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VGB POWERTECH 8 (2020) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 8 (2020). Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us! Operation. Know-how preservation.

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 8 (2020).
Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us!
Operation. Know-how preservation.

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International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

8 2020

Focus

• Operation

• Know-how

preservation

Can e-fuels close the

renewables power

gap? A review.

Excitation of torsional

oscillations in the grid

VGB-ONLINE

DIGITALIZATION IN HYDROPOWER –

IMPLEMENTED INNOVATIVE DIGITAL

MEASURES, PRODUCTS AND TOOLS

| WEBINAR

| VIRTUAL EXHIBITION

| BUSINESS SPEED DATING

10 to 12 NOVEMBER 2020 | ONLINE

Know-how and

capacity assurance

for the maintenance

of conventional

power plants

The Biofficiency Project

DIGIHYDRO2020 Anzeige PT-cover.indd 1 28.09.2020 09:25

Publication of VGB PowerTech e.V. l www.vgb.org

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 8 l 2020

Editorial

VGB – Energy is us!

Dear Ladies and Gentlemen,

Energy is us – this is the

mission under which VGB

PowerTech is taking the way

to the energy system of the

future. This year our association

celebrates its 100 th

anniversary. Our more than

430 VGB members from 33

countries are united in the

knowledge that valuable impulses

for the development

of their own companies are

created from the joint work

of our association. These added values result from the exchange

of experience, knowledge transfer, standardisation

and innovations, which are only possible through a joint

platform such as VGB PowerTech. We are firmly convinced

that we can make an important contribution to shaping the

energy system of the future with our know-how and experience

– as a “technical voice”. We have already clearly formulated

this mission last year with the publication of our

new statement “Energy is us!”

This year, on the occasion of our anniversary, we have now

drawn up a position paper on how we envisage the energy

system of the future, what contributions the operators of

energy plants can make to its design and what technological

and regulatory framework conditions we believe are necessary

for this. To this end, we have defined eight strategic

fields of action, for which we explain our view of technical

implementation options and potential and link it to the position

of our members, the plant operators:

(1) Further share increase of renewable energy – especially

in the areas of biomass, solar, hydro and wind

(2) Strengthening of flexibility in the energy system –

utilize all flexibility options – electricity grids, Demand

Side Management, dispatchable power generation and

energy storage options

(3) Security of supply at any time and thus meeting energy

demand of all consumers through dispatchable generation

or energy storage

(4) Recognition of the key function of sector coupling

and exploitation of the potentials resulting from connecting

technology and processes

(5) Affordability of energy supply, leading to socio-economic

benefits

(6) Establishment of reliable framework conditions that

provide incentives for sustainable, environmentally

friendly, economic and secure energy supply

(7) Use of digitalization as a technological enabler for

the future energy system

(8) Development and expansion of modern energy infrastructure

as the foundation of an increasingly decentralized

energy system

The plants of our members – which currently have an installed

capacity of more than 300 GW – already ensure that

energy, the central lifeline of society, is available safely at

all times.

The existing services of VGB PowerTech have contributed

significantly to this development until today. Our new services,

e.g. in the fields of digitalisation, renewable energies

and hydrogen, show that today we are already thinking

about tomorrow.

In order to implement a sustainable, environmentally

friendly, safe and economic energy supply in the long term,

the cooperation of all players in the energy sector is essential.

VGB offers the appropriate platform for this, with technical

reason, a sense of proportion and foresight - we look

forward to further cooperation in our expert network and

beyond.

Finally, to all those who, like us, have missed our Jubilee

Congress 2020 painfully – we will see you in Essen next year

and hopefully we will be able to celebrate the anniversary

and the future!

Dr. Oliver Then

Executive General Manager

VGB PowerTech, Essen

White Paper “Being Part of the Future Energy System”,

Download: www.vgb.org/en/white_paper_energy_system.html

1


Editorial VGB PowerTech 8 l 2020

VGB – Energy is us!

Liebe Leserinnen und Leser,

Energy is us – unter diesem

Motto geht der VGB Power-

Tech den Weg in das Energiesystem

der Zukunft. In

diesem Jahr feiert unser Verband

sein hundertjähriges

Gründungsjubiläum. Unsere

mehr als 430 VGB-Mitglieder

aus 33 Ländern eint die

Erkenntnis, dass aus der gemeinsamen

Verbandsarbeit

wertvolle Impulse für die

Entwicklung des eigenen Unternehmens

entstehen. Diese Mehrwerte ergeben sich durch

Erfahrungsaustausch, Wissenstransfer, Standardisierung

und Innovationen, die erst durch eine gemeinschaftliche

Plattform wie den VGB PowerTech möglich werden. Wir sind

fest davon überzeugt, dass wir mit unserem Know-how und

unseren Erfahrungen – sozusagen als technische Stimme –

einen wichtigen Beitrag zur Gestaltung des Energiesystems

der Zukunft leisten können. Diesen Anspruch haben wir bereits

im vergangenen Jahr mit der Veröffentlichung unseres

neuen Leitbildes deutlich formuliert – Energy is us!.

In diesem Jahr haben wir nun zum Jubiläum ein Positionspapier

erarbeitet, wie wir uns das Energiesystem der Zukunft

vorstellen, welche Beiträge die Betreiber von Energieanlagen

zu dessen Gestaltung leisten können und welche technologischen

und regulatorischen Rahmenbedingungen unseres

Erachtens dafür erforderlich sind. Dazu haben wir acht strategische

Handlungsfelder definiert, für die wir unsere Sicht

zu technischen Umsetzungsmöglichkeiten und Potenzialen

erläutern und mit der Position unserer Mitglieder, der Anlagenbetreiber,

verknüpfen:

(1) Ausbau der erneuerbaren Energien – insbesondere in

den Bereichen Biomasse, Solar, Wasser und Wind

(2) Stärkung der Flexibilität im Energiesystem: alle Optionen

nutzen – Stromnetze, Demand-Side-Management,

regelbare Erzeugung und Energiespeicher

(3) Gewährleistung der Versorgungssicherheit zu jeder

Zeit und damit Deckung des Energiebedarfs aller Verbraucher

durch regelbare Erzeugung oder Energiespeicherung

(4) Anerkennung der Schlüsselfunktion der Sektorkopplung

und Nutzung der sich durch Technologie- und Prozessvernetzung

ergebenden Potenziale

(5) Umsetzung einer bezahlbaren Energieversorgung,

die sozioökonomische Vorteile generiert

(6) Schaffung verlässlicher Rahmenbedingungen, die

Anreize für eine nachhaltige, umweltfreundliche, wirtschaftliche

und sichere Energieversorgung bieten

(7) Nutzung der Digitalisierung als technologischer Wegbereiter

für das Energiesystem der Zukunft

(8) Entwicklung und Ausbau einer modernen Energieinfrastruktur

als Fundament eines zunehmend dezentralen

Energiesystems

Die Anlagen unserer Mitglieder – die derzeit über eine installierte

Kapazität von mehr als 300 GW verfügen – sorgen

schon heute dafür, dass Energie als zentrale Lebensader der

Gesellschaft zu jeder Zeit sicher zur Verfügung steht.

Die bestehenden Angebote des VGB PowerTech haben bis

heute zu dieser Entwicklung maßgeblich beigetragen. Unsere

neuen Angebote z.B. auf den Gebieten der Digitalisierung,

der Erneuerbaren Energien und des Wasserstoffs zeigen,

dass wir heute schon an morgen denken.

Um eine nachhaltige, umweltfreundliche, sichere und wirtschaftliche

Energieversorgung langfristig umzusetzen, ist

die Zusammenarbeit aller Akteure der Energiebranche essenziell.

Der VGB bietet dafür die geeignete Plattform, mit

technischer Vernunft, Augenmaß und Weitblick – wir freuen

uns auf die weitere Zusammenarbeit in unserem Expertennetzwerk

und darüber hinaus.

Abschließend an alle diejenigen, die genauso wie wir unseren

Jubiläumskongress 2020 schmerzlich vermisst haben

– wir sehen uns im kommenden Jahr in Essen und werden

hoffentlich dann auf das Jubiläum und die Zukunft anstoßen

können!

Dr. Oliver Then

Geschäftsführer

VGB PowerTech, Essen

White Paper „Being Part of the Future Energy System”,

Download: www.vgb.org/white_paper_energy_system.html

2


www.vgb.org

Veranstaltungsort

Hotel Alte Werft Papenburg

Ölmühlenweg 1

26871 Papenburg

Informationen zur

Teilnehmerregistrierung

Barbara Bochynski

T: +49 201 8128 205

E: vgb-dihkw@vgb.org

Informationen zum

Raum- und Hygienekonzept

Steffanie Fidorra-Fränz

(Fachausstellung)

T: +49 201 8128 299

E: steffanie.fidorra-fraenz@vgb.org

VGB-Fachtagung

Dampferzeuger, Industrie- und Heizkraftwerke, BHKW

EINLADUNG

24. und 25. November 2020

Papenburg | Präsenzveranstaltung mit Fachausstellung

Aktuelle Betriebserfahrungen mit neuen Technologien sowie

praktischen Anwendungen werden vor Ort diskutiert.

• Zukünftige Grenzwerte nach neuester Gesetzeslage

sowie deren technische Umsetzung

• Aktuelle Erfahrungen aus der Speichertechnologie

sowie zukünftige Verbesserungen

• Vorstellung neuer Erkenntnisse bei flexibler Fahrweise von Kohlekraftwerken

• Neue Anlage, ertüchtigen oder erweitern?

Was ist richtig?

• Neue Ergebnisse zur Konservierung oder Betriebsbereitschaft!

Wie sind Anlagen vorzuhalten?

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Der verstärkte dezentrale Einsatz von Blockheizkraftwerken (BHKW)

ist ein Weg, um stark schwankende Einspeisungen von erneuerbaren

Energien auszugleichen. Der Betrieb wird durch Förderungen des

Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG) unterstützt.

Dies und weitere Themen werden in der parallelen Sektion BHKW diskutiert.

Jetzt anmelden!


Contents VGB PowerTech 8 l 2020

Digitalization in Hydropower – Implemented

innovative digital measures, products and tools

| 10 to 12 November 2020, Live. Online.

| Web congress with webinar, virtual exhibition, lecture forums

from companies and business speed dating

The VGB Expert Event on “Digitalization in Hydropower 2020

will show implemented innovative digital measures, products and

tools and will be carried out as a web congress consisting of a

webinar with more than 15 lectures and the opportunity for a

special business speed dating as well as a virtual trade fair

(exhibition stands and lecture forums from companies).

WEBINAR

The webinar with more than 15 lecturers will provide a comprehensive

overview of digitalization in hydropower, dealing mainly

with the results of newly developed and implemented innovative

digital measures, products and tools.

International Journal for Generation

and Storage of Electricity and Heat 8 l 2020

VGB – Energy is us!

VGB – Energy is us!

Oliver Then 1

Abstracts/Kurzfassungen6

Members‘ News 8

Industry News 29

Power News 31

Personalien35

Can e-fuels close the renewables power gap? A review.

Können E-Kraftstoffe die Erzeugungslücke bei den

erneuerbaren Energien schließen? Ein Rückblick.

Thorsten Krol and Christian Lenz 37

Know-how and capacity assurance for the maintenance

of conventional power plants

Know-how und Kapazitätssicherung für die Instandhaltung

von konventionellen Kraftwerken

Thomas Porsche, Gerald Weiß and Nadine Müller 43

Efficiency and lifetime optimization for bearings and gearboxes

through innovative phyllosilicate-based additives

Steigerung der Effizienz und Lebensdauer von Lagern und

Getrieben durch innovative Schichtsilikat-basierte Additivierung

Stefan Bill and Petr Chizhik 50

First experiences with the application of heating surface

coatings from coal-based energy generation in the

MHKW Berlin-Ruhleben and MHKW Iserlohn

Erste Erfahrungen mit der Anwendung von

Heizflächen-Beschichtungen aus der kohlebasierten

Energieerzeugung im MHKW Berlin-Ruhleben und MHKW Iserlohn

Andreas Salamon, Peter Grebe and Falk Olaf Ewert 54

The Biofficiency Project Part 2: A Blueprint Design

for the Next Generation of Biomass-Fired Cogeneration Plants

Das Biofficiency Project | Teil 2: Eine Vorlage für den Entwurf

der nächsten Generation von biomassebefeuerten Heizkraftwerken

Thorben de Riese, Lynn Hansen, Despina Magiri-Skouloudi,

Konstantinos Braimakis, Liisa Clemens, Christian Bergins,

Sebastian Fendt, Sotirios Karellas and Hartmut Spliethoff 60

Excitation of torsional oscillations in the grid by feeding in subsynchronous

currents

Netzseitige Anregung von Torsionsschwingungen

durch die Einspeisung von subsynchronen Strömen

Matthias Humer 46

4


VGB PowerTech 8 l 2020

Contents

VIRTUAL TRADE FAIR

The virtual exhibition will offer a personal exchange between providers

and interested parties. Leading operator and manufacturer companies

will inform you about current products, solutions and services in

hydropower. Take the opportunity to consult experts and exchange

ideas to build up your network.

VGB-ONLINE

DIGITALIZATION IN HYDROPOWER –

IMPLEMENTED INNOVATIVE DIGITAL

MEASURES, PRODUCTS AND TOOLS

| WEBINAR

| VIRTUAL EXHIBITION

| BUSINESS SPEED DATING

10 to 12 NOVEMBER 2020 | ONLINE

Contacts

| Dr Mario Bachhiesl

Phone: +49 201 8128-270

E-Mail: vgb-digi-hpp@vgb.org

| Eva Silberer

Phone: +49 201 8128 202

E-Mail: eva.silberer@vgb.org

www.vgb.org

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VGB on the Way to the Future Energy System

VGB auf dem Weg ins Energiesystem der Zukunft

VGB PowerTech 66

A journey through 100 years VGB | 100 Jahre VGB

| Gas turbines . Gasturbinen

Planning principles, technical implementation and intended

mode of operation of the plant with combined gas-steam

process of Neckarwerke AG

Planungsgrundlagen, technische Ausführung und vorgesehene

Betriebsweise der Anlage mit kombiniertem Gas-Dampfprozeß

der Neckarwerke AG

S. Bernhardt 68

Technical possibilities of combined cycle power plants

with high-temperature gas turbines

Möglichkeiten der Kombi-Kraftwerke mit Hochtemperatur-Gasturbinen

D.G. Johnson 77

Operating results 90

VGB News 91

Publications92

Inserentenverzeichnis94

Events95

Imprint96

Preview VGB PowerTech 9|2020 96

Gas turbines for power plants

Gasturbinen für die Kraftwerkstechnik

S. Wittig 84

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 8 l 2020

Can e-fuels close the renewables power gap?

A review.

Thorsten Krol and Christian Lenz

A major challenge in the decarbonization efforts

of governments across the world is to maintain

the high availability of electric power during

times of renewables unavailability. One option

currently under discussion is to use renewable

excess power to generate and store e-fuels. In

this paper, the availability of excess renewables

power at the example of Germany is discussed

considering re-dispatches and Tip Capping. The

power demand to produce e-fuels, the production

processes of e-hydrogen, e-methane, e-

methanol or e-ammonia as well as a cost estimation

including a projection of the costs to 2030

will be detailed out as a result and summary of

several studies. The physical properties of the

fuels are listed resulting from several sources.

Finally, based on the total cost of the processes

and their efficiency, the possible future storage

and use of excess renewable power as a fuel to

secure power supply during dark doldrums is

discussed. In addition, their potential in sector

coupling to decarbonization the industry and

transportation sectors as well as the impact on

operation of current generation technologies

like gas turbines and reciprocating internal

combustion engines are outlined.

Know-how and capacity assurance for the

maintenance of conventional power plants

Thomas Porsche, Gerald Weiß and

Nadine Müller

Maintenance Management of the Lausitz Energie

Kraftwerke AG plans and provides all

technical services that are necessary for the

safe and economical operation of power plants.

The majority of industrial maintenance services

are carried out by external, competent service

partners. Due to economic pressure, the increasing

demand for flexibility and the noticeable

decrease in the number of skilled workers,

securing of know-how and capacities in terms

of quantity and quality becomes increasingly

important. This applies both to LEAG’s own personnel

and to the personnel of its service partners.

The presentation describes the current

situation in the company and the region and

its effects on maintenance of the power plant

facilities. On the basis of first ideas and examples,

possible courses of action for reacting to

the changed framework conditions are shown.

Excitation of torsional oscillations in the

grid by feeding in sub-synchronous currents

Matthias Humer

In the following article results of the investigation

on the effect of feeding subsynchronous

currents from the electric grid in the generator

are presented. In the end, torsional oscillations

of the shaft train are excited, which can reach

very high amplitudes in case of resonance. In

time with the torsional oscillations, the synchronous

generated voltage induced in the stator

winding oscillates, which leads to the feed in

of subsynchronous currents from the generator

into the electrical network. The focus is directed

to the effect of these currents in the system

“generator- grid”. Therefore, different analytical

approaches to subsynchronous power excitation

are presented and evaluated. In particular,

the analytical equations of generator power

generated by subsynchronous electric currents

are derived.

Efficiency and lifetime optimization for

bearings and gearboxes through innovative

phyllosilicate-based additives

Stefan Bill and Petr Chizhik

A lifespan of 20 years is envisaged for all common

wind turbines, although an attempt is of

course made to extend this by a few years or

even up to 30 years. During this period of use,

both the gearbox and the bearings are affected

by wear, so that these components have to be

replaced in many systems (sometimes even several

times), which is associated with very high

costs. The REWITEC technology helps to significantly

reduce or even prevent such damage,

whereby an application is recommended for

both new and already damaged systems. The

technology is an innovative lubricant additive

with a protective and repairing effect, which

mainly consists of phyllosilicates in the form of

micro and nanoparticles. The particles use lubricant

as a carrier to reach the rubbing metal

surfaces and to cover them by adsorption. The

new, modified surface is optimized and protected

from a tribological point of view, so that surface

roughness, friction, wear and temperature

in the system are reduced. This leads to a significant

improvement in efficiency and lifespan.

First experiences with the application of

heating surface coatings from coal-based

energy generation in the MHKW Berlin-

Ruhleben and MHKW Iserlohn

Andreas Salamon, Peter Grebe and Falk Olaf

Ewert

The processes of corrosion and erosion in steam

boiler plants for the generation of heating energy

and electrical energy represent an important

problem. These processes strongly influence

the safety and economy of the operation

of these plants. In order to ensure reliable and

economical operation of these systems, taking

environmental protection into account, protection

against corrosion and erosion protection

became a necessity. Suitable, known protective

coatings were tested and new ones developed.

The first experiences quickly showed that the investment

costs for corrosion and erosion protection

pay for themselves relatively quickly. The

processes of corrosion and erosion in wastetoenergy

(WtE) plants that burn very inhomogeneous

and highly polluted fuels are much

stronger compared to coal-based power plants.

For this reason, it cannot be assumed from the

basic point of view that the protective coatings

from coal-based energy production can also

be used in the WtE plants with corresponding

success. This article presents protective coatings

that are already established in Polish coalbased

energy generation. Based on the positive

experience, attempts were made to test these

protective layers in WtE plants in Germany. The

first experiences with test applications in waste

incineration plants in Iserlohn and Berlin-Ruhleben

are presented here.

The Biofficiency Project Part 2:

A Blueprint Design for the

Next Generation of Biomass-Fired

Cogeneration Plants

Thorben de Riese, Lynn Hansen, Despina Magiri-

Skouloudi, Konstantinos Braimakis, Liisa

Clemens, Christian Bergins, Sebastian Fendt,

Sotirios Karellas and Hartmut Spliethoff

The EU-funded Biofficiency project developed

a design for the next generation of biomassfired

combined heat and power plants using

low quality fuels and ensuring safe and virtually

carbon-neutral electricity generation. In the

first part of this publication (published in VGB

PowerTech Journal 7 (2020)) a summary of the

experiments to overcome ashrelated problems

in biomass-fired boilers was presented. In this

second part, the new CHP concept designed in

the Biofficiency project is introduced. The 300

MWth pulverized coalfired boiler shown here

has an overall efficiency of 92.9 % and meets

the ambitious emission targets of the Renewable

Energy Directive RED II and the LCP-BREF.

Subsequently, this article presents the technological

improvements, reduced operational

risks and the reduced environmental impact

during power generation made possible by the

project. Finally, the remaining research needs

are outlined.

VGB on the Way to the Future Energy System

VGB PowerTech

VGB, the International Association of Energy

Plant Operators, outlines in its White Paper

the important fields of action for designing the

future energy system and which contributions

VGB can make to implement this new energy

system.

A journey through 100 years VGB

| Gas turbines

Planning principles, technical

implementation and intended mode of

operation of the plant with combined gassteam

process of Neckarwerke AG

S. Bernhardt

Technical possibilities of combined cycle

power plants with high-temperature gas

turbines

D.G. Johnson

Gas turbines for power plants

S. Wittig

6


VGB PowerTech 8 l 2020

Kurzfassungen

Können E-Kraftstoffe die Erzeugungslücke

bei den erneuerbaren Energien schließen?

Ein Rückblick.

Thorsten Krol und Christian Lenz

Eine große Herausforderung bei den Dekarbonisierungsbemühungen

der Regierungen weltweit

besteht darin, die hohe Verfügbarkeit von elektrischer

Energie in Zeiten der Nichtverfügbarkeit

erneuerbarer Energien aufrechtzuerhalten.

Eine Option, die derzeit diskutiert wird, ist die

Nutzung von überschüssiger Energie aus erneuerbaren

Energien zur Erzeugung und Speicherung

von E-Kraftstoffen. In diesem Beitrag wird

die Verfügbarkeit von überschüssiger erneuerbarer

Energie am Beispiel Deutschlands unter

Berücksichtigung Redispatch und Spitzenkappung

diskutiert. Der Strombedarf zur Herstellung

der E-Kraftstoffe, die Produktionsprozesse

von E-Wasserstoff, E-Methan, E-Methanol oder

E-Ammoniak sowie eine Kostenschätzung einschließlich

einer Hochrechnung der Kosten bis

2030 werden als Ergebnis mehrerer Studien

detailliert dargestellt. Die physikalischen Eigenschaften

der Kraftstoffe werden aufgelistet,

die sich aus verschiedenen Quellen ergeben.

Schließlich wird auf der Grundlage der Gesamtkosten

der Prozesse und ihrer Effizienz die mögliche

zukünftige Speicherung und Nutzung von

überschüssiger erneuerbarer Energie als Brennstoff

zur Sicherung der Stromversorgung bei

Dunkelflaute diskutiert. Darüber hinaus werden

ihr Potenzial bei der Sektorkopplung zur Dekarbonisierung

des Industrie- und Transportsektors

sowie die Auswirkungen auf den Betrieb von

modernen Erzeugungstechnologien wie Gasturbinen

und Verbrennungsmotoren skizziert.

Know-how und Kapazitätssicherung für die

Instandhaltung von konventionellen

Kraftwerken

Thomas Porsche, Gerald Weiß und Nadine

Müller

Das Instandhaltungsmanagement der Lausitz

Energie Kraftwerke AG (LEAG) plant und realisiert

alle erforderlichen technischen Serviceleistungen

für den sicheren und wirtschaftlichen

Betrieb der Kraftwerksanlagen. Dabei wird der

größte Anteil der gewerblichen Instandhaltungsleistungen

durch externe, kompetente

Servicepartner realisiert.

Durch den wirtschaftlichen Druck, die steigenden

Anforderungen an Flexibilität und den

spürbaren Rückgang an Fachkräften gewinnt

die Sicherung von Know-how und quantitativen

sowie qualitativen Kapazitäten dabei immer

stärker an Bedeutung. Dies gilt sowohl für das

LEAG: eigene Personal, als auch für das Personal

der Servicepartner.

Der Beitrag beschreibt die aktuelle Situation

im Unternehmen und der Region und deren

Auswirkungen auf die Instandhaltung der Kraftwerksanlagen.

An Hand von ersten Ideen und

Beispielen werden Handlungsmöglichkeiten

zur Reaktion auf die veränderten Rahmenbedingungen

aufgezeigt.

Netzseitige Anregung von

Torsionsschwingungen durch die

Einspeisung von subsynchronen Strömen

Matthias Humer

Im folgenden Beitrag werden Ergebnisse der

Untersuchung über die Auswirkung der Einspeisung

von subsynchronen Strömen aus dem

elektrischen Netz in den Generator vorgestellt.

Hierdurch werden letztendlich Torsionsschwingungen

des Wellenstrangs angeregt, welche im

Resonanzfall sehr hohe Amplituden erreichen

können. Im Takt der Torsionsschwingungen oszilliert

die in der Statorwicklung induzierte Polradspannung,

was zur Einspeisung subsynchroner

Ströme aus dem Generator in das elektrische

Netz führt. Der Fokus wird auf die Auswirkung

dieser Ströme im System „Generator-Netz“ gerichtet.

Deshalb werden unterschiedliche analytische

Ansätze hinsichtlich der subsynchronen

Leistungsanregung vorgestellt und bewertet.

Insbesondere werden die analytischen Gleichungen

der Generatorleistung abgeleitet, die

durch subsynchrone elektrische Ströme erzeugt

werden.

Steigerung der Effizienz und Lebensdauer

von Lagern und Getrieben durch innovative

Schichtsilikat-basierte Additivierung

Stefan Bill und Petr Chizhik

Für alle gängigen Windenergieanlagen ist eine

Lebensdauer von 20 Jahren vorgesehen, wobei

natürlich versucht wird, diese nach Möglichkeit

um einige Jahre, ggf. bis auf 30 Jahre zu verlängern.

Während dieser Nutzungszeit werden

sowohl das Getriebe als auch die Lager durch

Verschleiß beeinträchtigt, sodass diese Bauteile

bei vielen Anlagen (manchmal sogar mehrfach)

ausgetauscht werden müssen, was mit

sehr hohen Kosten verbunden ist. Die REWITEC

Technologie hilft, solche Schäden deutlich zu

reduzieren oder sogar zu verhindern, wobei der

Einsatz sowohl bei neuen, als auch bei bereits

vorgeschädigten Systemen empfohlen ist. Bei

der Technologie handelt es sich um ein innovatives

Schmierstoffadditiv mit einer schützenden

und reparierenden Wirkung, das überwiegend

aus Schichtsilikaten in Form von Mikro- und

Nanoteilchen besteht. Dabei wird der Schmierstoff

von den aktiven Teilchen als Träger benutzt,

um die reibenden Metall- Oberflächen

zu erreichen und sie durch Adsorption zu bedecken.

Die neue, modifizierte Oberfläche wird

dadurch aus tribologischer Sicht optimiert und

geschützt, sodass Oberflächenrauheit, Reibung,

Verschleiß und Temperatur im System reduziert

werden. Dies führt zu einer signifikanten Verbesserung

der Effizienz und der Lebensdauer.

Erste Erfahrungen mit der Anwendung von

Heizflächen-Beschichtungen aus der

kohlebasierten Energieerzeugung im MHKW

Berlin-Ruhleben und MHKW Iserlohn

Andreas Salamon, Peter Grebe und Falk Olaf

Ewert

Die Prozesse der Korrosion und Erosion in

Dampfkesselanlagen zur Erzeugung von

Heizwärme und elektrischen Energie stellen ein

wichtiges Problem dar. Diese Prozesse beeinflussen

stark die Sicherheit und Wirtschaftlichkeit

des Betriebes dieser Anlagen. Um einen zuverlässigen

und wirtschaftlichen Betrieb dieser Anlagen,

unter Beachtung des Umweltschutzes zu

gewährleisten wurde der Schutz vor Korrosion

und Erosionsschutz zu einer Notwendigkeit. Es

wurden geeignete, bereits bekannte Schutzbeschichtungen

getestet und neue entwickelt. Die

ersten Erfahrungen haben schnell gezeigt, dass

die Investitionskosten für den Korrosion- und

Erosionsschutz sich relativ schnell amortisieren.

Die Prozesse der Korrosion und Erosion in Waste

to Energy (WtE) Anlagen, die sehr inhomogene

und stark schadstoffbelastete Brennstoffe verbrennen

sind viel stärker im Vergleich zu kohlebasierten

Kraftwerken. Aus diesem Grunde kann

in der grundsätzlichen Betrachtungsweise nicht

davon ausgegangen werden, dass die Schutzbeschichtungen

aus kohlebasierter Energieerzeugung

auch in den WtE-Anlagen mit entsprechendem

Erfolg eingesetzt werden können. In vorliegendem

Beitrag werden Schutzbeschichtungen

vorgestellt, die in der polnischen kohlebasierten

Energieerzeugung bereits etabliert sind. Aufgrund

der positiven Erfahrungen wurde versucht,

diese Schutzschichten in WtE-Anlagen in

Deutschland zu testen. Hier werden die ersten

Erfahrungen mit Testapplikationen in Müllheizkraftwerken

in Iserlohn und Berlin-Ruhleben

vorgestellt.

Das Biofficiency Project | Teil 2:

Eine Vorlage für den Entwurf der nächsten

Generation von biomassebefeuerten

Heizkraftwerken

Thorben de Riese, Lynn Hansen, Despina Magiri-

Skouloudi, Konstantinos Braimakis, Liisa

Clemens, Christian Bergins, Sebastian Fendt,

Sotirios Karellas und 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 dem ersten Teil dieser Publikation

(veröffentlich im VGB PowerTech Journal

7 (2020)) wurde eine Zusammenfassung der

Versuche zur Bewältigung aschebedingter Probleme

in biomassegefeuerten Kesseln gegeben.

In diesem zweiten Teil wird zuerst das neue, in

dem Biofficiency Projekt entworfene KWK-Konzept

vorgestellt. Die hier gezeigte 300 MWth

Staubfeuerungsanlage besitzt einen Gesamtwirkungsgrad

von 92,9 % und hält gleichzeitig

die ambitionierten Emissionsziele der Erneuerbare-Energien-Richtlinie

RED II sowie des LCP-

BREF ein. Im Anschluss werden die durch das

Projekt ermöglichten technologischen Verbesserungen,

verringerte operative Risiken sowie

die Verringerung der Umweltbelastung bei der

Stromgewinnung dargestellt. Zuletzt wird der

verbleibende Forschungsbedarf dargestellt.

VGB auf dem Weg ins Energiesystem

der Zukunft

VGB PowerTech

Mit seinem White Paper zeigt der Internationale

Verband der Energieanlagenbetreiber auf,

welche Handlungsfelder für die Gestaltung des

Energiesystems der Zukunft wichtig sind und

welchen Beitrag der VGB dazu leistet.

100 Jahre VGB: Eine Zeitreise

| Gasturbinen

Planungsgrundlagen, technische

Ausführung und vorgesehene Betriebsweise

der Anlage mit kombiniertem Gas-

Dampfprozeß der Neckarwerke AG

S. Bernhardt

Möglichkeiten der Kombi-Kraftwerke mit

Hochtemperatur-Gasturbinen

D.G. Johnson

Gasturbinen für die Kraftwerkstechnik

S. Wittig

7


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Members´ News VGB PowerTech 8 l 2020

Members´

News

Alpiq: Tausch der Hauptlager im

Windpark Vetrocom

(alpiq) Zusammen mit der Enertrag Service

GmbH tauscht Alpiq Wind Services

dieses Jahr die Hauptlager von zwei Windturbinen.

Der Großkomponententausch an

der ersten Turbine ist gerade abgeschlossen.

Von Kindesbeinen an bringen wir Windräder

mit drehenden Rotoren in Verbindung.

Damit sich der Rotor stetig um die

eigene Achse drehen kann, spielen Lager

eine wichtige Rolle. Der Wind und die stetige

Drehbewegung sind für die Lager einer

Windturbine eine hohe Belastung. Das

Hauptlager nimmt sämtliche Biegemomente

und Querkräfte des Rotors auf und

leitet sie in die Turmstruktur weiter. Neben

groben Verformungen treten oft auch Verschleißerscheinungen

wie Riffelbildung

oder Reibkorrosion auf. „Leider hat sich

gezeigt, dass auch bei uns einige der

Hauptlager nicht die vorgesehene Lebensdauer

von 20-25 Jahren erreichen“, sagt

Torsten Reusch, O&M Renewables Specialist,

und spricht von den 29 Fuhrländer

Turbinen des Typs FL 2500/90 im Windpark

Vetrocom in Bulgarien.

Hoch hinaus mit dem richtigen Know-how

Gerade für diese Art Fuhrländer-Turbinen,

bei dem der Rotor über das Hauptlager

direkt mit dem Getriebe verbunden ist,

braucht es ein hohes Mass an Spezialwissen,

das sich Alpiq Wind Services mit Unterstützung

der Enertrag Service Gmbh

aufgebaut hat. Neben Service- und Instandhaltungsarbeiten

beinhaltet das Portfolio

auch Inspektionen wie Getriebeendoskopien,

Rotorblattinspektionen und

-reparaturen. „Die ersten Anzeichen für die

Probleme mit den beiden Hauptlagern kam

über das Condition Monitoring System

kurz CMS. Dort werden Zustandsveränderungen

am Getriebe, Generator und Hauptlager

mittels spezieller Sensoren überwacht.

Danach wurden bei den regelmäßigen

Inspektionen im Zeitraum von einem

Jahr immer wieder Metalpartikel in den

Siphons der Hauptlager gefunden, die einen

Austausch unumgänglich machten.

Ein solcher Tausch ist nicht gerade ein kleines

Projekt: Anlage stoppen, Rotor demontieren,

Lager tauschen, Rotor wieder montieren,

Testläufe durchführen, etc. Alles in

allem rechnen wir 9 und 15 Tagen für den

Tausch eines Hauptlagers“, sagt Torsten

Reusch, und bezieht sich dabei lediglich

auf die Durchführung.

Ein tonnenschwerer Drahtseilakt

Bereits lange bevor die Hauptlager getauscht

werden, beginnen die Planungen.

Es muss ein 600 Tonnen schwerer Raupenkran

organisiert werden, die Mitarbeiter

eingeplant und die Ersatzteile besorgt werden.

Spätestens wenn der Kran den 63 Tonnen

schweren Rotor in der Luft jongliert,

dürfte klar sein, dass es dazu auch die richtigen

Wetterverhältnisse braucht. Aufgrund

der Schwenkgefahr dürfen solche

Arbeiten nur bei Windgeschwindigkeiten

bis maximal 6-7 m/s durchgeführt werden.

„Dieses Jahr haben wir es geschafft, das

erste Hauptlager auf 14 Tage zu tauschen“,

sagt Torsten Reusch. Im Moment nehmen

die Kollegen die zweite Turbine in Angriff,

deren Hauptlager sie bis 03.09.2020 getauscht

haben wollen. „Bisher sind wir zuversichtlich,

dass wir unseren Plan einhalten

können. Mittlerweile zeigt sich unsere

große Erfahrung. In den letzten 7 Jahren

haben wir nicht weniger als 11 solcher Lager

getauscht“, sagt Torsten Reusch und

blickt routiniert zurück auf die bisherigen

und erfolgreich abgeschlossenen Montagearbeiten.

LL

www.alpiq.com (202721508)

Nant de Drance: Erste

Maschinengruppe erfolgreich mit

dem Netz synchronisiert

(alpiq) Am 5. August 2020 ist erstmals eine

Pumpturbine des Kraftwerks Nant de Drance

erfolgreich ans Höchstspannungsnetz

angeschlossen worden. Diese erste Synchronisation

markiert im Rahmen der aktuellen

Tests einen wichtigen Schritt im

Hinblick auf die vollständige Inbetriebnahme

des Bauwerks. Ab Ende 2021 wird das

flexible Kraftwerk mit 900 MW Leistung

einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit

leisten.

Seit März 2020 testen die Teams von Nant

de Drance die ersten Maschinen. Gestern

haben sie eine Maschinengruppe des neuen

Pumpspeicherkraftwerks mit dem

Höchstspannungsnetz verbunden – mit Erfolg.

Im Hinblick auf die Inbetriebnahme

der Anlage ist dies ein wichtiger Schritt.

Die Tests zur Anbindung ans Netz sind Teil

der Inbetriebsetzung, die im November

2019 mit der ersten Flutung der Triebwasserwege

ihren Anfang nahm. Im Rahmen

dieses Prozesses werden die Pumpturbinen

und Nebenanlagen eingehend getestet. Die

Tests stellen sicher, dass sämtliche Anlagenteile

des Kraftwerks die Anforderungen

hinsichtlich Sicherheit, Qualität und

Zuverlässigkeit erfüllen.

Vorbildliche Zusammenarbeit

aller Beteiligten

Momentan sind fast 150 Personen auf der

Baustelle tätig, wovon etwa 50 speziell für

die Inbetriebnahme zuständig sind. Die anderen

sind weiterhin mit der Montage der

Maschinengruppen in der Kaverne und

den Abschlussarbeiten beschäftigt. Die Inbetriebnahme

erfolgt schrittweise und betrifft

parallel mehrere Maschinengruppen,

was angesichts der komplexen Abläufe

hohe Anforderungen an die Koordination

stellt. Die Maschinenkaverne beherbergt

insgesamt sechs Pumpturbinen mit einer

Leistung von jeweils 150 MW. Die Arbeiten

dauern noch bis Ende 2021; dann wird das

Pumpspeicherkraftwerk Nant de Drance

vollständig in Betrieb gehen.

Alpiq: Tausch der Hauptlager im Windpark Vetrocom. Foto: Alpiq.

Ein zukunftsweisendes Kraftwerk

Die Aktionäre der Nant de Drance SA haben

rund 2,2 Milliarden CHF in den Bau

des Pumpspeicherkraftwerks investiert.

Diese Investition zeugt von einer langfristigen

Vision und von der Bereitschaft, sich

den Herausforderungen zu stellen, welche

die künftige Stromversorgung birgt. Mit

seiner Leistung von 900 MW kann das

Kraftwerk je nach Bedarf innert kürzester

Zeit große Mengen an Strom produzieren

oder speichern. Diese außergewöhnliche

Flexibilität wird eine entscheidende Rolle

spielen, da die Stromproduktion aufgrund

des Ausbaus der neuen erneuerbaren Energien

immer volatiler wird und die Nachfra-

8


VGB PowerTech 8 l 2020

Members´ News

Die Maschinenkaverne des Pumpspeicherkraftwerks Nant de Drance. ©Sébastien Moret

ge nach Flexibilität steigt. Die von Nant de

Drance bereitgestellte Regelenergie kann

kurzfristige Differenzen zwischen Stromproduktion

und Verbrauch ausgleichen.

Sie wird entscheidend dazu beitragen, die

Stabilität des europäischen Stromnetzes

und die Versorgungssicherheit innerhalb

der Schweiz sicherzustellen.

Eckdaten des Bauwerks:

• September 2008: Beginn der Arbeiten

• Juli 2011: Projektänderung;

Leistungssteigerung von 600 auf 900

MW und Erhöhung der oberen

Staumauer

• März 2014: Abschluss des Ausbruchs

der Maschinenkaverne

• September 2014: Abschluss der

Arbeiten zur Erhöhung der Staumauer

Vieux Emosson

• Dezember 2018: Abschluss des Rohbaus

• November 2019: Erste Flutung der

Triebwasserwege

• Mai 2020: Erste Umdrehungen im

Turbinenbetrieb

• August 2020: Erste Synchronisation mit

dem Netz

Nant de Drance in Kürze

Das Projekt Nant de Drance umfasst den

Bau eines Pumpspeicherkraftwerks in einer

Felskaverne zwischen den zwei bestehenden

Speicherseen Emosson und Vieux

Emosson im Wallis. Mit einer installierten

Gesamtleistung von 900 MW wird das

Kraftwerk einen entscheidenden Beitrag

zur Stabilität des schweizerischen und europäischen

Stromnetzes leisten. Für den

Bau, die Inbetriebnahme und den Betrieb

des Pumpspeicherkraftwerks ist Nant de

Drance SA, bestehend aus den Partnern Alpiq

(39 %), SBB (36 %), IWB (15 %) und

FMV (10 %), zuständig.

LL

www.nant-de-drance.ch

(202721513)

BKW: Baustart für das

Wasserkraftwerk Sousbach im

August 2020

www.brauer-getriebe.de

Tel.: +49 (0) 2871 / 70 33

(bkw) Das Konsortium Sousbach, eine

Partnerschaft der BKW und der EWL Genossenschaft

Lauterbrunnen, beginnt Mitte

August mit dem Bau des Wasserkraftwerks

Sousbach. Im Frühling 2025 wird

das Kraftwerk voraussichtlich in Betrieb

genommen.

Gut zwölf Jahre sind seit den ersten Studien

und Vorprojekten zum Kraftwerk

Sousbach im Lauterbrunnental vergangen.

Nun kann das Wasserkraftpotential des

Sousbachs zwischen „Schluuchi“, unterhalb

des Souslägers, und dem Weiler Sandweidli

für die Produktion von erneuerbarer

Energie genutzt werden. Bereits Anfang

Januar 2020 wurde der rechtskräftige Gesamtbauentscheid

für das Wasserkraftwerk

erteilt. Die Projektänderung für die Optimierung

des rund drei Kilometer langen

Triebwasserwegs in Form eines Stollen-Schachtsystems

samt einem Zwischenangriff

im Hacketewald oberhalb Isenfluh,

wurde ebenfalls durch die kantonalen Behörden

bewilligt. Damit steht dem Baustart

Mitte August nichts mehr im Wege.

Das Kraftwerk wird eine installierte Leistung

von 11 Megawatt haben. Die erwartete

jährliche Energieproduktion von rund

30.6 Gigawattstunden reicht für die Versorgung

von rund 6‘700 Haushalten. Die

Investitionskosten belaufen sich auf knapp

50 Mio. Franken. Das Kraftwerk Sousbach

wird voraussichtlich im Frühjahr 2025 den

Betrieb aufnehmen. Für den Bau und späteren

Betrieb des Kraftwerks gründen die

Projektpartner BKW und EWL Genossenschaft

die Kraftwerksgesellschaft Sousbach

AG.

Schützenswerte Flora und Fauna,

Restwassermenge und Ersatzmassnahmen

Den Bewilligungen ist ein umfangreiches

Verfahren zur Umweltverträglichkeit vorausgegangen.

Zentrale umweltrechtliche

Bestandteile bilden dabei ein Monitoringprogramm

und Ersatzmassnahmen, die

mit den kantonalen Umweltfachstellen

festgelegt worden sind.

Zudem wird als Ersatzmassnahme für

den Lebensraumverlust der Bachforellen

im Sousbach ein rund 280 Meter langer

Abschnitt an der Weissen Lütschine in Lauterbrunnen

aufgewertet. Mit dem Einbau

von Buhnen und Blockstein-Gruppen wird

dabei die Strömungsvielfalt im Abschnitt

erhöht und es entstehen sortierte Kiesbänke

zwischen den Buhnen. Diese dienen als

potentielle Laichareale für Forellen. Diese

Massnahme wird im Rahmen des Instandstellungsprojekts

Mösli mit der

Schwellenkorporation Lauterbrunnen realisiert.

LL

www.bkw.ch (202721519)

BS|Energy:

Grünes Licht für Baubeginn

(bs-energy) BS|ENERGY kann mit den

Baumaßnahmen für die Modernisierung

seines Kraftwerksparks starten und läutet

damit den Ausstieg aus der Energieerzeugung

mit Kohle ein.

Das Gewerbeaufsichtsamt Braunschweig

hat dem Energieversorger die Genehmigung

zum vorzeitigen Baubeginn erteilt.

„Wir sind froh, dass wir nun die Zulassung

des Baubeginns von der Behörde haben,

Getriebeservice

Instandsetzung aller

Fabrikate und Größen

9


Members´ News VGB PowerTech 8 l 2020

zumal wir wegen der Förderung enormen

Zeitdruck haben.“, sagt Paul Anfang, stellvertretender

Vorstandsvorsitzender von

BS|ENERGY.

Auf dem Gelände des Heizkraftwerks

Mitte entstehen nun Schritt für Schritt ein

Biomasse-Heizkraftwerk mit dem Hauptbrennstoff

Altholz, ein Biomasse-Lager für

Altholz sowie ein Gasturbinen-Heizkraftwerk.

Die besondere Herausforderung: Die

Arbeiten erfolgen bei laufendem Betrieb

auf dem bestehenden und begrenzten Gelände.

Bislang hat BS|ENERGY das Gelände des

Heizkraftwerks Mitte an der Hamburger

Straße für die Baumaßnahme vorbereitet:

Um Platz zu schaffen, wurden nicht mehr

benötigte Bauten abgerissen. Dazu gehörten

ein Lagergebäude, ein Kühlturm einer

nicht mehr benötigten Turbine und ein

Heizöltank. Darüber hinaus erfolgten

Bombensondierungen auf den neu zu bebauenden

Flächen. Zudem wurde am Radweg

an der Oker der Gasnetzanschluss für

das neu zu errichtende Gasturbinen-Heizkraftwerk

gelegt. In den kommenden Wochen

wird für die Fundamente der neuen

Anlagen der Boden ausgehoben und abtransportiert.

Hintergrund

Bis 2022 wird BS|ENERGY seine Erzeugung

grundlegend verändern und damit in

klimafreundlichere Fernwärme- und Stromerzeugung

für Braunschweig investieren.

Alle Möglichkeiten führen dazu, dass die

Emissionen von Kohlendioxid (CO 2 ), Stickstoffoxiden

(NOx) und Schwefeloxiden

(SOx) deutlich sinken. Um möglichen Sorgen

der Bürgerinnen und Bürgern zu begegnen,

hatte BS|ENERGY im November

2019 entschieden, freiwillig eine zusätzliche

Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen.

Das Ergebnis: „keine […] schädlichen

Umwelteinwirkungen“.

Mit der Kombination aus Biomasse-Heizkraftwerk

und Gasturbinen-Heizkraftwerk

kann BS|ENERGY in Kraft-Wärme-Kopplung

äußerst flexibel und unabhängig auf

alle Anforderungen des Energiemarktes

reagieren und zugleich eine sichere, saubere

und vor allem bezahlbare Fernwärmeund

Stromversorgung für Braunschweig

gewährleisten. In Ergänzung dazu bilden

die bestehende Gas- und Dampfturbinenanlage

am Standort Heizkraftwerk Mitte

an der Hamburger Straße, die dortigen

Wärmespeicher und das bestehende Fernwärmenetz

den idealen Ausgangspunkt für

eine moderne Erzeugung. (202730902)

LL

www.bs-energy.de

EDP anticipates closure of coal

plants in Portugal and Spain

(edp) The decision is part of EDP‘s decarbonisation

strategy, which involves the early

closure of plants in the Iberian Peninsula.

In addition to Sines, the company is

preparing to close one more plant and convert

another unit in Spain.

EDP will anticipate the closure of coal

plants in the Iberian Peninsula and is preparing

the respective requests for the

plant in Sines and for unit 3 in Soto de

Ribera. In Aboño, also in Spain, a project

is underway to convert the plant, which

foresees the replacement of coal by steel

gases in the coming years. In the case of

the Sines power plant, a declaration of

waiver of the license of production was

handed in to the Directorate-General for

Energy and Geology (DGEG) on Tuesday,

July 14th, so that it can shut down its activity

in January 2021.

The decision - part of EDP group‘s decarbonisation

strategy - was taken in a context

in which energy production increasingly

depends on renewable sources. In

addition, with the increasing cost of coal

production and the rising price of CO 2

emission licenses, coupled with a worsening

tax burden and with the increased

competitiveness of natural gas, the prospects

for the viability of coal plants have

drastically decreased. An example of that

is the activity of the Sines power plant,

which has been halted since January 25,

after a year in which the generation of

electric energy from coal fell about 50%

compared to 2018.

In view of this trend, EDP thus begins the

process of closing the largest Portuguese

thermoelectric plant (1180 MW of power)

after 35 years in operation. The Sines power

plant will still sell on the market the energy

produced by burning the coal that remains

in stock - and only then will it proceed

with the decommissioning and dismantling

of the plant.

“Last year, we saw an inevitable reduction

in the prospects for profitability of coal

power plants, with the rising costs of CO 2

emissions and more competitive prices for

natural gas,” explains Miguel Stilwell d‘Andrade,

acting executive president of EDP.

“The decision to anticipate the closure of

coal power plants in the Iberian Peninsula

is thus a natural consequence of this energy

transition process, in line with European

carbon neutral targets and with the political

will to anticipate these deadlines. In

this process, in which people have been a

fundamental ally, EDP also guarantees that

it will fulfill its commitments to all its workers

and collaborate on their training and

professional integration”.

New alternative projects to coal

EDP is now evaluating the development

of a green hydrogen production project in

Sines, in consortium with other companies.

Part of a plan of common European

interest and with potential for export by

sea, this alternative under study for the

production of a clean energy source may

represent a new cycle for the region and for

the national economy.

It is also expected that, through the Fund

for Just Transition, the region can benefit

from support that promotes the training of

specialized professionals and the creation

of qualified jobs in the region. EDP is also

committed to fulfill all labor obligations towards

the 107 workers at the plant and to

ensure that the region can benefit from the

support provided for in the Just Transition

Fund, in order to create and reconvert jobs

in that region.

In addition to Sines, the process of closing

coal plants in the Iberian Peninsula - which

is estimated to represent an extraordinary

cost of around 100 million euros in 2020 -

also involves the Soto de Ribera 3 coal

plant. Without producing energy for more

than a year, this plant in Asturias (with 346

MW of power) will also request closure in

2021. Alternatively, EDP is evaluating the

best options for developing an innovative

energy storage project in the same location.

At the Aboño power station, also in the Asturias

region, the license application announced

last December, which provides for

the conversion of coal to steel gases from

2022, is still valid. This process involves the

modification of a group with 342 MW of power,

maintaining a second group (of 562 MW)

to support in case of unavailability, thus contributing

to a more circular economy.

EDP continues to evaluate and promote

projects aligned with energy transition in

all these regions where coal production

plants are located. Potential investments

may also benefit from the Fair Transition

Fund with the aim of helping regions to reconvert

their economy, protect the environment

and promote jobs.

All these decisions are fully aligned with

the ‚green agenda‘ defined by the Portuguese

government, through the National

Energy and Climate Plan (PNEC 2030),

and with the European targets for carbon

neutrality - a commitment that aims at,

among several objectives, reducing greenhouse

gas emissions by at least 40% by

2030. EDP remains focused on leading the

energy transition with value creation, with

an investment plan centered around renewable

energies and the strengthening of

electricity networks, being firmly committed

to its sustainability goals for 2030: having

more than 90% of production from renewable

sources and reducing specific CO 2

emissions by 90% compared to 2005.

LL

www.edp.com (202721527)

10


VGB PowerTech 8 l 2020

Members´ News

Energie AG: Investitionsprämie unterstützt

wirtschaftliches Comeback Österreichs und kurbelt

Energiewende an

(energie ag) Die Energie AG Oberösterreich begrüßt die Auflage

einer Investitionsprämie, um die Investitionstätigkeit anzureizen

und damit Wertschöpfung sowie Arbeitsplätze zu generieren

und den durch COVID-19 verursachten Einbruch der österreichischen

Volkswirtschaft zu überwinden.

Gerade in einer Zeit, in der sich viele österreichische Unternehmen

in einer angespannten Finanzsituation befinden, bedeutet

dieser nicht rückzahlbare Zuschuss in Form einer Investitionsprämie

eine breitenwirksame Basis für Investitionen. Er

unterstützt damit unmittelbar das Wachstum von Unternehmen.

„Aus der Perspektive eines Energieversorgers und Infrastrukturunternehmens

ist der Zuschlag mit 14 % für spezielle

Investitionen in die Bereiche Ökologisierung und Digitalisierung

sehr zu begrüßen. Damit ermöglicht uns die Politik, zum

einen die Energiewende mit Maßnahmen zu forcieren, die sich

positiv auf die CO 2 -Bilanz auswirken und zum anderen den

Breitbandausbau in den Regionen weiter voranzutreiben“, so

Generaldirektor Werner Steinecker.

Unter den förderfähigen Investitionsmaßnahmen finden sich

für die Energie AG im Bereich Ökologisierung Technologien wie

Ökostromerzeugung, Erneuerbare Gase, Investitionen zur thermischen

Verwertung und Kreislaufwirtschaft sowie E-Mobilität.

Auch bei den Digitalisierungsinvestitionen finden sich zentrale

Elemente zur Stärkung des Wirtschaftsstandorts, wie zum Beispiel

die Förderung von Investitionen zum Breitbandausbau.

Pro investierter Million der Energie AG werden 467.000,- Euro

heimische Bruttowertschöpfung und 6 Arbeitsplätze generiert.

Das Instrument einer nicht rückzahlbaren Unterstützung wirkt

als kurzfristige stimulierende Maßnahme, die vor allem „kleinere“

Investitionen rasch und unbürokratisch unterstützt und für

Wachstum und Dynamik sorgt. Die Investitionsprämie kann daher

ein guter erster Schritt sein, um aus der Krise zu kommen.

LL

www.energieag.at (202721530)

enercity: Photovoltaik-Strom und Bioenergie

für Pfaffenhofen

(enercity) Beim Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung bei

enercity gewinnt neben dem großen Windkraftengagement die

Photovoltaik (PV) an Bedeutung. Der hannoversche Energiedienstleister

bietet Privatkunden, Unternehmen oder Landwirten

maßgeschneiderte Photovoltaik-Lösungen an – auch in

Kombination mit Mieterstrommodellen. Dabei ist enercity bundesweit

aktiv: Seit September 2020 ist im oberbayerischen Pfaffenhofen

auf den Lager- und Hallendächern des dortigen Biomasseheizkraftwerks

eine neue PV-Anlage in Betrieb.

Für die Danpower Biomasse Pfaffenhofen GmbH hat enercity

die PV-Anlage mit rund 390 Kilowatt-Peak (kWp) installierter

Leistung und 1.238 monokristallinen Modulen auf einer Dachfläche

von rund 2.750 m2 installiert. Mit einer prognostizierten

jährlichen Solarstromproduktion von fast 360.000 kWh ist eine

CO 2 -Einsparung von über 150 Tonnen pro Jahr verbunden (auf

Basis des aktuellen Deutschland-Mixes). Die rechnerische Jahresproduktion

von 357.949 kWh PV-Strom lässt sich fast vollständig

für den Eigenverbrauch auf dem Betriebsgelände nutzen.

Das entspricht einem Eigenverbrauchsanteil von 99 %. Der

Gesamtstrombedarf auf dem Betriebsgelände wird so zu acht

Prozent durch die neue PV-Anlage gedeckt.

Bioenergie versorgt Haushalte und Gewerbe in Pfaffenhofen

Das Biomasseheizkraftwerk Pfaffenhofen mit einer Wärmeleistung

von 28 MW speist seit 2014 in das fast 20 Jahre bestehende

Fernwärmenetz Pfaffenhofen ein. Der Standort ist einer

von insgesamt fünf Biomasse-Standorten der Danpow-

MERCURY

EMISSION

CONTROL

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Members´ News VGB PowerTech 8 l 2020

er-Gruppe. Das Kraftwerk Pfaffenhofen hat

eine jährlich Wärme- und Dampferzeugung

von rund 75.000 MWh. Von der

CO 2 -neutralen Fernwärme profitieren

zahlreiche Privathaushalte, Gewerbebetriebe,

öffentliche Einrichtungen. Dazu

zählen auch das renommierte Unternehmen

Hipp, bekannt für seine strengen ökologischen

Standards bei der Babynahrung,

das u.a. mit Dampf versorgt wird.

Die Waldhackschnitzel bzw. Baumschnittreste

stammen vornehmlich aus der

waldreichen Gegend um Pfaffenhofen, so

dass diese lokale erneuerbare Energieerzeugung

nicht nur dem Klimaschutz, sondern

auch der regionalen Wertschöpfung

dient. Der jährliche Holzbedarf liegt bei

etwa 80.000 Tonnen. Durch den Einsatz

erneuerbarer Energien werden in Pfaffenhofen

jährlich circa 40.000 Tonnen klimaschädliches

Kohlendioxid (CO 2 ) eingespart.

Mit einer elektrischen Leistung von 6,1

MW erzeugt das Biomasseheizkraftwerk

jährlich rund 40.000 MWh erneuerbaren

Strom, der ins öffentliche Netz eingespeist

wird. Mit den Wärme- und Strommengen

aus dem Kraftwerk können rund 10.000

Wohnungen pro Jahr mit Heizenergie versorgt

werden (bei durchschnittlichen 97

m2 Wohnfläche, 85 kWh/m2 Jahreswärmebedarf

und 4 MWh Jahresstrombedarf).

Seit 2018 bietet der Standort eine 22 kW

E-Auto-Ladestation mit zwei Ladepunkten.

Photovoltaik bei enercity

Im Zuge der strategischen Neuausrichtung

seit 2016 hat enercity die Kundenlösungen

im Bereich der Photovoltaik als

Zukunftsfeld weiterentwickelt.

Das Angebot enercity Solar Business ermöglicht

Unternehmen mit einer eigenen

PV-Anlage auf Dächern oder Freiflächen

sich von steigenden Strompreisen unabhängig

zu machen und gleichzeitig das Klima

zu schützen. Es richtet sich an Gewerbe-

und Industriekunden und umfasst Planung,

Bau, Wartung und Instandhaltung

von PV-Anlagen aus einer Hand. Bei enercity

stehen die Steigerung der Energieeffizienz

der Immobilie und ein „Rundum sorglos“-Paket

für den Kunden im Mittelpunkt.

Dienstleistungen wie „Peak Shaving“ (ggfs.

mit Batterie-Speicherlösungen), die Vermarktung

überschüssiger PV-Strommengen

oder die Unterstützung bei kaufmännisch-technischen

Formalitäten zum Bau

und Betrieb machen PV-Anlagen zum

rundum positiven Erlebnis. Im Gegensatz

zu anderen PV-Anbietern im Markt kann

eine enercity PV-Anlage nicht nur gekauft,

sondern sogar gepachtet werden. Bei einem

Pachtmodell spart der Kunde ab Inbetriebnahme

der Anlage, da er selber keine

Investitionskosten hat.

Für Privatkunden gibt es ebenfalls passende

PV-Angebote zur Auswahl, also Kauf

oder Miete sowohl mit oder ohne Stromspeicher.

An Immobilieneigentümer mit

größeren Objekten richtet sich der enercity

MieterStrom. Mit der Photovoltaikanlage

können Immobilienbesitzer, Mieter oder

Wohnungseigentümergemeinschaften einen

Beitrag zur Energiewende leisten.

LL

www.enercity.de (202721532)

eins vergibt Auftrag für

Heißwassererzeuger an

Kraftanlagen Hamburg GmbH

(eins) eins gestaltet die Energiewende in

Chemnitz aktiv mit und wird bis spätestens

2029 komplett aus der Braunkohle aussteigen.

Um die Energieversorgung aber auch

darüber hinaus sicher zu stellen, wurde ein

umfangreiches Wärmeversorgungskonzept

erarbeitet, das sich aktuell in der Umsetzung

befindet. Dieses beinhaltet unter

anderem die Installation von Gasmotorenheizkraftwerken.

In einem weiteren Schritt zur Ablösung

der Kohleblöcke errichtet die Kraftanlagen

Hamburg GmbH für eins zwei gasgefeuerte

Heißwasserkessel am Standort des Heizkraftwerkes

Nord in Chemnitz. Am 24. August

unterzeichneten beide Unternehmen

den Vertrag über die Errichtung und Inbetriebsetzung.

Er hat ein Volumen von rund

13,7 Millionen Euro. Mit der Errichtung

der Anlagen soll ab Anfang 2022 begonnen

werden. Die Übergabe der Heißwasserkessel

ist für Ende 2023 vorgesehen.

Die Kesselanlage wird rund 10,5 Meter

lang, 5 Meter breit und 8 Meter hoch und

soll in ein neues Gebäude mit der Grundfläche

von 30 Metern Länge und 21 Metern

Breite eingebracht werden. 54 Meter Höhe

messen die Kamine. Die Heißwasserkessel,

die leer je 55 Tonnen wiegen, haben eine

Leistung von jeweils 50 Megawatt. Die Anlagen

dienen der Spitzenlastabdeckung.

Die Kraftanlagen Hamburg GmbH hat

sich in einer europaweiten Ausschreibung

durchgesetzt. Das zur Kraftanlagen Gruppe

gehörende Unternehmen zählt nach eigenen

Angaben zu den führenden Ingenieurund

Anlagenbauunternehmen in der Energie-,

Umwelt- und Brandschutztechnik.

LL

www.eins.de (202721536)

EnBW schliesst Verkauf ihrer EVN

Anteile ab

(enbw) Der Verkauf der durch den EnBW

Trust e.V. für die EnBW Energie Baden-Württemberg

AG treuhänderisch gehaltenen

Finanzbeteiligung am niederösterreichischen

Energieunternehmen EVN

AG in Höhe von 28,35 Prozent ist erfolgreich

abgeschlossen. Nach der Freigabe

durch die österreichischen und deutschen

Wettbewerbsbehörden wurde die Transaktion

am heutigen Tag vollzogen.

Käufer ist die Wiener Stadtwerke GmbH,

Österreichs größter kommunaler Infrastrukturdienstleister.

Die Wiener Stadtwerke

stehen zu 100 Prozent im Eigentum der

Stadt Wien.

Die börsennotierte EVN AG hat ihren Sitz

in Maria Enzersdorf, Niederösterreich. Sie

ging 1986 aus der Verschmelzung der niederösterreichischen

Landes-Elektrizitätsgesellschaft

NEWAG mit dem Erdgas- und

Fernwärmeunternehmen NIOGAS hervor.

Über zwei Börsengänge wurde die EVN

1989 und 1990 zu 49 Prozent teilprivatisiert.

Die Mehrheit von 51 Prozent des Aktienkapitals

gehört dem Land Niederösterreich.

EnBW war seit dem Jahr 2001 an der

EVN beteiligt und hatte diese Beteiligung

Ende 2013 im Rahmen eines CTA-Modells

treuhänderisch auf den EnBW Trust e.V.

übertragen.

LL

www.enbw.com (202721538)

ENGIE to refocus and accelerate

growth in renewables and

infrastructure assets

• Acceleration of investment in

renewables and infrastructure assets

• Strategic review of part of the Client

Solutions business

• Significant enhancement of the

divestment programme to fund future

growth

(engie) In line with its purpose (“raison

d’être”) towards carbon neutrality, and

with a view to simplifying the Group, the

Board approved the following strategic orientations

:

Acceleration of investments in renewables

and infrastructure assets

ENGIE intends to implement a new capital

allocation strategy, focusing on two

growth areas servicing the energy transition.

ENGIE plans to accelerate its development

in renewables, by increasing the target

for renewables capacity commissioned

3 GW p.a. currently to 4 GW p.a. on average

over the medium-term, while increasing

the number of renewables projects retained

on its balance sheet. The Group will

also capture opportunities resulting from

recovery plans announced in Europe, notably

related to the development of green

gases (biogas and hydrogen). This strategic

move will strengthen the Group’s position

as a key player in low-carbon energy and in

the decarbonisation of energy systems.

Leveraging on its longstanding expertise,

ENGIE will further accelerate its growth in

decentralised infrastructure assets such as

urban district heating and cooling networks

and on-site power generation. The

Group will also seek to rebalance its exposure

to French and international gas and

electricity networks.

12


VGB PowerTech 8 l 2020

Members´ News

Strategic review of part of the Client

Solutions business

Offering innovative low-carbon solutions

to its clients, ENGIE has successfully built a

solid leadership position and developed a

very wide and diversified portfolio of activities.

Decentralised infrastructure assets (e.g.

district heating and cooling networks, onsite

low carbon power generation) and related

services, mostly benefit from longterm

contracts and help clients achieve

their energy transition targets.

The Board decided to conduct a strategic

review of the other activities representing

approximately 2/3 of Client Solutions revenues.

These activities will be assessed in

light of their coherence with the strategic

priorities of the Group. All options will be

considered with a view to maximizing their

value and reinforcing their leadership position,

and to seize future growth opportunities

through a coherent perimeter and

adapted organisation.

Significant enhancement of the divestment

programme to fund future growth in

renewables and infrastructure assets

The Group will consider opportunities to

divest non-core businesses and minority

stakes in order to increase financial flexibility

to fund investments in renewables and

infrastructure assets.

Overall this could lead ENGIE to potentially

more than double its previously communicated

asset divestment programme of

around EUR 4 billion over the medium-term.

The implementation of these

strategic orientations will be presented in

the first half of 2021.

Jean-Pierre Clamadieu, Chairman of EN-

GIE said: “The Board intends to strengthen

ENGIE’s capacity to play a key role in the

energy transition. To this end, it is fundamental

to clarify the Group’s organisation

and strategic priorities, including from a

geographical standpoint. This is the essence

of the direction that we are presenting

today and that will constitute the

roadmap for the new CEO, to be announced

soon. The appointed employee representatives

will be regularly informed

and consulted on projects that

may result from the strategic review

of Client Solutions‘ activities

and on potential divestment projects

before any decision is made.

LL

www.engie.com

(202721541)

E.ON: Grüner Strom aus

Erdwärme für Bayern

• E.ON spart 4000 Tonnen CO 2 jährlich

• Erweiterung der Geothermieanlage

Kirchweidach um modulares Kraftwerk

(eon) Die Geothermieanlage im bayrischen

Kirchweidach wird zukünftig nicht

nur Wärme, sondern zusätzlich auch grünen

Strom erzeugen. Um das Energiepotenzial

der Tiefenwärme voll auszuschöpfen,

plant E.ON den Bau mehrerer Kleinkraftwerke

mit einer Gesamtleistung von

knapp 6 Megawatt. Das Investitionsvolumen

für den ersten Projektabschnitt beträgt

7,5 Millionen Euro. E.ON wird die

Anlage 15 Jahre betreiben.

Das Thermalwasser im südöstlichen Bayern

hat eine Temperatur von 121 °C und

wird aus 4000 m Bohrungstiefe gefördert.

Die Betreibergesellschaft FG Geothermie

speist die Wärme derzeit in das Fernwärmenetz

des Ortes ein und beliefert einen

Großkunden, der Gemüseanbau betreibt.

Bislang wird nur ein Teil der verfügbaren

Wärme für die Wärmeabnehmer genutzt.

Die Herausforderung besteht darin, die

Anlage so zu erweitern, dass CO 2 -freier

Strom auch wirtschaftlich und grundlastfähig

erzeugt werden kann. Hierzu setzt

E.ON so genannte ORC-Module des Kooperationspartners

Orcan Energy ein. Die

Technologie aus der Abwärmenutzung

wandelt Wärme hocheffizient in Strom um.

Mit diesem Prinzip werden 4000 Tonnen

CO 2 jährlich eingespart, was dem Ausstoß

von 2700 Reihenhäusern entspricht.

Gebaut wird in zwei Phasen. In der ersten

Phase wird eine Leistung von einem Megawatt

installiert. Mit Fertigstellung Ende

2021 ist der Bau einer ORC-Großanlage

sowie eines Blockheizkraftwerks geplant.

„Das Projekt Geothermie Kirchweidach

beweist, wie effizient wir Wärme heute für

die Stromversorgung nutzen können. Auch

in der Industrie gibt es noch große Abwärmepotenziale,

die wir für eine CO 2 -

freie Stromversorgung erschließen können“,

sagt Alexander Fenzl, Direktor des

Deutschlandgeschäfts bei E.ON Business

Solutions.

Jede ist zu ersetzen!

Redesign

PE01

S4

S2

„In Zusammenarbeit mit E.ON können

wir das Wärmepotenzial unserer Geothermieanlage

voll ausschöpfen und grünen

Strom wirtschaftlich erzeugen. Kirchweidach

bestätigt seine Rolle als Zukunftsstandort.

Es ist gut, dass wir E.ON langfristig

als Partner an unserer Seite haben,“

sagt Wolfgang Hageleit, Geschäftsführer

der FG Geothermie in Kirchweidach.

LL

www.eon.com (202721557)

E.ON nimmt Prozessdampferzeuger

in den Niederlanden

in Betrieb

• Hocheffiziente Verwertung von Gasen

aus der Produktion

(eon) E.ON hat für Dow Benelux im niederländischen

Terneuzen einen Prozessdampferzeuger

gebaut und jetzt in Betrieb genommen.

Im Zuge einer langfristigen Partnerschaft

wird E.ON die Anlage als Eigentümerin

15 Jahre betreiben. Rund 30 Millionen

Euro hat E.ON in das Projekt

investiert.

Terneuzen ist der größte Produktionsstandort

von Dow außerhalb der USA. Dort

produziert der Konzern chemische Zwischenprodukte

und Kunststoffe, die als

Grundstoffe in anderen Branchen zu Verpackungen,

Beschichtungen oder Schäumen

weiterverarbeitet werden. E.ON betreibt

den Prozessdampferzeuger zur Unterstützung

der bestehenden Kraftwerke

und verantwortet eine wichtige Komponente

der intelligenten Energieinfrastruktur

am Standort.

Die auf den Standort zugeschnittene Anlage

verwertet Restgase der Dow-Produktion,

die bis zu 45 Prozent Wasserstoff enthalten.

Durch die Nutzung der Rauchgaswärme

ist die Anlage hocheffizient und erreicht

einen thermischen Wirkungsgrad

von 95 Prozent. Dank der fortschrittlichen

Technologie werden die strengen neuen

Grenzwerte für den Ausstoß von Stickoxiden

sicher eingehalten.

E.ON hat den Großkessel als Rennpferd

unter den Prozessdampferzeugern konzipiert.

Er kann in weniger als 5 Minuten seine

Leistung von 50 Tonnen Dampf je Stun-

plug and play

100% kompatibel

Baugruppen ab Lager:

KE3 Leistungselektronik

6DT1013 bis 6DT1031 Stepper

Luvo-Sonden und Controller

... und viele Andere, fragen Sie an!

Stellungsgeber

VEW-GmbH Edisonstr. 19 28357 Bremen

FON: 0421-271530 www.vew-gmbh.de

13


Members´ News VGB PowerTech 8 l 2020

EVN: Vom Kohle- zum Sonnenstrom. v.l.n.r.: Gerhard Heilingbrunner, Ehrenpräsident des

Umweltdachverbandes und EVN Sprecher Stefan Zach, Fotocredit: EVN / Gabriele Moser

de (t/h) auf seine Maximalleistung in Höhe

von 350 t/h hochfahren. Die Anlage dient

somit auch als Puffer und garantiert jederzeit

stabile Produktionsprozesse.

„Wir betrachten es als Auszeichnung,

dass Dow Benelux als Betreiber kritischer

chemischer Infrastruktur auf das Knowhow

von E.ON setzt. Saubere und intelligente

Energielösungen werden in Zukunft

ein entscheidender Wettbewerbsfaktor für

die Industrie sein. Wir werden uns mit ganzer

Kraft dafür einsetzen, dass Dow diesen

Vorteil langfristig nutzen kann,“ sagt Stefan

Hakansson, Global Director City Energy

Solutions and CEO E.ON Business Solutions

bei E.ON.

Anton van Beek, Area President Dow Benelux,

UK, Nordic, France & Iberica erklärt:

„Der neue von E.ON betriebene Kessel wird

die betriebliche Flexibilität der Strom- und

Dampfinfrastruktur am Standort Terneuzen

erhöhen. Er macht die Produktion fit

für die Zukunft und Dow Terneuzen kann

flexibler auf Entwicklungen am Strommarkt

reagieren, einschließlich einer erhöhten

Verfügbarkeit an erneuerbaren Alternativen.

Außerdem können wir die Nebenprodukte

aus dem Cracking-Prozess

noch besser nutzen, wodurch dieser nachhaltiger

wird.“.

Die auf den Standort zugeschnittene Anlage

verwertet Restgase der Dow-Produktion,

die bis zu 45 Prozent Wasserstoff enthalten.

Durch die Nutzung der Rauchgaswärme

ist die Anlage hocheffizient und erreicht

einen thermischen Wirkungsgrad

von 95 Prozent. Dank der fortschrittlichen

Technologie werden die strengen neuen

Grenzwerte für den Ausstoß von Stickoxiden

sicher eingehalten.

E.ON hat den Großkessel als Rennpferd

unter den Prozessdampferzeugern kon zipiert.

Er kann in weniger als 5 Minuten seine

Leistung von 50 Tonnen Dampf je Stunde

(t/h) auf seine Maximalleistung in Höhe

von 350 t/h hochfahren. Die Anlage dient

somit auch als Puffer und garantiert jederzeit

stabile Produktions prozesse.

„Wir betrachten es als Auszeichnung,

dass Dow Benelux als Betreiber kritischer

chemischer Infrastruktur auf das Knowhow

von E.ON setzt. Saubere und intel ligen

te Energielösungen werden in Zukunft

ein entscheidender Wettbewerbsfaktor für

die Industrie sein. Wir werden uns mit ganzer

Kraft dafür einsetzen, dass Dow diesen

Vorteil langfristig nutzen kann,“ sagt Stefan

Hakansson, Global Director City Energy

Solutions and CEO E.ON Business Solutions

bei E.ON.

Anton van Beek, Area President Dow Benelux,

UK, Nordic, France & Iberica erklärt:

„Der neue von E.ON betriebene Kessel wird

die betriebliche Flexibilität der Strom- und

Dampfinfrastruktur am Standort Terneuzen

erhöhen. Er macht die Produktion fit

für die Zukunft und Dow Terneuzen kann

flexibler auf Entwicklungen am Strommarkt

reagieren, einschließlich einer erhöhten

Verfügbarkeit an erneuer baren Alternativen.

Außerdem können wir die Nebenprodukte

aus dem Cracking-Prozess

noch besser nutzen, wodurch dieser nachhaltiger

wird.“

LL

www.eon.com (202721603)

EVN: Vom Kohle- zum

Sonnenstrom

• Riesiges Sonnenkraftwerk in Dürnrohr

nimmt Gestalt an

(evn) Es soll eine der größten Photovoltaik-Anlagen

Österreichs werden. „Wir

sprechen hier von einer Größenordnung,

die weit über 25 Megawatt hinaus geht.

Dort wo über 30 Jahre Strom aus Steinkohle

produziert wurde, wird jetzt die Kraft

der Sonne genutzt. Ein schönes Symbol für

eine erneuerbare Energiezukunft, aber

eine große Herausforderung für die Versorgungsicherheit.

Denn die erneuerbaren

Energien, wie Wind, Wasser und Sonne

stehen nicht immer zur Verfügung, wenn

sie gebraucht werden“, so EVN Sprecher

Stefan Zach.

Mit den 9.000 Haushalten, die von hier

aus mit 100 % ökologischem Strom versorgt

werden können, startet in Österreich

eine neue Liga von Sonnenkraftwerken.

Der Standort des ehemaligen Kohle-Kraftwerkes

ist jedenfalls nicht nur wegen

der vorhandenen Netzinfrastruktur für

die Nutzung der Sonnenkraft perfekt. „Die

30 Hektar der ehemaligen Kohlehalde sind

zum Großteil versiegelt und daher landwirtschaftlich

nicht nutzbar“, ist auch Gerhard

Heilingbrunner, Ehrenpräsident des

Umweltdachverbandes, von dem Standort

überzeugt. Seiner Meinung nach liegt die

Zukunft der Photovoltaik-Anlagen auf Gebäudeflächen,

sowie auf versiegelten oder

landwirtschaftlich schlecht nutzbaren

Freiflächen. „Wir müssen darauf achten,

dass es zu keinem Konflikt zwischen Photovoltaik-Anlagen

und dem Naturschutz

kommt.“

Dürnrohr bleibt zentraler Energieknoten

Dürnrohr wird als wichtiger innovativer

Energiestandort weiter entwickelt. Hier

nutzt die EVN 500.000 Tonnen Haus- und

Gewerbemüll pro Jahr als Brennstoff zur

Strom- und Wärmeerzeugung. Aus dem

Müll wird Strom für 170.000 Haushalte

und Fernwärme für die Landeshauptstadt

St. Pölten erzeugt. Auch Industriebetriebe

werden von Dürnrohr aus mit Energie versorgt.

Künftig soll dort neben der Photovoltaik-Anlage

auch der niederösterreichische

Klärschlamm einer sinnvollen Verwertung

zugeführt und zur Strom- und Wärmeerzeugung

verwendet werden. In nächster

Zeit wird die EVN über 20 Mio. Euro in den

Standort Dürnrohr investieren.

LL

www.env.at (202721656)

Fortum initiates an Environmental

Impact Assessment procedure for

Loviisa nuclear power plant

Fortum [Power and Heat Oy] has initiated

an Environmental Impact Assessment

procedure (EIA procedure) for the Loviisa

nuclear power plant. The procedure will

assess the environmental impacts of a potential

extension of the operation of the

power plant or, alternatively, the decommissioning

of the power plant, as well as

the environmental impacts of the final disposal

facility for low- and intermediate-level

waste.

“Loviisa power plant’s current operating

licenses are valid until the end of 2027 and

2030. In this procedure, we will assess the

impacts of both the extension of the commercial

operation and the decommissioning

of the power plant on the environment,

public health and safety, and on the surrounding

community and the economy,”

says Deputy Director Thomas Buddas from

Loviisa power plant.

14


VGB PowerTech 8 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

15


Members´ News VGB PowerTech 8 l 2020

“In terms of the technology, the Loviisa

power plant is in good shape and meets the

current safety requirements. The environmental

impact assessment that will now be

conducted will help us to collect data for a

possible new operating licence application,”

he continues.

The EIA procedure has two phases and

will take about eighteen months. The first

programme phase contains the Fortum

plan on the environmental impact assessment

and on the arrangement of communications

and participation. Based on the EIA

programme and the statements and opinions

about it, an environmental impact assessment

will be carried out, the results of

which will be presented in the Environmental

Impacts Assessment report.

The coordinating authority in the EIA

procedure is the Ministry of Economic Affairs

and Employment, and the Ministry of

the Environment is responsible for the international

hearing.

At Fortum, we believe that nuclear power

is needed also in the future. As a carbon dioxide

emission-free, reliable source of energy

that is not dependent on the weather,

nuclear power contributes to meeting today’s

need for energy and mitigating climate

change – together with renewable

energy.

LL

www.fortum.com/loviisaeia

(202721808)

GKM: Block 7 ist systemrelevant

(gkm) Block 7 der Grosskraftwerk Mannheim

AG wurde von der Bundesnetzagentur

(BNetzA) bis Ende März 2025 als systemrelevant

eingestuft. Damit darf die Anlage

nicht wie vom Betreiber geplant und

beantragt stillgelegt werden, sondern muss

im Rahmen der sogenannten Netzreserve

zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit

weiter am Netz bleiben.

LL

www.gkm.de (202721658)

Helen to significantly increase its

wind power production – total

investment of EUR 100 million in

a new wind farm

Helen: Artist’s impressions of the Lakiakangas 3 wind farm. Image source: CPC Finland Oy

(helen) Helen has started the construction

work of the Lakiakangas 3 wind farm in Ostrobothnia

in partnership with the project

developer CPC Finland. The project supports

Helen’s target to increase wind power

production fivefold in two years. Energy

generated by the new wind farm will be

available to Helen’s customers in 2022.

Helen’s wind power production will increase

fivefold by 2022. The Lakiakangas 3

wind farm project is a major step towards

increasing renewable wind power: the project

will be implemented in partnership

with CPC Finland in Ostrobothnia, close to

the town of Kristiinankaupunki. In addition

to the wind farm, Helen and CPC Finland

will set up an electricity transmission

company, which will be responsible for

transmitting the electricity generated by

the wind farm to the national grid. The total

investment of the project is almost EUR

100 million. Helen owns 60 per cent and

CPC Finland 40 per cent of the joint undertakings.

The wind farm Lakiakangas 3 consists of

20 turbines with a total power output of 86

MW. The objective is to expand the wind

farm with another three turbines at a later

date. Helen will purchase all of the electricity

generated by the wind farm company,

and it will provide the company with electricity

market services.

“The Lakiakangas 3 wind farm is a significant

investment, and it supports Helen’s

target of carbon-neutral energy production

in 2035. Our business customers are extremely

interested in the new way of acquiring

wind power from a designated

wind park – this way Helen will make the

possibilities of a new energy era even more

widely accessible to everyone. By combining

forces with CPC, we are taking another

major step towards a carbon-neutral future,”

says Helen’s Director Harri Mattila.

“We are delighted to have Helen as our

partner in the Lakiakangas 3 wind power

project. The project is already the third one

for us, and it is the largest wind farm that

we have built in Finland until now. The

strengths of CPC and Helen that complement

each other in different areas enable

an extremely efficient project implementation,”

says Erik Trast, Managing Director of

CPC Finland.

The permits needed for the operations

have been granted for the wind farm company,

and the construction work of the

farm is underway. The first turbines in the

area will be erected in spring 2021, and

wind power production will start towards

the end of 2021. Helen’s customers will be

able to purchase wind power generated by

the farm in 2022. The Lakiakangas 1 and

Lakiakangas 2 wind farms located nearby

have been in production since 2017 and

2019.

Wind power is one of the means towards

carbon neutrality

Last year, Helen produced 70 gigawatt-hours

of wind power per year through

its associated company Suomen Hyötytuuli.

As a result of the Lakiakangas 3 project,

Helen’s wind power production will increase

to 350 gigawatt-hours per year. In

addition, the ongoing investments in associated

companies will also increase Helen’s

wind power production.

Helen’s target is carbon-neutral energy

production in 2035. Wind power is one of a

number of means of achieving the carbon

neutrality target in a profitable way.

Facts

• The wind farm Lakiakangas 3 and the

electricity transmission company will be

implemented as joint undertakings,

with Helen owning 60 per cent and CPC

Finland 40 per cent of the companies.

• The investment will significantly

increase Helen’s volume of wind power.

• At first, Lakiakangas 3 will consist of 20

wind turbines, with a power output of

86 MW.

• The foundation work started in summer

2020.

• The wind turbines will be installed in

spring-summer 2021.

• The electricity transmission connection

and substation will be commissioned in

spring 2021.

• Wind power production will begin in

late 2021.

• Energy generated by the new wind farm

will be available to Helen’s customers in

2022.

LL

www.helen.fi (202721701)

16


VGB PowerTech 8 l 2020

Members´ News

Photovoltaikanlage kommt aufs Dach des

LEAG-Hauptsitzes

• Solarmodule können bis zu 125 MWh im Jahr liefern

(leag) Auf dem Dach des Hauptsitzes der Lausitz Energie Bergbau

AG und Lausitz Energie Kraftwerke AG am Leagplatz 1 in

Cottbus wird in den kommenden Wochen eine Photovoltaikanlage

errichtet. Unter der Bauleitung der EP New Energies

GmbH (EPNE) werden von Montag, 10. August, bis voraussichtlich

Sonntag, 30. September 2020, die Solarpaneele auf

den Dachflächen des ersten und dritten Obergeschosses montiert.

Genutzt wird der durch Sonnenenergie erzeugte Strom

vorrangig zur Deckung des Eigenbedarfs im LEAG-Gebäude.

Stromüberschüsse können bei Bedarf in das öffentliche Netz

eingeleitet werden.

„Die Solaranlagen auf unseren Dachflächen sind für uns ein

weiterer Schritt in Richtung umweltfreundlicher Energiegewinnung

in der Region und eine Investition in die Zukunft unseres

Unternehmens“, sagt Florian Beyer von der Fachabteilung

für Erneuerbare Energien bei LEAG, der das Projekt leitet. „Die

PV-Dachanlage mit 456 Solarmodulen auf einer Fläche von

etwa 746 Quadratmetern wird voraussichtlich etwa 125 Megawattstunden

Strom im Jahr erzeugen.“ Bei optimalen Bedingungen

könne die Anlage bis zu 143 kW Peak (Höchstleistung

unter Idealbedingungen) liefern, erklärt der Projektmanager

für Erneuerbare.

Im Zeitraum der Montagearbeiten wird es kurzzeitige Beeinträchtigungen

im Bereich der Verkehrswege am LEAG-Gebäude

geben. Die Sperrung eines Teils des Besucherparkplatzes auf

der Südseite wird für die Einrichtung der Baustelle erforderlich

sein.

Auf einem weiteren Gebäude der LEAG, dem Konferenzcenter

in Lübbenau, befindet sich bereits seit dem Frühjahr ebenfalls

eine Photovoltaikanlage. Die vorrangig nach Westen ausgerichteten

510 Module haben seit ihrer Inbetriebnahme am 1. April

2020 etwa 70 Megawattstunden Strom produziert. Errichtet

wurde die etwa 834 Quadratmeter große Photovoltaikanlage

von der Cottbuser Firma GermanPV GmbH. Ihre maximale

Leistung beträgt unter Idealbedingungen etwa 160 kW Peak .

LL

www.leag.de (202721710)

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.

MVV: Münchener Investorengruppe

erwirbt Windenergie-Projekt Wellenberg

in Rheinland-Pfalz

(mvv) Der von juwi geplante und errichtete Standort besteht

aus einer Anlage des dänischen Weltmarktführers Vestas (Typ

V126) und steht auf der Gemarkung der Gemeinde Nußbach

rund 20 Kilometer nördlich der Stadt Kaiserslautern.

Die technische und kaufmännische Betriebsführung wurde langfristig

an die juwi Operations & Maintenance GmbH vergeben.

Eine Münchener Investorengruppe hat den rheinland-pfälzischen

Windenergie-Standort Wellenberg in der Ortsgemeinde

Nußbach im Landkreis Kusel gekauft. Der von der juwi Gruppe

mit Sitz im rheinhessischen Wörrstadt geplante und errichtete

Standort besteht aus einer Windenergieanlage des Typs

Vestas V126 mit einer Nennleistung von 3,45 Megawatt

(MW). Die Nabenhöhe beträgt 137 Meter. Die speziell für Binnenlandstandorte

ausgerichtete Anlage produziert jährlich

mehr als 9,5 Millionen Kilowattstunden klimafreundlichen

Strom. Die kaufmännische wie technische Betriebsführung

übernimmt die juwi Operations & Maintenance GmbH. Beraten

und beim Kauf unterstützt wurde die Investorengruppe

von der 20PlusX GmbH, die auch die Due Diligence-Prüfung

durchführte und das kaufmännische und technische Asset

Management übernimmt.

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 8 l 2020

Neben der Planung und Entwicklung des

Standortes erwirkte juwi auch die Genehmigung

nach Bundes-Immissionsschutzgesetz

(BImSchG). Das Unternehmen brachte

das Projekt zudem erfolgreich durch das

Ausschreibungsverfahren der Bundesnetzagentur

gemäß Erneuerbare-Energien-Gesetz

(EEG). Die Anlage wurden im Februar

2020 vollständig in Betrieb genommen.

„Wir freuen uns, das Projekt nach intensiven

und zu jederzeit partnerschaftlichen

Verhandlun-gen in die Hände engagierter

Privatinvestoren geben zu können“, sagt

Frederik Faißt, Abteilungsleiter Projektfinanzierung

bei der juwi AG.

Christian Busse, Geschäftsführer des beauftragten

Transaktionsmanagers 20plusX

GmbH mit Sitz in Potsdam, ergänzt: „Das

Projekt Wellenberg zeigt sehr gut, dass sogenannte

Schwachwindstandorte auch im

Ausschreibungsmodell bei guter Planung

nachhaltig und wirtschaftlich betrieben

werden können. Mit der Vestas V126 setzen

wir hier bewusst auf bewährte Anlagentechnologie

und mit der juwi-Gruppe

auf einen sehr erfahrenen Partner, um dies

auch langfristig für unsere Investoren sicherzustellen.“

Zur 20plusX GmbH

Die 20plusX GmbH ist ein auf den deutschen

Markt spezialisierter unabhängiger

Transakti-onsberater und Asset Manager

für Projekte im Bereich der Erneuerbaren

Energien. Die Schwerpunkte liegen dabei

auf der Wind- und Solarenergie.

Neben der Betreuung von Investoren

während der Erwerbsphase und dem Betrieb

innerhalb des EEG-Vergütungszeitraums,

entwickelt die 20plusX GmbH individuelle

Weiterbetriebskon-zepte, um über

einen Zeitraum von 20 Jahren hinaus langfristig

und nachhaltig positive Erträge für

Investoren zu sichern.

LL

www.mvv.de (202721814)

MVV: Größte Windenergie-

Anlage in Rheinland-Pfalz

geht in Betrieb

• Rekord-Windrad bei Kröppen im

Landkreis Südwestpfalz hat eine

Gesamthöhe von 241 Metern

• Insgesamt bringt juwi dort zwei

Anlagen des Typs Vestas V150 ans Netz

(mvv) Die juwi-Gruppe hat nahe der Gemeinde

Kröppen, südwestlich von Pirmasens,

das mit 241 Metern höchste Windrad

in Rheinland-Pfalz in Betrieb genommen.

Die Anlage des dänischen Herstellers Vestas

verfügt über eine Leistung von 4,2 Megawatt.

Insgesamt errichtete der Wörrstädter

Projektenwickler in Kröppen zwei Windräder

des Typs V-150, das niedrigere der

beiden hat eine Gesamthöhe von 220 Metern.

Der Windpark im südlichsten Winkel

von Rheinland-Pfalz, unweit der französischen

Grenze, trägt seit heute mit einer

Stromproduktion von 23,5 Millionen Kilowattstunden

pro Jahr zur klimafreundlichen

Energieversorgung der Region bei

und versorgt rund 7.800 Haushalte mit

sauberem Strom.

„Wir sind schon ein wenig stolz, dass wir

jetzt das größte Windrad in Rheinland-Pfalz

bei uns in der Gemeinde stehen

haben und freuen uns natürlich auch, dass

wir als Gemeinde auch von den Einnahmen

profitieren werden“, erklärt Ortsbürgermeister

Steffen Schwarz. Ganz besonders

freue ihn, das Projekt im Gedenken an

seinen Vater umgesetzt zu sehen. Ottmar

Schwarz hatte das Projekt als damaliger

Ortsbürgermeister der Gemeinde Kröppen

initiiert. Er war überraschend im September

2015 verstorben.

Die Planung für den kleinen Windpark

mit den großen Anlagen hatte juwi im Jahr

2013 begonnen und dann in enger Abstimmung

mit der Gemeinde Kröppen das Projekt

bis zur Genehmigung vorangetrieben.

Im März 2020 konnte mit dem Bau der beiden

Anlagen begonnen werden. Vor allem

in der Bauphase im Juni und Juli wurde

das Projekt von den Anwohnern mit großem

Interesse begleitet.

„Für uns ist der Windpark Kröppen ein

tolles Projekt, gerade weil vor Ort so viele

interessierte Bürgerinnen und Bürger mitgefiebert

haben“, berichtet Projektleiter

Sebastian Weber von der positiven Resonanz

seitens der Kröppener Bürgerinnen

und Bürger. Nach der nun erfolgten Inbetriebnahme

wird sich zukünftig die juwi

Operations & Maintenance um die Betriebsführung

des Windparks kümmern.

Die Rekord-Anlage wurde in einem Waldstück

auf dem Steinberg errichtet, während

sich die zweite Anlage in einigen hundert

Metern Entfernung auf einer Ackerund

Grünlandfläche dreht. Das höhere der

beiden Windräder hat eine Nabenhöhe von

166 Metern, die Rotorblätter sind 75 Meter

lang. Die gesamte Anlage hat ein Gewicht

von rund 770 Tonnen.

Als Ausgleich für den Eingriff in den Naturhaushalt

werden 20 Bäume für Fledermäuse

dauerhaft unter Schutz gestellt. Die

Wildkatze erhält fünf Geheckplätze und im

Stausteiner Wald wird ein Nadelbaumbestand

in einen Laubwald umgewandelt.

Zusätzlich darf sich die Stiftung Natur und

Umwelt des Landes Rheinland-Pfalz über

eine Ersatzgeldzahlung freuen. Diese Mittel

können von den örtlichen Naturschutzbehörden

für weitere Maßnahmen beantragt

werden.

LL

www.mvv.de (202721816)

INOVYN to play vital role in

ambitious ‘power to methanol’

project to produce sustainable

methanol and reduce CO 2

(ineos) Methanol is an essential multi-purpose

raw material for the chemical industry,

with many applications in wider industry.

Currently, methanol is produced using

fossil based raw materials, which emits

carbon dioxide from the process.

The new ‘Power to Methanol’ project at

Antwerp, being announced today, would

produce methanol from captured CO 2

combined with hydrogen generated from

renewable electricity.

A planned industrial-scale demonstration

unit would produce 8,000tpa of sustainable

methanol and would save at least

8,000tpa of CO 2 emissions every year.

INOVYN has today announced its role in

an ambitious ‘Power to Methanol’ project

set up to further investigate options for sustainable

methanol production at Antwerp,

Belgium.

As part of a consortium, comprising leading

industrial and business partners, IN-

OVYN will contribute to a joint feasibility

study for the production of methanol from

captured carbon dioxide and hydrogen.

Subject to the success of the study, an

8,000tpa industrial-scale demonstration

plant would be built at INOVYN’s chemical

manufacturing complex at Lillo. This

would be the first of its kind for Belgium,

with the methanol produced being used by

chemical companies in the port of Antwerp

cluster.

The carbon dioxide is captured by means

of Carbon Capture and Utilisation, through

which CO 2 emissions are partially recovered

and then combined with hydrogen

generated from renewable energy. For

each tonne of methanol produced at least 1

tonne of CO 2 emissions would be avoided.

Comments Geir Tuft, CEO INOVYN: “This

is a very exciting project and an excellent

fit with our sustainability strategy, which

includes pursuing options for alternative

energy and the sustainable, lower carbon

production of chemicals. Specifically, IN-

OVYN will contribute its expertise in hydrogen

production and electrolysis to the

project, and has identified a suitable location

for the proposed demonstration plant

at our Lillo Site.”

In addition to INOVYN, other consortium

members include ENGIE, Oiltanking, Indaver,

Fluxys, the Flemish Environmental

Holding Company (Vlaamse Milieu Holding)

and Port of Antwerp.

Future development could see increased

volumes of sustainable methanol produced

for wider industry use.

LL

www.ineos.com (202721703)

18


VGB PowerTech 8 l 2020

Members´ News

HRH The Crown Prince

inaugurated Asnæs Power Station

(Ørsted) Asnæs Power Station can now

supply green district heating to Kalundborg

and green process heat to Novo Nordisk

and Novozymes. His Royal Highness

The Crown Prince of Denmark inaugurated

the new wood chip-fired power unit, marking

the phase out of coal at the same time.

Following more than three years‘ intensive

work on the conversion, Asnæs Power

Station was ready to be inaugurated by

HRH The Crown Prince on Friday. The

power station can now supply heat and

power without using fossil fuels, instead

using sustainable wood chips.

“The Crown Prince‘s visit marks the completion

of an extensive conversion process.

Asnæs Power Station has been given a new

and greener life, which will benefit Kalundborg

residents and businesses and contribute

to Denmark‘s green transformation,”

says Morten Buchgreitz, Executive Vice

President and CEO of Markets & Bioenergy

in Ørsted.

A joint agreement in 2017 ensured that

Asnæs Power Station can now supply green

energy to Novo Nordisk, Novozymes, and

district heating customers in Kalundborg.

“I‘m very pleased that we‘ve now commissioned

Asnæs Power Station‘s new wood

chip-fired unit. The future belongs to sustainable

energy sources such as wind, solar,

and biomass. Therefore, we‘ll be phasing

out coal at all our power stations by

2023, and the decision about Asnæs Power

Station, which was made together with our

customers, is an important step on the

way,” says Morten Buchgreitz.

The 20-year steam and district heating

contract involved the construction of a new

wood chip-fired plant, which is connected

to the power station‘s existing installations

and systems. This will enable Asnæs Power

Station to supply steam, district heating,

and power produced using sustainable

wood chips. Consequently, Kalundborg is

retaining the advantages of the symbiosis

between power station production, steam

supply, and district heating.

“To Kalundborg Forsyning, it‘s important

that we contribute to the development of

Kalundborg as a sustainable and green industrial

municipality. The collaboration in

the Kalundborg Symbiosis plays a major

role. In future, it‘s absolutely crucial that

the district heating in Kalundborg is based

on sustainable energy, and that we can

continuously provide a stable heat supply

at a competitive price,” says Hans-Martin

Friis Møller, CEO of Kalundborg Forsyning.

800,000 tonnes reduction

in carbon emissions

The conversion from coal to wood chips

at Asnæs Power Station will result in an annual

reduction in carbon emissions of

around 800,000 tonnes. This corresponds

to the annual carbon emissions from more

than 400,000 cars and thus contributes significantly

to Denmark‘s green conversion.

The conversion also marks a significant

change in Novo Nordisk‘s largest production

unit in Kalundborg.

“Today‘s inauguration marks an important

milestone for Novo Nordisk, as we now

only have sustainable energy sources at our

production facility in Kalundborg. This applies

to both power, heat, and steam. Novo

Nordisk has set a target of zero carbon

emissions from our global operations and

transportation by 2030 at the latest. This

target is part of an ambitious environmental

strategy, ‚Circular for Zero‘, which is to

make Novo Nordisk a company with zero

environmental impact. Among other

things, the strategy entails that Novo Nordisk

will continue to reduce its environmental

footprint from its production. The conversion

of Asnæs Power Station where coal

is substituted with sustainable biomass will

contribute to this goal,” says Henrik Wulff,

Executive Vice President of Product Supply,

Quality & IT at Novo Nordisk.

In addition to Denmark, Novozymes also

has production in e.g. the US, China, and

Brazil, and the company‘s biological solutions

helped its customers achieve a reduction

in carbon emissions amounting to 87

million tonnes in 2019. This is the equivalent

of removing approx 36 million cars

from the roads. Thomas Videbæk, Executive

Vice President of Research, Innovation

& Supply at Novozymes, says:

“It‘s a great day for Kalundborg and for

Denmark as a whole. With one joint project,

we‘ve decommissioned a large coalfired

power station, phased out fossil fuels,

and established a power station fuelled by

biomass instead. For many years, Novozymes

has invested heavily in reducing

the environmental impact from our production.

Among other things, we get power

from wind turbines, and we‘ve established

a biogas production using our waste water.

With the conversion of Asnæs Power Station

completed, all our power, heat, and

steam for our large production in Kalundborg

comes from renewable sources.”

The wood chips for Asnæs Power Station

will primarily come from by-products, such

as branches, twigs, and thinning wood,

and all suppliers must ensure that the

wood chips come from sustainable forestry

where the forests are replanted, and biodiversity

is protected.

LL

www.orsted.com (202721714)

Ørsted together with its partners

secures funding for renewable

hydrogen project WESTKÜSTE

100 in Germany

The partners of the WESTKÜSTE 100 project

received funding confirmation from

the German Federal Ministry of Economic

Affairs and Energy as the first large-scale

hydrogen project in Germany within the

Reallabor (real-world laboratory) framework.

Martin Neubert, Executive Vice President

and CEO, Ørsted Offshore: “The

funding from the German Federal Ministry

for Economíc Affairs and Energy to the

Westküste 100 project is a significant step

forward for our hydrogen business. Westküste

100 is our third hydrogen project -

and the first one in Germany - found eligible

for public funding, and we‘re very excited

about the prospects of supporting

heavy industries and heavy transport with

clean alternatives based on renewable hydrogen.”

HRH The Crown Prince inaugurated Asnæs Power Station. Photo: Ørsted

19


Members´ News VGB PowerTech 8 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:

8 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 8 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 8 l 2020

Members´ News

Producing hydrogen has traditionally

been associated with high carbon emissions,

but by using renewable electricity,

e.g. from an offshore wind farm, the process

of producing hydrogen from water

(electrolysis) can be completely decarbonised.

Energy-intensive industries and the

transportation sector will have the opportunity

to reduce their carbon intensity by

using renewable hydrogen.

The purpose of the Westküste 100 project

is to make industrial processes, aviation,

construction and heating more sustainable

in the future. The ‚Westküste 100‘ project

models a regional hydrogen economy on

an industrial scale. The conditions on

Northern Germany‘s west coast are ideal

for this: A strong wind energy region meets

innovative companies that want to contribute

to reaching the crucial climate targets.

The project has a total budget of EUR 89

million. The approved funding for the project,

starting on 1 August 2020, amounts to

EUR 30 million. A total of ten partners have

joined forces to form the consortium: EDF

Germany, Holcim Germany, OGE, Ørsted,

Raffinerie Heide, Stadtwerke Heide, Thüga

and thyssenkrupp Industrial Solutions, together

with the Region Heide Development

Agency and the Fachhochschule

Westküste (West Coast University of Applied

Sciences).

Volker Malmen, Managing Director,

Ørsted in Germany: “We are very pleased

with this positive decision. This project is

unique because it uses offshore wind power

for large-scale hydrogen production.

Only offshore wind can provide such a reliable

renewable source of green power for

the electrolysis. This requires that the expansion

of renewables and offshore wind

power is balanced with the increased demand

for hydrogen production. We believe

that renewable hydrogen is key to decarbonize

industrial sectors. The Westküste

100 project is a cornerstone in our efforts

to lead the way in renewable hydrogen as

we are doing in offshore wind, to create a

world that runs entirely on green energy.”

Start of the first project phase -–

the electrolysis plant

With the grant approval from the German

Federal Ministry of Economic Affairs and

Energy, the Westküste 100 project can now

enter its first phase. This first phase includes

a number of elements. A newly

founded joint venture, “H2 Westküste

GmbH”, consisting of EDF Germany,

Ørsted and the Heide refinery, intends to

build a 30 megawatt electrolyser. This can

produce green hydrogen from offshore

wind energy and provide information on

the operation, maintenance, control and

grid services of the plant. Furthermore,

pipeline transportation of hydrogen and

the use of hydrogen in existing and new infrastructure

around Heide will be tested.

The consortium will also initiate the work

to develop the vision of a large-scale sector

coupling including a 700MW electrolyser

system into a concrete project. This will require

a significant R&D and engineering

effort.

LL

www.orsted.com (202721718)

RWE schließt Installation der

Fundamente und Exportkabel

für den Offshore-Windpark

Triton Knoll ab

• Installation innerhalb des Zeitplans

trotz der Auswirkungen des Coronavirus

• 90 Fundamente installiert und zwei 50

Kilometer lange Exportkabel verlegt

• Beginn des kommerziellen Betriebs von

Triton Knoll im ersten Quartal 2022

erwartet

(rwe renewables) Sven Utermöhlen, Chief

Operating Officer Wind Offshore Global

RWE Renewables: „Mit der Installation aller

Fundamente und der Verlegung der Exportkabel

haben wir bei unserem Offshore-Windpark

Triton Knoll eine wichtige

Bauphase auf See erfolgreich abgeschlossen.

Das Team von Triton Knoll und unsere

Zulieferer haben großes Engagement gezeigt,

um diesen Meilenstein innerhalb des

Zeitplans zu erreichen und gleichzeitig die

zahlreichen Herausforderungen zu bewältigen,

die Corona mit sich bringt. Anfang

2021 werden wir mit der Installation der

9,5-Megawatt-Offshore-Turbinen beginnen.

Die Sicherheit und das Wohlergehen

aller, die an dem Projekt arbeiten, haben

für uns weiterhin oberste Priorität.“

RWE hat bei der Errichtung ihres Offshore-Windparks

Triton Knoll in Großbritannien

eine wichtige Bauphase auf See trotz

der Coronakrise innerhalb des geplanten

Zeitfensters erfolgreich abgeschlossen:

Während des Sommers wurden alle 90 Turbinenfundamente

installiert und die beiden

50 Kilometer langen Exportkabel, die

den im Park erzeugten Strom an Land

transportieren, verlegt. Damit rückt die

erste Stromeinspeisung 2021 einen Schritt

näher. Der Windpark Triton Knoll, dessen

offizielle kommerzielle Inbetriebnahme im

ersten Quartal 2022 erwartet wird, wird

über eine installierte Kapazität von 857

Megawatt (RWE-Anteil: 509 MW) verfügen

und so viel grünen Strom produzieren,

um rechnerisch den Jahresbedarf von über

800.000 britischen Haushalten zu decken.

Der Offshore-Windpark Triton Knoll entsteht

rund 32 Kilometer vor der Küste von

Lincolnshire. Er befindet sich im gemeinsamen

Besitz von RWE (59 %), J-Power (25

%) und Kansai Electric Power (16 %), wobei

RWE sowohl den Bau als auch später

den Betrieb und die Instandhaltung des

Windparks im Namen der Projektpartner

steuert. Das geplante Investitionsvolumen

beläuft sich auf insgesamt rund 2 Milliarden

Britische Pfund.

Triton Knoll erhielt im September 2017

vom britischen Ministerium für Wirtschaft,

Energie und Industriestrategie (Department

for Business, Energy & Industrial

Strategy) den Zuschlag für eine Förderung

im Rahmen des Contract for Difference-Modells

(CfD). Ein Stromabnahmevertrag

(Power Purchase Agreement, kurz

PPA) mit Ørsted, in dessen Rahmen das

Unternehmen 100 % des vom Windpark

erzeugten Stroms abnehmen wird, ergänzt

die CfD-Förderung. So werden Marktpreisrisiken

während der ersten 15 Betriebsjahre

des Windparks minimiert.

RWE ist weltweit der zweitgrößte Akteur

im Bereich Offshore-Windenergie mit

ehrgeizigen Plänen für weiteres

Wachstum

RWE verfügt über beträchtliche Erfahrung

im britischen Offshore-Markt: Neun

Windparks sind bereits in Betrieb, weitere

Offshore-Entwicklungsprojekte wie der

1,4-MW-Windpark Sofia – zu 100 % im Besitz

von RWE – unterstreichen die Wachstumsambitionen

von RWE in Großbritannien.

Tom Glover, RWE Renewables Chief

Commercial Officer und RWE UK Country

Chair: „Großbritannien ist einer der wichtigsten

Märkte für RWE. Im Bereich Offshore-Windkraft

wollen wir deutlich wachsen.

Nach Triton Knoll realisieren wir unseren

1,4-Gigawatt-Offshore-Windpark Sofia

und rechnen hier mit einer Gesamtinvestitionssumme

von rund 3 Milliarden Britischen

Pfund. Zudem streben wir an, Projekte

zur Erweiterung einiger unserer bestehenden

Offshore-Windparks zu entwickeln,

und zwar im Zusammenhang mit

den von der britischen Crown Estate hierfür

zu vergebenden Rechten.“

Neben Großbritannien konzentriert sich

RWE beim Wachstum im Bereich Offshore-Wind

auf weitere Kernmärkte in Europa

sowie auf Amerika und den asiatisch-pazifischen

Raum. In Deutschland baut das Unternehmen

derzeit seinen Offshore-Windpark

Kaskasi (342 MW, 100 % RWE). Die

Entwicklungspipeline von RWE für Offshore-Projekte

umfasst rund 7 GW; zentrale

Ausschreibungen, die das Unternehmen als

zusätzliche Optionen in Erwägung zieht,

sind hierbei nicht berücksichtigt.

LL

www.rwe.com (202721725)

23


Members´ News VGB PowerTech 8 l 2020

RWE stärkt ihr europäisches

Erneuerbaren-Geschäft mit dem

Kauf einer 2,7 GW-Projektpipeline

• Nordex macht RWE zum exklusiven

Bieter für die Übernahme ihres

europäischen Onshore Wind- und Solar-

Entwicklungsgeschäfts / Kaufpreis

beträgt etwa 400 Millionen Euro

• Mit der Übernahme erweitert RWE ihre

bestehende Entwicklungspipeline von

22 GW

• Ausbau der Position im attraktiven

französischen Onshore-Windmarkt

(rwe) RWE will das europäische Onshore

Wind- und Solar-Entwicklungsgeschäft der

Nordex SE mit einer Pipeline von insgesamt

2,7 Gigawatt (GW) in Frankreich,

Spanien, Schweden und Polen erwerben.

Der Fokus liegt in Frankreich mit einer Pipeline

von 1,9 GW geplanter Projekte, die

sich in unterschiedlichen Entwicklungsphasen

befinden. Rund 15 % der gesamten

Pipeline stehen kurz vor der finalen Investitionsentscheidung

(FID) oder befinden

sich in einem fortgeschrittenen Entwicklungsstadium.

230 MW sind durch Differenzverträge

(CfDs) oder ähnliche Einspeisevergütungen

gesichert. Der Kaufpreis

beträgt etwa 400 Millionen Euro.

Zum Entwicklungsgeschäft gehört ein

Team von über 70 Beschäftigten mit umfassender

Erfahrung in diesem Bereich.

Die überwiegend in Frankreich ansässigen

Mitarbeiter sollen nach Abschluss der

Transaktion in die Tochtergesellschaft

RWE Renewables integriert werden, um

dort weitere Projekte zu entwickeln. Mit

der geplanten Übernahme erweitert RWE

ihre strategische Projektpipeline und ergänzt

die bestehende Entwicklungspipeline

von 22 GW.

Anja-Isabel Dotzenrath, CEO RWE Renewables,

unterstreicht: „Frankreich ist einer

der attraktivsten Märkte in Europa mit ehrgeizigen

Ausbauzielen für Erneuerbare

Energien. Wir freuen uns auf die Zusammenarbeit

mit einem erfahrenen Team, das

eine starke Erfolgsbilanz bei der Entwicklung

von Projekten im Bereich der Erneuerbaren

Energien vorweisen kann. Die Transaktion

ergänzt unsere Wachstumsambitionen

in Frankreich in Offshore Wind,

Onshore Wind, großen Solaranlagen und

Batteriespeichern.“

Vor Abschluss der Transaktion wird der in

Frankreich übliche Prozess zur Einbindung

der Beschäftigten durchgeführt. Die Transaktion

steht unter dem Vorbehalt einer Genehmigung

für ausländische Investitionen

in Frankreich.

LL

www.rwe.com (202721730)

RWE: Revision im Kraftwerk

Niederaußem: Block K erhält neue

Rauchgaskühler und

leistungsfähigere Leittechnik

• RWE investiert rund 60 Millionen Euro

• Umfassende Maßnahmen zum

Infektionsschutz

(rwe) BoA 1 in Revision: Der Block K des

RWE Braunkohlenkraftwerks Niederaußem

hat die planmäßige Hauptuntersuchung

durchlaufen.

Die Maßnahmen umfassen turnusmäßige

Wartungs- und Sanierungsarbeiten, Reparaturen

sowie Modernisierungen und Umbauten.

So wird z.B. der Großteil der für

den hohen Wirkungsgrad der Anlage wichtigen

Rauchgaskühler erneuert und die

Kraftwerks-Leittechnik erhält leistungsfähigere

Rechner und Server sowie ein umfassendes

Software-Update.

Während der Revision arbeiten Spezialisten

von rund 70 Partnerfirmen mit RWE

Personal zusammen. In den Spitzenzeiten

sind pro Schicht bis zu 850 Mitarbeiter im

Einsatz. Für die Revision investiert RWE

rund 60 Millionen Euro.

Um den durch die Covid-19-Pandemie

erschwerten Rahmenbedingungen zu entsprechen,

wurde der seit März im Kraftwerk

ohnehin geltende verschärfte Infektionsschutz

durch umfangreiche zusätzliche

Hygiene- und Vorsorgemaßnahmen

weiter intensiviert. Michael Wagner, Leiter

des Kraftwerks Niederaußem, betont:

„Die Gesundheit der beteiligten Mitarbeiter

sowie der Menschen in der Region hat

neben der planmäßigen Wiederinbetriebnahme

des Revisionsblocks für uns höchste

Priorität. Darum haben wir ein umfassendes

Schutzkonzept mit konkreten

Maßnahmen für jeden Arbeitsschritt erarbeitet

und umgesetzt.“

Das Konzept basiert auf den vom Bundesarbeitsministerium

veröffentlichten

SARS-CoV-2- Arbeitsschutzstandards. Es

wurde vom Gesundheitsamt des Rhein-

Erft-Kreises geprüft und für angemessen

befunden. Die Vorkehrungen reichen vom

Fiebermessen beim Betreten der Anlage

über strikte Schichttrennung und entzerrte

Pausenzeiten bis hin zur Verpflichtung,

persönliche Kontakttagebücher zu führen.

Auf allen Verkehrswegen gilt Maskenpflicht

und an Schlüsselstellen, wie z.B. in

Aufzügen, erinnern Bodenmarkierungen

und Hinweisschilder daran, Abstand zu

halten. Alle Partnerfirmen wurden frühzeitig

mit dem Schutzkonzept vertraut

gemacht. Ordnungspersonal und RWE Sicherheitsbeobachter

sorgen für die strikte

Einhaltung. Die Revisionsbaustelle ist

vom übrigen Betriebsgelände abgezäunt

und nur über den extra geschaffenen Eingangsbereich

im Nordosten des Werksgeländes

zu erreichen.

Zudem wurden klar zugeordnete Aufenthaltspavillons

und Waschräume errichtet,

in denen feste Teams unter sich bleiben.

Damit sich die Arbeiter möglichst wenig im

öffentlichen Bereich aufhalten, stellt das

Kraftwerk während der Revision eine

„Rund-um-die-Uhr-Versorgung“ am Standort

sicher.

Block K ging 2003 ans Netz. Er ist einer

von drei BoA-Braunkohlenblöcken der

neuesten Generation im Bestand der RWE

Power. Seine Netto-Leistung beträgt 950

Megawatt.

LL

www.rwe.com (202721732)

RWE: Revision im Kraftwerk Niederaußem: Block K erhält neue Rauchgaskühler und

leistungsfähigere Leittechnik

24


VGB PowerTech 8 l 2020

Members´ News

RWE & Schluchseewerk:

Mehr Strom aus dem Strom

• Generalüberholung des Rheinkraftwerks Albbruck-Dogern

steigert Produktion

• Zusätzliche Versorgung von

13.000 Haushalten

• RADAG investiert rund

43 Millionen Euro

(rwe/schluchseewerk) Seit 2015 wurde am Hochrhein an der

Schweizer Grenze das Rheinkraftwerk Albbruck- Dogern generalüberholt:

Zwischen den gleichnamigen badischen Gemeinden

erzeugt das Kraftwerk des Unternehmens RADAG

seit den 1930er Jahren Strom aus Wasserkraft, und das grenzübergreifend.

Nach 80 Jahren Dauerbetrieb war ein großer

Teil des Rheinkraftwerks bereit für neueste Technik, um effizienter

und wartungsärmer mehr Strom als bisher zu produzieren.

Dazu wurden ab 2015 nacheinander die drei alten

Kaplanmaschinen sowie die Leittechnik und die Abströmung

erneuert. Jetzt wurde die dritte und letzte Maschine in Betrieb

genommen und somit der Regelbetrieb mit gänzlich

neuer Technik aufgenommen.

Sandra Silva Riaño, Aufsichtsratsvorsitzende der RADAG

und Leiterin Hydro Power und Biogas bei RWE Generation:

„Grundlastfähige Wasserkraft trägt zu einer erfolgreichen

und grenzübergreifenden Energiewende bei. Deshalb hat die

RADAG rund 43 Millionen Euro in die Modernisierung des

Rheinkraftwerks investiert. Zehn Prozent mehr Leistung und

ein wartungsfreundlicher Betrieb stehen für diese Investition

in die Zukunft. Mein herzlicher Dank an alle Mitarbeitenden

und beteiligten Unternehmen, die diese Verjüngungskur ermöglicht

haben.“

Neues Turbinendesign ermöglicht höhere Energieerzeugung

Wasserkraftwerke sind Unikate. Für jedes Kraftwerk müssen

Turbinen maßgeschneidert werden, denn überall unterscheiden

sich Wasserdurchfluss oder Fallhöhe der Anlagen. Die

Maschinen des Rheinkraftwerks bestehen aus jeweils einem

Laufrad mit einem Durchmesser von sieben Metern, einem

Leitapparat sowie einem Generator. Jede der drei Maschinen

verfügt über eine Leistung von 28 Megawatt.

„Fünf Jahre haben wir unser Rheinkraftwerk in mühevoller

Kleinstarbeit saniert. Jedes Teil musste einzeln und in Handarbeit

auseinandergenommen, bearbeitet und wieder eingesetzt

werden. Und das Ganze im laufenden Betrieb, die verbleibenden

zwei Maschinen sind weiter gelaufen. Aber der

Aufwand zahlt sich aus. Dank seines hochmodernen Designs

mit vier statt fünf Flügeln kann das tonnenschwere Laufrad

die Strömungsenergie effizienter nutzen. So können wir trotz

unveränderter installierter Leistung grünen Strom für über

13.000 Haushalte zusätzlich erzeugen“, erklärt Projektleiter

Andreas Göggel von der Schluchseewerk AG, die sich um die

Betriebsführung und um die Projekte der RADAG kümmert.

Alles im laufenden Betrieb und im Einklang mit der Natur

Die RADAG verfügt über eine weitere Turbine im 2009 fertiggestellten

Wehrkraftwerk weiter flussaufwärts. Mit allen vier

Turbinen erzielt die RADAG eine installierte Gesamtleistung

von 108 Megawatt und erzeugt rund 680 Millionen Kilowattstunden

pro Jahr. Dies geschieht im Einklang mit der Natur. Vor

zehn Jahren hat die RADAG beim Bau des Wehrkraftwerks vier

Millionen Euro in die ökologische Aufwertung der Gesamtanlage

an dem zwölf Kilometer langen Rheinabschnitt investiert.

Unter anderem erhöhen neue Kiesinseln, Buhnen und Felsblöcke

die Strukturvielfalt und bieten Rückzugs- und Laichmöglichkeiten

für die Äsche und andere heimische Fische. Zudem

wurde die Albmündung renaturiert. Nicht zu vergessen: Für

die Modernisierung des Fischpasses am Maschinenhaus der

VGB Event

Digitalization in

Hydropower

10 to 12 November 2020

New event concept!

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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

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Deilbachtal 173

45257 Essen

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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 8 l 2020

RWE & Schluchseewerk: Mehr Strom aus dem Strom. Generalüberholung des Rheinkraftwerks Albbruck-Dogern steigert Produktion

Altanlage wurden zusätzlich zwei Millionen

Euro investiert. Die Deutsche Bahn fährt mit

RADAG-Strom Zurzeit deckt die Bahn 57

Prozent ihres Energiebedarfs mit Strom aus

erneuerbaren Energien. Auch die Wasserkraftwerke

der RWE Generation SE tragen

hierzu jährlich mit einer Lieferung von rund

900 Millionen Kilowattstunden bei. Dazu

gehört auch der am Hochrhein erzeugte

Strom der RADAG.

LL

www.rwe.com (202730838)

www.schluchseewerk.de

RWE AG: Einigung über

Tarifvertrag „Kohleausstieg“ erzielt

• Voraussetzungen für sozialverträglichen

Ausstieg aus der Kohleverstromung

geschaffen

(rwe) RWE hat sich nach intensiven Verhandlungen

und unter hohem Zeitdruck

mit der Vereinten Dienstleistungsgewerkschaft

(ver.di) und der Industriegewerkschaft

Bergbau, Chemie, Energie (IG

BCE) auf den Tarifvertrag „Kohleausstieg“

geeinigt.

Damit sind die Voraussetzungen geschaffen,

dass das Unternehmen die Kohleverstromung

bis spätestens 2038 sozialverträglich

beenden kann, so wie es das Gesetz

zur Beendigung der Kohleverstromung

vorsieht. In dem Tarifvertrag sind unter

anderem die Leistungen des Unternehmens,

die über das staatlich garantierte

Anpassungsgeld (APG) hinaus gehen, geregelt.

Dabei wurde ein angemessenes Absicherungsniveau

für die Beschäftigten festgeschrieben,

für das RWE bis an die Grenzen

des wirtschaftlich Vertretbaren gegangen

ist. Das ist dem Unternehmen nicht

leicht gefallen, da der wirtschaftliche

Schaden aus dem Kohleausstieg bereits

deutlich über den vorgesehenen Kompensationszahlungen

liegt. RWE hat zudem

zugestimmt, grundsätzlich auf betriebsbedingte

Kündigungen zu verzichten. Durch

hochwertige Maßnahmen zur internen wie

externen Weiterqualifizierung sollen darüber

hinaus Beschäftigte, die APG nicht in

Anspruch nehmen können, „von Arbeit in

Arbeit“ vermittelt werden.

Vereinbarungen zum Bereich Ausbildung

und Übernahmen zeigen, dass RWE ihrer

gesellschaftlichen Verantwortung auch

künftig gerecht werden will: Bis 2030 wird

das Unternehmen weiter hochwertig und

über den eigenen Bedarf hinaus ausbilden.

Eine gute Ausbildung ist eine Investition in

die Zukunft junger Menschen. RWE unterstreicht

damit den Anspruch als verlässlicher

und attraktiver Arbeitgeber.

LL

www.rwe.com (202721722)

SW Kassel: Mehr Windstrom aus

den nordhessischen Windparks:

(sw-kassel) Bis 2050 sollen 100 Prozent

des benötigten Stroms in Deutschland

durch erneuerbare Energien gedeckt werden

– so die Klimaziele des Landes Hessen

und der Bundesregierung. Die Städtischen

Werke stehen seit Jahren als Vorreiter für

den Ausbau regenerativer Energien in

Nordhessen und treiben ihn weiter voran.

Ziel: dem Klimawandel erfolgreich entgegenzutreten.

Heute sind sie mit der Stadtwerke

Union Nordhessen (SUN) Teil eines

regionalen Partnernetzwerks und vertreiben

neben ihrem Naturstrom auch regionalen

Windstrom.

Besonders die vier Windparks Kreuzstein,

Söhrewald/Niestetal, Rohrberg und Stiftswald

sind dafür unerlässlich. Die insgesamt

29 Windenergieanlagen speisen komplett

in das regionale Stromnetz ein. Im

ersten Halbjahr haben die Windparks mit

140 Millionen Kilowattstunden (kWh) erheblich

mehr Strom erzeugt, als erwartet.

Diese Menge entspricht dem Jahresbedarf

von 56.000 Haushalten. Geplant waren

rund 115 Millionen kWh.

„Man sieht, wir übertreffen unsere Erwartungen

an den Windertrag. Grund dafür

waren die guten Windverhältnisse sowie

die hohen technischen Verfügbarkeiten

der Windenergieanlagen. Dies zeigt

erneut, dass Nordhessen ein guter Standort

für den erfolgreichen Betrieb von Windenergieanlagen

ist“, so Dr. Michael Maxelon,

Vorstandsvorsitzender der Städtischen

Werke.

„Von den guten Erträgen profitieren auch

die Bürgerenergiegenossenschaften, nordhessische

Stadtwerke und Kommunen, die

an den Windparks beteiligt sind“, erklärt

Dr. Olaf Hornfeck, Vorstandsmitglied der

Städtischen Werke. Das habe den positiven

Nebeneffekt, dass ein großer Teil der Mittel

in der Region verbleibe und die Wirtschaftskraft

stärke. Die Mittel dienten auch

dem weiteren Ausbau der erneuerbaren

Energien, um die klimapolitischen Ziele

der Landes- und Bundesregierung zu erreichen.

Aktuell ist der Windpark Reinhardswald

mit bis zu 20 Windkraftanlagen in Planung.

Zudem prüft die Betreibergesellschaft

des Windparks Stiftswald eine Erweiterung

um bis zu vier Anlagen.

LL

www.sw-kassel.de (202721734)

Trianel Windpark

Borkum II fertiggestellt

• Kommunaler Offshore-Windpark

vollständig in Betrieb

(trianel) Der Trianel Windpark Borkum

II (TWB II) ist vollständig in Betrieb.

Seit dem 30. Juni 2020 drehen sich alle

Rotoren der 32 Windkraftanlagen im

kommunalen Offshore-Windpark in der

Nordsee. Damit wurde das Offshore-

Projekt TWB II nach exakt zwei Jahren

Bauzeit fertiggestellt. Mit einer

Gesamtleistung von 200 MW produziert

der Windpark vor der Küste Borkums

Ökostrom für rund 200.000 Haushalte

pro Jahr. Mit TWB II geht der letzte

Offshore-Windpark mit einer

Festvergütung nach dem Erneuerbaren-

Energien-Gesetz ans Netz.

„Trotz der unerwartet großen Herausforderung

in der Bauphase haben wir gemeinsam

mit unseren Gesellschaftern, unseren

Partnern und der besonderen Tatkraft des

Projektteams das kommunale Offshore-Projekt

erfolgreich fertigstellen können“,

sagt Klaus Horstick, Geschäftsführer

der Trianel Windkraftwerk Borkum II

GmbH & Co. KG. Im April 2019 meldete der

Anlagenhersteller Senvion überraschend

Insolvenz an. Den Projektpartnern Trianel

26


VGB PowerTech 8 l 2020

Members´ News

und EWE gelang es gemeinsam mit Senvion, die Produktion

und Lieferung der Turbinen sicherzustellen. Jedoch verzögerte

sich der Installationszeitplan für die Windkraftanlagen

um mehrere Monate, sodass sich der ursprüngliche

Fertigstellungstermin von Ende 2019 in die erste Jahreshälfte

2020 verschoben hat.

„Auch 10 Jahre nach der Inbetriebnahme des ersten Windparks

in der Nordsee, alpha ventus, ist der Ausbau der

Offshore-Windenergie immer noch eine wichtige Mission

mit großen Chancen und technischen Herausforderungen

außerhalb jeglicher Routine,“ freut sich Irina Lucke, Geschäftsführerin

der EWE Offshore Service & Solutions

GmbH, über den erreichten Meilenstein bei TWB II.

Die feierliche Einweihung des Nordsee-Windparks, an

dem 20 Stadtwerke, regionale Energieversorger und kommunalnahe

Unternehmen aus Deutschland und der Schweiz

beteiligt sind, ist für Frühjahr/Sommer 2021 vorgesehen.

Ende Juni 2018 starteten die Projektpartner Trianel und

EWE die Bauphase für den Offshore-Windpark mit dem ersten

Rammschlag für das Setzen der Fundamentstrukturen

(Monopiles und Transition Pieces). Bereits Anfang Dezember

2018 konnte die erste Bauetappe mit der Installation

aller 32 Gründungsstrukturen erfolgreich abgeschlossen

werden. Zeitgleich wurde bis zum Frühjahr 2019 die Innerparkverkabelung

für den Anschluss der Windkraftanlagen

an das Stromnetz verlegt. Der für ursprünglich Mitte April

2019 geplante Beginn der Installationsarbeiten für die

Windkraftanlagen musste aufgrund der Insolvenzmeldung

des Anlagenherstellers Senvion verschoben werden. Mitte

August 2019 wurde mit der abgeschlossenen Montage der

Rotorblätter die erste Windkraftanlage vollständig errichtet.

Bis Ende 2019 wurden 16 Windkraftanlagen errichtet

und in Betrieb genommen.

An TWB II sind die EWE AG mit einem Anteil von 37,5 Prozent,

ein Joint Venture des Elektrizitätswerks der Stadt Zürich

und der Fontavis AG mit 24,51 Prozent sowie die Stadtwerke-Kooperation

Trianel gemeinsam mit 17 deutschen

Stadtwerken mit 37,99 Prozent beteiligt. Gemeinschaftlich

investieren die Anteilseigner mit TWB II rund 800 Millionen

Euro in den Ausbau der erneuerbaren Energien.

LL

www.trianel.com (202721743)

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.

Trianel setzt auf vollautomatische

Flexibilisierung von kleinen Biogasanlagen

• Algorithmen optimieren Fahrpläne für Biogas-BHKWs

(trianel) Die wirtschaftliche Optimierung der Fahrpläne

von konventionellen Blockheizkraftwerken mit einer Leistung

von über 10 MW ist heute schon Alltag. Anlagen mit

einer Leistung unter 10 MW, wie beispielsweise die Vielzahl

von Biogasanlagen, nutzen allerdings kaum Fahrweisen,

die die Strom- und Wärmeproduktion nach dem wirtschaftlichsten

Zeitpunkt an den Stromgroßhandelsplätzen ausrichten.

„Die Optimierung der Fahrpläne nach den aktuellen

Spot- und Intraday-Preisen hat sich bisher für kleinere

Anlagen oft nicht gelohnt, da der Aufwand höher war, als

die möglichen Erträge aus den Erzeugungsleistungen“,

stellt Bastian Wurm, Leiter Direktvermarktung bei der

Stadtwerke-Kooperation Trianel fest. Die Möglichkeiten des

automatisierten Kurzfristhandels in Verbindung mit spezifisch

für den Einsatz von Kleinst-BHKWs entwickelten Algorithmen

eröffnen nun auch kleinen, flexiblen Kraft-Wärmeanlagen

Chancen an den Spot- und Intraday-Märkten und

neue Erlösquellen über die Flexprämie und die Regelenergievermarktung

hinaus.

„Biogasanlagen sind ein immer wichtigerer Baustein zur

Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit und zur Bereitstellung

der nötigen flexiblen Erzeugungsleistungen“,

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

www.vgb.org

27

Neuer Termin

in 2021!


Members´ News VGB PowerTech 8 l 2020

hebt Bastian Wurm hervor. Die Bedeutung

von kleinen, dezentralen Biogasanlagen

mit Direktverstromung für die Versorgungssicherheit

und Aussteuerung des

Energiesystem nimmt angesichts des Abbaus

von gesicherter konventioneller Leistung

und des Zubaus von Wind- und Solarkraft

stetig zu. 2018 wurden insgesamt 33

TWh Strom und 13TWh Wärme in den

rund 9.200 Biogasanlagen in Deutschland

erzeugt. Insbesondere die im Rahmen der

Flexibilitätsprämie ertüchtigten Anlagen

verfügen technisch über alle Möglichkeiten

jeder Zeit Strom und Wärme zu liefern und

nötige Ausgleichenergien bereitzustellen.

Mit den von Trianel entwickelten Algorithmen

zur marktlichen und bilanzkreisoptimierten

Steuerung von kleinen

BHKWs kann die Flexibilität der Anlagen

technisch und wirtschaftlich vollausgeschöpft

werden“, so Bastian Wurm. Die von

Trianel entwickelte Methodik verbindet

die Datenreihen aus den eigenen Wärmebedarfsprognosen

mit den aktuellen

Marktpreisen an den Kurzfristmärkten. Die

Vermarktung erfolgt dann über das sogenannte

Algo-Trading und ermöglicht so direkt

auf Strompreisveränderungen reagieren

zu können. „Virtuell bilden wir die dafür

nötigen Prozesse von der Wärmeprognose,

über die jeweilige Erzeugungs- und

Speicherleistung bis hin zur Vermarktung

schon vollautomatisch ab“, hebt Wurm

hervor. Im praktischen Alltag greife Trianel

aber zumindest in der Startphase noch aktiv

ein, damit Biogasanlagenbetreiber

durch die richtige Substratzusammensetzung

die Anlagen anpassen können und die

Algorithmen auf die jeweilige Anlage angepasst

werden können.

LL

www.trianel.com (202721747)

Uniper and General Electric sign

a cooperation agreement for

climate-friendly natural gas assets

• Objective will be the decarbonization of

Uniper`s gas-fired power plants and

storage facilities with GE technology

• Agreement extends across Uniper’s

power plants and natural gas storage

facilities in Europe

• Focus on Uniper gas power stations in

the UK and NL with GE equipment

• GE’s first decarbonization agreement

with a major power producer

(uniper) Uniper and General Electric have

signed an agreement aiming at a long-term

collaboration on the decarbonization of

Uniper‘s gas-fired power plants and natural

gas storage facilities. GE’s Gas Power business

and Uniper will explore, assess, and

develop technology options for decarbonization

– GE’s first fleet-wide decarbonization

program signed with a major power

producer.

This agreement aims at producing a detailed

decarbonization roadmap by a joint

working group composed of both GE and

Uniper representatives by early 2021. This

roadmap is to develop an assessment of potential

upgrades and R&D programs needed

to drive decarbonization, including increasing

the use of emissions-friendly hydrogen

in GE gas turbines and compressors

in Uniper‘s power plants and gas storage

facilities across Europe.

GE and Uniper’s relationship spans decades

and Uniper – a well-known leader in

leveraging the latest technological innovations

– has been first to adopt many of GE’s

industry-leading technologies, like for example

the Uniper power stations of Grain,

Connah’s Quay or Enfield in the UK or the

Uniper gas storage facilities in Germany

like Etzel or Epe. Uniper’s broad gas turbine

installed base representing more than

4 gigawatts (GW) of power across Europe

provides the opportunity for a holistic decarbonization

assessment across many GE

technologies.

GE Gas Power brings decades of experience

and leadership in decarbonization

including the use of hydrogen as a gas turbine

fuel, and in the development of advanced

combustion technologies and carbon

capture systems. For more than 30

years, GE is a world-leading industry player

in the use of hydrogen and similar low

heating value fuels, achieving more than 6

million operational hours across 75+ units

globally.

Through this agreement, Uniper has taken

another important step towards the decarbonization

of its natural gas assets. At

the beginning of the year, Uniper set itself

the strategic goal of climate-neutrality in

its European generation business by 2035.

Uniper already produces around 24 terawatt

hours of CO 2 -free electricity with its

hydroelectric and nuclear power plants in

Germany and Sweden.

Andreas Schierenbeck, CEO of Uniper:

“This agreement with the US manufacturer

GE is another proof of our commitment to

move ahead with the decarbonization of

our power generation and storage facilities.

In a few years, Uniper’s European fleet

will consist mainly of climate-friendly gasfired

power plants and CO 2 -free hydropower.

From now on, our investments will focus

primarily on the further decarbonization

of the gas assets which could include

post combustion carbon capture, utilization

and sequestration (CCUS) as well as

blue or green hydrogen. And here, clean

hydrogen will - as far as it is possible and

sensible - replace the fossil components of

the gas plants. If we also succeed in using

our gas storage facilities to a large extent

for hydrogen, we will be closer to a solution

to the core problem of the European energy

transformation: the lack of storage capacity

for fluctuating renewable energies

on an industrial scale.”

Scott Strazik, CEO of GE Gas Power said:

“GE is committed to working with all our

customers to ensure their gas assets continue

to play a role in a cleaner energy future.

We are honored to work with Uniper to deliver

reliable, affordable, and sustainable

decarbonization technologies for their entire

GE gas asset base, and provide lower-carbon

electricity for Uniper’s customers

across Europe. GE has a long history of innovation,

and we look forward to utilizing

our 80+ years of gas turbine development

experience—including six million operating

hours with low-BTU fuels—to make

Uniper’s decarbonization vision a reality.”

LL

www.uniper.energy (2027217549)

www.ge.com

AquaPower from Uniper for the

Stockstadt market continues

• Contract between Uniper and the

market community of Stockstadt for the

climate-friendly supply of electricity

from hydropower extended by another

four years

• Stockstadt electricity customers receive

CO 2 -free electricity from run-of-river

power plants on the river Main

(uniper) Uniper supplies 15 million kilowatt

hours (kWh) of electricity generated

from hydroelectric power to the municipal

utilities of the market community of Stockstadt

in Bavaria every year. This amount of

electricity is enough to meet the needs of

more than 4,000 households. As early as

2018, the municipality decided to supply

its customers exclusively with hydroelectric

power from sources that are as regional

as possible. For the years 2019 to 2023, the

municipal council concluded an agreement

on the supply of CO 2 -free electricity from

the run-of-river power plants on the river

Main. Since then, the contractual partner

has been Uniper. The contract between the

municipal utilities and the energy supplier

has now been extended for another four

years: Until the end of 2027, the community

will receive climate-neutral electricity

from hydropower generated in Bavaria.

“We are very pleased with the extension

of the contract. This means that we can

guarantee our customers a reliable supply

of power until 2027 – climate-neutral and

thus forward-looking,” says Mayor Rafael

Herbrik. “We see the supply of electricity

from hydropower as an important building

block on the way to making our community

climate-neutral, true to the motto

‚think globally, act locally‘. This is how we

improve the quality of life in our region.

Uniper supports us as a valuable partner.

And what‘s best about this: Thanks to the

precise allocation of power plants, we

know exactly where our green electricity

comes from.”

28


VGB PowerTech 8 l 2020

Industry News

With a total installed capacity of two gigawatts,

Uniper is one of the largest operators

of hydroelectric power plants in Germany.

At 109 hydroelectric power plants in Germany,

the company produces emission-free

energy; and the run-of-river power plants

on the rivers contribute to covering the

baseline load around the clock. This also

applies to the waterworks on the river

Main, from which the market community

of Stockstadt obtains its energy.

“Hydropower provides enormous benefits

that we want to pass on to our customers:

no CO 2 emissions, no noise and no exhaust

gases. Energy from hydropower is

predictable, reliable and controllable. We

are delighted that our partnership has been

further strengthened by the extension of

the contract and that we are supporting

Stockstadt on its way to supplying its customers

with climate-neutral energy”, says

Thomas Bördlein, the responsible Key Account

Manager at Uniper. “This is once

again confirmation of our commitment to

the decarbonization of our facilities. Within

the next few years, our portfolio will

consist mainly of climate-friendly gas-fired

power plants and CO 2 -free hydropower.

Entirely in line with our customers‘ requirements.”

LL

www.uniper.energy (202721801)

OMV und VERBUND starten den

Bau der größten Flächen-

Photovoltaikanlage in Österreich

• Einsparung von rund 10.000 t CO 2 pro

Jahr - Inbetriebnahme der Anlage ist für

das vierte Quartal 2020 vorgesehen

(verbund) Die OMV und VERBUND, größter

österreichischer Stromerzeuger und einer

der größten Stromerzeuger aus Wasserkraft

in Europa, haben heute mit dem

Bau der größten Flächen-Photovoltaikanlage

in Österreich begonnen. Der Baustart

fand im Beisein von Elisabeth Köstinger,

Bundesministerin für Landwirtschaft, Regionen

& Tourismus, Stellvertreter der Landeshauptfrau

Stephan Pernkopf in Vertretung

von Landeshauptfrau Johanna

Mikl-Leitner, Rainer Seele, Vorstandsvorsitzender

und Generaldirektor der OMV,

Johann Pleininger, Vorstandsmitglied

Upstream und stellvertretender Vorstandsvorsitzender

der OMV sowie VER-

BUND-Vorstandsvorsitzenden Wolfgang

Anzengruber und dem Stv. Vorstandsvorsitzenden

Michael Strugl auf dem OMV

Areal in Schönkirchen-Reyersdorf statt.

Auf einer OMV eigenen Gesamtfläche von

13,3 Hektar (133.200m²) wird in der 1.

Bauphase eine Flächen-Photovoltaikanlage

mit einer Leistung von 11,4 MWp auf

dem Standort Schönkirchen errichtet. Die

34.600 PV-Module erzeugen in einer Ost-

West Ausrichtung 10,96 GWh Sonnenstrom,

was in etwa dem Jahresstromverbrauch

von 3.400 Haushalten entspricht

und umgerechnet rund 8.000 Tonnen CO 2

spart. Die Inbetriebnahme der Anlage ist

für Ende November 2020 geplant.

In der Endausbaustufe wird die Anlage

um weitere 10.400 PV-Module ergänzt. Damit

steigt die Gesamtleistung auf 14,85

MWp bei einer Erzeugung von 14,25 GWh.

Gesamt entspricht dies dem Jahresstromverbrauch

von 4.400 Haushalten und einer

zusätzlichen Einsparung von 2.400 Tonnen

CO 2 pro Jahr.

Elisabeth Köstinger, Bundesministerin für

Landwirtschaft, Regionen & Tourismus:

„Der Ausbau von Photovoltaik in Österreich

ist für die Erreichung der österreichischen

erneuerbaren Stromziele zentral. Es

freut mich ganz besonders, dass OMV und

VERBUND gemeinsam die größte PV-Anlage

Österreichs errichten und damit auch

ihre Bergbau-Aktivitäten in der Region mit

grünem Strom versorgen.“

Stephan Pernkopf, Landeshauptfrau-Stellvertreter:

„Niederösterreich setzt

schon viele Jahre erfolgreich auf die Energiewende.

Damit schützen wir das Klima

und schaffen Arbeitsplätze in den Regionen.

Der Bau der größten PV-Anlage Österreichs

durch OMV und VERBUND ist dabei

ein ganz besonderer Meilenstein.“

„Gemeinsam mit dem VERBUND starten

wir heute den Bau der größten Flächen-Photovoltaikanlage

in Österreich.

Damit leisten wir einen Beitrag zur Erreichung

der Klimaziele und setzen zugleich

einen wichtigen regionalen Wirtschaftsimpuls

im Weinviertel. Mit Investitionen wie

diesen, setzen wir unseren Weg der Reduktion

unserer CO 2 -Intensität konsequent

fort.“, so Rainer Seele, Vorstandsvorsitzender

und Generaldirektor der OMV.

„2030 soll die Stromerzeugung in Österreich

bilanziell zu 100 % aus erneuerbaren

Energien gedeckt werden“, so Wolfgang

Anzengruber, Vorstandsvorsitzender VER-

BUND. „Mit 131 Wasserkraftwerken sind

wir Österreichs größter Stromerzeuger

und wollen künftig auch bei den neuen erneuerbaren

Energien deutlich wachsen.

Mit der Installation der größten Flächen-Photovoltaikanlage

setzen wir ein

nachhaltiges Klima- und Konjunkturprogramm

um und investieren gemeinsam in

die Energiezukunft.“

Die Umsetzung dieses Projektes stärkt

auch die strategische Zusammenarbeit der

OMV und dem VERBUND. Diese startete

2017 mit dem 40 % Einstieg der OMV in

den E-Mobility Provider SMATRICS, an

dem VERBUND weitere 40 % und Siemens

20 % halten. Gemeinsam wurden die Raffineriestandorte

in Österreich und Deutschland

zur Erhöhung der Versorgungsqualität

und –sicherheit evaluiert. Im Bereich

grüner Wasserstoff arbeiten die OMV und

VERBUND derzeit bereits im Projekt UpHy

zusammen, in dem es um die Herstellung

von Wasserstoff für die Anwendung in der

Mobilität und im Raffinerie-Prozess geht.

LL

www.verbund.com (202721806)

Industry

News

Company

Announcements

ANDRITZ to supply flue gas

treatment systems for the

Integrated Waste Management

Facility (IWMF) in Singapore

Integrated waste and water treatment facility, Singapore. Copyright: NEA

(andritz) International technology Group

ANDRITZ has received an order from Keppel

Seghers to supply flue gas treatment

systems for the IWMF Phase 1 WTE

(Waste-to-Energy) facilities in Singapore.

IWMF and the Tuas Water Reclamation

Plant (Tuas WRP) – collectively known as

the Tuas Nexus – will be the world’s first

integrated waste and water treatment facility

to be conceptualised and planned

from the ground up. IWMF Phase 1 and the

TWRP are scheduled for completion in

2025. Once completed, IWMF Phase 1 will

be able to treat:

29


Industry News VGB PowerTech 8 l 2020

• 2,900 tons per day of incinerable waste;

• 250 tons per day of household

recyclables collected under the National

Recycling Programme;

• 400 tons per day of source-segregated

food waste; and

• 800 tons per day of dewatered sludge

from the Tuas Water Reclamation Plant

ANDRITZ’s scope of supply for the four

WTE lines in IWMF Phase 1 includes the

design and supply of flue gas treatment

equipment such as fabric filters, HCl and

SO2 scrubbers, ID fans, low-temperature

economizers with steam gas reheaters,

steel structures, flue gas ducts, tanks and

silos, and advisory services.

Using ANDRITZ equipment at IWMF

Phase 1 will help Singapore achieve its sustainability

goals because it will be able to

meet the highest environmental standards

and reduce the emissions from incineration

of 2,900 tons per day of incinerable

waste.

A Keppel Seghers-led consortium was selected

by Singapore’s National Environment

Agency to develop and build (on EPC

basis) the WTE and materials recovery facilities

as part of the IWMF Phase 1 development

for Singapore. ANDRITZ was chosen

as the consortium’s key supplier for the

flue gas treatment system due to its track

record with dry, semi-dry and wet technologies

for industrial flue gas cleaning as well

as its advanced energy recovery solution

using heat recovery from flue gas in the low

temperature range.

LL

www.andritz.com (202730952)

aas Neues Gebäude schafft Platz

für Wachstum – Expansion bei

Weseler Armaturenhersteller

(aas) Bürgermeisterin Ulrike Westkamp

(SPD) besuchte kürzlich zusammen mit

dem Vertreter der Wirtschaftsförderung,

Johannes Opgen-Rhein, die aas gmbh Armaturen

Anlagen Service. Das Weseler Unternehmen

hatte zu einem kleinen Empfang

anlässlich der Einweihung des neu

erbauten Firmensitzes an der Rudolf-Diesel-Str.

105 geladen.

2015 beschloss das Unternehmen den

Neubau eines eigenen Firmensitzes. Gerne

wollte man in Wesel bleiben und mit Unterstützung

der Stadt erhielt die aas gmbh

den letzten freien Platz im Gewerbeabschnitt

Rudolf-Diesel-Straße mit einer Fläche

von 3.000 qm. Mit dem Einzug in den

fast 1.200 qm zweigeschossigen Neubau

mit Verwaltung, Lager und Fertigungsbzw.

Konstruktionshalle im Mai dieses Jahres

verdoppeln sich somit die Räumlichkeiten

und lassen Platz für Wachstum. In diesem

Jahr konnte der Armaturen-hersteller

bereits sieben neue Mitarbeiter sowie einen

weiteren Auszubildenden einstellen

und schaut zuversichtlich in die Zukunft.

Geschäftsführer Volker Wurzer begrüßte

seine Gäste und Mitarbeiter in der neuen

Halle. „Die Investition in unser eigenes Gebäude

ist für uns eine Investition in die Zukunft.

Mit unserem neuen Firmensitz wollen

wir auch ein Bekenntnis setzen – für

unsere Stadt und für unsere Region.“, so

der Geschäftsführer. In der Fertigungshalle

konnte auch das weltweit erste verschleißund

druckverlustfreie Absperr-, Entwässerungs-

und Regelventil ARED-V besichtigt

werden. Die aas gmbh zeichnet sich verantwortlich

für Entwicklung, Konstruktion

und Fertigung und hat das Ventil zum Patent

angemeldet. Ein Auftrag über 50 Stück

nach Norwegen mit einem Volumen von

515.000 € steht bereits vor der Auslieferung.

Und es wird weiter investiert: In diesem

Jahr wird der Maschinenpark noch um

zwei CNC-Drehmaschinen erweitert.

Als Hersteller von Hochdruckarmaturen

mit einem umfassenden Programm für

Standard- und Sonderarmaturen bietet die

aas gmbh ein Branchen Know-how mit

über 40 Jahren Erfahrung. Das Unternehmen

betreut europaweit namhafte Kunden

aus dem Energiesektor und der Industrie.

Durch technologische Innovation, eigenen

Patenten und moderner Weiterentwicklung

hat sich die aas gmbh in kurzer Zeit

auf dem Markt für Hochdruckarmaturen

positioniert.

LL

www.aasgmbh.de (202730956)

Head of Rosatom Alexey

Likhachev spoke at

IAEA General Conference

(rosatom) On September 21, 2020, Rosatom

Director General Alexey Likhachev delivered

a statement at the plenary session

of the IAEA General Conference, which

opened in Vienna (Austria).

In his speech, he stressed that in the challenging

times of the pandemic and the economic

crisis it triggered, “nuclear power

has yet again demonstrated its stability,

environmental sustainability, safety and

cost-effectiveness.” In this situation the

IAEA “has demonstrated that it is an efficient

and highly demanded international

organization. Building on its unique expertise,

the Agency has promptly arranged

supplies of the state-of-the-art coronavirus

diagnostic equipment to the countries that

needed it most. Russia has not stayed behind

either and provided financial support

to the IAEA.”

Alexey Likhachev said that the nuclear

industry in Russia had also been faced with

the coronavirus challenge. “We have

passed this test successfully: none of our

construction sites have halted work in the

course of the epidemic. Neither in our

country, nor abroad. Power Unit 2 of Leningrad

NPP-2 with the VVER-1200 reactor

reached criticality in August. The construction

of two power units at the site of Kursk

NPP-2 with the innovative VVER-TOI design

is also in progress. Using this opportunity,

I congratulate our Belarusian partners

on the commencement of the start-up

stage of Ostrovets NPP that took place in

August. This is the first NPP with VVER-

1200 Generation 3+ reactor located outside

of Russia,” he said.

The head of Rosatom also mentioned the

commissioning of the world’s first of a kind

floating NPP with two smaller-capacity reactors

that took place in May. “The floating

NPP in Pevek demonstrates unique opportunities

of using floating power units in remote

and hard-to-reach areas.

The construction of smaller reactors

could mark the start of a new era in the

world nuclear industry in the coming

years. In this context, I suggest conducting,

under the auspices of the IAEA, an

update of the existing international rules

and regulations related to smaller nuclear

power plants. The impact of smaller capacity

generation was first explored in the

framework of the International Project on

Innovative Nuclear Reactors and Fuel Cycles

- INPRO, which marks its 20th anniversary

this year.”

He also said that the current IAEA General

Conference falls on the year of the 75th

anniversary of the Russian nuclear industry.

“Throughout all these years, we have

been working to address global challenges.

Rosatom’s mission reads “High technologies

at the service of people”. Our job is to

improve people’s life standards, and, ultimately,

to contribute to the sustainable development

of humankind. We build NPPs

in Russia and globally, we develop

non-power sectors and nuclear science, we

help other countries master high technologies

and create the nuclear infrastructure.”

Alexey Likhachev said that a comprehensive

Nuclear Science and Technology Development

Programme had been designed

in Russia, which is one of the country’s nation-wide

projects. “The President of the

Russian Federation has already signed the

respective decree about it. Two-component

nuclear power engineering, closed fuel cycle,

small- and medium-capacity NPPs,

plasma technologies and thermonuclear

fusion are our mid-term priorities. I am

sure that if we remain committed to the

principles of partnership, professionalism,

and trust, if we prevent politicization of the

nuclear industry, then we will handle all

the challenges. The main prerequisite for

this is uniting efforts of all the interested

parties in various formats of mutually beneficial

cooperation, with the IAEA playing

the central role. On my part, on behalf and

upon the instructions of the national leadership

of my government I reiterate that

Russia will continue to support the IAEA in

all the domains.”

LL

www.rosatom.ru (202721920)

30


VGB PowerTech 8 l 2020

Power News

Products and

Services

Aucotec: Stete Tropfen

statt Wasserfall?

• Wie Aucotecs agiles Engineering

Prozesse erheblich beschleunigt

(aucotec) Engineeringprozesse immer

stärker zu parallelisieren, ist längst erzwungene

Realität. Die Aucotec AG, Software-Entwickler

seit über 35 Jahren, setzt

dafür jetzt neue Maßstäbe. Mit „agilem

Engineering“ will das Unternehmen Planer

befähigen, die simultane Kooperation verschiedener

Gewerke und Disziplinen in

Maschinen- oder Anlagenbauprojekten

deutlich effizienter und effektiver zu beherrschen.

Bislang büßen Unternehmen

viel Zeit und Datenqualität in der Änderungsfalle

ein, die dadurch entsteht, dass

die notwendige Parallelisierung der Prozesse

mit Toolketten versucht wird, die eigentlich

nur für Wasserfall-Prozesse geeignet

sind.

„Den“ Wasserfall-Prozess gibt es schon

lange nicht mehr. Kein Planer kann so lange

warten, bis der vorherige Projektschritt

ganz abgeschlossen ist. Also fängt er ohne

die Ergebnisse der Nachbar-Disziplin in seinem

Tool an. Ebenso verfahren die anderen

Fachbereiche. Das erfordert immer

wieder interdisziplinäre Abgleiche. Dazu

kommen unvermeidlich Korrekturen von

außen durch veränderte Kundenwünsche

oder Rahmenbedingungen, mit Auswirkungen

auf alle Disziplinen. So entsteht ein

langwieriger, fehleranfälliger Kreislauf von

Änderungs-Übertragungen. Noch komplizierter

wird es bei parallelen „Wasserfällen“,

wobei die neue Version eines freigegebenen

Prozessschritts bearbeitet wird,

während andere noch auf Basis einer früheren

Freigabe weiterentwickeln.

Datenpool sichert Informationsfluss

So ist das Wasserfallmodell nicht nur wegen

zu langer Wartezeiten „out“ sondern

auch, weil Wasser nunmal nicht bergauf,

also rückwärts fließt - und Toolketten nur

einen vorgegebenen Ablauf unterstützen.

Deshalb entwickelte Aucotec die Kooperationsplattform

Engineering Base (EB). Sie

vereint sämtliche Kerndisziplinen der Maschinen-

und Anlagenplanung in einem

System. Ihr zentrales Datenmodell sorgt

dafür, dass jede Änderung jeder beteiligten

Disziplin sofort für alle sichtbar ist und sich

unmittelbar weiterbearbeiten lässt. Um im

Wasserbild zu bleiben: Das Modell ist wie

der Teich, in dem sich durch jeden neuen

Wassertropfen Wellenkreise ausbreiten.

Genauso erreicht jede Eingabe in EBs Single

Source of Truth sofort jede Disziplin –

existenzielle Voraussetzung für das Beherrschen

komplexer Szenarien.

Parallel wird agil

Mit einer Reihe von Neuerungen hat Aucotec

EB jetzt so optimiert, dass der nächste

Schritt, agiles Engineering, möglich ist.

Neben dem etablierten Data Tracking mit

kompletter Änderungshistorie, in dem sich

individuell konfigurieren lässt, welche Änderungen

man sehen möchte, gibt es eine

Rechtevergabe auf Attributebene, worin

definiert wird, wer welchen Status sehen

und bearbeiten darf. Das funktioniert nur,

weil bei EB Daten statt Dokumente im Zentrum

stehen. Restriktive Rechte, die sich

auf Objekte beziehen, sind hier nicht zielführend,

da es jedes Objekt nur einmal

gibt, aber verschiedene Disziplinen daran

arbeiten, auch parallel. Ein Prozessingenieur

bearbeitet eine Pumpe ebenso wie der

Electrical-Experte, nur eben andere Aspekte.

In EB ist Gleichzeitigkeit Programm.

Zudem sind die Daten und die gesamte

Anlagenstruktur gegen versehentliche Änderungen

geschützt. Das gilt unterhalb von

Objekten ebenso wie nach oben („glue to

parent“). Nur mit dieser disziplinübergreifenden

Sicherheit, die kein “Einfrieren“ von

Daten erfordert, wird agiles Arbeiten möglich.

Mit kontinuierlicher Sichtbarkeit der

Fortschritte in den Nachbardisziplinen und

unmittelbarer Nutzbarkeit neuer Daten für

die eigenen Aufgaben. Die damit viel engere

Verzahnung der Disziplinen macht Wartezeiten

und Änderungs-Pingpong überflüssig

und bringt enormen Effizienzgewinn. Zudem

ist während der Planungsphase die

Modifizierung eines Anlagenbauprojekts

jederzeit möglich: Was vor ein oder zwei

Jahren angedacht war, muss nicht zwangsläufig

umgesetzt werden. Neue Erkenntnisse

sind im laufenden Prozess kontinuierlich

und schnell, also agil, umsetzbar. Das Ergebnis:

Die fertige Anlage ist State-of-the-

Art, nicht vom vorletzten Jahr.

Gradmesser für Zukunftsfähigkeit

„Agiles Engineering ist eine langfristige

Strategie“, erklärt Reinhard Knapp, Leiter

Global Strategies bei Aucotec. „Das ist natürlich

kein Muss, EB schafft auch ohne

Agilität effiziente Kooperation. Aber die

Eignung eines Systems zu agilem Engineering

ist heute der Gradmesser für seine Zukunftsfähigkeit.“

Wer aufgrund des immer

weiter steigenden Zeit- und Effizienzdrucks

stärker parallelisieren und immer

mehr Komplexität durch Industrie-4.0-Anforderungen,

wie z. B. die explodierende

Sensoren-Vielfalt, bewältigen muss, wer

wachsen und in eine Zukunft investieren

will, von der man noch gar nicht genau

wissen kann, wie sie aussehen wird, der

wird laut Knapp mit Toolketten und Synchronisations-Plattformen

bald an deren

Grenzen stoßen. EB sei zurzeit das einzige

System, das die Basis für agiles Engineering

bietet. „Da ist die Zukunft schon drin“,

betont Aucotecs Chefstratege.

LL

www.aucotec.com (202731006)

Power

News

EU-Kommission: Förderung einer

klimaneutralen Wirtschaft:

Kommission legt Pläne für das

Energiesystem der Zukunft und

sauberen Wasserstoff vor

(eu-komm) Um bis 2050 klimaneutral zu

werden, muss Europa sein Energiesystem

umgestalten, auf das 75 % der Treibhausgasemissionen

der EU entfallen. Die heute

angenommenen EU-Strategien zur Integration

des Energiesystems und zu Wasserstoff

werden den Weg zu einem effizienteren

und stärker vernetzten Energiesektor

ebnen, der von zwei Zielen – einem saubereren

Planeten und einer stärkeren Wirtschaft

– geleitet wird.

Mit den beiden Strategien wird im Einklang

mit dem Aufbaupaket „Next Generation

EU“ der Kommission und dem europäischen

Grünen Deal eine neue Investitionsagenda

für saubere Energie vorgestellt. Die

geplanten Investitionen haben das Potenzial,

die wirtschaftliche Erholung von der

Coronavirus-Krise anzukurbeln. Sie schaffen

Arbeitsplätze in Europa und stärken

unsere Führungsrolle und Wettbewerbsfähigkeit

in strategischen Wirtschaftszweigen,

die für die Resilienz Europas von entscheidender

Bedeutung sind.

Integration des Energiesystems

Die EU-Strategie zur Integration des

Energiesystems bildet den Rahmen für die

Energiewende. Mit dem derzeitigen Modell,

bei dem der Energieverbrauch im Verkehr,

in der Industrie, im Gas- und im Gebäudesektor

in „Silos“ mit jeweils getrennten

Wertschöpfungsketten, Vorschriften,

Infrastruktur, Planung und Betrieb erfolgt,

kann Klimaneutralität bis 2050 nicht auf

kosteneffiziente Weise erreicht werden.

Die sich ändernden Kosten innovativer Lösungen

müssen sich in der Art und Weise

widerspiegeln, in der wir unser Energiesystem

betreiben. Es müssen neue Verbindungen

zwischen den Sektoren geschaffen und

der technologische Fortschritt genutzt

werden.

Integration des Energiesystems bedeutet,

dass das System als ein Ganzes, unter Vernetzung

verschiedener Energieträger, Infrastrukturen

und Verbrauchssektoren, geplant

und betrieben wird. Dieses vernetzte

und flexible System wird effizienter sein

und die Kosten für die Gesellschaft senken.

Dies bedeutet beispielsweise ein System, in

dem der Strom, mit dem die Fahrzeuge in

Europa angetrieben werden, aus den Solarpaneelen

auf unseren Dächern stammt,

während unsere Gebäude mit Wärme aus

31


Power News VGB PowerTech 8 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:

8 l 2020

(23.) 24. UND 25. NOVEMBER 2020

PAPENBURG

Power 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 €

Hochschule, Behörde, Ruheständler 300,00 €

ABENDVERANSTALTUNG

In der „Alten Werft“

Bleiben Sie mit uns in Kontakt, digital und aktuell!

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

33


Power News VGB PowerTech 8 l 2020

einer nahegelegenen Fabrik geheizt werden

und die Fabrik wiederum mit sauberem

Wasserstoff betrieben wird, der mit

Offshore-Windenergie erzeugt wurde.

Diese Strategie ruht auf folgenden drei

Säulen:

• Erstens einem stärker

„kreislauforientierten“ Energiesystem,

dessen zentrales Bestandteil die

Energieeffizienz ist. In der Strategie

werden konkrete Maßnahmen zur

praktischen Anwendung des

Grundsatzes „Energieeffizienz an erster

Stelle“ und zur wirksameren Nutzung

lokaler Energiequellen in unseren

Gebäuden oder Gemeinschaften

aufgezeigt. Erhebliches Potenzial bieten

die Wiederverwendung von Abwärme

aus Industrieanlagen, Rechenzentren

oder anderen Quellen sowie die

Energiegewinnung aus Bioabfall oder

KläranlagenDie „Renovierungswelle“

wird ein wichtiger Bestandteil dieser

Reformen sein.

• Zweitens einer stärkeren direkten

Elektrifizierung der

Endverbrauchssektoren. Da der Anteil

erneuerbarer Energien im Stromsektor

am höchsten ist, sollten wir nach

Möglichkeit zunehmend Strom nutzen,

beispielsweise für Wärmepumpen in

Gebäuden, Elektrofahrzeuge im Verkehr

oder Elektroöfen in bestimmten

Industriezweigen. Ein Netz von einer

Million Ladestationen für

Elektrofahrzeuge wird neben dem

Ausbau der Solar- und Windkraft zu den

sichtbaren Ergebnissen zählen.

• Für die Sektoren, in denen eine

Elektrifizierung schwierig ist, wird in

der Strategie die Nutzung saubererer

Brennstoffe‚ z. B. von erneuerbarem

Wasserstoff, nachhaltigen

Biokraftstoffen und Biogas,

vorgeschlagen. Die Kommission wird

ein neues Klassifizierungs- und

Zertifizierungssystem für erneuerbare

und CO 2 -arme Brennstoffe vorschlagen.

In der Strategie werden 38 Maßnahmen

zur Schaffung eines stärker integrierten

Energiesystems aufgeführt. Dazu gehören

die Überarbeitung der bestehenden

Rechtsvorschriften, finanzielle Unterstützung,

Erforschung und Einsatz neuer Technologien

und digitaler Tools, Leitlinien für

die Mitgliedstaaten zu steuerlichen Maßnahmen

und dem Auslaufen von Subventionen

für fossile Brennstoffe, eine Reform

der Marktsteuerung und Infrastrukturplanung

sowie bessere Informationen für Verbraucherinnen

und Verbraucher. Die Analyse

der bestehenden Hindernisse in diesen

Bereichen wird in unsere konkreten Vorschläge

einfließen, z. B. in die Überarbeitung

der TEN-E-Verordnung bis Ende 2020

oder die Überarbeitung der Energiebesteuerungsrichtlinie

und des Rechtsrahmens

für den Gasmarkt im Jahr 2021.

Wasserstoffstrategie

In einem integrierten Energiesystem

kann Wasserstoff die Dekarbonisierung

von Industrie, Verkehr, Stromerzeugung

und Gebäuden in ganz Europa unterstützen.

Die Wasserstoffstrategie der EU befasst

sich damit, wie dieses Potenzial durch

Investitionen, Regulierung, Schaffung von

Märkten sowie Forschung und Innovation

ausgeschöpft werden kann.

Wasserstoff kann Sektoren mit Energie

versorgen, die nicht für die Elektrifizierung

geeignet sind, und die Energie speichern,

um variable Energieflüsse aus erneuerbaren

Energieträgern auszugleichen, aber

dies kann nur durch auf EU-Ebene koordinierte

Maßnahmen des öffentlichen und

privaten Sektors erreicht werden. Vorrangiges

Ziel ist die Entwicklung von erneuerbarem

Wasserstoff, der hauptsächlich mithilfe

von Wind- und Sonnenenergie erzeugt

wird. Kurz- und mittelfristig sind jedoch

andere Formen CO 2 -armen Wasserstoffs

erforderlich, um die Emissionen

rasch zu senken und die Entwicklung eines

tragfähigen Marktes zu unterstützen.

Dieser schrittweise Übergang erfordert

einen stufenweisen Ansatz:

• Von 2020 bis 2024 werden wir in der EU

die Installation von für die Erzeugung

von erneuerbarem Wasserstoff

bestimmten Elektrolyseuren mit einer

Elektrolyseleistung von mindestens 6

Gigawatt und die Erzeugung von bis zu

1 Million Tonnen erneuerbarem

Wasserstoff unterstützen.

• Von 2025 bis 2030 muss Wasserstoff zu

einem wesentlichen Bestandteil unseres

integrierten Energiesystems werden,

indem in der EU für die Erzeugung von

erneuerbaren Wasserstoff bestimmte

Elektrolyseure mit einer

Elektrolyseleistung von mindestens 40

Gigawatt installiert und bis zu 10

Millionen Tonnen erneuerbarer

Wasserstoff erzeugt werden.

• Von 2030 bis 2050 sollten die

Technologien für erneuerbaren

Wasserstoff ausgereift sein und in

großem Maßstab in allen Sektoren, in

denen die Dekarbonisierung schwierig

ist, eingesetzt werden.

Um die Umsetzung dieser Strategie zu

unterstützen, ruft die Kommission heute

die Europäische Allianz für sauberen Wasserstoff

ins Leben, an der führende Vertreter

der Industrie, die Zivilgesellschaft, Minister

der nationalen und regionalen Ebene

und die Europäische Investitionsbank

beteiligt sind. Die Allianz wird eine Investitionspipeline

für den Ausbau der Erzeugung

aufbauen und die Nachfrage nach

sauberem Wasserstoff in der EU fördern.

Um gezielt die saubersten verfügbaren

Technologien zu fördern, wird die Kommission

auf die Einführung gemeinsamer

Normen, Terminologie und Zertifizierung

hinarbeiten, die auf den CO 2 -Emissionen

während des Lebenszyklus basieren, auf

bestehenden Rechtsvorschriften im Bereich

Klima und Energie aufbauen und mit

der EU-Taxonomie für nachhaltige Investitionen

in Einklang stehen. Die Kommission

wird politische und regulatorische Maßnahmen

vorschlagen, um Sicherheit für

Investoren zu schaffen, den Einsatz von

Wasserstoff zu erleichtern, die erforderliche

Infrastruktur und Logistik zu fördern,

die Instrumente für die Infrastrukturplanung

anzupassen und Investitionen zu fördern,

insbesondere durch den Aufbauplan

„Next Generation EU“.

Hintergrund

Der europäischen Grünen Deal ist die

neue Wachstumsstrategie der EU, ein Fahrplan,

um unsere Wirtschaft nachhaltiger

zu machen, indem die klima- und umweltpolitischen

Herausforderungen in allen

Politikbereichen in Chancen umgewandelt

und der Übergang für alle gerecht und inklusiv

gestaltet wird. Ein stärker integriertes

Energiesystem ist von entscheidender

Bedeutung, um bis 2050 Klimaneutralität

zu erreichen und gleichzeitig Arbeitsplätze

zu schaffen, einen fairen Übergang zu gewährleisten

und die Innovationstätigkeit in

der EU sowie die führende Rolle der Industrie

auf globaler Ebene zu stärken. Wie in

dem von der Kommission am 27. Mai 2020

vorgelegten Aufbaupaket „Next Generation

EU“ dargelegt wurde, kann der Sektor

einen wichtigen Beitrag zur wirtschaftlichen

Erholung Europas von der Coronavirus-Krise

leisten.

Das heutige Energiesystem basiert nach

wie vor auf mehreren vertikalen, parallel

ausgerichteten Energiewertschöpfungsketten,

die bestimmte Energieressourcen und

bestimmte Endverbrauchssektoren starr

miteinander verbinden, und in dem so eine

beträchtliche Menge an Energie verschwendet

wird. So nehmen beispielsweise

Erdölerzeugnisse im Verkehrssektor und

als Ausgangsstoffe für die Industrie eine

herausragende Stellung ein. Für die Erzeugung

von Strom und Wärme werden überwiegend

Kohle und Erdgas verwendet.

Strom- und Gasnetze werden unabhängig

voneinander geplant und verwaltet. Auch

die Marktvorschriften sind weitgehend auf

die jeweiligen Sektoren zugeschnitten.

Dieses Modell getrennter Silos ist für die

Verwirklichung einer klimaneutralen Wirtschaft

ungeeignet. Es ist technisch und

wirtschaftlich ineffizient und führt zu erheblichen

Verlusten in Form von Abwärme

und niedriger Energieeffizienz.

Ein Weg zur Sektorintegration ist der Einsatz

von erneuerbarem Wasserstoff. Dieser

kann als Ausgangsstoff, Brennstoff oder

Energieträger und -speicher mit zahlreichen

Anwendungsmöglichkeiten in der Industrie,

im Verkehr, im Energie- und im

Gebäudesektor genutzt werden. Vor allem

aber verursacht seine Nutzung keine

CO 2 -Emissionen und fast keine Luftver-

34


VGB PowerTech 8 l 2020

Personalien

schmutzung. Er bietet somit eine Lösung

für die Dekarbonisierung von industriellen

Verfahren und Wirtschaftszweigen, bei denen

eine Verringerung der CO 2 -Emissionen

sowohl dringend erforderlich als auch

schwer zu erreichen ist. Aufgrund all dessen

ist Wasserstoff von entscheidender Bedeutung

für die Erreichung der Verpflichtung

der EU, bis 2050 klimaneutral zu werden,

und für die weltweiten Anstrengungen

zur Umsetzung des Übereinkommens

von Paris.

Weitere Informationen

• Webseite der Europäischen Allianz für

sauberen Wasserstoff. Mehrere

Mitgliedsunternehmen des VGB sind

bereits in der European Clean Hydrogen

Alliance vertreten.

https://ec.europa.eu/growth/industry/

policy/european-clean-hydrogenalliance_de

LL

https://ec.europa.eu

Personalien

Julien Mounier übernimmt

zum Jahreswechsel den

Vorstandsvorsitz

der Stadtwerke Düsseldorf AG

(swd) Der Aufsichtsrat der Stadtwerke

Düsseldorf AG hat in seiner Sitzung am 20.

Juli dieses Jahres Julien Mounier für die

Dauer von fünf Jahren zum Vorstandsvorsitzenden

bestellt. Der 42-jährige Manager

übernimmt die Position zum 1. Januar

2021 von Dr. Udo Brockmeier, der seit

Sommer 2010 das Unternehmen erfolgreich

führt.

Dr. Hans-Josef Zimmer, Aufsichtsratsvorsitzender

der Stadtwerke Düsseldorf, freut

sich über die Entscheidung des Gremiums:

„Die Stadtwerke Düsseldorf befinden sich

auf anhaltendem Erfolgskurs. Dabei haben

die Steigerung der Effizienz und die Investitionen

in zukunftsgerichtete Infrastrukturen

und Produkte, insbesondere im Kontext

der Energiewende, eine wesentliche

Rolle gespielt. Diesen Kurs wollen wir konsequent

fortführen und weiterentwickeln.

Mit Julien Mounier haben wir dafür einen

versierten Energie- und Digitalisierungsexperten

für uns gewonnen, der fachlich wie

persönlich alles mitbringt, um die Stadtwerke

Düsseldorf als Infrastrukturdienstleister

erfolgreich in die digitale Zukunft

zu führen.“

Derzeit ist Julien Mounier Vorsitzender

des Vorstandes der Braunschweiger Versorgungs

AG & Co. KG und verantwortlich

für die BS ENERGY Gruppe sowie Geschäftsführer

für den Bereich Energie der

Veolia Deutschland GmbH.

Auch Thomas Geisel, Oberbürgermeister

Düsseldorfs und Aufsichtsratsmitglied,

zeigt sich von der Wahl überzeugt: „Die Erreichung

des Klimaziels, Erhalt und Ausbau

der Lebensqualität und die Festigung

Düsseldorfs als Wirtschaftsstandort sind

für unsere Stadt von grundlegender Bedeutung.

Dass Julien Mounier nicht nur

energiewirtschaftlich, sondern auch im Bereich

der Digitalisierung ein Fachmann ist,

eröffnet dabei wichtige Entwicklungsmöglichkeiten

für die Stadtwerke wie auch für

die Landeshauptstadt. Ich freue mich auf

die Zusammenarbeit mit ihm!“

„Ich danke für das Vertrauen des Aufsichtsrates.

Es freut mich, die strategische

Weiterentwicklung der Stadtwerke Düsseldorf

als nachhaltiger Dienstleister weiterzutreiben

und die Entwicklung Düsseldorfs

mitzugestalten. Eine solche Aufgabe in einer

wachsenden Metropole zu übernehmen,

ist für mich sehr reizvoll“, erklärt Julien

Mounier zu seiner Bestellung.

LL

www.swd-ag.de

Roland Schmidiger übernimmt die

Leitung des Kernkraftwerks Beznau

(axpo) Anfang Oktober 2020 übernimmt

Roland Schmidiger, der langjährige Stellvertreter

und jetzige Interimsleiter, definitiv

die Leitung des Kernkraftwerks Beznau

(KKB). Mit seinem Führungsteam hat Roland

Schmidiger die Aufgabe, den zuverlässigen

und sicheren Betrieb des Kraftwerks

auch in Zukunft zu gewährleisten

und die anerkannt hohe Sicherheitskultur

im Team weiter zu stärken.

Roland Schmidiger wird in seiner Führungsarbeit

von seinen Stellvertretern

Frank Kündig, Leiter Maschinentechnik

(58; Masch.Ing FH), und Roger Gampp

(57; Masch.Ing FH), Leiter Betrieb, unterstützt.

Die Aufsichtsbehörde ENSI ist über

diese Änderungen informiert worden.

Roland Schmidiger (57), Elektroingenieur

ETH Zürich mit Nachdiplom in Betriebswirtschaft,

leitete ab 2005 bei Axpo

das Asset Management der Division Kernenergie.

In dieser Funktion arbeitete er auch

an Kraftwerksprojekten der Axpo mit. Ab

2013 verantwortete er im Kernkraftwerk

Beznau Grossprojekte. Seit 2016 war er

Leiter Projektierung sowie stellvertretender

Kraftwerksleiter. In die Zeit nach 2013

fiel die Realisierung grosser baulicher Vorhaben,

wie der Einbau der neuen Druckbehälter-Deckel,

die Installation der neuen,

autarken und gebunkerten Notstromversorgung

sowie eines neuen Anlage-Informationssystems.

Roland Schmidiger war

als Projektleiter auch in die Untersuchungen

zu den Aluminiumoxid-Einschlüssen

im Druckbehälter des Reaktors im Block 1

involviert.

Willi Kohlpaintner, Leiter der Division

Kernenergie der Axpo: „Roland Schmidiger

weist aufgrund seiner langjährigen Tätigkeiten

in der Division Kernenergie eine

breite Kompetenz aus. Diese hat er in der

erfolgreichen Realisierung wichtiger Grossprojekte

immer wieder bewiesen. Er ist

die ideale Besetzung für die anspruchsvolle

Funktion des Kraftwerksleiters.“

Axpo wünscht Roland Schmidiger, Frank

Kündig und Roger Gampp in ihren neuen

Funktionen viel Erfolg.

LL

www.axpo.com

Ehrenvorsitzender des MIBRAG-

Aufsichtsrates gestorben

(mibrag) Die Mitteldeutsche Braunkohlengesellschaft

mbH (MIBRAG) trauert um

ihren langjährigen Vorsitzenden und Ehrenvorsitzenden

des Aufsichtsrates Dr. Wilhelm

Beermann. Der engagierte Ehrenbergmann

starb am 5. August 2020.

Mit umsichtiger Führung und in tiefer

Verbundenheit mit dem Unternehmen hat

er über viele Jahre die Entwicklung von

MIBRAG begleitet und gestaltet.

Dr. Beermann stand seit 2001 dem Aufsichtsrat

von MIBRAG vor. Unter seinem

Vorsitz nahm das Unternehmen trotz zeitweise

schwieriger Rahmenbedingungen

eine positive Entwicklung zu einem wichtigen

Wirtschaftsfaktor im Mitteldeutschen

Revier. Seit 2019 war er Ehrenvorsitzender

des Aufsichtsrates.

Das gesamte Berufsleben von Dr. Beermann

war eng mit dem Bergbau verknüpft.

Anfang der 1950er Jahre begann er auf der

Zeche Rheinelbe in Gelsenkirchen seine

Lehre. Von 1986 bis 1990 war Dr. Beermann

Arbeitsdirektor bei Rheinbraun.

1990 stieg er als Arbeitsdirektor in den Vorstand

der Ruhrkohle AG auf und war von

1998 bis zu seinem Ruhestand 2001 Vorstandsvorsitzender

der neu gegründeten

Deutschen Steinkohle AG.

MIBRAG wird ihm stets ein ehrendes Gedenken

bewahren.

LL

www.mibrag.de

Steag: Beirat neu bestellt

• Beratergremium der STEAG Fernwärme

GmbH mit drei neuen Mitgliedern und

einem Wechsel im Vorsitz

(steag) Die Gesellschafterversammlung

der STEAG Fernwärme hat turnusgemäß

den Beirat des Unternehmens neu bestellt.

Dabei kam es zu drei Neubesetzungen: Neben

Arnd Fittkau, Vorstand der Wohnungsgesellschaft

Vonovia SE, gehören nun auch

Martin Harter als Beigeordneter der Stadt

Essen für die Bereiche Stadtplanung und

Bauen und Dr. Peter Schäfer, Vorsitzender

des Vorstands der Stadtwerke Essen AG,

dem Fernwärme-Beirat an. Einen weiteren

Wechsel gibt es zudem im Vorsitz: Dr.

Andreas Reichel rückt für den ruhestandsbedingt

ausscheidenden STEAG-Arbeitsdirektor

Alfred Geißler nach.

35


Personalien VGB PowerTech 8 l 2020

Der Beirat der STEAG Fernwärme ist ein

traditionell hochkarätig besetztes Beratungsgremium.

Die Mitglieder verfügen

allesamt über hohe fachliche Kompetenz in

den Bereichen Energiewirtschaft, Stadtplanung

und Wohnungswirtschaft. So

wurden neben den genannten neuen Mitgliedern

Dr. Jürgen Rupp, Vorstandsmitglied

der RAG Stiftung, Dr. Ralf Brauksiepe,

Geschäftsführer der Vivawest GmbH,

Burkhard Drescher, Sprecher der Geschäftsführung

der InnovationCity Management

GmbH, Dr. Klaus Haertel, Vorsitzender

des Ausschusses für Stadtentwicklung

und Planung des Rates der Stadt Gelsenkirchen,

Dirk Miklikowski, Geschäftsführer

der Essener Allbau GmbH sowie

Bottrops Bürgermeister Klaus Strehl wiedergewählt.

„Wir können wirklich stolz sein auf dieses

namhafte und hochkompetent besetzte

Gremium“, sagt Michael Straus, Sprecher

der Geschäftsführung der STEAG Fernwärme.

„Die Qualität des Beirats zeigt zugleich

auch den Stellenwert, den STEAG Fernwärme

im Ruhrgebiet innehat.“

Beiratsvorsitz wechselt Anfang August:

Dr. Andreas Reichel für Alfred Geißler

Den Vorsitz des Beirats hatte bis Anfang

August Alfred Geißler, Mitglied der Geschäftsführung

und Arbeitsdirektor der

STEAG GmbH, inne. Nach seinem altersbedingten

Ausscheiden aus dieser Funktion

zum 31. Juli dieses Jahres hat er zugleich

auch seine Tätigkeit im Beirat der STEAG

Fernwärme beendet. Ab August 2020 folgt

ihm auf Wunsch der Gesellschafter der

neue Arbeitsdirektor der STEAG, Dr.

Andreas Reichel, nach. Der scheidende

Beiratsvorsitzende Alfred Geißler nahm

die letzte Beiratssitzung unter seiner Ägide

zum Anlass, sich bei den Beiratskollegen,

der Geschäftsführung der STEAG Fernwärme

sowie den Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern

des Unternehmens für die gute Zusammenarbeit

während seiner Amtszeit zu

bedanken: „Zwölf Jahre lang haben wir

gemeinsam die STEAG Fernwärme gestaltet

und dabei das Geschäft der ‚Klimakavaliere‘

auf- und ausgebaut.“

Dank für Alfred Geißler – Willkommen für

Dr. Andreas Reichel

Für das Unternehmen und dessen Beschäftigte

sprach Michael Straus einen

herzlichen Dank an Alfred Geißler aus: „Es

war eine gute und inspirierende Zusammenarbeit

über mehr als ein Jahrzehnt hinweg.

Für den anstehenden Ruhestand

wünschen wir Alfred Geißler alles erdenklich

Gute.“

„Zugleich“, so Michael Straus, „freuen

wir uns darauf, die erfolgreiche Zusammenarbeit

mit Nachfolger Dr. Andreas Reichel

in den für die Energiewirtschaft anspruchsvollen

Zeiten fortzusetzen.“

LL

www.steag.com

Uniper mourns Klaus Schäfer

• Uniper‘s founding CEO Klaus Schäfer

has died of complications resulting from

cancer

• Klaus Schäfer wrote the Uniper success

story: he was the architect of a unique

corporate culture and a role model

• Uniper Supervisory Board Chairman

Prof. Dr. Klaus-Dieter Maubach and

Uniper CEO Andreas Schierenbeck pay

tribute to Klaus Schäfer’s achievements

On 26 August 2020, Uniper’s founding

CEO Klaus Schäfer died at the age of 53 at

his home near Munich from the complications

of a long and difficult battle with cancer.

Klaus Schäfer was Uniper CEO from

the company’s founding until mid-2019.

His illness forced him to suspend his duties

from August 2018.

Uniper was founded on January 1, 2016,

when it was operationally spun off from

the E.ON Group. In September 2016 the

new company went public and at the end of

2016 joined the MDAX. In the following

years, Uniper’s stock price tripled under

Klaus Schäfer’s leadership. Schäfer successfully

established Uniper in the marketplace,

set its strategic course for the future,

and crafted a unique corporate culture. He

was highly respected inside and outside

the company for his expertise, dedication,

openness, and honesty. What most set

Klaus Schäfer apart in the minds of his employees,

management team, enterprise

partners, and customers was his humanity

as well as the esteem he showed toward

everyone he interacted with.

Uniper CEO Andreas Schierenbeck: „We

mourn the loss of Klaus Schäfer. As Uniper’s

founding CEO, he played a decisive

role in shaping our company’s success and

will remain a lasting role model for many

colleagues and employees. Our thoughts

are with the members of his family, to

whom we express our deepest sympathies.

Together with his Management Board colleagues,

Klaus Schäfer made Uniper what

it is today: a strong company with dedicated

employees and a special culture—the

Uniper Way. His exemplary attitude and

management style had a profound influence

on all of us. Klaus Schäfer has left behand

a lasting legacy. I’m deeply impressed

and moved by the admiration, friendship,

and esteem the Uniper team has for him.

Klaus Schäfer will always have a special

place in Uniper’s success story.“

Chairman of the Uniper Supervisory

Board, Prof. Dr. Klaus-Dieter Maubach:

„Uniper pays tribute to Klaus Schäfer—a

special person, a superb business leader

with strong values, and an exemplary colleague.

Klaus Schäfer profoundly shaped

and exemplified Uniper’s corporate culture,

which sets it apart from other companies.

As Uniper CEO, Klaus Schäfer inspired

the management team as well as employees

through empathy and exactly the right

mix of encouragement and high expectations.

Together with his Management

Board colleagues and the entire Uniper

team, he did an outstanding job in transforming

a company that was initially met

with skepticism into one of the most successful

companies in the MDAX. Since

then, Uniper‘s business performance has

been unparalleled. Klaus Schäfer also took

decisive steps to lead Uniper into a decarbonized

energy future. He established an

excellent foundation that his successors

can continue to build on. Today is a very

sad day. But Klaus Schäfer’s achievements

as a business leader and a role model live

on. Klaus Schäfer was always deeply passionate

about Uniper, something for which

we will always be grateful to him. On behalf

of the entire Supervisory Board, I

would like to express my sincerest condolences

to his family.“

After studying economics and business

administration in Passau, Paris, Oxford,

und Berlin, Klaus Schäfer began his career

as an M&A analyst at Morgan Stanley in

London. He joined the Controlling department

at the former VIAG in 1996. He subsequently

held a variety of management roles

at VIAG AG and later at the E.ON Group.

Schäfer was CFO of Thüga from 2003 to

2006 before returning to E.ON to fulfill

senior management roles in Munich and

Milan. He was CEO of Essen-based E.ON

Ruhrgas AG (2010–2013) and then CFO of

E.ON SE in Düsseldorf. In 2016 he became

CEO of newly founded Uniper.

LL

www.uniper.energy

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VGB PowerTech 8 l 2020

Can e-fuels close the renewables power gap? A review.

Can e-fuels close the renewables

power gap? A review.

Thorsten Krol and Christian Lenz

Kurzfassung

Können E-Kraftstoffe die Erzeugungslücke

bei den erneuerbaren Energien

schließen? Ein Rückblick.

Eine große Herausforderung bei den Dekarbonisierungsbemühungen

der Regierungen weltweit

besteht darin, die hohe Verfügbarkeit von

elektrischer Energie in Zeiten der Nichtverfügbarkeit

erneuerbarer Energien aufrechtzuerhalten.

Eine Option, die derzeit diskutiert wird,

ist die Nutzung von überschüssiger Energie aus

erneuerbaren Energien zur Erzeugung und

Speicherung von E-Kraftstoffen. In diesem Beitrag

wird die Verfügbarkeit von überschüssiger

erneuerbarer Energie am Beispiel Deutschlands

unter Berücksichtigung Redispatch und Spitzenkappung

diskutiert. Der Strombedarf zur

Herstellung der E-Kraftstoffe, die Produktionsprozesse

von E-Wasserstoff, E-Methan, E-Methanol

oder E-Ammoniak sowie eine Kostenschätzung

einschließlich einer Hochrechnung

der Kosten bis 2030 werden als Ergebnis mehrerer

Studien detailliert dargestellt. Die physikalischen

Eigenschaften der Kraftstoffe werden

aufgelistet, die sich aus verschiedenen Quellen

ergeben. Schließlich wird auf der Grundlage der

Gesamtkosten der Prozesse und ihrer Effizienz

die mögliche zukünftige Speicherung und Nutzung

von überschüssiger erneuerbarer Energie

als Brennstoff zur Sicherung der Stromversorgung

bei Dunkelflaute diskutiert. Darüber hinaus

werden ihr Potenzial bei der Sektorkopplung

zur Dekarbonisierung des Industrie- und

Transportsektors sowie die Auswirkungen auf

den Betrieb von modernen Erzeugungstechnologien

wie Gasturbinen und Verbrennungsmotoren

skizziert.

l

Authors

Dr. Thorsten Krol

Siemens Gas and Power GmbH & Co. KG

Expert Grid stability

Muelheim an der Ruhr, Germany

Dr. Christian Lenz

Siemens Gas and Power GmbH & Co. KG

Head of Gas Turbine Marketing,

Erlangen, Germany

A major challenge in the decarbonization efforts

of governments across the world is to

maintain the high availability of electric

power during times of renewables unavailability.

One option currently under discussion

is to use renewable excess power to generate

and store e-fuels. In this paper, the availability

of excess renewables power at the example

of Germany is discussed considering re-dispatches

and Tip Capping. The power demand

to produce e-fuels, the production processes

of e-hydrogen, e-methane, e-methanol or e-

ammonia as well as a cost estimation including

a projection of the costs to 2030 will be

detailed out as a result and summary of several

studies. The physical properties of the

fuels are listed resulting from several sources.

Finally, based on the total cost of the processes

and their efficiency, the possible future

storage and use of excess renewable power as

a fuel to secure power supply during dark

doldrums is discussed. In addition, their potential

in sector coupling to decarbonization

the industry and transportation sectors as

well as the impact on operation of current

generation technologies like gas turbines and

reciprocating internal combustion engines

are outlined.

Introduction

In the recent years the development of renewable

generated power has steadily

been increased mainly by strong growth of

on- and off-shore wind and photovoltaics.

This resulted in an increasing effort for the

grid operators on Transmission System Operator-

(TSO) and Distribution System

Operator-level (DSO) for frequency and

voltage stabilization. In addition, legislation

has decided for an additional, deeper

step to decarbonization the power sector.

The effect of the new market challenges

will be discussed at the example of Germany.

The balancing of generation and consumption

will require an extension of the

grid as described in the current but also in

future grid development plans [1]. Nevertheless,

looking into the mid- and longterm

targets, a deep decarbonization of the

power sector is decided and will be ensured

by an increasing CO 2 -tax from 10 €/tCO 2 to

35 €/tCO 2 between 2021 and 2025 in Germany.

In 2026 the certificates will be traded

in the price range between 35 €/tCO 2

and 60 €/tCO 2 [2]. Beyond 2026, CO 2

emissions will be limited with a decreasing

volume year per year. The prices will be

generated on the market within the lower

and upper limits given by the politics to

achieve environmental protection goals.

As renewable generated power is not always

available, storage technologies must

be implemented into the grid environment

for the power sector but also as an element

of sector coupling to decarbonize industry

and transportation sectors. Residual load

but also seasonal storage and power availability

during dark doldrums must be ensured

in the future grid. One path will

clearly be the use of excess (renewable generated)

power to produce e-fuels for long

term storage and usage. Potential e-fuels

like e-hydrogen, e-methane, e-methanol or

e-ammonia are currently in discussion

which could be used in standard thermal

generation equipment like Gas Turbines

(GTs) or Reciprocating Internal Combustion

Engines (RICE).

Even as of today, the increasing share of

renewable produced power based on wind

and photovoltaics in the momentary power

and averaged power mix require from the

TSOs and DSOs a high effort to keep the

power system balanced. In the years 2013

to 2017, the costs and capacity utilized for

re-dispatch and balancing management

have heavily increased. In 2017 the Tip

Capping, the cut-off of up to 3 % of renewable

generation to protect the transmission

grid from overloading, has been introduced

to limit the cost for re-dispatch. Both

is illustrated in F i g u r e 1 . The impact of

Tip Capping can be seen in the 12-month

moving average net capacity of the negative

re-dispatch in the bottom part of the

graph.

In the years 2017, 2018 and 2019 the redispatch

balanced the grid by 3.56 TWh,

1.65 TWh and -0.61 TWh as excess power

[2] while 4.27 TWh, 4.71 TWh, 5.15 TWh

have been capped by Tip Capping since the

introduction. This results in a potentially

available excess power of 7.83 TWh,

6.36 TWh and 4.54 TWh which would be

available for production of synthetic, storable

fuels for times of dark doldrums and to

enable deep decarbonization as of today. A

further expansion of renewable generation

capacity and Power-to-X capacities would

allow a sufficient generation of e-fuels for

37


Can e-fuels close the renewables power gap? A review. VGB PowerTech 8 l 2020

Cumulated monthly re-dispatch in TWh

2,500

2,000

1,500

1,000

Cummulated monthly re-dispatch capacity

re-dispatch reduction

re-dispatch increase

500

0

2,500

2,000

1,500

Net capacity for seasonal storage

12 month moving average

1,000

500

0

-500

-1,000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Fig. 1. Overview about re-dispatch measures in Germany [3]. Top graph: monthly cumulation of

power increase and reduction-measures; bottom graph: monthly difference as excess

power available for long term storage.

generation, fuel generation for transportation

or for the use in other sectors.

Production of synthetic fuels and

energy intensity

The production processes for e-fuels are

standard processes known and optimized

for long times already. Hydrogen for example

is produced via electrolysis of clean

(demineralized) water where basically water

molecules are split into their substituents

hydrogen and oxygen by applying an

electric potential at electrodes. The underlying

details might get rather complex for

latest generation of high efficient electrolysis

equipment where two main methods

are commonly available: PEM (proton exchange

membrane) and alkaline electrolysis

(AEC). Hydrogen is an important and

expensive feedstock for the production

process of the other e-fuels. Synthetic

methane, with molecules consisting of one

carbon bound to four hydrogen atoms, is

produced following the Sabatier process

using CO 2 as source for carbon. The necessary

CO 2 can be used as captured form

other processes or directly captured out of

the air. The production of methanol is similar

but first transforming CO 2 into CO before

letting it catalytically react with two

H 2 molecules. Ammonia finally is produced

by reaction of hydrogen with nitrogen via

Tab. 1. Energy consumption for production of synthetic fuels.

Electricity required

[kWh el /kg]

Electricity required

[kWh el /MJ]

Total efficiency

re-electrification*

Methane/

Natural

gas

Liquified

Natural

gas

the Haber Bosch process. The nitrogen extracted

from the air by state-of-the-art cryogenic

air separation systems.

Comparing the energy intensity of production

of the various fuels reveals interesting

insights. The assumptions about the process

steps and their conversion efficiencies

are taken from C. Hank et. al. [4]. Following

these assumptions, the total energy

consumption to produce synthetic fuels is

listed in Ta b l e 1 .

For hydrogen and methane, the figures

show values to produce the gaseous state

only and with subsequent liquefaction for

comparison purposes. The liquid state is

key for efficient transportation although,

especially in the case of hydrogen, the required

energy for liquefaction is significant

(about 8 kWh/kg). Contrary, the energy

needed to liquify methane is almost 16

times lower.

The required energy to produce methane,

methanol and ammonia is almost identical.

Nevertheless, the processes to produce the

fuels are quite different, but they all need

hydrogen to be produced first as feedstock.

Hydrogen, especially if used as a pure,

compressed storage fuel, turns out to be

the best alternative amongst the e-fuels

considering the power demand necessary

for production. But even if liquified, the total

energy required is still lower than for

the other e-fuels. For re-electrification of

Hydrogen

Liquified

hydrogen

Methanol

Ammonia

28.7 29.2 53.5 60.3 11.4 10.8

0.57 0.58 0.45 0.5 0.57 0.57

29 % 29 % 37 % 33 % 29 % 29 %

*) Assumes re-electrification in a combined cycle gas turbine power plant with an overall net cycle efficiency

of 60 % for all fuels.

hydrogen, gas turbines of any size can be

upgraded to use blends with natural gas

with manageable efforts and cost. Other

technologies for re-electrification like fuel

cells are not yet available in sizes significant

for power grids or face significant technological

challenges. The high NET efficiencies

of gas turbines in combined cycle mode

up to 60 % and above are of high importance

when it comes to use high cost fuels.

Nevertheless, for some applications it

seems very advantageous to process hydrogen

to other fuels. Methane for example

can be used like common natural gas and a

large infrastructure around natural gas already

exists. Using e-methane will require

to avoid gas leaks across the whole chain as

CO 2 is captured from the atmosphere and

the >25 times higher Green House Gas

(GHG) impact of methane might again

drive the greenhouse effect. Assuming no

methane leakage, the overall process could

be classified as CO 2 neutral. Common gas

power plants could transition to use of synthetic

produced methane without any efforts.

Ammonia is currently a hot candidate

for use as marine fuel with the potential to

replace high polluting heavy fuel oil. For

larger use ammonia requires proper caution

because it is very toxic. Further, as carbon

neutral fuel, it does not produce CO 2 or

CO during combustion but NO x emissions.

Physical properties of different

fuels and the impact of their use in

combustion technologies

The physical properties of hydrogen, methane,

methanol and ammonia are listed in

Ta b l e 2 in comparison to common hydrocarbon-based

fuels like methane and diesel.

These properties highly depend on reference

conditions like temperature and

pressure but also on the reference used so

the collection of values from various sources

should be used indicatively only.

Where methane as the main constituent of

natural gas and diesel as a standard backup

fuel are well known and commonly used

in GTs and RICEs, e-hydrogen, e-methanol

or e-ammonia require special attention.

To achieve deep decarbonization, carbonneutral

or carbon-free generation must be

differentiated in fuel specific production

and combustion processes. Carbon containing

fuels like methane or methanol can

at a maximum be carbon neutral. CO 2 taken

out of the atmosphere or captured during

other processes (e.g. anaerobic digestion)

can be turned into fuels using renewable

excess power. In case the carbonneutral

produced fuel is combusted nearly

completely like in GTs, the entire cycle can

be classified carbon-neutral while RICE

still emit a significant amount of incomplete

combusted fuel referred to as “methane

slip”. In dual fuel RICE engines whose

ignition mechanism relates also on compression,

a small fraction of diesel must al-

38


VGB PowerTech 8 l 2020

Can e-fuels close the renewables power gap? A review.

Tab. 2. Comparison of physical parameters of current and future, synthetic fuels.

Properties Methane Hydrogen Methanol Ammonia Diesel

Formula

ways be used to provide a pilot flame, even

when operating on gaseous fuels. As methane

is a much more potent greenhouse gas

than carbon dioxide, even the use of carbon

neutral fuels cannot be considered as

carbon neutral in RICE unless proper exhaust

gas treatment measures are installed.

The use of carbon-free fuels like hydrogen

or ammonia would be categorized as carbon

free in the power production process if

no pilot fuel must be used for combustion

and the fuel production process also does

not account for CO 2 emissions.

Every type of e-fuels come along with its

own challenges and opportunities for the

use within GTs or RICEs.

e-methane

The use of e-methane is like the use of natural

gas as of today for GTs and RICEs. To

produce 1 MJ calorific value of e-methane,

0.57 kWh of renewable power is required

based on calculations using comparable

data published by C. Hank et al. [4]. The

values might differ depending on the detailed

technology used and assumptions on

future developments if projections are given.

Based on these assumptions, green

methane with a heating value of about

8.0 PJ could have been produced in 2019

considering the power taken of the grid by

negative re-dispatch or Tip Capping in order

to use them for re-electrification or

other sector coupling measures.

e-hydrogen

Compared to diesel and methane, the Lower

Heating Value (LHV) per kg hydrogen is

very high. Nevertheless, considering the

low density of hydrogen, the volume flows

into the combustion chamber must be

much higher than using natural gas or

methane. This has can easily be considered

is GTs with minor modifications, but as

RICE have a fixed engine stroke displacement,

they will have to be de-rated beyond

CH 4 H 2 CH 3 OH NH 3 CnH1.8n

(C8-C20)

Density [kg/m 3 ] 0.716 0.090 0.792* 0.609 0.846*

Lower heating value [MJ/m 3 ] 35.8 10.8 15.8 13.6 36.0

Lower heating value [MJ/kg] 50.0 120.0 19.9 18.9 42.6

Adiabatic flame temperature [°C] 1,914 2,207 2,222 1,800 2,327

Auto ignition temperature [K] 873 858 706 924 530

Min. ignition energy [mJ] 0.28 0.02 0.14 680 20

Flammability limits [vol % in air] 5 to 15 4 to 75 6.7 to 36 16 to 25 0.7 to 5

Stochiometric air fuel ratio/mass 9.5 34.3 6.4 6.1 14.5

Limits of flammability

(equivalence ratio)

10.4 0.1 to 7.1 N/A N/A N/A

Laminar burning velocity [m/s] 0.38 2.9 0.5 0.12 0.13

Quenching gap in NTP air [cm] 0.7 0.064 0.66 0.699 N/A

Diffusivity in air [cm 2 /s] 0.21 0.63 N/A N/A N/A

*in [kg/l]

a critical hydrogen content of the fuel gas.

As the auto-ignition temperature of hydrogen

is quite high, diesel will be required as

pilot flame in most self-igniting RICE designs.

So even using a carbon free fuel, the

operation cannot be categorized as carbon

neutral. The very low ignition energy combined

with the very low quenching gap of

Hydrogen results in the risk of an uncontrolled

auto ignition. The high laminar

burning velocity brings high speed engines

in favor while larger engines commonly

used for power generation are typically medium

or even low speed engines which cannot

profit from this physical property. Special

attention must be taken to prevent

from hydrogen induced embrittlement of

the high strength components of the engines

like valves, valve seats or piston rings.

In GTs, up to significant hydrogen content,

only minor modifications will have to be

made considering the high diffusivity of

hydrogen. Beyond that, modifications of

the burners may become necessary to reflect

the high volume flows and different

flame properties, but no changes to gas

generator or the downstream turbine are

required. These modifications are mainly

driven to limit the formation of NO x in Dry

Low Emission (DLE) technology. First

large-scale power plant projects with an H 2

content of 60 % hydrogen are in development

already [5].

To produce 1 MJ calorific value of e-hydrogen,

0.45 kWh of renewable power is required

based on calculations using comparable

data published by C. Hank et. al. [4]

and the values might differ depending on

the detailed technology. Based on these assumptions’

green hydrogen with a heating

value of about 10.1 PJ could have been produced

in 2019 considering the power taken

of the grid by negative re-dispatch or

Tip Capping in order to use them for reelectrification

or other sector coupling

measures.

e-methanol

As an alternative to hydrogen also methanol

is in discussion as an alternative renewable

produced e-fuel. It’s main use in the

future might be a carbon neutral additive

to diesel to reduce the CO 2 -emissions of the

currently most important back-up fuel in

the power generation sector. With a power

demand of 0.57 kWh/MJ heating value it

provides a storage conversion rate in the

same range as methane but as a liquid fuel

it can be easily transported and stored so

the main use might be in transportation,

chemical feedstock or back-up power supply.

A heating value of about 8.0 PJ of e-

methanol could have been produced in

2019 considering the power taken of the

grid by negative re-dispatch or Tip Capping

in order to use them for re-electrification or

other sector coupling measures. This is in

the range of 0,1 % of Germanys demand of

diesel in 2017 [6].

e-ammonia

As a potential carbon-free fuel, e-ammonia

has the potential for deep decarbonization

as well. It is easy to transport and store and

is currently produced according to the energy

intense, but well-established Haber-

Bosch-synthesis. Unfortunately, it causes

the highest amount of CO 2 emissions from

all feedstocks in the chemical industry [7].

As e-ammonia is one of the most important

feedstocks for the fertilizer industry and

about 50 % the food production relies on

the production [8], and the ease of handling

favors ammonia as an alternative fuel

also for ship propulsion, the future use as

fuel for power generation might be limited.

The low adiabatic flame temperature and

high ignition energy required creates some

challenges for the combustion of e-ammonia.

In GTs new burners might need to be

introduced [9]. The ignition in RICE will

probably require diesel or other fuels as a

pilot flame or combustion promoter. The

share of the necessary combustion promoter

and e-ammonia as fuel varies with the

load so especially in part load challenges in

balancing the different fuels to optimum

shares will need to be overcome. However,

also the low burning velocity will limit the

usage of RICE for full load operation. In addition,

the risk of increased NO x emissions

might contradict to todays’ and future

emission legislation. As ammonia is poisonous

and harmful to the environment, an

“ammonia slip” similar to the methane slip

in RICE must be avoided.

To produce 1 MJ calorific value of e-ammonia,

0.57 kWh of renewable power is required

based on calculations using comparable

data published by C. Hank et. al. [4].

A heating value of about 8.0 PJ of e-ammonia

could have been produced in 2019 considering

the power taken of the grid by

negative re-dispatch or Tip Capping in order

to use them for re-electrification or

other sector coupling measures. This is in

39


Can e-fuels close the renewables power gap? A review. VGB PowerTech 8 l 2020

the range of 0.5 % of Germanys demand of

residual fuel oil for ship propulsion in 2017

[6].

Economic evaluation of e-fuels for

seasonal storage

How economic is the production of synthetic

fuels currently? Answering this question

requires a comparison of the following

2 cases:

––

emission free production using only

“green” power, but considering the costof-energy

of such green power, mainly

solar or wind

––

emission free production (like in case 1)

but only utilizing excess power that, otherwise,

would have been curtailed. Basically,

power cost would be zero or only

cover transmission cost

Anticipating the result of such studies, the

production cost of synthetic fuels of abovementioned

cases are way more expensive

and energy intensive compared to traditional

production methods like Steam

Methane Reforming for hydrogen production.

Also, future projections in which process

matureness and large-scale production

of synthetic fuels are assumed, foresee

still high cost of energy, at least 2 times

higher than traditional fuels. Economies

switching to carbon neutral energy forms

will face significant disadvantages when

competing against traditional fossil-fuels

relying economies. Mechanisms to pare

this difference could be e.g. a CO 2 tax on

the carbon footprint of goods, but this shall

not be discussed further in this paper.

The total production and transportation

cost of some synthetic fuels will be discussed

based on an analysis carried out by

Siemens Energy [10] (F i g u r e 2 ).

Hydrogen is currently growing fast in popularity

amongst ecological activists as well

as power producers. In general, high fuel

cost always negatively affect power projects.

A brief summary on hydrogen prices

shall be given. Several publications considering

different boundary conditions of

the production of hydrogen like region,

type of renewables and their shares, and

their associated cost vary as well. Projections

are given for the year 2030 for which,

assuming the total production quantity of

hydrogen massively increases, scaling effects

would reduce the hydrogen production

costs. Altogether the projections based

on scenario 1 suggest prices of 2,700 to

4,500 €/ton hydrogen in 2030, considering

the levelized cost of production incl. capex

and opex, power price of renewables and

transportation. Averaging gives 3,600 €/

ton (equals 3.6 €/kg) or 110 €/MWh in case

we assume that 1 ton of hydrogen has an

energy content of 33 MWh/t which is

equivalent to 120 MJ/kg (LHV). Comparing

110 €/MWh for hydrogen with today’s

natural gas price of 25 €/MWh (Europe),

and assuming no major increase in gas

price up to 2030, a large gap in fuel cost

between natural gas and hydrogen exists.

The increasing tax for CO 2 emissions, with

currently at about 25 €/t in Germany, can

be considered as an adder to fuel cost. This

makes gas more expensive compared to

CO 2 free hydrogen. To balance both fuels to

the same cost level a CO 2 tax of 400 to

450 €/t would be required in scenario 1. A

tax on this level would be highly unrealistic

and is far off the plans from at least the

German government [2].

Scenario 2 would reduce the cost of hydrogen.

Reducing the cost of power by using

“free of charge” excess renewable power

would reduce the total levelized cost of

production down to 60 €/MWh which is

way closer to natural gas. Under these conditions

a CO 2 tax of around 170 €/t would

bring cost to the same level of natural gas.

Considering that even today we have CO 2

taxes around 120 €/t in Sweden, at least

this is not a completely unimaginable scenario.

In addition, an economic cost evaluation

will be necessary to identify the best

locations for hydrogen production. Locations

of hydrogen production close to the

consumer would reduce the expensive effort

of transporting hydrogen but on the

other side a facility close to the renewable

power production would avoid major investments

in the transmission and distribution

grids by using the gas grid for transportation

of fuel.

Once available in large amounts, it would

have to be evaluated whether the decarbonizing

potential of hydrogen wouldn’t be

higher if used in another sector, e.g. the

steel industry. Steel production is extremely

CO 2 intensive and accommodates for

around 7 % of global CO 2 emissions. Using

hydrogen as a reduction element instead of

coal dust to decrease emissions here could

be even more effective than in the power

sector from environmental point of view.

Nevertheless, this technology still lacks industrial

large-scale validation. Tests are

currently being conducted by many steel

producers e.g. Thyssenkrupp Steel in Duisburg,

Germany.

Summary

The global trend towards deep decarbonization

with an increasing share of renewable

power generation drives the power producers

and grid operators not only to produce

the power instantaneously when required

as in the past, but also to produce excess renewable

power. This can ensure a reliable

and carbon neutral (or even free) power

supply also during times of dark doldrums.

Several energy storage fuels like e-methane,

e-hydrogen, e-methanol and e-ammonia,

are currently under investigation.

€/MWh th e-hydrogen e-methanol e-methane e-ammonia

Germany

Electricity

(wind, mix

onshore,

offshore)

~ 320

~ 300

~ 200

~ 500

~ 300

~ 180

~ 180

Production of green e-H 2 and e-H 2 -based

products at best sites abroad provides a

significant cost advantage compared to

Germany

Imports

from

best sites

abroad 1)

Electricity

(renewables)

~ 150

~ 160

~ 50

~ 110

~ 90

~ 90

i) e-hydrogen, electrolysis and use of Wind-/PV electricity

ii) e-methanol: green hydrogen and use of unavoidable CO 2 of

industrial origin

iii) e-methane, similar to e-methanol

iv) e-ammonia, green hydrogen and Haber Bosch synthesis

Benchmark

Prices (EU)

2019-2020

2015 2025-2030 2015 2025-2030 2015 2025-2030 2015 2025-2030

SMR H2 3)

~ 10-16

bio-ethanol 2)

90-110

“black“ methanol 2)

50

bio-gas/methane

50-80

natural gas

20-25

“black“ ammonia

40-45

Remarks:

1) Best sites PV, Wind w/o transportation & distribution costs to the EU

2) Prices for delivery to Europe, Methanex European Posted Contract

Price (MEPCP), 02/2020

3) Production costs based on Steam Methane Reforming (SMR)–H 2

costs, feedstock natural gas with gas price 5,5-7 €/GJ,

no CO 2 penalties

Fig. 2. Production costs of “green” e-fuels in Germany, compared to best sites abroad. Future values are extrapolations based on scaling effects and

technological improvements.

40


VGB PowerTech 8 l 2020

Can e-fuels close the renewables power gap? A review.

E-hydrogen is the easiest fuel to produce

and, while storage and transportation create

some challenges, it can be used as pure

fuel or mixed-up with methane. State of

the art gas turbines can already today handle

up to 60 % of hydrogen blended in natural

gas in DLE mode and up to 100 % in

Wet Low Emissions (WLE) or diffusion

flame combustion technologies. RICE combustion

technology requires significant development

on major components and, beyond

about 38 % hydrogen content, a large

power de-rate. E-methane synthetization

requires hydrogen production first, and the

process is less efficient. On the other hand,

downstream technologies like gas pipelines,

power plants, heaters, most of the

natural gas infrastructure, can remain as

they are. The effort to produce e-methanol

is similar to e-methane, but the fuel can be

added to liquid fuels and act as green backup

fuel for use in GTs and RICE. The production

of e-ammonia requires air captured

nitrogen with a power demand like the

other e-fuels using hydrogen as feedstock.

The combustion of ammonia as a carbon

free fuel would bring the advantage of zero

CO 2 emissions but comes with the risk of

increased NO x output. As ammonia is currently

used as a feedstock for the chemical

and fertilizer industry and, given its high

potential to decarbonization the transportation

sector (mainly marine), the future

use for power generation might be very limited

in the near to mid-term future. Considering

the production processes, cost of production

and potential for carbon free generation,

hydrogen seems to be the easiest

fuel to further decarbonization the power

sector. All major original equipment manufacturers

of gas turbines have committed,

although with slightly different timelines,

to continuously develop the ability to use

hydrogen fuel blends with a hydrogen content

of up to 100 %. This commitment was

agreed within the EU-turbines organization

in January 2019 [11].

To conclude the initial question, “can e-fuels

close the renewables power gap?” Yes,

they can under certain conditions. The

technological hurdles are low, but higher

cost compared to traditional power generation

have to be partially compensated. Regulators

and politics must create an environment

where investments in Power-to-X

technologies get financially feasible. This

might be done via carbon taxes, feasible incentives

for carbon emission reduction

measures in power generation or other

measures to shift the focus towards the production

of e-fuels and utilize the whole potential

of renewable power generation. Todays

investment decisions for residual load

generation sites should also take the properties

of future fuels mixes in the gas grids

into account to prevent from potentially

stranded assets requiring further high investments

to stay online. Nevertheless, e-

fuels will not only significantly sustain and

decarbonize the power sector using the seasonal

storage capacities, their additional

potential to decarbonize transportation,

industry and other sectors in the mid to

long-term must be considered as well.

References

[1] Bundesnetzagentur; NEP 2030(2019);

2019; https://www.netzentwicklungsplan.de/de/netzentwicklungsplaene/

netzentwicklungsplan-2030-2019.

[2] Bundesregierung Deutschland; Eckpunkte

für das Klimaschutzprogramm 2030; 2020;

4 f.; https://www.bundesregierung.de/

resource/blob/975232/1673502/768b67

ba939c098c994b71c0b7d6e636/2019-

09-20-klimaschutzprogramm-data.pdf?

download=1.

[3] netztransparenz.de; Re-dispatch-Maßnahmen;

https://www.netztransparenz.de/

EnWG/Redispatch.

[4] C. Hank, A. Sternberg, N. Köppel, M.

Holst, T. Smolinka, A. Schaadt, C.Helbing,

H-M. Henning; Supplementary Information:

Energy efficiency and economic assessment

of imported energy carriers based on

renewable electricity; The Royal Society of

Chemistry; 2020; Tab. 1.

[5] GasTurbineWorld; Working toward 100 %

hydrogen; 2020; https://gasturbineworld.

com/working-toward-100-percent-hydrogen/.

[6] Chart – Energy consumption in transport;

European Environment Agancy; https://

www.eea.europa.eu/data-and-maps/indicators/transport-final-energy-consumption-by-mode/assessment-10.

[7] A. Brunning; Environmental Impact of Industrial

Reactions; Periodic Graphics;

2019; https://cen.acs.org/content/dam/

cen/97/24/WEB/09724-industrialimpact.pdf.

[8] L. K. Boerner; Industrial Ammonia production

emits more CO 2 than any other chemical-making

reaction. Chemists want to

change that.; Chemical & Engineering

News, Vol. 97 Iss. 24; 2019; https://cen.

acs.org/environment/green-chemistry/

Industrial-ammonia-production-emits-

CO2/97/i24.

[9] F. J. Verkamp, M. C. Hardin, J. R. Williams;

Ammonia combustion properties and performance

in Gas Turbines; Symposium (International)

on Combustion Vol. 11, Iss. 1;

1967; https://www.sciencedirect.com/

science/article/abs/pii/S0082078467802

25X.

[10] “Power-to-X – Decarbonizing Energy with

Green Hydrogen: Technology Available and

Proven in Production Today; Siemens AG;

2019; https://new.siemens.com/global/

en/products/energy/technical-papers/

download-power-to-x.html.

[11] The Gas Turbine Industry Commitments to

drive Europe’s transition to a decarbonized

energy mix; Press release EU-Turbines;

2019; https://www.euturbines.eu/cms/

upload/Our_Mission/EUTurbines_press_

release_on_the_Commitments.pdf. l

VGB-Standard

RDS-PP ® Anwendungsrichtlinie

Application Guideline

Teil 41: Power to Gas | Part 41: Power to Gas

VGB-S-823-41-2018-07-EN-DE. deutsch/englische Ausgabe 2018

DIN A4, 160 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 280,–, für Nicht mit glie der € 420,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

Das vollständige RDS-PP ® umfasst zusätzlich die Publikationen VGB-S-821-00-2016-06-DE und VGB-B 102;

empfohlen werden des Weiteren der VGB-S-891-00-2012-06-DE-EN und VGB-B 108 d/e.

Für eine effiziente Abwicklung der Aufgaben von Planung, Entwicklung, Bau, Betrieb und Instandhaltung einer

industriellen Anlage, ist es hilfreich, die Anlage zu gliedern und die einzelnen Anlagenteile klar und eindeutig

mit einem alphanumerischen Kennzeichen zu versehen. Eine gute Kennzeichensystematik bildet die Struktur der

Anlage und das Zusammenwirken ihrer einzelnen Teile genau ab.

Für den Kraftwerksbereich wurde in Einklang mit den Grundnormen die Fachnorm DIN ISO/TS 81346-10 veröffentlicht.

Sie ist die normative Grundlage für das RDS-PP®, das „Reference Designation System for Power Plants“.

Das vorliegende Dokument regelt die Anwendung des Kennzeichensystems RDS-PP für Power to Gas Anlagen.

VGB-Standard

RDS-PP ®

Application Guideline

Part 41: Power to Gas

Anwendungsrichtlinie

Teil 41: Power to Gas

VGB-S-823-41-2018-07-EN-DE

Die Richtlinie enthält detaillierte Festlegungen zur Referenzkennzeichnung für Anlagenteile, die spezifisch für eine Power to Gas Anlage

sind (z.B. Elektrolyseur, Methanisierungssystem).

Für Anlagenteile, die projektspezifisch variieren, gibt die Richtlinie prinzipielle Anleitungen mit Beispielen, die im konkreten Anwendungsfall

sinngemäß umzusetzen sind. Dies gilt insbesondere für Hilfs- und Nebensysteme

41


Know-how und Kapazitätssicherung für die Instandhaltung von konventionellen Kraftwerken VGB PowerTech 8 l 2020

Know-how und Kapazitätssicherung

für die Instandhaltung von

konventionellen Kraftwerken

Thomas Porsche, Gerald Weiß und Nadine Müller

Abstract

Know-how and capacity assurance for

the maintenance of conventional power

plants

Maintenance Management of the Lausitz Energie

Kraftwerke AG plans and provides all technical

services that are necessary for the safe and

economical operation of power plants. The majority

of industrial maintenance services are

carried out by external, competent service partners.

Due to economic pressure, the increasing demand

for flexibility and the noticeable decrease

in the number of skilled workers, securing of

know-how and capacities in terms of quantity

and quality becomes increasingly important.

This applies both to LEAG’s own personnel and

to the personnel of its service partners.

The presentation describes the current situation

in the company and the region and its effects on

maintenance of the power plant facilities. On

the basis of first ideas and examples, possible

courses of action for reacting to the changed

framework conditions are shown.

l

Autoren

Dr. -Ing. Thomas Porsche

Dipl. Ing. Gerald Weiß

MBA Nadine Müller

Instandhaltungsmanagement

Lausitz Energie Kraftwerke AG

Peitz, Deutschland

Das Instandhaltungsmanagement der Lausitz

Energie Kraftwerke AG (LEAG) plant

und realisiert alle erforderlichen technischen

Serviceleistungen für den sicheren

und wirtschaftlichen Betrieb der Kraftwerksanlagen.

Dabei wird der größte Anteil der

gewerblichen Instandhaltungsleistungen

durch externe, kompetente Servicepartner

realisiert.

Durch den wirtschaftlichen Druck, die steigenden

Anforderungen an Flexibilität und

den spürbaren Rückgang an Fachkräften gewinnt

die Sicherung von Know-how und

quantitativen sowie qualitativen Kapazitäten

dabei immer stärker an Bedeutung. Dies

gilt sowohl für das LEAG: eigene Personal, als

auch für das Personal der Servicepartner.

Der Vortrag beschreibt die aktuelle Situation

im Unternehmen und der Region und deren

Auswirkungen auf die Instandhaltung der

Kraftwerksanlagen. An Hand von ersten Ideen

und Beispielen werden Handlungsmöglichkeiten

zur Reaktion auf die veränderten

Rahmenbedingungen aufgezeigt.

Einleitung

Die Lausitz Energie Kraftwerke AG (LEAG)

betreibt in Brandenburg und Sachsen vier

Braunkohlekraftwerke mit einer installierten

elektrischen Leistung von mehr als

8.000 Megawatt. Im Jahr 2018 betrug die

Netzeinspeisung von Elektroenergie

55.306 GWh und die Nettowärmeerzeugung

3.635 GWh (B i l d 1 ).

Der Bereich „Instandhaltungsmanagement“

der Lausitz Energie Kraftwerke AG

plant und realisiert alle für den sicheren

und wirtschaftlichen Kraftwerksbetreib erforderlichen

technischen Serviceleistungen

unter Einhaltung des verfügbaren Budgets.

Die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter

des Bereiches schaffen damit die Voraussetzungen

für

––

Arbeitssicherheit und Umweltschutz

––

technische Anlagensicherheit

––

Einhaltung der geplanten Verfügbarkeit

und des Wirkungsgrades

––

die Steigerung der Effizienz

der Braunkohle-Kraftwerke. Das Resultat

der Instandhaltungsstrategie sind die Sicherheit

und die Einhaltung der geplanten

Verfügbarkeit der Kraftwerksblöcke

(Bild 2).

Die Planung und Steuerung aller Instandhaltungsmaßnahmen

erfolgt fast ausschließlich

durch das LEAG-Personal.

Im gewerblichen Bereich realisiert das

LEAG-Personal ca. 15 bis 20 % der Instandhaltung

in Eigenleistung. Das bedeutet,

dass ca. 80 bis 85 % der gewerblichen Service-

bzw. Instandhaltungsleistungen

durch externe Servicepartner realisiert

werden. Die Aufträge werden im Wettbewerb

durch den LEAG-Einkauf vergeben.

Wichtige Kriterien bei der Bewerbung von

Externen für die Teilnahme an Ausschreibungen

sind dabei u.a. das Know-how, die

Kapazität, die Flexibilität und die regionale

Nähe zu den Kraftwerken der potentiellen

Servicepartner.

Aktuelle Situation

Um die Optionen für die zukünftige Knowhow-

und Kapazitätssicherung für die

Kraftwerks-Instandhaltung zu beschreiben,

soll zunächst auf die aktuelle Situation

eingegangen werden:

Für die aktuelle externe Situation konzentriert

sich der Beitrag auf die Lausitz. Sie ist

das Revier für die Braunkohle-Kraftwerke

Boxberg, Jänschwalde und Schwarze Pumpe.

Die Beschlüsse der Politik führen zu

fehlender Planungssicherheit für die Tagebaue

und Kraftwerke. In der Lausitz gibt es

neben der LEAG nur noch am Chemie-

Standort Schwarzheide ein weiteres Großunternehmen.

Weitere stabile und von der

Braunkohle unabhängige, industrielle

Großunternehmen (Leuchttürme) sind in

der Lausitz nicht ansässig.

Diese Sachverhalte, d.h. aktuell keine Planungssicherheit

und kaum alternative Industriearbeitsplätze

führen zu einer Abwanderung

von Fachkräften aus der Lausitz.

Verstärkt wird der Fachkräftemangel

noch durch die aktuelle demografische

Entwicklung in der Region.

LEAG-intern ist die aktuelle Situation

durch einen flexibler und operativer werdenden

Kraftwerkseinsatz und – aufgrund

42


VGB PowerTech 8 l 2020

Know-how und Kapazitätssicherung für die Instandhaltung von konventionellen Kraftwerken

Kraftwerk Boxberg

Block N & P, je 500 MW

Block Q, 900 MW

Block R, 675 MW

Kraftwerk Boxberg

Block N & P, je 500 MW

KW Lippendorf

Block R, 920 MW

KW Schwarze Pumpe

Block A & B, je 800 MW

installierte Kraftwerkskapazität: 8.095 MW

Bild 1. Lausitz Energie Kraftwerke AG.

in %

100

90

80

70

60

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Arbeitsverfügbarkeit Arbeitsnichtverfügbarkeit (planmäßig) Arbeitsnichtverfügbarkeit (außerplanmäßig)

Bild 2. Lausitz Energie Kraftwerke AG / Verfügbarkeit Braunkohle-Kraftwerke.

Organisatorisch setzen wir in Zukunft verstärkt

auf das Qualitätsmanagement für die

Instandhaltung. Wir bieten Seminare und

Workshops für unsere Koordinatoren an,

die unsere Servicepartner vor Ort betreuen.

Die LEAG-Koordinatoren legen damit neben

Arbeitssicherheit, Verkehrssicherungspflicht

und Terminkoordinierung nun auch

verstärkt ihre Aufmerksamkeit auf die

Qualitätsüberwachung der Arbeit unserer

Servicepartner.

Hauptziel ist dabei die Sicherung der Qualität

während der Ausführung der Arbei-

der wirtschaftlichen Situation – durch

weniger Mittel für die Erhaltung der Kraftwerksanlagen

gekennzeichnet. Dieser Kostendruck

wirkt sich auf die LEAG-Organisation

und auf die Servicepartner, Dienstleister

und Lieferanten aus. Als ein Ergebnis

davon ist der planbare Anteil der

Instandhaltung rückläufig. Wir nutzen

vermehrt Schwachlastzeiten für die Instandhaltung.

Diese Zeiten bzw. Zeitpunkte

sind jedoch lang- und mittelfristig nicht

planbar.

D.h. unsere Servicepartner und unsere internen

Instandhalter müssen operativer

und flexibler arbeiten. Außerdem fällt

es LEAG durch den Verlust der Attraktivität

der konventionellen Kraftwerke zunehmend

schwerer, gewerblichen und ingenieurtechnischen

Nachwuchs zu finden.

Zusammengefasst besteht aktuell die Herausforderung

darin: trotz fehlender Planungssicherheit

für die Betreiber von Kohlekraftwerken

und weniger Fachkräfte auf

dem Arbeitsmarkt: die Instandhaltung der

Kraftwerksanlagen flexibler und wirtschaftlicher

für die kommenden Jahre zu

organisieren. Unabhängig davon ist und

bleibt es für uns ein wichtiger Grundsatz,

die Technische Sicherheit der Kraftwerksanlagen

zu jeder Zeit vollständig zu sichern

(Bild 3).

Flexibilisierung

Operative Anforderungen /

Notwendigkeit zur flexiblen Reaktion

Planmäßigkeit von

IH-Maßnahmen

Bild 3. Herausforderungen für die Instandhaltung.

Folgen für die Instandhaltung

Um diese Herausforderungen zu meistern,

hat die LEAG mehrere technische und organisatorische

Bausteine entwickelt. Technisch

haben wir unsere Kraftwerks-Instandhaltung

hin zu einer „Differenzierten

Instandhaltungsstrategie“ entwickelt.

D.h. kurz zusammengefasst, dass Mittel für

die Instandhaltung schwerpunktmäßig in

die Blöcke und Anlagen investiert werden,

mit denen durch hohe Verfügbarkeit und

Zuverlässigkeit die höchsten Erlöse erwirtschaftet

werden (B i l d 4 ).

quantitative / qualitative

Kapazitäten der Servicepartner

Preisdruck auf Servicepartner,

Dienstleister und Lieferanten

Abwanderung

Attraktivität

der Region

Rückgang

Fachkräfte

Altersstruktur /

Demografie

keine zusätzlichen Ressourcen

für Kapazitätsspitzen, z.B.

qualifizierte Schweißer bei Befunden

ten, um die Anlagen zum geplanten Zeitpunkt

wieder effizient und sicher in Betrieb

nehmen zu können und Reparaturfehler/

Nachbesserungen zu vermeiden.

Diesen Prozess führen wir selbstverständlich

gemeinsam mit unseren Servicepartnern.

Beispiele für Know-how-Sicherung

und Flexibilität

– – Operative Instandsetzung eines Hochdruckvorwärmer-Mantels

(HDV-Mantel)

im Bereich des Frischdampfeintritts-

43


Know-how und Kapazitätssicherung für die Instandhaltung von konventionellen Kraftwerken VGB PowerTech 8 l 2020

ausreichende Know-how des Personals

planmäßige

Instandhaltung

bei einer mehrschichtigen/durchgehenden

Remontage, sowie nicht ausreichende

ausfallbedingte

Kontrollen zur Qualitätssicherung durch

Instandsetzung

das dafür verantwortliche Personal.

Differenzierte

Instandhaltungsstrategie

Weitere Maßnahmen, die eine Wiederholung

verhindern sollen, sind bereits im

Projekte u. stillstandsabhängige IH-Maßnahmen

unvorhergesehene Befunde

Abschnitt „Folgen für die Instandhaltung“

genannt.

Vorbereitung hinsichtlich Kapazität und Material, aber Termin halten ja/nein

operative Entscheidung zu

Budget

Kapazität und Material

Realisierung ja / nein

––

Planmäßiger Wechsel einer Heizfläche

Zeitpunkt

Reparatur oder richtige Instandsetzung

Verschiebung

Leben / Betrieb mit Mängeln / Befunden

während einer Revision eines Großdampferzeugers

(B i l d 6 ):

Notwendigkeit zur flexiblen Reaktion

Der Leistungsumfang wurde termingerecht,

ohne Unfall und in sehr guter Qualität

durch einen regionalen Servicepartner

Bild 4. Differenzierte Instandhaltung.

geplant und termingerecht realisiert.

Zusätzlich kamen innovative Prüfverfahren

zum Einsatz, mit deren Hilfe der

bundenen Servicepartners zu deutlichen

Ring vorgerichtet

(2 Hälften),

quantitativen und qualitativen Defiziten,

Wechsel im engen De- und Montagefenster

unterstützt wurde.

noch nicht verschweißt. insbesondere im Gewerk der Hochdruck-

Schweißer. Trotz durch LEAG eingeleiteter

Sofort-Maßnahmen wurde der geplante

und abgestimmte Revisionsablauf bei planmäßigen als auch bei operativen

Alle 4 Beispiele sollen zeigen, dass sowohl

erheblich gestört. Das geplante Revisionsende

konnte nur durch eine operati-

und Kapazität der Partner und deren Mit-

Instandhaltungsmaßnahmen Know-how

ve Reduzierung des Heizflächenwechselprogramms

arbeiter der Schlüssel zum Erfolg sind.

Bild 5. Instandsetzung HDV-Mantel.

stutzens durch einen 2-geteilten Ring

(Bild 5):

Während einer planmäßigen Revision

wurde bei Kontrollen an einem HDV-

Mantel ein Riss im Bereich der Durchführung

der Speisewasserleitung festgestellt.

Da der Riss an der Mantelinnenseite

erreicht werden.

Dieses Beispiel zeigt, dass es für uns:

selbst bei planmäßigen Instandhaltungsmaßnahmen:

Probleme mit der Bereitstellung

der rechtzeitig vertraglich gebundenen

Kapazitäten geben kann. Im

konkreten Fall reichten Können und Anzahl

der Hochdruck-Schweißer nicht

aus, um den bestellten Projektumfang in

der vereinbarten Zeit zu realisieren.

––

Remontage-Fehler nach einer planmäßigen

Generatorrevision:

Wenige Tage nach Wiederinbetriebnah-

Um das in Zukunft zu sichern, ist es stärker

als bisher erforderlich:

––

bereits bei der Auswahl von externen

Bietern für zukünftige Serviceleistungen

(siehe auch VGB-Standard VGB-S-040-

00-2017-03-DE) darauf zu achten, dass

deren Know-how, Kapazität und operative

Möglichkeiten den Anforderungen an

die Instandhaltung unserer Anlagengerecht

werden und

––

nach der Auswahl gemeinsame und partnerschaftliche

Lösungen für diese Aufgabe

entwickelt und vereinbart werden.

auftrat, war sehr schnell klar, dass eine me eines Blockes nach einer planmäßi-

Diese Planungssicherheit wird für die

reine schweißtechnische Instandsetzung gen Revision musste dieser aufgrund von LEAG und unsere Servicepartner vor dem

wegen der Konstruktion und fehlendem unzulässigen Temperaturen und Schwingungen

am hinteren Generatorlager wie-

„Restlaufzeiten“ einzelner Kraftwerksblö-

Hintergrund des Kohleausstiegs für die

Platz nicht infrage kam. Gemeinsam mit

externen Partnern wurde die Instandsetzungstechnologie

für den Mantelbereich ergab, dass die Remontage während der rem Anspruch gerecht werden, die Kraftder

außer Betrieb gehen. Die Kontrolle cke sehr wichtig. Nur so können wir unse-

mit einem geteilten Ring entwickelt. Revision in diesem Bereich nicht ordnungsgemäß

werksblöcke zu jeder Zeit sicher und wirt-

Aufgrund der Beschaffungszeit von

erfolgte.

schaftlich zu betreiben.

mehreren Wochen für das Ring-Material

aus dem Wasser-Dampf-Kreislauf ausgebunden.

Dies Stellte sicher, dass der

Aufgrund der erforderlichen Nachbesserung

war der Block mehrere Tage außerplanmäßig

nicht verfügbar. Mit dem verantwortlichen

Servicepartner wurde eine

wurde der HDV während der Revision

Ideen zur Know-how- und

Kapazitätssicherung

Block (ohne diesen HDV) zum planmäßigen

Revisionsende wieder in Betrieb

gehen konnte.

kritische Auswertung geführt: Ursache

für den Montagefehler waren das nicht

Im B i l d 7 ist ein neuer Baustein zur

Know-how-Sicherung für die LEAG-In-

Nach der Instandsetzung wurde der HDV

Umfang der Maßnahme:

während eines operativen Kurzstillstandes

des Blockes (Schwachlastzeit) wie-

• Wechsel von ca. 24 km Rohrleitungen / 4.400 Schweißnähte

• Zeitraum: 30 Montagetage

der in den Kreislauf eingebunden.

Dies ist ein positives Beispiel, wie operativ

und in kürzester Zeit durch die LEAGvorgefertigte

Umlenkungen

Instandhalter gemeinsam mit regionalen

und überregionalen Servicepartnern

eine innovative Lösung entwickelt und

diese sofort umgesetzt wurde.

––

Planmäßiger Heizflächenwechsel in der

Brennkammer eines Groß-Dampferzeugers:

Ansicht der Heizfläche

im Dampferzeuger

Während einer planmäßigen Revision

kam es bei einem über Werkvertrag ge-

Bild 6. Planmäßiger Heizflächenwechsel.

500 MW Anlagen ≥ 675 MW Anlagen 500 MW Anlagen

44


VGB PowerTech 8 l 2020

Know-how und Kapazitätssicherung für die Instandhaltung von konventionellen Kraftwerken

Nachwuchs (gewerblich)

aus eigener Ausbildung

Nachwuchssicherung

Nachwuchs

(Techniker, Ingenieure)

aus Fach- und Hochschulen

aktiv auf Fach- und

Hochschulen und

Studenten zugehen

Attraktivität Energiewirtschaft sicherstellen

(Image / Planungssicherheit / Neudefinition von Berufen?)

Bild 7. Ideen zur Know-How- und Kapazitätssicherung (1).

strategische Partnerschaften

(Laufzeit, Konditionen)

Einstellen auf veränderte externe Rahmenbedingungen

(LEAG & Servicepartner) durch…

Joint Ventures mit regionalen

und kompetenten Partnern

standhalter dargestellt. Wir rücken die

Qualitätssicherung während der Instandhaltungsmaßnahmen

deutlich in den Vordergrund.

Dies soll durch berufsbegleitende

Schulungen für alle relevanten Tätigkeitsgruppen

(Handwerker, Koordinatoren,

Meister, Techniker und Projektleiter)

erfolgen.

Die Schulungen werden in Form von Workshops

sowohl intern, z.B. durch „Senior-

gemeinsame technische bzw.

qualitätssichernde Schulungen

Neu:

Entwicklung berufsbegleitender

Schulungen für

Handwerker / Vorhandwerker

Koordinatoren

Meister

Techniker, Ingenieure, Projektleiter

Inhalt

Technologien zur Instandhaltung

Qualitätssicherung

technisches Fachwissen

neue Technologien

Schulung durch:

Mentoren, Hersteller bzw. Servicepartner,

(interne) Senior-Experten, z.B. gestandene

Meister, Techniker, Ingenieure

„Update“ des Portfolios der

eigenen gewerblichen IH

(Insourcing)

im Rahmen des wirtschaftlich Machbaren

für bilaterale Planungssicherheit

Bild 8. Ideen zur Know-How- und Kapazitätssicherung (2).

zunehmende fachliche

Anleitung der Servicepartner

Experten“, aber auch gemeinsam bzw.

durch Hersteller und/oder Servicepartner

durchgeführt.

Wichtigstes Ziel dieser Workshops ist es dabei

zu vermitteln, dass die Qualitätssicherung

bei jedem einzelnen Montageschritt /

Haltepunkt während der Instandhaltung

im Vordergrund steht und nicht erst bei der

Abnahme / Inbetriebsetzung zu kontrollieren

ist.

B i l d 8 zeigt darüber hinaus mögliche

gemeinsame Bausteine zwischen Kraftwerksbetreiber

und Servicepartner, die

uns partnerschaftlich helfen können, die

Kraftwerke sicher zu betreiben und zuverlässig

und wirtschaftlich instand zu halten.

Erste Maßnahmen haben wir mit ausgewählten

Partnern erfolgreich umgesetzt.

Hier einige Beispiele:

––

berufsbegleitende Schulungen der

LEAG-Koordinatoren zur Qualitätssicherung

in Form von Workshops

––

strategische Partnerschaften für die Instandhaltung

unserer Prozessleitsysteme

der Kraftwerksanlagen

––

gemeinsame Trainings mit externen

Partnern:

––

Hydraulik-Workshop für unsere Mitarbeiter

durch eine mit Fachfirma

––

Schweißertraining für innovative

Druckteil-Stähle gemeinsam mit dem

Servicepartner

Resümee

In einem Umfeld, in dem die Rahmenbedingungen

für den Betrieb unserer Kraftwerksanlagen

sehr schwierig sind, stellen wir uns

der Herausforderung für eine sichere, flexible

und wirtschaftliche Instandhaltung. Die

vorhandenen Instandhaltungsbudgets sind

wertorientiert und für die technische Sicherheit

klug einzusetzen.

Dabei sind Fachkompetenz, Flexibilität

und Zuverlässigkeit wichtige Faktoren. Gemeinsam

mit unseren Servicepartnern

muss uns das partnerschaftlich und nachhaltig

gelingen. Dafür wollen wir gemeinsam

neue innovative Lösungen entwickeln

und anwenden.

l

VGB-Standard

KKS Kraftwerk-Kennzeichensystem

Richtlinie und Schlüsselteil

VGB-S-811-01-2018-01-DE. 8. überarbeitete Ausgabe 2018 (vormals VGB-B 105)

DIN A4, 836 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 490,–, für Nicht mit glie der € 680,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

VGB-S-811-01-2018-01-EN, 8. überarbeitete englische Ausgabe 2018 (vormals VGB-B 105)

DIN A4, 836 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 490,–, für Nicht mit glie der € 680,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

KKS-Schlüsselteil: Funktionsschlüssel, Aggregateschlüssel und Betriebsmittelschlüssel sind als Microsoft Excel ® -Datei verfügbar.

Der VGB-Standard VGB-S-811-01-2018-01-DE wird ergänzt durch den VGB-B 106 und VGB 105.1;

empfohlen werden zudem der VGB-S-891-00-2012-06-DE-EN und VGB-B 108 d/e.

VGB-Standard

KKS Kraftwerk-

Kennzeichensystem

Richtlinie und Schlüsselteil

8. überarbeitete Ausgabe 2018

(vormals VGB-B 105)

VGB-S-811-01-2018-01-DE

Durch den nationalen und internationalen Normungsprozess wird das Kraftwerk-Kennzeichen-System (nachfolgend

KKS) durch das, auf DIN ISO 81346-10 basierende RDS-PP ® (Reference Designation System – Power

Plants), abgelöst. RDS-PP ® gilt damit „als anerkannte Regel der Technik“ und kann bei der Planung, Errichtung,

dem Betrieb und dem Rückbau von Anlagen der Energieversorgung als eindeutiges Kennzeichnungssystem

angewandt werden.

Die KKS-Festlegungen als Regelwerk bestehen aus der KKS-Richtlinie und den KKS-Schlüsselteilen.

Mit dem KKS werden Anlagen, Anlagenteile und Geräte aller Kraftwerksarten nach verfahrenstechnischen und örtlichen Aspekten gekennzeichnet.

Es gilt für die Fachbereiche Maschinentechnik, Bautechnik, Elektro- und Leittechnik im Rahmen der Planung, Genehmigung, Errichtung,

Betrieb Instandhaltung und Rückbau.

45


Netzseitige Anregung von Torsionsschwingungen VGB PowerTech 8 l 2020

Netzseitige Anregung von

Torsionsschwingungen durch die

Einspeisung von subsynchronen

Strömen

Matthias Humer

Abstract

Excitation of torsional oscillations in the

grid by feeding in sub-synchronous

currents

In the following article results of the investigation

on the effect of feeding subsynchronous currents

from the electric grid in the generator are

presented. In the end, torsional oscillations of

the shaft train are excited, which can reach very

high amplitudes in case of resonance. In time

with the torsional oscillations, the synchronous

generated voltage induced in the stator winding

oscillates, which leads to the feed in of subsynchronous

currents from the generator into the

electrical network. The focus is directed to the

effect of these currents in the system “generator-grid”.

Therefore, different analytical approaches

to subsynchronous power excitation

are presented and evaluated. In particular, the

analytical equations of generator power generated

by subsynchronous electric currents are

derived.

l

Im folgenden Beitrag werden Ergebnisse der

Untersuchung über die Auswirkung der Einspeisung

von subsynchronen Strömen aus

dem elektrischen Netz in den Generator vorgestellt.

Hierdurch werden letztendlich Torsionsschwingungen

des Wellenstrangs angeregt,

welche im Resonanzfall sehr hohe Amplituden

erreichen können. Im Takt der

Torsionsschwingungen oszilliert die in der

Statorwicklung induzierte Polradspannung,

was zur Einspeisung subsynchroner Ströme

aus dem Generator in das elektrische Netz

führt. Der Fokus wird auf die Auswirkung

dieser Ströme im System „Generator-Netz“

gerichtet. Deshalb werden unterschiedliche

analytische Ansätze hinsichtlich der subsynchronen

Leistungsanregung vorgestellt und

bewertet. Insbesondere werden die analytischen

Gleichungen der Generatorleistung

abgeleitet, die durch subsynchrone elektrische

Ströme erzeugt werden.

Einführung

Durch den stetigen Zuwachs von Umrichtern

und Konvertersystemen im deutschen

Übertragungsnetz, z.B. durch den stetigen

Ausbau der Offshore-Windparks (B i l d 1 ),

ist es notwendig, sich mit der netzseitigen

Anregung von Torsionsschwingungen der

Turbosätze durch subsynchron eingespeiste

Ströme auseinanderzusetzen. Es ist zu erwarten,

dass es zukünftig zu einer Zunahme

von subsynchronen Einspeisevorgängen

durch Frequenzumrichter ins Übertragungsnetz

kommen wird. Diese Vorgänge

führen dann zu subsynchronen Leistungsoszillationen

zwischen Netz und Generator,

welche ihrerseits wiederum subsynchrone

Torsionseigenfrequenzen der

Turbosatzwellenstränge anregen können.

Diese Problematik wird in Deutschland

z.Zt. an unterschiedlichen Stellen näher

untersucht und diskutiert, z.B. innerhalb

eines Expertengremiums unter Führung

des VGB. Eine entscheidende Frage spielt

hierbei u.a. die Fähigkeit der Frequenzumrichter,

Torsionsschwingungen anfachen

oder dämpfen zu können. Hierzu werden

seitens der Netzbetreiber umfangreiche Simulationen,

welche sowohl Netzmodelle

als auch Turbosatzmodelle beinhalten,

durchgeführt. Das zentrale Entscheidungskriterium,

ob der Turbosatz eines Kraftwerks

durch die Zuschaltung eines Frequenzumrichters

betroffen sein könnte, ist

der Wert des „Unit Interaction Factors“

(UIF).

Liegt der Wert des UIF unterhalb von 0,01,

dann sind keine negativen Auswirkungen

für den Turbosatz durch das Zusschalten

eines Frequenzumrichters zu befürchten.

Der UIF selbst wird gemäß [1] wie folgt berechnet,

s. Gleichung (1):

Autor

Dr.-Ing. Matthias Humer

Uniper Anlagenservice GmbH

Gelsenkirchen, Deutschland

Bild 1. Offshore-Windparks in Deutschland (Nordsee) (Quelle: BMWI).

46


VGB PowerTech 8 l 2020

Netzseitige Anregung von Torsionsschwingungen

(1)

Hierin bedeuten:

MW dc : DC-Nennwirkleistung des

Frequenzumrichters,

MVA g : Nennscheinleistung des

Generators,

SC tot : Kurzschlusskapazität am

Gleichstromkommutierungsknoten

einschließlich des Generators,

SC g : Kurzschlusskapazität am

Gleichstromkommutierungsknoten

ohne den Generator.

Auswirkung der Einspeisung

subfrequenter Ströme auf die

Generatorleistung

Der Ausgangspunkt für die nachfolgenden

Betrachtungen sind die Definitionen der

Ströme und Spannungen des SSR-Einspeisemodells

gemäß B i l d 2 . Basierend auf

diesem Modell wird die Generatorleistung

an den Klemmen zunächst einphasig

hergeleitet, um anschließend auf

den dreiphasigen Zustand erweitert zu

werden.

ˆ

−α

SSR 2⋅t

i( t)

SSR2

= iSSR2

⋅e

⋅sin(

ωSSR2

⋅t

+ ϕSSR2)

mit

ω

= ⋅π

⋅ f

SSR2 2

SSR2

und

α

SSR 2

= Dämpfungsfaktor

Der verwendete Index „1“ (Ursache) bzw.

„2“ (Wirkung) soll an dieser Stelle nur eine

Unterscheidung zwischen diesen beiden

Zuständen ermöglichen. Weiterhin wurde

angenommen, dass der Strom i entgegensetzt

zum Strom iSSR

1 eff

SSR2 eff

fließt. Dieser

Zustand tritt ein, wenn die Bedingung

∆ϕ SSR2 = ϕSSR1

+ 180°

erfüllt wird, wobei

∆ ϕ SSR2 einen Anteil des Phasenwinkels

ϕ

SSR2 darstellt.

Ausgehend von B i l d 2 wird nun die einphasige

Leistung p(t) an einer Generatorklemme

z.B. der Phase u gebildet:


(2)

Nachfolgend wird jeder Summand aus

Gleichung (2) einzeln berechnet, um die

Übersichtlichkeit zu gewährleisten.

Die Gleichung (5) stellt den fluktuierenden

Leistungsanteil, welcher durch die angeregten

Torsionsschwingungen des Generatorläufers

erzeugt und in das Netz eingespeist

wird, dar. Dieser Vorgang erfolgt mit

der Frequenz f

SSR2. Die Addition der Terme

aus Gleichung (3), (4) und (5) führt

auf die Summe in Gleichung (6).

Durch das Einspeisen subsynchroner Ströme

entstehen in der einphasigen Gesamtleistung

Komponenten mit neuen Frequenzen

in den Leistungsanteilen, s. Gleichung

(6), welche unterhalb und oberhalb der

Netzfrequenz liegen, nämlich ωN − ω SSR 1

,

ω

N

+ ω SSR1 , ωN − ω SSR 2, ω

N

+ ω SSR 2. Nachfolgend

sollen nur noch Terme mit subsynchronen

Frequenzen näher betrachtet werden.

Die Anregung einer Torsionseigenfrequenz

f

SSR2

des Wellenstrangs findet genau

dann statt, wenn folgende Bedingung erfüllt

ist:

◦ f

SSR2: angeregte subsynchrone Torsionseigenfrequenz

des Wellenstrangs. (7)

Hierbei handelt es sich um eine notwendige

Voraussetzung. Zusätzlich soll folgende

optionale Bedingung des aus dem Turbosatz

und dem elektrischen Netz bestehenden

Systems gelten :

G

i(t) i(t) SSR2

i(t) SSR1

Phase v

u(t)

Phase w

Phase u

Bild 2. Grundlage des SSR-Einspeisemodells.

Die in B i l d 2 dargestellten Ströme und

Spannungen haben folgende Bedeutung:

Einphasige Ständerspannung mit der Netzfrequenz

f

N :

u( t)

= uˆ

⋅sin(

ω

N

⋅t

+ ϕu

) mit ωN

= 2⋅π

⋅ f

N

Einphasiger Ständerstrom mit der Netzfrequenz

f :

N

i t)

= iˆ

⋅ sin( ω ⋅t

+ ϕ ) mit ωN

= 2⋅π

⋅ f

N

(

N i

Subfrequenter Strom mit der Frequenz

f

SSR1, der aus dem Netz eingespeist wird

und in den Generator fließt:

ˆ

−α

SSR1⋅t

i( t)

SSR1

= iSSR

1

⋅e

⋅sin(

ωSSR

1

⋅t

+ ϕSSR

1)

mit

ω

SSR1 = 2⋅π

⋅ fSSR1

und

α

SSR 1

= Dämpfungsfaktor

Durch die angeregten Torsionsschwingungen

kommt es zu Winkeloszillationen des

Generatorballens mit einer Torsionseigenfrequenz

f

SSR2. Dadurch wird in der Ständerwicklung

zusätzlich eine Spannung induziert,

die einen subfrequenter Strom mit

der Frequenz f

SSR2

hervorruft:

(3)


Die Gleichung (3) beschreibt den Mittelwert

der augenblicklichen Leistung in Abhängigkeit

vom cos( ∆ ϕ)

und die doppeltnetzfrequente

Leistungsoszillation.

Die Gleichung (4) enthält den fluktuierenden

Leistungsanteil mit der Frequenz f

SSR1,

welcher aus dem Netz eingespeist wird und

den Generatorläufer zu Torsionsschwingungen

anregt.

◦ f

Nef: vorhandene Netzeigenfrequenz

des elektrischen Netzes.

(7a)

Die Verknüpfung von Gleichung (7) mit

Gleichung (7a) ergibt dann Gleichung (7b):

(7b)

Aus Gleichung (7b) läßt sich ableiten, dass

die aus dem Netz in den Generator eingespeisten

Ströme mit einer subfrequenten

Netzeigenfrequenz auftreten.

(4)

(5)

(6)

47


Netzseitige Anregung von Torsionsschwingungen VGB PowerTech 8 l 2020

Erweiterung auf ein dreiphasiges

System

Im nächsten Schritt erfolgt die Erweiterung

der einphasigen auf die dreiphasige Betrachtungsweise.

Der Ausgangspunkt hiefür

ist Gleichung (6). Unter der Annahme,

dass es sich um jeweils gleiche Strom- und

Spannungsamplituden handelt, die sich

nur um die entsprechenden Phasenwinkel

unterscheiden, ergibt sich Gleichung (8).

Der erste Summand in Gleichung (8) steht

für den stationären Leistungsanteil. Der

zweite Summand beschreibt die subsynchrone

Leistungspendelung, welche im

Generator durch die aus dem Netz eingespeisten

subfrequenten Ströme erzeugt

wird. Der dritte Summand enthält die subsynchrone

Leistungspendelung, die vom

Generator in das Netz abgegeben wird.

Entscheidende Bedeutung kommt an dieser

Stelle dem Dämpfungsfaktor α zu, da

er darüber entscheided, ob es sich um einen

stationären Zustand mit subsynchronen

Leistungspendelungen handelt oder

aber um einen Zustand, bei dem die subsynchronen

Leistungspendelungen im Laufe

der Zeit abklingen.

Zeitverläufe der dreiphasigen

Leistung

Um die Auswirkungen der durch die eingespeisten

subfrequenten Ströme entstehenden

Leistungspendelungen zu verdeutlichen,

ist ein entsprechendes Szenario

in B i l d 3 und 4 dargestellt. In B i l d 3 ist

die Leistungspendelung für 500 Zeitzyklen

abgebildet, in B i l d 4 ist das selbe

Szenario für einen Ausschnitt von 100 Zeitzyklen

dargestellt. Hier ist der Vorgang

der Frequenzmodulation deutlich zu erkennen.

Die Leistung pendelt mit einer

Wirkleistung von 0,7 p.u. Die aus dem

50-Hz-Netz in den Generator eingespeiste

subsynchrone Wirkleistung liegt bei

0,05 p.u. mit einer Frequenz von 33 Hz

und einem Dämpfungsfaktor von 0,003.

Die aus dem Generator in das 50 Hz-

Netz eingespeiste subsynchrone Wirkleistung

liegt bei 0,04 p.u. mit einer Frequenz

von 17 Hz und einem Dämpfungsfaktor

von 0,002. Weiterhin wurde u eff

mit 1,0 p.u., i mit 0,7 p.u., i

eff

SSR1eff

mit

0,05 p.u. und iSSR2eff

mit 0,04 p.u. angenommen.

Ausgewählte Randbedingungen

für die Anregung

Unter Berücksichtigung von Gleichung (8)

werden nachfolgend verschiedene Anregungsfälle

für den 3-phasigen Betrieb unter

Verwendung der Frequenzverhältnisse

vorgestellt.

Fall a) ω

SSR

= ω unter Verwendung von

1 Nef

Gleichung (7), (7a) und (7b):

Nach Umformung und Reduktion der Gleichung erhält man abschließend:

(8)

Bild 3. SSR-Leistungspendelung über 500 Zeitzyklen in p.u.

Bild 4. SSR-Leistungspendelung über 100 Zeitzyklen in p.u.

48


VGB PowerTech 8 l 2020

(10)

Aus Gleichung (10) kann man entnehmen,

dass die Anregung des Wellenstrangs zu

Torsionsschwingungen durch die Einspeisung

einer subfrequenten Leistungspendelung

mit einer Torsionseigenfrequenz

ω

SSR2 des Wellenstrangs erfolgt. Weiterhin

schwingt die ins Netz eingespeiste subfrequente

Leistungspendelung mit einer Netzeigenfrequenz

ω .

Nef

Fall b): ωSSR

1

= ωN

−ωNef

1

(11)

Die beiden subsynchronen Summanden in

Gleichung (11) addieren sich jeweils mit

der selben Frequenz, so daß es in diesem

Fall zu einer Verstärkung der subsynchronen

Leistungskomponente bis hin zu

einer Daueranregung kommen kann.

Fall c): ωSSR

1

= ωN

−ωNef

1

(12)

Die in Gleichung (12) eingeführte Randbedingung

führt dazu, dass sowohl die subfrequent

in den Generator eingespeiste

Leistungspendelung mit einer Netzeigenfrequenz

ω

Nef 1

erfolgt, als auch die subfrequent

ins Netz eingespeiste Leistungspendelung

mit einer Netzeigenfrequenz ω Nef 2

auftritt.

Fall d):

ω

SSR2

= ω −ω

N


(13)

Aus Gleichung (13) geht hervor, dass die

unter dieser Annahme in das Netz eingespeiste

subsynchrone Leistungspendelung

mit einer Netzeigenfrequenz vorkommt.

Dieser Beitrag zeigt, dass es neben den

Dämpfungseigenschaften im Umgang mit

Torsionsschwingungen auch auf das Zusammenspiel

zwischen der Netzfrequenz,

den elektrischen Netzeigenfrequenzen und

den mechanischen Torsionseigenfrequenzen

ankommt.

Nef

Bewertung der Ergebnisse

Die Einspeisung von subfrequenten Strömen

aus dem Netz in den Generator eines

konventionellen Turbosatzes können den

beteiligten Wellenstrang zu Torsionsschwingungen

anregen. Dies hängt maßgeblich

von den vorherrschenden Frequenzverhältnissen

ab. Als Rückwirkung

induzieren die angeregten Torsionsschwingungen

Polradspannungen in den Generatorständer,

die ihrerseits zu subfrequenten

Strömen führen. Jeder der erzeugten subfrequenten

Ströme verursacht wiederum

subsynchrone Leistungspendelungen, die

sich überlagern. Ob diese Leistungspendelungen

in ihren Auswirkungen im Laufe

der Zeit unverändert bleiben oder aber mit

der Zeit abklingen, hängt dann vom Dämpfungsfaktor

ab.

Literatur

[1] Piwko R.J., Larsen E.V., HVDC system control

for damping of subsynchronous oscillations,

Palo Alto, California 1982, pp. 2352-2360.

[2] Working group 14.05; Interaction between

HVDC convertors and nearby synchronous

machines; Cigre; 1997.

[3] P. Kundur; Power system stabilty and control;

McGraw-Hill; 2017.

[4] M. Humer, S. Kulig, Measurement and assessment

of torsion oscillations in turbogenerators

by using a torque sensor and robust observer,

IEEE Industrial Electronics Society, Roanoke,

Virginia, USA 2003.

l

FLEXIBILITY

IN THE

ENERGY SYSTEM

flexibility.vgb.org

49


Steigerung der Effizienz und Lebensdauer von Lagern und Getrieben VGB PowerTech 8 l 2020

Steigerung der Effizienz und

Lebensdauer von Lagern und

Getrieben durch innovative

Schichtsilikat-basierte Additivierung

Stefan Bill und Petr Chizhik

Abstract

Efficiency and lifetime optimization for

bearings and gearboxes through

innovative phyllosilicate-based additives

A lifespan of 20 years is envisaged for all common

wind turbines, although an attempt is of

course made to extend this by a few years or

even up to 30 years. During this period of use,

both the gearbox and the bearings are affected

by wear, so that these components have to be

replaced in many systems (sometimes even several

times), which is associated with very high

costs. The REWITEC technology helps to significantly

reduce or even prevent such damage,

whereby an application is recommended for

both new and already damaged systems. The

technology is an innovative lubricant additive

with a protective and repairing effect, which

mainly consists of phyllosilicates in the form

of micro and nanoparticles. The particles

use lubricant as a carrier to reach the rubbing

metal surfaces and to cover them by adsorption.

The new, modified surface is optimized

and protected from a tribological point of view,

so that surface roughness, friction, wear and

temperature in the system are reduced. This

leads to a significant improvement in efficiency

and lifespan.

l

Autoren

Dipl.-Ing. Stefan Bill

Managing Director

Dr. Petr Chizhik

Lead Application Scientist

Rewitec GmbH, Lahnau, Deutschland

Für alle gängigen Windenergieanlagen ist

eine Lebensdauer von 20 Jahren vorgesehen,

wobei natürlich versucht wird, diese nach

Möglichkeit um einige Jahre, ggf. bis auf 30

Jahre zu verlängern. Während dieser Nutzungszeit

werden sowohl das Getriebe als

auch die Lager durch Verschleiß beeinträchtigt,

sodass diese Bauteile bei vielen Anlagen

(manchmal sogar mehrfach) ausgetauscht

werden müssen, was mit sehr hohen Kosten

verbunden ist. Die REWITEC Technologie

hilft, solche Schäden deutlich zu reduzieren

oder sogar zu verhindern, wobei der Einsatz

sowohl bei neuen, als auch bei bereits vorgeschädigten

Systemen empfohlen ist. Bei der

Technologie handelt es sich um ein innovatives

Schmierstoffadditiv mit einer schützenden

und reparierenden Wirkung, das überwiegend

aus Schichtsilikaten in Form von

Mikro- und Nanoteilchen besteht. Dabei wird

der Schmierstoff von den aktiven Teilchen als

Träger benutzt, um die reibenden Metall-

Oberflächen zu erreichen und sie durch Adsorption

zu bedecken. Die neue, modifizierte

Oberfläche wird dadurch aus tribologischer

Sicht optimiert und geschützt, sodass Oberflächenrauheit,

Reibung, Verschleiß und

Temperatur im System reduziert werden.

Dies führt zu einer signifikanten Verbesserung

der Effizienz und der Lebensdauer.

Windenergie: Schäden und

Hohe Kosten

Die Anzahl der Windenergieanlagen

(WEA) weltweit steigt kontinuierlich schon

seit mehreren Jahrzehnten. Dabei wächst

nicht nur die Menge der Anlagen, sondern

auch deren Leistung und Komplexität.

Während die Leistung der noch vor einigen

Jahren gebauten Anlagen nur 1 bis 2 MW

betrug oder sogar noch im kW-Bereich lag,

geht nun die Tendenz zu deutlich leistungsstärkeren

und größeren Anlagen mit

Leistungen von 8 MW oder mehr. Laut

WEA-Herstellern wird die Tendenz auch in

den nächsten Jahren weiterhin unverändert

bleiben, sodass die Technik immer

mehr leisten muss. Mit steigenden Größen

und Leistungen wächst selbstverständlich

auch die Belastung auf mechanische Bauteile

wie Lager und Getriebe. Diese weisen

ohnehin auch bei bestehenden Anlagen bereits

in frühen Phasen des Betriebs zahlreiche

Schäden auf und müssen oft vorzeitig

ausgetauscht werden, was mit enormen

Kosten verbunden ist. Eine Verbesserung

der Lage ist allerdings nicht zu erwarten,

denn aus wirtschaftlichen Gründen werden

die Mechanismen so klein wie möglich

gehalten, sodass es zu enormen Belastungen

der Kontaktoberflächen kommt, was

schnell zu Materialermüdung und anderen

Schäden führt. Diese Schäden führen nach

einer bestimmten Zeit zu einem Totalausfall

des Systems, was zu teuren Reparaturen

und unerwünschten Standzeiten führt.

Effiziente Lösung

REWITEC GmbH, ein mittelständisches Unternehmen

aus Lahnau, das zu dem englischen

Chemiekonzern Croda gehört, bietet

eine effiziente Lösung für das oben beschriebene

Problem an. REWITEC entwickelt,

produziert und vermarktet innovative

Öl- und Schmierfettadditive, die eine

schützende und reparierende Wirkung haben.

Neben dem Oberflächenschutz sorgt

die Technologie für eine Reibungs- und somit

auch für eine Temperaturreduktion in

Getrieben und Lagern. Auf diese Art und

Weise werden Effizienz und Lebensdauer

der Bauteile signifikant erhöht.

Bei der Technologie handelt es sich um

Schichtsilikate in Form von Mikro- und Nanoteilchen

mit mehreren weiteren Zusätzen,

die für optimale Wirkung sorgen. Dabei

wird der Schmierstoff von aktiven Teilchen

als Träger benutzt, um die Oberflächen

zu erreichen und sie durch Adsorption zu

bedecken. Die aufgebaute Schicht wird bei

Bedarf durch die im Schmierstoff verbliebenen

Teilchen repariert, sodass eine lange

und zuverlässige Wirkung gewährleistet

ist. Die neue, modifizierte Oberfläche ist

somit repariert und weist eine deutlich geringere

Rauheit auf, was zu einer gleichmäßigeren

Lastverteilung im System führt

und dadurch die lokalen Belastungen er-

50


VGB PowerTech 8 l 2020

Steigerung der Effizienz und Lebensdauer von Lagern und Getrieben

Bild 1. Drei Phasen des Oberflächenzustand bei einem REWITEC Einsatz. Phase 1:

eine raue, eventuell sogar beschädigte Oberfläche. Phase 2: Bildung einer schützenden

und reparierenden Schicht mit glättender Wirkung. Phase 3: eine modifizierte Oberfläche,

die für gleichmäßigere Lastverteilung sorgt und für die Zukunft geschützt ist.

heblich reduziert. Der Beschichtungsprozess

ist zur besseren Anschaulichkeit in der

B i l d 1 symbolisch dargestellt. Diese innovative

Technologie ist in mehreren Universitäten

und Hochschulen durch zahlreiche

Tests geprüft und ist durch Patente geschützt.

Aktuell wird das Produkt vor allem

im Bereich der Windenergie, aber auch in

der Automobiltechnik weltweit erfolgreich

eingesetzt.

Wissenschaftliche Tests

Um die physikalischen und chemischen

Mechanismen, die zur Reibungs- und Verschleißreduktion

führen, zu verstehen und

gezielt zu nutzen, werden die REWITEC-

Produkte nicht nur intern, sondern auch in

Kooperation mit der Hochschule Mannheim,

Universität Gießen und Universität

Bochum unter Anwendung von gängigen

Testmethoden ständig untersucht und weiterentwickelt.

Dabei geht es in den Kooperationen

nicht nur um Ausführung von bestimmten

Experimenten, sondern vor allem

um den Austausch vom technischen

Knowhow und den aktuellen wissenschaftlichen

Studien, sodass im Entwicklungsprozess

ständig die neusten Tendenzen in

der Technik und die neusten Erkenntnisse

in der Wissenschaft berücksichtigt und

verwendet werden. Im Folgenden werden

die aktuellen Studien über Einsatz von RE-

WITEC Technologie in Lagern und Getrieben

präsentiert.

Die Ursachen für Lagerschäden können

sehr vielfältig sein. Zu den oft vorkommenden

Schadensarten zählen unter anderem

die Stillstandschäden, die vor allem dann

entstehen, wenn die WEA in einem bestimmten

Zeitintervall ohne Bewegung

steht. Dies passiert während der Servicezeit

oder wenn die Steuerung in den windschwachen

Phasen den Trudelmodus aufgrund

eines Fehlers nicht aktiviert. Schäden

dieser Art entstehen auch bereits

während der Aufbauphase beim Transport

der Anlage zum Aufstellungsort.

Der eigentliche Grund für die Entstehung

der Stillstandschäden besteht darin, dass

trotz des scheinbaren Stillstands der Anlage

trotzdem minimale Vibrationen auftreten,

die kaum zu vermeiden sind. Die besondere

Problematik bei solchen Vibrationen

besteht darin, dass durch die sehr

geringe Amplitude der Bewegung die

Schmierstoffzufuhr, der sog. ‘‘oil release‘‘,

in den reibenden Kontakt eingeschränkt

ist, was zu einer erhöhten tribologischen

Belastung führt. Wenn eine bestimmte Belastungsgrenze

überschritten wird, entsteht

ein Stillstandschaden, der sich im

Weiterbetrieb der Anlage immer weiter

ausbreitet und schließlich zu einem Totalausfall

des Lagers führt.

Die auf dem Markt zur Verfügung stehenden

Schmierfette tragen zwar dazu bei,

dass die Stillstandschäden reduziert werden,

können aber den Schaden nur in einem

bestimmten Maß vorbeugen. Da hier

also ein erheblicher Verbesserungspotential

besteht, wurde zu diesem Thema eine

Studie in Kooperation mit der Hochschule

Mannheim durchgeführt. Die für Stillstandschäden

übliche Analysemethode ist

der sogenannte False-Brinelling-Test, bei

dem ein Rollenlager oszillierend bewegt

wird, wobei bei jeder Oszillation eine Drehung

von 0,5 Grad ausgeführt wird. Dadurch

werden die beim Stillstand auftretenden,

schädlichen Vibrationen simuliert.

Um anschließend einen Weiterbetrieb der

Anlage zu simulieren, wird die Amplitude

in der zweiten Phase der Tests erhöht

und beträgt 3 Grad. Somit entspricht das

Testverfahren prinzipiell den realen Bedingungen.

Das Hauptziel dieser Studie bestand darin,

eine mögliche schützende oder reparierende

Wirkung von REWITEC zu beobachten.

Da Schichtsilikat-Teilchen für ihre an den

Oberflächen haftende und dadurch schützende

Wirkung bekannt sind, ist davon auszugehen,

dass durch die Zugabe von RE-

WITEC in den Schmierstoff die Stillstandschäden

signifikant reduziert werden. Um

dies experimentell zu untersuchen, wurden

False-Brinelling-Tests in verschiedenen

Schmierfetten bei gleichen Bedingungen

mit und ohne Additiv durchgeführt. Zwei

dieser Tests werden hier exemplarisch gezeigt.

In diesem Fall wurde in den ersten 80

Minuten ein Stillstandschaden durch Vibrationen

kreiert. Anschließend wurde das

System innerhalb von 3 Stunden mit einer

größeren Amplitude mit bzw. ohne RE-

WITEC Zusatz betrieben. Bei den gezeigten

Tests wurde das Schmierfett Fuchs LX460

eingesetzt. Der Endzustand der Oberflächen

ist in der B i l d 2 dargestellt.

Bei einer Betrachtung von den mit und

ohne REWITEC im False-Brinelling-Test

beanspruchten Oberflächen stellt man sofort

fest, dass das Additiv eine deutliche

schützende und reparierende Wirkung erzielt.

Da die Schichtsilikat-Teilchen an den

Oberflächen bevorzugt adsorbieren, ist davon

auszugehen, dass sie an der Oberfläche

auch dann haften bleiben, wenn eine ausreichende

Schmierung nicht mehr gewährleistet

ist. Auf diese Art und Weise schützen

sie die Oberflächen vor direktem Metall-

Metall-Kontakt und somit auch vor Schäden.

Außerdem repariert die Technologie

die vorgeschädigten Oberflächen und

stoppt somit die Schadensausbreitung.

Eine quantitative Analyse der Verschließtiefe

auf den beanspruchten Oberflächen

bestätigt den ersten Eindruck und zeigt

ebenfalls eine signifikante Verschleißreduktion

durch Additivanwendung um ca.

70 %. Mit anderen Schmierfetten wurden

vergleichbare Effekte beobachtet.

Vermeidung und Reparatur der

Lagerschäden

Bild 2. Im False-Brinelling-Test beanspruchte Oberflächen. In den ersten 80 Minuten wurde ein

Stillstandschaden kreiert. Anschließend lief das System 180 Minuten mit bzw. ohne

REWITEC. Ergebnis mit reinem Fett (links), Ergebnis mit Fett und REWITEC (rechts).

51


Steigerung der Effizienz und Lebensdauer von Lagern und Getrieben VGB PowerTech 8 l 2020

Bild 3. Die Oberfläche des Hauptlagers einer GE 1,5 MW Anlage vor, 5 Monate nach und

12 Monate nach der REWITEC Anwendung. Der Pfeil zeigt die gleiche Laufspur auf der

Oberfläche. Der Oberflächenrauheitswert Ra beträgt jeweils 0,556 µm, 0,406 µm und

0,225 µm.

Das erzielte Ergebnis zeigt, dass REWITEC

Einsatz in Lagern sinnvoll ist und die eventuell

anfallenden Reparaturen verhindern

kann. Die Behandlung ist also nicht nur in

neuen, sondern auch in bereits gelaufenen

Systemen profitabel, denn das Produkt repariert

die vorhandenen Schäden und verhindert

die Entstehung von neuen Oberflächendefekten,

sodass die Lebensdauer der

Lager verlängert wird. Im Folgenden wird

nun ein Beispiel einer solchen nachträglichen

Behandlung präsentiert.

In diesem Anwendungsbeispiel handelt es

sich um das fettgeschmierte Hauptlager einer

GE-Windenergieanlage mit einer Leistung

von 1,5 MW. Das Lager wies bereits

zahlreiche Schäden wie deutliche Laufspuren

und Mikropitting im Außenring auf.

Um die Entwicklung des Oberflächenzustands

nach der REWITEC Anwendung zu

beobachten, wurden vor der REWITEC Zugabe,

5 Monate und 12 Monate nach der

Zugabe Oberflächenabdrücke von der gleichen,

repräsentativen Stelle genommen.

Anschließend wurden die Abdrücke mit

einem konfokalen Lasermikroskop analysiert

und das Ergebnis ist in der B i l d 3

dargestellt.

Bei einer Betrachtung der B i l d 3 ist sofort

erkennbar, dass die Oberfläche vor der RE-

WITEC Zugabe zahlreiche Defekte und

Rauheiten (Ra = 0,556 µm) aufweist. Nach

der Additivzugabe und einer anschließenden

Einlaufphase von 5 Monaten sieht die

Oberfläche deutlich homogener aus und

die Rauheit ist deutlich geringer (Ra =

0,403 µm). Nach 12 Monaten Laufzeit mit

Additiv sinkt die Rauheit auf Ra =

0,225 µm, was insgesamt einer Reduktion

von 60 % entspricht. Dies sorgt für eine

deutlich gleichmäßigere Lastverteilung im

Lager. Auch optisch sieht die Oberfläche

deutlich homogener aus.

Vermeidung und Reparatur der

Getriebeschäden

Da das Getriebe einer Windenergieanlage

genauso wie Lager zahleiche Schwächen

aufweist und oft vorzeitig aufgrund von irreparablen

Schäden ausgetauscht werden

muss, wurde eine Analyse der REWITEC

Wirkung im Getriebe durchgeführt, um zu

klären, inwiefern die Systeme verbessert

werden können. Dafür wurde eine Reihe

von tribologischen Tests an der Hochschule

in Mannheim mit einem 2-Scheiben-

Prüfstand durchgeführt, in dem 2 Scheiben

gegeneinander eine Rollbewegung mit

einem Schlupf von 20 % ausführen. Durch

diese Experimente lässt sich der Reibungsvorgang

aus einem Getriebe gut simulieren.

Folgende Messparameter wurden verwendet:

Drehzahl 424 bzw. 339 min-1

(Schlupf 20 %), Öltemperatur ca. 60 °C,

Auflagekraft 2150 N (Druck ca. 1 GPa). Auf

diese Art und Weise wurden zahlreiche

gängige Getriebeöle aus dem Windtechnikbereich

wie Castrol Optigear Synthetic

X320, Mobilgear SHC XMP 320, Klübersynth

HEM 4-320N, Fuchs Unisyn CLP 320,

Amsoil PTN 320, Shell Omala S4 GX 320

und Klüberbio EG 2-150 in Kombination

mit dem Additiv getestet. Dabei wurde bei

allen Experimenten eine signifikante Reibungsreduktion

zwischen 20 und 50 % beobachtet.

Ein Test aus dieser Serie ist exemplarisch

in B i l d 4 dargestellt. Diese Messung

wurde in Amsoil PTN 320 durchgeführt,

wobei das Additiv nach 20 Stunden

zugegeben wurde.

Aus der in B i l d 4 gezeigten Messung

wird ersichtlich, dass das Additiv eine sig-

Friction force in N

150

120

90

60

30

F_max = 92.7 N

nifikante Reibungsreduktion erzielt, denn

nach der Additivzugabe sinkt die Reibungskraft

bereits nach 2 Stunden um

20 % und nach 20 Stunden um 46 %, sodass

die Reibungskraft fast halbiert wird.

Neben der Reibungsreduktion wurden andere

positiven Effekte beobachtet wie eine

Temperaturreduktion, Oberflächenrauheitsreduktion

und Verschleißreduktion.

Um den enormen Einfluss von REWITEC

auf den Oberflächenzustand zu betonen,

werden in der B i l d 5 zwei Oberflächen

gezeigt, die jeweils ohne und mit REWITEC

40 Stunden behandelt wurden.

Wie in der B i l d 5 zu erkennen ist, sieht

die mit REWITEC behandelte Oberfläche

deutlich homogener und glatter aus. Aus

tribologischer Sicht ist dieser Zustand bevorzugt,

denn die niedrige Rauheit sorgt

für eine gleichmäßigere Lastverteilung, sodass

das System schonend betrieben wird.

Der gleiche schützende und reparierende

Effekt wird auch in einem realen Getriebe

beobachtet. Ähnlich wie bei der Untersuchung

des Hauptlagers wurde ein ölgeschmiertes

Getriebe in einer Windkraftanlage

mit einer Leistung von 1,5 MW mit

dem Rewitec-Additiv behandelt und die

Oberflächen wurden analysiert. Dabei

wurden zwei repräsentative Stellen auf einer

Getriebezahnflanke mit besonders ausgeprägten

Schäden beobachtet. Vor der

Additivzugabe sind zahlreiche Beschädigungen

wie Pitting und Laufspuren auf der

Oberfläche erkennbar (B i l d 6 a , c ), wodurch

die Lebensdauer des Getriebes deutlich

verkürzt wird. Nach der Additivzugabe

wurde allerdings der Oberflächenzustand

signifikant verbessert (B i l d 6 b , d ). Die

Oberflächen sehen deutlich homogener

REWITEC ® application

F = 81.8 N

0

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40

Time in h

F = 65.4 N

F_end = 44.0 N

Bild 4. Reibungsverlauf eines 2-Scheiben-Versuchs im Getriebeöl Amsoil PTN 320. Das Additiv

wurde nach ca. 20 Stunden zugegeben, wodurch eine Reibungsreduktion von 46 % erzielt

wurde.

Bild 5. Die ohne (links) bzw. mit (rechts) REWITEC behandelten Oberflächen.

52


VGB PowerTech 8 l 2020

Steigerung der Effizienz und Lebensdauer von Lagern und Getrieben

a

b

in der Windkraftanlage festgestellt, was

auf einen ruhigeren Lauf hindeutet.

Lebensdauerverlängerung durch

REWITEC: Simulation

c

1 mm 1 mm

1 mm

d

1 mm

Bild 6. Lichtmikroskopische Abbildungen von Gummiabdrücken, die jeweils an der gleichen Stelle

auf der Getriebezahnflanke einer Windkraftanlage (Leistung 1,5 MW) aufgenommen

wurden. a,b: erste Stelle vor bzw. 3 Monate nach der Additivzugabe, c,d: zweite Stelle

vor bzw. 3 Monate nach der Additivzugabe.

Auf Basis der erzielten Ergebnisse und der

gesammelten Daten hat SentientScience

im Auftrag des Herstellers eine Simulationsberechnung

durchgeführt, die die erfolgte

Lebensdauerveränderung abschätzt.

Als Grundlage wurde die Technik einer

Windenergieanlage mit einer Leistung von

1,5 MW genommen, was repräsentativ für

viele Windparks ist. Die Simulation hat gezeigt,

dass die Rauheitswerte eine besonders

relevante Rolle für die Lebensdauerbestimmung

spielen, da der lokale Druck

(und somit die lokale Belastung) von der

Oberflächenrauheit enorm beeinflusst

wird (B i l d 7 ). Die Reduktion der Rauheit

durch den REWITEC-Einsatz ist also einer

der Schlüssel zu der Langlebigkeit der Systeme.

Insgesamt ergeben die Berechnungen, dass

die Lebensdauer von Lagern verdreifacht

(Faktor 3,3) und die Lebensdauer von Getriebe

verdoppelt (Faktor 2,6) wird. Die

REWITEC-Anwendung kann also mehrfach

einen Bauteilaustausch verhindern.

Zusammenfassung

2

1.5

1

-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

Bild 7. Druckverteilung im tribologischen Kontakt auf einer rauen (links) bzw. einer glatten (rechts)

Oberfläche.

-1.5

-1

-0.5

und glatter aus, die Laufspuren und andere

Beschädigungen sind verschwunden und

die Lebensdauer des Getriebes steigt dadurch

enorm. Neben den Verbesserungen

des Oberflächenzustands wurde eine deutlich

messbare Reduktion von Vibrationen

0

0.5

1

Schichtsilikat-basierte Mikro- und Nano-

Partikeladditive für Öle und Fette haben im

Rahmen dieser Studie eine hervorragende

tribologische Wirkung gezeigt, indem sie

in vielen verschiedenen mechanischen Systemen

in verschiedenen gängigen Schmierstoffen

eine signifikante Reibungsreduktion

erzielt haben. Dadurch wurde eine Universalität

und Systemunabhängigkeit ihrer

Wirkung nachgewiesen. Neben der Reibungsreduktion

wurde festgestellt, dass

der Oberflächenzustand durch eine Additivzugabe

deutlich verbessert wird. Eine

Nano-Politur in Verbindung mit einer

schützenden Schicht aus flachen Schichtsilikat-Teilchen

reduziert die Oberflächenrauheit,

den Verschleiß und die Oberflächentemperatur.

Insgesamt sogen diese

Effekte für eine hohe Effizienz und deutlich

verlängerte Lebensdauer.

l

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53


Heizflächen-Beschichtungen aus der kohlebasierten Energieerzeugung in MHK VGB PowerTech 8 l 2020

Erste Erfahrungen mit der Anwendung

von Heizflächen-Beschichtungen aus

der kohlebasierten Energieerzeugung

im MHKW Berlin-Ruhleben und

MHKW Iserlohn

Andreas Salamon, Peter Grebe und Falk Olaf Ewert

Abstract

First experiences with the application of

heating surface coatings from coal-based

energy generation in the MHKW Berlin-

Ruhleben and MHKW Iserlohn

The processes of corrosion and erosion in steam

boiler plants for the generation of heating energy

and electrical energy represent an important

problem. These processes strongly influence

the safety and economy of the operation of

these plants.

In order to ensure reliable and economical operation

of these systems, taking environmental

protection into account, protection against corrosion

and erosion protection became a necessity.

Suitable, known protective coatings were

tested and new ones developed. The first experiences

quickly showed that the investment costs

for corrosion and erosion protection pay for

themselves relatively quickly.

The processes of corrosion and erosion in wasteto-energy

(WtE) plants that burn very inhomogeneous

and highly polluted fuels are much

stronger compared to coal-based power plants.

For this reason, it cannot be assumed from the

basic point of view that the protective coatings

from coal-based energy production can also be

used in the WtE plants with corresponding success.

This article presents protective coatings that are

already established in Polish coal-based energy

generation. Based on the positive experience,

attempts were made to test these protective layers

in WtE plants in Germany. The first experiences

with test applications in waste incineration

plants in Iserlohn and Berlin-Ruhleben are

presented here.

l

Autoren

Dr.-Ing. Andreas Salamon

DSTB Dr. Salamon Technische Beratung

Erftstadt-Gymnich, Deutschland

Dipl.-Ing. Peter Grebe

Betriebsleiter MHKW

AMK mbH, Iserlohn, Deutschland

Ing. Falk Olaf Ewert

Leiter Instandhaltung

BSR MHKW Berlin-Ruhleben, Berlin,

Deutschland

Die Prozesse der Korrosion und Erosion in

Dampfkesselanlagen zur Erzeugung von

Heizwärme und elektrischen Energie stellen

ein wichtiges Problem dar. Diese Prozesse beeinflussen

stark die Sicherheit und Wirtschaftlichkeit

des Betriebes dieser Anlagen.

Um einen zuverlässigen und wirtschaftlichen

Betrieb dieser Anlagen, unter Beachtung des

Umweltschutzes zu gewährleisten wurde der

Schutz vor Korrosion und Erosionsschutz zu

einer Notwendigkeit. Es wurden geeignete,

bereits bekannte Schutzbeschichtungen getestet

und neue entwickelt. Die ersten Erfahrungen

haben schnell gezeigt, dass die Investitionskosten

für den Korrosion- und Erosionsschutz

sich relativ schnell amortisieren.

Die Prozesse der Korrosion und Erosion in

Waste to Energy (WtE) Anlagen, die sehr inhomogene

und stark schadstoffbelastete

Brennstoffe verbrennen sind viel stärker im

Vergleich zu kohlebasierten Kraftwerken.

Aus diesem Grunde kann in der grundsätzlichen

Betrachtungsweise nicht davon ausgegangen

werden, dass die Schutzbeschichtungen

aus kohlebasierter Energieerzeugung

auch in den WtE-Anlagen mit entsprechendem

Erfolg eingesetzt werden können.

In vorliegendem Beitrag werden Schutzbeschichtungen

vorgestellt, die in der polnischen

kohlebasierten Energieerzeugung bereits etabliert

sind. Aufgrund der positiven Erfahrungen

wurde versucht, diese Schutzschichten in

WtE-Anlagen in Deutschland zu testen. Hier

werden die ersten Erfahrungen mit Testapplikationen

in Müllheizkraftwerken in Iserlohn

und Berlin-Ruhleben vorgestellt.

Einführung

Im Laufe des Betriebes von Dampfkesselanlagen

zur Erzeugung von Heizwärme und

elektrischen Energie treten Abnutzungserscheinungen

auf, die durch Erosion und

Korrosion der Kesselheizflächen verursacht

werden. Die Notwendigkeit, eine

kontinuierliche Lieferung von Elektro- und

Wärmeenergie zu sichern, erfordert die

permanente Suche nach Wegen, die einen

kontinuierlichen, planmäßigen und effektiven

Betrieb sowohl der energetischen

Kessel selbst, als auch der ganzen Energieerzeugungssysteme

zu gewährleisten. Das

Streben nach einem zuverlässigen Betrieb

der Anlagen unter Beachtung der Anforderungen

des Umweltschutzes und die Herausforderungen

des Wettbewerbes, die

eine ständige Kostensenkung bei der Energieproduktion

fordern, machen den Schutz

vor Korrosion und Erosionsschutz in diesen

Anlagen zu einer Notwendigkeit. Aus Sicht

eines Materialingenieurs ist die Entwicklung

und der der Einsatz von entsprechend

geeigneten Schutzbeschichtungen der logische

Lösungsansatz. Bisherige Erfahrungen

mit der Verwendung solcher Lösungen

in der kohlebasierten Energieerzeugung

zeigen, dass sich die Investitionskosten für

den Korrosion- und Erosionsschutz relativ

schnell amortisieren. Man erreicht dabei

erhebliche Steigerungen der Zuverlässigkeit

des Gesamtsystems, Verlängerung der

Reisezeiten, geringere Störungsanfälligkeit

und damit eine erhebliche Reduzierung

der außerplanmäßigen Stillstände.

Vom technischen Standpunkt aus entscheidet

sowohl die Wahl der entsprechenden

Materialien für Schutzbeschichtungen, als

auch die angewendete Technologie des Beschichtens

über die Effektivität der verwendeten

Schutzsysteme.

Die Prozesse der Korrosion und Erosion sind

in den Kessel von Müllverbrennungsanlagen,

die sehr inhomogene und stark schadstoffbelastete

Brennstoffe verbrennen, viel

stärker im Vergleich zu diesen Prozessen in

kohlebasierten Kraftwerken. Daher kann in

der grundsätzlichen Betrachtungsweise

nicht davon ausgegangen werden, dass die

Schutzbeschichtungen aus kohlebasierter

Energieerzeugung auch in den Waste-to-

Energy (WtE) Anlagen mit entsprechendem

Erfolg eingesetzt werden können.

In vorliegendem Beitrag werden Schutzbeschichtungen

vorgestellt, die seit mehr als

fünfzehn Jahren in der polnischen kohlebasierten

Energieerzeugung mit Erfolg ein-

54


VGB PowerTech 8 l 2020

Heizflächen-Beschichtungen aus der kohlebasierten Energieerzeugung in MHK

gesetzt werden. Aufgrund dieser positiven

Erfahrungen wurde versucht, diese Schutzschichten

in Waste to Energy (WtE)-AtE-

Anlagen in Deutschland testweise zu verwenden.

Hier werden die Testapplikationen

in Müllheizkraftwerken in Iserlohn

und Berlin-Ruhleben vorgestellt.

Entwicklung der Beschichtungen

für kohlebasierte

Energieerzeugung in Polen

Die Erzeugung von Elektro- und Wärmeenergie

in der polnischen Energiewirtschaft

basiert auf fossilen Brennstoffen,

überwiegend Stein- und Braunkohle und

im geringen Maß Biomasse und Erdgas.

Die Energieproduktion aus erneuerbaren

Energiequellen in der Gesamtenergiebilanz

beträgt derzeit weniger als 10 % und

obwohl dieser Anteil ständig wächst,

schätzt man ein, dass die Grundlage weiterhin

die bisher weitläufig verwendeten

fossilen Brennstoffe bleiben.

Mit Eintritt Polens in die Europäische Union

in 2004 entstand die Notwendigkeit, die

Emissionsstandards an das, in der EU-geltendes

Recht anzupassen. So mussten die

Emissionen von Staub, Schwefeloxide und

Stickstoffoxide erheblich reduziert werden.

Der Grundsatz der nachhaltigen Entwicklung

und die verschärften Rechtsvorschriften

haben in den letzten 20 Jahren

die Verringerung der Emissionen aus Verbrennungsprozessen

in den energetischen

Anlagen erzwungen. Dies hat zur erheblichen

Verbesserung der Umweltqualität beigetragen.

Gleichzeitig jedoch führte dies

zur Verschlechterung der Betriebsbedingungen

der Kessel, was unter anderem eine

beschleunigte Abzehrung der Heizflächen

verursachte.

Die Emission von Stickstoffoxiden (NO x )

wird unter industriellen Bedingungen

hauptsächlich durch die Modifizierung des

Verbrennungsprozesses reduziert – Verbrennung

bei Mindestluftbedarf. Während

der unterstöchiometrischen Verbrennung

besteht an der Oberfläche der Verbrennungskammerwände

eine reduzierende

Atmosphäre, in der die im festen Brennstoff

enthaltene Kohle und Schwefel in

Gasform als CO und H 2 S freigesetzt werden.

In der reduzierenden Atmosphäre

werden Eisenoxide (Hämatit und Magnetit)

und Eisensulfide zu Produkten der

Hochtemperaturkorrosion.

Die Abzehrung der Wandstärke von Membranwänden

beträgt bei der unterstöchiometrischen

Verbrennung 0,8 bis 1,0 mm/a und

ist somit ca. 10 Mal höher im Vergleich mit

der überstöchiometrischen Verbrennung.

Bei hoher Konzentration von Schwefel in

der Kohle, und damit hoher Konzentration

H 2 S in der Flamme, kann die Korrosionsgeschwindigkeit

sogar bis 2,0 bis 5,0 mm/a

erreichen. Zusätzlich führt die Mitverbrennung

der Biomasse zur Intensivierung der

Korrosionsprozesse. Insbesondere Chlor,

verursacht Intensivierung der Hochtemperaturkorrosion

und zerstört die Schutzschicht

aus Eisenoxiden. Die Quelle für das

Chlor ist, der sich in den Abgasen befindende

Chlorwasserstoff (HCl) und die Chloride

der alkalischen Metalle (Na, K, Ca), die in

den Niederschlägen vorkommen.

Die plötzlich stark steigenden Betriebskosten

(insbesondere die Instandhaltungskosten)

in der polnischen kohlebasierten Energieerzeugung

führten zur Suche nach geeigneten

Mittel um die Korrosionsprozesse

zu reduzieren. Dies wurde zu einem Impuls

für die technischen Hochschulen und Forschungsinstitute

sich mit diesem Thema zu

befassen. Auch die Firma Plasma SYSTEM

S.A. aus Siemianowice in Schlesien hat damit

begonnen, verschiedene, mit unterschiedlichen

Technologien hergestellten

Schutzbeschichtungen zu entwickeln, in

den Kohlekraftwerken zu erproben und in

die Produktion einzuführen.

Schutzbeschichtungen /

Technologien

Zu Beginn der Arbeiten zur Entwicklung

neuer Arten von Schutzbeschichtungen für

die Energiewirtschaft zu Beginn des einundzwanzigsten

Jahrhundert, nach weitreichenden

Beratungen mit Energiewirtschaftskreisen

und mit Unterstützung von

technischen Hochschulen und Forschungsinstituten,

wurden Voraussetzungen definiert,

die diese Beschichtungen erfüllen

sollen. Dabei wurden auch, die auf dem

Weltmarkt existierenden Lösungen und

vorhandenen Technologien analysiert. Es

musste auch berücksichtigt werden, dass

die Modernisierungsarbeiten einen Großteil

von Kesseln betreffen, die noch in den

60er-Jahren des vergangenen Jahrhunderts

entworfen und gebaut wurden.

Die Grundvoraussetzungen und -eigenschaften

für die Antikorrosionsbeschichtungen

waren folgend:

––

Beschichtungen auf Nickel- und Chrombasis.

Nach vorläufiger Analyse der Betriebserfahrungen

von bereits existierenden

Lösungen wurde erkannt, dass diese

Metalle größte Bedeutung bei der Korrosionsbeständigkeit

haben,

––

Korrosionsbeständigkeit gegen Ammoniakverbindungen

(SNCR)

––

Sicherstellung einer möglichst niedrigen

Porosität und hoher Gasdichtigkeit,

––

eine möglichst hohe Haftung am Grundmaterial,

––

Widerstandsfähigkeit gegen Temperaturschocks,

––

eine möglichst hohe Allgemeinhärte in

der gesamten Nutzungszeit,

––

ein Wärmeausdehnungskoeffizient ähnlich

dem des Grundmaterials,

––

eine möglichst niedrige Beschichtungsstärke,

––

einen möglichst hohen Wärmeübergangskoeffizient,

––

die Technologie der Beschichtung soll

einen möglichst niedrigen Wärmeeinfluss

auf das Grundmaterial haben,

––

eine Möglichkeit der Automatisierung

des Produktionsprozesses,

––

eine Minimalisierung der Vermischung

des Beschichtungsmaterials mit dem

Grundmaterial,

––

die Nutzungsdauer des fehlerfreien

Schutzes muss so lang sein, dass sich der

Kauf und die Nutzung einer Beschichtung

lohnen.

Bei Antierosionsbeschichtungen rückte die

Erosionsbeständigkeit stark in den Vordergrund.

Im Laufe der Entwicklung der Produktionstechnologie

für die Schutzbeschichtungen

neuer Generation wurden die auf dem

Markt vorhandene Technologien des thermischen

Spritzens und Lichtbogenauftragsschweißens

und später, die damals

innovative Methode des Laserauftragsschweißens,

berücksichtigt.

Die Techniken des thermischen Spritzens

sind relativ gut bekannt und werden mit

Erfolg in vielen Industriezweigen verwendet.

In der Energiewirtschaftsbranche werden

sie seit vielen Jahren benutzt und bilden

eine Alternative zur Schweißtechnologie.

Ein sehr wichtiger Vorteil des thermischen

Spritzens ist die Vermeidung der

Wärmeeinwirkung auf das Grundmaterial.

Das Lichtbogenauftragsschweißen ist die

am weitesten verbreitete Schweißmethode

in praktisch allen Industriezweigen. Zu

den Vorteilen gehören ihre leichte Verwendbarkeit,

ein verhältnismäßig niedriger

Preis der Schweißgeräte und die Vielfalt

der Schweißmaterialien. Nachteile der

Methode im Vergleich zur Methode des

thermischen Spritzens sind starker Einfluss

der im Prozess entstehenden Wärme auf

das Grundmaterial, erhebliche Vermischung

des Beschichtungsmaterials mit

dem Grundmaterial und thermische Spannung

im geschweißten Element und in der

Beschichtung.

Die Methode des Laserauftragsschweißens

beruht auf der Verschmelzung des Beschichtungsmaterials

in Form eines Drahtes

oder Pulvers, bei gleichzeitigem Einschmelzen

des Grundmaterials mit Hilfe

eines Laserstrahles.

Die wesentlichen Vorteile des Laserauftragsschweißens

sind:

––

eine haltbare, metallurgische Verbindung

der Beschichtung mit dem Grundwerkstoff

(Einschmelzen der Beschichtung

in das Grundmaterial),

––

eine einheitliche, absolut dichte Schutzschicht,

nahezu ohne Porosität,

––

eine minimale Vermischung der Beschichtung

mit dem Grundmaterial,

––

eine hohe mechanische Festigkeit der

Schutzschicht,

––

ein völlig automatisierter und wiederholbarer

Prozess,

55


Heizflächen-Beschichtungen aus der kohlebasierten Energieerzeugung in MHK VGB PowerTech 8 l 2020

––

volle Kontrolle über die Parameter des

Prozesses,

––

eine minimale Wärmeeinflusszone,

SWC< 0,5 mm,

––

Schutzschichten mit einer Stärke ab

0,3 mm.

Die Firma Plasma SYSTEM S.A. hat seit einem

guten Dutzend von Jahren intensive

Forschungs- und Entwicklungsarbeiten, Labortests

und Testapplikationen in der Industrie

durchgeführt und führt sie bis heute

durch. Sie hat mit Erfolg die Produktion

gestartet und eine neue, eigene Generation

von Antikorrosions- und Antierosionsbeschichtungen

mit Anwendung der Technologie

des thermischen Spritzens und Laserauftragsschweißens

auf den, überwiegend

polnischen Markt gebracht. Dies waren

die eigenentwickelten Beschichtungen

LONGRESIST ® und HIGHRESIST ® , die bereits

vor mehr als zehn Jahren erstmalig in

der Energiewirtschaft eingesetzt wurden

und teilweise immer noch ihre Schutzfunktion

leisten. An dieser Stelle ist darauf hinzuweisen,

dass ein bedeutender Teil der

Entwicklungsarbeiten mit finanzieller Unterstützung

der Europäischen Union durchgeführt

wurde.

Derzeit bietet Plasma SYSTEM S.A. folgende

Schutzbeschichtungen an (Ta b e l l e 1 ).

In dem Zeitraum 2005 bis 2018 wurden insgesamt

über 32.000 m² Schutzbeschichtungen

für die polnische, überwiegend kohlebasierte

Kraftwerke geliefert. Die ausgereifte

Technologie ermöglicht Standzeiten von

über 10 Jahren zu garantieren.

Die Analyse der Einsatzbedingungen in

den WtE-Anlagen ergab, dass insbesondere

die Beschichtungen HIGHRESIST ® und

PROTECTOR ® zum Korrosions- und Erosionsschutz

in diesen Anlagen geeignet sind.

Sie haben folgende Eigenschaften, die aus

Sicht der Betreiber dieser Anlagen von großer

Bedeutung sind (Ta b e l l e 2 ).

Testapplikationen der

Schutzschichten HIGHRESIST ® und

PROTECTOR ® in WtE-Anlagen in

Deutschland

Die polnische Firma war seit geraumer Zeit

fest davon überzeugt, dass die in heimischen

Kraftwerken eingesetzten Beschichtungen

auch in anderen Ländern eingesetzt

werden können. Im Fokus standen die

EU-Länder Deutschland, Österreich,

Schweiz, Niederlande und Frankreich sowie

Skandinavien. Aber interessant ist

nicht nur die Energiewirtschaft, wo die Erfahrungen

nahezu eins zu eins übertragen

werden können, sondern auch die WtE-

Branche. In dieser Branche hat die Firma,

aufgrund von bis vor kurzem fehlenden

Anlagen in Polen, noch keinerlei Erfahrung.

Diese Erfahrung sollte durch Testapplikationen

in WtE-Anlagen in Deutschland

gewonnen werden.

Tab. 1. Schutzbeschichtungen für kohlebasierte Dampfkessel.

Beschichtungstyp Beschichtungstechnik Einsatzbereich Werkstoffe

LONGRESIST ® SPRAY Membranwände

HIGHRESIST ®

PROTECTOR ®

PLASMADUR ®

SPRAY & FUSE

LASERCLADDING

SPRAY & FUSE

LASERCLADDING

SPRAY

So hat das Unternehmen versucht, auf Tagungen

und Konferenzen in Deutschland

Kontakte zu knüpfen um die Möglichkeit

zu bekommen ihre Beschichtungen in

Müllverbrennungsanlagen vorzustellen

und zu testen. Dieser Weg war nicht einfach,

da einerseits keine Referenzen aus

Müllverbrennungsanlagen vorlagen, anderseits

der deutsche Markt durch die etablierten

Anbieter von verschiedenen

Schutzbeschichtungen gut bedient war.

Sehr schnell hat sich herausgestellt, dass

das Cladding (Schweißplattierung) mit Inconel

625 in allgemeiner Meinung der Betreiber

von WtE-Anlagen eine teure, aber

sehr zuverlässige Lösung ist. Somit hat

auch diese Art der Schutzbeschichtung den

größten Anteil auf dem deutschen Markt

der Müllverbrennungsanlagen erreicht.

Um überhaupt, die in Polen entwickelten

Beschichtungen HIGHRESIST ® und PRO-

TECTOR ® für die Betreiber der Müllverbrennungsanlagen

interessant zu machen,

mussten entsprechende Argumente/Vorteile

definiert werden. Dies sind Wesentlichen:

––

Metallurgische Verbindung der Schutzschicht

mit Grundmaterial

Durch den Einsatz von Laser erfolgt, wie

bei der herkömmlichen Schweißplattierung

eine metallurgische Verbindung

mit Grundmaterial. Dabei ist es mit Laser

möglich sehr dünne Schichten (ab

0,3 mm) aufzutragen. Die Wärmeleistung

von einem Laser beträgt nur ca.

2,0 kW (Größenordnung Bügeleisen), ist

aber sehr stark konzentriert. Der Wärmeeintrag

in das Grundmaterial ist sehr

gering, und dadurch auch die thermische

Spannung im beschichteten Grundmaterial

sehr niedrig ist.

Ausbiegungen,

Membranwände

Verd.-/ÜH-Rohre

Membranwände

Wirbelschichtfeuerungen

Kompositbeschichtung auf

Basis von Al

Kompositbeschichtung auf

Basis von NiCr

Kompositbeschichtung auf

Basis von NiCrTi

Kompositbeschichtung auf

Basis von Cr 3 C 2 -NiC

Tab. 2. Eigenschaften der Schutzbeschichtungen für WtE-Anlagen aus Sicht des Betriebes.

Eigenschaft HIGHRESIST ® PROTECTOR ®

Schutz der Membranwände +++ --

Schutz der Verdampfer- und ÜH-Einzelrohre + +++

Guter Korrosionsschutz ++ ++

Guter Erosionsschutz +++ +++

Hohe Härte +++ (ca. 36 HRC) +++ (ca. 60 HRC)

Temperaturbeständigkeit +++ +++

Cladding vor Ort (als Reparatur) ++ -

Mit Inconel 625 kombinierbar +++ +

Beständigkeit bei SCS (Thermoschock) +++ +++

Hohe Wirtschaftlichkeit ++ ++

––

Eisengehalt auf der Schichtoberfläche

Bei Schutzbeschichtungen gegen Korrosion

hat das Fe-Gehalt auf der Schichtoberfläche

sehr große Bedeutung. Durch

die winzigen „Eisenfäden“ kann die Korrosion

die Schutzschicht unterwandern

und das Grundmaterial unter der Schutzschicht

zerstören. Es wird verlangt, dass

das Fe-Gehalt auf der Oberfläche der

Beschichtung mit Inconel 625 unter 5 %

bleiben muss. Bei herkömmlicher

Schweißplattierung wird zweilagig gearbeitet,

da auf der Oberfläche der ersten

Lage (Schichtstärke ca.1,0 mm) Fe-Gehalte

im Bereich von 10-15 % liegen. Erst

auf der zweiten Lage wird das Fe-Gehalt

unter 5 % erreicht. So wird üblicherweise

eine zweilagige Claddingschicht eine

Stärke zwischen 2,0 bis 2,5 mm haben.

Beim Laserschweißen mit Inconel 625

wird das Fe-Gehalt unter 5 % auf der

Oberfläche bereits bei einer Lage mit einer

Stärke von 1,0 mm erreicht. Es ist natürlich

auch möglich mit Lasertechnik

durch mehrlagiges Verfahren dickere

Schutzschichten herzustellen.

––

Oberfläche

Bei der Laserbeschichtung wird eine fast

glatte Oberfläche mit feiner Struktur erreicht

(B i l d 1 ). Beobachtungen haben

gezeigt, dass durch die glatte Fläche die

Anhaftung von Stäuben geringer ist und

auch die Korrosionsneigung abnimmt.

––

Gewicht

Dünnere Schutzschicht bedeutet weniger

Beschichtungsmaterial und dadurch

weniger Gewicht. Insbesondere in älteren

Müllverbrennungsanlagen kann sich

das zusätzliche Gewicht der Schutzbeschichtung

negativ auf die Statik des

56


VGB PowerTech 8 l 2020

Heizflächen-Beschichtungen aus der kohlebasierten Energieerzeugung in MHK

Bild 1. Typische Oberflächenstruktur einer

Laserbeschichtung (hier HIGHRESIST ®

auf einem Membranwandpaneel).

Kessels auswirken. Hier muss mindestens

eine Prüfung der Statik erfolgen.

––

Materialeigenschaften

Inconel 625, das standardmäßig als Claddingsmaterial

für die Schutzschichten

verwendet wird, hat sehr gute Eigenschaften

gegen Korrosion. Aufgrund seiner

relativ niedrigen Härte (ca. 22 HRC)

sind seine Eigenschaften als Schutz gegen

Erosion weniger gut. Das Material HIGH-

RESIST ® wurde so entwickelt, dass im

Vergleich zu Inconel 625 auch der Schutz

gegen Erosion wesentlich besser ist. Dazu

trägt die Härte der Schicht, die bei ca. 35-

36 HRC liegt. Somit ist das HIGHRESIST ®

ca. 60 % härter als Inconel 625.

––

Wirtschaftlichkeit

Die Lasertechnologie ist noch teurer als

die herkömmlich verwendete Schweißplattierung.

Dieser Kostenunterschied

kann durch weniger Beschichtungsmaterial

nivelliert werden. Ziel ist es, dass die

Laserbeschichtung gegenüber dem herkömmlichen

Cladding konkurrenzfähig

ist.

Erste Testapplikationen mit

Laserbeschichtung HIGHRESIST ®

in deutschen WtE-Anlagen –

MHKW Iserlohn

Ende 2015 hat die Geschäftsleitung der

AMK Abfallentsorgungsgesellschaft des

Märkischen Kreises beschlossen, das Beschichtungsmaterial

HIGHRESIST ® , mit

Lasertechnologie aufgetragen, in ihrem

Müllheizkraftwerk in Iserlohn zu testen. Es

bot sich an, in der Decke vom 2. Zug am

Müllkessel 3 (Dampfparameter 40 bar/

400 °C) ein entsprechendes Testpaneel einzubauen,

da aufgrund vom starken Verschleiß

die Decke erneuert werden musste.

Während der Revision im Juni 2016 wurde

in die Decke ein Membranwandpaneel

(8-Rohr-Paneel, Ø57 x 5,0 mm, T: 80 mm,

Länge 3.000 mm) eingebaut. Die Schichtstärke

von HIGHRESIST ® betrug 1,0 mm,

die abgewickelte Fläche betrug ca. 2,5 m 2 .

Die Einbausituation zeigt B i l d 2 .

Während der nachfolgenden Revision in

2017, 2018 und 2019 wurden die Inspektionen

der Beschichtung durchgeführt. Hier,

die wesentlichen Ergebnisse:

Bild 2. Einbausituation Paneel mit Laserbeschichtung

HIGHRESIST ® MK3 Decke

2-Zug.

––

Es wurden nahezu keine Abzehrungen

der Schutzschicht festgestellt. Die

Schichtstärkenmessung in 2019 ergab

nach drei Jahren eine Abzehrung von ca.

0,1 mm,

––

Die Oberflächenstruktur blieb im Vergleich

zum Neuzustand unverändert,

––

Es wurden keine Abplatzungen oder Abblättern

der Schutzschicht festgestellt,

––

Bei ungeschützten Wandpaneelen wurde

die erste Abnutzung durch Korrosion

festgestellt.

B i l d 3 zeigt den Oberflächenzustand

nach einem Jahr Betrieb.

Bei der Revision in Juni 2018 konnten erste

Abzehrungen der Membranwand an den

ungeschützten Flächen festgestellt werden.

Dies zeigt die B i l d 4 (rechts ungeschützte

Fläche, links Beschichtung HIGH-

RESIST ® .

Bild 3. Oberfläche Laserbeschichtung nach

einem Jahr Betrieb.

Bild 4. Abzehrung der ungeschützter

Membranwand während der Revision

im Juni 2018.

In den Kesseln MK1 und MK2 des MHKW

Iserlohn (19 bar/260 o C) sind im zweiten

Zug jeweils vier Verdampferschotten und

eine Überhitzerschotte installiert. Hier

fand schon immer eine starke Abzehrung

der Rohre durch Korrosion und Erosion

statt, so dass zur Vorbeugung der ungeplanten

Stillstände durch Rohrreißer, diese

Schotten in regelmäßigen Abständen erneuert

werden mussten. Bei der Revision

in 2011 wurden im Kessel 2 Schotten mit

Plasmabeschichtung HS1.1 eingebaut.

Schnell hat sich jedoch herausgestellt, dass

diese Beschichtung beim Betrieb des Reinigungssystem

Shower-Cleaning (SCS) aufgrund

des dabei auftretenden Thermoschocks

an sehr vielen Stellen abgeplatzt

und das Material an diesen Stellen nicht

mehr geschützt war. Es wurde daraufhin

beschlossen, auch die Flächen durch neue,

mit HIGHRESIST ® werkseitig beschichtete

Flossenwände zu ersetzen um dieses Beschichtungsverfahren

in diesem Bereich zu

testen. Die Motivation dazu war der bessere

Schutz gegen die an diesen Heizflächen

auftretende hohe Erosion. HIGHRESIST ®

hat gegenüber dem Inconel 625 eine höhere

Härte (HIGHRESIST ca. 35-36 HRC, Inconel

ca. 22-25 HRC), was sich positiv auf

die Anti-Erosionseigenschaften auswirkt.

Während der Revision im September 2016

wurden im MK2 zwei Testflächen eingebaut:

––

Verdampferschotte als 12-Rohr-Paneel

––

Überhitzerschotte, ebenfalls als 12-Rohr-

Paneel

Beide Schotten mit einer Länge von

2.000 mm. Auf beiden Seiten der Schotten

wurde HIGHRESIST ® mit einer Schichtstärke

von 0,5 mm in Lasertechnologie aufgetragen.

Die Testschotten wurden nach der Verschweißung

mit dem bereits vorhandenen,

mit Incronel 625 auftragsgeschweißten Bestand

am Schottenende mit einer Decklage

in Inconel 625 versehen.

B i l d 5 zeigt die eingebaute Testschotte

mit HIGHRESIST ® -Laserbeschichtung.

Während der Kesselrevisionen und -inspektionen

in 2017, 2018 und 2019 wurden

die Testschotten inspiziert. Es wurden keine

Beschädigungen oder Abzehrungen der

Beschichtung festgestellt. Auch bei dieser

Applikation blieb nach drei Jahren Betrieb

Bild 5. Testschotte mit HIGHRESIST ® -

Laserbeschichtung.

57


Heizflächen-Beschichtungen aus der kohlebasierten Energieerzeugung in MHK VGB PowerTech 8 l 2020

Bild 6. Oberfläche der Testschotte im MK2

nach einem Jahr Betrieb.

die Beschichtung vollständig erhalten und

ohne Abplatzungen. Die für die Laserbeschichtung

typische Oberfläche blieb im

Originalzustand (B i l d 6 ).

Ausgehend von guten Testergebnissen

wurde in 2018 entschieden, bei einer notwendigen

Erneuerung von einem Teil der

stark abgezehrten Seitenwand in diesem

Kessel ebenfalls diese Beschichtung anzuwenden.

So wurden hier vier 6-Rohr-Paneele

( 57,0 x 5,0 mm, Teilung 80 mm)

mit einer Gesamtfläche von ca. 10 m 2 (abgewickelt)

eingebaut. Ebenfalls wurden in

2019, bei notwendiger Erneuerung der

Membranwände in ersten Zug des Kessels

MK1 ca. 78 m 2 Beschichtung HIGH-

RESIST ® angewendet. Ausschlaggebend für

diese Entscheidung waren die guten Ergebnisse

der Testapplikationen, die bereits

unter den gleichen Betriebsbedingungen

gewonnen wurden sowie die Wirtschaftlichkeit

dieser Schutzmaßnahme.

Das Beschichtungsmaterial HIGHRESIST ®

wurde in 2017 auch in anderen WtE-Anlagen

in verschiedenen Applikationen getestet.

Insgesamt wurden bisher ca. 173 m 2

dieser Beschichtung eingebaut. Die ersten

Ergebnisse sind ebenfalls positiv.

Erste Testapplikationen mit

Beschichtung PROTECTOR in

deutschen WtE-Anlagen –

MHKW Berlin-Ruhleben

In vielen Gesprächen mit Betreiber der

Müllverbrennungsanlagen hat sich herausgestellt,

dass immer wieder Probleme mit

der starken Abzehrung der Überhitzerrohre

auftreten. Oft wird festgestellt, dass die

Abzehrung nicht nur durch eine starke

Korrosion verursacht wird, sondern auch

durch eine starke Erosion der Rohroberfläche

durch Reibung der scharfkantigen

Staubpartikel bei hoher Geschwindigkeit

der Rauchgase. Das gleiche Problem betrifft

Überhitzer, die mit Dampfrußbläsern

gereinigt werden. Bei Rußlanzenbläsern

wird ein starker Dampfstrahl erzeugt, der

eine starke Erosion der Rohroberfläche

verursacht. Dies betrifft insbesondere Rohre

in Bereichen, die direkt dem Dampfstrahl

ausgesetzt sind. Zum Schutz vor dieser

Erosion werden Schutzschalen verwendet,

was auch von Hersteller der Rußlanzenbläser

empfohlen wird. Neben der

Verringerung des freien Querschnittes ist

bei dem Einsatz von Schutzschalen bekannt,

dass diese im Laufe des Betriebes

häufig abfallen, so dass die Rohre an diesen

Stellen bis zum nächsten Stillstand

nicht mehr geschützt sind. Dabei ist nicht

bekannt wann und wo die Schutzschale abfällt

und öfter stellt sich heraus, dass am

Ende der Reisezeit das Rohr so dünn ist,

dass es ausgetauscht werden muss.

Für diese Bereiche in konventionellen

Kraftwerken wurde in Polen eine Beschichtung

entwickelt, die außer gutem Antikorrosionsschutz

(NiCr-Legierung) sehr gute

Antierosionseigenschaften besitzt. Diese

Beschichtung mit dem Namen PRO-

TECTOR ® wird im thermischen Spritzverfahren

mit anschließender Wärmebehandlung

(SPRAY & FUSE) aufgetragen. Die

Beschichtung hat eine Härte von ca. 60

HRC, ist also nahezu dreimal härter als Inconel

625. In polnischen konventionellen

Kohlekraftwerken wird diese Beschichtung

seit Jahren verwendet. Die Standzeiten betragen

je nach Betriebsbedingungen bis zu

zehn Jahre.

In Juli 2018 konnte im Müllkessel 2 des

MHKW Berlin-Ruhleben (65 bar/460 °C)

eine Testapplikation von dieser Beschichtung

am Überhitzer im dritten Vertikalzug

realisiert werden. Es wurden fünf mit PRO-

TECTOR ® beschichteten Rohrschlangen im

Bereich der Rußbläsergasse eingebaut. Die

ÜH-Schlangen bestehen aus Rohren Ø31,8 x

5,0 mm aus 16Mo3. Die Stärke der PROTEC-

TOR®-Schutzschicht betrug 1,0 mm, die Beschichtungsfläche

insgesamt ca. 2,5 m 2 .

Die Testrohre wurden in der Mitte des Kesselzuges

platziert. In B i l d 7 (aus dem

Kesselstillstand im März 2019) ist die Einbausituation

dargestellt. Die mit PRO-

TECTOR ® geschützten Rohre sind nicht

mit Schutzschalen versehen, auf den Rohren

ohne Beschichtung sind die Schutzschallen

gut erkennbar.

Den Zustand der Schutzschicht wird bei jedem

Kesselstillstand kontrolliert. So erfolgten

die Kontrollen in Dezember 2018 und

März 2019 und zuletzt im August 2019. Die

Begutachtung ergab folgende Erkenntnisse:

Bild 7. ÜH-Rohre mit PROTECTOR ® -

Beschichtung im Müllkessel 2 MHKW

Berlin-Ruhleben.

––

Die Beschichtung war auf gesamten Rohren

vollständig,

––

Die Beschichtung wies keine Risse oder

Abplatzungen auf,

––

Es wurde keine erkennbare Abzehrung

der Schicht festgestellt,

––

Keine Verstärkte Verschmutzung der

Rohre mit Kesselstaub,

––

Keine negative Auswirkung der ÜH-Reinigung

mit Rußbläser

In der Perspektive ist es vorgesehen, die

Rohre in weiteren ÜH-Bereichen mit PRO-

TECTOR ® zu schützen und dadurch auf die

Anbringung der Schutzschalen zu verzichten.

In den Jahren 2017 und 2018 wurde die Beschichtung

PROTECTOR ® in sechs weiteren

WtE-Anlagen in Deutschland getestet.

Eine Aufstellung der Anlagen mit Einbauorten

ist in der Ta b e l l e 3 dargestellt.

Die ersten Ergebnisse der Testapplikationen

dieser Beschichtung an ÜH-Rohren

sind positiv. Nur in einer Anlage wurden

hohe Abzehrraten festgestellt, so dass nach

zwei Jahren die Rohre ausgetauscht werden

mussten. Diese Abzehrraten wurden

jedoch auch an Schutzschichten festgestellt,

die von Mitbewerber geliefert wurden.

Es hat sich ausgestellt, dass für die

starke Erosion der Schutzschicht, die nicht

optimale Auslegung und Einstellung der

Dampfrußbläser verantwortlich war. Wenn

beim Rußblasen der Dampf einen hohen

Anteil des Dampfkondensats aufweist, ist

die erosive Auswirkung des Strahles enorm

hoch. So werden nicht nur die Schutz-

Tab. 3. Testapplikationen der PROTECTOR ® -Beschichtung in WtE-Anlagen in Deutschland.

WtE-Anlage Einbauort Einbauzeit Anzahl

MVA (1) Kessel 3, ÜH 2 Juni 2017 8 ÜH-Rohre

MHKW (2) Kessel 1, ÜH 2 August 2017 4 ÜH Rohre

MHKW (3) Kessel 4, ÜH 3 September 2017 4 ÜH Rohre

MHKW (2) Kessel 4, ÜH 2 Dezember 2017 4 ÜH Rohre

BioHKW (4) Kessel 1, ÜH 2 Juni 2018 8 ÜH Rohre

KW (5) Kessel 1, ÜH 2 April 2018 4 ÜH Rohre

MVA (6) Kessel 1, ÜH 1 August 2018 8 ÜH Rohre

MVA (6) Kessel 1, ÜH 2 August 2018 8 ÜH Rohre

MHKW Berlin-Ruhleben Kessel 2, ÜH 2 Juni 2018 5 Rohrschlangen

MHKW (2) Kessel 4 ÜH 2 Dezember 2018 12 ÜH Rohre

58


VGB PowerTech 8 l 2020

Heizflächen-Beschichtungen aus der kohlebasierten Energieerzeugung in MHK

schichten stark beschädigt, sondern auch

ggf. die verwendeten Schutzschalen von

den Rohren schnell getrennt. Ungeschützte

Rohre, mit oder ohne Schutzbeschichtung

werden schnell beschädigt, so dass

sie in der Revision ausgetauscht werden

müssen.

So ist an dieser Stelle darauf hinzuweisen,

dass bei starken Abzehrraten im Bereich

der Auswirkung der Dampfrußbläser, die

Einstellung der Rußbläser zu kontrollieren

und ggf. zu optimieren ist.

Zusammenfassung

Die Anforderungen an die Schutzbeschichtungen

für die kohlebasierte Energieerzeugung

sind ähnlich den Anforderungen für

die Schutzschichten in WtE-Anlagen.

Die ersten Erfahrungen zeigen, dass die

Schutzschichten aus kohlebasierten Dampferzeugungsanlagen

problemlos in Müllkessel

der WtE-Anlagen verwendet werden

können.

Die endgültige Bewertung dieser Beschichtungen

kann nur auf Basis von mehreren

Testapplikationen über längere Zeit erfolgen.

Cladding mit Inconel sowie thermische

Spritzbeschichtungen werden in deutschen

WtE-Anlagen seit mehr als 20 Jahren

verwendet.

Die ersten Testapplikationen zeigen bereits

jetzt, dass ausreichender Schutz und garantierte

Standzeiten von mehreren Jahren

erreicht werden können.

Die Preise der Beschichtung PROTECTOR ®

für Überhitzer- und Verdampferrohre sind

günstiger im Vergleich zu Preisen der anderen

Anbieter. Die Preise für die Beschichtung

HIGHRESIST ® liegen nur leicht unter

dem Niveau vom konventionellen Cladding

mit Inconel 625. Vorteil ist hier der

geringe Materialverbrauch und der, durch

die höhere Härte der Beschichtung, wesentlich

bessere Schutz gegen Erosion. l

VGB-Technisch -wissenschaftlicher Bericht

Empfehlungen zum Betrieb und zur Überwachung

von Kesselumwälzpumpen

Basierend auf den umfangreichen Nachuntersuchungen zum Schadensereignis 2014

Ausgabe 2019 – VGB-TW 530 und VGB-TW 530e (Englische Ausgabe)

DIN A4, 96 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der € 180.–, für Nicht mit glie der € 270,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

Am 12. Mai 2014 kam es in einem ohlebefeuerten, überkritisch betriebenen 510 MWel Steinkohlekraftwerk

zum Versagen des drucktragenden Gehäuses einer Kesselumwälzpumpe (KUP), das zu erheblichen Schäden

im Kraftwerk führte. Wie im Anschluss an derartige größere Schadensereignisse üblich wurde das Thema vom

VGB PowerTech e. V. (VGB) – als zuständigem internationalen Verband der Energieanlagenbetreiber – aufgenommen,

federführend koordiniert und im Rahmen der Zuständigkeit bearbeitet. Als zeitnahe Reaktion auf

den Schadensfall wurden vom VGB Mitte Juni 2014 erste Informationen in Form eines Newsletters sowie Mitte

Juli 2014 eine konkrete, detaillierte Mitgliederinformation an die Mitgliedsunternehmen verteilt. Die Hauptaufgabe

des VGB bestand vordergründig in der Koordinierung der Maßnahmen auf Betreiberseite und in der

Zurverfügungstellung von Informationen. Hierzu wurde die Arbeitsgruppe (AG) „Kesselumwälzsysteme“ installiert.

Mitglieder dieser Arbeitsgruppe waren bzw. sind neben Kraftwerksbetreibern und dem Hersteller der

geschädigten KUP auch Prüfunternehmen für die zerstörungsfreie Prüfung der betroffenen Komponenten sowie

Vertreter der zugelassenen Überwachungsstelle (ZÜS) gemäß deutscher Betriebssicherheitsverordnung.

Zusätzlich zur AG „Kesselumwälzsysteme“ wurden in nachfolgenden Ad-hoc-Arbeitskreisen spezifische Themen bearbeitet.

- Ad-hoc-AK „Verfahrenstechnik“, Ad-hoc-AK „Berechnung und wiederkehrende Prüfung“, Ad-hoc-AK „Prüfumfang/-verfahren“

Technisch-wissenschaftlicher

Bericht

Empfehlungen zum Betrieb

und zur Überwachung von

Kesselumwälzpumpen

Basierend auf den umfangreichen

Nachuntersuchungen zum

Schadensereignis 2014

Vornehmliches Ziel der AG und der untergeordneten Ad-hoc-AKs war es, zukünftig Schadensereignisse – wie das vom 12. Mai 2014 – bestmöglich

zu vermeiden. Im vorliegenden Dokument sind deshalb die wesentlichen Erkenntnisse der Ad-hoc-AKs in einzelnen Abschnitten beschrieben.

Recommendations for the operation and monitoring

of boiler circulating pumps

Based on extensive follow-up examina-tions relating to the damage event in 2014

On 12th May 2014 the pressure casing of a boiler circulating pump (BCP) in the hard coal-fired supercritical power station Staudinger, unit

5, failed which led to considerable damage in the power plant [1/1]. As is customary following such severe damage events, the topic was

discussed by VGB PowerTech e. V. (VGB) –

as the competent international association of power plant operators – who took up the topic, coordinated it and dealt with it within the scope

of its responsibility.

As a prompt reaction to the damage event, VGB distributed first information in the form of a newsletter in mid-June 2014, and in mid-July

2014 a concrete, detailed member information to the member companies [1/2]. The main task of VGB was pri-marily the coordination of

measures on the plant operators side and the provision of information. For this purpose, the working group (WG) “Boiler Circulation Systems”

was installed. In addition to power plant operators and the manufacturer of the dam-aged BCP, members of this working group were or are

NDT companies for the non-destructive testing of the affected components as well as representatives of the ac-cepted inspection body (ZÜS) in

accordance with the German Ordinance on Industrial Safety and Health (BetrSichV).

In addition to the Working Group “Boiler Circulation Systems”, specific topics were dealt with in affiliated ad-hoc working groups.

- Ad-hoc WG “Process Engineering” - Ad-hoc WG “Calculation and periodic inspections” - Ad-hoc WG “Scope and method of inspection”

The primary objective of the WG and the affiliated ad-hoc working groups was to avoid future damage events – such as the one that occurred

on 12th May 2014 – to the best possible extent. The present document therefore describes the main lessons learned in the ad-hoc WG meetings

in individual sections.

VGB-TW 530

* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB, www.vgb.org/en/vgbvs4om.html

* Für Ordentliche Mitglieder des VGB ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten, siehe www.vgb.org/vgbvs4om.html

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The Biofficiency Project | Part 2 VGB PowerTech 8 l 2020

The Biofficiency Project Part 2:

A Blueprint Design for the

Next Generation of Biomass-Fired

Cogeneration Plants

Thorben de Riese, Lynn Hansen, Despina Magiri-Skouloudi, Konstantinos Braimakis, Liisa Clemens,

Christian Bergins, Sebastian Fendt, Sotirios Karellas and Hartmut Spliethoff

Kurzfassung

Das Biofficiency Project | Teil 2:

Eine Vorlage für den Entwurf der nächsten

Generation von 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 dem ersten Teil dieser

Publikation (veröffentlich im VGB PowerTech

Journal 7 (2020)) wurde eine Zusammenfassung

der Versuche zur Bewältigung aschebedingter

Probleme in biomassegefeuerten Kesseln

gegeben. In diesem zweiten Teil wird zuerst

das neue, in dem Biofficiency Projekt entworfene

KWK-Konzept vorgestellt. Die hier gezeigte

300 MW th Staubfeuerungsanlage besitzt einen

Authors

Thorben de Riese, M.Sc.

Lynn Hansen, M.Sc.

Chair of Energy Systems, Technical

University of Munich, Garching, Germany

Despina Magiri-Skouloudi, M.Sc.

Dr.-Ing. Konstantinos Braimakis

Prof. Dr.-Ing. Sotirios Karellas

National Technical University of Athens,

Athens, Greece

Dipl.-Ing. Liisa Clemens

Dr.-Ing. Christian Bergins

Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe,

Duisburg, Germany

Dr.-Ing. Sebastian Fendt

Chair of Energy Systems, Technical

University of Munich, Garching, Germany

Prof. Dr.-Ing. Hartmut Spliethoff

Head of Institute, Chair of Energy Systems,

Technical University of Munich, Garching,

Germany

The fist part of this article, “The Biofficiency Project

Part 1: Handling ash-related challenges in

biomass-fired cogeneration plants” was published

in VGB POWERTECH 7 (2020), pp. 62–69.

Gesamtwirkungsgrad von 92,9 % und hält

gleichzeitig die ambitionierten Emissionsziele

der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED II sowie

des LCP-BREF ein. Im Anschluss werden die

durch das Projekt ermöglichten technologischen

Verbesserungen, verringerte operative

Risiken sowie die Verringerung der Umweltbelastung

bei der Stromgewinnung dargestellt.

Zuletzt wird der verbleibende Forschungsbedarf

dargestellt.

Im Verlauf dieses Artikels wird an einigen Stellen

auf die „Deliverables“ des Projekts verwiesen.

Alle öffentlichen Deliverables des

Biofficiency Projekt können auf der Cordis

Website der Europäischen Union unter https://

cordis.europa.eu/project/id/727616 gefunden

werden.

l

1. Abstract

The EU-funded Biofficiency project developed

a design for the next generation of biomassfired

combined heat and power plants using

low quality fuels and ensuring safe and virtually

carbon-neutral electricity generation. In

the first part of this publication (published in

VGB PowerTech Journal 7 (2020)) a summary

of the experiments to overcome ashrelated

problems in biomass-fired boilers was

presented. In this second part, the new CHP

concept designed in the Biofficiency project is

introduced. The 300 MW th pulverized coalfired

boiler shown here has an overall efficiency

of 92.9 % and meets the ambitious

emission targets of the Renewable Energy

Directive RED II and the LCP-BREF. Subsequently,

this article presents the technological

improvements, reduced operational risks

and the reduced environmental impact during

power generation made possible by the

project. Finally, the remaining research

needs are outlined.

Throughout this article, there are several references

to the project’s deliverables. All of Biofficiency’s

public deliverables can be found

on the European Union’s Cordis website at

https://cordis.europa.eu/project/

id/727616.

2. Main Text

2.1 Towards the next generation of

biomass-fired CHP plants

One of the main goals of the Biofficiency

projects was the design of a next-generation

biomass-fired CHP plant. This design

task includes multiple different viewpoints,

such as the choice of location, fuel,

type of power plant and so on. Within the

project, a cradle-to-grave Life Cycle Assessment

(LCA) was conducted for different

scenarios to evaluate the impact of different

design choices on the carbon, energy

and water footprint, as well as the impact

on human health and the ecosystem. Additionally,

the socio-economic impact of

the action was studied as part of a separate

work package.

On the technical side, the combined experience

of Biofficiency’s partners was used

together with the lessons learned from the

project to create a holistic design for a power

plant. One example for a holistic biomass

project can be found in the Äänekoski

bioproduct mill by Metsä Fibre in central

Finland. It is the largest wood handling

unit in the northern hemisphere, consuming

6.5 million cubic meters of sustainable

and fully traceable wood each year. The

mill produces bio-based products like

bleached chemical pulp, tall oil and turpentine,

while additionally producing

power and heat as a by-product. The plant

covers 240 % of its own energy demand

and replaces fossil fuels by gasifying the

produced bark and combusting the lignin

inside the cooking liquor in the recovery

boiler (Metsä Group, 2018), providing the

grid with 1,050 GWh of green electricity

each year (i.e. 2.5 % of the Finnish electricity

consumption).

In order to make CHP plants burning biomass

similarly attractive, they need to be as

efficient and as integrated as possible. This

means that every plant needs to be designed

specifically with its future purpose

and surroundings in mind. Even the basic

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VGB PowerTech 8 l 2020 The Biofficiency Project | Part 2

question of the plant location needs to be

carefully considered, keeping in mind possible

fuel supply chains, storage options,

availability of high voltage grid connections,

financing schemes and subsidies (locally

and EU-wide), proximity to a water

source and/or wastewater treatment facilities.

Any surrounding industry that could

benefit from a synergistic relationship, for

example for steam and electricity, should

be considered as well. The National Technical

University of Athens (NTUA) performed

a study as part of the Biofficiency project

in which the optimised integration of a

biomass CHP plant into a heat-utilising industry

and a district heating grid was investigated.

The two examined industrial

integration cases included an aluminium

plant, as well as a reference pulp and paper

mill. In the case of the aluminium

plant, the possibility of covering industrial

cooling demand by a biomass-fuelled trigeneration

(CCHP) plant was also investigated.

The results of this investigation

can be found in Deliverable D7.1 of the

Project as well as in a recent publication

(Braimakis et al. 2020). Another study investigated

the integration potential of a

CHP unit into the aforementioned aluminium

reference plant, considering four different

raw and pre-treated fuels (Hysenj,

2018).

When it comes to the plant size, larger

power plants promise higher availability,

higher efficiencies and lower emissions

compared to smaller plants. However,

since the amount of raw biomass required

for fuelling large CHP units can exceed

hundreds of thousands of tons annually,

the same questions regarding location

and integration mentioned above arise

again.

A third large point is the discussion regarding

fuel itself: careful consideration of

the availability, sustainability, price, storability

and handling is needed for a business

plan. As described in part one of this

report (Hansen et al., 2020), Biofficiency

also investigated the influence of pre-treatment

on the fuel quality, storability, combustion

properties, and price. Again, the

results of those investigations show that

these technologies have to be selected, designed

and applied on a case-to-case basis,

taking into account the whole process

chain.

Because the ash that accrues during the

combustion process has an important influence

on the economic evaluation of the

process, the handling, treatment, and utilisation

of biomass ash has to be accounted

for in a truly holistic plant design. The Biofficiency

project also looked into each of

these aspects, which influenced the resulting

plant design towards the end of the

project lifetime. The results of the ash handling

issues are again found in part one of

this report or in Deliverables 6.1-6.3 of the

project.

Fig. 1. 3D design of the Biofficiency PF power plant.

2.1.1 The Biofficiency plant design

A fundamental question in boiler design is

the choice of combustion system. The three

main biomass power plant combustion systems

are grate-firing systems, pulverised

fuel (PF) systems, as well as fluidised bed

systems (FB). Out of the three, PF and FB

boilers currently offer the highest efficiencies

and largest capacities. Since newly

built PF biomass CHP plants of this size are

less state of the art than FB, the Biofficiency

team set out to create a state-of-the-art biomass

PF CHP plant concept. A 3D rendering

of the design is shown in F i g u r e 1 .

Since, as described above, the design of a

power plant is highly case-specific, the Biofficiency

plant was designed with a theoretical

use case in mind. The plant’s size

(measured as fuel input) was chosen to be

300 MW th , which corresponds to roughly

18 kg of fuel consumed every second (at

a lower heating value of the fuel of 16

to 17 MJ kg -1 ). From this fuel, around

94.4 MW el of electricity as well as 183.8

MW th of district heat is generated via a

three-stage back pressure turbine, leading

to an overall net fuel utilisation factor of

92.9 %. Wood pellets were chosen as the

plant’s fuel due to their ubiquitous availability

and smaller risk of corrosion. However,

the plant design enables high fuel

flexibility by considering dry de-ashing

with ash recirculation, thereby also allowing

for higher fractions of coarse particles.

Coal fly ash is added during combustion for

protection of superheaters and DeNOX

catalysts by capuring corrosive flue gas elements.

When it came to the choice of material, the

Biofficiency plant design could rely on the

results from the material and corrosion

tests carried out during the project (see

e.g. Deliverable 3.1). In the end, a steam

temperature of 560 °C was chosen as a

compromise of the highest efficiencies and

low risk of corrosion, also considering the

limited availability of steam turbines of the

chosen size with higher steam parameters.

Additionally, static and dynamic simulations

of the power plant were performed

for final optimisations.

One important aspect was the consideration

of the European Union’s Renewable

Energy Directive II (RED II). In this directive,

the EU set targets for new power

plants in order to reach their renewable

energy goals. Specifically, article 29 of the

directive states that all biomass-based heat

and power production sites have to reduce

the greenhouse gas emissions by 70 % (for

installations after 1 st of January, 2021) or

80 % (for installations starting operation

after 1st of January, 2026) compared to the

EU average fossil fuel GHG emissions

(183 g CO 2,eq /MJ el for electricity, 80 g

CO 2,eq /MJ el for heat). Achieving these tar-

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RH Spray

The Biofficiency Project | Part 2 VGB PowerTech 8 l 2020

gets is therefore crucial for any project that

seeks future realisation.

In addition to meeting these targets, the

Biofficiency plant design manages to meet

all LCP-BREF emission limits by using an

advanced flue gas cleaning system. Also, a

high fuel efficiency is reached via maximised

flue gas heat recovery. Alternatively,

selecting thermo-chemically pre-treated,

EU-abundant residual biomass species

from forestry and agriculture would be another

way of meeting the GHG emission

thresholds, as shown in Deliverable 5.2.

The resulting biomass CHP plant design created

by MHPSE can be seen in F i g u r e 2