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

vgbpowertech

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 7 (2020).
Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us!
Maintenance. Thermal waste utilisation

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

vgb-kongress2020online ankuendigung-sponsoren ENG-DEU (A4 2020-08-20).indd 2 23.08.2020 15:56

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

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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.

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Baugruppen ab Lager:

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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.“

VGB Expert Event

Digitalization in

Hydropower 2020

New event concept!

www.vgb.org

Online | 3 days

The 3 rd international VGB expert event

will focus on providing a comprehensive

overview of digitalization in hydropower

dealing mainly with implemented innovative

digital measures, products and tools.

Check our website www.vgb.org

for more recent information!

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Germany

Informationen

Dr Mario Bachhiesl

E-Mail

vgb-digi-hpp@vgb.org

Telefon

+49 201 8128-270

www.vgb.org

25

New event concept!

Online webinar.


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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In der „Alten Werft“

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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

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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.