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3 | 2015

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Mess- und Leittechnik

Mess- und Leittechnik Vom landwirtschaftlichen Nebenprodukt zu umweltfreundlicher Wärmeenergie – im emsländischen Emlichheim steht das erste Heizkraftwerk Deutschlands, das ausschließlich Stroh für die Produktion von Strom und Wärme nutzt. Mit einer Feuerungswärmeleistung von fast 50 Megawatt versorgt es Industrie und Haushalte der Region. ABB lieferte einen Großteil der elektro- und automatisierungstechnischen Ausrüstung, die vom langjährigen Engineeringpartner Stadler + Schaaf aus Offenbach/Queich implementiert wurde. Leitzentrale des Bioenergiekraftwerks Emlichheim Steuerung und Überwachung eines Bioenergiekraftwerks Harry Weigand und Alexander Schlichenmaier Als erster Energieerzeuger in Deutschland nutzt die Bioenergiekraftwerk Emlichheim GmbH & Co. KG (BEKW) in großem Umfang Stroh als Brennstoff. Eigens für diesen Zweck gegründet, arbeitet das Unternehmen seit 2006 gemeinsam mit der Emsland-Group und der BE Bioenergie daran, eine sichere, planbare und umweltschonende Energieversorgung zu realisieren. Damit liegt das Unternehmen am Puls der Zeit: Klimawandel, knapper werdende fossile Brennstoffe und steigende Energiepreise fordern ein Umdenken der Energieversorger. Energie aus Biomasse rückt daher immer mehr in den Fokus. Bis zu 90 Prozent Wirkungsgrad Um beim Verbrennen des Strohs einen möglichst hohen Wirkungsgrad aus der eingesetzten Primärenergie zu erzielen, setzt das Bioenergiekraftwerk Emlichheim auf das Prinzip der Kraft-Wärme- Kopplung. Ein Teil der Energie wird in elektrischen Strom umgewandelt, der andere Teil als Prozess-/Heizwärme nutzbar gemacht. Die Wärmeenergie, die durch das Verbrennen von Stroh entsteht, verwendet die ortsansässige Emsland-Group zum einen als Prozessdampf für ihre Produktionsprozesse; zum anderen wird die Energie als umweltfreundliche Heizwärme in das dreizehn Kilometer lange Nahwärmenetz der Samtgemeinde Emlichheim eingespeist. Ein Pufferspeicher, der 4 000 Kubikmeter Wasser fasst, kompensiert Lastschwankungen bei der Prozessdampf- und Wärmeabnahme, um einen durchgängig wärmegeführten Betrieb sicherzustellen. Das BEKW macht auf diese Weise bis zu 90 Prozent der im Stroh enthaltenen Primärenergie nutzbar. Aus Reststoff wird Brennstoff Stroh als Reststoff des Getreideanbaus rückt besonders in ländlichen Gebieten verstärkt ins Blickfeld. Bei den rund 47 Millionen Tonnen Getreide, die jedes Jahr in Deutschland geerntet werden, fallen durchschnittlich 37 Millionen Tonnen dieses Nebenproduktes an. Da aufgrund der chemischen Zusammensetzung nicht alle Getreidearten für die Verbrennung geeignet sind, wären etwa 12 Millionen Tonnen Stroh für die energetische Nutzung in Heizkraftwerken verwendbar. Mit einem Heizwert von durchschnittlich 4 Kilowattstunden pro Kilogramm (ermittelt bei 15 Prozent Feuchte) ergibt sich ein Primärenergiepotenzial von 48 Millionen Megawattstunden im Jahr. Das entspricht der energetischen Leistung von 4,8 Milliarden Litern Heizöl. Diese Strohmenge wäre ausreichend, um etwa 160 dezentrale Heizkraftwerke ähnlich dem in Emlichheim zu betreiben, die insgesamt 3,3 Millionen Haushalte mit Strom und 2,2 Millionen Haushalte mit Wärmeenergie versorgen könnten. Vom Kessel in den Heizkörper Die Energieproduktion funktioniert in einem Strohheizkraftwerk nach dem klassischen Rankine-Prinzip, das die Erzeugung von Dampf in einer Kesselanlage und dessen Entspannung in einer Turbine beschreibt. Über eine Brennstoffbrücke werden die Strohballen im ersten Schritt auf Förderbändern vom Lager zum Kesselhaus transportiert. Kurz vor dem Kessel zertrennen die rotierenden Schaufeln der Ballenauflöser 50 UmweltMagazin März 2015

Mess- und Leittechnik die Strohballen und befördern das lose Stroh in den Feuerraum, wo es auf einem wassergekühlten Vibrationsrost verbrennt. Die freigesetzten Gase werden gefiltert und über einen Kamin mit Emissionsmessanlage kontrolliert nach außen abgelassen. Durch 12 000 Öffnungen zirkuliert die Primär- und Sekundärluft und garantiert so den vollständigen Ausbrand des Strohs, geringe Emissionswerte und einen hohen Wirkungsgrad. Die Wärme, die bei der Verbrennung entsteht, wird zunächst zum Verdampfen des Wassers in den Kesseln genutzt. Die nachgeschalteten Überhitzer steigern die Temperatur des Dampfes auf 522 °C, bevor der angekoppelte Generator die Rotationsenergie der Turbine in elektrische Energie umwandelt. Über eine Dampfleitung wird der Prozessdampf dann zur Emsland-Group transportiert; über das Nahwärmenetz wird Heizwärme zu den angeschlossenen Privathaushalten und öffentlichen Einrichtungen geliefert. Komplexe Prozesse einfach steuern Für die elektro- und automatisierungstechnische Ausrüstung setze BEKW auf die Unterstützung seines Kooperationspartners Stadler + Schaaf, der wiederum als langjähriger Engineeringpartner von ABB über reichlich Erfahrung auf diesem Gebiet verfügt. „Mit der kompetenten Unterstützung von Stadler + Schaaf wurden die verfahrenstechnischen Konzepte automatisierungstechnisch umgesetzt, die Prozesse optimiert sowie Planungsänderungen kurzfristig und fachmännisch realisiert“, sagt Wilhelm Pieper, Geschäftsführer des BEKW. Das eingesetzte Leitsystem basiert auf dem System 800xA von ABB. Den Kern bilden zwei redundante AC 800M-Controller. Das System ist skalierbar und bietet durch die Integration von Applikationen und Geräten eine leistungsstarke Informationsstruktur. Für das Bedienpersonal ist eine einheitliche Visualisierung mit schnellem Zugriff auf alle Prozessinformationen von der zentralen Warte aus vorgesehen. Eine vollständig integrierte Engineering-Umgebung erlaubt einen durchgängigen Informationsfluss über alle Engineering- Phasen bis hin zur Inbetriebnahme und über den gesamten Lebenszyklus des Systems. Das BEKW Kraftwerk ist so ausgelegt, dass es 72 Stunden ohne Beaufsichtigung gefahren werden kann. Das Leitsystem gehört zu den ersten in Deutschland installierten virtualisierten Systemen, das heißt einige der notwendigen Server für die verschiedenen Dienste des Leitsystems werden mit dem Software-Paket „VMware“ virtualisiert. Das verringert die Kosten der eingesetzten Hardware. Die Verbindung zu den Feldgeräten wird über 27 Remote I/Os vom Typ S800 gewährleistet. Redundant ist neben der Controller-Architektur auch die komplette Kommunikation über Lichtwellenleiter (LWL) zu den Remote-I/Os. Die drei Bedien- sowie die Engineering-Station kommunizieren ebenfalls über eine redundante Netzwerkstruktur. Sie verfügen über insgesamt zehn Monitore und zwei Großbildschirme. Eine ebenfalls redundante Profibus-Verbindung koppelt die sicherheitsgerichtete HIMA-Steuerung für den Kesselschutz an das Leitsystem an. Das Leistungsspektrum des ABB-Engineeringpartners Stadler + Schaaf umfasste neben der Erstellung des Pflichtenheftes, das Detailengineering sowie die Installation und Verkabelung der gesamten Elektro- und Automatisierungstechnik. Dazu gehört neben dem Leitsystem die komplette Instrumentierung und die Einbindung der zahlreichen unterlagerten SPS-Steuerungen über OPC. Auch die Nieder- und Mittelspannungsanlagen wurden von Stadler + Schaaf errichtet. Allein 130 Schaltschränke fertigten und lieferten die Automatisierungsexperten aus Offenbach/Queich. Nach erfolgtem Loopcheck und Inbetriebnahme erfolgte im Juli 2013 die erste Dampfeinspeisung im Kraftwerk. „Zu den besonderen Herausforderungen zählte unter anderem die Blockregelung inklusive der Minutenreserve unter Berücksichtigung der Prozessdampflieferung und Nahwärme“, erläutert Peter Schandin, Projektleiter bei Stadler + Schaaf. „Auch die Koordination und systemneutrale Integration der Fremdgewerke und Black-Boxen in das Den Kern des eingesetzten Leittsystems bilden zwei redundante AC 800M-Controller. Prozessleitsystem war technisch und organisatorisch anspruchsvoll“, so Schandin weiter. Im Mittelspannungsbereich verbaute Stadler + Schaaf drei ABB ACS 800 Frequenzumrichter für den Frischlüfter, den Saugzug und die Speisewasserpumpe. Weitere 42 ABB-Frequenzumrichter der Typen ACS 850 beziehungsweise ACS 350 sind im Niederspannungsbereich installiert. Rund 2 700 MSR-Signale hauptsächlich aus ABB-Temperatur- und Druckmessgeräten und weitere 650 Signale aus der elektrotechnischen Ausrüstung des Kraftwerkes laufen im Leitsystem zusammen. Dazu kommen dann noch über 14 000 Signale aus SPS-Steuerungen, die über OPC übertragen werden. Damit werden weitere Anlagenteile des Kraftwerkes kontrolliert und koordiniert, wie die Schneckensynchronisation, die Turbine, die Prozessdampf- und Wärmeauskopplung oder die Rauchgasreinigung. Harry Weigand, ABB Automation GmbH, Frankfurt/Main, contact.center@de.abb.com; Alexander Schlichenmaier, Stadler + Schaaf Mess- und Regeltechnik GmbH Bilder: ABB Automation

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