Archiv für den Monat: Juni 2016

Werkstofftechnik Titan Recycling – Neue Wirtschaftspotentiale

Milliarden teure Verschwendung hat bald ein Ende

Aachener Forscher haben ein Verfahren entwickelt, mit dem sie kostbaren Titanschrott wieder nutzbar machen. Die Verschmutzung mit Sauerstoff bekämpfen sie mit Calcium. Der so entstehende schlichte Kalk wird abgetrennt.

Airbus A350

Airbus A350: 13 Baugruppen des Fliegers werden aus Titan gefertigt. Nur zehn Prozent des Rohstoffs werden wirklich verbaut. 90 Prozent bleiben bislang  als Titanspäne zurück und lassen sich kaum recyceln. Jetzt haben Aachener Forscher ein Verfahren entwickelt, mit dem sie kostbaren Titanschrott wieder nutzbar machen.

Foto: Bernd Settnik/dpa

Dem Flugzeugbauer Airbus liegen mehr als 700 Bestellungen für sein jüngstes Modell A350 vor. Rund zwei Dutzend sind bereits ausgeliefert. Bei der Herstellung der Schaufeln für die mächtigen Turbinen bleiben 100.000 Tonnen Schrott übrig, der sich allenfalls in Titandioxid umwandeln lässt, das für strahlendes Weiß in Farben sorgt. Einschmelzen, um es wieder zur Schaufelherstellung verwenden zu können, geht bisher nicht, weil das Material durch Kühlflüssigkeit verschmutzt und außerdem oxidiert ist. Der Abfall hätte, könnte man ihn wieder zur Herstellung von Schaufeln nutzen, einen Wert von drei Milliarden Euro.

Schrott schmilzt bei höllischen 1600 °C

Künftig ist der vermeintliche Schrott wieder einiges wert. Forscher am Institut für Metallurgische Prozesstechnik und Metallrecycling (IME) an der Technischen Hochschule Aachen haben ein Recyclingverfahren entwickelt, bei dem Titanblöcke entstehen, aus denen sich neue Turbinenschaufeln herausfräsen oder gießen lassen.

„Wir haben das entscheidende Problem gelöst, das ein Recycling bisher unmöglich macht“, sagt Professor Bernd Friedrich, der das Institut leitet. Dieses Problem heißt Sauerstoff. Titanschrott oxidiert sofort, wenn er mit Luft in Berührung kommt. Diesen angelagerten Sauerstoff gilt es zu entfernen. „Das haben wir geschafft“, sagt Friedrich.

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Die IME-Forscher Janik Brenk und Lilian Peters entnehmen eine Kokille, also eine wiederverwendbare Form zum Gießen, die mit einer Titanlegierung gefüllt ist.

Foto: Peter Winandy

Der gewaschene Schrott landet in einem Induktionsofen. Bei höllischen 1600 °C wird er flüssig. Der Sauerstoff entweicht teilweise, großenteils verbleibt er jedoch in der Schmelze. Gebunden wird er von Calcium, das in den Ofen geschüttet wird. Es entsteht Calciumoxid, besser bekannt als gebrannter Kalk. Der schwimmt auf der Schmelze, sodass sich Kalk und Titan trennen lassen.

Recycling ausgedienter Schaufeln

Das zweite Problem ist damit noch nicht gelöst. Der Schrott enthält Metallpartikel, die sich von den Bearbeitungswerkzeugen gelöst haben. Die verunreinigte Titanlegierung wird erneut aufgeschmolzen. Durch eine Dichtetrennung werden die ebenfalls flüssigen „Mitbringsel“, so Friedrich, abgetrennt. Übrig bleiben Titanblöcke, aus denen sich neue Schaufeln herstellen lassen.

Das Verfahren ist auch zum Recycling kompletter Schaufel geeignet, die nach maximal 20.000 Flugstunden ausgedient haben. Zunächst wird die Keramikschicht, die die Schaufeln zum Schutz vor der Oxidation umhüllen, entfernt. Dann landen sie ebenso wie Schrott im Induktionsofen. Derzeit bereiten die Forscher die Industrialisierung des Verfahrens vor.

Jedes fünfte Verkehrsflugzeug wird zum Parken in die Wüste geschickt

Wie mit ausgedienten Flugzeugen häufig umgegangen wird, können Sie hier detailliert nachlesen. Zeitweise oder dauerhaft nicht mehr benötigte Verkehrsflugzeuge auf Flughäfen abzustellen ist extrem teuer.

Von Wolfgang Kempkens
Quelle: http://www.ingenieur.de/Branchen/Stahl-Metallverarbeitung/Milliarden-teure-Verschwendung-bald-Ende vom 25.06.2016

Neue wirtschaftlichere und umweltsichere Technologie zur Förderung von Fossilen Brennstoffen

Schwindende Rohstoffvorräte muss Norwegen vorerst nicht mehr fürchten. Eine Erfindung von MAN-Ingenieuren könnte die globale Gasförderung verändern. Für eine andere Technik ist das der Untergang.

Die norwegische See ist spiegelglatt, als die Kräne des Montageschiffs “North Sea Giant” im Juli vergangenen Jahres das gelbe Monstrum in die Tiefe schicken. Unbemannte U-Boote umschwirren die gewaltige Röhrenkonstruktion, die langsam auf den Meeresgrund sinkt.

In 300 Metern Tiefe schweißen die Tauchroboter immer neue Maschinenteile zu einem 4800 Tonnen schweren Stahlkoloss zusammen, der so groß ist wie ein Fußballfeld und hoch wie ein dreistöckiges Haus. Es ist der Grundstein zur ersten Unterwasserfabrik der Welt, den der norwegische Energieriese Statoil etwa 200 Kilometer vor der Küste auf dem Kontinentalschelf verankert.

Die Unterwassergasfabrik ist nicht nur die größte Hoffnung der Norweger, die mit wachsender Sorge auf die schwindenden Förderraten ihrer Öl- und Gasfelder schauen – und damit auf die langsam versiegenden Quellen ihre Wohlstandes.

Der Unterwasserkompressor, der hier über dem Erdgasfeld Asgard in der Mitte der Norwegischen See seit Monaten im Probebetrieb läuft, könnte weltweit die Art und Weise revolutionieren, wie brennbare Kohlenwasserstoffe aus dem Boden geholt werden.

Denn Förderplattformen im Wolkenkratzerformat werden durch die Installation solcher Unterwassergasfabriken überflüssig: Gas kann künftig direkt auf dem Meeresgrund gefördert und von dort über Pipelines zur weiteren Verarbeitung an Land transportiert werden.

Die Technik verlängert die Lebensdauer versiegender Öl- und Gasfelder um Jahre und ermöglicht die Produktion zu unschlagbar geringen Kosten. Der Statoil-Konzern spricht von einem “Quantensprung”.

Und wer hat’s erfunden? Die Schweizer. Als die gewaltige Verdichterstation am 17. September vergangenen Jahres in den Tiefen der Nordsee in Betrieb ging, endete damit eine Entwicklungsgeschichte, die gut 13 Jahre zuvor in den Schweizer Bergen begonnen hatte.

Bei MAN Diesel & Turbo am Escher-Wyss-Platz in Zürich hatte ein Team um den damaligen Entwicklungschef Uwe Lauber nach einer Möglichkeit gesucht, mit der man der Vision von der Unterwassergasfabrik näherkommen könnte.

Aufgrund ihres hohen Stromverbrauchs mussten die Kompressoreinheiten, mit denen das geförderte Erdgas zum Weitertransport verdichtet wird, bislang hoch oben auf Förderplattformen installiert werden.

Um diese Technik unter Wasser zu bringen, musste deshalb zunächst ein elektrischer Hochfrequenzmotor her, der auch auf dem Meeresgrund funktionieren würde. Auf dem Weltmarkt war so ein Spezialmotor nicht zu bekommen.

Dass die Maschine Leck schlägt, gilt als ausgeschlossen

Bei MAN in Augsburg, der historischen Geburtsstätte des Dieselmotors, zeigte man sich vom Plan der Zürcher Kollegen, erstmals solch einen Elektromotor zu entwickeln, zunächst wenig erbaut.

“Die hätten uns fast für verrückt erklärt”, erinnert sich Lauber, heute Vorstandsvorsitzender von MAN Diesel & Turbo. Doch Lauber und sein Team leisteten beharrlich Überzeugungsarbeit, bis der Vorstand die Entwicklungsmittel freigab.

Die Ausgaben haben sich gelohnt: In der Zürcher MAN-Fabrik entstand in den Jahren darauf die Motor-Kompressor-Einheit, die heute das Herzstück von Statoils gewaltiger Unterwasseranlage bildet. Seit September vergangenen Jahres läuft die Anlage problemlos, ferngesteuert und völlig wartungsfrei. “Wir sind begeistert”, sagt Patrik Meli, Leiter Engineering Oil & Gas bei MAN Diesel & Turbo.

Umweltschützer sind es wohl auch: Da die komplexe Maschine unter Verzicht auf Wellendichtungen hermetisch völlig abgekapselt ist, gelten Leckagen als ausgeschlossen. Auch das von Klimaschützern oft kritisierte “Flaring”, das Abfackeln überschüssigen Gases auf Förderplattformen, entfällt.

Die Kosten belaufen sich auf ein Viertel des Preises für eine herkömmliche Anlage

Die Wirtschaftlichkeit der neuen Fördermethode begeistert vor allem die staatliche Energiegesellschaft Statoil. Denn weil der Kompressor jetzt unmittelbar neben den Bohrlöchern positioniert ist, entfällt künftig das Hochpumpen des Gases über Hunderte Meter hinauf zur Förderplattform. Das spart Energie, Platz, Zeit und Geld und stellt insgesamt einen enormen Effizienzgewinn dar.

Denn für den nötigen Strombedarf des Kompressors war früher ein ganzes Kleinkraftwerk mit 100 Megawatt Leistung nötig. Der Subsea-Kompressor kommt heute mit einem Zehntel der Leistung aus. Es genügt, das kleine Stromaggregat auf einem Schiff zu installieren, das über dem Asgard-Feld ankert.

Der Prototyp des Unterwasserkompressors dürfte deshalb bald auf der ganzen Welt zum Einsatz kommen. Dafür sprechen allein die Kostenvorteile: Die Unterwassereinheit ist nur ein Zwanzigstel so schwer wie eine herkömmliche Förderplattform, die stets turmhoch aus dem sturmgepeitschten Wasser ragen muss.

Die Kosten für die Installation betragen nur rund ein Viertel. Die Zuverlässigkeit der Anlage hat sich in den vergangenen zehn Monaten Dauerbetrieb erwiesen: “Der Subsea-Kompressor läuft wie ein Schweizer Uhrwerk”, bestätigte Siri Kindem, Senior Vice President bei Statoil, auf Nachfrage der “Welt”.

Das Ende der Bohrplattformen

In Zukunft, glaubt Hans Gut, Chef von MAN Diesel & Turbo in Zürich, werden Öl- und Gasfelder wohl nur noch von Bohrschiffen aus erschlossen. Für die Förderung sorgt danach die Verdichterstation direkt auf dem Meeresgrund. Bohr- und Förderplattformen, die heute dutzendfach allein in der Nordsee aufragen, werden damit in Zukunft überflüssig.

Weil im Prototypen aus Sicherheitsgründen noch viele Systeme doppelt verbaut worden waren, glaubt MAN-Chef Lauber, dass sich die Größe der Anlage von jetzt Fußballfeldgröße noch auf Tennisfelddimensionen verkleinern lässt.

Die Effizienzgewinne wären dann noch größer. Über genaue Zahlen schweigen sich die beteiligten Firmen zwar aus. Doch Spekulationen zufolge rechnet sich die Installation von Unterwassergasfabriken selbst noch bei einem relativ geringen Ölpreisniveau von deutlich unter 50 Dollar pro Barrel.

Die neue Fördertechnik rettet Norwegens Statoil aus einer Misere. Denn das Asgard-Feld konnte – wie viele andere Gasfelder auch – mit der konventionellen Technik nur zu rund 40 Prozent ausgeschöpft werden. Bereits Ende vergangenen Jahres wurde der natürliche Druck, mit dem das Gas an die Oberfläche steigt, so gering, dass sich eine weitere Ausbeute kaum noch gelohnt hätte.

Nutzung der Gasreserven lässt sich so deutlich verlängern

Mit Hilfe des neuen Unterwasserkompressors, ist Statoil überzeugt, kann das Asgard-Feld jetzt noch zehn weitere Jahre betrieben werden. 306 Millionen Barrel Öl, Gas und Kondensat können voraussichtlich zusätzlich daraus gefördert werden.

Norwegen ist heute nach Russland und den Niederlanden der drittgrößte Erdgaslieferant Deutschlands, der allein rund ein Fünftel des hiesigen Bedarfs deckt. Mit Hilfe der neuen Unterwassertechnologie dürfte Norwegen seine Rolle als wichtiger, nicht russischer Energielieferant noch auf Jahre hinaus spielen können.

Weltweit, ist der Zürcher Chefentwickler Meli überzeugt, kann der Kompressor aber zum Beispiel auch in Feldern vor der südamerikanischen oder afrikanischen Küste problemlos in noch größeren Wassertiefen zum Einsatz kommen.

Die Entwicklung des Unterwasserkompressors ist ein weiterer Beleg dafür, wie weit sich die Nutzung der weltweit vorhandenen Gas- und Ölreserven zeitlich verlängern lässt. Vermittelte der Bericht “Grenzen des Wachstums” des Club of Rome noch 1972 den Eindruck, dass die globalen Ölvorkommen innerhalb weniger Jahrzehnte aufgebraucht sein würden, hat sich die Reichweite der förderbaren Ressourcen seither dank technischer Innovationen sogar eher noch vergrößert.

Windräder, die im Meer schwimmen

Trotzdem bereitet sich Norwegen auch auf das Ende des Ölzeitalters vor, und zwar nicht nur durch den Aufbau des weltweit größten Staatsfonds aus den Gewinnen des Öl- und Gasgeschäfts. Auch die Nutzung erneuerbarer Energien auf dem Meer wird intensiv erforscht und entwickelt.

So errichtet Statoil derzeit in Buchan Deep, einer über 100 Meter tiefen Meeresregion knapp 25 Kilometer vor der schottischen Küste, den weltweit ersten schwimmenden Offshore-Park der Welt.

Anders als bei konventionellen Offshore-Windfarmen, bei denen die Windräder im Meeresboden verankert werden, ruhen die Windräder des Hywind-Projektes auf Stahlzylindern, die im Meer schwimmen und durch Gewichte aufrecht gehalten werden. 180 Millionen Pfund, umgerechnet rund 226 Millionen Euro, kostet die Errichtung des Pilotparks.

Die fünf Windräder mit jeweils sechs Megawatt Produktionskapazität werden im kommenden Jahr in der Nähe von Peterhead nördlich der schottischen Ölhauptstadt Aberdeen installiert. “Es ist eine ganz neue Möglichkeit, um Wind zu ernten”, sagt Irene Rummelhoff, Vizepräsidentin des Geschäftsbereiches New Energy Solutions bei Statoil.

“Unsere schwimmenden Plattformen können in einer Wassertiefe von bis zu 700 Metern eingesetzt werden.” Das ist deutlich mehr als das, was die konventionellen Anlagen schaffen, bei denen die Türme im Boden verankert werden. “Bislang konnten wir lediglich in Wassertiefen von maximal 50 Metern operieren”, sagt Rummelhoff.

Statoil hat die Technik bereits im kleineren Rahmen mit einem einzigen Windrad im Westen Norwegens in der Nähe von Sandve getestet. “Unsere Testplattform war sechs Jahre lang schrecklichem Wetter ausgesetzt”, sagt Rummelhoff, “und trotzdem gehört sie zu den Turbinen, die am meisten Energie geliefert haben.” Die Technologie sei sturm- und katastrophenerprobt und funktioniere selbst dann noch, wenn eines von zwei Befestigungssystemen zerbricht.

Auch bei dieser Entwicklung spielt Hightech aus Deutschland eine entscheidende Rolle: Die Windräder mit ihren 75 Meter langen Rotorblättern werden mit Siemens-Turbinen ausgestattet.

Stadtwerke erwarten Zusammenbruch des Stromhandels

Die Gewinne der deutschen Energieversorger werden dramatisch schrumpfen, der Stromhandel fast völlig zusammenbrechen, sagt der Stadtwerkeverbund Thüga voraus. Ein Bereich wird komplett unprofitabel.

Die Energiewende wird das Geschäft der deutschen Strom- und Gasversorger in den kommenden Jahren stark belasten. Das geht aus einer Analyse des größten deutschen Stadtwerke-Verbundes Thüga hervor, die der “Welt” vorliegt.

Gerade bei kommunalen Stadtwerken, die sich vor Kurzem noch als “Träger der Energiewende” positioniert haben, werden die Finanzmittel knapp, die Optionen für profitable Geschäfte immer enger. So seien etwa die Ergebnisaussichten für den Energiehandel “niederschmetternd”, wie es im neusten “Strategie-Review” des Stadtwerkekonzerns Thüga AG heißt.

Die Gewinne in diesem für die Energiewende wichtigen Geschäftsfeld würden in den kommenden acht Jahren um 75 Prozent zurückgehen, heißt es in der umfassenden Studie zu den Zukunftsaussichten der deutschen Energiebranche.

Tiefgreifende Veränderungen

“Wo geht die Reise der Energiebranche hin? Und was ist zu tun?” Diese Fragen bildeten den Ausgangspunkt des Projekts “Strategie-Review 2024”, in das 39 Unternehmen unterschiedlicher Größenordnung, mehr als 50 Experten sowie das Beratungsunternehmen A.T. Kearney eingebunden waren.

Die Thüga AG, ein Netzwerk aus rund 560 deutschen Kommunen und rund 100 Stadtwerken, analysiert auf diese Weise alle drei Jahre die grundlegenden Marktgegebenheiten, um danach ihre geschäftliche Strategie auszurichten.

Das Ergebnis des Prognoseprojekts lässt tiefgreifende Veränderungen im deutschen Energiemarkt in den kommenden acht Jahren erwarten. So werde der Vorsteuergewinn der gesamten deutschen Strom- und Gaswirtschaft bis zum Jahr 2024 auf noch 15,6 Milliarden Euro schrumpfen. Bei der letzten Thüga-Prognose im Jahre 2011 lag der Gesamtgewinn (Ebit) noch 21 Prozent höher, bei 19,8 Milliarden Euro.

Geschäft wird immer kleinteiliger

Damit stellt sich die Frage, wer den ökologischen Umbau der Energieversorgung in Zukunft finanzieren kann. Der Zubau neuer Kapazitäten der Ökostromproduktion hängt bislang von Subventionen ab. Die Investitionsmöglichkeiten und Marktchancen von privaten Energieversorgern und kommunalen Stadtwerken werden gleichzeitig jedoch deutlich geringer.

Der Rückgang der Gewinne dürfte nach der Thüga-Studie die verschiedenen Versorger unterschiedlich stark treffen. So werden Unternehmen mit einem bislang starken Handelsgeschäft zu den größten Verlierern der Energiewende gehören. Während der Energiehandel noch 2011 deutschlandweit einen Vorsteuergewinn von 2,8 Milliarden Euro abwarf, dürfte der Gesamtgewinn bis zum Jahr 2024 auf gerade noch 700 Millionen Euro sinken.

“Der Handel”, heißt es in der Thüga-Studie, “steht vor fundamentalen Herausforderungen: Das Geschäft wird immer kleinteiliger. Zudem gehen die Handelsmargen aufgrund hoher Marktliquidität zurück.”

Zunehmend kleinere Anlagen

Auslöser des Ertragseinbruchs ist die rasante, subventionsgetriebene Ausbreitung kleiner, dezentraler Stromproduzenten, wie etwa Fotovoltaik-, Biomasse- oder Windkraftanlagen. Basierte die Stromversorgung Deutschlands vor zwanzig Jahren noch auf einer überschaubaren Zahl von Großkraftwerken, gibt es heute landesweit mindestens zwei Millionen “Einspeisepunkte” für Energie, wie die Netzbetreiber ermittelt haben.

Für den professionellen Energiehandel wird die Lage dadurch extrem erschwert: “Hatte man früher konventionelle Energieerzeuger mit mehreren Hundert Megawatt Erzeugungsleistung auf einen Schlag im Portfolio, kommt die Energie heute zunehmend aus kleineren Anlagen”, heißt es im Thüga-Papier. “Die Steuerung für den Händler ist dadurch aufwendiger geworden, kleinteilige komplexe Prozesse bestimmen seinen Alltag und schlagen sich auch in den Handling-Kosten für das einzelne Geschäft nieder.”

Kehrseite der Dezentralisierung: Auch das Geschäft mit Großkraftwerken wirft immer weniger ab. Die Expertengruppe der Thüga geht davon aus, dass sich die Vorsteuergewinne im Bereich “zentrale Erzeugung” mehr als halbieren, von zuletzt rund acht Milliarden Euro auf noch 3,8 Milliarden Euro im Jahr 2024.

Lediglich der Ausbau der dezentralen Erzeugung verhindert einen noch stärkeren Ergebnisrückgang in der Energiebranche. Die Gewinne aus dem Betrieb von Windkraft- und Solaranlagen sowie Biomassekraftwerken soll sich gegenüber 2011 auf 4,9 Milliarden Euro mehr als verdoppeln. Die deutsche Stromwirtschaft wird mit dem Verkauf von subventioniertem Ökostrom also bereits lange vor 2024 mehr Gewinn machen, als mit der Vermarktung der Elektrizität aus Großkraftwerken.

Allerdings kann das Geschäft mit dezentral produziertem Ökostrom den Ergebnisrückgang der zentralen Kraftwerke nicht ausgleichen. Damit stellt sich die Frage, wie die Energiebranche diejenigen Mittel erwirtschaften soll, mit denen sie den weiteren Fortgang der Energiewende gestalten soll. Denn laut Thüga-Modell kann lediglich das Netzgeschäft mittelfristig noch “marktgerechte Renditen erwirtschaften”. Das Vertriebsgeschäft werde immerhin auf niedrigem Niveau einigermaßen stabil bleiben.

Zubau von Erzeugungskapazitäten

Die viel zitierten “Chancen neuer Geschäftsmodelle” und Produktideen jedoch, die sich angeblich aus der Energiewende ergeben, liefern zumindest bis zum Jahr 2024 keinen nennenswerten Ergebnisbeitrag, glauben die Thüga-Forscher: Der Anteil solcher Geschäfte dürfte am Gesamtergebnis der deutschen Energiebranche dann lediglich zwischen null und zehn Prozent betragen.

Grundlage der pessimistischen Einschätzung der Prognosegruppe ist die Erwartung, dass weiterhin jedes Jahr neue Ökostromkapazitäten zugebaut werden. Investitionen in solche subventionierten Erzeugungsanlagen rentieren sich umso mehr, als das Zinsniveau noch eine ganze Weile extrem niedrig bleiben dürfte.

Mit dem Zubau von Erzeugungskapazitäten von mindestens fünf Gigawatt pro Jahr – das entspricht der Leistung von fünf Atomkraftwerken, fällt der Wert einer Kilowattstunde dramatisch. Darunter leiden auch andere Sektoren der Stromversorgung.

Pumpspeicher etwa, die eine wichtige Rolle bei der Speicherung und Verstetigung des schwankenden Ökostromaufkommens spielen, werden in den nächsten Jahren im Betrieb nahezu unprofitabel, sagen die Thüga-Experten voraus. Damit gibt die “Strategie-Review” auch frühere Spekulationen über Stilllegungen von Pumpspeicherwerken neue Nahrung.

Der Stadtwerke-Konzern Thüga AG zieht aus der Branchenprognose den Schluss, künftig vor allem ins Kerngeschäft, also in die Bestandskunden zu investieren, in den Vertrieb und das Netzgeschäft. Nebenher will man die Kooperation und Arbeitsteilung zwischen den Stadtwerken verbessern und die Digitalisierung und Entwicklung neuer Geschäftsideen im Verbund angehen.

Beim Einstieg in die neue Energiewelt sei es sicherer, sich zunächst auf die vertrauten Kernkompetenzen zu besinnen. Im Fokus, so das Fazit von Michael Riechel, Vorstandsvorsitzender der Thüga AG, müsse der Leitsatz stehen: “Schuster, bleib bei deinen Leisten und werde dabei immer besser.”

Quelle: http://www.welt.de/wirtschaft/energie/article156303797/Stadtwerke-erwarten-Zusammenbruch-des-Stromhandels.html vom 17.06.2015