VGB POWERTECH 3 (2019)
VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 3 (2019). Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us! Chemistry in power plants. DI-plant. Staythorpe power station. Particulate corrosion products. VGB conference chemistry. Lignite phase-out.
VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 3 (2019).
Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us!
Chemistry in power plants. DI-plant. Staythorpe power station. Particulate corrosion products. VGB conference chemistry. Lignite phase-out.
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International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat<br />
3 <strong>2019</strong><br />
ORBEN_Anzeige_TR-120_133x182_ORBEN 01.10.15 15:36 Seite 1<br />
Focus<br />
• Chemistry<br />
in power plants<br />
Autonomous operation<br />
of the DI-plant<br />
A trial of film forming<br />
substances at Staythorpe<br />
power station<br />
Turbidity measurement<br />
as trend monitor for<br />
particulate corrosion<br />
products<br />
Audit according to<br />
§ 8a BSI-act – obligation<br />
for operators of<br />
the wind industry?<br />
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<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Editorial<br />
Chemistry in power generation –<br />
challenges and opportunities<br />
Safe, environmentally friendly,<br />
failure-free and economical<br />
are the requirements for operation<br />
in power generation. To<br />
make a contribution to this is<br />
also an original objective and<br />
at the same time a claim of<br />
power plant chemistry.<br />
Power plant chemistry is one<br />
of the roots of the <strong>VGB</strong>. About<br />
100 years ago, investigations<br />
to clarify corrosion phenomena<br />
– the interplay between<br />
medium and material – and<br />
cases of considerable steam<br />
generator corrosion led to the<br />
founding of the “Feed Water Committee”, the nucleus of today’s<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech.<br />
The first steps of power plant chemistry on the way through<br />
the decades of technical developments were the development<br />
of technologies for the production of extremely low-salt feed<br />
water.<br />
With a leap over the decades, the replacement of evaporator<br />
plants by ion exchange technology and the introduction of condensate<br />
cleaning systems were milestones in the development of<br />
safe and reliable power plant operation. Today, membrane technologies<br />
are at the forefront, with the claim of a “wastewaterfree”<br />
power plant. The conditioning of water-steam circuits to<br />
form stable protective layers and prevent corrosion led from the<br />
neutral to the alkaline to the initially controversial and operating<br />
mode with oxygen dosing. Conditioning is more than ever a<br />
topic of current importance.<br />
Chemical developments in power generation seemed to have<br />
been completed in the mid-1970s. The role was strongly limited<br />
to analytics. With the retrofitting of conventional power plants<br />
with flue gas cleaning systems, new challenging tasks arose.<br />
Fossil-fired plants became “chemical factories”. Further tasks<br />
in the course of environmentally friendly power generation followed.<br />
Chemistry played a role in all these challenges and the current<br />
<strong>VGB</strong> conference “Chemistry in Power Plants” – the main topic of<br />
this issue – showed in impressive lectures that the topic of chemistry<br />
in power generation is far from being exhausted.<br />
It is not only a matter of optimising the existing, but also of providing<br />
great potentials for new processes through innovation,<br />
i.e. new things, and this also or especially in times in which digitalisation<br />
seems to be the philosopher’s stone. New challenges<br />
in electricity generation, both conventional and renewable, can<br />
thus be mastered.<br />
Chemistry is therefore not only a topic of the “power plant”, it is<br />
a topic of the power industry.<br />
This is also reflected in the work of the <strong>VGB</strong>, in its committees<br />
and in the services of the <strong>VGB</strong>. Materials, the interaction of material<br />
and environment are not only topics of water chemistry. It<br />
is also a topic of renewables, because ultimately all materials can<br />
be traced back to the topic of chemistry. In many areas, chemistry<br />
also determines the technical environment of individual<br />
plant components, for example in connection with lubricants<br />
and oil. In the coupling of chemistry, materials and oil laboratories<br />
and their significance for the industry, <strong>VGB</strong> therefore covers<br />
such requirements with extended services.<br />
In the expert committees of the <strong>VGB</strong>, the work “on site”, the exchange<br />
of experience takes place, i.e. also today and certainly in<br />
the future an important component of know-how transfer and<br />
innovation. In times of digitalization and almost infinite possibilities<br />
to retrieve “knowledge” from the worldwide Internet,<br />
it is ultimately the implementation by qualified employees that<br />
applies locally in the plants. This requires more than just information<br />
research in a network that provides an answer to any<br />
question. The exchange of experience and knowledge, whether<br />
on-site or via web conference as a digital tool, is and remains a<br />
lived “win-win situation” in the <strong>VGB</strong>.<br />
The developments in energy technology are not complete, new<br />
challenges for chemistry are evident. Worldwide, these continue<br />
to include increasing demands for environmentally friendly conventional<br />
power generation, also based on fossil fuels. In Europe<br />
and Germany, with ambitious targets for further expansion of<br />
renewable generation, further challenges are opening up, for<br />
example composite materials in the use of wind energy. Storage<br />
is also a core topic for chemistry. New chemical storage or battery<br />
storage concepts are inconceivable without a contribution<br />
from chemistry. And when Power-to-X comes into play, chemistry<br />
again comes first.<br />
Where these developments will lead, we can neither predict nor<br />
foresee today. The path seems to be a goal, but for chemistry it<br />
means challenges and commitment.<br />
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />
Editor in Chief, <strong>VGB</strong> PowerTech<br />
Essen, Germany<br />
1
Editorial <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Chemie in der Stromerzeugung –<br />
Herausforderungen und Chancen<br />
Sicher, umweltgerecht, störungsfrei<br />
und wirtschaftlich<br />
sind die Anforderungen an den<br />
Betrieb in der Stromerzeugung.<br />
Einen Beitrag dazu zu leisten<br />
ist auch eine originäre Aufgabe<br />
und zugleich Anspruch der<br />
Kraftwerkschemie.<br />
Die Kraftwerkschemie gehört<br />
dabei zu den Wurzeln des <strong>VGB</strong>.<br />
Vor rund 100 Jahren führten Untersuchungen<br />
zur Aufklärung<br />
von Korro sionserscheinungen<br />
– dem Wechselspiel zwischen<br />
Medium und Werkstoff – und<br />
Fälle erheblicher Dampferzeugerkorrosionen<br />
zur Gründung<br />
des „Speisewasserausschusses“, der Keimzelle des heutigen <strong>VGB</strong><br />
PowerTech.<br />
Erste Schritte der Kraftwerkschemie auf dem Weg durch die Jahrzehnte<br />
technischer Entwicklungen waren die Entwicklung von<br />
Technologien zur Herstellung extrem salzarmen Speisewassers.<br />
Mit einem Sprung über die Jahrzehnte waren dann der Ersatz<br />
von Verdampferanlagen durch die Ionenaustauschertechnologie<br />
sowie die Einführung von Kondensatreinigungsanlagen Meilensteine<br />
in der Entwicklung für einen sicheren und verlässlichen<br />
Kraftwerksbetrieb. Heute stehen Membrantechnologien im Vordergrund,<br />
mit dem Anspruch eines „abwasserfreien“ Kraftwerks.<br />
Die Konditionierung von Wasser Dampf Kreisläufen zur Bildung<br />
stabiler Schutzschichten und Vermeidung von Korrosionen führte<br />
von der neutralen über die alkalische hin zur anfangs umstrittenen<br />
und Fahrweise mit Sauerstoffdosierung. Konditionierung ist<br />
dabei mehr denn je ein Thema aktueller Bedeutung.<br />
Die Entwicklungen der Chemie in der Stromerzeugung schienen<br />
Mitte der 1970er Jahre abgeschlossen. Die Rolle beschränkte sich<br />
stark auf Analytik. Mit Einsetzen von Nachrüstungen der konventionellen<br />
Kraftwerke mit Rauchgasreinigungsanlagen stellten sich<br />
neue anspruchsvolle Aufgaben. Fossilbefeuerte Anlagen wurden<br />
zu „chemischen Fabriken“. Weitere Aufgaben im Zuge umweltgerechter<br />
Stromerzeugung folgten.<br />
Chemie spielte bei all diesen Herausforderungen eine Rolle und<br />
die aktuelle Konferenz „Chemie im Kraftwerk“ des <strong>VGB</strong> – Themenschwerpunkt<br />
dieser Ausgabe – zeigte in eindrucksvollen Vorträgen,<br />
dass sich das Thema Chemie in der Stromerzeugung noch<br />
lange nicht erschöpft hat.<br />
Dabei geht es nicht allein darum, Vorhandenes zu optimieren,<br />
vielmehr bietet auch die Chemie große Potenziale durch Innovation,<br />
also Neues, Impulse für neue Verfahren zu liefern und dies<br />
auch oder gerade in Zeiten, in denen in der Digitalisierung der<br />
Stein der Weisen zu liegen scheint. Neue Herausforderungen in<br />
der Stromerzeugung, gleichwie der konventionellen als auch erneuerbaren<br />
Erzeugung, können somit gemeistert werden.<br />
Chemie ist also nicht nur ein Thema des „Kraftwerks“, sie ist Thema<br />
der Branche.<br />
Dies spiegelt sich auch in der Arbeit des <strong>VGB</strong> wider, in seinen Gremien<br />
und in den Dienstleistungen des <strong>VGB</strong>. Werkstoffe, die Wechselwirkung<br />
von Werkstoff und Umgebung sind nicht nur Thema<br />
der Wasserchemie. Es ist auch Thema der Erneuerbaren, denn<br />
letztendlich lassen sich alle Werkstoffe auf das Thema Chemie<br />
zurückführen. Zudem bestimmt die Chemie in vielen Bereichen<br />
auch das technische Umfeld einzelner Anlagenkomponenten, so<br />
zum Beispiel in Zusammenhang mit Schmierstoffen und Öl. In der<br />
Koppelung von Chemie, Werkstoffen und Öllabor und ihrer Bedeutung<br />
für die Branche deckt <strong>VGB</strong> daher mit erweiterten Dienstleistungen<br />
solche Anforderungen ab.<br />
In den Fachgremien des <strong>VGB</strong>, der Arbeit „vor Ort“, erfolgt dabei<br />
der Erfahrungsaustausch, also eine auch heute und sicherlich in<br />
Zukunft wichtige Komponente von Know-how-Transfer und Innovation.<br />
In Zeiten der Digitalisierung und schier unendlich wirkender<br />
Möglichkeiten „Wissen“ im weltweiten Internet abzurufen, ist<br />
es letztendlich die Umsetzung durch qualifizierte Beschäftigte, die<br />
vor Ort in den Anlagen gilt. Dazu ist mehr erforderlich, als die reine<br />
Informationsrecherche in einem Netz, das auf jede Frage eine<br />
– beliebige – Antwort liefert. Der Erfahrungs- und Wissensaustausch,<br />
ob vor Ort oder per Webkonferenz als digitales Hilfsmittel<br />
ist und bleibt eine gelebte „Win-win-Situation“ im <strong>VGB</strong>.<br />
Die Entwicklungen in der Energietechnik sind nicht abgeschlossen,<br />
neue Herausforderungen an die Chemie sind evident. Weltweit<br />
zählen dazu weiterhin steigende Anforderungen einer umweltgerechten<br />
konventionellen Stromerzeugung, auch auf Basis<br />
fossiler Energierohstoffe. In Europa und Deutschland mit ambitionierten<br />
Zielen eines weiteren Ausbaus erneuerbarer Erzeugung<br />
öffnen sich weitere Herausforderungen, denken wir nur an die<br />
Verbundwerkstoffe in der Windenergienutzung. Auch die Speicherung<br />
ist ein Kernthema für die Chemie. Neue chemische Speicher<br />
oder Batteriespeicherkonzepte sind ohne einen Beitrag der<br />
Chemie nicht denkbar. Und wenn Power-to-X ins Spiel kommt,<br />
steht die Chemie wiederum an vorderster Stelle.<br />
Wo diese Entwicklungen hinführen, vermögen wir heute weder<br />
vorherzusagen noch abzusehen. Der Weg scheint ein Ziel zu sein,<br />
aber für die Chemie bedeutet er Herausforderungen und Engagement.<br />
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />
Chefredakteur <strong>VGB</strong> PowerTech<br />
Essen, Deutschland<br />
2
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Contents <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
ORBEN TR – Kesselspeisewasser auf Abruf<br />
Die sofortige Verfügbarkeit großer Mengen von Kesselspeisewasser<br />
ist bei der Inbetriebnahme von entscheidender Bedeutung, sei es<br />
bei der Druckprobe oder als Spülwasser zwischen den Beizvorgängen.<br />
Auch bei laufendem Betrieb des Kraftwerks kann der<br />
temporäre Einsatz einer mobilen Wasseraufbereitung angezeigt<br />
sein, zum Beispiel zur Besicherung bei einer Revision oder bei<br />
ungeplanten Stillständen der stationären VE-Anlage.<br />
In all diesen Fällen kommt es darauf an, dass Kesselspeisewasser<br />
in der erforderlichen Menge und Qualität zuverlässig abrufbar ist.<br />
Das ORBEN TR-Team und die ORBEN TR-Flotte sind exakt auf diese<br />
Anforderungen ausgerichtet. Die vieljährige Erfahrung in der<br />
Abwicklung solcher Einsätze sorgt aus Kundensicht für reibungslose,<br />
sichere und vor allem auch wirtschaftlich kalkulierbare Abläufe.<br />
International Journal for Generation<br />
and Storage of Electricity and Heat 3 l <strong>2019</strong><br />
Chemistry in power generation – Challenges and opportunities<br />
Chemie in der Stromerzeugung – Herausforderungen und Chancen<br />
Christopher Weßelmann 1<br />
Abstracts/Kurzfassungen6<br />
Members‘ News 8<br />
Industry News 20<br />
Power News 21<br />
Publications 28<br />
Events compact<br />
Branchentermine kompakt 30<br />
„Autonomous operation“ of the DI-plant<br />
Artificial Intelligence (AI) in DI-Production<br />
„Autonomes Fahren“ der VE-Anlage Künstliche Intelligenz (KI)<br />
in der VE-Produktion<br />
Dieter Mauer 32<br />
A trial of film forming substances<br />
at Staythorpe power station<br />
Versuch zum Einsatz filmbildender Substanzen<br />
im Kraftwerk Staythorpe<br />
Andrew Mosley and Cheryl Tommons 37<br />
Turbidity measurement as trend monitor<br />
for particulate corrosion products<br />
Trübungsmessung als Trendmonitor<br />
für teilchenförmige Korrosionsprodukte<br />
Lukas Staub, Michael Rziha and Marco Lendi 42<br />
Conference report: Chemistry in Power Plants 2018<br />
Tagungsbericht: Chemie im Kraftwerk 2018<br />
Sabine Kuhlmann 47<br />
4
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Contents<br />
ORBEN_Anzeige_TR-120_133x182_ORBEN 01.10.15 15:36 Seite 1<br />
Die modulare Ausstattung der TR-Flotte ermöglicht eine passgenaue<br />
Mietan lagen- Lösung für jede Speisewasser-Konstellation: von einer<br />
reinen Ionenaustauscher Mischbett-Anlage über die Kombination aus<br />
Umkehrosmose und Mischbett bis hin zu einer Voraufbereitung mit<br />
Ultrafiltration, Umkehrosmose, Membranentgasung<br />
zur Sauerstoffentfernung und nachgeschalteten<br />
Misch betten. Auch die zahlreichen Leistungsstufen von 10, 30, 60,<br />
120 und 150 m 3 /h sorgen für eine bestmögliche, wirtschaftliche<br />
Auslegung, individuell abgestimmt auf die kraftwerksseitigen<br />
Voraussetzungen.<br />
Allen Lösungen gemein ist die Möglichkeit des Vor-Ort-Harzwechsels.<br />
Einmal platziert, werden die Leihanlagen bis zum Abschluss des<br />
Einsatzes vor Ort nicht bewegt. Die erheblichen Logistikkosten für den<br />
Trailer-Transport zur Regenerierstation und zurück entfallen. Werden die<br />
Anlagen ohne das Orben-Bedien personal angemietet, unterstützt die<br />
digitale Anlagenfernüberwachung den Anlagenführer vor Ort.<br />
ORBEN TR. DIE FLOTTE FÜR DIE MOBILE KESSEL-<br />
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Formation of nitrogen-based emissions in circulating<br />
fluidised bed combustion plants<br />
Entstehung von stickstoffbasierten Emissionen in<br />
zirkulierenden Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen<br />
Stefan Zeltner 52<br />
Audit according to § 8a BSI-act – obligation for operators<br />
of the wind industry?<br />
Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Pflicht für Betriebsführer<br />
der Windindustrie?!<br />
Stefan Loubichi 57<br />
Wind Energy in Germany and Europe<br />
Status, potentials and challenges for baseload application<br />
Part 2: European Situation in 2017<br />
Windenergie in Deutschland und Europa. Status quo, Potenziale und<br />
Herausforde run gen in der Grundversorgung mit Elektrizität<br />
Teil 2: Europäische Situation im Jahr 2017<br />
Thomas Linnemann and Guido S. Vallana 64<br />
Effects of lignite phase-out and energy system transformation on<br />
climate and national economy<br />
Wirkungen von Braunkohleausstieg und Energiewende<br />
auf Klima und Volkswirtschaft<br />
Dietrich Böcker 81<br />
Operating results 86<br />
<strong>VGB</strong> News 90<br />
Inserentenverzeichnis 94<br />
Events 95<br />
Imprint96<br />
Preview <strong>VGB</strong> PowerTech 4|<strong>2019</strong> 96<br />
Annual Index 2018: The Annual Index 2018, as also of previous<br />
volumes, are available for free download at<br />
https://www.vgb.org/en/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html<br />
Jahresinhaltsverzeichnis 2018: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2018<br />
der <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser<br />
Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:<br />
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5
Abstracts <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
„Autonomous operation“ of the DI-plant<br />
Artificial Intelligence (AI) in DI-Production<br />
Dieter Mauer<br />
When planning a new DI-plant, the goal is more<br />
and more the deserted plant. At the same time,<br />
laboratory skills are reduced. This discrepancy<br />
can only be counteracted if the system itself is<br />
in a position to analyse itself, to recognise fault<br />
states itself, to specify the exact location and origin<br />
of the fault and, in the best-case scenario, to<br />
even provide the operator with suggested solutions<br />
and recommended actions. This is precisely<br />
the task of the new MionTec analysis system.<br />
It bases on methods of the Artificial Intelligence<br />
and can determine with very few measured<br />
data complex predictions of the system behaviour<br />
with regard to each individual stage of the<br />
DI-plant. It predicts conductivity and pH after<br />
each stage and shows them in a graphical form<br />
similar to the one the operator of its PCS is accustomed<br />
to. The objective is a system, which,<br />
together with the measurement data of the PCS,<br />
compares prediction and reality in detail and<br />
from this identifies aging, component errors and<br />
deviations as automatically as possible and announces<br />
them to the operator. The autonomous<br />
repair is probably still a vision, but the regular<br />
adjustment of the regenerant consumption on<br />
the actual needs is already possible!<br />
A trial of film forming substances at<br />
Staythorpe power station<br />
Andrew Mosley and Cheryl Tommons<br />
A trial of film forming substances was carried<br />
out by RWE Generation UK at their 1,735 MW<br />
(4 x 435 MW) Staythorpe CCGT power plant. As<br />
part of the trial, extensive plant monitoring was<br />
carried out to allow the performance of the film<br />
forming substances to be assessed and compared.<br />
All data was reviewed and observations made on<br />
the impact of the use of film forming substances<br />
on key plant parameters such as steam conductivity<br />
and iron transport. The performance of<br />
the two units operating with a supplementary<br />
film forming conditioning programme was also<br />
compared against the two units operating with a<br />
baseline conditioning programme only. The trial<br />
presented some challenges in regards to the operation<br />
and control of the film forming substance<br />
programme, namely dose rate control and analysis<br />
of the products. The different analytical techniques<br />
used to determine product residual and<br />
breakdown products are recommended and the<br />
overall impact on iron transport and plant internal<br />
condition is given.<br />
Turbidity measurement as trend monitor for<br />
particulate corrosion products<br />
Lukas Staub, Michael Rziha and Marco Lendi<br />
Corrosion product monitoring is essential to<br />
determine the effectiveness of the cycle chemistry<br />
treatment program. Nowadays the determination<br />
of trends for corrosion products in<br />
the various systems becomes even more crucial<br />
due to the countless numbers of cycling plants<br />
as a result from the increased use of regenerative<br />
energy sources in the grids. The correct and<br />
complete determination of corrosion products,<br />
which are almost present as undissolved particles,<br />
can be realized by complex and time-consuming<br />
analytical methods only. For modern<br />
cycling plants these manual, analytical methods<br />
are of minor benefit, since the short time<br />
and strong oscillating, spiking behavior cannot<br />
be followed up in a complete and satisfactory<br />
manner. Certainly, such processes cannot be replaced<br />
by online measuring systems completely.<br />
However, some available online parameters are<br />
already in use as helpful trend monitor. The<br />
technical possibilities and limits of turbidity<br />
measurement are discussed as trend monitor<br />
for particulate corrosion products.<br />
Formation of nitrogen-based emissions in<br />
circulating fluidised bed combustion plants<br />
Stefan Zeltner<br />
The generation of nitrogen-based emissions is,<br />
adjacent to the well-known dependence on the<br />
combustion temperature, also linked to the supply<br />
of oxygen in the combustion zone. The empirical<br />
based assumptions could be proved for<br />
the large scale by measurements of the generated<br />
raw gas in circulating fluidised bed incinerators.<br />
While the emissions of NO 2 , N 2 O, HCN and<br />
NH 3 decrease exponentially with decreasing<br />
concentrations of oxygen, the curve progression<br />
of the generation of NO is similar to an upwards<br />
opened parabola with a vertex at about<br />
2.2 Vol.-%. Based on these interrelationships,<br />
an optimum working point for the minimization<br />
of nitrogen-based emissions can be defined at<br />
an oxygen concentration in the raw gas of about<br />
4 Vol.-%. The adaption of this parameter leads<br />
among the reduction of the NOx-concentration<br />
to an improvement of the plant efficiency due<br />
to a reduction of the required power demand of<br />
blowers.<br />
Audit according to § 8a BSI-act – obligation<br />
for operators of the wind industry?<br />
Stefan Loubichi<br />
The world of the renewables is completely different<br />
and not comparable to the “old” word.<br />
The wind industry is [according to structural<br />
particularities] as well not able to deal in a<br />
good way with the IT-security catalogue according<br />
to § 11 Ib EnWG, issued in December<br />
2018. (Technical) Operators in the wind industry<br />
have to deal with § 8a BSI-act. This leads to<br />
structural consequences. While the main contact<br />
in the case for IT security catalogue is the<br />
“Bundesnetz agentur”, the main contact for § 8a<br />
BSIG companies is the “Bundesamt für Sicherheit<br />
in der Informationstechnik”. As well the<br />
powerful German accreditation body DakkS is<br />
not involved in the § 8a BSIG processes. A big<br />
challenge for technical operators [dealing with<br />
more than 420 MW] is the fact, that they normally<br />
had to present the results of the § 8a BSIG<br />
audits to the BSI already in 2018, while classic<br />
energy producers dealing with the IT-security<br />
catalogue must be successfully audited until<br />
March 2021. In this essay we introduce to you<br />
who is allowed to do the audit. Audit teams doing<br />
the § 8a BSIG audits have to fulfill more/<br />
different requirements than auditors doing the<br />
IT-security catalogue audits. As well we will<br />
present to you the process of auditing. The § 8a<br />
BSIG processes can as well not be compared<br />
with the audits according to the IT-security catalogue.<br />
Furthermore, the auditing standard ISO<br />
27006 is not applicable for technical<br />
Wind Energy in Germany and Europe<br />
Status, potentials and challenges for<br />
baseload application<br />
Part 2: European Situation in 2017<br />
Thomas Linnemann and Guido S. Vallana<br />
One essential physical property of wind energy<br />
is its large spatiotemporal variation due to wind<br />
speed fluctuations. From a meteorological point<br />
of view, the electrical power output of wind turbines<br />
is determined by weather conditions with<br />
typical cor-relation lengths of several hundred<br />
kilometres. As a result, the total wind fleet output<br />
of 18 European countries extending over<br />
several thousand kilometres in north-south and<br />
east-west direction is highly volatile and exhibits<br />
a strong intermittent character. An intuitively<br />
expectable significant smoothing of this wind<br />
fleet output to an amount, which would allow a<br />
reduction of backup power plant capacity, however,<br />
does not occur. In contrast, a highly intermittent<br />
wind fleet power output showing significant<br />
peaks and minima is observed not only<br />
for a single country, but also for the whole of the<br />
18 European countries. Between 2015 and 2017<br />
the European wind fleet’s power utilisation factor<br />
resulted in annual mean values between 22<br />
to 24 % and continuously available (secured)<br />
annual minima between theoretically 4 and 5 %<br />
of its nameplate capacity despite tens of thousands<br />
of wind turbines distributed throughout<br />
Europe. Wind energy therefore requires a practically<br />
100 % backup as long as the wind fleet’s<br />
nameplate capacity has not exceeded the cumulative<br />
load of these 18 countries considered,<br />
plus reserves.<br />
Effects of lignite phase-out and energy<br />
system transformation on climate and<br />
national economy<br />
Dietrich Böcker<br />
The Coal Commission, officially known as the<br />
„Commission for Growth, Structural Change<br />
and Employment“, was commissioned by the<br />
German Federal Government to set the date of<br />
2038, possibly 2035, as the date for the phasing-out<br />
of coal. The aim is to reduce CO 2 emissions<br />
in order to stabilise the global climate and<br />
at the same time prove that a highly developed<br />
economy can be converted from a fossil-based<br />
to a regenerative-based economy as planned<br />
and thus be a role model and pioneer in climate<br />
issues. The German energy revolution ignores<br />
the fact that CO 2 emissions worldwide have risen<br />
steadily over three decades and will continue<br />
to rise. The self-set national climate targets have<br />
so far been missed. The lignite phase-out will<br />
have no measurable effect on the climate and<br />
causes very high costs. As a result, the climate<br />
and energy strategy must be readjusted.<br />
6
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Kurzfassungen<br />
„Autonomes Fahren“ der VE-Anlage<br />
Künstliche Intelligenz (KI) in der<br />
VE-Produktion<br />
Dieter Mauer<br />
Immer öfter ist das Ziel bei einer Neuplanung für<br />
eine VE-Anlage die menschenleer betreibbare<br />
Anlage. Gleichzeitig werden auch die Laborkompetenzen<br />
soweit wie möglich verringert. Dieser<br />
Diskrepanz kann nur entgegengetreten werden,<br />
wenn die Anlage selbst in die Lage versetzt wird,<br />
sich selbst zu analysieren, Fehlzustände selbst<br />
zu erkennen, den genauen Ort und die Herkunft<br />
des Fehlers zu benennen und dem Betreiber<br />
im Optimalfall sogar Lösungsvorschläge und<br />
Handlungsempfehlungen anzugeben. Genau<br />
dies ist die Aufgabe des neuen Mi-Vision-Analysesystems<br />
von MionTec. Es basiert auf Methoden<br />
der Künstlichen Intelligenz und kann aus sehr<br />
wenigen Messdaten komplexe Vorhersagen des<br />
Anlagenverhaltens bezogen auf jede einzelne<br />
Stufe der Anlage ermitteln. Es sagt Leitfähigkeit<br />
und pH nach jeder Stufe voraus und zeigt sie in<br />
Kurvenform ähnlich, wie es der Betreiber von<br />
seinem PLS gewohnt ist. Die Zielsetzung ist ein<br />
System, welches zusammen mit den Messdaten<br />
des PLS Vorhersage und Realität im Detail vergleicht<br />
und daraus Alterung, Komponentenfehler<br />
und Abweichungen so selbsttätig wie möglich<br />
feststellt und dem Betreiber benennt. Die<br />
autonome Reparatur ist wohl wirklich Vision,<br />
aber die regelmäßige Justierung des Regeneriermittelverbrauches<br />
auf die tatsächlich notwendigen<br />
Mengen ist schon jetzt möglich!<br />
Versuch zum Einsatz filmbildender<br />
Substanzen im Kraftwerk Staythorpe<br />
Andrew Mosley und Cheryl Tommons<br />
RWE Generation UK hat in ihrem 1.735 MW (4<br />
x 435 MW) großen GuD-Kraftwerk Staythorpe<br />
einen Versuch mit filmbildenden Substanzen<br />
durchgeführt. Zwei Substanzen wurden im Rahmen<br />
der Studie untersucht: ein Filmbildungsprodukt<br />
auf Aminbasis und ein Nicht-Amin-Produkt.<br />
Die filmbildenden Substanzen wurden als<br />
Ergänzung zu den bestehenden AVT (O) und<br />
phosphatbasierten Konditionierungsprogrammen<br />
der Anlage eingesetzt. Im Rahmen des Versuchs<br />
wurde eine umfangreiche Anlagenüberwachung<br />
durchgeführt, um die Wirkungen der<br />
filmbildenden Substanzen beurteilen und vergleichen<br />
zu können. Die Leistung der beiden Anlagen,<br />
die mit einem zusätzlichen Filmbildungskonditionierungsprogramm<br />
betrieben werden,<br />
wurde ebenfalls mit der Leistung der beiden<br />
Anlagen verglichen, die nur mit einem Basiskonditionierungsprogramm<br />
betrieben werden.<br />
Der Versuch stellte einige Herausforderungen<br />
in Bezug auf die Funktionsweise und Kontrolle<br />
des Programms für filmbildende Substanzen<br />
dar, nämlich die Dosisleistungskontrolle und die<br />
Analyse der Folgeprodukte. Die verschiedenen<br />
analytischen Techniken zur Bestimmung von<br />
Produktrückständen und Abbauprodukten werden<br />
empfohlen und die Gesamtauswirkungen<br />
auf den Eisentransport und den inneren Zustand<br />
der Anlage werden erläutert.<br />
Trübungsmessung als Trendmonitor für<br />
teilchenförmige Korrosionsprodukte<br />
Lukas Staub, Michael Rziha und Marco Lendi<br />
Die Überwachung von Korrosionsprodukten<br />
ist unerlässlich, um die Wirksamkeit der Maßnahmen<br />
zur Wasserchemie zu bestimmen. Aufgrund<br />
der erforderlichen flexiblen und damit<br />
sich stetig verändernden Fahrweise thermischer<br />
Kraftwerke, die durch die verstärkte Einspeisung<br />
erneuerbarer Energiequellen in die Netzen<br />
auftreten, wird die Ermittlung von Trends für<br />
Korrosionsprodukte in den verschiedenen Anlagensystemen<br />
thermischer Kraftwerke heute<br />
noch entscheidender. Die exakte und vollständige<br />
Bestimmung von Korrosionsprodukten,<br />
die meist als ungelöste Partikel vorliegen, kann<br />
nur mit komplexen und zeitaufwändigen Analysemethoden<br />
realisiert werden. Für moderne<br />
Kraftwerksanlagen sind diese manuellen, analytischen<br />
Methoden eher wenig geeignet, da<br />
das kurze Zeit- und starke Änderungsverhalten<br />
nicht vollständig und zufriedenstellend verfolgt<br />
werden kann. Sicherlich können solche Prozesse<br />
nicht vollständig durch Online-Messsysteme<br />
ersetzt werden. Einige verfügbare Online-Parameter<br />
können aber als hilfreicher Trendmonitor<br />
eingesetzt werden. Die technischen Möglichkeiten<br />
und Grenzen der Trübungsmessung werden<br />
als Trendmonitor für partikelförmige Korrosionsprodukte<br />
diskutiert.<br />
Entstehung von stickstoffbasierten<br />
Emissionen in zirkulierenden Wirbelschicht-<br />
Verbrennungsanlagen<br />
Stefan Zeltner<br />
Die Bildung von stickstoffbasierten Emissionen<br />
steht neben der weitaus bekannteren Abhängigkeit<br />
von der herrschenden Verbrennungstemperatur<br />
auch im Zusammenhang mit dem Sauerstoffangebot<br />
im Bereich der Feuerung. Im<br />
Rahmen von Rohgasmessungen an zwei zirkulierenden<br />
Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen<br />
konnten die bestehenden Überlegungen und<br />
Ansätze für den Großmaßstab bestätigt werden.<br />
Während die Konzentrationen von NO 2 , N 2 O,<br />
HCN und NH 3 mit abnehmender Sauerstoffkonzentration<br />
exponentiell ansteigen, ähnelt<br />
der Verlauf der NO-Bildung einer nach oben<br />
geöffneten Parabel mit einem Scheitelpunkt bei<br />
etwa 2,2 Vol.-%. Basierend auf diesen Zusammenhängen<br />
lässt sich ein optimaler Betriebspunkt<br />
zur Minimierung der stickstoffbasierten<br />
Emissionen bei einem Sauerstoffgehalt im Rohgas<br />
von etwa 4 Vol.-% ableiten. Die Anpassung<br />
dieses Wertes führt neben der Senkung der<br />
NOx-Konzentration auch zur Verbesserung des<br />
Anlagenwirkungsgrads, da die notwendigen<br />
Gebläseleistungen reduziert werden. Die Variation<br />
der Rohgas-Sauerstoffkonzentration sollte<br />
dabei schrittweise und unter Berücksichtigung<br />
weiterer Parameter (z.B. Schwankungen der<br />
Brennstoffqualität mit der damit verbundenen<br />
Sauerstoffzehrung, die in der Folge zu CO- bzw.<br />
C org -Spitzen führen können) stattfinden. Auf<br />
diese Weise ist es neben einer kontinuierlichen<br />
Senkung der NOx-Konzentrationen auch möglich,<br />
eine kurzfristige Minderung dieses Parameters<br />
zur Vermeidung einer drohenden Grenzwertverletzung<br />
zu erzielen.<br />
Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Pflicht für<br />
Betriebsführer der Windindustrie?!<br />
Stefan Loubichi<br />
Die Welt der Erneuerbaren in der Energieerzeugung<br />
unterscheidet sich grundsätzlich von der<br />
“alten” Energiewelt. Mit dem im Dezember 2018<br />
veröffentlichten IT-Sicherheitskatalog gemäß §<br />
11 Abs. 1b EnWG ist die Windindustrie kaum zu<br />
erfassen. Technische Betriebsführer in der Windindustrie<br />
müssen sich mit § 8a BSI-Gesetz auseinandersetzen.<br />
Dies führt zu strukturellen Unterschieden.<br />
Während zum Beispiel im Falle des<br />
IT-Sicherheitskataloges die Bundesnetzagentur<br />
Hauptansprechpartner ist, ist dies bei Unternehmen<br />
des § 8a BSIG das Bundesamt für Sicherheit<br />
in der Informationstechnik. Des Weiteren<br />
ist auch die mächtige Deutsche Akkreditierungsstelle<br />
DakkS hier nicht in die Prozesse involviert.<br />
Eine große Herausforderung für [technische]<br />
Betriebsführer der Windindustrie [welche den<br />
Schwellenwert von 420 MW überschreiten]<br />
besteht auch darin, dass diese eigentlich das Ergebnis<br />
Ihrer Prüfung nach § 8a BSIG bereits im<br />
Jahr 2018 dem BSI hätten präsentieren müssen,<br />
während Energieerzeuger, die unter den IT-Sicherheitskatalog<br />
nach § 11 Ib EnWG fallen, das<br />
Ergebnis der Zertifizierung bis März 2021 nachweisen<br />
müssen. In diesem Aufsatz stellen wir Ihnen<br />
vor, wer überhaupt die Audits durchführen<br />
darf. Auditteams, welche die Audits nach § 8a<br />
BSIG durchführen, müssen nämlich umfangreichere<br />
Voraussetzungen erfüllen als Auditoren,<br />
welche Audits nach dem IT-Sicherheitskatalog<br />
auditieren. In diesem Aufsatz zeigen wir Ihnen<br />
auch die Prozesse der Auditierung. Die Prozesse<br />
des Auditierens nach § 8a BSIG unterscheiden<br />
sich grundsätzlich von den Prozessen der Auditierung<br />
nach dem IT-Sicherheitskatalog. Des<br />
Weiteren ist die Auditierungsnorm ISO 27006<br />
hier nicht anwendbar. Und natürlich stellen<br />
wir Ihnen in diesem Aufsatz alle mächtigen BSI<br />
Hilfsmittel vor, die sich im § 8a BSIG – Business<br />
kennen und anwenden sollten.<br />
Windenergie in Deutschland und Europa<br />
Status quo, Potenziale und Herausforde rungen<br />
in der Grundversorgung mit Elektrizität<br />
Teil 2: Europäische Situation im Jahr 2017<br />
Thomas Linnemann und Guido S. Vallana<br />
Eine wesentliche physikalische Eigenschaft der<br />
Windenergie ist ihre starke raumzeitliche Variation<br />
aufgrund der Fluktuationen der Windgeschwindigkeit.<br />
Meteorologisch betrachtet<br />
wird die aus Windenergieanlagen eingespeiste<br />
elektrische Leistung durch Wetterlagen mit typischen<br />
Korrelationslängen von mehreren hundert<br />
Kilometern bestimmt. Im Ergebnis ist die<br />
aufsummierte eingespeiste Leistung der europaweit<br />
über mehrere tausend Kilometer sowohl in<br />
Nord-Süd- als auch Ost-West-Richtung verteilten<br />
Windenergieanlagen hoch volatil, gekennzeichnet<br />
durch ein breites Leistungsspektrum.<br />
Die intuitive Erwartung einer deutlichen Glättung<br />
der Gesamtleistung tritt allerdings nicht<br />
ein. Das Gegenteil ist der Fall, nicht nur für ein<br />
einzelnes Land, sondern auch für die große Leistungsspitzen<br />
und -minima. Windenergie trägt<br />
damit praktisch nicht zur Versorgungssicherheit<br />
bei und erfordert planbare Backup-Systeme<br />
nach heutigem Stand der Technik in Höhe von<br />
fast 100 % der Nennleistung des „europäischen<br />
Windparks“.<br />
Wirkungen von Braunkohleausstieg und<br />
Energiewende auf Klima und<br />
Volkswirtschaft<br />
Dietrich Böcker<br />
Die Kohle-Kommission, mit der offiziellen Bezeichnung<br />
„Kommission für Wachstum, Strukturwandel<br />
und Beschäftigung“ hat im Auftrag<br />
der Bundesregierung als Termin für den Ausstieg<br />
aus der Verstromung von Kohle das Jahr<br />
2038, eventuell auch schon 2035, benannt Damit<br />
sollen die CO 2 -Emissionen zur Stabilisierung<br />
des Weltklimas gesenkt und gleichzeitig<br />
der Nachweis geführt werden, dass eine hoch<br />
entwickelte Volkswirtschaft planmäßig von<br />
der fossilen Basis auf eine regenerative Basis<br />
umgestellt und damit Vorbild und Vorreiter<br />
bei Klimafragen sein kann. Diesem hohen Anspruch<br />
steht die Wirklichkeit gegenüber: Die<br />
deutsche Energiewende ignoriert, dass weltweit<br />
die CO 2 -Emissionen über drei Jahrzehnte unentwegt<br />
gestiegen sind und weiter steigen werden.<br />
Die selbst gesetzten nationalen Klimaziele<br />
werden bisher verfehlt. Der Braunkohleausstieg<br />
wird keine messbare Wirkung auf das Klima haben<br />
und verursacht sehr hohe Kosten. Die Klimaund<br />
Energiestrategie muss neu justiert werden.<br />
Die überhöhten Ambitionen der bis jetzt - und<br />
wohl auch in Zukunft - unwirksamen CO 2 -Verhinderungsstrategie<br />
müssen reduziert werden.<br />
Es bedarf einer tragfähigen Strategie der rechtzeitigen<br />
und klug geplanten Anpassung an den<br />
Klimawandel. Dabei bleibt ein weiterer, aber<br />
von realistischen Zielen getragener Ausbau der<br />
regenerativen Energie ebenso richtig, wie fortgesetzte<br />
Anstrengungen zur Effizienzsteigerung<br />
und zum Energiesparen.<br />
7
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Members´ News <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Members´<br />
News<br />
EDF achieves a major<br />
milestone in the industrial<br />
implementation of Ecocombust<br />
(edf) At the end of a meeting held on 24<br />
January, EDF and the Ministry for the Ecological<br />
and Inclusive Transition approved a<br />
programme of work leading up to a decision<br />
on the Ecocombust project.<br />
Between now and autumn <strong>2019</strong>, this programme<br />
of work should help validate the<br />
technical trials, environmental impact<br />
studies and economic model for the project.<br />
By then, subject to satisfactory conclusions<br />
from a technical, economic and environmental<br />
perspective, and once discussions<br />
have been held with the Government<br />
and local communities, EDF will embark<br />
on the industrialisation stage, aiming to<br />
start producing the fuel in 2022.<br />
The Ecocombust project fits in with the<br />
July 2017 Climate Plan, the National<br />
Low-Carbon Strategy (Stratégie Nationale<br />
Bas Carbone, SNBC) and the November<br />
2018 Multi-Year Energy Programme (Programmation<br />
Pluriannuelle de l’Energie,<br />
PPE), which foresee an end to the production<br />
of electricity using coal by 2022 and<br />
the development of biomass resources.<br />
Ecocombust is the result of work started in<br />
2015 by EDF teams to study the development<br />
of a new kind of biomass-based fuel,<br />
originally designed to power its coal-fired<br />
plants.<br />
The Ecocombust project involves producing<br />
an innovative, ecological fuel to be<br />
used to run facilities that produce heat or<br />
electricity currently powered by coal. The<br />
fuel will be produced on-site and will lead<br />
to the creation of a new sector to recycle<br />
wood waste that cannot currently be used<br />
and is usually buried or sent to landfill.<br />
Within the context of securing the electricity<br />
supply for the North-West of France,<br />
and Brittany in particular, and if the RTE<br />
studies commissioned by the Government<br />
confirm there is a need for it, if applicable<br />
until 2026, some or all of the biomass produced<br />
could be used to power up to 80% of<br />
current units to respond to the need to secure<br />
Western France’s electricity grid during<br />
peak hours when consumption is at its<br />
highest. In this scenario, given the high<br />
level of substitution of coal and the limited<br />
annual number of operating hours, annual<br />
CO 2 emissions would be approximately 25<br />
times lower than they are at the moment.<br />
Jean-Bernard Lévy, EDF’s CEO and Chairman,<br />
announced: “EDF is delighted with<br />
this progress. Our teams remain fully mobilised<br />
to respond to the Government’s demands<br />
to validate Ecocombust, an innovative<br />
and ecological new kind of fuel. Approval<br />
of the Ecocombust programme of<br />
work means that EDF can pursue its mission,<br />
and fits in perfectly with the framework<br />
laid down for the multi-year energy<br />
programme.”<br />
LLwww.edf.com<br />
EEW Energy from Waste<br />
übernimmt das Aus- und<br />
Fortbildungszentrum in Eigenregie<br />
(eew) „Wir wollen nicht nur den Bestand<br />
sichern, sondern wir wollen das Angebot<br />
weiter ausbauen“, blickt Andreas Echternach,<br />
Leiter des Personalmanagements der<br />
EEW Energy from Waste GmbH (EEW), positiv<br />
in die Zukunft des Aus- und Fortbildungszentrums<br />
in Helmstedt. EEW führt<br />
dies seit Beginn des Jahres in Eigenregie<br />
und setzt so eine fast 100-jährige Tradition<br />
fort. Denn im Jahr 1921 begannen die damaligen<br />
Braunschweigischen Kohlen-Bergwerke<br />
(BKB) mit der Ausbildung von Arbeitskräften<br />
und errichteten im Jahr 1936<br />
die erste Lehrwerkstatt.<br />
„Wir freuen uns sehr, dass es mit dem Ausund<br />
Fortbildungszentrum weiter geht“, ergänzt<br />
Charlotte Nullmeier, Verwaltungsleiterin<br />
der Helmstedter Revier GmbH (HSR)<br />
bei der Gesamtübergabe der Ausbildungsstätte<br />
an die EEW in der Schöninger Straße.<br />
Immerhin hätten seit den Anfängen<br />
rund 3.300 gewerbliche Auszubildende<br />
und nach der Einführung der kaufmännischen<br />
Ausbildung im Jahr 1943 rund 200<br />
kaufmännische Auszubildende ihre Abschlussprüfung<br />
erfolgreich absolviert.<br />
„Als das Kraftwerk Buschhaus 2016 in die<br />
Sicherheitsbereitschaft ging, stellte sich für<br />
uns die Frage, wie es mit der Aus- und Fortbildung<br />
weiter geht“, so Charlotte Nullmeier.<br />
Eine eigene Fortführung sei nicht möglich<br />
gewesen. Und so hätten erste Gespräche<br />
mit EEW stattgefunden.<br />
Zum 1. Januar 2017 hat EEW dann das Ausund<br />
Fortbildungszentrum in Kooperation<br />
mit der HSR geführt. Zwei Jahre später übernimmt<br />
Deutschlands führendes Unternehmen<br />
in der thermischen Abfallverwertung<br />
das Zentrum nun komplett in Eigenregie.<br />
„Wir sind froh, es in gute Hände gegeben<br />
zu haben“, sagt Susanne Schmidt, Vorgängerin<br />
von Charlotte Nullmeier als HSR-Verwaltungsleiterin.<br />
Schließlich sei dies wichtig<br />
für die Zukunft der Region, aber auch<br />
für die Ausbilder, die nun weiter beschäftigt<br />
würden.<br />
Denn mit der Übernahme des Aus- und<br />
Fortbildungszentrums wurden auch zwei<br />
erfahrene Ausbilder von der HSR übernommen.<br />
Gemeinsam mit zwei weiteren<br />
Ausbildern, die EEW zwischenzeitlich eingestellt<br />
hat, vermitteln Sie den angehenden<br />
Facharbeitern ihr Fachwissen. Drei<br />
von ihnen sind auch als Prüfer bei der Industrie-<br />
und Handelskammer aktiv.<br />
Die Entscheidung für die Fortführung des<br />
Aus- und Fortbildungszentrums ist für<br />
Andreas Echternach nicht nur eine Entscheidung<br />
für die Region und eine Investition<br />
in den Wirtschaftsstandort Helmstedt,<br />
sondern „gibt unseren Kooperationspartnern<br />
auch Planungssicherheit“.<br />
„Wir unterstützen seit Jahren Unternehmen<br />
aus der Region im Rahmen ihrer betrieblichen<br />
Ausbildung“, ergänzt Petra<br />
Mersmann-Dunkel, Leiterin des Aus- und<br />
Fortbildungszentrums. Das Spektrum reiche<br />
hier von Fachlehrgängen für die Ausbildungsberufe<br />
Elektroniker für Automatisierungstechnik,<br />
Mechatroniker und Feinwerkmechaniker<br />
bis hin zu Themen wie<br />
beispielsweise Pneumatik, Feldbustechnik,<br />
Schweißen, CNC oder intensive Prüfungsvorbereitungen.<br />
„Oftmals haben kleinere Betriebe ja den<br />
Wunsch auszubilden, doch ihnen fehlten<br />
die nötigen Maschinen in den eigenen Räumen.<br />
Hier können wir mit unserem Lehrgangsangebot<br />
helfen“, wirbt Andreas Echternach.<br />
Neben den Standardschulungen<br />
habe EEW aber auch die Möglichkeit, individuelle<br />
Fortbildungspakete zu schnüren.<br />
„Eines davon ist die Fort- und Weiterbildung<br />
von Facharbeitern“, erklärt Petra<br />
Mersmann-Dunkel, „das wir für einen unserer<br />
Kooperationspartner gerade umsetzen.“<br />
In Zukunft solle dieser Bereich weiter<br />
ausgebaut werden. Schwerpunkt im Ausund<br />
Fortbildungszentrum werde jedoch<br />
die Ausbildung von Facharbeitern bleiben.<br />
„Dabei wäre es sogar möglich“, so die Leiterin<br />
des Aus- und Fortbildungszentrums,<br />
„für unsere Partner die komplette Berufsausbildung<br />
im Elektronik- und Mechanik-Bereich<br />
zu übernehmen.“<br />
EEW Energy from Waste ist Deutschlands<br />
führendes Unternehmen in der Erzeugung<br />
umweltschonender Energie aus der thermischen<br />
Abfallverwertung. EEW entwickelt,<br />
errichtet und betreibt thermische<br />
Abfallverwertungsanlagen. In den derzeit<br />
18 Anlagen der Unternehmensgruppe in<br />
Deutschland und im benachbarten Ausland<br />
können jährlich rund 4,7 Millionen<br />
Tonnen Abfall energetisch verwertet werden.<br />
Durch die Nutzung der im Abfall enthaltenen<br />
Energie erzeugt EEW Prozessdampf<br />
für Industriebetriebe, Fernwärme<br />
für Wohngebiete sowie umweltschonenden<br />
Strom für umgerechnet rund 700.000<br />
Haushalte. Mit einem durchschnittlichen<br />
Anteil biogener Stoffe im Abfall von 50<br />
Prozent erzeugt EEW gemäß Erneuerbare-Energien-Gesetz<br />
(EEG) Energie aus erneuerbaren<br />
Quellen. Gleichzeitig wird<br />
durch die energetische Verwertung der in<br />
den EEW-Anlagen eingesetzten Brennstoffe<br />
die CO 2 -Bilanz entlastet. EEW beschäftigt<br />
an allen Standorten sowie in seiner<br />
Unternehmenszentrale in Helmstedt insgesamt<br />
rund 1.150 Mitarbeiterinnen und<br />
Mitarbeiter.<br />
LLwww.eew-energyfromwaste.com<br />
8
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Members´News<br />
EnBW: Spezialschiffe<br />
„Innovation“ und „Sea Installer“<br />
setzen Fundamente für die<br />
Offshore-Windparks EnBW<br />
Hohe See und Albatros<br />
(enbw) Der Bau der Offshore-Windparks<br />
EnBW Hohe See und Albatros geht mit<br />
zwei neuen Spezialschiffen weiter. Die „Innovation“<br />
hat gestern Eemshaven in Holland<br />
mit drei Fundamentteilen (Monopiles),<br />
circa 72 Meter lange Stahlröhren, verlassen.<br />
Nach einer zehnstündigen Fahrt ist<br />
die Innovation im Baufeld von EnBW Hohe<br />
See eingetroffen und installiert die Monopiles<br />
jetzt im Meeresboden.<br />
Demnächst nimmt außerdem das Schiff<br />
„Sea Installer“seine Arbeit auf. Es wird die<br />
Verbindungsstücke (Transition Pieces) für<br />
den späteren Turm der Windkraftanlagen<br />
aus Rotterdam ins Baufeld transportieren<br />
und dort auf die Monopiles setzen. Im April<br />
sollen die ersten Windkraftanlagen errichtet<br />
werden. Mit der Lieferung und Installation<br />
der 87 Windkraftanlagen des Typs<br />
SWT-7.0-154 inklusive der Fundamente ist<br />
Siemens Gamesa beauftragt. Im letzten<br />
Jahr hatte das Schiff „Pacific Osprey“ bereits<br />
63 der insgesamt 87 Fundamente gesetzt.<br />
Beide Windparks mit zusammen 609 Megawatt<br />
sollen wie geplant bis Ende <strong>2019</strong> in<br />
Betrieb gehen. Sie können im Jahr rechnerisch<br />
genug Strom für alle Privathaushalte<br />
von München produzieren. Mehr als 500<br />
Mitarbeiter arbeiten zu Hochzeiten auf dieser<br />
Großbaustelle mitten im Meer. 40<br />
Schiffe sind am Bau beteiligt. Koordiniert<br />
wird das Großprojekt von der Offshore-Niederlassung<br />
der EnBW in Hamburg.<br />
Das kanadische Energieinfrastruktur-Unternehmen<br />
Enbridge Inc. hat 49,9 Prozent<br />
an beiden Windparks übernommen. Die<br />
EnBW behält jeweils die restlichen 50,1<br />
Prozent.<br />
LLwww.enbw.com<br />
EnBW: Windenergieprojekt<br />
auf dem Silberberg geht<br />
in die nächste Phase<br />
Sachgüter berücksichtigt. So wurde im<br />
Vorfeld unter anderem das Aufkommen<br />
„windkraftempfindlicher“ Vogel- und Fledermausarten<br />
untersucht. Auch die Träger<br />
öffentlicher Belange – wie beispielsweise<br />
die Kommunen, Umweltverbände oder<br />
Flugsicherung – werden mit eingebunden.<br />
Bevor das Projekt jedoch umgesetzt werden<br />
kann, muss die EnBW mit ihren beiden<br />
Anlagen noch in ein Ausschreibungsverfahren,<br />
bei dem die Vergütungshöhe für<br />
den produzierten Strom ermittelt wird. Die<br />
EnBW wird sich voraussichtlich an der<br />
nächsten Ausschreibungsrunde am 1. Mai<br />
beteiligen. Bei diesem ergebnisoffenen<br />
Verfahren ist es durchaus möglich, keinen<br />
Zuschlag zu erhalten. In diesem Fall könnten<br />
die Anlagen aller Voraussicht nach<br />
nicht gebaut werden. Bei einem Zuschlag<br />
hingegen würden im Herbst die Arbeiten<br />
vor Ort mit den ersten Rodungsarbeiten<br />
starten. Eine Inbetriebnahme der Anlagen<br />
wäre dann bis Ende 2020 realistisch.<br />
Vorgesehen sind Anlagen des Herstellers<br />
Siemens mit einer Nabenhöhe von 135 Metern<br />
und einem Rotordurchmesser von 130<br />
Metern. Pro Anlage können rund 2.500<br />
Haushalte mit erneuerbarem Strom versorgt<br />
werden. Außerdem spart jede Anlage<br />
pro Jahr rund 6.000 Tonnen CO 2 ein.<br />
LLwww.enbw.com/silberberg<br />
EnBW: Windenergieprojekt<br />
in Hüttersdorf geht in<br />
die nächste Phase<br />
(enbw) Zwei Windenergieanlagen will die<br />
EnBW Windkraftprojekte GmbH künftig in<br />
Schmelz-Hüttersdorf betreiben. Jetzt hat<br />
das Unternehmen in Kooperation mit dem<br />
rheinland-pfälzischen Spezialisten für erneuerbare<br />
Energien GAIA erfolgreich das<br />
Antragsverfahren abgeschlossen: Das Landesamt<br />
für Umwelt- und Arbeitsschutz<br />
(LUA) hat das Projekt dieser Tage bewilligt.<br />
„Auf das Ergebnis mussten wir zwar über<br />
drei Jahre warten, aber wie so oft wird gut,<br />
was lange währt“, freut sich EnBW-Projektleiter<br />
Christian Sträßer. Ursprünglich wurden<br />
die Standorte für die beiden Windenergieanlage<br />
bereits im Jahr 2016 im Rahmen<br />
des interkommunalen Vorhabens der<br />
Gemeinden Beckingen, Nalbach und<br />
Schmelz zum Windprojekt Primsbogen beantragt.<br />
Nachdem die Gemeinden Beckingen<br />
und Nalbach sich unerwartet vom Projekt<br />
zurückgezogen hatten, musste ein<br />
neuer Genehmigungsantrag für die beiden<br />
Standorte in der Gemeinde Schmelz gestellt<br />
werden.<br />
Im Rahmen des nun abgeschlossenen Genehmigungsverfahrens<br />
hatte die Behörde<br />
– wie im Bundes-Immissionsschutzgesetz<br />
festgelegt – überprüft, ob in dem betreffenden<br />
Gebiet Umwelt und Windenergie miteinander<br />
vereinbar sind. „In einem solchen<br />
Verfahren werden die Auswirkungen einer<br />
Anlage auf Mensch, Umwelt und Sachgüter<br />
berücksichtigt. So wurde im Vorfeld unter<br />
anderem das Aufkommen „windkraftempfindlicher“<br />
Vogel- und Fledermausarten<br />
untersucht sowie Schall- und Schattengutachten<br />
erstellt“, erklärt Dominik Eichert,<br />
Projektleiter von GAIA. Auch die Träger<br />
öffentlicher Belange – wie beispielsweise<br />
die Kommunen, Umweltverbände oder bedarfsweise<br />
auch die Flugsicherung – sind<br />
dabei mit eingebunden.<br />
„Mit der jetzt erteilten Genehmigung haben<br />
wir aber erst ein Etappenziel erreicht“,<br />
erklärt Sträßer. Denn bevor das Projekt<br />
umgesetzt werden kann, muss die EnBW<br />
mit ihren beiden Anlagen noch in ein Ausschreibungsverfahren,<br />
bei dem die Vergütungshöhe<br />
für den produzierten Strom ermittelt<br />
wird. Die EnBW wird sich voraussichtlich<br />
an der Ausschreibungsrunde am<br />
1. Mai beteiligen. Da aktuell das Wettbewerbsniveau<br />
für Onshore-Windenergieanlagen<br />
aufgrund fehlender Neugenehmigungen<br />
niedrig und unterzeichnet ist,<br />
rechnet Sträßer mit einem Zuschlag und<br />
sogar einer relativ hohen Vergütung. In<br />
diesem Fall würden im Herbst die Arbeiten<br />
vor Ort mit den ersten Rodungsarbeiten<br />
starten. Eine Inbetriebnahme der Anlagen<br />
wäre dann bis Ende 2020 realistisch.<br />
Ob es bei zwei Windenergieanlagen im Planungsgebiet<br />
des ursprünglichen Windparkprojekts<br />
„Primsbogen“ bleibt, ist noch<br />
offen. „Es laufen derzeit Gespräche und<br />
(enbw) Zwei Windenergieanlagen will die<br />
EnBW Windkraftprojekte GmbH künftig<br />
auf dem Silberberg in Ober-Ramstadt betreiben.<br />
Das Unternehmen ist seinem Ziel<br />
einen Schritt näher gekommen. Nach der<br />
Genehmigung der ersten Anlage im Dezember<br />
hat das Regierungspräsidium<br />
Darmstadt jetzt auch das zweite Windrad<br />
bewilligt.<br />
In den vergangenen Monaten hatte die Behörde<br />
– wie im Bundes-Immissionsschutzgesetz<br />
festgelegt – überprüft, ob auf dem<br />
Silberberg Umwelt und Windenergie miteinander<br />
vereinbar sind. In einem solchen<br />
Verfahren werden die Auswirkungen einer<br />
Anlage auf Mensch, Umwelt und sonstige<br />
Getriebeservice<br />
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9
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong>-FACHTAGUNG<br />
<strong>VGB</strong> CONFERENCE<br />
GASTURBINEN UND GASTURBINEN BETRIEB <strong>2019</strong><br />
MIT FACHAUSSTELLUNG<br />
GAS TURBINES AND OPERATION OF GAS TURBINES <strong>2019</strong><br />
WITH TECHNICAL EXHIBITION<br />
5. UND 6. JUNI <strong>2019</strong> IN MAINZ<br />
VERANSTALTUNGSORT<br />
Kurfürstliches Schloss<br />
L www.mainz-congress.com<br />
5 AND 6 JUNE <strong>2019</strong> IN MAINZ/GERMANY<br />
VENUE<br />
Kurfürstliches Schloss<br />
L www.mainz-congress.com<br />
TAGUNGSPROGRAMM<br />
CONFERENCE PROGRAMME<br />
VORLÄUFIGE FASSUNG/PRELIMINARY VERSION<br />
(Änderungen vorbehalten/Subject to change)<br />
Konferenzsprachen: Deutsch und Englisch –<br />
Simultanübersetzung vorgesehen<br />
Conference languages: German and English –<br />
Simultaneous translation shall be provided<br />
MITTWOCH, 5. JUNI <strong>2019</strong><br />
WEDNESDAY, 5 JUNE <strong>2019</strong><br />
Tagungsleitung/Conference direction:<br />
Dr.-Ing. E.h. Manfred Freimark, <strong>VGB</strong> PowerTech e.V.,<br />
Essen and Prof. Dr.-Ing. Uwe Gampe,<br />
Technische Universtität Dresden, Dresden<br />
08:30 <strong>VGB</strong> und Aussteller laden zu einem Stehempfang ein<br />
<strong>VGB</strong> and exhibitor invite you to a standing reception<br />
10:00 Eröffnung der Fachtagung<br />
durch Dr.-Ing. E.h. Manfred Freimark<br />
Opening of the conference<br />
by Dr.-Ing. E.h. Manfred Freimark<br />
10:15<br />
V01<br />
10:40<br />
V02<br />
Perspektiven der GT-Kraftwerke im europäischen<br />
Strommarkt im Kontext mit der Energiewende<br />
Perspectives of GT power plants in the European<br />
electricity market in the context of the “Energiewende”<br />
Dr.-Ing. Michael Ladwig, EUTurbines, Brüssel/Belgien<br />
Bedeutung rotierender Synchron-Generatoren<br />
für den zuverlässigen und sicheren Netzbetrieb<br />
Significance of rotating synchronous generators<br />
for reliable and safe grid operation<br />
Dipl.-Ing. Matthias Baca, Dr. Ana Joswig and<br />
Dr. Klaus Walli, Siemens AG, Mülheim an der Ruhr<br />
11:05<br />
V03<br />
Flexibilität für die Energiewende<br />
Flexibility for the energy transition<br />
Dr.-Ing. habil. Rutger Kretschmer,<br />
Dr. Christoph Schmidt and Lutz Rändler,<br />
DREWAG – Stadtwerke Dresden GmbH, Dresden<br />
11:30 Diskussion der Vorträge 1, 2 und 3<br />
Discussion of lectures 1, 2 and 3<br />
12:00 Mittagspause und Besuch der Ausstellung<br />
Lunch break and visit of the exhibition<br />
13:30<br />
V04<br />
13:55<br />
V05<br />
Flexible GuD-Kraftwerke erfordern flexible Mitarbeiter<br />
Flexible CCGT plants require flexible employees<br />
Dipl.-Ing. (FH) Horst-Günther Stürenburg and<br />
Dipl.-Ing. Frank Kretschmer, Kraftwerksschule e.V., Essen<br />
Should I be worried about torsional vibrations<br />
in the energy transition?<br />
Sollte ich mir Sorgen machen über<br />
Torsionsschwingungen in der Energiewende?<br />
Dr. ir. Frits Petit and ir. Sébastien Grégoire,<br />
ENGIE Laborelec, Linkebeek/Belgium<br />
14:20 Diskussion der Vorträge 4 und 5<br />
Discussion of lectures 4 and 5<br />
14:50 Besuch der Ausstellung inklusive Kaffeepause<br />
Visit of the exhibition including coffee break<br />
15:20<br />
V06<br />
15:45<br />
V07<br />
Bedarf und Optionen für<br />
gesicherte Erzeugungskapazitäten<br />
Demand and supply options for secured<br />
generation capacity<br />
Björn Miekley, TransnetBW GmbH, Stuttgart<br />
Superkritisch von der Wärme zum Strom<br />
Supercritically from heat to power<br />
Dr. Stefan Glos 1 , Dipl.-Ing. Michael Wechsung 1 ,<br />
Prof. Dr.-Ing. Uwe Gampe 2 and<br />
Dipl.-Ing. Sebastian Rath 2<br />
1 Siemens AG, Mülheim an der Ruhr,<br />
2 Technische Universität Dresden, Dresden<br />
16:10 Diskussion der Vorträge 6 und 7<br />
Discussion of lectures 6 and 7<br />
16:40 Ende des 1. Vortragstages<br />
Stay in contact with us!<br />
‣ 10Newsletter subscription | www.vgb.org/en/newsletter.html
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
GASTURBINEN UND GASTURBINENBETRIEB <strong>2019</strong><br />
GAS TURBINES AND OPERATION OF GAS TURBINES <strong>2019</strong><br />
Members´News<br />
18:30 Einlass auf dem Schiff MS „Godesburg“<br />
Access to the Ship MS “Godesburg”<br />
19:00 „Leinen Los“/“Cast off“<br />
22:30 Ankunft/Ausklang bis 23:00 und<br />
Ende der Abendveranstaltung<br />
Arrival/Pleasant stay until 23:00<br />
and end of the evening event<br />
09:00<br />
V08<br />
09:25<br />
V09<br />
09:50<br />
V10<br />
DONNERSTAG, 6. JUNI <strong>2019</strong><br />
THURSDAY, 6 JUNE <strong>2019</strong><br />
Combined cycle power plant: PressureWavePlus:<br />
Innovative Technologie zur effizienten Reinigung<br />
von HRSG Kessel<br />
Combined Cycle Power Plant: PressureWavePlus:<br />
Innovative Technology for highest efficiency cleanings<br />
of HRSG boiler<br />
Dipl.-Ing. (FH) Markus Bürgin, Ing. TS Urs Steiner,<br />
Bang&Clean Technologies AG,<br />
Othmarsingen/Schweiz and Jerry Goud,<br />
Bang&Clean Benelux BV, Rotterdam/Niederlande<br />
Flexibler Kraftwerksbetrieb mit filmbildenden Aminen<br />
– Erfahrungen im GuD Kraftwerk Knapsack 1<br />
Flexible power plant operation with film forming amines –<br />
Experience from CCPP Knapsack 1<br />
Ronny Wagner, REICON Wärmetechnik und<br />
Wasserchemie Leipzig GmbH<br />
Austausch von Gasturbinen in<br />
bestehenden Kraftwerken<br />
Brownfield Gas Turbine Exchange in<br />
Existing Power Plants<br />
Dipl.-Ing. Marcus Gera,<br />
Siemens AG, Mülheim an der Ruhr<br />
10:15 Diskussion der Vorträge 8, 9 und 10<br />
Discussion of lectures 8, 9 and 10<br />
10:45 Besuch der Ausstellung inklusive Kaffeepause<br />
Visit of the exhibition including coffee break<br />
11:15<br />
V11<br />
11:40<br />
V12<br />
Maintenance modernization with<br />
GE’s Digital solutions: How Asset Performance<br />
Management (APM) can optimize Operations<br />
and Maintenance strategies<br />
GE’s Digital Lösungen zur Modernisierung der Instandhaltung:<br />
Wie Asset Performance Management (APM)<br />
die Betriebs- und Instandhaltungsstrategien optimiert<br />
Uwe Rode, GE Power AG, Mannheim<br />
Digitalisierung in der Energie Industrie – Neue<br />
Methoden zur Optimierung des Anlagenbetriebs auf<br />
Basis von Datenanalysen und Herstellerwissen<br />
Digitalization in the Energy Industry – New ways<br />
to optimize plant operation based on data analytics<br />
and OEM knowledge<br />
Dr. Steffen Skreba, Thomas Hahner, Peter Schulz and<br />
Randolph Kesseler, Siemens AG, Mülheim an der Ruhr<br />
12:05<br />
V13<br />
Erkenntnisse aus dynamischen Sensormessdaten von<br />
Gasturbinen: Eine BigData Analyse<br />
Turning dynamic sensor measurements from gas<br />
turbines into insights: a Big Data approach<br />
Roman Karlstetter 1 , Dr. Robert Widhopf-Fenk 1 ,<br />
Dr. Jakob Hermann 1 , Driek Rouvenhorst 1 ,<br />
Prof. Dr. Martin Schulz 2 , Amir Raoofy 2 and<br />
Dr. Carsten Trinitis 2<br />
1 IfTA GmbH, Gröbenzell<br />
2 Lehrstuhl für Rechnerarchitektur und Parallele Systeme,<br />
TUM, Garching<br />
12:30 Diskussion der Vorträge 11, 12 und 13<br />
Discussion of lectures 11, 12 and 13<br />
13:00 Mittagspause und Besuch der Ausstellung<br />
Lunch break and visit of the exhibition<br />
14:15<br />
V14<br />
14:40<br />
V15<br />
15:05<br />
V16<br />
Entwicklung und Design der Low-NOx Micro-Mix<br />
Wasserstoff-Brennkammer zur Anwendung<br />
bei Industriegasturbinen<br />
Enhancement of Fuel Flexibility of<br />
Industrial Gas Turbines by Development of<br />
Innovative Hydrogen Combustion Systems<br />
Dr.-Ing. Nurettin Tekin and Dipl.-Ing. Shahrad Adjili,<br />
Kawasaki Gas Turbine Europe, Bad Homburg<br />
“Future-Proofing" Today's industrial gas turbines:<br />
Combustion system fuel flexibility improvements for<br />
hydrogen consumption in a renewable dominated<br />
marketplace<br />
"Future-Proofing" Die heutigen Industriegasturbinen:<br />
Verbrennungssystem Kraftstoffflexibilitätsverbesserungen<br />
für den Wasserstoffverbrauch in einem von erneuerbaren<br />
Energien dominierten Marktplatz<br />
Dr. Peter Stuttaford,<br />
Ansaldo Thomassen B.V., The Netherlands,<br />
Hany Rizkalla, Fred Hernandez and Timothy Bullard,<br />
PSM – Ansaldo Energia Group, Florida/USA<br />
Siemens HL-Klasse: Der Beitrag der neuesten<br />
Gasturbinengeneration zur Energiewende<br />
Siemens HL-class: The contribution of the<br />
advanced gas turbines to the energy transition<br />
Kolja Schwarz, Siemens AG, Berlin<br />
15:30 Diskussion der Vorträge 14, 15 und 16<br />
Discussion of lectures 14, 15 and 16<br />
16:00 Ende der Fachtagung<br />
End of the conference<br />
ONLINEANMELDUNG<br />
https://www.vgb.org/COR-event_page-24170.html<br />
ONLINE REGISTRATION<br />
https://www.vgb.org/en/COR-event_page-24170.html<br />
Kontakt Fachtagung: Diana Ringhoff | Tel. +49 201 8128-232 | Fax +49 201 8128-321 | E-Mail: vgb-gasturb@vgb.org<br />
Kontakt Fachausstellung: Angela Langen | Tel. +49 201 8128-310 | Fax: +49 201 8128-329 | E-Mail: angela.langen@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V. & <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | www.vgb.org<br />
11
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Verhandlungen zur Erweiterung des Windparks“,<br />
so Christian Sträßer. Zum Bau vorgesehen<br />
sind Anlagen des Herstellers Nordex<br />
mit einer Nabenhöhe von 164 Metern<br />
und einen Rotordurchmesser von 131 Metern.<br />
Die Anlagen haben jeweils eine Leistung<br />
von 3,3 Megawatt. Vor Baubeginn<br />
wird die Bevölkerung ausführlich über das<br />
Projekt und den weiteren Ablauf informiert.<br />
LLwww.enbw.com/huettersdorf<br />
EnBW verstärkt Engagement<br />
im Bereich Solarenergie<br />
• Solarenergie als weiteres wichtiges<br />
Standbein beim Ausbau der Erneuerbaren<br />
Energien<br />
• EnBW plant in Brandenburg aktuell<br />
größtes Solarprojekt in Deutschland/Finale<br />
Investitionsentscheidung noch in<br />
diesem Jahr<br />
• Solarprojekt Weesow-Willmersdorf hat<br />
175 Megawatt Leistung und soll als erster<br />
Solarpark Deutschlands ohne<br />
EEG-Förderung umgesetzt werden<br />
(enbw) Die EnBW Energie Baden-Württemberg<br />
AG baut die Solarenergie zu einer<br />
weiteren wichtigen Säule ihres Erneuerbaren-Portfolios<br />
aus. Neben der Windkraft an<br />
Land und auf See sollen künftig auch Solarparks<br />
einen größeren Beitrag dazu leisten,<br />
den 2012 begonnenen Ausbau der Erneuerbaren<br />
bei der EnBW voranzutreiben.<br />
„Die Solartechnologie hat in den vergangenen<br />
Jahren eine bemerkenswerte Entwicklung<br />
durchlaufen“, erklärt Dirk Güsewell,<br />
Leiter Erzeugung Portfolioentwicklung bei<br />
der EnBW. „Durch den technischen Fortschritt<br />
sind die Errichtungskosten für Solarparks<br />
drastisch gesunken – in Deutschland<br />
in den vergangenen zehn Jahren um<br />
bis zu 90 Prozent. Solarenergie befindet<br />
sich deshalb heute – das zeigen auch die<br />
letzten Auktionsergebnisse – kostenseitig<br />
mindestens auf Augenhöhe mit anderen<br />
Technologien. Wir gehen davon aus, dass<br />
zumindest erste große Solarprojekte in absehbarer<br />
Zeit ohne EEG-Förderung auskommen<br />
werden. Solarenergie hat damit<br />
eine realistische Chance, diese Marktreife<br />
zu erreichen“.<br />
Vor diesem Hintergrund hat die EnBW in<br />
den vergangenen Monaten ihre Aktivitäten<br />
im Solarbereich deutlich erweitert und<br />
zwischenzeitlich eine Projektentwicklungspipeline<br />
von rund 800 Megawatt aufgebaut.<br />
Ein erstes Großprojekt in Werneuchen<br />
(Brandenburg) nimmt derzeit bereits konkrete<br />
Formen an. Mit dem Solarpark Weesow-Willmersdorf<br />
plant die EnBW auf einer<br />
Fläche von 164 Hektar den mit 175<br />
Megawatt aktuell größten Solarpark<br />
Deutschlands. Mit einer Jahreserzeugung<br />
von rund 175 Gigawattstunden könnten<br />
rechnerisch rund 50.000 Haushalte mit<br />
Strom aus Sonnenenergie versorgt und<br />
125.000 Tonnen CO 2 eingespart werden.<br />
Die EnBW hat das von Procon Solar GmbH<br />
seit 2009 vorentwickelte Projekt im letzten<br />
Jahr übernommen.<br />
Für das Projekt sind bereits die Flächen gesichert<br />
und die baurechtlichen Voraussetzungen<br />
wurden über den Bebauungsplan<br />
geschaffen. Derzeit wird an der Feinplanung<br />
gearbeitet. Sobald der technische Realisierungsplan<br />
vorliegt und die Investitionsentscheidung<br />
getroffen wurde, könnte<br />
mit den ersten Vorbereitungen zum Bau<br />
noch zum Jahresende begonnen werden.<br />
„Im Rahmen unserer Strategie EnBW 2020<br />
haben wir mit den Erneuerbaren Energien<br />
ein neues Geschäftsfeld und wichtiges<br />
Standbein erfolgreich aufgebaut. Und hier<br />
wollen wir weiter wachsen“, erklärt<br />
EnBW-Technikvorstand Dr. Hans-Josef<br />
Zimmer. „Mit der Realisierung des Solarparks<br />
Weesow-Willmersdorf rücken wir<br />
nicht nur in die erste Liga im deutschen PV-<br />
Markt auf, sondern setzen – nach dem<br />
„Null-Cent-Gebot“ für unseren Offshore-Windpark<br />
He Dreiht in 2017 – erneut ein<br />
wichtiges Zeichen in Richtung der Marktfähigkeit<br />
erneuerbarer Technologien. Mit<br />
dem Solarpark Weesow-Wilmersdorf wollen<br />
wir den Beweis antreten, dass unser<br />
Solarpark als erster in Deutschland ohne<br />
Förderung wirtschaftlich betrieben werden<br />
kann“.<br />
LLwww.enbw.com<br />
Audi und E.ON bauen Europas<br />
größte PV-Dachanlage<br />
• Gemeinschaftsprojekt in Ungarn<br />
• 35.000 Solarmodule auf Logistikzentren<br />
in Győr<br />
(eon) Auf den Dächern der beiden Logistikzentren<br />
des ungarischen Standorts in<br />
Győr errichtet Audi gemeinsam mit E.ON<br />
einen Solarpark auf rund 160.000 Quadratmetern.<br />
Damit entsteht die größte europäische<br />
Photovoltaik-Anlage, die auf einem<br />
Gebäude installiert ist, auf dem Werksgelände<br />
von Audi Hungaria. Sie verfügt über<br />
eine Spitzenleistung von 12 Megawatt. Die<br />
Bauarbeiten starten im August <strong>2019</strong>, ab<br />
Anfang nächsten Jahres beginnt damit die<br />
Erzeugung erneuerbarer Energie.<br />
Im Gemeinschaftsprojekt mit E.ON Hungaria<br />
stellt Audi die Dachfläche der beiden<br />
Logistikzentren mit jeweils rund 80.000<br />
Quadratmeter zum Bau des Sonnenenergieparks<br />
zur Verfügung. E.ON wird die insgesamt<br />
35.000 Solar module installieren<br />
und die Anlage betreiben. Ab 2020 soll der<br />
Solarpark jährlich über 9,5 Gigawattstunden<br />
(GWh) erneuerbare Energie liefern.<br />
Damit lassen sich rechnerisch jährlich bis<br />
zu 5.000 Haushalte mit Strom versorgen<br />
und die CO 2 -Emissionen um rund 6.000<br />
Tonnen reduzieren.<br />
„Wir setzen uns für den sparsamen Umgang<br />
mit Ressourcen ein und wollen deshalb<br />
die Umweltauswirkungen unserer<br />
Produktion möglichst geringhalten. Die<br />
Wärmeversorgung von Audi Hungaria<br />
wird bereits heute zu rund 70 Prozent aus<br />
klimaneutraler, geothermischer Energie<br />
gedeckt. Ziel ist, unseren Standort zukünftig<br />
vollständig CO 2 -neutral zu betreiben.<br />
Mit dem Bau des Solarzellenparks machen<br />
wir nun auch bei der Stromversorgung einen<br />
weiteren Schritt, um dies zu erreichen“,<br />
sagt Achim Heinfling, Vorsitzender<br />
des Vorstands von Audi Hungaria.<br />
„Unser Unternehmen setzt sich für Lösungen<br />
ein, die eine nachhaltige Zukunft ermöglichen.<br />
Die breite Nutzung von Solarenergie<br />
ist dabei ein wesentlicher Eckpfeiler.<br />
Wir freuen uns, dass wir das über fast<br />
25 Jahren aufgebaute Vertrauen zwischen<br />
beiden Unternehmen in dieser neuen Partnerschaft<br />
mit Audi Hungaria fortführen<br />
können“, so Zsolt Jamniczky, Vorstandsmitglied<br />
von E.ON Hungaria.<br />
„Wir arbeiten konsequent an mehr Nachhaltigkeit<br />
entlang der gesamten Wertschöpfungskette“,<br />
sagt Peter Kössler, Vorstand<br />
Produktion und Logistik der Audi<br />
AG. „Bis 2030 wollen wir alle unsere Produktionsstandorte<br />
CO 2 -neutral betreiben.<br />
Der Einsatz erneuerbarer Energien ist dafür<br />
ein wichtiger Stellhebel.“<br />
Dazu E.ON-Vorstandsmitglied Karsten<br />
Wildberger: „Intelligentes Energiemanagement<br />
ist unverzichtbar für Unternehmen,<br />
die ihre Nachhaltigkeitsziele erreichen<br />
wollen. Wir unterstützen Kunden<br />
wie Audi dabei, Klimaschutz und Wirtschaftlichkeit<br />
zu verbinden – und schaffen<br />
so Wert für ihre Kunden und unsere Gesellschaft.“<br />
LLwww.eon.com<br />
E.ON bietet mit ENGIE und<br />
EDPR für Offshore-Windprojekt<br />
Dünkirchen in Frankreich<br />
(eon) E.ON will sich auf dem französischen<br />
Markt für erneuerbare Energie engagieren<br />
und ist dem Konsortium „Dunkerque Eoliennes<br />
en Mer” beigetreten. Im Verbund mit<br />
den Energieunternehmen ENGIE aus<br />
Frankreich und EDPR aus Portugal nimmt<br />
E.ON an der Auktion des Offshore-Windparks<br />
Dünkirchen teil.<br />
Das 600-Megawatt-Projekt soll bis zum<br />
Jahr 2025 im Ärmelkanal fertiggestellt sein<br />
und dann mehr als 600.000 Haushalte mit<br />
erneuerbarer Energie versorgen. Bereits<br />
seit zwei Jahren arbeitet E.ON als technischer<br />
Partner an der Entwicklung des Projekts.<br />
Der französische Staat hat den Eintritt<br />
von E.ON in das Konsortium jetzt auch<br />
formal bestätigt.<br />
LLwww.eon.com<br />
12
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Members´News<br />
RWE: Verwaltungsgericht Köln:<br />
Genehmigung des Tagebaus<br />
Hambach ist rechtens<br />
(rwe) RWE begrüßt das Urteil des Verwaltungsgerichts<br />
Köln vom 12. März <strong>2019</strong>. Es<br />
hat die Klage des BUND abgewiesen. Der<br />
Hambacher Forst war und ist kein potenzielles<br />
Schutzgebiet nach der europäischen<br />
Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie (FFH). Damit<br />
hat das Gericht seine Entscheidungen<br />
zum 3. Rahmenbetriebsplan und seine Eilentscheidung<br />
zum Hauptbetriebsplan<br />
vom Juli 2018 nach erneuter Rechtsprüfung<br />
bestätigt. Demnach hat die Bezirksregierung<br />
Arnsberg den Hauptbetriebsplan<br />
2018-2020 für den Tagebau Hambach<br />
rechtmäßig zugelassen, einschließlich der<br />
Rodung des Hambacher Forsts.<br />
Das Urteil bekräftigt die Rechtsauffassung<br />
des beklagten Landes Nordrhein-Westfalen<br />
und der RWE Power AG.<br />
Das Oberverwaltungsgericht Münster hatte<br />
am 5. Oktober 2018 in einem Eilverfahren<br />
entschieden, den verbliebenen Hambacher<br />
Forst bis zur endgültigen gerichtlichen<br />
Entscheidung zu erhalten. Damit<br />
hatte es den von der Genehmigungsbehörde,<br />
der Bezirksregierung Arnsberg, angeordneten<br />
Sofortvollzug des Hauptbetriebsplans<br />
in Bezug auf die Rodung ausgesetzt.<br />
Die Begründung: Über den naturschutzrechtlichen<br />
Status des Hambacher Forsts<br />
solle im Hauptsacheverfahren entschieden<br />
werden. Das ist nun in erster Instanz geschehen.<br />
An dem vorläufigen Rodungsstopp für den<br />
Hambacher Forst ändert sich durch das<br />
heutige Urteil des Verwaltungsgerichts<br />
Köln vorerst nichts. Um die nach wie vor<br />
schwierige Situation in dem Waldstück zu<br />
deeskalieren, hat RWE Power vor einigen<br />
Wochen einen Rodungsverzicht bis Herbst<br />
2020 erklärt.<br />
Im Verhandlungstermin hat das Verwaltungsgericht<br />
auch die Klagen des BUND<br />
gegen den sogenannten Grundabtretungsbeschluss<br />
und die dazugehörige Besitzeinweisung<br />
zugunsten der RWE Power abgewiesen.<br />
Dabei ging es um eine rund 500<br />
Quadratmeter große Ackerfläche im Vorfeld<br />
des Tagebaus Hambach, die<br />
in einigen Jahren von den Schaufelradbaggern<br />
erreicht wird. Damit<br />
hat das Gericht bestätigt, dass<br />
die entsprechende Verfügung der<br />
Bezirksregierung Arnsberg als<br />
Genehmigungsbehörde rechtmäßig<br />
ist.<br />
RWE Power hatte sich wie der<br />
BUND zu Beginn der Verhandlung<br />
gegen einen vom Gericht vorgeschlagenen<br />
Vergleich entschieden.<br />
Das Unternehmen hat den<br />
Vorschlag intensiv geprüft, sah<br />
darin jedoch keinen Weg, eine<br />
nachhaltige und endgültige Klärung<br />
der wichtigen Rechtsfragen<br />
um den Hambacher Forst zu finden. Ein<br />
ausschlaggebender Gesichtspunkt war,<br />
dass der FFH-Status des Hambacher Forsts<br />
auch für die zukünftigen Genehmigungsverfahren<br />
so oder so geklärt werden muss,<br />
um Planungs- und Rechtssicherheit zu erlangen.<br />
LLwww.rwe.com<br />
RWE nimmt wichtige<br />
wettbewerbsrechtliche Hürden<br />
• Europäische Kommission erteilt RWE<br />
die kartellrechtliche Zustimmung zum<br />
Erwerb des Erneuerbaren-Geschäfts von<br />
E.ON und innogy<br />
• Bundeskartellamt stimmt dem Erwerb<br />
eines Minderheitsanteils an E.ON durch<br />
RWE zu<br />
Ohne Auflagen hat die Europäische Kommission<br />
den Erwerb des Erneuerbaren-Geschäfts<br />
von E.ON und innogy durch RWE<br />
freigegeben. Das Unternehmen hatte dies<br />
Mitte Januar bei der Kommission zur Prüfung<br />
angemeldet. Ebenfalls stimmte das<br />
Bundeskartellamt dem Anteilserwerb von<br />
RWE an E.ON in Höhe von 16,7 % zu. Zuvor<br />
hatten sich die Europäische Kommission<br />
und das Bundeskartellamt in ausführlichen<br />
Vorprüfungen ein genaues Bild von<br />
den wettbewerblichen Auswirkungen der<br />
Transaktion mit E.ON gemacht.<br />
„Das ist eine sehr gute Nachricht. Mit diesen<br />
Entscheidungen ist ein weiterer Meilenstein<br />
erreicht, um RWE zu einem global<br />
führenden Unternehmen im Geschäft mit<br />
Erneuerbaren Energien zu machen“, erklärte<br />
Dr. Markus Krebber, Finanzvorstand<br />
der RWE AG.<br />
RWE übernimmt im Rahmen der weitreichenden<br />
Transaktion mit E.ON die Erneuerbaren-Geschäfte<br />
von E.ON und innogy.<br />
Hinzu kommen E.ONs Minderheitsanteile<br />
an den von RWE betriebenen Kernkraftwerken<br />
Emsland und Gundremmingen,<br />
das Gasspeichergeschäft von innogy und<br />
deren Anteil am österreichischen Energieversorger<br />
Kelag. Weiterhin wird RWE 16,7<br />
% an E.ON erwerben. Diesen Teil der<br />
Transaktion hat RWE gestern bei der britischen<br />
Wettbewerbsbehörde angemeldet.<br />
Jede ist zu ersetzen!<br />
Redesign<br />
PE01<br />
S4<br />
S2<br />
Stellungsgeber<br />
Zudem wird RWE den Erwerb der US-Assets<br />
zeitnah den Wettbewerbsbehörden in<br />
den USA vorlegen.<br />
Nach Vollzug der Transaktion, die möglichst<br />
in der zweiten Jahreshälfte <strong>2019</strong> abgeschlossen<br />
werden soll, wird RWE auf einen<br />
Schlag zum drittgrößten europäischen<br />
Produzenten von Strom aus Erneuerbaren<br />
Energien und weltweit zur Nummer zwei<br />
im Bereich Offshore-Wind. 60 % des Erzeugungsportfolios<br />
des RWE-Konzerns werden<br />
dann Strom mit nur geringen oder gar<br />
keinen CO 2 -Emissionen liefern. Ziel ist es,<br />
das Geschäft mit Erneuerbaren Energien<br />
weiter global auszubauen und dafür jährlich<br />
bis zu 1,5 Milliarden Euro netto zu investieren.<br />
• www.rwe.com<br />
Kraftwerk Biblis: Erfolgreiche<br />
Netzstützung mit dem<br />
Phasenschieber beendet<br />
(rwe) Im abgeschalteten Block A des Kraftwerks<br />
Biblis wurde zum Ende des Jahres<br />
2018 die im nicht-nuklearen Teil der Anlage<br />
betriebene Netzdienstleistung „Phasenschieberbetrieb“<br />
vertragsgemäß beendet.<br />
Der Übertragungsnetzbetreiber Amprion<br />
und RWE Power hatten nach der Abschaltung<br />
des Kraftwerks Biblis auf Wunsch der<br />
Bundesnetzagentur vereinbart, den Generator<br />
von Block A für diese, insbesondere in<br />
Süddeutschland damals dringend notwendige,<br />
Netzdienstleistung umzurüsten und<br />
bis Ende 2018 zu betreiben. Gemeinsam<br />
mit der Herstellerfirma Siemens wurde der<br />
Generator so umgebaut, dass er ab Februar<br />
2012 im Leerlaufbetrieb sogenannte Blindleistung<br />
regeln konnte, die für die Spannungshaltung<br />
im Netz dringend benötigt<br />
wurde. In den vergangenen knapp sieben<br />
Jahren hat der Standort Biblis damit zuverlässig<br />
einen wichtigen Beitrag zur Stabilisierung<br />
des Stromnetzes im Süden<br />
Deutschlands geleistet.<br />
Nach Information von Amprion wurden inzwischen<br />
mehrere moderne Anlagen in der<br />
Region zur Netzstabilisierung errichtet. Sie<br />
stellen die für die Stromtransporte im<br />
Übertragungsnetz benötigte Blindleistung<br />
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13
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Bernhard Steinrücke, Generaldirektor des Indo-German Chamber of Commerce in Mumbai, Dr.<br />
Ajay Mathur, Generaldirektor teri (The Energy and Resources Institute), NRW-Wirtschaftsminister<br />
Prof. Andreas Pinkwart, Joachim Rumstadt, der Vorsitzende der Geschäftsführung der STEAG<br />
GmbH, Dr. Ralf Schiele, Geschäftsführer der STEAG Energy Services (SES) und B.P. Rao,<br />
Geschäftsführer der STEAG Energy Services India. Foto: STEAG<br />
zur Verfügung und übernehmen die Aufgabe<br />
des rotierenden Phasenschiebers im<br />
Kraftwerk Biblis.<br />
Mit der Ausnutzung der Genehmigung für<br />
die Stilllegung und den Abbau im Juni<br />
2017 befindet sich das Kraftwerk Biblis<br />
seitdem im Abbau. Schwerpunktarbeiten<br />
sind weiterhin die technische Stillsetzung<br />
und der Abbau von Systemen in den Raumbereichen,<br />
in denen neue Technik zur Bearbeitung<br />
und Behandlung aufgebaut wird.<br />
Mit der Beendigung des Phasenschieberbetriebs<br />
können nun auch die Räumlichkeiten<br />
im Maschinenhaus in Block A in die<br />
Planungen des fortschreitenden Abbaus<br />
aktiv mit einbezogen werden.<br />
„Unser Generator hat mit diesem einzigartigen<br />
Projekt in den vergangenen Jahren<br />
gerade im Rhein-Main-Gebiet erfolgreich<br />
zur Netz- und Systemsicherheit beigetragen<br />
– das war eine wichtige Dienstleistung<br />
für die Industrie und die Allgemeinheit“,<br />
erklärt Kraftwerksleiter Horst Kemmeter.<br />
„Jetzt gilt es den alleinigen Fokus auf den<br />
sicheren Abbau des Kraftwerks Biblis zu<br />
richten“, so Kemmeter abschließend.<br />
Blindleistung:<br />
Bei der Stromproduktion wie auch bei<br />
beim Stromtransport und der Stromnutzung<br />
entsteht aus physikalischen Gründen<br />
eine als „Blindleistung“ bezeichnete Energie.<br />
Diese ist auf der einen Seite notwendig,<br />
damit sich zum Beispiel Elektromotoren<br />
drehen, auf der anderen Seite steht sie<br />
dem Stromtransport der eigentlichen<br />
Wirkleistung über das Hochspannungsnetz<br />
entgegen. Daher ist durch geeignete Maßnahmen<br />
eine Kompensation im Stromnetz<br />
erforderlich.<br />
LLww.rwe.com<br />
Steag: Strom aus dem Container<br />
• STEAG stellt NRW-Wirtschaftsminister<br />
Pinkwart in Neu Delhi ressourcenschonende<br />
Stromerzeugung für den indischen<br />
Markt vor<br />
(steag) Mehr als 1,3 Milliarden Menschen<br />
und ein starkes Wirtschaftswachstum führen<br />
zu einer enormen Nachfrage bei Waren,<br />
Dienstleistungen und Rohstoffen in<br />
Indien. Die Entwicklung der Infrastruktur,<br />
insbesondere der unbeschränkte Zugang<br />
zu Elektrizität in ländlichen Regionen,<br />
stellt nach wie vor eine große Herausforderung<br />
dar. Darüber, welchen Beitrag ein Unternehmen<br />
aus Nordrhein-Westfalen bei<br />
dieser Aufgabe leistet, informierte sich<br />
NRW-Wirtschaftsminister Prof. Andreas<br />
Pinkwart am Montag, 4. Februar, auf Einladung<br />
der STEAG in Neu Delhi.<br />
Im Konferenzcenter India Habitat Centre<br />
der indischen Hauptstadt begrüßte Joachim<br />
Rumstadt, Vorsitzender der Geschäftsführung<br />
der STEAG GmbH, den<br />
NRW-Minister für Wirtschaft, Innovation,<br />
Digitalisierung und Energie. Joachim<br />
Rumstadt stellte dem Minister eine dezentrale<br />
und ressourcenschonende Stromerzeugung<br />
auf PV-Basis vor, die STEAG in<br />
Indien anbietet. Begleitet wurde Andreas<br />
Pinkwart von einer Wirtschaftsdelegation,<br />
der weitere Unternehmensvertreter aus<br />
Nordrhein-Westfalen angehören. „Wirtschaftswachstum<br />
braucht Energie, flächendeckend<br />
und zuverlässig“, sagte Joachim<br />
Rumstadt zur Begrüßung.<br />
Seit den 1990er-Jahren ist der Essener<br />
Energieerzeuger mit seiner Tochter STEAG<br />
Energy Services (SES) in Indien aktiv und<br />
bietet sein Know-how in allen Bereichen<br />
des Energiesektors an. Minister Pinkwart<br />
zeigte sich beeindruckt und sagte: „Der<br />
Photovoltaik-Container der Steag ist ein<br />
gutes Beispiel dafür, welche innovativen<br />
Produkte aus der Verbindung von Knowhow<br />
und Kompetenz aus Nordrhein-Westfalen<br />
und Indien entstehen können. Ich<br />
wünsche mir, dass viele Entrepreneure in<br />
Nordrhein-Westfalen die Chancen erkennen<br />
und nutzen, die der Zukunftsmarkt<br />
Indien eröffnet.”<br />
„Ich wünsche mir, dass viele<br />
Entrepreneure die Chancen erkennen.“<br />
Die SES beschäftigt in Indien mittlerweile<br />
rund 1.500 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter<br />
– mehr als in jedem anderen Land jenseits<br />
der deutschen Grenze und baute über<br />
Jahre ein belastbares Netzwerk und lokale<br />
Kompetenz auf. STEAG verfügt in Indien<br />
über gewachsene Marktkenntnis und entwickelt<br />
dort eigene technische Lösungen.<br />
Eine dieser Lösungen wurde Minister Pinkwart<br />
in Form eines 6 Meter langen und<br />
2,45 Meter breiten Überseecontainers anschaulich<br />
und begehbar präsentiert: Eine<br />
containerbasierte Hybrid-Photovoltaikanlage,<br />
die um Batterien ergänzt zuverlässig<br />
bis zu 24 Stunden am Tag Strom liefert –<br />
mit und ohne Netzanbindung.<br />
„STEAG setzt mit seiner Entwicklung da<br />
an, wo gesellschaftliche Entwicklung und<br />
wirtschaftliches Wachstum in Indien gebremst<br />
wird“, sagte Joachim Rumstadt. Im<br />
ländlichen Raum ist die Anbindung an das<br />
Stromnetz bestenfalls unzuverlässig, in<br />
vielen Gebieten gibt es gar keine Elektrifizierung.<br />
Trotz vorhandener Pläne und bereitgestellter<br />
Budgets bleiben einfachste<br />
Annehmlichkeiten für viele Millionen Menschen<br />
ein Traum. Vor diesem Hintergrund<br />
hat die SES diese effektive Solar-Lösung<br />
entwickelt. Die Leistung reicht von 4 bis 8<br />
Kilowatt Peak (kWp).<br />
Robuste Technik kann schnell in<br />
Betrieb genommen werden<br />
Die in Indien mit robuster Technik vorinstallierten<br />
Container können schnell eingerichtet<br />
und einfach in Betrieb genommen<br />
werden. Der Container dient zunächst als<br />
Transportbehälter, in dem die gesamte<br />
Ausrüstung angeliefert wird. Der am Bestimmungsort<br />
dann verfügbare Stauraum<br />
ist so vorbereit, dass er multifunktional genutzt<br />
werden kann.<br />
Gemeinsam mit der renommierten indischen<br />
non-profit Organisation „The Energy<br />
and Resources Institute (teri)“ wird STEAG<br />
diese technische Lösung in Indien und Ländern<br />
Afrikas vermarkten. Das unabhängige<br />
Institut sucht seit Mitte der 1970er-Jahre<br />
nach nachhaltigen Lösungen, um die Lebensbedingungen<br />
der indischen Bevölkerung<br />
kontinuierlich zu verbessern.<br />
Den ersten Container hat STEAG an die Dr.<br />
Nalin Singhal Memorial Stiftung übergeben.<br />
Er ist im nordindischen Bundesstaat<br />
Uttar Pradesh im Einsatz. In der Stadt Gorakhpur<br />
versorgt die Photovoltaikanlage<br />
ein Projekt der Nichtregierungsorganisation<br />
(NGO) URJA Energy zuverlässig mit<br />
Strom. URJA setzt sich für die Verbesserung<br />
der Lebensbedingungen und die Förderung<br />
der Gesundheit von Frauen ein. Im<br />
Rahmen des Projekts in Gorakhpur finden<br />
14
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Members´News<br />
Frauen Arbeit und stellen in einer kleinen Produktion Hygieneartikel<br />
her. Stromausfälle waren bislang an der Tagesordnung<br />
und haben die Arbeit stark beeinträchtigt. Der<br />
STEAG-Container sorgt nun für eine kontinuierliche Stromversorgung.<br />
Dies ist ein eindrucksvolles Beispiel, wie Erfahrungen<br />
und Initiative aus NRW, verbunden mit lokaler<br />
Kenntnis und Kompetenz die Lebensbedingungen der Menschen<br />
in armen ländlichen Gegenden verbessern kann.<br />
LLwww.steag.com<br />
Sampling & Analysing Systems<br />
Steag: Baustelle für das effiziente und<br />
emissionsarme GuD-Kraftwerk wird eingerichtet<br />
(steag) Seit Monaten laufen bei der Projektgesellschaft GuD<br />
Herne GmbH die Planungen für das moderne Gas- und<br />
Dampfkraftwerk auf Hochtouren. An diesem Montag, 21.<br />
Januar <strong>2019</strong>, beginnen auf dem Kraftwerksgelände der<br />
STEAG im Herner Stadtteil Baukau erste Arbeiten. Das Areal<br />
wird für den Neubau baureif gemacht. Eine entsprechende<br />
Zulassung durch die Bezirksregierung liegt vor. Nach der<br />
Baufeldvorbereitung soll dort im Herbst direkt mit dem Bau<br />
des effizienten und emissionsarmen Kraftwerks begonnen<br />
werden, das langfristig die Wärmeversorgung der Fernwärmeschiene<br />
Ruhr absichern soll.<br />
In einem ersten Schritt wird die Baustelle eingerichtet, anschließend<br />
finden Erdbewegungen und Rodungsarbeiten<br />
auf dem Kraftwerksgelände zwischen Rhein-Herne-Kanal<br />
und Hertener Straße statt. Die beauftragten Baufirmen tragen<br />
den Oberboden zum Teil ab und gleichen Niveauunterschiede<br />
aus. Regelungen über die konkreten Ersatzpflanzungen<br />
und Ausgleichsmaßnahmen für die Rodungen legt die<br />
Bezirksregierung zeitnah fest. In Vorgesprächen mit der<br />
Stadtverwaltung Herne wurde vereinbart, Ausgleichspflanzungen<br />
zur ökologischen Aufwertung des Industrieareals<br />
möglichst am Kraftwerksstandort und im direkt angrenzenden<br />
Umfeld vorzunehmen. Mit Stadtverwaltung und Bezirksregierung<br />
ist ebenfalls abgestimmt, dass die neuen<br />
Bäume und Sträucher nach Fertigstellung des GuD-Kraftwerks<br />
gepflanzt werden. Für die ökologische Baubegleitung<br />
hat die Projektgesellschaft ein unabhängiges Ingenieurbüro<br />
beauftragt.<br />
LLwww.steag.com<br />
Steag – über 300 Gäste nehmen Abschied<br />
vom Kraftwerksstandort Lünen<br />
• Ein Abend voller Emotionen an der Wiege der STEAG<br />
(steag) Es war ein an Emotionen reicher Abend in der historischen<br />
Maschinenhalle des STEAG-Kraftwerks, der in eine<br />
Feier bis in die Morgenstunden mündete: Mitarbeiterinnen<br />
und Mitarbeiter, Familienangehörige, Freunde und ehemalige<br />
Kolleginnen und Kollegen waren am Samstag eingeladen,<br />
um sich vom Gründungsstandort der Steinkohlen-Elektrizität<br />
AG (STEAG) zu verabschieden. Zum 31. Dezember,<br />
nach fast 80-jähriger Stromproduktion in Lünen, sind an der<br />
Moltkestraße die Steinkohleblöcke 6 und 7 endgültig vom<br />
Netz gegangen.<br />
Die insgesamt über 300 Gäste standen an diesem Abend an<br />
der Wiege des Unternehmens, an der Stelle, an der STEAG<br />
1940 die Stromproduktion aufgenommen hat. Blaue und<br />
rote Strahler verliehen der ehrwürdigen Industriehalle feierlichen<br />
Glanz. Die erst am 22. Dezember stillgelegte Turbine<br />
erinnerte im Hintergrund der Bühne an den eher traurigen<br />
Anlass für die Einladung. Zuletzt hingen 101 Arbeitsplätze<br />
an der Stromproduktion an der Moltkestraße, 101 berufliche<br />
Perspektiven.<br />
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15
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Steag – über 300 Gäste nehmen Abschied vom Kraftwerksstandort Lünen<br />
Dass dieser Arbeitsplatzabbau ohne betriebsbedingte<br />
Kündigungen gemeinsam<br />
vom Unternehmen und Betriebsrat organisiert<br />
werden konnte, milderte den Abschiedsschmerz<br />
spürbar. Insgesamt 48 Beschäftigte<br />
nehmen eine Vorruhestandsregelung<br />
in Anspruch, 53 Mitarbeiterinnen<br />
und Mitarbeiter werden künftig wohnortnah<br />
an anderen STEAG-Standorten weiterbeschäftigt.<br />
In seiner Rede dankte Joachim Rumstadt,<br />
der Vorsitzende der Geschäftsführung der<br />
STEAG GmbH, den Mitarbeiterinnen und<br />
Mitarbeitern und machte deutlich: „Wir<br />
tragen in Lünen weiterhin unternehmerische<br />
Verantwortung und sind präsent.“<br />
Rumstadt verwies auf das moderne Strahlmittelwerk<br />
an der Moltkestraße und an die<br />
Batteriespeicher, die weiterhin wichtige<br />
Primärregelenergie für das Stromnetz liefern.<br />
Darüber hinaus betreibt das Tochterunternehmen<br />
STEAG New Energies in Lünen<br />
bei Remondis ein Biomassekraftwerk.<br />
Und: STEAG obliegt weiterhin die Betriebsführung<br />
für das moderne Trianel-Kraftwerk.<br />
„Das zeigt eindrucksvoll: STEAG ist Teil<br />
des Wandels auf dem Energiemarkt“, sagte<br />
Joachim Rumstadt. Anschließend verabschiedeten<br />
sich Kraftwerksleiter Kai-Uwe<br />
Braekler und Ralf Melis, Konzern-Betriebsratsvorsitzender<br />
der STEAG, von „ihrer<br />
Mannschaft“. Nach dem offiziellen Teil<br />
wurde schnell deutlich, was in allen Ansprachen<br />
hervorgehoben wurde: Lünen als<br />
Gründungsstandort zeichnete sich immer<br />
durch besonders gelebten Zusammenhalt<br />
und Solidarität in der Belegschaft aus – es<br />
wurde gemeinsam bis in die Morgenstunden<br />
Abschied gefeiert.<br />
LLwww.steag.com<br />
Trianel Erneuerbaren-Portfolien<br />
mit positiver Bilanz<br />
(trianel) Die Erneuerbaren-Portfolien der<br />
Trianel Erneuerbare Energien GmbH & Co.<br />
KG (TEE) und der Trianel Onshore-Windkraftwerke<br />
GmbH & Co. KG (TOW) haben<br />
sich 2018 mit einer guten Ertragslage behauptet.<br />
Mit einer Gesamt-Stromproduktion<br />
der beiden Windenergie- und PV-Portfolien<br />
von rund 584 GWh wurde die Jahresertragsprognose<br />
erfüllt. „Das positive<br />
Ergebnis bestätigt den Kooperationsansatz<br />
unserer Gesellschafter für ein gemeinsames<br />
und diversifiziertes Erneuerbaren-Portfolio“,<br />
kommentiert Markus Hakes,<br />
Geschäftsführer der TEE und TOW,<br />
das zurückliegende Ertragsjahr. Mit einer<br />
Vermeidung von rechnerisch rund 394.000<br />
Tonnen CO 2 leisten die beiden Portfolien<br />
einen Beitrag zur Energiewende und stellen<br />
die klimaneutrale Versorgung von über<br />
160.000 Haushalten in den Versorgungsgebieten<br />
der beteiligten Stadtwerke sicher.<br />
Trianel Onshore-Windkraftwerke<br />
Das TOW-Portfolio mit einer Leistung von<br />
100 MW aus acht Windparks hat bis Ende<br />
2018 rund 231 GWh Strom produziert.<br />
Günstige Windverhältnisse im ersten Halbjahr<br />
2018 führten teils zu überdurchschnittlichen<br />
Erträgen, in der zweiten Jahreshälfte<br />
entwickelte sich das Windaufkommen<br />
rückläufig. „Die geografische<br />
Streuung unseres Windparkportfolios über<br />
sechs Bundesländer, verschiedene Windkraftanlagen-Technologien<br />
in Verbindung<br />
mit einer effizienten Betriebsführung haben<br />
trotz der ungünstigen Windbedingungen<br />
eine solide Ertragslage ermöglicht“, so<br />
Hakes.<br />
Trianel Erneuerbare Energien<br />
Ein starkes PV-Jahr 2018 mit einem langanhaltenden<br />
und besonders sonnenreichen<br />
Sommer hat die Ertragslage des<br />
TEE-Portfolios wesentlich geprägt. Hakes:<br />
„Das diversifizierte Erneuerbaren-Portfolio<br />
aus Wind- und PV-Kapazitäten hat das<br />
in den Sommermonaten geschwächte<br />
Windjahr 2018 sehr gut kompensieren<br />
können.“ Im zurückliegenden Ertragsjahr<br />
2018 erzeugten die Windkraft- und<br />
PV-Freiflächenanlagen im TEE-Portfolio<br />
insgesamt rund 353 GWh Strom aus Windund<br />
Sonnenenergie. Das Gesamt-Portfolio<br />
hat damit die Ertragserwartungen voll erfüllt.<br />
Zum Ende des Jahres 2018 umfasste<br />
das TEE-Portfolio eine Kapazität von 175<br />
MW,verteilt auf PV-Freiflächenanlagen<br />
mit einer Gesamtleistung von 43 MW und<br />
132 MW an Windparks.<br />
Für <strong>2019</strong> rechnet Hakes weiterhin mit einer<br />
soliden Ertragslage für die beiden Windenergie-<br />
und PV-Portfolien der TOW und<br />
TEE. „Wir werden die Wind- und PV-Kapazitäten<br />
im TEE-Portfolio weiter ausbauen“,<br />
so Hakes. Aktuell umfasst die Entwicklungspipeline<br />
der TEE weitere rund 250<br />
MW an Windenergie- und PV-Projekten<br />
deutschlandweit gestreut in verschiedenen<br />
Entwicklungsstadien, die sukzessive realisiert<br />
und in das Portfolio aufgenommen<br />
werden sollen.<br />
37 Stadtwerke und die Trianel GmbH engagieren<br />
sich im Rahmen der TEE für den<br />
Ausbau der erneuerbaren Energien. Gemeinsam<br />
investieren sie bis Ende 2020<br />
rund eine halbe Milliarde Euro in den Aufund<br />
Ausbau des eigenen Erneuerbaren-Portfolios<br />
mit Windkraftanlagen und<br />
PV-Freiflächenanlagen in ganz Deutschland.<br />
2013 wurde mit der Gründung der Trianel<br />
Onshore-Windkraftwerke GmbH & Co. KG<br />
der Einstieg in die Onshore-Windenergie<br />
genommen und für Stadtwerke eine erste<br />
Investitionsplattform geschaffen, um sich<br />
deutschlandweit an Windprojekten zu beteiligen.<br />
Im ersten Quartal 2017 wurde mit<br />
der Inbetriebnahme des letzten Windparkprojekts<br />
das TOW-Portfolio von 100 MW<br />
abgeschlossen. 16 Stadtwerke und regionale<br />
Energieversorger sowie die Trianel<br />
GmbH sind an der TOW beteiligt.<br />
LLwww.trianel.com<br />
Verbund: Fischwanderhilfe am<br />
Kraftwerk Abwinden-Asten<br />
• Im Rahmen des LIFE+ Netzwerk Donau-Projekts<br />
wird das Kraftwerk Abwinden-Asten<br />
mit der Errichtung von Österreichs<br />
längster Fischwanderhilfe fischpassierbar<br />
(verbund) Das Donaukraftwerk Abwinden-Asten<br />
wird als drittes Wasserkraftwerk<br />
an der Donau in Oberösterreich barrierefrei.<br />
Mit <strong>2019</strong> starten die ersten Bauvorbereitungen<br />
wie Rodungsmaßnahmen im<br />
Auwald. Der naturnahe Umgehungsbach<br />
wird südlich der Donau auf dem Gemeindegebiet<br />
Luftenberg errichtet. Auf mehr als<br />
fünf Kilometern finden künftig die Fische<br />
16
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Members´News<br />
neuen Lebensraum und eine Möglichkeit,<br />
das Kraftwerk zu passieren. Insgesamt werden<br />
etwa fünf Hektar Fließgewässerlebensräume<br />
neu geschaffen. Die Investition<br />
der Maßnahme beläuft sich auf rund 7<br />
Mio. Euro. Die Arbeiten werden bis zum<br />
Frühjahr 2020 dauern.<br />
VERBUND, Österreichs größtes Stromunternehmen,<br />
startet mit <strong>2019</strong> mit den Vorbereitungen<br />
zum Bau der Fischwanderhilfe<br />
am Donaukraftwerk Abwinden-Asten. Ab<br />
Mitte Jänner <strong>2019</strong> erfolgen erste Rodungsmaßnahmen<br />
im Auwald. Auch mit den Erdarbeiten<br />
für den Umgehungsbach wird<br />
bereits noch im Winter gestartet. Im Frühjahr<br />
2020 wird die Fischwanderhilfe fertiggestellt<br />
sein.<br />
Naturnaher Umgehungsbach<br />
5,3 Kilometer lang wird der naturnahe Umgehungsbach<br />
auf der rechten Seite der Donau.<br />
Das Einlaufbauwerk, gleichzeitig der<br />
Ausstieg der Fischwanderhilfe befindet<br />
sich im Stauraum Abwinden-Asten bei<br />
Strom-km 2.122,3 etwas flussauf des Ausees,<br />
die Fischwanderhilfe mündet 700 Meter<br />
unterhalb des VERBUND-Kraftwerks<br />
Abwinden-Asten bei Strom-km 2.118,9<br />
wieder in die Donau.<br />
Auch das Mitterwasser profitiert vom Projekt,<br />
da im Bereich der Kraftwerkszufahrt<br />
ebenfalls Maß-nahmen umgesetzt werden.<br />
Projektleiter David Oberlerchner informiert:<br />
„Das Gerinne wird naturnah ausgestaltet.<br />
Auf den schottrigen Ufern werden<br />
wertvolle Lebensräume und Reproduktionsstätten<br />
für Fische geschaffen“. Die Wassermenge<br />
für die Fischwanderhilfe beträgt<br />
minimal 2 m³/s und steigt auf bis zu 9 m³/s<br />
an. Zum Vergleich, der Ipfbach hat eine<br />
mittlere Wasserführung von 0,9 m³/s.“<br />
Das Projekt wird die Stauräume von Wallsee-Mitterkirchen<br />
und Abwinden-Asten<br />
und deren Zuflüssen wie. z.B. der Traun<br />
verbinden.<br />
Fischwanderhilfe nach<br />
bewährten Vorbildern<br />
Die Erfahrungen bei den Fischwanderhilfen<br />
Greifenstein und Ottensheim-Wilhering<br />
bestätigen das Konzept eines naturnahen<br />
Flusses zur Umgehung des Kraftwerks.<br />
Der sanfte Anstieg und die Abwechslung<br />
aus Seicht- und Tiefwasserzonen, angereichert<br />
um Totholz-Strukturen, ist attraktiver<br />
Lebensraum für Fische und andere<br />
Wasserlebewesen. Binnen kürzester Zeit<br />
erobert die Natur des nahen Auwaldes die<br />
Fischwanderhilfe, wie die Untersuchungen<br />
in Greifenstein und Ottensheim beweisen.<br />
Dort wurden schon nach wenigen Monaten<br />
Betrieb 41 von 50 Donau-Fischarten und<br />
große Fische (Welse) bis zur einer Länge<br />
von 1,65 m nachgewiesen und tausende<br />
Fische gezählt.<br />
LIFE+ Projekt „Netzwerk Donau“<br />
Finanziert wird das gesamte Life+ „Netzwerk<br />
Donau“ Projekt von sechs Finanzierungspartnern<br />
(EU, Bundesministerium<br />
für Nachhaltigkeit und Tourismus, Landesregierung<br />
OÖ und NÖ, Landesfischereiverband<br />
OÖ und NÖ). Damit wird die Fischfauna<br />
von vier Natura 2000-Gebieten und<br />
von Zubringersystemen verbessert.<br />
LLwww.life-netzwerk-donau.at<br />
Verbund: Österreichs tiefste<br />
Schiffsschleuse wird saniert<br />
(verbund) VERBUND, Österreichs größtes<br />
Stromunternehmen, saniert die Schiffsschleuse<br />
in seinem Wasserkraftwerk in<br />
Oberösterreich. Seit fünf Monaten wird die<br />
gigantische Donauschleuse generalsaniert,<br />
um mit Ende März <strong>2019</strong> wieder reibungslos<br />
zu funktionieren. Mit über 23 Metern<br />
ist sie die tiefste Schiffsschleuse an der Donau<br />
in Österreich. Die Investitionssumme<br />
beträgt rund 2 Mio. Im Zuge der Revisionsarbeiten<br />
hat VERBUND in der Schleuse ein<br />
Forschungsinstrument zur Fischwanderung<br />
in der Donau installiert. Damit soll<br />
herausgefunden werden, welche Fische,<br />
wann, wie und wohin wandern.<br />
„Von vorne bis hinten wird die Riesenbadewanne<br />
generalsaniert“, informiert VER-<br />
BUND-Projektleiter Kurt Schauer. „Sie ist<br />
die tiefste Schleuse an der Donau in Österreich<br />
und somit auch in Oberösterreich<br />
und muss auch gelegentlich einer Vitalkur<br />
unterzogen werden, vergleichbar mit einem<br />
Auto-Service“. Schauer saniert den<br />
gesamten Stahlwasserbau, um seine Lebensdauer<br />
zu erhöhen. Dabei werden die<br />
Füll- und Entleerverschlüsse instandgehalten<br />
und die Stemmtore inspiziert, d.h. die<br />
Dichtungen überprüft und bei Bedarf erneuert,<br />
sowie Risse und Schäden an der<br />
Konstruktion repariert.<br />
Aschacher Riesenbadewanne ist<br />
die tiefste in ganz Österreich<br />
Die Schiffsschleuse gleicht im leeren Zustand<br />
einer Riesenbadewanne: Mit 230<br />
Metern Länge und 24 Metern Breite bietet<br />
sie mehreren Schiffen Platz für die Schiffsschleusung.<br />
Jedoch hat die Aschacher<br />
Schiffsschleuse eine Besonderheit: Sie ist<br />
23,4 Meter tief und somit die tiefste an der<br />
österreichischen Donau. Sie ist deshalb so<br />
tief, weil die äußerst hohe Fallhöhe von 15<br />
Metern auszugleichen ist. Auf der Strecke<br />
von Engelhartszell bis Aschach ist das Gefälle<br />
der Donau sehr hoch und gleicht einem<br />
Gebirgsfluss. Damit die Schiffsschleusung<br />
trotzdem im vorgegebenen Rahmen<br />
von circa 20 Minuten bleibt, verfügen die<br />
Schiffsschleusen im VERBUND-Kraftwerk<br />
Aschach über speziell gestaltete Füll- und<br />
Entleerkanäle.<br />
Die Revisionsarbeiten finden alle sechs bis<br />
acht Jahre statt. Heuer war die linke<br />
Schleusenkammer des Donaukraftwerks<br />
Aschach dran. Die Arbeiten sind mit Ende<br />
März <strong>2019</strong> abgeschlossen, dann geht sie<br />
wieder tüchtig ihrer Funktion nach und<br />
wird fast bis zu 24 Schleusungen pro Tag<br />
hinlegen.<br />
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17
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
KÜHLWASSERHYGIENE Schulung und Prüfung<br />
nach VDI 2047-2 (VDI-MT 2047-4)<br />
<strong>VGB</strong>-EXPERTENFORUM<br />
Erfahrungen aus der Umsetzung der 42. BImSchV<br />
8. UND 9. MAI <strong>2019</strong> IN DORTMUND<br />
VERANSTALTUNGSORT<br />
Dorint Hotel Dortmund An den Westfalenhallen<br />
Lindemannstraße 88, 44137 Dortmund<br />
SCHULUNG KÜHLWASSERHYGIENE<br />
SICHERSTELLUNG DES HYGIENEGERECH TEN<br />
BETRIEBS VON VERDUNSTUNGS<br />
KÜHLANLAGEN UND KÜHLTÜRMEN<br />
Schulung und Prüfung nach VDI20472 (VDIMT 20474)<br />
Hintergrund<br />
Verdunstungskühlsysteme werden eingesetzt, um Wärme aus unterschiedlichen<br />
Prozessen an die Umgebung abzugeben. Im Gegensatz<br />
zur natürlichen Umwelt können Verdunstungssysteme für Legionellen<br />
günstige Lebensbedingungen in Form von Temperatur,<br />
Nährstoffangebot etc. bereitstellen. Deshalb ist es ein wichtiges Ziel,<br />
Verdunstungskühlanlagen so auszulegen und zu betreiben, dass die<br />
Vermehrung und Aufkonzentration von gesundheitsrelevanten Mikroorganismen<br />
begrenzt wird. Gerade für Betreiber ist es wichtig, den<br />
mikrobiologischen Zustand ihrer Systeme zu kennen, um erforderlichenfalls<br />
geeignete Gegenmaßnahmen einleiten zu können.<br />
Die VDI 20472 wurde nach diversen Vorfällen von Legionellose<br />
Erkrankungen im Umfeld von Verdunstungskühlanlagen als fachliche<br />
Richtlinie veröffentlicht. Kühltürme mit einer Rückkühlleistung über 200<br />
MW werden in der Richtlinie VDI 20473 geregelt.<br />
Als gesetzlichen Rahmen in Anlehnung an die beiden Richtlinien hat<br />
die Bundesregierung verpflichtend zum 19.08.2017 die 42.<br />
BImSchV „Verordnung über Verdunstungskühlanlagen, Kühltürme und<br />
Nassabscheider“ in Kraft gesetzt.<br />
Zielgruppe der Schulung<br />
Sensibilisierung und Qualifizierung von Personen für das Thema Hygiene,<br />
die mit der Planung, der Errichtung, dem Betrieb und der Instandhaltung<br />
von Verdunstungskühlanlagen und Kühltürmen beauftragt<br />
sind, also Betriebsverantwortliche, Mitarbeiter, Dienstleister aus<br />
den Bereichen Kühlturmbetrieb, Labor – inklusive Probenehmern,<br />
Chemie, Kühlwasseraufbereitung, Instandhaltung, Arbeitsschutz sowie<br />
Fachplaner, Anlagenbauer oder FacilityManager.<br />
Ziel und Inhalt der Schulung<br />
Die Teilnehmer kennen die technischen und organisatorischen Anforderungen<br />
für einen hygienisch einwandfreien Betrieb für die Planung,<br />
das Errichten und das Betreiben einschließlich der erforderlichen Instandhaltung<br />
von Verdunstungskühlanlagen. Sie führen Maßnahmen<br />
durch, welche die Risiken für Beschäftigte und Dritte, zum Beispiel<br />
durch Legionellen, minimieren.<br />
Die Inhalte entsprechen im Wesentlichen den Anforderungen VDI<br />
2047 Blatt 2. Darüber hinaus werden die VDI 2047 Blatt 3 und die<br />
42. BImSchV berücksichtigt. Die Schulung schließt mit einer Prüfung<br />
gemäß VDIMT 2047 Blatt 4 ab.<br />
Es besteht die Möglichkeit zur Kombination dieser Schulung mit dem<br />
<strong>VGB</strong>Expertenforum am Folgetag.<br />
Die Schulung wird vom VDI-GBG Schulungspartner Lindner AUDi<br />
in Kooperation mit <strong>VGB</strong> PowerTech e. V. durchgeführt.<br />
MITTWOCH, 8. MAI <strong>2019</strong><br />
SCHULUNG KÜHLWASSERHYGIENE<br />
SCHULUNG UND PRÜFUNG NACH<br />
VDI 20472 (VDIMT 20474)<br />
(Änderungen vorbehalten)<br />
08:00 Anmeldung, Ausgabe der Veranstaltungsunterlagen<br />
08:30 Begrüßung der Teilnehmer / Intro<br />
08:45 Grundlagen der Mikrobiologie<br />
u.a. medizinische Aspekte zum Umgang<br />
mit mikrobiologisch belastetem Kühlwasser/Aerosolen<br />
09:45 Einführung VDI 2047 Blatt 2 und 3, Teil 1<br />
Aufbau und Prinzip von Verdunstungskühlanlagen,<br />
Hygiene in kühlwasserführenden Anlagen<br />
10:15 Kaffeepause<br />
10:30 Einführung VDI 2047 Blatt 2 u. 3, Teil 2<br />
11:00 Grundlagen der Wasserchemie<br />
Kühlwasserpflege und Korrosionsvorgänge<br />
12:00 Mittagspause<br />
13:00 Anlagenüberwachung<br />
Kontrolle chem.phys. Kenngrößen, Probenahme<br />
u. mikrobiologische Bestimmungen, Biozideinsatz<br />
14:30 Kaffeepause<br />
14:45 Instandhaltung<br />
15:15 Gesetze / Vorschriften / Regeln<br />
15:45 Diskussion / Prüfungsvorbereitung<br />
16:00 Schriftliche Prüfung (Prüfungszeit 30 Minuten)<br />
Auswertung, Ausgabe der Zertifikate<br />
17:00 Schulungsende<br />
Bleiben Sie mit uns in Kontakt!<br />
‣ 18Newsletteranmeldung | www.vgb.org/newsletter.html
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
KÜHLWASSERHYGIENE SCHULUNG UND PRÜFUNG<br />
NACH VDI 2047-2 (VDI-MT 2047-4)<br />
<strong>VGB</strong>-EXPERTENFORUM<br />
ERFAHRUNGEN AUS DER UMSETZUNG DER 42. BIMSCHV<br />
Members´News<br />
<strong>VGB</strong>-EXPERTENFORUM<br />
ERFAHRUNGEN AUS DER UMSETZUNG<br />
DER 42. BIMSCHV<br />
Am19.08.2017 trat die Verordnung über Verdunstungskühlanlagen,<br />
Kühltürme und Nassabscheider, die 42. BImSchV, in Kraft. Sie soll<br />
den hygienisch einwandfreien Betrieb der genannten Anlagen sicherstellen<br />
und Vorsorge treffen, dass sich Legionellenausbrüche wie zuletzt<br />
in Warstein, Jülich und Bremen nicht wiederholen.<br />
Für die Betreiber dieser Anlagen entstand durch die Verordnung erstmals<br />
eine gesetzlich geregelte Verpflichtung zur regelmäßigen mikrobiologischen<br />
Überwachung des Kühl bzw. Nutzwassers durch ein<br />
dafür akkreditiertes Labor. In Abhängigkeit von den Analysenergebnissen<br />
werden für verschiedene Anlagen unterschiedliche Maßnahmen<br />
verlangt. Bei Überschreiten des Maßnahmenwertes für die Legionellenkonzentration<br />
muss eine Meldung an die zuständige Behörde<br />
erfolgen. Außerdem verpflichtet die Verordnung den Betreiber unter<br />
Anderem zur Führung eines Betriebstagebuchs, zur Qualifizierung<br />
der Mitarbeiter und zur Erstellung einer Gefährdungsbeurteilung für<br />
Neuanlagen und für Anlagen nach Anlagenänderungen. Bis zum<br />
19.08.<strong>2019</strong> müssen alle Anlagen, die vor mehr als 8 Jahren in Betrieb<br />
gegangen sind, durch einen zugelassenen Sachverständigen<br />
oder eine akkreditierte Inspektionsstelle erstmalig überprüft werden.<br />
Viele Betreiber sind aufgrund der Verordnung zum erstmaligen oder<br />
verstärkten Biozideinsatz gezwungen. Unsicherheiten bestehen teilweise<br />
bezüglich der durchzuführenden Analysen und Maßnahmen<br />
und der Führung des Betriebstagebuchs. Vereinzelte Überschreitungen<br />
des Maßnahmenwertes forderten Betreibern und zuständigen<br />
Behörden Entscheidungen zu geeigneten Maßnahmen und Einordnungen<br />
ab. Die bisherigen <strong>VGB</strong>Expertenforen zur betrieblichen Umsetzung<br />
der 42. BImSchV haben die komplexen Anforderungen der<br />
Verordnung zur Legionellenbegrenzung erläutert. Das 3. <strong>VGB</strong> Expertenforum<br />
zur Umsetzung der 42. BImSchV soll nun sowohl dem Austausch<br />
der bisherigen Erfahrungen zwischen den Betreibern als auch<br />
zwischen Betreibern und den involvierten Behörden dienen und auch<br />
helfen, die anstehenden Überprüfungen durch Sachverständige oder<br />
akkreditierte Inspektionsstellen vorzubereiten.<br />
Dazu werden erfahrene Spezialisten von Betreibern und Experten<br />
von verschiedenen involvierten Stellen sowie Behördenvertreter berichten.<br />
Neben diesen Fachvorträgen ist noch ausreichend Gelegenheit<br />
zu Diskussionen und zum Erfahrungsaustausch. Daher wenden<br />
wir uns nicht nur an die Verantwortlichen und Betreiber der Kühlsysteme,<br />
sondern auch an Vertreter der involvierten Untersuchungsstellen,<br />
Labore und Behörden.<br />
Es besteht die Möglichkeit zur Kombination dieses Expertenforums<br />
mit einer Schulung „Kühlwasserhygiene“ nach VDI 20472 zur Qualifizierung<br />
als „hygienisch fachkundige Person“ am Vortag.<br />
Wir freuen uns, Sie zu einer interessanten und intensiven Veranstaltung<br />
in Dortmund begrüßen zu können.<br />
DONNERSTAG, 9. MAI <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong>-EXPERTENFORUM: ERFAHRUNGEN<br />
AUS DER UMSETZUNG DER 42. BIMSCHV<br />
(Änderungen vorbehalten)<br />
08:30 Anmeldung, Ausgabe der Veranstaltungsunterlagen<br />
09:00 Begrüßung<br />
Wolfgang Czolkoss, <strong>VGB</strong> PowerTech e. V.<br />
09:10<br />
V1<br />
09:40<br />
V2<br />
10:10<br />
V3<br />
Einführung in die Legionellenproblematik<br />
und die 42. BImSchV<br />
Sebastian Hahn, PreussenElektra GmbH<br />
Hygienische Risikobewertung aus medizinischer Sicht<br />
Prof. Dr. Michael Pietsch, Institut für Med. Mikrobiologie<br />
und Hygiene, Johhannes GutenbergUniversität Mainz<br />
Gefährdungsbeurteilung und Arbeitsschutz<br />
Dr. Herbert Lindner, Lindner AUDi<br />
10:40 Diskussion und Erfahrungsaustausch<br />
11:00 Kaffeepause<br />
11:30<br />
V4<br />
12:00<br />
V5<br />
12:20<br />
V6<br />
Chemisch-physikalische und mikrobiologische<br />
Analysen im Rahmen der Überwachung<br />
Dr. Herbert Lindner, Lindner AUDi<br />
Einsatz von Bioziden und alternative Verfahren<br />
Walter Hoffmann, RWE Power AG<br />
Praxisbeispiel für die Führung des Betriebstagebuchs<br />
Holger Ohme, Inwatec GmbH & Co. KG<br />
12:45 Diskussion und Erfahrungsaustausch<br />
13:00 Mittagspause<br />
14:00<br />
V7<br />
14:30<br />
V8<br />
14:50<br />
V9<br />
15:20<br />
V10<br />
15:50<br />
V11<br />
Ursachen des Legionellenwachstums in VKA und<br />
mögliche Maßnahmen zur Minderung<br />
Sebastian Hahn, PreussenElektra GmbH<br />
Anlagenüberprüfung durch<br />
Sachverständige o. Inspektionsstellen<br />
Wolfgang Czolkoss, <strong>VGB</strong> PowerTech e. V.<br />
Erfahrungen und Aktivitäten der Behörden<br />
von Bund, Land und Kommunen<br />
N.N.<br />
Gemeinsame Diskussion aus<br />
Betreiber- und Behördensicht<br />
N.N. und Dr. Wolfgang Konrad, STEAG GmbH<br />
Kommende VDI-Richtlinien zum Ausbruchsmanagement<br />
und zu MW-Überschreitungen<br />
Wolfgang Czolkoss, <strong>VGB</strong> PowerTech e. V.<br />
16:00 Abschlussdiskussion<br />
16:15 Ende der Veranstaltung<br />
ONLINEANMELDUNG<br />
www.vgb.org/expertenforum_42bImschv_<strong>2019</strong>_anmelden.html<br />
Kontakt: Wolfgang Czolkoss | EMail: wolfgang.czolkoss@vgb.org<br />
Ulrike Hellmich | Tel. +49 201 8128282 | Fax +49 201 8128321 | EMail: vgbbimschv@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | www.vgb.org<br />
19
Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Forschungsprojekt zur Fischwanderung<br />
Im Zuge der Schleusenrevision im Donaukraftwerk<br />
Aschach wird auch ein Pilotversuch<br />
gestartet. VERBUND erprobt eine<br />
neue Technologie, mit deren Hilfe die<br />
großräumige Fischwanderung in der Donau<br />
untersucht werden kann. Zu diesem<br />
Zweck wurden im Februar zehn Antennen<br />
in die leere Schleuse eingebaut, die in Zukunft<br />
die markierten Fische zählen und die<br />
Fischwanderung aufzeichnen wird, das<br />
heißt, welche Fische wann wohin wandern.<br />
Der Pilotversuch ist Teil des Forschungsprojekts<br />
in der Fischwanderhilfe Ottensheim-Wilhering.<br />
Dort wurden bisher an die<br />
7.000 Fische mit Chips, sogenannten Tags<br />
markiert. Dabei wurden rund 40 Fischarten<br />
festgestellt, die in der Donau heute leben.<br />
Mit dem neuen System zur Fischzählung<br />
in der Schleuse wird VERBUND herausfinden<br />
können, ob diese Fische und<br />
welche Fische über die Schiffs-schleuse<br />
wandern. Ende März geht die generalsanierte<br />
Schleuse wieder in Betrieb, dann<br />
kann die Fischzählung starten.<br />
LLwww.verbund.com<br />
Industry<br />
News<br />
Voith: Maßgeschneiderte<br />
Servicelösungen für Kraftwerke<br />
auf der <strong>VGB</strong> Konferenz<br />
(voith) Voith päsentierte auf der <strong>VGB</strong> Fachausstellung<br />
zur „Instandhaltung von Kraftwerken“<br />
smarte Lösungen für die Energiewirtschaft.<br />
Die Konferenz fand im Dorint<br />
Hotel Sanssouci Berlin/Potsdam statt. Die<br />
Konferenzteilnehmer und Besucher<br />
tauschten sich zu Trends wie Anlagenerhalt<br />
und digitalem Wandel aus. Unter dem<br />
Motto „Boost your growth through smart<br />
solutions“ zeigte der Technologiekonzern<br />
am Stand 23 sein umfassendes Serviceund<br />
Produktportfolio für die Stromerzeugung.<br />
Service Exzellenz aus einer Hand<br />
Für die Betreiber konventioneller Kraftwerke<br />
steht aktuell die Umsetzung wirtschaftlicherer<br />
und zeitgenössischer Instandhaltungspraktiken<br />
im Vordergrund.<br />
Die Voith Turbo Servicelösungen decken<br />
diesen Bedarf für alle Komponenten zur<br />
Leistungsübertragung zwischen Antriebsund<br />
Abtriebsmaschine ab. Von elektrisch<br />
oder turbinengetriebenen Pumpen über<br />
Verdichter und Gebläse bis zu Lüftern und<br />
Generatorensätzen. Außerdem von der<br />
Planung und Inbetriebnahme, bis hin zu<br />
Wartungen, Reparaturen, Modernisierungen<br />
und Retrofits. Voith bietet individuelle<br />
Servicepakete und ein Höchstmaß an<br />
Know-how und Verlässlichkeit für das ganze<br />
Produktsortiment, auch von anderen<br />
Herstellern<br />
Maßgeschneiderte Servicelösungen<br />
Die Leit- und Antriebstechnologie von<br />
Voith befindet sich an vielen zentralen<br />
Punkten in Kraftwerken und liefert über<br />
viele Jahre einen zuverlässigen Dienst.<br />
Dies ist für die Wirtschaftlichkeit einer Anlage<br />
von großer Bedeutung. Smarte Servicelösungen<br />
von Voith sichern einen zuverlässigen<br />
und reibungslosen Betrieb.<br />
Neben den standardisierten Leistungen<br />
stehen den Kunden auch individuelle Lösungen<br />
für spezielle Bedürfnisse zur Verfügung.<br />
Stillstandszeiten und<br />
Folgeschäden vermeiden<br />
Mit Hilfe sogenannter Health Checks und<br />
Zustandsbegutachtungen kann Voith jederzeit<br />
den Zustand von Antriebskomponenten<br />
wie Turbogetrieben, hydrodynamischen<br />
Regelkupplungen und Verbindungskupplungen<br />
sowie Überlagerungsgetrieben<br />
oder des Antriebsstrangs, bewerten. Ungeplante<br />
Stillstandszeiten und teuren Folgeschäden<br />
können damit frühzeitig vermieden<br />
werden. Die Kunden kennen so den<br />
genauen Zustand ihrer Anlage und erhalten<br />
bei Bedarf von Voith eine Übersicht<br />
möglicher Maßnahmen. Dies hilft, die Verfügbarkeit<br />
und die Wirtschaftlichkeit einer<br />
Anlage zu optimieren.<br />
Verringerte Ausfallzeiten und<br />
geringere Wartungskosten<br />
Mit dem Voith-Datenhelm für Remote-Service<br />
können Kraftwerksbetreiber von einem<br />
Voith-Experten an zentraler Stelle Informationen<br />
zur Anlage einholen. Außerdem<br />
können detaillierte Angaben in Form<br />
von Bildern, Zeichnungen und Skizzen<br />
ausgetauscht werden. Da der Experte nicht<br />
vor Ort anwesend sein muss, können Kraftwerksbetreiber<br />
Zeit und Geld sparen, indem<br />
sie Probleme mithilfe einer digitalen<br />
Anwendung ermitteln. Auf diese Weise<br />
kann der Arbeiter vor Ort als verlängerter<br />
Arm des Experten agieren und von diesem<br />
entsprechend angeleitet werden. Darüber<br />
hinaus kann das System zur Unterstützung<br />
bei Reparaturen, Messungen und Einzelschulungen<br />
eingesetzt werden.<br />
Erhöhte Verfügbarkeit und<br />
geringere Betriebskosten<br />
Durch die AeroMaXX-Technik für Stirnradgetriebe<br />
von BHS können Kraftwerksbetreiber<br />
Leistungsverluste und Ölverbrauch um<br />
über 30 Prozent reduzieren. Bei Zahnumfangsgeschwindigkeiten<br />
von bis zu 200 Metern<br />
pro Sekunde entstehen in konventionellen<br />
Getrieben hohe Verluste durch Ventilation<br />
innerhalb des Gehäuses. Der<br />
AeroMaXX von BHS trennt die Funktion des<br />
Getriebeöls für Schmierung und Kühlung<br />
voneinander und engt den Raum für Verwirbelungen<br />
ein, was die Verluste senkt.<br />
Weiteres Zubehör ist dank passiver mechanischer<br />
Konstruktion nicht notwendig.<br />
Das BHS AeroMaXX kann im Rahmen einer<br />
Standardrevision des Antriebsstrangs ohne<br />
zusätzliche Stillstandszeiten in bereits installierte<br />
Getriebe nachgerüstet werden.<br />
Die Kosten für den Betreiber amortisieren<br />
sich allein durch die eingesparte Energie<br />
innerhalb von wenigen Jahren.<br />
Einfache, schnelle und<br />
kostengünstige Systemintegration<br />
Der TurCon DTc ist ein kompakter und kostengünstiger<br />
Dampfturbinenregler, der einen<br />
sehr zuverlässigen Betrieb des Kraftwerks<br />
gewährleistet. Dieser Regler ist<br />
„pre-engineered“ mit Software für eine<br />
einfache Parametrierung und das Bedienkonzept<br />
ist intuitiv. Der TurCon DTc ist für<br />
Dampfturbinen aller Leistungsklassen geeignet<br />
und ermöglicht eine einfache,<br />
schnelle und kostengünstige Systemintegration<br />
mit verschiedenen Kommunikationsschnittstellen.<br />
Darüber hinaus gibt es noch weitere Modernisierungslösungen:<br />
Dazu zählen der<br />
SelCon, ein linearer elektrohydraulischer<br />
Antrieb ohne externe Ölversorgung, und<br />
die redundanten Systeme für Kraftwerke,<br />
die noch mehr Zuverlässigkeit und Sicherheit<br />
bieten können.<br />
LLwww.voith.com<br />
Pollrich: Frischer Wind für<br />
mexikanisches Kraftwerk Neue<br />
Ventilatoren nach alten Plänen<br />
(pollrich) Im Oktober 2018 wurden in einem<br />
Kraftwerk im Nordosten Mexikos vier<br />
neue Ventilatoren eingebaut, die seitdem<br />
die bestehenden, über 40 Jahre alten Systeme<br />
ersetzen. Trotz kontinuierlicher Umbauten<br />
waren die alten Ventilatoren des<br />
Herstellers Rothemühle im Laufe der Zeit<br />
ineffizient und wartungsintensiv geworden,<br />
weshalb sich der Betreiber für den<br />
kompletten Austausch der 1975 installierten<br />
Maschinen entschieden hatte. Durch<br />
den Wechsel auf je zwei hochmoderne Frischluftventilatoren<br />
sowie zwei neue Rezirkulationsventilatoren<br />
und die gleichzeitig<br />
vollzogene Umstellung der Drallregler vom<br />
alten Rothemühle-Konzept auf die wartungsärmere<br />
und einfachere POLL-<br />
RICH-Bauart wurde eine höhere Anlageneffizienz<br />
bei stark verringertem Energieverbrauch<br />
erreicht.<br />
Es handelt sich um einen Auftrag, der in<br />
vielerlei Hinsicht außergewöhnlich ist. Bemerkenswert<br />
ist zunächst der Auftragnehmer,<br />
denn bei der Firma POLLRICH mit<br />
Standorten in Siegen und Mönchengladbach<br />
handelt es sich um das Unternehmen,<br />
in dem sowohl das Know-how als auch der<br />
Service und das Ersatzteilgeschäft von Rothemühle<br />
mittlerweile aufgegangen sind.<br />
Der Auftraggeber wandte sich mit seiner<br />
Anfrage somit bewusst an die Experti-<br />
20
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Power News<br />
se-Nachfolger von damals. Eine weitere<br />
Besonderheit hielt der Betreiber auch als<br />
Vorlage für die Konstruktion der vier neuen<br />
Ventilatoren bereit. Denn als Basis für den<br />
Einbau der neuen Systeme mit Gleitlagern,<br />
eigenen Ölversorgungsanlagen, modernen<br />
Schalldämpfern und Trudelmotoren, je<br />
zwei Drallreglern und Stellantrieben sollten<br />
die Original-Zeichnungen der Maschinen<br />
aus den 70er-Jahren des vorigen Jahrhunderts<br />
dienen. Den normalerweise auf<br />
einem hohen technischen Niveau operierenden<br />
Konstrukteuren wurde damit ein<br />
Höchstmaß an Flexibilität und eine Menge<br />
Grundlagenarbeit abverlangt.<br />
Außerdem stellte ein von Kundenseite sehr<br />
eng gesteckter Zeitrahmen für Lieferung<br />
und Installation das POLLRICH-Team von<br />
vornherein vor das Problem, bewährte Arbeitsabläufe<br />
neu denken zu müssen, um<br />
eine möglichst kurze Lieferdauer zu realisieren.<br />
So wurden die statischen Teile der<br />
Lieferung – wie Motor- und Lagerböcke,<br />
Gehäuse, Saugkästen, Fundamentanker<br />
und -einbauten – zum gewünschten Liefertermin<br />
schon durch den Kunden am Zielhafen<br />
übernommen. Alle anderen Bauteile<br />
wie Laufräder mit Wellen, Gleitlager, Ölanlagen,<br />
Drallregler und Stellantriebe sollten<br />
einen Monat später per Luftfracht nach<br />
Mittelamerika geschickt werden. Durch<br />
eine intensive Kommunikation zwischen<br />
POLLRICH und den Zulieferern, den Speditionen<br />
und dem Kunden konnte dieser<br />
Zeitraum jedoch erheblich reduziert werden.<br />
In der Folge musste lediglich ein<br />
Laufrad per Flugzeug nach Mexiko transportiert<br />
werden, was Einsparungen im<br />
sechsstelligen Bereich für den Kunden bedeutete.<br />
Während sich also der Kunde<br />
nicht nur über Energieeinsparung und Effizienzsteigerung<br />
durch Ventilatoren auf<br />
dem neusten Stand der Technik und über<br />
eine erhebliche Senkung der geplanten<br />
Transportkosten freuen konnte, verzeichnete<br />
das POLLRICH-Team einen weiteren<br />
zufriedenen Kunden.<br />
Die Gesamtlieferung umfasste etwa 90<br />
Tonnen Material in 69 Packstücken. Das<br />
bedeutete die Verteilung auf mehrere Seecontainer<br />
und Kisten auf Flats, wobei eine<br />
einzige der vier gelieferten Wellen bereits<br />
ein Gewicht von fast acht Tonnen auf die<br />
Waage brachte. Um möglichst viele Packstücke<br />
in einer Schiffsladung transportieren<br />
zu können, wurden einige externe Arbeitsgänge<br />
wie Glühen, Sandstrahlen,<br />
MT-Prüfung und Drehen auf eigenen<br />
Wunsch vom Kunden in Mexiko übernommen.<br />
Die Supervision erfolgte vor Ort<br />
durch Spezialisten von POLLRICH, sodass<br />
auch hier eine fachgerechte Montage und<br />
Inbetriebnahme sichergestellt werden<br />
konnte.<br />
LLwww.pollrich.com<br />
Steinmüller Babcock<br />
erweitert Energetische<br />
Verwertungsanlage Premnitz<br />
(steinm) Die Steinmüller Babcock Environment<br />
GmbH mit Sitz in Gummersbach hat<br />
den Auftrag für die Erweiterung der Energetischen<br />
Verwertungsanlage für Ersatzbrennstoffe<br />
(EVE) in Premnitz um eine<br />
zweite Linie erhalten. Der Liefer- und Leistungsumfang<br />
umfasst Planung und Errichtung<br />
der Kesselanlage inklusive Rost und<br />
Nebenanlagen. Auftraggeber ist die EEW<br />
Energy from Waste Premnitz GmbH. Die<br />
Inbetriebsetzung ist für Mitte 2021 geplant.<br />
Die Kleinstadt Premnitz liegt im Naturpark<br />
Havelland westlich von Berlin. Die EVE 1<br />
galt bei der Errichtung vor zehn Jahren als<br />
eine der modernsten Anlagen für die energetische<br />
Verwertung von hochkalorischen<br />
Ersatzbrennstoffen in Europa. Die EVE 2<br />
ist auf einen Brennstoffmix aus Hausmüll,<br />
Gewerbeabfällen und Ersatzbrennstoffen<br />
ausgelegt, bei einem Durchsatz von<br />
150.000 t/Jahr und einer Leistung von 56<br />
MWth. Während ein geringer Anteil der<br />
Energie für den Eigenbedarf genutzt wird,<br />
geht der größte Teil in Form von Prozessdampf,<br />
Fernwärme und elektrischer Energie<br />
zu den örtlichen Industriekunden und<br />
Haushalten. Auf die Dauer soll die EVE 2<br />
eine im Anlagenverbund vorhandene Wirbelschichtfeuerungseinheit<br />
mit einer<br />
Durchsatzleistung von 120.000 t/Jahr ersetzen.<br />
Steinmüller Babcock überzeugte in der<br />
Ausschreibung mit einer technischen Konzeption,<br />
die eine maßgeschneiderte Lösung<br />
mit einem guten Preisniveau kombinierte.<br />
Für Steinmüller Babcock symbolisiert<br />
der Auftrag die Fortsetzung einer sehr<br />
guten Zusammenarbeit mit der EEW Gruppe,<br />
zuletzt hatte Steinmüller Babcock die<br />
EEW-Anlage in Delfzijl/Niederlande um<br />
eine Linie erweitert. Die EEW Gruppe baut<br />
und betreibt seit rund 30 Jahren thermische<br />
Abfallverwertungsanlagen, aktuell<br />
sind es 18 Anlagen in Deutschland und<br />
Nachbarländern mit einer gesamten jährlichen<br />
Verwertungskapazität von mehr als<br />
4,7 Millionen Tonnen Abfall.<br />
LLwww.steinmueller-babcock.com<br />
Power<br />
News<br />
Vestas leads break-away group<br />
of big four turbine makers<br />
• Global commissioning of onshore wind<br />
turbines declined 3% in 2018, partly<br />
due to a slowdown in India and Germany.<br />
Growth is expected to bounce back<br />
in <strong>2019</strong>, with a 32% jump to 60 GW<br />
(bloomerg) Developers commissioned a<br />
little over 45GW of onshore wind turbines<br />
globally in 2018 compared with 47GW a<br />
year earlier. Just four manufacturers accounted<br />
for more than half, or 57%, of the<br />
machines deployed: Denmark’s Vestas,<br />
China’s Goldwind, GE Renewable Energy<br />
of the U.S. and Spain’s Siemens Gamesa.<br />
The latest data from BloombergNEF<br />
(BNEF) show that Vestas extended its lead<br />
in the industry, with 10.1GW of its onshore<br />
turbines commissioned in 2018 – a global<br />
market share of 22% compared with 16%<br />
in 2017. The statistics draw on BNEF‘s global<br />
database of wind projects and extensive<br />
information from the industry.<br />
China’s Goldwind rose from third to second<br />
place, lifted by a strong performance<br />
| www.synlab.de<br />
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effektive Prozesse und<br />
hochwertige Produkte<br />
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21
Power News <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong> WORKSHOP<br />
MATERIALS AND QUALITY ASSURANCE<br />
23 AND 24 MAY <strong>2019</strong> IN DRESDEN/GERMANY<br />
VENUE<br />
Fraunhofer-Institut für<br />
Werkstoff- und Strahltechnik IWS<br />
Dresden/Germany<br />
5 TH INTERNATIONAL <strong>VGB</strong> WORKSHOP<br />
16:35 R<br />
5 TH INTERNATIONAL <strong>VGB</strong> WORKSHOP<br />
16:35<br />
V14<br />
MATERIALS AND QUALITY ASSURANCE <strong>2019</strong><br />
Section II: Materials and Components<br />
V14 i<br />
MATERIALS AND QUALITY ASSURANCE <strong>2019</strong><br />
Section II: Materials and Components<br />
P<br />
Moderator:<br />
The 5 th Moderator: C. Ullrich, C. Ullrich, <strong>VGB</strong>, Essen/Germany<br />
<strong>VGB</strong>, Essen/Germany<br />
International <strong>VGB</strong> Workshop "Materials and Quality Assurance"<br />
A<br />
The 5 th International <strong>VGB</strong> Workshop "Materials and Quality Assurance" 11:25<br />
takes place in Dresden hosted by Fraunhofer IWS.<br />
11:25 Creep Creep Life Assessment Life Assessment for Welded for Welded Joint of Joint P91 of Steel P91 Steel 18:45 E<br />
takes place in Dresden hosted by Fraunhofer IWS.<br />
V05 Considering Material Properties of Each Pipe Used at<br />
18:45<br />
Aim of the workshop is to permit results of advanced materials, welding V05 Considering Material Properties of Each Pipe Used at<br />
“<br />
Aim of the workshop is to permit results of advanced materials, welding Power<br />
and quality assurance aspects.<br />
Power Plant Plant<br />
R<br />
and quality assurance aspects.<br />
Dr. M.<br />
The main topics are:<br />
Dr. Yaguchi, M. Yaguchi, Central Central Research Research Institute Institute of Electric of Electric<br />
h<br />
The main topics are:<br />
Power<br />
Lifetime Assessment, Flexibility l Materials and Components l<br />
Power Industry, Industry, Yokosuka/Japan Yokosuka/Japan<br />
Lifetime Assessment, Flexibility l Materials and Components l 11:50<br />
Modern Welding Technologies, Additive Manufacturing l<br />
11:50 Challenges Challenges of Creep of Creep Rupture Rupture Data Assessments Data Assessments using using<br />
Modern Welding Technologies, Additive Manufacturing l V06<br />
Quality Assurance, Damages I Renewable Energy<br />
V06 the example the example of a large of a dataset large dataset of Grade of Grade P91 P91<br />
Quality Assurance, Damages I Renewable Energy<br />
Dr. M.<br />
The workshop is aimed at manufacturers, planners, operators, insurers<br />
Dr. Schwienheer, M. Schwienheer, Technische Technische Universität Universität Darmstadt, Darmstadt, FRIDAY, FRIDA 24<br />
The workshop is aimed at manufacturers, planners, operators, insurers Darmstadt/Germany<br />
and experts interested technology and its environment,<br />
Darmstadt/Germany<br />
and experts interested in technology and its environment, 12:15<br />
researcher, authorities and associations.<br />
12:15 Development Development of Boiler of Boiler Material Material Technology Technology and the and the Section IV: Re<br />
researcher, authorities and associations.<br />
Section<br />
V07 V07 Verification Verification of its Practical of its Practical Applicability Applicability in Japanese in Japanese Moderator:<br />
National A-USC Project<br />
Moder D<br />
We look forward to seeing you Dresden/Germany.<br />
National A-USC Project<br />
We look forward to seeing you in Dresden/Germany.<br />
Dr. T. Tokairin, Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd., 08:30 D<br />
Dr. T. Tokairin, Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd., 08:30<br />
Hiroshima/Japan and M. Kitamura, Mitsubishi Hitachi V15 D<br />
Hiroshima/Japan and M. Kitamura, Mitsubishi Hitachi V15<br />
PROGRAMME PROGRAMME (Subject (Subject to change) to change)<br />
Power Systems Ltd., Yokohama/Japan<br />
A<br />
Power Systems Ltd., Yokohama/Japan<br />
THURSDAY, 23 MAY <strong>2019</strong><br />
12:40 Super VM12 - The new 12%Cr steel for hightemperature<br />
applications<br />
V16 D<br />
08:55 O<br />
THURSDAY, 23 MAY <strong>2019</strong><br />
12:40 Super VM12 - The new 12%Cr steel for hightemperature<br />
applications<br />
V16<br />
08:55<br />
V08<br />
08:00 Registration, Welcome-Coffee<br />
V08<br />
08:00 Registration, Welcome-Coffee<br />
Dr. M. Subanović, Dr.rer.nat. J. Pirón, M. Jarrar,<br />
L<br />
09:00 Opening<br />
Dr. M. Subanović, Dr.rer.nat. J. Pirón, M. Jarrar,<br />
09:00 Opening<br />
A. Gauss and Dr.rer.nat. André Schneider, Vallourec 09:20 L<br />
Prof. C. Leyens, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany<br />
A. Gauss and Dr.rer.nat. André Schneider, Vallourec 09:20<br />
Prof. C. Leyens, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany<br />
Deutschland GmbH, Düsseldorf/Germany<br />
V17 t<br />
Deutschland GmbH, Düsseldorf/Germany<br />
V17<br />
13:05 Lunch break<br />
D<br />
13:05 Lunch break<br />
A<br />
Section Section I: Lifetime I: Lifetime Assessment, Assessment, Flexibility Flexibility<br />
09:45<br />
Moderator: Dr. J. Bareiß, EnBW, Stuttgart/Germany<br />
Section III: Quality Assurance, Damages<br />
09:45C<br />
Moderator: Dr. J. Bareiß, EnBW, Stuttgart/Germany<br />
Section III: Quality Assurance, Damages<br />
09:15 09:15 Impact Impact of Changing of Changing Markets Markets on Both on Operational Both Operational<br />
Moderator: Moderator: Dr. G. Dr. Maier, G. Maier, Fraunhofer Fraunhofer IWM, IWM, Freiburg/Germany<br />
Freiburg/Germany<br />
Section V: W<br />
V1 Behaviour and Component Integrity<br />
14:00 How Eskom has managed the challenges with Boiler<br />
Section<br />
V1 Behaviour and Component Integrity<br />
14:00 How Eskom has managed the challenges with Boiler<br />
Dr. C. Wignall,<br />
Moderator: D<br />
Dr. C. Wignall,<br />
V09 Water Circulation Pump cracked Pump Bowls during<br />
Moder<br />
V09 Water Circulation Pump cracked Pump Bowls during<br />
Uniper Technologies Limited, Nottingham/UK<br />
the past 5 years<br />
10:15 L<br />
Uniper Technologies Limited, Nottingham/UK<br />
the past 5 years<br />
10:15<br />
09:40 Fatigue monitoring of a boiler recirculation pump<br />
W. van der Westhuizen,<br />
V18 T<br />
09:40 Fatigue monitoring of a boiler recirculation pump<br />
W. van der Westhuizen,<br />
V18<br />
V2 Dr. T. Müller, KSB SE & Co. KGaA, Frankenthal/Germany,<br />
Dr. K. Metzger, Grosskraftwerk Mannheim AG, 14:25 Depth sizing methods of operation induced flaws with<br />
B<br />
Eskom, Johannesburg/South Africa<br />
1<br />
V2 Dr. T. Müller, KSB SE & Co. KGaA, Frankenthal/Germany,<br />
Dr. K. Metzger, Grosskraftwerk Mannheim AG, 14:25 Depth sizing methods of operation induced flaws with<br />
Eskom, Johannesburg/South Africa<br />
Mannheim/Germany and S. Bergholz,<br />
V10 automated phased array ultrasonic inspections<br />
P<br />
Mannheim/Germany and S. Bergholz,<br />
V10 automated phased array ultrasonic inspections<br />
Framatome GmbH, Erlangen/Germany<br />
A. Marx and S. Medenbach, MuM Müller und<br />
10.35 M<br />
Framatome GmbH, Erlangen/Germany<br />
A. Marx and S. Medenbach, MuM Müller und<br />
10.35<br />
10:05 Life assessment, maintenance and repair of welded<br />
Medenbach GmbH, Gladbeck/Essen<br />
V19 L<br />
10:05 Life assessment, maintenance and repair of welded<br />
Medenbach GmbH, Gladbeck/Essen<br />
V19<br />
V3 joints of pipings at high temperatures<br />
14:50 T24-Challanges of the repair of service exposed<br />
P<br />
V3 joints of pipings at high temperatures<br />
14:50 T24-Challanges of the repair of service exposed<br />
M.Sc. R. Pohja, Lic.Tech. S. Tuurna, D.Sc. T. Hakala, V11 membrane walls<br />
P<br />
M.Sc. R. Pohja, Lic.Tech. S. Tuurna, D.Sc. T. Hakala, V11 membrane walls<br />
D.Sc. A. Laukkanen, D.Sc. T. Andersson and<br />
C. Ullrich 1 , T. Hauke 2 and P. Körner 1<br />
10:55 A<br />
D.Sc. A. Laukkanen, D.Sc. T. Andersson and<br />
C. Ullrich 1 , T. Hauke 2 and P. Körner 1<br />
10:55<br />
M.Sc. P. Auerkari, VTT Technical Research Center of<br />
1<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH, Essen/Germany<br />
V20 a<br />
M.Sc. P. Auerkari, VTT Technical Research Center of<br />
1<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH, Essen/Germany<br />
V20<br />
Finland Ltd., Tampere/Finland<br />
2<br />
Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus/Germany<br />
o<br />
Finland Ltd., Tampere/Finland<br />
2<br />
Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus/Germany<br />
10:30 Coffee break<br />
15:15 Coffee break<br />
D<br />
10:30 Coffee break<br />
15:15 Coffee break<br />
11:00 Probabilistic Creep-Fatigue Lifetimes Assessment<br />
15:45 Recent Damage Evaluations Austenitic Boiler Tubes<br />
F<br />
11:00 Probabilistic Creep-Fatigue Lifetimes Assessment<br />
15:45 Recent Damage Evaluations on Austenitic Boiler Tubes<br />
V4 Approach: An Example Application<br />
V12 associated with Supercritical Plant<br />
11:15 A<br />
V4 Approach: An Example Application<br />
V12 associated with Supercritical Plant<br />
11:15<br />
F. Kölzow, Technische Universität Darmstadt,<br />
Dr. S. Heckmann, RWE Power AG, Essen/Germany V21 S<br />
F. Kölzow, Technische Universität Darmstadt,<br />
Dr. S. Heckmann, RWE Power AG, Essen/Germany V21<br />
Darmstadt/Germany, Dr. K. Helbig, GE Power AG,<br />
16:10 Forced Draft Fan Damages and Premature Fatigue<br />
D<br />
Darmstadt/Germany, Dr. K. Helbig, GE Power AG,<br />
16:10 Forced Draft Fan Damages and Premature Fatigue<br />
Mannheim/Germany, Dr. C. Kontermann and<br />
V13 Fractures in Cold Air Suction Ducts<br />
P<br />
Mannheim/Germany, Dr. C. Kontermann and<br />
V13 Fractures in Cold Air Suction Ducts<br />
Prof. M. Prof. Oechsner, M. Oechsner, Technische Technische Universität Universität Darmstadt, Darmstadt,<br />
Dr. F. Unterumsberger, Dr. F. Unterumsberger, Mitsubishi Mitsubishi Hitachi Hitachi Power Power Systems Systems<br />
Darmstadt/Germany<br />
Darmstadt/Germany<br />
Europe Europe GmbH, GmbH, Duisburg/Germany<br />
Duisburg/Germany<br />
Stay in contact with us!<br />
‣ Newsletter subscription | www.vgb.org/en/newsletter.html<br />
22
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong> WORKSHOP<br />
MATERIALS AND QUALITY ASSURANCE<br />
Power News<br />
teel<br />
ed at<br />
sing<br />
16:35<br />
V14<br />
Remaining lifetime assessment of expansion joints<br />
in district heating grid<br />
P. Buhl, R. Nothdurft, EnBW Energie Baden-Württemberg<br />
AG, Stuttgart/Germany<br />
18:45 Evening event at the ship<br />
“Salonschiff MS Gräfin Cosel”<br />
Riverboattrip, International Dixieland Festival, Fireworks<br />
hosted by KSB SE & Co. KGaA, Frankenthal/Germany<br />
11:35<br />
V22<br />
Inline Monitoring of Material Parameters in Additive<br />
Manufacturing by Laser Speckle Photometry<br />
Dr. U. Cikalova, Dr. B. Bendjus, Fraunhofer-Institut für<br />
Keramische Technologien und Systeme IKTS,<br />
Dresden/Germany<br />
11:55 Discussion of presentation,<br />
information about working groups<br />
Moderator: Dr. J. Bareiß, EnBW, Stuttgart/Germany<br />
12.10 Lunch break<br />
dt,<br />
the<br />
se<br />
.,<br />
chi<br />
c<br />
oiler<br />
ring<br />
with<br />
Tubes<br />
y<br />
e<br />
tems<br />
FRIDAY, 24 MAY <strong>2019</strong><br />
Section IV: Renewable Energy<br />
Moderator: Dr. S. Heckmann, RWE Power AG, Essen/Germany<br />
08:30<br />
V15<br />
08:55<br />
V16<br />
11:35<br />
V22<br />
09:20<br />
V17<br />
Damage Experiences in Solar Thermal Power Plants<br />
Dr. B. Persigehl, Dr. J. Stoiber and R. Weber,<br />
Allianz Risk Consulting GmbH, Munich/Germany<br />
Offshore Wind Energy – Steel Structures<br />
Dr. S. Weise and S. Dörfeldt, OWT GmbH,<br />
Inline Monitoring of Material Parameters in Additive<br />
Leer/Germany<br />
Manufacturing by Laser Speckle Photometry<br />
Lessons Learned from damages of mechanical drive<br />
Dr. U. Cikalova, Dr. B. Bendjus, Fraunhofer-Institut für<br />
trains of wind turbines<br />
Keramische Technologien und Systeme IKTS,<br />
Dr. T. Griggel and T. Gellermann,<br />
Dresden/Germany<br />
Allianz Risk Consulting GmbH, Munich/Germany<br />
11:55 Discussion of presentation,<br />
09:45 Coffee break<br />
information about working groups<br />
Moderator: Dr. J. Bareiß, EnBW, Stuttgart/Germany<br />
12.10 Section V: Welding Lunch break Technologies, Additive Manufacturing<br />
Moderator: Dr. D. Dittrich, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany<br />
13:10 10:15 Working Laser-Multi-Pass groups Narrow-Gap with practical Welding presentations of<br />
V18 A Thick-Walled – Potentials for High Laser Temperature Beam Welding Materials of High – Temperature<br />
140 mm alloys thick Alloy 617 occ<br />
Processes/Systems B. Keßler, Dr. D. Dittrich, Technology/Quality Prof. B. Brenner Assurance and<br />
Dr. Prof. D. C. Dittrich, Leyens, Fraunhofer IWS, IWS, Dresden/Germany<br />
10.35 B – Microstructure and and Fatigue fatigue Behavior behavior of<br />
V19 Structure Laser Welded and Defect Alloy Evaluation/High 617 occ Resolution Electron<br />
Microscopy/Efficient Prof. M. Zimmermann, Parameter Dr. J. Kaspar, Identification R. Kühne and<br />
Prof. M. Brenner, Zimmermann, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany<br />
10:55 Fraunhofer Advanced IWS, concepts Dresden/Germany<br />
for design life and residual life<br />
V20 C assessment – Activities of and welded Potentials components of additive under manufacturing<br />
flexible<br />
at operation Fraunhofer applied IWS on Alloy 617occ.<br />
Processes/Systems Dr. G. Maier, Dr. Technology/Inspection I. Varfolomeev and H. Oesterlin, Methods<br />
Dr. Fraunhofer E. Lopez, IWM, Fraunhofer Freiburg/Germany<br />
IWS, Dresden/Germany<br />
14:50 11:15 Bilateral Additive exchange Manufacturing of knowledge of powdery for individual Ni-based topics<br />
V21 with Superalloys Fraunhofer for scientists Advanced Application<br />
Dr. E. Lopez, A. Seidel, M. Riede, F. Brückner and<br />
15:00 End Prof. of C. the Leyens, workshop Fraunhofer IWS, Dresden/Germany<br />
13:10 Working groups with practical presentations<br />
A – Potentials for Laser Beam Welding of High Temperature<br />
alloys<br />
Processes/Systems Technology/Quality Assurance<br />
Dr. D. Dittrich, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany<br />
B – Microstructure and fatigue behavior<br />
Structure and Defect Evaluation/High Resolution Electron<br />
Microscopy/Efficient Parameter Identification<br />
Prof. M. Zimmermann,<br />
Fraunhofer IWS, Dresden/Germany<br />
C – Activities and Potentials of additive manufacturing<br />
at Fraunhofer IWS<br />
Processes/Systems Technology/Inspection Methods<br />
Dr. E. Lopez, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany<br />
14:50 Bilateral exchange of knowledge for individual topics<br />
with Fraunhofer scientists<br />
15:00 End of the workshop<br />
ALL INFORMATION ARE ALSO AVAILABLE ON OUR WEBSITE<br />
https://www.vgb.org/en/ws_materials_quality_assurance_<strong>2019</strong>.html<br />
Fraunhofer-Institut für Werkstoff- und Strahltechnik Dresden<br />
RAILWAY Distance Central station to IWS:<br />
4.5 km (approx. 15 min. by taxi)<br />
AIRPORT Distance Airport Dresden to IWS:<br />
15 km (approx. 30 min.by taxi)<br />
F<br />
ALL INFORMATION ARE ALSO AVAILABLE ON OUR WEBSITE<br />
https://www.vgb.org/en/ws_materials_quality_assurance_<strong>2019</strong>.html<br />
ONLINE RAILWAY REGISTRATION<br />
Distance Central station to IWS:<br />
https://www.vgb.org/en/COR-event_page-24244.html<br />
4.5 km (approx. 15 min. by taxi)<br />
AIRPORT Distance Airport Dresden to IWS:<br />
15 km (approx. 30 min.by taxi)<br />
Contact: Mr Olaf Baumann | E-Mail: olaf.baumann@vgb.org<br />
Ms Diana Ringhoff | Tel. +49 201 8128-232 | Fax +49 201 8128-321 | E-Mail: vgb-material@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | www.vgb.org<br />
23
Power News <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
in China, where it captured a third of the<br />
19.3GW market. The company’s global<br />
footprint, however, remains limited: only<br />
5% of Goldwind’s 6.7GW were commissioned<br />
outside China. GE came third with<br />
5GW – six out of every ten GE turbines<br />
were commissioned in the U.S. Both GE<br />
and Vestas commissioned just over 3GW in<br />
the U.S., with Vestas leading by 44MW in<br />
the neck-to-neck race for U.S. market leadership.<br />
Siemens Gamesa, formed in 2016 from a<br />
merger of the wind business of German engineering<br />
giant Siemens and the Spanish<br />
turbine maker Gamesa, dropped from second<br />
to fourth place, with 4.1GW commissioned<br />
in 2018. This is 40% less than in<br />
2017, although the tally does not include a<br />
number of very large wind farms that are<br />
only partially built and will not come online<br />
until <strong>2019</strong>.<br />
“Chinese manufacturers rely almost solely<br />
on their home market,” said Tom Harries,<br />
senior wind analyst at BNEF and lead author<br />
of the BNEF report Global Wind Turbine<br />
Market Shares. “Of the European onshore<br />
wind turbine makers to make the top<br />
10, Vestas and Nordex actually commissioned<br />
more capacity in the Americas than<br />
in Europe. Most of Enercon’s turbines are<br />
in Europe. Siemens Gamesa is the most diversified,<br />
with a near equal split across Europe,<br />
the Americas and Asia.”<br />
“In offshore wind, it’s been a record year<br />
for China, and we will see more growth,”<br />
Harries continued. “Some 1.7GW of the<br />
global 4.3GW was commissioned there. In<br />
Europe it was a tight race between Siemens<br />
Gamesa and MHI Vestas. GE has some projects<br />
coming up in France, and we also expect<br />
to see orders for their new 12MW platform.”<br />
Total onshore wind installations in 2018<br />
were 11.7GW in the Americas, 8.5GW in<br />
Europe and 1GW in Africa and the Middle<br />
East, while Asia accounted for 24.2GW.<br />
BNEF registered new wind farms starting<br />
full commercial operation in 53 countries.<br />
David Hostert, head of wind research at<br />
BNEF, said: “Last year was a bit of a mixed<br />
picture in terms of global onshore wind installations,<br />
with only 45.4GW commissioned.<br />
Still, add to that 4.3GW offshore<br />
wind and 2018 ended slightly lower than<br />
2017. Now it is time for the manufacturers to<br />
buckle up for two stormy years ahead: we<br />
predict demand for around 60GW of onshore<br />
capacity in both <strong>2019</strong> and 2020 with<br />
increases in all regions. However, a lot of this<br />
impressive-sounding volume rides on extremely<br />
competitive pricing, add-on products<br />
and services, and new financing models.<br />
This will be tough to deliver for the Big<br />
Four, let alone the smaller turbine makers.”<br />
LLwww.bloomberg.com<br />
Bundesregierung muss<br />
Planungssicherheit gewährleisten<br />
• Statement zum Abschlussbericht der<br />
WSB-Kommission<br />
(leag) Die LEAG nimmt das bislang kommunizierte<br />
Ergebnis zum Entwurf des Abschlussberichtes<br />
der Kommission für<br />
Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung<br />
zur Kenntnis. Eine erforderliche umfassende<br />
Prüfung des Abschlussberichts<br />
erfolgt zeitnah.<br />
Der Vorstandsvorsitzende der Lausitz<br />
Energie Bergbau AG und Lausitz Energie<br />
Kraftwerke AG (LEAG), Dr. Helmar Rendez,<br />
dazu: „Sollte auch nach der Prüfung<br />
des Berichtes durch die Bundesregierung<br />
das Ausstiegsdatum Ende 2038 sowie die<br />
Stilllegung weiterer Kapazitäten in den<br />
nächsten Jahren bestätigt werden, dann<br />
würde dies unser Revierkonzept, das nach<br />
unseren Planungen bis über 2040 hinausreicht,<br />
ernsthaft in Frage stellen. Der von<br />
uns eingeforderte Planungshorizont für<br />
den Betrieb der Tagebaue und Kraftwerke<br />
im Lausitzer Revier ist damit nicht gegeben“.<br />
Eine noch größere Gefahr würde eine Revisionsklausel<br />
mit Blick auf einen weiter vorgezogenen<br />
Ausstiegstermin 2035 bedeuten,<br />
unterstreicht Rendez. „Das würde von<br />
vornherein jede Planungssicherheit über<br />
2035 hinaus ausschließen. Derartige Unsicherheiten<br />
für unser Unternehmen, unsere<br />
Mitarbeiter und die gesamte Region wollten<br />
wir mit dem im Jahr 2017 verabschiedeten<br />
Lausitzer Revierkonzept vermeiden“,<br />
sagte Rendez.<br />
Rendez weiter: „Wir erwarten, dass im<br />
Rahmen der am 31. Januar <strong>2019</strong> stattfindenden<br />
Kanzleramtsrunde klar und deutlich<br />
über die sich aus dem Kommissionsbericht<br />
ergebenen Konsequenzen für das<br />
Lausitzer Revier gesprochen wird.“<br />
Von der Bundesregierung erwarte Rendez,<br />
dass sie den Abschlussbericht im Lichte der<br />
Versorgungssicherheit und der Wettbewerbsfähigkeit<br />
der deutschen Braunkohlenindustrie<br />
sachlich und verantwortungsvoll<br />
prüfe und umgehend klare und verbindliche<br />
Aussagen dazu treffe.<br />
Zugleich zeigt sich die LEAG verwundert<br />
über die Reaktion der Umweltverbände,<br />
die zwar dem Abschlussbericht zugestimmt<br />
haben, aber bereits heute den Zeitplan<br />
zum Ausstieg aus der Kohle wieder in<br />
Frage stellen und ankündigen weiter für<br />
einen früheren Ausstieg zu kämpfen.<br />
LLwww.leag.de<br />
Kommissionsvorschläge<br />
würden gravierende Folgen<br />
für das Braunkohlengeschäft<br />
von RWE haben<br />
• Beschäftigten und Unternehmen dürfen<br />
keine Nachteile entstehen<br />
• RWE wird Abschlussbericht sorgfältig<br />
prüfen<br />
(rwe) Die Kommission für „Wachstum,<br />
Strukturwandel und Beschäftigung“<br />
(WSB) hat ihren Abschlussbericht vorgelegt.<br />
Die Bundesregierung hatte die Kommission<br />
im Sommer 2018 unter anderem<br />
mit dem Auftrag eingesetzt, Perspektiven<br />
für die Regionen und Arbeitsplätze aufzuzeigen,<br />
Vorschläge zur Verfolgung der Klimaziele<br />
im Energiesektor zu entwickeln<br />
und ein Abschlussdatum für die Kohleverstromung<br />
in Deutschland zu empfehlen.<br />
RWE wird den Abschlussbericht umfassend<br />
prüfen. Es ist erkennbar, dass die Vorschläge<br />
der Kommission gravierende Folgen<br />
für das Braunkohlegeschäft von RWE<br />
haben werden. Sie können für die Politik<br />
die Basis bilden, um Planungssicherheit zu<br />
schaffen für Unternehmen, Beschäftigte<br />
und Regionen. Dabei ist es wichtig, dass<br />
den Betroffenen hieraus keine Nachteile<br />
entstehen. Dass die Kommission eine Kompensation<br />
für wirtschaftliche Nachteile,<br />
die den Unternehmen durch politisch gewollte<br />
Eingriffe in ihr Eigentum entstehen,<br />
grundsätzlich anerkennt, ist folgerichtig.<br />
Auch kommt die Kommission ihrem Auftrag<br />
nach, die Interessen der von den Maßnahmen<br />
betroffenen Beschäftigten angemessen<br />
zu wahren.<br />
Nichtsdestotrotz würden die Vorschläge<br />
weitreichende Konsequenzen für die deutsche<br />
Energiewirtschaft und insbesondere<br />
für RWE nach sich ziehen. Der Kommissionsvorschlag<br />
sieht vor, dass zunächst bis<br />
2022 Braun- und Steinkohlekraftwerke<br />
schrittweise stillgelegt werden. Die in dem<br />
Bericht genannten Stilllegungen von<br />
Braunkohlekapazitäten können aus Sicht<br />
von RWE nicht ausschließlich im Rheinischen<br />
Revier erbracht werden.<br />
Im Rahmen der 2015 vereinbarten Sicherheitsbereitschaft*<br />
legt RWE bis 2023 ohnehin<br />
Braunkohlekapazitäten im Umfang von<br />
1,5 GW still; 1,2 GW davon sind bereits vom<br />
Netz gegangen. Bis 2030 sollen weitere<br />
Kohlekraftwerke den Markt verlassen. RWE<br />
geht davon aus, dass zu diesem Zeitpunkt<br />
der Tagebau Inden und das Kraftwerk Weisweiler<br />
(1,8 GW installierte Kraftwerksleistung)<br />
stillgelegt werden sollen. Das von der<br />
Kommission empfohlene Abschlussdatum<br />
für die Kohleverstromung 2038 hält das<br />
Unternehmen für deutlich zu früh. Deshalb<br />
ist es vernünftig, dieses Datum im Jahr<br />
2032 noch einmal einer umfassenden Prüfung<br />
zu unterziehen. Dabei sollte dann<br />
auch eine energiewirtschaftlich notwendige<br />
Verlängerung erwogen werden.<br />
24
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Power News<br />
Die Kommission hat eine einvernehmliche<br />
Regelung zwischen Politik und Unternehmen<br />
als Mittel der Wahl zur Umsetzung<br />
ihrer Empfehlungen vorgeschlagen. Dabei<br />
ist zu berücksichtigen, dass es zu deutlichen<br />
Eingriffen in den Kraftwerkspark und<br />
in das Tagebausystem kommen kann. Keine<br />
Auswirkungen wird der Bericht hingegen<br />
auf die derzeit laufenden Umsiedlungen<br />
im rheinischen Revier haben, die planmäßig<br />
fortgeführt werden. RWE hatte<br />
frühzeitig auf die erheblichen Auswirkungen<br />
für das Unternehmen und die Beschäftigten<br />
hingewiesen. Das gilt für die eigenen<br />
Mitarbeiter wie auch für viele Beschäftigte<br />
bei Zulieferern und<br />
Partnerunternehmen, die zum überwiegenden<br />
Teil aus der Region kommen. Den<br />
Wunsch der Kommission, den Hambacher<br />
Forst zu erhalten, sieht RWE kritisch. Dies<br />
hätte massive Auswirkungen auf die Tagebauplanung,<br />
ihre technische Umsetzung<br />
und die Kosten. Das Unternehmen geht<br />
davon aus, dass die Politik das Gespräch<br />
zu diesem Thema suchen wird.<br />
Aus Sicht von RWE ist der Umfang der von<br />
der Kommission geforderten Kraftwerksstilllegungen<br />
sehr ambitioniert, zumal<br />
Deutschland bis Ende 2022 aus der Kernenergie<br />
aussteigt. Vor diesem Hintergrund<br />
ist das vorgeschlagene Monitoring mit Haltepunkten<br />
in den Jahren 2023, 2026 und<br />
2029, das auch die Auswirkungen auf die<br />
Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit<br />
der Industrie beinhalten soll, folgerichtig.<br />
Ein wichtiger Indikator hierfür<br />
ist, ob beim Ausbau der Erneuerbaren<br />
Energien das von der Bundesregierung avisierte<br />
Ziel von 65 % bis 2030 erreicht wird<br />
und der Netzausbau vorankommt.<br />
Die Umsetzung der Kommissionsvorschläge<br />
würde für die betroffenen Regionen einen<br />
strukturpolitischen Kraftakt darstellen.<br />
Das Gremium hat zur Bewältigung<br />
dieser Aufgabe einen umfangreichen Maßnahmenkatalog<br />
vorgelegt. Dies wäre ein<br />
guter erster Schritt. Einen Strukturwandel<br />
erfolgreich zu gestalten, ist allerdings eine<br />
Aufgabe für Dekaden.<br />
Dr. Rolf Martin Schmitz, Vorstandsvorsitzender<br />
der RWE, erklärt: „Die Vorschläge<br />
der Kommission haben gravierende Konsequenzen<br />
für das Braunkohlengeschäft<br />
von RWE. Wir werden die konkreten Folgen<br />
für unser Unternehmen sorgfältig analysieren.<br />
Bewertungs-maßstab muss sein,<br />
dass mit der Politik Lösungen gefunden<br />
werden, bei denen weder den Beschäftigten<br />
noch dem Unternehmen Nachteile entstehen.<br />
Wir sind verpflichtet, die Interessen<br />
unserer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter<br />
sowie unserer Anteilseigner zu<br />
wahren. Für Gespräche stehen wir natürlich<br />
zur Verfügung.“<br />
*Bei der Sicherheitsbereitschaft war mit<br />
der Bundesregierung 2015 vereinbart worden,<br />
Braunkohle in einem Umfang von 2,7<br />
GW vom Netz zu nehmen; allein bei RWE<br />
betrifft dies 1,5 GW Leistung auf Basis von<br />
Braunkohle. Mit diesem Sonderbeitrag ist<br />
RWE damals an die Grenze dessen gegangen,<br />
was ohne weitreichende Eingriffe in<br />
das Tagebausystem möglich war.<br />
LLwww.rwe.com<br />
BDEW zum Klimaschutzbericht<br />
Stefan Kapferer, Vorsitzender der<br />
BDEW-Hauptgeschäftsführung, zum Klimaschutzbericht:<br />
„Der Klimaschutzbericht zeigt einmal<br />
mehr: Der Energiesektor liefert und hat einen<br />
klaren Plan. Ein Baustein ist die<br />
CO 2 -Bepreisung im ETS. Wir benötigen<br />
auch im Verkehrs- und Wärmesektor endlich<br />
eine CO 2 -Bepreisung. Außerdem muss<br />
regenerativ erzeugter Strom attraktiver für<br />
den Mobilitäts- und Wärmesektor werden.<br />
Dafür muss die Stromsteuer gesenkt werden.<br />
Und wir brauchen endlich eine steuerliche<br />
Abschreibung für energetische Gebäudesanierungen,<br />
um das gewaltige<br />
CO 2 -Einsparpotenzial im Wärmemarkt zu<br />
heben.“<br />
LLwww.bdew.de<br />
E I N L A D U N G<br />
Mittwoch, 10. April <strong>2019</strong><br />
8:00 bis 16:00 Uhr<br />
Halle Messe<br />
Messestraße 10<br />
06116 Halle (Saale)<br />
Messtechnik Steuerungstechnik Regeltechnik Prozessleitsysteme Automatisierung<br />
Führende Fachfirmen der Branche präsentieren ihre Geräte und Systeme und<br />
zeigen neue Trends in der Automatisierung auf. Die Messe wendet sich an<br />
alle Interessierten, die auf dem Gebiet der Mess-, Steuer- und Regeltechnik<br />
sowie der Prozessautomation tätig sind.<br />
Der Eintritt zur Messe, die Teilnahme an den Fachvorträgen und der<br />
Imbiss sind für die Besucher kostenlos.<br />
MEORGA GmbH<br />
Sportplatzstraße 27<br />
66809 Nalbach<br />
Tel. 06838 / 8960035<br />
Fax 06838 / 983292<br />
www.meorga.de<br />
info@meorga.de<br />
25
Power News <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong> WORKSHOP<br />
FLUE GAS CLEANING <strong>2019</strong><br />
22 AND 23 MAY <strong>2019</strong> IN GRAZ/AUSTRIA<br />
VENUE<br />
Hotel “Das Weitzer”<br />
Grieskai 12-16, 8020 Graz/Austria<br />
L hotelweitzer.com<br />
<strong>VGB</strong> WORKSHOP<br />
“FLUE GAS CLEANING <strong>2019</strong>”<br />
Graz | Austria<br />
The workshop covers a wide range of flue gas cleaning activities,<br />
especially with a view to the activities for meeting the<br />
future emission limits, which are defined in the BREF-LCP process.<br />
Therefore, the workshop starts with an overview of the existing<br />
and forthcoming new environmental EU legislation.<br />
The recent developments and experiences with SCR and<br />
SNCR techniques play a major role too.<br />
In addition plant retrofits and new developments in FGD performance<br />
are presented as well as ESP upgrade possibilities.<br />
At the end some information about emission measurement<br />
techniques and experiences with flue gas condensation will<br />
be given.<br />
The workshop includes the visit of the<br />
Mur Hydropower Plant Graz.<br />
WEDNESDAY, 22 MAY <strong>2019</strong><br />
10:30 Opening of the conference office / Lunch<br />
11:55 Welcome<br />
Andreas Wecker, <strong>VGB</strong> PowerTech, Essen/Germany<br />
12:00 Setting up the EU legislative framework<br />
for thermal generation<br />
Rémi Bussac, EDF, St. Denis/France,<br />
Hélène Lavray, EURELECTRIC, Brussels/Belgium<br />
12:30 Flue gas treatment: from removal efficiency<br />
to energy efficiency<br />
David Boyer, Jérome Giralt, LAB SA, Lyon/France<br />
13:00 Hybrid SCNR/SCR Denox System – high dust<br />
application at a coal-fired power plant<br />
Christian Helmreich, Andreas Anderl,<br />
M.A.L. Umwelttechnik Wien, Vienna/Austria<br />
13:30 Coffee Break<br />
14:00 Operating experience with SCR direct ammonia<br />
injection at Alliant Energy Colombia station<br />
Thomas Gomboc, Paul Petty, Andritz Inc.,<br />
Colombia/USA<br />
14:30 Consideration of the transient aspects of SCR and oxidation<br />
catalysts for faster startup emissions compliance<br />
Chris Bertole, CORMETECH, Durham/USA<br />
15:00 SCR catalyst management and minimizing total cost<br />
of ownership of SCR installations<br />
Xavier Henry, ENGIE Laborelec, Linkebeek/Belgium<br />
15:30 SNCR-application of the TWIN-NOx process<br />
in large coal-fired boilers to keep pace with<br />
new NOx emission limits<br />
Bernd von der Heide, Mehldau & Steinfath<br />
Umwelttechnik GmbH, Essen/Germany<br />
16:00 Coffee Break<br />
16:30 Use of co-benefits from FGD upgrades example:<br />
mist eliminator replacement<br />
Stefan Binkowski, Steinmüller Engineering GmbH,<br />
Gummersbach/Germany<br />
Stay in contact with us!<br />
‣ Newsletter subscription | www.vgb.org/en/newsletter.html<br />
26
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong> WORKSHOP<br />
FLUE GAS CLEANING <strong>2019</strong><br />
Power News<br />
17:00 Execution of first retrofit in Bosnia and Herzegovina:<br />
Challenges of performance requirements<br />
and project execution<br />
Bernd Vollmer, Mitsubishi Hitachi Power Systems<br />
Europe GmbH, Duisburg/Germany<br />
17:30 Research on alternative construction<br />
of perforated shelf<br />
Mariola Kobylanska-Pawlitz, Jerzy Mazurek,<br />
RAFAKO S.A., Racibórz/Poland<br />
18:30 All participants meet in front of the hotel<br />
Dinner at the restaurant Schlossberg<br />
THURSDAY, 23 MAY <strong>2019</strong><br />
08:30 Todays and future applications of metallic materials<br />
in lignite FGD and marine scrubbers<br />
Volker Wahl, VDM Metals International GmbH,<br />
Werdohl, Rolf Streib, Beratungs- u. Ingenieurbüro<br />
Dipl.-Ing. Rolf Streib, Bocholt/Germany<br />
09:00 Operating experience of Andritz TurboCDS system<br />
at OG&E Sooner station<br />
Paul Petty, Ralph Lebron, Andritz Inc., Colombia/USA<br />
09:30 Development of the circulating fluidized bed scrubber<br />
(CFBS) technology in 1 MW th scale pilot plant<br />
Mariana Carvalho, Pasi Liimatainen, Vesna Barisic,<br />
Sumitomo SHI FW, Varkaus/Finland<br />
10:00 Coffee break<br />
10:30 Low cost ESP upgrade for BREF compliance<br />
Mads Kirk Larsen, FLSmidth A/S, Copenhagen/Denmark<br />
11:00 Cost benefit assessment of various flue gas<br />
conditioning approaches<br />
Roger Brandwood,<br />
Uniper Technologies Ltd., Ratcliffe-on-Soar/UK<br />
11:30 Coffee break<br />
12:00 Emissions and emission measurement of SO 2 , SO 3<br />
and particulates at modern coal-fired power plants<br />
Jan Middelkamp, DNV GL, Arnhem/The Netherlands,<br />
Marten Kooistra, ENGIE Laborelec, Linkebeek/Belgium<br />
12:30 Flue gas condensation – operating experience<br />
Folmer Fogh,<br />
Ørsted Thermal Power A/S, Fredericia/Denmark<br />
13:00 Lunch Break<br />
14:00 Visit Mur Hydropower Plant Graz<br />
17:30 End of the workshop<br />
PRACTICAL INFORMATION<br />
VENUE<br />
Hotel “Das Weitzer”<br />
Grieskai 12-16<br />
8020 Graz/Austria<br />
Phone: + 43 316 703-604<br />
Fax: + 43 316 703-629<br />
ONLINE REGISTRATION<br />
Participants are requested to register online.<br />
We will confirm the registration by mailing the invoice.<br />
You will receive your ticket at the workshop office.<br />
www.vgb.org/en/COR-event_page-24658.html<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Ms Ines Moors<br />
POB 10 39 32<br />
45039 Essen/Germany<br />
Phone.: +49 201 8128 – 274<br />
Email: ines.moors@vgb.org<br />
ATTENDANCE<br />
Attendance fee members: € 690.-<br />
Attendance fee non-members: € 890.-<br />
It is not possible to accept credit cards or currency<br />
at the workshop office.<br />
The attendance fee includes the workshop programme,<br />
the participation list, the documents, coffee and<br />
beverages, lunch buffet on 22/23 May <strong>2019</strong>.<br />
| ANDRITZ invites all participants arriving on<br />
21 May <strong>2019</strong> for dinner in the Restaurant Landhauskeller.<br />
| The companies<br />
∙ Beratungs- u. Ingenieurbüro Dipl.-Ing. Rolf Streib,<br />
∙ Lechler GmbH,<br />
∙ SZS Engineering,<br />
∙ Steinmüller Engineering GmbH and<br />
∙ VDM Metals International GmbH<br />
kindly invite the participants of the workshop for dinner<br />
on 22 May <strong>2019</strong> in the Restaurant Schlossberg.<br />
| Hadek Protective Systems B.V. kindly<br />
sponsors a coffee break.<br />
ONLINE REGISTRATION<br />
www.vgb.org/en/COR-event_page-24658.html<br />
Contact: Ms Ines Moors | Tel. +49 201 8128-274 | Fax +49 201 8128-321 | E-Mail: vgb-flue-gas@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | www.vgb.org<br />
27
Power News <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Debriv: Mehr Schonung<br />
für das Klima - Weniger<br />
Sicherheit für die Versorgung<br />
• Braunkohlenförderung 2018 deutlich<br />
zurückgegangen<br />
• CO 2 -Ausstoß gesunken<br />
Die Braunkohlenförderung im Rheinland,<br />
der Lausitz und im mitteldeutschen Revier<br />
sank 2018 insgesamt um etwa 3 Prozent<br />
auf rund 166 Millionen Tonnen (Mio. t).<br />
Nach vorläufigen Berechnungen des Deutschen<br />
Braunkohlen-Industrie- Vereins (DE-<br />
BRIV) wurden durch den Rückgang bei<br />
Förderung und Verwendung insgesamt<br />
etwa 5 Mio. t CO 2 eingespart. Damit leistete<br />
die Braunkohle auch 2018 einen mengenmäßig<br />
bedeutenden Beitrag zur Senkung<br />
des nationalen CO 2 -Ausstoßes.<br />
Einen wesentlichen Anteil am Rückgang der<br />
CO 2 -Emissionen aus Braunkohle hatte die<br />
Überführung weiterer Kraftwerksblöcke in<br />
die Sicherheitsbereitschaft. Nachdem bereits<br />
seit 2016 bzw. 2017 die Kraftwerke<br />
Buschhaus und Frimmersdorf (insgesamt<br />
gut 900 Megawatt (MW)) die Sicherheitsbereitschaft<br />
leisten, gingen zum 1. Oktober<br />
2018 zwei Blöcke des Kraftwerks Niederaußem<br />
im Rheinland (knapp 600 MW) sowie<br />
ein Block des Kraftwerks Jänschwalde in<br />
der Lausitz (465 MW) vom Netz. <strong>2019</strong> folgen<br />
zwei weitere Anlagen. Durch die Überführung<br />
von insgesamt 2730 MW Nettoleistung<br />
in die Sicherheitsbereitschaft wird der<br />
Braunkohleneinsatz zur Stromerzeugung in<br />
Deutschland bis 2020 insgesamt um etwa<br />
13 Prozent zurückgehen. Die CO 2 -Emissionen<br />
aus der Braunkohlenstromerzeugung<br />
werden damit bis 2020 um etwa 19<br />
Mio. t niedriger sein.<br />
„Die klimapolitisch gewünschte Minderung<br />
des CO 2 -Ausstoßes wird allerdings<br />
von energiewirtschaftlichen Risiken und<br />
Nachteilen begleitet, die im abgelaufenen<br />
Jahr besonders deutlich zu Tage traten,“<br />
erklärte der DEBRIV-Hauptgeschäftsführer<br />
Dr. Thorsten Diercks. In der langen Hitzeund<br />
Dürreperiode des vergangenen Sommers<br />
leisteten die Braunkohlenkraftwerke<br />
einen soliden und verlässlichen Beitrag zur<br />
Sicherung der Stromversorgung. Wetterbedingt<br />
unterlag die Stromerzeugung aus<br />
Windenergie im Sommer deutlichen Einschränkungen<br />
und PV-Anlagen konnten<br />
hitzebedingt weniger Leistung bereitstellen.<br />
Kraftwerke, die ihr Kühlwasser aus<br />
Oberflächengewässern entnehmen, mussten<br />
ihre Kapazität deutlich herunterfahren<br />
und das Niedrigwasser in den Flüssen erschwerte<br />
die Brennstoffversorgung verschiedener<br />
Anlagen. Da Braunkohlenkraftwerke<br />
standortnah mit Brennstoff versorgt<br />
und mit Sümpfungswasser aus den Tagebauen<br />
gekühlt werden, war ihr Betrieb zu<br />
keinem Zeitpunkt gefährdet oder eingeschränkt.<br />
Der Betrieb der Braunkohlenkraftwerke<br />
stärkte auch 2018 nicht nur die<br />
nationale Versorgungssicherheit. In mehreren<br />
Nachbarländern konnten geplante<br />
oder ungeplante Stillstände bei der Stromerzeugung<br />
durch Importe von deutschem<br />
Strom auch aus Braunkohle aufgefangen<br />
werden.<br />
Die besondere Entwicklung des vergangenen<br />
Jahres macht deutlich, so der DEBRIV,<br />
dass die Stromerzeugung aus Braunkohle<br />
erhebliche Relevanz für die Sicherheit der<br />
deutschen und europäischen Stromversorgung<br />
hat. Ein vorzeitiger oder überhasteter<br />
nationaler Ausstieg aus der Braunkohlenstromerzeugung<br />
gefährdet die Versorgungssicherheit<br />
in Deutschland und Europa,<br />
solange der erforderliche Netzausbau<br />
ausbleibt und die Speicherung hinreichend<br />
großer Strommengen nicht möglich ist.<br />
Der DEBRIV rechnet auch in den kommenden<br />
Jahren mit weiteren Reduzierungen<br />
bei der Verstromung heimischer Braunkohle.<br />
Die Entwicklung folgt den Vorgaben des<br />
europäischen Emissionshandelssystems,<br />
wonach die Menge kostenpflichtiger Emissionszertifikate<br />
jährlich abnimmt. Nach<br />
den Planungen der Unternehmen wird die<br />
Stromerzeugung aus Braunkohle in<br />
Deutschland in den 2040er Jahren enden.<br />
Ein vorzeitiger Ausstieg führt unweigerlich<br />
zu schweren Strukturbrüchen mit massiven<br />
Verlusten an Beschäftigung und Wertschöpfung<br />
in den Bergbauregionen, warnt<br />
der DEBRIV.<br />
• www.braunkohle.de<br />
Publications<br />
Zeitstandverhalten von<br />
metallischen Werkstoffen Leitfaden<br />
zur thermisch-mechanischen<br />
Beständigkeit von Eisen-,<br />
Nickel- und Kobaltlegierungen<br />
für Konstrukteure<br />
• Ulrich Brill<br />
336 Seiten. Hardcover<br />
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ISBN 978-3-446- 45531-3<br />
Leitfaden für alle Konstrukteure im Bereich<br />
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mürbe. Wenn Stähle oder Hochtemperaturlegierungen<br />
auf Dauer bei mehr als<br />
40 % ihres Schmelzpunktes belastet werden,<br />
gelten völlig andere Haltbarkeitsdaten<br />
als bei Raumtemperatur. Die mechanischen<br />
Eigenschaften werden zeitabhängig<br />
und die in den üblichen Nachschlagewerken<br />
verfügbaren Festigkeitswerte können<br />
nicht mehr verwendet werden. In der Industrie<br />
werden Metalle im Hochtemperaturbereich<br />
eingesetzt. Das Problem der<br />
Konstrukteure solcher Anlagen besteht darin,<br />
zuverlässige Daten für die mechanische<br />
Auslegung zu finden. Dieses Buch<br />
schafft erstmals Abhilfe. Es liefert:<br />
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23 Co-Basis-Legierungen mit erläuternden<br />
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der Auswahl der geeigneten Legierung<br />
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denn es enthält erstmals umfassende temperaturabhängige<br />
Zeitstanddaten. Der Autor<br />
verknüpft eigene Untersuchungen mit<br />
allen verstreut verfügbaren Datenquellen<br />
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Leitfaden für alle Konstrukteure im Bereich<br />
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als 30 Jahre in der NE-Metallindustrie und<br />
in der Stahlindustrie gearbeitet. Er ist heute<br />
noch Mitglied des Vorstandes des Hauses<br />
der Technik e. V. in Essen und hat eine<br />
Professur an der RWTH Aachen inne. Über<br />
sein Büro 3W für Fragen zu Werkstoffentwicklung,<br />
-einsatz und -versagen nutzt er<br />
seine berufliche und wissenschaftliche Erfahrung<br />
zur Unterstützung von Industriekunden<br />
rund um das Thema Werkstoffe.<br />
LLwww.hanser-fachbuch.de<br />
28
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Power News<br />
InfOrmATIOnSSIChErhEITSmAnAGEmEnTSySTEmE<br />
nach dem IT-Sicherheitskatalog gemäß § 11 Abs. 1b EnWG i.V.m. ISO/IEC 2700x<br />
für Betreiber von zertifizierungspflichtigen Energieerzeugungsanlagen<br />
ZIEL<br />
Durch unseren eintägigen Workshop erlangen Sie praxisnahes<br />
Basiswissen auf dem Gebiet der Informationssicherheit<br />
im Kraftwerksumfeld. Sie lernen die grundlegenden<br />
Inhalte und Ziele des IT-Sicherheitskataloges<br />
gemäß § 11 Abs. 1b EnWG sowie die Inhalte und<br />
Ziele der internationalen Normenreihe ISO/IEC 2700x<br />
kennen und sind in der Lage, beim Aufbau eines<br />
Informationssicherheitsmanagementsystems (ISMS) unterstützend<br />
mitzuwirken.<br />
ZIELGRUPPE<br />
IT- und Information Security Fachleute aus Kraftwerken,<br />
die sich mit Informationssicherheit auseinandersetzen und<br />
am Aufbau des ISMS unterstützend mitwirken bzw. auf die<br />
Zertifizierung vorbereiten.<br />
REfERENTEN<br />
Prof. h.c. (IUK) PhDr. Dipl.-Kfm./Dipl.-Vw.<br />
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Dipl.-Ing. Andreas Lemke<br />
Leiter der Zertifizierungsstelle GUTcert GmbH<br />
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ort Simulatorzentrum KSG|GfS<br />
Deilbachtal 173 | 45257 Essen<br />
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INHALT<br />
▪ Die (zertifizierungsrelevanten) Inhalte des IT-Sicherheitskataloges<br />
nach § 11 Abs. 1b EnWG<br />
Gesetzesgrundlage, aktuelle Lage der Bedrohung,<br />
Anforderungen des IT-Sicherheitskataloges,<br />
Anforderungen gemäß ISO/IEC 2700x<br />
▪ Allgemeine Verfahrensregeln bei der Zertifizierung<br />
gemäß § 11 Abs. 1b EnWG<br />
Bestimmung und Abgrenzung des Geltungsbereichs,<br />
Angaben in der Datenerfassung - Einflussfaktoren<br />
für den Auditaufwand, einzureichende Unterlagen,<br />
Zeitlicher Ablauf von der Anfrage bis zum Zertifikat<br />
▪ Implementierung eines Informationssicherheitsmanagementsystems<br />
für Kritis-Energieerzeuger<br />
Projektplan zur Implementierung eines ISMS für<br />
KRITIS-Energieerzeuger, zu erstellende Nachweise<br />
in Sachen IT-Sicherheitskatalog, zu erstellende<br />
Nachweise in Sachen ISO/IEC 2700x<br />
▪ Inhaltliche Anforderungen bei der Zertifizierung nach<br />
dem IT-Sicherheitskatalog nach § 11 Abs. 1b EnWG<br />
Risikomanagement: Bewertung und Behandlung,<br />
Umsetzung Zonenkonzept, Asset Kategorien,<br />
Asset Kategorien, SoA: Ausschließbare controls,<br />
SoA: Ausschließbare controls, internes Audit und<br />
Managementreview<br />
NocH fRAGEN?<br />
Ansprechpartner Herr Peter Lasch<br />
Telefon 0201 4862-169<br />
E-Mail<br />
p.lasch@ksg-gfs.de<br />
ANmELDUNG UND REcHTLIcHE HINwEISE<br />
unter: http://simulatorzentrum.de/<br />
workshop-isms/<br />
KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH<br />
IT-Bereich zertifiziert nach<br />
DIN EN ISO/IEC 27001:2017<br />
Zertifiziert nach<br />
DIN EN ISO 9001<br />
Deilbachtal 173 · 45257 Essen · Telefon 0201 4862-0 · Telefax 0201 4862-298 · www.simulatorzentrum.de 02|<strong>2019</strong><br />
29
Branchentermine kompakt <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Instandhaltung von<br />
Wärmeübertragern<br />
Schäden - Schadenserkennung -<br />
Schadensbehebung - Vorbeugung<br />
• Prof.Dr.-Ing. Markus Reppich (Hrsg.)<br />
2., überarbeitete Auflage <strong>2019</strong>.<br />
338 Seiten mit zahlr. Abbildungen und<br />
Tabellen. PP PUBLICO Publications<br />
ISBN 3-934736-40-8. Kartoniert € 58,--<br />
Die vorliegende zweite Auflage dieses<br />
Fachbuchs wurde inhaltlich grundlegend<br />
überarbeitet und unter Berücksichtigung<br />
technologischer Innovationen im Bereich<br />
der Wärmeübertragertechnik aktualisiert.<br />
Inhaltliche Schwerpunkte bilden praxisorientierte<br />
Informationen über die Entstehung,<br />
die Erkennung, die Vorbeugung und<br />
die Beseitigung von Schäden an Wärmeübertragern.<br />
Das Buch konzentriert sich hierbei auf die<br />
beiden marktbeherrschenden Apparatetypen,<br />
den Rohrbündel- und den Plattenwärmeübertrager.<br />
Zunächst wird im ersten<br />
Kapitel die Vielfalt möglicher Schadensursachen<br />
an Wärmeübertragern aufgezeigt.<br />
Es werden sowohl allgemeine als auch apparatespezifische<br />
Ursachen erläutert.<br />
Anhand zahlreicher Beispiele werden typische<br />
Schadensfälle beschrieben.<br />
Das zweite Kapitel stellt sowohl bewährte<br />
als auch innovative Verfahren der Schadenserkennung<br />
vor. Diese Verfahren kommen<br />
größtenteils innerhalb der Apparatefertigung<br />
zum Einsatz. Moderne Methoden<br />
wie die Ultraschallprüfung eignen sich<br />
aber auch für den mobilen Einsatz während<br />
des Betriebes.<br />
Der Schadensvorbeugung durch verschiedene<br />
Beschichtungstechnologien von Wärmeübertragerflächen<br />
ist das dritte Kapitel<br />
gewidmet. Die Instandhaltung von Plattenund<br />
Rohrbündelapparaten sowie von<br />
Kühltürmen durch geeignete Maßnahmen<br />
zur Schadensbehebung und zur Reinigung<br />
bildet den Inhalt des vierten Kapitels. In<br />
diesem Kapitel steht die effiziente Planung<br />
und Durchführung von Instandhaltungsmaßnahmen<br />
zur Verkürzung von Stillstandszeiten<br />
und zur Erhöhung der Anlagenverfügbarkeit<br />
im Vordergrund.<br />
LLwww.pp-publico.de<br />
Branchentermine<br />
kompakt<br />
Gestiegene Internationalität<br />
und mehr Entscheider: E-world<br />
energy & water festigt Position als<br />
Leitmesse der Energiewirtschaft<br />
Einen beeindruckenden Blick in die Zukunft<br />
der Energieversorgung bot die E-<br />
world energy & water. 780 Aussteller –<br />
eine neue Bestmarke – aus 26 Nationen<br />
präsentierten auf Europas Leitmesse der<br />
Energiewirtschaft den erneut über 25.000<br />
Fachbesuchern ihre innovativen Produkte<br />
und Dienstleistungen. In der Messe Essen<br />
wurde dabei deutlich: Die Digitalisierung<br />
eröffnet der Branche ganz neues Entwicklungspotenzial.<br />
Intelligente Lösungen vernetzen<br />
die Energieversorgung ganzer<br />
Quartiere, steuern ressourcenschonend<br />
den Stromverbrauch der Haushalte und<br />
stärken die Infrastruktur der Elektromobilität.<br />
Zahlreiche Entscheider aus Politik,<br />
Wirtschaft und Verbänden nutzten die<br />
drei Messetage der E-world, um sich über<br />
die bestimmenden Themen der Branche<br />
auszutauschen, neue Kontakte zu knüpfen<br />
und wertvolle Informationen zu gewinnen.<br />
„Europas Leitmesse der Energiewirtschaft<br />
hat erneut unterstrichen, dass sie der ‘Place<br />
to be’ für die gesamte Branche ist. Das<br />
zeigt auch der hohe Anteil der internationalen<br />
Besucher, der um zehn Prozent höher<br />
lag als im Vorjahr. Besonders freut<br />
uns, dass wir erneut mehr Entscheider begrüßen<br />
konnten. Vier von fünf E-world-Besuchern<br />
haben eine Leitungsfunktion<br />
inne, das spiegelt die Bedeutung der Fachmesse<br />
bestens wider”, so Oliver P. Kuhrt,<br />
Geschäftsführer der Messe Essen. Dr. Niels<br />
Ellwanger, Vorstand der con|energy<br />
ag: „Mit 780 Unternehmen präsentierten<br />
sich so viele Aussteller auf der E-world wie<br />
niemals zuvor. Alle wichtigen Player der<br />
Energiewirtschaft waren vertreten. Gemeinsam<br />
mit zahlreichen Start-ups, Verbänden<br />
und Institutionen zeigten sie unter<br />
den Leitmotiven ‚Smart Cities‘ und<br />
‚Climate Solutions‘ innovative Lösungen,<br />
die die Energieversorgung von morgen<br />
maßgeblich beeinflussen werden.“<br />
Wertvolle Kontakte für Start-Ups<br />
zu potentiellen Investoren<br />
Viele dieser zukunftsweisenden Lösungen<br />
für die Energiebranche werden von<br />
jungen Firmen und Start-ups entwickelt.<br />
90 von ihnen präsentierten sich auf der E-<br />
world im Ausstellungsbereich “Innovation”<br />
der Fachwelt. Firmengründer und Wissenschaftler<br />
bekamen hier wertvolle Unterstützung<br />
bei der Suche nach Investoren.<br />
In über 1.200 Speeddatings konnten<br />
Firmengründer und Forschungseinrichtungen<br />
in jeweils Acht-Minuten Slots Unternehmen<br />
sowie andere Stakeholder für<br />
ihre Projekte begeistern und Kooperationen<br />
initiieren.<br />
E-world als Think-Tank der Energiebranche<br />
Die Besucher der E-world stammten vor<br />
allem von Energieversorgungs- unternehmen,<br />
Dienstleistern und Stadtwerken. Ihr<br />
besonderes Interesse galt dabei Energiedienstleistungen,<br />
Informationstechnologie<br />
und dem Energiehandel. Mit einem<br />
informativen Rahmenprogramm, fachlichen<br />
Diskussionen und thematischen Vorträgen<br />
erwies sich die E-world erneut als<br />
Think-Tank der europäischen Energiebranche.<br />
Im Messe-Kongress gab es zehn<br />
hochkarätig besetzte Panels – unter anderem<br />
mit Vertretern des Bundeswirtschaftsministeriums,<br />
der Bundesnetzagentur,<br />
EWE, E.ON, Google Germany und<br />
RWE.<br />
Am ersten Messetag informierten sich<br />
beim Fachkongress Zukunftsenergien der<br />
EnergieAgentur.NRW über 500 Teilnehmer<br />
zum Leitthema „Energiesystem, Industrie<br />
und Städte der Zukunft im Fokus”.<br />
Gut besucht waren zudem die vier thematischen<br />
Foren „Smart Tech“, „Energy Transition“,<br />
„Innovation“ und „Trading & Finance“<br />
direkt auf der Messefläche. Erstmals<br />
war die E-world Gastgeber des Glasfaserforums.<br />
Hier sprachen Referenten aus Politik,<br />
Fachverbänden und bereits erfolgreich<br />
im Glasfaserausbau aktiven Stadtwerken<br />
über die Chancen des Geschäftsfeldes<br />
Breitband in Deutschland.<br />
LLwww.e-world-essen.com<br />
DIAM+DDM – mit Schwung<br />
ins Messejahr <strong>2019</strong><br />
(diam) Die Premiere der DIAM/DDM im<br />
mitteldeutschen Chemiedreieck steht vor<br />
der Tür. Damit geht für alle Beteiligten eine<br />
lange Phase der Vorbereitung zu Ende.<br />
In Summe werden sich 120 Aussteller im<br />
ausverkauften GLOBANA Trade Center auf<br />
der DIAM/DDM im März präsentieren.<br />
In Bochum <strong>2019</strong> werden<br />
Rekordzahlen erwartet<br />
<strong>2019</strong> ist ein DIAM/DDM-Jahr – diesmal<br />
umso mehr, da die bewährte Doppelmesse<br />
für Industriearmaturen und Dichtungen<br />
bereits am 13./14. März in Schkeuditz bei<br />
Leipzig als auch am 9./10. Oktober wiederum<br />
am Gründungsort Bochum stattfindet,<br />
wo sie sich als absoluter Branchentreff im<br />
Messekalender etabliert hat.<br />
Unterstrichen wird dies durch neue Rekordzahlen,<br />
die der Veranstalter, die<br />
MT-Messe & Event GmbH, aktuell mitgeteilt<br />
hat: Die Ausstellerzahl in der Ruhrgebietsstadt<br />
von inzwischen über 200 hat<br />
sich damit in den letzten Jahren mehr als<br />
verdoppelt. Zusätzlich wurde die Messefläche<br />
um 2.739 Quadratmeter auf eine Gesamtfläche<br />
von 8.802 Quadratmetern vergrößert.<br />
Dadurch können nun die neuesten<br />
30
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
thermprocess.de<br />
Branchenterminekompakt tbwom.de<br />
Produkte aus den Bereichen Industriearmaturen<br />
und Dichtungen in der Bochumer<br />
Jahrhunderthalle erstmals gemeinsam auf<br />
einer Ebene präsentiert werden.<br />
Einer der Gründe für den Erfolg der DIAM/<br />
DDM ist die nationale Ausrichtung, die von<br />
den meisten Ausstellern sehr geschätzt<br />
wird. Ein weiterer Grund sind die beliebten<br />
All-Inklusive-Pakete für Aussteller, die<br />
auch weiterhin fester Bestandteil des Messekonzeptes<br />
sind.<br />
Für alle Besucher der Messe steht wieder<br />
das in die Messe integrierte Vortragsforum<br />
bereit, das erneut mit der Fachzeitschrift<br />
Industriearmaturen + Dichtungstechnik<br />
aus dem Vulkan-Verlag organisiert wird.<br />
Auch dieses erstmalig von DIAM und DDM<br />
gemeinsam durchgeführte Forum ist für<br />
alle Teilnehmer der beiden Messen kostenfrei.<br />
LLwww.diam.de<br />
51. Kraftwerkstechnisches<br />
Kolloquium<br />
• 22. und 23. Oktober <strong>2019</strong><br />
Dresden<br />
Seit nunmehr 51 Jahren richtet die Technische<br />
Universität Dresden das Kraftwerkstechnische<br />
Kolloquium aus. Es hat<br />
sich zu einer wissenschaftlich-technischen<br />
Konferenz mit jährlich etwa 900 Teilnehmern<br />
mit starkem Anteil aus der Industrie<br />
- zunehmend auch international - entwickelt.<br />
Themenschwerpunkte der Veranstaltung<br />
<strong>2019</strong> sind:<br />
• Neubau- und Pilotprojekte in der Kraftwerkstechnik<br />
• Verbrennung und Dampferzeuger<br />
• Kernenergetische Systeme<br />
• Energiemaschinen<br />
• Prozesssimulation, Messtechnik und Digitalisierung<br />
• Integration regenerativer Energieträger<br />
• Netze<br />
• Betrieb und Instandhaltung<br />
• Weitere Informationen stehen online<br />
untert<br />
LLwww.kraftwerkskolloquium.de<br />
worldwide<br />
Metals<br />
EFFICIENT PROCESS SOLUTIONS<br />
12. INTERNATIONALE FACHMESSE UND<br />
SYMPOSIUM FÜR THERMOPROZESSTECHNIK<br />
Neue Werkstofflösungen durch<br />
Wärmebehandlung<br />
Die THERMPROCESS mit Symposium deckt alle<br />
Geschäfts felder rund um industrielle Thermo prozessanlagen<br />
ab – mit Neuheiten und Innovationen aus<br />
den Bereichen Industrieöfen, Wärmeerzeugungsanlagen<br />
und thermische Verfahrenstechnik.<br />
Plattform für Know-how-Transfer<br />
Vorträge zu den neuesten Entwicklungen aus<br />
Wissen schaft, Forschung und Industrie ergänzen<br />
die Ausstellung.<br />
Willkommen in Düsseldorf!<br />
Messe Düsseldorf GmbH<br />
Postfach 10 10 06 _ 40001 Düsseldorf _ Germany<br />
Tel. +49 211 4560-01 _ Fax +49 211 4560-668<br />
www.messe-duesseldorf.de<br />
31
„Autonomes Fahren“ der VE-Anlage <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
„Autonomes Fahren“ der VE-Anlage<br />
Künstliche Intelligenz (KI) in der VE-Produktion<br />
Dieter Mauer<br />
Abstract<br />
„Autonomous operation“ of the DI-plant<br />
Artificial Intelligence (AI) in DI-Production<br />
When planning a new DI-plant, the goal is more<br />
and more the deserted plant. At the same time,<br />
laboratory skills are reduced as much as possible.<br />
This discrepancy can only be counteracted if<br />
the system itself is in a position to analyse itself,<br />
to recognise fault states itself, to specify the exact<br />
location and origin of the fault and, in the<br />
best-case scenario, to even provide the operator<br />
with suggested solutions and recommended actions.<br />
This is precisely the task of the new MionTec<br />
analysis system, which will be presented in this<br />
paper. It bases on methods of the Artificial Intelligence<br />
and can determine with very few measured<br />
data complex predictions of the system<br />
behaviour with regard to each individual stage<br />
of the DI-plant. It predicts conductivity and pH<br />
after each stage and shows them in a graphical<br />
form similar to the one the operator of its PCS is<br />
accustomed to.<br />
The objective is a system, which, together with<br />
the measurement data of the PCS, compares<br />
prediction and reality in detail and from this<br />
identifies aging, component errors and deviations<br />
as automatically as possible and announces<br />
them to the operator.<br />
The autonomous repair is probably still a vision,<br />
but the regular adjustment of the regenerant<br />
consumption on the actual needs is already<br />
possible!<br />
l<br />
Autor<br />
Dr. Dieter Mauer<br />
MionTec GmbH<br />
Leverkusen/Deutschland<br />
Die autonome Reparatur ist wohl wirklich<br />
Vision, aber die regelmäßige Justierung<br />
des Regeneriermittelverbrauches auf die<br />
tatsächlich notwendigen Mengen ist schon<br />
jetzt möglich!<br />
Die Motivation: Die VE-Anlage<br />
kränkelt<br />
Früher: Kompetenz vor Ort<br />
Viele von uns kennen noch die Zeit, in der<br />
VE-Anlagen personalmäßig so gut ausgestattet<br />
waren, dass selbst Handbetrieb<br />
noch möglich war oder der Laborchemiker<br />
die Anlagendaten permanent nachgemessen<br />
hat und Fehler frühzeitig auffielen.<br />
Meist wurden bei Fehlern schnell Lösungen<br />
gefunden, um die Anlage weiter produzieren<br />
zu lassen.<br />
Heute: Kompetenz wird von extern geholt<br />
In den letzten Jahren hat sich die Personalausstattung<br />
in diesen Anlagen stark verringert.<br />
Ein Abweichen vom Normalbetrieb<br />
wird oft über lange Zeiten übersehen oder<br />
es werden auch Änderungen an den Anlagen<br />
durchgeführt, die im günstigsten Fall<br />
nur als unüberlegt bezeichnet werden können.<br />
Wenn dann offenbar wird, dass die Anlagen<br />
nicht mehr günstig oder zuverlässig<br />
produzieren, ist meist eine Analyse durch<br />
externe Fachleute notwendig, um die aufgelaufenen<br />
Fehler zu identifizieren und<br />
möglichst auch zu korrigieren. Diese Anlagenbegutachtungen<br />
sind in der Regel zielführend,<br />
werden aber nur beauftragt,<br />
wenn schon schlimme Fehlzustände offenbar<br />
wurden.<br />
Zukünftig: Die menschenleere Anlage –<br />
Und nun?<br />
Bei heutigen Neuplanungen besteht fast<br />
grundsätzlich die Anforderung, die Anlage<br />
menschenleer und vollautomatisch betreiben<br />
zu können. Hintergrund ist das dafür<br />
bereits vorgesehene völlige Fehlen von<br />
Fachpersonal vor Ort.<br />
Es stellt sich dann die Frage, wer die Anlage<br />
noch überwacht und optimale Regenerationseinstellung<br />
vornehmen kann und<br />
wie Fehlzustände oder auch nur Folgen<br />
von bestimmungsgemäßer Alterung erkannt<br />
werden sollen.<br />
An dieser Stelle kommt nunmehr eine neue<br />
Idee zum Tragen. Hintergrund ist die Zielsetzung,<br />
dass sich die Anlage selbst überwacht,<br />
permanent selbst diagnostiziert<br />
und bei Abweichungen vom Sollzustand<br />
möglichst umgehend eine Meldung absetzt<br />
und gleichzeitig auch bereits eine Zusatzinformation<br />
über den Ort und die Herkunft<br />
des Problems bereithält. Ebenso sollte ein<br />
solches Werkzeug in der Lage sein, bestimmungsgemäße<br />
Alterungsfolgen zu quantifizieren<br />
und von echten Fehlern zu trennen.<br />
Das vorrangige Ziel ist also die Erhöhung<br />
der Betriebssicherheit. Gleichzeitig wäre es<br />
auch schön, den häufigen und teuren Fehler<br />
der falschen Regeneriermitteleinstellung<br />
durch entsprechende kostenoptimale<br />
Vorschläge zu verhindern.<br />
Die künstliche Intelligenz hat es<br />
vorgemacht: Bottom-Up-Lernen<br />
Mustererkennung in großen Datenmengen<br />
Am Anfang der Entwicklung des Mi-Vision-<br />
Systems stand unsere Messdatenerfassung<br />
an zahlreichen VE-Anlagen in der Vergangenheit.<br />
Viele Daten wurden zusammengetragen<br />
und empirisch dargestellt. Im Laufe<br />
der Jahre ergaben sich entsprechende<br />
musterhafte Verhaltensweisen im Anlagenverhalten,<br />
die in früheren Veröffentlichungen<br />
[1, 2] bereits beschrieben wurden.<br />
Gleichzeitig haben wir anhand von zahlreichen<br />
Harzmusteruntersuchungen quantifizierbare<br />
Aussagen über das Alterungsverhalten<br />
verschiedener Harztypen ermittelt<br />
[1, 2].<br />
Fehlersuche durch Vergleich mit<br />
bekannten Mustern<br />
Eine Fehlersuche in zur Analyse anstehenden<br />
Anlagen erfolgte vorrangig durch grafischen<br />
Vergleich von gemessenen Kurven<br />
oder Zahlendaten.<br />
In der KI wird diese Art der Mustererkennung<br />
und die Zuordnung eines „Normalverhaltens“<br />
als Deep-Learning oder Bottom-Up-Learning<br />
bezeichnet.<br />
Finale des Bottom-Up: Erkennen der<br />
Gesetze und Gleichungen hinter den<br />
Mustern<br />
Diese Strategie war erst eine Zwischenstation,<br />
nicht das Ziel. Sie bildete aber die Da-<br />
32
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
„Autonomes Fahren“ der VE-Anlage<br />
tenbasis, mit der wir dann die chemischphysikalischen<br />
Hintergründe ermitteln<br />
und errechnen konnten. Auch dies ist bereits<br />
veröffentlicht [3, 4, 5].<br />
Wenn Messwerte nachrechenbar sind, können<br />
wir sie auch vorhersagen. Aus dieser<br />
simplen Schlussfolgerung erfolgte dann<br />
der Schritt, über ein Software-basiertes<br />
System eine ausreichend präzise Vorhersage<br />
der Anlagenmesswerte an verschiedenen<br />
Stellen der Anlage zu ermöglichen.<br />
Daraus ergaben sich sehr schnell noch einige<br />
weitere sehr leistungsfähige Fähigkeiten.<br />
Dies wird im nächsten Kapitel detaillierter<br />
beschrieben.<br />
Der Weg in die Zukunft: Top-<br />
Down-Synthese mit KI<br />
In diesem Kapitel werden die notwendigen<br />
Schritte aufgeführt, die wir zum Mi-Vision-<br />
System kombiniert haben. Zuerst steht dabei<br />
immer die analytische Seite, also die<br />
Diagnose des Zulaufes. Mit deren Hilfe<br />
prognostiziert das System das Verhalten<br />
der VE-Straße und damit besteht dann die<br />
Möglichkeit, die Ergebnisse der Diagnose<br />
auch zur Beeinflussung der Anlagensteuerung<br />
mit zu verwenden. Dieser rückwirkende<br />
Eingriff ist natürlich optional und<br />
dessen Ergebnisse können auch als Zwischenschritt<br />
manuell verglichen werden.<br />
Online-Ermittlung der Zulauf-<br />
Wasserqualität<br />
Eine entscheidende variable Größe in der<br />
VE-Anlage ist eine schwankende Rohwasserqualität.<br />
Dies können jahreszeitliche<br />
Schwankungen oder auch unterschiedlich<br />
wählbare Brunnen sein. Auch unterschiedliche<br />
Kondensatbeimischungen verändern<br />
die Rohwasserkonzentration. Dabei handelt<br />
es sich um zwei verschiedene Variationen.<br />
Die erstere betrifft sowohl den Gesamtsalzgehalt<br />
(TDS oder Kationensumme)<br />
als auch das Verhältnis zwischen<br />
Mineralsäureanionen (FMA) und Hydrogencarbonat<br />
(HCO – 3 ). Die Kondensatbeimischung<br />
alleine ist einfacher, da nur der<br />
TDS variiert, aber der relative HCO – 3 -Anteil<br />
an den Anionen nicht. Es handelt sich<br />
ja nur um eine variable Verdünnung.<br />
Eine für die beabsichtigten Zwecke nutzbare<br />
Messung der Wasserqualität muss allerdings<br />
beiden Variationen Rechnung tragen<br />
können. Hierzu stehen zwei online-Methoden<br />
zur Verfügung: Zum einen ist es der<br />
Quotient der Leitfähigkeit vor und der<br />
nach Kationenaustauscher [3, 4, 5], eine<br />
Methode für zweistraßige Anlagen. Ebenso<br />
funktioniert die Messung der Rohwasser-<br />
Leitfähigkeit sowie eine online-Titration<br />
des +m-Wertes über ein Zweigleichungssystem.<br />
Letzteres ist bei Großanlagen mit<br />
vielen parallelen Straßen kostengünstiger<br />
zu realisieren. Beide Methoden liefern jedoch<br />
gleichermaßen die drei entscheidenden<br />
Größen TDS, FMA und HCO – 3 :<br />
Q01<br />
LF<br />
Q02<br />
LF<br />
KAT<br />
(TDS)<br />
SiO 2<br />
HCO 3<br />
FMA<br />
Bild 1. Ermittlung der 4-Quadranten-Daten aus<br />
dem Leitfähigkeits-Quotienten über KAT.<br />
Für die Ermittlung der Beladung der Einzelstufen<br />
in der VE-Straße sind prinzipiell<br />
nach dem 4-Quadranten-Modell [5] der<br />
TDS, FMA und HCO 3<br />
–<br />
sowie Kieselsäure<br />
(SiO 2 ) und der Schlupf des Rieselers völlig<br />
ausreichend (B i l d 1 ). Der Rieselerschlupf<br />
ist in den allermeisten Fällen ein<br />
konstanter Wert, der abgeschätzt oder einmalig<br />
nachgemessen wird. Die SiO 2 kann<br />
im Rohwasser oft als weitgehend konstanter<br />
Wert ermittelt werden und wird dann<br />
über die gemessene Leitfähigkeit im Rohwasser<br />
linear mitskaliert. Es ist daher<br />
zweckmäßig, die SiO 2 in der Einheit ppm/<br />
(100 µS/cm) anzugeben. Über die Messung<br />
der Rohwasser-Leitfähigkeit wird<br />
dann der aktuell zulaufende Wert ermittelt.<br />
Die Methode der Zuteilung der 4-Quadranten-Darstellung<br />
der Wasseranalyse auf die<br />
verschiedenen Stufen der VE-Straße ist in<br />
(5) beschrieben. Am Ende dieses Rechenschrittes<br />
stehen also die individuellen Zulaufkonzentrationen<br />
der bis zu vier Einzelstufen<br />
der VE-Straße.<br />
mathematische<br />
Durchbruchskurvensimulation<br />
Bild 2. Vereinfachte Darstellung verschieden<br />
steiler Durchbruchskurven.<br />
Simulation von Durchbruchskurven<br />
Der nächste wesentliche Schritt ist die Berechnung<br />
von Durchbruchskurven<br />
(B i l d 2 ). Hier wird ein mathematisches<br />
Modell nach Thomas-Reynolds vorgeschlagen,<br />
welches eine einfache Anpassung auf<br />
verschiedene kinetisch bedingte Durchbruchssteilheiten<br />
erlaubt und gleichermaßen<br />
die Kurvenform von tatsächlich beobachteten<br />
Durchbruchsprofilen annähert.<br />
Hier kommt es auf die möglichst reale Kurvenform<br />
bei Schlupfwerten von wenigen %<br />
an.<br />
Entscheidend sind die Eigenarten, dass das<br />
Maximum dieser Kurven bei 1 liegt und die<br />
X-Achse relativ zur errechneten Nutzbaren<br />
Kapazität (NK) für diesen Einsatzfall dargestellt<br />
ist. Mit Hilfe dieser Kurvenwerte<br />
multipliziert mit der Zulaufkonzentration<br />
aus dem vorigen Kapitel kann dann die<br />
wahre Konzentration der einzelnen Bestandteile<br />
der Wasseranalyse in Abhängigkeit<br />
vom Beladefortschritt der individuellen<br />
Harzstufen errechnet werden.<br />
Im Mi-Vision System sind insgesamt 5 solche<br />
Durchbruchskurven vorgesehen, da<br />
–<br />
die gemischtbasische Stufe für die HCO 3<br />
auf dem starkbasischen Kapazitätsanteil<br />
und die FMA-Anionen auf dem schwachbasischen<br />
Kapazitätsanteil eigene und unterscheidbare<br />
Durchbrüche zeigen, deren<br />
Verhältnis vom Quaternierungsgrad der<br />
Harztypen abhängt. Diese beiden Teilkapazitäten<br />
lassen sich bei der Inbetriebnahme<br />
auf den verwendeten Harztyp anpassen.<br />
Des weiteren sind bei Durchbruch durch<br />
die schwachen Stufen die dann immer stärker<br />
schlupfenden Konzentrationsanteile<br />
als zusätzliche Belastung der noch folgenden<br />
starken Stufen mit berücksichtigt. Dies<br />
führt zu dem die Realität gut wiedergebenden<br />
Verhalten der im Verlauf der Beladung<br />
steigenden Beladegeschwindigkeiten der<br />
starken Stufen (vgl. auch B i l d 4 ).<br />
Verfolgung der Beladung je Stufe,<br />
Errechnung des Regeneriermittelbedarfs<br />
Die Durchbruchsprofile und deren Reihenschaltung<br />
über schwache und starke Stufen<br />
enthalten Informationen über die von<br />
einer individuellen Stufe aufgenommenen<br />
Anteile der Wasseranalyse in Abhängigkeit<br />
vom Beladefortschritt. Durch Multiplikation<br />
mit dem am System angeschlossenen<br />
Messwert des Volumenstroms der Anlage<br />
wird dann das Integral über dt als Beladung<br />
je Einzelstufe gebildet. Dadurch ergeben<br />
sich 4 Säulen, die von 0 steigend die<br />
Beladung jeder Stufe darstellen (B i l d 3 ).<br />
Sowohl absolute als auch relative Säulendarstellungen<br />
sind möglich. Die relative<br />
Beladung ergibt sich aus der absoluten Beladung<br />
durch Einbeziehung des Harzvolumens<br />
und der vorab berechneten maximal<br />
möglichen Nutzbaren Kapazität (NK) je<br />
Stufe. Die Letzteren sind übrigens die einzigen<br />
ingenieurmäßigen Berechnungen,<br />
welche bei der Inbetriebnahme des Systems<br />
einmalig zu ermitteln sind.<br />
Als Beispiel sind die relativen Beladungen<br />
über den Beladefortschritt in B i l d 4 gezeigt.<br />
Qmax<br />
0<br />
WAC SAC WBA SBA<br />
Bild 3. Relative Beladung jeder Stufe.<br />
33
„Autonomes Fahren“ der VE-Anlage <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
in %<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000<br />
Bild 4. Relativer Beladungsanstieg jeder Stufe.<br />
Durchsatz in Liter<br />
QRwac QRsac QRwba QRsba<br />
Durchbruch der FMA-Anionen mit dem<br />
zweiten Sprung in beiden Kurven.<br />
––<br />
Der SBA zeigt die konstant niedrige Leitfähigkeit<br />
und den typischen pH bei 8,5<br />
und am Beladeende den durch Na-<br />
Durchbruch durch den KAT verursachten<br />
Anstieg beider Werte.<br />
Vergleich von simulierten mit gemessenen<br />
Prozessdaten, Selbstdiagnose<br />
Zum Aufbau eines ausreichenden Vertrauens<br />
in die neue Mi-Vision-Technologie ist es<br />
naheliegend, echte Messdaten in der Anlage<br />
(durchgezogene Linien in den beiden<br />
folgenden Abbildungen) neben die simulierten,<br />
also prognostizierten Kurven (gestrichelt)<br />
zu stellen (B i l d 6 und B i l d 7 ).<br />
Darüber lässt sich die Anlage bei der IBN<br />
einerseits abgleichen, andererseits lassen<br />
sich auch bereits Harzalterungen oder auch<br />
Problematiken in der Anlage erkennen.<br />
Insbesondere die Position der Durchbrüche<br />
auf der X-Achse werden dabei als wesentlich<br />
zu nutzen sein. Hier ist an der pH-<br />
Sehr deutlich sind in der Darstellung die<br />
unterschiedlichen Geschwindigkeiten der<br />
Beladung erkennbar; am deutlichsten an<br />
der dunkelblauen Kurve der SBA-Beladung.<br />
Dieses Verhalten mit drei verschiedenen<br />
Steigungen wird im nächsten Abschnitt<br />
noch verdeutlicht.<br />
Wenn am Beladeende ein bestimmter Beladezustand<br />
der Einzelstufen erreicht ist,<br />
kann über die erreichte absolute Kapazität<br />
multipliziert mit einem zielführend eingestellten<br />
Regeneriermittelüberschuss (RÜ)<br />
die notwendige Regeneriermittelmenge<br />
nach dieser Beladung errechnet werden.<br />
Im einfachsten Fall können Sie die vorgeschlagenen<br />
Werte mit den aktuell in der<br />
Anlage eingestellten vergleichen und gegebenenfalls<br />
Ihre Schlüsse ziehen. Nach einem<br />
ausreichenden Vertrauensgewinn<br />
wäre denkbar, diese Rückkopplung tatsächlich<br />
zur Anpassung der Regeneriermittelmengen<br />
zu verwenden. Damit ist das<br />
Ziel greifbar nahe, dass die Anlagen immer<br />
mit weitgehend konstantem RÜ, also mit<br />
konstant (niedrigen) Chemikalienkosten<br />
betrieben werden können.<br />
Berechnung von LF/pH an jedem Ort und<br />
jeder Zeit in der VE-Straße<br />
Die mathematisch simulierten Durchbruchskurven<br />
bieten zusätzlich die Möglichkeit,<br />
die Konzentrationen der einzelnen<br />
Stoffanteile nach den einzelnen Harzstufen<br />
zu errechnen. Dies führt<br />
letztendlich zur Darstellung von pH- und<br />
Leitfähigkeitskurven nach jeder der vier<br />
Stufen in Abhängigkeit vom Beladefortschritt.<br />
Hierzu sind einige chemisch-physikalische<br />
Gesetzmäßigkeiten notwendig, die sich<br />
aber meist nur auf das Massenwirkungsgesetz<br />
oder deren Spezialfall, die Henderson-<br />
Hasselbalch-Gleichung beziehen.<br />
10<br />
9<br />
8<br />
7<br />
6<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
0<br />
0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000<br />
Durchsatz in Liter<br />
LFwba (uS/cm) LFsba (uS/cm) pHwac pHsac pHwba pHsba<br />
Bild 5. Beispielhafte Darstellung über die Simulation errechneter Messwertkurven nach WAC,<br />
SAC, WBA und SBA.<br />
Die Grafik im B i l d 5 zeigt einen typischen<br />
Verlauf, der alle Durchbruchsphänomene<br />
einer vierstufigen VE-Straße übersichtlich<br />
ausweist (auch wenn sie in typischen Produktionsanlagen<br />
in dieser Fülle selten gemessen<br />
werden):<br />
––<br />
Der pH nach WAC zeigt den typischen<br />
Anstieg und den 10%igen Durchbruch<br />
bei ca. pH 5,4 nach 1.250 l.<br />
––<br />
Der pH nach SAC zeigt den weitgehend<br />
konstanten Verlauf mit der Abhängigkeit<br />
vom FMA-Gehalt und den gerade erkennbaren<br />
Anstieg im finalen Durchbruch.<br />
––<br />
Der WBA zeigt den doppelten Durchbruch:<br />
Zuerst den HCO – 3 -Durchbruch<br />
mit dem ersten pH-Abfall und Leitfähigkeits-Anstieg<br />
und dann den finalen<br />
Kurve nach WBA sehr deutlich die schon<br />
recht gute Entsprechung zwischen Prognose<br />
und Messung erkennbar.<br />
Das Mi-Vision-System<br />
Mi-Vision als Zusatzkomponente zum PLS<br />
Die gegenwärtige Planung der Produktentwicklung<br />
sieht die Abbildung des Mi-Vision-Systems<br />
in einem Mikrocontroller vor,<br />
der über eine Netzwerkkopplung in bestehende<br />
Prozessleitsysteme eingebunden<br />
wird. Der Software-Baustein (oder mehrere<br />
für eine Multi-Straßen-Anlage) besitzt<br />
einen Eingangsdatenvektor mit ca. 35 Werten<br />
sowie einen Ausgangsdatenvektor mit<br />
ebenso etwa 30…35 Werten. Diese Daten<br />
34
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
„Autonomes Fahren“ der VE-Anlage<br />
7<br />
6<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
pHWAC<br />
pHsac<br />
pHwac<br />
0<br />
0 5 10 15<br />
Beladedauer in h<br />
Bild 6. Beispielvergleich von Messdaten und Simulationsdaten nach WAC und SAC.<br />
10<br />
9<br />
8<br />
7<br />
6<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
pHSBA<br />
pHsba<br />
pHWBA<br />
pHwba<br />
0<br />
0 5 10 15<br />
Beladedauer in h<br />
Bild 7. Beispielvergleich von Messdaten und Simulationsdaten nach WBA und SBA.<br />
werden vom PLS beschrieben, vom Mikrocontroller<br />
im 1 sec-Takt bearbeitet und die<br />
Ausgänge wieder vom PLS gelesen und z.B.<br />
in Kurven dargestellt.<br />
Das Bedieninterface kann also je nach Betreiberwunsch<br />
einfach oder auch hochgradig<br />
informativ gestaltet werden. Soll die<br />
Anbindungsarbeit minimal bleiben, ist nur<br />
die Übergabe des Durchflusses und zweier<br />
Leitfähigkeitswerte pro Straße notwendig.<br />
Für die Datendarstellung und -speicherung<br />
sowie die Alarmierungen kann dann ein<br />
ebenso erhältliches Operator-Panel mit einer<br />
fertigen Bilddarstellung zugefügt werden.<br />
Diese Variante ist dann weniger integriert,<br />
sondern steht parallel zum PLS zur<br />
Verfügung.<br />
Mi-Vision-Evaluation zum Test und zur<br />
Vertrauensbildung<br />
Die bisherigen Erfahrungen bei der Produkteinführung<br />
haben gezeigt, dass das<br />
wesentliche Interesse zuerst bei einem<br />
Evaluierungssystem liegt, welches wenig<br />
Anbindungsarbeit erfordert, aber trotzdem<br />
die Beurteilung der Möglichkeiten bietet.<br />
Hierzu stehen verleihbare Evaluierungssysteme<br />
– Mi-Vision-Evaluation – zur Verfügung.<br />
Die Messung an der betrieblichen<br />
Anlage erfolgt durch wenige Probennahmeleitungen<br />
und im System integrierte<br />
Sensoren (B i l d 8 ).<br />
Rot dargestellt sind die mindestens erforderlichen<br />
Daten. Das Evaluierungssystem<br />
misst die beiden Leitfähigkeiten selbst. Der<br />
Durchfluss ist fast immer vorhanden und<br />
wird über eine 4…20 mA-Leitung übertragen.<br />
Zum Vergleich von Prognose und Realität<br />
sind dann die grünen Probennahmestellen<br />
in fast jeder Anlage nutzbar, die blauen zumindest<br />
manchmal. Sollte ein Silikometer<br />
vorhanden sein, kann auch dessen 4…20<br />
mA-Ausgang mit aufgezeichnet werden.<br />
Die alternativ beschriebene Methode der<br />
Bestimmung der Rohwasseranalyse über<br />
+m-Wert und Leitfähigkeit kann ebenso<br />
auf Wunsch umgesetzt werden.<br />
Für jede Straße wird ein im folgenden<br />
Bild dargestelltes Messmodul eingesetzt.<br />
Das Rechnermodul kann einige Straßen<br />
dieser Art gleichzeitig betreiben (>≈ 8,<br />
Bild 9)<br />
Die Mi-Vision-Systeme sind mit einem Mobilfunk-Router<br />
ausgestattet, über den eine<br />
Fernassistenz und -auswertung möglich<br />
ist. Auch ohne Anbindung an ein geschlossenes<br />
Firmennetz kann über diesen Zugang<br />
eine Beobachtungsmöglichkeit geschaffen<br />
werden, was den häufigsten Anforderungen<br />
an die Datensicherheit in<br />
Firmennetzen entspricht. Zur Datenübertragung<br />
werden dabei VPN-Tunnel genutzt,<br />
die aus Sicht der Datensicherheit hohen<br />
Ansprüchen genügen.<br />
Was bringt uns die KI in der<br />
VE-Anlage?<br />
Als Zusammenfassung seien die hauptsächlich<br />
zu erwartenden Nutzeffekte der<br />
neuen Technologie dargestellt. Dies ist natürlich<br />
gleichzeitig ein Ausblick in die Zukunft,<br />
da sich das Mi-Vision-System noch<br />
in Weiterentwicklung befindet.<br />
Kostenoptimale Regeneriermittelmengen<br />
Der wesentliche Wirtschaftlichkeitsaspekt<br />
ist die Vermeidung von unnötigen Kosten,<br />
da die Regeneriermittelmengen nur in den<br />
seltensten Fällen auf veränderte Situationen<br />
angepasst werden. Damit kommt diese<br />
Technik dem theoretischen Optimum der<br />
Fahrweise mit konstantem Regeneriermittelüberschuss<br />
schon sehr nahe.<br />
Betriebssicherheit trotz Personalmangel,<br />
Erkennung von Fehlzuständen<br />
Mi-Vision kann die Auswirkungen von<br />
schwankenden Arbeitspunkten, unerkannten<br />
Fehlern oder einfach nur bestimmungsgemäßer<br />
Harzalterung erkennen und dem<br />
Bediener Hilfen zur Reaktion geben. Auch<br />
dauerhafte Abhilfe lässt sich durch Beobachten<br />
der Mi-Vision-Protokollierung<br />
leicht ermöglichen.<br />
Vorschläge des Systems<br />
Folgende Vorschlagsmöglichkeiten sind<br />
bereits umgesetzt oder kurzfristig geplant:<br />
––<br />
Begrenzung der Beladung auf den sicheren<br />
Betriebsbereich.<br />
Sollte eine Stufe übermäßig beladen<br />
werden, kann Mi-Vision den Abbruch<br />
der Beladung vorschlagen, um die Folgen<br />
einer Überfahrung – wie z.B. Durchbruch<br />
von Kieselsäure oder TOC – zu<br />
verhindern. Solche Situationen können<br />
z.B. schnell bei Fehlen eines Silikometers<br />
unbemerkt auftreten.<br />
––<br />
Ermittlung angepasster Regeneriermittelmengen<br />
35
„Autonomes Fahren“ der VE-Anlage <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
4…20<br />
mA<br />
Bild 8. Das Evaluierungssystem.<br />
Probenleitungen<br />
Mi-Vision-Evaluation<br />
Mobilfunk+VPN WLAN USB lokal<br />
Fernassistenz Screen-Sharing Textexport<br />
4…20 mA<br />
Die Erkennung der gemessenen und der<br />
prognostizierten Durchbruchssituationen<br />
wird nach jedem Beladelauf verglichen.<br />
Durch Nachstellung der Mi-Visioninternen<br />
Harzalterungsfaktoren, werden<br />
diese Zeitpunkte adaptiv aneinander<br />
angeglichen, wodurch über die Zeit ein<br />
exaktes Harzalterungsprofil entsteht.<br />
Die Planung des Harzwechsels wird dadurch<br />
sehr vereinfacht. Insbesondere<br />
wird sogar die individuelle Rohwasseranalyse<br />
bei der Tauschempfehlung einbezogen.<br />
Dieser Vorgang erfordert sonst<br />
einen hohen ingenieurmäßigen Aufwand<br />
und wird von Mi-Vision automatisch<br />
mitgeliefert.<br />
Die Aufzeichnungen von Mi-Vision erfolgen<br />
als kompakte Textdateien, die sich kopieren<br />
und mit Standardprogrammen auswerten<br />
lassen. Hierzu stehen einerseits der<br />
Service der Fernassistenz durch MionTec<br />
und andererseits Formulardateien zur Verfügung,<br />
die bereits alle notwendigen grafischen<br />
Darstellungen enthalten. Eine Evaluierungsphase<br />
wird dadurch maßgeblich<br />
erleichtert und Ihr Vertrauen in die neue<br />
Technik sollte schnell steigen, was den<br />
Schritt von der Evaluierung zur routinemäßigen<br />
Nutzung ermöglicht.<br />
Literaturverzeichnis<br />
LF pH LF LF<br />
PH LF ph<br />
[1] Mauer, Dieter: Lebensdauer und Alterungsverhalten<br />
von Ionenaustauschern;<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 3/2010; S. 64 ff.<br />
[2] Mauer, Dieter: Vorgehensweisen gegen Chemikalienkostenanstieg<br />
in Vollentsalzungsanlagen<br />
bei Harzalterung; <strong>VGB</strong> PowerTech<br />
5/2012; S. 80 ff.<br />
[3] Mauer, Dieter: Die VE-Anlage – Doch kein unberechenbares<br />
Wesen...; Vortrag auf dem<br />
<strong>VGB</strong>-Workshop 9/2014, Berlin.<br />
[4] Mauer, Dieter/Lambertz Sandra: Eine neuartige<br />
Methode zur Online-Verfolgung der Beladung<br />
der einzelnen Ionenaustauscherstufen<br />
in der VE-Straße; Vortrag <strong>VGB</strong>-Jahrestagung<br />
Chemie im Kraftwerk 10.2015.<br />
[5] Mauer, Dieter: Die VE-Anlage – Vollentsalzung<br />
mit Ionenaustauschern; Leverkusen<br />
2013<br />
l<br />
Bild 9. Probennahme- und Messmodul des Evaluierungssystems.<br />
Durch die Bilanzierung der Beladungen<br />
je Harzstufe ist immer bekannt, wieviel<br />
die Straße je Stufe ausgelastet wurde,<br />
unabhängig davon, welche den Durchbruch<br />
verursacht hat. Damit werden immer<br />
passende Regeneriermittelmengen<br />
vorgeschlagen, die keinesfalls viel zu<br />
hoch liegen, wie es oft vorzufinden ist.<br />
––<br />
Adaptives Regelsystem zur Quantifizierung<br />
von Harzalterung<br />
36
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
A Trial of Film Forming Substances at Staythorpe Power Station<br />
A trial of film forming substances at<br />
Staythorpe power station<br />
Andrew Mosley and Cheryl Tommons<br />
Kurzfassung<br />
Versuch zum Einsatz filmbildender<br />
Substanzen im Kraftwerk Staythorpe<br />
RWE Generation UK hat in ihrem 1.735 MW<br />
(4 x 435 MW) großen GuD-Kraftwerk Staythorpe<br />
einen Versuch mit filmbildenden Substanzen<br />
durchgeführt.<br />
Zwei Substanzen wurden im Rahmen der Studie<br />
untersucht: ein Filmbildungsprodukt auf<br />
Aminbasis und ein Nicht-Amin-Produkt. Die<br />
filmbildenden Substanzen wurden als Ergänzung<br />
zu den bestehenden AVT (O) und phosphatbasierten<br />
Konditionierungsprogrammen<br />
der Anlage eingesetzt.<br />
Im Rahmen des Versuchs wurde eine umfangreiche<br />
Anlagenüberwachung durchgeführt, um<br />
die Wirkungen der filmbildenden Substanzen<br />
beurteilen und vergleichen zu können. Alle Daten<br />
wurden überprüft und Beobachtungen zu<br />
den Auswirkungen der Verwendung von filmbildenden<br />
Substanzen auf wichtige Anlagenparameter<br />
wie Dampfleitfähigkeit und Eisentransport<br />
gemacht.<br />
Die Leistung der beiden Anlagen, die mit einem<br />
zusätzlichen Filmbildungskonditionierungsprogramm<br />
betrieben werden, wurde ebenfalls<br />
mit der Leistung der beiden Anlagen verglichen,<br />
die nur mit einem Basiskonditionierungsprogramm<br />
betrieben werden.<br />
Der Versuch stellte einige Herausforderungen in<br />
Bezug auf die Funktionsweise und Kontrolle des<br />
Programms für filmbildende Substanzen dar,<br />
nämlich die Dosisleistungskontrolle und die<br />
Analyse der Folgeprodukte. Die verschiedenen<br />
analytischen Techniken zur Bestimmung von<br />
Produktrückständen und Abbauprodukten<br />
werden empfohlen und die Gesamtauswirkungen<br />
auf den Eisentransport und den inneren<br />
Zustand der Anlage werden erläutert. l<br />
Authors<br />
Andrew Mosley<br />
Chemistry Group Head<br />
Environment and Chemistry<br />
RWE Generation UK<br />
Cheryl Tommons<br />
Plant Support Chemist<br />
Environment and Chemistry<br />
RWE Generation UK<br />
Staythorpe, United Kingdom<br />
A trial of film forming substances was carried<br />
out by RWE Generation UK at their<br />
1,735 MW (4 x 435 MW) Staythorpe CCGT<br />
power plant.<br />
Two substances were assessed as part of<br />
the trial; an amine based film forming<br />
product and a non-amine product. The film<br />
forming substances were applied as a supplementary<br />
treatment to the station’s existing<br />
AVT (O) and phosphate based conditioning<br />
programmes.<br />
As part of the trial, extensive plant monitoring<br />
was carried out to allow the performance<br />
of the film forming substances to be<br />
assessed and compared. All data was reviewed<br />
and observations made on the impact<br />
of the use of film forming substances<br />
on key plant parameters such as steam conductivity<br />
and iron transport.<br />
The performance of the two units operating<br />
with a supplementary film forming<br />
conditioning programme was also compared<br />
against the two units operating<br />
with a baseline conditioning programme<br />
only.<br />
The trial presented some challenges in regards<br />
to the operation and control of the<br />
film forming substance programme, namely<br />
dose rate control and analysis of the<br />
products. The different analytical techniques<br />
used to determine product residual<br />
and breakdown products are recommended<br />
and the overall impact on iron transport<br />
and plant internal condition is given.<br />
Introduction<br />
Chemical conditioning programmes [1, 2,<br />
3] have historically focused on creating benign<br />
conditions within the circulating fluid<br />
of the water steam cycle by elevating the<br />
pH of the fluid to between pH 9.3 and pH<br />
9.8, close to the solubility minima of iron.<br />
These regimes have a proven track record<br />
in baseload plant and plant which routinely<br />
operates between stable export limit<br />
(SEL) and maximum export limit (MEL).<br />
owever, these regimes do not provide suitable<br />
levels of offload protection to cycling<br />
plant and plant which only operates intermittently.<br />
As a result, additional measures<br />
such as nitrogen capping, dry air preservation<br />
and preservation with chemical doses<br />
have been required to minimise off-load<br />
damage to plant.<br />
Changes in the electricity market, as a result<br />
of increasing renewables penetration,<br />
means that conventional thermal plant will<br />
increasingly operate as cycling plant, i.e.,<br />
short periods of operation followed by increasingly<br />
lengthy periods of shutdown.<br />
During these shutdown periods, plant will<br />
be expected to maintain a high degree of<br />
readiness along with short return to service<br />
times. The requirement to maintain<br />
short return to service times precludes the<br />
use of the traditional preservation techniques<br />
mentioned previously and as a result,<br />
alternative options are required to<br />
preserve the integrity of the plant and<br />
maintain availability.<br />
Film forming substances (FFS) are a class<br />
of chemicals based around straight chain<br />
organic molecules that contain hydrophobic<br />
and hydrophilic functional groups.<br />
These substances treat the metal surface<br />
rather than the circulating fluid, thus creating<br />
a hydrophobic surface within the water<br />
steam cycle. This potentially offers increased<br />
corrosion protection during shutdown<br />
periods without needing to apply<br />
additional preservation methods and<br />
therefore allowing short return to service<br />
times to be maintained.<br />
Basis for considering the use of<br />
film forming substances<br />
Conventional chemical treatment regimes<br />
[1, 2, 3] are focused on providing protection<br />
during operation and require constant<br />
monitoring, maintenance and replenishment<br />
to maintain their effectiveness. Once<br />
the plant is shutdown, the ability to maintain,<br />
monitor and replenish the applied<br />
chemical treatment regime is limited and<br />
protection of the plant relies on the residual<br />
effectiveness of the regime. This is well recognised<br />
within the industry and has resulted<br />
in the development of numerous preservation<br />
techniques to prevent corrosion in<br />
offload plant. The most commonly applied<br />
techniques are;<br />
––<br />
Nitrogen capping<br />
––<br />
Dry air preservation<br />
––<br />
Wet chemical storage<br />
The application of these techniques is often<br />
intrusive, leading to increased return to<br />
service times, which are inconsistent with<br />
market requirements.<br />
37
A Trial of Film Forming Substances at Staythorpe Power Station <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Film forming substances potentially offer a<br />
solution to this problem, allowing protection<br />
to be maintained within the water<br />
steam cycle during offload periods and<br />
without the need for additional equipment<br />
or intrusive preservation techniques.<br />
In addition, FFS also provide additional<br />
protection during “grey” start-up and shutdown<br />
periods when “in service” chemical<br />
treatment programmes may not be completely<br />
effective due to the transient nature<br />
of the plant conditions. As operating cycles<br />
shorten, the proportion of a plant’s<br />
life spent in the “grey” area increases and<br />
as a result, the importance of effective<br />
chemical conditioning during this period<br />
increases.<br />
FFS have recently been recognised as an<br />
acceptable alternative treatment regime by<br />
IAPWS, who have produced a guideline<br />
document covering the use of film forming<br />
substances [4].<br />
Objectives of the trial<br />
The trial was carried out on unit 2 and<br />
unit 3 at Staythorpe to align with the<br />
planned outage dates for each unit. Two<br />
different Film Forming Substances were<br />
trialled and the details are given below;<br />
––<br />
An ‘amine free’ Film Forming Product<br />
(FFP)<br />
––<br />
A Film Forming Amine (FFA)<br />
The trial had four key objectives;<br />
––<br />
Evaluate and assess how FFS are dosed<br />
into the system and determine if existing<br />
equipment could be repurposed for use<br />
with FFS<br />
––<br />
Evaluate how FFA and FFP behave within<br />
the water steam cycle of high pressure<br />
power generation plant and determine<br />
the impact and extent of any breakdown<br />
products<br />
––<br />
Assess the mode of action of the FFS<br />
within the water steam cycle including<br />
the development of hydrophobic<br />
layers on the internal surface of the<br />
plant<br />
––<br />
Determine the most appropriate monitoring<br />
strategy for a plant using FFS<br />
The chemical suppliers were allowed to<br />
specify their own dosing and monitoring<br />
regime, however each trial followed the<br />
same basic two elements;<br />
––<br />
Each FFS was dosed continuously to the<br />
condensate extraction pump discharge,<br />
using the installed oxygen scavenger<br />
dosing lines<br />
––<br />
Each FFS was dosed proportionally in accordance<br />
to the maximum feed flow of<br />
each unit and in both cases the supplier<br />
recommended a target concentration of<br />
1 mg/kg substance<br />
Additional monitoring to determine iron<br />
transport and the FFS breakdown and distribution<br />
in the water steam cycle was carried<br />
out on both units, as detailed in Ta -<br />
b l e 1 below.<br />
Tab. 1. Details of the additional monitoring carried out on the trial units.<br />
Monitoring technique Sampling location Unit 2<br />
FFA<br />
Degassed conductivity after<br />
cation exchange<br />
Assessment of product breakdown<br />
and impact on steam conductivity<br />
The use of organic treatment chemicals<br />
such as FFS and neutralising amines within<br />
the water steam cycle of high pressure<br />
plant has been extensively debated over<br />
the years [6]. The primary concern is the<br />
breakdown of the chemicals within the cycle<br />
and the resulting production of potentially<br />
aggressive breakdown products,<br />
namely the short chain organic acids; formate<br />
and acetate. High concentrations of<br />
formate and acetate potentially increase<br />
the risk of corrosion to plant within the water<br />
steam cycle. The presence of formate<br />
and acetate can be detected online with<br />
conductivity after cation exchange (CACE)<br />
instruments and in the laboratory by ion<br />
chromatography analysis. In addition to<br />
the production of acetate and formate, the<br />
breakdown of organic treatment chemicals<br />
also produces carbon dioxide, which is<br />
highly soluble and is present in the water<br />
steam cycle as a combination of the carbonate<br />
(CO 3 2- ) and hydrogen carbonate<br />
(HCO 3 - ) ions.<br />
The corrosion risk presented by carbonate<br />
and hydrogen carbonate species is low,<br />
however they also increase the CACE values.<br />
This increase in CACE can mask the<br />
presence of the more aggressive breakdown<br />
species (formate and acetate), as<br />
well as other impurities such as chloride<br />
and sulphate, which could accumulate in<br />
the water steam cycle as a result of plant<br />
failures i.e. condenser leaks.<br />
International guidelines [2, 3, 5] recommend<br />
that the steam CACE should be maintained<br />
below 0.2 µS/cm. The data illustrated<br />
in F i g u r e 1 below shows that the<br />
CACE values on both units approached the<br />
0.2 µS/cm limit following the addition of<br />
the film forming substances. However, all<br />
guidelines [2, 3, 5] allow a relaxation of<br />
the 0.2 µS/cm limit to between 0.4 µS/cm<br />
and 0.5 µS/cm, with the provision that it<br />
can be shown that the cause of the elevated<br />
CACE values is due to carbon dioxide and<br />
not the more aggressive species.<br />
The data in F i g u r e 1 also shows that the<br />
CACE levels on unit 2 increased quite soon<br />
following the start of the trial and exceeded<br />
0.4 µS/cm on a number of occasions, in<br />
comparison to the significantly less variation<br />
in CACE values on unit 3. This increase<br />
CACE on unit 2 was due to the lack of dosing<br />
pump control, which resulted in an increased<br />
dosing rate. It should be noted<br />
that the large spike in June in F i g u r e 1 is<br />
associated with the return of the unit to<br />
service after planned maintenance shutdowns.<br />
Unit 2’s elevated CACE values were most<br />
likely caused by an increase in the breakdown<br />
of the film forming amine. Degassed<br />
conductivity after cation exchange<br />
(DCACE) can be used to determine if elevated<br />
CACE levels are due to carbon dioxide,<br />
or, other breakdown products such as<br />
acetate and formate. Carbon dioxide does<br />
not contribute to DCACE, thus the DCACE<br />
values should remain close to the theoretical<br />
minimum of
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
A Trial of Film Forming Substances at Staythorpe Power Station<br />
uS/cm<br />
2<br />
1.8<br />
1.6<br />
1.4<br />
1.2<br />
1<br />
0.8<br />
0.6<br />
0.4<br />
0.2<br />
Unit 2 and Unit 3 Steam Conductivity after Cation Exchange (CACE)<br />
21QUL11CQ021_XQ50<br />
31QUL11CQ021_XQ50<br />
21QUL14CQ021_XQ50<br />
31QUL14CQ021_XQ50<br />
21QUL16CQ021_XQ50<br />
31QUL16CQ021_XQ50<br />
0<br />
01/03/2017 21/03/2017 10/04/2017 30/04/2017 20/05/2017 09/06/2017 29/06/2017 19/07/2017<br />
Fig. 1. Unit 2 and Unit 3 Steam Conductivity After Cation Exchange (CACE) Data).<br />
uS/cm<br />
2<br />
1.8<br />
1.6<br />
1.4<br />
1.2<br />
1<br />
0.8<br />
0.6<br />
0.4<br />
0.2<br />
Unit 2 and Unit 3 HP Steam CACE and DCACE<br />
Unit 2 HP Steam CACE Unit 2 HP Steam OCACE Unit 3 HP Steam CACE Unit 3 HP Steam OCACE<br />
0<br />
01/04/2017 12/04/2017 14/04/2017 16/04/2017 18/04/2017 20/04/2017 22/04/2017 24/04/2017<br />
Fig. 2. Unit 2 and Unit 3 HP Steam Conductivity After Cation Exchange (CACE) and Degassed<br />
Conductivity after Cation Exchange (DCACE) Data.<br />
Percent in %<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
Percentage of Total Organic Carbon present as Acetate<br />
Unit 2 Unit 3<br />
Feed HP HRSG lP HRSG LP HRSG<br />
Fig. 3. Percentage of Total Organic Carbon Present as Acetate.<br />
tioned with FFS and the two units (1 and<br />
4) using conventional treatments.<br />
F i g u r e 4 shows the results of the iron<br />
analyses carried out on all four units. The<br />
data for unit 2 and unit 3 both show a reduction<br />
in iron transport during the trial,<br />
suggesting that the application of the FFS<br />
was effective at reducing iron transport on<br />
the treated units.<br />
The operating pH range of the water steam<br />
cycle means that iron is mainly present as<br />
particulate iron and as a result turbidity<br />
and particle count data can be used as an<br />
indicator of iron concentration. Turbidity<br />
and particle count monitoring was carried<br />
out during the trial on unit 2 and unit 3,<br />
respectively, and the resulting data is presented<br />
in F i g u r e s 5 and 6.<br />
The turbidity data from unit 2 is presented<br />
in F i g u r e 5 and is difficult to interpret<br />
due to the large number of spikes in the<br />
data, which occurred as expected during<br />
unit start-ups. The area under the line represents<br />
the “standing” particulate concentration<br />
within the HRSG circuit, which<br />
clearly shows a reduction in the “standing”<br />
particulate concentration and supports the<br />
iron analysis data. F i g u r e 6 shows a similar<br />
trend for unit 3, further detailed analysis<br />
of the particle count data also indicated<br />
a move from larger particle sizes to smaller<br />
particle size as the trial progressed, this is<br />
consistent with data reported from other<br />
trials. [7, 8]<br />
Comparison of the iron concentrations<br />
found in the treated units with the iron data<br />
from the untreated units shows a more complicated<br />
picture. The iron data obtained<br />
from unit 4 clearly shows a persistently<br />
higher level of iron transport than on the<br />
treated units, suggesting that the application<br />
of a FFS would be advantageous in reducing<br />
the iron concentrations. Data from<br />
unit 1 (F i g u r e 4 ) however shows that iron<br />
concentrations were lower than both the<br />
treated units. The cause of this variation is<br />
probably due to the differing dissolved oxygen<br />
(DO2) concentrations on the units.<br />
F i g u r e 7 shows a DO2 concentration distribution<br />
plot, compiled by plotting the<br />
DO2 concentration against the frequency of<br />
occurrence in 5ppb bands. The data produced<br />
in this plot illustrates the variability<br />
in the DO2 concentrations for each unit.<br />
These trends show that unit 1 spent the<br />
highest proportion of time at elevated DO2<br />
concentrations and that unit 4 had the most<br />
variable DO2 concentrations. Operating at<br />
elevated DO2 concentrations is a recognised<br />
conditioning regime [2] and is known<br />
to result in lower iron concentrations within<br />
the water steam cycle. However, it should<br />
be noted that operating at higher DO2 concentrations<br />
(>20 ppb) requires stringent<br />
control of impurity ingress, which can be<br />
problematic for cycling plant.<br />
Consideration of the DO2 concentrations<br />
in conjunction with the iron concentra-<br />
39
31/03/2017<br />
03/04/2017<br />
06/04/2017<br />
09/04/2017<br />
13/04/2017<br />
16/04/2017<br />
19/04/2017<br />
22/04/2017<br />
25/04/2017<br />
28/04/2017<br />
01/05/2017<br />
05/05/2017<br />
08/05/2017<br />
11/05/2017<br />
14/05/2017<br />
22/05/2017<br />
25/05/2017<br />
29/05/2017<br />
01/06/2017<br />
04/06/2017<br />
07/06/2017<br />
10/06/2017<br />
13/06/2017<br />
26/06/2017<br />
30/06/2017<br />
03/07/2017<br />
06/07/2017<br />
09/07/2017<br />
12/07/2017<br />
22/07/2017<br />
25/07/2017<br />
28/07/2017<br />
01/08/2017<br />
04/08/2017<br />
07/08/2017<br />
10/08/2017<br />
13/08/2017<br />
16/08/2017<br />
19/08/2017<br />
22/08/2017<br />
26/08/2017<br />
29/08/2017<br />
01/09/2017<br />
27/10/2017<br />
30/10/2017<br />
02/11/2017<br />
06/11/2017<br />
09/11/2017<br />
12/11/2017<br />
A Trial of Film Forming Substances at Staythorpe Power Station <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Iron ug/kg<br />
800<br />
700<br />
600<br />
500<br />
400<br />
300<br />
200<br />
100<br />
0<br />
Iron Stain Test Results<br />
Unit 1 Unit 2 (FFA) Unit 3 (FFP) Unit 4<br />
18/07/2017 (EA)<br />
18/07/2017 (A)<br />
19/07/2017<br />
20/07/2017 (AM)<br />
20/07/2017 (PM)<br />
21/07/2017 (AM)<br />
21/07/2017 (PM)<br />
27/07/2017<br />
01/08/2017<br />
02/08/2017<br />
08/08/2017 (EA)<br />
08/08/2017 (A)<br />
17/08/2017<br />
23/08/2017<br />
24/08/2017<br />
30/08/2017<br />
06/09/2017<br />
13/09/2017<br />
22/09/2017<br />
26/09/2017<br />
06/10/2017<br />
25/10/2017<br />
27/10/2017<br />
30/10/2017<br />
03/11/2017<br />
06/11/2017<br />
07/11/2017<br />
10/11/2017<br />
13/11/2017<br />
14/11/2017<br />
17/11/2017<br />
20/11/2017<br />
24/11/2017<br />
27/11/2017<br />
08/12/2017<br />
18/12/2017<br />
31/01/2018<br />
09/02/2018<br />
13/02/2018<br />
19/02/2018<br />
26/02/2018<br />
05/03/2018<br />
26/03/2018<br />
03/04/2018<br />
09/04/2018<br />
20/04/2018<br />
02/05/2018<br />
04/05/2018<br />
08/05/2018<br />
Fig. 4. Units 1-4 Low Pressure HRSG Iron Stain Test Results.<br />
Turbidity/FNU<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
Fig. 5. Unit 2 Low Pressure Drum Turbidity Data.<br />
Particle Counts im ml<br />
7,000<br />
6,000<br />
5,000<br />
4,000<br />
3,000<br />
2,000<br />
1,000<br />
Unit 2 LP Drum Turbidity<br />
Unit 3 LP Drum Particle Concentrations<br />
0<br />
01/03/17 20/04/17 09/06/17 29/07/17 17/09/17 06/11/17 26/12/17 14/02/18<br />
Fig. 6. Unit 3 Low Pressure Drum Particle Concentrations.<br />
2-5um 5-10um 10-50um 50-75um 75-100um<br />
tions allows comparison between units<br />
with a similar DO2 distributions. For example,<br />
F i g u r e 7 illustrates that unit 3 and<br />
unit 4 have similar DO2 distributions and<br />
the iron data presented in F i g u r e 4 clearly<br />
shows that unit 3 has significantly lower<br />
iron concentrations than unit 4. This finding<br />
supports the previous assertion, i.e.<br />
that FFS are effective in reducing iron<br />
transport.<br />
The DO2 data for unit 2 (F i g u r e 7 )<br />
shows a double peak in its distribution, indicating<br />
transitioning between high and<br />
low DO2 concentrations, which causes a<br />
change in the state of the iron oxide layer<br />
and can result in increased iron transport.<br />
This is probably why the iron concentrations<br />
observed on unit 2 were higher than<br />
those observed on unit 3.<br />
Assessment of Impact on Plant<br />
Condition<br />
Plant inspections were carried out on units<br />
2 and 3 during the planned maintenance<br />
inspections. These inspections occurred<br />
approximately 3 months, 6 months and 12<br />
months after the commencement of the<br />
trial.<br />
The visual inspections on both units<br />
showed a clear change in the internal condition<br />
of the steam drums and feedwater<br />
tank of both, with the most significant effects<br />
occurring in the LP drum and feedwater<br />
tank.<br />
There was a distinct improvement in the oxide<br />
condition in the LP drum, along with a<br />
reduction in the volume of friable material<br />
present. The oxide layer appeared significantly<br />
coarser and more adherent in comparison<br />
to previous inspections carried out<br />
prior to dosing FFS. In addition, there was<br />
no evidence of any off-load corrosion attack,<br />
which is routinely observed in steam<br />
drums and is due to condensation occurring<br />
as the unit cools. The absence of these<br />
known features indicates the presence of a<br />
protective film on the internal surfaces.<br />
One of the key indicators of the presence of<br />
a protective film is hydrophobicity. The extent<br />
of the hydrophobicity can be assessed<br />
by adding droplets of water to the surface<br />
to determine if the water is repelled, or, if<br />
the surface “wets” out. Droplet testing in<br />
the steam drums showed evidence of water<br />
repellency.<br />
The highest level of water repellency/hydrophobicity<br />
was observed in the feedwater<br />
tank of both units 2 and 3. The surfaces<br />
in these tanks showed complete hydrophobicity,<br />
i.e. water droplets were repelled<br />
from the surface<br />
These observations suggest that both FFS<br />
formed protective surface films that effectively<br />
repelled water. The presence of a hydrophobic<br />
surfaces within the water steam<br />
cycle reduces the risk of off-load corrosion<br />
and is consistent with the previous obser-<br />
40
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
A Trial of Film Forming Substances at Staythorpe Power Station<br />
Freauency<br />
4,500<br />
4,000<br />
3,500<br />
3,000<br />
2,500<br />
2,000<br />
1,500<br />
1,000<br />
500<br />
0<br />
0 20 40 60 80 100 120 140<br />
Dissolved Oxygen ug/kg<br />
Fig. 7. Feedwater Dissolved Oxygen Distribution.<br />
vation that showed a reduction in iron<br />
transport.<br />
Impact on Plant Monitoring<br />
Instrumentation and Product<br />
Monitoring<br />
The impact on the performance of analytical<br />
instrumentation, when using film forming<br />
substances, was also assessed as part of<br />
the trial. The IAPWS technical guidance<br />
note on the application of film forming<br />
products [4] detailed the problems observed<br />
with the performance of the instrumentation<br />
following the application of film<br />
forming substances. The issues were believed<br />
to be caused by the formation of a<br />
film on the surface of the instruments, thus<br />
reducing sensitivity and response. However,<br />
the guidance also notes that the only<br />
instruments affected by the products in lab<br />
tests were Oxidation Reduction Potential<br />
(ORP) probes.<br />
Only one instrument appeared to be affected<br />
by the use of the FFS. The ABB 8037<br />
sodium analyser, installed on the condensate<br />
sampling point of unit 2, exhibited a<br />
loss of sensitivity during the course of the<br />
trial. It is believed that this was due to the<br />
periodic overdosing of the FFA, which was<br />
caused by poor pump control. There were<br />
no other problems reported with the analytical<br />
monitoring instrumentation on unit<br />
2 during the trial. No problems were experienced<br />
with analytical instrumentation<br />
following the introduction of the FFP to<br />
unit 3.<br />
A number of different analytical methods<br />
were used throughout the trial to determine<br />
the residual concentration of the FFS<br />
dosed to each unit. Methods assessed included;<br />
Infra-red spectroscopy, UV/Visible<br />
spectrophotometry, Total Organic Carbon<br />
(TOC) and ion chromatography.<br />
Feedwater Dissolved Oxygen Distribution<br />
unit 1 unit 2 unit 3 unit 4<br />
UV-Visible spectroscopy was successfully<br />
used to determine test concentrations of<br />
FFA, however problems were experienced<br />
in determining residual concentrations<br />
within the water steam cycle of unit 2.<br />
An ion chromatography method [10] was<br />
successfully developed for the determination<br />
of the FFP dosed to unit 3 and this gave<br />
repeatable results which correlated well<br />
with external analyses carried out by the<br />
supplier of the FFP.<br />
TOC analysis was also effective in determining<br />
the FFA and FFP concentrations. If<br />
the concentration of acetate and other<br />
breakdown products present in the sample<br />
were determined and their contribution to<br />
the TOC concentration calculated, then the<br />
residual TOC could be used to determine<br />
the concentration of the FFP or FFA. This<br />
approach gave good agreement with the<br />
results obtained from the direct determination<br />
of FFP concentration by ion chromatograph<br />
Conclusions<br />
––<br />
The trial has shown that film forming<br />
amines and film forming products can be<br />
successfully applied to the water steam<br />
cycle of a CCGT power plant without<br />
modifying the existing chemical dosing<br />
plant<br />
––<br />
The application of film forming substances<br />
to the water steam cycle does not<br />
give rise to significant concentrations of<br />
aggressive breakdown products and<br />
plant monitoring equipment was able to<br />
positively identify the presence of breakdown<br />
products<br />
––<br />
Optimisation of the application of FFS<br />
requires careful control of substance<br />
dose rate<br />
––<br />
Degassed conductivity after cation exchange<br />
instrumentation is required to<br />
allow early identification of impurity ingress<br />
and increases in breakdown FFS<br />
concentration<br />
––<br />
Both FFS were effective in reducing iron<br />
transport and improving the internal<br />
condition of the water steam cycle<br />
––<br />
The analytical data obtained during the<br />
trial indicated that the FFP appeared to<br />
have a lower breakdown rate then the<br />
FFA<br />
References<br />
[1] Robson M, Technical Procedure: Prevention<br />
and Control of Corrosion Part 2 Chemical<br />
Control of Boiler Water Steam Circuits,<br />
TECH/PROC/006/02, RWE Technical Procedure,<br />
2017.<br />
[2] EPRI, Cycle Chemistry Guidelines for Combined<br />
Cycle/ Heat Recovery Steam Generators<br />
(HRSGs), EPRI Report 1010438, 2006.<br />
[3] <strong>VGB</strong> PowerTech, Guidelines for Feedwater,<br />
Boiler Water and Steam Quality for Power<br />
Plants/ Industrial Plants, <strong>VGB</strong>-S-010-T-<br />
00;2011-12.EN, <strong>VGB</strong> Technical Guideline,<br />
2011.<br />
[4] Dooley B, Technical Guidance Document<br />
TGD8-16: Application of Film Forming<br />
Amines in Fossil, Combined Cycle and Biomass<br />
Power Plants, IAPWS Technical<br />
Guideline, 2016.<br />
[5] Dooley B, Technical Guidance Document<br />
TGD5-13, Steam Purity for Turbine Operation,<br />
IAPWS Technical Guideline, 2013.<br />
[6] Mosley A, The Use of Organic Conditioning<br />
Agents in Power Station Water Steam Cycles,<br />
RWE Internal Report, TECH/JJE/298/04,<br />
2004<br />
[7] Smith B, McCann P, Hater W, de Bache A,<br />
Experiences with the Application of Film<br />
Forming Amines at Connahs Quay CCGT,<br />
Conference Proceedings, <strong>VGB</strong> Chemie in<br />
Kraftwerk, 2016.<br />
[8] Parker M, Grzybowski, EDF West Burton B<br />
CCGT Anodamine Experience and Use, BI-<br />
APWS Symposium Conf Proceedings,<br />
2018.<br />
[9] <strong>VGB</strong> guideline RE116 Preservation of Power<br />
Plant Systems, <strong>VGB</strong> technical guideline,<br />
2016.<br />
[10] L Kellett, FFP Analysis, E-mail Personal<br />
Communication, 20/10/2017. l<br />
41
Turbidity measurement as trend monitor for particulate corrosion products <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Turbidity measurement as trend<br />
monitor for particulate corrosion<br />
products<br />
Lukas Staub, Michael Rziha and Marco Lendi<br />
Kurzfassung<br />
Trübungsmessung als Trendmonitor für<br />
teilchenförmige Korrosionsprodukte<br />
Die Überwachung von Korrosionsprodukten ist<br />
unerlässlich, um die Wirksamkeit der Maßnahmen<br />
zur Wasserchemie zu bestimmen. Aufgrund<br />
der erforderlichen flexiblen und damit<br />
sich stetig verändernden Fahrweise thermischer<br />
Kraftwerke, die durch die verstärkte Einspeisung<br />
erneuerbarer Energiequellen in die Netzen<br />
auftreten, wird die Ermittlung von Trends für<br />
Korrosionsprodukte in den verschiedenen Anlagensystemen<br />
thermischer Kraftwerke heute<br />
noch entscheidender.<br />
Die exakte und vollständige Bestimmung von<br />
Korrosionsprodukten, die meist als ungelöste<br />
Partikel vorliegen, kann nur mit komplexen<br />
und zeitaufwändigen Analysemethoden realisiert<br />
werden. Für moderne Kraftwerksanlagen<br />
sind diese manuellen, analytischen Methoden<br />
eher wenig geeignet, da das kurze Zeit- und<br />
starke Änderungsverhalten nicht vollständig<br />
und zufriedenstellend verfolgt werden kann.<br />
Sicherlich können solche Prozesse nicht vollständig<br />
durch Online-Messsysteme ersetzt werden.<br />
Einige verfügbare Online-Parameter können<br />
aber als hilfreicher Trendmonitor eingesetzt<br />
werden.<br />
Die technischen Möglichkeiten und Grenzen der<br />
Trübungsmessung werden als Trendmonitor<br />
für partikelförmige Korrosionsprodukte diskutiert.<br />
l<br />
Authors<br />
Lukas Staub<br />
SWAN Analytische Instrumente AG<br />
Hinwil, Switzerland<br />
Michael Rziha<br />
PPCHEM AG<br />
Hinwil, Switzerland<br />
Marco Lendi<br />
SWAN Analytische Instrumente AG<br />
Hinwil, Switzerland<br />
Corrosion product monitoring is essential<br />
to determine the effectiveness of the cycle<br />
chemistry treatment program. Nowadays<br />
the determination of trends for corrosion<br />
products in the various systems becomes<br />
even more crucial due to the countless<br />
numbers of cycling plants as a result from<br />
the increased use of regenerative energy<br />
sources in the grids.<br />
The correct and complete determination of<br />
corrosion products, which are almost present<br />
as undissolved particles, can be realized<br />
by complex and time-consuming analytical<br />
methods [1+2] only. For modern<br />
cycling plants these manual, analytical<br />
methods are of minor benefit, since the<br />
short time and strong oscillating, spiking<br />
behavior cannot be followed up in a complete<br />
and satisfactory manner.<br />
Certainly, such processes cannot be replaced<br />
by online measuring systems completely.<br />
However, some available online<br />
parameters are already in use as helpful<br />
trend monitor.<br />
The technical possibilities and limits of turbidity<br />
measurement are discussed as trend<br />
monitor for particulate corrosion products.<br />
Introduction to turbidity<br />
measurement<br />
Light scattering is a physical phenomenon,<br />
of most importance, for the understanding<br />
of turbidity. The theory of light scattering<br />
is quite complicated, because scattering is<br />
dependent on different physical parameters:<br />
––<br />
Particle size, shape and its dielectric<br />
properties (absorption, refraction…),<br />
––<br />
Wavelength spectrum and polarization<br />
of the illuminating light beam,<br />
––<br />
Direction of the illumination and detection.<br />
Particles much smaller than the wavelength<br />
scatter light symmetrically around<br />
the illumination beam, mainly in forward<br />
and backward direction. Particles of comparable<br />
size to the wavelength and larger<br />
particles scatter predominantly in forward<br />
direction, the larger the particle the more<br />
intense.<br />
The dependence on particle size is least<br />
pronounced 90 degree to the incident<br />
beam.<br />
In addition the intensity of the scattered<br />
light is dependent on wavelength and the<br />
particle size. The smaller the particle the<br />
more efficiently it scatters light of shorter<br />
wavelength.<br />
The dielectric properties of the particles,<br />
i.e. the refraction and absorption of the incident<br />
light beam, influence the intensity of<br />
the scattered light too. Generally the larger<br />
the difference of the refraction index of the<br />
particle from the refractive index of the water,<br />
the more intense is the scattering.<br />
If particles are colored and also absorb in<br />
the wavelength range of the illuminating<br />
beam the intensity of the scattered light becomes<br />
attenuated.<br />
A consequence of the dependence of turbidity<br />
on different parameters is that turbidity<br />
can only be used as a characteristic<br />
property of a sample if the measurement<br />
method is standardized. For reporting purposes,<br />
as required in the production of<br />
drinking water, the EPA and the ISO stated<br />
the Standard Methods EPA 180.1 [5] respectively<br />
ISO 7027 [4]. Both standard<br />
methods define in detail how the turbidimeter<br />
has to be designed, as well as the units<br />
for turbidity (NTU respectively FNU and<br />
FAU). Beside these two standard design<br />
configurations there are approved alternative<br />
methods, as the GLI-Method-2 or the<br />
SWAN Turbiwell white LED-Method-1.<br />
Common to all these methods is the nephelometric<br />
measurement principle: the scattered<br />
light is detected at an angle of 90°<br />
degree to the incident illuminating beam.<br />
(Figure 1)<br />
For non-regulatory applications the ratio<br />
design is widely used. The 90 degree scattered<br />
light signal is divided by the transmitted,<br />
respectively forward and/or backward<br />
scattered light signal. The advantage of the<br />
ratio design is its ability to cancel unwanted<br />
effects due to fouling of the optics or<br />
colored samples.<br />
The sensitivity of a turbidimeter is dependent<br />
on its specific design and on the measurement<br />
method. The sensitivity curve is<br />
42
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Turbidity measurement as trend monitor for particulate corrosion products<br />
Light<br />
source<br />
Sample<br />
Scattered<br />
light<br />
Transmitted<br />
light<br />
Light source<br />
Reference<br />
Sample<br />
Scattered<br />
light<br />
purities to measure are white like particles.<br />
So it makes sense to calibrate and verify<br />
such instruments with a similar looking<br />
white colored polymer. But what if these<br />
instruments are used in the water-steam<br />
cycle to detect particulate corrosion products?<br />
Such particles obviously differ in<br />
their color, shape and size distribution<br />
from drinking water impurities. In the following<br />
chapter, a series of tests are recorded<br />
to show the potential of the different<br />
designs of turbidity meters with iron oxide<br />
particle<br />
Fig. 1. (left) non-regulatory ratio design; (right) ISO and USEPA compatible non-ratio design.<br />
1,200,000<br />
Turbidity measurment of iron<br />
oxide powder<br />
Signal in ADC counts<br />
1,100,000<br />
1,000,000<br />
900,000<br />
800,000<br />
700,000<br />
600,000<br />
500,000<br />
400,000<br />
300,000<br />
200,000<br />
100,000<br />
0<br />
determined by measuring a series of<br />
formazin standard solutions of different<br />
concentrations.<br />
Every instrument type has its own sensitivity<br />
curve. The graph in F i g u r e 2 shows<br />
the averaged, normalized sensitivity curves<br />
for two turbidity meters with different design.<br />
The relation between turbidity and<br />
the signal is not linear; it is determined by<br />
a polynomial.<br />
All the manufactured instruments of a certain<br />
type have to be built and adjusted as<br />
identical as possible. Then the individual<br />
sensitivity curves have all the same shape<br />
and may only differ by a proportionality<br />
factor - the calibration factor.<br />
Drinking water application<br />
0 50 100 150 200 250<br />
Turbidity measurement is an important<br />
parameter in the drinking water industry<br />
because it affects both the acceptability of<br />
water to consumers, and the selection<br />
and efficiency of treatment processes, particularly<br />
the efficiency of disinfection with<br />
chlorine since it exerts a chlorine demand<br />
and protects microorganisms and<br />
may also stimulate the growth of bacteria.<br />
[3]<br />
Turbidity in FNU<br />
Fig. 2. Sensitivity curves of two turbidimeters with different designs. Ratio design (red)<br />
and non-ratio (blue).<br />
The two most important guidelines with<br />
respect to nephelometric turbidity measurement<br />
of drinking water are listed in the<br />
Ta b l e 1 . Both regulations define formazin<br />
as primary standard. Formazin is a<br />
white water insoluble polymer. Its dispersion<br />
remains stable over a long time.<br />
The main difference between the USEPA<br />
and the ISO standard is the light source.<br />
USEPA defines a Tungsten Lamp (white<br />
light) where ISO refers to an infrared light<br />
source at 860 nm. Both light sources have<br />
their advantages, the sensitivity towards<br />
whitish residuals in water is better with the<br />
Tungsten Lamp, but it suffers from bias due<br />
to color of the solution.<br />
The discussion of different light sources<br />
used in turbidity meters becomes very important<br />
when the application changes. In<br />
potable water industries, the expected im-<br />
Tab. 1. Comparison for two different turbidity measurement regulations.<br />
Particulate corrosion products in the water-steam<br />
cycle can have many forms. The<br />
main chemical crystals formed are magnetite<br />
and hematite. In the following experiments,<br />
only magnetite, iron (II,III) oxide<br />
powder with different particle sizes was<br />
used.<br />
Influence of light source<br />
In the first experiment, iron (II,III) oxide<br />
powder with an average particle size distribution<br />
of 1 µm was inserted into a sample<br />
stream. The response was measured with<br />
two turbidity meters of equal design. The<br />
two instruments only differ in their light<br />
source. In F i g u r e 3 , the black line was<br />
the response of an analyzer with a Tungsten<br />
Lamp like light source where the red<br />
line was the measurement of a light source<br />
at 860 nm. The amount of injected iron<br />
(II,III) oxide powder was 50 ppb of total<br />
particulate iron.<br />
Using a light source with a wavelength of<br />
860nm is clearly an enormous advantage<br />
by the detection of black colored particles.<br />
For the same sample, the response for the<br />
two light sources were 0.181 FNU (860 nm)<br />
respectively 0.054 FNU (Tungsten Lamp).<br />
Due to different drinking water regulations,<br />
the analyzers can be equipped with<br />
different light sources as well. This fact can<br />
lead to false conclusion:<br />
[…] Since metal oxide particles are usually<br />
dark they absorb rather than reflect light so<br />
nephelometry is not a preferred method for<br />
this application […] [2]<br />
The statement above is true, if an analyzer<br />
with a Tungsten Lamp is used. But with an<br />
infra-red light source, the color of the particle<br />
doesn’t have the same influence. The<br />
experimental data supports this theory.<br />
USEPA 180.1 [5] ISO 7027 [4]<br />
Units NTU FNU<br />
Design Non-ratio Non-ratio<br />
Wavelength of light source 400 – 600 nm (Tungsten Lamp) 860 nm<br />
Primary calibration Standard Formazin Formazin<br />
43
Turbidity measurement as trend monitor for particulate corrosion products <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
0.30<br />
0.25<br />
White LED, non-ratio (USEPA 180.1)<br />
860 nm, non-ratio (ISO 7027)<br />
100 ppm FE<br />
0.20<br />
Turbidity in FNU<br />
0.15<br />
0.10<br />
50 nm 0,95 µm<br />
0.05<br />
0.00<br />
13:10:00 13:15:00 13:20:00 13:25:00 13:30:00 13:35:00 13:40:00 13:45:00 13:50:00<br />
Fig. 5. Dispersed iron (II,III) oxide powder. The<br />
total particulate iron concentration is the<br />
same in both bottles. Average particle<br />
size is different.<br />
Time in HH:mm:ss<br />
Fig. 3. Injection of iron(II, III) oxide powder (average particle size: 1 µm) with a concentration of<br />
50 ppb as total particulate iron. The response was measured with similar turbidity meters<br />
but with different light source.<br />
Turbidity in FNU<br />
0.30<br />
0.25<br />
0.20<br />
0.15<br />
0.10<br />
0.05<br />
860 nm, non-ratio<br />
860 nm, ratio<br />
0.00<br />
13:10:00 13:15:00 13:20:00 13:25:00 13:30:00 13:35:00 13:40:00 13:45:00 13:50:00<br />
For the measurement of black iron<br />
(II,III) oxide powder, only a wavelength<br />
according to ISO 7027 (860 nm) is suitable.<br />
Time in HH:mm:ss<br />
Fig. 4. Injection of iron(II, III) oxide powder (average particle size: 1 µm) with a concentration of<br />
50 ppb as total particulate iron. The response was measured with two turbidity meters<br />
using 860 nm light source but with different designs.<br />
Ratio vs. non-ratio design<br />
Two turbidity analyzers with 860 nm light<br />
source but different designs were compared.<br />
The response of the non-ratio design<br />
was higher, but the signal was noisier<br />
than the measurement of the ratio design<br />
analyzer.<br />
The ability of the ratio design to cancel<br />
unwanted effects due to colored samples<br />
is an advantage for the measurement of<br />
iron(II,III) oxide powders. But the benefit<br />
compared to influence of the light source<br />
is minimal. (F i g u r e 4 )<br />
Influence of the particle size<br />
Iron(II;III) oxide powder is available commercially<br />
in a number of qualities and<br />
forms. Two products were dispersed in<br />
separate bottles with similar iron concentrations.<br />
In one bottle, the powder had an<br />
average particle size distribution of<br />
0.95 µm – for the second bottle the powder<br />
had particles not bigger than 50 nm. F i g -<br />
u r e 5 shows the two stock solutions – the<br />
different turbidities of the solutions are<br />
distinguishable.<br />
Correlation of turbidity and<br />
particulate corrosion product<br />
measurement<br />
In potable water industries, the quality of<br />
drinking water is defined with respect to<br />
Formazin Nephelometric Units, which is<br />
the standard turbidity unit with respect to<br />
the calibration with formazin. Besides<br />
showing a turbidity trend, such a unit has<br />
no use for water-steam cycle. That’s why<br />
there is a great interest of transferring the<br />
abstract term of turbidity into a concrete<br />
concentration. Most of the time, the turbidity<br />
term is correlated with the iron concentration<br />
in the sample.<br />
Detection limit and particle size<br />
distribution<br />
F i g u r e 5 demonstrated the different turbidities<br />
one can expect for stock solutions<br />
with the same iron concentration. So, the<br />
particle size distribution plays an important<br />
role for the iron-turbidity correlation.<br />
Or in other words: Only if the particle size<br />
distribution of a sample stays constant over<br />
the time, a correlation can be made. Another<br />
consequence of that is the fact that<br />
the correlation must be made on site. An<br />
iron-to-turbidity correlation on site A does<br />
not necessarily match with the correlation<br />
from site B.<br />
A good example of how the particle size influences<br />
the iron-to-turbidity correlation is<br />
the detection limit measured with two iron<br />
(II,III) oxide powders with different particle<br />
size. According to the signal-to-noise<br />
relation, the detection limit was estimated<br />
[6]. For iron (II,III) oxide powder with a<br />
particle size of 1 µm, a detection limit of<br />
0.5 ppb Fe could be achieved. Is the experiment<br />
repeated with the same substance,<br />
44
Total corrosion<br />
product<br />
Particulate Corrosion<br />
Products<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Turbidity measurement as trend monitor for particulate corrosion products<br />
but with a particle size in the nano-meter<br />
range, a detection limit of 15 ppb Fe could<br />
be reached. (Ta b l e 2 )<br />
If the precision of turbidity meters are compared,<br />
a stated detection limit to an ‘iron<br />
concentration’ is totally useless without<br />
declaring the particle size.<br />
Comparative methods<br />
According to the IAPWS Technical Guidance<br />
Document ‘Corrosion Product Sampling<br />
and Analysis for Fossil and Combined<br />
Cycle Plants’, three terms with respect to<br />
‘corrosion products’ are defined (F i g -<br />
u r e 6 ): [1]<br />
––<br />
Dissolved corrosion products: ionized<br />
form. This fraction is not detected with<br />
turbidity measurement<br />
––<br />
Particulate corrosion product: suspended<br />
corrosion products. This fraction is<br />
detected with turbidity measurement<br />
––<br />
Total corrosion products: sum of dissolved<br />
and particulate corrosion products<br />
It depends on the grab sample and analytical<br />
method, whether the total corrosion<br />
product is determined or only a fraction<br />
like the particulate corrosion product.<br />
With the usual corrosion product sampling,<br />
suspended solids are collected with a<br />
mesh. This fraction is defined as ‘particulate<br />
corrosion products’. Everything which<br />
passes the mesh is defined as the ‘dissolved’<br />
fraction. It follows that ‘dissolved’ corrosion<br />
products involve all particles that pass<br />
through the filter. But with turbidity measurement,<br />
even solids in the nano-meter<br />
range are detected.<br />
If the dissolved corrosion product fraction<br />
is insignificant compared to the particulate<br />
corrosion product fraction, turbidity can<br />
be correlated with the total corrosion product.<br />
Useful hints for a turbidity-iron/copper<br />
correlation<br />
If a turbidity reading is correlated with an<br />
iron/copper concentration, the following<br />
hints should be taken into account:<br />
––<br />
The grab sample or corrosion product<br />
sample should be installed on the same<br />
extraction point as the turbidity analyzer<br />
––<br />
Stable conditions are required<br />
––<br />
Comparative method for iron/copper<br />
analysis must have an appropriate detection<br />
limit<br />
––<br />
Only if the ‘dissolved iron/copper’ fraction<br />
is insignificant, turbidity can be correlated<br />
with the ‘total corrosion product’<br />
––<br />
Relation between turbidity and iron/<br />
copper concentration is only linear in a<br />
small concentration region<br />
Tab. 2. Detection limit of turbidity measurement with respect to particle size distribution based on<br />
experimental data with iron(II,III) oxide powder.<br />
Particle size: 1 µm<br />
Particle size: 50 nm<br />
Detection limit (as ppb Fe) 0.5 15<br />
Particle<br />
size<br />
Grab Sample<br />
Laboratory Analysis<br />
Dissolved<br />
Corrosion product<br />
sampler<br />
Fig. 6. Definition of different terms according to [1].<br />
Turbidity HP Feedwater in NTU<br />
0.16<br />
0.14<br />
0.12<br />
0.1<br />
0.08<br />
0.06<br />
0.04<br />
0.02<br />
0<br />
0.45 µm<br />
0.20 µm<br />
Turbidity HP Feedwater (NTU) VS Load (MW)<br />
Date (Aug 27 - Sept 5, 2017)<br />
Turbidity<br />
Turbidity<br />
Load<br />
Fig. 7. Fluctuation of corrosion products in feedwater caused by fast and frequent load variation.<br />
Iron concentration in ppb<br />
9,000<br />
8,000<br />
7,000<br />
6,000<br />
5,000<br />
4,000<br />
3,000<br />
2,000<br />
1,000<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
0<br />
400<br />
350<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
Load in MW<br />
Power output in MW<br />
0<br />
0<br />
22.4.14 4:48 22.4.14 9:36 22.4.14 14:24 22.4.14 19:12<br />
LP feedwater Condensate downstream CPP ACTIVE POWER<br />
Fig. 8. Turbidity (as Fe) During Start Up Load Transients.<br />
45
8 ><br />
Umschlag S-175-00-2014-04-DE_A3q.indd 1 15.04.2014 08:07:52<br />
Turbidity measurement as trend monitor for particulate corrosion products <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Cycling plants and total-iron<br />
In the so called “good old times”, where<br />
most of the plants had been either operated<br />
in base load, or at least with very seldom<br />
and smooth load variations, the analyses of<br />
total-iron were not required in a high frequency<br />
(max. 1 x per day, often just 3 x per<br />
week), since strong fluctuations neither<br />
had to be expected, nor experienced.<br />
Meanwhile the situation changed completely,<br />
and base load plants rather exist anymore<br />
and the importance for a detailed knowledge<br />
of the trend behavior of total-iron in<br />
the various systems increase tremendously.<br />
Steady state conditions recommended in<br />
all current guidance are not achieved by<br />
the plant during flexible operating periods.<br />
Manual grab samples with analyses and<br />
evaluation the lab cannot fulfill these<br />
needs in gaining those data, since also in<br />
most of the plants there is a lack of chemical<br />
staff having the time and the facilities to<br />
perform this high time-consuming task especially<br />
during those cycling phases. On<br />
the other hand, without those trends and<br />
data a development of counter measures or<br />
at least maintenance strategies are simply<br />
impossible and very expensive surprises,<br />
like strongly increased wear and tear on<br />
control valves, particle impingement, particle<br />
erosion and deposit problem, etc. will<br />
be the result.<br />
Considering also the experienced concentrations<br />
of total-iron during those events<br />
(peaking up to x mg/kg!) time intensive<br />
analytical methods in the lower µg/kg<br />
range are certainly unnecessary and a very<br />
high accuracy is not really required.<br />
Proxy methods like the online monitoring<br />
of turbidity may help here, however it must<br />
be clearly stated that those methods cannot<br />
replace a proper analysis at all and the conversion<br />
from turbidity into a concentration<br />
will have always a significant error,<br />
hence it should not be used as complete<br />
replacement for proper analysis. Nevertheless,<br />
as trend monitor on one hand and for<br />
a good estimation about the approximate<br />
concentration levels (few µg/kg, or some<br />
100 µg/kg, etc.) the turbidity monitoring<br />
may be a helpful tool to indicate where the<br />
corrosion products are released and how<br />
those are distributed.<br />
Case studies<br />
The 2 graphs in F i g u r e 7 are demonstrating<br />
the use of online turbidity in different<br />
locations and situations.<br />
The values gained and shown in F i g u r e 8<br />
had been gone along with an extraordinary<br />
and intensive grab sample monitoring program<br />
in parallel. As mentioned before the<br />
individual, single values may differ slightly,<br />
but the overall level and trend was always<br />
congruent.<br />
These trends are also clearly demonstrating<br />
that relying solely on grab samples at<br />
steady load conditions may lead to false<br />
conclusions and may sway the operator in<br />
a false safety.<br />
Conclusion<br />
Turbidity measurement is a suitable method<br />
for trend monitoring of particulate corrosion<br />
products in water-steam cycle. The<br />
analyzer should be equipped with a light<br />
source according to ISO 7027 (860 nm)<br />
[4]. Correlation of turbidity with iron/copper<br />
depends on several properties of the<br />
particle. Such properties like particle size<br />
distribution are individual for each plant<br />
and can change over time. Consequently,<br />
the turbidity measurement cannot replace<br />
a proper analysis at all and the conversion<br />
from turbidity into a concentration will<br />
have always a significant error. Nevertheless,<br />
as trend monitor on one hand [7] and<br />
for a good estimation about the approximate<br />
concentration levels (few µg/kg, or<br />
some 100 µg/kg, etc.) the turbidity monitoring<br />
may be a helpful tool to indicate<br />
where the corrosion products are released<br />
and how those are distributed, which will<br />
at least support further, individual strategies<br />
for the plant.<br />
References<br />
[1] IAPWS, Technical Guidance Document: Corrosion<br />
Product Sampling and Analysis for Fossil<br />
and Combined Cycle Plants; 2013.<br />
[2] Fossil Plant Cycle Chemistry Instrumentation<br />
and Control – State-of-Knowledge Assessment.<br />
EPRI, Palo Alto, CA: 2007. 1012209<br />
[3] Guidelines for drinking-water, Volume 3: Surveillance<br />
and control of community supplies;<br />
World Health Organization, Geneva, 1997<br />
[4] Water Quality – Determination of turbidity;<br />
1999, International Organization for Standardization,<br />
Geneva, Switzerland; ISO<br />
7027:1999(E).<br />
[5] EPA Method 180.1: Determination of Turbidity<br />
by Nephelometry, United Stated Environmental<br />
Protection Agency; 1993.<br />
[6] Water Quality – Guidance on Analytical Quality<br />
Control for Chemical and Physicochemical<br />
Water Analysis; 2009, International Organization<br />
for Standardization, Geneva, Switzerland;<br />
ISO 13530:2009(E).<br />
[7] Turbidity Measurement as trend monitor for<br />
particulate corrosion products. M. Lendi,<br />
2016 E. Wagner, Conference on Flow Accelerated<br />
Corrosion<br />
l<br />
<strong>VGB</strong>-Standard<br />
IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen<br />
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Der <strong>VGB</strong>-Standard <strong>VGB</strong>-S-175-00-2014-04-DE zeigt die relevanten Bedrohungen und Fehlerquellen<br />
für den Betrieb der Erzeugungsanlagen. Daraus abgeleitet werden organisatorische und technische<br />
Anforderungen zur Absenkung der Auswirkungen auf ein zu akzeptierendes Niveau, ergänzt durch<br />
Handlungsempfehlungen und weitere Informationsquellen.<br />
In Fachgesprächen mit namhaften Herstellern und dem BSI wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert<br />
und seitens der Hersteller die Akzeptanz und die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt.<br />
Mithilfe des <strong>VGB</strong>-S-175-00-2014-04-DE können die die IT-Sicherheit betreffenden organisatorischen<br />
und technischen Strukturen und Prozesse bewertet und Hinweise für Erweiterungen und Neuinvestitionen<br />
abgeleitet werden. Eine unternehmensinterne Anpassung und Präzisierung ist dabei unverzichtbar.<br />
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46
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Tagungsbericht: <strong>VGB</strong> Chemie im Kraftwerk 2018<br />
Rückblick auf die <strong>VGB</strong>-Konferenz<br />
„Chemie im Kraftwerk 2018“<br />
Sabine Kuhlmann<br />
ANKÜNDIGUNG<br />
<strong>VGB</strong>-KONFERENZ<br />
CHEMIE IM KRAFTWERK <strong>2019</strong><br />
MIT FACHAUSSTELLUNG<br />
(22.) 23. UND 24. OKTOBER <strong>2019</strong>, WÜRZBURG<br />
MARITIM HOTEL WÜRZBURG<br />
Der Treffpunkt der internationalen Kraftwerkschemie<br />
Die Schwerpunkte der Veranstaltung liegen auf den Themen:<br />
l Konditionierung von Wasser-Dampf-Kreisläufen und Kühlkreisläufen<br />
l Wasseraufbereitungsverfahren und Abwasserbehandlungsverfahren<br />
l Chemische Aspekte der Kohle- und Mitverbrennung<br />
l Chemische Aspekte der Rauchgasreinigungsverfahren und CO 2 -Abscheidung<br />
l Analytik und dazu gehörige Qualitätssicherung<br />
l Chemie in Kernkraftwerken<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V. |<br />
Internationaler Fachverband für die Erzeugung und Speicherung von Strom- und Wärme | www.vgb.org<br />
Informationen zur Teilnahme<br />
Ines Moors | Tel.: +49 201 8128-274 | E-Mail: ines.moors@vgb.org<br />
Informationen zur Fachausstellung<br />
Angela Langen | Tel.: +49 201 8128-310 | E-Mail: angela.langen@vgb.org<br />
Know-how-Verluste in der Kraftwerkschemie,<br />
Verringerung des Personals für die<br />
Chemie vor Ort und damit einhergehendes<br />
Outsourcing der chemischen Analytik sowie<br />
die Herausforderungen der flexiblen<br />
Fahrweise konventioneller und nuklearer<br />
Kraftwerke durch den gesetzlich garantierten<br />
Vorrang der Erneuerbaren zählen nach<br />
wie vor zu den Themen, die auf der Agenda<br />
der Kraftwerkschemie ganz weit oben stehen.<br />
Diese Themen und weitere Aspekte<br />
der Kraftwerkschemie standen im Fokus<br />
der 54. <strong>VGB</strong>-Konferenz „Chemie im Kraftwerk<br />
2018“, die mit begleitender Fachausstellung<br />
vom 24. bis 25. Oktober 2018 in<br />
Magdeburg stattgefunden hat.<br />
An der Veranstaltung, die erstmalig vom<br />
neuen Vorsitzenden des <strong>VGB</strong>-Technical<br />
Committee „Chemistry“, Walter Hoffmann<br />
eröffnet wurde, haben rund 250 Teilnehmer<br />
aus dem In- und Ausland teilgenommen,<br />
denen ein interessantes und aktuelles<br />
Vortragsprogramm mit 23 Beiträgen geboten<br />
wurde. Teilnehmer und Aussteller aus<br />
15 Nationen und Vortragende z.B. aus<br />
Großbritannien, Spanien, der Schweiz, Israel,<br />
den Niederlanden und den USA haben<br />
erneut gezeigt, wie international diese<br />
traditionsreiche <strong>VGB</strong>-Veranstaltung ist. In<br />
den Vorträgen wurden die aktuellen<br />
Trends und Problemstellungen im Wasser-<br />
Dampf-Kreislauf, bei der Rauchgasreinigung,<br />
der Nuklearchemie, der Wasseraufbereitung<br />
und weiterer, für die Kraftwerkschemie<br />
relevanter Themen erörtert.<br />
So wurde z.B. in einem ausführlichen Beitrag<br />
von Dr. Dieter Mauer der Firma Mion-<br />
Tec GmbH, Leverkusen über „Autonomes<br />
Fahren“ einer VE-Anlage mit Hilfe künstlicher<br />
Intelligenz berichtet. Eine menschenleer<br />
betreibbare Anlage, bei der gleichzeitig<br />
auch die Laborkompetenzen soweit wie<br />
möglich verringert werden, sind immer<br />
häufiger Ziele, die bei der Neuplanung industrieller<br />
Anlagen definiert werden. Diese<br />
Anlagen müssen in die Lage versetzt werden,<br />
sich selbst zu analysieren, Probleme<br />
zu erkennen und zu orten und bestenfalls<br />
auch sofort Lösungsmöglichkeiten zur Problembeseitigung<br />
anzubieten. Das vorgestellte<br />
Verfahren nutzt die künstliche Intelligenz<br />
und ist in der Lage, aus sehr wenigen<br />
Messdaten komplexe Vorhersagen des Anlagenverhaltens<br />
bezogen auf jede einzelne<br />
Stufe der Anlage zu ermitteln. Es sagt Leitfähigkeit<br />
und pH nach jeder Stufe voraus<br />
und zeigt sie in Kurvenform ähnlich, wie es<br />
der Betreiber von seinem PLS gewohnt ist.<br />
Die autonome Reparatur bleibt Vision,<br />
aber bereits jetzt kann der Regeneriermittelverbrauch<br />
durch auf das tatsächlich Notwendige<br />
beschränkt werden.<br />
Ein anderer interessanter Ansatz wurde<br />
von Christiane Holl, Hydro-Engineering<br />
GmbH, Mülheim, vorgestellt, die in ihrem<br />
Beitrag verschiedene Konditionierungs-<br />
Autorin<br />
Sabine Kuhlmann<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Essen, Deutschland<br />
<strong>VGB</strong>-Konferenz „Chemie im Kraftwerk 2018“. Dr. Dieter Mauer, MionTec GmbH, berichtet über<br />
„Autonomes Fahren“ einer VE-Anlage mit Hilfe künstlicher Intelligenz.<br />
47
Tagungsbericht: <strong>VGB</strong> Chemie im Kraftwerk 2018 <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong>-Konferenz Chemie im Kraftwerk 2018. Blick ins Auditorium der Veranstalltung in Magdeburg.<br />
Kommunikation innerhalb der internationalen<br />
<strong>VGB</strong>-Community sind für den zuverlässigen,<br />
umweltkompatiblen und sicheren<br />
Betrieb moderner Kraftwerke von unschätzbarem<br />
Wert, der von den Konferenzteilnehmern,<br />
Austellern und Vortagenden<br />
gleichermaßen geschätzt und genutzt wird<br />
und für den <strong>VGB</strong> PowerTech die erforderliche<br />
Plattform bereit stellt.<br />
Insgesamt kann resümiert werden, dass<br />
auch die 54. „Chemie im Kraftwerk“ wieder<br />
ein voller Erfolg war und sich die Teilnahme<br />
für Besucher, Aussteller und Vortragende<br />
auch in 2018 gelohnt hat.<br />
Das <strong>VGB</strong>-Team, Dr. Andreas Wecker, Ines<br />
Moors und Angela Langen, bedankt sich<br />
bei allen Konferenzteilnehmern, Vortragenden,<br />
Austellern und Sponsoren für eine<br />
überaus gelungene Veranstaltung und<br />
freut sich auf die nächste „Chemie im<br />
konzepte bei unterschiedlicher Anlagentechnik<br />
erläuterte. Christiane Holl zeigte,<br />
dass durch eine veränderte Konditionierung<br />
bei laufendem Betrieb Verunreinigungen,<br />
z.B. bei Leckagen in Wärmetauschern,<br />
analysiert und teilweise ausgeschleust<br />
werden können. Durch diese<br />
Maßnahmen erhöht sich die Verfügbarkeit<br />
von Anlagen trotz deutlicher Überschreitung<br />
der im <strong>VGB</strong>-Standard <strong>VGB</strong>-S-010 festgelegten<br />
Actionlevel.<br />
Neben diesen Beispielen zur Kosten- und<br />
Anlagenoptimierung durch Digitalisierung<br />
und Erhöhung der Verfügbarkeit durch<br />
verbesserte Kraftwerkschemie steht natürlich<br />
stets die Ressourcenschonung im Fokus,<br />
zur maximalen Harmonisierung der<br />
Erzeugung mit umweltpolitischen Anforderungen.<br />
In diesem Zusammenhang hat<br />
der reduzierte Einsatz von Rohwasser permanent<br />
einen sehr hohen Stellenwert in<br />
der Kraftwerkschemie. Heiko Woizick,<br />
RheinEnergie AG, Köln, berichtete in seinem<br />
Beitrag über das Recyclen von Abwässern<br />
aus dem Wasser-Dampfkreislauf, die<br />
beim Kraftwerksbetrieb anfallen. Es wurden<br />
Aufbereitungsanlagen vorgestellt, die<br />
eine weiterte Nutzung der Abwasserströme<br />
im Wasser-Dampf-Kreislauf oder Fernwärmenetz<br />
ermöglichen und dadurch die Abwassermenge<br />
deutlich minimieren. Heiko<br />
Woizick erläutert verschiedene Applikationsmöglichkeiten<br />
auch für Industriekraftwerke.<br />
Das internationale Vortragprogramm wurde<br />
auch bei dieser „Chemie im Kraftwerk“<br />
wieder durch eine interessante Fachausstellung<br />
ergänzt und abgerundet. 34 Aussteller<br />
nutzen die begleitende Ausstellung<br />
zur Präsentation ihrer Produkte und<br />
Dienstleistungen. Die Ausstellung bot den<br />
Konferenzteilnehmern die Möglichkeit<br />
zum direkten Dialog mit den Ausstellern<br />
und wurde von den Teilnehmern sehr gut<br />
angenommen und entsprechend besucht.<br />
Trotz aller Innovationen, optimierter Fahrweisen<br />
und neuester Anlagentechnik sind<br />
es nach wie vor aber die Entscheidungen<br />
des Kraftwerkchemikers, die den Anlagenbetrieb<br />
bestimmen. Bei der Entscheidungsfindung<br />
müssen die Vor- und Nachteile und<br />
Erfahrungen gegeneinander abgewogen<br />
werden. Dementsprechend war ein Teil der<br />
Konferenz auch wieder diesem Aspekt gewidmet:<br />
beginnend mit dem Get-Together,<br />
das am Vorabend der Veranstaltung in der<br />
Fachausstellung stattgefunden und zu dem<br />
unser Austeller Swan Analytical Instruments<br />
alle Konferenzteilnehmer eingeladen<br />
hatte, über die Gespräche und Diskussionen<br />
in den Pausen und beim Mittagessen<br />
und in der Fachausstellung bis hin zur<br />
Abendveranstaltung im Magdeburger<br />
Ratskeller, die am Ende des ersten Konferenztages<br />
mit Unterstützung von Kurita<br />
Europe GmbH und Purolite GmbH durchgeführt<br />
werden konnte, boten sich den<br />
Teilnehmern immer wieder Gelegenheiten<br />
zum fachlichen Austausch und zum Netzwerken,<br />
die für die Entscheidungsfindung<br />
unerlässlich sind. Der Erfahrungsaustausch<br />
mit den Kollegen, das Anbahnen<br />
und Auffrischen von Kontakten und die<br />
Kraftwerk <strong>2019</strong>“, die am 23. und 24. Oktober<br />
<strong>2019</strong>, im Maritim Hotel in Würzburg<br />
zum 55. Mal der Treffpunkt der internationalen<br />
Kraftwerkschemie sein wird.<br />
Das Call for Papers zu dieser Veranstaltung<br />
wird in Kürze starten. Die Fachausstellung<br />
kann bereits jetzt gebucht werden.<br />
Informationen zur „Chemie im Kraftwerk<br />
<strong>2019</strong>“ erhalten Sie von Dr. Andreas Wecker<br />
(fachliche Betreuung, andreas.wecker@<br />
vgb.org), Ines Moors, (Organisation, ines.<br />
moors@vgb.org) und Angela Langen (Fachausstellung,<br />
angela.langen@vgb.org). l<br />
48
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Tagungsbericht: <strong>VGB</strong> Chemie im Kraftwerk 2018<br />
49
<strong>VGB</strong> PowerTech e. V. ist der internationale Fachverband für die Erzeugung und Speicherung von Strom- und<br />
Wärme und Sitz in Essen. Seit seiner Gründung im Jahr 1920 hat sich der <strong>VGB</strong> PowerTech zum internationalen<br />
technischen Kompetenzzentrum für die Betreiber von Kraftwerken und Energieanlagen entwickelt. Die Mitglieder<br />
aus 33 Ländern repräsentieren eine Erzeugungsleistung von rund 302.000 MW mit einem breiten Spektrum von<br />
Anlagen und allen Erzeugungsarten.<br />
Zur Erweiterung unseres Portfolios und Verstärkung unseres Teams suchen wir zum nächstmöglichen Termin einen:<br />
Ingenieur (m/w/d) Windenergieanlagen<br />
Der Bereich Erneuerbare Energien der <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH, der Wirtschaftsgesellschaft des <strong>VGB</strong> PowerTech<br />
e.V., baut seine Dienstleistungen im Bereich der Inspektion und Untersuchung von Windkraft anlagen<br />
deutlich aus. Die Untersuchungen werden in der Regel vor Ort bei den Mitgliedsunternehmen und Kunden durchgeführt.<br />
Gewonnene Erkenntnisse werden durch den fortlaufenden Erfahrungsaustausch innerhalb der <strong>VGB</strong>-Gremien<br />
sowie regelmäßig angebotene Workshops und Seminare weitergegeben und tragen zur Erhöhung der Sicherheit,<br />
Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit bei. Besonderer Mehrwert wird durch die interdisziplinäre und<br />
enge Zusammenarbeit mit dem <strong>VGB</strong>-Werkstofflabor sowie dem Bereich Bau- und Montageüberwachung erzielt.<br />
Das Aufgabengebiet umfasst:<br />
| Selbstständige Durchführung wiederkehrender Prüfungen in den Anlagen der Kunden im In- und Ausland<br />
| Ableitung von notwendigen Maßnahmen für den weiteren Betrieb der Anlagen<br />
| Begleitung von Schadensanalysen<br />
| Unterstützung der Betreiber bei technischen Verhandlungen mit Herstellern<br />
| Erstellung von Gutachten für den Weiterbetrieb von Anlagen, inkl. sachverständiger Begutachtung<br />
| Selbstständiges Erstellen von Untersuchungsberichten<br />
| Unterstützung bei der Vorbereitung und Durchführung von Seminaren und Workshops<br />
Wegen der internationalen Ausrichtung unseres Verbandes und der <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH suchen wir<br />
Bewerber mit sehr guten Kenntnissen der englischen und deutschen Sprache in Wort und Schrift.<br />
Wir suchen für diese Tätigkeit eine kontaktfreudige, kooperative und teamorientierte Persönlichkeit mit sicherem<br />
Auftreten.<br />
Wir bieten nach fundierter Einarbeitung und entsprechender Eignung die Möglichkeit einer interessanten und<br />
abwechslungsreichen Tätigkeit mit einer leistungsgerechten Vergütung und guten Sozialleistungen.<br />
Interessierte Bewerber bitten wir um Zusendung aussagefähiger Bewerbungsunterlagen unter Angabe des frühesten<br />
Eintrittstermins und der Gehaltsvorstellung an die Personalabteilung der <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Personalabteilung<br />
Frau Koprek<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Telefon: +49 201 4862-211<br />
E-Mail: b.koprek@ksg-gfs.de<br />
www.vgb.org
<strong>VGB</strong> PowerTech e. V. ist der internationale Fachverband für die Erzeugung und Speicherung von Strom- und<br />
Wärme und Sitz in Essen. Seit seiner Gründung im Jahr 1920 hat sich der <strong>VGB</strong> PowerTech zum internationalen<br />
technischen Kompetenzzentrum für die Betreiber von Kraftwerken und Energieanlagen entwickelt. Die Mitglieder<br />
aus 33 Ländern repräsentieren eine Erzeugungsleistung von rund 302.000 MW mit einem breiten Spektrum von<br />
Anlagen und allen Erzeugungsarten.<br />
Zur Verstärkung unseres Laborbereichs suchen wir zum nächstmöglichen Termin einen:<br />
Dipl.-Ingenieur/Masterabsolvent (m/w/d) Werkstofftechnik<br />
Das Werkstofflabor der <strong>VGB</strong>-PowerTech Service GmbH verfügt über eine langjährige Erfahrung auf dem Gebiet<br />
der Schadensanalytik und Untersuchung von Werkstoffen im Bereich der Kraftwerkstechnik. Mit 14 Beschäftigten<br />
werden neben den Untersuchungen im hauseigenen Labor auch Lebensdaueruntersuchungen bei unseren Mitgliedsunternehmen<br />
vor Ort durchgeführt. Besonderer Mehrwert wird durch die interdisziplinäre und enge Zusammenarbeit<br />
mit unserem Bereich Wasserchemie erzielt.<br />
Das Aufgabengebiet umfasst:<br />
| Eigenständige Abwicklung von Untersuchungsaufträgen inkl. Erstellung von Untersuchungsberichten<br />
in deutscher und englischer Sprache<br />
| Unterstützung des Abteilungsleiters bei der Koordination der Auftragsabarbeitung im Werkstofflabor<br />
| Durchführung und Koordination von revisionsbegleitenden Arbeiten bei unseren Kunden im<br />
In- und Ausland (auch außereuropäisch)<br />
| Bauleitertätigkeit als Aufsichtsführender vor Ort, Koordination von Fremdfirmen<br />
| Mitarbeit und Koordination bei Forschungsarbeiten<br />
Wir erwarten vom Bewerber folgende Kenntnisse, Fähigkeiten und Erfahrungen:<br />
| Abgeschlossenes Studium der Fachrichtung Werkstofftechnik (Master, Diplom)<br />
| Mindestens eine 1-jährige Berufserfahrung im Bereich eines Schadenslabors<br />
| Sehr gute Erfahrung mit der Durchführung der ambulanten Metallographie,<br />
inkl. eigenständige Bewertung der Ergebnisse<br />
| Reisebereitschaft bis zu 50 %<br />
| Sehr gute Englischkenntnisse in Wort und Schrift<br />
Wegen der internationalen Ausrichtung unseres Verbandes und der <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH suchen wir<br />
Bewerber mit sehr guten Kenntnissen der englischen und deutschen Sprache in Wort und Schrift.<br />
Wir suchen für diese Tätigkeit eine kontaktfreudige, kooperative und teamorientierte Persönlichkeit mit sicherem<br />
Auftreten.<br />
Wir bieten nach fundierter Einarbeitung und entsprechender Eignung die Möglichkeit einer interessanten und<br />
abwechslungsreichen Tätigkeit mit einer leistungsgerechten Vergütung und guten Sozialleistungen.<br />
Interessierte Bewerber bitten wir um Zusendung aussagefähiger Bewerbungsunterlagen unter Angabe des frühesten<br />
Eintrittstermins und der Gehaltsvorstellung an die Personalabteilung der <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Personalabteilung<br />
Frau Koprek<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Telefon: +49 201 4862-211<br />
E-Mail: b.koprek@ksg-gfs.de<br />
www.vgb.org
Stickstoffbasierte Emissionen aus zirkulierenden Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Entstehung von stickstoffbasierten<br />
Emissionen in zirkulierenden<br />
Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen<br />
Stefan Zeltner<br />
Abstract<br />
Formation of nitrogen-based emissions<br />
in circulating fluidised bed combustion<br />
plants<br />
The generation of nitrogen-based emissions is,<br />
adjacent to the well-known dependence on the<br />
combustion temperature, also linked to the supply<br />
of oxygen in the combustion zone. The empirical<br />
based assumptions could be proved for<br />
the large scale by measurements of the generated<br />
raw gas in circulating fluidised bed incinerators.<br />
While the emissions of NO 2 , N 2 O, HCN and<br />
NH 3 decrease exponentially with decreasing<br />
concentrations of oxygen, the curve progression<br />
of the generation of NO is similar to an upwards<br />
opened parabola with a vertex at about<br />
2.2 Vol.-%. Based on these interrelationships,<br />
an optimum working point for the minimization<br />
of nitrogen-based emissions can be defined<br />
at an oxygen concentration in the raw gas of<br />
about 4 Vol.-%. The adaption of this parameter<br />
leads among the reduction of the NO x -concentration<br />
to an improvement of the plant efficiency<br />
due to a reduction of the required power demand<br />
of blowers. The variation of the oxygen<br />
concentration in the raw gas should be executed<br />
stepwise while taking further parameters (such<br />
as fluctuations of the fuel parameters in combination<br />
with different oxygen demands leading<br />
to peaks of the CO and C org emissions) into account.<br />
Next to the continuous decrease of the<br />
NO x concentrations, a short-term reduction of<br />
this parameter to avoid imminent off-limit conditions<br />
is possible.<br />
l<br />
Autor<br />
Stefan Zeltner M.Sc.<br />
Universität Kassel<br />
Fachgebiet Abfalltechnik<br />
Fachbereich 14 - Umweltingenieurwesen<br />
Kassel, Deutschland<br />
Hintergrund<br />
Stickstoffbasierte Emissionen rückten in<br />
der nahen Vergangenheit verstärkt in den<br />
Fokus. Besonders der Dieselskandal und<br />
die dabei entlarvte Manipulation der Stickoxidwerte<br />
erregte eine enorme öffentliche<br />
Aufmerksamkeit. Auch in der Fachwelt regten<br />
die Verschärfung des Halbstundenmittelwertes<br />
von 200 auf 150 mg/m 3 N, die<br />
Einführung des Jahresmittelwertes von<br />
100 mg/Nm 3 für Neuanlagen und die Begrenzung<br />
der Ammoniak-Konzentration<br />
auf 15 bzw. 10 mg/m 3 N jeweils zum<br />
01.01.2016 Diskussionen an, wie und mit<br />
welcher Technik die neuen Grenzwerte<br />
eingehalten werden können.<br />
Insbesondere die SNCR-Technik wird<br />
durch die verschärften Grenzwerte an ihre<br />
Grenzen gebracht. Diese Entstickungsmethode<br />
benötigt für hohe Wirkungsgrade<br />
ein sehr schmales Temperaturfenster, das<br />
insbesondere bei Abfallverbrennungsanlagen<br />
durch die schwankenden Brennstoffparameter<br />
nicht immer zuverlässig einzuhalten<br />
ist.<br />
Mit der Aufnahme der jährlichen N 2 O-Messung<br />
in die BAT 5 der finalen Version des<br />
BVT-Merkblatts Abfallverbrennung wurde<br />
dem Lachgas (N 2 O) als einer weiteren<br />
Stickstoffverbindung Aufmerksamkeit geschenkt.<br />
Diese Verbindung besitzt im Vergleich<br />
zu CO 2 das 300-fache Treibhauspotential<br />
und gilt aus diesem Grund als stark<br />
klimaschädlich [Bührke 2012].<br />
Da die Bildung von Stickoxiden und Lachgas<br />
in erster Linie über die Zwischenstufe<br />
Cyanwasserstoff (HCN) abläuft, wird im<br />
Folgenden auch diese Abgaskomponente<br />
betrachtet, wenngleich sie bislang kein<br />
überwachungspflichtiger Abgasbestandteil<br />
ist.<br />
Bildung von Stickstoffverbindungen<br />
Die Bildung von stickstoffbasierten Emissionen<br />
ist sehr stark von den sich einstellenden<br />
Gleichgewichten abhängig. In vielen<br />
Fällen wird das Hauptaugenmerk aufgrund<br />
der Bildung von thermischem NO x auf die<br />
Temperatur gelegt.<br />
Der folgende Beitrag zeigt auf, dass auch<br />
durch eine gezielte Einstellung des Sauerstoffsollwertes<br />
im Rohgas die Konzentrationen<br />
der bei der Verbrennung entstehenden<br />
Stickstoffverbindungen minimiert<br />
werden können. Um die Beeinflussung der<br />
Gleichgewichte und die damit verbundenen<br />
Konzentrationsänderungen beschreiben<br />
zu können, wird zunächst auf die<br />
grundsätzlichen Bildungsmechanismen<br />
der eingangs erwähnten Verbindungen<br />
eingegangen.<br />
Stickstoffmonoxid (NO) ist aufgrund des<br />
im Regelfall höchsten Rohgasanteils der<br />
wichtigste Vertreter der stickstoffbasierten<br />
Emissionen. NO kann auf drei verschiedenen<br />
Bildungswegen entstehen, wobei die<br />
maximal herrschende Verbrennungstemperatur<br />
einen maßgeblichen Einfluss auf<br />
die stattfindenden Mechanismen nimmt.<br />
Neben der NO-Bildung aus dem im Brennstoff<br />
enthaltenen Stickstoff kann ab Temperaturen<br />
von 1.000 °C durch die Reaktion<br />
von Sauerstoff mit dem mit der Verbrennungsluft<br />
zugeführten diatomaren Stickstoff<br />
(N 2 ) das sogenannte „Thermische<br />
NO“ durch den Zeldovic-Mechanismus entstehen<br />
(s. B i l d 1 ). Zusätzlich tritt ab<br />
Temperaturen von 1.200 °C der Fenimore-<br />
Mechanismus auf, bei dem in sauerstoffarmen<br />
Bereichen das sogenannte prompte<br />
NO durch Radikalreaktionen gebildet<br />
wird. Dieser Reaktionsweg spielt im Vergleich<br />
zu den zuerst genannten Mechanismen<br />
aber eine untergeordnete Rolle.<br />
Da bei der Wirbelschichtfeuerungstechnik<br />
Temperaturen von 1.000 °C nur sehr selten<br />
überschritten werden, wird im Folgenden<br />
das Augenmerk auf die NO-Bildung aus<br />
dem Brennstoff gelegt. [Schrod 1985]<br />
Wie aus B i l d 1 hervorgeht, läuft die Bildung<br />
von Stickstoffmonoxid aus dem<br />
Brennstoffstickstoff über mehrere Zwischenstufen<br />
(NH 3 /HCN und NH i ) ab. Das<br />
Gleichgewicht zwischen der NO- und der<br />
N 2 -Entstehung ist stark vom Sauerstoffpartialdruck<br />
abhängig und kann durch eine<br />
gezielte Anpassung des Sollwertes der Sauerstoffkonzentration<br />
im Rohgas beeinflusst<br />
werden, worauf im weiteren Verlauf näher<br />
eingegangen wird. Im Bereich der Abfallverbrennung<br />
werden üblicherweise wegen<br />
der Vorgaben für Emissionsgrenzwerte die<br />
Komponenten Stickstoffmonoxid und<br />
Stickstoffdioxid (NO 2 ) zum Summenpara-<br />
52
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Stickstoffbasierte Emissionen aus zirkulierenden Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen<br />
Brennstoff<br />
N<br />
Luftstickstoff<br />
N 2<br />
NCN<br />
meter NO x zusammengefasst, wobei mit<br />
95 Ma.-% überwiegend NO gebildet wird.<br />
Die laut Definition ebenfalls zu den Stickoxiden<br />
gehörenden Komponenten N 2 O 3 ,<br />
N 2 O 4 sowie N 2 O 5 und bislang auch N 2 O<br />
spielen dabei eine untergeordnete Rolle.<br />
[Schrod 1985]<br />
NO 2 wird im Wesentlichen aus bereits bei<br />
der Verbrennung entstandenem NO beim<br />
anschließenden Übergang aus der heißen<br />
Verbrennungszone in kühlere Bereiche bei<br />
Temperaturen unter 800 °C gebildet. Zum<br />
Ablauf dieser Reaktionen ist die Anwesenheit<br />
von O-, H- oder OH-Radikalen nötig.<br />
Die Bildung von NO 2 ist demnach stark von<br />
den Verbrennungsbedingungen bzw. der<br />
Vollständigkeit des Gasausbrands abhängig.<br />
Aufgrund der üblicherweise sehr konstant<br />
ablaufenden Verbrennung in Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen<br />
liegt NO 2 im<br />
Regelfall in relativ niedrigen Konzentrationen<br />
vor.<br />
Cyanwasserstoff (HCN, Trivialname Blausäure)<br />
ist neben Ammoniak (NH 3 ) ein bedeutendes<br />
Zwischenprodukt bei der Bildung<br />
von weiteren Stickstoffverbindungen<br />
wie NO, NO 2 und N 2 O (B i l d 1 ). Die mögliche<br />
Bildung von HCN ist stark abhängig<br />
von der Bindungsform des Stickstoffs in<br />
der Brennstoffstruktur. Ist der im Brennstoff<br />
enthaltene Stickstoff hauptsächlich<br />
an Heteroaromaten gebunden, wird vorwiegend<br />
Cyanwasserstoff gebildet. Heteroaromaten<br />
sind insbesondere in älteren<br />
Brennstoffen wie Kohle gebunden. Aus diesem<br />
Grund ist bei der Verbrennung von<br />
Abfällen allenfalls mit sehr geringen HCN-<br />
Konzentrationen zu rechnen. [Vitovec<br />
1999]<br />
Für die Anwesenheit von Ammoniak (NH 3 )<br />
im Rauchgas von Verbrennungsanlagen<br />
gibt es zwei mögliche Gründe. Zum einen<br />
können Ammoniakemissionen als sogenannter<br />
Schlupf aus der SNCR-Entstickungsstufe<br />
resultieren. Als Reduktionsmittel<br />
dienen bei diesem Verfahren im Regelfall<br />
Ammoniak oder Harnstoff. Dabei<br />
reagiert Ammoniak direkt mit den im<br />
Rauchgas enthaltenen Stickoxiden; Harnstoff<br />
zerfällt zunächst zu CO und NH 2 , wodurch<br />
die eigentliche Entstickungsreaktion<br />
NH 3<br />
NH i<br />
N 2<br />
+O 2<br />
+OH,H<br />
+OH,O,O 2<br />
NO-Recycle<br />
thermisches NO<br />
+NO<br />
+OH,O,O 2<br />
+CH, CH 3<br />
Bild 1. Bildungspfade von NO und N 2 aus dem im Brennstoff und in der Verbrennungsluft<br />
enthaltenen Stickstoff (Anm.: es werden zur besseren Übersichtlichkeit jeweils nur die<br />
beteiligten Ausgangsstoffe für die Reaktionen, nicht dagegen die Gesamtheit aller Produkte<br />
für die jeweiligen Reaktionen angeführt.) [nach Hafner 2004, modifiziert].<br />
+NH i<br />
NO<br />
etwas verzögert stattfindet. Für die Vorgänge<br />
des SNCR-Verfahrens ist für hohe<br />
Umsatzraten bzw. einen hohen Wirkungsgrad<br />
die Einhaltung eines engen Temperaturfensters,<br />
bestenfalls zwischen 900 und<br />
1.050 °C, erforderlich. Bei niedrigeren<br />
Temperaturen kommt es zum Ammoniak-<br />
Schlupf, da unter diesen Umständen die<br />
Aktivierungsenergie für die Entstickungsreaktion<br />
nicht ausreicht. Liegt die Temperatur<br />
oberhalb des optimalen Fensters,<br />
wird das eingedüste Reduktionsmittel zunehmend<br />
oxidiert und führt zu zusätzlichen<br />
NO x -Emissionen, die den Gesamtwirkungsgrad<br />
der SNCR-Stufe senken. [Schüttenhelm<br />
2015]<br />
Zum anderen kann Ammoniak bei der Verbrennung<br />
selbst gebildet werden. Dieser<br />
Mechanismus tritt ein, wenn für die vollständige<br />
Oxidation des Stickstoffs nicht<br />
genügend Sauerstoff zur Verfügung steht.<br />
Wie B i l d 1 zu entnehmen ist, wird für die<br />
im Anschluss an die Ammoniakbildung<br />
stattfindenden Reaktionsmechanismen<br />
Sauerstoff benötigt. Wird eine Verbrennungsanlage<br />
bei sehr niedrigem Luftüberschuss<br />
betrieben, können durch die mit<br />
schwankenden Brennstoffqualitäten einhergehenden<br />
Heizwertschwankungen und<br />
die daraus resultierenden unterschiedlichen<br />
Sauerstoffzehrraten Betriebszustände<br />
mit zeitweise (lokalem) Sauerstoffmangel<br />
entstehen. Neben CO-Peaks, die üblicherweise<br />
als Indikator für eine unvollständige<br />
Verbrennung gelten, können während<br />
dieser Phasen auch Ammoniak-Spitzen<br />
auftreten. Der bei der Verbrennung<br />
entstehende Ammoniak resultiert im Gegensatz<br />
zu HCN aus Brennstoffen mit aminischen<br />
Strukturen. Diese sind hauptsächlich<br />
in jüngeren Brennstoffen wie Biomasse<br />
oder Abfall wiederzufinden. Aus diesem<br />
Grund ist anzunehmen, dass die NO-Bildung<br />
bei der Abfallverbrennung hauptsächlich<br />
über den NH 3 -Pfad abläuft.<br />
Lachgas (N 2 O) wird vorwiegend in einem<br />
verhältnismäßig niedrigen Temperaturbereich<br />
zwischen 700 und 900 °C gebildet.<br />
Bei höheren Verbrennungstemperaturen<br />
überwiegen die Zersetzungs- gegenüber<br />
den Bildungsmechanismen. Basierend auf<br />
diesem Zusammenhang rückt die Wirbelschichttechnik<br />
im Vergleich zu konventionellen<br />
Rostfeuerungen aufgrund der vergleichsweise<br />
niedrigen Verbrennungstemperaturen<br />
zunächst in den Fokus.<br />
N 2 O entsteht grundsätzlich aus den im<br />
Brennstoff enthaltenen Stickstoffverbindungen,<br />
wobei sowohl ein homogener als<br />
auch ein heterogener Bildungsmechanismus<br />
stattfinden kann.<br />
Die homogene Gasphasenreaktion aus den<br />
im Brennstoff enthaltenen flüchtigen Stickstoffverbindungen<br />
läuft wie auch die NO-<br />
Bildung über die Zwischenstufen NH 3 oder<br />
HCN ab. Bei Laborversuchen stellte sich<br />
heraus, dass im Vergleich zum NH 3 -Bildungspfad<br />
etwa zehn Mal mehr Lachgas<br />
über den HCN-Bildungsweg entsteht<br />
[Kramlich 1989]. Aus diesem Grund ist für<br />
die potentielle Lachgasentstehung hauptsächlich<br />
HCN als Zwischenprodukt zu beachten.<br />
Wie bei der HCN-Bildung bereits<br />
erläutert, ist bei der Verbrennung von Abfällen<br />
grundsätzlich von verhältnismäßig<br />
geringen HCN-Konzentrationen auszugehen,<br />
wodurch auch die Bildung von Lachgas<br />
stark gehemmt wird. Liegt für die Oxidation<br />
von HCN zu NO ausreichend Sauerstoff<br />
vor, ist bei Wirbelschichtanlagen trotz<br />
der geringen Verbrennungstemperaturen<br />
von niedrigen Lachgaskonzentrationen<br />
auszugehen. Sinkt allerdings im Zuge von<br />
starken Heizwertschwankungen der Sauerstoffpartialdruck<br />
aufgrund der damit<br />
einhergehenden erhöhten Sauerstoffzehrung,<br />
treten zeitweise (lokale) sauerstoffarme<br />
Bereiche auf, wodurch die Zwischenprodukte<br />
HCN und NH 3 nicht weiter oxidiert<br />
werden können. Bei diesem Betriebszustand<br />
ist folglich mit vereinzelten N 2 O-<br />
Peaks zu rechnen. [Wargadalam 2000]<br />
Neben der homogenen Gasphasenreaktion<br />
kann Lachgas auch durch einen heterogenen<br />
Bildungsweg entstehen. Diese Reaktionen<br />
laufen zeitlich etwas verzögert im<br />
Anschluss an die homogene Lachgasbildung<br />
ab. Bei diesem Mechanismus finden<br />
Oberflächenreaktionen an den Feststoff(-<br />
flugstaub-)teilchen statt. Die dort vorhandenen<br />
C-, CN- und CNO-Stellen können in<br />
Verbindung mit den in der Gasphase enthaltenen<br />
Radikalen zu N 2 O reagieren oder<br />
die Bildung katalytisch fördern. Wie auch<br />
bei anderen Stickstoffverbindungen wird<br />
bei der Lachgasbildung davon ausgegangen,<br />
dass der homogene Bildungspfad<br />
überwiegt. [Vitovec 1999]<br />
Zusammenfassend lässt sich festhalten,<br />
dass neben der Temperatur auch der herrschende<br />
Sauerstoffgehalt im Rohgas einen<br />
maßgeblichen Einfluss auf die Bildung von<br />
stickstoffbasierten Emissionen nimmt. Ein<br />
hoher Sauerstoffpartialdruck verändert<br />
die Reaktionsgleichgewichte bei der NO-<br />
Bildung. Eine hohe Sauerstoffkonzentration<br />
fördert demnach die Bildung von NO,<br />
wobei gleichzeitig die gewünschte Bildung<br />
von unschädlichem N 2 vermindert wird.<br />
Sinkt die Sauerstoffkonzentration, steht<br />
53
Stickstoffbasierte Emissionen aus zirkulierenden Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
für die vollständige Oxidation des im<br />
Brennstoff enthaltenen Stickstoffs nicht<br />
genügend Sauerstoff zur Verfügung. Die in<br />
B i l d 1 dargestellten Reaktionen enden<br />
bei den Zwischenprodukten NH 3 und HCN,<br />
wodurch diese Konzentrationen entsprechend<br />
ansteigen. Durch eine geringe Sauerstoffverfügbarkeit<br />
werden aufgrund der<br />
sich einstellenden unterstöchiometrischen<br />
Verhältnisse vermehrt Radikale gebildet,<br />
welche die Entstehung von NO 2 sowie N 2 O<br />
fördern.<br />
Abgesehen von der Komponente Stickstoffmonoxid<br />
ist bei einer starken Absenkung<br />
der Rohgas-Sauerstoffkonzentration also<br />
davon auszugehen, dass die Konzentrationen<br />
der Parameter NO 2 , N 2 O, NH 3 und<br />
HCN ansteigen. Dieser Zusammenhang<br />
wurde in den im Folgenden beschriebenen<br />
Versuchsreihen überprüft.<br />
Durchführung der Messreihen<br />
Zur Bestimmung des Einflusses der Sauerstoffkonzentration<br />
auf die Entstehung von<br />
Stickstoffmonoxid und Ammoniak wurden<br />
Messreihen an zwei verschiedenen Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen<br />
(Anlage A<br />
und Anlage B) durchgeführt. Um die Vergleichbarkeit<br />
sicherzustellen, fanden die<br />
Untersuchungen stets bei Volllastbetrieb<br />
bei regulären Betriebsbedingungen statt.<br />
Die größtenteils baugleichen Anlagen unterscheiden<br />
sich neben der Feuerungswärmeleistung<br />
im Wesentlichen hinsichtlich<br />
des Sauerstoff-Sollwertes im Abgas sowie<br />
der Brennstoffzusammensetzung. An Anlage<br />
A ist ein Sollwert für die Sauerstoffkonzentration<br />
im Rohgas von 4,4 Vol.-% vorgegeben,<br />
die tatsächliche Konzentration variiert<br />
aufgrund von Schwankungen der<br />
Brennstoffparameter. An Anlage B wird ein<br />
Sollwert von 5,5 Vol.-% vorgegeben, dessen<br />
realer Wert ebenfalls entsprechend<br />
schwankt. Der Brennstoffmix der Anlagen<br />
unterscheidet sich dahingehend, dass im<br />
Gegensatz zu Anlage A an Anlage B neben<br />
EBS auch Faserreststoffe in nennenswertem<br />
Umfang in die Feuerung gegeben werden.<br />
Diese Reststoffe fallen als Abfallprodukt<br />
in der sich auf dem gleichen Gelände<br />
befindlichen Papierfabrik an. Die über die<br />
Faserreststoffe zugegebene Brennstoffleistung<br />
belief sich während der Messreihen<br />
auf ca. 10 MW (ca. 7,5 % der Nennleistung).<br />
Aus B i l d 2 geht eine klare Abhängigkeit<br />
der NO-Konzentration von der herrschenden<br />
Sauerstoffverfügbarkeit hervor. Entsprechend<br />
des theoretischen Ansatzes besteht<br />
zwischen 3 und 8 Vol.-% O2 ein linearer<br />
Zusammenhang zwischen den beiden<br />
Parametern. Bei einer beispielsweisen Absenkung<br />
des Sauerstoffgehaltes von 7 auf<br />
3 Vol.-% wird die NO-Konzentration von<br />
ca. 140 mg/m 3 N auf einen Wert von 70 mg/<br />
m 3 N halbiert. Unterhalb von 3 Vol.-% finden<br />
zunehmend Radikalreaktionen statt,<br />
welche die NO-Bildung wiederum fördern.<br />
c(NO) in mg/m 3 N,tr<br />
180<br />
160<br />
140<br />
120<br />
100<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
0<br />
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9<br />
Der Einfluss der Sauerstoffkonzentration<br />
auf die Parameter NO, NO 2 , N 2 O, NH 3 und<br />
HCN wurde an Anlage A untersucht, an Anlage<br />
B fand ausschließlich die Ermittlung<br />
dieses Einflusses auf die Parameter NO und<br />
NH 3 statt. Die Messpunkte befanden sich<br />
bei beiden Anlagen an der gleichen Stelle<br />
im Rohgaskanal am Eintritt des Economisers,<br />
da dort die für das Messsystem maximal<br />
zulässige Abgastemperatur eingehalten<br />
werden konnte.<br />
Die genannten Parameter wurden mit dem<br />
nach DIN EN 15267 zertifizierten GASMET<br />
CX4000 FTIR Gas Analysator von Ansyco<br />
bestimmt. Das zu analysierende Gas wird<br />
dabei mittels eines Sondenkopfes entnommen<br />
und über eine beheizte Leitung zum<br />
externen Analysator geführt. Die verwendete<br />
FTIR-Technologie eignet sich besonders<br />
für die gleichzeitige Bestimmung von<br />
vielen, im Infrarotbereich absorbierenden<br />
Abgasbestandteilen. Da diatomare homonucleare<br />
Verbindungen wie O 2 oder N 2<br />
durch die Infrarotspektroskopie nicht gemessen<br />
werden können, wurde zur Sauerstoffbestimmung<br />
ein separater Analysator<br />
vom Typ PMA 10 von M&C mit vorgeschalteter<br />
Kühlung (CSS-M von M&C) verwendet.<br />
Durch das eingestellte Messintervall<br />
von 20 Sekunden konnte innerhalb kurzer<br />
Zeitspannen eine große Datenmenge erfasst<br />
werden, so dass viele Verbrennungszustände<br />
und deren Schwankungen genommen<br />
und analysiert werden konnten.<br />
Einfluss der<br />
Sauerstoffkonzentration auf die<br />
Entstehung von NO<br />
Der Sauerstoffpartialdruck in der Brennkammer<br />
ist eine wesentliche Einflussgröße<br />
für die Bildung von NO. Diese verschiebt<br />
bei einer hohen Sauerstoffverfügbarkeit<br />
das Gleichgewicht der Bildungsmechanismen<br />
in Richtung NO, bei einer niedrigen<br />
Sauerstoffkonzentration kommt es vermehrt<br />
zur Reduktion zu N 2 .<br />
O 2,roh in Vol.-%<br />
NO - Anlage A<br />
NO - Anlage B<br />
Bild 2. Abhängigkeit der NO-Konzentrationen vom Rohgas-Sauerstoffgehalt am Beispiel zweier<br />
Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen.<br />
Dieser theoretische Ansatz wurde durch<br />
Rohgasmessungen im realen Anlagenbetrieb<br />
überprüft. An den beiden Anlagen A<br />
und B wurden mit Hilfe der zur Verfügung<br />
stehenden Messtechnik parallel die Konzentrationen<br />
von NO und O 2 aufgenommen<br />
und ausgewertet. Die Anlagen weisen<br />
grundsätzlich aufgrund der verschiedenen<br />
Sollwerte für die Sauerstoffkonzentration<br />
im Rohgas unterschiedliche Bereiche der<br />
Punktescharen auf. Das breite Spektrum<br />
der Sauerstoffkonzentrationen, wie dies<br />
insbesondere bei Anlage A der Fall ist, ist<br />
auf die Heterogenität des Brennstoffs mit<br />
einer daraus resultierenden schwankenden<br />
Sauerstoffzehrung zu erklären. Auf<br />
diese Weise konnten für Sauerstoffkonzentrationen<br />
im Bereich zwischen 1 und 8 Vol.-<br />
% die resultierenden NO-Konzentrationen<br />
ermittelt werden siehe B i l d 2 ).<br />
Für den praktischen Anlagenbetrieb ist damit<br />
festzuhalten, dass durch eine gezielte<br />
Absenkung des Sollwertes für die Sauerstoffkonzentration<br />
im Rohgas eine Minderung<br />
der NO-Konzentration bewirkt werden<br />
kann. Vor dem Hintergrund der im<br />
Laufe der Jahre immer strenger gewordenen<br />
Grenzwerte bietet die präzise Anpassung<br />
des O 2 -Sollwertes somit neben den<br />
üblichen Entstickungstechnologien eine<br />
Möglichkeit, die resultierenden Stickoxidwerte<br />
aktiv zu beeinflussen und die Grenzwerte<br />
sicher einzuhalten.<br />
Einfluss der<br />
Sauerstoffkonzentration auf die<br />
Entstehung von NH 3<br />
Ammoniak ist ein Zwischenprodukt bei der<br />
NO-Bildung und reagiert bei ausreichender<br />
Sauerstoffverfügbarkeit zu NO bzw.<br />
N 2 . Dies bedeutet im Umkehrschluss, dass<br />
bei niedrigen Sauerstoffkonzentrationen<br />
der für die vollständige Oxidation des gesamten<br />
Ammoniaks nötige Sauerstoff nicht<br />
in ausreichender Menge vorhanden ist und<br />
die Reaktionen bei den Zwischenproduk-<br />
54
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Stickstoffbasierte Emissionen aus zirkulierenden Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen<br />
ten NH 3 und HCN enden. Aus diesem<br />
Grund ist bei niedrigen Sauerstoffkonzentrationen<br />
im Rohgas von erhöhten NH 3 -<br />
Emissionen auszugehen.<br />
B i l d 3 verdeutlicht die bei unterschiedlichen<br />
Sauerstoffkonzentrationen im Rohgas<br />
resultierenden Ammoniak-Konzentrationen.<br />
Zur Einordnung der Messwerte<br />
sind zusätzlich der gemäß 17. BImSchV<br />
einzuhaltende Halbstundenmittelwert von<br />
15 mg/m 3 N und der Tagesmittelwert von<br />
10 mg/m 3 N eingetragen. Auffällig ist dabei<br />
insbesondere das deutlich größere Grundrauschen<br />
der NH 3 -Konzentration an Anlage<br />
A. Ein möglicher Grund hierfür könnte<br />
zum einen eine höhere Stickstoffkonzentration<br />
im Brennstoff sein, welche das Niveau<br />
der resultierenden Ammoniakkonzentration<br />
entsprechend anhebt. Wahrscheinlicher<br />
ist jedoch, dass bei Anlage B<br />
der Abbau von NH 3 durch die Zugabe der<br />
Faserreststoffe katalytisch unterstützt<br />
wird. Faserreststoffe weisen im Regelfall<br />
einen verhältnismäßig hohen Calciumoxidgehalt<br />
auf (Analysenwerte zwischen<br />
etwa 6 und 20 Ma.-%). Das Calciumoxid<br />
(CaO) befindet sich wie auch die im Brennstoff<br />
enthaltenen Aschebestandteile und<br />
das Bettmaterial im Umlauf des Primärkreislaufes<br />
und steht somit bis zur Abtrennung<br />
im Heißgaszyklon im intensiven Kontakt<br />
mit den Rauchgasen. CaO wirkt sich in<br />
der Verbrennung durch den katalytischen<br />
Effekt oxidierend auf unvollständig verbrannte<br />
Verbindungen wie beispielsweise<br />
NH 3 und HCN aus, wodurch auch bei einer<br />
geringen Sauerstoffkonzentration hohe<br />
Umsatzraten erzielt werden. Bedingt<br />
durch diesen Prozess liegen die bei Anlage<br />
B gemessenen Ammoniakkonzentrationen<br />
unterhalb der an Anlage A gemessenen<br />
Werte und weisen ein geringeres Rauschen<br />
auf. An Anlage A sind mit sinkender Sauerstoffkonzentration<br />
steigende Ammoniakemissionen<br />
festzustellen. Somit bestätigt<br />
sich auch im Falle des Ammoniaks der eingangs<br />
erwähnte theoretische Zusammenhang.<br />
Einfluss der Sauerstoffvariation auf<br />
die Entstehung von NO 2 , N 2 O<br />
und HCN<br />
c(NH 3 ) in mg/m 3 N,tr<br />
35<br />
30<br />
25<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9<br />
O 2,roh in Vol.-%<br />
NH3 - Anlage A NH3 - Anlage B<br />
Aufgrund des katalytischen Effekts der Faserreststoffe<br />
an Anlage B werden die Parameter<br />
Stickstoffdioxid, Lachgas und Cyanwasserstoff<br />
nur an Anlage A untersucht.<br />
Das in den Faserreststoffen enthaltene CaO<br />
oxidiert die für die NO 2 -Bildung nötigen<br />
Radikale und führt zur vollständigen Umsetzung<br />
von N 2 O und HCN zu NO bzw. N 2<br />
durch die katalytischen Reaktionen, sodass<br />
die resultierenden Messwerte nur bedingt<br />
auf die Bildung und das Verhalten der<br />
stickstoffbasierten Emissionen schließen<br />
lassen.<br />
NO 2 , N 2 O und HCN werden wie auch der<br />
zuvor genannte Ammoniak hauptsächlich<br />
unter sauerstoffarmen Verbrennungsbedingungen<br />
gebildet. Für die Entstehung<br />
von NO 2 und N 2 O sind im Wesentlichen<br />
Radikale, die vor allem bei einem niedrigen<br />
Sauerstoffangebot in der Verbrennungszone<br />
vorhanden sind, verantwortlich.<br />
HCN ist wie auch NH 3 ein Zwischenprodukt<br />
bei der Bildung von NO bzw. N 2<br />
(vgl. B i l d 1 ) und wird bei Sauerstoffmangel<br />
nicht weiter oxidiert. Aus diesem Grund<br />
ist zu erwarten, dass die Konzentrationen<br />
der genannten Parameter bei sinkenden<br />
Sauerstoffkonzentrationen im Rohgas ansteigen.<br />
B i l d 4 zeigt die Abhängigkeit der Konzentrationen<br />
von NO, NO 2 , N 2 O und HCN<br />
bei unterschiedlichen Sauerstoffkonzentrationen<br />
an Anlage A. Auch in diesem Fall<br />
werden die theoretischen Ansätze in vollem<br />
Umfang bestätigt. Die bei sinkender<br />
Sauerstoffkonzentration steigende HCN-<br />
Konzentration fördert die Bildung von<br />
N 2 O, da Cyanwasserstoff die wichtigste<br />
Zwischenstufe für die Lachgasbildung darstellt.<br />
Der enorme Anstieg der NO 2 -Konzentration<br />
bei einem Sauerstoffgehalt von<br />
unter 2 Vol.-% im Rohgas verdeutlicht,<br />
dass zur Senkung der NO x -Konzentrationen<br />
die Sauerstoffkonzentration nicht zu<br />
weit reduziert werden darf, da mit dem<br />
NO 2 -Gehalt die gesetzlich einzuhaltenden<br />
Stickoxidemissionen bei geringen Sauerstoffkonzentrationen<br />
unter 2 Vol.-% wieder<br />
ansteigen. Basierend auf diesen Ergebnissen<br />
lassen sich Empfehlungen ableiten,<br />
wie durch die gezielte Anpassung des Sauerstoff-Sollwertes<br />
im Rohgas eine Senkung<br />
der stickstoffbasierten Emissionen bewirkt<br />
werden kann.<br />
Empfehlungen für den<br />
Anlagenbetrieb<br />
1/2h-MW<br />
d-MW<br />
Bild 3. Abhängigkeit der NH 3 -Konzentrationen vom Rohgas-Sauerstoffgehalt am Beispiel zweier<br />
Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen.<br />
c(NO) in mg/m 3 N,tr<br />
450<br />
400<br />
350<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
O 2,roh in Vol.-%<br />
Die folgenden Vorschläge zur Anpassung<br />
der Sauerstoffkonzentration im Rohgas beziehen<br />
sich ausschließlich auf die Senkung<br />
der stickstoffbasierten Emissionen. Insbesondere<br />
bei stark schwankenden Brennstoffqualitäten,<br />
die durch die damit einher-<br />
0<br />
0<br />
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9<br />
NO NO2 N2O HCN<br />
100<br />
1/2h-MW NOx 90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
d-MW NOx<br />
30<br />
20<br />
10<br />
Bild 4. Auswirkungen der Variation der Rohgas-Sauerstoffkonzentration auf die Verbindungen<br />
NO, NO 2 , N 2 O und HCN.<br />
c(N 2 O,HCN) in mg/m 3 N,tr<br />
55
Stickstoffbasierte Emissionen aus zirkulierenden Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
gehenden Änderungen der Sauerstoffzehrung<br />
zu feuerungsbedingten Schwankungen<br />
der Sauerstoffkonzentration im Rohgas<br />
führen, sollte die Anpassung mit entsprechenden<br />
Sicherheiten bedacht werden.<br />
Neben der erwähnten Entstehung von<br />
NO 2 , N 2 O, NH 3 und HCN ist bei sauerstoffarmen<br />
Verbrennungsbedingungen zusätzlich<br />
die Gefahr von CO- und Corg-Spitzen<br />
gegeben, die im schlechtesten Fall zu<br />
Grenzwertverletzungen führen können.<br />
Aus diesem Grund sollte eine vorsichtige,<br />
schrittweise Anpassung unter Berücksichtigung<br />
der brennstoffbedingten Schwankungen<br />
der O 2 -Konzentration durchgeführt<br />
werden.<br />
Basierend auf den gewonnenen Ergebnissen<br />
lässt sich hinsichtlich der stickstoffbasierten<br />
Emissionen ein optimaler Betriebspunkt<br />
bei etwa 4 Vol.-% Sauerstoffgehalt<br />
im Rohgas ableiten. Bei diesem Wert liegen<br />
die Konzentrationen der Zwischenprodukte<br />
NH 3 und HCN sowie die radikalbedingten<br />
NO 2 - und N 2 O-Emissionen in einem<br />
niedrigen Konzentrationsbereich, während<br />
die NO-Emissionen bereits auf ein verhältnismäßig<br />
geringes Niveau abgesunken<br />
sind.<br />
Um ein Abfallen der Sauerstoffkonzentration<br />
durch stark schwankende Brennstoffqualitäten<br />
zu vermeiden, sollte an den Anlagen<br />
überprüft werden, wie stark die O 2 -<br />
Konzentration im üblichen Anlagenbetrieb<br />
schwankt und gegebenenfalls eine zusätzliche<br />
Sicherheit bei der Wahl des Sollwertes<br />
gewählt werden. Dabei müssen allerdings<br />
gleichzeitig grundsätzlich ungünstigere<br />
NO- und Stickoxidemissionen in Kauf<br />
genommen werden.<br />
Neben der grundsätzlichen Senkung des<br />
NO x -Wertes im Dauerbetrieb kann durch<br />
eine kurzfristige Anpassung der Sauerstoffkonzentration<br />
eine drohende Grenzwertverletzung<br />
des NO x -Wertes vermieden<br />
werden. Durch den direkten Zusammenhang<br />
mit der Sauerstoffkonzentration im<br />
Rohgas gemäß B i l d 2 kann der NO x -Wert<br />
beispielsweise bei einer absehbaren Überschreitung<br />
des Tagesmittelwerts innerhalb<br />
kurzer Zeit angepasst werden, um den<br />
Durchschnittswert gezielt auf den zugelassenen<br />
Grenzwert abzusenken. Somit kann<br />
die Variation des Sauerstoffgehaltes neben<br />
einer allgemeinen Minderung der NO x -<br />
Konzentrationen im Dauerbetrieb auch zur<br />
kurzzeitigen Verringerung der Emissionen<br />
genutzt werden.<br />
Zusätzlich zu den genannten Vorteilen hinsichtlich<br />
der Senkung von NO x -Emissionen<br />
bietet eine Absenkung der Sollkonzentration<br />
von Sauerstoff im Rohgas auch einen<br />
positiven Einfluss auf die Anlageneffizienz.<br />
Mit der damit einhergehenden Verringerung<br />
des Rauchgasvolumenstroms wird<br />
zum einen das Saugzuggebläse entlastet<br />
und damit die Leistungsaufnahme vermindert.<br />
Zum anderen werden weitere Einrichtungen<br />
zur Luftdosierung wie beispielsweise<br />
das im Regelfall unter anderem<br />
nach der Rohgassauerstoffkonzentration<br />
geregelte Sekundärluftgebläse entlastet.<br />
Die Absenkungen dieser Leistungsaufnahmen<br />
wirken sich wiederum positiv auf die<br />
Energieverbräuche in der Verbrennungsanlage<br />
aus. Durch die daraus folgenden<br />
niedrigeren Strömungsgeschwindigkeiten<br />
werden weitere Reinigungsaggregate wie<br />
beispielsweise der Gewebefilter entlastet,<br />
da dieser von einem geringeren Volumenstrom<br />
durchströmt wird.<br />
Fazit<br />
Durch eine Anpassung der Sauerstoffkonzentration<br />
im Rohgas können stickstoffbasierte<br />
Emissionen gezielt gesenkt werden.<br />
Dazu kann der Sollwert für den Sauerstoffgehalt<br />
im Rohgas im Prozessleitsystem entsprechend<br />
variiert werden. Eine Absenkung<br />
dieses Wertes führt zu einer proportionalen<br />
Verminderung der resultierenden<br />
NO-Konzentrationen. Dieser Reduktion<br />
sind mit dem Anstieg der radikalinduzierten<br />
Entstehung von NO 2 und N 2 O sowie<br />
der Umsetzung von im Brennstoff enthaltenen<br />
Stickstoff zu NH 3 und HCN in sauerstoffarmen<br />
Bereichen allerdings Grenzen<br />
gesetzt.<br />
Ab einem Sauerstoffgehalt von kleiner<br />
3,5 Vol.-% nimmt die Entstehung von stickstoffbasierten<br />
Emissionen deutlich zu. Zunächst<br />
erhöht sich die HCN-Konzentration<br />
ab diesem Wert spürbar. Dieser folgt ab einer<br />
Konzentration von ca. 3 Vol.-% der Anstieg<br />
der N 2 O-Emissionen. Ab einem Sauerstoffgehalt<br />
von weniger als 2,5 Vol.-%<br />
wird zunehmend NO 2 gebildet, das zusammen<br />
mit NO, dessen Scheitelpunkt ebenfalls<br />
bei etwa 2,5 Vol.-% O 2 liegt und ab<br />
diesem Wert wieder ansteigt, zu einer<br />
deutlichen Überschreitung des gesetzlich<br />
vorgeschriebenen NO x -Grenzwertes in diesem<br />
Konzentrationsbereich führen kann.<br />
Zur Einordnung der NO- und NO 2 -Werte<br />
wurden in B i l d 4 die gesetzlich vorgeschriebenen<br />
Halbstunden- und Tagesgrenzwerte<br />
ergänzt. Dazu ist anzumerken,<br />
dass gemäß den Bestimmungen in der<br />
17. BImSchV zum NO 2 -Wert der etwa<br />
1,5-fache NO-Wert addiert werden muss,<br />
um einen Vergleich mit den gesetzlichen<br />
Grenzwerten anstellen zu können. Es wird<br />
deutlich, dass bei einem gut eingestellten<br />
Sauerstoffgehalt im Rohgas unter Umständen<br />
gänzlich auf den Betrieb der vorhandenen<br />
Entstickungseinrichtungen verzichtet<br />
werden kann. Dies ist beispielsweise in Anlage<br />
A der Fall, bei der die SNCR-Anlage<br />
nur in sehr seltenen Fällen anspringt. Neben<br />
der sicheren Einhaltung der Grenzwerte<br />
können auf diese Weise auch Betriebskosten<br />
für Reduktionsmittel eingespart<br />
werden. Liegt der Sauerstoffgehalt im Rohgas<br />
außerhalb des beschriebenen Bereichs,<br />
ist der Betrieb eines gut eingestellten Entstickungsverfahrens<br />
unabdingbar.<br />
Damit zeigt sich, dass die Wahl des Sollwertes<br />
für die Sauerstoffkonzentration im<br />
Rohgas gut überlegt und abgewogen vorgenommen<br />
werden muss. Ein Wert von etwa<br />
4 Vol.-% O 2 im Rohgas kristallisierte sich<br />
hinsichtlich der Entstehung von stickstoffbasierten<br />
Emissionen als bestmöglicher<br />
Kompromiss heraus. Die Anpassung dieses<br />
Werts muss im Anlagenbetrieb schrittweise<br />
erfolgen und auf weitere Auswirkungen<br />
hin überprüft werden. Insbesondere bei<br />
stark schwankenden Brennstoffqualitäten<br />
muss ein mögliches Abdriften vermieden<br />
werden, da es in Folge der unterschiedlichen<br />
Sauerstoffzehrraten zu lokalem Sauerstoffmangel,<br />
der sich durch Spitzen der<br />
Parameter CO und Corg bemerkbar macht,<br />
kommen könnte.<br />
Die grundsätzlichen Überlegungen bezüglich<br />
der Bildung von stickstoffbasierten<br />
Emissionen konnten somit in der Praxis bestätigt<br />
werden. Neben der langfristigen<br />
Senkung können durch eine kurzfristige<br />
Absenkung der Sauerstoffkonzentration<br />
auch gezielt drohende Grenzwertverletzungen<br />
vermieden werden.<br />
Zusätzlich können durch den dadurch verminderten<br />
Rauchgasvolumenstrom Vorteile<br />
hinsichtlich des Anlagenwirkungsgrads<br />
erzielt werden, da die notwendigen Leistungsaufnahmen<br />
der Gebläse entsprechend<br />
gesenkt werden.<br />
Quellen<br />
Bührke, T.; Wengenmayr, R.: Erneuerbare Energie:<br />
Konzepte für die Energiewende. 3. Auflage,<br />
John Wiley & Sons, New York 2012, 182<br />
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mittels on-line analytischer Messmethoden.<br />
Dissertation am Wissenschaftszentrum<br />
Weihenstephan für Ernährung,<br />
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Weihenstephan/München; 2004; 223 S.<br />
Kramlich J.; Cole J.; McCarthy J.; Lanier W.; Mc-<br />
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Schrod, M.; Semel, J.; Steiner, R.: Verfahren zur<br />
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In: Chem.-Ing.-Tech. 57, Nr. 9, VCH Verlagsgesellschaft<br />
mbH, Weinheim, 1985, S.<br />
717 - 727<br />
Schüttenhelm, W.; Reynolds, P.; Hukriede, J.:<br />
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Energie aus Abfall, Band 12 (2015), TK Verlag<br />
Karl Thomé-Kozmiensky, Neuruppin,<br />
2015, S. 373-390<br />
Vitovec, W.: Pyrogene N 2 O-Emissionen. ACCC-<br />
Workshop “N 2 O und das Kyoto-Ziel“, EVN<br />
AG Umweltcontrolling und Sicherheit,<br />
1999, 18 S.<br />
Wargadalam, V.J.; Löffler, G.; Winter, F.; Hofbauer,<br />
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N 2 O from the Oxidation of HCN and NH 3 at<br />
600-1000 °C. Combustion and Flame 120;<br />
Elsevier Science Inc., 2000, S. 465-478 l<br />
56
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Windindustrie<br />
Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz –<br />
Pflicht für Betriebsführer der<br />
Windindustrie?!<br />
Stefan Loubichi<br />
Abstract<br />
Audit according to § 8a BSI-act –<br />
obligation for operators of the wind<br />
industry?<br />
The world of the renewables is completely different<br />
and not comparable to the “old” word. The<br />
wind industry is [according to structural particularities]<br />
as well not able to deal in a good<br />
way with the IT-security catalogue according to<br />
§ 11 Ib EnWG, issued in December 2018.<br />
(Technical) Operators in the wind industry<br />
have to deal with § 8a BSI-law. This leads to<br />
structural consequences. While the main contact<br />
in the case for IT security catalogue is the<br />
“Bundesnetzagentur”, the main contact for § 8a<br />
BSIG companies is the “Bundesamt für Sicherheit<br />
in der Informationstechnik”. As well the<br />
powerful German accreditation body DakkS is<br />
not involved in the § 8a BSIG processes.<br />
A big challenge for technical operators [dealing<br />
with more than 420 MW] is the fact, that they<br />
normally had to present the results of the § 8a<br />
BSIG audits to the BSI already in 2018, while<br />
classic energy producers dealing with the IT-security<br />
catalogue must be successfully audited<br />
until March 2021.<br />
In this essay we introduce to you who is allowed<br />
to do the audit. Audit teams doing the § 8a BSIG<br />
audits have to fulfill more / different requirements<br />
than auditors doing the IT-security catalogue<br />
audits.<br />
As well we will present to you the process of auditing.<br />
The § 8a BSIG processes can as well not<br />
be compared with the audits according to the<br />
IT-security catalogue. Furthermore, the auditing<br />
standard ISO 27006 is not applicable for<br />
technical operators in the wind industry.<br />
Of course, we introduce to you the powerful BSI<br />
tools, which you should know and use in the<br />
case of § 8a BSIG.<br />
l<br />
Wer ist überhaupt von § 8a BSI-<br />
Gesetz betroffen?<br />
Gemäß der BSI Kritis-Verordnung sind derzeit<br />
folgende Stromerzeugungsanlagen ab<br />
einem Schwellenwert von 420 MW als kritische<br />
Infrastruktur anzusehen:<br />
––<br />
Energieerzeugungsanlagen<br />
––<br />
Erzeugungsanlagen mit Wärmeauskopplung<br />
––<br />
Dezentrale Energieerzeugungsanlagen<br />
––<br />
Speicheranlagen<br />
––<br />
Anlagen oder Systeme zur Steuerung /<br />
Bündelung elektrischer Leistung<br />
Die ersten vier Anlagenkategorien fallen<br />
unter den am 19.12.2018 veröffentlichten<br />
IT-Sicherheitskatalog nach § 11 Abs. 1b<br />
EnWG. Hiernach muss der Nachweis einer<br />
Zertifizierung gemäß des IT-Sicherheitskataloges<br />
bis zum 31.03.2021 erfolgen.<br />
Folglich fallen Anlagen oder Systeme zur<br />
Steuerung/Bündelung elektrischer Leistung<br />
unter die Prüfpflicht nach § 8a BSI-<br />
Gesetz.<br />
Nun stellen sich natürlich folgende Fragen:<br />
––<br />
Ist das § 8a BSI-Gesetz etwas Neues?<br />
––<br />
Bis wann muss denn hier etwas getan<br />
oder nachgewiesen werden?<br />
Zum einen gab es § 8a BSI-Gesetz bereits<br />
vor dem 02.05.2016, d.h. dem Tag vor dem<br />
Inkrafttreten des Kritis-VO im Bundesgesetzblatt.<br />
Somit ist das Gesetz nichts neues.<br />
Gemäß § 8a Absatz 3 Satz 1-3 BSIG gilt:<br />
„Die Betreiber kritischer Infrastrukturen<br />
haben mindestens alle zwei Jahre die Erfüllung<br />
der Anforderungen nach § 8a Absatz<br />
1 auf geeignete Weise nachzuweisen.<br />
Der Nachweis kann durch Sicherheitsaudits,<br />
Prüfungen oder Zertifizierungen erfolgen.<br />
Die Betreiber übermitteln dem BSI<br />
die Ergebnisse der durchgeführten Audits,<br />
Prüfungen oder Zertifizierungen einschließlich<br />
der dabei aufgedeckten Sicherheitsmängel.“<br />
Da auf § 8a Absatz 1 BSI-Gesetz verwiesen<br />
wird, muss dieser Absatz an dieser Stelle<br />
natürlich ebenfalls noch kurz wie folgt wiedergegeben<br />
werden:<br />
„Betreiber kritischer Infrastrukturen sind<br />
verpflichtet, spätestens zwei Jahre nach Inkrafttreten<br />
der Rechtsverordnung nach §<br />
10 Abs. 1 BSI-Gesetz (Hiermit ist die BSI-<br />
Kritis-VO gemeint, Anmerkung des Autors)<br />
angemessene organisatorische und technische<br />
Vorkehrungen zur Vermeidung von<br />
Störungen der Verfügbarkeit, Integrität,<br />
Authentizität und Vertraulichkeit ihrer informationstechnischen<br />
Systeme, Komponenten<br />
oder Prozesse zu treffen, die maßgeblich<br />
sind.<br />
Dabei soll der Stand der Technik eingehalten<br />
werden. Organisatorische und technische<br />
Vorkehrungen sind angemessen,<br />
wenn der dafür erforderliche Aufwand<br />
nicht außer Verhältnis zu den Folgen eines<br />
Ausfalls oder einer Beeinträchtigung der<br />
betroffenen Kritischen Infrastruktur steht.“<br />
De facto waren somit Unternehmen, welche<br />
unter den Anlagentyp 1.1.5 „Anlagen<br />
oder Systeme zur Steuerung / Bündelung<br />
elektrischer Leistung“ fallen dazu verpflichtet,<br />
den Nachweis nach § 8a BSI-Gesetz<br />
bis 3. Mai 2018 zu erfüllen. Wir schreiben<br />
derzeit das Jahr <strong>2019</strong>, d.h. die vorstehend<br />
benannte Frist ist somit de facto<br />
eigentlich abgelaufen.<br />
Dies führt wiederum zu der nächsten Frage:<br />
Inwieweit fallen Windparks überhaupt unter<br />
den Anlagentypus 1.1.5 und sind damit<br />
Autor<br />
Prof. h.c. PhDr. Dipl.-Kfm./<br />
Dipl.-Vw. Stefan Loubichi<br />
international experienced lead auditor for<br />
managementsystems (ISO 27001, ISO<br />
14001, ISO 9001, ISO 45001, ISO<br />
26000), auditor according to § 8a BSI-law<br />
and IT-security catalogue<br />
Essen, Deutschland<br />
KRITIS-Betreiber<br />
gemäß BSI-Kritis-<br />
Verordnung (bis auf<br />
die nachfolgend<br />
aufgelisteten<br />
Sonderfälle)<br />
Pflicht zur Umsetzung<br />
IT-Sicherheit<br />
nach Stand der<br />
Technik<br />
Ja.<br />
Konkretisierung in<br />
Branchen möglich.<br />
Spätestens 2 Jahre<br />
nach Inkrafttreten<br />
der Verordnung.<br />
Pflicht zur Überprüfung<br />
der<br />
Absicherung<br />
(z.B. durch Audit)<br />
Ja.<br />
Ja.<br />
Überprüfung und<br />
Nachweis alle 2 Jahre,<br />
erstmalig 2 Jahre<br />
nach Inkrafttreten<br />
der Verordnung.<br />
Unverzügliche<br />
Versorgung mit<br />
relevanten Informationen<br />
durch<br />
BSI<br />
Meldepflicht von<br />
IT-Sicherheitsvorfällen<br />
Ja.<br />
Spätestens<br />
1/2 Jahr nach<br />
Inkrafttreten<br />
der Verordnung.<br />
Möglichkeit der<br />
Beratung und<br />
Unterstützung<br />
durch das BSI<br />
Bild 1. Tabelle zum IT-Sicherheitsgesetz, Quelle: BSI, Schutz kritischer Infrastrukturen, BSI-KRITIS<br />
17/200, Seite 12.<br />
Ja.<br />
57
Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Windindustrie <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
prüfpflichtig nach § 8a BSI-Gesetz oder<br />
sind die Windparks vielleicht doch „lediglich“<br />
als dezentrale Energieerzeuger gemäß<br />
Anlagetypus 1.1.3 und daher zertifizierungspflichtig<br />
nach dem IT-Sicherheitskatalog<br />
gemäß § 11 Abs. 1b EnWG oder<br />
fallen Windenergieanlagen, die über eine<br />
Betriebsführerschaft administriert werden<br />
unter eine Zertifizierungspflicht gemäß IT-<br />
Sicherheitskatalog nach § 11 Absatz 1b<br />
EnWG und einer Prüfpflicht nach § 8a BSI-<br />
Gesetz? Fragen über Fragen, welche die<br />
Komplexität offenbaren.<br />
Gemäß Auskunft der Bundesnetzagentur<br />
ist per se entweder eine Prüfpflicht nach<br />
§ 8a BSI-Gesetz oder eine Zertifizierungspflicht<br />
gemäß IT-Sicherheitskatalog nach<br />
§ 11 Abs. 1b EnWG in den o.g. Fällen gegeben.<br />
Durch die Realität ist die Beantwortung<br />
§ 8a BSI-Gesetz oder § 11 Abs. 1b EnWG<br />
ebenfalls relativ einfach. Derzeit gibt es<br />
nach Kenntnisstand des Autors keine<br />
Windenergieanlagen mit Leistung über<br />
dem vorstehenden Schwellenwert von<br />
420 MW bei uns und auch bei Windparks<br />
ist dies derzeit nicht gegeben. Somit<br />
ist eine Zertifizierungspflicht gemäß IT-<br />
Sicherheitskatalog gemäß § 11 Abs. 1b<br />
EnWG nicht gegeben. Folglich verbleibt<br />
nur § 8a BSI-Gesetz als Anwendungsgrundlage.<br />
Eine weitere Einschränkung der Prüfpflicht<br />
nach § 8a BSI-Gesetz ergibt sich durch § 8d<br />
Absatz 1 BSI-Gesetz:<br />
„Die §§ 8a und 8b sind nicht anzuwenden<br />
auf Kleinstunternehmen im Sinne der<br />
Empfehlung 2003/361/EC der Kommission<br />
vom 6. Mai 2003 betreffend die Definition<br />
der Kleinstunternehmen sowie der<br />
kleinen und mittleren Unternehmen (ABl.<br />
L 124 vom 20.5.2003, S. 36). Artikel 3 Absatz<br />
4 des Anhangs der Empfehlung ist<br />
nicht anzuwenden.“<br />
Um abschließend zu klären, ob man Betreiber<br />
gemäß BSI-Kritis-VO ist, muss man sich<br />
somit immer die drei folgenden Fragen<br />
stellen:<br />
––<br />
Habe ich mehr als 10 Mitarbeitende oder<br />
mehr als 2 Millionen EURO Jahresumsatz?<br />
––<br />
Erbringe ich kritische Dienstleistungen?<br />
––<br />
Liegt der Versorgungsgrad der Anlagen<br />
meines Betriebes über dem jeweiligen<br />
Schwellenwert?<br />
In der Regel erfolgt (aus guten Gründen)<br />
die Betriebsführung der Windparks durch<br />
so genannte Betriebsführer. Diese Betriebsführer<br />
sind aber prüfpflichtig nach § 8a<br />
BSI-Gesetz, wenn diese Betreiber von Anlagen<br />
und Systemen zur Steuerung oder<br />
Bündelung elektrische Leistung (Aggregatoren/Virtuelle<br />
Kraftwerke) sind, mit denen<br />
auf (dezentrale) Erzeugungsanlagen<br />
oder Verbrauchereinrichtungen mit einer<br />
kumulierten installierten Leistung von insgesamt<br />
mindestens 420 MW zugegriffen<br />
wird.<br />
Betreiber<br />
Störung<br />
erkennen<br />
Aufsichtsbehörden<br />
und BBK<br />
Störung<br />
melden<br />
BSI<br />
Meldung<br />
quittieren und<br />
weiterleiten<br />
Meldung weiterleiten<br />
(AtG und EnWG)<br />
Sonst zuständige<br />
Behörden<br />
des Bundes<br />
Meldung<br />
(TKG)<br />
Die oft vergessenen Informationsund<br />
Meldeflüsse gemäß<br />
§ 8b BSIG<br />
Gemäß § 8b Abs. 2 BSI-Gesetz hat das BSI<br />
die Aufgabe, wichtige Informationen, die<br />
für die Abwehr von Gefahren für die Informationstechnik<br />
relevant sind, zu sammeln<br />
und auszuwerten. Hierzu sind die Betreiber<br />
kritischer Infrastrukturen verpflichtet.<br />
Wie die Informationsflüsse zu erfolgen haben,<br />
mag obige B i l d 2 zeigen. Nachstehende<br />
B i l d e r 3 und 4 zeigen die BSI-<br />
Meldekriterien:<br />
Geltungsbereich,<br />
Prüfungsgegenstand und<br />
Prüfgrundlage<br />
Infos<br />
sammeln<br />
Zu dem Geltungsbereich eines o.g. Kritis-<br />
Betreiber gehören immer alle Systeme,<br />
Prozesse und Komponenten<br />
––<br />
der kritischen Dienstleistung,<br />
––<br />
die die kritische Dienstleistung direkt<br />
unterstützen<br />
––<br />
von denen die kritisch,e Dienstleistung<br />
indi-rekt abhängig ist, d.h. bei deren<br />
Experteneinschätzung<br />
Infos<br />
analysieren<br />
und<br />
bewerten<br />
Bewertung<br />
unterstützen<br />
Produkte<br />
erstellen<br />
Bild 2. Informationsflüsse im Rahmen des § 8b BSI-Gesetz, Quelle: BSI, Schutz kritischer<br />
Infrastrukturen, BSI-KRITIS 17/200, Seite 25.<br />
Kein Ausfall oder<br />
Beeinträchtigung<br />
möglich<br />
Keine Meldung<br />
erforderlich<br />
Gewöhnliche<br />
IT-Störung<br />
Keine Meldung<br />
erforderlich<br />
IT-Störung<br />
Ausfall oder<br />
Beeinträchtigung<br />
möglich<br />
Außergewöhnliche<br />
IT-Störung<br />
Meldung erforderlich<br />
(namentlich oder pseudonym)<br />
Produkte<br />
versenden<br />
Ausfall oder<br />
Beeinträchtigung<br />
eingetreten<br />
Meldung erforderlich<br />
(namentlich)<br />
Bild 3. Meldekriterien nach § 8b BSI-Gesetz, Quelle: BSI, Schutz kritischer Infrastrukturen,<br />
BSI-KRITIS 17/200, Seite 28.<br />
––<br />
Ausfall<br />
––<br />
Störung<br />
––<br />
Angriff<br />
es zu einer Beeinträchtigung der kritischen<br />
Dienstleistung kommen könnte.<br />
Des Weiteren sind alle externen Kommunikationsverbindungen:<br />
––<br />
zu externen Dienstleistern (oder)<br />
––<br />
zu anderen Netzen<br />
zu betrachten.<br />
In der Regel sollte man bei der Festlegung<br />
des Geltungsbereiches nach folgendem<br />
Fragekatalog vorgehen:<br />
––<br />
Was sind die Geschäftsprozesse, welche<br />
die kritische Dienstleistung erbringen?<br />
––<br />
Gibt es einen Netzstrukturplan, wenn<br />
nein so ist dieser zu erstellen.<br />
––<br />
Was ist die „Kritis-relevante“ Informationstechnik?<br />
––<br />
Wo liegen die Grenzen zu ergänzenden<br />
Systemen?<br />
––<br />
Wie lauten die technischen und organisatorischen<br />
Schnittstellen, zum Beispiel<br />
zu anderen Netzen oder Prozessen?<br />
Kritische Dienstleistungen sind hierbei wie<br />
folgt definiert:<br />
58
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Windindustrie<br />
Prüfende Stelle ist eine „geeignete Institution“,<br />
Gewöhnliche vs. außergewöhnliche IT-Störungen<br />
die vom KRITIS-Betreiber beauftragt<br />
wird, zu prüfen, ob der Betreiber wirksame<br />
IT-Störung<br />
und angemessene Vorkehrungen zur Vermeidung<br />
von Störungen gemäß § 8a Absatz<br />
Ohne nennenswerte Probleme<br />
mit Maßnahmen nach<br />
1 BSI-Gesetz getroffen hat.<br />
Stand der Technik<br />
Aufgabe der prüfenden Stelle ist es:<br />
abgewehrt?<br />
––<br />
die Rahmenbedingungen für die Prüfungsdurchführung<br />
Ja<br />
Nein<br />
festzulegen,<br />
Gewöhnliche IT-Störung<br />
Außergewöhnliche IT-Störung ––<br />
das Prüfteam zusammenzustellen und<br />
dabei die Abdeckung aller Kompetenzbereiche<br />
sicherzustellen und nachzuwei-<br />
• neue, bisher nicht veröffentlichte<br />
• Spam<br />
Sicherheitslücken<br />
• durch Virenschutz erkannte<br />
• unbekannte Schadprogramme<br />
sen<br />
Schadsoftware<br />
• Spear-Phishing<br />
• ungezieltes Phishing<br />
––<br />
die Eignung der Prüfer zu bestätigen und<br />
• außergewöhnliche und unerwartete<br />
• Festplattenfehler<br />
technische Defekte mit IT-Bezug<br />
die Kommunikation zwischen Betreiber<br />
• Hardwareausfall<br />
(z.B. nach Softwareupdates)<br />
und Prüfteam zu ermöglichen<br />
––<br />
die Einhaltung der Prüfprozesse und<br />
Keine Meldung erforderlich!<br />
Meldung erforderlich!<br />
Verfahren zu gewährleisten<br />
––<br />
für einheitliche und gleichwertige Prüfungsdurchführung<br />
und Prüfergebnise<br />
Bild 4. Klassifizierung der IT-Störungen für Meldungen nach § 8b BSI-Gesetz, Quelle: BSI, Schutz<br />
kritischer Infrastrukturen, BSI-KRITIS 17/200, Seite 29.<br />
zu sorgen.<br />
––<br />
Geltungsbereich und Schutzziele Geeignete Prüfstellen werden im Rahmen<br />
––<br />
Gefährdungslage<br />
der Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz durch<br />
––<br />
Risikobehandlung<br />
das BSI und nicht wie beim IT-Sicherheitskatalog<br />
nach § 11 Abs. 1a / b EnWG durch<br />
––<br />
abzudeckende Themen<br />
die DAkkS bestimmt. Gemäß Vorgaben des<br />
––<br />
Nachweisbarkeit der Umsetzung<br />
BSI sind derzeit folgende prüfende Stellen<br />
Auch wenn ISO/IEC 27001, ISO/IEC 27002 als geeignet anzusehen:<br />
und ISO/IEC 27019 keinen Ersatz für eine<br />
––<br />
Akkreditierte Zertifizierungsstellen der<br />
selbst zu definierende Prüfgrundlage im<br />
DAkkS, welche für den Bereich ISO/IEC<br />
Sinne einer Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz<br />
27001 akkreditiert sind.<br />
darstellen, so sollten die entsprechenden<br />
––<br />
Zertifizierte IT-Sicherheitsdienstleister<br />
o.g. Normen ebenso zur Prüfgrundlage<br />
oder anerkannte Prüfstellen des BSI<br />
hinzugezogen werden wie das bekannte<br />
BDEW/OE Whitepaper zur IT-Sicherheit. ––<br />
Interne Revisoren, die ein angemessenes<br />
und wirksames Revisionssystem und die<br />
Nachweise und<br />
Einhaltung des internationalen Standards<br />
IIA durch ein erfolgreiches Quality<br />
Nachweisverfahren<br />
Assessment nachweisen können.<br />
Dienstleistungen zur Versorgung der Allgemeinheit<br />
in einem Kritis-Sektor, deren Ausfall<br />
oder Beeinträchtigung zu erheblichen<br />
Versorgungsengpässen oder zu Gefährdungen<br />
der öffentlichen Sicherheit führen<br />
würde.<br />
Viele denken – ebenso wie bei der Zertifizierung<br />
gemäß IT-Sicherheitskatalog nach<br />
§ 11 Abs. 1a EnWG (für Netzbetreiber)<br />
bzw. bei der Zertifizierung gemäß § 11 Abs.<br />
1b EnWG (für Energieerzeuger) –, dass<br />
eine Implementierung und spätere Zertifizierung<br />
nach ISO/IEC 27001 ausreicht.<br />
Dem ist auch bei der Prüfung nach § 8a<br />
BSI-Gesetz nicht der Fall.<br />
Hier kommen in der Regel erst einmal die<br />
branchenspezifischen Sicherheitsstandards<br />
(B3S) ins Spiel. Diese stellen ein von Betreibern<br />
oder Verbänden einer Branche gemeinsam<br />
erarbeitetes Dokument dar, welches<br />
branchenspezifische Sicherheitsaspekte<br />
zusammenfasst und den Anwendern<br />
die Nachweisführung erleichtern soll.<br />
Es muss in diesem Falle – trotz oftmals von<br />
Verbänden kommunizierter Auffassungfestgehalten<br />
werden, dass ein B3S stets optional<br />
ist. Es muss im Übrigen kein B3S erstellt<br />
werden und selbst für den Fall, dass es<br />
einen derartigen geben sollte, muss dieser<br />
nicht vom Betreiber angewandt werden.<br />
Im Energiebereich gibt es derzeit keinen<br />
B3S für den Bereich der Windenergie oder<br />
für den Bereich „Anlagen oder Systeme zur<br />
Steuerung/Bündelung elektrischer Leistung“.<br />
Es existiert lediglich ein Branchenspezifischer<br />
Sicherheitsstandard für die<br />
Verteilung von Fernwärme.<br />
Gibt es keinen B3S – wie in diesem Fall gegeben-<br />
so muss auf Basis der Orientierungshilfe<br />
zu Inhalten und Anforderungen<br />
an branchenspezifische Sicherheitsstandards<br />
gemäß § 8a Abs. 2 BSI-Gesetz eine<br />
Prüfgrundlage erarbeitet und angewandt<br />
werden.<br />
In dieser Orientierungshilfe finden sich<br />
hilfreiche Hinweise zu:<br />
Das nachfolgende Schaubild mag in einem<br />
ersten Schritt erläutern, wie die Rollen und<br />
Zuständigkeiten im Verfahren nach § 8a<br />
BSI-Gesetz sind (B i l d 5 ).<br />
Kommen wir nun zu der Frage, wer überhaupt<br />
als „Prüfende Stelle“ im Verfahren<br />
nach § 8a BSI-Gesetz tätig sein darf:<br />
prüft<br />
Betreiber<br />
Prüfende Stelle<br />
Prüfteam<br />
beauftragt<br />
benennt<br />
liefert<br />
Nachweis<br />
fordert ggf.<br />
Prüfbericht<br />
Bild 5. Rollen im § 8a BSIG-Nachweisprozess, Quelle: BSI.<br />
––<br />
Wirtschaftsprüfungsinstitutionen<br />
––<br />
Formlose Selbsterklärung gegenüber<br />
dem BSI, wobei diese mit den o.g. Voraussetzungen<br />
vergleichbar sein sollte.<br />
Folgende Eignungsprüfungskriterien werden<br />
ebenfalls von einer prüfenden Stelle<br />
nachweislich erwartet:<br />
bewertet<br />
BSI<br />
Aufsichtsbehörde<br />
stimmt<br />
Vorgehen ab<br />
59
Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Windindustrie <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
––<br />
Unabhängige, unparteiische, neutrale<br />
und weisungsweise Prüfungsdurchführung<br />
––<br />
Einhaltung ethischer Grundsätze<br />
––<br />
Eingeführte und dokumentierte Prüfprozesse<br />
––<br />
Ordnungsgemäße Dokumentation der<br />
Püfungshandlungen<br />
––<br />
Ausreichende, kompetente personelle<br />
Ressourcen<br />
Die Prüfende Stelle muss mindestens einen<br />
Mitarbeitenden im Prüfverfahren beschäftigen,<br />
der die Zusatzqualifikation „Spezielle<br />
Prüfverfahrenskompetenz nach § 8a<br />
BSIG“ erfolgreich bestanden hat oder<br />
gleichwertige Kompetenznachweise gemäß<br />
Anlage PS.A zum BSI-Blatt PS vorlegen<br />
kann.<br />
Im Prüfteam, welches aus einem oder mehreren<br />
Prüfern bestehen kann, müssen die<br />
folgenden Kompetenzbereiche durch die<br />
nachfolgenden Kompetenzanforderungen<br />
ebenfalls abgedeckt sein:<br />
I. Auditkompetenz:<br />
Innerhalb der letzten 5 Jahre verantwortliche<br />
Beteiligung an mindestens 4 Erstparteien-Audits<br />
(interne Audits) im Kontext<br />
ISMS oder 3 Zweitparteien-Audits im Kontext<br />
ISMS (externe Audits)<br />
Nachweise:<br />
––<br />
Zertifikat ISO/IEC 27001 Auditor oder<br />
-Implementer, oder BSI Grundschutz-<br />
Auditor<br />
––<br />
Nachweis über mindestens 30 erbrachte<br />
Auditpesonentage.<br />
II. IT-Sicherheitskompetenz:<br />
In den letzten 5 Jahren mindestens 3 Jahre<br />
nachweisliche Berufserfahrung im Bereich<br />
IT, davon mindestens 2 Jahre im Bereich<br />
der Informationssicherheit<br />
Nachweise:<br />
Bescheinigung über die Berufserfahrung<br />
mit Übersicht der durchgeführten Tätigkeiten<br />
III. Branchenkompetenz:<br />
In den letzten 5 Jahren mindestens 3 Jahre<br />
nachweisliche Branchenerfahrung im Bereich<br />
des kritischen Sektors, wobei mindestens<br />
Kenntnisse über die nachstehenden<br />
Themen erworben sein müssen:<br />
––<br />
Prinzipien und Prioritäten der Branche<br />
––<br />
Prozesskenntnisse der kritischen Dienst-<br />
Leistungen<br />
––<br />
IT-Einsatz in der kritischen Dienstleistung<br />
Nachweise:<br />
Bescheinigung über die Branchenkenntnis<br />
mit Übersicht über die durchgeführten Tätigkeiten<br />
Prüfungsdurchführung<br />
Im Rahmen der Prüfungsdurchführung<br />
sind vom Kritis-Betreiber in Hinblick auf<br />
die Prüfungsdurchführung folgende Nachweise<br />
einzureichen:<br />
Blatt PD, Angaben zur Prüfungsdurchführung<br />
Anlage PDA.A., Beschreibung der Prüfungsgrundlage<br />
Anlage PDA.B: Kurze Beschreibung und<br />
grafische Übersicht des Geltungsbereiches<br />
der Prüfung<br />
Anlage PDA.C: Liste der Prüfthemen und<br />
Liste der überprüften Standorte bzw. Prüfplan<br />
Hinsichtlich der Prüfungsinhalte sei darauf<br />
verwiesen, dass hier natürlich eine Orientierung<br />
an der „Orientierungshilfe zu Inhalten<br />
und Anforderungen an branchenspezifische<br />
Sicherheitsstandards gemäß<br />
§ 8a Abs. 2 BSIG“ des BSI, vor allem in Hinblick<br />
auf Kapitel 4 erfolgen sollte. Gegenstand<br />
der inhaltlichen Prüfung sollten deshalb<br />
(mindestens) folgende Aspekte sein:<br />
––<br />
Geltungsbereich und Schutzziele:<br />
––<br />
Geltungsbereich<br />
––<br />
Extern erbrachte Leistungen<br />
––<br />
Gesetzlicher Rahmen<br />
––<br />
Schutzziele<br />
––<br />
Branchenspezifische Gefährdungslage:<br />
––<br />
All-Gefahrenansatz<br />
––<br />
Branchenspezifische Relevanz von Bedrohungen<br />
und Schwachstellen<br />
––<br />
Benennung von Bedrohungen und<br />
Schwachstellen<br />
––<br />
Risikomanagement:<br />
––<br />
Geeignete Behandlung aller für die<br />
kDL relevanten Risiken<br />
––<br />
Beschränkung der Behandlungsalternativen<br />
für Risiken<br />
––<br />
Berücksichtigung von Abhängigkeiten<br />
bei den Risikoanalysemethoden<br />
––<br />
Berücksichtigung der allgemeinen Gefährdungslage<br />
––<br />
Berücksichtigung der branchenspezifschen<br />
Gefährdungslage<br />
––<br />
Typische abzudeckende Themen:<br />
––<br />
Informationssicherheitsmanagementsysteme<br />
––<br />
Asset Management<br />
––<br />
Risikoanalysemethoden<br />
––<br />
Continuity Management für die kDL<br />
––<br />
Notfallmanagement und Übungen<br />
––<br />
Branchenspezifische Technik<br />
––<br />
Technische Informationssicherheit<br />
––<br />
Personelle und organisatorische Sicherheit<br />
––<br />
Bauliche/physische Sicherheit<br />
––<br />
Vorfallserkennung und -bearbeitung<br />
––<br />
Überprüfung im laufenden Betrieb<br />
––<br />
Externe Informationsversorgung und<br />
Unterstützung<br />
––<br />
Lieferanten, Dienstleister und Dritte<br />
Im Rahmen der Nachweisbarkeit der Umsetzung<br />
sind in diesem Zusammenhang<br />
(mindestens) mit Bezug zum BSI Grundschutz<br />
zu berücksichtigen:<br />
I. in Sachen Bedrohungskategorien:<br />
A 1.1 Hacking und Manipulation. A 1.2.<br />
Terroristische Akte, A 1.3 Naturgefahren<br />
mit Wirkung auf die IT, A 1.4 Identitätsmissbrauch,<br />
A 1.5 Missbrauch (Innentäter),<br />
A 1.6 Abhängigkeiten von Dienstleistern<br />
und Herstellern, A 1.7 Unbefugter Zugriff,<br />
A 1.8 Manipulation, Diebstahl, Verlust, Zerstörung<br />
von IT oder IT-relevanten Anlagen<br />
und Anlagenteilen, A 1.9 Schadprogramme,<br />
A 1.10 Social Engineering, A 1.11 Gezielte<br />
Störung/Verhinderung von Diensten<br />
(DDos u.a.), A 1.12 Advanced Persistent<br />
Threat (APT), A 1.13 Beschädigung oder<br />
Zerstörung verfahrenstechnischer Komponenten,<br />
Ausrüstungen und Systemen, A<br />
1.14 Ausfall von Basisinfrastrukturen mit<br />
direktem Bezug zur IT<br />
II. in Sachen Schwachstellenkategorien:<br />
A 2.1 Organisatorische Mängel, A 2.2 Technische<br />
Schwachstellen in Software, Firmware<br />
und Hardware, A 2.3 Technisches<br />
Versagen von IT-Systemen, Anwendungen<br />
oder Netzen (sowie Verlust von gespeicherten<br />
Daten), A 2.4 Menschliche Fehlhandlungen,<br />
menschliches Versagen, A 2.5 Infrastrukturelle<br />
Mängel, A 2.6 Verwendung<br />
ungeeigneter Netze/Kommunikationsverbindungen,<br />
sonstige Schwächen in der<br />
Kommunikationsinfrastruktur, A 2.7 Verkopplung<br />
von Diensten<br />
III. in Sachen Technische Informationssicherheit:<br />
III.1. Absicherung von Netzübergängen:<br />
A 3.1.1 Inventarisierung aller Netzzugänge,<br />
A 3.1.2 Netztrennung und Segmentierung,<br />
besonders im ICS-Umfeld, A 3.1.3<br />
Absicherung der Fernzugriffe, Remote Access,<br />
A 3.1.4 Sicheres Sicherheitsgateway,<br />
Firewall, A 3.1.5 Härtung und sichere Basiskonfiguration,<br />
A 3.1.6 Schnittstellenkontrolle,<br />
Intrusion Detection/Prevention<br />
(IDS, IPS), A 3.1.7 Absicherung mobiler<br />
Netzzugänge mobile Sicherheit, Telearbeit,<br />
A 3.1.8 DDos Mitigation, A 3.1.9 Network<br />
Access Control (NAC), A 3.1.10 Router,<br />
VPN Gateway<br />
III.3.2 Sichere Interaktion im Internet:<br />
A 3.2.1 Browser-Virtualisierung, Exploit<br />
Protection, A 3.2.2 Web-Filter, A 3.2.3 Virtuelle<br />
Schleuse, A 3.2.4 Sichere Dokumentenerstellung,<br />
A 3.2.5 Detektionswerkzeuge<br />
für gezielte Angriffe auf Webseiten bzw.<br />
E-Mails, A 3.2.6 Security Information and<br />
Event Management<br />
III.3.3 Sichere Software:<br />
A 3.3.1 Spam-Abwehr, Content-Filtering, A<br />
3.3.2 Toolunterstützte Inventarisierung<br />
von Hard- und Software, A 3.3.3 Zentrales<br />
Patch- und Änderungsmanagement, A<br />
3.3.4 Schutz vor Schadsoftware, A 3.3.5<br />
Softwaretest und Freigabe, A 3.3.6 Software<br />
Development Security, A 3.3.7 Security<br />
Operation, A 3.3.8 Sichere Beschaffung<br />
und Aussonderung<br />
III.3.4 Sichere Authentifizierung:<br />
A 3.4.1 Identitäts- und Rechtemanagement.<br />
A 3.4.2 Multifaktor-Authentifizierung,<br />
A 3.4.3 Zugriffskontrolle, A 3.4.4<br />
Rollentrennung<br />
60
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Windindustrie<br />
III.5. Verschlüsselung:<br />
A 3.5.2 Cloud Datenverschlüsselung, A<br />
3.5.3 Verschlüsselung der Kommunikationsverbindungen,<br />
A 3.5.4 E-Mail-Verschlüsselung,<br />
A 3.5.5 Verschlüsselung der<br />
Datenträger<br />
III.6. Physische Sicherheit:<br />
A 3.6.1 Zugangskontrolle, A 3.6.2 Notstromversorgung,<br />
A 3.6.3 Netzersatzanlagen<br />
III.7. Weitere Maßnahmen<br />
A 3.7.1 Sensibilisierung und Schulungen,<br />
A 3.7.2 Übungen, A 3.7.3 Aufrechterhaltung<br />
der aktuellen Informationen durch<br />
Bezug von Warnungen, CERT-Meldungen,<br />
Lagebild, A 3.7.4 Verfügbarkeit notwendiger<br />
Ressourcen, A 3.7.5 Interne Audits und<br />
Penetrationstests, A 3.7.6 Sicherheitsstrategie<br />
und Sicherheitsleitlinie<br />
Wo geprüft wird, kommt man bekannter<br />
Weise auch zu einem Prüfergebnis. Dieses<br />
Prüfergebnis wird im Rahmen des BSI<br />
Formblattes Blatt PE dokumentiert und<br />
von der Prüfenden Stelle unterschrieben.<br />
Hierbei kann und wird es mit großer Sicherheit<br />
vorkommen, dass wie folgt zu kategorisierende<br />
Sicherheitsmängel festgestellt<br />
werden:<br />
––<br />
Schwerwiegende oder erhebliche Abweichung<br />
bzw. Sicherheitsmangel:<br />
Hier sieht der Prüfer/das Prüfteam die<br />
Schutzziele der kritischen Dienstleistung<br />
als stark gefährdet an und erwartet<br />
bei Eintreten einen erheblichen Schaden.<br />
Ein schwerwiegender Mangel ist<br />
dabei stets in den Prüfbericht und das<br />
Nachweisdokument aufzunehmen.<br />
––<br />
Geringfügige Abweichung bzw. Sicherheitsmangel<br />
Bei einem geringfügigen Mangel sieht<br />
der Prüfer das Erreichen der Schutzziele<br />
lediglich als beeinträchtigt an. Ein geringfügiger<br />
Mangel ist ebenfalls stets in<br />
den Prüfbericht und das Nachweisdokument<br />
aufzunehmen.<br />
Bezüglich der Dokumentation eines Mangels<br />
müssen folgende Aspekte zwingend<br />
berücksichtigen:<br />
––<br />
Der Sicherheitsmangel muss nachvollziehbar<br />
in seiner Art beschrieben sein.<br />
Für das BSI muss ersichtlich sein, warum<br />
der beschriebene Umstand einen Sicherheitsmangel<br />
darstellt. Für gängige Sicherheitsmängel<br />
ist eine einfache Beschreibung<br />
in der Regel. ausreichend;<br />
für Sicherheitsmängel an exotischeren<br />
Systemen sind normaler Weise weitergehende<br />
Erläuterungen notwendig.<br />
Das BSI muss nachvollziehen können, wie<br />
die (potentielle) Auswirkung des Sicherheitsmangels<br />
auf Verfügbarkeit, Integrität,<br />
Authentizität oder Vertraulichkeit der informationstechnischen<br />
Systeme, Komponenten<br />
oder Prozesse, die für das Funktionieren<br />
der Kritischen Infrastruktur notwendig<br />
sind, aussieht.<br />
––<br />
Die Einschätzung des Risikos für die Verfügbarkeit,<br />
Integrität, Authentizität oder<br />
Vertraulichkeit der informationstechnischen<br />
Systeme, Komponenten oder Prozesse,<br />
die für das Funktionieren der Kritischen<br />
Infrastruktur notwendig sind,<br />
muss für das BSI nachvollziehbar sein.<br />
Wenn die Mängelliste bei der Einschätzung<br />
des Risikos nicht der Klassifizierung<br />
folgt, die in der „Orientierungshilfe<br />
Nachweise“ beschrieben ist, muss es eine<br />
nachvollziehbare Erläuterung zur Einschätzung<br />
bzw. vorgenommenen Klassifizierung<br />
geben und diese auf die in der<br />
Orientierungshilfe genannten Kategorien<br />
abgebildet werden.<br />
––<br />
Das BSI muss nachvollziehen können, ob<br />
ein (schwerwiegender) Sicherheitsmangel<br />
sachgerecht vom Betreiber adressiert<br />
wird. Daher sind vom Betreiber ein Zeitplan<br />
und eine Handlungsskizze beizufügen.<br />
Exkurs IT-sicherheitsrelevante<br />
Schnittstellen und Prozesse für die<br />
Windindustrie<br />
Da die Erneuerbaren in vielerlei Hinsicht<br />
anders zu betrachten sind als die konventionelle<br />
Stromerzeugung nachstehend die<br />
im Rahmen einer Prüfung nach § 8a BSI-<br />
Gesetz spezifischen Schnittstellen und Prozesse,<br />
welche ebenfalls zu betrachten sind:<br />
Verkaufsprozessintegration:<br />
Windenergieanlagenintegration in die Verkaufsprozesse<br />
des Direktvermarkters und<br />
damit verbundene Prozesse der Einsatzplanung<br />
und -optimierung sowie Fernsteuerung<br />
Einspeisemanagement:<br />
§ 14 EEG: Automatisierte Abregelung über<br />
Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung<br />
nach § 9 EEG<br />
Fernsteuerungsprozesse:<br />
§ 36 EEG: Jederzeitige ferngesteuerte Reduzierung<br />
Abrufung der Ist-Einspeisung<br />
am Netzverknüpfungspunkt durch Dritte<br />
sowie ferngesteuerte Reduzierung (Stichwort<br />
Messsystem)<br />
Monitoringprozesse:<br />
Fernüberwachung durch Anlagenhersteller,<br />
technische Betriebsführer und ggf. Prognosedienstleister<br />
Regelenergiemärkte:<br />
Integration in virtuelle Kraftwerke sowie<br />
Thematik der autarken Fernwirktechnik<br />
Messwesen:<br />
Liberalisierter Messstellenbetrieb sowie<br />
Messstellenbetriebsgesetz<br />
Fazit<br />
Prüfungen nach § 8a BSI-Gesetz sind eigentlich<br />
nichts neues. Das Besondere in<br />
der Energiewelt war bis dato nur, dass diese<br />
durch die IT-Sicherheitskataloge nach<br />
§ 11 Abs. 1a EnWG sowie § 11 Abs. 1b<br />
EnWG besondere gesetzliche Regelungen<br />
hatten und darüber hinaus nicht<br />
wie nahezu alle anderen KRITIS-Betreiber<br />
mit dem Bundesamt für Sicherheit sondern<br />
mit der Bundesnetzagentur reden<br />
durften.<br />
Das Prüfverfahren nach § 8a BSI – Gesetz<br />
unterscheidet sich grundsätzlich von dem<br />
Zertifizierungsverfahren nach dem IT-Sicherheitskatalog.<br />
Dabei kann man keineswegs<br />
sagen, dass das eine besser sei als das<br />
andere, da die Verfahren einfach unterschiedliche<br />
Ansätze verfolgen. Natürlich<br />
kann man aber feststellen, dass es bei Prüfungen<br />
nach § 8a BSI-Gesetz mehr Handlungsspielräume<br />
gibt, um auf die Besonderheiten<br />
der einzelnen Organisationen<br />
einzugehen.<br />
Referenzen<br />
IT-Sicherheitsgesetz, in Kraft getreten am<br />
25.7.2017, §§ 8a und 8b BSI-Gesetz.<br />
BSI – Kritisverordnung vom 22.04.2016.<br />
BSI Orientierungshilfe zum Nachweis gemäß<br />
§ 8a BSI-Gesetz.<br />
BSI-Grundschutz.<br />
DIN EN ISO/IEC 27000:2017 Informationssicherheitsmanagementsysteme<br />
– Überblick<br />
und Terminologie.<br />
DIN EN ISO/IEC 27002:2017 Leitfaden für Informationssicherheitsmaßnahmen.<br />
ISO/IEC 27019:2017 Informationssicherheitsmaßnahmen<br />
für die Energieversorgung.<br />
BDEW Whitepaper/OE Whitepaper Anforderungen<br />
an sichre Steuerungs- und Telekommunikationssysteme,<br />
Version 2.0 Mai 2018. l<br />
61
<strong>VGB</strong>-FORTBILDUNGSVERANSTALTUNG<br />
Abfall und Gewässerschutz <strong>2019</strong><br />
9. BIS 11. APRIL <strong>2019</strong> IN HÖHR-GRENZHAUSEN<br />
VERANSTALTUNGSORT<br />
Hotel Zugbrücke Grenzau<br />
Höhr-Grenzhausen<br />
L www.zugbruecke.de<br />
Zur <strong>VGB</strong>-Fortbildungsveranstaltung<br />
„Abfall und Gewässerschutz <strong>2019</strong>“,<br />
die alle zwei Jahre durchgeführt wird, laden wir Sie herzlich<br />
in das Tagungshotel Zugbrücke Grenzau in Höhr-Grenzhausen<br />
ein.<br />
Über den Besuch der Veranstaltung wird eine Bescheinigung<br />
ausgestellt, die gegenüber den Behörden als Fortbildungsnachweis<br />
dient. Die Fachkunde gemäß § 9 Abs. 2 Abfallbeauftragtenverordnung<br />
(AbfBeauftrV) kann durch Teilnahme<br />
an unserer Fortbildungsveranstaltung nachgewiesen werden.<br />
Die Bescheinigung wird nur dann ausgestellt, wenn der Teilnehmer/die<br />
Teilnehmerin während der gesamten Dauer der<br />
Fortbildungsveranstaltung anwesend war und an einer der<br />
angebotenen Gruppendiskussionen teilgenommen hat.<br />
Essen, März <strong>2019</strong><br />
TAGUNGSPROGRAMM<br />
(Änderungen vorbehalten, Vortragszeiten inkl. Diskussion)<br />
ab<br />
13:00<br />
DIENSTAG, 9. APRIL <strong>2019</strong><br />
Imbiss<br />
14:30 Begrüßung und Einführung<br />
– Ablauf der Fortbildungsveranstaltung<br />
Dr. Th. Eck, <strong>VGB</strong> PowerTech e.V., Essen<br />
N. Gerischer, Uniper Kraftwerke GmbH, Vohburg<br />
14:45<br />
V1<br />
15:30<br />
V2<br />
16:15 Pause<br />
Ölkabelsanierung durch Mikrobiologie<br />
– Vorstellung des Verfahrens<br />
– Unsere Projekte<br />
– Genehmigungsrechtliche Aspekte<br />
Frau M. Jäger, Mainova AG, Frankfurt;<br />
Dr. D. Städler und Dr. M. Torriani,<br />
TIBO, Comano/Schweiz<br />
Aktuelle Entwicklungen des Kreislaufwirtschaftsrechts<br />
– Novelle des Kreislaufwirtschaftsgesetztes<br />
– Weitere Umsetzung des EU-Legislativpaketes<br />
– Weitere Rechtssetzungsprojekte des Bundes<br />
– Aktuelle Rechtsprechung mit Bezug zum Anlagenrecht<br />
MinR Dr. F. Petersen, Leiter Referat WR II 2<br />
„Recht der Kreislaufwirtschaft und des<br />
Ressourcenschutzes“ im BMU, Bonn<br />
16:45<br />
V3<br />
Aktuelle europäische und nationale Entwicklungen<br />
im Wasserrecht<br />
– Überprüfung der Wasserrahmenrichtlinie <strong>2019</strong><br />
– Aktueller Stand AwSV und TRwS 779<br />
– BREF-LCP – Umsetzung und Auswirkung<br />
im Wasserrecht<br />
Ass.jur. Th. Fritsch, BDEW, Berlin<br />
17:30 Diskussion über die Themen des Tages<br />
– Festlegung der Themen durch die Seminarteilnehmer<br />
für die Gruppendiskussion am 2. Tag<br />
Moderation: N.Gerischer,<br />
UNIPER Kraftwerke GmbH, Vohburg<br />
Bleiben Sie mit uns in Kontakt!<br />
‣ Newsletteranmeldung | www.vgb.org/newsletter.html
<strong>VGB</strong>-FORTBILDUNGSVERANSTALTUNG<br />
ABFALL UND GEWÄSSERSCHUTZ <strong>2019</strong><br />
ab<br />
19:00<br />
09:00<br />
V4<br />
09:45<br />
V5<br />
10:30 Pause<br />
11:00<br />
V6<br />
Gemeinsames Abendessen<br />
MITTWOCH, 10. APRIL <strong>2019</strong><br />
Die novellierte Gewerbeabfallverordnung:<br />
Praxisanforderungen aus juristischer Perspektive<br />
– Getrenntsammlungspflicht und Ausnahmen<br />
– Vorbehandlungspflicht und Anlagenanforderung,<br />
– Pflichtrestmülltonne und Kleinmengenregelung<br />
– Dokumentationspflichten<br />
RA V. Hoffmann, Rechtsanwälte Hoffmann<br />
Liebs Fritsch & Partner, Düsseldorf<br />
Windkraft als Motor zur Herstellung<br />
der Durchgängigkeit<br />
– Jagstunfall 2015 und Aktionsprogramm Jagst<br />
– Ersatz- und Ausgleichsmaßnahmen für Windpark<br />
– Vier Projekte zur Herstellung der Durchgängigkeit<br />
M. Käser,<br />
EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Stuttgart<br />
Aktuelles zum Entsorgungshandbuch<br />
– Aktuell überarbeite und geplante Kapitel<br />
– praktische Hinweise zur Umsetzung der<br />
novellierten Gewerbeabfallverordnung<br />
– Entsorgung von SF 6 und SF 6 -haltigen Geräten<br />
K. Fetsch, envia, Mitteldeutsche Energie AG, Chemnitz<br />
ORGANISATORISCHE HINWEISE<br />
TAGUNGSORT<br />
Hotel Zugbrücke Grenzau | Brexbachstraße 11 – 17<br />
56203 Höhr-Grenzhausen | Tel.: 02624 105-0<br />
ANMELDUNG<br />
Die Anmeldung wird Online erbeten. Die Rechnung geht Ihnen mit<br />
der Post zu, eine gesonderte Bestätigung erfolgt nicht. Die Namensschilder<br />
und Tagungsunterlagen werden vor Beginn der Tagung<br />
im Tagungsbüro ausgehändigt.<br />
TEILNAHMEGEBÜHR<br />
Die Teilnahmegebühr beträgt 1.500,-- €.<br />
In dieser Gebühr sind die Übernachtungs- und Bewirtungskosten<br />
(563,-- €) enthalten, einschl. der hierfür zu entrichtenden Mehrwertsteuer<br />
in Höhe von 19 % = 89,89 €. Der Betrag von 937,-- € ist<br />
mehrwertsteuerfrei.<br />
Enthalten sind zwei gemeinsame Mittagessen am 10. und 11.<br />
April sowie zwei Abendessen am 9. und 10. April (jeweils<br />
zwei Getränke frei), Konferenz- und Pausengetränke, die Übernachtung<br />
im Einzelzimmer mit Frühstück (für die Nächte von Dienstag<br />
auf Mittwoch und Mittwoch auf Donnerstag) und die Tagungsunterlagen.<br />
Ein kostenloser Transfer vom/zum Hbf. Koblenz am 9. und<br />
11. April (genaue Zeiten entnehmen Sie bitte den Hinweisen für<br />
die Teilnehmer, die wir Ihnen rechtzeitig vor der Veranstaltung zusenden<br />
werden) wird angeboten.<br />
Die Zimmerreservierung wird ausschließlich von <strong>VGB</strong> PowerTech<br />
vorgenommen!<br />
11:45<br />
V7<br />
Betreibererfahrungen bei der Umsetzung<br />
der 42. BImSchV<br />
– Betriebstagebuch<br />
– Sachverständigenprüfung<br />
– Biozideinsatz<br />
W. Hoffmann, RWE Power AG, Bergheim<br />
12:30 Mittagessen<br />
14:00<br />
V8<br />
14:45<br />
V9<br />
15:30 Pause<br />
ab<br />
15:45<br />
ab<br />
19:00<br />
09:00<br />
V10<br />
09:45<br />
V11<br />
Schadstoffe und Sanierungsgrundsätze<br />
– Relevante Schadstoffparameter in baulichen<br />
und technischen Anlagen<br />
– Sanierungsgrundsätze (rechtliche Vorgaben,<br />
Minimierungsgebot, Stand der Technik etc.)<br />
– Praxisbeispiele Staub-/emissionsarme Verfahren<br />
O. Dünger, Competenza GmbH, Ratingen<br />
Erfassungsstelle für Abfälle<br />
in einem Öl- und Gaskraftwerk<br />
– feste Abfälle<br />
– flüssige Abfälle<br />
N. Gerischer, Uniper GmbH, Vohburg<br />
Gruppendiskussionen/Teamarbeit<br />
Themen werden vor Ort festgelegt<br />
(Sprecher wird in der Gruppe benannt)<br />
Abendessen<br />
DONNERSTAG, 11. APRIL <strong>2019</strong><br />
Die Bewirtschaftungsziele in der<br />
wasserrechtlichen Vorhabenprüfung<br />
– Anforderungen an die Bestandserfassung und<br />
die Auswirkungsprognose<br />
– Prüfung des Verschlechterungsverbotes und<br />
des Verbesserungsgebotes<br />
– Folgen für die Durchführung des Verfahrens<br />
und die Antragsunterlagen<br />
RA G. Kreinberg, RWE Power AG, Essen<br />
Aus dem Leben eines Abfallbeauftragten<br />
– Die Geburt: Bestellung und Stellung im Betrieb<br />
– Das Lernen: Qualifikation, Fachkunde, Zuverlässigkeit<br />
– Die Arbeit: Beraten, Überwachen, Kontrollieren,<br />
Aufklären, Hinwirken, Mitwirken<br />
– Die Krisen: Ämterhäufung, Interessenkonflikte,<br />
Benachteiligungsverbot<br />
Dr. J. Brand,<br />
Karlsruher Institut für Technologie (KIT), Karlsruhe<br />
10:30 Pause<br />
11:00 Ergebnisse der Teamarbeit vom Vortag<br />
– Kurzberichte der Gruppendiskussion<br />
– Erfahrungsaustausch<br />
Diskussionsleitung: N. Gerischer,<br />
UNIPER Kraftwerke GmbH, Vohburg<br />
12:00 Meinungsaustausch zur Veranstaltung<br />
Dr. Th. Eck, <strong>VGB</strong> PowerTech e.V., Essen, und<br />
N. Gerischer, UNIPER Kraftwerke GmbH, Vohburg<br />
12:15 Gemeinsames Mittagessen<br />
ca. Ende der Veranstaltung<br />
13:00<br />
ONLINEANMELDUNG<br />
https://www.vgb.org/COR-event_page-24142.html<br />
Kontakt: Gerda Behrendes | Tel. +49 201 8128-313 | Fax +49 201 8128-364 | E-Mail: vgb-abf-gew@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | www.vgb.org
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Wind Energy in Germany and Europe<br />
Status, potentials and challenges for baseload application<br />
Part 2: European Situation in 2017<br />
Thomas Linnemann and Guido S. Vallana<br />
Kurzfassung<br />
Windenergie in Deutschland und Europa<br />
Status, Potenziale und Herausforderungen<br />
in der Grundversorgung mit Elektrizität<br />
Teil 2: Europäische Situation im Jahr 2017<br />
Die installierte Nennleistung sämtlicher Windenergieanlagen<br />
in Deutschland hat sich in den<br />
letzten 18 Jahren, von Anfang 2000 bis Ende<br />
2017, auf rund 56.000 Megawatt (MW) mehr<br />
als verzwölffacht. Die Jahreshöchstlast liegt im<br />
Vergleich dazu aktuell bei etwa 84.000 MW.<br />
Zusammen mit 17 weiteren europäischen Ländern<br />
erhöhte sich die Nennleistung zeitgleich<br />
um etwa das 18fache auf nahezu 170.000 MW.<br />
Damit verfügt allein Deutschland über ein Drittel<br />
der europaweiten Windenergieanlagenleistung.<br />
Eine wesentliche physikalische Eigenschaft der<br />
Windenergie ist ihre starke raumzeitliche Variation<br />
aufgrund der Fluktuationen der Windgeschwindigkeit.<br />
Meteorologisch betrachtet<br />
wird die aus Windenergieanlagen eingespeiste<br />
elektrische Leistung durch Wetterlagen mit typischen<br />
Korrelationslängen von mehreren hundert<br />
Kilometern bestimmt. Im Ergebnis ist die<br />
aufsummierte eingespeiste Leistung der europaweit<br />
über mehrere tausend Kilometer sowohl in<br />
Nord-Süd- als auch Ost-West-Richtung verteilten<br />
Windenergieanlagen hoch volatil, gekennzeichnet<br />
durch ein breites Leistungsspektrum.<br />
Die intuitive Erwartung einer deutlichen Glättung<br />
der Gesamtleistung in einem Maße, das<br />
einen Verzicht auf Backup-Kraftwerksleistung<br />
ermöglichen würde, tritt allerdings nicht ein.<br />
Das Gegenteil ist der Fall, nicht nur für ein einzelnes<br />
Land, sondern auch für die große Leistungsspitzen<br />
und -minima zeigenden Summenzeitreihen<br />
der Windstromproduktion 18 europäischer<br />
Länder.<br />
Für die Jahre 2015 bis 2017 weisen diese Summenzeitreihen<br />
(Stundenwerte) Jahresmittelwerte<br />
zwischen 22 und 24 % der Nennleistung<br />
und Jahresminima zwischen rund 6.000 und<br />
8.000 MW auf. Dies entspricht trotz europaweit<br />
verteilter Windparkstandorte rechnerisch gerade<br />
einmal 4 bis 5 % der in den 18 Ländern insgesamt<br />
installierten Nennleistung.<br />
Authors<br />
Dipl.-Ing. Thomas Linnemann<br />
Dipl.-Phys. Guido S. Vallana<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Essen, Germany<br />
Windenergie trägt damit praktisch nicht zur<br />
Versorgungssicherheit bei und erfordert planbare<br />
Backup-Systeme nach heutigem Stand der<br />
Technik in Höhe von nahezu 100 % der Nennleistung<br />
des „europäischen Windparks“, solange<br />
dessen Nennleistung die kumulierte Jahreshöchstlast<br />
der betreffenden Länder zuzüglich<br />
Reserven noch nicht überschritten hat.<br />
Die <strong>VGB</strong>-Geschäftsstelle ist Fragen zur Windenergienutzung<br />
in Deutschland und 17 europäischen<br />
Nachbarländern nachgegangen und hat<br />
im Rahmen eines Faktenchecks Plausibilitätsbetrachtungen<br />
durchgeführt.<br />
Die Betrachtungen beruhen auf frei zugänglichen<br />
Realdaten zur elektrischen Leistungseinspeisung<br />
aus Windenergie für 18 Länder, veröffentlicht<br />
durch die nationalen und europäischen<br />
Übertragungsnetzbetreiber im Internet.<br />
Die <strong>VGB</strong>-Windstudie 2017 besteht aus zwei Teilen:<br />
Im ersten Teil [1] geht es um langjährige<br />
Entwicklungen in Deutschland von 2010 bis<br />
2016, während der zweite Teil die Windstromproduktion<br />
in 18 Ländern Europas im Jahr<br />
2017 beleuchtet und insbesondere der Frage<br />
nachgeht, ob im europäischen Netzverbund gemäß<br />
dem Motto „irgendwo weht immer Wind“<br />
ausreichende gegenseitige Ausgleichsmöglichkeiten<br />
bestehen.<br />
l<br />
Introduction<br />
Wind power is a cornerstone of rebuilding<br />
the electricity supply system completely<br />
into a renewable system, in Germany referred<br />
to as “Energiewende” (i.e. energy<br />
transition). Wind power is scalable, but as<br />
intermittent renewable energy can only<br />
supply electrical power at any time reliably<br />
(security of supply) in conjunction with<br />
dispatchable backup systems. This fact has<br />
been shown for example in the first part of<br />
the <strong>VGB</strong> Wind Study [1] dealing with operating<br />
experience of wind turbines in Germany<br />
from 2010 to 2016. This study states<br />
among other things that despite vigorous<br />
expansion of on- and offshore wind power<br />
to about 50,000 MW (92 % onshore, 8 %<br />
offshore) at year-end 2016 and contrary to<br />
the intuitive assumption that widespread<br />
distribution of about 28,000 wind turbines,<br />
hereinafter referred to as German wind<br />
fleet, should lead to balanced aggregate<br />
power output, no increase in annual minimum<br />
power output has been detected<br />
since 2010, each of which accounted for<br />
less than 1 % of the relevant nominal capacity.<br />
The annual minimum power output reflects<br />
the permanently available aggregate<br />
power output (secured capacity) of the<br />
whole German wind fleet by which conventional<br />
power plant capacity can be reduced<br />
on a permanent basis. Or in other words: In<br />
every year since 2010 there was always at<br />
least one quarter of an hour in which more<br />
than 99 % of the nominal capacity of the<br />
German wind fleet was not available and,<br />
for all practical purposes, a requirement for<br />
100 % dispatchable backup capacity prevailed,<br />
although its nominal capacity had<br />
almost doubled at the same time. Intuitive<br />
expectations that electricity generation<br />
from widespread wind turbines would be<br />
smoothed to an extent which in turn would<br />
allow the same extent of dispatchable<br />
backup capacity to be dispensed with has<br />
therefore not been fulfilled.<br />
Dispatchable backup capacity is essentially<br />
necessary to maintain a permanently<br />
stable balance between temporal variations<br />
of outputs from wind turbines and<br />
other power plants fed into the power grid<br />
and consumer-driven temporal demand<br />
variations extracting power from the grid<br />
(frequency regulation).<br />
To maintain power grid stability, ancillary<br />
services such as primary control capacity<br />
or large rotational inertia are also necessary<br />
to limit widely oscillating frequency<br />
deviations (grid oscillations) − properties<br />
that conventional power plants with their<br />
turbo generators per se possess [2], but<br />
which must be provided separately as additional<br />
ancillary services in case of a largely<br />
renewable power supply system based<br />
on wind and solar energy (photovoltaics).<br />
For grid stability, a secured capacity of<br />
power plants including grid reserve and<br />
standby capacities for backup purposes of<br />
currently about 84,000 MW is required in<br />
Germany at the time of annual peak load<br />
occurring between 17:30 and 19:30 during<br />
the period from November to February [3].<br />
If electricity generation from wind power is<br />
further expanded in line with the objectives<br />
of the German federal government,<br />
the nominal capacity of the German wind<br />
fleet should exceed this secured capacity of<br />
64
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges<br />
power plants in several years’ time. From<br />
that point on, the dispatchable backup capacity<br />
to be maintained would have to be<br />
capped at about the level of this secured<br />
capacity of power plants which is sufficient<br />
for grid stability reasons.<br />
Solar energy (photovoltaics) as a further<br />
scalable and politically designated cornerstone<br />
of the German Energiewende is always<br />
100 % unavailable during the times of<br />
year and day relevant for the annual peak<br />
load, as well as year-round at night, and<br />
therefore per se cannot make any contribution<br />
to the secured power plant capacity [3].<br />
At year-end 2017, almost 1.7 million photovoltaic<br />
systems with around 42,400 MW<br />
nominal capacity (peak) were installed<br />
throughout Germany, supplying 40 TWh of<br />
electricity year-round [4]. By comparison,<br />
net power consumption amounted to<br />
around 540 TWh. This amount does not include<br />
the balance of electricity imports and<br />
electricity exports of almost 55 TWh [5],<br />
the auxiliary electric load of power plants<br />
of about 34 TWh [6] or grid losses at all<br />
voltage levels of around 26 TWh [7]. Photovoltaics<br />
therefore contributed around<br />
7.4 % towards meeting the domestic net<br />
power requirement.<br />
Analyses of quarter-hourly time series of<br />
power output from wind turbines and photovoltaic<br />
systems in Germany over several<br />
years, scaled up to a nominal capacity of an<br />
average 330,000 MW to obtain 500 TWh<br />
electricity from these two intermittent renewable<br />
energy systems (iRES) per year,<br />
lead to a continued high need for dispatchable<br />
backup capacity of 89 % of the annual<br />
peak load [8],[9]. This average iRES nominal<br />
capacity includes 51 % of onshore wind<br />
power, 14 % of offshore wind power and<br />
36 % of photovoltaic systems. The annual<br />
electrical energy amount of 500 TWh reflects<br />
Germany’s net electricity consumption<br />
plus grid losses minus predictable renewable<br />
energy systems (RES) such as runof-river<br />
and pumped storage power plants,<br />
biomass and geothermal power plants.<br />
The saving in backup capacity of 11 % of the<br />
annual peak load under these conditions is<br />
essentially attributable to the regular nighttime<br />
load reduction, as high backup capacities<br />
are seldom necessary during the daytime<br />
with electricity generation from solar<br />
power. From 2015 to 2017, an average 13 %<br />
of the annual hours in which iRES power<br />
outputs of less than 10 % of the iRES nominal<br />
capacity arose were accounted for by<br />
daytime hours between 08:00 and 16:00.<br />
As, at around 130 TWh, slightly more<br />
than one quarter of the iRES annual electric<br />
energy would occur at times of low<br />
demand (surplus) and therefore not be<br />
directly usable, the dispatchable backup<br />
system would have to provide the equivalent<br />
of these surpluses temporally delayed<br />
with a very low capacity factor of a maximum<br />
20 %.<br />
From one year to the next, weather-related<br />
fluctuations of iRES annual electric energy<br />
of at least ±15 % would have to be factored<br />
in [8], with repercussions on the backup<br />
capacity in case of continued efforts to<br />
maintain the current high level of security<br />
of supply.<br />
According to annual outage and availability<br />
statistics compiled by the Forum Network<br />
Technology/Network Operation of<br />
VDE as German Association for Electrical,<br />
Electronic and Information Technologies,<br />
reliability of the power grid in Germany,<br />
reflected by an outage duration of 11.5<br />
minutes per electricity customer in 2016,<br />
remains extremely high [10]. On this basis,<br />
the level of security of supply of end consumers<br />
in Germany averaged 99.998 %.<br />
These results are based on the optimal mix<br />
of wind power and photovoltaics providing<br />
100 % of the net annual electricity consumption<br />
of 500 TWh, in which the annual<br />
electric energy to be supplied by the backup<br />
system becomes minimal. Under these conditions<br />
the backup system would have to<br />
cover slightly more than one quarter of the<br />
annual electric energy, namely 130 TWh,<br />
photovoltaics around one fifth and wind<br />
power the remainder. In the case of nondissipative<br />
energy storage with unlimited<br />
power input and power output capped at<br />
nine tenths of the annual peak load, iRES<br />
production surpluses of 130 TWh on average<br />
would be sufficient as backup.<br />
If the previous review is widened to encompass<br />
eight [11] or 27 European countries<br />
[12], two limiting cases can be distinguished:<br />
––<br />
In the first limiting case without interconnectors,<br />
a separate country analysis<br />
is sufficient, and each European country<br />
has to provide an average 23 % [11] or<br />
24 % [12] of its iRES annual electricity<br />
generation by means of a national dispatchable<br />
backup system. This theoretical<br />
limit implies sufficient transmission<br />
capacities within the country in each<br />
transport direction. Such national copper<br />
plates are certainly not realistic in<br />
any case.<br />
––<br />
In the second (theoretical) case, additionally<br />
characterised by the optimum European<br />
interconnection via interconnectors<br />
with infinitely large transmission capacities<br />
without transmission losses, this average<br />
falls to 16 % [11] or 15 % [12].<br />
The annual backup energy reduction from<br />
23 % to 16 % [11] or 24 % to 15 % [12] reflects<br />
the maximum benefit that can be<br />
achieved with an optimally interconnected<br />
Europe. The required backup capacity<br />
would be reduced further by an average<br />
13 % of the annual peak load in this case<br />
[11]. For Germany, a total reduction in<br />
backup capacity by about one quarter of<br />
the annual peak load could then be expected.<br />
About 46 % of this reduction would be<br />
attributable to the domestic effect and<br />
54 % to Europe’s effect.<br />
For the interconnectors in an optimally interconnected<br />
Europe, transmission capacities<br />
of 831,000 MW would have to be established,<br />
corresponding to twelve times the<br />
European interconnector capacity in 2011.<br />
Meanwhile, the benefit of interconnecting<br />
Europe would already approach 97 % of<br />
the maximum with six-fold interconnector<br />
capacity compared to 2011 [12].<br />
Attention should be drawn to the fact that<br />
Wagner’s calculations [11] are based on<br />
time series for aggregate power output<br />
from wind power and photovoltaics in<br />
2012 available on the internet as transparency<br />
data from transmission system operators,<br />
whilst Rodriguez et al. [12] use<br />
weather data from 2000 to 2007 as input<br />
for their model calculations on iRES-based<br />
electricity generation.<br />
Therefore, even with quadrupled iRES<br />
nominal capacity compared with the current<br />
level in an optimally interconnected<br />
Europe, a comparatively small saving in<br />
dispatchable backup capacity and low capacity<br />
factors of the backup system, for instance<br />
of Germany, are to be expected,<br />
with repercussions on its profitability.<br />
Review of electricity generation<br />
from wind power in Germany<br />
since 2010<br />
In the first part of the <strong>VGB</strong> Wind Study [1]<br />
electricity generation from the German<br />
wind fleet from 2010 to 2016 has been analysed.<br />
Meanwhile operating data for one<br />
additional year are available and enable an<br />
update before Europe is moved into the<br />
spotlight.<br />
In 2017, the nominal capacity of the German<br />
wind fleet increased by a further 12 %<br />
year-on-year to roughly 56,000 MW (F i g -<br />
u r e 1 ), some 90 % of which was accounted<br />
for by onshore wind power and 10 % by<br />
offshore wind power.<br />
The German wind fleet comprised a total of<br />
almost 30,000 turbines at the end of the<br />
year. This corresponds to 6 % growth compared<br />
with the previous year.<br />
The annual peak power output P Max<br />
reached a new all-time high of almost<br />
40,000 MW in 2017. This all-time high occurred<br />
on 28 October 2017 between 18:15<br />
and 18:30.<br />
Note: All times in connection with quarterhourly<br />
or hourly data are stated in coordinated<br />
universal time (UTC) in this study.<br />
In the afternoon and evening of that day in<br />
October, the low-pressure system “Herwart”<br />
swept across the north and east of<br />
Germany with severe to hurricane-like<br />
storm-force gusts and gale-force winds,<br />
caused gusts of up to hurricane force in<br />
Denmark, Poland and the Czech Republic<br />
and led to extremely high power output<br />
from wind turbines there as well.<br />
65
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Power in MW<br />
65,000<br />
60,000<br />
55,000<br />
50,000<br />
45,000<br />
40,000<br />
35,000<br />
30,000<br />
25,000<br />
20,000<br />
15,000<br />
10,000<br />
5,000<br />
0<br />
WT: Wind turbines<br />
Number of wind turbines (end of year, rounded)<br />
26,903<br />
21,678<br />
4,100<br />
Due to high, but not too high wind speeds<br />
prevailing over large parts of Germany and<br />
its neighbours at times on that October<br />
day, around 70 % of the wind turbines in<br />
Germany fed their nominal capacity into<br />
the power grid.<br />
Note: Wind turbines automatically switch<br />
off at wind speeds of around 25 m/s according<br />
to preventive measures (storm deactivation).<br />
Similarly high aggregate power output also<br />
occurred in Germany on 18 March 2017<br />
with the low-pressure system “Eckart”,<br />
which brought severe storm-force gusts to<br />
Berlin and Brandenburg.<br />
Even without these spring and autumn<br />
storms, 2017 was an extremely windy year.<br />
The mean power output P µ of the German<br />
wind fleet as measure of electrical energy<br />
supplied annually rose by 34 % year-onyear<br />
to 11,720 MW. This corresponds to an<br />
annual electric energy of 103 TWh. Wind<br />
power thus for the first time breached the<br />
annual generation threshold of 100 TWh.<br />
The annual minimum power output P Min of<br />
158 MW occurred on 6 July 2017 between<br />
07:15 and 07:30 and remained − as in the<br />
previous seven years − significantly below<br />
1 % of the nominal capacity P N at year-end.<br />
Comparatively low German wind fleet<br />
power outputs over several consecutive<br />
hours of up to 1 % of the nominal capacity<br />
or nearly 562 MW were recorded in January,<br />
June, July, August, September and October,<br />
and therefore in six months of the<br />
high-wind year 2017.<br />
Note: A minimum power output of the German<br />
wind fleet of 229 MW has been recorded<br />
in 2018, with a nominal capacity of<br />
around 59,000 MW (90 % onshore, 10 %<br />
offshore).<br />
Year<br />
38,614<br />
44,580<br />
Quarter-hourly resolution<br />
21,600 WT 22,300 WT 23,000 WT 23,800 WT 25,100 WT 26,800 WT 28,200 WT 29,800 WT<br />
49,592<br />
56,164<br />
39,408<br />
Nominal power P N<br />
33,477<br />
33,834<br />
32,926<br />
30,979<br />
28,712<br />
29,344<br />
26,268<br />
24,086<br />
22,870<br />
Maximum P Max<br />
Arithmetic mean P µ<br />
11,720<br />
8,851 8,769<br />
5,066 5,225 5,388 5,840<br />
Minimum P Min<br />
113 88 115 121 24 105 128 158<br />
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017<br />
Sources: BMWi, BWE, German TSO<br />
Fig. 1. Figures on electricity generation from wind power in Germany since 2010 with the<br />
year-end nominal capacity P N of the German wind fleet, the annual maximum P Max and<br />
the annual minimum P Min as well as the mean value P µ of the power time series.<br />
As low power output can occur during both<br />
day and night, the matter of future security<br />
of supply cannot be resolved by expanding<br />
electricity generation from photovoltaics.<br />
In their energy performance reports, the<br />
German transmission system operators<br />
point out that it is difficult to make reliable<br />
statements about possible unavailable capacity<br />
of volatile renewable energy systems<br />
at the time of the annual peak load. In their<br />
responsibility for safe grid operation they<br />
call for such supply-dependent volatile capacity<br />
to be available to at least 99 % of a<br />
year in order to be considered as secured<br />
capacity [3].<br />
To this end they regularly evaluate historical<br />
time series of normalised iRES power<br />
output in relation to the nominal capacity<br />
as ordered annual load duration curves.<br />
From these curves they derive an aggegate<br />
secured capacity for the German wind fleet<br />
of a maximum 1 % of the nominal capacity,<br />
and stress even a restriction to the winter<br />
months would indicate no significant<br />
change in this result [3].<br />
In view of the fact that the annual minima<br />
of the German wind fleet power output<br />
have all even been found to amount to less<br />
than 0.5 % of the nominal capacity since<br />
2010, this procedure would appear to be<br />
justified if the currently high level of security<br />
of supply of 99.998 % [10] is to be<br />
maintained (see F i g u r e 1 ).<br />
Worthy of mention is the ten-day cold dark<br />
doldrums from 16 to 25 January 2017, during<br />
which the weather in Germany was simultaneously<br />
cold, foggy and windless.<br />
The weather conditions led to all wind turbines<br />
and photovoltaic systems in Germany<br />
feeding a mere average of just under<br />
4,600 MW into the grid over these ten days,<br />
with an iRES nominal capacity of around<br />
90,000 MW. Wind power accounted for<br />
three quarters of this iRES average power<br />
output.<br />
On several days the German wind fleet at<br />
times supplied less than 1,800 MW or 2 %<br />
of its nominal capacity over several consecutive<br />
hours, while biomass, hydropower<br />
and geothermal energy together contributed<br />
a largely constant power output of<br />
6,300 MW.<br />
During the ten-day dark doldrums, all renewable<br />
energy systems (RES) together<br />
covered 15 % of the demand and produced<br />
an average power output of around<br />
11,000 MW.<br />
The RES minimum output of around<br />
7,000 MW occurred on 23 January 2017<br />
between 00:00 and 00:45. This corresponded<br />
to about 6 % of the RES nominal<br />
capacity [4].<br />
During the cold dark doldrums the load<br />
varied between 42,000 MW and 75,000 MW<br />
(average: 61,000 MW), so that available<br />
conventional power plants had to contribute<br />
most to meeting demand with power<br />
outputs of 33,000 to 67,000 MW [13].<br />
Note: The load has been provided via internet<br />
from the transparency platform of EN-<br />
TSO-E, the European Network of Transmission<br />
System Operators [13]. It includes<br />
grid losses and can be calculated from<br />
gross power generation by deducting the<br />
auxiliary consumption of power plants, the<br />
balance of imports and exports and the demand<br />
of pumped storage power plants.<br />
However, contributions from German railways’<br />
captive generation, industry-owned<br />
power plants, small combined heat and<br />
power units and small-scale plants based<br />
on renewables are not recorded by German<br />
transmission system operators [1]. These<br />
account for around 10 % of the load and<br />
are not included in load data obainable<br />
from ENTSO-E. Since the temporal pattern<br />
of these contributions is unknown, load remains<br />
unchanged and is used here to represent<br />
the domestic load curve.<br />
These data derived from the January 2017<br />
cold dark doldrums characterise requirements<br />
that have to be imposed on a backup<br />
system which will have to replace the conventional<br />
power plants in future with further<br />
iRES expansion, if the grid is to be operated<br />
stably and with security of supply.<br />
The fact that sustained periods of weak<br />
wind occur not only in Germany but also in<br />
other European countries is demonstrated<br />
by the public debate on electricity generation<br />
from wind power in Great Britain,<br />
which was down 40 % year-on-year in July<br />
2018. For weeks, the wind fleet power output<br />
ranged from a few hundred to about<br />
3,000 MW, reaching a monthly average of<br />
9 % of the nominal capacity. When good<br />
wind conditions prevail, the power output<br />
in Great Britain typically reaches 9,000 to<br />
10,000 MW [14].<br />
66
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges<br />
Probability in % (CDF)<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
CDF: Cumulative distribution function<br />
Electricity generation from wind power<br />
η A,Min<br />
η A,Max<br />
Normalised power P/P N in %<br />
P Max /P N<br />
Hourly resolution<br />
2017<br />
2016<br />
2015<br />
2014<br />
2013<br />
2012<br />
2011<br />
2010<br />
0<br />
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100<br />
Sources: ENTSO-E, German TSO<br />
Fig. 2. Cumulative probabilities of hourly power output P of the German wind fleet from 2010 to<br />
2017 normalised to the nominal capacity P N at year-end.<br />
F i g u r e 2 shows cumulative probabilities<br />
of the normalised hourly power output P of<br />
the German wind fleet for the years 2010 to<br />
2017 in relation to the nominal capacity P N<br />
at year-end. CDF denotes the cumulative<br />
distribution function. The ratio of the<br />
mean power output P µ to the nominal capacity<br />
P N is defined as capacity factor η A .<br />
It is immediately apparent that the cumulative<br />
distribution functions are not in chronological<br />
order corresponding to the expanded<br />
German wind fleet in terms of<br />
nominal capacity. The minimum capacity<br />
factor η A,Min of about 15 % was reached in<br />
2014 at a nominal capacity of almost<br />
39,000 MW, for instance, and not earlier in<br />
2010 when the development level was lower<br />
at around 27,000 MW. Therefore, wind<br />
conditions varying from year to year seem<br />
to be one of the main drivers for the capacity<br />
factor of the German wind fleet.<br />
The highest capacity factor η A,Max of 21 %<br />
was recorded in the extremely windy year<br />
2017 when the wind fleet was at its most<br />
developed. In terms of wind strength the<br />
years 2015, 2016, 2011, 2012, 2013, 2010<br />
and 2014 follow in descending order.<br />
The Federal Ministry for Economic Affairs<br />
and Energy (BMWi) [4] and the Working<br />
Group on Energy Balances (AGEB) [5] partly<br />
report higher values for annual electricity<br />
generation from wind power from 2010<br />
to 2014 than result from integrating quarter-hourly<br />
power time series published by<br />
the German transmission system operators<br />
on their transparency platforms via internet.<br />
This can result in differing capacity factor<br />
values for individual years depending<br />
on the relevant data source. As of the year<br />
2015, these deviations are all less than 5 %<br />
of the annual electric energy supplied.<br />
Note: Where not stated otherwise, this<br />
study is based on the annual electric energy<br />
computed from power time series and<br />
nominal capacities at year-end.<br />
With dynamic expansion during the course<br />
of the year, use of the annual mean value of<br />
the nominal capacity is more appropriate.<br />
For the German offshore wind fleet which<br />
was expanded strongly in 2017, a capacity<br />
factor of 37 % results with the year-end figure<br />
for nominal capacity of 5,400 MW,<br />
while the annual mean value of 4,800 MW<br />
leads to a considerably higher capacity factor<br />
of 42 %. The latter takes more appropriate<br />
account of the fact that wind turbines<br />
added during the course of the year were<br />
only able to feed-in power on a pro rata<br />
temporis basis.<br />
Looking at the German wind fleet as a<br />
whole, the mean output of 11,700 MW and<br />
the year-end nominal capacity of<br />
56,000 MW result in a capacity factor of<br />
21 % for 2017. The annual mean value of<br />
the nominal capacity of 53,000 MW results<br />
in a marginally higher capacity factor of<br />
22 % on account of the low leverage of<br />
newly added nominal capacity compared<br />
with the existing level. When comparing<br />
with the capacity factor of electricity generation<br />
from wind power in other European<br />
countries, relative differences are of interest,<br />
and so calculations for such considerations<br />
should be carried out in a uniform<br />
manner for all countries.<br />
Although the capacity factor of the German<br />
offshore wind fleet last year was practically<br />
almost double that of the entire German<br />
wind fleet, the quarter-hourly power output<br />
of the German offshore wind fleet fell<br />
to 1 % of its nominal capacity or less in a<br />
total of around 261 hours of the 8,760 annual<br />
hours. In 2016 this was 259 hours<br />
(2015: 304 hours). Weak wind phases of<br />
this kind occurred in each month of last<br />
year, including pronounced phases lasting<br />
several hours in January, March, April,<br />
June, July, August and September. The<br />
power output of the German offshore wind<br />
fleet fell at times in January, April, July, August<br />
and September to 0 MW. Over the entire<br />
year, 29 quarter-hourly zero values<br />
were recorded.<br />
This means that at the level of development<br />
achieved to date, the German offshore wind<br />
fleet is shown to be not capable of serving as<br />
a source of baseload electricity and cannot<br />
replace conventional power plants.<br />
Whilst the nominal capacity of the German<br />
wind fleet has more than doubled since<br />
2010, wind levels depend on meteorological<br />
influencing variables and can vary considerably<br />
from year to year. This is documented<br />
by long-term data on the capacity factor of<br />
the German wind fleet with annual fluctuations<br />
in a range of up to ±20 % in relation to<br />
the long-term arithmetical mean [4].<br />
The influence of meteorological factors is<br />
apparent, for example, in F i g u r e 2 in the<br />
fact that the German wind fleet produced<br />
up to 50 % of the nominal capacity in 93 %<br />
of the annual hours in 2015 and 2017,<br />
when wind levels were high, but in 2010<br />
and 2014, when wind levels were low, only<br />
achieved at most 38 % and 41 % respectively<br />
of the nominal capacity in 93 % of the<br />
annual hours. This corresponds to a weather-induced<br />
variance of around twelve percentage<br />
points.<br />
With low cumulative probabilities and at<br />
low normalised output, differences of this<br />
kind between individual years on account<br />
of meteorological influences are barely discernible.<br />
Cumulative probabilities of 100 %<br />
were reached in Germany in the past years<br />
at wind fleet power outputs of 68 to 80 % of<br />
the nominal capacity. Or in other words:<br />
The German wind fleet recorded annual<br />
power output maxima of 68 to 80 % of its<br />
nominal capacity in the last eight years. In<br />
Germany, therefore, it is never the case<br />
that all wind turbines feed their nominal<br />
capacity into the grid at the same time. But<br />
is that also true of other European countries?<br />
Can a similar relationship between<br />
the annual maximum power output P max<br />
and the nominal capacity P N be derived<br />
from their power output time series?<br />
On the basis of 108 time series for electricity<br />
generation from onshore and offshore<br />
wind power in European countries between<br />
2010 and 2017 [13], regression<br />
analysis provides the following interrelation<br />
to be derived between the annual maximum<br />
power output P max and the nominal<br />
capacity P N at year-end, with a degree of<br />
determination of linear regression of 99 %:<br />
P Max = c Max · P N .<br />
The slope of this linear equation can be expressed<br />
as:<br />
c Max = 0.726 ± 0.014.<br />
Long-term operating experience in various<br />
European countries including Germany<br />
thus enables with good approximation the<br />
67
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
expectation that, at best, just under 74% of<br />
the nominal capacity of a wind fleet of any<br />
one European country contribute simultaneously<br />
to the maximum power output.<br />
As electricity generation from wind power<br />
expands, the difference between the nominal<br />
capacity and the annual maximum<br />
power output consequently increases, see<br />
Figure 1.<br />
The data basis cited above also enables an<br />
approximate linear dependency on the<br />
nominal capacity P N to be derived for the<br />
mean value P µ with a 96% degree of determination:<br />
P µ = c µ · P N .<br />
The slope of this linear equation is expressed<br />
as:<br />
c µ = 0.179 ± 0.009.<br />
Long-term operating experience documents<br />
here that, at best, approximately just under<br />
one fifth of the nominal capacity of a wind<br />
fleet in any one European country contributes<br />
to the annual electric energy supplied.<br />
Last but not least, the data basis cited above<br />
also enables an approximate linear dependency<br />
on the nominal capacity P N to be<br />
derived for the standard deviation P σ as a<br />
measure of the dispersion of the power output<br />
around the mean value P µ with a degree<br />
of determination of almost 99 %:<br />
P σ = c σ · P N .<br />
The slope of this linear equation can be expressed<br />
as:<br />
c σ = 0.145 ± 0.0036.<br />
Based on long-term operating experience, a<br />
proportional increase in power output fluctuations<br />
relative to the nominal capacity<br />
can be derived in this case with a factor of<br />
almost 0.15. With further expansion of<br />
wind power, therefore, a further increase in<br />
power output fluctuations is to be expected.<br />
It can therefore be concluded that operating<br />
experience of 2017 confirms the statements<br />
made in the first part of the <strong>VGB</strong><br />
Wind Study for Germany , namely that,<br />
from the point of view of security of supply,<br />
wind power has so far not replaced conventional<br />
power plant output. Furthermore,<br />
distribution of wind turbines throughout<br />
Germany is, on its own, clearly not a solution<br />
for a reliable and secure supply of electricity.<br />
Complementary technologies are<br />
necessary in conjunction with wind power.<br />
This raises the question as to whether wind<br />
turbines distributed widely throughout Europe<br />
could help.<br />
Electricity generation from wind<br />
power in 18 European countries<br />
In order to answer this question, it is first<br />
worth taking a look at the cumulative nominal<br />
capacity of wind turbines operated in<br />
18 European countries at the end of 2017<br />
or the total nominal capacity of the European<br />
wind fleet of almost 170,000 MW,<br />
91 % of which was accounted for by onshore<br />
wind turbines and 9 % by offshore<br />
wind turbines (F i g u r e 3 ) [15]. In 2017,<br />
offshore wind turbines were operated in<br />
Belgium (BE), Denmark (DK), Germany<br />
(DE), the Netherlands (NL) and the United<br />
Kingdom (UK).<br />
Countries with largely intact time series on<br />
electricity generation from wind power<br />
were selected, reflecting 94 % of the European<br />
nominal capacity at the end of 2017<br />
[13],[15].<br />
Starting point of these analyses were transparency<br />
data accessible on the internet<br />
from ENTSO-E [13], the German transmission<br />
system operators 50 Hertz Transmission,<br />
Amprion, Tennet TSO and Transnet<br />
BW as well as the European Energy Exchange<br />
[16] to [20].<br />
Nomoinal power in MW<br />
60,000<br />
50,000<br />
40,000<br />
30,000<br />
20,000<br />
10,000<br />
0<br />
Wind turbines<br />
Time series for electric power output from<br />
various power plant types, including wind<br />
turbines and photovoltaic systems, as well<br />
as for consumer demand (load) can be retrieved<br />
through these transparency platforms<br />
in quarter-hourly to hourly resolution.<br />
On the ENTSO-E transparency platform,<br />
all time series from 2015 on were retrievable<br />
in time-synchronised form, an important<br />
factor for analyses of balance between<br />
consumption and generation in different<br />
countries. This enabled consistent retrieval<br />
of data according to coordinated universal<br />
time. Additional information on data qualification<br />
and plausibility can be found in<br />
the first part of the <strong>VGB</strong> Wind Study [1].<br />
F i g u r e 3 shows: Germany alone, with<br />
around 56,000 MW, accounted for almost<br />
Total nominal power 2017 of 18 countries<br />
≈170,000 MW<br />
DE ES UK FR IT SE PL DK PT NL RO IE AT BE GR FI NO CZ<br />
Europe 2017<br />
Source: BP Statistical Review<br />
Fig. 3. Nominal capacity of wind turbines in 18 European countries at the end of 2017.<br />
PT<br />
IE<br />
ES<br />
UK<br />
FR<br />
NL<br />
BE<br />
NO<br />
DE<br />
DK<br />
SE<br />
IT<br />
AT<br />
CZ<br />
FI<br />
PL<br />
RO<br />
GR<br />
18 European Countries<br />
AT Austria<br />
BE Belgium<br />
CZ Czech Republic<br />
DE Germany<br />
DK Denmark<br />
ES Spain<br />
FI Finland<br />
FR France<br />
GR Greece<br />
IE Ireland<br />
IT Italy<br />
NL Netherlands<br />
NO Norway<br />
PL Poland<br />
PT Portugal<br />
RO Romania<br />
SE Sweden<br />
UK United Kingdom<br />
Fig. 4. Overview of 18 European countries analysed. Germany’s direct neighbours are written in<br />
red, all countries further afield in blue.<br />
68
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges<br />
one third of the total nominal capacity of<br />
the European wind fleet, followed at a clear<br />
distance by Spain (14 %), the United Kingdom<br />
(12 %), France (8 %) and Italy (6 %).<br />
F i g u r e 4 shows a map of the 18 European<br />
countries considered here. Germany’s<br />
direct neighbours are written in red, all<br />
countries further afield in blue. Germany’s<br />
seven direct neighbours (AT, BE, CZ, DK,<br />
FR, NL, PL) currently account for around<br />
one fifth of the nominal capacity of the European<br />
wind fleet, while the other ten<br />
countries further afield (ES, FI, GR, IE, IT,<br />
NO, PT, RO, SE, UK) make up about half of<br />
this total nominal capacity.<br />
The yellow dots on the map of Europe symbolise<br />
the wind fleet centers of the individual<br />
countries, determined on the basis of<br />
geocoordinates of the largest wind farm<br />
clusters in 2016 [21]. The center of the<br />
German wind fleet and that of the European<br />
wind fleet formed by the 18 countries, at<br />
almost 140 km distance apart, are almost<br />
congruent.<br />
The largest distance between wind fleet<br />
centers is to be found with the country pair<br />
Finland and Portugal at almost 3,300 km,<br />
followed by Spain and Finland<br />
(≈ 3,100 km), Greece and Ireland<br />
(≈ 3,000 km), Portugal and Romania, and<br />
Greece and Norway (both ≈ 2,900 km).<br />
On the assumption that all countries are to<br />
help each other out by means of wind power,<br />
a mean transport distance of 1,500 km<br />
between two wind fleet centers results<br />
from a total of 153 possible country pairs<br />
when 18 countries are considered.<br />
The summation of power outputs of wind<br />
fleets of 18 European countries observed<br />
here is based on the extremely simplistic assumption<br />
of a copper plate across Europe,<br />
neglecting any losses in the transport and<br />
distribution networks. Or in other words:<br />
the aggregate power output is accessible at<br />
a punctiform feed-in point, so to speak.<br />
F i g u r e 5 shows the cumulative time series<br />
of the hourly generation of electricity<br />
from wind power for Germany (top), for<br />
Germany plus seven direct neighbours<br />
(centre) and for Germany plus 17 European<br />
countries (bottom) in 2017. Ta b l e 1<br />
lists supplementary operating parameters<br />
and energy variables.<br />
Firstly, it is apparent that not only do the<br />
cumulative power time series of the wind<br />
fleet in Germany (DE) reveal considerable<br />
temporal fluctuations, so too do those of<br />
cumulative wind fleets of Germany plus<br />
seven countries (DE+7) or 17 countries<br />
(DE+17).<br />
It is apparent that aggregate power outputs<br />
of several countries are also still correlated,<br />
as demonstrated by the distinct power output<br />
maxima and minima, which evidently<br />
often occur simultaneously in many countries.<br />
This raises the question as to whether<br />
smoothing effects can be identified in the<br />
Power in MW<br />
Power in MW<br />
Power in MW<br />
100,000<br />
90,000<br />
80,000<br />
70,000<br />
60,000<br />
50,000<br />
40,000<br />
30,000<br />
20,000<br />
10,000<br />
0<br />
100,000<br />
90,000<br />
80,000<br />
70,000<br />
60,000<br />
50,000<br />
40,000<br />
30,000<br />
20,000<br />
10,000<br />
0<br />
100,000<br />
90,000<br />
80,000<br />
70,000<br />
60,000<br />
50,000<br />
40,000<br />
30,000<br />
20,000<br />
10,000<br />
0<br />
Jan<br />
Jan<br />
Jan<br />
transition from one individual country to<br />
several countries.<br />
In a first step, the question can be evaluated<br />
on the basis of the range between the<br />
largest and smallest power output values in<br />
relation to the nominal capacity PN.<br />
Germany<br />
P N ≈ 56,000 MW<br />
Feb Mrz Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov<br />
Germany plus seven countries<br />
P N ≈ 93,000 MW<br />
Feb Mrz Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov<br />
Germany plus seventeen countries<br />
P N ≈ 170,000 MW<br />
Feb Mrz Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov<br />
Year 2017<br />
Hourly resolution<br />
Dec<br />
Dec<br />
Dec<br />
Source: ENTSO-E<br />
Fig. 5. Cumulative power time series for electricity generation from wind power in 2017 for<br />
Germany (top),for Germany plus seven direct neighbours (centre) and for Germany<br />
plus seventeen countries (bottom).<br />
This range, referred to here as variation<br />
range, is defined as the ratio of the difference<br />
of the mean values of the largest power<br />
output values (P Max minus 5 % P N ) and<br />
the smallest power output values (P Min plus<br />
5 % P N ) to the nominal capacity of the relevant<br />
wind fleet.<br />
69
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Tab. 1. Relevant parameters of electricity generation from wind power of 18 European countries<br />
in 2017 with year-end value of nominal capacity P N , maximum value P Max , mean value<br />
P µ , minimum value P Min and standard deviation P σ of hourly power output of the<br />
corresponding national wind fleet. Furthermore. the annual energy E R resulting from<br />
8.760 hourly values is shown and compared with the annual energy E R published in the<br />
BP Statistical Review of World Energy [15].<br />
Country<br />
P N P Max P µ P Min P σ E R E R [15]<br />
in MW in MW in MW in MW in MW in TWh in TWh<br />
DE 56,164 39,231 11,720 165 8,813 102.7 106.6<br />
DK 5,476 4,685 1,644 9 1,154 14.4 14.8<br />
PL 6,397 5,234 1,633 28 1,238 14.3 14.9<br />
CZ 308 237 64 1 51 0.6 0.6<br />
AT 2,828 2,679 768 0 676 6.7 6.5<br />
FR 13,759 10,290 2,608 390 1,887 22.8 24.3<br />
BE 2,843 2,082 572 3 471 5.0 6.6<br />
NL 5,070 4,280 1,255 7 1,010 11.0 10.6<br />
DE+7 92,845 61,773 20,265 1,742 12,840 177.5 184.9<br />
SE 6,691 5,523 1,976 117 1,092 17.3 17.3<br />
FI 2,113 1,607 470 9 361 4.1 4.8<br />
RO 3,029 2,756 834 0 692 7.3 7.4<br />
GR 2,651 1,702 483 16 336 4.2 5.5<br />
IT 9,479 6,696 2,005 40 1,462 17.6 17.7<br />
ES 23,170 15,564 5,384 420 3,017 47.2 49.1<br />
PT 5,316 4,471 1,367 5 988 12.0 12.3<br />
IE 3,127 2,595 825 0 602 7.2 7.4<br />
UK 18,872 11,394 4,726 431 2,507 41.4 49.6<br />
NO 1,162 975 306 6 184 2.7 2.8<br />
DE+17 168,455 91,638 38,639 7,855 16,384 338.5 358.8<br />
Probability in % (CDF)<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
Bandwidth<br />
CDF: Cumulative distribution function<br />
Electricity generation from wind power<br />
η A = P µ /P N<br />
Normalised power P/P N in %<br />
Applied to the three wind fleets the following<br />
picture emerges: the variation range of<br />
the cumulative power time series falls by<br />
one tenth to around 61 % of the nominal<br />
capacity starting from Germany when Germany<br />
plus seven countries are considered<br />
together, whereas it decreases by<br />
one third to 46 % for Germany plus 17<br />
P Max /P N<br />
Europe 2017<br />
Germany 2010 to 2017<br />
Hourly resolution<br />
0<br />
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100<br />
Sources: ENTSO-E, ÜNB<br />
Fig. 6. Cumulative probabilities of the hourly power output P of the European wind fleet<br />
normalised to the nominal capacity P N at year-end and the corresponding range<br />
of cumulative probabilities for Germany from 2010 to 2017.<br />
countries (DE+17). A certain degree of<br />
smoothing in subsections of the cumulative<br />
power time series therefore appears to take<br />
place.<br />
But what statements can be made − in statistical<br />
terms − for the entire cumulative<br />
power time series? The variation coefficient<br />
ξ as ratio of the standard deviation P σ<br />
to the mean value P µ is a dimensionless<br />
measure of the dispersion of a time series.<br />
For an individual European country, the<br />
variation coefficient can be estimated as<br />
approximately ξ = c σ /c µ ≈ 0.81 with the<br />
results of the previously described linear<br />
regression analysis.<br />
For an individual European country, even<br />
just small deviations from the mean value<br />
by 1.2 standard deviations downwards<br />
lead to power outputs of 0 MW, as already<br />
stated with the example of Germany in [1].<br />
The cumulative power time series of eight<br />
European countries (DE+7), on the other<br />
hand, results in a variation coefficient of<br />
ξ DE+7 ≈ 0.63. Consequently, in this case,<br />
only deviations by 1.6 standard deviations<br />
from the mean value downwards lead to<br />
power outputs of 0 MW.<br />
For the cumulative power time series of 18<br />
European countries (DE+17), an even<br />
lower variation coefficient of ξ DE+17 ≈ 0.42<br />
results. In this case, only even deviations<br />
by 2.4 standard deviations from the mean<br />
value downwards lead to power outputs of<br />
0 MW.<br />
These considerations suggest a degree of<br />
balancing in the generation of electricity<br />
from wind power or smoothing effects<br />
when the power time series of European<br />
countries are superimposed. F i g u r e 6 illustrates<br />
this smoothing effect on the basis<br />
of the cumulative probabilities of the normalised<br />
hourly power output P of the European<br />
wind fleet for the year 2017 relative<br />
to the nominal capacity P N at the end<br />
of the year compared with the range of<br />
cumulative probabilities for Germany<br />
from 2010 to 2017.<br />
The European wind fleet reached an annual<br />
power output maximum of 54 % of the<br />
nominal capacity and a capacity factor of<br />
23 %. By comparison, the cumulative power<br />
time series of the hourly power output of<br />
individual years for Germany (see F i g -<br />
u r e 2 ) show annual maximum power output<br />
values of around 68 to 80 % of the nominal<br />
capacity. For an average individual European<br />
country, the linear regression<br />
analysis described above would give in<br />
good approximation annual maximum values<br />
of around 73 % of the nominal capacity.<br />
The difference between nominal capacity<br />
and annual maximum power output therefore<br />
increases more significantly when several<br />
countries are considered cumulatively<br />
than it does for a single country.<br />
A glance at annual minimum power outputs<br />
confirms that even when considered<br />
conservatively neglecting any grid losses,<br />
relatively low permanently available (secured<br />
capacity) power outputs result. In<br />
2017 the result for the European wind fleet<br />
was around 5 % of the nominal capacity or<br />
just under 7,900 MW. By comparison, the<br />
annual minimum value for Germany<br />
amounted to 0.3 % of the nominal capaci-<br />
70
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges<br />
ty or 165 MW, and for Germany plus its<br />
seven direct neighbours to 2 % or almost<br />
1,800 MW.<br />
However, these annual minimum values<br />
cannot be comprehended with simple linear<br />
upscaling. At the end of 2017, for example,<br />
around one third of the nominal capacity<br />
of the European wind fleet was accounted<br />
for by the German wind fleet. Tripling<br />
the German annual minimum value in order<br />
to make a projection would lead to an<br />
expectation of an annual minimum value of<br />
495 MW for the European wind fleet. In actual<br />
fact, this annual minimum value is almost<br />
48 times higher. A certain degree of<br />
balancing thus demonstrably occurs.<br />
Buttler et al. [22] evaluated time series on<br />
electricity generation from wind power in<br />
2014 in 28 countries of the European Union<br />
based on the copper plate model and in<br />
connection with the cumulative power<br />
time series of this European wind fleet<br />
speak of a statistically significant smoothing<br />
effect which leads to a (secured) power<br />
output capable of serving as a source of<br />
baseload electricity available all year round<br />
of 4 % of the nominal capacity. The secured<br />
power output of this European wind fleet<br />
during the year increases with restriction<br />
to winter months, at times therefore, to<br />
around 9 % of the nominal capacity.<br />
As the cumulative time series of the load of<br />
the European countries in these months is<br />
likewise characterised by distinctly increasing<br />
demand, as shown by the trend<br />
line for the hourly load curve of these<br />
countries in F i g u r e 7 (assumption: no<br />
grid losses), the evaluation result does not<br />
improve decisively even with consideration<br />
of the electricity generation from wind<br />
power during the course of the year.<br />
The annual mean value of the cumulative<br />
time series of the hourly load in the 18<br />
countries amounted to around 327,000 MW<br />
in 2017. If restricted to the four winter<br />
months from November to February, a<br />
four-month mean value of around<br />
366,000 MW results. Were the secured capacity<br />
of the European wind fleet to be<br />
doubled on account of the winter to 10 % of<br />
its nominal capacity, the four-month mean<br />
value of the load, which is 39,000 MW<br />
higher than its annual mean value, would<br />
face an increase of the secured capacity of<br />
the European wind fleet at times of around<br />
9,000 MW.<br />
In 2017 the European wind fleet supplied a<br />
total of around 340 TWh of electricity. The<br />
total demand for electricity calculated<br />
from the cumulative time series of the<br />
hourly load of the 18 European countries<br />
amounted to around 2,900 TWh.<br />
Wind power contributed approximately<br />
12 % towards covering the demand for<br />
electricity. By comparison, the international<br />
energy statistics for gross power generation<br />
of these 18 European countries in 2017<br />
reveal a level of just under 3,300 TWh [15].<br />
Power in MW<br />
500,000<br />
450,000<br />
400,000<br />
350,000<br />
300,000<br />
250,000<br />
200,000<br />
150,000<br />
100,000<br />
50,000<br />
0<br />
Nominal power<br />
Jan<br />
On the one hand, the difference of around<br />
400 TWh between the gross power generation<br />
and the demand calculated from the<br />
Feb Mrz Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov<br />
Year 2017<br />
Load curve<br />
Mean<br />
Trend line<br />
Electricity generation from wind power<br />
Hourly resolution<br />
Dec<br />
Source: ENTSO-E<br />
Fig. 7. Electricity generation from wind power and load in 18 European countries in 2017.<br />
Power in MW<br />
100,000<br />
Normalised power P/P N in %<br />
90,000<br />
80,000<br />
70,000<br />
60,000<br />
50,000<br />
40,000<br />
30,000<br />
20,000<br />
10,000<br />
0<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
Jan<br />
Jan<br />
Onshore wind power: P N<br />
≈ 153,000 MW<br />
Offshore wind power: P N<br />
≈ 15,500 MW<br />
Feb Mrz Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov<br />
Onshore wind power<br />
Offshore wind power (underlayed)<br />
Feb Mrz Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov<br />
Year 2017<br />
Hourly resolution<br />
Dec<br />
Dec<br />
Source: ENTSO-E<br />
Fig. 8. Cumulative time series of the hourly power output of onshore (blue) and offshore (orange)<br />
wind power in 18 European countries in 2017 and normalised cumulative time series<br />
assuming linear growth of the nominal capacity of onshore (blue) and offshore (orange,<br />
in the background) wind power over the course of the year.<br />
load results from the power plant auxiliary<br />
electric load, the balance of imports and<br />
exports and the power consumption of<br />
71
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
pumped storage power plants in all 18<br />
countries which are not considered in the<br />
hourly load in accordance with the ENTSO-<br />
E definition. On the other hand, not all consumers<br />
are depicted to 100 %, for example<br />
the consumption by German industry covered<br />
by its own power plants, which is not<br />
recorded publicly.<br />
F i g u r e 7 also illustrates the high temporal<br />
correlation of the hourly load curves<br />
in the 18 European countries with distinct<br />
weekly and daily cycles. In the event<br />
of loads being balanced across all countries,<br />
these cycles should not be so pronounced.<br />
Figure 8 shows that the power output of<br />
the European onshore wind fleet (dark<br />
blue) is frequently concurrent with the power<br />
output of the European offshore wind<br />
fleet (orange) and that significant temporal<br />
output fluctuations occur. While the European<br />
onshore wind fleet had a nominal capacity<br />
of almost 153,000 MW at the end of<br />
2017, offshore wind turbines with a nominal<br />
capacity of 15,500 MW were in use in five<br />
countries: Belgium, Denmark, Germany,<br />
the Netherlands and the United Kingdom.<br />
Unlike in Germany, the annual minimum<br />
power output of the offshore wind fleet in<br />
Europe at no time fell to 0 MW on account of<br />
the more widespread distribution of wind<br />
turbines in the North and Baltic Seas, instead<br />
amounting to 89 MW (hourly resolution).<br />
This corresponds to just under 0.6 % of the<br />
relevant nominal capacity. Minor contributions<br />
of 1 % of the nominal capacity or less<br />
were observed in ten of the 8,760 annual<br />
hours, aggregate power outputs of 5 % of<br />
the nominal capacity or less in 319 hours<br />
and aggregate power outputs of less than<br />
10 % in 1,100 hours or in total on 45 days.<br />
This means that the European offshore<br />
wind fleet, too, at its current level of development,<br />
in practice cannot serve as a<br />
source of baseload electricity.<br />
The normalised aggregate power outputs of<br />
the onshore and offshore wind fleets illustrate<br />
that the expansion of both wind fleets<br />
that has taken place so far across Europe is<br />
evidently insufficient for balancing to a degree<br />
that would enable backup power plant<br />
capacity to be dispensed with to a perceptible<br />
extent: the superimposed aggregate<br />
power outputs of both wind fleets indicate<br />
which gaps in power output can be closed<br />
and which peaks will increase further. The<br />
result is disenchanting: gaps are only closed<br />
to a limited extent, peaks continue to increase.<br />
The correlation of the power feedins<br />
is clearly visible.<br />
This raises the question as to whether better<br />
results could be obtained, as suggested<br />
by Grams et al. [23] and Becker [24], by<br />
increased integration of European countries<br />
located far apart from each other. A<br />
spatial correlation analysis and close scrutiny<br />
of grid losses are suitable means of<br />
evaluating this idea.<br />
Spatial correlation analysis<br />
Spatial correlation analyses explore from a<br />
mathematical point of view how data depend<br />
on each other. In this case, the question<br />
is whether and to what extent the cumulative<br />
time series for the hourly power<br />
output of two national wind fleets depend<br />
on their mean distance from each other,<br />
i.e. correlate spatially.<br />
The correlation coefficient r K is generally a<br />
measure of the direction and strength of a<br />
correlation and can assume values in the<br />
range from -1 to +1. It is necessary to distinguish<br />
here between the following cases:<br />
––<br />
With perfectly correlated data, the correlation<br />
coefficient assumes values of +1<br />
(positive) or -1 (negative). The changes<br />
are exactly equally strong. The direction<br />
of change, however, is either exactly the<br />
same (+1) or exactly opposite (-1). An<br />
example of a perfectly positive correlation<br />
would be the speeds of two vehicles<br />
linked by a tow bar.<br />
––<br />
In the case of uncorrelated data, the correlation<br />
coefficient is r K = 0. This result<br />
could be expected, for example, when<br />
comparing house numbers with the shoe<br />
sizes of the inhabitants.<br />
––<br />
With positive correlation, the correlation<br />
coefficient assumes positive values of<br />
more than 0 and less than 1. Positive correlation<br />
coefficients could be expected<br />
when comparing body height and shoe<br />
size. This would be a parallel development.<br />
As body height increases, so too,<br />
as a general rule, does the shoe size.<br />
––<br />
With negative correlation, the correlation<br />
coefficient lies in the range from<br />
more than -1 to less than 0. An example<br />
Spearman rank correlation coefficient rS<br />
0.9<br />
0.8<br />
0.7<br />
0.6<br />
0.5<br />
0.4<br />
0.3<br />
0.2<br />
0.1<br />
0.0<br />
-0.1<br />
-0.2<br />
Electricity generation from windpower 2016<br />
BE<br />
NL<br />
NL<br />
DK<br />
CZ<br />
BE<br />
PL<br />
DE<br />
AT<br />
Germany‘s direct neighbours<br />
DE<br />
FR<br />
Negatively correlated country pairs<br />
Mean distance ∆x in km<br />
for negatively correlated data are the<br />
outside temperature and the number of<br />
skiers in a winter holiday region. This is<br />
an opposite development. The number<br />
of skiers generally increases as the outside<br />
temperature decreases.<br />
The spatial correlation analysis to be carried<br />
out here was based on the 18 time series<br />
on hourly electricity generation from<br />
wind power for 2016 and the centers of 18<br />
national wind fleets. The total number n of<br />
possible combinations of country combinations<br />
(pairs) can be calculated from the<br />
number z of countries according to the following<br />
equation:<br />
n = ½·z·(z−1).<br />
In case of 18 countries a total of 153 possible<br />
country pairs and 153 mean distances<br />
∆x between national wind fleets have to be<br />
considered.<br />
As the power time series for these 18 countries<br />
are shown to be not normally distributed,<br />
Spearman’s rank correlation procedure<br />
was selected. This procedure is resistant<br />
to outliers and uses the hourly<br />
resolution, converted into ranks, of time<br />
series of electricity generation from wind<br />
power of in each case two national wind<br />
fleets to calculate the Spearman rank correlation<br />
coefficient r S for 153 country pairs,<br />
hereinafter referred to in simplified form as<br />
correlation coefficient.<br />
To determine the mean distances between<br />
the national wind fleets, the wind fleet<br />
centers of the 18 countries first had to be<br />
established. Weighted position coordinates<br />
of about the five to fifteen largest wind<br />
farm clusters of the relevant country in<br />
2016 formed the basis for this [21].<br />
Hourly resolution<br />
Coefficient of determination of trend line: R 2 = 0,7897<br />
0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000<br />
ES<br />
SE<br />
ES<br />
FI<br />
FI<br />
PT<br />
Source: ENTSO-E<br />
Fig. 9. Spearman rank correlation coefficient r S as a function of the mean distance ∆x between<br />
national wind fleet centers for 18 countries, calculated on the basis of hourly power time<br />
series in 2016. Besides Belgium and the Netherlands as the country pair with the highest<br />
correlation coefficient, also highlighted in colour are seven of Germany’s direct neighbours,<br />
Finland and Portugal as country pair with the furthest mean distance, as well as<br />
Spain and Finland and Spain and Sweden as the two country pairs with the lowest<br />
correlation coefficient.<br />
72
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges<br />
153 mean distances for the individual national<br />
wind fleets in relation to each other<br />
subsequently had to be established. Using<br />
Google Maps, the distances between the<br />
centers of all national wind fleets in relation<br />
to each other could be determined, the<br />
result of which is shown in F i g u r e 9 .<br />
Belgium and the Netherlands, with a mean<br />
distance of around 200 km between their<br />
wind fleet centers, reach the maximum<br />
correlation coefficient of 0.8.<br />
Six of Germany’s direct neighbours, namely<br />
the Netherlands, Denmark, the Czech<br />
Republic, Poland, Belgium and France, record<br />
correlation coefficients of 0.4 or more<br />
with mean distances of just under 400 to<br />
900 km. Austria constitutes an exception,<br />
with a correlation coefficient of a mere 0.2<br />
at a mean distance of just under 600 km.<br />
Possible reasons for the higher level of detachment<br />
compared with Germany’s other<br />
direct neighbours could be the mountain<br />
ranges of the Alps and the altitude of the<br />
Austrian wind fleet.<br />
With all correlation coefficients over 0.4,<br />
the power outputs of the national wind<br />
fleets of individual neighbouring countries<br />
develop in a largely synchronised manner,<br />
and so smoothing effects are barely identifiable,<br />
or are limited at most, as illustrated<br />
in F i g u r e 10 with examples of hourly<br />
power output in 2016 normalised to the<br />
nominal capacity of wind fleets of Belgium<br />
and the Netherlands, Germany and France,<br />
and Germany and Austria.<br />
The normalised aggregate power outputs<br />
of these countries, overlaid like two combs,<br />
give an idea of the gaps in output that could<br />
be closed if the wind fleets of these country<br />
pairs were to be coupled, and which peaks<br />
would increase further. The result is that<br />
gaps in output are barely filled, and the<br />
peaks increase further. The correlation of<br />
power outputs is clearly visible.<br />
It can therefore be concluded that neighbouring<br />
countries showing consistently<br />
positive correlation coefficients of 0.2 to<br />
0.8, with centers of their national wind<br />
fleets at a distance of 200 to 900 km apart,<br />
can barely make any perceptible contribution<br />
to the aspired cross-border balancing<br />
of electricity generation from wind power.<br />
Analyses on the basis of wind speed measurement<br />
data at 27 locations in the Netherlands<br />
confirm correlation lengths of several<br />
hundred kilometres such as these [25].<br />
In France, the annual minimum output of<br />
around 2.7 % of the nominal capacity is<br />
strikingly high compared with all of Germany’s<br />
other neighbours. One reason for<br />
this could be the vast French coastline running<br />
in westerly (Atlantic) and north-westerly<br />
(English Channel) direction. Spain and<br />
the United Kingdom likewise display annual<br />
minimum values which are consistently<br />
well above 1 % of the nominal capacity, but<br />
always once than 2.3 % of the maximal capacity.<br />
Normalised power P/P N in %<br />
Normalised power P/P N in %<br />
Normalised power P/P N in %<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
Jan<br />
Jan<br />
Jan<br />
Feb Mrz Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov<br />
Feb Mrz Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov<br />
One would intuitively expect that balancing<br />
of electricity generation from wind<br />
power would most likely be found in those<br />
country pairs which are furthest away from<br />
each other or which have the lowest possible<br />
correlation coefficients. However, negative<br />
correlation coefficients only occur at<br />
all with 12 of the 153 country pairs.<br />
Netherlands<br />
Belgium<br />
France<br />
Germany<br />
Feb Mrz Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov<br />
Austria<br />
Germany<br />
Year 2016<br />
∆x ≈ 200 km<br />
r S<br />
≈ 0.8<br />
∆x ≈ 900 km<br />
r S<br />
≈ 0.4<br />
∆x ≈ 600 km<br />
r S<br />
≈ 0.2<br />
Hourly values<br />
Dec<br />
Dec<br />
Dec<br />
Source: ENTSO-E<br />
Fig.10. Normalised hourly power output time series of wind fleets of neighbouring countries with<br />
positive Spearman rank correlation coefficients in 2016.<br />
The national wind fleets of Finland and<br />
Portugal are the furthest apart from each<br />
other, at a distance of 3,300 km.<br />
This results in a negative correlation coefficient<br />
of -0.003 for these countries. Uncorrelated<br />
to slightly opposing power time series<br />
can be expected here. The wind fleet<br />
centers of Spain and Finland are second<br />
73
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
furthest from each other, at 3,100 km.<br />
These countries also display a negative correlation<br />
coefficient of -0.077. Spain and<br />
Sweden have the lowest correlation coefficient,<br />
at -0.118. Their wind fleet centers are<br />
around 2,400 km apart.<br />
Normalised hourly power output time series<br />
are again overlaid like two combs for<br />
these distant country pairs in F i g u r e 11 .<br />
Although the fraction of blue areas of the<br />
corresponding electricity generation from<br />
wind power shown in the background increases<br />
compared with positively correlated<br />
time series according to F i g u r e 10 , it<br />
is apparent that numerous gaps in output<br />
barely balance and many peaks still correlate<br />
with each other, even with uncorrelated<br />
(r S ≈ 0) to slightly negatively correlated<br />
(r S < 0) hourly resolutions of electricity<br />
generation from wind power.<br />
Thus a majority of temporal fluctuations in<br />
the generation of electricity from wind<br />
power remain, even with countries far<br />
apart from each other. Moreover, the use of<br />
the smoothing effects apparent to some extent<br />
requires electricity to be transmitted<br />
over long distances.<br />
A question of grid losses<br />
These observations illustrate that an increased<br />
interconnection in Europe would<br />
necessitate the transmission of electricity<br />
over very long distances. This raises the<br />
question of the extent of grid losses, as it<br />
has so far been the rule of thumb in the<br />
electricity industry to build power plants as<br />
close as possible to the consumer to keep<br />
grid losses low. These comprise load-dependent<br />
and load-independent losses, losses<br />
due to power transformation and losses<br />
from reactive power compensation. However,<br />
the majority of the losses are heat<br />
losses caused by the ohmic resistance of<br />
the power lines.<br />
With the transmission of electricity via<br />
high-voltage alternating current (HVAC)<br />
overhead lines, specific total losses of<br />
around 1 % per 100 km transport distance<br />
arise [26], which remain roughly constant<br />
across a broad range of transmission capacities.<br />
Current technical limits in terms of HVAC<br />
transmission are extra high voltage of<br />
around 765 kV, transmission capacities of<br />
up to 3,000 MW and transport distances up<br />
to around 1,000 km, the latter being limited<br />
by transmission angle and reactive power<br />
requirement [27].<br />
With established high-voltage direct current<br />
(HVDC) transmission via overhead<br />
lines with ±500 kV, specific grid losses of<br />
around 0.5 % per 100 km have to be factored<br />
in [26]. Converter stations are required<br />
here at both end points of the transmission<br />
route to transform alternating current<br />
into direct current and vice versa, and<br />
each of these causes additional losses of<br />
Normalised power P/P N in %<br />
Normalised power P/P N in %<br />
Normalised power P/P N in %<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
Jan<br />
Jan<br />
Jan<br />
Feb Mrz Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov<br />
Feb Mrz Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov<br />
Feb Mrz Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov<br />
around 1 % of the transmission capacity<br />
[26],[27].<br />
At present, HVDC transmission routes via<br />
overhead lines are designed for extra high<br />
voltages of ±800 kV, transmission capacities<br />
of around 6,400 MW and transport distances<br />
of up to about 2,000 km. With extra<br />
Portugal<br />
Finland<br />
Finland<br />
Spain<br />
Sweden<br />
Spain<br />
Year 2016<br />
∆x ≈ 3,300 km<br />
r S<br />
≈ −0.003<br />
∆x ≈ 3,100 km<br />
r S<br />
≈ −0.077<br />
∆x ≈ 2,400 km<br />
r S<br />
≈ −0.118<br />
Hourly resolution<br />
Dec<br />
Dec<br />
Dec<br />
Source: ENTSO-E<br />
Fig. 11. Normalised hourly power output time series of wind fleets of countries long distances<br />
apart with negative Spearman rank correlation coefficients in 2016.<br />
high voltages of this kind, the specific conduction<br />
losses fall to just under 0.4 % per<br />
100 km transport distance. Technical limits<br />
in terms of HVDC transmission are extra<br />
high voltages of ±1,100 kV, transmission<br />
capacities up to 12,000 MW and distances<br />
up to 3,300 km [28].<br />
74
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges<br />
For HVAC transmission via 380 kV overhead<br />
lines over an average transport distance<br />
of 1,500 km between centers of national<br />
wind fleets in 18 European countries,<br />
grid losses of at least 15 % of the<br />
transmission capacity would have to be<br />
expected, if considered seriously at all. In<br />
the case of HVDC transmission with<br />
±500 kV the level would be just under 10 %<br />
[26], [27].<br />
For long-distance transport of electricity<br />
over the longest single distances considered<br />
here between wind fleet centers of<br />
peripheral countries like Finland or Norway<br />
(Scandinavia), Portugal or Spain (Iberian<br />
Peninsula) and Greece (Aegean) and<br />
Romania (Balkan Peninsula) of around<br />
3,000 km or more, HVAC transmission<br />
would probably not be considered, as high<br />
grid losses of 40 % or more of the transmission<br />
capacity would have to be factored in<br />
[26]. In case of HVDC transmission, too,<br />
grid losses amounting to one fifth of the<br />
transmission capacity would have to be expected<br />
with transport distances of this order<br />
[26].<br />
In all cases cited above, further grid losses<br />
would have to be added for collecting and<br />
stepping up the power output of the wind<br />
turbines in the producing country to a suitable<br />
voltage level and the further distribution<br />
of the transmission capacity remaining<br />
after the long-distance transport to the end<br />
consumer in the country of destination via<br />
extra high, high, medium and low voltage<br />
networks.<br />
These grid losses can be quantified with<br />
data from the Council of European Energy<br />
Regulators (CEER) and the US Energy Information<br />
Authority (EIA) for the years<br />
2010 to 2015 (Ta b l e 2 ) [29],[30].<br />
In total, and averaged over several years<br />
and all 18 countries, grid losses of around<br />
6.6 % of the annual electric energy fed into<br />
the grid have to be factored in for an average<br />
European country for the transport<br />
and distribution of electricity from the<br />
power plant to the end consumer. These<br />
losses are split across the voltage levels extra<br />
high, high, medium and low [7].<br />
In Germany, voltage in the extra high voltage<br />
network is 380 or 220 kV. At present,<br />
the extra high voltage network is responsible<br />
for large-scale, nationwide connections<br />
and supplies to regional electricity suppliers<br />
and large industrial companies. It is almost<br />
37,000 km long and is linked via interconnectors<br />
with the European grid.<br />
The high voltage network is operated at a<br />
voltage of 110 kV and about 97,000 km<br />
long. This regional distribution network<br />
particularly transfers electricity to industrial<br />
companies, local electricity suppliers<br />
or transformer substations. Voltage is<br />
stepped down to medium voltage level<br />
here, mostly 20 kV, for supplying to industrial<br />
companies and businesses. The circuit<br />
length of this network is about 520,000 km.<br />
Tab. 2. Mean grid losses for transport and distribution in the 18 European countries in percent of<br />
total annual electric energy fed into the grid from 2010 to 2015.<br />
Country<br />
Private households, businesses and the agricultural<br />
sector only have electrical devices<br />
designed for voltages of 230 V or 400 V.<br />
In order to be fed into the local low voltage<br />
network, medium voltage has to be converted<br />
again. With its circuit length of<br />
around 1,190,000 km, the low voltage network<br />
is the longest supply network.<br />
Ta b l e 2 illustrates that by far the lowest<br />
transport and distribution network losses<br />
across all voltage levels are to be found in<br />
Finland with around 3.3 % of the electric<br />
energy fed in annually, followed by Germany<br />
(4.1 %), then Austria (4.8 %) and the<br />
Netherlands (4.8 %).<br />
The highest value is to be found in Romania,<br />
at 11.9 %, followed by Portugal (9.6 %)<br />
and Spain (9.5 %). In relation to electricity<br />
consumption, the grid losses averaged over<br />
several years and all 18 countries amount<br />
to around 7.3 %.<br />
In absolute figures, the losses from the<br />
transport and distribution networks of 18<br />
countries in relation to the total annual<br />
electric energy fed into the grid to provide<br />
all end consumers in these countries at present<br />
add up to around 200 TWh per year<br />
[30]. This is around double last year’s generation<br />
of electricity from solar power of<br />
these countries, or about 60 % of their electricity<br />
generation from wind power [15].<br />
Averaged over several years and all 18<br />
countries, grid losses of about 1.5 % of the<br />
Mean grid losses in % of total annual electric energy fed into the grid<br />
Transport and distribution 1) Transport only 2)<br />
Ø 3 ) 2010 2015 Ø 3) 2010 2015<br />
AT 4.8 4.7 4.9 0.9 0.8 0.9<br />
BE 4.9 4.7 4.7 1.7 1.6 1.7<br />
CZ 5.0 5.5 5.6 1.0 0.8 1.1<br />
DE 4.1 4.0 4.6 1.0 0.7 1.4<br />
DK 6.0 6.0 5.6 2.2 2.0 2.3<br />
ES 9.5 9.4 10.5 1.4 1.6 1.5<br />
FI 3.3 2.8 2.6 0.8 0.8 0.8<br />
FR 6.5 6.7 7.3 2.1 2.2 2.1<br />
GR 7.0 7.1 9.7 2.5 2.8 2.5<br />
IE 8.0 8.1 8.1 2.0 2.0 2.0<br />
IT 6.9 6.7 6.4 k.A. k.A. k.A.<br />
NL 4.8 5.0 4.6 0.9 1.1 1.0<br />
NO 6.3 7.6 6.2 1.7 1.9 1.5<br />
PL 7.0 8.2 6.9 1.2 1.2 1.2<br />
PT 9.6 8.5 10.1 1.4 1.5 1.3<br />
RO 11.9 12.6 12.5 1.6 1.8 1.5<br />
SE 5.0 4.9 3.8 0.9 1.0 0.9<br />
UK 7.8 7.2 8.5 1.8 1.5 2.1<br />
Ø 4) 6.6 6.7 6.6 1.5 1.4 1.4<br />
1)<br />
including extra high, high, medium and low voltage<br />
2)<br />
extra high voltage only<br />
3)<br />
Averaging for the years 2010 to 2015 and the sources CEER [29] and EIA [30]<br />
4)<br />
Averaging for the 18 European countries<br />
annual electric energy fed in arise for an<br />
average European country when electricity<br />
is transported at extra high voltage level.<br />
Here, too, country-specific differences can<br />
be observed. Finland, for example, has the<br />
lowest losses, with 0.8 % of the annual<br />
power fed in, followed by Austria (0.9 %),<br />
Sweden (0.9 %) and the Netherlands<br />
(0.9 %).<br />
In the case of Germany (1.0 %), it has to be<br />
added that the losses in the extra high voltage<br />
network doubled from around 0.7 % in<br />
2010 to 1.4 % in 2015. With specific total<br />
losses at extra high voltage level of around<br />
1 % per 100 km transport distance, the losses<br />
in the extra high voltage network can<br />
also be interpreted as doubling of the average<br />
power plant distance from the end consumer<br />
from around 70 to 140 km in the<br />
past six years. The share of losses of the<br />
extra high and high voltage networks in the<br />
total grid losses has increased in Germany<br />
at the same time from 33 to 43 % [7].<br />
In many European countries, the share of<br />
decentralised power generation plants in<br />
the nationwide power plant capacity has<br />
significantly increased over the past years.<br />
These plants normally feed into the medium<br />
and low voltage networks, and in some<br />
cases also into the high voltage networks.<br />
Grid losses should tend to fall when decentralised<br />
power plants move closer to the<br />
end consumer, as not only does the dis-<br />
75
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
tance for transporting and distributing<br />
electric power output decrease, but so too<br />
does the need for transforming.<br />
However, this does not apply without restriction,<br />
as the local synchronicity of generation<br />
and consumption likewise influences<br />
the grid losses: if decentrally supplied<br />
electricity can be used at the same<br />
time directly by the local consumers, the<br />
grid losses diminish very significantly, as<br />
transport to consumers further afield is not<br />
necessary.<br />
In reality, however, weather-dependent<br />
power output from renewable energies frequently<br />
lead to situations in which decentrally<br />
generated electricity cannot be used<br />
locally at the same time, resulting in backflows<br />
in the network which increase the<br />
grid losses. Wind farms, too, are often not<br />
in the direct vicinity of centres of consumption.<br />
Their power output has to be fed into<br />
extra high and high voltage networks and<br />
in some cases transported over long distances,<br />
as a result of which grid losses increase.<br />
Here, too, the influence of the synchronicity<br />
of generation and consumption<br />
is not negligible.<br />
The example of the Spanish distribution<br />
system operator Viesgo [29] illustrates<br />
how grid losses can increase significantly<br />
with a high share of decentralised power<br />
generation. This operator found that electricity<br />
generation from wind power in his<br />
distribution network led to grid losses significantly<br />
increasing at high voltage level<br />
(132 kV). Depending on the power flows in<br />
his grid area or power outputs transferred<br />
between two grid nodes, the distribution<br />
system operator registered an increase in<br />
grid losses generally in the region of 2 to<br />
4 % of the total of load and export-import<br />
balance to higher and extreme values of up<br />
to 20 % in cases where net electricity imports<br />
into his grid area were necessary.<br />
These findings illustrate that grid losses in<br />
connection with further expansion of electricity<br />
generation from wind power with<br />
interconnection throughout Europe cannot<br />
be considered negligible, especially against<br />
the backdrop of European efforts to increase<br />
efficiency.<br />
In a scenario according to the motto “everyone<br />
helps everyone else”, it is true to<br />
state for the grid losses with enhanced interconnection<br />
across Europe that in the<br />
producing nation, the power output from<br />
all wind turbines would, in a first step, have<br />
to be collected and transformed to the appropriate<br />
voltage level before, in a second<br />
step, the long-distance transport either to<br />
the domestic consumer or to the country of<br />
destination over an average distance of<br />
1,500 km could take place. In a third step,<br />
the power output would then have to be<br />
transformed there to a lower voltage level<br />
and finally distributed further to the end<br />
consumer. As a simplified engineering estimate,<br />
the grid losses over all three stages in<br />
this scenario could add up to around one<br />
Normalised power P/P N in %<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
10<br />
Jan<br />
Secured: ≈ 4 to 5 %<br />
Feb Mrz Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov<br />
fifth to one third of the aggregate output<br />
fed into the grid (producing nation: ≈ 7 %,<br />
long-distance transport: ≈ 10 to 15 %,<br />
country of destination: ≈ 7 %).<br />
On the question of the secured capacity of<br />
wind power available throughout Europe,<br />
this means that, in reality, lower values<br />
should result from the total power output<br />
of all wind turbines in 18 European countries<br />
with greatly idealising disregard of<br />
the transport and distribution network<br />
losses.<br />
Discussion<br />
Real data 2017<br />
Real data 2016<br />
Real data 2015<br />
Trend line 2015<br />
Trend line 2016<br />
Trend line 2017<br />
Capacity factor: ≈ 22 to 24 %<br />
Month<br />
Hourly resolution<br />
Dec<br />
Source: ENTSO-E<br />
Fig. 12. Cumulative time series of normalised power output of the European wind fleet for the<br />
years 2015 to 2017 with three trend lines illustrating the seasonal character of electricity<br />
generation from wind power, on the assumption of a linear increase in nominal capacity<br />
during the course of the year. The secured capacity of the European wind fleet is 4 to 5 %<br />
of its nominal capacity and the capacity factor 22 to 24 %.<br />
Analyses of cumulative power time series<br />
of the European wind fleet in the highwind<br />
years 2015 and 2017 suggest a secured<br />
capacity of around 5 % of the nominal<br />
capacity in each case for the European<br />
wind fleet, on the assumption of linear expansion<br />
during the course of the year. The<br />
less windy year 2016 led to a secured capacity<br />
of the European wind fleet of 4 % of<br />
the nominal capacity (F i g u r e 1 2 ).<br />
During the period 2015 to 2017 the power<br />
output of the European wind fleet ranges<br />
from 4 to 63 % of the nominal capacity and<br />
is highly volatile. The trend lines for the<br />
power time series of the European wind<br />
fleet of these three years are included for<br />
clarity, and illustrate that changes are essentially<br />
determined by the annual availability<br />
of wind. The seasonal pattern of electricity<br />
generation from wind power familiar<br />
in Germany − higher aggregate output<br />
in the winter than in the summer − also<br />
applies with distribution of wind turbines<br />
throughout Europe.<br />
Effects on the annual power output minimum<br />
of an expansion-induced increase in<br />
the distribution of wind turbines throughout<br />
Europe are not apparent, although the<br />
nominal capacity of 141,000 MW at the<br />
start of 2015 increased by one third to just<br />
under 170,000 MW at year-end 2017.<br />
This means that even if, from a European<br />
perspective, statistically significant<br />
smoothing effects are to be seen, these effects<br />
clearly only help to achieve secured<br />
capacities to a limited extent, since 4 to 5 %<br />
of the nominal capacity with consideration<br />
of the grid losses means that, even at European<br />
level, dispatchable backup capacity of<br />
practically 100 % of the nominal capacity<br />
of the European wind fleet has to be maintained,<br />
as long as its nominal capacity has<br />
not yet exceeded the cumulative annual<br />
peak load of all countries concerned plus<br />
reserves.<br />
In 2017 the European wind fleet supplied a<br />
total 339 TWh of electricity, in 2016 and<br />
2015 just under 287 TWh and 285 TWh respectively.<br />
The capacity factor of the European<br />
wind fleet varied between 22 and<br />
24 %. The results of the linear regression<br />
analysis described previously enable the<br />
capacity factor of a wind fleet in an individual<br />
European country to be determined<br />
with good approximation to an average of<br />
18 %. European interconnection therefore<br />
indicates a capacity factor benefit of a few<br />
percentage points of the nominal capacity.<br />
In July 2017, researchers from ETH Zurich<br />
and Imperial College London concluded,<br />
on the basis of European weather data<br />
from the past 30 years and iRES model calculations<br />
[23], that weather regimes with<br />
spatial scales of around 1,000 km and temporal<br />
scales of more than five days regularly<br />
occur in Europe resulting in an extensive<br />
lack of power output of wind fleets of<br />
neighbouring European countries.<br />
76
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges<br />
Grams et al. recommended that expansion<br />
of wind power in Europe be better coordinated<br />
and account be taken of the fact<br />
that in peripheral European regions like<br />
the Iberian Peninsula, northern Scandinavia,<br />
the Balkan region or the Aegean, opposite<br />
wind conditions frequently prevail<br />
with which variations in the aggregate<br />
power output can be compensated at an<br />
overall European level. Expansion of wind<br />
power should thus focus more on peripheral<br />
European countries in order to balance<br />
electricity generation from wind<br />
power. Were the European nations to coordinate<br />
their expansion strategy even<br />
more closely, they could stabilise the generation<br />
of electricity from wind power,<br />
and it would then also be easier to integrate<br />
it into the energy system.<br />
Grams et al. state that photovoltaics could<br />
also be used at a local level (during the<br />
daytime) to achieve pan-European balance.<br />
However, the currently available<br />
nominal capacity of around 114,000 MW at<br />
year-end 2017 in Europe [15] would have<br />
to be increased at least ten-fold.<br />
As weather reports on television have<br />
shown, extensive weather regions can regularly<br />
occur throughout the whole of Europe<br />
with distinct phases in which strong<br />
wind or weak wind prevails across many<br />
European countries at the same time. The<br />
driving force behind the wind are largescale<br />
differences in air pressure, from<br />
which conclusions can be drawn about<br />
continental wind conditions on the basis of<br />
isobar maps (lines at constant pressure), as<br />
illustrated in F i g u r e 1 3 with the example<br />
of a winter day (8 February 2016) with<br />
good wind over much of Europe and a summer<br />
day (7 June 2016) with weak wind<br />
over much of Europe.<br />
On 8 February 2016, maximum differences<br />
in air pressure ∆p Max up to around 65 hPA<br />
occurred across Europe. The isobar lines<br />
for this winter day run closely staggered<br />
next to each other. This indicates high gradients<br />
and good wind conditions. Wind<br />
turbines in the 18 European countries considered<br />
here as European wind fleet supplied<br />
around 86,000 MW or 57 % of their<br />
nominal capacity of around 152,000 MW<br />
on daily average (prerequisite: copper<br />
plate across Europe, no grid losses). Between<br />
20:00 and 21:00 in the evening, the<br />
power output of the European wind fleet<br />
reached its annual peak (hourly resolution)<br />
at 89,100 MW [13].<br />
On 7 June 2016, maximum differences in<br />
air pressure ∆p Max of around 20 hPA occurred<br />
across Europe.<br />
In F i g u r e 1 3 , comparatively few isobars<br />
are apparent, indicating low gradients and<br />
weak wind conditions across much of Europe.<br />
The European wind fleet supplied around<br />
12,200 MW or 8 % of its nominal capacity<br />
on daily average. Between 06:00 and 09:00<br />
in the morning, its power output fell to<br />
around 6,500 MW or 4 % of its nominal capacity<br />
(prerequisite: copper plate across<br />
Europe, no grid losses) [13].<br />
These examples illustrate that situations<br />
can occur again and again in which electricity<br />
generation from wind power is simultaneously<br />
strong or weak throughout much of<br />
Europe. In such cases this means: if wind<br />
conditions in Germany are favourable, then<br />
this is also often the case in neighbouring<br />
countries and vice versa. This is compounded<br />
by the fact that demand for electricity in<br />
European countries is also temporally correlated<br />
in many cases, so that a cross-border<br />
balancing effect is demonstrably not a<br />
given certainty at the most critical point in<br />
the year for the load [31].<br />
According to the analyses carried out by<br />
Grams et al. [23], synchronicity and correlation<br />
of electricity generation from wind<br />
power in neighbouring European countries<br />
could be avoided by connecting up very remote<br />
countries at the peripheries of continental<br />
Europe. In view of an increased<br />
need for transport of electricity over very<br />
long distances of several thousand kilometres<br />
and average iRES capacity factors of<br />
currently typically around 21 % for onshore<br />
wind power, 32 % for offshore wind power<br />
and 11 % for photovoltaics, this would raise<br />
justified questions as to the grid losses to be<br />
expected with expansion strategies of this<br />
kind, the capacity factor of the new infrastructure<br />
required with a focus on intensified<br />
pan-European long-distance transport<br />
of electricity and as to their profitability.<br />
The average capacity factors given above<br />
are calculated from hourly ENTSO-E power<br />
output data of 18 European countries from<br />
2015 to 2017 accounting for 95 % of Europe’s<br />
wind power and photovoltaic nominal<br />
capacity.<br />
Even if China, for example, today has numerous<br />
HVDC routes for transport distances<br />
of one to two thousand kilometres, these<br />
are all designed to transmit electric power<br />
of several gigawatts from the large inland<br />
hydropower plants to supply the consumption<br />
centres on the country’s coasts with<br />
electricity. This electricity transmission<br />
technology is also referred to as bulk transmission<br />
of electric power, an indicator of<br />
continuous power transmission and consistently<br />
high capacity factors of such<br />
transmission routes - criteria which neither<br />
Monday, 8 February 2016 Tuesday, 7 June 2016<br />
H<br />
1005<br />
1010<br />
1025<br />
H<br />
T<br />
1000<br />
970 T<br />
1015<br />
1020<br />
1015<br />
1010<br />
1005<br />
995<br />
990<br />
985<br />
980<br />
975<br />
∆p Max<br />
≈ 65 hPa<br />
∆p Max<br />
≈ 20 hPa<br />
T<br />
T<br />
T<br />
T<br />
T<br />
1035<br />
H<br />
1015<br />
H<br />
H<br />
1025<br />
H<br />
985 990<br />
980<br />
1030<br />
T<br />
995 1000 1005<br />
1010<br />
1015 1025<br />
H<br />
1030<br />
1025<br />
1020<br />
H<br />
Surface level pressure in hPA<br />
1020<br />
H<br />
T<br />
T<br />
H<br />
1020<br />
1020<br />
1020<br />
T<br />
T<br />
1020<br />
H<br />
T H<br />
H<br />
H<br />
1015<br />
T<br />
1010<br />
1005<br />
T<br />
H<br />
Surface level pressure in hPA<br />
Fig. 13. Isobar maps of 8 February 2016 (winter day) and 7 June 2016 (summer day) as examples of pronounced high-wind and low-wind<br />
phases across much of Europe.<br />
77
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
wind nor solar power has any prospect of<br />
fulfilling at a European level.<br />
At the beginning of March 2018, the German<br />
National Meteorological Service<br />
(DWD) published results of a study [24]<br />
showing that through the combined use of<br />
wind power and photovoltaics in the European<br />
power grid, risks due to wind lulls and<br />
phases with little sun could be significantly<br />
reduced. With measurement data on the<br />
spatial and temporal structure of the<br />
weather conditions from 1995 to 2015 and<br />
models to estimate electricity generation of<br />
representative wind power and photovoltaic<br />
systems, uniformly distributed across<br />
Europe without restrictions and disregarding<br />
any grid losses, the meteorologists determined<br />
how often the aggregate output<br />
of this iRES plant fleet would have been less<br />
than 10 % of the nominal capacity over a<br />
continuous period of two days in each case.<br />
The result for Germany: with restriction to<br />
onshore wind power, 23 cases per year<br />
would be probable. If offshore wind power<br />
in the German North and Baltic Seas is<br />
added, this number is reduced to 13 cases<br />
per year, while further addition of photovoltaic<br />
systems brings a reduction to two<br />
cases per year and, if Europe is considered<br />
as a whole, the result is just 0.2 cases per<br />
year. However, as the weather pleases itself,<br />
it can never be ruled out that an extreme<br />
lull could occur in conjunction with<br />
a phase of little sun across Europe. Responsible<br />
energy policy must therefore not only<br />
be about expanding wind power and photovoltaic<br />
systems, but also ensuring sufficient<br />
reserve power plant capacities.<br />
In view of the grid being required to maintain<br />
a permanent balance between electricity<br />
generation and consumption, it is necessary<br />
here to point out that, contrary to taking<br />
into account two-day periods in the<br />
cited study, already a fraction of a second<br />
or minutes can be sufficient to cause a<br />
blackout.<br />
What would the consequences be, were<br />
wind turbines to be distributed in balanced<br />
form across Europe as recommended by<br />
Grams et al. [23] and Becker [24]?<br />
As F i g u r e 3 illustrates, many countries<br />
have a considerable amount of catching up<br />
to do in relation to Germany: all 13 countries<br />
in the nominal capacity of their winds<br />
fleets ranking after Italy, for instance,<br />
would have to increase their wind fleet’s<br />
nominal capacity sixteen-fold on average<br />
with as balanced distribution of locations<br />
as possible, in order to reach Germany’s<br />
level of development.<br />
When all 17 countries are considered, a total<br />
new nominal capacity of around<br />
840,000 MW would have to be established.<br />
With the already existing nominal capacity<br />
of wind turbines in these 18 countries, a<br />
nominal capacity of the balanced European<br />
wind fleet of around 1,000,000 MW in<br />
total could therefore be expected.<br />
By comparison: in 1995, power plants with<br />
a nominal capacity of around 620,000 MW<br />
were in operation in the 18 European countries<br />
considered here [32]. This had already<br />
risen to around 970,000 MW nominal capacity<br />
in 2015, 47 % of which was accounted<br />
for by conventional power plants, followed<br />
by hydropower plants (16 %), wind<br />
turbines (14 %), nuclear power plants<br />
(12 %) and photovoltaic systems (10 %).<br />
With a long-term annual yield of the European<br />
wind fleet averaged across the 18<br />
countries of around 2,000 MWh electricity<br />
per megawatt of nominal capacity [15] and<br />
on the assumption that yield-boosting factors<br />
such as ever larger plants and hub<br />
heights as well as yield-reducing factors<br />
like ever lower potential wind yields of remaining<br />
wind turbine locations roughly<br />
maintain a balance in the course of further<br />
expansion, the annual generation of<br />
around 2,000 TWh of electricity could be<br />
assumed for the imaginary European wind<br />
fleet. In comparison, the gross power generation<br />
of the 18 European countries considered<br />
amounted to just under 3,300 TWh<br />
in 2017 [15].<br />
With specific investment costs of 1.5 million<br />
euros per megawatt onshore nominal<br />
capacity [33] and 4.0 million euros per<br />
megawatt offshore nominal capacity [34],<br />
total investments of about 1,500 billion euros<br />
would have to be factored in for expansion<br />
of the European generation of electricity<br />
from wind power of this order, on the<br />
assumption that 90 % of the nominal capacity<br />
to be added would still be accounted<br />
for by onshore wind turbines and the rest<br />
by offshore wind turbines. Compared with<br />
the gross domestic product of the 18 countries<br />
in 2015 of almost 11,500 billion euros,<br />
this is a considerable sum.<br />
At the same time, further investments<br />
worth billions would have to be factored in<br />
for still necessary dispatchable backup systems<br />
and in order to enhance the network<br />
infrastructure [35],[36].<br />
According to ENTSO-E estimates, around<br />
four fifths of grid congestion problems<br />
identified throughout Europe are attributable<br />
to renewable energies. ENTSO-E puts<br />
the costs for enhancing and strengthening<br />
the European grid for further integration<br />
of renewable energies at just under 130 billion<br />
euros [36].<br />
Another aspect to be considered: Assuming<br />
that today’s wind turbines have an operational<br />
lifespan of an average 25 years, a<br />
renewal rate of 40,000 MW per year would<br />
be required with a plant level of around<br />
1,000,000 MW nominal capacity. By comparison,<br />
wind turbines with an average<br />
nominal capacity of 12,000 MW per year<br />
went into operation in the 18 countries in<br />
the last six years, while in 2017 the figure<br />
was slightly over 15,000 MW [15].<br />
Evaluations of long-term operating data<br />
from the United Kingdom and Denmark for<br />
2002 to 2012, the results of which indicate<br />
the influence of material ageing and an<br />
economic operational lifespan more in the<br />
region of twelve to fifteen years, demonstrate<br />
that the operational lifetime of wind<br />
turbines can, in reality, be considerably<br />
lower [37].<br />
This was confirmed, for example, in March<br />
2018 [38]: the Danish energy company<br />
Ørsted identified unexpected damage to<br />
around 2,000 wind turbines in Danish and<br />
British waters which had only been in operation<br />
since 2013. The leading edges and<br />
tips of the rotor blades were so severely<br />
damaged by the impact of salt particles and<br />
rain that they had to be replaced.<br />
Further confirmation followed in April<br />
2018 [39]: in the offshore wind park Alpha<br />
Ventus around 45 kilometres off Borkum,<br />
half a nacelle of a wind turbine, together<br />
with the plastic casing, plunged into the<br />
depths from a height of around 90 meters.<br />
At the time the damage occurred, the turbine<br />
was around eight years old. The wind<br />
farm operator reported a broken retaining<br />
bolt of the nacelle carrier as being the<br />
cause. No information was given as to<br />
whether this was an isolated incident or a<br />
case of serial damage. As a precautionary<br />
measure, the remaining five undamaged<br />
Alpha Ventus turbines have since run in idle<br />
mode and been closed for maintenance.<br />
Even if damage to offshore wind turbines,<br />
as a comparatively new technology, is not<br />
unusual, the German television channel<br />
NDR interpreted this incident as being major<br />
damage possibly in connection with<br />
material fatigue, and called for speedy<br />
clarification of the cause of the damage,<br />
since more than 120 turbines of this type<br />
are currently in operation in the North Sea.<br />
Wind turbines do not only transport the<br />
wind intermittency, i.e. briefly occurring<br />
strong gusts of wind into the power grid,<br />
they also even intensify it when converting<br />
it into electrical output [40],[41],[42],[43].<br />
Measurement data with high temporal resolution<br />
substantiate strong fluctuations in<br />
wind speed and changes in power output of<br />
a 2 MW wind turbine by 80 % of its nominal<br />
capacity in eight seconds, and of a wind<br />
farm comprising twelve 2 MW wind turbines<br />
by 50 % of its nominal capacity in two<br />
minutes at a northern German onshore location<br />
[40]. Within a quarter of an hour,<br />
therefore, wind turbines can pass through<br />
power outputs from almost zero up to the<br />
nominal capacity according to their power<br />
curve.<br />
The working conditions of wind turbines<br />
are characterised by intermittent, turbulent<br />
air flows which are reflected in turbulent<br />
power output fluctuations of both individual<br />
wind turbines and larger turbine<br />
fleets [41].<br />
Peinke et al. [40] report that with individual<br />
wind turbines and large wind farms<br />
alike, extreme fluctuations which would<br />
78
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges<br />
only be to be expected every three million<br />
years with normal distribution could occur<br />
once a month on statistical average. This<br />
property is particularly relevant for grid<br />
stability analyses and the design of wind<br />
turbines, as these face immense changes of<br />
load – comparable with those of an aeroplane<br />
in an imaginary landing approach<br />
lasting several years with severe wind turbulence.<br />
This is caused by turbulences impacting the<br />
turbines within a matter of seconds, the<br />
footprint of which is also reflected in the<br />
electric power output. Grid instabilities<br />
caused by power fluctuations of this kind<br />
would likely increase with the expansion of<br />
wind power – as too would the regulatory<br />
effort involved in compensating them [41].<br />
Redispatching measures on the part of<br />
transmission system operators are an indicator<br />
of grid instabilities and resulting regulatory<br />
network intervention. This is to be understood<br />
as intervention in the marketbased<br />
original power plant schedule in order<br />
to relocate power feed-in so as to prevent or<br />
eliminate overloading in the power grid.<br />
During the period 2010 to 2015, the annual<br />
redispatched power output from domestic<br />
measures increased by more than 36 times<br />
to 11.2 TWh, then fell by one third in 2016<br />
to 7.5 TWh before climbing to another new<br />
peak of 11.3 TWh in 2017 [44]. The annual<br />
redispatched power output generated by<br />
the power plants in neighbouring countries<br />
and in the context of cross-border trade as<br />
of 2014 amounting to around 25 to 50 % of<br />
the corresponding domestic annual power<br />
output has to be added to this.<br />
The development over the past years invites<br />
comparison with the electricity generation<br />
from wind power: 2015 and 2017<br />
were very windy years, while 2016 was<br />
considerably less windy. Overall, the development<br />
of the mean value P µ from 2010 to<br />
2017 as shown in F i g u r e 1 as a measure<br />
of the annual electricity supplied is similar<br />
to the development of the annual redispatched<br />
power output, which could indicate<br />
causal relationships [44].<br />
On account of massively increasing interventions<br />
in grid operation, the German<br />
Federal Network Agency introduced quarterly<br />
reports on grid and system security<br />
measures as of 2015 [45], pointing out that<br />
in view of the drastic increase in grid and<br />
security interventions, annual recording<br />
was no longer sufficient, and that measures<br />
for securing grid stability had become<br />
more important, as the transmission system<br />
operators were facing ever greater<br />
challenges in view of the changing power<br />
generation landscape. This change, it was<br />
stated, was characterised above all by the<br />
expansion and regional distribution of<br />
wind turbines with impacts on the conventional<br />
power plant fleet. Weather effects<br />
like low-pressure systems or long sunny<br />
periods additionally led to high peaks in<br />
power output from wind power and photovoltaics<br />
– a development which also becomes<br />
clear from a glimpse into the control<br />
rooms of the transmission system operators:<br />
whereas grid control engineers had to<br />
actively intervene twice in the whole of<br />
2003 to adjust the grid operation, three to<br />
four interventions per day have now become<br />
the norm.<br />
Apart from the fact that with each intervention<br />
the probability of human error by<br />
nature increases, this development also indicates<br />
that exceptional circumstances in<br />
the power grid necessitating intervention<br />
have drastically increased since 2003.<br />
Statements made in June 2017 by Dr. Klaus<br />
Kleinekorte, Technical Managing Director<br />
at Amprion GmbH in Dortmund, verify the<br />
occurrence of at times extreme loads in the<br />
transmission grid [46]. He stated that between<br />
December 2016 and February 2017<br />
there were repeated occurrences of hours<br />
on various evenings during which the grid<br />
was at its limit and on several occasions<br />
had been on the verge of a large-scale collapse.<br />
Had just one large line shut down<br />
due to overload during these times, a deluge<br />
of shutdowns and power outages might<br />
have been unavoidable. Moreover, on 18<br />
January 2017, three days prior to the start<br />
of the ten-day dark doldrums in Germany,<br />
his company had written to the Federal<br />
Ministry for Economic Affairs and Energy<br />
and the Federal Network Agency, warning<br />
them of the temporary loss of (n-1) secure<br />
grid control. At the latest when the nuclear<br />
power plants in southern Germany cease to<br />
operate, high power transmission requirements<br />
will become the norm. The necessary<br />
grid expansion must therefore be<br />
pushed ahead with rapidly.<br />
Summary and outlook<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech has carried out a plausibility<br />
check of electricity generation from<br />
wind power in Germany and 17 neighbouring<br />
European countries and in the process<br />
explored questions as to whether adequate<br />
possibilities for mutual balancing exist<br />
within the interconnected European grid<br />
true to the motto “the wind is always blowing<br />
somewhere”.<br />
In the current energy policy environment<br />
which, against the backdrop of the international<br />
climate protection commitments facing<br />
Germany, seeks to abandon the power<br />
plant technology proven over decades and<br />
create extensive provision of electricity<br />
from renewable energies, photovoltaics<br />
and wind power remain the only scalable<br />
technologies capable of further development<br />
for the Energiewende in the short to<br />
medium term. However, they are always<br />
reliant on complementary technologies.<br />
Looking back at the past year in Germany,<br />
it can be concluded that additional operating<br />
experience confirms the statements<br />
made in the first part of the <strong>VGB</strong> Wind<br />
Study: from the perspective of security of<br />
supply, wind power, despite concerted efforts<br />
to expand since 2010, has for all practical<br />
purposes not replaced any conventional<br />
power plant capacity. Furthermore,<br />
offshore wind power at its current level of<br />
development is shown to be not capable of<br />
serving as a reliable source of baseload<br />
power and cannot replace conventional<br />
power plant capacity. Wind turbine locations<br />
spread throughout Germany are not a<br />
solution for a reliable and secure supply of<br />
electricity. Dispatchable complementary<br />
technologies are always necessary in conjunction<br />
with wind power.<br />
From a European perspective, it can be<br />
concluded on the basis of 18 countries observed<br />
here that although statistically significant<br />
smoothing effects are to be seen,<br />
these only help to a limited extent when it<br />
comes to security of supply: 4 to 5 % of the<br />
nominal capacity means with consideration<br />
of unavoidable grid losses that, even at<br />
a European level, dispatchable backup capacity<br />
of almost 100 % of the nominal capacity<br />
of all European wind turbines has to<br />
be maintained, as long as this has not yet<br />
exceeded the annual peak load in Europe<br />
plus reserves.<br />
In a more closely interconnected European<br />
grid, in particular, the unavoidable grid<br />
losses are not negligible. In total, and split<br />
across extra high, high, medium and low<br />
voltage levels, grid losses of around 6.6 %<br />
of the annual power fed into the grid have<br />
to be factored in at present for an average<br />
European country for transport and distribution<br />
of electricity from the power plant<br />
to the end consumer.<br />
In absolute figures, losses from power<br />
transport and distribution of 18 countries<br />
in relation to the total annual electric energy<br />
fed into the grid amount at present to<br />
around 200 TWh per year. This is around<br />
double last year’s generation of electricity<br />
from solar power of these countries, or<br />
about 60 % of their electricity generation<br />
from wind power.<br />
If the interconnected European grid is to be<br />
intensified in order to transport wind or solar<br />
power from peripheral regions to the<br />
European consumption centres in future,<br />
justified questions have to be raised, given<br />
average capacity factors of around 21 % for<br />
onshore wind power, 32 % for offshore<br />
wind power and 11 % for photovoltaics, as<br />
to grid losses to be expected with expansion<br />
strategies of this kind, as to the capacity<br />
factor of the entirely new infrastructure<br />
required with a focus on intensified pan-<br />
European long-distance transport of electricity<br />
and as to their profitability.<br />
Transmission via high-voltage direct current<br />
favoured for electricity transport of<br />
this kind is used without exception in China,<br />
which has numerous such transmission<br />
routes with transport distances of one to<br />
two thousand kilometres, to transmit large<br />
electric power of several gigawatts from<br />
the inland hydropower plants to supply the<br />
79
Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
consumption centres on the country’s<br />
coasts with electricity. The fact that this<br />
technology is also referred to as bulk transmission<br />
of electrical power is an indicator<br />
of continuous power and high capacity factors<br />
of such transmission routes – criteria<br />
which neither wind nor solar power has any<br />
prospect of fulfilling at a European level.<br />
Another aspect is that the benefit of European<br />
interconnection is limited. At best,<br />
annual energy to be provided with a time<br />
lag could be reduced by means of a backup<br />
system merely from about one quarter to<br />
one sixth of the annual energy.<br />
The necessary maximum output of the<br />
backup system would decrease by an average<br />
13 % of the annual peak load with best<br />
possible interconnection. For Germany,<br />
even with the best possible interconnection,<br />
a reduction in the maximum capacity<br />
of the backup system by a total of merely<br />
one quarter of the annual peak load could<br />
be expected.<br />
The Federal Association of the German Energy<br />
and Water Industries BDEW recently<br />
questioned the availability of foreign power<br />
plants for supplying electricity in Germany,<br />
stating that all neighbouring countries,<br />
like Germany itself, face the challenge<br />
of ensuring security of supply with<br />
increasing shares of intermittent renewable<br />
power plant capacity. Therefore, Germany<br />
would only be able to rely to a limited<br />
extent on supplies from abroad in the event<br />
of future shortages.<br />
This allows only one conclusion to be<br />
drawn: each country itself should remain<br />
largely responsible for providing adequate<br />
secured power plant capacity in the future.<br />
Acknowledgements<br />
The authors thank Professor Dr. Dr. h.c.<br />
mult. Friedrich Wagner from Max Planck<br />
Institute for Plasma Physics in Greifswald<br />
for his valuable suggestions and contributions<br />
to this publication.<br />
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80
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Forum: Ausstieg aus der Braunkohle und Folgen<br />
Wirkungen von Braunkohleausstieg<br />
und Energiewende<br />
auf Klima und Volkswirtschaft<br />
Dietrich Böcker<br />
Abstract<br />
Effects of lignite phase-out and energy<br />
system transformation on climate and<br />
national economy<br />
The Coal Commission, officially known as the<br />
“Commission for Growth, Structural Change<br />
and Employment”, was commissioned by the<br />
German Federal Government to set the date of<br />
2038, possibly 2035, as the date for the phasing-out<br />
of coal from electricity generation and to<br />
propose additional compensatory measures<br />
amounting to € 40 billion for the workers affected<br />
and for the lignite regions in the Rhineland,<br />
Lusatia and Central Germany. To this<br />
must be added at least € 40 billion for further<br />
structural measures and € 70 billion for the adaptation<br />
of electricity networks. The basis for<br />
this is the German government’s goal of replacing<br />
lignite electricity with solar and wind power<br />
as soon as possible. The aim is to reduce CO 2<br />
emissions in order to stabilise the global climate<br />
and at the same time prove that a highly developed<br />
economy can be converted from a fossilbased<br />
to a regenerative-based economy as<br />
planned and thus be a role model and pioneer in<br />
climate issues. This high demand is countered by<br />
reality: The German energy revolution ignores<br />
the fact that CO 2 emissions worldwide have risen<br />
steadily over three decades and will continue<br />
to rise. The self-set national climate targets have<br />
so far been missed. The lignite phase-out will<br />
have no measurable effect on the climate and<br />
causes very high costs. Electricity consumers and<br />
taxpayers will be burdened even more in future,<br />
although Germany already has the highest electricity<br />
prices in Europe as a result of the energy<br />
revolution. The consequences of the phase-out<br />
for jobs and economic value creation are underestimated.<br />
In addition, the role of the pioneer in<br />
climate protection is a self-deception; no one follows<br />
suit. As a result, the climate and energy<br />
strategy must be readjusted. The excessive ambitions<br />
of the CO 2 prevention strategy, which has<br />
so far been ineffective – and will probably continue<br />
to be so – must be reduced. What is needed<br />
is a viable strategy for timely and intelligently<br />
planned adaptation to climate change. At the<br />
same time, a further expansion of renewable en-<br />
Autor<br />
Dr. Dietrich Böcker<br />
Ehemals leitend in der Energiewirtschaft tätig<br />
Brühl, Deutschland<br />
ergy, supported by realistic targets, remains just<br />
as right as continued efforts to increase efficiency<br />
and save energy. Lignite power should not be<br />
replaced by gas power in the short term, but only<br />
by regenerative power when the necessary power<br />
storage facilities are available. Until then, a<br />
reasonable, cost-optimised electricity mix that<br />
combines the advantages of renewable and fossil<br />
energy remains economically correct. Only then<br />
can security of supply and value for money be<br />
achieved in addition to environmental compatibility.<br />
The hasty withdrawal from lignite is a<br />
mistake. <br />
l<br />
Die Kohle-Kommission, mit der offiziellen<br />
Bezeichnung „Kommission für Wachstum,<br />
Strukturwandel und Beschäftigung“ hat im<br />
Auftrag der Bundesregierung als Termin<br />
für den Ausstieg aus der Verstromung von<br />
Kohle das Jahr 2038, eventuell auch schon<br />
2035, benannt und zusätzlich Ausgleichsmaßnahmen<br />
im Umfang von 40 Mrd. € für<br />
die davon betroffenen Arbeitnehmer und<br />
für die Braunkohleregionen im Rheinland,<br />
in der Lausitz und in Mitteldeutschland<br />
vorgeschlagen. Hinzu kommen noch mindestens<br />
40 Mrd. € für weitere strukturelle<br />
Maßnahmen und 70 Mrd. € für die Anpassung<br />
der Stromnetze. Grundlage dafür ist<br />
das Ziel der Bundesregierung, den Braunkohlestrom<br />
durch Solarstrom und Windstrom<br />
möglichst bald zu ersetzen. Damit<br />
sollen die CO 2 -Emissionen zur Stabilisierung<br />
des Weltklimas gesenkt und gleichzeitig<br />
der Nachweis geführt werden, dass<br />
eine hoch entwickelte Volkswirtschaft<br />
planmäßig von der fossilen Basis auf eine<br />
regenerative Basis umgestellt und damit<br />
Vorbild und Vorreiter bei Klimafragen sein<br />
kann. Diesem hohen Anspruch steht die<br />
Wirklichkeit gegenüber: Die deutsche<br />
Energiewende ignoriert, dass weltweit die<br />
CO 2 -Emissionen über drei Jahrzehnte unentwegt<br />
gestiegen sind und weiter steigen<br />
werden. Die selbst gesetzten nationalen<br />
Klimaziele werden bisher verfehlt. Der<br />
Braunkohleausstieg wird keine messbare<br />
Wirkung auf das Klima haben und verursacht<br />
sehr hohe Kosten. Stromverbraucher<br />
und Steuerzahler werden zukünftig noch<br />
mehr belastet, obwohl Deutschland in Folge<br />
der Energiewende bereits jetzt die<br />
höchsten Strompreise in Europa hat. Die<br />
Folgewirkungen des Ausstiegs für Arbeitsplätze<br />
und volkswirtschaftliche Wertschöpfung<br />
werden unterschätzt. Hinzu<br />
kommt, dass die Rolle des Vorreiters beim<br />
Klimaschutz eine Selbsttäuschung ist; keiner<br />
reitet hinterher. Daraus folgt: Die Klima-<br />
und Energiestrategie muss neu justiert<br />
werden. Die überhöhten Ambitionen der<br />
bis jetzt – und wohl auch in Zukunft – unwirksamen<br />
CO 2 -Verhinderungsstrategie<br />
müssen reduziert werden. Es bedarf einer<br />
tragfähigen Strategie der rechtzeitigen und<br />
klug geplanten Anpassung an den Klimawandel.<br />
Dabei bleibt ein weiterer, aber von<br />
realistischen Zielen getragener Ausbau der<br />
regenerativen Energie ebenso richtig, wie<br />
fortgesetzte Anstrengungen zur Effizienzsteigerung<br />
und zum Energiesparen. Braunkohlestrom<br />
sollte nicht kurzfristig durch<br />
Erdgasstrom sondern erst dann durch Regenerativstrom<br />
ersetzt werden, wenn die<br />
notwendigen Stromspeicher zur Verfügung<br />
stehen. Bis dahin bleibt ein vernünftiger,<br />
kostenoptimierter Strom-Mix, mit dem die<br />
Vorteile von Regenerativ-und Fossilenergie<br />
kombiniert werden, volkswirtschaftlich<br />
richtig. Nur dann sind Versorgungssicherheit<br />
und Preiswürdigkeit zusätzlich zur<br />
Umweltverträglichkeit erreichbar. Der hastige<br />
Ausstieg aus der Braunkohle ist ein<br />
Fehler.<br />
Ausgangssituation<br />
Strom aus Braunkohle hat in Deutschland<br />
einen Anteil von rund 22 % in der Stromerzeugung;<br />
in Nordrhein-Westfalen deckt er<br />
fast die Hälfte des Stromverbrauchs.<br />
Braunkohlestrom ist besonders preiswert.<br />
Die Nutzung der Braunkohle ist bis Mitte<br />
des Jahrhunderts genehmigt und fest geplant.<br />
Für die Zeit danach stehen wirtschaftlich<br />
gewinnbare Vorräte für viele<br />
Jahrzehnte zur Verfügung. Diesen Vorteilen<br />
steht gegenüber, dass bei der Verbrennung<br />
zwangsläufig CO 2 emittiert wird.<br />
Dem CO 2 wird ein maßgeblicher Einfluss<br />
auf die Klimaerwärmung zugeschrieben.<br />
Der jetzt vorgeschlagene, beschleunigte<br />
und komplette Ausstieg aus der Braunkohleverstromung<br />
und die Energiewende, d.h.<br />
die Transformation des Energie-Gesamtsystems<br />
in Richtung erneuerbare Energien,<br />
orientieren sich ausschließlich an dem Ziel<br />
81
Forum: Ausstieg aus der Braunkohle und Folgen <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
der raschen CO 2 -Verminderung, um damit<br />
einen Beitrag zur Klimastabilisierung zu<br />
leisten; die Fragen der Versorgungssicherheit<br />
und der Preiswürdigkeit spielen derzeit<br />
keine Rolle. Der deutsche Anteil an<br />
den weltweiten CO 2 -Emissionen liegt bei<br />
2 %, der Anteil der deutschen Braunkohle<br />
macht 0,5 % aus. Es wäre aber zu einfach,<br />
die Kohleausstiegsbeschlüsse an dem nur<br />
geringen Anteil des aus der deutschen<br />
Braunkohle stammenden CO 2 zu messen.<br />
Entscheidend ist der Blick auf die nachfolgend<br />
dargestellte Gesamtsituation.<br />
Braunkohleausstieg hat wegen des<br />
weltweiten weiteren CO 2 -Anstiegs<br />
keine messbare Wirkung auf das<br />
Klima<br />
Um die Wirkung der Kohleausstiegs-Beschlüsse<br />
einordnen zu können, muss berücksichtigt<br />
werden, dass weltweit die<br />
CO 2 -Emissionen trotz vieler Bemühungen<br />
seit 1990 über fast 30 Jahre nicht gesunken<br />
sondern ständig gestiegen sind (von<br />
21 Mrd. t/a auf 33 Mrd. t/a, d.h. im Schnitt<br />
um 0.4 Mrd. t CO 2 pro Jahr). Und – das ist<br />
wichtig – sie werden weiter steigen. Der<br />
Grund: Jedes Jahr wächst die Weltbevölkerung<br />
um 60 bis 80 Mio. Menschen und<br />
gleichzeitig wächst das Wirtschafts-BIP um<br />
3 bis 4 %/a, besonders in Schwellen-und<br />
Entwicklungsländern. Der Energiebedarf<br />
steigt deshalb immer weiter. Anders als erhofft<br />
und propagiert, kann erneuerbare<br />
Energie auch bei großen Anstrengungen<br />
auf absehbare Zeit allenfalls Teile dieses<br />
Energie-Zuwachsbedarfes abdecken, aber<br />
nicht den Energiegrundbedarf ersetzen.<br />
Der Energieverbrauch der Welt wird<br />
(Schätzung der IEA) um ca. 30 % bis 2040<br />
deutlich zunehmen, aber nur weniger als<br />
die Hälfte dieses Zuwachsbedarfes wird<br />
sich durch erneuerbare Energien abdecken<br />
lassen. Fossile Energie, die heute 86 % des<br />
Bedarfs abdeckt, wird weltweit deshalb<br />
weiter in großem und steigendem Umfang<br />
zur Deckung des Energie-Grundbedarfs<br />
benötigt. Folglich werden die CO 2 -Emissionen<br />
nicht zurückgehen sondern weiter<br />
steigen. Von den zehn größten Energieverbrauchern<br />
in der Welt haben seit 1990 nur<br />
Russland (um 0,9 Mrd. t) und Deutschland<br />
(um 0,2 Mrd. t) ihre CO 2 -Emissionen gesenkt.<br />
Der komplette Ausstieg aus der deutschen<br />
Braunkohleverstromung ergibt einen CO 2 -<br />
Minderungsbeitrag von weiteren knapp<br />
0,2 Mrd. t CO 2 . Dem stehen weltweit die<br />
oben genannte bisherige jährliche Zunahme<br />
von 0,4 Mrd. t/a CO 2 und die zukünftigen<br />
CO 2 -Steigerungen gegenüber. Fast alle<br />
großen Industrieländer waren und sind<br />
daran beteiligt. Zum Beispiel China und Indien<br />
mit einer Vervierfachung oder die Türkei<br />
mit einer Verdreifachung der Emissionen<br />
seit 1990. Für die Zukunft hat China<br />
erklärt, den Einsatz fossiler Energien für<br />
mindestens anderthalb Jahrzehnte weiter<br />
steigern zu wollen. Gleiches gilt für Indien,<br />
wo mit einer Verdopplung des Kohleeinsatzes<br />
in den nächsten 20 Jahren zu rechnen<br />
ist. Das Verhalten der USA und anderer<br />
Länder ist offen. Die großen Energieverbraucher-Staaten<br />
machen offenkundig in<br />
Zukunft weiter wie bisher, auch weil eine<br />
Senkung des Energieverbrauchs meist mit<br />
Komforteinbußen und geringerem Wohlstand<br />
verbunden wäre. Verzicht ist aber<br />
kein Gewinnerthema; nicht in den reichen<br />
Industrieländern und erst recht nicht den<br />
Schwellenländern. Diese wollen die Lebensqualität<br />
erhöhen und möglichst bald<br />
den Abstand zu den Industrieländern verringern.<br />
Die Hauptsorge der meisten Entwicklungsländer<br />
gilt derzeit nicht dem<br />
CO 2 sondern primär einer ausreichenden<br />
Ernährung und einer Versorgung mit<br />
sauberem Wasser. Für ihre Entwicklung<br />
brauchen sie ebenso wie die Industrieländer<br />
Energie. Es wird primär fossile Energie<br />
sein, weil diese meist leichter und preiswerter<br />
zu beschaffen ist als Kernenergie<br />
oder grüne Energie. Die anthropogenen<br />
CO 2 -Emissionen werden weiter zunehmen.<br />
Wenn CO 2 der Hauptverursacher des Klimawandels<br />
ist, dann ist es folglich mehr als<br />
wahrscheinlich, dass sich der Klimawandel<br />
fortsetzt. Vor diesem Hintergrund ist festzustellen:<br />
Trotz großer Anstrengungen ist<br />
der durch den deutschen Braunkohleausstieg<br />
bewirkbare Beitrag zur Klimastabilisierung<br />
praktisch null. Die großen Industrieländer,<br />
das sind die weltgrößten CO 2 -<br />
Emittenten, folgen erkennbar nicht dem<br />
deutschen Weg. Die Begründung einer positiven<br />
Signalwirkung auf andere Länder<br />
trifft erkennbar nicht zu. Trotz dieser Situation<br />
halten Regierung und große Teile der<br />
Öffentlichkeit den raschen und vollständigen<br />
Ausstieg aus der Braunkohlenverstromung<br />
für richtig. Damit stellt sich auch die<br />
Frage, ob der mit dem Braunkohleausstieg<br />
verbundene Finanzmittel-Aufwand trotz<br />
Wirkungsarmut/Wirkungslosigkeit gerechtfertigt<br />
ist oder ob sich mit diesem<br />
Geld in der Auseinandersetzung mit der<br />
Klimaveränderung durch ein anderes Vorgehen<br />
höhere Effekte erzielen lassen.<br />
Hohe Kosten, wenig Nutzen<br />
durch Braunkohlenausstieg und<br />
Energiewende<br />
Das deutsche Energiewende-Konzept hat<br />
bisher zu einem Regenerativstromanteil<br />
von rund einem Drittel geführt, verursacht<br />
dafür aber Kosten von rund 30 Mrd. € /<br />
Jahr. Es beschert Deutschland bereits jetzt<br />
die höchsten Strompreise in der EU und<br />
eine (zweifelhafte) weltweite Preis-Spitzenstellung.<br />
Hohe Strompreise verringern<br />
zwar den Subventionsbedarf für die regenerative<br />
Energie. Sie verschlechtern aber<br />
die industrielle Konkurrenzposition<br />
Deutschlands. Besonders betroffen sind<br />
stromintensive Produkte wie Stahl, Aluminium,<br />
Zement, Glas, Papier, chemische Erzeugnisse.<br />
Deren Produktion wird eingeschränkt<br />
oder ins Ausland verlagert. Bewährte<br />
Wertschöpfungsketten von der<br />
Grundstoff- bis zur Hightech-Industrie, um<br />
die Deutschland von anderen Ländern bewundert<br />
wurde, werden zerschnitten.<br />
Auch die mittelständische Industrie, das<br />
Rückgrat der deutschen Wirtschaft, wird<br />
durch die hohen Strompreise (in Deutschland<br />
etwa doppelt so hoch wie z.B. in<br />
Frankreich, Großbritannien oder USA) belastet.<br />
Die Langfristfolgen für Arbeitsplätze,<br />
Wirtschaftsstruktur und Wohlstand<br />
werden kleingeredet oder nicht beachtet.<br />
Der Bürger wird durch die Energiewende<br />
bereits heute mit knapp 1.000 € pro Haushalt<br />
und Jahr finanziell belastet; diese Belastungen<br />
werden zukünftig deutlich steigen.<br />
Die Gewinner der Energiewende sind<br />
nicht die Bürger und das Klima, sondern<br />
die Finanzinvestoren. Pro Arbeitstag werden<br />
knapp 100 Millionen € vom Stromverbraucher<br />
zu den knapp 1,5 Mio. Profiteuren/Eigentümern<br />
der Regenerativstromanlage,<br />
d.h. „von unten nach oben“<br />
umverteilt. Dabei entstanden, leider nur<br />
vorübergehend, Arbeitsplätze für die Produktion<br />
von Solarzellen oder Windrädern<br />
in Deutschland. Es zeigt sich aber heute,<br />
nicht nur die Produktion dieser Solarzellen<br />
sondern auch die Technik für deren Herstellung<br />
ist nach China oder an andere<br />
Plätze der Welt abgewandert. Gleiches<br />
zeichnet sich für die Produktion von Windkraftanlagen<br />
ab. Ein recht zweifelhafter<br />
Nutzen für die Volkswirtschaft.<br />
Die Energiewende ist bisher eine (nur zu<br />
einem Drittel durchgeführte) Stromwende,<br />
die bei jährlichen Kosten von rund<br />
30 Mrd. € kumulierte Kosten von insgesamt<br />
rd. 300 Mrd. € (plus verbindliche Zusagen<br />
über 200 Mrd. €) verursacht hat. Sie ist wegen<br />
der Kosten und ihres zweifelhaften Klimanutzens<br />
in der Sackgasse. Das ist den<br />
zuständigen Politikern nicht unbekannt.<br />
Sie haben sich, um die CO 2 Emissionen<br />
weiter zu senken, dennoch vorgenommen,<br />
die Stromwende möglichst komplett zu<br />
vollziehen und zusätzlich auch noch die<br />
anderen, weit größeren Energieverbrauchsbereiche<br />
Gebäude/Wärme und<br />
Mobilität/Verkehr, die zusammen den<br />
größten Teil des Energieverbrauchs und<br />
damit auch den größten Teil (knapp zwei<br />
Drittel) der deutschen CO 2 -Emissionen<br />
ausmachen, auf Regenerativstrom umzustellen.<br />
Die Dimension dieser Aufgabe ist<br />
gewaltig; sie wird in der Öffentlichkeit unterschätzt.<br />
Gilt es doch, den deutschen Primärenergieverbrauch<br />
nahezu komplett<br />
durch Solar-und Windstrom zu decken;<br />
heute tragen Sonne und Wind nur ca. 5 %<br />
zu seiner Deckung bei. In drei Jahrzehnten<br />
soll dann die Energieversorgung der gesamten<br />
Volkswirtschaft darauf basieren;<br />
eine Steigerung um den Faktor 20! So werden<br />
aus heute bereits erkennbaren Mängeln<br />
dann wirklich große Fehler. Die Kos-<br />
82
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Forum: Ausstieg aus der Braunkohle und Folgen<br />
ten werden dann, inclusive der indirekten<br />
Folgekosten von Aus- und Umstiegen,<br />
deutlich im Billionen-€-Bereich liegen.(Dimensionell<br />
entspricht das der Verdopplung<br />
der gesamten seit Gründung der Bundesrepublik<br />
aufgelaufenen Staatsschulden).<br />
Nicht zuletzt die mangelhafte Nutzen/<br />
Kosten-Relation der deutschen Energiewende<br />
ist der Grund dafür, dass weltweit<br />
bisher kein einziger Staat dem deutschen<br />
Weg folgt. Bisher ist die erhoffte Signalwirkung<br />
der deutschen Energiewende auf andere<br />
Länder ausgeblieben. Es ist nicht erkennbar,<br />
warum sich das durch die Vorschläge<br />
der Kohlekommission verändern<br />
sollte.<br />
Braunkohleausstieg soll bisherige<br />
Zielverfehlung der Energiewende<br />
kaschieren<br />
Trotz des bisherigen hohen finanziellen<br />
Aufwandes kann Deutschland bereits jetzt<br />
seine selbst gesteckten CO 2 -Senkungsziele<br />
für 2020 nicht erreichen. Diese Zielverfehlung<br />
wird von den Regierungsparteien,<br />
nachlesbar im Koalitionsvertrag von 2018,<br />
primär der Kohle zugeordnet, obwohl der<br />
überwiegende Teil der deutschen CO 2 -<br />
Emissionen gerade nicht aus der Kohle<br />
stammt. Und obwohl von 1990 bis heute<br />
bei keinem anderen fossilen Energieträger<br />
die CO 2 -Emissionen so stark (immerhin um<br />
mehr als 50 %) gesenkt werden konnten<br />
wie bei der Braunkohle. Es ist offenkundig,<br />
dass mit der Schuldzuweisung an die<br />
Braunkohle seitens Politik und Öffentlichkeit<br />
die konzeptionellen Defizite der Energiewende<br />
überdeckt werden sollen. Die<br />
gravierenden Mängel der Energiewende<br />
und des EEG (Erneuerbare-Energie-Gesetz)<br />
sind den dafür verantwortlichen Politikern<br />
mehrfach bescheinigt worden. Der<br />
Sachverständigenrat (der Rat der „Wirtschaftsweisen“)<br />
und auch der Bundesrechnungshof<br />
haben u.a. die Unwirksamkeit<br />
des deutschen Alleingangs, die Verschwendung<br />
von Finanzressourcen, die mangelhafte<br />
Schlüssigkeit des Konzeptes und die<br />
unzureichende Kosten/Nutzen-Orientierung<br />
kritisiert. Das EEG ist nicht wirklich<br />
reformierbar. Es muss eigentlich abgeschafft<br />
werden. Aber genau das unterbleibt.<br />
Die Mahnungen werden von Regierung<br />
und Parlament „erfolgreich“ ignoriert.<br />
Im Gegenteil: Wenn etwas nicht<br />
funktioniert, darf dies in der Politik nicht<br />
zugeben oder bereinigt werden, sondern es<br />
sind der Finanz-Einsatz und die Anstrengungen<br />
zu erhöhen. Aber: Wenn das Konzept<br />
nicht stimmt, gilt eben nicht, dass viel<br />
Geld viel hilft. Diese Konzeptmängel werden<br />
mit großer Wahrscheinlichkeit dazu<br />
führen, dass auch die für 2030 geplanten<br />
CO 2 -Senkungsziele nicht erreicht werden.<br />
Dann kommt hinzu, dass die Politik nicht<br />
nur einige, wenige Unternehmen mit medialer<br />
Unterstützung als Gegenüber hat;<br />
dann müssen vielmehr sehr vielen Bürgern/Wählern<br />
unpopuläre Verzichtsleistungen<br />
im Rahmen der Verkehrswende<br />
oder der Gebäudewende abgefordert werden.<br />
Nach den Erfahrungen mit Veggieday<br />
und Tempolimit wird das den derzeit beim<br />
Braunkohleausstieg gezeigten, fast religiösen<br />
Eifer dämpfen.<br />
Die Dunkelflaute und das doppelte<br />
Manko des Regenerativ-Stroms:<br />
dauerhaft teuer, schwankend und<br />
nicht planbar<br />
Das Energiekonzept der Bundesregierung<br />
sieht die weitestgehende Ablösung (80 bis<br />
95 %) aller heute eingesetzten fossilen<br />
Energieträger bis zum Jahr 2050 vor. Daraus<br />
folgt, dass auch der heute durch Öl und<br />
Gas abgedeckte Energiebedarf im Verkehrsbereich<br />
und im Gebäudebereich dann<br />
durch Strom aus erneuerbaren Energien,<br />
d.h. durch Windstrom und Solarstrom, ersetzt<br />
werden muss. Der Anfall von Solarund<br />
Windstrom ist jedoch stets schwankend<br />
und kaum planbar. Zum Ausgleich<br />
werden, eigentlich zwingend, ausreichend<br />
große Stromspeicher benötigt. Solche<br />
Speicher gibt es bis heute nicht. Dieses<br />
dauerhafte Manko der regenerativen Energie<br />
hat zwei kostenträchtige Folgen. Folge<br />
1: Die Intensitäts- und Tag/Nachtschwankungen<br />
bei Solarstrom und die<br />
Schwankungen der Windintensität müssen<br />
dadurch aufgefangen werden, dass für die<br />
entfallende Leistung eines Braunkohle-<br />
Kraftwerks von zum Beispiel 100 MW eine<br />
Regenerativleistung von 400 MW installiert<br />
wird (schwankungsbedingte Regenerativ-Überkapazität).<br />
Damit kann bei<br />
schwacher Sonneneinstrahlung oder<br />
schwachem/schwankendem Windangebot<br />
eine noch einigermaßen sichere Versorgung<br />
gewährleistet werden. (Und im Frühjahr/Sommer<br />
ist ohne Speicher das Gegenteil<br />
der Fall; hohe Überproduktion, Stromabsatz<br />
im Ausland mit Negativerlösen).<br />
Das zukünftige Regenerativsystem benötigt<br />
im Vergleich zur heute installierten,<br />
konventionellen Kraftwerkskapazität also<br />
eine 4-fache Gesamtkapazität. Das ist kapitalintensiv<br />
und damit teuer. Aber selbst die<br />
um den Faktor 4 gesteigerte Regenerativ-<br />
Überkapazität wird in Deutschland in der<br />
Winterzeit nicht ausreichen. Besonders im<br />
Zeitraum November bis Februar gibt es<br />
Phasen der „Dunkelflaute“, d.h. Zeiten in<br />
denen Wind und Sonne gleichzeitig über<br />
Tage und Wochen nicht oder nicht ausreichend<br />
zur Verfügung stehen. Deshalb wird,<br />
als Folge 2, ein zweites, sicheres, fossiles<br />
Stromerzeugungssystem zusätzlich benötigt<br />
(Fossil-Ersatzkapazität), d.h. zwei Systeme<br />
für ein und dieselbe Aufgabe. Dieses<br />
zweite System soll aber nach dem Willen<br />
der Regierung eben nicht mehr, wie bisher,<br />
auf Kohle sondern auf Erdgas basieren. Gas<br />
hat zwar eine geringere Klimawirksamkeit<br />
(ca. 25 % unter Berücksichtigung der<br />
durch Förderung und Transport verursachten<br />
Emissionen) als Kohle, ist aber teurer<br />
und muss importiert werden. Die zusätzlichen<br />
Gasmengen und insbesondere die<br />
Kosten für eine dann primär erdgasgestützte<br />
sichere Ersatz-Stromversorgung werden<br />
beachtlich sein.<br />
Das aufgezeigte doppelte Manko der hohen<br />
Kosten bei eingeschränkter Versorgungssicherheit<br />
von Wind- und Solarstrom<br />
ist dauerhaft und wird im Verlauf der Energiewende<br />
immer mehr spürbar und sichtbar<br />
werden. Die bei Regenerativstrom entfallenden<br />
Brennstoffkosten und die aufgrund<br />
des technischen Fortschritts<br />
eventuell später noch erzielbaren Kostensenkungen<br />
bei der einzelnen Solarzelle<br />
oder dem einzelnen Windrad können dies<br />
nicht kompensieren. Das Motto, dass Wind<br />
und Sonne keine Rechnung schicken, ist<br />
falsch. Das Gegenteil ist der Fall.<br />
Die eigentlich logischen Folgerungen hieraus<br />
sind politisch zur Zeit nicht erwünscht.<br />
Erstens: Der Braunkohleausstieg sollte erst<br />
erfolgen, wenn sichere Lösungen für ausreichend<br />
groß dimensionierte Stromspeicher<br />
entwickelt worden sind. Zweitens:<br />
Der Nutzen und die Kosten für die Volkswirtschaft<br />
sollten den Entscheidern bekannt<br />
sein. Und drittens: Es sollte ein vernünftiger,<br />
kostenoptimierter Mix aus Regenerativ-und<br />
Fossil-Energie realisiert<br />
werden, um Versorgungssicherheit, Preiswürdigkeit<br />
und Umweltfreundlichkeit der<br />
Energieversorgung zu gewährleisten und<br />
die Volkswirtschaft nicht über Gebühr zu<br />
belasten. Das heißt statt des geplanten<br />
Komplett-Ausstiegs aus der Kohle sollten<br />
die Vorteile von regenerativer und fossiler<br />
Stromerzeugung kombiniert werden. Kann<br />
es bei dieser Sachlage richtig sein, die Ausbauziele<br />
für die Regenerativenergie so<br />
hoch anzusetzen? Und kann es richtig sein,<br />
nach der Kernenergie jetzt auch die im<br />
Weltmaßstab konkurrenzfähige und im eigenen<br />
Land gewinnbare Braunkohle in einem<br />
forcierten Ritt abzuschaffen (Kohle<br />
und Kernenergie sichern heute mehr als<br />
die Hälfte der Stromerzeugung) und durch<br />
russisches Erdgas in der Stromerzeugung<br />
zu ersetzen? Ohne wesentliche Effekte für<br />
das Welt-Klima. Die mit dem Gasimport<br />
verbundene volkswirtschaftliche Wertschöpfung<br />
wird sehr viel geringer sein als<br />
die des heutigen Systems. Die Gesamtkosten<br />
des angestrebten Total-Regenerativsystems<br />
werden wesentlich höher sein als<br />
heute.<br />
Es ist bezeichnend, dass genau diese Fragen<br />
von der davon betroffenen Industrie<br />
nicht ausreichend zu Gehör gebracht werden<br />
und im Detail auch nicht Gegenstand<br />
der im Auftrag der Regierung arbeitenden<br />
Kohlekommission waren. Vorsorglich hat<br />
die Kohlekommission, auch dies ist kennzeichnend,<br />
jedoch empfohlen, dass die von<br />
Energiewende und Kohleausstieg ausgelösten<br />
Kostensteigerungen, wenn sie dem<br />
Bürger oder der Industrie nicht mehr zumutbar<br />
sind, vom Staat getragen d.h. aus<br />
83
Forum: Ausstieg aus der Braunkohle und Folgen <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Steuermitteln finanziert werden. Nicht,<br />
dass Deutschland mit der Energiewende<br />
bisher die Ziele verfehlt hat, ist das Problem.<br />
Das Problem ist vielmehr, dass mit<br />
wachsendem Mitteleinsatz die Zielabweichungen<br />
größer statt kleiner werden und<br />
die Energie-Planwirtschaft ausgebaut<br />
wird. Die Belastung für die deutsche Volkswirtschaft<br />
nimmt zu. Und die konkurrierenden<br />
Volkswirtschaften in anderen Ländern<br />
sind darüber nicht unglücklich und<br />
steigern ihre Emissionen munter weiter.<br />
Selbsttäuschung,<br />
Selbstüberschätzung und<br />
Kurzsichtigkeit kennzeichnen<br />
Energiewende und<br />
Braunkohleausstieg<br />
Die Bundesregierung soll auf Vorschlag der<br />
Kohlekommission nicht nur den Strompreis<br />
durch Steuermittel stützen sondern<br />
auch den Braunkohlenausstieg finanziell<br />
flankieren. Damit sollen die Folgen des<br />
Wegfalls von Arbeitsplätzen kompensiert,<br />
die Entschädigungen der Eigentümer finanziert<br />
und der Aufbau neuer Strukturen<br />
unterstützt werden. Hier ist Vorsicht angesagt.<br />
Denn bei der vergleichbaren, in der<br />
Dimension jedoch größeren Aufgabe im<br />
Ruhrgebiet waren bisher weder das Land<br />
noch der Bund trotz guten Willens und<br />
trotz hohem Finanzeinsatzes in der Lage,<br />
die Folgen der Strukturveränderungen<br />
wirklich zu kompensieren. Die vergleichsweise<br />
hohen Arbeitslosenquoten, die<br />
Schulabbrecherquote, die hohe Zahl der<br />
Hartz-IV-Empfänger, die oft niedrigen Einkommen<br />
auf den Ersatzarbeitsplätzen und<br />
andere Kennzeichen sprechen eine deutliche<br />
Sprache. Im Ruhrgebiet war der Rückzug<br />
bei Steinkohle und zum Teil auch bei<br />
Stahl unvermeidlich; die Ursache war die<br />
mangelnde Konkurrenzfähigkeit der Produktion.<br />
In den Braunkohlegebieten ist genau<br />
dies nicht der Fall. Hier werden auf<br />
Kosten der Steuerzahler konkurrenzfähige<br />
Strukturen mit dem Anspruch der Klimastabilisierung<br />
aufgelöst und abgewickelt;<br />
allerdings eben ohne den Blick auf<br />
die Welt und mit praktisch ausbleibender<br />
Klimawirkung. Braunkohle in Deutschland<br />
bietet (gemäß einer aktuellen Analyse des<br />
Instituts der deutschen Wirtschaft) Arbeitsplätze<br />
für rund 60.000 Menschen (inklusive<br />
Vorlieferanten), bei einem Bruttoproduktionswert<br />
von 12 Mrd. €/a und einer<br />
Bruttowertschöpfung von 4,7 Mrd. €/a.<br />
Dafür einen gleichwertigen Ersatz zu finden,<br />
ist die Verpflichtung der Politiker, die<br />
jetzt mit populären, aber nicht sachgerechten<br />
Argumenten den Ausstieg aus der<br />
Braunkohle beschließen. Im Hinblick auf<br />
diese Aufgabe ist Skepsis angebracht, ob<br />
die Regierung hier nicht einer Selbstüberschätzung<br />
unterliegt und gleichzeitig den<br />
über viele Jahre notwendigen finanziellen<br />
aber auch zeitlichen Aufwand unterschätzt.<br />
Strukturwandel braucht neben<br />
viel Geld auch viel Zeit. Die bekannt gewordenen<br />
Absichten zur Umsiedlung von<br />
einigen Bundesbehörden, die vollmundigen<br />
Erklärungen zur Schaffung von Innovationsregionen<br />
und andere Ankündigungen<br />
sind nicht überzeugend. Das gilt auch<br />
für sehr viele der von der Braunkohlekommission<br />
vorgeschlagenen Maßnahmen, die<br />
auffällig oft einen kurzsichtigen Ad-hoc-<br />
Aktionismus statt Strukturdenken zeigen.<br />
Eine vergleichbare Frage stellt sich auch<br />
bei der von der Regierung beanspruchten<br />
Rolle des Vorreiters und Vorbildes bei der<br />
Stabilisierung des Klimas durch CO 2 -Reduktion.<br />
Das von der Bundeskanzlerin in<br />
ihrer Funktion als „Klimakanzlerin“ ausgegebene<br />
Ziel, nicht mehr als 2 t CO 2 pro Kopf<br />
und Jahr für jeden Erdenbürger, ist mit<br />
dem heutigen Wissen völlig illusorisch.<br />
Kein Staat folgt, wie eingangs ausgeführt,<br />
diesem Ziel. Hinzu kommt die abschreckende<br />
Wirkung der hohen Kosten der<br />
deutschen Energiewende. Andere Länder<br />
können und wollen sich dies nicht leisten.<br />
Die Vorreiterrolle beruht auf Illusion und<br />
Selbsttäuschung, wird aber in der politischen<br />
Diskussion auch beim Ausstieg aus<br />
der Braunkohle immer wieder als Argument<br />
eingesetzt und medial verstärkt. Pantomimische<br />
Politik und ständige Wiederholung<br />
haben dazu geführt, dass sich viele<br />
Bürger tatsächlich als Vorreiter fühlen.<br />
Dem deutschen Energieverbraucher wird<br />
vermittelt, dass die Transformation der<br />
Energiesysteme nach deutschem Vorbild<br />
die baldige Ablösung der fossilen Energieträger<br />
weltweit ermöglicht. Es wird z.B.<br />
nicht zur Kenntnis genommen, dass sich<br />
weltweit 1.400 Kohlekraftwerke und 206<br />
Kernkraftwerke in Planung oder Bau befinden.<br />
Zu den Mechanismen der Selbsttäuschung<br />
gehört auch, dass die deutsche Energiepolitik<br />
mit der Ablösung der Kohle durch Erdgas<br />
die weltweite Reserven- und Ressourcensituation<br />
ignoriert: Die geologischen<br />
Reserven von Gas sind deutlich geringer<br />
als die von Öl und besonders die von Kohle.<br />
Bei weltweit ansteigendem Energieverbrauch<br />
werden sich gerade bei Gas mittelfristig<br />
höhere Knappheitspreise früh einstellen.<br />
Hinzu kommt, dass der zukünftige<br />
Gas-Hauptlieferant, Russland, fleißig und<br />
erfolgreich daran arbeitet, sich durch den<br />
Bau von Pipelines nach China zusätzliche<br />
Absatzmärkte zu erschließen. Gleichzeitig<br />
werden die Lieferungen der bisherigen<br />
Gaslieferanten Norwegen und Niederlande<br />
zurückgehen. Das wird nicht ohne geostrategische<br />
Folgen bleiben. Wenn Energiepolitik<br />
auch ein Teil der Außenpolitik wäre<br />
(und nicht primär ein Instrument des kurzfristigen<br />
innenpolitischen Machterhalts),<br />
könnten daraus bereits heute entsprechende<br />
strategische Schlüsse gezogen werden.<br />
Einen weiteren Ausweis fehlgeleiteten<br />
Denkens liefert die Energiepolitik auch dadurch,<br />
dass sie erwägt, synthetische Treibstoffe<br />
auf Regenerativbasis herzustellen<br />
und Kohle zu Chemierohstoffen zu veredeln.<br />
In der gegenwärtigen Diskussion ist<br />
das zwar als verbales Trostpflaster für die<br />
Kohle gedacht, es ist aber der falsche Weg.<br />
Die am besten geeignete Kohlenwasserstoff-Verbindung<br />
für die Herstellung von<br />
chemischen und pharmazeutischen Produkten<br />
ist Erdgas; es ist zu schade, es zu<br />
verbrennen. Das verbessert die Gesamt-<br />
CO 2 -Bilanz ebenso wenig wie Treibstoffe<br />
auf Regenerativbasis.<br />
Und nur mit Selbsttäuschung ist auch zu<br />
erklären, dass höchstrichterlich bestätigte<br />
Betriebsgenehmigungen für Tagebaue und<br />
Kraftwerke bedenkenlos mit einem Federstrich<br />
einkassiert werden können. Selbst<br />
wenn die Eigentümer dafür finanziell entschädigt<br />
werden, hat ein solches Regierungshandeln<br />
Folgen für das Rechtsverständnis<br />
und bleibt nicht unbeobachtet. Es<br />
wird für den Investitionsstandort Deutschland<br />
nicht ohne Folgen bleiben. Welcher<br />
Investor wird sich in den angestrebten „Innovationsregionen“<br />
langfristig engagieren,<br />
wenn gesetzeskonforme Genehmigungen<br />
nur noch eine von der Politik willkürlich<br />
begrenzte Halbwertszeit haben oder – wie<br />
beim Umgang mit dem Hambacher Forst –<br />
bei Seite geschoben werden.<br />
Neuer Realismus und neue<br />
Justierung der Strategie sind<br />
erforderlich<br />
Trotz dieser ernüchternden Bilanz bleibt es<br />
mit Blick auf die Welt richtig, die erneuerbaren<br />
Energien dort auszubauen, wo dies<br />
wirtschaftlich und problemlösend ist.<br />
Ebenso richtig bleibt, Energiesparen und<br />
Effizienzsteigerung in allen Verbrauchsbereichen<br />
mit Nachdruck zu betreiben. Das<br />
spart CO 2 -Emissionen und schont die fossilen<br />
Ressourcen. Aber die Erwartungen auf<br />
eine rasche und umfassende Dekarbonisierung<br />
der Welt haben sich jetzt schon als<br />
nicht realistisch erwiesen. Auch das 1,5°<br />
Ziel und das Ziel der weltweiten Klimaneutralität<br />
bis 2050 haben keine realistische<br />
Basis. Es stellt sich die Frage nach einer<br />
neuen Justierung der Strategie: von der<br />
hoch ambitionierten aber letztlich unwirksamen<br />
CO 2 -Verhinderungsstrategie hin zu<br />
einer tragfähigen Strategie der rechtzeitigen<br />
und klug geplanten Anpassung an den<br />
Klimawandel. Hierzu gehören das Bauen<br />
bzw. Erhöhen von Deichen, veränderte<br />
Bautechnik, Züchtung von wärmeresistenten<br />
Pflanzen, und vieles mehr. Das kann<br />
bereits heute ebenso in Angriff genommen<br />
werden wie die Verstärkung der Forschungsanstrengungen,<br />
zum Beispiel auf<br />
den Gebieten der künstlichen Fotosynthese,<br />
der Energiespeicherung oder des Klimaverständnisses.<br />
Denn z.B. die Frage, ob<br />
anthropogenes CO 2 einen hohen, mittleren<br />
oder eher geringeren Einfluss auf die Klimaveränderung<br />
hat, ist viel weniger klar,<br />
als vielfach angenommen. Weitere Forschungsarbeit<br />
ist erforderlich.<br />
84
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Forum: Ausstieg aus der Braunkohle und Folgen<br />
Auf der Ebene des Weltklimarates und der<br />
UN müssen – anders als bisher – die eigentlichen<br />
Treiber von Energieverbrauch und<br />
CO 2 -Emissionen, Bevölkerungswachstum<br />
und Wirtschaftswachstum, beachtet und<br />
bearbeitet werden. Eine Konzentration auf<br />
diese Themen wäre sinnvoller als die in Paris<br />
unter dem Dach der UN beschlossene<br />
Einrichtung eines Klimafonds mit immerhin<br />
100 Mrd. $/a, aus dem primär Maßnahmen<br />
zur CO 2 -Vermeidung finanziert werden<br />
sollen. Deutschland wird sich daran<br />
mit einem namhaften Betrag, in Rede stehen<br />
10 Mrd. €/a, beteiligen. Diese Gewichtung<br />
der Zukunfts-Fürsorge ist unproportional:<br />
Der UN stehen nur 8 Mrd. $/a für<br />
Probleme der Migration und nur 5 Mrd. $/a<br />
zur Bekämpfung von Hunger zur Verfügung.<br />
Diese Relation wirft Fragen auf.<br />
Wenn neben der Finanzierung zur verstärkten<br />
Anpassung an den Klimawandel<br />
zum Beispiel auch mehr Geld für Bildung<br />
zur Verfügung gestellt würde, wäre das ein<br />
Beitrag zur Dämpfung von Bevölkerungswachstum,<br />
Energieverbrauch und indirekt<br />
auch ein Beitrag zur Verminderung der absehbaren<br />
Migrationsprobleme.<br />
Nicht nur auf der Ebene der UN und des<br />
Weltklimarates sondern auch auf der Ebene<br />
der EU und der Bundesrepublik ist zur<br />
Bewältigung des Klimawandels eine Strategie-Anpassung<br />
notwendig. Das in der EU<br />
vereinbarte CO 2 -Emissionshandelssystem<br />
soll nach bestimmten Regeln die CO 2 -<br />
Emissionen begrenzen. Die planwirtschaftlich<br />
organisierte deutsche Stromwende<br />
und der staatlich regulierte Kohleausstieg<br />
setzen diese Regeln außer Kraft und führen<br />
in der Praxis dazu, dass die in Deutschland<br />
bewirkten, teuren CO 2 -Verminderungen es<br />
anderen EU-Ländern gestatten, ihre CO 2 -<br />
Emissionen erhöhen zu können. Das kann<br />
– auch im Zusammenhang mit der Abschaffung<br />
der Braunkohle – nicht sinnvoll<br />
sein. Der Blick über die deutsche Grenze<br />
hinaus zeigt dies deutlich.<br />
Und auch in Deutschland müsste Realismus<br />
einkehren: Ein neues EEG, Fortführung<br />
der Maßnahmen zur Steigerung der<br />
Energieeffizienz, Ausbau des öffentlichen<br />
Schienen-Verkehrssystems und ein revidierter<br />
Zeitplan zur Herstellung eines vernünftigen<br />
Mix von regenerativer und fossiler<br />
Energie wären neu zu vereinbaren. Hinzu<br />
kämen die Abkehr von der Energie-<br />
Planwirtschaft, der Verzicht auf eine Vorreiterrolle,<br />
eine Verstärkung der Maßnahmen<br />
zur Anpassung an den Klimawandel<br />
(auch als Entwicklungshilfe in anderen<br />
Ländern) und eine am tatsächlichen Nutzen<br />
orientierte Finanz-Planung und Mittelausstattung.<br />
Und zum Realismus gehört<br />
auch, die Geschwindigkeit des Rückbaus<br />
des fossilen Systems und des Ausbaus des<br />
Regenerativsystems an die vorlaufende<br />
Schaffung der Voraussetzungen, zum Beispiel<br />
von ausreichend großen Stromspeichern<br />
und Stromtransportleistungen, zu<br />
koppeln. Der bisherige „blinde Fleck“ der<br />
Energiewende an dieser Stelle muss ebenso<br />
beseitigt werden wie der fehlende Blick<br />
auf die durch die Energiewende geschwächte<br />
volkswirtschaftliche Konkurrenzposition<br />
Deutschlands im Vergleich zu<br />
anderen Ländern.<br />
Die Verantwortung für den Rückbau des<br />
fossilen Systems wird einzelnen Unternehmen<br />
übertragen werden; wie ist aber die<br />
Verantwortung dafür geregelt, dass in ca.<br />
15 Jahren eine ausreichend sichere und<br />
preiswerte Stromversorgung auf Regenerativbasis<br />
zur Verfügung steht? Woher<br />
kommt dann der zusätzliche Strom für<br />
Elektroautos und für den Ersatz der Öl-und<br />
Gasheizungen im Gebäudebereich? Eine<br />
von Verantwortung getragene Energiewende<br />
braucht ein „Gesamtpreisschild“ und für<br />
jeden Teil der Wende, d.h. für Stromwende,<br />
Verkehrswende und Gebäudewende<br />
verlässliche Aussagen zu Machbarkeit, Kosten<br />
und Wirkung. Dies liegt bisher nicht<br />
vor. Die Maßnahmen und Kosten für die<br />
drei Wende-Bereiche müssen einerseits gegen<br />
den (bisher fehlenden) Nutzen für das<br />
Klima abgewogen und andererseits mit<br />
dem möglichen Nutzen bei der Lösung von<br />
Problemen an anderer Stelle verglichen<br />
werden. Diese Abwägung war nicht Gegenstand<br />
der Arbeit der Kohlekommission. Die<br />
Bundesregierung hat (nicht ohne Absicht)<br />
Teile ihrer Verantwortung in die Kohlekommission<br />
ausgelagert, steht aber dennoch<br />
in der Verantwortung, die bisher fehlende<br />
Gesamtabwägung vorzulegen. Sie<br />
hat – gemeinsam mit NGOs und befeuert<br />
von der Wissenschaft – das CO2-Senkungs/<br />
Klimarettungsziel zum vorrangigen Ziel<br />
gemacht. Mit der Folge, dass Klimaschutz<br />
mit wesentlicher Unterstützung der Medien<br />
in weiten Teilen der Gesellschaft fast<br />
den Rang einer Ersatz-Religion hat. Das<br />
hilft den Regierenden, die nicht gesicherte<br />
Finanzierung und unzureichende Zukunftssicherung<br />
in bereits heute notleidenden<br />
volkswirtschaftlichen Sektoren, wie z.<br />
B. Infrastruktur, Bildung, Rente/Demoskopie,<br />
Migration zu verdecken. Es ist zu fordern,<br />
dass sie den Nutzen begründen und<br />
den Finanzaufwand für die einzelnen<br />
Schritte der Energiewende klar im Haushalt<br />
von Bund und Ländern erkennbar und<br />
diskutierbar machen. Eine Stützung des<br />
Stromverbraucherpreises durch mehr oder<br />
weniger verdeckte Zahlungen der öffentlichen<br />
Hand aus dem Steueraufkommen<br />
sollte, anders als von der Kohlekommission<br />
vorgeschlagen, keinesfalls zugelassen werden.<br />
Nur wer die richtigen, auch von Wählern/Steuerzahlern<br />
und Parlamenten akzeptierten<br />
Ziele mit den richtigen Ziel-Prioritäten<br />
hat, wird die richtigen Wege<br />
finden. Das hastige Abschaffen der Braunkohleverstromung<br />
gehört nicht dazu. Es<br />
ist ein volkswirtschaftlicher Fehler mit<br />
Langfristwirkung, der die konzeptionellen<br />
Mängel der deutschen Energiewende zunächst<br />
verdeckt und dann weiter verschärft.<br />
l<br />
85
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Plants in direct exchange of experience with <strong>VGB</strong> I December 2018<br />
Nuclear<br />
power plant<br />
Country<br />
Type<br />
Nominal<br />
capacity<br />
Gross Net<br />
MW MW<br />
Operating<br />
time<br />
generator<br />
in h<br />
Energy generated<br />
(gross generation) MWh<br />
Month Year 1 commis-<br />
Since<br />
sioning<br />
Time Unit capability<br />
availability % factor %*<br />
Energy unavailability<br />
%*<br />
Energy<br />
utilisation %*<br />
1 1 Postponable Not postponable Month Year 1<br />
Planned** Unplanned***<br />
Month Year Month Year<br />
Month Year 1<br />
Month Year 1 Month Year 1<br />
GKN-II Neckarwestheim DE PWR 1400 1310 744 1 025 400 9 703 700 329 826 834 100.00 81.35 100.00 81.00 0 5.81 0 0.17 0 13.03 98.80 79.29 -<br />
KBR Brokdorf DE PWR 1480 1410 744 952 106 10 375 751 350 567 810 100.00 90.60 94.33 84.72 5.67 13.70 0 0.27 0 1.32 86.08 79.65 -<br />
KKE Emsland DE PWR 1406 1335 744 1 007 298 11 495 686 346 818 969 100.00 94.78 100.00 94.67 0 4.82 0 0.02 0 0.49 96.21 93.33 -<br />
KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 744 1 084 754 12 127 490 353 725 813 100.00 95.46 100.00 95.24 0 3.79 0 0.19 0 0.78 97.90 92.92 -<br />
KKP-2 Philippsburg DE PWR 1468 1402 744 1 068 384 10 993 639 366 161 155 100.00 90.63 100.00 90.47 0 9.37 0 0 0 0.16 96.33 84.05 -<br />
KRB-C Gundremmingen DE BWR 1344 1288 744 1 005 494 10 361 862 330 941 755 100.00 90.41 100.00 89.85 0 7.89 0 0 0 2.26 99.93 87.51 -<br />
KWG Grohnde DE PWR 1430 1360 744 1 013 399 10 946 635 377 574 214 100.00 92.82 99.98 91.61 0 6.47 0 0.13 0.02 1.79 94.60 86.79 -<br />
OL1 Olkiluoto FI BWR 910 880 744 680 983 7 001 022 261 655 208 100.00 88.25 99.05 87.24 0.05 11.72 0.91 0.18 0 0.86 100.58 87.82 -<br />
OL2 Olkiluoto FI BWR 910 880 744 686 482 7 597 361 251 896 543 100.00 95.31 100.00 94.58 0 3.91 0 0.42 0 1.08 100.29 94.27 -<br />
KCB Borssele NL PWR 512 484 744 379 826 3 514 770 161 721 689 99.47 79.32 99.46 79.00 0.54 8.92 0 4.57 0 7.51 100.03 78.49 -<br />
KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 744 286 584 2 588 023 127 334 110 100.00 78.73 100.00 78.26 0 0 0 0 0 21.74 101.43 77.68 7<br />
KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 744 285 074 3 185 534 134 350 407 100.00 96.40 100.00 96.28 0 3.72 0 0 0 0 100.84 95.62 7<br />
KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 744 794 572 8 680 941 313 875 528 100.00 94.10 99.99 93.77 0.01 6.23 0 0 0 0 100.75 93.49 7<br />
KKM Muehleberg CH BWR 390 373 744 283 870 3 066 170 127 404 315 100.00 92.84 98.80 92.01 0.16 7.59 1.04 0.09 0 0.31 97.83 89.75 -<br />
CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 744 789 917 8 267 245 247 291 669 100.00 89.51 100.00 89.26 0 10.63 0 0 0 0.11 99.16 88.00 -<br />
Dukovany B1 CZ PWR 500 473 729 362 664 3 599 011 112 229 493 97.98 83.36 97.06 82.84 0 15.18 0 0 2.94 1.98 97.49 82.17 -<br />
Dukovany B2 CZ PWR 500 473 744 370 524 3 611 634 108 234 171 100.00 84.01 99.98 83.55 0 14.92 0 0 0.02 1.53 99.60 82.46 -<br />
Dukovany B3 CZ PWR 500 473 161 70 038 3 875 614 106 498 041 21.64 90.72 21.25 90.37 78.75 6.75 0 0 0 2.88 18.83 88.48 2<br />
Dukovany B4 CZ PWR 500 473 744 376 529 3 171 527 106 443 269 100.00 74.18 99.99 72.99 0.01 18.02 0 0 0 8.99 101.22 72.41 -<br />
Temelin B1 CZ PWR 1080 1030 744 809 838 7 879 748 114 361 042 100.00 83.58 99.94 83.33 0 16.56 0 0 0.06 0.10 100.60 83.18 -<br />
Temelin B2 CZ PWR 1080 1030 744 816 260 7 782 571 109 272 517 100.00 82.29 99.99 82.14 0 16.78 0 0 0.01 1.08 101.40 82.21 -<br />
Doel 1 BE PWR 454 433 0 0 1 229 715 135 444 462 0 30.83 0 30.81 100.00 68.04 0 0 0 1.15 0 30.91 2<br />
Doel 2 BE PWR 454 433 0 0 1 549 672 133 801 939 0 38.82 0 38.70 100.00 61.21 0 0 0 0.09 0 38.89 2<br />
Doel 3 BE PWR 1056 1006 744 804 825 3 963 264 255 132 485 100.00 42.82 100.00 42.19 0 0.53 0 0 0 57.28 101.82 42.62 -<br />
Doel 4 BE PWR 1084 1033 292 188 760 5 827 569 260 373 410 39.24 62.54 22.26 60.98 47.40 35.90 0 0 30.34 3.12 22.26 60.65 2<br />
Tihange 1 BE PWR 1009 962 744 760 609 7 991 982 298 830 858 100.00 91.59 100.00 91.05 0 8.59 0 0.26 0 0.10 101.61 90.59 -<br />
Tihange 2 BE PWR 1055 1008 0 0 5 702 393 254 651 930 0 62.33 0 61.67 0 20.46 0 0.11 100.00 17.76 0 62.04 3<br />
Tihange 3 BE PWR 1089 1038 0 0 2 332 443 271 227 273 0 24.40 0 24.37 0 12.19 0 0 100.00 63.44 0 24.43 3<br />
Remarks<br />
1<br />
PWR: Pressurised water reactor<br />
Beginning of the year<br />
2<br />
BWR: Boiling water reactor<br />
Final data were not yet available in print<br />
* Net-based values (Czech and Swiss nuclear power plants gross-based)<br />
** Planned: the beginning and duration of unavailability have to be determined more than 4 weeks before commencement<br />
*** Unplanned: the beginning of unavailability cannot be postponed or only within 4 weeks.<br />
All values were entered in the column not postponable.<br />
– Postponable: the beginning of unavailability can be postponed more than 12 hours to 4 weeks.<br />
– Not postponable: the beginning of unavailability cannot be postponed or only within 12 hours.<br />
Remarks:<br />
1 Refuelling<br />
2 Inspection<br />
3 Repair<br />
4 Stretch-out-operation<br />
5 Stretch-in-operation<br />
6 Hereof traction supply:<br />
7 Hereof steam supply:<br />
KKB 1 Beznau<br />
Month: <br />
Since the beginning of the year:<br />
Since commissioning:<br />
KKB 2 Beznau<br />
Month:<br />
Since the beginning of the year:<br />
Since commissioning:<br />
2,938 MWh<br />
10,550 MWh<br />
529,923 MWh<br />
0 MWh<br />
11,326 MWh<br />
130,430 MWh<br />
KKG Gösgen<br />
Month:<br />
8,096 MWh<br />
Since the beginning of the year: 74,740 MWh<br />
Since commissioning: 2,307,059 MWh<br />
8 New nominal capacity since January 2018<br />
86
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
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Unternehmensgröße: 1 – 49 50 – 99 100 – 199 200 – 499 500 – 999 über 1.000 Beschäftigte<br />
87<br />
Carl Hanser Verlag GmbH & Co. KG | Kolbergerstr. 22 | 81679 München | Tel.: +49 89 99830-0 | Fax: +49 89 99830-157 | direkt@hanser.de | www.hanser-fachbuch.de
<strong>VGB</strong>: New publications/Neuerscheinungen <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong>: New publications/Neuerscheinungen<br />
<strong>VGB</strong>-Standards & Books<br />
<strong>VGB</strong>-B 015<br />
<strong>VGB</strong>-B 031<br />
Ref. Ordering<br />
Number/<br />
Bestell-Kennz.<br />
Titel / Title<br />
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English.<br />
Titel mit dem Bestellkennzeichen „e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.<br />
Modelling primary NOx and primary N 2<br />
O of Pulverised,<br />
Fuel Combustion and Circulating Fluidised Bed Combustion<br />
Frans van Dijen, 2018, Softcover, 88 pages<br />
Informationssicherheitsmanagementsysteme für Betreiber von Energieanlagen<br />
gemäß § 11 Absatz 1b Energiewirtschaftsgesetz<br />
Stefan Loubichi, 2018, 168 Seiten<br />
ISBN Print<br />
ISBN eBook*<br />
Prices/Preise (net/netto)*<br />
<strong>VGB</strong>-Member Non-Member<br />
<strong>VGB</strong>-Mitglied Nichtmitglied<br />
978-3-96284-082-2 91,59 91,59<br />
978-3-96284-095-2 91,59 91,59<br />
KKS Kraftwerk-Kennzeichensystem | KKS Identification System<br />
Hinweis: Das vollständige KKS umfasst die Publikationen <strong>VGB</strong>-S-811-01-2018-01-DE, <strong>VGB</strong>-B 105.1 und <strong>VGB</strong>-B 106,<br />
für Wasserkraftanlagen zusätzlich <strong>VGB</strong>-B 106 D1; empfohlen werden zudem der <strong>VGB</strong>-B 108 d/e und <strong>VGB</strong>-S-891-00-2012-06-DE-EN.<br />
Informationen zur Lizenzierung der Anwendung: E-Mail an mark@vgb.org<br />
Remark: The complete KKS covers the publications <strong>VGB</strong>-S-811-01-2018-01-EN, <strong>VGB</strong>-B 106e and <strong>VGB</strong>-B 105.1 (<strong>VGB</strong>-B 105.1 only available in German);<br />
for Hydro power plants additionally <strong>VGB</strong>_B 106 D1e;<br />
the <strong>VGB</strong>-B 108 d/e and <strong>VGB</strong>-S-891-00-2012-06-DE-EN are recommended.<br />
Information concerning the licensing of the application: e-mail request to mark@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-S-811-01-2018-01-DE KKS Kraftwerk-Kennzeichensystem. Richtlinie und Schlüsselteil. (Hardcover)<br />
8. überarb. Aufl., 836 Seiten)<br />
Hinweis: Dieser <strong>VGB</strong>-Standard wird ergänzt durch den <strong>VGB</strong>-B 106 und <strong>VGB</strong> 105.1.<br />
Der <strong>VGB</strong>-Standard <strong>VGB</strong>-S-811-01-2018-01-DE ersetzt die Publikation <strong>VGB</strong>-B 105.<br />
Für bestehende Anwendungen verbleibt die <strong>VGB</strong>-B 105 weiterhin im Lieferangebot.<br />
<strong>VGB</strong>-S-811-08-2018-01-DE<br />
(Microsoft Excel ® )<br />
<strong>VGB</strong>-S-811-01-2018-01-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-811-08-2018-01-EN<br />
(Microsoft Excel ® )<br />
KKS-Schlüsselteil: Funktionsschlüssel, Aggregateschlüssel und<br />
Betriebsmittelschlüssel als Microsoft Excel ® -Datei.<br />
Bitte beachten Sie weitergehende Lizenzhinweise.<br />
KKS Identification System for Power Stations. (Hardcover)<br />
KKS Standard and Key Part, 8 th Edition, 836 pages<br />
Remark: This <strong>VGB</strong>-Standard is completed by <strong>VGB</strong>-B 106e and <strong>VGB</strong>-B 105.1.<br />
The <strong>VGB</strong>-Standard <strong>VGB</strong>-S-811-01-2018-01-EN replaces the publication<br />
<strong>VGB</strong>-B 105e. For existing applications the <strong>VGB</strong>-B 105e is still available.<br />
KKS Key Part: Function Keys, Equipment Unit Keys, and Component Keys,<br />
as a Microsoft Excel ® file.<br />
Please note our further license information.<br />
978-3-96284-040-2<br />
978-3-96284-042-6<br />
490,00<br />
490,00<br />
680,00<br />
680,00<br />
978-3-96284-063-1 1.950,00 2.950,00<br />
978-3-96284-043-3<br />
978-3-96284-045-7<br />
490,00<br />
490,00<br />
680,00<br />
680,00<br />
978-3-96284-064-8 1.950,00 2.950,00<br />
RDS-PP ® | Reference Designation System for Power Plants <br />
Hinweis: Das vollständige RDS-PP ® umfasst die Publikationen <strong>VGB</strong>-S-821-00-2016-06-DE und <strong>VGB</strong>-B 102 sowie<br />
technologiespezifische <strong>VGB</strong>-Standards der Reihe <strong>VGB</strong>-S-823;<br />
empfohlen werden zudem der <strong>VGB</strong>-B 108 d/e und <strong>VGB</strong>-S-891-00-2012-06-DE-EN.<br />
Informationen zur Lizenzierung der Anwendung: E-Mail an mark@vgb.org<br />
Remark The complete RDS-PP ® covers the publications <strong>VGB</strong>-S-821-00-2016-06-EN and<br />
<strong>VGB</strong>-B 102 as well as technology-specific <strong>VGB</strong>-Standards of the series <strong>VGB</strong>-S-823;<br />
additionally the <strong>VGB</strong>-B 108 d/e and <strong>VGB</strong>-S-891-00-2012-06-DE-EN are recommended.<br />
Information concerning the licensing of the application: e-mail request to mark@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-S-823-33-2018-07-EN-DE<br />
RDS-PP – Application Guideline; Part 33: Photovoltaic Power Plants;<br />
Anwendungsrichtlinie, Teil 33: Photovoltaische Kraftwerke, 150 pages/Seiten<br />
Hinweis: Das vollständige RDS-PP ® umfasst die Publikationen<br />
<strong>VGB</strong>-S-821-00-2016-06-DE und <strong>VGB</strong>-B 102.<br />
978-3-96284-069-3<br />
978-3-96284-070-9<br />
280,00<br />
280,00<br />
420,00<br />
420,00<br />
<strong>VGB</strong>-S-823-41-2018-07-EN-DE<br />
RDS-PP – Application Guideline; Part 41: Power to Gas;<br />
Anwendungsrichtlinie, Teil 41: Power to Gas, 160 pages/Seiten<br />
Einzelplatz (Grundwerk. Print oder eBook, Annex 3 und 4: PDF-Datei)<br />
Hinweis: Das vollständige RDS-PP ® umfasst die Publikationen<br />
<strong>VGB</strong>-S-821-00-2016-06-DE und <strong>VGB</strong>-B 102.<br />
978-3-96284-071-6<br />
978-3-96284-072-3<br />
280,00<br />
280,00<br />
420,00<br />
420,00<br />
<strong>VGB</strong>-S-012-00-2016-02-EN<br />
Process Quality in Power Engineering,<br />
48 pages<br />
978-3-86875-906-8<br />
978-3-86875-907-5<br />
120,00<br />
120,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
<strong>VGB</strong>-S-017-00-2018-09-DE<br />
Brandschutz in Onshore Windenergieanlagen,<br />
1. Ausgabe, 48 Seiten<br />
978-3-96284-073-0<br />
978-3-96284-074-7<br />
120,00<br />
120,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
<strong>VGB</strong>-S-017-00-2018-09-EN<br />
Fire Protection in Onshore Wind Turbines,<br />
1 st edition, 44 pages<br />
978-3-96284-075-4<br />
978-3-96284-076-1<br />
120,00<br />
120,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
More to be found at www.vgb.org/shop<br />
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members of <strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
www.vgb.org/vgbvs4om.html<br />
88
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong>: New publications/Neuerscheinungen<br />
Ref. Ordering<br />
Number/<br />
Bestell-Kennz.<br />
<strong>VGB</strong>-S-021-01-2018-04-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-021-02-2018-04-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-021-03-2018-04-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-021-04-2018-07-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-021-01-2018-04-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-021-02-2018-04-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-021-03-2018-04-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-021-04-2018-07-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-033-00-2017-07-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-033-00-2017-07-EN<br />
Titel / Title<br />
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English.<br />
Titel mit dem Bestellkennzeichen „e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.<br />
Korrosionsschutz von Offshore-Bauwerken zur Nutzung der Windenergie<br />
Teil 1: Allgemeines, 3. Ausgabe 2018, 19 Seiten<br />
Korrosionsschutz von Offshore-Bauwerken zur Nutzung der Windenergie<br />
Teil 2: Anforderungen an Korrosionsschutzsysteme, 3. Ausgabe 2018, 43 Seiten<br />
Korrosionsschutz von Offshore-Bauwerken zur Nutzung der Windenergie<br />
Teil 3: Applikation von Beschichtungssystemen, 3. Ausgabe 2018, 34 Seiten<br />
Korrosionsschutz von Offshore-Bauwerken zur Nutzung der Windenergie<br />
Teil 4: Kathodischer Korrosionsschutz (KKS), 1. Ausgabe 2018, 48 Seiten<br />
Corrosion Protection for Offshore Wind Structures<br />
Part 1: General, 3rd edition, 19 pages<br />
Corrosion Protection for Offshore Wind Structures<br />
Part 2: Requirements for Corrosion Protection Systems, 3rd edition, 44 pages<br />
Corrosion Protection for Offshore Wind Structures and Wind Park Components<br />
Part 3: Application of Coating Systems, 34 pages<br />
Corrosion Protection for Offshore Wind Structures and Wind Park Components<br />
Part 4: Cathodic Protection (CP), 34 pages<br />
Zusammenwirken von Konformitätsbewertung und Arbeitsschutz in<br />
Wasserkraftanlagen, 112 Seiten<br />
Interaction of Conformity Assessment and Industrial Safety in Hydropower Plants,<br />
2 nd edition, 104 pages<br />
ISBN Print<br />
ISBN eBook*<br />
Prices/Preise (net/netto)*<br />
<strong>VGB</strong>-Member Non-Member<br />
<strong>VGB</strong>-Mitglied Nichtmitglied<br />
978-3-96284-052-5 Kostenlos/Free of charge<br />
978-3-96284-053-2 Kostenlos/Free of charge<br />
978-3-96284-054-9 Kostenlos/Free of charge<br />
978-3-96284-067-9 Kostenlos/Free of charge<br />
978-3-96284-055-6 Kostenlos/Free of charge<br />
978-3-96284-056-3 Kostenlos/Free of charge<br />
978-3-96284-057-0 Kostenlos/Free of charge<br />
978-3-96284-068-6 Kostenlos/Free of charge<br />
978-3-86875-961-7<br />
978-3-86875-962-4<br />
978-3-96284-092-1<br />
978-3-96284-093-8<br />
<strong>VGB</strong>-S-036-00-2017-04-EN Preservation of Steam and Gas Turbo-Generator Sets, 3rd edition, 38 pages 978-3-86875-995-2<br />
978-3-86875-996-9<br />
<strong>VGB</strong>-S-042-00-2018-01-DE Dosierung und Dosieranlagen für Wasser-Dampf-Kreisläufe, 86 Seiten 978-3-96284-026-6<br />
978-3-96284-027-3<br />
<strong>VGB</strong>-S-042-00-2018-01-EN Chemical Feeding and Feed Systems for Water/Steam Circuits, 80 pages 978-3-96284-001-3<br />
978-3-96284-002-0<br />
<strong>VGB</strong>-S-107-00-2018-03-DE<br />
Bestellung und Ausführung von Armaturen in Wärmekraftwerken,<br />
324 Seiten (vormals <strong>VGB</strong>-R 107)<br />
978-3-96284-048-8<br />
978-3-96284-049-5<br />
<strong>VGB</strong>-S-123-00-2017-06-EN Guideline “Pre-Job Briefing” and “Post-Job Debriefing”, 15 pages 978-3-96284-013-6<br />
978-3-96284-014-3<br />
<strong>VGB</strong>-S-130-00-2017-07-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-130-00-2017-07-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-131-00-2017-07-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-131-00-2017-07-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-170-20-2017-02-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-205-00-2018-04-DE<br />
Abnahmemessung und Betriebsüberwachung an<br />
wassergekühlten Oberflächenkondensatoren, 78 Seiten<br />
Acceptance test measurements and operational monitoring of water-cooled<br />
surface condensers, 78 pages<br />
Abnahmemessungen und Betriebsüberwachung an<br />
luftgekühlten Kondensatoren unter Vakuum, 71 Seiten<br />
Acceptance Test Measurements and Operation Monitoring of<br />
Air-Cooled Condensers under Vacuum, 71 pages<br />
Auslegungsstandards für die Leittechnik – Sammelband –, 154 Seiten<br />
– Vorwort und Einleitung (<strong>VGB</strong>-S-170-21-2017-02-DE)<br />
– Automatisierungseinrichtung (<strong>VGB</strong>-S-170-22-2017-02-DE)<br />
– Automatisierungsfunktion (<strong>VGB</strong>-S-170-23-2017-02-DE)<br />
– Bedien- und Beobachtungssystem (<strong>VGB</strong>-S-170-24-2017-02-DE)<br />
– Schnittstellen und Kopplungen (<strong>VGB</strong>-S-170-25-2017-02-DE)<br />
– Feldgerätevisualisierung (<strong>VGB</strong>-S-170-26-2017-02-DE)<br />
– Projektierung und Dokumentation (<strong>VGB</strong>-S-170-27-2017-02-DE)<br />
Maßnahmen zur Verminderung von Abzehrungen in<br />
abfall- und biomassegefeuerten Dampferzeugern, 158 Seiten<br />
<strong>VGB</strong>-S-308-00-2018-04-DE Schädliche Bodenveränderungen und Altlasten –<br />
Untersuchen, Bewerten, Sanieren –, 44 Seiten<br />
978-3-96284-001-3<br />
978-3-96284-002-0<br />
978-3-96284-003-7<br />
978-3-96284-004-4<br />
978-3-96284-005-1<br />
978-3-96284-006-8<br />
978-3-96284-007-5<br />
978-3-96284-008-2<br />
978-3-96284-009-9<br />
978-3-96284-010-5<br />
978-3-96284-030-3<br />
978-3-96284-031-0<br />
978-3-96284-030-3<br />
978-3-96284-031-0<br />
<strong>VGB</strong>-S-405-00-2018-04-DE Wasserentsalzung mit Ionenaustauschern, 68 Seiten 978-3-96284-015-0<br />
978-3-96284-016-7<br />
<strong>VGB</strong>-S-503-00-2017-06-EN <strong>VGB</strong>-Standard for the Internal Pipework of Turbine Systems, 70 pages 978-3-86875-980-8<br />
978-3-86875-981-5<br />
<strong>VGB</strong>-S-602-00-2016-04-DE<br />
Angabe und Verarbeitung von Einwirkungen auf Bauwerke<br />
in Kraftwerksanlagen,<br />
72 Seiten<br />
978-3-86875-902-0<br />
978-3-86875-903-7<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
190,00<br />
190,00<br />
160,00<br />
160,00<br />
160,00<br />
160,00<br />
320,00<br />
320,00<br />
160,00<br />
160,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
390,00<br />
390,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
120,00<br />
120,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
260,00<br />
260,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
280,00<br />
280,00<br />
240,00<br />
240,00<br />
240,00<br />
240,00<br />
480,00<br />
480,00<br />
240,00<br />
240,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
580,00<br />
580,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
240,00<br />
240,00<br />
390,00<br />
390,00<br />
240,00<br />
240,00<br />
89
<strong>VGB</strong> News <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong> News<br />
EFENDI Initiative:<br />
<strong>VGB</strong>‘s German Pavilion of<br />
nuclear industry in Turkey<br />
German Pavilon at the NUCLEAR POWER PLANTS II. EXPO & VI. SUMMIT in Istanbul, Turkey<br />
(vgb) For the third time, <strong>VGB</strong> PowerTech<br />
organised and coordinated a joint booth/<br />
„German Pavilion“ to support German-speaking<br />
countries‘ nuclear industry<br />
at the NUCLEAR POWER PLANTS II. EXPO<br />
& VI. SUMMIT in Istanbul, Turkey. This is a<br />
further event within <strong>VGB</strong>‘s initiative EFEN-<br />
DI „External promotion of German nuclear<br />
industry‘s exports of nuclear commodities“<br />
- as well as support in international markets<br />
and in global competition.<br />
This annual conference and exhibition<br />
event supports and promotes the emerging<br />
Turkish nuclear market for design, construction<br />
and the upcoming operation of a<br />
number of nuclear units including Turkeys<br />
first nuclear power station (construction of<br />
four units [reactor type is VVER-1200 AES-<br />
2006] with an installed capacity of<br />
4.800 MW at the Akkuyu site).<br />
On March 5 - 6, <strong>2019</strong>, 16 enterprises from<br />
Germany and Switzerland with nuclear<br />
portfolios presented and introduced their<br />
range of products and services to the Turkish<br />
market: valves technology, fire protection<br />
solutions, sealing technology/expansion<br />
joints, engineering, control room technology<br />
and devices, water treatment and<br />
extraction/filtration, safety/security doors,<br />
installation/fixing systems/anchor technology,<br />
materials/forging technology etc.<br />
An attracting joint booth/„German Pavilion“,<br />
designed to be used as a common,<br />
flexible information and communication<br />
area, was a good opportunity to present all<br />
this.<br />
The enterprises within the <strong>VGB</strong> Delegation<br />
have pursued a targeted networking based<br />
on the B2B (business-to-business) matchmaking<br />
programme (NuclearDIRECT) offered<br />
by the event organiser. This is the direct<br />
contacting of potential customers and<br />
interested parties at the exhibition and within<br />
the international nuclear community.<br />
The goal has been and remains to embed<br />
the nuclear industry over here into the<br />
Turkish nuclear power plant projects‘ local<br />
supply chain, still being established. In doing<br />
so, the opportunities of co-operation<br />
with enterprises interested in international<br />
partnership, especially with Turkish companies,<br />
were explored as well as contacts<br />
established and deepened. The participating<br />
companies have made use of introducing<br />
themselves to Turkish and international<br />
enterprises, of becoming acquainted<br />
with the Russian tendering and procurement<br />
process and of making themselves<br />
known accordingly. These companies have<br />
also positioned themselves towards international<br />
competitors. As it is known, nuclear<br />
power plant projects in Turkey are not<br />
yet developed thus far, what means that<br />
first of all a cooperation in non-nuclear<br />
business could be considered and of mutual<br />
advantage.<br />
The participating enterprises within the<br />
<strong>VGB</strong> Delegation have reached an entirely<br />
positive conclusion at the end of the event.<br />
Numerous contact information and a joint<br />
networking have turned out to be valuable<br />
for further business. Several companies of<br />
the Delegation have already shown interest<br />
in participating in future <strong>VGB</strong> joint booths<br />
at international nuclear exhibitions.<br />
<strong>VGB</strong> is convinced that the nuclear industry<br />
will continue to present its know-how,<br />
proven for many years in attracting joint<br />
booths offered by <strong>VGB</strong> within an international<br />
framework. This is an important step<br />
to sustain the nuclear expertise as well as<br />
the existing nuclear experiences and lessons-learned<br />
within the industry, even to<br />
refine and evolve - and all this despite a decided<br />
German nuclear phase-out.<br />
This forms a basis for introducing and commercialising<br />
this know-how globally in the<br />
future, particularly in the construction, operation,<br />
decommissioning and dismantling<br />
of nuclear power plants and nuclear facilities<br />
as well. <strong>VGB</strong> will continue to support<br />
the industry‘s desire within its EFENDI initiative,<br />
e. g. by offering a next <strong>VGB</strong> joint<br />
booth/German Pavilion at one of the<br />
world‘s leading and largest nuclear exhibitions<br />
in Paris in June next year, the 2020<br />
WORLD NUCLEAR EXHIBITION.<br />
LLwww.vgb.org |<br />
www.vgb.org/efendi_2018.html<br />
www.nuclearpowerindustryexpo.com<br />
www.world-nuclear-exhibition.com<br />
<strong>VGB</strong> contact:<br />
Georg Schäfer<br />
Email: georg.schaefer@vgb.org<br />
EFENDI-Initiative:<br />
<strong>VGB</strong>s „German Pavilion“<br />
der kerntechnischen<br />
Industrie in der Türkei<br />
Zum dritten Mal organisierte und koordinierte<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech einen Gemeinschaftsstand/„German<br />
Pavilion“ der kerntechnischen<br />
Industrie aus dem deutschsprachigen<br />
Raum auf dem NUCLEAR<br />
POWER PLANTS II. EXPO & VI. SUMMIT in<br />
Istanbul, Türkei. Es handelt sich um eine<br />
weitere Aktion im Rahmen der im Herbst<br />
2018 etablierten <strong>VGB</strong>-Initiative EFENDI<br />
„Externe Förderung des Exports nukleartechnischer<br />
Güter der deutschen kerntechnischen<br />
Industrie“ - sowie Unterstützung<br />
auf internationalen Märkten und im globalen<br />
Wettbewerb.<br />
Diese jährlich stattfindende Konferenzund<br />
Ausstellungsveranstaltung unterstützt<br />
den im Zusammenhang mit der Planung,<br />
dem Bau und dem späteren Betrieb mehrerer<br />
Kernkraftwerksblöcke derzeit sich öffnenden<br />
türkischen Nuklearmarkt (u. a.<br />
Errichtung von vier Blöcken des russischen<br />
Reaktortyps VVER-1200 AES-2006 mit einer<br />
installierten Leistung von 4.800 MW<br />
am Standort Akkuyu; erstes Kernkraftwerk<br />
in der Türkei).<br />
Am 5. und 6. März <strong>2019</strong> stellten 16 Unternehmen<br />
aus Deutschland und der Schweiz,<br />
die Lieferungen und Leistungen für Kernkraftwerke<br />
erbringen, ihre Produkt- und<br />
Leistungspaletten dem türkischen Markt<br />
vor: Armaturentechnik, Brandschutzlösungen,<br />
Dichtungstechnik/Kompensatorenbau,<br />
Engineering, Leitwartentechnik,<br />
Reinigungstechnik/Filtrationstechnik/<br />
Wassertechnologie, Sicherheitstüren, Verankerungs-/Bewehrungstechnik/Verbindungselemente/Montagesysteme,<br />
Werkstoffe/Schmiedeleistungen<br />
etc.<br />
Ein aufmerksamkeitswirksamer Gemeinschaftsstand/„German<br />
Pavilion“ als gemeinsame,<br />
flexibel nutzbare Informationsund<br />
Kommunikationsfläche bot hierfür<br />
eine hervorragende Gelegenheit.<br />
90
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong> News<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e. V. ist der internationale Fachverband für die Erzeugung und Speicherung von Strom- und<br />
Wärme und Sitz in Essen. Seit seiner Gründung im Jahr 1920 hat sich der <strong>VGB</strong> PowerTech zum internationalen<br />
technischen Kompetenzzentrum für die Betreiber von Kraftwerken und Energieanlagen entwickelt. Die Mitglieder<br />
aus 33 Ländern repräsentieren eine Erzeugungsleistung von rund 302.000 MW mit einem breiten Spektrum von<br />
Anlagen und allen Erzeugungsarten.<br />
Für unser Abteilung „Kernkraftwerke“ suchen wir zur Verstärkung unseres Teams zum nächstmöglichen Zeitpunkt eine(n):<br />
Diplom-Ingenieur (m/w/d) TU/FH<br />
Ihr Aufgabengebiet umfasst die Mitarbeit als Referent und die spätere Übernahme der Leitung eines kompetenten<br />
Teams von Referenten und Sachbearbeitern für Bereiche der Strom- und Wärmeerzeugung mit dem Schwerpunkt<br />
Kernenergie<br />
Zum Aufgabenbereich gehören:<br />
| Leitung und Betreuung von <strong>VGB</strong>-Gremien wie Haupt- und Fachausschüsse, Arbeitsgruppen und Arbeitskreise.<br />
| Internationale Weiterentwicklung des Mitglieder- und Dienstleistungsportfolios im kerntechnischen Bereich.<br />
| Mitarbeit in europäischen Gremien, in denen unser Verband tätig ist (z.B. eurelectric).<br />
| Koordination und ggf. Teilnahme an RSK-Fachgesprächen und RSK-Fachausschüssen.<br />
| Mitarbeit an Stellungnahmen unseres Verbandes im Bereich der Kerntechnik.<br />
| Beantwortung von Anfragen der Kernkraftwerke und aus der herstellenden Industrie.<br />
| Mitarbeit im Wissenschaftlichen und im Technischen Beirat unseres Verbandes.<br />
| Mitarbeit bei sonstigen externen (Veranstaltungen, FuE-Projekte, Mitgliederwerbung) und internen Verbandsaktivitäten,<br />
insbesondere bei der strategischen Weiterentwicklung des Verbands im internationalen Kontext.<br />
| Repräsentation des Verbandes durch Teilnahme und aktive Mitwirkung als Vortragender.<br />
bei externen Veranstaltungen und Konferenzen.<br />
Ihr Profil:<br />
| Mehrjährige Erfahrung in einer ähnlichen Position im Bereich der Kerntechnik.<br />
| Netzwerk mit nationalen und internationalen Playern im Bereich der Strom- und Wärmeerzeugung.<br />
| Zielstrebige Persönlichkeit mit einem hohen Maß an Aufgeschlossenheit,<br />
Engagement und Überzeugungskraft.<br />
| Gute Kommunikationsfähigkeiten, mündlich wie schriftlich in deutscher und englischer Sprache.<br />
| Abgeschlossenes Hochschulstudium im Bereich der Ingenieur- und Naturwissenschaften.<br />
| Exzellente Kenntnisse im Umgang mit MS Office.<br />
Wir bieten nach fundierter Einarbeitung und entsprechender Eignung die Möglichkeit einer interessanten und<br />
abwechslungsreichen Tätigkeit mit einer leistungsgerechten Bezahlung und guten Sozialleistungen.<br />
Interessierte Bewerber(innen) bitten wir um die Übersendung ihrer aussagefähigen Bewerbungsunterlagen unter<br />
Angabe des frühesten Eintrittstermins und der Gehaltsvorstellung an die Personalabteilung des <strong>VGB</strong> PowerTech e. V.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Personalabteilung<br />
Wolfgang Goebel<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Telefon: +49 201 4862-310<br />
E-Mail: wolfgang.goebel@vgb.org<br />
www.vgb.org<br />
91
<strong>VGB</strong> Workshop<br />
<strong>VGB</strong> Workshop<br />
Digitalization in Hydropower<br />
25 and 26 April <strong>2019</strong> | Technische Universität Graz<br />
Graz/Austria<br />
Enhanced digital controls can contribute to improving the<br />
performance of hydropower fleets, plants and equipment by<br />
reducing costs and optimizing asset management. Digital control<br />
systems can also play a major role in improving decision-making<br />
and supporting operations to work more efficiently. The fact that a<br />
growing number of the world’s hydropower plants needs to be<br />
refurbished and modernized in the next few years makes the<br />
transformation process so highly challenging.<br />
The international <strong>VGB</strong> workshop will again provide a<br />
comprehensive overview of digitalization in hydro power dealing<br />
mainly with the results of newly developed and implemented<br />
techniques:<br />
Advanced data analyses<br />
(Lectures from international consultants)<br />
Your Contact<br />
Dr. Mario Bachhiesl<br />
Dagmar Oppenkowski<br />
E-mail<br />
vgb-digi-hpp@vgb.org<br />
Phone<br />
+49 201 8128-237/270<br />
Workshop language<br />
English<br />
Experiences from implemented projects<br />
(Lectures from 12 international operators)<br />
The workshop will bring together experts from leading operator and<br />
manufacturer companies as well as related stakeholders to discuss<br />
challenges and opportunities for the operation of hydro power fleets<br />
accruing from digital transformation.<br />
Based on practical examples you will gain insights on how digital<br />
solutions are already successfully implemented and applied. This<br />
may contribute to improving and optimizing digital solutions in your<br />
own company.<br />
There will be enough time for detailed bilateral discussions and for<br />
answering questions.<br />
In this context and as a valuable complement to the lectures, on<br />
26 April <strong>2019</strong> all participants are invited to visit the Rabenstein<br />
run-of-river power plant, which is located near Frohnleiten/ Styria.<br />
In Rabenstein, a demonstration project of Verbund, implemented<br />
and currently tested digitalization techniques will be presented.<br />
Free transportation (bus shuttle) will be provided.<br />
We are looking forward to meeting you in Graz in order to improve<br />
and optimize the operation of hydropower plants and wish you a<br />
good trip in advance.<br />
All information can be accessed at:<br />
https://www.vgb.org/digitalization_hydropower_19.html<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong> News<br />
Start: EU Energy pacckage: Integration renewables,<br />
improve European market,… (2009)<br />
<strong>VGB</strong>-Aktivitäten nationale Umsetzung NC RfG VDE AR 4130<br />
Framework Guideline<br />
Grid Connection (ACER)<br />
2010-XX<br />
…<br />
Drafting of NC RfG<br />
(Entso-E)<br />
2010-XX<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.| <strong>VGB</strong>-Aktivitäten AR 4130 | <strong>2019</strong>-02-04 | FOLIE 1<br />
…<br />
Prozess bis Freigabe RfG<br />
<strong>VGB</strong>-PG NC<br />
Technische Basis für den künftigen Anschluss von Erzeugungsanlagen an das<br />
Höchstspannungsnetz. Darstellung der Aktivitäten des <strong>VGB</strong> PowerTech<br />
Die Delegationsunternehmen betrieben dabei<br />
ein zielgerichtetes Networking auf der<br />
Grundlage des vom Veranstalter angebotenen<br />
B2B-Matchmaking-Programms (NuclearDIRECT),<br />
das heißt, die unmittelbare<br />
Kontaktaufnahme und -pflege der Delegationsunternehmen<br />
mit den anderen auf der<br />
Ausstellung vertretenen Firmen innerhalb<br />
der „international nuclear community“.<br />
Ziel war und ist es weiterhin, die kerntechnische<br />
Industrie hierzulande in die im Aufbau<br />
befindliche „nukleare Liefer-/Herstellerkette“<br />
in der Türkei („local supply chain“)<br />
für die dortigen Kernkraftwerks-projekte<br />
einzubinden. Dabei wurden Möglichkeiten<br />
einer Zusammenarbeit mit an internationaler<br />
Kooperation interessierten, vornehmlich<br />
türkischen Firmen ausgelotet, Kontakte geknüpft<br />
und vertieft. Die beteiligten Firmen<br />
nutzten die Möglichkeit, sich bei türkischen<br />
und internationalen Firmen ins Gespräch zu<br />
bringen, den russischen Vergabe- und Beschaffungsprozess<br />
näher kennenzulernen<br />
und sich entsprechend bekannt zu machen.<br />
Auch haben sie sich gegenüber internationalen<br />
Mitbewerbern positioniert oder sich<br />
zunächst - wegen bekanntermaßen noch<br />
nicht so weit entwickelter Kernkraftwerksprojekte<br />
in der Türkei - um eine Zusammenarbeit<br />
im nicht-nuklearen Bereich<br />
bemüht.<br />
Die in der <strong>VGB</strong>-Delegation vertretenen Unternehmen<br />
haben insgesamt ein sehr positives<br />
Fazit aus der Veranstaltung gezogen.<br />
Die zahlreichen Kontaktmöglichkeiten und<br />
das gemeinsame Networking haben sich<br />
für diese Firmen als sehr wertvoll herausgestellt.<br />
Mehrere Delegationsunternehmen<br />
haben bereits ihr Interesse bekundet,<br />
sich auch zukünftig an von <strong>VGB</strong> geplanten<br />
Gemeinschaftsständen auf internationalen<br />
Nuklearmessen beteiligen zu wollen.<br />
<strong>VGB</strong> ist überzeugt, dass mit den angebotenen<br />
Gemeinschaftsständen die kerntechnische<br />
Industrie hierzulande ihr langjährig<br />
unter Beweis gestelltes Know-how aufmerksamkeitswirksam<br />
auch weiterhin im<br />
internationalen Rahmen anbieten wird.<br />
Dies ist ein wichtiger Schritt, das in den<br />
Consultation of NC RfG<br />
(Entso-E)<br />
2012-01<br />
Datei<br />
…<br />
Comitology for<br />
NC RfG<br />
(EU)<br />
2015-05<br />
FNN-PG AR 4130<br />
(1 <strong>VGB</strong>-Vertreter)<br />
Set into force NC<br />
RfG (EU)<br />
2016-04-27<br />
<strong>VGB</strong>-Backup-Team RfG FNN<br />
FNN –PG VDE AR 4130<br />
<strong>VGB</strong>-Aktivitäten nationale Umsetzung NC RfG VDE AR 4130<br />
European Stakeholder Committee Grid Connection with Expert Groups Implement. Guidance Documents<br />
…<br />
Konsultation<br />
bis 2017-10-01<br />
Einspruchsberatungen<br />
(2 Tage)<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.| <strong>VGB</strong>-Aktivitäten AR 4130 | <strong>2019</strong>-02-04 | FOLIE 2<br />
Ergebnis: 2018-02-23<br />
Ergebnis: 2018-03-29<br />
Berufungssitzung<br />
Vorabveröffentl./<br />
Notifizier. VDE/BMWi<br />
bis 2018-08-20<br />
2017-07-31 2018-03-26 2018-05-04 2018-05-17<br />
2018-10-19<br />
Rev.<br />
Prozess bis Abschluss Notifizierung<br />
2021?<br />
<strong>VGB</strong> an VDE VDE: andere Sichtweise<br />
2018-06-06<br />
Einsprüche<br />
2018-05-14<br />
des <strong>VGB</strong><br />
2017-09-27<br />
Anträge<br />
Anträge<br />
<strong>VGB</strong> an BMWi BMWi: Prozesszust. EU,<br />
des <strong>VGB</strong><br />
des <strong>VGB</strong><br />
2018-06-15 kaum Inhalt 2018-06-18,-09-26<br />
Zus. Erläuterungen<br />
2018-06-21 auf Nachfrage<br />
2018-03-16<br />
2018-04-27<br />
<strong>VGB</strong> an BNetzA Gespräch am 2018-10-16<br />
2017-10-17<br />
Eingangsbest.<br />
<strong>VGB</strong> an EU<br />
Beschwerde<br />
2018-07-19<br />
2018-06-21<br />
2018-12-17<br />
(confidential - FL GER)<br />
<strong>VGB</strong>-Backup-Team RfG FNN<br />
…<br />
…<br />
…<br />
<strong>VGB</strong>-PG NC<br />
Unternehmen noch gebundene kerntechnische<br />
Wissen und die vorhandenen nuklearen<br />
Erfahrungen trotz des politisch beschlossenen<br />
„Atomausstiegs“ in Deutschland<br />
zu erhalten, ja weiter zu entwickeln.<br />
Damit wird die Grundlage geschaffen, um<br />
dieses Know-how auch zukünftig insbesondere<br />
in die im Bau, im Betrieb sowie in der<br />
Stilllegung und im Rückbau befindlichen<br />
Kernkraftwerke und kerntechnischen Einrichtungen<br />
weltweit einbringen und vermarkten<br />
zu können. <strong>VGB</strong> wird diesen<br />
Wunsch aus der Industrie weiterhin im<br />
Rahmen der EFENDI-Initiative unterstützen,<br />
z. B. durch einen weiteren <strong>VGB</strong>-Gemeinschaftsstand/„German<br />
Pavilion“ auf<br />
einer der führenden und weltweit größten<br />
Nuklearmessen im Juni des kommenden<br />
Jahres in Paris, der 2020 WORLD NUCLE-<br />
AR EXHIBITION.<br />
LLwww.vgb.org |<br />
www.vgb.org/efendi_2018.html<br />
www.nuclearpowerindustryexpo.com<br />
<strong>VGB</strong>-Ansprechpartner:<br />
Georg Schäfer<br />
E-Mail: georg.schaefer@vgb.org<br />
Technische Basis für den künftigen<br />
Anschluss von Erzeugungsanlagen<br />
an das Höchstspannungsnetz<br />
• NetworkCode RfG und in Deutschland<br />
VDE-AR-N 4130 – Frist läuft am 27. April<br />
<strong>2019</strong> ab!<br />
(vgb) Mit der VDE-Anwendungsregel VDE-<br />
AR-N 4130 werden insbesondere die Anforderungen<br />
an Erzeugungsanlagen zum Anschluss<br />
an das Höchstspannungsnetz entsprechend<br />
NC RfG national umgesetzt. Der<br />
NC RfG ist umfassender und stellt Anforderungen<br />
auch für Erzeugungsanlagen, die<br />
an unterlagerte Spannungsebenen angeschlossen<br />
werden. In Deutschland erfolgt<br />
die nationale Umsetzung getrennt je Spannungsebene<br />
(siehe dazu VDE-AR-N 4105,<br />
4110 und 4120).<br />
Ergebnis: 2018-05-14<br />
Veröffentlichung<br />
Als VDE-Norm<br />
Das genannte technische Regelwerk wird<br />
durch einschlägige Beschlüsse und Festlegungen<br />
der Bundesnetzagentur ergänzt.<br />
Die Einführungsfristen von NC RfG und<br />
VDE-AR-N 4130 laufen am 27. April <strong>2019</strong><br />
aus. Ab diesem Zeitpunkt haben alle Neuanlagen<br />
die neuen Anforderungen zu erfüllen.<br />
Bestandsanlagen wurden in Deutschland<br />
mit § 118 Abs. 25 EnWG (Fassung gemäß<br />
Artikel 3 im Gesetz vom 17. Dezember<br />
2018) definiert:<br />
„Stromerzeugungsanlagen im Sinne der<br />
Verordnung (EU) 2016/631 sind als bestehend<br />
anzusehen, sofern sie bis zum 30.<br />
Juni 2020 in Betrieb genommen wurden<br />
und für sie vor dem 27. April <strong>2019</strong><br />
• eine Baugenehmigung oder eine Genehmigung<br />
nach dem BundesImmissionsschutz-gesetz<br />
erteilt wurde oder<br />
• der Anschluss an das Netz begehrt wurde<br />
und eine Baugenehmigung oder eine<br />
Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz<br />
nicht erforderlich ist.<br />
Der Betreiber der Anlage kann auf die Einstufung<br />
als Bestandsanlage verzichten. Der<br />
Verzicht ist schriftlich gegenüber dem<br />
Netzbetreiber zu erklären.“<br />
Die (anteilige) Anwendung der VDE-AR-N<br />
4130 ist auch auf Bestandsanlagenbei wesentlichen<br />
Änderungen möglich. Die gilt<br />
sowohl für wesentliche Änderungen der<br />
Bestandsanlage als auch für wesentliche<br />
Änderungen der Netzsituation. Details der<br />
diesbezüglichen Ausgestaltung bedürfen<br />
einer Einzelprüfung, die konkreten Rahmenbedingungen<br />
sind auch noch in der<br />
Diskussion in den Europäischen Gremien.<br />
Der nationale deutsche Prozess wurde aus<br />
Sicht der Erzeuger durch ein so genanntes<br />
<strong>VGB</strong> Backup Team des zuständigen VDE/<br />
FNN-Gremiums mitgestaltet. Dabei zeigte<br />
sich, dass die Argumente und das „Gewicht“<br />
der Erzeuger nicht angemessen gewürdigt<br />
wurden. Die <strong>VGB</strong>-Geschäftsstellen<br />
hat mit den zuständigen Gremien konstruktive<br />
Hinweise in die öffentliche Konsultationen,<br />
Einspruchsberatung und Berufungssitzung<br />
eingebracht und darüber hinaus<br />
umfangreichen Schriftverkehr mit dem<br />
BMWi, der BNetzA und der EU-Kommission<br />
geführt.<br />
Leider konnten aus Sicht des <strong>VGB</strong> wesentliche<br />
Unklarheiten in der VDE-AR-N 4130<br />
nicht beseitigt werden, so dass <strong>VGB</strong> das ab<br />
dem 27. April <strong>2019</strong> anzuwendende Regelwerk<br />
in Teilen weiterhin kritisch sieht.<br />
• Eine Übersicht der umfangreichen<br />
<strong>VGB</strong>-Aktivitäten ist unter www.vgb.org/<br />
umsetzung_nc_rfg_ar4130.html abrufbar.<br />
Gern stellt <strong>VGB</strong> den Betreiberunternehmen<br />
(ordentliche <strong>VGB</strong>-Mitglieder)<br />
die komplette Dokumentation zur Verfügung.<br />
LLwww.vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Ansprechpartner:<br />
Jörg Kaiser<br />
E-Mail: joerg.kaiser@vgb.org<br />
93
| Internationale Fachzeitschrift für die Erzeugung und Speicherung von Strom und Wärme<br />
| Sonderpublikationen zu <strong>VGB</strong>-Veranstaltungen<br />
| Mediapartner Ihrer Veranstaltung<br />
| Online-Werbung und Jobörse<br />
Kurzcharakteristik ∙ Themen ∙ Anzeigenpreisliste ∙ Kontakte<br />
MEDIADATEN <strong>2019</strong><br />
Media-Informationen <strong>2019</strong><br />
l Kurzcharakteristik<br />
l Leseranalyse<br />
l Redaktionsplan<br />
l Anzeigeninformation<br />
l Kontakte<br />
Beratung: Sabine Kuhlmann und Gregor Scharpey<br />
E-Mail: ads@vgb.org<br />
Telefon: +49 201 8128-212<br />
Fax: +49 201 8128-302<br />
Web: www.vgb.org | Publikationen<br />
Inserentenverzeichnis 3 l <strong>2019</strong><br />
ORBEN Wasseraufbereitung<br />
Kurita Europe GmbH<br />
SWAN Systeme AG<br />
Titelseite<br />
U II<br />
U IV<br />
Anodamine Europe B.V. 3<br />
BORSIG Service GmbH 17<br />
BRAUER Maschinentechnik AG 9<br />
Dr. Thiedig GmbH & Co KG 15<br />
KSG Kraftwerks-Simulator- 29<br />
Gesellschaft mbH.<br />
Veranstaltung. Informationssicherheitsmanagementsysteme<br />
MEORGA GmbH 25<br />
Messe Düsseldorf: THERMPROCESS 31<br />
SYNLAB Analytics & 21<br />
Services LAG GmbH<br />
VEW-GmbH Bremen 13<br />
GB-Fachtagung10-11<br />
Gasturbinen und<br />
Gasturbinenbetrieb <strong>2019</strong><br />
Gas Turbines and Operation<br />
of Gas Turbines <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong>-Schulung und Expertenforum18-19<br />
Erfahrungen aus der Umsetzung<br />
der 42. BImSchV<br />
<strong>VGB</strong> Workshop 22-23<br />
Materials and Quality Assurance<br />
<strong>VGB</strong> Workshop 26-27<br />
Flue Gas Cleaning <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong>-Fortbildungsveranstaltung62-63<br />
Abfall und Gewässerschutz <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong> Workshop 92<br />
Digitalization in Hydropower<br />
Carl Hanser Verlag 87<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH 50-51<br />
Stellenanzeigen<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V. 91<br />
Stellenanzeige<br />
94
<strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong> Events | Events<br />
<strong>VGB</strong> Events <strong>2019</strong><br />
Congress/Kongress<br />
<strong>VGB</strong> Kongress <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong> Congress <strong>2019</strong><br />
Innovation in Power Generation<br />
mit Fachausstellung/<br />
with technical exhibition<br />
4./5. Sept. <strong>2019</strong><br />
Salzburg, Austria<br />
Kontakt:<br />
Ines Moors<br />
T: +49 201 8128-274<br />
E-Mail: vgb-congress@vgb.org<br />
Fachausstellung:<br />
Angela Langen<br />
T: +49 201 8128-310<br />
E-Mail: angela.langen@vgb.org<br />
Konferenzen | Fachtagungen<br />
<strong>VGB</strong> Conference<br />
Maintenance of<br />
Wind Power Plants <strong>2019</strong><br />
26 and 27 March <strong>2019</strong>,<br />
Bremen, Germany<br />
Contact:<br />
Ulrich Langnickel<br />
T: +49 201 8128 238<br />
E-mail: ulrich.langnickel@vgb.org<br />
Melanie Schreiner<br />
T: +49 201 8128 230<br />
E-mail: melanie.schreiner@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung<br />
Gasturbinen und<br />
Gasturbinenbetrieb <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong> Conference<br />
Gas Turbines and<br />
Operation of Gas Turbines <strong>2019</strong><br />
mit Fachausstellung/with technical exhibition<br />
5 and 6 June <strong>2019</strong>, Mainz, Germany<br />
Kontakt:<br />
Diana Ringhoff<br />
T: +49 201 8128 232<br />
E-Mail: vgb-gasturb@vgb.org<br />
Fachausstellung:<br />
Angela Langen)<br />
T: +49 201 8128 310<br />
E-Mail: angela.langen@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Konferenz<br />
Chemie im Kraftwerk <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong> Conference<br />
Chemistry in Power Plants <strong>2019</strong><br />
mit Fachausstellung/with technical exhibition<br />
(22.) 23./24. Oktober <strong>2019</strong>,<br />
Würzburg, Germany<br />
Kontakt:<br />
Ines Moors<br />
T: +49 201 8128-274<br />
F: +49 201 8128-364<br />
E-Mail: vgb-chemie@vgb.org<br />
Seminare | Workshops<br />
<strong>VGB</strong>-Fortbildungsveranstaltung<br />
Abfall und Gewässerschutz<br />
9. bis 11. April <strong>2019</strong>,<br />
Höhr-Grenzhausen, Deutschland<br />
Kontakt:<br />
Gerda Behrendes<br />
T: +49 201 8128-313<br />
E-Mail: vgb-abf-gew@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> Workshop<br />
Digitalization in Hydropower<br />
25 and 26 April <strong>2019</strong><br />
Graz, Austria<br />
Contacts:<br />
Dr. Mario Bachhiesl<br />
Dagmar Oppenkowski<br />
T: +49 201 8128-237<br />
E-Mail: vgb-digi-hpp@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Fortbildungsveranstaltung<br />
Erfahrungen aus der<br />
42. BImSchV<br />
und Kühlwasserhygiene: Schulung<br />
und Prüfung nach VDI 2047-2<br />
8. und 9. Mai <strong>2019</strong>,<br />
Dortmund, Deutschland<br />
Kontakt:<br />
Ulrike Hellmich<br />
T: +49 201 8128-282<br />
E-Mail: vgb-bimschv@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> Workshop<br />
Flue Gas Cleaning <strong>2019</strong><br />
22 and 23 May <strong>2019</strong><br />
Graz, Austria<br />
Contact:<br />
Ines Moors<br />
T: +49 201 8128 274<br />
E-mail: vgb-flue-gas@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> Workshop<br />
Materials and Quality Assurance<br />
23 and 24 May <strong>2019</strong><br />
Dresden, Germany<br />
Contact:<br />
Olaf Baumann<br />
Diana Ringhoff<br />
T: +49 201 8128-232<br />
E-Mail: vgb-material@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Workshop<br />
Wasseraufbereitung<br />
12. bis 12. September <strong>2019</strong>,<br />
Essen, Deutschland<br />
Kontakt:<br />
Kirsten Prophit<br />
T: +49 201 8128-261<br />
E-Mail: vgb-wasseraufb@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Fortbildungsveranstaltung<br />
für Immissionsschutz- und<br />
Störfallbeauftragte<br />
26. bis 28. November <strong>2019</strong>,<br />
Höhr-Grenzhausen, Deutschland<br />
Kontakt:<br />
Gerda Behrendes<br />
T: +49 201 8128-313<br />
E-Mail: vgb-immission@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> Workshop<br />
Mercury Control <strong>2019</strong><br />
5 and 6 December <strong>2019</strong><br />
Berlin, Germany<br />
Contact:<br />
Ines Moors<br />
T: +49 201 8128 274<br />
E-mail: vgb-mercury@vgb.org<br />
– Sub ject to chan ge –<br />
Aus kunft zu allen Ver an stal tun gen<br />
mit Fachausstellung:<br />
www.vgb.org/<strong>VGB</strong>_Veranstaltungen.html<br />
Telefon: +49 201 8128-310/299,<br />
E-Mail: events@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> Po wer Tech e.V., Deilbachtal 173, 45257 Essen, Telefon: +49 201 8128-0,<br />
Fax: +49 201 8128-350, E-Mail: in fo@vgb.org, In ter net: www.vgb.org<br />
Exhibitions and Conferences<br />
50 th Annual Meeting on Nuclear<br />
Technology (AMNT <strong>2019</strong>)<br />
International Congress with Exhibition<br />
7 to 8 May <strong>2019</strong><br />
Berlin, Germany, DAtF and KTG<br />
www.nucleartech-meeting.com<br />
Eurelectric Power Summit<br />
New Leadership<br />
20 and 21 May <strong>2019</strong>,<br />
Florence, Italy<br />
powersummit<strong>2019</strong>.eurelectric.org<br />
POWERGEN Europe <strong>2019</strong><br />
12 to 14 November <strong>2019</strong>,<br />
PARIS EXPO PORTE DE VERSAILLES<br />
Paris, France<br />
www.powergeneurope.com<br />
95
Preview | Imprint <strong>VGB</strong> PowerTech 3 l <strong>2019</strong><br />
Preview 4 l <strong>2019</strong><br />
Focus: Electrical engineering,<br />
instrumentation and control<br />
Training and advanced training<br />
IT safety in power generation<br />
Themen: Elektro-, Leit- und Informationstechnik<br />
Aus-, Fort- und Weiterbildung<br />
IT-Sicherheit<br />
German grid code goes EU<br />
Netzanschlussregeln nehmen Kurs auf die EU<br />
Dieter Rosenwirth<br />
Optimizing plant operation – digital<br />
ways to generate revenue with data<br />
Optimierung des Anlagenbetriebs – auf<br />
digitalen Wegen mit Daten echten Mehrwert<br />
schaffen<br />
Ute Messmer<br />
Innovative system service:<br />
extended island operation capability<br />
using thermal power plants<br />
Neuartige Systemdienstleistung:<br />
Verlängerte Inselbetriebsfähigkeit<br />
unter Einsatz thermischer Kraftwerke<br />
Gunnar Löhning, Florian Wenzel,<br />
Dietmar Haake and Frank Mehlow<br />
Predicting maintenance needs<br />
through failure models<br />
Vorausschauende Instandhaltung<br />
erfordert Versagensmodelle<br />
Sabine Stock, Daniel Schlecht<br />
and Frank Klose<br />
Secondary air system.<br />
To be published in the article<br />
“Modernisation of a bubbling fluidised bed<br />
boiler to reduce NOx-emissions”<br />
by Robert Schatzl, Ulrich Hohenwarter,<br />
Lorenz Griendl and Peter Frömmrich.<br />
Imprint<br />
Publisher<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Chair:<br />
Dr. Hans Bünting<br />
Executive Managing Director:<br />
Dr.-Ing. Oliver Then<br />
Address<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
Tel.: +49 201 8128-0 (switchboard)<br />
The journal and all papers and photos<br />
contained in it are protected by copyright.<br />
Any use made thereof outside the Copyright<br />
Act without the consent of the publishers is<br />
prohibited. This applies to reproductions,<br />
translations, microfilming and the input and<br />
incorporation into electronic systems. The<br />
individual author is held responsible for the<br />
contents of the respective paper. Please<br />
address letters and manuscripts only to the<br />
Editorial Staff and not to individual persons of<br />
the association´s staff. We do not assume any<br />
responsibility for unrequested contributions.<br />
Editorial Office<br />
Editor in Chief:<br />
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />
Tel.: +49 201 8128-300<br />
Fax: +49 201 8128-302<br />
E-mail: pr@vgb.org<br />
Web: www.vgb.org<br />
Editorial Staff<br />
Dr. Mario Bachhiesl<br />
Dr.-Ing. Thomas Eck<br />
Dipl.-Ing. Ulrich Langnickel<br />
Dr.-Ing. Ludger Mohrbach<br />
Dr.-Ing. Oliver Then<br />
Dipl.-Ing. Ernst Michael Züfle<br />
Scientific Editorial Advisory Board<br />
Prof. Dr. Hans-Jörg Bauer, Karlsruhe/Germany<br />
Prof. Dr. Frantisek Hrdlicka,<br />
Praha/Czech Republic<br />
Prof. Dr. Antonio Hurtado, Dresden/Germany<br />
Prof. Dr. Emmanouil Kakaras, Athens/Greece<br />
Prof. Dr. Alfons Kather, Hamburg/Germany<br />
Prof. Dr. Ennio Macchi, Milano/Italy<br />
Prof. Dr. Harald Weber, Rostock/Germany<br />
Technical Editorial Advisory Board<br />
Prof. Dr.-Ing. Wolfgang Benesch, Essen/Germany<br />
Dr. Reinhold O. Elsen, Essen/Germany<br />
Dr. François Giger, St. Denis/France<br />
Juha Suomi, Espoo/Finland<br />
Editing and Translation<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech<br />
Circulation and Advertising Office<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
Subscriptions:<br />
Tel.: +49 201 8128-271<br />
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Sabine Kuhlmann and Gregor Scharpey<br />
Tel.: +49 201 8128-212<br />
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Monthly (11 copies/year)<br />
<strong>2019</strong> – Volume 99<br />
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96
Editorial planning | Topics <strong>2019</strong><br />
MEDIA INFORMATION <strong>2019</strong><br />
TECHNICAL JOURNAL<br />
EDITORIAL SCHEDULE · DEADLINES <strong>2019</strong><br />
(Publication date: mid-month. *Higher circulation on the occasion of events.)<br />
Issue Focal points ∙ Additionally in each issue: Energy News, Calendar, People Advertisement and printing deadline<br />
January/ <strong>VGB</strong> Congress 2018 “Generation in Transition” – Focus on technical papers 18 January <strong>2019</strong><br />
February* • Special issue “e-world energy & water <strong>2019</strong>”, 5 to 7 February <strong>2019</strong>, Essen/Germany<br />
| <strong>VGB</strong> Conference “Maintenance in Power Plants <strong>2019</strong>”, 19 and 20 February <strong>2019</strong>, Potsdam/Germany<br />
March* Chemistry in power plants | Wind power plant operation in extreme climate conditions 22 February <strong>2019</strong><br />
| <strong>VGB</strong> Conference “Thermal Waste Utilization and Fluidized Bed Firing Systems <strong>2019</strong>”, 13 and 14 March <strong>2019</strong>, Hamburg/Germany<br />
| <strong>VGB</strong> Conference “Maintenance of Wind Power Plants <strong>2019</strong>“, 26 and 27 March <strong>2019</strong>, Bremen/Germany<br />
April Electrical engineering, instrumentation and control, control room technology | IT safety in power generation | 21 March <strong>2019</strong><br />
Training and advanced training for power plant staff | Conservation of know-how<br />
May* Storage technologies (power-to-gas, batteries, pumped storage, etc.) | Knowledge management, documentation, databases | 25 April <strong>2019</strong><br />
Nuclear power, nuclear power plants: operation and operating experience, decommissioning, waste disposal<br />
| <strong>VGB</strong> Conference “Gas Turbines and Operation of Gas Turbines <strong>2019</strong>“, 5 and 6 June <strong>2019</strong>, Mainz/Germany<br />
June* Maintenance of power plants | Power grids and system stability | 23 May <strong>2019</strong><br />
Control and balancing energy | Flexibility in power and heat generation, Optimisation of power plant operation, vertical integration<br />
• Special “Branchentag Windenergie NRW”, 26 and 27 June <strong>2019</strong>, Cologne/Germany<br />
July Maintenance of wind power plants: Service, retrofit, policies and projects | 24 June <strong>2019</strong><br />
Materials: Latest developments and experience in power plant engineering as well as in research<br />
August Thermal waste utilization | Fluidized bed firing systems | Quality assurance | 18 July <strong>2019</strong><br />
Occupational safety and health protection | Environmental technology, emissions reduction technologies<br />
September* Special issue <strong>VGB</strong> Congress <strong>2019</strong> “Innovation in Power Generation”, 4 and 5 September <strong>2019</strong>, Salzburg/Austria 15 August <strong>2019</strong><br />
Renewables and distributed generation: Hydro power, on- and offshore wind power, solar-thermal power plants,<br />
biomass, geothermal generation | Digitization in power generation<br />
• Special “51. Kraftwerkstechnisches Kolloquium“, 23 and 24 October <strong>2019</strong>, Dresden/Germany<br />
October* Gas turbines and gas turbine operation | Combined cycle power plants (CCPP) | Combined heat and power generation (CHP) 20 September <strong>2019</strong><br />
| <strong>VGB</strong> Conference “Chemistry in Power Plants <strong>2019</strong>”, 23 and 24 October <strong>2019</strong>, Würzburg/Germany<br />
• Special issue “PowerGen Europe“, 12 to 14 November <strong>2019</strong>, Paris/France<br />
November Industrial and cogeneration plants | Reciprocating-engines, gas and further fuels | 17 October <strong>2019</strong><br />
Downtime operation and conservation | Decommissioning of conventional power plants<br />
• Special issue “RENEXPO ® INTERHYDRO <strong>2019</strong>“, 28 and 29 November <strong>2019</strong>, Salzburg/Austria<br />
December <strong>VGB</strong> Congress <strong>2019</strong> “Innovation in Power Generation”, Salzburg/Austria: Reports, impressions | 21 November <strong>2019</strong><br />
Steam turbines and operation of steam turbines | Steam generators | Research in power generation<br />
Editorial deadline technical papers: 3 months prior to publication of respective issue (please also refer to the “Guidelines for Authors”, www.vgb.org >> Publications).<br />
Editorial deadline news: 4 weeks prior to publication of respective issue (please also refer to the “Guidelines for News”, www.vgb.org >> Publications).<br />
Contact: <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH, Deilbachtal 173, 45257 Essen | Germany<br />
Editor in Chief: Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann | Phone: +49 201 8128-300 | E-mail: pr@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> Advertisement: Sabine Kuhlmann and Gregor Scharpey<br />
Phone: +49 201 8128-212 | Fax: +49 201 8128-302 | E-mail: ads@vgb.org<br />
Media-Informationen <strong>2019</strong><br />
Die Media-Informationen <strong>2019</strong><br />
der <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> mit Hinweisen zu<br />
– Kurzcharakteristik,<br />
– Themenschwerpunkten <strong>2019</strong>,<br />
– Anzeigenpreisen<br />
und<br />
– Kontaktdaten<br />
liegen vor unter<br />
www.vgb.org ⇒ PUBLIKATIONEN<br />
The Media Information <strong>2019</strong><br />
of <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> are available.<br />
Contents in brief:<br />
– Main characteristics<br />
of the technical journal<br />
– Main topics in <strong>2019</strong><br />
– Advertisement rate card<br />
– Contact data<br />
www.vgb.org ⇒ Publications<br />
| International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat<br />
| Special publications on the occasion of <strong>VGB</strong> events<br />
| Media-partnership for your event<br />
| Online and Job advertisements<br />
Main Characteristics ∙ Topics ∙ Advertisement Rate Card ∙ Contact<br />
MEDIA INFORMATION <strong>2019</strong>
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