
VGB-S-033-00-2017-07-EN
VGB-S-044-00-2019-05-DE
VGB-S-044-00-2019-05-EN
VGB-S-049-00-2019-08-DE
VGB-S-103-00-2020-02-DE
VGB-S-107-00-2018-03-DE
Technische und kommerzielle Kennzahlen für Kraftwerksanlagen,
9. Auflage, 155 S., 2020
Basic Terms of the Electric Utility Industry,
9 th edition, 152 p., 2020
Indicateurs techniques et commerciaux des centrales de production d’électricité
et de chaleur, 157 p., 2019
Annexe conformément à la série de publications VGB-S-002 Annexe conformément
à la série de publications VGB-S-002), 62 p., 2019
Fire Protection in Onshore Wind Turbines,
1 st edition, 44 p., 2019
Leitfaden zur Beantragung von verlängerten Prüffristen für Dampfkessel,
14 S., 2019
Interaction of Conformity Assessment and Industrial Safety
in Hydropower Plants, 2 nd edition, 104 p., 2019
Lebensdauermanagement von Bauwerken in Industrie- und
Kraftwerksanlagen, 1. Ausgabe, 68 S., 2019
Life Cycle Management of Buildings and Structures in Industrial Facilities
and Power Plants, 1 st edition, 66 p., 2019
Druckentladung von Feststoffen aus Silo-LKWs,
46 S., 2019w
Überwachungs-, Begrenzungs- und Schutzeinrichtungen an Dampfturbinenanlagen,
86 S., 2020 (vormals VGB-R 103)
Bestellung und Ausführung von Armaturen in Wärmekraftwerken,
324 S., 2019 (vormals VGB-R 107)
978-3-96284-173-7 Kostenlos/Free of charge
978-3-96284-174-4 Kostenlos/Free of charge
978-3-96284-081-5 Kostenlos/Free of charge
978-3-96284-117-1 Kostenlos/Free of charge
978-3-96284-075-4
978-3-96284-076-1
978-3-96284-127-0
978-3-96284-128-7
978-3-96284-092-1
978-3-96284-093-8
978-3-96284-129-3
978-3-96284-130-3
978-3-96284-131-7
978-3-96284-132-4
978-3-96284-147-8
978-3-96284-148-5
978-3-96284-195-9
978-3-96284-196-6
978-3-96284-048-8
978-3-96284-049-5
120,00
120,00
80,00
80,00
180,00
180,00
160,00
160,00
160,00
160,00
120,00
120,00
180,00
180,00
320,00
320,00
180,00
180,00
120,00
120,00
270,00
270,00
240,00
240,00
240,00
240,00
180,00
180,00
270,00
270,00
480,00
480,00
92

VGB PowerTech 7 l 2020
Personalien
Ref. Ordering
Number/
Bestell-Kennz.
VGB-S-170-12-2018-08-DE
VGB-S-170-12-2018-08-EN
VGB-S-162-00-2020-02-DE
VGB-S-506-00-2019-02-DE
VGB-S-506-00-2019-02-EN
VGB-S-509-00-2019-11-DE
VGB-S-540-00-2019-07-DE
VGB-S-610-00-2019-10-DE
VGB-S-610-00-2019-10-EN
VGB-S-104-O
Titel / Title
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English.
Titel mit dem Bestellkennzeichen „e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.
Maßnahmen zur Vermeidung und Beherrschung von Leittechnikausfällen,
22 S., 2019 (vormals VGB-R 170 A1)
Measures for the avoidance and handling of instrumentation and control
equipment failures, 22 p., 2019 (formerly VGB-R 170 A1e)
Elektrischer Blockschutz
80 S., 2020, (vormals: VGB-S-025-00-2012-11-DE)
Zustandsüberwachung und Prüfung der Komponenten von Dampfkesselanlagen,
Druckbehälteranlagen und Wasser oder Dampf führende Rohrleitungen
für Wärmekraftwerke, 126 S., 3. Ausgabe, 2019
Condition Monitoring and Inspection of Components of Steam Boiler
Plants, Pressure Vessel Installations and Water- or Steam-Pipes in Thermal
Power Plants, 132 p., 3rd edition, 2019
Inhalte wiederkehrender Prüfungen an Rohrleitungen und deren Komponenten
in Wärmekraftwerken, 48 S., 2020 (vormals VGB-R 509)
Dampfkühlung in Wärmekraftanlagen,
220 S., 2019 (vormals VGB-R 540)
BTR. Bautechnik bei Kühltürmen. VGB-Standard für den bautechnischen
Entwurf, die Berechnung, die Konstruktion und die Ausführung
von Kühltürmen, 84 S., 2019, (vormals VGB-R 610)
Structural Design of Cooling Towers. VGB-Standard on the Structural Design,
Calculation, Engineering and Construction of Cooling Towers,
82 p., 2019, (formerly VGB-R 610e)
Online-Leitfaden zur Umsetzung der Betriebssicherheitsverordnung
in Kraftwerken – 2007, laufend aktualisiert
Einzelplatzlizenz und Update
Netzwerklizenz für Mitglieder (Fördernde, Außerordentliche)
(Ordentliche Mitglieder, siehe Hinweise unter www.vgb.org/vgbvs4om)
Preise für die Netzwerklizenz für Nichtmitglieder auf Anfrage.
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978-3-96284-099-0
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978-3-96284-101-0
978-3-96284-100-3
978-3-96284-101-0
978-3-96284-119-5
978-3-96284-120-1
978-3-96284-121-8
978-3-96284-122-5
978-3-96284-189-8
978-3-96284-190-4
978-3-86875-113-3
978-3-86875-114-0
978-3-86875-143-0
978-3-86875-144-7
978-3-96284-145-4
978-3-96284-146-1
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90,00
90,00
90,00
180,00
180,00
260,00
260,00
260,00
260,00
180,00
180,00
260,00
260,00
180,00
180,00
180,00
180,00
290,00
950,00
140,00
140,00
140,00
140,00
270,00
270,00
390,00
390,00
390,00
390,00
270,00
270,00
390,00
390,00
270,00
270,00
270,00
270,00
390,00
VGB-TW VGB Technical Scientific Reports /
VGB Technisch-wissenschaftliche Berichte
VGB-TW 530
VGB-TW 530e
Ref. Ordering
Number/
Bestell-Kennz.
Titel / Title
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English.
Titel mit dem Bestellkennzeichen „e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.
Empfehlungen zum Betrieb und zur Überwachung von Kesselumwälzpumpen
Basierend auf den umfangreichen Nachuntersuchungen zum Schadensereignis
2014, 96 S., 2019
Recommendations for the operation and monitoring of boiler circulating
pumps - Based on extensive follow-up examinations relating to the damage
event in 2014, 96 S., 2019
VGB-TW 103Ve (2019) VGB – Availability of Power Plants 2009 – 2018,
Edition 2019, 246 p.
VGB-TW 103V (2019) VGB – Verfügbarkeit von Kraftwerken 2009 – 2018,
Ausgabe 2019, 246 S.
VGB-TW 103Ae (2019) VGB – Analysis of Unavailability of Power Plants 2009 – 2018,
Edition 2019, 138 p.
VGB-TW 103A (2019) VGB – Analyse der Nichtverfügbarkeit von Kraftwerken 2009 – 2018,
Ausgabe 2019, 138 S.
ISBN Print
ISBN eBook*
978-3-96284-177-5
978-3-96284-178-2
978-3-96284-179-9
978-3-96284-180-5
Prices/Preise (net/netto)*
VGB-Member Non-Member
VGB-Mitglied Nichtmitglied
180,00
180,00
180,00
180,00
270,00
270,00
270,00
270,00
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978-3-96284-152-2 145,00 290,00
978-3-96284-158-4 145,00 290,00
978-3-96284-156-0 145,00 290,00
93

COVID-19
Update I-2020
| Internationale Fachzeitschrift für die Erzeugung und Speicherung von Strom und Wärme
| Sonderpublikationen zu VGB-Veranstaltungen
| Mediapartner Ihrer Veranstaltung
| Online-Werbung und Jobörse
Kurzcharakteristik ∙ Themen ∙ Anzeigenpreisliste ∙ Kontakte
Aktuelle Hinweise zu VGB-Veranstaltungen finden Sie unter www.vgb.org
MEDIADATEN 2020
Media-Informationen 2020
l Kurzcharakteristik
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l Redaktionsplan
l Anzeigeninformation
l Kontakte
Beratung: Sabine Kuhlmann und Gregor Scharpey
E-Mail: ads@vgb.org
Telefon: +49 201 8128-212
Fax: +49 201 8128-302
Web: www.vgb.org | Publikationen
Inserentenverzeichnis 7 l 2020
VGB OnLine 2020
VGB OnLine 2020
52. KRAFTWERKSTECHNISCHES
KOLLOQUIUM
Evonik Fibres GmbH
Titelseite
U II
U IV
BRAUER Maschinentechnik AG 9
Dr. Thiedig GmbH & Co KG 11
VEW-GmbH13
VGB OnLine 3
VGB-Fachtagung14
Gasturbinen und
Gasturbinenbetrieb 2020
VGB-Fachtagung Brennstofftechnik 17
und Feuerungen 2020
VGB Workshop 19
Flue Gas Cleaning 2020
VGB-Konferenz20-22
Elektro-, Leit- und Informationstechnik
in der Energieversorgung – KELI 2020
VGB Expert Event | Webinar 25
Digitalization in Hydropower 2020
VGB-Fachtagung27
Dampfturbinen
und Dampfturbinenbetrieb
VGB Workshop 28
ÖL im Kraftwerk
VGB-Fachtagung Dampferzeuger,
Industrie- und Heizkraftwerke
& BHKW 2020 32
94

VGB PowerTech 7 l 2020
VGB Events | Events
VGB Events 2020/2021 | Please visit our website for updates!
– Sub ject to chan ge –
VGB – OnLine 2020
VGB | 100 Jahre VGB
VGB | 100 Years VGB
Live Webinar | Free participation
9 September 2020
Essen, Germany
www.vgb.org/100_vgb_online.html
Congress/Kongress 2021
VGB Kongress | 100 Jahre VGB
VGB Congress | 100 Years VGB
New event date | Neuer Termin
mit Fachausstellung/
with technical exhibition
22 and 23 September 2021
Essen, Germany
Kontakt:
Ines Moors
T: +49 201 8128-274
E: vgb-congress@vgb.org
Fachausstellung:
Angela Langen
T: +49 201 8128-310
E: angela.langen@vgb.org
Konferenzen | Fachtagungen
2020
VGB-Konferenz | Neuer Termin!
KELI - Konferenz zur
Elektro-, Leit- und
Informationstechnik 2020
VGB Conference | New event date
KELI - Conference for Electrical
Engineering, I&C and IT in
Generation Plants 2020
mit Fachausstellung/with technical exhibition
(23.) 24./25. November 2020
Bremen, Germany
Kontakt:
Ulrike Künstler
T: +49 201 8128-206
Ulrike Hellmich
T: +49 201 8128-282
E: vgb-keli@vgb.org
Fachausstellung:
Angela Langen
T: +49 201 8128-310
E: angela.langen@vgb.org
VGB-Chemiekonferenz 2020
VGB Conference Chemistry 2020
mit Fachausstellung/with technical exhibition
27 to 29 October 2020
Dresden, Germany
Kontakt:
Ines Moors
T: +49 201 8128-274
E: vgb-chemie@vgb.org
Fachausstellung:
Angela Langen
T: +49 201 8128-310
E: angela.langen@vgb.org
VGB-Fachtagung | Neuer Termin!
Brennstofftechnik und
Feuerungen 2020
mit Fachausstellung/with technical exhibition
9./10. Dezember 2020,
Hamburg, Germany
Kontakt:
Barbara Bochynski
T: +49 201 8128-205
E: vgb.brennstoffe@vgb.org
2021
VGB-Konferenz | Neuer Termin!
Dampfturbinen und
Dampfturbinenbetrieb 2021
VGB Conference | New event date
Steam Turbines and Operation
of Steam Turbines 2021
mit Fachausstellung/with technical exhibition
1 and 2 June 2021
Cologne, Germany
Kontakt:
Diana Ringhoff
T: +49 201 8128-232
E: vgb-dampfturb@vgb.org
Seminare | Workshops
2020
VGB/KSG|GfS | Neuer Termin
2. Cyber-Security Tag Energie
8. September 2020
Essen, Deutschland
Kontakt:
Barbara Bochynski
T: +49 201 8128-205
E: vgb-cyber@vgb.org
VGB Workshop | New event date
Flue Gas Cleaning 2020 |
30 September and 1 October 2020
Dresden, Germany
Contact:
Ines Moors
T: +49 201 8128 274
E-mail: vgb-flue-gas@vgb.org
VGB Workshop
Ecology and Environment
in Hydropower 2020
Postponed. Please visit our website for updates
our further issues of VGB POWERTECH.
Contact:
Akalya Theivendran
T: +49 201 8128 230
E: vgb-ecol-hpp@vgb.org
VGB Workshop | New event date
Digitalization in Hydropower 2020 -
Implemented innovative digital
measures, products and tools
Concept revised. Digital webinar.
Please visit our website for updates.
Contact:
Dr. Mario Bachhiesl
T: +49 201 8128 270
E: vgb-digi-hpp@vgb.org
VGB-Workshop | Neuer Termin
Öl im Kraftwerk
10./11. November 2020
Bedburg, Deutschland
Kontakt:
Diana Ringhoff
T: +49 201 8128-232
E: vgb-oil-pp@vgb.org
VGB-Fortbildungsveranstaltung
für Immissionsschutz- und
Störfallbeauftragte
24. bis 26. November 2020,
Höhr-Grenzhausen, Deutschland
Kontakt:
Gerda Behrendes
T: +49 201 8128-313
E: vgb-immission@vgb.org
VGB Workshop
Mercury Control 2020 |
3 and 4 December 2020
Berlin, Germany
Contact:
Ines Moors
T: +49 201 8128 274
E-mail: vgb-mercury@vgb.org
Aus kunft zu allen Ver an stal tun gen
mit Fachausstellung:
Updates: www.vgb.org/veranstaltungen.html
Telefon: +49 201 8128-310/299,
E-Mail: events@vgb.org
VGB Po wer Tech e.V., Deilbachtal 173, 45257 Essen, Telefon: +49 201 8128-0,
Fax: +49 201 8128-350, E-Mail: in fo@vgb.org, In ter net: www.vgb.org
95

Preview | Imprint VGB PowerTech 7 l 2020
Preview 8 l 2020
Focus: Power grids and system stability
Environmental technology,
emissions reduction technologies
Themen: Netze und Systemstabilität
Umwelttechnik, Emissionsminderungstechnologien
Excitation of torsional oscillations
on the grid side by feeding in subsynchronous
currents
Netzseitige Anregung von Torsionsschwingungen
durch die Einspeisung
von sub synchronen Strömen
Matthias Humer
The Biofficiency Project Part 2:
A blueprint design for the next
generation of biomass-fired
cogeneration plants
Das Bioeffizienzprojekt Teil 2: Ein Entwurf
für die nächste Generation von
biomassebefeuerten Heizkraftwerken
Lynn Hansen, Thorben de Riese, Richard Nowak
Delgado, Timo Leino, Sebastian Fendt,
Pedro Abelha, Hanna Kinnunen, Partik Yrjas,
Flemming Frandsen, Bo Sander, Frans van Dijen
and Hartmut Spliethoff
Efficiency and Lifetime Optimization for
Bearings and Gearboxes through Innovative
Phyllosilicate-based Additives
Steigerung der Effizienz und Lebensdauer von
Lagern und Getrieben durch innovative
Schichtsilikat-basierte Additivierung
Stefan Bill, and Petr Chizhik
Installation of a panel with laser coating
HIGHRESIST ® MK3 in W2E plant Iserlohn.
To be published in the article “First experiences
with the application of heating surface coatings
from coal-based energy generation in the
MHKW Berlin-Ruhleben and MHKW Iserlohn”
by Andreas Salamon, Peter Grebe,
and Falk Olaf Ewert.
Imprint
Publisher
VGB PowerTech e.V.
Chair:
Dr. Georgios Stamatelopoulos
Executive Managing Director:
Dr.-Ing. Oliver Then
Address
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Tel.: +49 201 8128-0 (switchboard)
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contained in it are protected by copyright.
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Editorial Staff
Dr. Mario Bachhiesl
Dr.-Ing. Thomas Eck
Dr.-Ing. Christian Mönning
Dr.-Ing. Oliver Then
Dipl.-Ing. Ernst Michael Züfle
Scientific Editorial Advisory Board
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Prof. Dr. Frantisek Hrdlicka,
Praha/Czech Republic
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Prof. Dr. Emmanouil Kakaras, Athens/Greece
Prof. Dr. Alfons Kather, Hamburg/Germany
Prof. Dr. Ennio Macchi, Milano/Italy
Prof. Dr. Harald Weber, Rostock/Germany
Technical Editorial Advisory Board
Prof. Dr.-Ing. Wolfgang Benesch, Essen/Germany
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Editing and Translation
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96

Editorial planning | Topics 2020
COVID-19 | UPDATE I-2020 | FACHZEITSCHRIFT
REDAKTIONSPLAN · (Aktuelle Informationen unter www.vgb.org) (*Erhöhte Auflage zu Veranstaltungen)
Ausgabe Themenschwerpunkte ∙ In jeder Ausgabe: Nachrichten aus Energiewirtschaft und -technik Anzeigen- und Druckunterlagenschluss
Januar/ VGB Kongress 2019 „Innovation in Power Generation“ – Schwerpunkt Fachvorträge
Februar
März Chemie in der Energieerzeugung und -speicherung | Windenergieanlagen: Betrieb & Instandhaltung | Cyber-Security in der Energiewirtschaft
April Instandhaltung in Kraftwerken | Kraftwerksnebenprodukte |
Aus-, Fort- und Weiterbildung für die Kraftwerkstechnik | Know-how- und Kompetenzsicherung
Mai Speichertechnologien (Power-to-Gas, Batterien, Pumpspeicher etc.) | Wissensmanagement, Dokumentation, Datenbanken |
Kernenergie, Kernkraftwerke: Betrieb und Betriebserfahrungen, Rückbau und Entsorgung
Juni Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb | Kombikraftwerke (GuD) | Big Data in der Stromerzeugung |
Regel- und Ausgleichsenergie | Flexibilität in der Strom- und Wärmeerzeugung, Erzeugungsoptimierung, Vertikale Integration
Juli Industrie- und Heizkraftwerke, Blockheizkraftwerke | Gas- und Dieselmotoren | Bautechnik für Kraftwerke, Windenergieanlagen
und Wasserkraftwerke | Werkstoffe: Neue Entwicklungen und Erfahrungen in der Stromerzeugung
August Netze und Systemstabilität | Sektorkopplung und Stromerzeugung | Thermische Abfallverwertung | Wirbelschichtfeuerungen |
Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz | Umwelttechnik, Emissionsminderungstechnologien
September* Erneuerbare Energien und Dezentrale Erzeugung: Wasserkraft, On- und Offshore-Windkraft, Solarthermische Kraftwerke,
Biomasse, Geothermie | Digitalisierung in der Stromerzeugung
• Veranstaltungsspecial „52. Kraftwerkstechnisches Kolloquium“, 6. und 7. Oktober 2020, Dresden/Deutschland
Oktober*
Elektro-, Leit- und Informationstechnik, Wartentechnik | IT-Sicherheit | Qualitätssicherung | Kraft-Wärme-Kopplung
November* Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb | Dampferzeuger | Brennstofftechnik und Feuerungen
Stillstandsbetrieb und Konservierung | Rückbau in der konventionellen Kraftwerkstechnik | Digitalisierung in der Wasserkraft
Neuer Termin! | VGB-Konferenz „KELI – Konferenz zur Elektro-, Leit- und Informationstechnik 2020“, 23. bis 25. November 2020, Bremen/Deutschland
Neuer Termin! | VGB-Fachtagung „Dampferzeuger, Industrie- und Heizkraftwerke, BHKW 2020“, 23. bis 25. November 2020, Papenburg/Deutschland
• Messespecial „RENEXPO ® INTERHYDRO 2020“, 26. und 27. November 2020, Salzburg/Österreich
Dezember* VGB-Online 2020 „100 Jahre VGB“, 9. September 2020
Forschung für Stromerzeugung & Speicherung
Neuer Termin! | VGB-Fachtagung „Brennstofftechnik und Feuerungen 2020“, 9. und 10. Dezember 2020, Hamburg/Deutschland
Neuer Termin in 2021 | VGB-Fachtagung „Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb “, verlegt auf den 1. und 2. Juni 2021, Köln/Deutschland
Redaktionsschluss für Fachbeiträge: 3 Monate vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s.a. separate „Autorenhinweise“, www.vgb.org Menü: Publikationen).
Redaktionsschluss für Pressemitteilungen/Nachrichten: 4 Wochen vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s.a. „Hinweise zu Pressemitteilungen“, www.vgb.org Menü: Publikationen).
Kontakt: VGB PowerTech Service GmbH, Deilbachtal 173, 45257 Essen | Chefredakteur: Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann
Redaktion: Tel.: +49 201 8128-300 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: pt-presse@vgb.org
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Media-Informationen 2020
Die Media-Informationen 2020
der VGB POWERTECH mit
– Kurzcharakteristik
der technischen Fachzeitschrift
– Themenschwerpunkten 2020,
– Anzeigenpreisen
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The Media Information 2020
of VGB POWERTECH are available.
– Main characteristics
of the technical journal
– Main topics in 2020
– Advertisement rate card
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und Speicherung von Strom und Wärme
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MEDIADATEN 2020
COVID-19
Update I-2020

What can pasta teach us
about filtration?
P84® filter bags ensure the best
filtration performance. The unique
multi-lobed P84® fibre shape maximizes
the filter surface and minimizes
emissions and pressure drop.
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Gewerbepark 4
4861 Schörfling
Austria
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