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VGB POWERTECH 1/2 (2021) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 1/2 (2021). Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us! Digitisation. Materials. Cyber Security.

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 1/2 (2021).
Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us!
Digitisation. Materials. Cyber Security.

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International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

1/2 2021

Focus

• Digitisation

• Cyber security

Flexibilisation –

Analysis of the effects

by evaluation of the

VGB database KISSY

Intrusion detection

systems in the OT

environment for

operators of critical

infrastructures

Characterisation

of the long-term

behaviour of

600/620 °C

turbine materials

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

ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition


KWS TRAINING AND CONVENTION CENTER

VGB MATERIALS LABORATORY

H

H

KWS

APARTMENT BUILDING

CAMPUS-

RESTAURANT

KSG|GfS

VGB POWERTECH

VGB SERVICE

VGB FORSCHUNGSSTIFTUNG

Energy-Campus Deilbachtal –

The Center of Excellence

of the German and International Power Industry

KWS PowerTech Training Center is generously equipped to offer ample space for all kinds of events. It functions as an instruction

and training site and a convention center for the Energy-Campus Deilbachtal. Our house facilitates the conveyance of knowledge

and skills and is a hub for the transfer of knowledge as well as a meeting-place. We have been your dependable partner since

1957 and are at your service with a wide range of future-oriented offerings.

VGB PowerTech e.V. is a professional association of the operators of power and heat generation installations. As an independent

technical center of excellence and a network, we assist our members in their respective business activities as well as in the

implementation of innovations and strategic tasks. It focuses on the exchange of professional experience as well as user-oriented

services for the purpose of optimizing economy, technical and occupational safety, health protection and environmental friendliness

along the value chain. VGB PowerTech adds its substantial range of expertise in all power industry issues to the Energy-

Campus Deilbachtal’s network.

Ever since its foundation in 1987, the simulator center of KSG|GfS has been responsible for the centralized training of operating

personnel from all German nuclear power plants and one from the Netherlands. As part of the Energy Campus Deilbachtal,

KSG|GfS meets the challenges of the energy market, offering its clients srvices in the areas of training, engineering and consulting

for the purpose of enhancing safety and efficient processes. The simulator center has been evolving into an interbranch

provider of professional conduct training. In addition, the simulator center develops training and engineering simulators for

power plant operators. The simulator center operates a high-availability computing center that may be utilized for all aspects

of digitization in the power industry and any other branch of the economy.


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Editorial

Transmission system operators prevent blackout –

Decisive contribution by dispatchable power plants

Dear Ladies and Gentlemen,

At the beginning of this year,

Europe was briefly on the

verge of a collapse of its electricity

grids. On 8 January at

14:05 o´clock, the European

interconnected grid along

the countries of Croatia, Serbia,

Bosnia and Herzegovina

and Romania was separated

into two parts. According to

the current state of knowledge,

this was triggered by a

technical fault in the Ernestinovo

substation in Croatia,

which led to the shutdown of further substations within 30

seconds as part of a chain reaction of protective shutdowns

and thus to the separation of the South-Eastern Europe grid

region from the North-Western part of the European interconnected

grid.

As a result of the separation, there was a power deficit of

approx. 6,300 MW in the north-west region, combined

with a frequency drop to 49.74 Hertz, and a power surplus

of approx. 6,300 MW in the south-east region, combined

with a frequency increase to 50.6 Hertz. After only 15 seconds,

the frequency deviations initially stabilised at 49.84

and 50.3 Hertz.

In the course of the countermeasures, in addition to calling

up the available balancing power in Italy and France,

consumers in industry that could be disconnected were

taken off the grid in the amount of 1,700 MW. In addition,

420 MW of power was fed in from the Scandinavian synchronous

area and another 60 MW from the British grid. In

the southeastern grid area, a reduction of generation capacity

as far as Turkey ensured a return to the setpoint.

Shortly after 3 p.m. Central European Time, the two grid

areas were synchronised again.

In Germany, the measure had no negative effects. Here,

at the time the disruption occurred, electricity consumption

of around 62,000 megawatt hours (MWh) was almost

2,000 MWh higher than domestic generation, so that electricity

imports from neighbouring countries were necessary.

Due to the dark doldrums that prevailed on that day, more

than 80 % of this electricity demand of around 70,000 MW

was covered by conventional power plants.

A major blackout was prevented not least by the European

Awareness System (EAS) introduced after the last grid

disturbance in 2006. On this platform, the grid operators

can exchange operating data in real time. Overall, even if

the analysis of the causes has not yet been completed, the

disturbance nevertheless points to increasing risks for the

security of the European electricity supply, if, in the course

of the energy transition, more and more controllable power

plant capacity is taken off the grid.

A further frequency collapse into more critical areas could

essentially be prevented by the available instantaneous

reserve, i.e. the moment of inertia of the rotating masses

of the turbines and generators in the power plants still in

operation.

Furthermore, more than 4,000 MW of the additional capacity

needed in the North-West region was provided by

increasing the output in power plants that were ready for

use for primary and secondary control power and minute

reserve.

So far, alternatives for these system services are only available

to a very limited extent.

In Germany, the controllable generation capacity will be reduced

from about 98,000 MW in 2020 to only 80,000 MW

in 2023 due to the nuclear phase-out, which is on the home

straight, and the phase-out of coal-fired power generation,

which has already begun. The highest grid load in 2020 was

around 83,000 MW and, as expected, will not be reduced in

the coming years due to rising electricity demand. The hope

of politicians that they will always be able to compensate

for this power shortfall by importing electricity is subject to

the proviso that there will also be a decline in secured generation

capacity in our neighbouring European countries as

part of the energy transition. Necessary replacement investments

in secured capacity, e.g. on the basis of natural gas,

are only promoted to a limited extent, at least in Germany,

due to the unfavourable regulatory framework conditions.

In the interest of maintaining a high level of security, of supply

it would be advisable for German policy-makers to follow

the advice of experts and, figuratively speaking, at least

install a brace before cutting the belt completely.

Dr. Oliver Then

Executive General Manager

VGB PowerTech, Essen

1


Editorial VGB PowerTech 1/2 l 2021

Übertragungsnetzbetreiber verhindern Blackout –

Entscheidender Beitrag durch regelbare Kraftwerke

Liebe Leserinnen und Leser,

Zum Jahresbeginn stand

Europa kurzfristig am Rande

eines Zusammenbruchs

seiner Stromnetze. Am 8.

Januar um 14:05 Uhr wurde

das europäische Verbundnetz

entlang der Länder Kroatien,

Serbien, Bosnien und

Herzegowina und Rumänien

in zwei Teile getrennt. Nach

derzeitigem Kenntnisstand

war der Auslöser eine technische

Störung in der Schaltanlage

Ernestinovo in Kroatien, die innerhalb von 30 Sekunden

im Rahmen einer Kettenreaktion aus Schutzabschaltungen

zur Abschaltung weiterer Schaltanlagen und mithin zur

Trennung der Netzregion Süd-Ost-Europa vom nord-westlichen

Teil des europäischen Verbundnetzes führte.

Als Folge der Auftrennung entstand ein Leistungsdefizit von

ca. 6.300 MW in der Nord-West-Region, verbunden mit einem

Frequenzeinbruch auf 49,74 Hertz und ein Leistungsüberhang

von ca. 6.300 MW im Bereich Süd-Ost, verbunden

mit einem Frequenzanstieg auf 50,6 Hertz. Bereits nach 15

Sekunden stabilisierten sich die Frequenzabweichungen zunächst

auf 49,84 bzw. 50,3 Hertz.

Im Zuge der Gegenmaßnahmen gingen neben dem Abruf

der verfügbaren Regelleistungen in Italien und Frankreich

abschaltbare Verbraucher in der Industrie in Höhe von

1.700 MW vom Netz. Zusätzlich wurden 420 MW Leistung

aus dem skandinavischen Synchrongebiet und weitere

60 MW aus dem britischen Netz eingespeist. Im südöstlichen

Netzgebiet sorgte eine Reduzierung der Erzeugungsleistung

bis in die Türkei hinein für eine Rückführung auf den Sollwert.

Kurz nach 15.00 Uhr mitteleuropäischer Zeit wurden die beiden

Netzteile wieder synchronisiert.

In Deutschland hatte die Maßnahme keine negativen Auswirkungen.

Hier lag der Stromverbrauch zum Zeitpunkt

des Eintretens der Störung mit rund 62.000 Megawattstunden

(MWh) knapp 2.000 MWh höher als die inländische

Erzeugung, so dass Stromimporte aus den Nachbarländern

notwendig waren. Auf Grund der an diesem Tag herrschenden

Dunkelflaute wurde dieser Strombedarf von rund

70.000 MW zu mehr als 80 % durch konventionelle Kraftwerke

gedeckt

Nicht zuletzt durch das nach der letzten Netzstörung in 2006

eingeführte European Awareness System (EAS) konnte ein

größerer Blackout verhindert werden. Auf dieser Plattform

können die Netzbetreiber Betriebsdaten in Echtzeit austauschen.

Insgesamt verweist die Störung, auch wenn die Ursachenanalyse

noch nicht abgeschlossen ist, dennoch auf

steigende Risiken für die Sicherheit der europäischen Stromversorgung,

wenn im Zuge der Energiewende zunehmend

regelbare Kraftwerksleistung vom Netz genommen wird.

Ein weiter gehender Frequenzeinbruch in kritischere Bereiche

konnte im wesentlichen durch die verfügbare Momentanreserve,

also das Trägheitsmoment der rotierenden Massen

der Turbinen und Generatoren in den noch in Betrieb

befindlichen Kraftwerken verhindert werden.

Darüber hinaus wurden über 4.000 MW der in der

Nord-West-Region benötigten zusätzliche Leistung durch

die Leistungserhöhung in Kraftwerksanlagen erbracht, die

für die Primär- und Sekundärregelleistung sowie die Minutenreserve

einsatzbereit waren.

Bislang stehen für diese Systemdienstleistungen Alternativen

nur sehr eingeschränkt zur Verfügung.

In Deutschland wird sich die regelbare Erzeugungsleistung

durch den auf der Zielgeraden befindlichen Kernenergieausstieg

und den begonnenen Ausstieg aus der Kohleverstromung

von rund 98.000 MW in 2020 auf nur noch 80.000 MW

im Jahr 2023 reduzieren. Die höchste Netzlast im Jahr 2020

betrug rund 83.000 MW und wird sich erwartungsgemäß in

den kommenden Jahren durch den steigenden Strombedarf

nicht reduzieren. Die Hoffnung der Politik, diese Leistungslücke

stets durch Stromimporte ausgleichen zu können, steht

unter dem Vorbehalt, dass auch in unseren europäischen

Nachbarländern ein Rückgang der gesicherten Erzeugungsleistung

im Rahmen der Energiewende stattfindet. Notwendige

Ersatzinvestitionen in gesicherte Leistung z.B. auf der

Basis von Erdgas werden zumindest in Deutschland durch

die ungünstigen regulatorischen Rahmenbedingungen nur

eingeschränkt gefördert.

Es wäre der deutschen Politik im Sinne der Aufrechterhaltung

der hohen Versorgungssicherheit sehr zu empfehlen,

dem Rat der Experten zu folgen und im übertragenen Sinne

zumindest einen Hosenträger zu installieren, bevor der Gürtel

ganz durchgeschnitten wird.

Dr. Oliver Then

Geschäftsführer

VGB PowerTech, Essen

2


VGB-Workshop

Veranstaltungsort

Hotel am Delft

Am Delft 27

26721 Emden

Kontakte

Dagmar Oppenkowski

Tel.

+49 201 8128-237

Guido Schwabe

Tel.

+49 201 8128-272

E-mail

vgb-arbeitsmed@vgb.org

11. Emder Workshop Offshore

Windenergieanlagen – Arbeitsmedizin

Ankündigung

7. und 8. Mai 2021

• Die medizinischen Versorgungsmöglichkeiten bei Offshore-

Arbeitsplätzen sind deutlich eingeschränkt.

Daraus ergeben sich besondere Anforderungen und Bedingungen

für die Eignungsuntersuchung und Betreuung der Mitarbeiter/innen.

• Dieser Workshop wendet sich an alle in dieser Branche Tätigen,

insbesondere an Ärzte/innen sowie andere Angehörige von

Gesundheitsberufen und (medizinischen) Rettungs- sowie

Beratungsdiensten, zu deren Aufgaben- oder Interessengebieten

die gesundheitliche Vorsorge und die medizinische Versorgung

an Offshore-Arbeitsplätzen gehört.

• Über die Teilnahme am Workshop wird eine Bescheinigung ausgestellt.

Weitere Informationen | Programm | Anmeldung

• www.vgb.org/offshore_arbeitsmedizin2021.html

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Foto: ©rost9 - stock.adobe.com

www.vgb.org


Contents VGB PowerTech 1/2 l 2021

20 Jahre Anlagenservice

Know-how und Spirit

Ein maßgeblicher Instandhaltungs-Dienstleister zu werden, nicht nur

innerhalb des E.ON-Konzerns, sondern auch für externe Kunden

aus Industrie, Energiewirtschaft und Herstellung: Das war das Ziel

der Neugründung eines eigenständigen Anlagenservices 2001.

Aus der Instandhaltung der ehemaligen PreussenElektra, der mobilen

Instandhaltung der ehemaligen BKW sowie der Bayernwerk

Anlagenservice GmbH entstand „E.ON Anlagenservice“.

Von den drei Quell-Unternehmen kam eine Menge an Fachkenntnis

und Erfahrung. Außerdem wichtiges Betreiber-Know-how für große

Energieanlagen: Schließlich revidierten und reparierten die

Spezialisten die Kraftwerke im E.ON-Konzern. Um auch auf dem

freien Markt zu bestehen, stellte sich der Anlagenservice neu auf,

entwickelte Geschäftsmodelle, verstärkte sich mit weiteren Experten

und akquirierte neue Kunden.

International Journal for Generation

and Storage of Electricity and Heat 1/2 l 2021

Transmission system operators prevent blackout –

Decisive contribution by dispatchable power plants

Übertragungsnetzbetreiber verhindern Blackout –

Entscheidender Beitrag durch regelbare Kraftwerke

Oliver Then 1

Abstracts/Kurzfassungen6

Members‘ News 8

Industry News 41

News from Science & Research 41

Flexibilisation – Analysis of the effects by evaluation

of the VGB database KISSY

Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung

der VGB-Datenbank KISSY

J. Aydt, M. Bader, J. Bareiß, R. Mohrmann,

I. Pfaff, S. Prost, R. Uttich and H. Wels 44

Characterization of the long-term behavior

of 600/620 °C turbine materials

Charakterisierung des Langzeitverhaltens

von 600/620°C-Turbinenwerkstoffen

Johanna Marie Haan, Torsten-Ulf Kern, Yang Wang,

Christian Kontermann, Florian Kauffmann and Sabine Polenz 55

Attack detection systems in the OT environment

at operators of critical infrastructures

Angriffserkennungssysteme im OT-Umfeld

bei Betreibern kritischer Infrastrukturen

Stefan Loubichi 61

KKS and RDS-PP® –

VGB speaks the language of power plant technology

KKS und RDS-PP® –

VGB spricht die Sprache der Kraftwerkstechnik

Andreas Böser and Sabine Kuhlmann 68

Efficient energy technology for many applications:

Combined heat and power iKWK

Effiziente Energie-Technik für viele Anwendungen:

Kraft-Wärme-Kopplung iKWK

Stefanie Reil 72

4


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Contents

Das Unternehmen wuchs, und mit der Zeit entstand ein besonderer

„Spirit“ – Entschlusskraft und Expertise, Improvisationstalent und Freude

an der Lösung schwieriger Aufgaben, Arbeiten in Teams und mit

hohem Tempo. Als 2016 die Gesellschaft in „Uniper Anlagenservice“

(UAS) umfirmierte, hatte sich das Unternehmen gegen starken Wettbewerb

auf dem Markt der Instandhalter etabliert.

Das Erfolgsrezept: Denken aus Kunden-Perspektive, Know-how

kombinieren mit Kenntnis neuester Technik – zum Beispiel für die

Modernisierung von Leitsystemen. Hierbei übernehmen virtuelle

Maschinen die Steuerung von Energieanlagen. Weitere zukunftsweisende

Techniken sind Schwingungsmessung mit Motion-Amplification-

Kamera oder Kessel-Inspektion mit Multikopter. Und mit Back-End für

radioaktiven Abfall ergibt sich ein neues Geschäftsfeld.

Das Spektrum des Anlagenservices hat sich enorm erweitert. Für die

nächsten 20 Jahre – und noch länger - bleibt genug zu tun.

Mehr Informationen zu Uniper Anlagenservice unter

https://anlagenservice.uniper.energy

New method for fully automated deter mination

of the concentration of legionella

in a water sample within a few hours

Neues Verfahren zur vollautomatisierten Bestimmung

der Konzentration von Legionellen in einer Wasserprobe

innerhalb weniger Stunden

Holger Ohme, Jennifer Becker, Pascal Jahn and Dirk Heinecke 77

Energy consumption in Germany 2020

Energieverbrauch in Deutschland 2020

AGEB84

Operating results 88

VGB News 90

Personalien92

Inserentenverzeichnis94

Events95

Imprint96

Preview VGB PowerTech 3|2021 96

Annual Index 2020: The Annual Index 2020, as also of previous

volumes, are available for free download at

https://www.vgb.org/en/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html

Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020

der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:

https://www.vgb.org/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html

VGB POWERTECH online

With respect to the current Covid-19/Corona crises we continue with our

free online service at YUMPU. Read VGB POWERTECH at

https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech

VGB POWERTECH online

Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona

Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.

Lesen Sie die VGB POWERTECH online unter

https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech

5


Abstracts VGB PowerTech 1/2 l 2021

Flexibilisation – Analysis of the effects by

evaluation of the VGB database KISSY

J. Aydt, M. Bader, J. Bareiß, R. Mohrmann,

I. Pfaff, S. Prost, R. Uttich and H. Wels

The operating regime of fossil conventional

thermal power plants has changed due to the increased

use of renewable energies such as wind

power and photovoltaics. The resulting increase

in power generation capacity in the power grid

also leads to increased downtimes and reduced

operating times under full load for the conventional

power plants. As a result, these power

plants are subject to increased flexible operation.

Basically, the question must be asked whether

the changed operating mode has also led to

increased lifetime consumption of plant components.

In terms of materials technology, the

relationship between cyclic loading, such as

that caused by start-ups and shutdowns, and

increased service life consumption for thickwalled

components is well known. It was unclear

whether other unexpected damage had occurred

in the plants in addition to the recorded

service life consumption on selected components

and whether this was clearly related to

the change in operating mode. To clarify these

issues, all relevant boiler, turbine, and generator

components were considered.

For statistical data analysis, the data set of the

VGB-KISSY database was used. The data originate

from 129 hard coal and lignite-fired power

plants as well as from 33 combined cycle and gas

turbine power plants of VGB members over a period

of 10 years (2005 to 2019). The data were

anonymized before analysis and evaluated as an

annual time series considering precise VGB definitions

for planned and unplanned unavailability.

Characterization of the long-term behavior

of 600/620 °C turbine materials

Johanna Marie Haan, Torsten-Ulf Kern, Yang

Wang, Christian Kontermann, Florian Kauffmann

and Sabine Polenz

Based on the experience gained during the European

COST R&D program, large-scale turbine

components have been manufactured and are

in use in power plants since 2005. Through inservice

investigations of the applied advanced

9-10Cr creep resistant steels CB2, FB2 and COST

E as part of VGB research projects, the knowledge

about these materials has been continuously

increased: Creep tests at low, operationally

relevant stresses, and running times of more

than 80,000 hours confirm the long-term stability

of the corresponding microstructural features

(sub-grain structure and precipitation behavior)

as well as the associated creep strength. For all

three materials, the creep strength extrapolations

based on the COST test melts and demonstration

parts were confirmed or exceeded by

the ongoing tests.

In addition, LCF tests with holding time were

able to provide evidence of the functionality of

the materials in relation to the changed requirements

by flexible power plant operation and

higher operating temperatures. Comparisons

were also made regarding the deformation and

fatigue behavior compared to currently established

materials and their application temperature

limits.

In summary, it is confirmed that the development

of advanced 9-10Cr steels has produced

three reliable materials that form a stable alloy

concept for 600-620 °C power plant application.

Attack detection systems in the OT

environment at operators of critical

infrastructures

Stefan Loubichi

The new IT Security Act 2.0 obliges the operators

of German critical infrastructures to implement

systems for attack detection. If they fail

to do so or if they think it is not necessary they

face severe penalties of up to EUR 10,000,000.

The question naturally arises as to whether this

was really necessary. According to a research

report by the Criminological Institute in Lower

Saxony, only 20 percent of industrial companies

use Intrusion Detection Systems. Normally this

should be a good reason why it is necessary to

implement such systems. In the area of anomaly

detection and intrusion detection in particular,

the German Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik

(BSI) gives a lot of assistance

on what to consider. The selection of the suitable

system depends on the budget available,

the infrastructural requirements and whether

the company has dealt with OT security beforehand.

It is important that the manufacturers of

these components of critical infrastructure must

issue a guarantee for their components. For German

manufacturers this shouldn’t be critical,

for manufacturers outside the EU the BSI will

certainly be critical.

KKS and RDS-PP® – VGB speaks the language

of power plant technology

Andreas Böser and Sabine Kuhlmann

Regardless of the degree of industrialization,

power generation is undoubtedly one of the

most important and complex tasks of any society.

The reliable supply of energy and thus the

successful operation of each individual power

plant – regardless of the primary energy used

– requires an identification system for the consistent

identification of plant components and

processes. KKS and RDS-PP® provide these

capabilities from planning to orderly dismantling.

Starting with project planning, through

operation of the plant and up to the planned

end of operation, all process participants speak

the same “VGB language” and can thus communicate

with each other nationally and also

internationally without any problems. Thanks

to this VGB power plant language, data can be

exchanged irrespective of manufacturer and operator

and enable power plant operators to operate

and maintain their plants independently

and, in the end, to dismantle them in compliance

with laws and standards.

Efficient energy technology for many

applications: Combined heat and power iKWK

Stefanie Reil

The German coal phase-out law opens up completely

new opportunities for combined heat

and power (CHP). This is because the associated

amendment to the CHP Act (KWKG) promotes

greater flexibility in the technology and thus

opens up innovative business models for CHP

plants. Until now, these have served almost

exclusively as base-load generators in continuous

operation. But the sharp increase in volatile

power generation from the sun and wind is

making more and more residual load necessary:

This is precisely where CHP has a great opportunity

to demonstrate its market credentials for

the future. However, the new flexibility also

increases the complexity of CHP-based energy

concepts. To ensure that the respective application

(business case) remains economically viable,

sound project development and planning

are essential. Here, Gammel Engineering (GE)

is already prepared for complex and flexible

concepts due to its decades of know-how in project

development for decentralized energy systems

and CHP. This is currently being demonstrated

again in the planning of an iKWK system

in Bad Reichenhall. The project, jointly developed

by Stadtwerke Bad Reichenhall and Gammel

Engineering, was awarded the contract in

the first iKWK tender round in 2018. Full commissioning

is planned for June 2021. Currently,

the municipal utilities are already advertising it

with the slogan: “Saalach heat from renewable,

innovative, CO 2 -saving CHP plant”.

New method for fully automated determination

of the concentration of legionella

in a water sample within a few hours

Holger Ohme, Jennifer Becker, Pascal Jahn

and Dirk Heinecke

The hygienic necessity to control the concentration

of legionella in technical water systems

from which aerosols can be discharged leads to

the problem that the cultivation method (ISO

11731-2017) used for this purpose only provides

reliable results after a delay of 7-12 days. On

this basis, necessary measures can only be taken

and controlled with a considerable time delay.

Rapid tests currently available on the market

either do not correlate reliably with the accredited

cultivation method or require (time-)

consuming preparation steps. Some rapid tests

provide highly specific detection for single Legionella

species, but not for all Legionella species

in a water sample (Legionella spp. = species

pluralis). The newly developed measuring

device INWATROL L.nella+ is based on the

method of measuring the metabolic activity of

living cells and reliably determines the parameter

Legionella spp. from a water sample within

a few hours. The measuring device is directly

connected to the technical water system with

automatic and self-disinfecting sample feed, including

self-disinfection of the water contained

in the measuring cell after the measurement is

completed. This enables the plant operator to

determine the hygienic water quality continuously

and safely. In addition to the direct control

of the success of the measures carried out, it is

also possible to control e.g. biocides according

to requirements.

Energy consumption in Germany 2020

AGEB

Energy consumption in Germany in 2020 fell

by 8.7 percent compared to the previous year,

reaching a historic low of 11,691 petajoules (PJ)

or 398.8 million tonnes of hard coal equivalent

(MtCE). Compared to 2006, the year with the

highest energy consumption in Germany so

far since reunification, the decline amounts to

about 21 per cent, reports the Working Group

on Energy Balances. As a result of the decline

in consumption and further shifts in the energy

mix in favour of renewables and natural gas,

the AG Energiebilanzen expects a decrease in

energy-related CO 2 emissions in the order of

about 80 million tonnes. This corresponds to a

reduction of around 12 percent compared to the

previous year.

6


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Kurzfassungen

Flexibilisierung –

Analyse der Auswirkungen durch

Auswertung der VGB-Datenbank KISSY

J. Aydt, M. Bader, J. Bareiß, R. Mohrmann,

I. Pfaff, S. Prost, R. Uttich und H. Wels

Das Einsatzregime konventioneller Wärmekraftwerke

hat sich durch die verstärkte Nutzung erneuerbarer

Energien wie Windkraft und Photovoltaik

verändert. Die dadurch ebenfalls erhöhte

Stromerzeugungskapazität im Stromnetz führt

zu vermehrten Stillstandzeiten und reduzierten

Betriebszeiten unter Volllast für die konventionellen

Kraftwerke. Dadurch unterliegen diese

Kraftwerke einem erhöhten flexiblen Betrieb.

Grundsätzlich muss die Frage gestellt werden,

ob die veränderte Betriebsweise auch zu

einem erhöhten Lebensdauerverbrauch von

Komponenten der Anlagen geführt hat. Werkstofftechnisch

ist der Zusammenhang zwischen

zyklische Belastung wie durch An- und Abfahrten

und einem erhöhten Lebensdauerverbrauch

für dickwandige Komponenten bekannt. Unklar

war, ob neben den aufgezeichneten Lebensdauerverbräuchen

an ausgewählten Komponenten

weitere unerwartete Schädigungen in den Anlagen

aufgetreten sind und in einem eindeutigen

Zusammenhang zur veränderten Betriebsweise

stehen. Zur Klärung dieser Fragen wurden alle

relevanten Komponenten von Kessel, Turbine

und Generator berücksichtigt.

Zur statistischen Datenanalyse wurde der Datensatz

der VGB-KISSY Datenbank genutzt. Die

Daten stammen aus 129 Stein- und Braunkohlekraftwerken

sowie aus 33 GuD- und Kombikraftwerken

von VGB-Mitgliedern über einen

Zeitraum von 10 Jahren (2010 bis 2019). Die

Daten wurden vor der Analyse anonymisiert und

als jährliche Zeitreihe unter Berücksichtigung

präziser VGB-Definitionen für geplante und ungeplante

Nichtverfügbarkeit ausgewertet.

Charakterisierung des Langzeitverhaltens

von 600/620°C-Turbinenwerkstoffen

Johanna Marie Haan, Torsten-Ulf Kern,

Yang Wang, Christian Kontermann,

Florian Kauffmann und Sabine Polenz

Basierend auf den Erfahrungen des europäischen

COST-F&E-Programms werden seit

2005 großtechnische Turbinenkomponenten

gefertigt und in Kraftwerken eingesetzt.

Durch In-Service-Untersuchungen der eingesetzten

fortschrittlichen 9-10Cr kriechfesten

Stähle CB2, FB2 und COST E im Rahmen von

VGB-Forschungsprojekten wurde das Wissen

zu diesen Werkstoffen kontinuierlich erweitert:

Kriechversuche bei niedrigen, betriebsrelevanten

Spannungen und Laufzeiten von mehr als

80.000 Stunden bestätigen die Langzeitstabilität

der entsprechenden Gefügeeigenschaften

(Subkornstruktur und Ausscheidungsverhalten)

sowie der zugehörigen Kriechfestigkeit. Für alle

drei Werkstoffe wurden die auf den COST-Testschmelzen

und Demonstrationskomponenten

basierenden Zeitstandfestigkeitsextrapolationen

durch die laufenden Tests bestätigt oder

übertroffen.

Darüber hinaus konnten LCF-Tests mit Haltezeit

die Eignung der Werkstoffe in Bezug auf

die veränderten Anforderungen durch flexiblen

Kraftwerksbetrieb und höhere Betriebstemperaturen

nachweisen. Es wurden auch Vergleiche

hinsichtlich des Verformungs- und Ermüdungsverhaltens

im Vergleich zu derzeit etablierten

Werkstoffen und deren Einsatztemperaturgrenzen

durchgeführt.

Zusammenfassend wird bestätigt, dass mit der

Entwicklung fortschrittlicher 9-10Cr-Stähle drei

zuverlässige Werkstoffe entstanden sind, die ein

stabiles Legierungskonzept für den Kraftwerkseinsatz

bei 600 bis 620 °C bilden.l

Angriffserkennungssysteme im OT-Umfeld

bei Betreibern kritischer Infrastrukturen

Stefan Loubichi

Das neue IT-Sicherheitsgesetz 2.0 verpflichtet

die Betreiber Kritischer Infrastrukturen in

Deutschland Systeme zur Angriffserkennung zu

implementieren. Handeln sie nicht oder halten

sie es nicht für notwendig, drohen ihnen empfindliche

Strafen von bis zu 10.000.000 Euro. Es

stellt sich die Frage, ob dies wirklich notwendig

war. Nach einem Forschungsbericht des Kriminologischen

Instituts in Niedersachsen setzen

nur 20 Prozent der Industrieunternehmen Intrusion

Detection Systeme ein. Normalerweise

sollte dies ein guter Grund sein, warum es notwendig

ist, solche Systeme zu implementieren.

In diesem Beitrag werden die verschiedenen

Möglichkeiten vorgestellt, Systeme zur Angriffserkennung

zu implementieren. Gerade im

Bereich der Anomalieerkennung und Intrusion

Detection gibt das Bundesamt für Sicherheit in

der Informationstechnik (BSI) viele Hilfestellungen

dazu, was zu beachten ist. Die Auswahl

des geeigneten Systems ist abhängig vom zur

Verfügung stehenden Budget, den infrastrukturellen

Anforderungen und davon, ob sich das

Unternehmen bereits vorher mit OT-Security

beschäftigt hat. Wichtig ist, dass die Hersteller

dieser Komponenten der kritischen Infrastruktur

eine Garantie für ihre Komponenten abgeben

müssen. Für deutsche Hersteller sollte dies

unkritisch sein, für Hersteller außerhalb der EU

wird das BSI sicherlich kritisch sein.

KKS und RDS-PP® – VGB spricht

die Sprache der Kraftwerkstechnik

Andreas Böser und Sabine Kuhlmann

Unabhängig vom Grad der Industrialisierung,

zählt die Stromerzeugung zweifellos zu den

wichtigsten und komplexesten Aufgaben einer

Gesellschaft. Die zuverlässige Energieversorgung

und damit der erfolgreiche Betrieb eines

jeden einzelnen Kraftwerks – unabhängig von

der eingesetzten Primärenergie – benötigt ein

Kennzeichnungssystem zur konsistenten Identifikation

von Anlagenteilen und Prozessen.

KKS und RDS-PP® bieten diese Möglichkeiten

von der Planung bis zum geordneten Rückbau.

Angefangen bei der Projektierung, über

den Betrieb der Anlage und bis zum geplanten

Laufzeitende sprechen alle Prozessbeteiligten

dieselbe „VGB-Sprache“ und können so national

und auch international problemlos miteinander

kommunizieren. Dank dieser VGB-Kraftwerks-Sprache

können hersteller- und betreiberunabhängig

Daten ausgetauscht werden und

versetzen Kraftwerksbetreiber in die Lage, ihre

Anlagen selbstständig zu betreiben, zu warten

und am Ende auch gesetzes- und normenkonform

zu demontieren.

Effiziente Energie-Technik für viele

Anwendungen: Kraft-Wärme-Kopplung iKWK

Stefanie Reil

Mit dem deutschen Kohleausstiegsgesetz ergeben

sich für die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)

ganz neue Chancen. Denn die damit verbundene

Novelle des KWK-Gesetzes (KWKG) fördert die

Flexibilisierung der Technik und eröffnet damit

innovative Geschäftsmodelle für KWK-Anlagen.

Bisher dienten diese fast ausschließlich

als Grundlasterzeuger im Dauerbetrieb. Doch

die starke Zunahme der volatilen Stromerzeugung

aus Sonne und Wind macht immer mehr

Residuallast erforderlich: Genau darin liegt für

KWK die große Chance, ihre Marktberechtigung

für die Zukunft zu zeigen. Aufgrund der neuen

Flexibilität steigt aber auch die Komplexität

KWK-basierter Energiekonzepte. Damit der jeweilige

Einsatzfall (Business Case) wirtschaftlich

tragfähig bleibt, sind eine fundierte Projektentwicklung

und Planung unerlässlich. Hier ist

Gammel Engineering aufgrund seines jahrzehntelangen

Know-hows in der Projektentwicklung

für dezentrale Energiesysteme und KWK bereits

für komplexe und flexible Konzepte gewappnet.

Dies wird aktuell wieder bei der Planung für ein

iKWK-System in Bad Reichenhall unter Beweis

gestellt. Das Projekt erhielt 2018 den Zuschlag

in der ersten iKWK-Ausschreibungsrunde. Die

vollständige Inbetriebnahme ist für Juni 2021

geplant. Aktuell bewerben es die Stadtwerke

bereits mit dem Slogan: „Saalachwärme aus

erneuerbarem, innovativem, CO 2 -sparendem

Heizkraftwerk“.

Neues Verfahren zur vollautomatisierten

Bestimmung der Konzentration von

Legionellen in einer Wasserprobe innerhalb

weniger Stunden

Holger Ohme, Jennifer Becker, Pascal Jahn

und Dirk Heinecke

Die hygienische Notwendigkeit zur Kontrolle der

Konzentration an Legionellen, in technischen

Wassersystemen aus denen Aerosole ausgetragen

werden können, führt zu der Problematik,

dass das hierfür anzuwendende Kultivierungsverfahren

(ISO 11731-2017) erst mit einer Verzögerung

von 7-12 Tagen einen verlässlichen Befund

liefert. Erforderliche Maßnahmen können

auf dieser Basis nur stark zeitverzögert erfolgen

und kontrolliert werden. Aktuell auf dem Markt

verfügbare Schnelltest korrelieren entweder

nicht belastbar mit der akkreditierten Kultivierungsmethode

oder erfordern (zeit-) aufwendige

Aufbereitungsschritte. Einige Schnelltests

liefern hochspezifische Nachweise für einzelne

Legionellenarten, jedoch nicht für alle Legionellenarten

in einer Wasserprobe (Legionella spp.

= species pluralis). Das dem neu entwickelten

Messgerät INWATROL L.nella+ zu Grunde

liegende Verfahren einer Stoffwechselaktivitätsmessung

lebender Zellen bestimmt den Parameter

Legionella spp. zuverlässig innerhalb weniger

Stunden aus einer Wasserprobe. Dabei wird

das Messgerät direkt an das technische Wassersystem

mit automatischem und selbstdesinfizierendem

Probeneinzug angeschlossen, einschließlich

Selbstdesinfektion des in der Messzelle

enthaltenen Wassers nach abgeschlossener

Messung. Dies ermöglicht dem Anlagenbetreiber

die gefahrlose, kontinuierliche Ermittlung

der hygienischen Wasserqualität. Neben der

unmittelbaren Erfolgskontrolle durchgeführter

Maßnahmen ist auch die bedarfsgerechte Steuerung

z.B. von Bioziden möglich.

Energieverbrauch in Deutschland 2020

AGEB

Der Energieverbrauch in Deutschland ist 2020

um 8,7 % gegenüber dem Vorjahr zurückgegangen

und erreichte mit 11.691 Petajoule (PJ) oder

398,8 Millionen Tonnen Steinkohleneinheiten

(Mio. t SKE) einen historischen Tiefststand. Im

Vergleich zu 2006, dem Jahr mit dem bisher

höchsten Energieverbrauch in Deutschland seit

der Wiedervereinigung, beträgt der Rückgang

rund 21 %, berichtet die Arbeitsgemeinschaft

Energiebilanzen. Infolge des rückläufigen Verbrauchs

sowie weiteren Verschiebungen im

Energiemix zugunsten der Erneuerbaren und

des Erdgases rechnet die AG Energiebilanzen

mit einem Rückgang der energiebedingten

CO 2 -Emissionen in einer Größenordnung von

rund 80 Mio. t. Das entspricht einer Minderung

gegenüber dem Vorjahr um rund 12 %.

7


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Members´ News VGB PowerTech 1/2 l 2021

Members´

News

Alpiq und Fu-Gen schliessen

Vereinbarung für schwedischen

Windpark Tormoseröd

(alpiq) Alpiq und das Schweizer Unternehmen

Future Generation Renewable Energy

(„Fu-Gen“) haben eine Miteigentümer-Vereinbarung

für den von Alpiq entwickelten

Windpark Tormoseröd im Südwesten

Schwedens geschlossen. Der Windpark

wird voraussichtlich Ende 2022 mit einer

installierten Leistung von bis zu 72,6 MW

voll betriebsfähig sein. Gebaut und betrieben

wird er von Tormoseröd Vindpark AB

unter der Führung von Fu-Gen und Alpiq

Ecopower AG („AEP“), einer Alpiq Tochtergesellschaft,

die Projekte im Bereich erneuerbare

Energien in Europa betreibt und

umsetzt.

Im Dezember 2020 erwarb Fu-Gen die

Mehrheit der Anteile (70 %) an Tormoseröd

Vindpark AB, einer Projektgesellschaft,

die vollständig im Besitz von Alpiq ist. Der

Hauptzweck dieser Partnerschaft ist der

Bau des Windparks Tormoseröd in den Gemeinden

Strömstad und Tanum in der

schwedischen Provinz Västra Götaland und

dessen Betrieb über die nächsten 30 Jahre.

Partnerschaft für

nachhaltige Energieerzeugung

Die Konzession für den Bau der Anlage

ist bereits in Kraft und alle notwendigen

Rechte sind gesichert, sodass der Bau des

Projekts Anfang 2021 beginnen kann. Die

Kommerzialisierung des Windparks ist für

Anfang 2023 vorgesehen, mit einer geplanten

installierten Leistung von bis zu

72,6 MW, was dem Verbrauch von rund

8.400 schwedischen Haushalten entspricht.

Alpiq wird für die Projektmanagement-Aktivitäten

während der Bauphase

und für das technische und kommerzielle

Asset Management während des Betriebs

verantwortlich sein. Vor Ort wird Alpiq mit

ihrem Team von Spezialisten den Bau begleiten

sowie den technischen und kommerziellen

Betrieb unterstützen.

Tormoseröd ist für Alpiq ein wichtiges

Projekt in Bezug auf Projektentwicklung,

Finanzierungsmodell und Risikomanagement.

Der Asset-Light-Ansatz beinhaltet einen

wichtigen Co-Investitionspartner für

Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien,

wobei Alpiq den Entwicklungsteil der

Anlagen übernimmt, um ihren Kunden den

optimalen Service zu bieten.

Beitrag zur Abdeckung

zukünftigen Energiebedarfs

Das Windparkprojekt Tormoseröd steht

in vollem Einklang mit der Strategie des

Schwedischen Verbands für Windenergie,

der bis 2040 eine 100-prozentige Stromerzeugung

aus erneuerbaren Energien anstrebt.

Es erfüllt dessen Erwartungen in

Bezug auf die Entwicklung von Projekten

für erneuerbare Energien, da die Windenergieerzeugung

von heute 20 TWh auf

mindestens 90 TWh im Jahr 2040 gesteigert

werden soll, und damit mehr als die

Hälfte des Stromverbrauchs in Schweden

ausmachen soll.

Alpiq und Fu-Gen setzen auf erneuerbare

Energien wie Windkraft, im Hinblick auf

die zunehmend dezentralisierte, dekarbonisierte

und digitalisierte Energiewelt von

morgen.

Alpiq verfolgt ein nachhaltiges, finanziell

solides und risikoadjustiertes Energiegeschäft,

um damit zu einem besseren Klima

und einer höheren Versorgungssicherheit

in den europäischen Märkten beizutragen.

(21511057)

LL

www.alpiq.com

www.fugen-ren.com

Alpiq Wasserkraftwerk

Ruppoldingen erhält erneut

das höchste Ökostrom-Label

„naturemade star“

(alpiq) Das Alpiq Wasserkraftwerk Ruppoldingen

ist erneut mit dem Label „naturemade

star“ zertifiziert worden. Das Label

des Vereins für umweltgerechte Energie

(VUE) ist die höchste Auszeichnung für

Ökostrom in der Schweiz. Der mit dem

Kraftwerk verbundene Alpiq Ökofonds unterstützt

im erweiterten Einzugsgebiet des

Kraftwerks Jahr für Jahr zahlreiche Projekte

zur ökologischen Aufwertung und

Schaffung natürlicher Lebensräume.

Das Alpiq Wasserkraftwerk Ruppoldingen

produziert seit mehr als 20 Jahren an

der Aare ökologisch wertvolle, erneuerbare

Energie. Beim Bau des Kraftwerks legte

Alpiq sehr viel Wert auf umfangreiche Ersatz-

und Ausgleichsmaßnahmen in der

Natur. Nicht zuletzt dank dieser Maßnahmen

zugunsten der Tier- und Pflanzenwelt

trägt das Kraftwerk seit 2010 das Label „naturemade

star“, das vom Verein für umweltgerechte

Energie (VUE) verliehen

wird. Dabei handelt es sich um die höchste

Auszeichnung für besonders umweltschonend

erzeugte Energie aus 100 Prozent erneuerbaren

Energiequellen.

In den letzten Monaten hat das Kraftwerk

der Alpiq Tochtergesellschaft Alpiq Hydro

Aare die aufwändige Rezertifizierung erfolgreich

durchlaufen. Das Wasserkraftwerk

Ruppoldingen erfüllt somit weiterhin

besonders strenge Auflagen im Bereich Umwelt

und darf das Label „naturemade star“

auch in den Jahren 2021 bis 2025 führen.

Unterstützung für Projekte zwischen

Grenchen und Niedergösgen

Für jede in Form von Zertifikaten verkaufte

Kilowattstunde (Herkunftsnachweis)

aus dem Laufwasserkraftwerk Ruppoldingen

fließt 1 Rappen in den Alpiq

Ökofonds. Die Gelder aus dem Alpiq Ökofonds

dienen der finanziellen Unterstützung

von ökologischen Aufwertungs- und

Verbesserungsmaßnahmen vorwiegend im

erweiterten Einzugsgebiet des Alpiq Kraftwerks

zwischen Grenchen und Niedergösgen.

Dabei handelt es sich beispielsweise

um Renaturierungen und Revitalisierungen

von Flussläufen oder Aufwertungen

von Gewässern zugunsten der Biodiversität.

In den zehn Jahren seines Bestehens

hat der Alpiq Ökofonds über 100 Projekte

mit insgesamt mehr als fünf Millionen

Franken unterstützt.

Alpiq Wasserkraftwerk Ruppoldingen erhält erneut das höchste Ökostrom-Label „naturemade star“

(21511100)

Neu: 122.000 Franken für ökologische

Aufwertung an der Aare in Wolfwil

Ein unabhängiges Lenkungsgremium

wacht über die Verwendung der zweckgebundenen

Gelder. Es entscheidet darüber,

welche Projekte durch den Alpiq Ökofonds

unterstützt werden. An seiner letzten Sitzung

beschloss das Gremium, Projekte mit

8


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Members´News

einem Betrag von insgesamt rund 220.000

Franken zu unterstützen. Mehr als die

Hälfte des Betrags, 122.000 Franken, werden

für verschiedene Maßnahmen zur ökologischen

Aufwertung an der Aare in Wolfwil

im Kanton Solothurn eingesetzt. Im

Gebiet Mattenhof / Chli Aarli wird unter

Leitung der Abteilung Wasserbau des Amts

für Umwelt des Kantons Solothurn unter

anderem ein Aare-Altarm von 45 Meter

Länge angelegt, zudem entstehen zwei

neue Weiher und ein Seitengraben. Durch

diesen zusätzlichen Lebensraum wird lokaler,

ökologisch wertvoller Mehrwert für die

Tier- und Pflanzenwelt geschaffen.

Bereits früher beschlossen worden waren

beispielsweise die Unterstützung des geplanten

Revitalisierungs- und Hochwasserschutzprojekts

an der Dünnern, wodurch

in Herbetswil (SO) ein neues Naherholungsgebiet

für Mensch und Tier entstehen

soll. Oder die Instream-Revitalisierungsmassnahmen

am Witibach in Grenchen,

die in den letzten Monaten den Kanal wieder

in einen ökologisch aufgewerteten, natürlich

fliessenden Bach zurückverwandelten.

(21511100)

LL

www.alpiq.com

Axpo und IWB bauen

Muttsee-Solaranlage

Denner bezieht den Strom

(axpo) Axpo und IWB realisieren gemeinsam

die größte alpine Solaranlage der

Schweiz. Die Partner werden das

2,2-MW-Pionierprojekt im Sommer an der

Muttsee-Staumauer installieren und in

Betrieb nehmen. Denner wird den produzierten

Solarstrom während 20 Jahren

abnehmen.

Die beiden Energieversorger Axpo und

IWB errichten die 2,2-MW-Anlage im Rahmen

einer Partnerschaft.

Denner engagiert sich entsprechend seiner

Nachhaltigkeitsstrategie bei diesem

Projekt und verpflichtet sich, den alpinen

Solarstrom während 20 Jahren zu beziehen.

Aufgrund der alpinen Lage produziert die

Anlage auch während der Wintermonate

viel Strom. Da sie auf einer bestehenden

Staumauer installiert wird, ist sie besonders

umweltverträglich.

AlpinSolar: Gemeinsam mehr erreichen

Die ursprünglich von Axpo initiierte alpine

Solar-Grossanlage auf der Muttsee-Staumauer

wird zum Gemeinschaftsprojekt

„AlpinSolar“ von Denner,

Axpo und IWB. Die beiden Energieunternehmen

Axpo und IWB werden die Anlage

im Rahmen einer Partnerschaft erstellen.

Denner, der grösste Discounter der

Schweiz, wird den alpinen Solarstrom

während 20 Jahren beziehen. Damit verfolgt

Denner seine ambitionierten Nachhaltigkeitsziele

konsequent weiter. „Dieses

Projekt bekräftigt unser Engagement zur

Erreichung der Klimaziele. Unser Ziel ist

auch weiterhin, ausschliesslich Strom aus

erneuerbarer Quelle zu beziehen, weshalb

wir innovative Lösungen unterstützen, um

den verantwortungsvollen Umgang mit

unseren natürlichen Ressourcen zu fördern.

Mit der alpinen Solaranlage investieren

wir in unsere Zukunft und stärken den

Standort Schweiz“, erklärt Denner CEO

Mario Irminger.

„AlpinSolar“ ist eine Anlage, wie sie die

Energiewende braucht. Die Solaranlage an

der Muttsee-Staumauer wird umweltverträglich

errichtet und liefert viel erneuerbaren

Strom – vor allem im Winter. Darüber

hinaus ist das Projekt besonders umweltverträglich,

weil die Anlage auf einer

bestehenden Staumauer gebaut wird. „Leider

sind solche Anlagen aufgrund der fehlenden

Rahmenbedingungen heute noch

kaum wirtschaftlich realisierbar, so auch

dieses Projekt“, sagt Axpo CEO Christoph

Brand. „Wir haben uns dennoch mit starken

Partnern dazu entschieden, dieses

Leuchtturmprojekt zu realisieren, ein Zeichen

zu setzen und so die Energiewende in

der Schweiz einen Schritt vorwärts zu

bringen. Wir sehen das Projekt auch als

wichtigen Diskussionsbeitrag für die anstehenden

Gesetzesrevisionen.“

IWB, der Energieversorger des Kantons

Basel-Stadt, beteiligt sich mit 49 % am Projekt.

Das Unternehmen strebt eine konsequent

klimafreundliche Energieversorgung

an. „Teil davon ist der Ausbau der

Stromproduktion aus Solarenergie gezielt

auch in der Schweiz“, sagt IWB CEO Claus

Schmidt. „Das Pionierprojekt ’AlpinSolar’

passt deshalb hervorragend zu unserer

Strategie.“ Planeco, eine Tochtergesellschaft

von IWB, wird mit dem Bau der Anlage

beauftragt.

Viel Solarstrom – auch im Winter

Die 2,2-MW-Solaranlage wird auf 2.500

Metern über Meer an der Muttsee-Staumauer

des Pumpspeicherwerks Limmern

installiert und wird pro Jahr rund

3,3 Mio. kWh Strom produzieren. Fast

5.000 Solarmodule werden an der Staumauer

montiert, die optimal nach Süden

ausgerichtet ist. Dank ihrer alpinen Lage

wird die Anlage beim Muttsee rund die

Hälfte ihrer Produktion während des Winterhalbjahres

liefern, also dann, wenn der

Strom in der Schweiz tendenziell fehlt.

Dies im Gegensatz zu Solaranlagen im Unterland,

bei denen nur rund ein Viertel der

Stromproduktion während des Winterhalbjahres

anfällt. Die Solaranlage beim

Muttsee wird im Sommer 2021 gebaut und

in Betrieb genommen. (21511117)

LL

www.axpo.com

KLL steigert Produktion deutlich

(axpo) Der Verwaltungsrat der Kraftwerke

Linth-Limmern AG (KLL) hat heute die

Rechnung des Geschäftsjahres 2019/20 genehmigt

und zu Händen der Generalversammlung

verabschiedet. Die Kraftwerke

der KLL produzierten im Berichtsjahr deutlich

mehr Strom als im Vorjahr.

Die Kraftwerke Muttsee, Limmern, Hintersand

und Tierfehd produzierten im Geschäftsjahr

2019/20 1,71 Milliarden Kilowattstunden

Strom. Das entspricht dem

Verbrauch von 380.000 durchschnittlichen

Vierpersonenhaushalten und ist deutlich

mehr als im Vorjahr (1,49 Mrd. kWh). Der

grösste Teil der Energie stammte aus den

Speicherkraftwerken (96,6 %) – nur ein

kleiner Teil aus den Laufkraftwerken (3,4

Prozent). Die Speicherkraftwerke der KLL

bezogen für den Pumpbetrieb im Berichtsjahr

insgesamt 1,84 Milliarden Kilowattstunden

Strom.

Dank der gesteigerten Produktion sanken

die Produktionskosten der KLL auf 7,9 Rappen

pro kWh (Vorjahr: 8,5 Rp/kWh). Demgegenüber

stiegen die Jahreskosten zu Lasten

der Partner vor allem Aufgrund der

höheren Pumpenergiemenge um 11,8 Prozent

auf 184,43 Millionen Franken.

Im Berichtsjahr besichtigten gut 3200

Personen die Anlagen des Pumpspeicherwerks

Limmern. Das sind deutlich weniger

als im Vorjahr (6600 Personen). Aufgrund

der Corona-Pandemie wurden die Besucherführungen

von Anfang März bis Ende

Juni eingestellt. (21511118)

LL

www.axpo.com

BKW: Rekordergebnis für

dezentrale erneuerbare Energie

aus der Region

(bkw) Die Region des Swiss Energyparks

verzeichnete im letzten Jahr einen Produktionsrekord:

127 GWh regional und dezentral

erzeugte erneuerbare Energie. Das Gebiet,

auf dem sich das Windkraftwerk JU-

VENT, das Sonnenkraftwerk Mont-Soleil

und das Wasserkraftwerk La Goule befinden,

kommt somit auf eine theoretische

Energieautonomie von 86 Prozent.

Der Swiss Energypark, der 2016 auf Initiative

der BKW und der Kantone Bern und

Jura entstand, zeigt quasi im Großversuch,

wie die Energieversorgung laut Strategie

des Bundes einmal aussehen könnte. Das

Gebiet, das flächenmäßig etwa dem Kanton

Genf entspricht, erzeugte 2020 Strom

aus erneuerbaren Quellen für rund 28.200

Haushalte. Zugleich stieg 2020 der Verbrauch

auf 147 GWh. Die Region, die dem

Versorgungsgebiet von La Goule entspricht,

konnte so 86 Prozent ihres Bedarfs

mit lokaler erneuerbarer Energie aus

nachhaltigen Quellen decken. Eine derartige

Quote ist in dieser Höhe einmalig in

der Schweiz.

9


Members´News VGB PowerTech 1/2 l 2021

Doch die letztjährige Rekordproduktion

hat paradoxerweise den Autonomiegrad

nicht gesteigert. Das erklärt sich dadurch,

dass 2020 der Verbrauch gestiegen ist. Seit

Kurzem wird auch Saignelégier von La

Goule versorgt. Das Versorgungsgebiet,

das 2019 noch 17.000 Einwohner zählte,

wuchs 2020 auf 21.000 Personen an, und

der Verbrauch stieg von 138 GWh auf

147 GWh. Diese neue Situation gleicht den

geringeren Verbrauch, der sich im Zusammenhang

mit der Corona-Epidemie bemerkbar

machte, weitgehend aus.

Sonnen- und Windkraft boomen,

Wasserkraft bleibt zurück

Das Windkraftwerk JUVENT produzierte

2020 nahezu 85 GWh. Niemals zuvor wurde

an einem Standort in der Schweiz so viel

Strom aus Windkraft erzeugt. Dies entspricht

dem Verbrauch von ca. 18.900

Haushalten. Der Wert übertrifft die Prognosen,

die die Gesellschaft JUVENT 2016

während der letzten Umbauphase abgegeben

hatte, um über 20 Prozent. Möglich

war dieses Ergebnis durch sehr günstige

Windverhältnisse und eine höhere Zahl

Windturbinen im Einsatz.

Auch die Photovoltaik schnitt 2020 dank

anhaltender Hochdruckwetterlagen hervorragend

ab. Sie bewirkten, dass die Eigenerzeuger

wie auch das Sonnenkraftwerk

Mont-Soleil ihre Produktion steigern konnten.

Mont-Soleil hat im letzten Jahr um die

630.000 kWh erzeugt. Dieses Ergebnis liegt

15 Prozent über dem langfristigen Mittel

und entspricht dem Jahresverbrauch von

140 Haushalten. Das ist ein ausgezeichnetes

Ergebnis für die Photovoltaikzellen, die

bereits seit 29 Jahren im Einsatz sind.

Das sonnige Wetter hatte jedoch genau

den umgekehrten Effekt auf die Wasserkraftproduktion,

führte es doch im Frühling

zu Niedrigwasser. Die Produktion des

Kraftwerks La Goule am Doubs liegt mit

17 GWh 2020 unter dem Durchschnitt der

letzten zehn Jahre. Dies entspricht dem Bedarf

von etwa 3.800 Haushalten.

Die Stromerzeugung auf dem Gebiet des

Swiss Energypark ist ein gutes Beispiel, wie

sich die neuen erneuerbaren Energien und

die Wasserkraft gegenseitig ergänzen.

Wenn die Stromproduktion aus Wasserkraft

meteorologisch bedingt geringer ist,

gleicht die Sonnenenergie das im Sommer

aus. Während der Winterzeit wird dann

vorwiegend Windkraft produziert.

Bedeutende Rolle in der Energiewende

Der Swiss Energypark verfügt

schweizweit über einzigartige Gegebenheiten,

sowohl im Hinblick auf den Anteil der

erneuerbaren Energien als auch durch seinen

flexiblen Energiemix. Hier ist es möglich,

unter realen Bedingungen innovative

Lösungen zu testen, die eines Tages unsere

Versorgungssicherheit gewährleisten. Mit

seiner Infrastruktur, die von der BKW und

externen Akteuren (u. a. Start-ups oder

Schulen) genutzt wird, kommt dem Swiss

Energypark eine aktive Rolle in der Energiewende

zu, da hier Lösungen mit hohem

Mehrwert entwickelt werden. (21521140)

LL

www.swiss-energypark.ch

juvent.ch

societe-mont-soleil.ch/de

lagoule.ch

www.bkw.ch

EEW: Schaffung neuer

Industriearbeitsplätze –

Niedersachsen fördert

nachhaltiges EEW-Projekt

in der Region Helmstedt

(eew) Bernd Althusmann, Niedersachsens

Minister für Wirtschaft, Arbeit, Verkehr

und Digitalisierung, hat gestern einen

Fördermittelbescheid in Höhe von 1,5

Millionen Euro für das Projekt Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage

(KVA) Helmstedt an die EEW Energy from

Waste Helmstedt GmbH (EEW) übergeben.

Die Mittel stammen aus der Gemeinschaftsaufgabe

„Verbesserung der regionalen

Wirtschaftsstruktur (GRW)“. Mit

dem Programm stärkt das Wirtschaftsministerium

die Wettbewerbs- und Anpassungsfähigkeit

der Wirtschaft in strukturschwachen

Regionen.

Bernd Althusmann, Niedersachsens Minister

für Wirtschaft, Arbeit, Verkehr und

Digitalisierung (li.), übergibt den Förderbescheid

an den Vorsitzenden der Geschäftsführung

von EEW Energy from Waste,

Bernard M. Kemper.

„Die KVA Helmstedt ist erster sichtbarer

Meilenstein für eine Nachnutzung des

Helmstedter Reviers und des neuen Geschäftsfeldes

Klärschlammverwertung

von EEW. Wir freuen uns und sind stolz,

dass Minister Althusmann das Engagement

von EEW würdigt und damit nicht

nur die Schaffung 15 tarifgebundener,

qualifizierter Industriearbeitsplätze aus

Mitteln seines Ministeriums fördert, sondern

gleichzeitig mit dafür Sorge trägt,

einen nachhaltigen Verwertungsweg für

ein Fünftel des in Niedersachsen anfallenden

Klärschlamms auszubauen“, sagt Bernard

M. Kemper, Vorsitzender der Geschäftsführung

von EEW Energy from

Waste. Dies sei auch ein klares Signal für

weitere Ansiedlungen am Standort Buschhaus,

die sich bereits am Horizont abzeichneten.

Rüdiger Bösing, dem als kaufmännischem

Geschäftsführer für die Region

Nord die Verantwortung für den Standort

Buschhaus obliegt, kennt die Potentiale:

„Gemeinsam mit einem Partner können

wir den Standort bei passenden Rahmenbedingungen

sogar noch um eine Phosphorrecycling-anlage

erweitern.“ Ferner

sei es aufbauend auf der Wasserstoffstrategie

des Landes Niedersachsen denkbar,

dass die Helmstedter Unternehmen Avacon

und EEW die Energiezukunft des

Standortes fortschreiben und grünen Wasserstoff

mit elektrischer Energie aus Windkraft,

Sonne und energetischer Abfallverwertung

gewinnen, so Bösing weiter. Zunächst

stehe aber die Fertigstellung Niedersachsens

erster KVA im Fokus. „Wir

liegen gut im Zeitplan und planen, das

Projekt im Herbst kommenden Jahres mit

der kommerziellen Inbetriebnahme abzuschließen“,

sagt Projektleiter Helge Goedecke.

Die Mitarbeiter stünden für ihren

künftigen Arbeitsplatz bereits in den Startlöchern,

weiß Rüdiger Bösing. „Wir haben

alle 15 Stellen besetzt, überwiegend mit

ehemaligen Auszubildenden der EEW und

des Helmstedter Reviers. Für sie ist die

KVA Helmstedt eine klare berufliche Zukunftsperspektive

in ihrer Heimatregion.“

Er freue sich bereits darauf, mit dem neuen

Team „Buschhaus“ so bald wie möglich

starten zu können.

Bernd Althusmann, Niedersachsens Minister für Wirtschaft, Arbeit, Verkehr und Digitalisierung

(li.), übergibt den Förderbescheid an den Vorsitzenden der Geschäftsführung von EEW Energy

from Waste, Bernard M. Kemper. (21511125)

10


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Members´News

EEW Energy from Waste (EEW) ist ein in Europa führendes

Unternehmen bei der thermischen Abfall- und Klärschlammverwertung.

Zur nachhaltigen energetischen Nutzung dieser

Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt das Unternehmen

Verwertungsanlagen auf höchstem technologischem

Niveau und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen

und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft. In den

derzeit 18 Anlagen der EEW-Gruppe in Deutschland und im

benachbarten Ausland tragen 1150 Mitarbeiterinnen und

Mitarbeiter für die energetische Verwertung von jährlich bis

zu 5 Millionen Tonnen Abfall Verantwortung. EEW wandelt

die in den Abfällen enthaltene Energie und stellt diese als

Prozessdampf für Industriebetriebe, Fernwärme für Wohngebiete

sowie umweltschonenden Strom zur Verfügung.

Durch diese energetische Verwertung der in den EEW-Anlagen

eingesetzten Abfälle werden natürliche Ressourcen geschont,

wertvolle Rohstoffe zurückgewonnen und die

CO 2 -Bilanz entlastet. (21511125)

www.eew-energyfromwaste.com/

EDF Renewables – Jinko Power consortium

reaches the financial closing of the world’s

largest solar project and launches its construction

in Abu Dhabi

(edf) The consortium, formed by French EDF Group subsidiary,

EDF Renewables and Chinese Jinko Power HK, subsidiary

of Jinko Power Technology Co. Ltd, both global leaders

in renewable energy, have successfully reached the financial

closing for the 2 GW Al Dhafra PV2 solar project in Abu Dhabi,

United Arab Emir-ates. This operation has been completed

along with TAQA Group and Masdar, the Abu Dhabi-based

shareholders and major players in the electricity

and renewable sectors.

The approximately 1 billion USD transaction has been

funded via project financing with BNP Paribas as bookrunner

together with Bank of China, Crédit Agricole, HSBC,

MUFG, Sumi-tomo Mitsui Banking Corporation and Standard

Chartered, as mandated lead arrangers.

Completion of this major milestone allows the mobilization

on site and start of construction. Located in the region

of Al Dhafra, 35 kilometres south of Abu Dhabi City, this solar

photo-voltaic plant will be the largest single-site solar

plant worldwide.

Al Dhafra PV2 solar project will be the first plant of such

scale to deploy bifacial module technology, capturing as

such light on both sides of the PV modules and thus benefits

from the reflection of light by the ground in order to yield

higher generation. The plant spans over 20 square kilometres

of desert climate area, with more than 4 million PV

modules.

Upon commissioning, targeted in 2022, this project will

provide the equivalent electricity to power over 160,000 local

households.

A call for tenders was launched in June 2019 by Emirates

Water and Electricity Company (EWEC), a leading company

in the coordination of planning, purchasing and providing of

water and electricity across the UAE. EDF Renewables –

Jinko Power consortium submitted the most competitive

bid.

As the project is under an independent power producer

model (IPP), EDF Renewables and Jinko Power hold respectively

20% of the shares, the remaining 60% is owned by

TAQA and Masdar.

C

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VGB Expert Event

Ecology and Environment

in Hydropower

Live & OnLine!

www.vgb.org

19 and 20 May 2021

The international event will bring together

experts from leading operators,

manufacturers and suppliers, authorities,

scientists as well as related stakeholders

to discuss important issues in the field

of ecology and environment in hydropower.

Check our website www.vgb.org

for more recent information!

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Germany

Informationen

Dr Hendrik Multhaupt

Eva Silberer

E-Mail

vgb-ecol-hpp@vgb.org

Phone

+49 201 8128-207/202

www.vgb.org

11

Live & OnLine


Members´News VGB PowerTech 1/2 l 2021

The four partners had previously signed

the 30-years Power Purchase Agreement

(PPA) on 23 rd July 2020.

Bruno Bensasson, EDF Group Senior Executive

Vice-President Renewable Energies

and Chief Executive Officer of EDF Renewables

declared: „The Al Dhafra PV2 project

highlights EDF full commitment to supporting

the UAE National Climate Change

Plan. We are using our solar best expertise

to deliver the next generation of solar plant

in Abu Dhabi. The achievement of financial

close with our partners and the investment

community is a major milestone for the

project. We are now fully mobilized to support

the construction of the solar plant

with the objective of reaching the commercial

operation in 2022. This 2GW future

solar power plant contributes to meet the

EDF Group‘s CAP 2030 strategy, which

aims to double its worldwide renewable

installed energy capacity from 28 to 50 GW

nets between 2015 and 2030“. (21511128)

LL

www.edf.com

EDP launches ‚Futuro Ativo Sines‘

project to promote initiatives to

support the region

(edp) Support for business creation, vocational

training and an evaluation study of

economic opportunities are among the various

initiatives that EDP aims to develop in

partnership with local authorities. These

initiatives are part of EDP‘s commitment to

remain in the region after the closure of the

Sines plant.

Thursday, 14 January 2021 was the last

day of activity of the thermal power plant

of Sines, after 35 years in operation. Being

the largest Portuguese power station, it

played a strategic role in the country‘s energy

supply and in the security of the national

electricity system - a contribution

that has been decreasing in view of the

growing energy production from renewable

sources and which ends now, in alignment

with the commitments of decarbonization

and energetic transition of the company

and the national economy.

After the closure of the coal power plant,

EDP wants to maintain its connection to

Sines and the local communities with

which it has been actively collaborating in

recent decades. In this sense, and under

the motto ‚FAS - Futuro Ativo Sines‘ (Active

Future Sines), EDP started two work fronts

through which it intends to develop a series

of initiatives to contribute to the conversion

of the economy and employment in

the region.

The first work front involves a prospective

study of the local economy, which is being

done by University of Évora in partnership

with Instituto Superior Técnico. This evaluation

work, which relies on the auscultation

of various entities in the region, aims

to identify and evaluate the most dynamic

EDP launches ‚Futuro Ativo Sines‘ project to promote initiatives to support the region.

View of the Sines power plant (21511130)

opportunities to enhance the social and

economic development of that territory. It

is thus intended to identify how the local

economy will evolve, how the transition

from employment will be, how professional

qualification should be promoted,

among other issues that help to anticipate

measures and proposals with a positive impact

on Sines.

A second work front involves the creation

of a Gabinete Local de Encaminhamento

Social (GLES), in partnership with the City

Council of Sines and the Instituto do Emprego

e Formação Profissional, which aims

to extend, at an early stage, to directly support

the workers of the Sines power plant,

including their families, and in the future

extend this support to the rest of the population.

This office, which will operate at

Sines Tecnopolo, aims to help direct these

people to work opportunities, training and

other alternatives that can generate jobs.

This office will thus function as a kind of

platform from which other measures included

in this project ‚Futuro Ativo Sines‘

are developed. Among these measures is

NAU, a program that supports entrepreneurship,

similar to what had already been

done in Sines in 2011 with the program

‚Semente‘. It is a business incubator, which

will also be housed in Tecnopolo de Sines,

and will select, support and accelerate entrepreneurship

projects for small local

businesses. Through NAU, EDP aims to mobilize

seed capital funds (initial investment

capital) and other investment options to

boost entrepreneurship in Sines.

In parallel, EDP Production is committed

to maintaining its social investment programs

in the territory over the next year,

such as ‚Partilha com Energia (involving

schools in the region), Tradições (to support

local arts and crafts) and vehicle donation.

The EDP Volunteer Program will

also be available within this project to support

education, professional monitoring

and promote energy efficiency and combat

energy poverty, among other situations

that will be identified.

With these initiatives, EDP will maintain

its connection to the territory after the closure

of the Sines plant, contributing to its

development and improvement through

new projects. Starting from January 15,

the Sines plant will start a first phase of decommissioning,

and then the dismantlement,

in a process that will last about five

years. (21511130)

LL

www.edp.com

EIB and BPI provide EDP

Renováveis with € 112 million to

construct and operate two wind

farms with a total capacity

of 125 MW

(edp) The wind farms are located in the

districts of Coimbra and Guarda, in the

west and north of the country. 560 jobs expected

to be created during the implementation

phase. The EIB financing is backed

by the European Fund for Strategic Investments

(EFSI).

The European Investment Bank (EIB) will

provide €65 million and BPI an additional

€47 million to EDP Renováveis S.A.

(EDPR), one of the main producer of wind

energy in the world, to finance the construction

and operation of two onshore

wind farms with a total nominal capacity of

125 MW in the districts of Coimbra and

Guarda, Portugal. The project is co-financed

by Banco BPI and the EIB financing

is backed by the European Fund for Strategic

Investments (EFSI), the main pillar of

the Investment Plan for Europe.

With the support of the EIB, EDPR will

design, construct and operate two medium-scale

wind farms: Tocha II, with a ca-

12


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Members´News

pacity of 33 MW, and Sincelo, with a capacity

of 92 MW. Tocha II wind farm will be

located in the west, close to the Atlantic

coast, in the municipality of Cantanhede,

district of Coimbra, whereas the Sincelo

wind farm will be located along the municipalities

of Pinhel and Guarda, district of

Guarda, in the northeast of Portugal. This

project will also have a direct positive effect

on employment, since it is expected to

create approximately 560 temporary positions

during its construction phase.

Once operational, the two wind farms

will contribute to Portugal meeting its Energy

and Climate Plan targets, which foresee

47% of renewable sources in gross final

energy consumption by 2030, as well as the

European Commission’s binding target of

having at least 32 % of final energy consumption

coming from renewable sources

by 2030.

With this co-financed project, the EIB and

the BPI are reinforcing their commitment

to sustainable financing and supporting initiatives

that are respectful of the environment

and that contribute to preventing and

mitigating climate change and the transition

to a low-carbon economy.

The EU bank is assisting this operation via

a green energy loan, the features of which

are fully in line with the requirements set

out in its Climate Awareness Bonds programme.

As a result, this operation is likely

to be allocated to its portfolio of loan operations

financed via the issuance of such

bonds.

EDP Renováveis interim CEO Rui Teixeira

said:“At EDP Renováveis we are pleased to

count with the support of the European Investment

Bank (EIB) and Banco BPI to the

development of new projects that will contribute

to Portugal‘s achievement of its Energy

and Climate Plan targets, the European

Commission‘s targets and also to the

creation of more than half a thousand jobs.

This project reinforces our commitment

with the Portuguese renewables sector and

with the improvement of the quality of life

of current and future generations. It also

enhances our key role as a world leader in

the renewable energy sector.“

EIB Vice-President Ricardo Mourinho Félix,

responsible for the Bank‘s operations in

Portugal, said: This flagship project

strengthens our partnership with EDP

Renováveis and reinforces the Bank‘s commitment

to promoting climate action, economic

development and cohesion. Supporting

Portugal’s decarbonisation targets,

while boosting growth and job creation, is

one of the EIB’s main priorities. If we want

the post-COVID economic recovery to be

green and inclusive, it is key to foster the

supply of renewable energy and its broad

based utilisation by productive sector and

by our citizens.“

Commissioner for the Economy, Paolo

Gentiloni, said: „This agreement between

the EIB and EDP Renováveis, supported by

the Investment Plan for Europe, is a winner

for both the climate and the economy. The

financing, backed by the European Fund

for Strategic Investments will fund new onshore

windfarms in the west and north of

Portugal, helping the country to reach its

ambitious energy and climate plans targets

and creating new jobs in the process.“

Banco BPI Board Member Pedro Barreto

said: „„BPI has been a partner of EDP group

for many years and this agreement with

EDP Renováveis reinforces this collaboration

once again. The adoption of environmental,

social and governance criteria in

investment operations is part of a trend

that will be increasingly important in the

near future. The participation in this operation

together with the EIB makes us proud

and places BPI as a benchmark institution

in the sustainable financing of Portuguese

companies“.

The EU climate bank

The European Investment Bank (EIB) is

the world‘s largest multilateral provider of

finance to fight climate change. The Bank

has recently approved its Climate Bank

Roadmap to deliver on its ambitious programme

that aims to mobilise €1 trillion of

investments in climate action and environmental

sustainability during the critical

decade ending in 2030. To this end, the

Bank will gradually increase the financing

it allocates to these objectives to 50% by

2025 and, from 2021 onwards, all the new

EIB Group financing will be aligned with

the goals of the Paris Agreement.

The EIB is the world’s largest issuer of

green bonds and was the first organisation

to make an issue on this market in 2007

Background information.

The European Investment Bank (EIB) is

the long-term lending institution of the European

Union owned by its Member States.

It makes long-term finance available for

sound investment in order to contribute towards

EU policy objectives.

The European Fund for Strategic Investments

(EFSI) is the main pillar of the Investment

Plan for Europe. It offers first-loss

guarantees that allow the EIB to invest in

increasingly risky projects. The projects

and agreements approved for financing under

the EFSI have so far mobilized € 535.4

billion in investment, of which 16 % for energy-related

projects. (21511132)

LL

www.edp.com

EDP finalizes sale of dams

to Engie-led consortium

(edp) The agreement for the sale of dams

along the Douro river involves a €2.2 billion

transaction. After the transfer of the assets,

EDP will maintain its leading position

in Portugal‘s hydroelectric market.

EDP has finalized this week the sale of six

hydroelectric plants to an investment consortium

comprising Engie (which holds a

40% stake), Crédit Agricole Assurances

(35%) and Mirova – Grupo Natixis (25%).

Amounting to 2.2 billion euros, the transaction

was finalized exactly one year after

the agreement between the two companies,

with all the necessary corporate and

regulatory approvals.

Located in the Douro hydrographic basin,

this portfolio of six dams includes three

reservoir power plants (Foz Tua, Baixo Sabor,

and Feiticeiro) and three run-of-river

plants (Miranda, Bemposta, and Picote)

with an overall installed capacity of

1.7 GW.

Even after the transfer of these assets,

EDP will maintain its leading position in

Portugal, with an installed hydropower

generation capacity of 5.1 GW, and retain

its status as the second-largest hydroelectric

operator in the Iberian Peninsula. The

company‘s plan for the construction and

repowering of hydroelectric plants across

the country has played a crucial role in attaining

this position, boosting EDP‘s installed

capacity by 2.6 GW over the past 12

years.

This operation is a decisive step in the execution

of the EDP Strategic Plan set for

2022. The asset rotation program included

in this plan aims to optimize the company‘s

portfolio, reducing exposure to hydroelectric

volatility and market prices while bolstering

the business‘s low-risk profile and

debt level. EDP is thus seeking to recycle

capital to reinvest in profitable growth, especially

in the renewable energies area,

while also creating value. (21511133)

LL

www.edp.com

Total and ENGIE partner to

develop France‘s largest site for

the production of green hydrogen

from 100% renewable electricity

(engie) Total and ENGIE have signed a cooperation

agreement to design, develop,

build and operate the Masshylia project,

France‘s largest renewable hydrogen production

site at Châteauneuf-les-Martigues

in the Provence-Alpes-Côte d‘Azur South

region.

Located at the heart of Total‘s La Mède

biorefinery and powered by solar farms

with a total capacity of more than 100 MW,

the 40 MW electrolyser will produce 5

tonnes of green hydrogen per day to meet

13


the way for a multi-usage renewable hydrogen hub in the near future, strongly rooted in the

region and with an international outreach." says Gwenaëlle Avice-Huet, ENGIE’s EVP in

Members´News charge of renewable energies.

VGB PowerTech 1/2 l 2021

the needs of the biofuel production process

at Total‘s La Mède biorefinery, avoiding

15,000 tonnes of CO 2 emissions per year.

An innovative management solution for

the production and storage of hydrogen

will be implemented to manage the intermittent

production of solar electricity and

the biorefinery‘s need for continuous hydrogen

supply.

The project thus integrates the implementation

of 5 innovations that prefigure

the industry‘s decarbonation solutions,

without any precedent in Europe:

A digital piloting system for the continuous

supply of hydrogen with real-time

management of solar electricity production,

• Optimising the integration of several

photovoltaic farms supplying the

electrolyser to minimise energy losses

and limit grid congestion,

• Large-scale hydrogen storage to balance

intermittent electricity production and

continuous hydrogen consumption,

• A direct current connection between a

photovoltaic farm and the electrolyser

to improve the energy balance,

• Enhanced industrial safety thanks to the

use of 3D digital models for each

component of the installation

Total and ENGIE partner to develop France‘s largest site for the production of green hydrogen

from 100% renewable electricity (21511153)

Beyond this first phase, new renewable

farms may be developed by the partners for

the electrolyser, which has the capacity to

produce up to 15 tonnes of green hydrogen

per day.

The Masshylia project has been labelled

as innovative and of great interest to the

region by several regional institutions

(Provence-Alpes-Côte d‘Azur South Region,

Métropole Aix-Marseille-Provence,

Capenergies competitiveness cluster). It

benefits from the support of local actors for

its ability to reduce CO 2 emissions and

demonstrate the economic advantages of

renewable hydrogen and its integration

into the local ecosystem and at the European

level.

The two partners aim to begin construction

of the facilities in 2022, following the

completion of the advanced engineering

study, with a view to production in 2024,

subject to the necessary financial support

and public authorisations. To this end, the

project has already applied for subsidies

from the French (AMI) and European authorities

(IPCEI, Innovation Fund).

„Innovation and sustainability are at the

heart of this joint project. As demonstrated

by our commitment to the European Clean

Hydrogen Alliance, we believe in the future

of renewable hydrogen, and we are working

with our partner ENGIE to make it happen.

This renewable hydrogen production

facility, combined with our expertise in

solar energy, is a further step in our commitment

to get to net zero by 2050..“ says

Philippe Sauquet, President Gas, Renewables

& Power at Total. „The association of

two leading French energy companies will

make it possible to develop the hydrogen

sector and become its leaders thanks to this

joint, industrial and internationally reproducible

project“.

„The Masshylia project demonstrates the

capacity of ENGIE to meet the challenges of

the energy transition by developing innovative

carbon neutral solutions. The partnership

between ENGIE and Total, by its

scale and its very ambitious integrated approach,

embodies ENGIE’s renewable hydrogen

development strategy to reduce our

clients CO 2 footprint. It also paves the way

for a multi-usage renewable hydrogen hub

in the near future, strongly rooted in the

region and with an international outreach.“

says Gwenaëlle Avice-Huet, EN-

GIE’s EVP in charge of renewable energies.

(21511153)

LL

www.engie.com

ENGIE commissions 3 GW

renewable capacity, in a difficult

global pandemic context

(engie) ENGIE commissioned 3 GW of new

renewable capacity in 2020, including ~ 2

GW in the US. In a difficult global pandemic

context, ENGIE has reiterated the

strong growth performance delivered in

2019.

ENGIE is on track to meet its target to add

9 GW of renewable capacity between 2019

and 2021.

In addition, the Group also acquired

2 GW of operating assets in Europe.

At the end of 2020, ENGIE‘s gross renewable

energy capacity amounts to 31 GW.

Of the 3 GW added in 2020, 70% is onshore

wind, 21% solar PV and for the first

time 9% offshore wind with the commissioning

of the first tranche of a bottom-fixed

offshore wind farm in Belgium (Seamade

Mermaid, 235 MW). These new assets can

provide enough renewable energy to supply

1.3 million households over a 12 month

period.

The capacity installed in 2020 is distributed

as follows:

• North America: ~1.8 GW

• Europe: ~0.9 GW

• Latin America and others: ~0.3 GW

14


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Members´News

With nearly 2 GW of additional capacity

installed in 4 US states, 2020 was a milestone

year for ENGIE in this country. EN-

GIE now operates more than 3 GW of renewable

generation capacity in North

America.

At the end of 2020, ENGIE operates

31 GW of renewable assets, up 5 GW vs.

end 2019:

• 3 GW of organic development

• 2 GW through acquisitions of operating

assets: 1.7 GW hydro in Portugal and

0.3 GW wind in Italy and France.

Overall, ENGIE’s renewable portfolio

consists of ~57% hydroelectric capacity

and ~43% wind & solar assets and renewables

account for 30% of ENGIE’s gross

power generation capacity (101 GW).

Through renewable energy development,

and thanks to its trading capabilities,

ENGIE provides public and private

customers with renewable energy supply

under optimized contractual and financial

arrangements. Doing so, the Group has

further strengthened its positioning in the

rapidly growing market of long-term corporate

power purchase agreements

(„Green Corporate PPAs“) with more than

1.5 GW of contracts signed for the Group’s

assets in 2020.

Catherine MacGregor, ENGIE’s CEO said:

„ENGIE‘s commissioning of 3 GW of additional

renewable capacity, in 2020 is consistent

with our growth strategy in renewables

and positions ENGIE as a leader in

global renewable development. This is an

achievement in a challenging context for

the industry in 2020. This performance

puts us on track to meet our target to add 9

GW capacity over the 2019 to 2021 period,

and makes us confident in our capacity to

further accelerate renewables growth in

the years to come.“ (21511155)

LL

www.engie.com

Die EnBW treibt den Ausbau der

Solarenergie mit zwei weiteren

Großprojekten voran

• Investitionsentscheidung für zwei

weitere förderfreie Solarparks getroffen

• Baubeginn bereits für Anfang 2021

geplant

• Photovoltaik als Wachstumsmotor trotz

Corona

(enbw) Mit dem Projekt Weesow-Willmersdorf

nimmt die EnBW derzeit in Brandenburg

Deutschlands größten Solarpark

schrittweise in Betrieb. Parallel hat sie nun

bereits für die nächsten beiden Großprojekte

die Investitionsentscheidung getroffen:

Ebenfalls in Brandenburg angesiedelt,

soll der Bau der beiden Solarparks „Gottesgabe“

und „Alttrebbin“ zum Jahresbeginn

2021 starten. Gemeinsam mit dem Projekt

Weesow-Willmersdorf kommen die drei

Parks annähernd auf eine Gesamtleistung

von rund 500 Megawatt und untermauern

damit den strategischen Stellenwert der

Solarenergie beim weiteren Ausbau der Erneuerbaren

Energien. Einst ein Energieunternehmen

mit bis zu 80 Prozent konventioneller

Erzeugung, will die EnBW bis 2025

rund die Hälfte ihres Portfolios mit erneuerbaren

Energien bestreiten.

Photovoltaik ist neben der Windkraft an

Land und auf See inzwischen eine tragende,

dritte Säule in der Ausbaustrategie des

Unternehmens für erneuerbare Energien.

„Um die für Deutschland gesetzten Klimaziele

zu erreichen, brauchen wir einen

jährlich klar definierten Weg für den weiteren

Zubau erneuerbarer Energien“, sagt

Dirk Güsewell, Leiter Erzeugung Portfolioentwicklung

der EnBW. „Bei Solarenergie

wäre dafür ein jährlicher Zubau von fünf

bis zehn Gigawatt notwendig. Mit unseren

drei Großprojekten können wir hier nun

auf einen Schlag einen wesentlichen Beitrag

leisten.“

Etwa 60 Kilometer östlich von Berlin im

Landkreis Märkisch-Oderland werden die

beiden jeweils rund 150 Megawatt großen

Projekte errichtet. Zusammen mit dem 187

Megawatt großen Solarpark Weesow-Willmersdorf

entsteht somit ein einzigartiges

Solar-Cluster in großer räumlicher Nähe.

Mit den Projekten kann umgerechnet für

rund 140.000 Haushalte umweltfreundlicher

Strom erzeugt werden, das entspricht

etwa 70 Prozent der Haushalte in den

brandenburgischen Landkreisen Barnim

und Märkisch-Oderland.

Brandenburgs Wirtschaftsminister

Jörg Steinbach: „Erneuerbare Energien

können wettbewerbsfähig sein“

„Was vor einigen Jahren noch illusorisch

erschien, ist Realität geworden: Die regenerative

Stromerzeugung ohne unterstützende

Vergütung durch das Erneuerbare

Energien Gesetz (EEG) funktioniert. Damit

zeigt sich, dass die erneuerbaren Energien

wettbewerbsfähig sein können“, erklärt

Brandenburgs Minister für Wirtschaft, Arbeit

und Energie, Jörg Steinbach. „Mit Projekten

wie den Solarparks in Weesow-Willmersdorf,

Gottesgabe und Alttrebbin trägt

die EnBW dazu bei, unsere energie- und

klimapolitischen Ziele zu erreichen. Brandenburg

nimmt bei der Energiewende eine

Spitzenstellung ein, denn kaum ein anderes

Land hat den Ausbau der erneuerbaren

Energien stärker vorangetrieben als wir.“

Darüber hinaus begrüßt der Minister die

Absicht von EnBW, Teilgewerke des Projektes

an regional ansässige Unternehmen

vergeben zu wollen. „Hier funktioniert,

was man bei anderen Projekten häufig vermisst:

Die regionale Wertschöpfung.“

325.000 Tonnen CO 2

durch Solarenergie vermieden

Durch das Solar-Cluster aus drei Photovoltaik-Großprojekten

können rund

325.000 Tonnen CO 2 vermieden werden.

Die EnBW will die Bauarbeiten analog zu

Weesow-Willmersdorf innerhalb eines Jahres

abwickeln und beide Anlagen bis Jahresende

2021 in Betrieb nehmen. Auch

diese beiden Projekte realisiert die EnBW

ohne Fördermittel. Den Strom vermarktet

sie über den EnBW-eigenen Stromhandel.

Dabei stehen alle Optionen offen, sei es für

Power Purchase Agreements (PPA), für

den Stromhandel an der Börse oder auch

über das eigene Vertriebsportfolio.

Zu den Projekten gehören ebenfalls zahlreiche

Natur- und Artenschutzmaßnahmen,

welche die regionale Biodiversität

fördert, wie eine Studie des Bundesverbands

Neue Energiewirtschaft (bne) zeigt.

Die rund 400 Hektar große Baufläche aller

drei Projekte wird dabei vollflächig mit heimischem

Saatgut begrünt und mit Bäumen,

Hecken und Sträuchern im direkten

Umfeld ergänzt. (21511140)

LL

www.enbw.com

Offshore-Windpark He Dreiht:

EnBW erteilt Zuschlag für die

Projektzertifizierung

(enbw) Die EnBW hat den Zuschlag bei der

EU-weiten Ausschreibung für die Projektzertifizierung

des Offshore-Windparks

EnBW He Dreiht an die Bureau Veritas Industry

Services GmbH vergeben. Damit

wird sie die Zertifizierung für die Windkraftanlagen

und die Fundamente nach

den Anforderungen des Bundesamts für

Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH)

für alle Projektphasen übernehmen. Die

Zertifizierung soll Ende 2025 abgeschlossen

werden und einen sicheren Betrieb des

Windparks über 25 Jahre gewährleisten.

Derzeit laufen noch die Ausschreibungen

für die Turbinenlieferung und -installation

sowie für den Service- und Wartungsvertrag,

für das Design der Fundamente sowie

für Lieferung und Installation der Innerparkverkabelung.

Nächstes Jahr wird die

EnBW mit den Ausschreibungen für Fertigung

sowie Transport und Installation der

Fundamente beginnen.

EnBW He Dreiht wird 90 km nordwestlich

von Borkum und ungefähr 110 km

westlich von Helgoland in der Nordsee liegen.

Mit einer Kapazität von 900 MW gehört

He Dreiht zu den größten geplanten

Offshore-Windkraftprojekten in Europa

und soll 2025 in Betrieb gehen. (21511144)

LL

www.enbw.com

15


Members´News VGB PowerTech 1/2 l 2021

Ankündigung

NEUER TERMIN!

VGB-Fachtagung „Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb

2021

11. und 12. November 2021 | Dorint Hotel, Potsdam

Die VGB-Fachtagung „Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb 2021“ – mit

begleitender Fachausstellung – findet am 11./12. November 2021 im Dorint

Hotel in Potsdam statt.

Die sich im Kontext mit der Energiewende in kurzen Zeiträumen verändernden

Anforderungen im Strom- und Wärmemarkt sowie im öffentlichen Gastransportnetz

erfordern für den wirtschaftlichen, sicheren und umweltverträglichen

Betrieb von Gasturbinenanlagen eine rechtzeitige Anpassung operativer und

anlagentechnischer Konzepte.

Im Zweijahresrhythmus werden mit Gasturbinen befasste Fachleute der Betreiber,

Hersteller, Planer, Verbände, Versicherer, F&E-Zentren, Behörden und

in korrespondierenden Geschäftsbereichen vom VGB PowerTech e.V. dazu

eingeladen, durch Vorträge und umfassende Diskussion aktueller Fragen zur

Gasturbine und dem Gasturbinenbetrieb den Erfahrungs-, Erkenntnis- und

Gedankenaustausch zu intensivieren.

In einem breit gefächerten Themenportfolio werden wir uns aktuellen Fragen

aus dem Betrieb von Altanalgen, Bestandsanlagen und Neuanlagen sowie der

Planung neuer Gasturbinenanlagen und innovativen R&D-Projekten der gasturbinenbasierten

Energietechnik zuwenden.

Für das vorgesehene Vortragsportfolio bitten wir Sie, uns freundlicherweise zu

folgenden Themen Ihre Präsentationsvorschläge mit kurzgefasstem Abstract

zeitnah zu unterbreiten:

ı Energie- und Umweltpolitische Rahmenbedingungen für Gasturbinenanlagen,

u. a.

ELV-Anforderungen aus der Novelle der 13.BImSchV; KWK Gesetz; Anforderungen

aus dem Netzausbau; Gasturbinenbasierte Speicherkonzepte

ı Maßnahmen zur Flexibilitätssteigerung und deren Konsequenzen, u. a.

Absenkung der Mindestlast unter Einhaltung von Emissionsgrenzwerten;

Erhöhung der Lastgradienten; Brennstoff-Flexibilität, Einsatz von Wasserstoff,

Syngas, DME aus „Power to Gas“; Vermarktung von Alt- und Bestandsanlagen;

Einfluss vermehrter instationärer Beanspruchung der Gasturbine

auf Lebensdauer und Schadenhäufigkeit

ı Instandhaltung und Modernisierung, u. a.

Entstehung und Umgang mit Cr VI-Belägen auf Gasturbinenkomponenten;

Konzepte für flexiblere und längere Inspektions-/Revisionsintervalle, EOH-

Algorithmen; LTE- und Upgrade-Konzepte

ı Innovative Technologien und neue Produkte, u. a.

Kühltechniken und Werkstoffe für den Heißgaspfad; Brenner- und Brennkammerkonzepte

für die Emissionsminderung und H2-Mitverbrennung; Projekt-

und Betriebserfahrungen mit Gasturbinenanlagen; Additive Manufacturing

(3D-Druck) und Selective Laser Melting für Neufertigung und Refurbishment;

Konzepte der Digitalisierung für Betrieb und Instandhaltung von

Gasturbinen-Anlagen

Reichen Sie Vorschläge von Themen und Vortragenden per Onlineformular ein

unter:

https://www.vgb.org/gasturbinen_gasturbinenbetrieb_21_cfp.html

Einsendeschluss ist der 31. Mai 2021!

Um unseren hohen qualitativen Ansprüchen gerecht zu werden, bitten wir Sie

Verständnis dafür zu haben, dass Präsentationen mit verdecktem Marketing

und betonter Produktpräsentation keine Berücksichtigung finden können.

In der Fachausstellung erwarten Sie Spezialisten der zahlreich vertretenen Firmen

der Gasturbinenbranche zu Standgesprächen.

Ihre Ansprechpartnerin

Diana Ringhoff (Fachtagung)

E-Mail

vgb-gasturb@vgb.org

Telefon

+49 201 8128-232

Konferenzsprachen

Deutsch und Englisch

Simultanübersetzung ist vorgesehen

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Deutschland

16

Wir bitten ebenfalls um Mitteilung,

falls Sie an einer Teilnahme als Aussteller interessiert sind:

Ihr Ansprechpartner: Angela Langen

E-Mail:

angela.langen@vgb.org

Telefon: +49 201 8128-310

VGB PowerTech Service GmbH

Deilbachtal 173

45257 Essen

Deutschland


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Announcement

NEW DATE!

VGB Conference „Gas Turbines and Operation of

Gas Turbines 2021

11 and 12 November 2021 | Dorint Hotel, Potsdam/Germany

The VGB Conference "Gas Turbines and Operation of Gas Turbines 2021"

– with accompanying technical exhibition – takes place at the Dorint Hotel in

Potsdam/Germany on 11/12 November 2021.

In the context of the energy transition in a short period of time, the changing

requirements in electricity and heat market and the public gas transport network

require the timely adjustment of operational and plant engineering concepts

for economical, safe and environmentally operation of gas turbines.

In two-year intervals gas turbine experts from operators, manufacturers, planning

offices, associations, insurance companies, R&D centers, authorities and

corresponding business areas of VGB PowerTech e.V. are invited by VGB

PowerTech e.V. for intensifying the exchange of experience, findings and ideas

by lectures and comprehensive discussions in the area of gas turbines and

the gas turbine operation.

In a wide range of topics, we will address current issues from the operation of

old plants, existing plants and new plants, as well as the planning of new gas

turbine plants and innovative R&D projects in gas turbine-based energy technology.

For the provided topic portfolio we kindly ask you to submit your proposals for

presentations as short description in a reasonable time:

ı Energy and environmental policy framework conditions for gas turbine

plants, among other topics

ELV requirements from the amendment to the 13.BImSchV; CHP law; Requirements

from grid expansion; Gas turbine based storage concepts

ı Measures for increasing the effectiveness and its consequences,

among others topics

Reduction of the minimum load by compliance of the emission limit values;

Increase of the load gradient; Fuel flexibility, e.g. hydrogen, syngas, DME

from “power to gas”; Marketing of old plants and existing plants; Impact of

increased transient loads of the gas turbine on lifetime and frequency of

claims

ı Maintenance and modernization, among other topics

Creation and handling of Cr VI linings on gas turbine components; Concepts

for more flexible and longer revision intervals, EOH algorithms; LTE and upgrade

concepts

ı Innovative technology and new products, among other things

Cooling technologies and materials for the hot gas path; Burner and combustion

chamber concepts for emission reduction and H2 co-incineration;

Combustion chamber bypass as innovative concept for increase of flexibility;

Operational and project experiences with gas turbine plants; Additive

manufacturing (3D-printing) and Selective Laser Melting for new production

and refurbishment; Concepts of digitalization for operation and maintenance

of gas turbine plants

You are kindly ask to submit proposals for lectures and speakers online:

https://www.vgb.org/en/gasturbinen_gasturbinenbetrieb_21_cfp.html

The deadline for submission is 31 May 2021!

To fulfill our high quality standards, please do understand that presentations

with concealed marketing and emphasized product presentation cannot find

consideration.

In the exhibition, specialists from the numerous companies represented in the

gas turbine industry will be waiting to talk to you.

Members´News

Your Contact

Diana Ringhoff (Conference)

E-mail

vgb-gasturb@vgb.org

Phone

+49 201 8128-232

Conference language

German and English

simultaneous translation is forseen

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Germany

We also ask you to let us know if you are interested

in participating as an exhibitor:

Your Contact: Angela Langen

E-mail:

angela.langen@vgb.org

Phone: +49 201 8128-310

VGB PowerTech Service GmbH

Deilbachtal 173

45257 Essen

Germany

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Members´News VGB PowerTech 1/2 l 2021

EnBW nimmt Windpark

Schwienau III in Betrieb

(enbw) Die EnBW hat am 14. Januar 2021,

die letzte der drei neuen Windenergieanlagen

des Windparks Schwienau III in Betrieb

genommen. Projektleiter Christopher

Sonntag erwartet eine jährliche Stromernte

von deutlich über 30 Millionen Kilowattstunden:

„Damit können wir rechnerisch

an die 10.000 Haushalte klimaschonend

mit Strom versorgen“. Die Zusammenarbeit

mit der Samtgemeinde Bevensen-Ebstorf,

zu der Schwienau gehört, habe das

Projekt von Anfang an unterstützt.

Durch frühzeitige Bürgerbeteiligungen,

die im Rahmen einer umfassenden Projektvorstellung

im Vorfeld in öffentlicher Sitzung

geleistet wurden, wurde die Gemeinde

informiert. „Wir freuen uns, dass unsere

Gemeinde mit den neuen Windenergieanlagen

einen noch größeren Beitrag für klimaschonende

Stromerzeugung leistet“,

erklärt Hans-Joachim Bütow, Bürgermeister

von Schwienau.

Die drei Windenergieanlagen vom Typ

Vestas V150 verfügen jeweils über eine

Nennleistung von 4,2 Megawatt. Die Nabenhöhe

der Anlagen liegt zwischen 148

und 166 Metern, der Rotordurchmesser

beträgt 150 Meter und die Gesamthöhe

maximal 241 Meter.

Das Gelände des Windparks Schwienau III

liegt östlich der Gemarkung Stadorf und besteht

aus landwirtschaftlich genutzten Flächen.

Im Umfeld stehen bereits mehrere Windenergieanlagen,

unter anderem auch fünf

der EnBW mit je 2,0 Megawatt Nennleistung.

Der Inbetriebnahme des Windparks gingen

umfangreiche naturschutzfachliche

Untersuchungen voraus, in denen Biologen

die Auswirkungen der Anlagen auf Natur

und Umwelt überprüft haben. (21511150)

LL

www.enbw.com

EnBW schließt Sanierungsarbeiten

nach Brand im Heizkraftwerk

Heilbronn erfolgreich ab

(enbw) Das EnBW-Heizkraftwerk Heilbronn

ist jetzt wieder voll verfügbar. Nach

dem Brand, der sich Ende letzten Jahres in

der Entschwefelungsanlage des Blocks 7

ereignet hatte, stand nur noch eine der beiden

Rauchgasreinigungsstraßen zur Verfügung.

Während der Sanierung konnte der

Kraftwerksblock entsprechend nur mit halber

Leistung betrieben werden. Nun sind

die Arbeiten abgeschlossen und die Betriebsfähigkeit

der beschädigten Anlagenteile

wieder vollständig hergestellt. „Ich

bin froh, dass Block 7 jetzt wieder zu 100

Prozent einsatzfähig ist“, bemerkt Jürgen

Weigelt, Leiter Produktion der EnBW Kraftwerke

Heilbronn, Marbach und Walheim,

zufrieden. „Dank des großartigen Engagements

der Kollegen des Standortes Heilbronn

war es möglich, die Maßnahmen so

erfolgreich und im geplanten Zeitfenster

umzusetzen.“

Im Rahmen der Instandsetzung mussten

zunächst – in enger Absprache mit den Behörden

– die rund 7.000 Kubikmeter Löschwasser

und die rund 1.500 Tonnen verunreinigten

Absorber-Gipses, Brandreste,

Strahlsand und Stahlschrott entsorgt werden.

Danach konnte mit den umfangreichen

Sanierungsarbeiten begonnen werden.

Allein für die Erneuerung des Korrosionsschutzes

an den Rauchgaskanälen wurden

Flächen von circa 4.000 Quadratmetern

neu beschichtet. Die Schadenssumme

beläuft sich auf rund 18 Millionen Euro.

Auf der Baustelle waren in Spitzenzeiten

bis zu 150 Fremdfirmenmitarbeiter unterschiedlicher

Dienstleister tätig. „Um dieses

Vorhaben auch in Zeiten der Corona-Pandemie

durchführen zu können, hatte die

EnBW zusammen mit dem Gesundheitsamt

Heilbronn ein spezielles Hygienekonzept

erarbeitet“, erläutert Bernd Alicke,

Leiter Instandhaltung der Kraftwerke Heilbronn,

Marbach und Walheim. „Alle Beteiligten

haben sich an die Regeln gehalten.

Es gab keine Covid-19-Fälle im Zusammenhang

mit diesem Projekt.“

Heizkraftwerk Heilbronn

Block 7 des Heizkraftwerks Heilbronn

wird in Kraft-Wärme-Kopplung betrieben.

Er hat eine elektrische Leistung von 778

Megawatt und eine thermische Leistung

von 320 Megawatt. Von den ursprünglich

sieben Blöcken auf dem Kraftwerksgelände

sind insgesamt noch drei in Betrieb – von

denen zwei ausschließlich für die Netzreserve

zur Verfügung stehen und nicht am

Marktgeschehen teilnehmen. Als kleinere

Standorte sind die Kraftwerke in Marbach

und Walheim dem Standort Heilbronn zugeordnet.

(21511147)

LL

www.enbw.com

E.ON: Energiewendeprojekt

DESIGNETZ startet

in den Live-Betrieb

• Ergebnisse aus vier Jahren Forschung

und Entwicklung werden nun in der

Praxis erprobt

• Integration realer Anlagen in ein

simuliertes Energiesystem der Zukunft

zeigt Herausforderungen der

Energiewelt von morgen

• E.ON ist Konsortialführer des

Projektkonsortiums aus 46 Partnern

(eon) In DESIGNETZ untersuchen 46 Partner

in drei Bundesländern, wie ein dezentrales,

digitales und grünes Energiesystem

der Zukunft funktioniert. Mögliche Lösungen

werden in einem komplexen Zusammenspiel

aus Realität und Simulation erprobt.

Bislang hatten die Experten die Teilprojekte

wie z.B. Batteriespeicher oder Power-to-Heat-Anlagen

einzeln aufgebaut

und in Betrieb genommen sowie Erkenntnisse

darüber gesammelt, wie das Gesamtsystem

aufgebaut werden kann. Nach vier

Jahren Projektarbeit ist es nun so weit: DE-

SIGNETZ startet in den Live-Betrieb – Einzelanlagen

werden in das Gesamtsystem

integriert. Erstmals ist jetzt eine bidirektionale

Kommunikation zwischen den realen

technischen Anlagen und dem sogenannten

System Cockpit, welches Netzsituationen

aus 2035 simuliert, möglich.

Thomas König, bei E.ON für das Netzgeschäft

verantwortlich, sagt: „Mit dem

Live-Betrieb von DESIGNETZ haben wir

einen wichtigen Meilenstein erreicht. Wir

werden anhand der Ergebnisse aufzeigen

können, wie die Energiewelt von morgen

aussehen kann und welche Rahmenbedingungen

die verschiedenen Akteure noch

anpassen müssen, damit die Energiewende

erfolgreich wird. DESIGNETZ liefert damit

nicht nur für uns wichtige Impulse, sondern

auch für Politik und Regulierung.“

Das Heizkraftwerk Heilbronn ist nach dem Brand Ende 2019 wieder voll verfügbar. (Foto: EnBW)

(21511147)

18


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Members´News

Die technischen Anlagen der DESIG-

NETZ-Teilprojekte übermitteln ihre Erzeugungs-,

Verbrauchs- und Speicherkapazitäten

(Flexibilität) über eine dezentrale Datendrehscheibe,

das Energy Gateway, an

das System Cockpit. Ein Energiespeicher

schätzt beispielsweise ab, wie viel elektrische

Energie er im Testzeitraum speichern

bzw. in das Verteilnetz einspeisen kann.

Das System Cockpit berechnet daraus mithilfe

von Wetterdaten die erwartete Netzauslastung

und den optimalen Flexibilitätseinsatz.

Es meldet dann an die Anlagen

zurück, welche Flexibilität verfügbar gemacht

werden soll.

Während des Testlaufs ermittelt das System

Cockpit, ob die Anlagen der Teilprojekte

die angeforderte Flexibilität auch tatsächlich

wie angefordert erbringen konnten.

Dadurch werden wertvolle Erfahrungen

gesammelt, wie die angebundenen

Technologien auf die für sie realen Anforderungen

reagieren und welche Rolle technische

Störungen, Wetterumschwünge

und Reaktionszeiten der Anlagen spielen.

Außerdem ist das System Cockpit dazu in

der Lage, die technischen Anlagen der heutigen,

realen Welt in ein simuliertes Energieversorgungssystem

des Jahres 2035 zu

integrieren.

Die im Live-Betrieb gewonnenen Daten

werden bis Ende März analysiert und fließen

in die finalen Ergebnisse des umfassendsten

Energiewendeprojekts überhaupt

ein. DESIGNETZ wird konkrete Aussagen

darüber treffen, wie Netzbetreiber, aber

auch Flexibilitätsanbieter zukünftig Flexibilität

für den Markt und im Verteilnetz

nutzbar bzw. handelbar machen können.

Die Erkenntnisse aus dem Projekt werden

außerdem zeigen, wie Standardisierung

und Digitalisierung weiter vorangetrieben

werden müssen und wie das regulatorische

Umfeld aussehen muss, damit technische

Flexibilitätspotenziale auch tatsächlich genutzt

werden können und die Energiewende

gelingt.

Über DESIGNETZ

DESIGNETZ wird im Rahmen des Förderprogramms

SINTEG (Schaufenster Intelligente

Energie) des Bundesministeriums

für Wirtschaft und Energie in den Bundesländern

Nordrhein-Westfalen, Saarland

und Rheinland-Pfalz umgesetzt. In diesen

Regionen wird das deutsche Energiesystem

in seiner Vielfalt ideal abgebildet. Das

Projekt ist am 1. Januar 2017 offiziell gestartet

und läuft über rund vier Jahre in

einem Konsortium aus 46 erfahrenen Partnern

aus Energiewirtschaft, Industrie, Forschung

und Entwicklung. Die E.ON SE ist

Konsortialführer des Projekts. Das Projektvolumen

beträgt 66 Millionen Euro.

(21511158)

LL

www.eon.com

ESB: ESB spearheads circa

100 MWh of major grid-scale

battery projects in Dublin and Cork

(esb) ESB announces that it is embarking

on its first major battery projects at existing

ESB sites at Inchicore, Co Dublin and Aghada,

Co Cork.

The projects are the first in a pipeline to

deliver long-duration battery technology

as well as additional flexible enabling technologies

that will support Ireland in reaching

its ambitious climate targets of 70 percent

of electricity from renewable sources

by 2030.

Battery Energy Storage Systems will deliver

60 MWh at Inchicore in Dublin and

38 MWh at Aghada Generating Station in

Cork supporting the national grid in providing

storage capacity and stability for

times of low wind.

Paul Smith, Head of Asset Development

at ESB Generation and Trading, says that

the projects are entirely in line with ESB’s

ambition to lead Ireland’s transition to a

low carbon future: „Enabling technologies

such as these fast-acting battery projects

are crucial to support the grid and will facilitate

ever more onshore wind, offshore

wind and solar onto the electricity system

in the coming decades. These projects

mark ESB’s first battery projects in Ireland

which is another important step on the

company’s low carbon transition journey,

and in doing so, help us lead in the delivery

of our national climate obligations.“

ESB are very pleased to be working with

partners Fluence, Powercomm Group and

Kirby Group in the delivery of these two

projects.

For Fluence, a Siemens and AES energy

storage technology company, the announcement

is also a significant milestone.

„Fluence has extensive experience delivering

energy storage for the Irish electric

grid, from the country’s first battery energy

storage project to the fastest system response

time in the world,“ said Paul Mc-

Cusker, vice president of EMEA for Fluence.

„We look forward to working with

ESB on projects that will help Ireland meet

its ambitious clean energy goals and provide

a more flexible, reliable and sustainable

power system.“ (21511205)

LL

www.esb.ie

Irish energy start-ups encouraged

to participate in global

accelerator programme

• Successful start-ups will take part in

seven-month programme with

mentorship from nine global utilities

including ESB

• Winning company will receive $200,000

and opportunity to bring their product

or service to worldwide market

• Ireland to host final of prestigious

programme from November 9-11, 2021

13 January 2021

(esb) ESB is encouraging Irish energy startups

to apply for a coveted spot on the 2021

Free Electrons programme, the world’s first

global utility accelerator that gives entrepreneurs

access to a panel of innovative

energy companies with a direct market-channel

to 70 million customers in 40

countries.

It is planned, depending on Covid-19 restrictions,

that this year’s programme will

have a mix of physical and virtual offerings

where start-ups will receive the support of

technical experts from utilities, to refine

their offerings and introduce their innovative

products and services to new markets

in Europe, USA, Middle East, Far East and

Oceania.

The sponsor utilities – including ESB – are

seeking to collaborate with start-ups that

have developed low-carbon enabling technologies

and related customer friendly services

to accelerate the adoption of clean

energy in all aspects of our lives.

Following the application process, 30

companies will be invited to the initial

Bootcamp event in Dubai this May (may be

hosted online in line with Covid-19 restrictions).

Following this, 15 companies will be

selected to participate in mini modules in

Lisbon and Hong Kong with the final taking

place in Dublin from 9 to 11 November

2021.

Last year, 857 start-ups from 86 countries

applied for the programme while more

than $50 million in commercial deals have

been signed since it first commenced in

2017.

To date, seven Irish technology start-ups

have participated in the bootcamps or programme

modules including Xenotta from

Co Carlow, Sedicii from Co Waterford and

Grid Beyond from Co Dublin.

Speaking about the benefits of this programme,

Denis O’Leary, Innovation Manager

at ESB, said:“Innovation is at the heart

of all we do at ESB and is key to transitioning

to a low-carbon future. The Free Electrons

programme offers us the opportunity

to work with the world’s best start-ups and,

in turn, helps them refine and create customer

and industry focused energy solutions.

As a founding member of this initiative,

ESB is proud to once again host a mod-

19


Members´News VGB PowerTech 1/2 l 2021

ule event later this year where we can

showcase the best of Irish innovation and

industry. I encourage all energy start-ups

to apply for this programme and we look

forward to working with them on this exciting

journey.“

During the programme, start-ups refine

their value proposition, trial and test technology

and gain access to invaluable resources,

advice and support from around

the globe. During the 2021 programme,

ESB signed three pilot projects with Ripple

Energy, a UK based start-up, Fos4X/Polytech

from Germany and Portuguese startup,

Tesselo.

The deadline to apply for the programme

is Sunday, 28 March 2021.

About Free Electrons

Free Electrons is the global energy startup

accelerator programme that connects

the world’s most promising start-ups with

leading utility companies. Free Electrons is

backed by an international alliance of utilities

and accelerators including: AusNet

Services (Australia), Dubai Electricity and

Water Authority (Dubai), ESB (Ireland),

EDP (Portugal), innogy, Origin Energy

(Australia), Singapore Power (Singapore)

and Tokyo Electric Power Company (Japan).

Read more about ESB’s involvement

here: www.esb.ie/free-electrons

(21511206)

LL

www.freeelectrons.org.

www.esb.ie

Revision der thermischen

Abfallverwertungsanlage

Dürnrohr beendet

(evn) Nun ist die Anlage wieder „fit“ und

kann ihren Entsorgungsauftrag erfüllen

und die Abfallverwertung in Niederösterreich

weiterhin sicherstellen

„Boxenstopp“ für die Abfallverwertungsanlage

in Dürnrohr: Einmal im Jahr wird

jede der drei Linien für ca. drei Wochen

außer Betrieb genommen und für die

nächsten 8.000 Betriebsstunden „fit“ gemacht.

Jetzt wurde die jährliche Revision

der Linie 3 abgeschlossen. Seit Anfang November

haben bis zu 150 Fachkräfte von 20

verschiedenen regionalen Firmen und der

EVN selbst die einzelnen Anlagenteile gereinigt,

kontrolliert, notwendige Reparaturen

durchgeführt und Ersatzteile eingebaut.

Geschäftsführer Gernot Alfons: „Trotz der

erschwerten Bedingungen und Einschränkungen

durch die Corona Maßnahmen

konnten wir alle Arbeiten sicher durchführen

und unseren Zeitplan einhalten. Ich bin

stolz auf das Team, dass wir diese Aufgabe

in dieser herausfordernden Zeit gemeinsam

meistern konnten.“

Boxenstopp in der Abfallverwertungsanlage Dürnrohr (21511222)

Nun ist die Anlage wieder „fit“ und kann

ihren Entsorgungsauftrag erfüllen und die

Abfallverwertung in Niederösterreich weiterhin

sicherstellen. Denn die Abfallverwertungsanlage

spielt derzeit noch eine

andere wichtige Rolle:“Bei Verbrennungstemperaturen

von über 1.000°C können

wir aktuell die im Haushaltsrestmüll

befindlichen Abfälle wie Schutzmasken,

Einweganzüge und Einweghandschuhe gesichert

verbrennen“, erläutert Alfons diesen

Beitrag zur Pandemie-Bekämpfung.

Seit der Stilllegung des benachbarten

Kohlekraftwerks Dürnrohr sichert die

Energie aus dem Müll außerdem im Alleingang

die Energieversorgung der Region.

EVN Abfallverwertung NÖ:

Aus Müll wird Energie

Die Thermische Abfallverwertungsanlage

ist ein wichtiger Eckpfeiler des Energieknotens

Dürnrohr. Das Energiepotenzial

der Anlage beträgt 210 MW. Aus dem angelieferten

Abfall entsteht Dampf, welcher

zur Erzeugung von Strom sowie Fernwärme

für die Gemeinde Zwentendorf und

zwei Drittel der Landeshauptstadt St. Pölten

verwendet wird. Zusätzlich wird die

AGRANA Stärke GmbH mit Prozessdampf

beliefert. Durch Energie aus Abfall werden

dadurch fossile Energieträger eingespart.

„Waste-to-energy“ nennt man diese zukunftsweisende

Kombination von thermischer

Abfallbehandlung und Energiegewinnung.

Die MVA Dürnrohr setzt diesbezüglich

in Österreich neue Maßstäbe im

Umgang mit Abfall: Der nicht sinnvoll recyclebare

Anteil des Abfalls wird in der hochmodernen

Anlage umweltschonend verbrannt,

erzeugt Energie und liefert Wertstoffe

wie z. B. Gips und Eisenschrott. Nur

etwa 10 % des Volumens bleiben als Schlacke

über, die gefahrlos für das Grundwasser

auf Deponien abgelagert wird. Da in

der Schlacke immer noch wertvolle Rohstoffe

enthalten sind, wird diese vor der

endgültigen Ablagerung einer weiteren

Aufbereitung unterzogen.

Mit einer Kapazität von 500.000 Tonnen

Hausrest- und Sperrmüll sowie Gewerbeund

Industrieabfälle pro Jahr verbindet die

Anlage die umweltgerechte Behandlung

von Abfällen, die Nutzung der Energie im

Müll zur Erzeugung von Strom für Haushalte,

Fernwärme und Prozessdampf für

die Industrie sowie den Transport der Abfälle

und Reststoffe per Bahn. Im Mittelpunkt

steht die ökologisch bestmögliche

Behandlung von Abfällen, das heißt, die

Zerstörung der Schadstoffe im Müll bei

Verbrennungstemperaturen von über

1.000 °C und die Extraktion der nicht zerstörbaren

Schadstoffe durch eine moderne,

dreistufige Rauchgasreinigungsanlage.

Die Energie im jährlich verbrannten Müll

entspricht der Energie von ca. 100.000

Tonnen Steinkohle. (21511222)

Über die Anlage

• Januar 2004: Betrieb Linie 1+2 mehr

als 300.000 t/Jahr

• Januar 2010: Betrieb Linie 1+2+3

mehr als 500.000 t/Jahr

• Abfallart: Hausrest- und Sperrmüll,

Industrie- und Gewerbeabfälle

• Zerstörung der Schadstoffe im Müll bei

über 1.000 Grad Celsius,

„Hygienisierung“ der Abfälle ist in

Zeiten der Coronapandemie eine

wichtige Aufgabenstellung der

thermischen Abfallverwertung !

• Energie aus Müll ersetzt 100.000 t

Kohle bzw. 10 Mio. m3 Gas pro Jahr

• Erzeugung von Strom, Fernwärme und

Prozessdampf für die Industrie

• Reduktion des Müllvolumens auf 1/10

• Ressourcenschonung

• Verminderung von Emissionen durch

3-stufige Rauchgasreinigung

• Reduktion von CO 2 und Treibhauseffekt

• Verbesserte Luftqualität

• Großteils umweltfreundliche

Anlieferung per Bahn

LL

www.evn.at

20


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Members´News

EVN: Größtes Naturwärmenetz

Österreichs spart jährlich knapp

100.000 Tonnen CO 2 und

generiert über 9 Mio. Euro

regionaler Wertschöpfung

• Jährlich werden rund 350

Wohneinheiten und rund 20 Gewerbe

bzw. kommunale Objekte neu

angeschlossen

(evn) Im Jahr 2018 entstand in der Thermenregion

das größte Naturwärmenetz

Österreichs. 11 Gemeinden umfasst das

rund 150 Kilometer lange Netz. „Die Nachfrage

nach Naturwärme ist nach wie vor

hoch – sowohl im privaten Sektor, aber

auch bei öffentlichen Objekten und der Industrie.

Da macht es natürlich Sinn, das

Naturwärmenetz auszubauen und zu verdichten“,

erläutert EVN Sprecher Stefan

Zach.

Jährlich werden rund 350 Wohneinheiten

und rund 20 Gewerbe bzw. kommunale

Objekte neu angeschlossen. „Unser Naturwärmenetz

wird laufend erweitert und verdichtet

und leistet einen großen Beitrag

zum Klimaschutz. Alleine seit 2018 konnten

rund 285.000 Tonnen CO 2 eingespart

werden. Jedes Jahr kommen knapp

100.000 Tonnen dazu“, so Zach.

Neben den Umweltaspekten gibt es auch

wirtschaftliche Effekte für die Umgebung:

in den letzten drei Jahren wurden rund 25

Mio. Euro an regionaler Wertschöpfung

mit den eingesetzten Hackschnitzel generiert.

„Wir beziehen unseren Biomasse-Bedarf

von lokalen Genossenschaften. Die

Ziele sind eine umweltfreundliche Erzeugung

sowie das Verbleiben der Wertschöpfung

in der Region“, so Zach.

Der Einsatz erneuerbarer Energien ist für

die EVN insbesondere im Wärmebereich

seit vielen Jahren von großer Bedeutung.

Die EVN betreibt heute mit Partnern aus

der Landwirtschaft und der Sägeindustrie

bereits rund 70 Biomasseanlagen in ganz

Niederösterreich. Etwa zwei Drittel der gelieferten

kommunalen Fernwärme wird

aus Biomasse erzeugt.

Durch die enge Kooperation der EVN mit

der regionalen Land- und Forstwirtschaft

bleibt die Wertschöpfung der Region erhalten.

Die EVN setzt auf regionale Biomasse

und arbeitet nur mit österreichischen Partnern.

Mit einem Einsatz von rund 2,0 Millionen

Schüttraummeter Hackschnitzel ist

die EVN der größte Naturwärmeversorger

aus Biomasse in Österreich. (21511225)

LL

www.evn.at

LL

Bild 2: Hackschnitzel aus der Region

als wertvoller Rohstoff © EVN /

Raimo Rumpler

EVN: 110 Jahre Wasserkraft

an der Traisen

• Mit einem Arbeitsvermögen von 4.925

MWh pro Jahr versorgen die drei

altehrwürdigen Turbinen in den

Anlagen bis heute rund 1.500 Haushalte

in der Region mit umweltfreundlichem

Strom aus Wasserkraft

(evn) 110 Jahre – so lange erzeugen die

drei Kleinwasserkraftweke Theresienhof,

Wilhelmsburg und Luggau schon sauberen

Ökostrom für die Region aus der Kraft der

Traisen. Alle drei Anlagen wurden 1910 in

Betrieb genommen und zählen damit zu

den ältesten Wasserkraftwerken entlang

der Traisen.

„Trotz des stolzen Alters vieler unserer

Kraftwerksstandorte ist die Erzeugung von

elektrischer Energie aus Wasserkraft nach

wie vor ein wichtiger Baustein in unserem

Energiemix und eine Stütze der nachhaltigen

Stromversorgung. 4.000 Kleinwasserkraftwerke

decken rund 10 % des österreichischen

Strombedarfs. Die EVN Kleinwasserkraftwerke

werden seit Jahren

Schritt für Schritt auf den neuesten Stand

der Technik gebracht“, so EVN Sprecher

Stefan Zach.

Mit einem Arbeitsvermögen von 4.925

MWh pro Jahr versorgen die drei altehrwürdigen

Turbinen – eine Francis Zwillingsturbine

und zwei Francis Schachtturbinen

- in den Anlagen bis heute rund

1.500 Haushalte in der Region mit umweltfreundlichem

Strom aus Wasserkraft.

Die Energieerzeugung durch Wasserkraft

ist seit vielen Jahren ein wesentlicher Bestandteil

der EVN. Ziel der EVN ist ein behutsamer

und konsequenter Ausbau erneuerbarer

Energien. Dazu zählt neben der

Nutzung von Wind, Sonne und Biomasse

auch die Wasserkraft. Im Wasserkraftbereich

liegt die Strategie vor allem in der

Revitalisierung und Modernisierung bestehender

Wasserkraftwerke. Die Kleinwasserkraftwerke

der EVN erzeugen Öko-

Strom für rund 37.000 niederösterreichische

Haushalte. (21511226)

LL

www.evn.at

EVN: Baustart für

den Windpark „Schildberg“

• Drei Windkraftanlagen sollen Ökostrom

für bis zu 9.400 Haushalte produzieren

(evn) Nach einer langen Wartezeit beginnen

nun die ersten Arbeiten für den Windpark

Schildberg: Drei moderne Windkraftanlagen

werden dort in den nächsten Monaten

errichtet.

Das Projekt, das bereits eine positive

Volksbefragung in Böheimkirchen absolviert

hat und seit 2017 rechtsgültig genehmigt

ist, war wegen leerer Fördertöpfe

über 2 Jahre in der Warteschlange. Nun

kann es endlich losgehen.

Da die technologische Entwicklung in der

Zwischenzeit nicht stehen geblieben ist,

möchte die EVN dem Windparkdesign

noch eine Modernisierung verpassen:

Denn mit Anlagen der neuesten Generation

soll zusätzlicher Ökostrom für 1.700

Haushalte produziert werden.

„Dieser Mehrertrag entspricht dem privaten

Strombedarf einer kleineren Stadt, den

wir regional abdecken können, ohne ein

zusätzliches Windrad errichten zu müssen“,

erläutert EVN Sprecher Stefan Zach.

Die drei Anlagen könnten dann 9.400

Haushalte mit regionalem Ökostrom versorgen.

Biomasseanlage in Mödling © EVN / Gabriele Moser

21


Members´News VGB PowerTech 1/2 l 2021

100 Jahre GKM. Online im Web unter www.gkm.de

Das Modernisierungskonzept wird derzeit

noch vom Bundesverwaltungsgericht

geprüft. „Das Bundesverwaltungsgericht

beschäftigt sich gerade mit der Frage, ob

die besten verfügbaren Windkraftanlagen

errichtet werden, oder eben die bereits

rechtsgültig genehmigten zweitbesten. Die

Wartezeit wollen wir im Sinne des wichtigen

Ausbaus der erneuerbaren Energien

sinnvoll nutzen. Daher starten wir bereits

mit den Arbeiten, die bei einem Windpark

jedenfalls nötig sind. Wir freuen uns, dass

am Schildberg bald drei moderne Windkraftanlagen

regionalen Ökostrom produzieren“,

so Zach. (21511227)

LL

www.evn.at

Fortum streamlines its Swedish

hydropower operations

(fortum) Fortum has decided to sell eight

small hydropower plants in Sweden to

Downing Renewables & Infrastructure

Trust plc. The power plants have an average

annual power generation of 0.1 terawatt

hours and a total capacity of 26 megawatts,

representing 0.5% of Fortum’s Swedish hydropower

capacity. The power plants are

mainly run-of-river plants and not essential

to Fortum’s strategic focus due to their

small size and limited flexibility.

The total purchase price on a debt and

cash free basis is EUR 64.5 million. The

transaction is expected to close in February

2021. (21511553)

LL

www.fortum.com

A good production year 2020

at Fortum’s Loviisa NPP

(fortum) Despite the ongoing coronavirus

pandemic, Fortum’s Loviisa nuclear power

plant’s production year in 2020 went as

planned. The power plant generated a total

of 7,8 terawatt hours (net) of carbon-free

power, accounting for more than 10% of

Finland’s total electricity production.

Thanks to the Loviisa nuclear power plant’s

electricity production, Finland emits about

6 million tonnes less carbon dioxide emissions

annually compared to the equivalent

amount of fossil fuel-based electricity.

On an international scale, the 87.7% load

factor of the Loviisa nuclear power plant

was among the best in the world for pressurised

water reactors. Loviisa unit 1’s load

factor was 83.8% and Loviisa unit 2’s was

91.7%. In 2020, Loviisa unit 2 went

through a short annual outage lasting 24

days, and unit 1 the extensive annual outage

lasting 54 days.

„The Loviisa nuclear power plant has produced

emissions-free electricity reliably

every day of the year. Coronavirus-related

contingencies and measures were implemented

through work procedures, space

arrangements and working hours so that

the work tasks could be performed safely

and with a high level of quality. Thanks to

comprehensive contingency measures and

the personnel’s strong commitment, also

the annual outages were implemented

safely in the planned scope and with no

coronavirus cases,“ says Timo Eurasto,

Manager, Operations Unit, Loviisa Power

Plant.

„Long-term, methodical work to lower radiation

levels for radiation workers has

produced results at both plant units, and

the radiation levels have decreased by 50

per cent in five years. This is a good indication

of our personnel’s competence and

commitment to the continuous improvement

of safety,“ Eurasto continues.

The Loviisa nuclear power plant is a major

employer in the region, providing work

for approximately 530 Fortum employees

and nearly 100 permanent employees of

other companies working in the plant area

every day. Additionally, about 800 external

employees participated in the annual outages

and investment projects. The power

plant also employed some 80 summer

trainees in 2020. Fortum’s investments in

the Loviisa power plant were approximately

EUR 50 million (2019: approximately

EUR 60 million).

Loviisa Power Plant

In 2020, the load factor at Fortum’s fully-owned

Loviisa nuclear power plant was

87.7%. The continuous development and

modernisations of the power plant enable

the load factors that are among the best

globally for pressurised water reactors.

Fortum has invested a total of about EUR

400 million in the Loviisa power plant over

the past five years. In 2020, the plant generated

a total of 7.8 terawatt hours (net),

which is more than 10% of Finland’s total

electricity production. Of Fortum’s approximately

700 nuclear power professionals,

some 530 of them work at the Loviisa power

plant. Additionally, nearly 100 permanent

employees of other companies work in

the plant area every day. (21511554)

LL

www.fortum.com

100 Jahre GKM

(gkm) Die Grosskraftwerk Mannheim AG

feiert 2021 einen runden Geburtstag. Vor

hundert Jahren wurde das GKM von der

Stadt Mannheim, der Pfalzwerke AG, der

Badenwerk AG und der Neckar AG als Gemeinschaftskraftwerk

gegründet. Unternehmenszweck

war die möglichst wirtschaftliche

Erzeugung von elektrischem

Strom. Dabei bewiesen die vier Gründungsmitglieder

großen Weitblick. Der

Standort in Mannheim-Neckarau liegt direkt

am Rhein und ist wegen seiner unmittelbaren

Nähe zu den Verbrauchern, der

Anbindung an den Schiffs- und Bahnverkehr

sowie der Kühlwasserversorgung optimal.

Das GKM lädt dazu zu einer digitalen

Zeitreise durch die letzten 100 Jahre ein:

der Link findet sich auf den Webseiten des

GKM (21511229)

LL

www.gkm.de

22


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Members´News

HELEN: Climate deed under our feet: filling of

Mustikkamaa heat caverns is started

(helen) Helen has started to fill Finland’s largest heat storage

facility with water. The heat caverns located underground in

Mustikkamaa are a unique case even on a global scale and an

important step on the carbon neutral path of Helsinki.

In Mustikkamaa, at a depth of 80 metres, there are two decommissioned

oil caverns, which Helen is now filling with

water. In future, the caverns will serve the customers of the

district heating network by balancing consumption peaks

throughout the year.

„This is an extremely smart way to convert energy infrastructure

of the past for the needs of a carbon-neutral future,“

smiles Unit Head Juhani Aaltonen who is responsible for the

project.

For example, waste heat from waste waters and properties

can be converted into district heat, stored in the water of the

heat caverns and released for use as and when necessary.

Heat will not dissipate on its own because the bedrock that is

tens of metres deep acts as an excellent insulator.

The filling of the caverns will take more than three months

due to their enormous total volume of 320 million litres. The

caverns have such a large capacity that filling them with an

ordinary kitchen tap would take more than 50 years. The heat

contained in the water corresponds to the heating of 25,000

one-bedroom apartments all year round.

„A unique climate deed,“ sums up Project Manager Päivi

Saajoranta, continuing excitedly: „The heat caverns have attracted

attention in all quarters, even overseas, because the

underground implementation requires specific skills and expertise.

There is nothing similar in use outside Finland.“

Not only raw materials, but also energy will be recycled in

the future

The Mustikkamaa heat caverns are building a sustainable

future where not only raw materials but also energy, which is

produced in a number of different ways, are recycled. Helen

aims to be carbon neutral in 2035, and the underground heat

caverns are one important step on this path.

„A carbon-neutral future is implemented with a combination

of many green technologies. Our heat caverns support all

energy forms,“ Aaltonen sums up.

Helen has numerous other projects that promote energy recycling,

such as the large heating and cooling plants located

underground in Sörnäinen and Esplanadi, as well as the plant

under construction in Vuosaari, which will utilise the heat of

sea water.

The Mustikkamaa heat caverns will be inaugurated next

summer.

Facts:

• District heat is stored in two rock caverns in Mustikkamaa.

The temperature of the water in the caverns varies

between 50 and 90 °C.

• The effective volume of the cavern storage facility is 260,000

cubic metres and energy capacity about 11,500 MWh. The

charging and discharging capacity is 120 MW.

• The discharging or charging of the hear caverns at full

power takes four days.

• The rock caverns will decrease Helen’s carbon dioxide

emissions by 21,000 tonnes per year. The stored heat can

be used for balancing demand peaks and that way cutting

fossil heat production, for example, in cold winter days.

• The production use of the Mustikkamaa heat caverns will

start in summer 2021.

LL

www.helen.fi

VGB-Web-Workshop

Emissionsüberwachung

Save the date!

www.vgb.org

10. März 2021

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Germany

Informationen

Stephanie Schlüter

E-Mail

vgb-emission@vgb.org

Telefon

+49 201 8128-244

Fachliche Koordination

Sven Göhring

E-Mail

sven.goehring@vgb.org

www.vgb.org

23


Members´News VGB PowerTech 1/2 l 2021

Helsinki residents enjoy most reliable

energy distribution in Europe

(helen) The reliability of the electricity and

district heating networks is at a record level

in Helsinki. Last year, the average power cut

lasted 1.2 minutes per Helsinki resident.

The excellent reliability rate is the highest

in Europe. In the district heating network,

the number of leaks in 2020 was also record

low. Long-term development of distribution

networks is now reaping benefits.

Maintained by Helen Electricity Network

Ltd, the electricity network of Helsinki has

smashed the reliability records also before:

the previous European record, 1.5 minutes,

is from 2019. Last year, the company

reached a new record, 1.2 minutes. This

level means that a Helsinki resident has a

power cut of half an hour once every 25

years. Excellent reliability in electricity distribution

is the result of goal-oriented work

carried out over the years. The ageing electricity

network has been replaced each year

in a systematic way, which alone keeps the

number of faults down in the electricity

network. In addition, in the 2010s Helen

has invested in automatic fault management

devices for handling faults in the underground

electric cables without the customers

noticing anything. Another major

reason for the improvement of reliability is

adding automation to the electricity network.

With automation, any faults that

may cause power cuts are quickly found

and isolated from the rest of the network,

and the electricity can be restored to the

customers via another route.

„It is fantastic to reach another record result

in the reliability of electricity distribution.

When taking into account the purchasing

power-adjusted electricity prices

paid by the residents and comparing Helsinki

with other European capitals, it can

be said that electricity in Helsinki is distributed

more reliably and at the cheapest

price,“ smiles Service Director Jouni Lehtinen

of Helen Electricity Network.

The number of leaks in the district heating

networks of Helen Ltd has varied between

100 and 130 over the past ten years.

The low number of leaks last year, 82, is a

clear improvement on the previous years.

By utilising asset-related data, it has been

possible to allocate the investments in the

district heating network to the network at

the end of the life cycle and to any risk areas.

Preventive maintenance tasks enable

repairs of any potentially faulty sections

before they are visible to the customers in

the form of heating cuts.

„Helen invests in both the production of

carbon-neutral district heat and the maintenance

of the district heating network.

The current district heating network acts as

an excellent platform for all future technology

solutions,“ says Director Timo Aaltonen

of Helen. (21511233)

LL

www.helen.fi

illwerke vkw hat zur

Netzstabilisierung beigetragen

(illwerke) Im europäischen Verbundnetz

ist es am Freitag zu einem kurzzeitigen Frequenzeinbruch

gekommen. Die automatischen

Systeme zur Netzstabilisierung bei

vorarlberg netz und im Kraftwerksbereich

haben einwandfrei funktioniert.

Durch die Speicherkraftwerke der illwerke

vkw wurden zusätzlich zur bereits vorhandenen

Erzeugung 120 Megawatt an

Leistung zur Stabilisierung der europäischen

Stromversorgung eingespeist. Endkunden

in Vorarlberg waren von dem Vorfall

nicht betroffen.

Im europäischen Verbundnetz muss zu

jeder Zeit gleich viel Energie erzeugt werden,

wie auch verbraucht wird. Wird zu

viel Strom ins Netz eingespeist, steigt die

Netzfrequenz, bei zu hohem Verbrauch

sinkt die Frequenz. Ziel ist, dass diese bei

genau 50 Hertz liegt. Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke

können innerhalb von

Sekunden angefahren werden und sind damit

der am besten geeignete Kraftwerkstyp,

um im Falle einer Störung das Versorgungssystem

zu stabilisieren.

Am Freitag, 8.1.2021 kam es um 14.05

Uhr zu Frequenzabweichungen und in Folge

zu einer Auftrennung des Verbundnetzes

in einen südöstlichen Teil (Balkanländer

bis Griechenland) mit einer Überfrequenz

von rund 50,3 Hertz und einen westlichen

Teil mit einer Frequenz von rund

49,75 Hertz, in dem sich auch Österreich

befunden hat.

Automatisch Turbinen

in Betrieb genommen

In Vorarlberg wurden die Frequenzabweichungen

vom Leitsystem registriert und

automatisiert Maßnahmen eingeleitet. Bei

einer Frequenz von 49,8 Hertz werden automatisch

die Pumpen gestoppt und alle

Turbinen der Speicherkraftwerke in Betrieb

genommen. Zusätzlich zur bereits

vorhandenen Erzeugung wurden zur Stabilisierung

120 Megawatt Leistung ins Netz

eingespeist. Netzseitige Maßnahmen waren

in Vorarlberg nicht notwendig, es kam

auch zu keinem Spannungseinbruch. Endkunden

waren von dem Vorfall nicht betroffen.

Um 15.08 Uhr konnten die europäischen

Netzteile nach vorübergehenden Lastabschaltungen

in Italien und Frankreich und

einer Reduktion der Einspeisung in Serbien

und Bosnien-Herzegowina wieder zusammengeschaltet

und synchronisiert werden.

Die Ursachen für die Frequenzabweichungen

werden auf Ebene der europäischen

Netzbetreiber untersucht und stehen

derzeit noch nicht fest.

Bei einem großflächigen Stromausfall besteht

in Vorarlberg mit den für einen raschen

Netzwiederaufbau am besten geeigneten

Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken

die Möglichkeit, in einen Inselbetrieb

zu wechseln und so die Stromversorgung

zumindest regional

wiederherzustellen. Dieser Netzwiederaufbau,

der im engen Zusammenspiel von Netzen

und Kraftwerken erfolgen muss, wird

regelmäßig trainiert. (21511251)

LL

www.illwerke.at

INEOS signs renewable power

deal with RWE to reduce CO 2

emissions from its Belgian sites

by a further 745000 tonnes

• 10 year 56-Megawatt (~200 GWh per

annum) Renewable Power Purchase

Agreement

• Renewable electricity goes direct to

INEOS sites in Belgium.

• Advances emission reductions at INEOS

sites in Belgium to nearly 2 million

tonnes of CO 2

• Forms important part of the INEOS

roadmap for a reduction in carbonbased

energy for its facilities

(ineos) INEOS has agreed a long term Power

Purchase Agreement for renewable offshore

wind power in Belgium with RWE.

Under the terms of the ten-year deal, which

begins in 2021, INEOS will purchase

56-Megawatt (198 GWh per annum) of offshore

wind power from RWE Supply

&Trading, produced at the Northwester2

wind park in the Belgian North Sea.

This significant deal will take ca. 25% of

Northwester2’s renewable electricity. It

will reduce the carbon footprint of INEOS

in Belgium by a further 745,000 tonnes of

CO 2 over the length of the contract, which

is the equivalent of taking 65,000 cars off

the road each year.

This is the second renewable power deal

agreed by INEOS as part of our road map to

reduce greenhouse gas emissions from

across its operations, as the company continues

to supply essential products that

people increasingly need across medical,

food, transport and construction.

Combined with the Norther deal announced

in September with Engie, the

agreement with RWE increases the INEOS

commitment to Belgian offshore renewable

wind to 140 MW (~500 GWh per annum).

Together this reduces the carbon

footprint of its operations by nearly 2 million

tons of CO 2 over the life of the contracts;

the equivalent of taking more than

160,000 cars off the road each year.

David Thompson, CEO INEOS Trading

said: „This agreement with RWE is another

important step as we further reduce our

carbon emissions from our energy consumption

in Belgium. Combined with our

earlier agreement in September, the deals

reduce our carbon footprint by nearly 2

million tonnes of Carbon Dioxide. We will

continue to look at the options for further

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VGB PowerTech 1/2 l 2021

Members´News

expanding the use of renewable energy, as agreements such

as this support our roadmap towards a reduction in carbon

based energy across our sites.“

This contract illustrates RWE’s strong ambition to increase

renewables’ development worldwide, as several PPAs have

been signed with major companies during the last months.

„We are excited that we are able to support INEOS in further

reducing its greenhouse gas emissions,“ said Andre

Stracke, CCO at RWE Supply & Trading. „With our global

portfolio, we are among the largest producers of power from

renewables. We provide tailor-made solutions to industrial

customers and municipal utilities and help them to reach

their climate protection targets.“ (21511235)

LL

www.ineos.com

Kelag erwirbt Windpark Orjak in Kroatien

(kelag) Die Kelag hat von der BayWa r. e in der Nähe von

Split in Kroatien den Windpark Orjak erworben. Das Projekt

besteht aus fünf Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung

von 10,25 MW.

Diese Windkraftanlagen erzeugen pro Jahr rund 25 Millionen

Kilowattstunden Strom. Das entspricht dem Strombedarf

von mehr als 7.000 Haushalten. „Mit dem Kauf dieses

bereits in Betrieb befindlichen Windparks können wir unser

Engagement für die Stromerzeugung aus erneuerbarer

Energie weiter ausbauen“, sagt Manfred Freitag, Sprecher

des Vorstandes der Kelag „Wir betreiben nun in Kroatien

zwei Windparks, dazu kommen noch Windparks in Rumänien,

Bulgarien und im Burgenland.“

Mit dem Windpark Orjak verfügt die Kelag über eine Gesamtleistung

aus Windkraft von 87 MW und eine Jahreserzeugung

aus Windkraft von rund 210 Millionen Kilowattstunden.

Das entspricht dem Bedarf von 60.000 Haushalten.

Zum Vergleich: Die Eigenstromaufbringung der Kelag, ausschließlich

aus erneuerbarer Energie, betrug im vergangenen

Jahr 3.359 Millionen Kilowattstunden.

Beitrag zum Klimaschutz

Kelag-Vorstand Danny Güthlein: „Der Kauf des Windparks

Orjak ist ein wichtiger Beitrag zu unserer Strategie, die Stromerzeugung

aus erneuerbarer Energie zu stärken, um aktiv

zum Klimaschutz beizutragen.“ Die Kelag investiert ausschließlich

in erneuerbare Energie, in Österreich genauso wie

im benachbarten Ausland. „Der Klimaschutz endet nicht an

den Staatsgrenzen“, sagt Güthlein, „deswegen investieren wir

auch im Ausland, wenn die Rahmenbedingungen stimmen“.

Klare Klimaschutzziele

Die Nutzung der Windkraft wird in den nächsten Jahren

deutlich zunehmen, betont Manfred Freitag. „Die Klimakrise,

der notwendige Ausstieg aus fossiler Energie und die klaren

österreichischen Klimaschutzziele geben die Richtung

vor.“ Österreich will bis 2030 den gesamten Stromverbrauch

zu 100 % aus eigener, erneuerbarer Energie decken. Bis

2040 soll Österreich überhaupt klimaneutral sein, das bedeutet,

dass alle Anwendungen von fossiler Energie durch

erneuerbare Energieträger ersetzt sein müssen, vom Autoverkehr,

über die Raumheizungen bis zur Industrie. Verbessert

werden muss gleichzeitig auch die Effizienz der energetischen

Anwendungen. Manfred Freitag: „Vor diesem Hintergrund

und um zu dieser Herkulesaufgabe beizutragen

planen wir, sowohl eigene Projekte zu entwickeln, als auch

durch Akquisitionen weiter zu wachsen. Das kann in Österreich

sein, aber eben auch im Ausland. Wobei wir uns bei der

Stromerzeugung auf die erneuerbaren Energieträger Wasserkraft,

Windkraft und Photovoltaik konzentrieren.“

(21511243)

LL

www.kelag.at

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VGB Fortbildungsveranstaltung

Abfall und

Gewässerschutz

Save the Date!

www.vgb.org

20. und 21. April 2021

Live & OnLine

Diese Fortbildungsveranstaltung

bietet VGB alle zwei Jahre an.

Über die Teilnahme an der Veranstaltung

wird eine Bescheinigung ausgestellt, die

gegenüber den Behörden als

Fortbildungsnachweis dient.

Die Fachkunde gemäß § 9 Abs. 2

Abfallbeauftragtenverordnung (AbfBeauftrV)

kann durch Teilnahme an unserer

Fortbildungsveranstaltung

nachgewiesen werden.

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Germany

Informationen

Diana Ringhoff

E-Mail

vgb-abf-gew@vgb.org

Telefon

+49 201 8128-232

www.vgb.org

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Live & OnLine


Members´News VGB PowerTech 1/2 l 2021

Kelag engagiert sich

in Frankreich und Portugal

(kelag) Die Gremien von RWE und Kelag

haben beschlossen,dass die Kelag von RWE

12 Kleinwasserkraftwerke in Frankreich

sowie Anteile an sieben Kleinwasserkraftwerken

und sechs Windkraftanlagen in

Portugal erwirbt. Über den Kaufpreis wurde

Stillschweigen vereinbart.

RWE hält diese Erzeugungsanlagen über

zwei nationale Gesellschaften, die in das

Eigentum der Kelag übergehen. Mit diesen

25 Kraftwerken verfügt die Kelag über 65

MW zusätzliche Leistung (anteilig) und

eine zusätzliche Jahreserzeugung von

rund 160 Millionen Kilowattstunden (anteilig)

aus Wasserkraft und Windkraft, das

entspricht dem Jahresbedarf von mehr als

45.000 Haushalten. Die Kraftwerksleistung

der Kelag steigt mit diesem Kauf um

5 % auf 1.458 MW, die Eigenstromaufbringung

wächst ebenfalls um knapp 5 % auf

3,6 Milliarden Kilowattstunden. 16 Beschäftigte

wechseln im Zuge des Erwerbsprozesses

zur Kelag. „Die Kaufverträge

wurden im Dezember 2020 von beiden

Partnern unterschrieben, der Aufsichtsrat

der Kelag hat seine Zustimmung erteilt“,

sagt Manfred Freitag, Sprecher des Vorstandes

der Kelag. „Die vollständige Umsetzung

erfolgt im Lauf des Jahres 2021,

mit Wirkung 1. 1. 2021.“

Partnerschaft RWE,

Land Kärnten und Kelag

RWE hält direkt und indirekt 37,9 % an

der Kelag. Im Herbst hatten das Land

Kärnten und RWE vereinbart, ihre seit

dem Jahr 2001 bestehende, erfolgreiche

Partnerschaft für ein weiteres Jahrzehnt

fortzusetzen. Ziel dieser Kooperation ist

es, die Position der Kelag als führendes

Energieunternehmen und als Kompetenzzentrum

für Wasserkraft auszubauen und

zu stärken, der Erwerb der Kraftwerke in

Frankreich und Portugal trägt dazu maßgeblich

bei. RWE hat diese Anlagen im

Rahmen der Transaktion mit E.ON im Jahr

2019 erworben und konzentriert sich beim

Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energieträger

auf Investitionen in Windkraft,

Photovoltaik und in Speichertechnologien.

„Die neu erworbenen Kraftwerksanlagen

passen hervorragend in den Kraftwerkspark

der Kelag, der aktuell aus 78

Wasserkraftwerken, sieben Windparks

und 21 Photovoltaik-Anlagen besteht“,

sagt Manfred Freitag. „Auf der Basis unserer

Kernkompetenzen treten wir nun in

zwei neue Märkte ein und sehen die Chance,

dort selektiv weiter zu wachsen.“

Aktiver Klimaschutz

„Unser strategisches Ziel ist die verstärkte

Nutzung erneuerbarer Energieträger im Inund

Ausland. Mit diesem Kauf machen wir

einen weiteren wichtigen Schritt zur Stärkung

unserer Klimaschutzaktivitäten“,

sagt Danny Güthlein, Vorstand der Kelag.

„Wir verfügen über umfassende Kompetenzen

in den Bereichen Wasserkraft und

Windkraft, diese werden wir in die lokale

Betriebsführung und Instandhaltung in

Frankreich und Portugal einbringen. Das

sichert und schafft qualifizierte Arbeitsplätze

in Kärnten. Klimaschutz endet nicht

an Staatsgrenzen, jede aus erneuerbarer

Energie erzeugte Kilowattstunde ersetzt

eine thermisch erzeugte Kilowattstunde im

europäischen Verbundnetz und leistet einen

Beitrag zum Klimaschutz.“

In den vergangenen 10 Jahren konnte die

Kelag ihre Erzeugungskapazitäten aus erneuerbarer

Energie stark ausbauen. Die

installierte Leistung stieg um knapp 400

MW, die Jahreserzeugung um rund 700

Millionen Kilowattstunden. Danny Güthlein:

„Dieses Wachstum wurde durch den

Ausbau der Kapazitäten aus Wasserkraft,

Windkraft und Photovoltaik im Rahmen

von selbst entwickelten oder erworbenen

Projekten in Österreich und in Südosteuropa

möglich.“ (21511245)

LL

www.kelag.at

LEAG: BigBattery Lausitz arbeitet

im Dauerbetrieb

• Probebetrieb des innovativen

Stromspeichersystems konnte

erfolgreich abgeschlossen werden

(leag) Der Probebetrieb des größten Batteriespeicher

Europas ist abgeschlossen. Zum

Jahreswechsel 2020/2021 konnte die Big-

Battery Lausitz am Kraftwerksstandort

Schwarze Pumpe in den kommerziellen

Dauerbetrieb gehen. Sie verfügt über eine

nutzbare Kapazität von 53 MWh und kann

unter anderem bis zu 50 MW Primärregelleistung

zum Ausgleich kurzfristiger

Schwankungen in der Versorgung zur Verfügung

stellen. Damit trägt sie zu einem stabilen

Stromnetz bei. Stromerzeugung, -verbrauch

und -speicherung werden in diesem

Stromspeichersystem intelligent vernetzt.

Mit ihrem innovativen Lademanagement

und durch die Nutzung eines neuartigen

Kraftwerksleitsystems leistet die BigBattery

Lausitz einen wichtigen Beitrag zur Integration

erneuerbarer Energien ins Netz.

Der Beauftragte der Bundesregierung für

die neuen Bundesländer Marco Wanderwitz

würdigte das erste große Lausitzer

Speicherprojekt: „Die Inbetriebnahme des

Stromspeichers am Standort Schwarze

Pumpe ist ein wichtiges Signal für die Lausitz.

Es macht deutlich, dass die Lausitz als

Energiestandort auch in Zukunft einen

Beitrag zur sicheren Stromversorgung unseres

Landes leisten wird.“

„Mit diesem Innovationsprojekt im Herzen

der Lausitz betritt unser Unternehmen

Neuland auf dem Gebiet der Stromspeicherung

und wird in einem Technologieumfeld

aktiv, das im Zuge der Energiewende

vielfältige Potentiale für die Zukunft bietet“,

so der LEAG-Kraftwerksvorstand Hubertus

Altmann. „So sind wir überzeugt,

dass große Batteriespeicher künftig auch

im Rahmen industrieller Anwendungen

eine zentrale Rolle einnehmen werden. Einerseits

zur Flexibilisierung der Elektrizitätsversorgung

als Reaktion auf Schwankungen

im Stromnetz und andererseits im

Zusammenspiel verschiedener Technologien.“

Hubertus Altmann betonte zugleich,

dass damit ein wichtiger Baustein für die

Entwicklung integrierter Energielösungen

geschaffen ist, die künftig zum Aufbau weiterer

Wertschöpfungsketten in der Energieregion

Lausitz beitragen werden.

Die BigBattery Lausitz am Kraftwerksstandort Schwarze Pumpe, Foto: Andreas Franke für LEAG

(21511253)

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VGB PowerTech 1/2 l 2021

Golßen

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Lieberose

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Members´News

Guben

Lübben

96

168

LEAG passt Revierplanung an

gesetzlichen Ausstiegspfad an

Elsterwerda

• Öffentlich-rechtlicher Vertrag 169 zur

KVBG-Umsetzung vom Bundestag

101

bestätigt

98

(leag) Der Bundestag hat in seiner heutigen

Sitzung dem zwischen Bundesregierung

Großenhain

und Kraftwerksbetreibern ausgehandelten

Vertrag über die Ausgestaltung des gesetzlichen

Kohleausstieges in Deutschland seine

Zustimmung gegeben. Zusammen mit dem

bereits im Sommer beschlossenen Kohleverstromungsbeendigungsgesetz

(KVBG) sind

damit nun die rechtlichen Grundlagen für

den im gesellschaftlichen Konsens aufgestellten

Ausstiegsfahrplan geschaffen.

Mit der Umsetzung des KVBG und den darin

vorgesehenen verkürzten Laufzeiten

für Braunkohlenkraftwerke wird auch für

die Versorgung der Lausitzer Kraftwerke

deutlich weniger Kohle benötigt, als im Revierkonzept

der Lausitz Energie Bergbau

AG und Lausitz Energie Kraftwerke AG

(LEAG) von 2017 vorgesehen. In der Konsequenz

muss das Unternehmen seine Revierplanung

anpassen und sowohl in Brandenburg

als auch in Sachsen die ursprünglich

geplante Produktion seiner Tagebaue

entsprechend reduzieren.

In Brandenburg ist davon vor allem der

Tagebau Welzow-Süd betroffen. Er wird,

anders als zunächst vorgesehen und durch

den Braunkohlenplan von 2014 bestätigt,

nicht in den räumlichen Teilabschnitt II

fortgeführt. Mit der Nichtinanspruchnahme

des Teilabschnitts II ist ein Förderverlust

von mehr als 200 Millionen Tonnen Braunkohle

verbunden, die in diesem Feld lagern.

Damit trägt die LEAG auch dem im Koalitionsvertrag

der brandenburgischen Landesregierung

festgelegten Beschluss zum Tagebau

Welzow-Süd Rechnung. In Sachsen

muss aufgrund der Vorgaben des KVBG der

Umfang des Tagebaus Reichwalde im Vergleich

zu den bisherigen Planungen reduziert

werden. Damit wird der Bereich der

Kommandantur des Bundeswehr-Truppenübungsplatzes

Oberlausitz am Standort

Haide nicht mehr in Anspruch genommen.

169

87

169

Thermische Abfallverwertung EVA (geplant)

Schwarzheide

Lauchhammer

Für die Inanspruchnahme des Teilfeldes

Mühlrose im Tagebau Nochten ist indessen

nach wie vor eine klare und nachweisbare

energiepolitische und energiewirtschaftliche

Notwendigkeit gegeben. Aufgrund seiner

Lage, der Beschaffenheit der Reichwalder

Kohle sowie des Tagebaufortschritts

gibt es dazu keine Alternative, um insbesondere

das Kraftwerk Boxberg langfristig

zu versorgen. Für die bereits laufende Umsiedlung

des Trebendorfer Ortsteils Mühlrose,

die mit der Inanspruchnahme des

gleichnamigen Teilfelds verbunden ist,

liegt seit März 2019 ein unterschriebener

und damit rechtskräftiger Umsiedlungsvertrag

vor, der auch bereits umgesetzt

wird. Die Umsiedlung von Mühlrose ist Bestandteil

des im Jahr 2014 genehmigten

Braunkohlenplans für den Tagebau Nochten.

(21511254)

LL

www.leag.de

LEW: „Motor für Klimaschutz

in der Region“

• 120-jähriges Firmenjubiläum von LEW

steht im Zeichen von Klimaschutz und

Nachhaltigkeit

• Klimaneutralität bis 2030

• Initiative „Gemeinsam besser MACHEN“

ruft Menschen in Region zum

Mitmachen auf

(lew) Heute betreibt LEW insgesamt 36

Wasserkraftwerke in der Region, dazu gehört

auch das Iller-Kraftwerk bei Altusried.

Mit Fischwanderhilfen und weiteren ökologischen

Maßnahmen verbessert LEW seit

vielen Jahren die Lebensräume in und an

den Flüssen.

96

Hoyerswerda

156

Ortrand

Bernsdorf

Wittichenau

Die an die geänderte Revierplanung 97 angepasste Revierkarte fder LEAG. (21511254)

98

Luckau

Braunkohlenkraftwerk

Braunkohlentagebau

A13

Braunkohlenabbaufeld

Betriebsflächen

96

vorübergehende Begrünung

A13

Calau

Schwarze Pumpe

Industriepark

Auf einer Fläche von 110 mal 62 Meter,

welche etwa der Größe eines Fußballfeldes 102

entspricht, wurden 13 Batteriecontainer

errichtet. In den 13 dazugehörigen Umrichtercontainern

erfolgt die Umwandlung

87

zwischen Gleichspannung der Batterien

und Wechselspannung für das Stromnetz.

Weitere Bestandteile sind der SchliebenBlocktrans-

formator und die dazugehörigen Schaltanlagen.

Insgesamt sind 8840 Batteriemodule

in der BigBattery aktiv. Je nach Situation

im Stromnetz oder an den Strommärkten

Doberlug-

Kirchhain

können die Batterien be- oder entladen

werden. Gespeichert wird in ihnen der

101

Strommix aus konventionellen und erneuerbaren

Energieträgern. (21511253)

Bad Liebenwerda

LL

www.leag.de

Sonnewalde rekultivierte Flächen

A13

Braunkohlenabbau geplant

aufgrund Kohleausstiegsgesetz nicht

mehr zur Kohleförderung vorgesehen

Standort Cottbus

Veredlung

Großräschen

Cottbuser Ostsee in Flutung

Batteriespeicher BigBattery

Erneuerbare Energien-Anlage

MCR Engineering

Sekundär-Rohstoff-Zentrum (geplant)

Ruhland

Konferenzcenter Lübbenau

2 km N 01/2021

Lübbenau

A15

96

Vetschau

Lauta

Welzow

A15

Drebkau

156

169

WELZOW-SÜD

Spreeaue

Cottbus

97

96

97

168

168

Spremberg

156

Peitz

Jänschwalde

168

97

168

156

Heute betreibt LEW insgesamt 36 Wasserkraftwerke

in der Region, dazu gehört

auch das Iller-Kraftwerk bei Altusried. Mit

Fischwanderhilfen und weiteren ökologischen

Maßnahmen verbessert LEW seit

vielen Jahren die Lebensräume in und an

den Flüssen. (Quelle: LEW / Yeah - Bild,

Code & Herzklopfen GbR))

Zum 120-jährigen Unternehmensjubiläum

verstärkt die LEW-Gruppe in diesem

Jahr ihre Klimaschutzaktivitäten, um bis

2030 innerhalb des Unternehmens klimaneutral

zu sein. Darüber hinaus baut LEW

eigene Erzeugungskapazitäten aus regenerativen

Energien weiter aus, erweitert das

Angebot an klimafreundlichen und nachhaltigen

Lösungen für Kunden und unterstützt

mit zahlreichen Aktivitäten den

Schutz von Umwelt und Natur. Mit einer

Initiative unter dem Motto „Gemeinsam

besser MACHEN“ will LEW auch die Menschen

in der Region für das Thema Klimaschutz

begeistern und zum Mitmachen bewegen.

„Klimaschutz ist zentrales Thema der

nächsten Jahre und Jahrzehnte. Als regionales

Energieunternehmen haben wir dabei

eine besondere Verantwortung. Wir

wollen unseren Beitrag leisten und haben

uns deshalb als LEW-Gruppe feste Ziele gesetzt:

Bis 2030 werden wir klimaneutral.

Mit unseren Aktivitäten wollen wir zudem

Impulse für den Klimaschutz in unserer Region

setzen“, sagt LEW-Vorstandsmitglied

Dr. Markus Litpher.

0 2 4 6 8 10 km

168

A15

156

112

JÄNSCHWALDE

Boxberg

115

NOCHTEN

97

Forst / Lausitz

Döbern

115

Weißwasser

115

REICHWALDE

Bad Muskau

115

Niesky

27


Members´News VGB PowerTech 1/2 l 2021

Wasserkraftwerk am Lech markiert

Geburtsstunde von LEW

Das erste große Wasserkraftwerk der Region

ging im Oktober 1901 in Gersthofen

am Lech in Betrieb. Es ist der Startpunkt

für die Elektrifizierung der gesamten Region

und markiert die Geburtsstunde der

Lechwerke. Seitdem hat LEW die klimafreundliche

Stromerzeugung in der Region

kontinuierlich ausgebaut und viele nachhaltige

Lösungen auf den Weg gebracht.

„Unsere Wurzeln haben wir in der Wasserkraft

– Klimaschutz liegt in unserer

DNA. Unser Jubiläumsjahr 2021 nehmen

wir zum Anlass, unsere Klimaschutzaktivitäten

in allen Bereichen weiter zu forcieren.

Gemeinsam mit Kommunen, Unternehmen

und Bürgern wollen wir Klimaschutz

und Nachhaltigkeit in der Region

voranbringen – weit über das Jubiläumsjahr

2021 hinaus“, sagt LEW-Vorstandsmitglied

Norbert Schürmann.

Die Aktivitäten im Bereich Klimaschutz

und Nachhaltigkeit hat LEW in fünf zentralen

Handlungsfeldern gebündelt:

• Klimaneutrale LEW-Gruppe bis 2030

• Nachhaltige Energielösungen und

Angebote für Kunden

• Weiterer Ausbau eigener Erzeugung aus

erneuerbaren Energien und Integration

der Anlagen ins Verteilnetz

• Naturschutz und Artenschutz in der

Region

• Nachhaltigkeitsinitiative für die Region

Auf dem Weg zur

klimaneutralen LEW-Gruppe

LEW hat sich zum Ziel gesetzt, die

CO 2 -Emissionen innerhalb des Unternehmens

zu senken und bis spätestens 2030

klimaneutral zu werden. Betrachtet werden

dabei verschiedene Bereiche, in denen

LEW Klimaneutralität anstrebt: Bei der

Stromerzeugung setzt LEW mit eigenen

Wasserkraftwerken und Photovoltaik-Anlagen

bereits seit jeher auf erneuerbare Energien.

Bis 2025 soll auch die Wärmeproduktion,

für die überwiegend noch Erdgas zum

Einsatz kommt, klimaneutral werden. Innerhalb

der eigenen Betriebs- und Geschäftsgebäude

stellt LEW den Strom- und

Wärmebezug um: Seit letztem Jahr werden

die Gebäude bereits mit Grünstrom beliefert.

Dieser dient überwiegend auch als

Energieträger für die Wärmeversorgung

der eigenen Gebäude. Bis 2025 soll die

Wärmeversorgung von LEW-Liegenschaften

dann vollständig CO 2 -neutral sein. Im

LEW-Fuhrpark werden PKW mit Verbrennungsmotor

nach und nach durch Elektroautos

ersetzt. Aktuell fährt bereits rund ein

Drittel der PKW rein elektrisch. Ab spätestens

2023 sollen keine neuen PKW mehr

mit Verbrennungsmotor angeschafft werden,

sodass der Fuhrpark bis spätestens

2030 klimaneutral ist. Geladen werden die

E-Fahrzeuge überwiegend an LEW-eigenen

Ladesäulen auf dem Betriebsgelände.

Die Strommengen hierfür stammen ausschließlich

aus erneuerbaren Quellen.

Auch beim Betrieb der Stromnetze entstehen

vor allem durch die physikalisch bedingte

Verlustenergie CO 2 -Emissionen.

Durch technische Maßnahmen will LEW

diese Emissionen verringern oder durch

Kompensationen ausgleichen.

Mehr Erneuerbare: LEW-eigene PV-

Leistung soll bis 2025 mehr als verdoppelt

werden

LEW betreibt heute 36 Wasserkraftwerke

und hat mehr als 77.000 PV-Anlagen ans

Verteilnetz angeschlossen. Im Rahmen der

LEW-Solaroffensive baut LEW die eigenen

Erzeugungskapazitäten im Bereich Photovoltaik

in den nächsten Jahren weiter aus.

Diese sollen bis 2025 von aktuell rund 10

Megawatt peak (MWp) auf 25 MWp steigen.

In die Wasserkraftwerke investiert

LEW jedes Jahr rund 7 Millionen Euro, einen

großen Teil davon in die Modernisierung

der Anlagen. So kann die Stromerzeugung

aus klimafreundlicher Wasserkraft

auch ohne den Neubau von Anlagen gesteigert

werden. Aktuell stehen LEW aus Photovoltaik-Anlagen

10 MWp und aus Wasserkraft-Anlagen

rund 150 MW Ausbauleistung

zur Verfügung.

Bei der hohen Anzahl an dezentralen Erzeugungsanlagen

kommt dem Verteilnetz

eine besondere Rolle zu. Es sorgt dafür,

dass der erzeugte Strom aufgenommen

und weiterverteilt wird.

„Das regionale Verteilnetz ist Herzkammer

der dezentralen Energiewende und die

zentrale Infrastruktur für den Klimaschutz“,

sagt Dr. Markus Litpher. Um die

Transformation des Netzes im laufenden

Betrieb zu bewerkstelligen, sollen bis 2030

rund eine Milliarde Euro in die Modernisierung

und den Ausbau des Verteilnetzes fließen.

Neben dem Netzausbau spielen auch

der Ausbau intelligenter Steuerungsmöglichkeiten

und die damit verbundene Nutzung

von Flexibilitäten eine zentrale Rolle.

„Dafür benötigen wir eine aktive Netzsteuerung,

die wir nur durch Digitalisierung

erreichen können“, so Dr. Markus Litpher.

Klimaschutz für Zuhause

„Effiziente und klimafreundliche Technologien

verbessern nicht nur den Klimaschutz

– sie können sich auch für den einzelnen

Kunden wirtschaftlich lohnen. Wir

entwickeln unsere Angebote und Lösungen

kontinuierlich weiter und bringen die

Energiezukunft zu den Menschen nach

Hause. Digitale Technologien spielen dabei

eine entscheidende Rolle“, sagt Norbert

Schürmann.

Seit Anfang dieses Jahres beliefert LEW

alle Wärmekunden im Privatkundensegment

mit grünem Wärmestrom. Außerdem

gibt es seit letztem Jahr ein erweitertes

Portfolio an Grünstrom-Tarifen für Privatkunden.

Dabei bietet LEW auch einen regionalen

Ökostrom-Tarif an, mit dem Projekte

in den Bereichen Naturschutz, Naherholung

und Umweltbildung unterstützt werden.

Den Ökostromanteil baut LEW konsequent

weiter aus.

Klimaschutz im Einklang

mit Umwelt- und Naturschutz

„Wir alle wollen in einer lebenswerten

Region mit einer intakten Umwelt leben.

Unser Ziel ist, Klimaschutz in Einklang mit

Umwelt- und Naturschutz zu bringen“,

sagt Norbert Schürmann. So erarbeitet

LEW beispielsweise begleitend zum Bau

von Photovoltaik-Anlagen passende Artenschutzkonzepte.

Auch viele eigene Grundstücke

wertet LEW ökologisch auf – beispielsweise

mit Feldhecken, Wildblumenwiesen,

Reptilienhabitaten oder extensiven

Beweidungskonzepten. Auch im Bereich

der Wasserkraft kommt dem

Naturschutz eine bedeutende Rolle zu.

Norbert Schürmann: „Wir sind Vorreiter

für eine nachhaltige Wasserkraftnutzung.

Seit vielen Jahren verbessern wir die Lebensräume

für Tiere und Pflanzen in und

an den Flüssen – allen voran mit naturnahen

Fischwanderhilfen oder Gewässerstrukturmaßnahmen.

Viele unserer Projekte

werden über EU-Förderprogramme unterstützt

und haben über die Region hinaus

Vorbildcharakter. Unsere Aktivitäten für

eine nachhaltige Wasserkraft werden wir

auch in Zukunft weiter vorantreiben.“

Gemeinsam anpacken:

Nachhaltigkeitsinitiative für die Region

Das 120-jährige Jubiläum nimmt LEW

auch zum Anlass, eine umfassende Nachhaltigkeitsinitiative

in der Region zu starten.

Unter dem Motto „Gemeinsam besser

MACHEN“ will LEW engagierte Menschen

aus der Region vorstellen, Best-Practice-Lösungen

aufzeigen und die Vernetzung mit

Partnern wie Kommunen, Landkreisen

oder Hochschulen vertiefen. „Beim Schutz

von Klima und Natur sind jeder Einzelne

und wir alle gemeinsam gefragt. Deshalb

wollen wir Bürgern, Kommunen und Unternehmen

Ideen und Möglichkeiten bieten,

sich einzubringen. Die Nachhaltigkeitsinitiative

schafft die Grundlage dafür.

Wir sind überzeugt: Wenn wir alle gemeinsam

anpacken, können wir am meisten für

Klima und Natur erreichen“, sagt Dr. Markus

Litpher.

Im Rahmen der Nachhaltigkeitsinitiative

wird LEW dieses Jahr in der gesamten Region

unterwegs sein – mit unterschiedlichen

Formaten und Aktionen. Daneben hat

LEW anlässlich des Firmenjubiläums auch

viele weitere Angebote und Aktionen geplant.

Diese reichen von Mitarbeiterprogrammen

über Angebote für Kunden und

kommunale Aktivitäten bis hin zu Veranstaltungen

und Aktionen. „So wollen wir

den Klimaschutz zu den Menschen vor Ort

bringen. Gemeinsam können wir beim Klimaschutz

mehr bewegen“, sagt Dr. Markus

Litpher. (21511603)

LL

www.lew.de

28


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Members´News

Mainova bleibt Energiepartner

der Stadt Frankfurt

(mainova) Mainova beliefert die Stadt Frankfurt am Main

auch künftig mit Strom und Erdgas. Der heimische Energieversorger

versorgt damit weiterhin zuverlässig städtische Liegenschaften

wie Verwaltungsgebäude, Schulen, Kitas, Museen,

den Palmengarten oder das Klinikum Höchst mit klimafreundlicher

Energie. Das Unternehmen hat sich bei einer europaweiten

Ausschreibung durchgesetzt. Der neue Vertrag gilt

seit Jahresbeginn.

Das Unternehmen liefert der Stadt jährlich voraussichtlich

rund 181 Gigawattstunden Strom. Das entspricht dem Jahresbedarf

von 72.400 durchschnittlichen Zwei-Personen-Haushalten.

Die Energie für die rund 2.500 Lieferstellen bei rund

60 kommunalen Einrichtungen, städtischen Gesellschaften

und Stiftungen und Vereinen stammt aus hocheffizienter

Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) aus dem Müllheizkraftwerk in

der Frankfurter Nordweststadt und klimaneutralem

Ökostrom. Einen Teil des Ökostroms bezieht die Stadt erstmals

direkt aus einem deutschen Windpark. Im Vergleich zum

herkömmlichen deutschen Strommix spart die Stadt Frankfurt

am Main dank der Kombination von KWK- und Ökostrom

jährlich insgesamt rund 63.350 Tonnen Kohlendioxid ein.

Jährlich knapp 207 Megawattstunden Erdgas liefert Mainova

voraussichtlich für die städtischen Gebäude, was der Jahresmenge

von etwa 17.250 Mehrpersonen-Haushalten entspricht.

Mit der Energie, die zu fünf Prozent aus Biogas besteht,

werden unter anderem Klassenräume, Kitas und Krankenzimmer

in städtischen Gebäuden beheizt – an insgesamt

C

M

rund 900 Lieferstellen.

Y

Jan Schneider, Dezernent für Bau und Immobilien der Stadt

Frankfurt am Main, sagt: „Wir setzen die Kooperation mit ei-Cnem

langjährigen Partner fort, der nicht nur für eine verlässli-

MY

che und wirtschaftliche Energieversorgung der städtischen

Liegenschaften steht, sondern auch dazu beiträgt, unsere ehrgeizigen

Klimaschutzziele umzusetzen. Mit dem neuen Ver-

CY

CMY

trag erhöhen wir den Bezug von Strom aus heimischen Windkraftanlagen

noch einmal deutlich und unterstützen damit

K

die Energiewende.“

Der Mainova-Vorstandsvorsitzende Dr. Constantin H. Alsheimer

erklärt: „Die Stadt Frankfurt und Mainova verbindet bei

der Energieversorgung eine rund 190-jährige Partnerschaft.

Wir freuen uns, dass wir diese vertrauensvolle Zusammenarbeit

in den kommenden Jahren fortsetzen. Dabei werden wir

die Stadt und ihre Liegenschaften nicht nur weiterhin zuverlässig

mit Energie beliefern, sondern sie auch künftig weiter

als kompetenter Ansprechpartner bei Fragen rund um die

nachhaltige Energieversorgung beraten.“

So ermöglicht Mainova der Stadt Frankfurt zudem auf vielfältige

Weise, die kommunale Energiewende und damit den

lokalen Klimaschutz wirksam voranzutreiben. Dazu zählt beispielsweise

das bundesweit führende Mieterstrom-Modell gemeinsam

mit der Wohnungswirtschaft. Weiterhin schafft das

Unternehmen mit dem Ausbau der Ladeinfrastruktur die Voraussetzung

für die Verbreitung der Elektromobilität. Zusätzlich

unterstützt Mainova zahlreiche ehrenamtliche Projekte.

(21511249)

LL

www.mainova.de

VGB Workshop

ÖL IM KRAFTWERK

Verfahrenstechnik Turbinenbetrieb mit

Schwerpunktthema Ölsystem und

Reinigung, Schwingungsanalyse

während des Dampfturbinenbetriebes

Neuer Termin!

www.vgb.org

1. und 2. September 2021

Bedburg

Oftmals treten nach Revisionen Fehler auf.

Ziel des Workshops ist es, den Teilnehmern

Möglichkeiten einer Analyse zu

Schwingungsereignissen – verursacht durch

Ausrichtungsfehler, Lagergeometrien und

Ölqualität – aufzuzeigen.

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Germany

Informationen

Diana Ringhoff

E-Mail

vgb-oil-pp@vgb.org

Telefon

+49 201 8128-321

www.vgb.org

29

Neuer Termin!


Members´News VGB PowerTech 1/2 l 2021

ark-E und Stadtwerke Iserlohn:

Windkraftanlage Versetalsperre

mit neuen Rekordwerten in 2020

• Über 10 Mio. Kilowattstunden erzeugter

Ökostrom im Betriebsjahr 2020

• Seit Inbetriebnahme

überdurchschnittliche Verfügbarkeit

und Einsatzzeit

(mark-e) Die gemeinsam von Mark-E und

den Stadtwerken Iserlohn betriebene

Windkraftanlage (WKA) an der Versetalsperre

in Lüdenscheid hat im abgelaufenen

Betriebsjahr 2020 für Rekordwerte gesorgt.

Dieses positive Fazit ziehen beide

Unternehmen nach Auswertung der nun

aktuell vorliegenden Zahlen für die WKA.

Insgesamt produzierte die WKA Versetalsperre

vom Typ Enercon E-115 in 2020

über 10 Mio. Kilowattstunden (kWh)

Strom und verzeichnete dabei 3.343 Betriebsstunden.

Damit wurden die ohnehin

schon sehr guten Werte aus dem Jahr 2019

(ca. 9,5 Mio. kWh bei 3.164 Betriebsstunden)

nochmals um mehr als 5 Prozent

übertroffen. Seit Inbetriebnahme im Frühjahr

2017 speiste die Anlage somit insgesamt

bereits 34,7 Mio. kWh Strom ein. Die

Windkraftanlage läuft dabei durchgängig

mit einer sehr hohen Verfügbarkeit und

liegt auch mit den erzielten Volllaststunden

beständig über dem bundesdeutschen

Durchschnitt.

KlimaFair Kunden der Mark-E profitieren

von regional erzeugtem Ökostrom

Der von der WKA in 2020 hier vor Ort

produzierte Ökostrom deckt rechnerisch

somit den Strombedarf von fast 2.900

Durchschnittshaushalten. Gleichzeitig hat

der an der Versetalsperre regenerativ erzeugte

Strom die Umwelt im vergangenen

Jahr um mehr als 3.500 Tonnen Kohlendioxid

entlastet. Die Windkraftanlage ist neben

drei Laufwasserkraftwerken und Photovoltaikanlagen

in der Region Teil des

„KlimaFair“ Strom-Tarifs der Mark-E. Umweltbewusste

Kunden erhalten hier „ihren“

Ökostrom aus der Region und können zudem

noch von Prämien im Rahmen des

Mark-E Energiespar-Programms profitieren.

Windkraftanlage Versetalsperre

Die WKA Versetalsperre gehört zu 70 Prozent

den Stadtwerken Iserlohn und zu 30

Prozent der Mark-E. Jede eingespeiste Kilowattstunde

wird in den ersten 20 Betriebsjahren

– wie gesetzlich garantiert – mit

8,29 Cent vergütet. Mark-E sorgte für die

schlüsselfertige Errichtung der Anlage und

kümmert sich auch um die technische Betriebsführung

und die Direktvermarktung

des erzeugten Ökostroms. Die Stadtwerke

Iserlohn verantworten die kaufmännische

Betriebsführung. (21511202)

Daten WKA Versetal:

• Baubeginn: August 2016

• Bauende / erste Inbetriebnahme:

Ende März 2017

• Investitionsvolumen: ca. 5 Mio. Euro

• Anlagentyp: Enercon E-115

• Leistung: 3 Megawatt

• Gesamthöhe: 195 Meter

• Netzeinspeisung 2019 :

ca. 9,5 Mio. kWh

• Netzeinspeisung 2020:

ca. 10,0 Mio. kWh

• Betreibergesellschaft:

Windkraft Versetalsperre GmbH & Co. KG

LL

www.enervie-gruppe.de

Mark-E: GuD-Kraftwerk in 2020

unverzichtbarer Baustein der

Energiewende

• Gute Marktsituation ermöglicht 3.900

Betriebsstunden

• Effiziente und emissionsarme

Energieerzeugung zur Stabilisierung

des Stromnetzes

• Voll-Betrieb: Sechs neue Arbeitsplätze

geschaffen

(mark-e) Mark-E zieht eine erneut erfolgreiche

Bilanz ihrer Gas- und Dampfturbinen

(GuD-) anlage in Herdecke, die zusammen

mit dem Projektpartner Statkraft betrieben

wird: So konnte die Anlage in 2020

ihre Betriebsdauer auf über 3.900 Stunden

im Vergleich zum Vorjahr (gut 2.700 Stunden)

weiter deutlich steigern – und dies

trotz einer längeren Stillstandsphase im

ersten Quartal 2020 aufgrund eines technisches

Defektes an der Dampfturbine sowie

einer geplanten Revision. Die Stromproduktion

erhöhte sich sogar um fast 50

Prozent: von knapp über 1.000 Gigawattstunden

(GWh) in 2019 auf annähernd

1.500 GWh im zurückliegenden Jahr.

Hauptgrund hierfür ist eine weiter verbesserte

Marktsituation. Diese wird bestimmt

von mehreren Faktoren wie der

schrittweisen Abschaltung von Kernkraftwerken,

einem deutlich höheren CO 2 -

Preis, einem niedrigen Gaspreisniveau und

dem starken Rückgang der Kohleverstromung.

„Das Jahr 2020 zeigt die große Bedeutung

von effizienten GuD-Anlagen in

einer Phase der Energiewende, in der immer

mehr gesicherte Kraftwerksleistung

vom Netz geht. Wir können mit unserer

Anlage Leistung verlässlich und emissionsarm

zur Verfügung stellen, diesen Bedarf

sehen wir auch in Zukunft“, so ENERVIE

Vorstandssprecher Erik Höhne. GuD-Anlagen

sind ein wesentlicher Faktor zur Stabilisierung

des Stromnetzes, da sie vergleichsweise

schnell zum Einsatz gebracht

werden können. Damit kann die volatile

Einspeisung von immer mehr Erneuerbaren

Energien ausgeglichen werden.

Aufgrund der schwierigen Marktsituation

war das Betriebskonzept in den vergangenen

Jahren angepasst und die Anlage

zwischenzeitlich in einen Reservebetrieb

überführt worden. Seit Frühjahr 2020 wird

das GuD-Kraftwerk Herdecke nun wieder

im „24/7“-Betrieb rund um die Uhr flexibel

eingesetzt. „Hierfür wurde die Belegschaft

am Standort Herdecke entsprechend aufgestockt

und insgesamt sechs neue Mitarbeiter

eingestellt“, freut sich Erik Höhne

über diese positive Entwicklung.

Mark-E ist der Kraftwerksbetreiber innerhalb

der ENERVIE Gruppe und hat in den

letzten Jahren seinen Erzeugungs-Mix

deutlich „vergrünt“: Der Anteil der fossilen

Energieträger wurde insbesondere durch

die Stilllegung der beiden Steinkohle-Blöcke

im Kraftwerk Werdohl-Elverlingsen

deutlich reduziert. Die ENERVIE Gruppe

setzt stattdessen im Rahmen ihrer „Strategie

2025“ auf einen deutlichen Ausbau erneuerbarer

Energien. Aktuell verfügt

Mark-E über ein Kraftwerksportfolio von

rund 600 Megawatt (MW) Leistung: Neben

der GuD Anlage Herdecke (417 MW)

betreibt das Unternehmen das zusammen

mit dem Partner STAWAG modernisierte

und erweiterte Pumpspeicherwerk Finnentrop-Rönkhausen

(140 MW), die größte

Biomasseverstromungsanlage der Region

(20 MW) in Hagen-Kabel, die Klärschlammverbrennungsanlage

in Werdohl-Elverlingsen

(4 MW) zusammen mit

dem Ruhrverband, drei Laufwasserkraftwerke

(ca. 5 MW), eine Windkraftanlage in

Lüdenscheid (3 MW) sowie diverse Photovoltaikanlagen

(ca. 1 MW). Auch der Betrieb

der GuD-Anlage Herdecke als „sauberste“

konventionelle Energieerzeugung

im Vergleich zu Steinkohle- und Braunkohlekraftwerken

verbessert die Erzeugungsund

damit Klimabilanz.

Das Cuno-Kraftwerk Herdecke

Seit 1908 wird am ältesten Kraftwerksstandort

der Mark-E in Herdecke Strom

erzeugt. Ab 2005 errichtete Mark-E zusammen

mit dem norwegischen Energieunternehmen

Statkraft eine umweltfreundliche

Gas- und Dampfturbinen (GuD)-Anlage

am Standort. Das Kraftwerk ging im Herbst

2007 in Betrieb und zählt mit einem Wirkungsgrad

von rund 59 Prozent immer

noch zu den weltweit effizientesten Anlagen

seiner Art. Für die Stromerzeugung

nutzt es ein besonderes effektives Verfahren:

In einem kombinierten Prozess wird in

einer 270-MW-Gasturbine mit einem nachgeschalteten

Abhitzekessel sowie einer

147-MW Dampfturbine die Energie in Elektrizität

umgewandelt. Im Vergleich zu einem

modernen Kohlekraftwerk erspart die

GuD-Anlage der Umwelt bei der Stromerzeugung

damit jährlich über eine Million

Tonnen Kohlendioxid. (21511203)

LL

www.enervie-gruppe.de

30


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Members´News

MIBRAG passt Bergbauplanung

für den Tagebau Vereinigtes

Schleenhain an

• ​Pödelwitz und das Abbaufeld

Groitzscher Dreieck werden nicht in

Anspruch genommen

(mibrag) Der Ort Pödelwitz und das Abbaufeld

Groitzscher Dreieck mit der Ortschaft

Obertitz werden von MIBRAG für

die Kohleförderung des Tagebaus Vereinigtes

Schleenhain nicht mehr in Anspruch

genommen. Zur Umsetzung des Sächsischen

Koalitionsvertrages hat das Bergbauunternehmen

mit dem Sächsischen Wirtschaftsministerium

und dem Sächsischen

Oberbergamt Gespräche geführt und der

Nichtinanspruchnahme zugestimmt. Dazu

erklärt Dr. Armin Eichholz, Vorsitzender

der Geschäftsführung: „Wir haben mit der

überarbeiteten Bergbauplanung für den

Tagebau Vereinigtes Schleenhain eine

weitreichende und verantwortungsvolle

Entscheidung für die Region und für unser

Unternehmen getroffen.“

MIBRAG hat nach dem politisch gewollten

Ausstieg aus der Kohleverstromung

Deutschlands bis spätestens Ende 2038

ihre Planungen den sich daraus resultierenden

Bedingungen angepasst. Durch das

von Bundestag und Bundesrat beschlossene

Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung

der Kohleverstromung verkürzt

sich die Laufzeit des von MIBRAG mit Kohle

belieferten Kraftwerkes Lippendorf auf

Ende 2035. Die Anpassung der Bergbauplanung

für den Tagebau Vereinigtes

Schleenhain trägt diesem Umstand und

der veränderten Situation am Energiemarkt

Rechnung. (21511430)

LL

www.mibrag.de

KKL: Erneut höhere

Stromproduktion

(kkl) Das Kernkraftwerk Leibstadt (KKL)

hat im vergangenen Jahr die Stromproduktion

um 2,6 Prozent auf 9.050 GWh erhöhen

können (2019: 8’820 GWh).

Dieses gute Resultat wurde dank eines

störungsfreien Betriebs ermöglicht. Die

Anlage konnte zudem mit voller Leistung

gefahren werden.

Seit dem Frühjahr 2020 sind auch im KKL

umfassende Schutzmassnahmen gegen die

Ausbreitung des Coronavirus in Kraft. Angesichts

der Corona-Situation entschied

das Werk im April 2020, die Jahreshauptrevision

zu verkürzen und um zwei Monate

zu verschieben. Die Revisionsarbeiten konzentrierten

sich primär auf den Wechsel

der Brennelemente sowie auf Inspektionsund

Instandhaltungsarbeiten. Auf den aufwändigen

Kondensatortausch wurde verzichtet.

Mark-E: GuD-Kraftwerk in 2020 unverzichtbarer Baustein der Energiewende

Nach einer sechswöchigen Revisionsdauer

konnte das Werk am 12. August wieder

mit dem Stromnetz verbunden werden und

produziert seither durchgehend unter Volllast

Strom.

Im vergangenen Betriebsjahr wurden vier

meldepflichtige Ereignisse verzeichnet, die

keine Auswirkung auf die Stromproduktion

hatten.

2021 plant das Kernkraftwerk Leibstadt

eine rund fünf Monate dauernde Revision

(24.5.-26.10.2021). Im Fokus stehen der

Tausch des Kondensators und der Umbau

des Reaktorumwälzsystems. Diese wichtigen

Modernisierungsmassnahmen werden

es dem KKL erlauben, auch in Zukunft eine

sichere und zuverlässige Stromproduktion

zu gewährleisten. (21511431)

LL

www.kkl.ch

MVV: Das Küstenkraftwerk feiert

Geburtstag: Seit einem Jahr

Wärme und Strom für Kiel

(mvv) Vor einem Jahr gaben die Stadtwerke

Kiel offiziell das Kommando „Volle Kraft

voraus“ für ihr Küstenkraftwerk. Im Rahmen

einer virtuellen Geburtstagsfeier zogen

die Verantwortlichen am 20. Januar

2021 Bilanz.

Das modernste Gasmotorenheizkraftwerk

Europas bestätigt sich als Fundament

einer zuverlässigen und ökologischen Wärme-

und Stromversorgung für Kiel und die

ganze Region. Die Stadtwerke Kiel sind

stolz auf das europaweit einzigartige Projekt,

das nicht nur die Zukunft der Kieler

Energieversorgung prägt, sondern auch zu

einer erheblichen Reduzierung der

CO 2 -Emissionen beiträgt.

„Wir blicken auf ein erfolgreiches erstes

Jahr zurück. Unser Küstenkraftwerk läuft

und hat im ersten Jahr bereits rund

1.000.000 Tonnen CO 2 gegenüber dem

Vorgängerkraftwerk eingespart. Das bedeutet

den Kohlendioxid-Ausstoß von umgerechnet

500.000 Autos. Ein erheblicher

Beitrag für das Klima in Kiel sowie zur sicheren

Wärme- und Stromversorgung“,

teilt Frank Meier, Vorstandsvorsitzender

der Stadtwerke Kiel AG, im Rahmen der

virtuellen Geburtstagsfeier mit.

Seit der Inbetriebnahme vor einem Jahr

versorgt das Küstenkraftwerk mehr als

73.500 Kieler Haushalte, Betriebe und Einrichtungen

mit ökologischer Fernwärme.

Zudem speist die Anlage die erzeugte elektrische

Energie in das Kieler 110-kV-Stromnetz

ein, das sowohl die Wohnungen in der

Landeshauptstadt als auch der umliegenden

Gemeinden mit Strom versorgt. Überschüssige

Energie wird in das vorgelagerte

Stromnetz weitergeleitet

„Wir feiern heute den ersten Geburtstag

unseres Küstenkraftwerks. Dieses Projekt

maßgeblich begleiten zu dürfen – von der

Planung bis zum Betrieb – war und ist für

mich persönlich ein Geschenk, eine Herzensangelegenheit.

Ich bin sehr stolz dar-

31


Members´News VGB PowerTech 1/2 l 2021

Ørsted takes final investment

decision on Old 300 Solar

Center, a 430 MWAC solar PV

project located near Houston

MVV: Das Küstenkraftwerk feiert Geburtstag: Seit einem Jahr Wärme und Strom für Kiel. Ein Live-

Talk mit Frank Meier (v.li.), Jan Christoph Kersig, Dr. Ulf Kämpfer und Dr. Jörg Teupen, moderiert

durch Stadtwerke-Sprecher Sönke Schuster, rundete die Veranstaltung ab. (21511558)

auf, was die Stadtwerke Kiel und alle Projektbeteiligten

für dieses Projekt geleistet

haben“, zeigt sich Dr. Jörg Teupen, Vorstand

Technik und Personal der Stadtwerke

Kiel AG, begeistert über den erfolgreichen

und zuverlässigen Betrieb.

Im Rahmen einer virtuellen Geburtstagfeier

blickten die Stadtwerke Kiel auf die

vergangenen 12 Monate zurück. Neben

kurzen Videoclips mit Mitarbeiter-Interviews

sowie Statements befragter Kielerinnen

und Kielern zum Küstenkraftwerk rundete

ein Live-Talk mit Oberbürgermeister

Ulf Kämpfer, Kersig-Immobilien-Geschäftsführer

Jan Christoph Kersig und den beiden

Stadtwerke-Vorstände die Veranstaltung

ab.

Oberbürgermeister Ulf Kämpfer lobte im

Gespräch das Küstenkraftwerk: „Vor einigen

Wochen erhielten wir den Deutschen

Nachhaltigkeitspreis 2021 in der Kategorie

Großstädte. Eine große Rolle für die Jury

spielte dabei auch die Inbetriebnahme des

Küstenkraftwerks. Das beweist: Wir sind

auf einem richtigen Weg – dank des Klimaschutzengagements

der vergangenen Jahre,

dank unserer vielen aktuellen Maßnahmen

und auch dank unseres neuen modernen

Küstenkraftwerks.“

Jan Christoph Kersig, Geschäftsführer

Kersig Immobilien, fügte hinzu: „Wir sind

froh, dass die Stadtwerke Kiel mit dem

Küstenkraftwerk die Fernwärmeversorgung

sichern. Denn für uns ist Fernwärme

die klima- und umweltschonende Wärmeversorgung

für unsere Immobilien. Der

Ausstoß von CO 2 und Schadstoffen ist erheblich

geringer als bei vergleichbarer

Nutzung von Einzelfeuerungsanlagen

beispielsweise mit Öl. Für Fernwärme

sprechen auch die einfachere Technik, geringe

Installations-, Wartungs- und Betriebskosten

und die Platzersparnis in

den Gebäuden.“

Für die Stadtwerke Kiel ging es bei der

damaligen Suche nach einer Nachfolgelösung

für das Kohlekraftwerk nicht nur

darum, die Energie zuverlässig bereitzustellen,

sondern auch darum, Wärme und

Strom so umweltfreundlich wie möglich zu

produzieren. Ein Jahr nach Inbetriebnahme

steht fest: Das Küstenkraftwerk vereint

Versorgungssicherheit und Ökologie optimal.

Durch die modulare Bauweise mit 20

Gasmotoren der 10-Megawatt-Klasse erhält

das Kraftwerk eine außergewöhnlich

hohe Flexibilität. So wird die Leistungsabgabe

der einzelnen Motoren dem aktuellen

Energiebedarf angepasst und dementsprechend

ausgerichtet. Die Gasmotoren, als

Herz des Küstenkraftwerks, verfügen über

eine elektrische Leistung von 190 Megawatt

und eine Wärmeleistung von 192 Megawatt.

Die beim Betrieb erzeugte Wärme

wird in das Fernwärmenetz eingespeist.

Um die im Rahmen der Kraft-Wärme-Kopplung

entstehende Wärme auch in den Sommermonaten

gezielt zu nutzen, erfolgt eine

Speicherung im 60 Meter hohen Speicher.

Durch die zeitliche Entkopplung der Wärmenutzung

ist ein flexibler und wirtschaftlicher

Betrieb des Küstenkraftwerks möglich.

Der Elektrodenkessel erzeugt bei Bedarf

mittels Strom Fernwärme, etwa dann,

wenn es im Stromnetz zu einem Überangebot

durch große Mengen an Windenergie

kommt. Die neue Anlage trägt dazu bei,

Angebot und Nachfrage im Stromnetz wieder

ins Gleichgewicht zu bringen.

Dieses komplexe Erzeugungskonzept ermöglicht

es, mit einem hohen Maß an Autonomie

auf die verschiedenen Szenarien

des Energiemarktes zu reagieren. Und damit

eine sichere und saubere Fernwärmeversorgung

für Kiel zu gewährleisten.

(21511558)

LL

www.mvv.de

(orsted) Ørsted has taken final investment

decision on the Old 300 Solar Center,

which is located in Fort Bend County, 40

miles from Houston, Texas, and is expected

to come online in Q2 2022.

Over the past year, Ørsted has significantly

increased its solar portfolio and with the

addition of Old 300, now has 1.1 GW of solar

PV under construction, leading to a total

of 3.4 GW of capacity in operation and

under construction across onshore wind,

solar PV and storage.

Old 300 is located close to Houston, one

of the largest and fastest growing metropolitan

areas in the US and benefits from a

long-term PPA.

„With its location close to Houston, Old

300 will further diversify our onshore footprint

into a premium market with strong

long-term fundamentals.“ says Vishal Kapadia,

Chief Commercial Officer for Onshore.

„We‘re excited to add another largescale,

attractively contracted solar project

to our portfolio. Solar is the fastest-growing

power generation technology in the

world and will continue to play a key role in

our growth going forward.“

The project will create a dependable income

source for family ranches who lease

their land for the project. Furthermore,

project construction will create up to 400

jobs at its peak and the long-term operation

of Old 300 Solar will generate over

USD 40 million in property tax revenue for

Fort Bend County and the Needville Independent

School District.

Old 300 Solar Center will cover an area of

2,800 acres and utilise approximately 1

million bifacial modules, supplied by JA

Solar and LONGi Solar. Inverters will be

supplied by SMA America. (21521307)

LL

www.orsted.com

32


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Members´News

Ørsted takes final investment decision on first

renewable hydrogen project

(orsted) Ørsted has taken final investment decision on the

Danish demonstration project H2RES, which will use offshore

wind energy to produce renewable hydrogen. The project is

expected to produce its first hydrogen in late 2021 and will be

Ørsted‘s first renewable hydrogen project in operation.

Ørsted has decided to take final investment decision on the

H2RES renewable hydrogen demonstration project at Avedøre

Holme in Copenhagen, Denmark. H2RES will be Ørsted‘s first

renewable hydrogen project in operation and marks a new era

in Ørsted‘s green journey, where the power of offshore wind

will be harnessed to decarbonise society beyond direct electrification,

offering a path towards zero emissions for otherwise

hard to abate sectors.

H2RES will have a capacity of 2 MW. The facility will produce

up to around 1,000 kg of renewable hydrogen daily,

which will be used to fuel road transport in Greater Copenhagen

and on Zealand. The project is expected to produce its first

hydrogen in late 2021.

Martin Neubert, Executive Vice President and CEO of Ørsted

Offshore, says: „We see renewable hydrogen and other sustainable

fuels as cornerstones in reaching net-zero emissions

by 2050, and H2RES will contribute with key learnings to turn

Europe‘s ambitious build-out targets for renewable hydrogen

into a new industrial success story. With the right framework

in place that incentivises the shift away from fossil fuels, renewable

hydrogen can decarbonise transport and heavy industry,

which is paramount to creating a world that runs entirely

on green energy.“

Ørsted has over the past 18 months partnered with different

consortia in seven renewable hydrogen projects in Denmark,

Germany, the Netherlands, and the United Kingdom.

The practically unlimited global offshore wind resources are

ideally suited to power renewable hydrogen electrolysis. The

H2RES project will investigate how to best combine an electrolyser

with the fluctuating power supply from offshore wind,

using Ørsted‘s two 3.6 MW offshore wind turbines at Avedøre

Holme.

Anders Nordstrøm, Vice President and Head of Ørsted‘s hydrogen

activities, says: „Renewable hydrogen will be a cornerstone

in achieving Denmark‘s ambitious decarbonisation target.

H2RES is an example of how public co-funding coupled

with a committed hydrogen industry and ambitious offtakers

can drive the decarbonisation of the transport sector. H2RES

is a small but important step towards large-scale renewable

hydrogen production, and it will allow us to demonstrate how

offshore wind combined with onshore electrolysis can offer

decarbonisation beyond direct electrification.“

The Energy Technology Development and Demonstration

Programme (EUDP) under the Danish Energy Agency has previously

awarded DKK 34.6 million for the development of the

H2RES project to Ørsted, Everfuel Europe A/S, NEL Hydrogen

A/S, Green Hydrogen Systems A/S, DSV Panalpina A/S, Hydrogen

Denmark, and Energinet Elsystemansvar A/S.

(21511434)

LL

www.orsted.com

VGB Konferenz | OnLine

Thermische

Abfallverwertung und

Wirbelschichtfeuerungen

24. März 2021

OnLine

| Weitere Informationen

| Programm

| Anmeldung

• www.vgb.org/veranstaltungen.html

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Germany

Informationen

Barbara Bochynski

(Organisation)

Christian Stolzenberger

Dr. Andreas Wecker

(Fachliche Koordination)

E-Mail

vgb-therm-wirb@vgb.org

Telefon

+49 201 8128-205

www.vgb.org

33


Members´News VGB PowerTech 1/2 l 2021

ummer 26 und 27: RWE startet

kommerziellen Betrieb neuer

Onshore-Windparks in den USA

• Fertigstellung von Boiling Springs (148

MW) und East Raymond (200 MW)

erhöht die Erzeugungskapazität von

RWE in Nordamerika

• Lieferverträge mit Autoproduzent

Honda und Energieversorger Austin

Energy sichern Stromabnahme

(rwe) Mit der Inbetriebnahme von zwei

neuen Onshore-Windparks baut RWE ihr

Erneuerbare-Energien-Portfolio in Nordamerika,

einem der strategischen Kernmärkte

des Unternehmens, weiter aus. Die

beiden Windparks verfügen über eine installierte

Gesamtleistung von 348 Megawatt

(MW). Zusammen produzieren sie

ausreichend grünen Strom, um rechnerisch

den Bedarf von mehr als 104.000

US-Haushalten zu decken.

Der Onshore-Windpark Boiling Springs

wurde mit einer Kapazität von 148 MW in

Oklahoma im Woodward County errichtet.

Der Windpark besteht aus 60 GE-Turbinen.

Der Onshore-Windpark East Raymond

hat eine installierte Leistung von 200 MW

und liegt in Südtexas. Er wird von 91 Vestas-Turbinen

angetrieben. In direkter Nähe

errichtet RWE derzeit mit West Raymond

einen weiteren Windpark mit einer installierten

Leistung von 240 MW. Die Inbetriebnahme

dieses Windparks ist für das

erste Quartal 2021 geplant. RWE wird beide

Windparks betreiben, auch wenn das

Unternehmen seine Beteiligung an den

Projekten auf 25 % reduziert.

„Wir freuen uns sehr, dass mit East Raymond

unser achtes Projekt an der texanischen

Küste vollständig in Betrieb ist. Mit

Boiling Springs haben wir zudem unser

erstes Projekt im US-Bundesstaat Oklahoma

am Netz, einem neuen und für uns äußerst

attraktiven Markt“, betont Silvia

Ortín Rios, COO Onshore Wind and Solar

PV Americas von RWE Renewables. „Dank

unserer erfahrenen Teams konnten wir diese

Bauprojekte trotz erschwerter Bedingungen

und unter Einhaltung unserer hohen

Gesundheits- und Sicherheitsstandards

umsetzen. Wir möchten auch den

lokalen Gemeinden und Landbesitzern für

ihre Unterstützung danken.“

RWE verfügt bereits über Abnehmer für

den Strom aus beiden Windparks. Für East

Raymond wurde 2019 ein Stromliefervertrag

(Power Purchase Agreement, PPA) mit

dem Versorger Austin Energy abgeschlossen.

Der Vertrag läuft über zwölf Jahre. Im

selben Jahr einigte sich RWE auf einen PPA

mit Honda. Der Autokonzern nimmt einen

Großteil des im Windpark Boiling Springs

erzeugten Stroms (anteilig aus 120 MW installierte

Kapazität) ab. Die Vereinbarung

ist Teil einer der bisher größten Abnahmen

von grünem Strom in den USA durch die

Automobilindustrie.

Nordamerika ist einer der strategischen

Kernmärkte von RWE, in dem das Unternehmen

aufbauend auf einer starken Entwicklungspipeline

weiter wachsen will.

Die installierte Kapazität von RWE in den

USA macht mehr als ein Drittel der Gesamtkapazität

des Unternehmens im Bereich

der Erneuerbaren Energien aus. Bis

Ende 2022 will RWE ihr weltweites Erneuerbare-Energien-Portfolio

auf mehr als 13

Gigawatt (GW) Nettokapazität ausbauen

und dafür 5 Milliarden Euro netto investieren.

Zusammen mit Partnern kann das

Brutto-Investitionsvolumen bis zu 9 Milliarden

Euro betragen. Um ihre Wachstumsziele

zu erreichen, verfügt RWE über eine

attraktive Projektentwicklungspipeline

von mehr als 22 GW. Diese umfasst alle

strategischen Kernregionen des Unternehmens.

(21511508)

LL

www.rwe.com

RWE erhält Genehmigung für

Offshore-Windpark Kaskasi

• Kaskasi als erster Offshore-Windpark

auf Basis des neuen Windenergie-auf-

See-Gesetzes vom Bundesamt für

Seeschifffahrt und Hydrographie

genehmigt

• Bauarbeiten auf See sollen im dritten

Quartal 2021 beginnen

• Vollständige Inbetriebnahme in 2022

geplant

(rwe) Der RWE Offshore-Windpark Kaskasi

erhält endgültig grünes Licht: Anfang

Dezember erteilte das Bundesamt für Seeschifffahrt

und Hydrographie (BSH) den

Planfeststellungsbeschluss für den

342-Megawatt-Windpark. Damit ist Kaskasi

(offizielle Bezeichnung Kaskasi II) der

erste Offshore-Windpark in Deutschland,

der nach erfolgreicher Auktionsteilnahme

im sogenannten „Übergangssystem“ nach

dem neuen Windenergie-auf-See-Gesetz

genehmigt wurde. Ein Bestandteil der Genehmigung

sind sogenannte Pilotwindenergieanlagen,

bei denen innovative Technologien

getestet werden. Der Windpark

soll im Sommer 2022 ans Netz angeschlossen

werden. Nach der vollständigen, kommerziellen

Inbetriebnahme im vierten

Quartal 2022 wird Kaskasi rechnerisch

rund 400.000 Haushalte pro Jahr mit grünem

Strom versorgen können.

Die Investitionsentscheidung für den

Offshore-Windpark Kaskasi, der 35 Kilometer

nördlich der Insel Helgoland entstehen

soll, wurde im Frühjahr 2020 getroffen.

Auch die Lieferanten für die Hauptkomponenten

sind ausgewählt und haben

teilweise bereits mit der Fertigung begonnen.

Der Offshore-Windpark Kaskasi wird

aus insgesamt 38 Windturbinen (Typ: SG

8.0-167 DD) bestehen. Jede Turbine wird

über eine installierte Leistung von bis zu 9

Megawatt (MW) verfügen. Die Windturbinen

werden auf Monopile-Fundamenten

installiert. Mit den Arbeiten auf See soll ab

dem dritten Quartal 2021 begonnen werden.

Bei der Installation der Fundamente

wird RWE auf eine Vibrationsrammtechnik,

das sogenannte „Vibro Pile Driving“,

zurückgreifen. Dieses optimierte Installationsverfahren

ist eine effiziente Alternative

zur herkömmlichen Schlagrammtechnik

und hat das Potenzial, sowohl die Konstruktionszeiten

als auch Schallemissionen

zu verringern.

Außerdem werden am Windpark Kaskasi

an drei ausgewählten Fundamenten innovative

Stahlkragen angebracht. Der sogenannte

„Collared Monopile“ wurde auf

Grundlage eines von RWE entwickelten

Patents entworfen und soll die Tragfähigkeit

der Gesamtstruktur verbessern. Dies

unterstreicht den Anspruch von RWE, bei

der Förderung von Innovation und Technologie

eine führende Rolle einzunehmen.

RWE plant weiteres Wachstum im Bereich

Offshore-Wind

Kaskasi ist bereits der sechste Windpark

von RWE vor der deutschen Küste: Das Unternehmen

betreibt die ebenfalls vor Helgoland

gelegenen Offshore-Windparks

Nordsee Ost (295 MW) und Amrumbank

West (302 MW). Zum RWE Portfolio zählt

auch Arkona, der mit einer installierten

Leistung von 385 MW (RWE-Anteil 50%)

größte Offshore-Windpark in der Ostsee.

Darüber hinaus besitzt RWE Anteile an den

Windparks Nordsee One und Alpha Ventus.

Weltweit ist RWE Renewables bereits

heute der zweitgrößte Betreiber von

Offshore-Windparks und der Grundstein

für weiteres Wachstum ist bereits gelegt:

Neben Kaskasi in Deutschland errichtet

das Unternehmen derzeit vor der britischen

Küste den Offshore-Windpark Triton

Knoll mit einer installierten Leistung von

857 MW (RWE-Anteil: 509 MW). Dieser

Windpark soll im ersten Quartal 2022 seinen

kommerziellen Betrieb aufnehmen.

Insgesamt verfügt das Unternehmen über

eine Entwicklungspipeline aus Offshore-Optionen

mit mehr als 7 Gigawatt - zentrale

Ausschreibungen, die das Unternehmen

zusätzlich in Erwägung zieht, nicht

eingerechnet. (21511505)

LL

www.rwe.com

34


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Members´News

RWE Renewables und SkySails

Power nutzen Höhenwind für

Stromerzeugung

(rwe) Sie wollen hoch hinaus: Die RWE Renewables

GmbH und die SkySails Power

GmbH lassen demnächst einen 120 m 2 großen

Lenkdrachen aufsteigen, um mit ihm

in einer Höhe von bis zu 400 Metern Windenergie

für die Stromerzeugung zu nutzen.

Über dieses Pilotprojekt haben die

beiden Unternehmen jetzt eine Kooperation

geschlossen. RWE erwirbt von dem

Hamburger Partner eine innovative Höhenwindkraftanlage

mit bis zu 200 Kilowatt

Leistung. Drei Jahre lang wird die

RWE Renewables das SkySails Power-System

im Rahmen des Pilotprojektes zur Evaluierung

der Technologie betreiben. Geeignete

Standorte in Deutschland werden

derzeit untersucht.

Flugwindkraftanlagen nutzen den kräftigen

und stetigen Wind in Luftschichten von

mehreren hundert Metern über dem Boden.

Die SkySails Power-Anlage besteht

aus einer Bodenstation mit einer Seilwinde,

in die ein Generator integriert ist. Während

seines Aufstiegs zieht ein Zugdrachen,

der „Kite“, ein Seil in gesteuerten

Flugfiguren von einer Winde ab – und der

verbundene Generator erzeugt so Strom.

Sobald das Zugseil seine maximale Länge

erreicht hat, beginnt die Rückholphase: Der

Kite stellt sich automatisch in eine Position,

in der seine Zugkraft sehr gering ist, er also

ohne viel Widerstand eingeholt werden

kann. Der Generator arbeitet jetzt als Motor

und wickelt das Seil auf. Dieser Rückholprozess

benötigt nur einen Bruchteil der

Energie, die während der Leistungsphase

erzeugt wird. Nun kann der nächste Stromerzeugungs-Zyklus

beginnen.

Aktuelle Flugwindkraftanlagen bringen

derzeit Leistungen von 100 bis 200 kW. Weiterentwicklungen

versprechen Leistungen

im Megawattbereich und sind damit auch

für den Einsatz in großen Windparks besonders

attraktiv. SkySails arbeitet derzeit an

der Entwicklung einer solchen Anlage.

„Die leichte, kompakte Bauweise von

Flugwindkraftanlagen nimmt in besonderer

Weise Rücksicht auf Mensch und Tier.

Die Systeme arbeiten sehr leise, fallen in

der Landschaft praktisch nicht auf und

werfen kaum Schatten“, sagt Stephan Wrage,

CEO der SkySails Power GmbH. Diese

Vorteile können nach seinen Worten dazu

beitragen, die Akzeptanz für Windenergie

weiter zu erhöhen. Wrage: „Damit ist die

SkySails-Technologie eine faszinierende

Variante der erneuerbaren Stromerzeugung

mit Windkraft.“

„Ich freue mich, dass wir diese innovative,

umweltfreundliche Technologie erstmalig

zum Einsatz bringen“, sagt Katja

Wünschel, Chief Operating Officer Wind

Onshore und Photovoltaik Europa und asiatisch-pazifischer

Raum der RWE Renewables

„Sie hat das Potenzial, sowohl onshore

als auch offshore eingesetzt zu werden und

so die konventionelle Windenergie zu ergänzen.“

Ihr Vorstandskollege Sven Utermöhlen,

bei RWE Renewables für das Ressort

Wind Offshore Global zuständig, fügt

hinzu: „Dieses Pilotprojekt kann nicht nur

den Ausbau einer dezentralen erneuerbaren

Energieversorgung unterstützen. Es ist

auch ein vielversprechender Beitrag dazu,

die Stromerzeugung von RWE bis 2040 klimaneutral

umzubauen.“ (21511509)

LL

www.rwe.com

https://t1p.de/xz6c

Kohleausstiegsgesetz:

Mit Kraftwerksblock D in

Niederaußem nimmt RWE Power

erste Anlage vom Netz

• Weitere Einsparung von 2,5 Millionen

Tonnen CO 2 pro Jahr in der Braunkohle

• Betriebszeit endete am 31.12.2020 um

Mitternacht

• Über 115 Mrd. kWh Strom erzeugt

(rwe) RWE Power legte zum 31. Dezember

2020 den 300-Megawatt-Block D des

Braunkohlenkraftwerks Niederaußem still.

Die Außerbetriebnahme ist Teil des Kohleausstiegs,

wie er 2019 von der Kommission

„Wachstum, Strukturwandel, Beschäftigung“

auf den Weg gebracht und in diesem

Sommer von Bundestag und Bundesrat im

Kohleverstromungsbeendigungsgesetz

festgeschrieben worden ist.

Durch die Außerbetriebnahme von Block

D entfallen in der gesamten Prozesskette

der Braunkohle, die von der Rohstoffgewinnung

im Tagebau bis zu Betrieb und

Instandhaltung im Kraftwerk reicht, rund

300 Stellen. Bis Ende 2022, wenn RWE 2,8

Gigawatt Kraftwerksleistung stillgelegt haben

wird, werden es etwa 3.000 Arbeitsplätze

sein. 2030 werden sogar zwei Drittel

der RWE-Kraftwerkskapazität auf Basis

Braunkohle stillgelegt und 6.000 Stellen

vom Abbau betroffen sein. Der Ende August

abgeschlossene Tarifvertrag stellt sicher,

dass es keine betriebsbedingten Kündigungen

gibt und die Stilllegung sozialverträglich

gestaltet wird.

RWE trägt in den Anfangsjahren die

Hauptlast beim Ausstieg aus der Braunkohlenutzung

in Deutschland. Durch den Zuschlag

bei der ersten bundesweiten Stilllegungsauktion

für Steinkohlekraftwerke für

den 800-Megawatt-Block E des Kraftwerks

Westfalen in Hamm und den 800-Megawatt-Block

B des Kraftwerks Ibbenbüren

beendet RWE zudem am 31. Dezember die

Verstromung von Steinkohle in Deutschland.

Gleichzeitig treibt das Unternehmen

konsequent den Ausbau erneuerbarer

Energien voran.

„Dass Block D so viele Jahre zuverlässig

für die Stromversorgung gearbeitet hat, ist

einer professionellen Betriebsführung und

einer klugen, erfolgreichen Instandhaltung

zu verdanken - und damit dem Engagement

der ganzen Mannschaft“, betont RWE

Power-Vorstandsmitglied Dr. Lars Kulik.

Block D hat seit seiner Inbetriebnahme am

1. Mai 1968 in 390.000 Betriebsstunden

aus 129 Millionen Tonnen Braunkohle

über 115 Milliarden Kilowattstunden

Strom erzeugt. Damit könnte man rein

rechnerisch sämtliche Stromverbraucher

Düsseldorfs fast 30 Jahre lang versorgen.

Seine Stilllegung führt, aufs Jahr gerechnet,

zu einer Minderung des CO 2 -Ausstoßes

um rund 2,5 Millionen Tonnen.

Bereits seit Oktober 2019 sind bei RWE

fünf weitere 300-MW-Blöcke nicht mehr

im Vollbetrieb, sondern in der vierjährigen

sogenannten Sicherheitsbereitschaft. Sie

werden, abhängig vom Beginn der Sicherheitsbereitschaft,

zum Oktober 2021, 2022

und 2023 endgültig stillgelegt. (21511506)

LL

www.rwe.com

Kohleausstiegsgesetz: Mit Kraftwerksblock D in Niederaußem nimmt RWE Power erste Anlage

vom Netz. Auf dem Foto (v.l.): Werner Kratzer; Hermann-Josef Abts, Friedrich Plötz, Dustin Curtis

Goncz, Thomas Sporr, Jürgen Esser

35


Members´News VGB PowerTech 1/2 l 2021

Produktionserfolg: Block C des

Kernkraftwerkes Gundremmingen

produziert verlässlich und CO 2 -frei

350 Milliarden kWh Strom

• Erzeugungsmenge deckt mehr als

viermal bayerischen Jahres-

Stromverbrauch 2019

(rwe) Am 17. Dezember 202 um 7.31 Uhr

war es soweit: Genau zu diesem Zeitpunkt

hat Block C des Kernkraftwerkes Gundremmingen

die runde Marke von 350 Mrd.

kWh (entspricht 350 TWh) erzeugtem

Strom erreicht. Vor rund 36 Jahren, am 2.

November 1984, wurde der Block zum ersten

Mal mit dem Netz synchronisiert und

hat seinen verlässlichen Leistungsbetrieb

aufgenommen, der noch bis zum Jahresende

2021 andauern wird.

„Wir freuen uns, gerade in der gegenwärtigen

Pandemie-Phase, als Teil der systemkritischen

Infrastruktur mit unserem Produktionserfolg

deutlich zu machen, dass

wir als starker Partner der Region Bayerisch

Schwaben ein Stück Sicherheit und Zuverlässigkeit

bieten. Über 36 Jahre hinweg hat

Block C, unabhängig von Witterungsgegebenheiten,

stets sicher, verlässlich und CO 2 -

frei Strom produziert und wird auch noch

ein Jahr lang weiter produzieren“, erklärt

Dr. Heiko Ringel, Leiter der Anlage.

Glückwünsche zu diesem erfreulichen Ergebnis

erreichten das Kraftwerks-Team

auch aus Essen. Nikolaus Valerius, Kernenergievorstand

der RWE Power AG und

technischer Geschäftsführer der RWE Nuclear

GmbH, gratulierte: „Herzlichen Dank

für diese bemerkenswerte Leistung. Allein

mit der in Block C bislang erzeugten Strommenge

lässt sich der bayerische Jahresstromverbrauch

aus 2019 mehr als viermal

abdecken (Bruttostromverbrauch Bayern

2019: 85,8 TWh (Quelle: Monitoringbericht

zum Umbau der Energieversorgung

Bayerns, Seite 9, Oktober 2020, StMWi).

Ein solch wichtiger Meilenstein lässt sich

nur mit einer erfahrenen und engagierten

Kraftwerksmannschaft als Teamleistung

über viele Jahre erreichen.“ (21511504)

LL

www.rwe.com

RWE veräußert

Kleinwasserkraftwerke

an österreichischen

Energieversorger KELAG

• Verkauf von 19 Kleinwasserkraftwerken

in Frankreich und Portugal

• Transaktion beinhaltet Anlagen mit

einer Kapazität von rund 65 Megawatt

(rwe) RWE veräußert ihre Portfolios an 19

Kleinwasserkraftwerken in Frankreich und

Portugal an den österreichischen Energieversorger

KELAG. In der Kapazität von insgesamt

65 Megawatt (pro rata) sind auch 3

Megawatt Windkraft enthalten. 16 Beschäftigte

wechseln im Zuge des Verkaufs

zu dem Kärntner Unternehmen. RWE hatte

die Anlagen im Rahmen der Transaktion

mit E.ON im Jahr 2019 übernommen. Über

den Kaufpreis wurde Stillschweigen vereinbart.

Die Transaktion soll im Laufe des

Jahres abgeschlossen werden mit Wirksamkeit

zum 1. Januar 2021.

RWE ist seit 2001 an der KELAG beteiligt

und hält 37,9 % am Energieversorger. Im

Herbst 2020 hatten das Land Kärnten und

RWE vereinbart, ihre erfolgreiche Partnerschaft

für ein weiteres Jahrzehnt fortzusetzen.

Ziel der Kooperation ist es, die Position

der KELAG als führendes Energieunternehmen

und als Kompetenzzentrum für

Wasserkraft weiter auszubauen und zu

stärken. Die Transaktion ist hierzu ein

wichtiger Schritt. RWE konzentriert sich

hingegen beim Ausbau der erneuerbaren

Energien auf Investitionen in Windkraft an

Land und auf See, in Photovoltaik und

Speichertechnologien. (21511540)

LL

www.rwe.com

STEAG SENS und LSG Group

gründen Joint Venture

(steag) Die STEAG Solar Energy Solutions

GmbH, Tochtergesellschaft des Essener

Energieunternehmens STEAG GmbH, kooperiert

im Rahmen eines neuen Joint Ventures

ab sofort mit der LSG Group aus

Wien. Die langjährigen Partner und PV-Experten

werden künftig gegenüber den Kunden

als SENS LSG auftreten. Gemeinsam

hat man die Photovoltaik-Märkte in Osteuropa

im Blick.

Never change a winning team – so könnte

man die Konstellation beschreiben, die

André Kremer, Geschäftsführer der in

Würzburg ansässigen SENS, und Karl

Göth, Geschäftsführer der Wiener LSG

Group, jetzt mit ihren Unterschriften besiegelt

haben: Die beiden Partner haben mit

dem Abschluss eines neuen Joint-Venture-Vertrags

die offizielle Basis für eine

Fortsetzung ihrer erfolgreichen Zusammenarbeit

geschaffen. Bereits seit dem

Jahr 2015 arbeiten SENS und der österreichische

PV-Dienstleister in diversen Photovoltaik-Projekten

eng zusammen.

Kooperation unter dem Dach von STEAG

„Wir schätzen die LSG seit Jahren in

höchstem Maße – fachlich und ganz besonders

auch menschlich. Daher war von Anfang

an klar, dass wir unsere gemeinsamen

Aktivitäten auch unter dem Dach von

STEAG fortsetzen würden“, freut sich André

Kremer. Erklärtes Ziel sei der Aufbau eines

Projektportfolios von rund 1.000 Megawatt

(MW) in den kommenden fünf Jahren.

Im Blick haben die Partner vor allem Entwicklung

und Bau von Solarparks sowie

auch das Service-Geschäft in Osteuropa

und darüber hinaus. Im Fokus stehen dabei

zunächst Ungarn, Rumänien und Griechenland.

Die ersten Projekte in Ungarn

sind bereits im Bau. So entstehen derzeit

an fünf ungarischen Standorten PV-Freiflächen-Anlagen

mit einer Gesamtleistung

von 65 MW; die Fertigstellung ist bis Ende

des ersten Quartals 2021 vorgesehen.

Mehrjährige Erfolgsgeschichte

wird fortgesetzt

Seit 2015 haben die heutige STEAG-Tochter

SENS und die LSG Group insgesamt

über 230 MWp Großflächen-Photovoltaik-Anlagen

zusammen gebaut. Herausragende

Projekte wurden unter anderem in

der Mongolei, Moldawien, Russland und

Australien realisiert. So entstand in der

Mongolei unter herausfordernden Rahmenbedingungen

ein 30 MW-Park mitten

in der Wüste Gobi. Und in Australien wurden

zwei PV-Projekte in Queensland erfolgreich

errichtet und ans Netz angeschlossen.

Dies sind nur zwei Beispiele für

die gute Zusammenarbeit der beiden erfahrenen

Partner. Im Rahmen des neuen

Joint Ventures unterstützen sich die Teams

wie schon in der Vergangenheit gegenseitig

in der Planung, Projekt- und Bauleitung

sowie beim Einkauf von Komponenten.

Professionelle wie partnerschaftliche

Atmosphäre verbindet

„Wir sind sehr froh, dass wir unsere Zusammenarbeit

nun in dieser Form fortsetzen“,

erklärt LSG-Geschäftsführer Karl

Göth am Rande des Signing-Termins in

Würzburg. „Unsere Zusammenarbeit ist

geprägt durch ein außerordentlich kollegiales,

partnerschaftliches Verhältnis, das

Professionalität und Zuverlässigkeit auf

der einen Seite mit sehr viel Spaß und Leidenschaft

auf der anderen Seite verbindet.

Mit SENS zu arbeiten bedeutet für uns neben

dem Projekterfolg auch ein ganz besonderes

Miteinander.“ (21511540)

LL

www.steag.com

Steag: Windpark Crucea

hat neuen Eigentümer

• STEAG verkauft rumänische Anlage an

Hidroelectrica

• Künftig Konzentration auf andere

Windenergiemärkte

(steag) Das Essener Energieunternehmen

STEAG verkauft seinen rumänischen

Onshore-Windpark Crucea an den rumänischen

Erzeuger erneuerbarer Energien

Hidroelectrica. Dies ist im Zusammenhang

mit der strategischen Neuausrichtung von

STEAG zu sehen, die in Bezug auf die Aktivitäten

des Unternehmens im Windbereich

eine Konzentration auf die Projektentwicklung

und die Erbringung von Betriebsdienstleistungen

vorsieht, wobei insbesondere

der französische Windenergiemarkt

im Fokus steht. Aktuell betreibt STEAG sowohl

in Frankreich als auch in Deutschland

Windparks.

36


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Members´News

Am 23. Dezember 2020 haben die STEAG

GmbH (STEAG) und die Societatea de Producere

a Energiei Electrice în Hidrocentrale

Hidroelectrica S.A. (Hidroelectrica) einen

Vertrag über den Verkauf der

STEAG-Anteile an der rumänischen Tochtergesellschaft

Crucea Wind Farm S. A.

(Crucea Wind Farm) und STEAG Energie

Romania S.R.L. (STEAG Energie Romania)

an Hidroelectrica unterzeichnet. Dies geschah

nach einem wettbewerbsintensiven

Verfahren, an dem sowohl lokale als auch

internationale Bieter beteiligt waren. Die

Transaktion wird in Übereinstimmung mit

dem entsprechenden Vertrag vollzogen.

Hidroelectrica diversifiziert Portfolio

Hidroelectrica konzentriert sich auf die

Diversifizierung seiner Produktion durch

die Erweiterung seines Portfolios um qualitativ

hochwertige Kapazitäten im Bereich

der erneuerbaren Energien, als Teil der

kürzlich genehmigten Entwicklungsstrategie

des Unternehmens. Das Unternehmen

bekräftigt sein Ziel, während des gesamten

Prozesses der Portfoliodiversifizierung zu

100 % grün zu bleiben.

Der von STEAG entwickelte und 2014 in

Betrieb genommene Windpark Crucea ist

mit einer installierten Leistung von 108

Megawatt (MW) einer der modernsten und

am besten gewarteten Onshore-Windparks

in Rumänien.

STEAG konzentriert sich auf

Projektentwicklung und den

französischen Windenergiemarkt

Mit dem Verkauf der Anlage zum jetzigen

Zeitpunkt hat STEAG einen günstigen Moment

getroffen, da die Transaktion mit der

zukünftigen Wind-Strategie von STEAG

korreliert, diese erneuerbaren Anlagen zu

entwickeln, zu verkaufen und anschließend

als Servicedienstleister zu betreiben.

Im Bereich der Windenergie werden die

meisten Aktivitäten von STEAG in Zukunft

auf dem französischen Markt stattfinden,

der Chancen für weiteres Wachstum bietet.

(21511541)

LL

www.steag.com

TIWAG: Grünes Licht für

Erweiterung des Kraftwerk

Schwarzach

(tiwag) Für die Erweiterung des

TIWAG-Kraftwerks Schwarzach liegen

nunmehr alle Genehmigungen vor. Mit

dem geplanten Zubau beim Krafthaus in

Huben soll die Jahresstromerzeugung ausgebaut

und die Eigenversorgung des Bezirks

gesteigert werden. Das Projekt folgt

auch der nationalen Strategie zum Ausbau

der Wasserkraft durch Verbesserungen

und Optimierungen an bestehenden Anlagen.

Die Investitionskosten betragen rund

17 Mio. Euro. Diese Woche wurde mit den

vorbereitenden Bauarbeiten begonnen.

„Die Erweiterung dieses Kleinwasserkraftwerks

ist aus wirtschaftlicher und

ökologischer Sicht vernünftig und leistet

einen wichtigen Beitrag zur Stärkung der

regionalen Energieversorgung“, betont

TIWAG-Vorstandsdirektor Johann Herdina:

„Das Projekt wurde so geplant, dass

ohne bauliche Maßnahmen an der Wasserfassung

sowie an der Druckrohrleitung ein

weiterer Maschinensatz zum Krafthaus

dazu gebaut werden kann.“

Die Jahresstromerzeugung wird dabei

von 61 auf 83 Gigawattstunden gesteigert.

Damit können über 5.200 Haushalte zusätzlich

mit sauberer Energie aus Osttiroler

Wasserkraft versorgt werden. Herdina: „Es

ist uns wichtig, dass im Zuge der Errichtung

die Wertschöpfung in der Region

bleibt und auch zahlreiche Osttiroler Firmen

federführend dabei sind.“ Die Fertigstellung

ist bis 2022 geplant.

Das zweite TIWAG-Projekt in Osttirol –

die Errichtung eines neuen Kraftwerks am

Tauernbach – ist unterdessen noch beim

Bundesverwaltungsgericht in Wien anhängig.

„Hier ist frühestens mit einem Baustart

2023 zu rechnen“, so Herdina. Die TIWAG

plant im Rahmen des Projekts 90 Mio. Euro

zu investieren. (21511542)

LL

www.tiwag.at

Trianel: Absichtserklärung

Errichtung Wasserstoffcluster

• Das Projekt Wasserstoffproduktion für

Hamm nimmt Gestalt an

(trianel) Das Projekt Wasserstoffproduktion

für Hamm nimmt Gestalt an. Heute unterzeichneten

der Oberbürgermeister der

Stadt Hamm, Marc Herter und die Geschäftsführer

der Stadtwerke Hamm sowie

der Stadtwerke-Kooperation Trianel eine

Absichtserklärung zur Errichtung eines

Wasserstoffclusters in der Region Hamm.

Nachdem die Bundesregierung ihre nationale

Wasserstoffstrategie und die Landesregierung

NRW ihre Wasserstoff Roadmap

vorgelegt haben, gehen die Stadt Hamm,

die Stadtwerke Hamm GmbH sowie die Trianel

GmbH nun die Errichtung eines Wasserstoffclusters

aktiv an.

Mit der heute unterzeichneten Absichtserklärung

sind alle Beteiligten der Realisierung

des Projektes einen großen Schritt

nähergekommen. Hamm geht als zukünftiger

Wasserstoffstandort in die nächste

Runde.

Bereits im August und September informierte

sich die Bundesministerin für Umwelt,

Naturschutz und nukleare Sicherheit

Svenja Schulze (SPD) bei Besuchen vor Ort

über die Planungen zu einem Wasserstoffprojekt

in Hamm. Schon damals stand das

Projektvorhaben der Stadtwerke mit Trianel,

im nördlichen Ruhrgebiet eine kommunale

Infrastruktur zur Versorgung des

öffentlichen Personennahverkehrs

(ÖPNV), kommunaler Fahrzeugflotten und

industrieller Abnehmer mit grünem Wasserstoff

aufzubauen und zu betreiben im

Fokus. Als möglicher Standort für eine

Wasserstoffanlage wurde eine freie Fläche

auf dem Gelände des Trianel Gaskraftwerks

in Hamm favorisiert.

Gestartet werden soll mit einer großtechnischen

Elektrolyseanlage von bis zu

20 MW, um eine kommunale Infrastruktur

zur Versorgung des öffentlichen Personennahverkehrs

(ÖPNV), kommunaler Fahrzeugflotten

und industrieller Abnehmer mit

Wasserstoff aufzubauen. Die Anlage soll mit

Strom aus erneuerbaren Energien betrieben

werden und modular erweiterbar sein.

„Die Stadt Hamm bietet die optimalen Voraussetzungen,

um eine moderne Wasserstoffinfrastruktur

für die Region aufzubauen.

Die große Stromtrasse für Windenergie

von der Nordsee führt direkt nach

Hamm-Uentrop. Zudem haben sich schon

heute eine Reihe heimischer Unternehmen

– sowohl in der Mobilität als auch in der

Produktion - für den Treibstoff der Zukunft

entschieden. Wasserstoff verbindet eine

neue wirtschaftliche Dynamik mit zukunftssicheren

Arbeitsplätzen und einer

nachhaltigen Entlastung des Klimas“, freut

sich Oberbürgermeister Marc Herter über

das zukunftsweisende Projekt.

„Wir stehen in den Startlöchern, um Wasserstoffbusse

und -LKW zu beschaffen, zu

warten und diese mit dem in der Elektrolyseanlage

erzeugten Wasserstoff zu betreiben.

Dies ist der erste Schritt, folgen muss

der Aufbau entsprechender Infrastruktur

wie Wasserstofftankstellen etc. Unter Berücksichtigung

einer Anschubfinanzierung

aus Mitteln der nationalen Wasserstoffstrategie

und Mitteln aus dem Strukturstärkungsgesetz

werden wir dieses neue zukunftsfähige

Geschäftsmodell für die

Stadtwerke erschließen“, erklärt Geschäftsführer

Reinhard Bartsch.

„Die Energiewende wird nur gelingen,

wenn wir in Zukunft das Ziel erreichen, einerseits

die immensen Überschussmengen

der Produktion aus Wind und Sonne zu

speichern und andererseits unsere Energienutzung

komplett zu dekarbonisieren.

Wasserstoff wird hierzu einen zentralen

Beitrag leisten. In dem Sinne ist der Aufbau

einer modernen Wasserstoffinfrastruktur

in Hamm ein echtes Zukunftsprojekt, für

das Trianel über eine langjährige Expertise

als kommunaler Ansprechpartner und Projektentwickler

verfügt. Gemeinsam mit der

Stadt Hamm und den Stadtwerken Hamm

wollen wir weitere Partner aus dem kommunalen

Sektor sowie dem Verkehrs- und

Industriesektor gewinnen, um den Zukunftsmarkt

Wasserstoff gemeinsam aufzubauen“,

erläutert Sven Becker, Sprecher

der Geschäftsführung der Trianel GmbH.

37


Members´News VGB PowerTech 1/2 l 2021

„Unter der Annahme, dass das Projekt

Anfang 2022 beginnt, ist die Inbetriebnahme

der Anlage für Anfang 2024 geplant“,

so Becker. Entsprechend könnte der Busund

LKW-Betrieb mit grünem Wasserstoff

ab 2024 bzw. zwei Jahre nach Projektbeginn

beginnen. (21511544)

Die Absichtserklärung wurde unterzeichnet

von:

• Marc Herter, Oberbürgermeister der

Stadt Hamm

• Reinhard Bartsch, Geschäftsführer der

Stadtwerke Hamm GmbH

• Jörg Hegemann, Geschäftsführer der

Stadtwerke Hamm GmbH

• Sven Becker, Sprecher der

Geschäftsführung der Trianel GmbH

• Klaus Horstick, Leiter der Trianel-

Projektentwicklung Offshore &

Sektorkopplung

LL

www.trianel.com

Trianel: Neue Vermarktungschancen

für Biogasanlagen

• Trianel gleicht in der

Direktvermarktung unstete

Winderzeugung mit Biogasanlagen aus

(trianel) „Überbaute Biogasanlagen zeichnen

sich durch ihre hohe Flexibilität aus.

Diese Vorteile können ideal ausgenutzt

werden, um das volatile Erzeugungsverhalten

der Windenergie und Schwankungen

in den Bilanzkreisen innerhalb einer

Viertelstunde auszugleichen. Dabei können

in Kombination mit der Intraday-Vermarktung

deutlich höhere Erlöse erzielt

werden als an den Regelenergiemärkten“,

stellt Bastian Wurm, Leiter Direktvermarktung

bei der Stadtwerke-Kooperation Trianel

fest.

Der stetig wachsende Anteil der erneuerbaren

Energien erhöht den Wert von Flexibilität

an den Intrayday- und Spotmärkten

und für den internen Bilanzkreisausgleich

großer Wind- und PV-Direktvermarkter.

„Da die Preise für die Regelleistungsvermarktung

in den letzten Jahren regulatorische

Eingriffe erfahren haben, ist dieser

Markt insbesondere für Biogasanlagen immer

unattraktiver geworden. Wir erwarten,

dass die aktuell erkennbaren Preissteigerungen

durch die Einführung des Regelarbeitsmarktes

mit zunehmender Liquidität

wieder entfallen“, so Bastian Wurm

weiter. Die Teilnahme an den Regelenergiemärkten

schränkt Biogasanlagenbetreiber

weiter ein, da die Anlagen mindestens

vier Stunden in ihrer Verfügbarkeit gebunden

sind und diese Leistung auch abgesichert

werden muss. „Angesichts des volatilen

– durch meteorologische Faktoren bestimmte

– Einspeiseverhalten der Windenergie

sind vier Stunden eine lange Zeit.

Zeit, in der die wertvolle Steuerbarkeit von

Biogasanlagen technisch und wirtschaftlich

besser für den Bilanzkreisausgleich

genutzt oder kurzfristig am Intraday-Markt

vermarktet werden kann“, betont der Direktvermarktungs-Experte

weiter.

Der Trianel Bilanzkreisausgleich setzt genau

hier an. Wind- und PV-Prognosefehler,

die innerhalb der aktuellen Viertelstunde

auftreten, werden innerhalb von Sekunden

erkannt und im Viertelstundenmittel durch

Biogasanlagen ausgeglichen. Der Anlagenbetreiber

erhält für die Flexibilitätsbereitstellung

ein entsprechendes Entgelt.

Echtzeitausgleich statt

Regelenergievermarktung

Durch die Nutzung der Flexibilität am Intraday-Markt

und in der Lieferviertelstunde

für den Bilanzkreisausgleich können Biogasanlagenbetreiber

vier- bis fünfmal höhere

Erlöse erwirtschaften als durch die Bindung

ihrer Anlagen an den Regelenergiemärkten.

„Für eine Biogasanlage mit einer

flexiblen Leistung von 1 MW können gegenüber

der Spotoptimierung mit Regelleistungsvermarktung

durch Erweiterung um

Intraday und Bilanzkreisausgleich etwa

20.000 € mehr erzielt werden“, so Wurm

weiter. Bei größeren und flexibleren Anlagen

sind die Vorteile entsprechend höher.

Trianel kann die Vermarktung der Erzeugungsleistung

von Biogasanlagen und deren

Fahrpläne in dieser Form optimieren,

da die dahinterliegenden Prozesse automatisiert

sind und entsprechende Algorithmen

die aktuelle Erzeugungsleistung aus

dem Windportfolio mit dem Erzeugungskapazitäten

aus dem Biogasportfolio innerhalb

von Sekunden abgleichen. Dies ermöglicht

die Integration der erneuerbaren

Energien an den Energiemärkten, schafft

neue Vermarktungsmöglichkeiten für Biogasanlagenbetreiber

und senkt Risiken aus

der Winderzeugung.

Das Direktvermarktungsportfolio von Trianel

umfasst ca. 2.800 MW und setzt sich

aus Wind-, PV und Biogasanlagen zusammen.

Gemeinsam mit der Schaumann

BioEnergy GmbH, einem Spezialisten für

die Energieerzeugung aus erneuerbaren

Rohstoff-Substraten, bietet Trianel Biogasanlagenbetreibern

innovative und zukunftsweisende

Vermarktungsmöglichkeiten

an. (21511544)

LL

www.trianel.com

Uniper appoints Siemens Energy

to deliver grid staity technology at

UK power station sites

(uniper) Uniper has appointed Siemens

Energy to deliver grid stabilisation technology

at its Killingholme and Grain power

station sites in the UK

Follows Uniper successfully securing four

six-year contracts to deliver innovative inertia

services to National Grid ESO

Killingholme and Grain expected to be

operational and delivering stability services

from 2021

Uniper has appointed Siemens Energy to

deliver the rotating grid stabilisation technology

that will enable Uniper to provide

dedicated grid stability services to the British

electricity system operator National

Grid ESO at our facilities in Killingholme,

Lincolnshire and Grain, Kent.

This follows Uniper being awarded four

six-year contracts by National Grid ESO

earlier this year, to provide inertia services

and voltage control to the grid under phase

1 of its Stability Pathfinder.

Siemens Energy will be responsible for

installing and commissioning synchronous

condenser units at both facilities. Two

steam turbine generators will be repurposed

and flywheels installed at the Killingholme

site; and two new synchronous

condenser units will be built on the site of

the old oil fired power station at Grain.

These units will be connected to the existing

grid connections at each site.

The services provided by Uniper through

this innovative solution will make an important

contribution by keeping the power

system stable and our electricity supply at

the required frequency as more renewable

generation comes online.

Traditionally, inertia has been provided

as a by-product of generating electricity at

thermal power stations with large synchronous

spinning generators. However, as

many of these facilities reach retirement,

the job of managing grid stability has become

more challenging for National Grid

ESO, as renewable generation is not connected

to the grid in the same way and cannot

provide inertia.

Working together with Siemens Energy,

Uniper has developed a custom designed

solution for each of our facilities that will

provide the same grid stabilising services

to National Grid ESO without the need to

generate power - this is a significant step

forward in helping to deliver a net zero future

for the UK.

Mike Lockett, Uniper UK Country Chairman

and Group Chief Commercial Officer

Power, commented: „I’m delighted that

we’ve been able to work closely with Siemens

Energy to create a bespoke solution

that meets the needs of National Grid ESO,

and which is the right fit for our Killingholme

and Grain facilities. The services

provided by Uniper will make an important

contribution in supporting the energy transition

by maintaining grid stability and security

of supplies whilst enabling more renewables

to be integrated into the energy

system. Creating these innovative solutions

based at our sites, puts Uniper at the forefront

of this market, demonstrating our ongoing

commitment to meeting the challenge

of a zero-carbon future.“

Steve Scrimshaw, Vice President, Siemens

Energy Ltd UK&I, said: „Great Britain

is leading the way in integrating renewable

power to replace fossil-based generation to

38


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Members´News

decarbonise its electricity system. To go

further, we will need to see more projects,

like these, which enhance grid stability,

and will ultimately enable the net zero goal

to be achieved.“

Julian Leslie, Head of Networks and Chief

Engineer at National Grid ESO commented:

„The GB electricity system is one of the

most advanced in the world, both in terms

of reliability and the levels of renewable

power. We’re really excited to be building

on that and see Siemens Energy and Uniper

deliver another development in our Stability

Pathfinder programme. Contracts and

technologies such as these are cheaper and

greener, helping us as the system operator

to reduce emissions and save money for

electricity consumers – a huge step forward

in our ambition to be.“

Uniper will be the biggest provider of

dedicated inertia and voltage control, and

will deliver services at both Killingholme

and Grain up to 2026.

Following this initial success, Uniper will

continue to seek further opportunities to

utilise our assets, engineering and market

expertise in this fast-developing sector of

the energy transition.

What is inertia and why is it needed?

The National Grid Electricity System Operator

(NGESO) must maintain the electricity

system at 50 Hz in order to keep power

supplies secure. In the UK, electricity is generated

at power stations at the same frequency.

Rapid changes in the frequency of

electricity can create instability in the system

if demand for power exceeds supply, or

there is too much power being supplied to

the system. If this breaches a certain limit,

this can cause equipment and domestic appliances

to disconnect or be damaged, as

well as power cuts. Inertia in the energy system

slows down the rate at which frequency

changes, helping the grid to remain stable

at the right frequency and voltage level.

The more inertia in the system, the slower

the change in frequency, which gives the

grid operator more time to react and manage

system stability effectively.

As we move towards a net zero future and

more of our electricity is generated from

renewable sources, one of the challenges

for the energy system operator is how to

replace the inertia services that are, in the

main, provided as a by-product of thermal

generation. The new and repurposed synchronous

condenser units at Killingholme

and Grain will consist of a large piece of

spinning machinery which connects to the

grid but doesn’t generate any power. Instead,

the mass of the generator, connected

to a flywheel rotating 3,000 times per minute,

retains kinetic energy, known as inertia,

in the electricity system, which helps

the grid remain stable at the right frequency

and voltage level. (21511546)

LL

www.uniper.energy

VERBUND: Baubeschluss für

Murkraftwerk in Gratkorn

(verbund) VERBUND und Energie Steiermark

investieren in den Ausbau der erneuerbaren

Stromerzeugung: Das Gemeinschaftskraftwerk

Gratkorn wird das modernste

Laufwasserkraftwerk seiner Art.

Die Gesamtinvestition beträgt 62 Millionen

Euro und bringt einen wesentlichen Konjunkturimpuls

für die regionale Wirtschaft.

Der Baustart erfolgt im Jahr 2021, die Inbetriebnahme

im Jahr 2024.

VERBUND und Energie Steiermark haben

soeben die entsprechenden Beschlüsse für

den Bau eines neuen Wasserkraftwerks in

Gratkorn nördlich von Graz gefasst. Es

deckt Strombedarf von 15.000 Haushalten

mit grüner Energie. Der Baustart erfolgt im

Jahr 2021, die Inbetriebnahme des Murkraftwerks

ist für das Jahr 2024 geplant.

„Das Murkraftwerk Gratkorn ist das

jüngste Gemeinschaftsprojekt von VER-

BUND und Energie Steiermark und wird

die erneuerbare Stromerzeugung im Großraum

Graz signifikant stärken“, sagt Michael

Strugl, stellvertretender Vorstandsvorsitzender

von VERBUND: „Bereits in

zehn Jahren soll die gesamte Stromerzeugung

in Österreich zu hundert Prozent erneuerbar

sein. Das Murkraftwerk Gratkorn

ist ein Baustein, um dieses ambitionierte

Ziel zu erreichen“, so Michael Strugl.

Klimaschutzprojekt mit Wirtschaftsimpuls

Das Projekt mit einem Investitionsvolumen

von 62 Millionen Euro ist bereits in

allen Instanzen der Umweltverträglichkeitsprüfung

(UVP) von den Naturschutzexperten

des Landes und des Bundes genehmigt

und wird in einer 50:50-Partnerschaft

der beiden Energieunternehmen

umgesetzt.

VERBUND: Das geplante Murkraftwerk Gratkorn (21511548)

„Wir sehen dieses wirtschaftlich überaus

positive Projekt als konkreten Handlungs-Beitrag

zur Klimawende und können

damit unsere Nachhaltigkeits-Strategie

weiter ausbauen“, so das Vorstands-Duo

Christian Purrer und Martin Graf von der

Energie Steiermark. Dazu kommt: „Gerade

angesichts der aktuellen Corona-Krise ist

diese Investition ein grüner Beschäftigungs-Turbo

für die regionale Wirtschaft

und sorgt für wesentliche Impulse in der

Region“.

Es wird davon ausgegangen, dass im Rahmen

der Ausschreibungen der überwiegende

Teil der Aufträge an österreichische Unternehmen

vergeben werden kann.

Murkraftwerk speist erneuerbaren Strom

rund um die Uhr ins regionale Netz ein

Die Planungen für das modernste Wasserkraftwerk

seiner Art wurden bereits im

Jahr 2008 gestartet, das Murkraftwerk

wird mit einer Leistung von 11 Megawatt

jährlich etwa 54 Mio. kWh grünen,

CO 2 -freien Strom erzeugen und direkt ins

regionale Stromnetz einspeisen.

Im Betrieb wird das Kraftwerk den Strombedarf

von etwa 15.000 Haushalten mit

erneuerbarer Energie aus Wasserkraft decken

und damit einen CO 2 -Ausstoß im Ausmaß

von 30.000 Tonnen pro Jahr vermeiden.

Neben einem breiten Bündel an ökologischen

Begleitmaßnahmen wird das neue

Wasserkraftwerk auch den Hochwasserschutz

für die Anrainergemeinden nördlich

von Graz verbessern. Eine neue, zusätzliche

Murbrücke für Radfahrer, Fußgänger

und Freizeitsportler im Bereich des Kraftwerks

wird das Freizeitangebot und das

Radwegenetz aufwerten. (21511548)

LL

www.verbund.com

39


Members´News VGB PowerTech 1/2 l 2021

OMV und VERBUND nehmen die

größte Flächen-Photovoltaikanlage

in Österreich in Betrieb

(verbund) Die OMV, das internationale, integrierte

Öl- und Gasunternehmen mit Sitz

in Wien, und VERBUND, größtes österreichisches

Stromunternehmen und einer der

größten Stromerzeuger aus Wasserkraft in

Europa, haben die größte Flächen-Photovoltaikanlage

in Österreich in Betrieb genommen

und nun findet der mehrwöchige

Probebetrieb statt. Der Baustart der Anlage

fand am 8. Juli 2020 im Beisein von Elisabeth

Köstinger, Bundesministerin für Landwirtschaft,

Regionen & Tourismus, Stellvertreter

der Landeshauptfrau Stephan

Pernkopf in Vertretung von Landeshauptfrau

Johanna Mikl-Leitner, Rainer Seele,

Vorstandsvorsitzender und Generaldirektor

der OMV, Johann Pleininger, Vorstandsmitglied

Upstream und stellvertretender

Vorstandsvorsitzender der OMV sowie

VERBUND-Vorstandsvorsitzenden Wolfgang

Anzengruber und dem Stv. Vorstandsvorsitzenden

Michael Strugl auf

dem OMV Areal in Schönkirchen-Reyersdorf

statt. Nach nur fünf Monaten Bauzeit

geht die Anlage in Betrieb.

Auf einer OMV eignen Gesamtfläche von

13,3 Hektar (133.200 m 2 ) in Schönkirchen/Niederösterreich

geht nun die größte

heimische Flächen-Photovoltaikanlage mit

einer Leistung von 11,4 MWp in Betrieb. In

der 1. Ausbaustufe erzeugen gesamt

34.600 verbaute PV-Module in einer Ost-

West Ausrichtung 10,96 GWh Sonnenstrom,

was in etwa dem Jahresstromverbrauch

von 3.400 Haushalten entspricht

und umgerechnet rund 8.000 Tonnen CO 2

spart. Trotz Corona-bedingter Liefereinschränkungen

wurden die Baufortschritte

planmäßig eingehalten und in der Endausbaustufe

wird die Anlage bis Ende 2021 um

weitere 10.400 PV-Module ergänzt. Damit

steigt die Gesamtleistung auf 14,85 MWp

bei einer Erzeugung von 14,25 GWh, was

dem Jahresstromverbrauch von 4.400

Haushalten entspricht und zusätzlich

2.400 Tonnen CO 2 pro Jahr einspart.

„Ich durfte schon beim Spatenstich von

diesem Projekt dabei sein, ich freue mich,

dass diese Anlage nach nur wenigen Monaten

Bauzeit in Betrieb geht. Es ist motivierend

und anspornend, dass in Österreich

auch im Bereich des Bergbaus Projekte aufgebaut

werden, die Wettbewerbsfähigkeit

und Klima-Neutralität verbinden. Gerade

für die energieintensiven Sektoren braucht

es innovative und klimafreundliche Lösungen,

dafür ist diese Anlage ein wichtiger

Schritt“, sagt die für Bergbau zuständige

Bundesministerin Elisabeth Köstinger.

„Gemeinsam mit VERBUND nehmen wir

heute die größte Flächen-Photovoltaikanlage

in Österreich in Betrieb. Dank dem

Einsatz des gemeinsamen Projektteams

konnte trotz herausfordernder Umstände

der geplante Termin eingehalten werden.

So können wir ab sofort Teile unseres Eigenstrombedarfs

durch Solarenergie nachhaltig

abdecken. Damit leisten wir einen

Beitrag zur Erreichung der Klimaziele und

setzen unseren Weg der Reduktion unserer

CO 2 -Intensität konsequent fort“, so Rainer

Seele, Vorstandsvorsitzender und Generaldirektor

der OMV.

„Ein gemeinsames Manifest für die Energiezukunft!“,

so Wolfgang Anzengruber,

CEO VERBUND. „In einer Bauzeit von nur

fünf Monaten wurde die größte Flächen-Photovoltaikanlage

Österreichs erfolgreich

von OMV und VERBUND umgesetzt

und geht heute in Betrieb. Mit branchenübergreifenden

Kooperationen wie

dieser setzten wir wichtige Wirtschaftsimpulse

und investieren nachhaltig – die aktuelle

Krise muss uns lehren, auch die Klimakrise

gemeinsam anzupacken.“

„Niederösterreich setzt schon viele Jahre

erfolgreich auf die Energiewende. Damit

schützen wir das Klima und schaffen Arbeitsplätze

in den Regionen. Die neue

PV-Anlage von OMV und VERBUND ist ein

großer Meilenstein. Projekte wie diese zeigen

die hohe Bereitschaft von heimischen

Unternehmen, in die nachhaltige Energiezukunft

in Niederösterreich zu investieren“,

so Stephan Pernkopf, Stellvertreter

der Landeshauptfrau Johanna Mikl-Leitner.

„Mit der größten Flächen-Photovoltaikanlage

Österreichs setzen zwei heimische

Energieriesen - OMV und VERBUND - ein

klares Signal für eine nachhaltige Energiezukunft

und leisten selbst einen wichtigen

Beitrag zur Emissionsreduktion. Unser Ziel

ist es, in Österreich bis 2030 Strom zu 100

Prozent aus Erneuerbaren Technologien zu

gewinnen. Dieses Ziel können wir nur gemeinsam

mit den österreichischen Unternehmen

erreichen“, so Magnus Brunner,

Staatssekretär im Bundesministerium für

Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität,

Innovation und Technologie.

Die Umsetzung dieses Projektes stärkt

auch die strategische Zusammenarbeit der

OMV und dem VERBUND. Diese startete

2017 mit dem 40 % Einstieg der OMV in

den E-Mobility Provider SMATRICS, an

dem VERBUND weitere 40 % und Siemens

20 % halten. Gemeinsam wurden die Raffineriestandorte

in Österreich und Deutschland

zur Erhöhung der Versorgungsqualität

und –sicherheit evaluiert. Im Bereich

grüner Wasserstoff arbeiten die OMV und

VERBUND derzeit bereits im Projekt UpHy

zusammen, in dem es um die Herstellung

von Wasserstoff für die Anwendung in der

Mobilität und im Raffinerie-Prozess geht.

(21511550)

LL

www.verbund.com

Wien Energie: Ausbau-Rekord: So

viel Sonnenenergie wie nie zuvor

(wienenergie) Wien Energie konnte 2020

den Photovoltaik-Ausbau weiter beschleunigen.

Im Schnitt errichtete der Energiedienstleister

jede Woche ein neues Solarkraftwerk.

Trotz Corona-Einschränkungen

konnten so im vergangenen Jahr 26 Megawatt

(MW) Photovoltaik-Leistung installiert

werden – das ist ein neuer Jahresrekord.

Insgesamt betreibt das Unternehmen

nun über 260 Anlagen mit knapp 60 MW

und baut seine Stellung als Österreichs

größter Solarkraftbetreiber weiter aus.

„Wien Energie treibt den Klimaschutz in

der Stadt voran. Die wichtigste Ressource

für den Erneuerbaren-Ausbau in Wien sind

unsere Dächer“, erklärt Michael Strebl, Geschäftsführer

von Wien Energie. „Mit unseren

Ökokraftwerken können wir heute bereits

Sonnenstrom für umgerechnet 25.000

Haushalte – mehr als alle Haushalte der

Inneren Stadt und Josefstadt zusammen -

produzieren.“

Größtes Solarkraftwerk Österreichs

geht in Betrieb

Im Herbst 2020 begann Wien Energie mit

dem Bau des bei Inbetriebnahme größten

Photovoltaikprojekts Österreichs. In der

Schafflerhofstraße im 22. Wiener Gemeindebezirk,

auf einer ehemaligen Schotterdeponie

der MA48 und MA49, entsteht ein

Solarkraftwerk in der Größe von umgerechnet

15 Fußballfeldern. Mit Jahresende

ging bereits ein Teil der Anlage mit 6 MW

ans Netz, im Frühjahr 2021 ist die Fertigstellung

und vollständige Inbetriebnahme

geplant. Im Vollbetrieb versorgt das 11,5

MW-Solarkraftwerk rund 5.200 Haushalte

mit Ökostrom. Die Anlage ist ein Paradebeispiel

für die umweltfreundliche Gestaltung

von Freiflächen-Anlagen. Neben der

Stromproduktion dient die Fläche unter

und neben den Photovoltaik-Modulen als

beschattete Weide für rund 150 Jura-Schafe

und für Ackerbau.

Gemeinsam Klima schützen

Wien Energie setzt beim Ausbau der Sonnenkraft

auf Beteiligung und Kooperation.

Im Mai 2020 ging das größte BürgerInnen-Solarkraftwerk

in Unterlaa in Betrieb.

Tausende KlimaschützerInnen aus Wien

und Umgebung haben sich Beteiligungspakete

gesichert.

Klimaschutz in großen Schritten

„Wir schreiten auch im neuen Jahr in diesem

Tempo voran. In den kommenden

zehn Jahren wollen wir unsere heutige

Leistung verzehnfachen“, so Strebl. „Die

Energiewende ist ein Gemeinschaftsprojekt.

Sie kann nur gelingen, wenn wir alle

an einem Strang ziehen. Wir brauchen für

den Klimaschutz jede Kilowattstunde Sonnenstrom,

die wir bekommen können.“

(21511601)

LL

www.wienenergie.atl

40


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Industry News

Industry

News

20 Jahre Anlagenservice

• Know-how und Spirit

(uniper-a) Ein maßgeblicher Instandhaltungs-Dienstleister

zu werden, nicht nur

innerhalb des E.ON-Konzerns, sondern

auch für externe Kunden aus Industrie,

Energiewirtschaft und Herstellung: Das

war das Ziel der Neugründung eines eigenständigen

Anlagenservices 2001. Aus der

Instandhaltung der ehemaligen Preussen-

Elektra, der mobilen Instandhaltung der

ehemaligen BKW sowie der Bayernwerk

Anlagenservice GmbH entstand „E.ON Anlagenservice“.

Von den drei Quell-Unternehmen kam

eine Menge an Fachkenntnis und Erfahrung.

Außerdem wichtiges Betreiber-Know-how

für große Energieanlagen:

Schließlich revidierten und reparierten die

Spezialisten die Kraftwerke im E.ON-Konzern.

Um auch auf dem freien Markt zu bestehen,

stellte sich der Anlagenservice neu

auf, entwickelte Geschäftsmodelle, verstärkte

sich mit weiteren Experten und akquirierte

neue Kunden.

Das Spektrum des Anlagenservices hat sich enorm erweitert.

Für die nächsten 20 Jahre – und noch länger – bleibt genug zu tun.

Das Unternehmen wuchs, und mit der

Zeit entstand ein besonderer „Spirit“ - Entschlusskraft

und Expertise, Improvisationstalent

und Freude an der Lösung

schwieriger Aufgaben, Arbeiten in Teams

und mit hohem Tempo. Als 2016 die Gesellschaft

in „Uniper Anlagenservice“ (UAS)

umfirmierte, hatte sich das Unternehmen

gegen starken Wettbewerb auf dem Markt

der Instandhalter etabliert.

Das Erfolgsrezept: Denken aus Kunden-Perspektive,

Know-how kombinieren

mit Kenntnis neuester Technik – zum Beispiel

für die Modernisierung von Leitsystemen.

Hierbei übernehmen virtuelle Maschinen

die Steuerung von Energieanlagen.

Weitere zukunftsweisende Techniken

sind Schwingungsmessung mit Motion-

Amplification- Kamera oder Kessel-Inspektion

mit Multikopter. Und mit Back-End für

radioaktiven Abfall ergibt sich ein neues

Geschäftsfeld.

LL

anlagenservice.uniper.energy

News from

Science &

Research

EnBW: Nachhaltigkeit im Blick:

Lithium aus dem Oberrheingraben

für Batterien

(enbw) Weltweit steigt der Bedarf an Lithium:

Vor allem für die E-Mobilität ist der

Rohstoff heiß begehrt. Um den tendenziell

weiter steigenden Bedarf decken zu können,

wird seit einigen Jahren auch die Produktion

von Lithium aus Anlagen der Tiefengeothermie

diskutiert, vereinzelt sind

bereits Pilotprojekte in der Umsetzung –

unter anderem im Oberrheingraben. Das

Bundesministerium für Wirtschaft und

Energie fördert nun das Verbundprojekt

UnLimited, bei dem die EnBW Energie Baden-Württemberg

AG als Kooperationsführer

gemeinsam mit dem Karlsruher Institut

für Technologie (KIT) und den Partnern

BESTEC, HYDROSION und Universität

Göttingen eine Pilotanlage im Geothermiekraftwerk

in Bruchsal einrichten wird.

Deutschland deckt seinen Bedarf an Lithium

bislang vollständig über Importe,

doch die Nachfrage steigt stetig, da Lithium-Ionen-Batterien

auch für mobile und

tragbare Anwendungen sehr gefragt sind.

Auch Geothermieanlagen weltweit zeigen

zum Teil beachtliche Gehalte an Lithium

im Tiefenwasser – die Frage ist, wie es extrahiert

werden kann. Das Projekt UnLimited

(„Untersuchungen zur Lithiumproduktion

aus heißen Tiefenwässern in Deutschland“)

setzt sich zum Ziel, die notwendigen

technischen und wirtschaftlichen Grundlagen

für eine Lithiumproduktion aus heißem

Tiefenwasser in Deutschland zu entwickeln.

Heimische Produktion eröffnet A

lternativen für Lieferketten

In der Geothermie-Anlage Bruchsal, das

die EnBW gemeinsam mit den Stadtwerken

Bruchsal seit 2010 betreibt, wird Tiefenwasser

für Wärme und Strom gefördert

und nach der thermischen Nutzung wieder

in das Reservoir zurückgeführt. Mit dem

Wasserdurchsatz werden dabei überschlägig

pro Betriebsjahr rund 800 Tonnen Lithiumchlorid

ungenutzt gefördert und zurückgeführt.

Im Rahmen eines Projekts

entwickelte die EnBW gemeinsam mit dem

KIT ein Verfahren, mit dem sich im Labormaßstab

das im Tiefenwasser gelöste Lithium

nachhaltig gewinnen lässt.

Lithiumgehalt in Thermalwässern

effizient nutzen

Bisherige Untersuchungen zeigen, dass

es im Norddeutschen Becken und im

Oberrheingraben erhöhte Lithiumgehalte

in Thermalwässern gibt. Aus Schichten

zwischen 3.000 und 5.000 Metern Tiefe

wird das zwischen 160 und 180 Grad Celsius

heiße Tiefenwasser erbohrt, das dann

durch einen Wärmetauscher geht. Dort

setzen die Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler

an – parallel zum Geothermiebetrieb

– und bringen ein Ionensieb

ein. „Ein wirtschaftlich sinnvolles Extraktionsverfahren

bietet die Chance, die Profitabilität

solcher Anlagen zu verbessern“,

so Kolb. Im Labor laufen die Prozesse mit

etwa 85 bis 95 prozentiger Effizienz, angestrebt

ist eine Effizienz im Reallabor von

etwa 70 Prozent.

LL

www.enbw.com

41


Industry News VGB PowerTech 1/2 l 2021

Ankündigung

VGB-Konferenz „INSTANDHALTUNG

IN KRAFTWERKEN 2021

23. und 24 Juni 2021 | Kongress Center Karlsruhe

Der Treffpunkt für alle Fachleute aus der konventionellen und nuklearen

Erzeugung, Instandhalter aus den Kraftwerken und Servicefirmen,

Gutachter und Behördenvertreter, die sich mit neuen Entwicklungen in den

Bereichen Wartung, Inspektion und Instandsetzung befassen.

Die VGB-Konferenz „Instandhaltung in Kraftwerken 2021“ findet am

23./24. Juni 2021 im Kongress Center Karlsruhe in Karlsruhe statt.

Die Veranstaltung richtet sich an alle Fachleute aus dem konventionellen

und nuklearen Bereich, an Instandhalter aus den Kraftwerken und

Servicefirmen, aber auch an Gutachter und Behördenvertreter, die sich mit

neuen Entwicklungen in den Bereichen Wartung, Inspektion und Instandsetzung

befassen. Sie soll die aktuellen Tagesthemen zur Diskussion

stellen und den intensiven Erfahrungsaustausch der Instandhalter von

Kraftwerken pflegen.

Ihre Ansprechpartnerin

Diana Ringhoff (Konferenz)

E-Mail

vgb-inst-kw@vgb.org

Telefon

+49 201 8128-232

Programm

Das Vortragsprogramm zu den aktuellen Themen:

ı Aktuelle Rahmenbedingungen

Arbeitssicherheit; Prüf-, Überwachungs-, und Instandhaltungskonzepte;

End-of-Life-Management; Industrie 4.0; Ressourcensteuerung;

Outagemanagement, Digitalisierung in der Instandhaltung, Abwicklung

von Revisionen unter Pandemiebedingungen

ı Qualitätssicherung

Projektüberwachung; Freischaltwesen; Fremdfirmenmanagement;

Mobile Instandhaltung, Dokumentation in der Instandhaltung

ı Techniken, Erfahrungen, Schäden

Kessel, Turbine, Generator, Nebenanlagen; Konservierung;

3D-Druck/Additive Fertigung, Abwicklung von Revisionen

Fachausstellung

Die begleitende Fachausstellung bietet qualifizierte Informationen

aus erster Hand und die Möglichkeit zu Gesprächen mit Herstellern,

Lieferanten und Dienstleistern aus dem Fachgebiet Instandhaltung.

Konferenzsprachen

Deutsch und Englisch

ohne Simultanübersetzung

Alle Informationen zur Veranstaltung finden Sie hier:

www.vgb.org/instandhaltung_kraftwerken2021.html

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Deutschland

Wir bitten ebenfalls um Mitteilung,

falls Sie an einer Teilnahme als Aussteller interessiert sind:

Ihr Ansprechpartner: Angela Langen

E-Mail:

angela.langen@vgb.org

Telefon:

42

+49 201 8128-310

VGB PowerTech Service GmbH

Deilbachtal 173

45257 Essen

Deutschland


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Announcement

Industry News

VGB Conference

“MAINTENANCE IN POWER PLANTS 2021

23 and 24 June 2021 | Congress Center Karlsruhe

The meeting place of all experts of the conventional and nuclear division,

to the experts of maintenance in power plants and service companies and

to the independent inspectors and deputies of governments, who are concerned

with new developments in the divisions maintenance, inspection

and repair.

The VGB Conference "Maintenance in Power Plants 2021" takes place

at Congress Center Karlsruhe in Karlsruhe/Germany on 23/24 June 2021.

This event is addressed to all experts of the conventional and nuclear

division, to the experts of maintenance in power plants and service

companies and to the independent inspectors and deputies of governments,

who are concerned with new developments in the divisions

maintenance, inspection and repair. This conference is to put up the

current subjects in discussion and to cultivate the intensive exchange of

experiences especially for the experts of maintenance in power plants.

Your Contact

Diana Ringhoff (Conference)

E-mail

vgb-inst-kw@vgb.org

Phone

+49 201 8128-232

Programme

The following subjects are scheduled:

ı Current general requirements

Occupational safety; Test-, monitoring- and maintenance concepts;

End of Life Management; Industry 4.0; Resource management; Outage

management, Digitization in maintenance, Processing of revision under

pandemic conditions

ı Quality assurance

Supervision of projects; Isolation measures; Service companies

management; Mobile maintenance, Documentation in maintenance

ı Techniques, experiences, damages

Boiler, Turbine, Generator, Auxiliary plant units; Preservation;

3D-print/additive manufacturing, Processing of revision

Technical Exhibition

The accompanying trade exhibition offers qualified first-hand information

and the opportunity to talk to manufacturers, suppliers and service

providers from the field of maintenance for the energy sector.

Conference languages

German and English

without simultaneous translation

All information can be accessed at:

www.vgb.org/en/instandhaltung_kraftwerken2021.html

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Germany

We also ask you to let us know if you are interested

in participating as an exhibitor:

Your Contact: Angela Langen

E-mail:

angela.langen@vgb.org

Phone: +49 201 8128-310

VGB PowerTech Service GmbH

Deilbachtal 173

45257 Essen

Germany

43


Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der VGB-Datenbank KISSY VGB PowerTech 1/2 l 2021

Flexibilisierung – Analyse der

Auswirkungen durch Auswertung

der VGB-Datenbank KISSY

J. Aydt, M. Bader, J. Bareiß, R. Mohrmann, I. Pfaff, S. Prost, R. Uttich und H. Wels

Abstract

Flexibilisation – Analysis of the effects by

evaluation of the VGB database KISSY

The operating regime of fossil conventional thermal

power plants has changed due to the increased

use of renewable energies such as wind

power and photovoltaics. The resulting increase

in power generation capacity in the power grid

also leads to increased downtimes and reduced

operating times under full load for the conventional

power plants. As a result, these power

plants are subject to increased flexible operation.

Basically, the question must be asked whether

the changed operating mode has also led to increased

lifetime consumption of plant components.

In terms of materials technology, the relationship

between cyclic loading, such as that

caused by start-ups and shutdowns, and increased

service life consumption for thickwalled

components is well known. It was unclear

whether other unexpected damage had

occurred in the plants in addition to the recorded

service life consumption on selected components

and whether this was clearly related to

the change in operating mode. To clarify these

issues, all relevant boiler, turbine, and generator

components were considered.

For statistical data analysis, the data set of the

VGB-KISSY database was used. The data originate

from 129 hard coal and lignite-fired power

plants as well as from 33 combined cycle and

gas turbine power plants of VGB members over

a period of 10 years (2005 to 2019). The data

were anonymized before analysis and evaluated

as an annual time series considering precise

VGB definitions for planned and unplanned

unavailability.

l

Autoren

J. Aydt (EnBW AG)

M. Bader (Uniper Kraftwerke GmbH)

J. Bareiß (EnBW AG)

R. Mohrmann (RWE Power AG)

I. Pfaff (Uniper Kraftwerke GmbH)

S. Prost (VGB PowerTech e.V.)

R. Uttich (RWE Power AG)

H. Wels (Ruhestand DNV GL -

DEKRA Solution B.V.)

VGB PowerTech e.V.

Projektgruppe Flexibilisierung von

Kraftwerken, Essen, Deutschland

1 Einleitung & Motivation

In den ersten zwei Dekaden des 21. Jahrhunderts

hat es in Europa und insbesondere

in Deutschland eine grundlegende Änderung

hin zu einer nachhaltigen Energieversorgung

gegeben, um den dem Menschen

zugerechneten Klimawandel zu reduzieren.

Damit verbunden ist unter anderem

ein tiefgreifender Umbau des Erzeugungs-Portfolios

der Stromerzeugung. So

sind 2020 in Deutschland bereits sehr große

vom Wind- und Solardargebot abhängige

Erzeugungskapazitäten an das Netz angeschlossen.

In Abhängigkeit vom diesem

Dargebot haben die regulierenden Eingriffe

der Netzbetreiber zur Aufrechterhaltung

der Netzstabilität zugenommen.

Insbesondere seit dem Reaktorunfall in Fukushima

2011 hat sich die Verschiebung

der Erzeugungskapazitäten regional und

zu regenerativen Energien hin verstärkt.

Der für eine gesicherte Stromversorgung

aber weiterhin noch unverzichtbare Einsatz

der fossilen und nuklearen konventionellen

Wärmekraftanlagen wird seither zunehmend

durch veränderte Anforderungen

von Politik und Energiemarkt sowie Eingriffe

von Netzbetreiberseite beeinflusst. In

Zeiten starker Sonneneinstrahlung und/

oder bei günstigem Wind, also ab dem

Frühjahr bis in den Herbst, ist die regenerative

Stromproduktion so hoch, dass die

konventionellen Anlagen häufig abgeschaltet

werden müssen und nur noch zur Deckung

der Residuallast oder für Netz-Systemdienstleistungen

eingesetzt werden.

Nicht immer entsprechen die neuen Anforderungen

der veränderten Fahrweise dabei

den teilweise vor mehreren Jahrzehnten

festgelegten Auslegungsdaten der konventionellen

Anlagen. Sowohl die geforderten

Anfahrzeiten, die Häufigkeit der Anfahrten

und Lastwechsel sowie die Lastgradienten,

aber auch die Höhe der Mindestlast und

die Anforderungen an Netz-Dienstleistungen,

wie Regelung oder Phasenschieber-

Betrieb, werden zunehmend anspruchsvoller

und entfernen sich vom Design der älteren

Anlagen.

In manchen Fällen kann durch Neukalkulation

der Lebensdauer auf Basis der Werkstoffeigenschaften

sowie unter den veränderten

Annahmen, wie der früheren Stilllegung

einer Anlage durch den Kohleausstieg

oder durch innovative Umbauten, den neuen

Anforderungen entgegengekommen

werden. Allerdings enthalten diese Anlagen

auch Bauteile, die wie eine Bremse

wirken können oder prädestiniert sind für

Großschäden, wenn mit der veränderten

Fahrweise eine Werkstoffgrenze überschritten

würde.

Im Technical Committee (TC) Werkstoffe

& Qualitätssicherung wurde daher die Frage

gestellt: „Hat die geforderte flexiblere

Fahrweise für konventionelle Anlagen bereits

zu Schädigungen von dickwandigen

Bauteilen im Drucksystem Kessel (HA*),

im Dampfsystem (LB*), bei Dampfturbinenanlagen

(MA*) und bei den Generatoren

(MK*) geführt?“

Um diese Frage zu beantworten, wurde

eine gemeinsame Projektgruppe, bestehend

aus Mitgliedern des TC Werkstoffe &

Qualitätssicherung und der Technical

Group (TG) Performance Indicators ins

Leben gerufen. Gemeinsames Ziel war die

Analyse der VGB-Datenbank KISSY („Das

VGB KraftwerksInformatioSSYstem“) im

Hinblick auf mögliche Zusammenhänge

zwischen der geänderten Fahrweise

konventioneller Kraftwerksblöcke, den

Betriebsdaten und den Nichtverfügbarkeiten.

Die VGB-Datenbank KISSY ist eine Datenbank

für technische Leistungs- und Zuverlässigkeits-Kennwerte

und für Nichtverfügbarkeits-Ereignisse

in Kraftwerksanlagen.

Die Daten stammen von Mitgliedern des

VGB PowerTech e.V. So wurden in den vergangenen

10 Jahren in Europa und Südafrika

beispielsweise die Daten von 842 Erzeugungseinheiten

mit einer gesamten

Nennleistung von 277 GW gesammelt und

verarbeitet und die Ergebnisse anonymisiert

in Berichten und Artikeln auch der

Öffentlichkeit zur Verfügung gestellt.

Die Datensammlung basiert auf einem gemeinsamen

Begriffsverständnis aus den

VGB-Standards und darauf aufbauend festgelegten

einheitlichen Verfahren der Datenerhebung.

Dazu gehört die Verschlüsselung

der Verursacher (Komponenten) von

44


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der VGB-Datenbank KISSY

Nichtverfügbarkeit ebenso wie die Berechnungs-Methoden

bei der Ermittlung von

Kennwerten aus den übermittelten Daten

der Mitglieder.

Diese breite Datenbasis, die konsequente

Kategorisierung, die Zuordnung von Nichtverfügbarkeit

zu Komponenten, sowie die

Verknüpfung mit den Betriebsdaten (auf

Jahresbasis) ermöglichen auch die Analyse

von Auswirkungen auf die oben aufgeführten

dickwandigen Bauteile in konventionellen

Kraftwerksanlagen.

Im Fokus der dargestellten Untersuchungen

standen Kohle-Mono- und -Duoblöcke

sowie gasbetriebene GuD- und Kombikraftwerken.

Diese wurden z.B. nach

Brennstoffarten und Leistungs- und Altersklassen

getrennt auf Auffälligkeiten des

Betriebseinsatzes, der Verfügbarkeits-Entwicklungen

und des Schadensgeschehens

untersucht. Insbesondere wurde bei den

Komponenten mit dicken Wandstärken

kontrolliert, ob die erfassten Schäden im

Zusammenhang mit einer Änderung des

Einsatzregimes stehen.

Für die Darstellung der Ergebnisse wird im

Folgenden zunächst ein Überblick über die

verwendeten Definitionen und die Methodik

der Kennwerte-Berechnung gegeben.

Diese beruhen auf den VGB-Standards zu

den Begriffsbestimmungen. Daran anschließend

wird die Vorgehensweise bis

hin zu den Ergebnissen beschrieben, wie

dies auch in der VGB-Konferenz KELI im

November 2020 in einer ausführlichen Präsentation

vorgetragen wurde. Betrachtungen

zu der statistischen Datenanalyse erleichtern

im Anschluss Verständnis und

Interpretation der Ergebnisse, indem zum

Beispiel Ausreißer, Varianten oder auch

Spreizung untersucht und mit Hinweisen

aus der Datenbasis angereichert werden.

Am Ende des Artikels werden die Empfehlungen

aus den Erkenntnissen zusammengefasst

und ein Ausblick auf weitere Entwicklungen

im Bereich der betrachteten

Komponenten bei den gegebenen Veränderungen

der Einsatzbedingungen für thermische

Kraftwerke gewagt.

2 Verwendete Kennzahlen und

ihre Definitionen

Tab. 2.1. Verwendete Definitionen aus dem VGB-Standard „Technische und kommerzielle

Kennzahlen für Kraftwerksanlagen“ (VGB-S-002-03).

Benennung Formel Begriffsbestimmung

Anzahl Anfahrten a Eine Anfahrt ist technisch erfolgreich, wenn die

Netzsynchronisation erfolgt ist und ein stabiler

Betriebszustand erreicht wurde. Zu zählen sind nur

Anfahrten, wenn die Anlage verfügbar gemeldet

ist. Alle während einer Nichtverfügbarkeit durchgeführten

Starts, wie Fehlversuch-, Prüf- oder Teststarts,

sind nicht zu zählen. Eine erfolgreiche Anfahrt

ist mit dem Erreichen der vom Lastverteiler

geforderten Leistung gegeben. Hierbei ist eine Toleranz

von ±1/4 Stunde zulässig. Die Anlage

muss die geforderte Leistung mindestens für eine

Dauer von einer ½ Stunde stabil erbringen.

Nennleistung P N Die Nennleistung einer Anlage ist die höchste

Dauerleistung unter Nennbedingungen, die eine

Anlage zum Übergabezeitpunkt erreicht.

Leistungsänderungen sind nur bei wesentlichen

Änderungen der Nennbedingungen und bei

konstruktiven Maßnahmen an der Anlage zulässig.

Volllastbenutzungsstunden

ta N = W___

B

P N

Für die Volllastbenutzungsstunden werden häufig

die äquivalenten Begriffe der Arbeitsausnutzung

oder Ausnutzungsdauer verwendet. Die Ausnutzung

ist ein Maß für den tatsächlichen Einsatz

einer Anlage.

Betriebszeit t B Die Betriebszeit ist die Zeitspanne, in der eine

Anlage Energie umwandelt. Als Beginn der

Betriebszeit gilt das Parallel-schalten und als

Ende das Trennen des Generators vom Netz.

geplante nichtverfügbare

Arbeit

ungeplante nichtverfügbare

Arbeit

ungeplante disponible

nichtverfügbare Arbeit

ungeplante nicht disponible

nichtverfügbare Arbeit

Ereignis

Ereignismerkmal-

Schlüsselsystem (EMS)

W nv p

W nv u = W nv ud + W nv un

W nv ud

W nv un

Die geplante NV-Arbeit ist die NV-Arbeit, deren

Beginn und Dauer mehr als vier Wochen im

Voraus festgelegt sein müssen.

Die ungeplante NV-Arbeit ist die NV-Arbeit, deren

Beginn nicht oder bis vier Wochen verschiebbar

ist. Die ungeplante NV-Arbeit wird unterteilt in

einen disponiblen und einen nicht disponiblen

Anteil.

Die ungeplante disponible NV-Arbeit ist der Teil

der ungeplanten NV-Arbeit, deren Beginn mehr als

zwölf Stunden bis vier Wochen verschiebbar ist.

Die ungeplante nicht disponible NV-Arbeit ist der

Teil der ungeplanten NV-Arbeit, deren Beginn

nicht oder bis zwölf Stunden verschiebbar ist.

Nichtverfügbarkeiten sind solche Ereignisse, die

durch anlagentechnische Schäden, Mängel oder

Maßnahmen die Fähigkeit der Anlage oder des

Anlagenteils einschränken, Energie umzuwandeln

bzw. ihre jeweilige Funktion zu erfüllen.

Die Nichtverfügbarkeit wird nach den folgenden

Kriterien

– Auswirkung auf die Anlage,

– Zeitrahmen,

– Ereignisart und

– Verursacher (KKS-Funktion)

aufgeteilt.

Das EMS beschreibt unterschiedliche Aspekte

eines Ereignisses mit 12 Schlüsseln. Jeder

Schlüssel beinhaltet eine oder mehrere Gruppen.

Die Gruppen sind zum Teil hierarchisch gegliedert.

Jeder Gruppe sind Ereignismerkmale zugeordnet.

Die im Folgenden (siehe Ta b e l l e 2 .1 )

verwendeten Begriffe basieren auf dem

VGB-Standard „Technische und kommerzielle

Kennzahlen für Kraftwerksanlagen“

(VGB-S-002-03). Dieser VGB-Standard ermöglicht

dem Anwender eine technische

und wirtschaftliche Beurteilung von Kraftwerksanlagen.

Im Detail erhält der Anwender

in diesem Standard und seinem ebenfalls

als Standard ausgeführten separaten

Anhang mit Anwendungsbeispielen (VGB-

S-002-33) Analysemöglichkeiten für die

Beurteilung von Kraftwerksprozessen, zur

Bewertung des Anlagenbetriebes und für

die Bestimmung des wirtschaftlichen Erfolges.

Kraftwerk-

Kennzeichensystem (KKS)

Beide Standards basieren auf dem Ansatz,

dass der Betrieb von Kraftwerken bzw. die

Ausnutzung unterschiedlicher Technologien

in der Energieumwandlung sich im

wettbewerblichen Umfeld neben einer Reihe

von Restriktionen vorrangig nach den

Kosten wie auch nach den spezifischen politischen

Rahmenbedingungen in den

Strommärkten richtet.

Mit den aufgezeigten Bewertungskriterie

lassen sich u.a. Effizienz, Verfügbarkeit

Das Kraftwerk-Kennzeichensystem ist ein Anlagenkennzeichnungssystem

zur einheitlichen und

systematischen Kennzeichnung für Systeme,

Einrichtungen und Betriebsmittel in der Stromund

Wärmeversorgung.

und Zuverlässigkeit der einzelnen Technologien

ermitteln, untereinander vergleichen

und die eigene Position der Kraftwerksanlage

bestimmen. Daraus ergibt

sich die Möglichkeit, die eigene Wettbewerbsposition

zu beeinflussen.

Beide VGB-Standards werden kontinuierlich

den aktuellen Entwicklungen angepasst.

Sie sind als Download über das

Internet www.vgb.org kostenfrei abrufbar.

45


Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der VGB-Datenbank KISSY VGB PowerTech 1/2 l 2021

Tab. 3.1. Klassenverteilung der betrachteten Kraftwerksblöcke.

Kraftwerkstyp Anzahl Brennstoffklassen Anzahl Größenklassen Anzahl Betriebsalter Anzahl

Fossiler Block Mono 113 Braunkohle 51 1: bis 99 MW 5 1: bis 9 Jahre 5

Fossiler Block Duo 16 Gas 6 2: 100 – 199 MW 29 2: 10 – 19 Jahre 8

Öl 6 3: 200 – 399 MW 44 3: 20 – 29 Jahre 21

Steinkohle 66 4: 400 – 599 MW 15 4: 30 – 39 Jahre 31

5: 600 – 999 MW 34 5: 40 – 49 Jahre 45

6: ab 1000 MW 2 5: ab 50 Jahre 19

Summe 129 Summe 129 Summe 129 Summe 129

Größenklassen Anzahl Branche Anzahl Betriebszeit Anzahl Volllaststunden Anzahl

≤ 200 MW 35 EVU 129 < 4000 h 18 < 4000 h 31

> 200 MW ≤ 600 MW 60 Chemie 0 ≥ 4000 h ≤ 5000 h 9 ≥ 4000 h ≤ 5000 h 17

> 600 MW 34 ≥ 5000 h ≤ 6000 h 15 ≥ 5000 h ≤ 6000 h 21

≥ 6000 h ≤ 7000 h 37 ≥ 6000 h ≤ 7000 h 32

≥ 7000 h ≤ 8000 h 45 ≥ 7000 h ≤ 8000 h 28

> 8000 h 6 > 8000 h

Summe 129 Summe 129 Summe 129 Summe 129

3 Auswertung und Ergebnisse

Aus dem VGB KISSY-Datenbankbestand

wurden Verfügbarkeitsdaten und Betriebskennwerte

von rund 129 repräsentativen

konventionellen Kraftwerksblöcken

für die Auswertungen zur Flexibilisierung

ausgewählt, die im Zeitbereich ab 1988 wenigstens

ca. 10 Jahre fortlaufend Daten für

die Datenbank-Module „Verfügbarkeit“ sowie

„Nichtverfügbarkeit“ gemeldet haben.

Reservekraftwerks-Blöcke (ResKW-Blöcke)

wurden nicht berücksichtigt, ebenso

wurden aus dem Kollektiv Kraftwerke mit

Schmelzfeuerung, Industriekraftwerke mit

mehr als 8.000 Volllaststunden und Blöcke

die dem Sektor Chemie zuzuordnen waren,

entfernt. Bei den ungeplanten Nichtverfügbarkeiten

konnten für die konventionellen

Blöcke insgesamt mehr als 12.800

Ereignisse, die den Ereignisschlüsseln „Störung

ohne Schaden“ oder „Schaden“ zugeordnet

waren, ausgewertet werden. Hier

wurde gezielt nach Schäden im Drucksystem

(HA*), im Dampfsystem (LB*), bei

Dampfturbinenanlagen (MA*) und bei den

Generatoren (MK*) gefiltert.

Bei den gasbefeuerten GuD- und Kombikraftwerken

konnten 33 Anlagen (ohne

ResKW-Blöcke) mit rund 1.300 ungeplanten

Nichtverfügbarkeitsereignissen ausgewertet

werden.

3.1 Ergebnisse der Mono-/Duoblock

Auswertungen

Tabelle 3.1 können die Verteilungen

der betrachteten rund 129 Blöcke hinsichtlich

Kratwerkstyp, Brennstoff, Nennleistung,

Alter, Branche, Betriebs- bzw. Volllaststunden

zu entnommen werden. Im

Folgenden werden die Trends im Betrachtungszeitraum

ab dem Jahr 2005 bis ins

Jahr 2019 ausschließlich für die Brennstoffklassen

Braun- und Steinkohle dargestellt.

In B i l d 3 .1 ist die Anzahl der erfolgreichen

Anfahrten pro Jahr ab dem Jahr 2005

für Steinkohle- und Braunkohleblöcke abhängig

von der Nennleistungsklasse dargestellt.

Die Anzahl der ausgewerteten Blöcke

ist oberhalb der jeweiligen Jahreszahl

mit angegeben. Während sich für Braunkohleblöcke

ein nahezu über alle Nennleistungsklassen

hinweg einheitlicher Trend

mit einem moderaten Anstieg von ca. 9 auf

14 Anfahrten pro Jahr abzeichnet, ist der

Trend bei den Steinkohleanlagen deutlich

abhängig von der Nennleistungsklasse.

Nur für Blöcke mit einer Nennleistung

> 600 MW ist ein Anstieg der Anfahrten

von rd. 20 im Jahr 2005 auf rd. 40 im Jahr

2019 zu erkennen, für kleinere Leistungsgrößen

ist die Anzahl der Anfahrten sinkend.

Insbesondere auffällig ist die deutliche

Reduzierung der Anfahrten von rd. 80

auf 30 für die Nennleistungsklasse <

200 MW im Bereich Jahr 2005 bis Jahr

2009 und weiter auf 10 Anfahrten ab dem

Jahr 2017. Der Trend bis 2009 erklärt sich

beispielsweise mit dem damals stark steigenden

Kohle(transport)preis und die weitere

Abnahme mit der zunehmenden Installation

regenerativer Anlagen bei vergleichsweise

hohen Betriebskosten der

kleinen Steinkohleblöcke, die zunehmend

nicht mehr im Geld waren.

In B i l d 3 . 2 sind die Anzahl der Anfahrten

sowie die Betriebs- bzw. Volllaststunden

der ausgewerteten Stein- und Braunkohleblöcke

pro Jahr ab dem Jahr 2005 zusammen

mit den bisherigen Abschaltereignissen

der Kernkraftwerke aufgetragen. Die

Anzahl der ausgewerteten Blöcke ist oberhalb

der jeweiligen Jahreszahl mit angegeben.

Da die Meldung der Anfahrten in

der Datenbank freiwillig erfolgt, steht in

Klammern die Anzahl der Blöcke, die die

Anfahrten in die Datenbank eingetragen

haben.

Es zeigt sich für die Steinkohleblöcke eine

kurzzeitige Trendumkehr zu höherer An-

100

80

Trend abhängig

von Leistungsklasse

Steinkohle

20

15

Braunkohle

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

60

40

20

0

Nennleistungsklasse

alle

≤ 200 MW

> 200 MW ≤ 600 MW

> 600 MW

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

10

5

0

Einheitlicher Trend

moderat steigend

Nennleistungsklasse

alle

≤ 200 MW

> 200 MW ≤ 600 MW

> 600 MW

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Bild 3.1. Auswertung der Anzahl der Anfahrten pro Jahr ab 2005 für unterschiedliche Nennleistungsklassen für Steinkohle- und Braunkohleanlagen.

46


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der VGB-Datenbank KISSY

Steinkohle

Braunkohle

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

Stunden m arith. Mittel

Alle

Nennleistungsklassen

Anz. Anfahrten

Betriebszeit

Volllaststunden

Linear (Anz. Anfahrten)

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

Stunden m arith. Mittel

Alle

Nennleistungsklassen

Anz. Anfahrten

Betriebszeit

Volllaststunden

Linear (Anz. Anfahrten)

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Bild 3.2. Auswertung der Anzahl der Anfahrten, Betriebs- und Volllaststunden pro Jahr ab dem Jahr 2005 für Steinkohle und Braunkohleanlagen mit

den bisherigen Abschaltereignissen der Kernkraftwerke in Deutschland.

zahl von Anfahrten und geringfügig höheren

Betriebszeiten aufgrund der Abschaltereignisse

August 2011. Grundsätzlich

bleibt der Gesamttrend mit einer sinkender

Anzahl von Anfahrten (von rd. 40 in 2005

auf 200 MW bis ≤ 600 MW

und > 600 MW neben der Anzahl der

Anfahrten und der Betriebs- und Volllaststunden

die geplante bzw. ungeplante

Nichtverfügbarkeit pro Jahr ab 2005 aufgetragen

und in B i l d 3 . 4 für die Klasse

> 600 MW nochmals die Nichtverfügbarkeiten

und Anzahl der Anfahrten.

Während für Steinkohle- als auch Braunkohleblöcke

die geplante Nichtverfügbarkeit

auf gleichbleibendem Niveau bleibt,

zeigt sich bei der ungeplanten Nichtverfügbarkeit

ab 2013 für Steinkohleblöcke ein

deutlicher Anstieg und eine leichte Trendumkehr

mit einem moderaten Anstieg für

die Braunkohleblöcke. Dieser Trend zeigt

sich andeutungsweise auch für die Klasse

> 200 MW bis ≤ 600 MW und könnte

auch das Ergebnis einer sich geänderten

Instandhaltungsstrategie oder im Falle

der Steinkohle der geringeren Kohlequalität

sein. Ein Zusammenhang mit der

gestiegenen Anzahl der Anfahrten wird

näher im Kapitel 4 „NV-Auswertung“ betrachtet.

Anhand der Auswertung über verschiedene

Alterskategorien der Blöcke kann

kein eindeutiger Trend bzgl. Anzahl der

Anfahrten oder Betriebs- und Volllaststunden

herausgefiltert werden. Durch den

Vergleich der geplanten Nichtverfügbarkeiten

im B i l d 3 . 3 deutet sich ab

dem Jahr 2015 jedoch eine Konzentration

der Instandhaltungsaufwände auf

die Anlagen der Nennleistungsklasse

Nennleistung > 200 MW ≤ 600 MW

Nennleistung > 600 MW

Steinkohle

Anzahl Anfahrten bzw.

MV-Arbeiten in % im arith. Mittel

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Stunden m arith. Mittel

Anzahl Anfahrten bzw.

MV-Arbeiten in % im arith. Mittel

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Stunden m arith. Mittel

Anz. Anfahrten

WNV geplant

WNV ungeplant

Betriebszeit

Volllaststunden

Linear (Anz. Anfahrten)

Nennleistung > 200 MW ≤ 600 MW

Nennleistung > 600 MW

Braunkohle

Anzahl Anfahrten bzw.

MV-Arbeiten in % im arith. Mittel

Stunden m arith. Mittel

Anzahl Anfahrten bzw.

MV-Arbeiten in % im arith. Mittel

Stunden m arith. Mittel

Anz. Anfahrten

WNV geplant

8,28 11,58

Betriebszeit

Volllaststunden

Linear (Anz. Anfahrten)

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Bild 3.3. Auswertung der Anzahl der Anfahrten, Betriebs- bzw. Volllaststunden sowie geplante bzw. ungeplante Nichtverfügbarkeit pro Jahr ab

2005 für Steinkohle- und Braunkohleanlagen ab der Nennleistungsklasse > 200 MW.

47


Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der VGB-Datenbank KISSY VGB PowerTech 1/2 l 2021

Eintritt von Neubauten in Markt

Steinkohle

Eintritt von Neubauten in Markt

Braunkohle

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

% im Mittel

[Leistungsgewichtet]

Nennleistung > 600 MW

Anz. Anfahrten

WNV geplant

WNV ungeplant

Linear (Anz. Anfahrten)

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

% im Mittel

[Leistungsgewichtet]

Nennleistung > 600 MW

Anz. Anfahrten

WNV geplant

WNV ungeplant

Linear (Anz. Anfahrten)

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Bild 3.4. Auswertung der Anzahl der Anfahrten und der geplanten bzw. ungeplanten Nichtverfügbarkeit pro Jahr ab 2005 für Steinkohle- und

Braunkohleanlagen der Nennleistungsklasse > 600 MW.

> 600 MW mit jüngerem Inbetriebsetzungsdatum

an.

In B ild 3.5 und Bild 3.6 sind die Ergebnisse

der Auswertung nach Regionen Süd

und Nord in Deutschland für die Steinkohleblöcke

dargestellt. B i l d 3 . 5 zeigt für

alle Nennleistungsklassen und für die

Klasse > 600 MW einen gegenläufigen

Trend beim Vergleich der Regionen in den

Jahren 2005 bis 2019 mit einer Angleichung

der Anzahl der Anfahrten bis ca.

2014 auf rd. 40 Anfahrten pro Jahr. Dann

deutet sich in der Auswertung der Regionen

jedoch wieder eine Trendumkehr bis

2019 an.

In der Region Süd ist beginnend mit dem

Jahr 2013 trotz fallender Anzahl von Anfahrten

ein hoher Anstieg der ungeplanten

Nichtverfügbarkeiten zu erkennen, siehe

B i l d 3 . 6 , deren Ursache noch unklar

ist bzw. nicht eindeutig zugeordnet werden

kann. Der grün hinterlegte Bereich ab

2014/2015 für Steinkohleblöcke weist

auf eine geänderte Anzahl der Meldeeingänge

hin, die, wie oben schon erwähnt,

einerseits durch Stilllegungen im Westen

Deutschlands und andererseits auf

fehlende Datenlieferungen an die VGB

KISSY-Datenbank zu begründen ist

und hier die Auswertung ungünstig beeinflusst.

3.2 Ergebnisse der Auswertungen der

gasbefeuerten GuD- und

Kombikraftwerken

Ta b e l l e 3 . 2 sind die Verteilungen der

betrachteten gasbefeuerten GuD- und

Kombikraftwerken hinsichtlich Kraftwerkstyp,

Brennstoff, Nennleistung, Alter, Branche,

Betriebs- bzw. Volllaststunden sowie

Region zu entnehmen. In die Auswertungen

im Betrachtungszeitraum 2005 bis

2019 sind insgesamt 33 europäische Anlagen

eingeflossen.

In B i l d 3 . 7 sind die Anzahl der Anfahrten

sowie Betriebszeit und Volllaststunden

über dem Auswertezeitraum aufgetragen.

Für alle Nennleistungsklassen stellt sich ab

2011 eine Trendumkehr zu einer steigenden

Anzahl von Anfahrten und höherer Betriebszeit

ein, wobei das Niveau der Betriebszeit

der Jahre bis 2010 für den Nennleistungsbereich

>200 bis 400 MW nicht

mehr erreicht wird. Die Anzahl der Anfahrten

und die Betriebszeiten sind dabei abhängig

von der Nennleistungsklasse. Für

Anlagen >400 MW werden mit >100 Anfahrten

im arithmetischen Mittel der letzten

5 Jahre rd. doppelt so viele Anfahrten

als bei den Anlagen kleinerer Leistung

durchgeführt. Generell zeigt sich, dass

die durch Substitution der wegfallenden

Leistung der kerntechnischen Anlagen und

zunehmend auch der Residuallasten

der Kohleanlagen die Einsatzregime wieder

vergleichbar zu den Jahren 2005

Sämtliche Nennleistungsklassen

Steinkohle

Nennleistung > 600 MW

Steinkohle

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

Region Süd (DE)

Region Nord (DE)

Linear (Region Süd (DE))

Linear (Region Nord (DE))

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

Region Süd (DE)

Region Nord (DE)

Linear (Region Süd (DE))

Linear (Region Nord (DE))

Anzahl Kraftwerke im Jahr

Anzahl Kraftwerke im Jahr

Bild 3.5. Auswertung der Anzahl der Anfahrten pro Jahr ab 2005 für alle Steinkohleanlagen abhängig von der Region und für die

Nennleistungsklasse > 600 MW.

Region

Nord (DE)

Steinkohle

Region

Süd (DE)

Steinkohle

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

% im Mittel

[Leistungsgewichtet]

Anz. Anfahrten

Betriebszeit

Volllaststunden

Linear (Anz. Anfahrten)

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

% im Mittel

[Leistungsgewichtet]

Anz. Anfahrten

Betriebszeit

Volllaststunden

Linear (Anz. Anfahrten)

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Bild 3.6. Auswertung der Anzahl der Anfahrten, geplante und ungeplante Nichtverfügbarkeiten pro Jahr ab 2005 für Steinkohle

abhängig von der Region.

48


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der VGB-Datenbank KISSY

Tab. 3.2. Klassenverteilung der betrachteten gasbefeuerten GuD- und Kombikraftwerke.

Kraftwerkstyp

GuD

Gesamt

Anzahl

Brennstoffklassen

Anzahl Größenklassen Anzahl Betriebsalter Anzahl Betriebszeit Anzahl

10 Gas 33 1: bis 99 MW 5 1: bis 9 Jahre 6 < 1000 h 4

GuD DT 4 2: 100 – 199 MW 6 2: 10 -–19 Jahre 12 ≥ 1000 h ≤ 2000 h 9

Kombi Ges. 16 3: 200 – 399 MW 12 3: 20 – 29 Jahre 7 ≥ 2000 h ≤ 3000 h 4

Kombi DT 3 4: 400 – 599 MW 10 4: 30 – 39 Jahre 3 ≥ 3000 h ≤ 4000 h 3

5: 600 – 999 MW 0 5: 40 – 49 Jahre 5 ≥ 4000 h ≤ 5000 h 2

6: ab 1000 MW 0 5: ab 50 Jahre 0 ≥ 5000 h ≤ 6000 h 4

≥ 6000 h ≤ 7000 h 2

> 7000 h 5

Summe 33 Summe 33 Summe 33 Summe 33 Summe 33

Branche Anzahl Region Anzahl Größenklassen Anzahl Volllaststunden Anzahl

EVU 33 DE-Nord ≤ 200 MW < 1000 h 10

Chemie DE-Süd > 200 MW ≤ 600 MW ≥ 1000 h ≤ 2000 h 6

International > 600 MW ≥ 2000 h ≤ 3000 h 4

≥ 3000 h ≤ 4000 h 5

≥ 4000 h ≤ 5000 h 4

≥ 5000 h ≤ 6000 h 3

≥ 6000 h ≤ 7000 h 1

> 7000 h 0

Summe 33 Summe 33 Summe 33 Summe 33

GuD-/Kombikraftwerke

GuD-/Kombikraftwerke

Nennleistung ≤ 200 MW

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

Stunden m arith. Mittel

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

Stunden m arith. Mittel

Anz. Anfahrten

Betriebszeit

Volllaststunden

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Nennleistung > 200 MW ≤ 400 MW

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Nennleistung > 400 MW ≤ 600 MW

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

Stunden m arith. Mittel

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

Stunden m arith. Mittel

Anz. Anfahrten

Betriebszeit

Volllaststunden

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Bild 3.7. Auswertung der Anzahl der Anfahrten, Betriebs- und Volllaststunden pro Jahr ab 2005 für die betrachteten gasbefeuerten GuD- und

Kombikraftwerken.

bis 2010 sind, wobei der Anteil der Volllaststundenzahl

höher ist. Der für die

Nennleistungsklasse >400 MW für das

Jahr 2016 ersichtliche Ausreißer wurde

durch einen einzelnen Standort verursacht.

In B i l d 3 . 8 sind neben der Anzahl der

Anfahrten die geplanten und ungeplanten

Nichtverfügbarkeiten dargestellt. Die

Nichtverfügbarkeiten (NV) liegen bei der

Betrachtung aller Nennleistungsklassen

auf vergleichbarem Niveau über die Jahre,

geplante NV in der Regel auf deutlich höherem

Niveau. Ab dem Jahr 2013 deutet

sich eine Zunahme der NV geplant und ungeplant

für GuD-Anlagen größerer Leistung

an, die auch den Gesamttrend dominiert.

49


Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der VGB-Datenbank KISSY VGB PowerTech 1/2 l 2021

GuD-/Kombikraftwerke

Sämtliche Nennleistungsklassen

Nennleistung ≤ 200 MW

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

% im Mittel

[Leistungsgewichtet]

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

% im Mittel

[Leistungsgewichtet]

Anz. Anfahrten

WNV geplant

WNV ungeplant

Linear (Anz. Anfahrten)

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Nennleistung > 200 MW ≤ 400 MW

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Nennleistung > 400 MW ≤ 600 MW

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

% im Mittel

[Leistungsgewichtet]

Anzahl Anfahrten im

arith. Mittel

% im Mittel

[Leistungsgewichtet]

Anz. Anfahrten

WNV geplant

WNV ungeplant

Linear (Anz. Anfahrten)

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr

Bild 3.8. Auswertung der Anzahl der Anfahrten und der geplanten bzw. ungeplanten Nichtverfügbarkeit pro Jahr ab 2005 für die betrachteten

gasbefeuerten GuD- und Kombikraftwerken.

4 Statistische Datenanalyse der

Nichtverfügbarkeiten

4.1 Daten

Die in Kapitel 3 beschriebenen Daten, also

Jahreswerte für den Anteil der ungeplanten

Nicht-Verfügbarkeit, der Betriebsstunden

und der Anzahl der Startvorgänge,

wurden für statistische Auswertungen

herangezogen. Bei dieser Analyse wird

das individuelle Anlagenverhalten nicht

berücksichtigt. Auch gegenseitige Beeinflussungen

werden nicht berücksichtigt,

da die Betriebsstunden pro Jahr in der

Regel mit zunehmender Anzahl der Anfahrten

geringer werden. Es ist zu untersuchen,

ob die gefundenen Unterschiede

groß genug sind, um nicht als zufällig

gelten zu können. Deshalb wurde zusätzlich

eine statistische Analyse der ungeplanten

Nichtverfügbarkeitsereignisse der KIS-

SY-Datenbank unter systematischer Berücksichtigung

von Ausreißern durchgeführt

(sog. „Robuste Statistik“ 1 ). Als

Rohdaten wurden eine anonymisierte

Kraftwerkskennzeichnung, das Alter des

Kraftwerks, Datum und Dauer der Nichtverfügbarkeit,

der gemeldete Arbeitsverlust,

die KKS der betroffenen Komponente

und die zugehörige Fehlerbeschreibung

verwendet.

Das Verhältnis von Anfahrten pro Jahr über

Betriebsstunden pro Jahr ist in B i l d 4 .1

für Kohlekraftwerke und in B i l d 4 . 2 für

Gaskraftwerke dargestellt. Die Auswertung

ergibt für

––

Grundlastkraftwerke, etwa 8000 Betriebsstunden

pro Jahr und etwa 10 Anfahrten

pro Jahr;

––

Kraftwerke mit Wochenendstillständen

ca. 6000 Betriebsstunden pro Jahr und

etwa 50 Anfahrten pro Jahr und

––

Spitzenlastkraftwerke zwischen 2000

und 3000 Betriebsstunden pro Jahr bei

mehr als 100 Anfahrten pro Jahr.

Bei Anlagen mit mehr als einer Gasturbine

können typischerweise viele Startvorgänge

auftreten, wenn eine oder mehrere Gasturbinen

in der Nacht abgeschaltet werden, jedoch

die Dampfturbine durchläuft. Steinund

Braunkohlekraftwerke werden zumeist

in Grundlastbetrieb oder mit Wochenendstillständen

betrieben, wobei wenige Kraftwerke

mit einer geringen Anzahl von Anfahrten

vermutlich saisonal betrieben werden.

Daher ist die Aussagekraft des Datensatzes

von Stein- und Braunkohlekraftwerken

im Hinblick auf den Spitzenlastbetrieb

gering.

Kohlekraftwerke

GuD- und Kombikraftwerke

Anzahl Anfahrten pro Jahr

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

Ausreißer

nicht

berücksichtigt

0

0 2000 4000 6000 8000 10.000

Anzahl Anfahrten pro Jahr

300

250

200

150

100

50

Ausreißer

nicht

berücksichtigt

0

0 2000 4000 6000 8000 10.000

Betriebsstunden pro Jahr

Betriebsstunden pro Jahr

Bild 4.1. Anfahr- und Betriebsstunden für Stein- und Braunkohle.

Bild 4.2. Anfahr- und Betriebsstunden für GuD- und Kombikraftwerke.

50


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der VGB-Datenbank KISSY

Bei den Gaskraftwerken (s. B i l d 4 . 2 )

sind die Zusammenhänge weniger klar:

Eine systematische Beziehung zwischen

den Anfahrten pro Jahr und den Betriebsstunden

pro Jahr ist nicht zu erkennen. In

B i l d 4 . 2 sind extreme Daten mit mehr

als 500 Anfahrten pro Jahr nicht dargestellt,

da diese Extrema nur durch Mehrfachzählung

von Starts in Mehrwellenanlagen

verursacht werden können. Eine genauere

Analyse des Datensatzes ergab,

dass die Kraftwerke auf Grund kommerzieller

Gründe für einen begrenzten Zeitraum

häufig gestartet wurden mit einer

ungeplanten Nichtverfügbarkeit im Bereich

von 5 %-7 %.

4.2 Analyse-Methoden

4.2.1 X-Y-Streudiagramme

Für jeden Kraftwerkstyp (Gaskraftwerke,

Kohlekraftwerke) wurden X-Y-Streudiagramme

mit und ohne Ausreißer erstellt.

Ausreißer wurden durch die zwei folgenden

Kriterien identifiziert:

––

Top-10-Abweichungen von einer Regressionstrendlinie

––

eine Differenz zur Trendlinie größer als

1,282 * Standardabweichung des Fehlers

(entsprechend 90 % des Vertrauensintervalls)

Es wurden Analysen durchgeführt, um sowohl

individuelle als auch kombinierte Effekte

für die abhängigen Variablen zu finden.

Die betrachteten Filter sind:

––

ungeplante Nichtverfügbarkeit pro Jahr,

jeweils mit und ohne HILP (High Impact

Low Probability, Ereignisdauer > 1 Monat)

Ereignisse

––

ungeplanten Nichtverfügbarkeitsereignisse

für Bauteile mit KKS: MB = Gasturbine,

HA = Kessel (Drucksystem), LB

= Dampfsystem, MA = Dampfturbine

(einschließlich Kondensator) und MK =

Generator

Die analysierten unabhängigen Variablen

sind:

––

Kraftwerks-Nummer (anonym)

––

Kalenderjahr

––

Kraftwerksleistung

––

Altersklasse

––

Betriebsstunden pro Jahr

––

Anfahrten pro Jahr

4.2.2 Regressionsanalyse

Das Statistiktool PSPP 2 wurde in Kombination

mit der Analyse in MS-Excel verwendet.

Die Analyse erfolgte in Anlehnung an

Tukey‘s Exploratory Data Analysis 3 . Im Wesentlichen

wurde lineare Regressionsanalyse

durchgeführt, die z.B. die Koeffizienten

a 0 bis a 3 in der nachfolgenden Gleichung

1 durch kleinste Quadrate findet.

NV ungeplant minus HILPs = a 0 +a 1 * KW Alter +a 2 *

Betriebsstunden ____________ Anzahl der Fahrten

+ a3 * ______________ (Gl. 1)

Jahr

Jahr

Im Rahmen der Regressionsanalyse wurde

mit dem sog. Kausalmodell 4 für eine durchschnittliche

Anlage der Einfluss einer Änderung

ihres Betriebsregimes vorhergesagt.

Kreuzterme oder nichtlineare Terme

wurden nicht berücksichtigt.

4.2.3 Varianzanalyse

Eine Varianzanalyse 5 wird durchgeführt,

um festzustellen, ob die Unterschiede pro

analysierter Variable, wie z.B. einzelnes

Kraftwerk oder Altersklasse, groß genug

sind, um zufällige Scheinbezüge auszuschließen.

Es handelt sich dabei um eine

bewährte Methode. Die durchgeführte

Analyse hat den Nachteil, dass davon ausgegangen

wird, dass die Unterschiede statistisch

normal verteilt sind. Trotzdem

kann diese Methode Hinweise auf Abhängigkeiten

geben, die dazu mit technischen

Sachverstand hinterfragt werden müssen.

4.3 Ergebnisse

4.3.1 GuD- & Kombikraftwerke

In Bild 4.3, Bild 4.4 und Bild 4.5,

werden beispielhaft einige der wesentlichen

X-Y-Diagramme gezeigt. Es ergeben

sich folgende Beobachtungen:

Im Allgemeinen ist der Effekt von Ausreißern

beträchtlich, auch wenn sie nicht

durch HILPs verursacht werden. Ausreißer

Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten

minus HILPs in %

können z.B. durch eine Vielzahl von Ausfällen

an spezifischen Teilsystemen für Anlagen

mit minimaler (d.h.: optimierter)

Reparatur verursacht werden.

Der Effekt von „Betriebsstunden pro Jahr“

entspricht nicht immer den Erwartungen.

Bei mehr Betriebsstunden erwartet man

mehr Ausfälle, dennoch kann der (Regressions-)

Koeffizient negativ sein (Dauerbetrieb

in Grundlast ist anlagenschonend).

Dem gegenüber führen häufigere Starts oft

zu erwarteten Ergebnissen: je mehr Starts,

desto größer die ungeplante Nichtverfügbarkeit.

Der absolute Durchschnittseffekt,

z.B. für LB = Dampfsysteme, ist jedoch

klein, aber im relativen Sinne mittel bis

groß.

Gasturbinen weisen eine geringe Alterung

auf (wie bei ordnungsgemäßer Wartung zu

erwarten ist), ähnlich wie Dampfturbinen

und Generatoren. Kessel zeigen dagegen

Alterung in Form einer Zunahme der ungeplanten

Nichtverfügbarkeit.

4.3.2 Stein- und Braunkohlekraftwerke

Die meisten Beobachtungen ähneln denen

bei GuD- und Kombikraftwerken

(B i l d 4 . 6 und B i l d 4 . 7 ). Auch hier zeigen

die Kessel eine Alterung in Form einer

Zunahme der störungsbedingten Nichtverfügbarkeit.

Ebenso zeigen Dampfturbinen

GuD- und Kombikraftwerke

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

1,22% + 7,25E-05 * Anfahrten Ausreißer

0 50 100 150 200 250 300

Anzahl der Anfahrten pro Jahr

Bild 4.3. Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten minus HILPs vs. Anzahl der Anfahrten,

berechnete Trendlinie ohne Ausreißer.

Alle ungeplanten

Nichtverfügbarkeiten vom

Drucksystem (Kessel [HA]) in %

2,0

1,5

1,0

0,5

GuD- und Kombikraftwerke

0,11% + 1,03E-08 * Betriebsstunden

0,0

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10.000

Betriebsstunden pro Jahr

Ausreißer

Bild 4.4. Ungeplante Nichtverfügbarkeit von Kesselausfällen vs. Betriebsstunden pro Jahr,

berechnete Trendlinie ohne Ausreißer (Anmerkung: aus Gründen der Übersichtlichkeit

liegt die maximale Plot-Setzung bei 2 %).

51


Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der VGB-Datenbank KISSY VGB PowerTech 1/2 l 2021

Alle ungeplanten

Nichtverfügbarkeiten vom

Drucksystem (Kessel [HA]) in %

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

GuD- und Kombikraftwerke

und Generatoren im Unterschied zu GuD-

& Kombikraftwerken eine Alterung.

Anzahl Anfahrten pro Jahr

4.3.3 Auswertung von HILP-Ausfällen

HILP-Ausfälle werden definiert als Ausfälle

mit einer Dauer > 1 Monat (High Impact).

Ihre Wahrscheinlichkeit des Auftretens pro

Jahr sollte für ein Kraftwerk gering sein

0,03 % + 1,85E-05 * Anzahl Anfahrten

Ausreißer

0.0

0 50 100 150 200 250 300

Bild 4.5. Ungeplante Nichtverfügbarkeit von Kesselausfällen vs. Anzahl Anfahrten pro Jahr,

berechnete Trendlinie ohne Ausreißer (Anmerkung: maximale Plot-Einstellung bei 3 %).

Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten

minus HILPs in %

30

25

20

15

10

5

Kohlekraftwerke

0

0 50 100 150 200

Anzahl der Anfahrten pro Jahr

Ausreißer

1,81E-02 + 1,03E-04 * Anzahl Anfahrten [N]

Bild 4.6. Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten minus HILPs vs. Anzahl der Anfahrten,

berechnete Trendlinie ohne Ausreißer.

Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten

minus HILPs vom

Drucksystem (Kessel [HA]) in %

30

25

20

15

10

5

Kohlekraftwerke

1,40E-02 + 1,62E-06 * Betriebsstunden [h]

Betriebsstunden pro Jahr

Ausreißer

0

0 2000 4000 6000 8000 10.000

Bild 4.7. Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten minus HILPs vs. Betriebsstunden,

berechnete Trendlinie ohne Ausreißer.

(z.B. einmal pro 10 Jahre), was die Ta b e l -

l e 4 .1 bestätigt.

Darüber hinaus können sehr lange Ausfälle

mit einem relativ geringen Leistungsverlust

z.B. an Dampfturbinen auftreten. Dabei

ist das Risiko bei einem HILP-Ausfall

für HA (Kessel), LB (Dampfsystem),

MA (Dampfturbine) und MK (Generator)

bei GuD- & Kombikraftwerken im Vergleich

zu Stein- und Braunkohlekraftwerken geringer.

In der Praxis sollte man auch Systeme

wie z.B. den Maschinentransformator

(BAT) als Ausfallursache in Betracht ziehen,

da ältere Transformatoren ein höheres

Ausfallrisiko haben. HILP-Ausfälle erfolgen

im Vergleich zu „normalen Ausfällen“

weniger regelmäßig. Daher ist es

schwierig, eine Abhängigkeit von der

Starthäufigkeit zu finden. Eine Regression

mit binären statt kontinuierlichen Variablen

zeigt angesichts der relativ geringen

Zahl von HILPs kein klares Ergebnis.

4.3.4 Ergebnis der Varianzanalyse

Das Ergebnis für eine einfaktorielle (ONE-

WAY ANOVA-)Varianzanalyse für die gesamte

ungeplante Nichtverfügbarkeit minus

HILPs ist in Ta b e l l e 4 . 2 dargestellt.

Sie zeigt, dass für GuD & Kombikraftwerke

der Effekt der Variable „Individuelles

Kraftwerk“ 23 % der gesamten Unsicherheit

im Datensatz erklärt. Ähnliches gilt für

die Kohlekraftwerke, wobei die Variable

„Individuelles Kraftwerk“ sogar 69 % der

Gesamtunsicherheit einschließt.

Sowohl der Effekt des Kalenderjahres als

auch der des Betriebsalters ist nicht zufällig.

Dies gilt auch für den Einfluss der Variable

„Anfahrten pro Jahr“ für GuD & Kombikraftwerke

mit z.B. 43 % der Gesamtunsicherheit.

Eine Besonderheit liegt in der

Bewertung des Kalenderjahrs für Kohlekraftwerke.

Hier beeinflusst der Markt die

Varianz.

Eine Regressionsanalyse ist jedoch besser

geeignet, um den Effekt von kontinuierlichen

Variablen wie „Anfahrten pro Jahr“

und „Betriebsstunden pro Jahr“ zu bewerten.

Dies wird im nächsten Abschnitt behandelt.

4.3.5 Ergebnis der Regressionsanalyse

Die Regressionsanalyse zeigt, dass die für

die GuD- & Kombikraftwerke untersuchten

Variablen nur 7 % der Varianz für die gesamte

ungeplante Nichtverfügbarkeit minus

HILPs erklären. Die Korrelation der

einzelnen Variablen ist damit gering. Dennoch

haben die Koeffizienten im linearen

Modell (siehe Ta b e l l e 4 . 3 ) insgesamt

eine Zufallswahrscheinlichkeit von nur 1 %

und sind somit statistisch signifikant, d.h.

der Effekt ist klein aber nicht zufällig. Die

gesamte ungeplante Nichtverfügbarkeit

minus HILPs nimmt mit dem Betriebsalter

zu. Die Koeffizienten für andere Variablen

wie z.B. Kraftwerksleistung und Betriebsstunden

pro Jahr haben eine hohe Zufallswahrscheinlichkeit

(> 10 %).

Die Regressionsanalyse zeigt z.B. für HA

(Drucksystem Kessel) in GuD- & Kombikraftwerken,

dass alle untersuchten Variablen

nur 6 % der Varianz erklären und statistische

Signifikanz vorliegt. Die ungeplante

Nichtverfügbarkeit von HA nimmt mit den

Betriebsstunden pro Jahr ab und mit zunehmendem

Betriebsalter und Anzahl der

52


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der VGB-Datenbank KISSY

Tab. 4.1. Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten minus HILPs vs. Betriebsstunden,

berechnete Trendlinie ohne Ausreißer.

Anzahl

KKS

Anfahrten pro Jahr zu. Die Koeffizienten

für andere Variablen ergeben sich eher zufällig.

Die Regressionen für MA (Dampfturbine)

und MK (Generator) von GuD- &

Kombikraftwerke zeigen Ergebnisse, die

alle mit hoher Wahrscheinlichkeit (> 10 %)

statistisch nicht signifikant sind.

Die Ergebnisse für HA, MA und MK von

Kohlekraftwerken sind vergleichbar mit

GuD- und Kombikraftwerken. Jedoch ist

NV Kohlekraftwerke

Anzahl

HILP

HILP/

Jahr

Anzahl

KKS

NV Gaskraftwerke

Anzahl

HILP

Gasturbinenanlage (MB) – – – 1217 12 3 %

Kesselanlage (HA) 8036 35 3 % 342 0 0 %

Dampfsystem Rohrleitungen (LB) 1241 9 1 % 117 0 0 %

Dampfturbinenanlage (MA) 2944 54 4 % 606 9 2 %

Generatoranlage (MK) 618 23 2 % 220 12 1 %

Tab. 4.2. Ergebnis der Varianzanalyse.

Variable

Summe 12.838 121 – 2502 31 –

KW-Jahre 1193 392

GuD- & Kombikraftwerke

Anteil der

erklärten

Varianz

zufällig

Anteil der

erklärten

Varianz

Kohlekraftwerke

zufällig

Individuelles Kraftwerk 23 % nein 69 % nein

Kalenderjahr 7 % ja 3 % nein

Betriebsalter des Kraftwerks 6 % nein 9 % nein

Anfahrten pro Jahr 43 % nein 6 % ja

Betriebsstunden pro Jahr 75 % ja 94 % ja

Tab. 4.3. Ergebnis der Regressionsanalyse.

Variable

GuD- & Kombikraftwerke

normierter

Regressionskoeffizient

zufällig

normierter

Regressionskoeffizient

Kohlekraftwerke

Kraftwerksleistung 0.09 ja 0.02 ja

Betriebsalter 0.12 nein 0 ja

Anfahrten pro Jahr 0.15 nein 0.1 ja

Betriebsstunden pro Jahr -0.05 ja -0.06 ja

HILP/

Jahr

zufällig

Kalenderjahr -0.10 ja 0.16 nein

Varianz erklärt 7 % nein 5 % nein

Tab. 4.4. Parameter des Kausalmodells.

Gaskraftwerke 0,05 %

Kohlekraftwerke 0,13 %

Tab. 4.5. Definition der Altersklassen.

der Effekt der Anzahl von Anfahrten etwas

kleiner und weniger statistisch signifikant

für die Kohlekraftwerke.

4.3.6 Ergebnisse des Kausalmodells

Für das Kausalmodell (Gleichung 2) wurden

die Variablen „Kraftwerkstyp“, „Altersklasse“,

„Kalenderjahr“, „Anzahl der Anfahrten

pro Jahr“, und die „Betriebsstunden

pro Jahr“ verwendet. Die Modellparameter

a 0 – a 5 (s. Tabelle 4.4) wurden

a 0 a 1 a 2 a 3 a 4 a5

1,27 % +/-

1,92 %

1,25 % +/-

1,67 %

3,05*10 -3 -3,36*10 -4 3,01*10 -2 3,7*10 -5

1,83*10 -3 -1,98*10 -4 7,61*10 -2 4,04*10 -5

Altersklasse 1 2 3 4 5 6

Kraftwerksalter in

Jahren

< 9 10 – 19 20 – 29 30 – 39 40 – 49 > 50

mit dem Solvermodul in MS Excel separat

für Gas- und Kohlekraftwerke bestimmt,

wobei die Absolutwerte der Abweichungen

anstatt der Abweichungen der Fehlerquadrate

verwendet wurden, da diese weniger

anfällig für Ausreißer sind. Die verwendeten

Altersklassen sind in Ta b e l l e 4 . 5

angegeben. Das Jahr 2016 ist Kalenderjahr

12 in die Reihe von „GuD- & Kombikraftwerke“

und Kalenderjahr 25 in die Reihe

von „Kohlekraftwerke“.

NV ungeplant minus HILPs = a 0 +a 1 * KW+a 2 *

Altersklasse+a 3 * Kalenderjahr+a 4 *

Anzahl ______________

der Fahrten / 365 + a5 * ____________

Betriebsstunden

Jahr

Jahr

/ 8760

(Gleichung 2)

Mit dem Kausalmodell ist die Vorhersage

für das durchschnittliche Verhalten eines

Kraftwerks auch für ein geändertes Betriebsregime

möglich. In B i l d 4 . 8 werden

die Ergebnisse für GuD- & Kombikraftwerke

(gelb) und Kohlekraftwerke (grau)

dargestellt.

Der durchschnittliche absolute Fehler für

dieses Modell beträgt 1,54 % bei Kohlekraftwerken

und 3,4 % bei GuD- & Kombi-

Tab. 4.6. Parameter für untersuchte Betriebsregime.

Begriff

Betriebsstunden/Jahr

Anzahl

Anfahrten/Jahr

Grundlast 8.000 10

Wochenendstopp

6.000 50

Flexibel 2.000 100

Extrem 2.000 300

kraftwerken. Das Modell ergibt durchschnittlich:

––

78 Betriebsstunden pro Start für Kohlekraftwerke

––

34 Betriebsstunden pro Start für GuD- &

Kombikraftwerke.

Im Vergleich zu Kohlekraftwerken scheinen

GuD- & Kombikraftwerke weniger

empfindlich auf Anfahrten zu reagieren.

Für Kohlekraftwerke stellen 200 – 300 Anfahrten

pro Jahr eine Extrapolation dar, da

es bisher noch keine Datenpunkte in dieser

Größenordnung in KISSY gibt.

5 Zusammenfassung

Das Einsatzregime fossiler konventioneller

Wärmekraftwerke hat sich durch die verstärkte

Nutzung erneuerbarer Energien

wie Windkraft und Photovoltaik verändert.

Die dadurch ebenfalls erhöhte Stromerzeugungskapazität

im Stromnetz führt zu vermehrten

Stillstandzeiten und reduzierten

Betriebszeiten unter Volllast für die konventionellen

Kraftwerke. Dadurch unter-

53


Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der VGB-Datenbank KISSY VGB PowerTech 1/2 l 2021

NV (ungeplant) in %

8,00

6,00

4,00

2,00

0,00

Grundlast Wochenendstop Flexibel Extrem

Bild 4.8. Vorhersage des Kausalmodells für die ungeplanten Nichtverfügbarkeiten minus HILPs für

verschiedene Betriebsregime (Parameter siehe Tabelle 4.6).

liegen diese Kraftwerke einem erhöhten

flexiblen Betrieb.

Grundsätzlich muss die Frage gestellt werden,

ob die veränderte Betriebsweise auch

zu einem erhöhten Lebensdauerverbrauch

von Komponenten der Anlagen geführt

hat. Werkstofftechnisch ist der Zusammenhang

zwischen zyklische Belastung wie

durch An- und Abfahrten und einem erhöhten

Lebensdauerverbrauch für dickwandige

Komponenten bekannt. Unklar

war, ob neben den aufgezeichneten Lebensdauerverbräuchen

an ausgewählten

Komponenten weitere unerwartete Schädigungen

in den Anlagen aufgetreten sind

und in einem eindeutigen Zusammenhang

zur veränderten Betriebsweise stehen. Zur

Klärung dieser Fragen wurden alle relevanten

Komponenten von Kessel, Turbine und

Generator berücksichtigt.

Zur statistischen Datenanalyse wurde der

Datensatz der VGB-KISSY Datenbank genutzt.

Die Daten stammen aus 129 Steinund

Braunkohlekraftwerken sowie aus

33 GuD- und Kombikraftwerken von VGB-

Mitgliedern über einen Zeitraum von

10 Jahren (2005 bis 2019). Die Daten wurden

vor der Analyse anonymisiert und als

jährliche Zeitreihe unter Berücksichtigung

präziser VGB-Definitionen für geplante

und ungeplante Nichtverfügbarkeit ausgewertet.

Im ersten Schritt wurden die betriebsseitigen

Daten auf die vermuteten erhöhten

flexiblen Fahrweisen hin überprüft. Für die

Braunkohlekraftwerke zeigt sich grundsätzlich

ein geringer Anstieg der Starthäufigkeit

pro Jahr bei relativ gleichbleibender

Ausnutzung.

Die Steinkohleblöcke weisen in der Gesamtheit

im gleichen Zeitraum einen Rückgang

der Anfahrvorgänge mit reduzierten

Volllaststunden auf. Dabei war die Entwicklung

für Anlagen kleiner 600 MW entgegengesetzt

zur Entwicklung der Anlagen

oberhalb 600 MW und wurden stetig weniger

angefahren und auch weniger genutzt.

Die Anlagen über 600 MW zeigen einen signifikanten

Anstieg der Anfahrten und ab

2013 eine deutlich reduzierte Ausnutzung.

Diese Entwicklung geht nicht ausschließlich

mit den stetig wachsenden Kapazitäten

der Erneuerbaren einher, sondern mit

den wirtschaftlichen Bedingungen im

Energiemarkt.

Für die gasbefeuerten GuD-Anlagen sind

besondere Markteinflüsse feststellbar, die

vermutlich stark an dem Gaspreis gekoppelt

waren. Bis 2014 nahmen die Betriebsstunden

der Anlagen kontinuierlich ab.

Erst danach ist wieder ein Anstieg feststellbar.

Dieser ist stetig bis heute gewachsen.

Die Auswirkung des Betriebes

Für die Steinkohlekraftwerke lässt sich mit

Beibehaltung der Unterteilung in größer

und kleiner 600 MW eine gute Übereinstimmung

zwischen Zunahme der Startanzahl

und der ungeplanten Nichtverfügbarkeit

für Großanlagen ab 2013 erkennen.

Dabei sind weitere Einflussfaktoren zu berücksichtigen,

wie z.B. der Einsatz von

Kohle mit geringerer Qualität oder ein im

Betrachtungszeitraum verändertes Instandhaltungskonzept.

Für Braunkohleanlagen ist tendenziell eine

Zunahme der ungeplanten Nichtverfügbarkeiten

in den letzten Jahren feststellbar.

Diese folgt der stärkeren Tendenz der

Startzyklenzunahme; eine ausgeprägte Abhängigkeit

ist jedoch nicht ableitbar. Wird

zudem der gesamte Bewertungszeitraum

berücksichtigt, ist für die ungeplante

Nichtverfügbarkeit eher eine Rückkehr auf

das Niveau von 2005 zu beobachten.

Für die GuD-Anlagen ist eine ganz ähnliche

Wechselwirkung abzuleiten. Seit 2014 erfolgt

mit zunehmenden Betriebsstunden

der Anlagen auch wieder eine Zunahme

der ungeplanten Nichtverfügbarkeiten.

Die Datenanalyse konnte belegen, dass es

den bekannten Zusammenhang zwischen

Startanzahl und Störanfälligkeit der Anlagen

gibt.

Die statistische Datenanalyse im Detail

Bei der Auswertung der Daten wurden vor

Allem die Auswirkungen der Alterung der

Anlagen und die Wechselwirkung zwischen

Anzahl der Anfahrten und Betriebszeit

berücksichtigt. Dabei wurde eine robuste

Analyse unter Berücksichtigung von

Ausreißern über ungeplante Nichtverfügbarkeiten

aus der KISSY-Datenbank unter

Verwendung von KKS-Codes zur Beschreibung

von Subsystemen durchgeführt. Es

zeigte sich, dass mehr Anfahrten pro Jahr

im Durchschnitt zu einer erhöhten Ausfallrate

führen und damit den Effekt reduzierter

Betriebsstunden überkompensieren. In

absoluten Zahlen erwies sich der Einfluss

dickwandiger Teile als gering. Dieses Ergebnis

bestätigt, dass die Lebensdauerüberwachung

der betrachteten Komponenten

gut funktioniert, die relevanten Komponenten

ausgewählt wurden und die Anzahl

der unerwarteten Ereignisse im Zusammenhang

mit Startzahlen gering ist. Wie zu

erwarten war, zeigt sich ein Alterungseinfluss

auf Dampfturbinen und Generatorsatz

bei den Kohlekraftwerken. Bei GuD- und

Kombikraftwerken ist dies wegen der geringen

Laufzeiten nicht festzustellen. Dem gegenüber

ist für den Kessel über alle Anlagen

ein allgemeiner Alterungseffekt festzustellen.

Die Varianzanalyse zeigt weiterhin,

dass es erhebliche Unterschiede zwischen

den einzelnen Anlagen gibt, die in der Praxis

berücksichtigt werden sollten.

Ausblick

Es liegen Hinweise auf weitere zunehmende

Probleme an konventionellen Anlagen

vor. Aus diesem Grund sind gegebenenfalls

weitere Analysen sinnvoll. Dazu gehören

u.a. die Einflüsse von vermehrten Stillstandzeiten

als auch zunehmende langandauernde

Fahrten auf Mindestlastniveau.

Ersteres kann zu Stillstandskorrosion führen,

letzteres zu lokal auftretenden Beanspruchungen

im Kessel mit teils signifikanten

Schäden.

Aus der Praxis ist zu vermuten, dass ein

Einfluss der Instandhaltungsstrategie und

der verwendeten Kohlequalität vorliegt.

Ob Untersuchungen zum Einfluss der Kohlequalität

vor dem Hintergrund des beschlossenen

Kohleausstiegs in vielen europäischen

Ländern noch zu hilfreichen Erkenntnissen

führen könnten, wäre vor

weiteren Untersuchungen zu klären.

1 Peter J. Rousseeuw, Tutorial to Robust Statistics,

Journal of Chemometrics, vl. 5, 1-20

(1991).

2 Eine freie Software vergleichbar mit SPSS,

https://www.gnu.org/software/pspp/.

3 John W. Tukey, Exploratory Data Analysis,

January 1977, ISBN 9780201076165.

4 Vgl. Judea Pearl & Dana Mackenzie, The

Book of Why, Penguin 2019, ISBN 978-0-

141-98241-0.

5 Vgl. Patrick O’Connor, Practical Reliability

engineering, Wiley 5th edition, ISBN-10 :

047097981X.

l

54


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Characterization of the long-term behavior of 600/620 °C turbine materials

Characterization of the

long-term behavior of

600/620 °C turbine materials

Johanna Marie Haan, Torsten-Ulf Kern, Yang Wang, Christian Kontermann,

Florian Kauffmann and Sabine Polenz

Kurzfassung

Charakterisierung des Langzeitverhaltens

von 600/620°C-Turbinenwerkstoffen

Basierend auf den Erfahrungen des europäischen

COST-F&E-Programms werden seit 2005

großtechnische Turbinenkomponenten gefertigt

und in Kraftwerken eingesetzt. Durch In-Service-

Untersuchungen der eingesetzten fortschrittlichen

9-10Cr kriechfesten Stähle CB2, FB2 und

COST E im Rahmen von VGB-Forschungsprojekten

wurde das Wissen zu diesen Werkstoffen

kontinuierlich erweitert: Kriechversuche bei

niedrigen, betriebsrelevanten Spannungen und

Laufzeiten von mehr als 80.000 Stunden bestätigen

die Langzeitstabilität der entsprechenden

Gefügeeigenschaften (Subkornstruktur und

Ausscheidungsverhalten) sowie der zugehörigen

Kriechfestigkeit. Für alle drei Werkstoffe wurden

die auf den COST-Testschmelzen und Demonstrationskomponenten

basierenden Zeitstandfestigkeitsextrapolationen

durch die laufenden

Tests bestätigt oder übertroffen.

Darüber hinaus konnten LCF-Tests mit Haltezeit

die Eignung der Werkstoffe in Bezug auf die

veränderten Anforderungen durch flexiblen

Kraftwerksbetrieb und höhere Betriebstemperaturen

nachweisen. Es wurden auch Vergleiche

hinsichtlich des Verformungs- und Ermüdungsverhaltens

im Vergleich zu derzeit etablierten

Werkstoffen und deren Einsatztemperaturgrenzen

durchgeführt.

Zusammenfassend wird bestätigt, dass mit der

Entwicklung fortschrittlicher 9-10Cr-Stähle

drei zuverlässige Werkstoffe entstanden sind,

die ein stabiles Legierungskonzept für den

Kraftwerkseinsatz bei 600 bis 620 °C bilden. l

Authors

Dr.-Ing. Torsten-Ulf Kern

Dr.-Ing. Johanna Marie Haan

Siemens Energy AG

Mülheim, Germany

Dr.-Ing. Yang Wang

Dr.-Ing. Christian Kontermann

MPA-IfW Technische Universität Darmstadt

Darmstadt, Germany

Dr. rer. nat. Florian Kauffmann

MPA Universität Stuttgart

Stuttgart, Germany

Sabine Polenz

VGB PowerTech e.V.

Essen, Germany

Based on the experience gained during the

European COST R&D program, large-scale

turbine components have been manufactured

and are in use in power plants since

2005. Through in-service investigations of

the applied advanced 9-10Cr creep resistant

steels CB2, FB2 and COST E as part of VGB

research projects, the knowledge about these

materials has been continuously increased:

Creep tests at low, operationally relevant

stresses, and running times of more than

80,000 hours confirm the long-term stability

of the corresponding microstructural features

(sub-grain structure and precipitation

behavior) as well as the associated creep

strength. For all three materials, the creep

strength extrapolations based on the COST

test melts and demonstration parts were confirmed

or exceeded by the ongoing tests.

In addition, LCF tests with holding time were

able to provide evidence of the functionality

of the materials in relation to the changed

requirements by flexible power plant operation

and higher operating temperatures.

Comparisons were also made regarding the

deformation and fatigue behavior compared

to currently established materials and their

application temperature limits.

In summary, it is confirmed that the development

of advanced 9-10Cr steels has produced

three reliable materials that form a stable alloy

concept for 600 to 620 °C power plant application.

1. Introduction

New martensitic steel alloys for use at

600 °C (e.g. COST E) have been developed

as part of the European joint project

COST501, and since been successfully operated

in power plants. In the follow-up

projects COST522 [1] and COST536 [2],

these materials have been further improved

and optimized with regard to the

alloying elements C-Cr-Mo-Ni-V-N as well

as adding approx. 1% Co and 100 ppm boron

enabling an usage of these materials up

to 620 °C. The abbreviated designations of

these COST steels are FB2 (forging material)

and CB2 (cast material) with -B2 as

the nomenclature of the experimental

melt. Based on the experience gained in

the COST investigations, large-scale turbine

components have been manufactured

and used in power plants [3, 4, 5, 6].

One major aspect of the VGB 389 research

project, which is briefly summarized within

this article, was the determination of

long-term creep behavior of different boron-containing

components of power

plants to confirm the established scatter

bands. Microstructural investigations have

been carried out on these creep specimens

to enable statements on creep life and derive

concepts for lifetime assessment of real

components in power plant operation. In

addition to continuous loading (creep behavior),

changes in the electricity market

lead to increased importance of cyclic loading

conditions. To describe these effects, it

is important to determine the cyclic behavior

of the materials by means of strain controlled

fatigue testing (LCF tests with and

without holding time).

2. Materials and methods

2.1 Materials

The chemical composition of the X12Cr-

MoWVNbN10-1-1 (COST E) and FB2 rotor

modules investigated within VGB389

corresponds to that of the pilot rotors developed

within COST, see Ta b l e 1 and

Ta b l e 2 . In the FB2 melts, the boron and

nitrogen content, have received a slight

modification due to increased experience:

the boron content tends to be slightly higher,

and the nitrogen content partly lower

compared to the pilot rotor. The three

COST E rotors were produced using electro-slag

remelting (ESR), since the tungsten

makes the material more prone to segregation

and generally improves homogeneity

and ingot utilization. The same

procedure has also proven successful for

the pilot rotor made in COST501. The

batches of FB2 rotors, except for the VRA

15 rotor, were also produced using ESR.

The VRA 15 rotor was melted in an electric

arc furnace followed by vacuum treatment

using the VOD process. The weight of the

melts and forging blocks covered a wide

range (up to 175 t ingot), and the maximum

forging diameter of the rotors ranges

from 1,020 to 1,200 mm. After the forging

55


Characterization of the long-term behavior of 600/620 °C turbine materials VGB PowerTech 1/2 l 2021

Tab. 1. Chemical composition of the investigated rotors made out of X12CrMoWVNbN10-1-1

(COST E) – in comparison with the COST501 pilot rotor from Saarschmiede

(mass fractions in %).

Symbol C Si Mn Cr Mo W Ni V Nb N Al

Pilot Rotor

COST E

(COST 501)

VRS 11

VRS 12

VRS 13

.12 .10 .45 10.39 1.06 .81 .74 .18 .045 .052 .008

.12

.12

.12

.07

.05

.06

.42

.43

.42

10.50

10.50

10.50

process, the components were heat treated

to install a martensitic microstructure.

The chemical composition of the valve casings

is shown in Ta b l e 3 . The data for the

CB2P pilot valve from the COST522 research

project are also listed as comparison.

A total of four turbine valves made of

the cast steel CB2 were investigated. In

terms of chemical composition, the cast

steel CB2 is similar to the forged variant

FB2. The main alloying elements of the

castings largely match those of the pilot

valve CB2P from COST522 and correspond

to the further developed specifications.

The casings were melted in an electric arc

furnace followed by vacuum treatment using

the VOD process. After casting, the

components were heat treated (quenching,

tempering and multiple annealing) to martensitic

microstructure.

2.2 Experimental procedure

The creep tests were carried out at the

Chair and Institute for Materials Technology

at the Technical University of Darmstadt

(Institut für Werkstoffkunde, IfW)

according to DIN EN ISO 204 with interrupted

strain measurement in multisample

testing machines. The tests have been interrupted

after running times of 100, 250,

500, 1,000, 2,500, 5,000 h and every

5,000 h up to 40,000 h, above that every

10,000 h.

1.07

1.06

1.08

.97

.97

.98

.79

.79

.80

.16

.16

.16

.049

.051

.053

.057

.050

.049

Tab. 2. Chemical composition of the investigated rotors made out of X13CrMoCoVNbNB-9-2-1

(FB2) – in comparison with the COST536 pilot rotor FB2-RBA Böhler/Kapfenberg

(mass fractions in %).

Symbol C Si Mn Cr Mo Co Ni V Nb N B Al

Pilot Rotor

FB2RBA

(COST536)

VRA 11

VRA 13

VRA 14

VRA 15

VRA 16

VRA 19

VRA 20

.008

.008

.007

.13 .09 .33 9.08 1.43 1.26 .16 .22 .054 .022 .0075 .011

.13

.14

.14

.13

.14

.13

.13

.14

.09

.09

.08

.08

.08

.08

.31

.34

.34

.37

.32

.34

.34

9.13

9.26

9.26

9.12

9.22

9.28

9.28

1.57

1.50

1.49

1.41

1.52

1.47

1.47

1.27

1.29

1.29

1.21

1.29

1.29

1.29

.13

.15

.15

.13

.14

.14

.14

.20

.19

.15

.19

.19

.19

.19

.050

.049

.049

.059

.049

.048

.048

.016

.021

.021

.017

.021

.022

.022

.0082

.0090

.0093

.0080

.0096

.0090

.0090

Tab. 3. Chemical composition of the investigated valves made of GX13CrMoCoVNbNB9-2-1

(CB2) in comparison with the COST522 pilot valve CB2P (mass fractions in %).

Symbol C Si Mn Cr Mo Co Ni V Nb N B Al

Pilot Valve

CB2P

(COST522)

VGA 11

VGA 15

VGA 16

VGA 20

.008

.008

.008

.010

.007

.006

.006

.12 .29 .86 9.14 1.47 .95 .22 .19 .062 .020 .0121 .004

.12

.12

.12

.11

.30

.31

.31

.24

.83

.89

.90

.76

9.24

9.05

9.07

9.10

1.41

1.45

1.46

1.41

.93

.96

.95

1.01

.19

.19

.20

.20

.19

.20

.20

.19

.066

.067

.069

.062

.022

.024

.024

.022

.0087

.0095

.0100

.0084

.009

.008

.019

.006

For the quantitative determination of precipitates

in the transmission electron microscope

(TEM) at the Materials Testing

Institute of the University of Stuttgart, the

extraction replica technique was used according

to the state of the art [7]. In this

process, the polished ground surface is

etched with 65 °C hot V2A-etching solution

for 60 s. After cleaning the ground surface

with distilled water and ethanol, the thinnest

possible support layer is applied to the

ground surface. For this purpose, the samples

were vaporized with carbon. Thereupon,

2*2 mm² samples are scribed in the

applied carbon layer with a scalpel. Finally,

the specimen is etched again until the carbon

film peels off, and the finished extraction

print is then applied to a microscope

slide. The precipitates are identified by energy

dispersive X-ray spectroscopy (EDS)

mappings and point measurements. To

validate the results, the crystal structure

was examined on individual precipitates

using selected area diffraction. Longitudinal

sections from the strained samples

were used for the investigation. The determination

of free dislocation density and

subgrain size was based on the examination

of metal foils.

An analytical 200 keV transmission electron

microscope (JEM-2010F from Jeol)

was used to evaluate microstructural

changes down to the nanometer scale. For

analytical studies, the TEM is equipped

with an EDS system Apollo from EDAX.

With the EDS system all elements with

atomic numbers >11 (sodium) can be detected.

The detection limit is about

0.1 wt.%, the achievable spatial resolution

is about 2 nm. The results obtained are always

normalized to 100 %, without considering

the light elements that cannot be detected

with the method. The accuracy of

EDS analyses is about 10 % of the measured

value; within this range, therefore,

deviations from the melt or piece analyses

can occur. However, the agreement of EDS

readings with each other is much better,

this is likely to be around 0.2 % absolute.

To determine the subgrain size and dislocation

density, metal foils of the individual

samples were examined.

The low cycle fatigue tests carried out at

the IfW have been conducted isothermally

under strain-controlled conditions and

based on ISO 12106, which serve to provide

a basic characterization of the deformation

and crack initiation behavior of the

respective material and material state under

cyclic loading. For detecting and comparing

the cycle number until cracks have

been initiated a load drop value criterion of

5 % has been used (N i5 ). With regard to the

cycle form both a “triangle” (w/o holding

time) or a “trapezoidal” (with symmetrical

holding times in tension and compression)

have been chosen. The tests were performed

with a servo-hydraulic testing machine

with a maximum force range of +/-

50 kN in each case. The strain control is

realized by using a side extensometer with

a temperature-controlled measuring

bridge and a measuring length of 20 mm.

The strain rate was set to a value of dε/

dt = 6%/min for all tests with a load ratio

of Rε = -1. For the tests with holding time,

10 min in tension and compression

(10 min/10 min) was selected. The temperature

was measured by means of calibrated

type S thermocouples.

3. Results and discussion

3.1 Creep tests

For the forged material COST E, creep rupture

times of 68,181 h were achieved at

625 °C, F i g u r e 1 . For a better evaluation

of the components / batches, the trend

from COST501 is shown. By agreement in

the project consortium, no further microstructure

investigations were carried out

on the COST E steel, as the focus of the current

project VGB 389 is the characterization

of the newer materials FB2 and CB2.

For the rotor material X13CrMoCoVNbNB9-2-1

(FB2), creep rupture times of

up to 87,300 h were achieve at 625 °C,

F i g u r e 2 . For a better evaluation of the

components/batches, the trend of the reference

melt B2 from COST501 is given,

also a boron-containing material but with-

56


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Characterization of the long-term behavior of 600/620 °C turbine materials

Creep rupture strength

COST501

pilot rotor E

YS >700MPa

10 2 10 3 10 4 10 5

Time in hours

625 o C

VRS11 Tangential

VRS11 Axial

VRS12 Tangential

VRS12 Axial

VRS13 Tangential

VRS13 Axial

COST501 Rotor E

discontinued

Fig. 1. Creep rupture strength of turbine rotors at 625 °C made of X12CrMoWVNbN10-1-1

(COST E) with 0.2YS (RT) > 700 MPa.

Creep rupture strength

COST501

Rotor B2

10 2 10 3 10 4 10 5

Time in hours

625 o C

Fig. 2. Creep rupture strength of turbine rotors made of X13CrMoCoVNbNB9-2-1 (FB2) at

625 °C.

Creep rupture strength

COST pilot melt CB-2

Time in hours

VRA13

VRA14

VRA16

VRA 11 axial

VRA 11

VRA 15 axial

VRA 15

VRA 19

625 o C

VGA11

10 2 10 3 10 4 10 5

VGA15

VGA20

Cost CB-2

VGA16

void in fracture

area

Fig. 3. Creep rupture strength of valve casings made of (G)X13CrMoCoVNbNB9-2-1 (CB-2) at

625 °C.

out Co. At 625 °C and 100,000 h, the advantage

of FB2 over COST E is expected to

be higher than 30 %.

For the casting material GX13CrMoCoVNbNB9-2-1

(CB2), creep rupture times of up

to 84,600 h have been installed; F i g u r e 3

shows the corresponding creep rupture

strength at 625 °C. For the evaluation of

the components/batches, the trend of the

reference melt CB2 from COST501 is also

shown. All specimens are in good agreement

with the test melt CB2 from COST501.

3.2 Microstructural investigations

The long-term exposure of martensitic

chromium steels in power plant operation

is accompanied by various changes in the

microstructure. Due to the influence of

temperature and stress state, creep pores

form in the microstructure, which coagulate

at the end of service life to form pore

chains and finally material separations [8].

The free dislocation density, especially in

the martensitic 9-12 %Cr forged steels, is

very high after the manufacturing process

and decreases significantly at the beginning

of the creep stress, see F i g u r e 4 a .

After the initial decrease, there is no significant

change in the dislocation density

with increasing test duration within the

measurement accuracy, and the value remains

stable. There is a dynamic equilibrium

between the formation of new dislocations

and the degradation of dislocations in

grain boundaries. Furthermore, changes in

the subgrain structure can be seen on higher

resolution length scales, the temporal

development is shown in F i g u r e 4 b .

Here, an increase in size with test duration

(increasing accumulated strain) tends to

be observed. At the same time, the shape

also changes from initially elongated plates

to a more equiaxed orientation. The microstructural

changes are thus more pronounced

than the pure measured subgrain

size show here. In the case of the two samples

that are clearly below the trend (approx.

30 kh for CB2 and 40 kh for FB2), it is

noticeable that both were tested at 600 °C.

The fact that in both cases the subgrain size

is below the initial condition is probably

primarily due to material variations.

In addition to the changes in the microstructure

of the iron matrix, changes in the

precipitates also occur with the creep stress

and thermal exposure. The driving force

here is the minimization of the free enthalpy

of the microstructure. Examination of

the initial states of FB2 shows a very high

percentage of M 23 C 6 in all samples. Sample

VRA19, like the COST test rotor, shows

only some Nb-rich MX particles in addition

to the M 23 C 6 precipitates in the initial state.

Overall, low initial carbide sizes are present

with very slow particle growth. During

the experimental period of 32,275 h at

625 °C, fine V-rich MX particles precipitate

in the experimental rotor, stabilizing

the microstructure. VRA19 further-

57


Characterization of the long-term behavior of 600/620 °C turbine materials VGB PowerTech 1/2 l 2021

a)

b)

Dislocation density

Subgrain size

CB2

CB2

Time in hours

interrupted 625 o C

fracture 625 o C

initial state

fracture 600 o C

interrupted 600 o C

Time in hours

interrupted 625 o C

fracture 625 o C

initial state

fracture 600 o C

interrupted 600 o C

more shows Z-phase, MX and Laves-phase

in small proportions after the creep exposure

of 38,072 h, see F i g u r e 5 a . The

VRA14 specimen already shows a small

amount of MX precipitates in the initial

state. After creep loading at 43,611 h, very

comparable precipitate sizes to VRA19 are

shown, with a slightly lower MX fraction,

and a slightly higher fraction of Z-phase,

see F i g u r e 5 b . The influence of the

Z-phase in the samples analyzed so far is

considered to be small, since in most of the

studies of FB2 about 95 % of the strengthrelevant

precipitates are M 23 C 6 . The M 23 C 6

are very stable due to the alloying of boron

which accumulates in the carbides [9]. In

the initial state, no or very few MX particles

are present, which are affected by the Z

phase. In addition to the Z-phase, V-rich

MX always occur in the creep tested specimens.

Only slight particle growth occurred in all

CB2 samples, and the precipitates found

behave in a thermodynamically very stable

manner. The initial size of the carbides is

lower in the VGA16 variant than in the pilot

valve from COST. A high annealing temperature

in relation to FB2 leads to significant

MX content already in the initial state.

The vanadium-rich MX particles found increase

slightly in size but remain stable in

their population. Only Laves phase is

formed during the creep tests, Z-phase was

not observed, see F i g u r e 6 .

Dislocation density

Subgrain size

FB2

FB2

Time in hours

interrupted 625 o C

fracture 625 o C

initial state

fracture 600 o C

Time in hours

interrupted 625 o C

fracture 625 o C

initial state

fracture 600 o C

0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000

0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000

Fig. 4. a) Dislocation densities in CB2 and FB2 as a function of test duration at 600 °C and

625 °C, b) Subgrain sizes in CB2 and FB2 as a function of exposure time at 600 °C

and 625 °C.

illustrations refer to a condition without

thermal pre-aging. The shown comparisons

to other materials than investigated

within VGB 389 are based on different

melts and different target cycle numbers

published earlier [10],[11]. Thus, the evaluations

are not harmonized among each

other. Based on this, curve constellations

can occur which cannot necessarily be justified

by a material effect. Therefore, the

following observations and classifications

as well as the underlying figures are to be

understood as qualitative comparisons.

F i g u r e 7 a shows the comparison of the

achieved fatigue life without holding time

for the three materials investigated at

625 °C. In the range up to 10 4 load cycles,

the COST E material consistently shows the

highest achieved cycles until crack initiation

N i5 . In this context, FB2 ranks between

CB2 and COST E. At higher strain ranges,

the forged material FB2 shows comparable

service lives to the cast variant CB2. For

classification purposes, F i g u r e 7 b compares

FB2 at its potential service temperature

of 625 °C with the material COST E

(melt uA1) at a service temperature of

600 °C and the 1Cr variant 30CrMoNiV4-5

(melt BAP) at 550 °C. Due to lacking 10 min

holdtime data at these temperatures for

the materials COST E and 1Cr, a holding

time of 3 min in tension and compression

were used for the comparison. Comparing

the curves with and without holding time

Fig. 5. STEM images and EDS distribution maps on extraction replicas of FB2 samples tested at

625 °C: a) VRA19 sample removed after 38,072 h; b) VRA14 sample broken after

43,611 h [red precipitates are chromium-rich (here: the M 23 C 6 ), green vanadium-rich (MX),

and blue iron-rich (Laves phase)].

3.3 LCF behavior

Within this chapter, exemplary comparisons

of LCF tests on different materials are

summarized and discussed. All following

Fig. 6. STEM images and EDS distribution maps on extraction replicas of VGA16 samples tested

at 625 °C (CB2): a) degraded after 16,427 h; b) sample failure after 50,212 h

[red precipitates are chromium-rich (here: M 23 C 6 ), green vanadium-rich (MX), and blue

iron-rich (Laves phase)].

58


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Characterization of the long-term behavior of 600/620 °C turbine materials

a) CB2, 625 o C w/o holdtime

b)

FB2, 625 o C w/o holdtime

X12 (COST E), 625 o C w/o holdtime

∆ε

for FB2, it is noticeable that the drop in the

tolerable life induced by the holding time

appears to be marginal at 625 °C. For the

COST E at 600 °C, the holdtime-debit is

much more pronounced in comparison. It

is also interesting that the FB2 at 625 °C

without holding time shows comparable

service lives in the low cycle number range

to the COST E at 600 °C with holding time.

As expected, both materials perform significantly

better than the 1Cr at 550 °C at

the temperatures considered. Regarding

the reduction in service life due to the

holding time, the 1Cr variant shows lower

service lives by a factor of approx. 4 at a 3

min holding time compared with the case

without holding time. For the COST E, this

factor is about 2 at 600 °C and 3 min holding

time. In contrast, the FB2 shows almost

no significant decrease in service life even

at 10 min holding time, which underlines

the potentially better resistance to creep

fatigue interaction even at a temperature

level of 625 °C.

In the stress-strain diagram at midlife

(N i5 ), F i g u r e 8 , further different tendencies

can be observed. Regarding the

hardening behavior at 625 °C, the COST E

and CB2 variants show characteristically

similar curves, although the COST E has a

higher cyclic yield strength (F i g u r e 8 a ).

The hardening behavior of FB2 seems different

which results in slightly higher

stresses at identical strain ranges. Comparing

the materials at the respective usual

∆ε

1Cr(BAP), 550 o C w/o holdtime

1Cr(BAP), 550 o C 3 min/3 min

10 2 10 3 10 4 10 2 10 3 10 4

N i5

N i5

service temperature (F i g u r e 8 b ), FB2 is

below all other comparative materials in

terms of cyclic strength and shows a pronounced

drop in strength due to the 10 min

holding time compared with the 3 min

holding time of the other two materials at

their service temperature levels. As expected,

this drop is less pronounced for COST E,

since both the temperature level, 600 °C

instead of 625 °C, and the holding time itself,

3 min instead of 10 min, are lower.

Similar results are obtained for the 1Cr

steel at 550 °C. It should further be noted

that the cyclic deformation behavior of the

1Cr at 550 °C is comparable to the behavior

of the COST E at 600 °C. FB2 shows a significantly

earlier onset of softening due to

the more severe test conditions.

4. Summary

FB2, 625 o C w/o holdtime

FB2, 625 o C 10 min/10 min

X12, 600 o C w/o holdtime

X12, 600 o C 3 min/3 min

Fig. 7. a) Comparison of fatigue life of materials CB2, FB2, X12, without holdtime, 625 °C;

b) Comparison of fatigue life at usual application temperature, materials FB2,

COST E (melt uA1) and 1Cr steel (melt BAP).

a) b)

∆σ / 2

CB2, 625 o C w/o holdtime

FB2, 625 o C w/o holdtime

X12 (COST E), 625 o C w/o holdtime

FB2, 625 o C w/o holdtime

FB2, 625 o C 10 min/10 min

X12, 600 o C w/o holdtime

X12, 600 o C 3 min/3 min

1Cr(BAP), 550 o C w/o holdtime

1Cr(BAP), 550 o C 3 min/3 min

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

∆ε / 2 in %

∆ε / 2 in %

Fig. 8. Comparison of the cyclically stabilized deformation behavior evaluated at midlife (N i5 /2)

of the materials a) CB2, FB2, COST E, without holdtime, 625 °C; b) midlife FB2,

COST E (melt uA1) and 1Cr steel (melt BAP) at usual application temperature.

∆σ / 2

Both creep tests and microstructure investigations

confirm the very high stability of

the investigated boron-containing materials

CB2 and FB2. Even at temperatures

above 600 °C, only minor changes in the

subgrain and precipitate structure occur in

the long term. The creep rupture strength

confirms or exceeds the previously established

expectations based on extrapolation

procedures, with currently available test

times of more than 80,000 h. These results

form the basis for individual, operationally

relevant lifetime assessments to be carried

out by the participating power plant operators

EnBW, LEAG and UNIPER. LCF tests

also provided evidence of the functionality

of the materials in terms of higher load

flexibility. The test results obtained, enable

the application of concepts which integrate

the current, partially changed operating

mode of the 600 °C power plants into the

service life assessment of power plant components

forced by the required energy

turnaround.

The investigations that have been conducted

within the VGB389 project and its predecessors

show how successful European

steel development is performed in comparison

with other global efforts in this area:

FB2 and CB2 form a very reliable alloying

concept for cast and forged components of

high-temperature power plants for temperatures

of up to 625 °C. The results of the

tests can also serve as a basis for the development

of further advanced alloying concepts.

The closely coordinated program of mechanical

tests with accompanying, elaborated

microstructure investigations at test

times relevant to operation, offers a considerable

gain in knowledge with regard to

the understanding of the advanced 9-10Cr

steels. It is an important element for future

applications of the materials in the field of

gas and steam power plants as well as for

further steel developments and future

fields (e.g. thermal storage). With a high

degree of flexibility in the type and production

of components made from these materials,

they form the basis for alternatives

to cost-intensive Ni-based alloys and austenites.

The present findings open up perspectives

for the use of materials in technologies

for decarbonizing of the energy

sector.

5. Outlook

In order to be able to microscopically determine

the long-term damage development

also for times > 100,000 h, it is necessary

to carry out a test program consisting of

continued creep tests and microstructure

investigations. A sharpening of the evaluation

concepts is possible by e.g. operationally

similar strain cycle tests to investigate

the influence of the cyclic sequence of stationary

and transient stresses.

Literature

[1] COST522: Materials for highly loaded components

of steam turbines with live steam

temperatures of 650°C, 1998 – 2003.

[2] COST536: Alloy Development for Critical

Components of environmentally friendly

Steam Power Plants, 2004 – 2009.

[3] K.H. Mayer, H. Cerjak, T.-U. Kern, M.

Staubli, D. Thornton: Present Status of Ferritic

Steel Development for USC Plants in

Europe, International Workshop on the Innovative

Structural Materials for Infrastructure

in 21st Century, Tsukuba, Japan,

12.-13. January 2000.

[4] T.-U. Kern, M. Staubli, K.H. Mayer, B.

Donth, G. Zeiler and A. DiGianfrancesco:

59


Characterization of the long-term behavior of 600/620 °C turbine materials VGB PowerTech 1/2 l 2021

The European Effort in Development of New

High Temperature Rotor Materials –

COST536, 8th COST Conference on Materials

for Advanced Power Engineering

2006, September 2006, Liége, Belgium,

Proceedings, pages 843-854.

[5] M. Staubli, R. Hanus, T. Weber, K.H. Mayer

and T.-U. Kern: The European Efforts in Development

of New High Temperature Casing

Materials – COST536, 8th COST Conference

on Materials for Advanced Power

Engineering 2006, September 2006,

Liége, Belgium, Proceedings, pages 855-

870.

[6] T.-U. Kern, K.H. Mayer, B. Donth, G. Zeiler

and A. DiGianfrancesco: The European Efforts

in Development of New High Temperature

Rotor Materials, COST536, 9th

COST International Liége Conference on

Materials for Advanced Power Engineering

2010, 27.- 29. September 2010, Liége,

Belgium.

[7] F. Kauffmann, K.H. Mayer, S. Straub, K.

Maile: Metallkundliche Beschreibung von

neuen 9-11%Cr-Stählen (COST536),

29. FVW/FVHT Vortragsveranstaltung am

24.11. 2006 in Düsseldorf.

[8] F. Kauffmann, K.H. Mayer, S. Straub, G.

Zies, C. Scheu, H. Ruoff, K. Maile: Characterization

of the Precipitates in modern Boron

containing 9-12%Cr Steels by EFTEM

and their Correlation to the Creep Strength,

Fortschritte in der Metallographie 38

(2006) 273-280.

[9] F. Abe: New Development on Boron Metallurgy

of Creep-resistant 9Cr-Steels for USC

Power Plants, Steel Conference 2008 in

Buenos Aires, May 2008.

[10] R. Kong, S. Linn, A. Scholz, M. Oechsner:

AVIF A269, Zur Schädigungsentwicklung

mehrachsig und anisotherm hochbeanspruchter

dickwandiger Gehäuse moderner

thermischer Maschinen und Anlagen,

Abschlussbericht, 2015.

[11] C. Berger, A. Scholz, R. Znajda: AVIF A165

Betriebsähnliches Langzeit-Dehnwechselverhalten

wichtiger Stahlsorten, Abschlussbericht,

2005.

l

VGB-Book

Failures and Forced Unavailability of Power Plants

Henk C. Wels

VGB-B 035 | 2019

DIN B5, 276 pages, price: 48.– €, + VAT and postage

Failures and

Forced Unavailability

of Power Plants

Henk C. Wels

Power plants are not functioning to the fullest 100 % of the time. Maintenance

and inspection of some components require them to be off-line in time, however,

this can be planned such that customers continue receiving power from the electrical

grid, steam or district heating from other plants. Unplanned outages due to

failures or external conditions may cause surprises and can lead to situations in

which the demand is not satisfied at short term at large costs.

When plants are similar in size or when feasible given the number of plants,

the N-1 principle can be followed. The electrical grid operator has contracted

a plant in hot standby or makes the plants in operation to set their power by an

amount of spare sufficient to remedy loss of a plant and that can be controlled

up or down to keep the frequency constant and the total demand being met.

When a large number of plants are meeting the demand, a reserve factor >1 can be applied depending on economical

boundary conditions and/or grid connections with abroad.

When demand is not met, the grid operator has to lower this demand by curtailing load to make sure that generators

protection systems do not switch off so many generators that due to a domino effect a blackout occurs with

large parts of the grid without power. Therefore, forced unavailability results in additional installed power that takes

time to realize and it is costly. Unavailability, planned or forced, results for the owner of the plant in fixed costs

(capital, maintenance, personnel) that are not compensated by income from MWhrs produced if no margin would

be added to income.

Given this relevance, unavailability must be minimized, however, not at all costs. For reserve units that operate only

a few hours per year it does not pay to repair around the clock resulting in minimum forced unavailability.

The overall costs must be minimized at maximum production income within market and regulatory constraints.

In this book unavailability is modeled both qualitatively and quantitatively. Without modeling, (describing how

power plants seem to react on the factors that define unavailability) one cannot optimize. With modeling comes the

ability to forecast unavailability as a factor of influence factors such as operation hours, starts, plant layout. Models

for human decision making are not discussed, only the effects of this decision making are studied.

The book is derived from earlier papers presented at ESREDA, PGMON, VGB Working Groups and other committees

while working with KEMA and its legacy companies and departments NRG, DNV-GL and DEKRA. The consent of

representatives of these organizations and firms for copying and further publishing has been granted. The names of

power plants still operating have been omitted or made anonymous. A description of the work of ESREDA is given.

VGB PowerTech Service GmbH Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany

Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften | Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302

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VGB-B 035

60


VGB PowerTech 1/2 l 2021

Angriffserkennungssysteme im OT-Umfeld bei Betreibern kritischer Infrastrukturen

Angriffserkennungssysteme im

OT-Umfeld bei Betreibern kritischer

Infrastrukturen

Stefan Loubichi

Abstract

Attack detection systems in the OT

environment for operators of critical

infrastructures

The new IT Security Act 2.0 obliges the operators

of German critical infrastructures to implement

systems for attack detection. If they fail to

do so or if they think it is not necessary they face

severe penalties of up to EUR 10,000,000. The

question naturally arises as to whether this was

really necessary. According to a research report

by the Criminological Institute in Lower Saxony,

only 20 percent of industrial companies use

Intrusion Detection Systems. Normally this

should be a good reason why it is necessary to

implement such systems.

In this essay we describe the different ways to

implement systems for attack detection:

––

anomaly detection

––

Intrusion detection system (IDS)

––

Security Information and Event-Management

(SIEM)

In the area of anomaly detection and intrusion

detection in particular, the German Bundesamt

für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI)

gives a lot of assistance on what to consider. Of

course we look at these in detail, for example:

––

BSI-CS 134, Version 1.0, 25.02.2019

––

BSI Guide to implement Intrusion – Detection

– Systems

The selection of the suitable system depends on

the budget available, the infrastructural requirements

and whether the company has dealt

with OT security beforehand. It is important

that the manufacturers of these components of

critical infrastructure must issue a guarantee

for their components. For German manufacturers

this shouldn‘t be critical, for manufacturers

outside the EU the BSI will certainly be critical.

Autor

Prof. h.c. PhDr. Dipl.-Kfm./Dipl.-Vw.

Stefan Loubichi

international experienced lead auditor and

consultant for information management systems

(ISO 27001, § 8 BSI-Law and IT-security

catalogue § 11 I a/b EnWG) and IT-OT

senior security expert, more than ten years of

international experience in implementing IT-/

OT- security, key note speaker and author

Essen, Deutschland

Finally, the author gives a practical example of

how anomaly detection systems can be implemented

by operators of critical infrastructures.

In conclusion, it should be noted that anomaly

detection systems will certainly be the tool for

SMEs, while IDS and SIEM will be reserved for

larger companies. An anomaly detection system

can be implemented within e period of 3