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

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.
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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
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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
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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
C
M
Y
CM
MY
CY
CMY
K
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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Members´News
Guben
Lübben
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LEAG passt Revierplanung an
gesetzlichen Ausstiegspfad an
Elsterwerda
• Öffentlich-rechtlicher Vertrag 169 zur
KVBG-Umsetzung vom Bundestag
101
bestätigt
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(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
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VGB PowerTech 1/2 l 2021
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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
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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:
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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
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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