26.02.2021 Aufrufe

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

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

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

MEHR ANZEIGEN
WENIGER ANZEIGEN

Sie wollen auch ein ePaper? Erhöhen Sie die Reichweite Ihrer Titel.

YUMPU macht aus Druck-PDFs automatisch weboptimierte ePaper, die Google liebt.

<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Generation</strong> <strong>and</strong> <strong>Storage</strong> <strong>of</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong><br />

1/2 <strong>2021</strong><br />

Focus<br />

• Digitisation<br />

• Cyber security<br />

Flexibilisation –<br />

Analysis <strong>of</strong> the effects<br />

by evaluation <strong>of</strong> the<br />

<strong>VGB</strong> database KISSY<br />

Intrusion detection<br />

systems in the OT<br />

environment <strong>for</strong><br />

operators <strong>of</strong> critical<br />

infrastructures<br />

Characterisation<br />

<strong>of</strong> the long-term<br />

behaviour <strong>of</strong><br />

600/620 °C<br />

turbine materials<br />

Publication <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. l www.vgb.org<br />

ISSN 1435–3199 · K 43600 l <strong>International</strong> Edition


KWS TRAINING AND CONVENTION CENTER<br />

<strong>VGB</strong> MATERIALS LABORATORY<br />

H<br />

H<br />

KWS<br />

APARTMENT BUILDING<br />

CAMPUS-<br />

RESTAURANT<br />

KSG|GfS<br />

<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong><br />

<strong>VGB</strong> SERVICE<br />

<strong>VGB</strong> FORSCHUNGSSTIFTUNG<br />

Energy-Campus Deilbachtal –<br />

The Center <strong>of</strong> Excellence<br />

<strong>of</strong> the German <strong>and</strong> <strong>International</strong> Power Industry<br />

KWS PowerTech Training Center is generously equipped to <strong>of</strong>fer ample space <strong>for</strong> all kinds <strong>of</strong> events. It functions as an instruction<br />

<strong>and</strong> training site <strong>and</strong> a convention center <strong>for</strong> the Energy-Campus Deilbachtal. Our house facilitates the conveyance <strong>of</strong> knowledge<br />

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

1957 <strong>and</strong> are at your service with a wide range <strong>of</strong> future-oriented <strong>of</strong>ferings.<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e.V. is a pr<strong>of</strong>essional association <strong>of</strong> the operators <strong>of</strong> power <strong>and</strong> heat generation installations. As an independent<br />

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

implementation <strong>of</strong> innovations <strong>and</strong> strategic tasks. It focuses on the exchange <strong>of</strong> pr<strong>of</strong>essional experience as well as user-oriented<br />

services <strong>for</strong> the purpose <strong>of</strong> optimizing economy, technical <strong>and</strong> occupational safety, health protection <strong>and</strong> environmental friendliness<br />

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

Campus Deilbachtal’s network.<br />

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

personnel from all German nuclear power plants <strong>and</strong> one from the Netherl<strong>and</strong>s. As part <strong>of</strong> the Energy Campus Deilbachtal,<br />

KSG|GfS meets the challenges <strong>of</strong> the energy market, <strong>of</strong>fering its clients srvices in the areas <strong>of</strong> training, engineering <strong>and</strong> consulting<br />

<strong>for</strong> the purpose <strong>of</strong> enhancing safety <strong>and</strong> efficient processes. The simulator center has been evolving into an interbranch<br />

provider <strong>of</strong> pr<strong>of</strong>essional conduct training. In addition, the simulator center develops training <strong>and</strong> engineering simulators <strong>for</strong><br />

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

<strong>of</strong> digitization in the power industry <strong>and</strong> any other branch <strong>of</strong> the economy.


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Editorial<br />

Transmission system operators prevent blackout –<br />

Decisive contribution by dispatchable power plants<br />

Dear Ladies <strong>and</strong> Gentlemen,<br />

At the beginning <strong>of</strong> this year,<br />

Europe was briefly on the<br />

verge <strong>of</strong> a collapse <strong>of</strong> its electricity<br />

grids. On 8 January at<br />

14:05 o´clock, the European<br />

interconnected grid along<br />

the countries <strong>of</strong> Croatia, Serbia,<br />

Bosnia <strong>and</strong> Herzegovina<br />

<strong>and</strong> Romania was separated<br />

into two parts. According to<br />

the current state <strong>of</strong> knowledge,<br />

this was triggered by a<br />

technical fault in the Ernestinovo<br />

substation in Croatia,<br />

which led to the shutdown <strong>of</strong> further substations within 30<br />

seconds as part <strong>of</strong> a chain reaction <strong>of</strong> protective shutdowns<br />

<strong>and</strong> thus to the separation <strong>of</strong> the South-Eastern Europe grid<br />

region from the North-Western part <strong>of</strong> the European interconnected<br />

grid.<br />

As a result <strong>of</strong> the separation, there was a power deficit <strong>of</strong><br />

approx. 6,300 MW in the north-west region, combined<br />

with a frequency drop to 49.74 Hertz, <strong>and</strong> a power surplus<br />

<strong>of</strong> approx. 6,300 MW in the south-east region, combined<br />

with a frequency increase to 50.6 Hertz. After only 15 seconds,<br />

the frequency deviations initially stabilised at 49.84<br />

<strong>and</strong> 50.3 Hertz.<br />

In the course <strong>of</strong> the countermeasures, in addition to calling<br />

up the available balancing power in Italy <strong>and</strong> France,<br />

consumers in industry that could be disconnected were<br />

taken <strong>of</strong>f the grid in the amount <strong>of</strong> 1,700 MW. In addition,<br />

420 MW <strong>of</strong> power was fed in from the Sc<strong>and</strong>inavian synchronous<br />

area <strong>and</strong> another 60 MW from the British grid. In<br />

the southeastern grid area, a reduction <strong>of</strong> generation capacity<br />

as far as Turkey ensured a return to the setpoint.<br />

Shortly after 3 p.m. Central European Time, the two grid<br />

areas were synchronised again.<br />

In Germany, the measure had no negative effects. Here,<br />

at the time the disruption occurred, electricity consumption<br />

<strong>of</strong> around 62,000 megawatt hours (MWh) was almost<br />

2,000 MWh higher than domestic generation, so that electricity<br />

imports from neighbouring countries were necessary.<br />

Due to the dark doldrums that prevailed on that day, more<br />

than 80 % <strong>of</strong> this electricity dem<strong>and</strong> <strong>of</strong> around 70,000 MW<br />

was covered by conventional power plants.<br />

A major blackout was prevented not least by the European<br />

Awareness System (EAS) introduced after the last grid<br />

disturbance in 2006. On this plat<strong>for</strong>m, the grid operators<br />

can exchange operating data in real time. Overall, even if<br />

the analysis <strong>of</strong> the causes has not yet been completed, the<br />

disturbance nevertheless points to increasing risks <strong>for</strong> the<br />

security <strong>of</strong> the European electricity supply, if, in the course<br />

<strong>of</strong> the energy transition, more <strong>and</strong> more controllable power<br />

plant capacity is taken <strong>of</strong>f the grid.<br />

A further frequency collapse into more critical areas could<br />

essentially be prevented by the available instantaneous<br />

reserve, i.e. the moment <strong>of</strong> inertia <strong>of</strong> the rotating masses<br />

<strong>of</strong> the turbines <strong>and</strong> generators in the power plants still in<br />

operation.<br />

Furthermore, more than 4,000 MW <strong>of</strong> the additional capacity<br />

needed in the North-West region was provided by<br />

increasing the output in power plants that were ready <strong>for</strong><br />

use <strong>for</strong> primary <strong>and</strong> secondary control power <strong>and</strong> minute<br />

reserve.<br />

So far, alternatives <strong>for</strong> these system services are only available<br />

to a very limited extent.<br />

In Germany, the controllable generation capacity will be reduced<br />

from about 98,000 MW in 2020 to only 80,000 MW<br />

in 2023 due to the nuclear phase-out, which is on the home<br />

straight, <strong>and</strong> the phase-out <strong>of</strong> coal-fired power generation,<br />

which has already begun. The highest grid load in 2020 was<br />

around 83,000 MW <strong>and</strong>, as expected, will not be reduced in<br />

the coming years due to rising electricity dem<strong>and</strong>. The hope<br />

<strong>of</strong> politicians that they will always be able to compensate<br />

<strong>for</strong> this power shortfall by importing electricity is subject to<br />

the proviso that there will also be a decline in secured generation<br />

capacity in our neighbouring European countries as<br />

part <strong>of</strong> the energy transition. Necessary replacement investments<br />

in secured capacity, e.g. on the basis <strong>of</strong> natural gas,<br />

are only promoted to a limited extent, at least in Germany,<br />

due to the unfavourable regulatory framework conditions.<br />

In the interest <strong>of</strong> maintaining a high level <strong>of</strong> security, <strong>of</strong> supply<br />

it would be advisable <strong>for</strong> German policy-makers to follow<br />

the advice <strong>of</strong> experts <strong>and</strong>, figuratively speaking, at least<br />

install a brace be<strong>for</strong>e cutting the belt completely.<br />

Dr. Oliver Then<br />

Executive General Manager<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech, Essen<br />

1


Editorial <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Übertragungsnetzbetreiber verhindern Blackout –<br />

Entscheidender Beitrag durch regelbare Kraftwerke<br />

Liebe Leserinnen und Leser,<br />

Zum Jahresbeginn st<strong>and</strong><br />

Europa kurzfristig am R<strong>and</strong>e<br />

eines Zusammenbruchs<br />

seiner Stromnetze. Am 8.<br />

Januar um 14:05 Uhr wurde<br />

das europäische Verbundnetz<br />

entlang der Länder Kroatien,<br />

Serbien, Bosnien und<br />

Herzegowina und Rumänien<br />

in zwei Teile getrennt. Nach<br />

derzeitigem Kenntnisst<strong>and</strong><br />

war der Auslöser eine technische<br />

Störung in der Schaltanlage<br />

Ernestinovo in Kroatien, die innerhalb von 30 Sekunden<br />

im Rahmen einer Kettenreaktion aus Schutzabschaltungen<br />

zur Abschaltung weiterer Schaltanlagen und mithin zur<br />

Trennung der Netzregion Süd-Ost-Europa vom nord-westlichen<br />

Teil des europäischen Verbundnetzes führte.<br />

Als Folge der Auftrennung entst<strong>and</strong> ein Leistungsdefizit von<br />

ca. 6.300 MW in der Nord-West-Region, verbunden mit einem<br />

Frequenzeinbruch auf 49,74 Hertz und ein Leistungsüberhang<br />

von ca. 6.300 MW im Bereich Süd-Ost, verbunden<br />

mit einem Frequenzanstieg auf 50,6 Hertz. Bereits nach 15<br />

Sekunden stabilisierten sich die Frequenzabweichungen zunächst<br />

auf 49,84 bzw. 50,3 Hertz.<br />

Im Zuge der Gegenmaßnahmen gingen neben dem Abruf<br />

der verfügbaren Regelleistungen in Italien und Frankreich<br />

abschaltbare Verbraucher in der Industrie in Höhe von<br />

1.700 MW vom Netz. Zusätzlich wurden 420 MW Leistung<br />

aus dem sk<strong>and</strong>inavischen Synchrongebiet und weitere<br />

60 MW aus dem britischen Netz eingespeist. Im südöstlichen<br />

Netzgebiet sorgte eine Reduzierung der Erzeugungsleistung<br />

bis in die Türkei hinein für eine Rückführung auf den Sollwert.<br />

Kurz nach 15.00 Uhr mitteleuropäischer Zeit wurden die beiden<br />

Netzteile wieder synchronisiert.<br />

In Deutschl<strong>and</strong> hatte die Maßnahme keine negativen Auswirkungen.<br />

Hier lag der Stromverbrauch zum Zeitpunkt<br />

des Eintretens der Störung mit rund 62.000 Megawattstunden<br />

(MWh) knapp 2.000 MWh höher als die inländische<br />

Erzeugung, so dass Stromimporte aus den Nachbarländern<br />

notwendig waren. Auf Grund der an diesem Tag herrschenden<br />

Dunkelflaute wurde dieser Strombedarf von rund<br />

70.000 MW zu mehr als 80 % durch konventionelle Kraftwerke<br />

gedeckt<br />

Nicht zuletzt durch das nach der letzten Netzstörung in 2006<br />

eingeführte European Awareness System (EAS) konnte ein<br />

größerer Blackout verhindert werden. Auf dieser Platt<strong>for</strong>m<br />

können die Netzbetreiber Betriebsdaten in Echtzeit austauschen.<br />

Insgesamt verweist die Störung, auch wenn die Ursachenanalyse<br />

noch nicht abgeschlossen ist, dennoch auf<br />

steigende Risiken für die Sicherheit der europäischen Stromversorgung,<br />

wenn im Zuge der Energiewende zunehmend<br />

regelbare Kraftwerksleistung vom Netz genommen wird.<br />

Ein weiter gehender Frequenzeinbruch in kritischere Bereiche<br />

konnte im wesentlichen durch die verfügbare Momentanreserve,<br />

also das Trägheitsmoment der rotierenden Massen<br />

der Turbinen und Generatoren in den noch in Betrieb<br />

befindlichen Kraftwerken verhindert werden.<br />

Darüber hinaus wurden über 4.000 MW der in der<br />

Nord-West-Region benötigten zusätzliche Leistung durch<br />

die Leistungserhöhung in Kraftwerksanlagen erbracht, die<br />

für die Primär- und Sekundärregelleistung sowie die Minutenreserve<br />

einsatzbereit waren.<br />

Bislang stehen für diese Systemdienstleistungen Alternativen<br />

nur sehr eingeschränkt zur Verfügung.<br />

In Deutschl<strong>and</strong> wird sich die regelbare Erzeugungsleistung<br />

durch den auf der Zielgeraden befindlichen Kernenergieausstieg<br />

und den begonnenen Ausstieg aus der Kohleverstromung<br />

von rund 98.000 MW in 2020 auf nur noch 80.000 MW<br />

im Jahr 2023 reduzieren. Die höchste Netzlast im Jahr 2020<br />

betrug rund 83.000 MW und wird sich erwartungsgemäß in<br />

den kommenden Jahren durch den steigenden Strombedarf<br />

nicht reduzieren. Die H<strong>of</strong>fnung der Politik, diese Leistungslücke<br />

stets durch Stromimporte ausgleichen zu können, steht<br />

unter dem Vorbehalt, dass auch in unseren europäischen<br />

Nachbarländern ein Rückgang der gesicherten Erzeugungsleistung<br />

im Rahmen der Energiewende stattfindet. Notwendige<br />

Ersatzinvestitionen in gesicherte Leistung z.B. auf der<br />

Basis von Erdgas werden zumindest in Deutschl<strong>and</strong> durch<br />

die ungünstigen regulatorischen Rahmenbedingungen nur<br />

eingeschränkt gefördert.<br />

Es wäre der deutschen Politik im Sinne der Aufrechterhaltung<br />

der hohen Versorgungssicherheit sehr zu empfehlen,<br />

dem Rat der Experten zu folgen und im übertragenen Sinne<br />

zumindest einen Hosenträger zu installieren, bevor der Gürtel<br />

ganz durchgeschnitten wird.<br />

Dr. Oliver Then<br />

Geschäftsführer<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech, Essen<br />

2


<strong>VGB</strong>-Workshop<br />

Veranstaltungsort<br />

Hotel am Delft<br />

Am Delft 27<br />

26721 Emden<br />

Kontakte<br />

Dagmar Oppenkowski<br />

Tel.<br />

+49 201 8128-237<br />

Guido Schwabe<br />

Tel.<br />

+49 201 8128-272<br />

E-mail<br />

vgb-arbeitsmed@vgb.org<br />

11. Emder Workshop Offshore<br />

Windenergieanlagen – Arbeitsmedizin<br />

Ankündigung<br />

7. und 8. Mai <strong>2021</strong><br />

• Die medizinischen Versorgungsmöglichkeiten bei Offshore-<br />

Arbeitsplätzen sind deutlich eingeschränkt.<br />

Daraus ergeben sich besondere An<strong>for</strong>derungen und Bedingungen<br />

für die Eignungsuntersuchung und Betreuung der Mitarbeiter/innen.<br />

• Dieser Workshop wendet sich an alle in dieser Branche Tätigen,<br />

insbesondere an Ärzte/innen sowie <strong>and</strong>ere Angehörige von<br />

Gesundheitsberufen und (medizinischen) Rettungs- sowie<br />

Beratungsdiensten, zu deren Aufgaben- oder Interessengebieten<br />

die gesundheitliche Vorsorge und die medizinische Versorgung<br />

an Offshore-Arbeitsplätzen gehört.<br />

• Über die Teilnahme am Workshop wird eine Bescheinigung ausgestellt.<br />

Weitere In<strong>for</strong>mationen | Programm | Anmeldung<br />

• www.vgb.org/<strong>of</strong>fshore_arbeitsmedizin<strong>2021</strong>.html<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

Foto: ©rost9 - stock.adobe.com<br />

www.vgb.org


Contents <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

20 Jahre Anlagenservice<br />

Know-how und Spirit<br />

Ein maßgeblicher Inst<strong>and</strong>haltungs-Dienstleister zu werden, nicht nur<br />

innerhalb des E.ON-Konzerns, sondern auch für externe Kunden<br />

aus Industrie, Energiewirtschaft und Herstellung: Das war das Ziel<br />

der Neugründung eines eigenständigen Anlagenservices 2001.<br />

Aus der Inst<strong>and</strong>haltung der ehemaligen PreussenElektra, der mobilen<br />

Inst<strong>and</strong>haltung der ehemaligen BKW sowie der Bayernwerk<br />

Anlagenservice GmbH entst<strong>and</strong> „E.ON Anlagenservice“.<br />

Von den drei Quell-Unternehmen kam eine Menge an Fachkenntnis<br />

und Erfahrung. Außerdem wichtiges Betreiber-Know-how für große<br />

Energieanlagen: Schließlich revidierten und reparierten die<br />

Spezialisten die Kraftwerke im E.ON-Konzern. Um auch auf dem<br />

freien Markt zu bestehen, stellte sich der Anlagenservice neu auf,<br />

entwickelte Geschäftsmodelle, verstärkte sich mit weiteren Experten<br />

und akquirierte neue Kunden.<br />

<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Generation</strong><br />

<strong>and</strong> <strong>Storage</strong> <strong>of</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Transmission system operators prevent blackout –<br />

Decisive contribution by dispatchable power plants<br />

Übertragungsnetzbetreiber verhindern Blackout –<br />

Entscheidender Beitrag durch regelbare Kraftwerke<br />

Oliver Then 1<br />

Abstracts/Kurzfassungen6<br />

Members‘ News 8<br />

Industry News 41<br />

News from Science & Research 41<br />

Flexibilisation – Analysis <strong>of</strong> the effects by evaluation<br />

<strong>of</strong> the <strong>VGB</strong> database KISSY<br />

Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung<br />

der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY<br />

J. Aydt, M. Bader, J. Bareiß, R. Mohrmann,<br />

I. Pfaff, S. Prost, R. Uttich <strong>and</strong> H. Wels 44<br />

Characterization <strong>of</strong> the long-term behavior<br />

<strong>of</strong> 600/620 °C turbine materials<br />

Charakterisierung des Langzeitverhaltens<br />

von 600/620°C-Turbinenwerkst<strong>of</strong>fen<br />

Johanna Marie Haan, Torsten-Ulf Kern, Yang Wang,<br />

Christian Kontermann, Florian Kauffmann <strong>and</strong> Sabine Polenz 55<br />

Attack detection systems in the OT environment<br />

at operators <strong>of</strong> critical infrastructures<br />

Angriffserkennungssysteme im OT-Umfeld<br />

bei Betreibern kritischer Infrastrukturen<br />

Stefan Loubichi 61<br />

KKS <strong>and</strong> RDS-PP® –<br />

<strong>VGB</strong> speaks the language <strong>of</strong> power plant technology<br />

KKS und RDS-PP® –<br />

<strong>VGB</strong> spricht die Sprache der Kraftwerkstechnik<br />

Andreas Böser <strong>and</strong> Sabine Kuhlmann 68<br />

Efficient energy technology <strong>for</strong> many applications:<br />

Combined heat <strong>and</strong> power iKWK<br />

Effiziente Energie-Technik für viele Anwendungen:<br />

Kraft-Wärme-Kopplung iKWK<br />

Stefanie Reil 72<br />

4


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Contents<br />

Das Unternehmen wuchs, und mit der Zeit entst<strong>and</strong> ein besonderer<br />

„Spirit“ – Entschlusskraft und Expertise, Improvisationstalent und Freude<br />

an der Lösung schwieriger Aufgaben, Arbeiten in Teams und mit<br />

hohem Tempo. Als 2016 die Gesellschaft in „Uniper Anlagenservice“<br />

(UAS) umfirmierte, hatte sich das Unternehmen gegen starken Wettbewerb<br />

auf dem Markt der Inst<strong>and</strong>halter etabliert.<br />

Das Erfolgsrezept: Denken aus Kunden-Perspektive, Know-how<br />

kombinieren mit Kenntnis neuester Technik – zum Beispiel für die<br />

Modernisierung von Leitsystemen. Hierbei übernehmen virtuelle<br />

Maschinen die Steuerung von Energieanlagen. Weitere zukunftsweisende<br />

Techniken sind Schwingungsmessung mit Motion-Amplification-<br />

Kamera oder Kessel-Inspektion mit Multikopter. Und mit Back-End für<br />

radioaktiven Abfall ergibt sich ein neues Geschäftsfeld.<br />

Das Spektrum des Anlagenservices hat sich enorm erweitert. Für die<br />

nächsten 20 Jahre – und noch länger - bleibt genug zu tun.<br />

Mehr In<strong>for</strong>mationen zu Uniper Anlagenservice unter<br />

https://anlagenservice.uniper.energy<br />

New method <strong>for</strong> fully automated deter mination<br />

<strong>of</strong> the concentration <strong>of</strong> legionella<br />

in a water sample within a few hours<br />

Neues Verfahren zur vollautomatisierten Bestimmung<br />

der Konzentration von Legionellen in einer Wasserprobe<br />

innerhalb weniger Stunden<br />

Holger Ohme, Jennifer Becker, Pascal Jahn <strong>and</strong> Dirk Heinecke 77<br />

Energy consumption in Germany 2020<br />

Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> 2020<br />

AGEB84<br />

Operating results 88<br />

<strong>VGB</strong> News 90<br />

Personalien92<br />

Inserentenverzeichnis94<br />

Events95<br />

Imprint96<br />

Preview <strong>VGB</strong> PowerTech 3|<strong>2021</strong> 96<br />

Annual Index 2020: The Annual Index 2020, as also <strong>of</strong> previous<br />

volumes, are available <strong>for</strong> free download at<br />

https://www.vgb.org/en/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html<br />

Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020<br />

der <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser<br />

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:<br />

https://www.vgb.org/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html<br />

<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online<br />

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

free online service at YUMPU. Read <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> at<br />

https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech<br />

<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online<br />

Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona<br />

Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.<br />

Lesen Sie die <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online unter<br />

https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech<br />

5


Abstracts <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Flexibilisation – Analysis <strong>of</strong> the effects by<br />

evaluation <strong>of</strong> the <strong>VGB</strong> database KISSY<br />

J. Aydt, M. Bader, J. Bareiß, R. Mohrmann,<br />

I. Pfaff, S. Prost, R. Uttich <strong>and</strong> H. Wels<br />

The operating regime <strong>of</strong> fossil conventional<br />

thermal power plants has changed due to the increased<br />

use <strong>of</strong> renewable energies such as wind<br />

power <strong>and</strong> photovoltaics. The resulting increase<br />

in power generation capacity in the power grid<br />

also leads to increased downtimes <strong>and</strong> reduced<br />

operating times under full load <strong>for</strong> the conventional<br />

power plants. As a result, these power<br />

plants are subject to increased flexible operation.<br />

Basically, the question must be asked whether<br />

the changed operating mode has also led to<br />

increased lifetime consumption <strong>of</strong> plant components.<br />

In terms <strong>of</strong> materials technology, the<br />

relationship between cyclic loading, such as<br />

that caused by start-ups <strong>and</strong> shutdowns, <strong>and</strong><br />

increased service life consumption <strong>for</strong> thickwalled<br />

components is well known. It was unclear<br />

whether other unexpected damage had occurred<br />

in the plants in addition to the recorded<br />

service life consumption on selected components<br />

<strong>and</strong> whether this was clearly related to<br />

the change in operating mode. To clarify these<br />

issues, all relevant boiler, turbine, <strong>and</strong> generator<br />

components were considered.<br />

For statistical data analysis, the data set <strong>of</strong> the<br />

<strong>VGB</strong>-KISSY database was used. The data originate<br />

from 129 hard coal <strong>and</strong> lignite-fired power<br />

plants as well as from 33 combined cycle <strong>and</strong> gas<br />

turbine power plants <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> members over a period<br />

<strong>of</strong> 10 years (2005 to 2019). The data were<br />

anonymized be<strong>for</strong>e analysis <strong>and</strong> evaluated as an<br />

annual time series considering precise <strong>VGB</strong> definitions<br />

<strong>for</strong> planned <strong>and</strong> unplanned unavailability.<br />

Characterization <strong>of</strong> the long-term behavior<br />

<strong>of</strong> 600/620 °C turbine materials<br />

Johanna Marie Haan, Torsten-Ulf Kern, Yang<br />

Wang, Christian Kontermann, Florian Kauffmann<br />

<strong>and</strong> Sabine Polenz<br />

Based on the experience gained during the European<br />

COST R&D program, large-scale turbine<br />

components have been manufactured <strong>and</strong> are<br />

in use in power plants since 2005. Through inservice<br />

investigations <strong>of</strong> the applied advanced<br />

9-10Cr creep resistant steels CB2, FB2 <strong>and</strong> COST<br />

E as part <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> research projects, the knowledge<br />

about these materials has been continuously<br />

increased: Creep tests at low, operationally<br />

relevant stresses, <strong>and</strong> running times <strong>of</strong> more<br />

than 80,000 hours confirm the long-term stability<br />

<strong>of</strong> the corresponding microstructural features<br />

(sub-grain structure <strong>and</strong> precipitation behavior)<br />

as well as the associated creep strength. For all<br />

three materials, the creep strength extrapolations<br />

based on the COST test melts <strong>and</strong> demonstration<br />

parts were confirmed or exceeded by<br />

the ongoing tests.<br />

In addition, LCF tests with holding time were<br />

able to provide evidence <strong>of</strong> the functionality <strong>of</strong><br />

the materials in relation to the changed requirements<br />

by flexible power plant operation <strong>and</strong><br />

higher operating temperatures. Comparisons<br />

were also made regarding the de<strong>for</strong>mation <strong>and</strong><br />

fatigue behavior compared to currently established<br />

materials <strong>and</strong> their application temperature<br />

limits.<br />

In summary, it is confirmed that the development<br />

<strong>of</strong> advanced 9-10Cr steels has produced<br />

three reliable materials that <strong>for</strong>m a stable alloy<br />

concept <strong>for</strong> 600-620 °C power plant application.<br />

Attack detection systems in the OT<br />

environment at operators <strong>of</strong> critical<br />

infrastructures<br />

Stefan Loubichi<br />

The new IT Security Act 2.0 obliges the operators<br />

<strong>of</strong> German critical infrastructures to implement<br />

systems <strong>for</strong> attack detection. If they fail<br />

to do so or if they think it is not necessary they<br />

face severe penalties <strong>of</strong> up to EUR 10,000,000.<br />

The question naturally arises as to whether this<br />

was really necessary. According to a research<br />

report by the Criminological Institute in Lower<br />

Saxony, only 20 percent <strong>of</strong> industrial companies<br />

use Intrusion Detection Systems. Normally this<br />

should be a good reason why it is necessary to<br />

implement such systems. In the area <strong>of</strong> anomaly<br />

detection <strong>and</strong> intrusion detection in particular,<br />

the German Bundesamt für Sicherheit in der In<strong>for</strong>mationstechnik<br />

(BSI) gives a lot <strong>of</strong> assistance<br />

on what to consider. The selection <strong>of</strong> the suitable<br />

system depends on the budget available,<br />

the infrastructural requirements <strong>and</strong> whether<br />

the company has dealt with OT security be<strong>for</strong>eh<strong>and</strong>.<br />

It is important that the manufacturers <strong>of</strong><br />

these components <strong>of</strong> critical infrastructure must<br />

issue a guarantee <strong>for</strong> their components. For German<br />

manufacturers this shouldn’t be critical,<br />

<strong>for</strong> manufacturers outside the EU the BSI will<br />

certainly be critical.<br />

KKS <strong>and</strong> RDS-PP® – <strong>VGB</strong> speaks the language<br />

<strong>of</strong> power plant technology<br />

Andreas Böser <strong>and</strong> Sabine Kuhlmann<br />

Regardless <strong>of</strong> the degree <strong>of</strong> industrialization,<br />

power generation is undoubtedly one <strong>of</strong> the<br />

most important <strong>and</strong> complex tasks <strong>of</strong> any society.<br />

The reliable supply <strong>of</strong> energy <strong>and</strong> thus the<br />

successful operation <strong>of</strong> each individual power<br />

plant – regardless <strong>of</strong> the primary energy used<br />

– requires an identification system <strong>for</strong> the consistent<br />

identification <strong>of</strong> plant components <strong>and</strong><br />

processes. KKS <strong>and</strong> RDS-PP® provide these<br />

capabilities from planning to orderly dismantling.<br />

Starting with project planning, through<br />

operation <strong>of</strong> the plant <strong>and</strong> up to the planned<br />

end <strong>of</strong> operation, all process participants speak<br />

the same “<strong>VGB</strong> language” <strong>and</strong> can thus communicate<br />

with each other nationally <strong>and</strong> also<br />

internationally without any problems. Thanks<br />

to this <strong>VGB</strong> power plant language, data can be<br />

exchanged irrespective <strong>of</strong> manufacturer <strong>and</strong> operator<br />

<strong>and</strong> enable power plant operators to operate<br />

<strong>and</strong> maintain their plants independently<br />

<strong>and</strong>, in the end, to dismantle them in compliance<br />

with laws <strong>and</strong> st<strong>and</strong>ards.<br />

Efficient energy technology <strong>for</strong> many<br />

applications: Combined heat <strong>and</strong> power iKWK<br />

Stefanie Reil<br />

The German coal phase-out law opens up completely<br />

new opportunities <strong>for</strong> combined heat<br />

<strong>and</strong> power (CHP). This is because the associated<br />

amendment to the CHP Act (KWKG) promotes<br />

greater flexibility in the technology <strong>and</strong> thus<br />

opens up innovative business models <strong>for</strong> CHP<br />

plants. Until now, these have served almost<br />

exclusively as base-load generators in continuous<br />

operation. But the sharp increase in volatile<br />

power generation from the sun <strong>and</strong> wind is<br />

making more <strong>and</strong> more residual load necessary:<br />

This is precisely where CHP has a great opportunity<br />

to demonstrate its market credentials <strong>for</strong><br />

the future. However, the new flexibility also<br />

increases the complexity <strong>of</strong> CHP-based energy<br />

concepts. To ensure that the respective application<br />

(business case) remains economically viable,<br />

sound project development <strong>and</strong> planning<br />

are essential. Here, Gammel Engineering (GE)<br />

is already prepared <strong>for</strong> complex <strong>and</strong> flexible<br />

concepts due to its decades <strong>of</strong> know-how in project<br />

development <strong>for</strong> decentralized energy systems<br />

<strong>and</strong> CHP. This is currently being demonstrated<br />

again in the planning <strong>of</strong> an iKWK system<br />

in Bad Reichenhall. The project, jointly developed<br />

by Stadtwerke Bad Reichenhall <strong>and</strong> Gammel<br />

Engineering, was awarded the contract in<br />

the first iKWK tender round in 2018. Full commissioning<br />

is planned <strong>for</strong> June <strong>2021</strong>. Currently,<br />

the municipal utilities are already advertising it<br />

with the slogan: “Saalach heat from renewable,<br />

innovative, CO 2 -saving CHP plant”.<br />

New method <strong>for</strong> fully automated determination<br />

<strong>of</strong> the concentration <strong>of</strong> legionella<br />

in a water sample within a few hours<br />

Holger Ohme, Jennifer Becker, Pascal Jahn<br />

<strong>and</strong> Dirk Heinecke<br />

The hygienic necessity to control the concentration<br />

<strong>of</strong> legionella in technical water systems<br />

from which aerosols can be discharged leads to<br />

the problem that the cultivation method (ISO<br />

11731-2017) used <strong>for</strong> this purpose only provides<br />

reliable results after a delay <strong>of</strong> 7-12 days. On<br />

this basis, necessary measures can only be taken<br />

<strong>and</strong> controlled with a considerable time delay.<br />

Rapid tests currently available on the market<br />

either do not correlate reliably with the accredited<br />

cultivation method or require (time-)<br />

consuming preparation steps. Some rapid tests<br />

provide highly specific detection <strong>for</strong> single Legionella<br />

species, but not <strong>for</strong> all Legionella species<br />

in a water sample (Legionella spp. = species<br />

pluralis). The newly developed measuring<br />

device INWATROL L.nella+ is based on the<br />

method <strong>of</strong> measuring the metabolic activity <strong>of</strong><br />

living cells <strong>and</strong> reliably determines the parameter<br />

Legionella spp. from a water sample within<br />

a few hours. The measuring device is directly<br />

connected to the technical water system with<br />

automatic <strong>and</strong> self-disinfecting sample feed, including<br />

self-disinfection <strong>of</strong> the water contained<br />

in the measuring cell after the measurement is<br />

completed. This enables the plant operator to<br />

determine the hygienic water quality continuously<br />

<strong>and</strong> safely. In addition to the direct control<br />

<strong>of</strong> the success <strong>of</strong> the measures carried out, it is<br />

also possible to control e.g. biocides according<br />

to requirements.<br />

Energy consumption in Germany 2020<br />

AGEB<br />

Energy consumption in Germany in 2020 fell<br />

by 8.7 percent compared to the previous year,<br />

reaching a historic low <strong>of</strong> 11,691 petajoules (PJ)<br />

or 398.8 million tonnes <strong>of</strong> hard coal equivalent<br />

(MtCE). Compared to 2006, the year with the<br />

highest energy consumption in Germany so<br />

far since reunification, the decline amounts to<br />

about 21 per cent, reports the Working Group<br />

on Energy Balances. As a result <strong>of</strong> the decline<br />

in consumption <strong>and</strong> further shifts in the energy<br />

mix in favour <strong>of</strong> renewables <strong>and</strong> natural gas,<br />

the AG Energiebilanzen expects a decrease in<br />

energy-related CO 2 emissions in the order <strong>of</strong><br />

about 80 million tonnes. This corresponds to a<br />

reduction <strong>of</strong> around 12 percent compared to the<br />

previous year.<br />

6


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Kurzfassungen<br />

Flexibilisierung –<br />

Analyse der Auswirkungen durch<br />

Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY<br />

J. Aydt, M. Bader, J. Bareiß, R. Mohrmann,<br />

I. Pfaff, S. Prost, R. Uttich und H. Wels<br />

Das Einsatzregime konventioneller Wärmekraftwerke<br />

hat sich durch die verstärkte Nutzung erneuerbarer<br />

Energien wie Windkraft und Photovoltaik<br />

verändert. Die dadurch ebenfalls erhöhte<br />

Stromerzeugungskapazität im Stromnetz führt<br />

zu vermehrten Stillst<strong>and</strong>zeiten und reduzierten<br />

Betriebszeiten unter Volllast für die konventionellen<br />

Kraftwerke. Dadurch unterliegen diese<br />

Kraftwerke einem erhöhten flexiblen Betrieb.<br />

Grundsätzlich muss die Frage gestellt werden,<br />

ob die veränderte Betriebsweise auch zu<br />

einem erhöhten Lebensdauerverbrauch von<br />

Komponenten der Anlagen geführt hat. Werkst<strong>of</strong>ftechnisch<br />

ist der Zusammenhang zwischen<br />

zyklische Belastung wie durch An- und Abfahrten<br />

und einem erhöhten Lebensdauerverbrauch<br />

für dickw<strong>and</strong>ige Komponenten bekannt. Unklar<br />

war, ob neben den aufgezeichneten Lebensdauerverbräuchen<br />

an ausgewählten Komponenten<br />

weitere unerwartete Schädigungen in den Anlagen<br />

aufgetreten sind und in einem eindeutigen<br />

Zusammenhang zur veränderten Betriebsweise<br />

stehen. Zur Klärung dieser Fragen wurden alle<br />

relevanten Komponenten von Kessel, Turbine<br />

und Generator berücksichtigt.<br />

Zur statistischen Datenanalyse wurde der Datensatz<br />

der <strong>VGB</strong>-KISSY Datenbank genutzt. Die<br />

Daten stammen aus 129 Stein- und Braunkohlekraftwerken<br />

sowie aus 33 GuD- und Kombikraftwerken<br />

von <strong>VGB</strong>-Mitgliedern über einen<br />

Zeitraum von 10 Jahren (2010 bis 2019). Die<br />

Daten wurden vor der Analyse anonymisiert und<br />

als jährliche Zeitreihe unter Berücksichtigung<br />

präziser <strong>VGB</strong>-Definitionen für geplante und ungeplante<br />

Nichtverfügbarkeit ausgewertet.<br />

Charakterisierung des Langzeitverhaltens<br />

von 600/620°C-Turbinenwerkst<strong>of</strong>fen<br />

Johanna Marie Haan, Torsten-Ulf Kern,<br />

Yang Wang, Christian Kontermann,<br />

Florian Kauffmann und Sabine Polenz<br />

Basierend auf den Erfahrungen des europäischen<br />

COST-F&E-Programms werden seit<br />

2005 großtechnische Turbinenkomponenten<br />

gefertigt und in Kraftwerken eingesetzt.<br />

Durch In-Service-Untersuchungen der eingesetzten<br />

<strong>for</strong>tschrittlichen 9-10Cr kriechfesten<br />

Stähle CB2, FB2 und COST E im Rahmen von<br />

<strong>VGB</strong>-Forschungsprojekten wurde das Wissen<br />

zu diesen Werkst<strong>of</strong>fen kontinuierlich erweitert:<br />

Kriechversuche bei niedrigen, betriebsrelevanten<br />

Spannungen und Laufzeiten von mehr als<br />

80.000 Stunden bestätigen die Langzeitstabilität<br />

der entsprechenden Gefügeeigenschaften<br />

(Subkornstruktur und Ausscheidungsverhalten)<br />

sowie der zugehörigen Kriechfestigkeit. Für alle<br />

drei Werkst<strong>of</strong>fe wurden die auf den COST-Testschmelzen<br />

und Demonstrationskomponenten<br />

basierenden Zeitst<strong>and</strong>festigkeitsextrapolationen<br />

durch die laufenden Tests bestätigt oder<br />

übertr<strong>of</strong>fen.<br />

Darüber hinaus konnten LCF-Tests mit Haltezeit<br />

die Eignung der Werkst<strong>of</strong>fe in Bezug auf<br />

die veränderten An<strong>for</strong>derungen durch flexiblen<br />

Kraftwerksbetrieb und höhere Betriebstemperaturen<br />

nachweisen. Es wurden auch Vergleiche<br />

hinsichtlich des Ver<strong>for</strong>mungs- und Ermüdungsverhaltens<br />

im Vergleich zu derzeit etablierten<br />

Werkst<strong>of</strong>fen und deren Einsatztemperaturgrenzen<br />

durchgeführt.<br />

Zusammenfassend wird bestätigt, dass mit der<br />

Entwicklung <strong>for</strong>tschrittlicher 9-10Cr-Stähle drei<br />

zuverlässige Werkst<strong>of</strong>fe entst<strong>and</strong>en sind, die ein<br />

stabiles Legierungskonzept für den Kraftwerkseinsatz<br />

bei 600 bis 620 °C bilden.l<br />

Angriffserkennungssysteme im OT-Umfeld<br />

bei Betreibern kritischer Infrastrukturen<br />

Stefan Loubichi<br />

Das neue IT-Sicherheitsgesetz 2.0 verpflichtet<br />

die Betreiber Kritischer Infrastrukturen in<br />

Deutschl<strong>and</strong> Systeme zur Angriffserkennung zu<br />

implementieren. H<strong>and</strong>eln sie nicht oder halten<br />

sie es nicht für notwendig, drohen ihnen empfindliche<br />

Strafen von bis zu 10.000.000 Euro. Es<br />

stellt sich die Frage, ob dies wirklich notwendig<br />

war. Nach einem Forschungsbericht des Kriminologischen<br />

Instituts in Niedersachsen setzen<br />

nur 20 Prozent der Industrieunternehmen Intrusion<br />

Detection Systeme ein. Normalerweise<br />

sollte dies ein guter Grund sein, warum es notwendig<br />

ist, solche Systeme zu implementieren.<br />

In diesem Beitrag werden die verschiedenen<br />

Möglichkeiten vorgestellt, Systeme zur Angriffserkennung<br />

zu implementieren. Gerade im<br />

Bereich der Anomalieerkennung und Intrusion<br />

Detection gibt das Bundesamt für Sicherheit in<br />

der In<strong>for</strong>mationstechnik (BSI) viele Hilfestellungen<br />

dazu, was zu beachten ist. Die Auswahl<br />

des geeigneten Systems ist abhängig vom zur<br />

Verfügung stehenden Budget, den infrastrukturellen<br />

An<strong>for</strong>derungen und davon, ob sich das<br />

Unternehmen bereits vorher mit OT-Security<br />

beschäftigt hat. Wichtig ist, dass die Hersteller<br />

dieser Komponenten der kritischen Infrastruktur<br />

eine Garantie für ihre Komponenten abgeben<br />

müssen. Für deutsche Hersteller sollte dies<br />

unkritisch sein, für Hersteller außerhalb der EU<br />

wird das BSI sicherlich kritisch sein.<br />

KKS und RDS-PP® – <strong>VGB</strong> spricht<br />

die Sprache der Kraftwerkstechnik<br />

Andreas Böser und Sabine Kuhlmann<br />

Unabhängig vom Grad der Industrialisierung,<br />

zählt die Stromerzeugung zweifellos zu den<br />

wichtigsten und komplexesten Aufgaben einer<br />

Gesellschaft. Die zuverlässige Energieversorgung<br />

und damit der erfolgreiche Betrieb eines<br />

jeden einzelnen Kraftwerks – unabhängig von<br />

der eingesetzten Primärenergie – benötigt ein<br />

Kennzeichnungssystem zur konsistenten Identifikation<br />

von Anlagenteilen und Prozessen.<br />

KKS und RDS-PP® bieten diese Möglichkeiten<br />

von der Planung bis zum geordneten Rückbau.<br />

Angefangen bei der Projektierung, über<br />

den Betrieb der Anlage und bis zum geplanten<br />

Laufzeitende sprechen alle Prozessbeteiligten<br />

dieselbe „<strong>VGB</strong>-Sprache“ und können so national<br />

und auch international problemlos mitein<strong>and</strong>er<br />

kommunizieren. Dank dieser <strong>VGB</strong>-Kraftwerks-Sprache<br />

können hersteller- und betreiberunabhängig<br />

Daten ausgetauscht werden und<br />

versetzen Kraftwerksbetreiber in die Lage, ihre<br />

Anlagen selbstständig zu betreiben, zu warten<br />

und am Ende auch gesetzes- und normenkon<strong>for</strong>m<br />

zu demontieren.<br />

Effiziente Energie-Technik für viele<br />

Anwendungen: Kraft-Wärme-Kopplung iKWK<br />

Stefanie Reil<br />

Mit dem deutschen Kohleausstiegsgesetz ergeben<br />

sich für die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)<br />

ganz neue Chancen. Denn die damit verbundene<br />

Novelle des KWK-Gesetzes (KWKG) fördert die<br />

Flexibilisierung der Technik und eröffnet damit<br />

innovative Geschäftsmodelle für KWK-Anlagen.<br />

Bisher dienten diese fast ausschließlich<br />

als Grundlasterzeuger im Dauerbetrieb. Doch<br />

die starke Zunahme der volatilen Stromerzeugung<br />

aus Sonne und Wind macht immer mehr<br />

Residuallast er<strong>for</strong>derlich: Genau darin liegt für<br />

KWK die große Chance, ihre Marktberechtigung<br />

für die Zukunft zu zeigen. Aufgrund der neuen<br />

Flexibilität steigt aber auch die Komplexität<br />

KWK-basierter Energiekonzepte. Damit der jeweilige<br />

Einsatzfall (Business Case) wirtschaftlich<br />

tragfähig bleibt, sind eine fundierte Projektentwicklung<br />

und Planung unerlässlich. Hier ist<br />

Gammel Engineering aufgrund seines jahrzehntelangen<br />

Know-hows in der Projektentwicklung<br />

für dezentrale Energiesysteme und KWK bereits<br />

für komplexe und flexible Konzepte gewappnet.<br />

Dies wird aktuell wieder bei der Planung für ein<br />

iKWK-System in Bad Reichenhall unter Beweis<br />

gestellt. Das Projekt erhielt 2018 den Zuschlag<br />

in der ersten iKWK-Ausschreibungsrunde. Die<br />

vollständige Inbetriebnahme ist für Juni <strong>2021</strong><br />

geplant. Aktuell bewerben es die Stadtwerke<br />

bereits mit dem Slogan: „Saalachwärme aus<br />

erneuerbarem, innovativem, CO 2 -sparendem<br />

Heizkraftwerk“.<br />

Neues Verfahren zur vollautomatisierten<br />

Bestimmung der Konzentration von<br />

Legionellen in einer Wasserprobe innerhalb<br />

weniger Stunden<br />

Holger Ohme, Jennifer Becker, Pascal Jahn<br />

und Dirk Heinecke<br />

Die hygienische Notwendigkeit zur Kontrolle der<br />

Konzentration an Legionellen, in technischen<br />

Wassersystemen aus denen Aerosole ausgetragen<br />

werden können, führt zu der Problematik,<br />

dass das hierfür anzuwendende Kultivierungsverfahren<br />

(ISO 11731-2017) erst mit einer Verzögerung<br />

von 7-12 Tagen einen verlässlichen Befund<br />

liefert. Er<strong>for</strong>derliche Maßnahmen können<br />

auf dieser Basis nur stark zeitverzögert erfolgen<br />

und kontrolliert werden. Aktuell auf dem Markt<br />

verfügbare Schnelltest korrelieren entweder<br />

nicht belastbar mit der akkreditierten Kultivierungsmethode<br />

oder er<strong>for</strong>dern (zeit-) aufwendige<br />

Aufbereitungsschritte. Einige Schnelltests<br />

liefern hochspezifische Nachweise für einzelne<br />

Legionellenarten, jedoch nicht für alle Legionellenarten<br />

in einer Wasserprobe (Legionella spp.<br />

= species pluralis). Das dem neu entwickelten<br />

Messgerät INWATROL L.nella+ zu Grunde<br />

liegende Verfahren einer St<strong>of</strong>fwechselaktivitätsmessung<br />

lebender Zellen bestimmt den Parameter<br />

Legionella spp. zuverlässig innerhalb weniger<br />

Stunden aus einer Wasserprobe. Dabei wird<br />

das Messgerät direkt an das technische Wassersystem<br />

mit automatischem und selbstdesinfizierendem<br />

Probeneinzug angeschlossen, einschließlich<br />

Selbstdesinfektion des in der Messzelle<br />

enthaltenen Wassers nach abgeschlossener<br />

Messung. Dies ermöglicht dem Anlagenbetreiber<br />

die gefahrlose, kontinuierliche Ermittlung<br />

der hygienischen Wasserqualität. Neben der<br />

unmittelbaren Erfolgskontrolle durchgeführter<br />

Maßnahmen ist auch die bedarfsgerechte Steuerung<br />

z.B. von Bioziden möglich.<br />

Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> 2020<br />

AGEB<br />

Der Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> ist 2020<br />

um 8,7 % gegenüber dem Vorjahr zurückgegangen<br />

und erreichte mit 11.691 Petajoule (PJ) oder<br />

398,8 Millionen Tonnen Steinkohleneinheiten<br />

(Mio. t SKE) einen historischen Tiefstst<strong>and</strong>. Im<br />

Vergleich zu 2006, dem Jahr mit dem bisher<br />

höchsten Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> seit<br />

der Wiedervereinigung, beträgt der Rückgang<br />

rund 21 %, berichtet die Arbeitsgemeinschaft<br />

Energiebilanzen. Infolge des rückläufigen Verbrauchs<br />

sowie weiteren Verschiebungen im<br />

Energiemix zugunsten der Erneuerbaren und<br />

des Erdgases rechnet die AG Energiebilanzen<br />

mit einem Rückgang der energiebedingten<br />

CO 2 -Emissionen in einer Größenordnung von<br />

rund 80 Mio. t. Das entspricht einer Minderung<br />

gegenüber dem Vorjahr um rund 12 %.<br />

7


<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> as printed edition,<br />

monthly published, 11 issues a year<br />

Annual edition as CD or DVD<br />

with alle issues from 1990 to 2020:<br />

Pr<strong>of</strong>ount knowledge about electricity<br />

<strong>and</strong> heat generation <strong>and</strong> storage.<br />

Order now at www.vgb.org/shop<br />

1/2 2012<br />

European<br />

<strong>Generation</strong> Mix<br />

• Flexibility <strong>and</strong><br />

<strong>Storage</strong><br />

1/2 2012<br />

<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> <strong>Generation</strong><br />

The electricity sector<br />

at a crossroads<br />

The role <strong>of</strong><br />

renewables energy<br />

in Europe<br />

Power market,<br />

technologies <strong>and</strong><br />

acceptance<br />

Dynamic process<br />

simulation as an<br />

engineering tool<br />

European<br />

<strong>Generation</strong> Mix<br />

• Flexibility <strong>and</strong><br />

<strong>Storage</strong><br />

The electricity sector<br />

at a crossroads<br />

The role <strong>of</strong><br />

renewables energy<br />

in Europe<br />

Power market,<br />

technologies <strong>and</strong><br />

acceptance<br />

Dynamic process<br />

simulation as an<br />

engineering tool<br />

Publication <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. l www.vgb.org<br />

<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> <strong>Generation</strong><br />

ISSN 1435–3199 · K 123456 l <strong>International</strong> Edition<br />

1/2 2012<br />

European<br />

<strong>Generation</strong> Mix<br />

• Flexibility <strong>and</strong><br />

<strong>Storage</strong><br />

The electricity sector<br />

at a crossroads<br />

The role <strong>of</strong><br />

renewables energy<br />

in Europe<br />

Power market,<br />

technologies <strong>and</strong><br />

acceptance<br />

Dynamic process<br />

simulation as an<br />

engineering tool<br />

Publication <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. l www.vgb.org<br />

ISSN 1435–3199 · K 123456 l <strong>International</strong> Edition<br />

<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> Generat<br />

Publication <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. l www.vgb.org<br />

ISSN 1435–3199 · K 123456 l <strong>International</strong> Edition<br />

Fachzeitschrift: 1990 bis 2019<br />

· 1990 bis 2019 · · 1990 bis 2019 ·<br />

Diese DVD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.<br />

© <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />

Essen | Deutschl<strong>and</strong> | 2019<br />

© Sergey Nivens - Fotolia<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech<br />

Contact: Gregor Scharpey<br />

Tel: +49 201 8128-200<br />

mark@vgb.org | www.vgb.org<br />

The international journal <strong>for</strong> electricity <strong>and</strong> heat generation <strong>and</strong> storage.<br />

Facts, competence <strong>and</strong> data = <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong><br />

www.vgb.org/shop


<strong>VGB</strong>-PowerTech-DVD<br />

More than 25,000 digitalised pages with data <strong>and</strong> expertise<br />

Volumes 1990 to 2020 , incl. search function <strong>for</strong> all documents.<br />

Volumes 1976 to 2000 | English edition available now!<br />

Technical <strong>Journal</strong>: 1976 to 2000<br />

Fachzeitschrift: 1990 bis 2020<br />

English Edition<br />

· 1976 to 2000 · · 1976 to 2000 ·<br />

Fachzeitschrift: 2020<br />

· 1990 bis 2020 · · 1990 bis 2020 ·<br />

Diese DVD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.<br />

© <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />

Essen | Deutschl<strong>and</strong> | 2018<br />

All rights reserved.<br />

© <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />

Essen | Germany | 2019<br />

· CD 2020 · · CD 2020 ·<br />

Diese CD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.<br />

© <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />

Essen | Deutschl<strong>and</strong> | 2018<br />

<strong>VGB</strong>-PowerTech-CD-2020<br />

Volume 2019 <strong>of</strong> the international renowed technical journal<br />

<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> digital on CD.<br />

Place your order in our shop: www.vgb.org/shop


Members´ News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Members´<br />

News<br />

Alpiq und Fu-Gen schliessen<br />

Vereinbarung für schwedischen<br />

Windpark Tormoseröd<br />

(alpiq) Alpiq und das Schweizer Unternehmen<br />

Future <strong>Generation</strong> Renewable Energy<br />

(„Fu-Gen“) haben eine Miteigentümer-Vereinbarung<br />

für den von Alpiq entwickelten<br />

Windpark Tormoseröd im Südwesten<br />

Schwedens geschlossen. Der Windpark<br />

wird voraussichtlich Ende 2022 mit einer<br />

installierten Leistung von bis zu 72,6 MW<br />

voll betriebsfähig sein. Gebaut und betrieben<br />

wird er von Tormoseröd Vindpark AB<br />

unter der Führung von Fu-Gen und Alpiq<br />

Ecopower AG („AEP“), einer Alpiq Tochtergesellschaft,<br />

die Projekte im Bereich erneuerbare<br />

Energien in Europa betreibt und<br />

umsetzt.<br />

Im Dezember 2020 erwarb Fu-Gen die<br />

Mehrheit der Anteile (70 %) an Tormoseröd<br />

Vindpark AB, einer Projektgesellschaft,<br />

die vollständig im Besitz von Alpiq ist. Der<br />

Hauptzweck dieser Partnerschaft ist der<br />

Bau des Windparks Tormoseröd in den Gemeinden<br />

Strömstad und Tanum in der<br />

schwedischen Provinz Västra Götal<strong>and</strong> und<br />

dessen Betrieb über die nächsten 30 Jahre.<br />

Partnerschaft für<br />

nachhaltige Energieerzeugung<br />

Die Konzession für den Bau der Anlage<br />

ist bereits in Kraft und alle notwendigen<br />

Rechte sind gesichert, sodass der Bau des<br />

Projekts Anfang <strong>2021</strong> beginnen kann. Die<br />

Kommerzialisierung des Windparks ist für<br />

Anfang 2023 vorgesehen, mit einer geplanten<br />

installierten Leistung von bis zu<br />

72,6 MW, was dem Verbrauch von rund<br />

8.400 schwedischen Haushalten entspricht.<br />

Alpiq wird für die Projektmanagement-Aktivitäten<br />

während der Bauphase<br />

und für das technische und kommerzielle<br />

Asset Management während des Betriebs<br />

verantwortlich sein. Vor Ort wird Alpiq mit<br />

ihrem Team von Spezialisten den Bau begleiten<br />

sowie den technischen und kommerziellen<br />

Betrieb unterstützen.<br />

Tormoseröd ist für Alpiq ein wichtiges<br />

Projekt in Bezug auf Projektentwicklung,<br />

Finanzierungsmodell und Risikomanagement.<br />

Der Asset-Light-Ansatz beinhaltet einen<br />

wichtigen Co-Investitionspartner für<br />

Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien,<br />

wobei Alpiq den Entwicklungsteil der<br />

Anlagen übernimmt, um ihren Kunden den<br />

optimalen Service zu bieten.<br />

Beitrag zur Abdeckung<br />

zukünftigen Energiebedarfs<br />

Das Windparkprojekt Tormoseröd steht<br />

in vollem Einklang mit der Strategie des<br />

Schwedischen Verb<strong>and</strong>s für Windenergie,<br />

der bis 2040 eine 100-prozentige Stromerzeugung<br />

aus erneuerbaren Energien anstrebt.<br />

Es erfüllt dessen Erwartungen in<br />

Bezug auf die Entwicklung von Projekten<br />

für erneuerbare Energien, da die Windenergieerzeugung<br />

von heute 20 TWh auf<br />

mindestens 90 TWh im Jahr 2040 gesteigert<br />

werden soll, und damit mehr als die<br />

Hälfte des Stromverbrauchs in Schweden<br />

ausmachen soll.<br />

Alpiq und Fu-Gen setzen auf erneuerbare<br />

Energien wie Windkraft, im Hinblick auf<br />

die zunehmend dezentralisierte, dekarbonisierte<br />

und digitalisierte Energiewelt von<br />

morgen.<br />

Alpiq verfolgt ein nachhaltiges, finanziell<br />

solides und risikoadjustiertes Energiegeschäft,<br />

um damit zu einem besseren Klima<br />

und einer höheren Versorgungssicherheit<br />

in den europäischen Märkten beizutragen.<br />

(21511057)<br />

LL<br />

www.alpiq.com<br />

www.fugen-ren.com<br />

Alpiq Wasserkraftwerk<br />

Ruppoldingen erhält erneut<br />

das höchste Ökostrom-Label<br />

„naturemade star“<br />

(alpiq) Das Alpiq Wasserkraftwerk Ruppoldingen<br />

ist erneut mit dem Label „naturemade<br />

star“ zertifiziert worden. Das Label<br />

des Vereins für umweltgerechte Energie<br />

(VUE) ist die höchste Auszeichnung für<br />

Ökostrom in der Schweiz. Der mit dem<br />

Kraftwerk verbundene Alpiq Ök<strong>of</strong>onds unterstützt<br />

im erweiterten Einzugsgebiet des<br />

Kraftwerks Jahr für Jahr zahlreiche Projekte<br />

zur ökologischen Aufwertung und<br />

Schaffung natürlicher Lebensräume.<br />

Das Alpiq Wasserkraftwerk Ruppoldingen<br />

produziert seit mehr als 20 Jahren an<br />

der Aare ökologisch wertvolle, erneuerbare<br />

Energie. Beim Bau des Kraftwerks legte<br />

Alpiq sehr viel Wert auf umfangreiche Ersatz-<br />

und Ausgleichsmaßnahmen in der<br />

Natur. Nicht zuletzt dank dieser Maßnahmen<br />

zugunsten der Tier- und Pflanzenwelt<br />

trägt das Kraftwerk seit 2010 das Label „naturemade<br />

star“, das vom Verein für umweltgerechte<br />

Energie (VUE) verliehen<br />

wird. Dabei h<strong>and</strong>elt es sich um die höchste<br />

Auszeichnung für besonders umweltschonend<br />

erzeugte Energie aus 100 Prozent erneuerbaren<br />

Energiequellen.<br />

In den letzten Monaten hat das Kraftwerk<br />

der Alpiq Tochtergesellschaft Alpiq Hydro<br />

Aare die aufwändige Rezertifizierung erfolgreich<br />

durchlaufen. Das Wasserkraftwerk<br />

Ruppoldingen erfüllt somit weiterhin<br />

besonders strenge Auflagen im Bereich Umwelt<br />

und darf das Label „naturemade star“<br />

auch in den Jahren <strong>2021</strong> bis 2025 führen.<br />

Unterstützung für Projekte zwischen<br />

Grenchen und Niedergösgen<br />

Für jede in Form von Zertifikaten verkaufte<br />

Kilowattstunde (Herkunftsnachweis)<br />

aus dem Laufwasserkraftwerk Ruppoldingen<br />

fließt 1 Rappen in den Alpiq<br />

Ök<strong>of</strong>onds. Die Gelder aus dem Alpiq Ök<strong>of</strong>onds<br />

dienen der finanziellen Unterstützung<br />

von ökologischen Aufwertungs- und<br />

Verbesserungsmaßnahmen vorwiegend im<br />

erweiterten Einzugsgebiet des Alpiq Kraftwerks<br />

zwischen Grenchen und Niedergösgen.<br />

Dabei h<strong>and</strong>elt es sich beispielsweise<br />

um Renaturierungen und Revitalisierungen<br />

von Flussläufen oder Aufwertungen<br />

von Gewässern zugunsten der Biodiversität.<br />

In den zehn Jahren seines Bestehens<br />

hat der Alpiq Ök<strong>of</strong>onds über 100 Projekte<br />

mit insgesamt mehr als fünf Millionen<br />

Franken unterstützt.<br />

Alpiq Wasserkraftwerk Ruppoldingen erhält erneut das höchste Ökostrom-Label „naturemade star“<br />

(21511100)<br />

Neu: 122.000 Franken für ökologische<br />

Aufwertung an der Aare in Wolfwil<br />

Ein unabhängiges Lenkungsgremium<br />

wacht über die Verwendung der zweckgebundenen<br />

Gelder. Es entscheidet darüber,<br />

welche Projekte durch den Alpiq Ök<strong>of</strong>onds<br />

unterstützt werden. An seiner letzten Sitzung<br />

beschloss das Gremium, Projekte mit<br />

8


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

einem Betrag von insgesamt rund 220.000<br />

Franken zu unterstützen. Mehr als die<br />

Hälfte des Betrags, 122.000 Franken, werden<br />

für verschiedene Maßnahmen zur ökologischen<br />

Aufwertung an der Aare in Wolfwil<br />

im Kanton Solothurn eingesetzt. Im<br />

Gebiet Mattenh<strong>of</strong> / Chli Aarli wird unter<br />

Leitung der Abteilung Wasserbau des Amts<br />

für Umwelt des Kantons Solothurn unter<br />

<strong>and</strong>erem ein Aare-Altarm von 45 Meter<br />

Länge angelegt, zudem entstehen zwei<br />

neue Weiher und ein Seitengraben. Durch<br />

diesen zusätzlichen Lebensraum wird lokaler,<br />

ökologisch wertvoller Mehrwert für die<br />

Tier- und Pflanzenwelt geschaffen.<br />

Bereits früher beschlossen worden waren<br />

beispielsweise die Unterstützung des geplanten<br />

Revitalisierungs- und Hochwasserschutzprojekts<br />

an der Dünnern, wodurch<br />

in Herbetswil (SO) ein neues Naherholungsgebiet<br />

für Mensch und Tier entstehen<br />

soll. Oder die Instream-Revitalisierungsmassnahmen<br />

am Witibach in Grenchen,<br />

die in den letzten Monaten den Kanal wieder<br />

in einen ökologisch aufgewerteten, natürlich<br />

fliessenden Bach zurückverw<strong>and</strong>elten.<br />

(21511100)<br />

LL<br />

www.alpiq.com<br />

Axpo und IWB bauen<br />

Muttsee-Solaranlage<br />

Denner bezieht den Strom<br />

(axpo) Axpo und IWB realisieren gemeinsam<br />

die größte alpine Solaranlage der<br />

Schweiz. Die Partner werden das<br />

2,2-MW-Pionierprojekt im Sommer an der<br />

Muttsee-Staumauer installieren und in<br />

Betrieb nehmen. Denner wird den produzierten<br />

Solarstrom während 20 Jahren<br />

abnehmen.<br />

Die beiden Energieversorger Axpo und<br />

IWB errichten die 2,2-MW-Anlage im Rahmen<br />

einer Partnerschaft.<br />

Denner engagiert sich entsprechend seiner<br />

Nachhaltigkeitsstrategie bei diesem<br />

Projekt und verpflichtet sich, den alpinen<br />

Solarstrom während 20 Jahren zu beziehen.<br />

Aufgrund der alpinen Lage produziert die<br />

Anlage auch während der Wintermonate<br />

viel Strom. Da sie auf einer bestehenden<br />

Staumauer installiert wird, ist sie besonders<br />

umweltverträglich.<br />

AlpinSolar: Gemeinsam mehr erreichen<br />

Die ursprünglich von Axpo initiierte alpine<br />

Solar-Grossanlage auf der Muttsee-Staumauer<br />

wird zum Gemeinschaftsprojekt<br />

„AlpinSolar“ von Denner,<br />

Axpo und IWB. Die beiden Energieunternehmen<br />

Axpo und IWB werden die Anlage<br />

im Rahmen einer Partnerschaft erstellen.<br />

Denner, der grösste Discounter der<br />

Schweiz, wird den alpinen Solarstrom<br />

während 20 Jahren beziehen. Damit verfolgt<br />

Denner seine ambitionierten Nachhaltigkeitsziele<br />

konsequent weiter. „Dieses<br />

Projekt bekräftigt unser Engagement zur<br />

Erreichung der Klimaziele. Unser Ziel ist<br />

auch weiterhin, ausschliesslich Strom aus<br />

erneuerbarer Quelle zu beziehen, weshalb<br />

wir innovative Lösungen unterstützen, um<br />

den verantwortungsvollen Umgang mit<br />

unseren natürlichen Ressourcen zu fördern.<br />

Mit der alpinen Solaranlage investieren<br />

wir in unsere Zukunft und stärken den<br />

St<strong>and</strong>ort Schweiz“, erklärt Denner CEO<br />

Mario Irminger.<br />

„AlpinSolar“ ist eine Anlage, wie sie die<br />

Energiewende braucht. Die Solaranlage an<br />

der Muttsee-Staumauer wird umweltverträglich<br />

errichtet und liefert viel erneuerbaren<br />

Strom – vor allem im Winter. Darüber<br />

hinaus ist das Projekt besonders umweltverträglich,<br />

weil die Anlage auf einer<br />

bestehenden Staumauer gebaut wird. „Leider<br />

sind solche Anlagen aufgrund der fehlenden<br />

Rahmenbedingungen heute noch<br />

kaum wirtschaftlich realisierbar, so auch<br />

dieses Projekt“, sagt Axpo CEO Christoph<br />

Br<strong>and</strong>. „Wir haben uns dennoch mit starken<br />

Partnern dazu entschieden, dieses<br />

Leuchtturmprojekt zu realisieren, ein Zeichen<br />

zu setzen und so die Energiewende in<br />

der Schweiz einen Schritt vorwärts zu<br />

bringen. Wir sehen das Projekt auch als<br />

wichtigen Diskussionsbeitrag für die anstehenden<br />

Gesetzesrevisionen.“<br />

IWB, der Energieversorger des Kantons<br />

Basel-Stadt, beteiligt sich mit 49 % am Projekt.<br />

Das Unternehmen strebt eine konsequent<br />

klimafreundliche Energieversorgung<br />

an. „Teil davon ist der Ausbau der<br />

Stromproduktion aus Solarenergie gezielt<br />

auch in der Schweiz“, sagt IWB CEO Claus<br />

Schmidt. „Das Pionierprojekt ’AlpinSolar’<br />

passt deshalb hervorragend zu unserer<br />

Strategie.“ Planeco, eine Tochtergesellschaft<br />

von IWB, wird mit dem Bau der Anlage<br />

beauftragt.<br />

Viel Solarstrom – auch im Winter<br />

Die 2,2-MW-Solaranlage wird auf 2.500<br />

Metern über Meer an der Muttsee-Staumauer<br />

des Pumpspeicherwerks Limmern<br />

installiert und wird pro Jahr rund<br />

3,3 Mio. kWh Strom produzieren. Fast<br />

5.000 Solarmodule werden an der Staumauer<br />

montiert, die optimal nach Süden<br />

ausgerichtet ist. Dank ihrer alpinen Lage<br />

wird die Anlage beim Muttsee rund die<br />

Hälfte ihrer Produktion während des Winterhalbjahres<br />

liefern, also dann, wenn der<br />

Strom in der Schweiz tendenziell fehlt.<br />

Dies im Gegensatz zu Solaranlagen im Unterl<strong>and</strong>,<br />

bei denen nur rund ein Viertel der<br />

Stromproduktion während des Winterhalbjahres<br />

anfällt. Die Solaranlage beim<br />

Muttsee wird im Sommer <strong>2021</strong> gebaut und<br />

in Betrieb genommen. (21511117)<br />

LL<br />

www.axpo.com<br />

KLL steigert Produktion deutlich<br />

(axpo) Der Verwaltungsrat der Kraftwerke<br />

Linth-Limmern AG (KLL) hat heute die<br />

Rechnung des Geschäftsjahres 2019/20 genehmigt<br />

und zu Händen der Generalversammlung<br />

verabschiedet. Die Kraftwerke<br />

der KLL produzierten im Berichtsjahr deutlich<br />

mehr Strom als im Vorjahr.<br />

Die Kraftwerke Muttsee, Limmern, Hinters<strong>and</strong><br />

und Tierfehd produzierten im Geschäftsjahr<br />

2019/20 1,71 Milliarden Kilowattstunden<br />

Strom. Das entspricht dem<br />

Verbrauch von 380.000 durchschnittlichen<br />

Vierpersonenhaushalten und ist deutlich<br />

mehr als im Vorjahr (1,49 Mrd. kWh). Der<br />

grösste Teil der Energie stammte aus den<br />

Speicherkraftwerken (96,6 %) – nur ein<br />

kleiner Teil aus den Laufkraftwerken (3,4<br />

Prozent). Die Speicherkraftwerke der KLL<br />

bezogen für den Pumpbetrieb im Berichtsjahr<br />

insgesamt 1,84 Milliarden Kilowattstunden<br />

Strom.<br />

Dank der gesteigerten Produktion sanken<br />

die Produktionskosten der KLL auf 7,9 Rappen<br />

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

stiegen die Jahreskosten zu Lasten<br />

der Partner vor allem Aufgrund der<br />

höheren Pumpenergiemenge um 11,8 Prozent<br />

auf 184,43 Millionen Franken.<br />

Im Berichtsjahr besichtigten gut 3200<br />

Personen die Anlagen des Pumpspeicherwerks<br />

Limmern. Das sind deutlich weniger<br />

als im Vorjahr (6600 Personen). Aufgrund<br />

der Corona-P<strong>and</strong>emie wurden die Besucherführungen<br />

von Anfang März bis Ende<br />

Juni eingestellt. (21511118)<br />

LL<br />

www.axpo.com<br />

BKW: Rekordergebnis für<br />

dezentrale erneuerbare Energie<br />

aus der Region<br />

(bkw) Die Region des Swiss Energyparks<br />

verzeichnete im letzten Jahr einen Produktionsrekord:<br />

127 GWh regional und dezentral<br />

erzeugte erneuerbare Energie. Das Gebiet,<br />

auf dem sich das Windkraftwerk JU-<br />

VENT, das Sonnenkraftwerk Mont-Soleil<br />

und das Wasserkraftwerk La Goule befinden,<br />

kommt somit auf eine theoretische<br />

Energieautonomie von 86 Prozent.<br />

Der Swiss Energypark, der 2016 auf Initiative<br />

der BKW und der Kantone Bern und<br />

Jura entst<strong>and</strong>, zeigt quasi im Großversuch,<br />

wie die Energieversorgung laut Strategie<br />

des Bundes einmal aussehen könnte. Das<br />

Gebiet, das flächenmäßig etwa dem Kanton<br />

Genf entspricht, erzeugte 2020 Strom<br />

aus erneuerbaren Quellen für rund 28.200<br />

Haushalte. Zugleich stieg 2020 der Verbrauch<br />

auf 147 GWh. Die Region, die dem<br />

Versorgungsgebiet von La Goule entspricht,<br />

konnte so 86 Prozent ihres Bedarfs<br />

mit lokaler erneuerbarer Energie aus<br />

nachhaltigen Quellen decken. Eine derartige<br />

Quote ist in dieser Höhe einmalig in<br />

der Schweiz.<br />

9


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Doch die letztjährige Rekordproduktion<br />

hat paradoxerweise den Autonomiegrad<br />

nicht gesteigert. Das erklärt sich dadurch,<br />

dass 2020 der Verbrauch gestiegen ist. Seit<br />

Kurzem wird auch Saignelégier von La<br />

Goule versorgt. Das Versorgungsgebiet,<br />

das 2019 noch 17.000 Einwohner zählte,<br />

wuchs 2020 auf 21.000 Personen an, und<br />

der Verbrauch stieg von 138 GWh auf<br />

147 GWh. Diese neue Situation gleicht den<br />

geringeren Verbrauch, der sich im Zusammenhang<br />

mit der Corona-Epidemie bemerkbar<br />

machte, weitgehend aus.<br />

Sonnen- und Windkraft boomen,<br />

Wasserkraft bleibt zurück<br />

Das Windkraftwerk JUVENT produzierte<br />

2020 nahezu 85 GWh. Niemals zuvor wurde<br />

an einem St<strong>and</strong>ort in der Schweiz so viel<br />

Strom aus Windkraft erzeugt. Dies entspricht<br />

dem Verbrauch von ca. 18.900<br />

Haushalten. Der Wert übertrifft die Prognosen,<br />

die die Gesellschaft JUVENT 2016<br />

während der letzten Umbauphase abgegeben<br />

hatte, um über 20 Prozent. Möglich<br />

war dieses Ergebnis durch sehr günstige<br />

Windverhältnisse und eine höhere Zahl<br />

Windturbinen im Einsatz.<br />

Auch die Photovoltaik schnitt 2020 dank<br />

anhaltender Hochdruckwetterlagen hervorragend<br />

ab. Sie bewirkten, dass die Eigenerzeuger<br />

wie auch das Sonnenkraftwerk<br />

Mont-Soleil ihre Produktion steigern konnten.<br />

Mont-Soleil hat im letzten Jahr um die<br />

630.000 kWh erzeugt. Dieses Ergebnis liegt<br />

15 Prozent über dem langfristigen Mittel<br />

und entspricht dem Jahresverbrauch von<br />

140 Haushalten. Das ist ein ausgezeichnetes<br />

Ergebnis für die Photovoltaikzellen, die<br />

bereits seit 29 Jahren im Einsatz sind.<br />

Das sonnige Wetter hatte jedoch genau<br />

den umgekehrten Effekt auf die Wasserkraftproduktion,<br />

führte es doch im Frühling<br />

zu Niedrigwasser. Die Produktion des<br />

Kraftwerks La Goule am Doubs liegt mit<br />

17 GWh 2020 unter dem Durchschnitt der<br />

letzten zehn Jahre. Dies entspricht dem Bedarf<br />

von etwa 3.800 Haushalten.<br />

Die Stromerzeugung auf dem Gebiet des<br />

Swiss Energypark ist ein gutes Beispiel, wie<br />

sich die neuen erneuerbaren Energien und<br />

die Wasserkraft gegenseitig ergänzen.<br />

Wenn die Stromproduktion aus Wasserkraft<br />

meteorologisch bedingt geringer ist,<br />

gleicht die Sonnenenergie das im Sommer<br />

aus. Während der Winterzeit wird dann<br />

vorwiegend Windkraft produziert.<br />

Bedeutende Rolle in der Energiewende<br />

Der Swiss Energypark verfügt<br />

schweizweit über einzigartige Gegebenheiten,<br />

sowohl im Hinblick auf den Anteil der<br />

erneuerbaren Energien als auch durch seinen<br />

flexiblen Energiemix. Hier ist es möglich,<br />

unter realen Bedingungen innovative<br />

Lösungen zu testen, die eines Tages unsere<br />

Versorgungssicherheit gewährleisten. Mit<br />

seiner Infrastruktur, die von der BKW und<br />

externen Akteuren (u. a. Start-ups oder<br />

Schulen) genutzt wird, kommt dem Swiss<br />

Energypark eine aktive Rolle in der Energiewende<br />

zu, da hier Lösungen mit hohem<br />

Mehrwert entwickelt werden. (21521140)<br />

LL<br />

www.swiss-energypark.ch<br />

juvent.ch<br />

societe-mont-soleil.ch/de<br />

lagoule.ch<br />

www.bkw.ch<br />

EEW: Schaffung neuer<br />

Industriearbeitsplätze –<br />

Niedersachsen fördert<br />

nachhaltiges EEW-Projekt<br />

in der Region Helmstedt<br />

(eew) Bernd Althusmann, Niedersachsens<br />

Minister für Wirtschaft, Arbeit, Verkehr<br />

und Digitalisierung, hat gestern einen<br />

Fördermittelbescheid in Höhe von 1,5<br />

Millionen Euro für das Projekt Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage<br />

(KVA) Helmstedt an die EEW Energy from<br />

Waste Helmstedt GmbH (EEW) übergeben.<br />

Die Mittel stammen aus der Gemeinschaftsaufgabe<br />

„Verbesserung der regionalen<br />

Wirtschaftsstruktur (GRW)“. Mit<br />

dem Programm stärkt das Wirtschaftsministerium<br />

die Wettbewerbs- und Anpassungsfähigkeit<br />

der Wirtschaft in strukturschwachen<br />

Regionen.<br />

Bernd Althusmann, Niedersachsens Minister<br />

für Wirtschaft, Arbeit, Verkehr und<br />

Digitalisierung (li.), übergibt den Förderbescheid<br />

an den Vorsitzenden der Geschäftsführung<br />

von EEW Energy from Waste,<br />

Bernard M. Kemper.<br />

„Die KVA Helmstedt ist erster sichtbarer<br />

Meilenstein für eine Nachnutzung des<br />

Helmstedter Reviers und des neuen Geschäftsfeldes<br />

Klärschlammverwertung<br />

von EEW. Wir freuen uns und sind stolz,<br />

dass Minister Althusmann das Engagement<br />

von EEW würdigt und damit nicht<br />

nur die Schaffung 15 tarifgebundener,<br />

qualifizierter Industriearbeitsplätze aus<br />

Mitteln seines Ministeriums fördert, sondern<br />

gleichzeitig mit dafür Sorge trägt,<br />

einen nachhaltigen Verwertungsweg für<br />

ein Fünftel des in Niedersachsen anfallenden<br />

Klärschlamms auszubauen“, sagt Bernard<br />

M. Kemper, Vorsitzender der Geschäftsführung<br />

von EEW Energy from<br />

Waste. Dies sei auch ein klares Signal für<br />

weitere Ansiedlungen am St<strong>and</strong>ort Buschhaus,<br />

die sich bereits am Horizont abzeichneten.<br />

Rüdiger Bösing, dem als kaufmännischem<br />

Geschäftsführer für die Region<br />

Nord die Verantwortung für den St<strong>and</strong>ort<br />

Buschhaus obliegt, kennt die Potentiale:<br />

„Gemeinsam mit einem Partner können<br />

wir den St<strong>and</strong>ort bei passenden Rahmenbedingungen<br />

sogar noch um eine Phosphorrecycling-anlage<br />

erweitern.“ Ferner<br />

sei es aufbauend auf der Wasserst<strong>of</strong>fstrategie<br />

des L<strong>and</strong>es Niedersachsen denkbar,<br />

dass die Helmstedter Unternehmen Avacon<br />

und EEW die Energiezukunft des<br />

St<strong>and</strong>ortes <strong>for</strong>tschreiben und grünen Wasserst<strong>of</strong>f<br />

mit elektrischer Energie aus Windkraft,<br />

Sonne und energetischer Abfallverwertung<br />

gewinnen, so Bösing weiter. Zunächst<br />

stehe aber die Fertigstellung Niedersachsens<br />

erster KVA im Fokus. „Wir<br />

liegen gut im Zeitplan und planen, das<br />

Projekt im Herbst kommenden Jahres mit<br />

der kommerziellen Inbetriebnahme abzuschließen“,<br />

sagt Projektleiter Helge Goedecke.<br />

Die Mitarbeiter stünden für ihren<br />

künftigen Arbeitsplatz bereits in den Startlöchern,<br />

weiß Rüdiger Bösing. „Wir haben<br />

alle 15 Stellen besetzt, überwiegend mit<br />

ehemaligen Auszubildenden der EEW und<br />

des Helmstedter Reviers. Für sie ist die<br />

KVA Helmstedt eine klare berufliche Zukunftsperspektive<br />

in ihrer Heimatregion.“<br />

Er freue sich bereits darauf, mit dem neuen<br />

Team „Buschhaus“ so bald wie möglich<br />

starten zu können.<br />

Bernd Althusmann, Niedersachsens Minister für Wirtschaft, Arbeit, Verkehr und Digitalisierung<br />

(li.), übergibt den Förderbescheid an den Vorsitzenden der Geschäftsführung von EEW Energy<br />

from Waste, Bernard M. Kemper. (21511125)<br />

10


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

EEW Energy from Waste (EEW) ist ein in Europa führendes<br />

Unternehmen bei der thermischen Abfall- und Klärschlammverwertung.<br />

Zur nachhaltigen energetischen Nutzung dieser<br />

Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt das Unternehmen<br />

Verwertungsanlagen auf höchstem technologischem<br />

Niveau und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen<br />

und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft. In den<br />

derzeit 18 Anlagen der EEW-Gruppe in Deutschl<strong>and</strong> und im<br />

benachbarten Ausl<strong>and</strong> tragen 1150 Mitarbeiterinnen und<br />

Mitarbeiter für die energetische Verwertung von jährlich bis<br />

zu 5 Millionen Tonnen Abfall Verantwortung. EEW w<strong>and</strong>elt<br />

die in den Abfällen enthaltene Energie und stellt diese als<br />

Prozessdampf für Industriebetriebe, Fernwärme für Wohngebiete<br />

sowie umweltschonenden Strom zur Verfügung.<br />

Durch diese energetische Verwertung der in den EEW-Anlagen<br />

eingesetzten Abfälle werden natürliche Ressourcen geschont,<br />

wertvolle Rohst<strong>of</strong>fe zurückgewonnen und die<br />

CO 2 -Bilanz entlastet. (21511125)<br />

www.eew-energyfromwaste.com/<br />

EDF Renewables – Jinko Power consortium<br />

reaches the financial closing <strong>of</strong> the world’s<br />

largest solar project <strong>and</strong> launches its construction<br />

in Abu Dhabi<br />

(edf) The consortium, <strong>for</strong>med by French EDF Group subsidiary,<br />

EDF Renewables <strong>and</strong> Chinese Jinko Power HK, subsidiary<br />

<strong>of</strong> Jinko Power Technology Co. Ltd, both global leaders<br />

in renewable energy, have successfully reached the financial<br />

closing <strong>for</strong> the 2 GW Al Dhafra PV2 solar project in Abu Dhabi,<br />

United Arab Emir-ates. This operation has been completed<br />

along with TAQA Group <strong>and</strong> Masdar, the Abu Dhabi-based<br />

shareholders <strong>and</strong> major players in the electricity<br />

<strong>and</strong> renewable sectors.<br />

The approximately 1 billion USD transaction has been<br />

funded via project financing with BNP Paribas as bookrunner<br />

together with Bank <strong>of</strong> China, Crédit Agricole, HSBC,<br />

MUFG, Sumi-tomo Mitsui Banking Corporation <strong>and</strong> St<strong>and</strong>ard<br />

Chartered, as m<strong>and</strong>ated lead arrangers.<br />

Completion <strong>of</strong> this major milestone allows the mobilization<br />

on site <strong>and</strong> start <strong>of</strong> construction. Located in the region<br />

<strong>of</strong> Al Dhafra, 35 kilometres south <strong>of</strong> Abu Dhabi City, this solar<br />

photo-voltaic plant will be the largest single-site solar<br />

plant worldwide.<br />

Al Dhafra PV2 solar project will be the first plant <strong>of</strong> such<br />

scale to deploy bifacial module technology, capturing as<br />

such light on both sides <strong>of</strong> the PV modules <strong>and</strong> thus benefits<br />

from the reflection <strong>of</strong> light by the ground in order to yield<br />

higher generation. The plant spans over 20 square kilometres<br />

<strong>of</strong> desert climate area, with more than 4 million PV<br />

modules.<br />

Upon commissioning, targeted in 2022, this project will<br />

provide the equivalent electricity to power over 160,000 local<br />

households.<br />

A call <strong>for</strong> tenders was launched in June 2019 by Emirates<br />

Water <strong>and</strong> <strong>Electricity</strong> Company (EWEC), a leading company<br />

in the coordination <strong>of</strong> planning, purchasing <strong>and</strong> providing <strong>of</strong><br />

water <strong>and</strong> electricity across the UAE. EDF Renewables –<br />

Jinko Power consortium submitted the most competitive<br />

bid.<br />

As the project is under an independent power producer<br />

model (IPP), EDF Renewables <strong>and</strong> Jinko Power hold respectively<br />

20% <strong>of</strong> the shares, the remaining 60% is owned by<br />

TAQA <strong>and</strong> Masdar.<br />

C<br />

M<br />

Y<br />

CM<br />

MY<br />

CY<br />

CMY<br />

K<br />

<strong>VGB</strong> Expert Event<br />

Ecology <strong>and</strong> Environment<br />

in Hydropower<br />

Live & OnLine!<br />

www.vgb.org<br />

19 <strong>and</strong> 20 May <strong>2021</strong><br />

The international event will bring together<br />

experts from leading operators,<br />

manufacturers <strong>and</strong> suppliers, authorities,<br />

scientists as well as related stakeholders<br />

to discuss important issues in the field<br />

<strong>of</strong> ecology <strong>and</strong> environment in hydropower.<br />

Check our website www.vgb.org<br />

<strong>for</strong> more recent in<strong>for</strong>mation!<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

Germany<br />

In<strong>for</strong>mationen<br />

Dr Hendrik Multhaupt<br />

Eva Silberer<br />

E-Mail<br />

vgb-ecol-hpp@vgb.org<br />

Phone<br />

+49 201 8128-207/202<br />

www.vgb.org<br />

11<br />

Live & OnLine


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

The four partners had previously signed<br />

the 30-years Power Purchase Agreement<br />

(PPA) on 23 rd July 2020.<br />

Bruno Bensasson, EDF Group Senior Executive<br />

Vice-President Renewable Energies<br />

<strong>and</strong> Chief Executive Officer <strong>of</strong> EDF Renewables<br />

declared: „The Al Dhafra PV2 project<br />

highlights EDF full commitment to supporting<br />

the UAE National Climate Change<br />

Plan. We are using our solar best expertise<br />

to deliver the next generation <strong>of</strong> solar plant<br />

in Abu Dhabi. The achievement <strong>of</strong> financial<br />

close with our partners <strong>and</strong> the investment<br />

community is a major milestone <strong>for</strong> the<br />

project. We are now fully mobilized to support<br />

the construction <strong>of</strong> the solar plant<br />

with the objective <strong>of</strong> reaching the commercial<br />

operation in 2022. This 2GW future<br />

solar power plant contributes to meet the<br />

EDF Group‘s CAP 2030 strategy, which<br />

aims to double its worldwide renewable<br />

installed energy capacity from 28 to 50 GW<br />

nets between 2015 <strong>and</strong> 2030“. (21511128)<br />

LL<br />

www.edf.com<br />

EDP launches ‚Futuro Ativo Sines‘<br />

project to promote initiatives to<br />

support the region<br />

(edp) Support <strong>for</strong> business creation, vocational<br />

training <strong>and</strong> an evaluation study <strong>of</strong><br />

economic opportunities are among the various<br />

initiatives that EDP aims to develop in<br />

partnership with local authorities. These<br />

initiatives are part <strong>of</strong> EDP‘s commitment to<br />

remain in the region after the closure <strong>of</strong> the<br />

Sines plant.<br />

Thursday, 14 January <strong>2021</strong> was the last<br />

day <strong>of</strong> activity <strong>of</strong> the thermal power plant<br />

<strong>of</strong> Sines, after 35 years in operation. Being<br />

the largest Portuguese power station, it<br />

played a strategic role in the country‘s energy<br />

supply <strong>and</strong> in the security <strong>of</strong> the national<br />

electricity system - a contribution<br />

that has been decreasing in view <strong>of</strong> the<br />

growing energy production from renewable<br />

sources <strong>and</strong> which ends now, in alignment<br />

with the commitments <strong>of</strong> decarbonization<br />

<strong>and</strong> energetic transition <strong>of</strong> the company<br />

<strong>and</strong> the national economy.<br />

After the closure <strong>of</strong> the coal power plant,<br />

EDP wants to maintain its connection to<br />

Sines <strong>and</strong> the local communities with<br />

which it has been actively collaborating in<br />

recent decades. In this sense, <strong>and</strong> under<br />

the motto ‚FAS - Futuro Ativo Sines‘ (Active<br />

Future Sines), EDP started two work fronts<br />

through which it intends to develop a series<br />

<strong>of</strong> initiatives to contribute to the conversion<br />

<strong>of</strong> the economy <strong>and</strong> employment in<br />

the region.<br />

The first work front involves a prospective<br />

study <strong>of</strong> the local economy, which is being<br />

done by University <strong>of</strong> Évora in partnership<br />

with Instituto Superior Técnico. This evaluation<br />

work, which relies on the auscultation<br />

<strong>of</strong> various entities in the region, aims<br />

to identify <strong>and</strong> evaluate the most dynamic<br />

EDP launches ‚Futuro Ativo Sines‘ project to promote initiatives to support the region.<br />

View <strong>of</strong> the Sines power plant (21511130)<br />

opportunities to enhance the social <strong>and</strong><br />

economic development <strong>of</strong> that territory. It<br />

is thus intended to identify how the local<br />

economy will evolve, how the transition<br />

from employment will be, how pr<strong>of</strong>essional<br />

qualification should be promoted,<br />

among other issues that help to anticipate<br />

measures <strong>and</strong> proposals with a positive impact<br />

on Sines.<br />

A second work front involves the creation<br />

<strong>of</strong> a Gabinete Local de Encaminhamento<br />

Social (GLES), in partnership with the City<br />

Council <strong>of</strong> Sines <strong>and</strong> the Instituto do Emprego<br />

e Formação Pr<strong>of</strong>issional, which aims<br />

to extend, at an early stage, to directly support<br />

the workers <strong>of</strong> the Sines power plant,<br />

including their families, <strong>and</strong> in the future<br />

extend this support to the rest <strong>of</strong> the population.<br />

This <strong>of</strong>fice, which will operate at<br />

Sines Tecnopolo, aims to help direct these<br />

people to work opportunities, training <strong>and</strong><br />

other alternatives that can generate jobs.<br />

This <strong>of</strong>fice will thus function as a kind <strong>of</strong><br />

plat<strong>for</strong>m from which other measures included<br />

in this project ‚Futuro Ativo Sines‘<br />

are developed. Among these measures is<br />

NAU, a program that supports entrepreneurship,<br />

similar to what had already been<br />

done in Sines in 2011 with the program<br />

‚Semente‘. It is a business incubator, which<br />

will also be housed in Tecnopolo de Sines,<br />

<strong>and</strong> will select, support <strong>and</strong> accelerate entrepreneurship<br />

projects <strong>for</strong> small local<br />

businesses. Through NAU, EDP aims to mobilize<br />

seed capital funds (initial investment<br />

capital) <strong>and</strong> other investment options to<br />

boost entrepreneurship in Sines.<br />

In parallel, EDP Production is committed<br />

to maintaining its social investment programs<br />

in the territory over the next year,<br />

such as ‚Partilha com Energia (involving<br />

schools in the region), Tradições (to support<br />

local arts <strong>and</strong> crafts) <strong>and</strong> vehicle donation.<br />

The EDP Volunteer Program will<br />

also be available within this project to support<br />

education, pr<strong>of</strong>essional monitoring<br />

<strong>and</strong> promote energy efficiency <strong>and</strong> combat<br />

energy poverty, among other situations<br />

that will be identified.<br />

With these initiatives, EDP will maintain<br />

its connection to the territory after the closure<br />

<strong>of</strong> the Sines plant, contributing to its<br />

development <strong>and</strong> improvement through<br />

new projects. Starting from January 15,<br />

the Sines plant will start a first phase <strong>of</strong> decommissioning,<br />

<strong>and</strong> then the dismantlement,<br />

in a process that will last about five<br />

years. (21511130)<br />

LL<br />

www.edp.com<br />

EIB <strong>and</strong> BPI provide EDP<br />

Renováveis with € 112 million to<br />

construct <strong>and</strong> operate two wind<br />

farms with a total capacity<br />

<strong>of</strong> 125 MW<br />

(edp) The wind farms are located in the<br />

districts <strong>of</strong> Coimbra <strong>and</strong> Guarda, in the<br />

west <strong>and</strong> north <strong>of</strong> the country. 560 jobs expected<br />

to be created during the implementation<br />

phase. The EIB financing is backed<br />

by the European Fund <strong>for</strong> Strategic Investments<br />

(EFSI).<br />

The European Investment Bank (EIB) will<br />

provide €65 million <strong>and</strong> BPI an additional<br />

€47 million to EDP Renováveis S.A.<br />

(EDPR), one <strong>of</strong> the main producer <strong>of</strong> wind<br />

energy in the world, to finance the construction<br />

<strong>and</strong> operation <strong>of</strong> two onshore<br />

wind farms with a total nominal capacity <strong>of</strong><br />

125 MW in the districts <strong>of</strong> Coimbra <strong>and</strong><br />

Guarda, Portugal. The project is co-financed<br />

by Banco BPI <strong>and</strong> the EIB financing<br />

is backed by the European Fund <strong>for</strong> Strategic<br />

Investments (EFSI), the main pillar <strong>of</strong><br />

the Investment Plan <strong>for</strong> Europe.<br />

With the support <strong>of</strong> the EIB, EDPR will<br />

design, construct <strong>and</strong> operate two medium-scale<br />

wind farms: Tocha II, with a ca-<br />

12


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

pacity <strong>of</strong> 33 MW, <strong>and</strong> Sincelo, with a capacity<br />

<strong>of</strong> 92 MW. Tocha II wind farm will be<br />

located in the west, close to the Atlantic<br />

coast, in the municipality <strong>of</strong> Cantanhede,<br />

district <strong>of</strong> Coimbra, whereas the Sincelo<br />

wind farm will be located along the municipalities<br />

<strong>of</strong> Pinhel <strong>and</strong> Guarda, district <strong>of</strong><br />

Guarda, in the northeast <strong>of</strong> Portugal. This<br />

project will also have a direct positive effect<br />

on employment, since it is expected to<br />

create approximately 560 temporary positions<br />

during its construction phase.<br />

Once operational, the two wind farms<br />

will contribute to Portugal meeting its Energy<br />

<strong>and</strong> Climate Plan targets, which <strong>for</strong>esee<br />

47% <strong>of</strong> renewable sources in gross final<br />

energy consumption by 2030, as well as the<br />

European Commission’s binding target <strong>of</strong><br />

having at least 32 % <strong>of</strong> final energy consumption<br />

coming from renewable sources<br />

by 2030.<br />

With this co-financed project, the EIB <strong>and</strong><br />

the BPI are rein<strong>for</strong>cing their commitment<br />

to sustainable financing <strong>and</strong> supporting initiatives<br />

that are respectful <strong>of</strong> the environment<br />

<strong>and</strong> that contribute to preventing <strong>and</strong><br />

mitigating climate change <strong>and</strong> the transition<br />

to a low-carbon economy.<br />

The EU bank is assisting this operation via<br />

a green energy loan, the features <strong>of</strong> which<br />

are fully in line with the requirements set<br />

out in its Climate Awareness Bonds programme.<br />

As a result, this operation is likely<br />

to be allocated to its portfolio <strong>of</strong> loan operations<br />

financed via the issuance <strong>of</strong> such<br />

bonds.<br />

EDP Renováveis interim CEO Rui Teixeira<br />

said:“At EDP Renováveis we are pleased to<br />

count with the support <strong>of</strong> the European Investment<br />

Bank (EIB) <strong>and</strong> Banco BPI to the<br />

development <strong>of</strong> new projects that will contribute<br />

to Portugal‘s achievement <strong>of</strong> its Energy<br />

<strong>and</strong> Climate Plan targets, the European<br />

Commission‘s targets <strong>and</strong> also to the<br />

creation <strong>of</strong> more than half a thous<strong>and</strong> jobs.<br />

This project rein<strong>for</strong>ces our commitment<br />

with the Portuguese renewables sector <strong>and</strong><br />

with the improvement <strong>of</strong> the quality <strong>of</strong> life<br />

<strong>of</strong> current <strong>and</strong> future generations. It also<br />

enhances our key role as a world leader in<br />

the renewable energy sector.“<br />

EIB Vice-President Ricardo Mourinho Félix,<br />

responsible <strong>for</strong> the Bank‘s operations in<br />

Portugal, said: This flagship project<br />

strengthens our partnership with EDP<br />

Renováveis <strong>and</strong> rein<strong>for</strong>ces the Bank‘s commitment<br />

to promoting climate action, economic<br />

development <strong>and</strong> cohesion. Supporting<br />

Portugal’s decarbonisation targets,<br />

while boosting growth <strong>and</strong> job creation, is<br />

one <strong>of</strong> the EIB’s main priorities. If we want<br />

the post-COVID economic recovery to be<br />

green <strong>and</strong> inclusive, it is key to foster the<br />

supply <strong>of</strong> renewable energy <strong>and</strong> its broad<br />

based utilisation by productive sector <strong>and</strong><br />

by our citizens.“<br />

Commissioner <strong>for</strong> the Economy, Paolo<br />

Gentiloni, said: „This agreement between<br />

the EIB <strong>and</strong> EDP Renováveis, supported by<br />

the Investment Plan <strong>for</strong> Europe, is a winner<br />

<strong>for</strong> both the climate <strong>and</strong> the economy. The<br />

financing, backed by the European Fund<br />

<strong>for</strong> Strategic Investments will fund new onshore<br />

windfarms in the west <strong>and</strong> north <strong>of</strong><br />

Portugal, helping the country to reach its<br />

ambitious energy <strong>and</strong> climate plans targets<br />

<strong>and</strong> creating new jobs in the process.“<br />

Banco BPI Board Member Pedro Barreto<br />

said: „„BPI has been a partner <strong>of</strong> EDP group<br />

<strong>for</strong> many years <strong>and</strong> this agreement with<br />

EDP Renováveis rein<strong>for</strong>ces this collaboration<br />

once again. The adoption <strong>of</strong> environmental,<br />

social <strong>and</strong> governance criteria in<br />

investment operations is part <strong>of</strong> a trend<br />

that will be increasingly important in the<br />

near future. The participation in this operation<br />

together with the EIB makes us proud<br />

<strong>and</strong> places BPI as a benchmark institution<br />

in the sustainable financing <strong>of</strong> Portuguese<br />

companies“.<br />

The EU climate bank<br />

The European Investment Bank (EIB) is<br />

the world‘s largest multilateral provider <strong>of</strong><br />

finance to fight climate change. The Bank<br />

has recently approved its Climate Bank<br />

Roadmap to deliver on its ambitious programme<br />

that aims to mobilise €1 trillion <strong>of</strong><br />

investments in climate action <strong>and</strong> environmental<br />

sustainability during the critical<br />

decade ending in 2030. To this end, the<br />

Bank will gradually increase the financing<br />

it allocates to these objectives to 50% by<br />

2025 <strong>and</strong>, from <strong>2021</strong> onwards, all the new<br />

EIB Group financing will be aligned with<br />

the goals <strong>of</strong> the Paris Agreement.<br />

The EIB is the world’s largest issuer <strong>of</strong><br />

green bonds <strong>and</strong> was the first organisation<br />

to make an issue on this market in 2007<br />

Background in<strong>for</strong>mation.<br />

The European Investment Bank (EIB) is<br />

the long-term lending institution <strong>of</strong> the European<br />

Union owned by its Member States.<br />

It makes long-term finance available <strong>for</strong><br />

sound investment in order to contribute towards<br />

EU policy objectives.<br />

The European Fund <strong>for</strong> Strategic Investments<br />

(EFSI) is the main pillar <strong>of</strong> the Investment<br />

Plan <strong>for</strong> Europe. It <strong>of</strong>fers first-loss<br />

guarantees that allow the EIB to invest in<br />

increasingly risky projects. The projects<br />

<strong>and</strong> agreements approved <strong>for</strong> financing under<br />

the EFSI have so far mobilized € 535.4<br />

billion in investment, <strong>of</strong> which 16 % <strong>for</strong> energy-related<br />

projects. (21511132)<br />

LL<br />

www.edp.com<br />

EDP finalizes sale <strong>of</strong> dams<br />

to Engie-led consortium<br />

(edp) The agreement <strong>for</strong> the sale <strong>of</strong> dams<br />

along the Douro river involves a €2.2 billion<br />

transaction. After the transfer <strong>of</strong> the assets,<br />

EDP will maintain its leading position<br />

in Portugal‘s hydroelectric market.<br />

EDP has finalized this week the sale <strong>of</strong> six<br />

hydroelectric plants to an investment consortium<br />

comprising Engie (which holds a<br />

40% stake), Crédit Agricole Assurances<br />

(35%) <strong>and</strong> Mirova – Grupo Natixis (25%).<br />

Amounting to 2.2 billion euros, the transaction<br />

was finalized exactly one year after<br />

the agreement between the two companies,<br />

with all the necessary corporate <strong>and</strong><br />

regulatory approvals.<br />

Located in the Douro hydrographic basin,<br />

this portfolio <strong>of</strong> six dams includes three<br />

reservoir power plants (Foz Tua, Baixo Sabor,<br />

<strong>and</strong> Feiticeiro) <strong>and</strong> three run-<strong>of</strong>-river<br />

plants (Mir<strong>and</strong>a, Bemposta, <strong>and</strong> Picote)<br />

with an overall installed capacity <strong>of</strong><br />

1.7 GW.<br />

Even after the transfer <strong>of</strong> these assets,<br />

EDP will maintain its leading position in<br />

Portugal, with an installed hydropower<br />

generation capacity <strong>of</strong> 5.1 GW, <strong>and</strong> retain<br />

its status as the second-largest hydroelectric<br />

operator in the Iberian Peninsula. The<br />

company‘s plan <strong>for</strong> the construction <strong>and</strong><br />

repowering <strong>of</strong> hydroelectric plants across<br />

the country has played a crucial role in attaining<br />

this position, boosting EDP‘s installed<br />

capacity by 2.6 GW over the past 12<br />

years.<br />

This operation is a decisive step in the execution<br />

<strong>of</strong> the EDP Strategic Plan set <strong>for</strong><br />

2022. The asset rotation program included<br />

in this plan aims to optimize the company‘s<br />

portfolio, reducing exposure to hydroelectric<br />

volatility <strong>and</strong> market prices while bolstering<br />

the business‘s low-risk pr<strong>of</strong>ile <strong>and</strong><br />

debt level. EDP is thus seeking to recycle<br />

capital to reinvest in pr<strong>of</strong>itable growth, especially<br />

in the renewable energies area,<br />

while also creating value. (21511133)<br />

LL<br />

www.edp.com<br />

Total <strong>and</strong> ENGIE partner to<br />

develop France‘s largest site <strong>for</strong><br />

the production <strong>of</strong> green hydrogen<br />

from 100% renewable electricity<br />

(engie) Total <strong>and</strong> ENGIE have signed a cooperation<br />

agreement to design, develop,<br />

build <strong>and</strong> operate the Masshylia project,<br />

France‘s largest renewable hydrogen production<br />

site at Châteauneuf-les-Martigues<br />

in the Provence-Alpes-Côte d‘Azur South<br />

region.<br />

Located at the heart <strong>of</strong> Total‘s La Mède<br />

biorefinery <strong>and</strong> powered by solar farms<br />

with a total capacity <strong>of</strong> more than 100 MW,<br />

the 40 MW electrolyser will produce 5<br />

tonnes <strong>of</strong> green hydrogen per day to meet<br />

13


the way <strong>for</strong> a multi-usage renewable hydrogen hub in the near future, strongly rooted in the<br />

region <strong>and</strong> with an international outreach." says Gwenaëlle Avice-Huet, ENGIE’s EVP in<br />

Members´News charge <strong>of</strong> renewable energies.<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

the needs <strong>of</strong> the bi<strong>of</strong>uel production process<br />

at Total‘s La Mède biorefinery, avoiding<br />

15,000 tonnes <strong>of</strong> CO 2 emissions per year.<br />

An innovative management solution <strong>for</strong><br />

the production <strong>and</strong> storage <strong>of</strong> hydrogen<br />

will be implemented to manage the intermittent<br />

production <strong>of</strong> solar electricity <strong>and</strong><br />

the biorefinery‘s need <strong>for</strong> continuous hydrogen<br />

supply.<br />

The project thus integrates the implementation<br />

<strong>of</strong> 5 innovations that prefigure<br />

the industry‘s decarbonation solutions,<br />

without any precedent in Europe:<br />

A digital piloting system <strong>for</strong> the continuous<br />

supply <strong>of</strong> hydrogen with real-time<br />

management <strong>of</strong> solar electricity production,<br />

• Optimising the integration <strong>of</strong> several<br />

photovoltaic farms supplying the<br />

electrolyser to minimise energy losses<br />

<strong>and</strong> limit grid congestion,<br />

• Large-scale hydrogen storage to balance<br />

intermittent electricity production <strong>and</strong><br />

continuous hydrogen consumption,<br />

• A direct current connection between a<br />

photovoltaic farm <strong>and</strong> the electrolyser<br />

to improve the energy balance,<br />

• Enhanced industrial safety thanks to the<br />

use <strong>of</strong> 3D digital models <strong>for</strong> each<br />

component <strong>of</strong> the installation<br />

Total <strong>and</strong> ENGIE partner to develop France‘s largest site <strong>for</strong> the production <strong>of</strong> green hydrogen<br />

from 100% renewable electricity (21511153)<br />

Beyond this first phase, new renewable<br />

farms may be developed by the partners <strong>for</strong><br />

the electrolyser, which has the capacity to<br />

produce up to 15 tonnes <strong>of</strong> green hydrogen<br />

per day.<br />

The Masshylia project has been labelled<br />

as innovative <strong>and</strong> <strong>of</strong> great interest to the<br />

region by several regional institutions<br />

(Provence-Alpes-Côte d‘Azur South Region,<br />

Métropole Aix-Marseille-Provence,<br />

Capenergies competitiveness cluster). It<br />

benefits from the support <strong>of</strong> local actors <strong>for</strong><br />

its ability to reduce CO 2 emissions <strong>and</strong><br />

demonstrate the economic advantages <strong>of</strong><br />

renewable hydrogen <strong>and</strong> its integration<br />

into the local ecosystem <strong>and</strong> at the European<br />

level.<br />

The two partners aim to begin construction<br />

<strong>of</strong> the facilities in 2022, following the<br />

completion <strong>of</strong> the advanced engineering<br />

study, with a view to production in 2024,<br />

subject to the necessary financial support<br />

<strong>and</strong> public authorisations. To this end, the<br />

project has already applied <strong>for</strong> subsidies<br />

from the French (AMI) <strong>and</strong> European authorities<br />

(IPCEI, Innovation Fund).<br />

„Innovation <strong>and</strong> sustainability are at the<br />

heart <strong>of</strong> this joint project. As demonstrated<br />

by our commitment to the European Clean<br />

Hydrogen Alliance, we believe in the future<br />

<strong>of</strong> renewable hydrogen, <strong>and</strong> we are working<br />

with our partner ENGIE to make it happen.<br />

This renewable hydrogen production<br />

facility, combined with our expertise in<br />

solar energy, is a further step in our commitment<br />

to get to net zero by 2050..“ says<br />

Philippe Sauquet, President Gas, Renewables<br />

& Power at Total. „The association <strong>of</strong><br />

two leading French energy companies will<br />

make it possible to develop the hydrogen<br />

sector <strong>and</strong> become its leaders thanks to this<br />

joint, industrial <strong>and</strong> internationally reproducible<br />

project“.<br />

„The Masshylia project demonstrates the<br />

capacity <strong>of</strong> ENGIE to meet the challenges <strong>of</strong><br />

the energy transition by developing innovative<br />

carbon neutral solutions. The partnership<br />

between ENGIE <strong>and</strong> Total, by its<br />

scale <strong>and</strong> its very ambitious integrated approach,<br />

embodies ENGIE’s renewable hydrogen<br />

development strategy to reduce our<br />

clients CO 2 footprint. It also paves the way<br />

<strong>for</strong> a multi-usage renewable hydrogen hub<br />

in the near future, strongly rooted in the<br />

region <strong>and</strong> with an international outreach.“<br />

says Gwenaëlle Avice-Huet, EN-<br />

GIE’s EVP in charge <strong>of</strong> renewable energies.<br />

(21511153)<br />

LL<br />

www.engie.com<br />

ENGIE commissions 3 GW<br />

renewable capacity, in a difficult<br />

global p<strong>and</strong>emic context<br />

(engie) ENGIE commissioned 3 GW <strong>of</strong> new<br />

renewable capacity in 2020, including ~ 2<br />

GW in the US. In a difficult global p<strong>and</strong>emic<br />

context, ENGIE has reiterated the<br />

strong growth per<strong>for</strong>mance delivered in<br />

2019.<br />

ENGIE is on track to meet its target to add<br />

9 GW <strong>of</strong> renewable capacity between 2019<br />

<strong>and</strong> <strong>2021</strong>.<br />

In addition, the Group also acquired<br />

2 GW <strong>of</strong> operating assets in Europe.<br />

At the end <strong>of</strong> 2020, ENGIE‘s gross renewable<br />

energy capacity amounts to 31 GW.<br />

Of the 3 GW added in 2020, 70% is onshore<br />

wind, 21% solar PV <strong>and</strong> <strong>for</strong> the first<br />

time 9% <strong>of</strong>fshore wind with the commissioning<br />

<strong>of</strong> the first tranche <strong>of</strong> a bottom-fixed<br />

<strong>of</strong>fshore wind farm in Belgium (Seamade<br />

Mermaid, 235 MW). These new assets can<br />

provide enough renewable energy to supply<br />

1.3 million households over a 12 month<br />

period.<br />

The capacity installed in 2020 is distributed<br />

as follows:<br />

• North America: ~1.8 GW<br />

• Europe: ~0.9 GW<br />

• Latin America <strong>and</strong> others: ~0.3 GW<br />

14


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

With nearly 2 GW <strong>of</strong> additional capacity<br />

installed in 4 US states, 2020 was a milestone<br />

year <strong>for</strong> ENGIE in this country. EN-<br />

GIE now operates more than 3 GW <strong>of</strong> renewable<br />

generation capacity in North<br />

America.<br />

At the end <strong>of</strong> 2020, ENGIE operates<br />

31 GW <strong>of</strong> renewable assets, up 5 GW vs.<br />

end 2019:<br />

• 3 GW <strong>of</strong> organic development<br />

• 2 GW through acquisitions <strong>of</strong> operating<br />

assets: 1.7 GW hydro in Portugal <strong>and</strong><br />

0.3 GW wind in Italy <strong>and</strong> France.<br />

Overall, ENGIE’s renewable portfolio<br />

consists <strong>of</strong> ~57% hydroelectric capacity<br />

<strong>and</strong> ~43% wind & solar assets <strong>and</strong> renewables<br />

account <strong>for</strong> 30% <strong>of</strong> ENGIE’s gross<br />

power generation capacity (101 GW).<br />

Through renewable energy development,<br />

<strong>and</strong> thanks to its trading capabilities,<br />

ENGIE provides public <strong>and</strong> private<br />

customers with renewable energy supply<br />

under optimized contractual <strong>and</strong> financial<br />

arrangements. Doing so, the Group has<br />

further strengthened its positioning in the<br />

rapidly growing market <strong>of</strong> long-term corporate<br />

power purchase agreements<br />

(„Green Corporate PPAs“) with more than<br />

1.5 GW <strong>of</strong> contracts signed <strong>for</strong> the Group’s<br />

assets in 2020.<br />

Catherine MacGregor, ENGIE’s CEO said:<br />

„ENGIE‘s commissioning <strong>of</strong> 3 GW <strong>of</strong> additional<br />

renewable capacity, in 2020 is consistent<br />

with our growth strategy in renewables<br />

<strong>and</strong> positions ENGIE as a leader in<br />

global renewable development. This is an<br />

achievement in a challenging context <strong>for</strong><br />

the industry in 2020. This per<strong>for</strong>mance<br />

puts us on track to meet our target to add 9<br />

GW capacity over the 2019 to <strong>2021</strong> period,<br />

<strong>and</strong> makes us confident in our capacity to<br />

further accelerate renewables growth in<br />

the years to come.“ (21511155)<br />

LL<br />

www.engie.com<br />

Die EnBW treibt den Ausbau der<br />

Solarenergie mit zwei weiteren<br />

Großprojekten voran<br />

• Investitionsentscheidung für zwei<br />

weitere förderfreie Solarparks getr<strong>of</strong>fen<br />

• Baubeginn bereits für Anfang <strong>2021</strong><br />

geplant<br />

• Photovoltaik als Wachstumsmotor trotz<br />

Corona<br />

(enbw) Mit dem Projekt Weesow-Willmersdorf<br />

nimmt die EnBW derzeit in Br<strong>and</strong>enburg<br />

Deutschl<strong>and</strong>s größten Solarpark<br />

schrittweise in Betrieb. Parallel hat sie nun<br />

bereits für die nächsten beiden Großprojekte<br />

die Investitionsentscheidung getr<strong>of</strong>fen:<br />

Ebenfalls in Br<strong>and</strong>enburg angesiedelt,<br />

soll der Bau der beiden Solarparks „Gottesgabe“<br />

und „Alttrebbin“ zum Jahresbeginn<br />

<strong>2021</strong> starten. Gemeinsam mit dem Projekt<br />

Weesow-Willmersdorf kommen die drei<br />

Parks annähernd auf eine Gesamtleistung<br />

von rund 500 Megawatt und untermauern<br />

damit den strategischen Stellenwert der<br />

Solarenergie beim weiteren Ausbau der Erneuerbaren<br />

Energien. Einst ein Energieunternehmen<br />

mit bis zu 80 Prozent konventioneller<br />

Erzeugung, will die EnBW bis 2025<br />

rund die Hälfte ihres Portfolios mit erneuerbaren<br />

Energien bestreiten.<br />

Photovoltaik ist neben der Windkraft an<br />

L<strong>and</strong> und auf See inzwischen eine tragende,<br />

dritte Säule in der Ausbaustrategie des<br />

Unternehmens für erneuerbare Energien.<br />

„Um die für Deutschl<strong>and</strong> gesetzten Klimaziele<br />

zu erreichen, brauchen wir einen<br />

jährlich klar definierten Weg für den weiteren<br />

Zubau erneuerbarer Energien“, sagt<br />

Dirk Güsewell, Leiter Erzeugung Portfolioentwicklung<br />

der EnBW. „Bei Solarenergie<br />

wäre dafür ein jährlicher Zubau von fünf<br />

bis zehn Gigawatt notwendig. Mit unseren<br />

drei Großprojekten können wir hier nun<br />

auf einen Schlag einen wesentlichen Beitrag<br />

leisten.“<br />

Etwa 60 Kilometer östlich von Berlin im<br />

L<strong>and</strong>kreis Märkisch-Oderl<strong>and</strong> werden die<br />

beiden jeweils rund 150 Megawatt großen<br />

Projekte errichtet. Zusammen mit dem 187<br />

Megawatt großen Solarpark Weesow-Willmersdorf<br />

entsteht somit ein einzigartiges<br />

Solar-Cluster in großer räumlicher Nähe.<br />

Mit den Projekten kann umgerechnet für<br />

rund 140.000 Haushalte umweltfreundlicher<br />

Strom erzeugt werden, das entspricht<br />

etwa 70 Prozent der Haushalte in den<br />

br<strong>and</strong>enburgischen L<strong>and</strong>kreisen Barnim<br />

und Märkisch-Oderl<strong>and</strong>.<br />

Br<strong>and</strong>enburgs Wirtschaftsminister<br />

Jörg Steinbach: „Erneuerbare Energien<br />

können wettbewerbsfähig sein“<br />

„Was vor einigen Jahren noch illusorisch<br />

erschien, ist Realität geworden: Die regenerative<br />

Stromerzeugung ohne unterstützende<br />

Vergütung durch das Erneuerbare<br />

Energien Gesetz (EEG) funktioniert. Damit<br />

zeigt sich, dass die erneuerbaren Energien<br />

wettbewerbsfähig sein können“, erklärt<br />

Br<strong>and</strong>enburgs Minister für Wirtschaft, Arbeit<br />

und Energie, Jörg Steinbach. „Mit Projekten<br />

wie den Solarparks in Weesow-Willmersdorf,<br />

Gottesgabe und Alttrebbin trägt<br />

die EnBW dazu bei, unsere energie- und<br />

klimapolitischen Ziele zu erreichen. Br<strong>and</strong>enburg<br />

nimmt bei der Energiewende eine<br />

Spitzenstellung ein, denn kaum ein <strong>and</strong>eres<br />

L<strong>and</strong> hat den Ausbau der erneuerbaren<br />

Energien stärker vorangetrieben als wir.“<br />

Darüber hinaus begrüßt der Minister die<br />

Absicht von EnBW, Teilgewerke des Projektes<br />

an regional ansässige Unternehmen<br />

vergeben zu wollen. „Hier funktioniert,<br />

was man bei <strong>and</strong>eren Projekten häufig vermisst:<br />

Die regionale Wertschöpfung.“<br />

325.000 Tonnen CO 2<br />

durch Solarenergie vermieden<br />

Durch das Solar-Cluster aus drei Photovoltaik-Großprojekten<br />

können rund<br />

325.000 Tonnen CO 2 vermieden werden.<br />

Die EnBW will die Bauarbeiten analog zu<br />

Weesow-Willmersdorf innerhalb eines Jahres<br />

abwickeln und beide Anlagen bis Jahresende<br />

<strong>2021</strong> in Betrieb nehmen. Auch<br />

diese beiden Projekte realisiert die EnBW<br />

ohne Fördermittel. Den Strom vermarktet<br />

sie über den EnBW-eigenen Stromh<strong>and</strong>el.<br />

Dabei stehen alle Optionen <strong>of</strong>fen, sei es für<br />

Power Purchase Agreements (PPA), für<br />

den Stromh<strong>and</strong>el an der Börse oder auch<br />

über das eigene Vertriebsportfolio.<br />

Zu den Projekten gehören ebenfalls zahlreiche<br />

Natur- und Artenschutzmaßnahmen,<br />

welche die regionale Biodiversität<br />

fördert, wie eine Studie des Bundesverb<strong>and</strong>s<br />

Neue Energiewirtschaft (bne) zeigt.<br />

Die rund 400 Hektar große Baufläche aller<br />

drei Projekte wird dabei vollflächig mit heimischem<br />

Saatgut begrünt und mit Bäumen,<br />

Hecken und Sträuchern im direkten<br />

Umfeld ergänzt. (21511140)<br />

LL<br />

www.enbw.com<br />

Offshore-Windpark He Dreiht:<br />

EnBW erteilt Zuschlag für die<br />

Projektzertifizierung<br />

(enbw) Die EnBW hat den Zuschlag bei der<br />

EU-weiten Ausschreibung für die Projektzertifizierung<br />

des Offshore-Windparks<br />

EnBW He Dreiht an die Bureau Veritas Industry<br />

Services GmbH vergeben. Damit<br />

wird sie die Zertifizierung für die Windkraftanlagen<br />

und die Fundamente nach<br />

den An<strong>for</strong>derungen des Bundesamts für<br />

Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH)<br />

für alle Projektphasen übernehmen. Die<br />

Zertifizierung soll Ende 2025 abgeschlossen<br />

werden und einen sicheren Betrieb des<br />

Windparks über 25 Jahre gewährleisten.<br />

Derzeit laufen noch die Ausschreibungen<br />

für die Turbinenlieferung und -installation<br />

sowie für den Service- und Wartungsvertrag,<br />

für das Design der Fundamente sowie<br />

für Lieferung und Installation der Innerparkverkabelung.<br />

Nächstes Jahr wird die<br />

EnBW mit den Ausschreibungen für Fertigung<br />

sowie Transport und Installation der<br />

Fundamente beginnen.<br />

EnBW He Dreiht wird 90 km nordwestlich<br />

von Borkum und ungefähr 110 km<br />

westlich von Helgol<strong>and</strong> in der Nordsee liegen.<br />

Mit einer Kapazität von 900 MW gehört<br />

He Dreiht zu den größten geplanten<br />

Offshore-Windkraftprojekten in Europa<br />

und soll 2025 in Betrieb gehen. (21511144)<br />

LL<br />

www.enbw.com<br />

15


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Ankündigung<br />

NEUER TERMIN!<br />

<strong>VGB</strong>-Fachtagung „Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb<br />

<strong>2021</strong>“<br />

11. und 12. November <strong>2021</strong> | Dorint Hotel, Potsdam<br />

Die <strong>VGB</strong>-Fachtagung „Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb <strong>2021</strong>“ – mit<br />

begleitender Fachausstellung – findet am 11./12. November <strong>2021</strong> im Dorint<br />

Hotel in Potsdam statt.<br />

Die sich im Kontext mit der Energiewende in kurzen Zeiträumen verändernden<br />

An<strong>for</strong>derungen im Strom- und Wärmemarkt sowie im öffentlichen Gastransportnetz<br />

er<strong>for</strong>dern für den wirtschaftlichen, sicheren und umweltverträglichen<br />

Betrieb von Gasturbinenanlagen eine rechtzeitige Anpassung operativer und<br />

anlagentechnischer Konzepte.<br />

Im Zweijahresrhythmus werden mit Gasturbinen befasste Fachleute der Betreiber,<br />

Hersteller, Planer, Verbände, Versicherer, F&E-Zentren, Behörden und<br />

in korrespondierenden Geschäftsbereichen vom <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. dazu<br />

eingeladen, durch Vorträge und umfassende Diskussion aktueller Fragen zur<br />

Gasturbine und dem Gasturbinenbetrieb den Erfahrungs-, Erkenntnis- und<br />

Gedankenaustausch zu intensivieren.<br />

In einem breit gefächerten Themenportfolio werden wir uns aktuellen Fragen<br />

aus dem Betrieb von Altanalgen, Best<strong>and</strong>sanlagen und Neuanlagen sowie der<br />

Planung neuer Gasturbinenanlagen und innovativen R&D-Projekten der gasturbinenbasierten<br />

Energietechnik zuwenden.<br />

Für das vorgesehene Vortragsportfolio bitten wir Sie, uns freundlicherweise zu<br />

folgenden Themen Ihre Präsentationsvorschläge mit kurzgefasstem Abstract<br />

zeitnah zu unterbreiten:<br />

ı Energie- und Umweltpolitische Rahmenbedingungen für Gasturbinenanlagen,<br />

u. a.<br />

ELV-An<strong>for</strong>derungen aus der Novelle der 13.BImSchV; KWK Gesetz; An<strong>for</strong>derungen<br />

aus dem Netzausbau; Gasturbinenbasierte Speicherkonzepte<br />

ı Maßnahmen zur Flexibilitätssteigerung und deren Konsequenzen, u. a.<br />

Absenkung der Mindestlast unter Einhaltung von Emissionsgrenzwerten;<br />

Erhöhung der Lastgradienten; Brennst<strong>of</strong>f-Flexibilität, Einsatz von Wasserst<strong>of</strong>f,<br />

Syngas, DME aus „Power to Gas“; Vermarktung von Alt- und Best<strong>and</strong>sanlagen;<br />

Einfluss vermehrter instationärer Beanspruchung der Gasturbine<br />

auf Lebensdauer und Schadenhäufigkeit<br />

ı Inst<strong>and</strong>haltung und Modernisierung, u. a.<br />

Entstehung und Umgang mit Cr VI-Belägen auf Gasturbinenkomponenten;<br />

Konzepte für flexiblere und längere Inspektions-/Revisionsintervalle, EOH-<br />

Algorithmen; LTE- und Upgrade-Konzepte<br />

ı Innovative Technologien und neue Produkte, u. a.<br />

Kühltechniken und Werkst<strong>of</strong>fe für den Heißgaspfad; Brenner- und Brennkammerkonzepte<br />

für die Emissionsminderung und H2-Mitverbrennung; Projekt-<br />

und Betriebserfahrungen mit Gasturbinenanlagen; Additive Manufacturing<br />

(3D-Druck) und Selective Laser Melting für Neufertigung und Refurbishment;<br />

Konzepte der Digitalisierung für Betrieb und Inst<strong>and</strong>haltung von<br />

Gasturbinen-Anlagen<br />

Reichen Sie Vorschläge von Themen und Vortragenden per Online<strong>for</strong>mular ein<br />

unter:<br />

https://www.vgb.org/gasturbinen_gasturbinenbetrieb_21_cfp.html<br />

Einsendeschluss ist der 31. Mai <strong>2021</strong>!<br />

Um unseren hohen qualitativen Ansprüchen gerecht zu werden, bitten wir Sie<br />

Verständnis dafür zu haben, dass Präsentationen mit verdecktem Marketing<br />

und betonter Produktpräsentation keine Berücksichtigung finden können.<br />

In der Fachausstellung erwarten Sie Spezialisten der zahlreich vertretenen Firmen<br />

der Gasturbinenbranche zu St<strong>and</strong>gesprächen.<br />

Ihre Ansprechpartnerin<br />

Diana Ringh<strong>of</strong>f (Fachtagung)<br />

E-Mail<br />

vgb-gasturb@vgb.org<br />

Telefon<br />

+49 201 8128-232<br />

Konferenzsprachen<br />

Deutsch und Englisch<br />

Simultanübersetzung ist vorgesehen<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

Deutschl<strong>and</strong><br />

16<br />

Wir bitten ebenfalls um Mitteilung,<br />

falls Sie an einer Teilnahme als Aussteller interessiert sind:<br />

Ihr Ansprechpartner: Angela Langen<br />

E-Mail:<br />

angela.langen@vgb.org<br />

Telefon: +49 201 8128-310<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

Deutschl<strong>and</strong>


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Announcement<br />

NEW DATE!<br />

<strong>VGB</strong> Conference „Gas Turbines <strong>and</strong> Operation <strong>of</strong><br />

Gas Turbines <strong>2021</strong>“<br />

11 <strong>and</strong> 12 November <strong>2021</strong> | Dorint Hotel, Potsdam/Germany<br />

The <strong>VGB</strong> Conference "Gas Turbines <strong>and</strong> Operation <strong>of</strong> Gas Turbines <strong>2021</strong>"<br />

– with accompanying technical exhibition – takes place at the Dorint Hotel in<br />

Potsdam/Germany on 11/12 November <strong>2021</strong>.<br />

In the context <strong>of</strong> the energy transition in a short period <strong>of</strong> time, the changing<br />

requirements in electricity <strong>and</strong> heat market <strong>and</strong> the public gas transport network<br />

require the timely adjustment <strong>of</strong> operational <strong>and</strong> plant engineering concepts<br />

<strong>for</strong> economical, safe <strong>and</strong> environmentally operation <strong>of</strong> gas turbines.<br />

In two-year intervals gas turbine experts from operators, manufacturers, planning<br />

<strong>of</strong>fices, associations, insurance companies, R&D centers, authorities <strong>and</strong><br />

corresponding business areas <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. are invited by <strong>VGB</strong><br />

PowerTech e.V. <strong>for</strong> intensifying the exchange <strong>of</strong> experience, findings <strong>and</strong> ideas<br />

by lectures <strong>and</strong> comprehensive discussions in the area <strong>of</strong> gas turbines <strong>and</strong><br />

the gas turbine operation.<br />

In a wide range <strong>of</strong> topics, we will address current issues from the operation <strong>of</strong><br />

old plants, existing plants <strong>and</strong> new plants, as well as the planning <strong>of</strong> new gas<br />

turbine plants <strong>and</strong> innovative R&D projects in gas turbine-based energy technology.<br />

For the provided topic portfolio we kindly ask you to submit your proposals <strong>for</strong><br />

presentations as short description in a reasonable time:<br />

ı Energy <strong>and</strong> environmental policy framework conditions <strong>for</strong> gas turbine<br />

plants, among other topics<br />

ELV requirements from the amendment to the 13.BImSchV; CHP law; Requirements<br />

from grid expansion; Gas turbine based storage concepts<br />

ı Measures <strong>for</strong> increasing the effectiveness <strong>and</strong> its consequences,<br />

among others topics<br />

Reduction <strong>of</strong> the minimum load by compliance <strong>of</strong> the emission limit values;<br />

Increase <strong>of</strong> the load gradient; Fuel flexibility, e.g. hydrogen, syngas, DME<br />

from “power to gas”; Marketing <strong>of</strong> old plants <strong>and</strong> existing plants; Impact <strong>of</strong><br />

increased transient loads <strong>of</strong> the gas turbine on lifetime <strong>and</strong> frequency <strong>of</strong><br />

claims<br />

ı Maintenance <strong>and</strong> modernization, among other topics<br />

Creation <strong>and</strong> h<strong>and</strong>ling <strong>of</strong> Cr VI linings on gas turbine components; Concepts<br />

<strong>for</strong> more flexible <strong>and</strong> longer revision intervals, EOH algorithms; LTE <strong>and</strong> upgrade<br />

concepts<br />

ı Innovative technology <strong>and</strong> new products, among other things<br />

Cooling technologies <strong>and</strong> materials <strong>for</strong> the hot gas path; Burner <strong>and</strong> combustion<br />

chamber concepts <strong>for</strong> emission reduction <strong>and</strong> H2 co-incineration;<br />

Combustion chamber bypass as innovative concept <strong>for</strong> increase <strong>of</strong> flexibility;<br />

Operational <strong>and</strong> project experiences with gas turbine plants; Additive<br />

manufacturing (3D-printing) <strong>and</strong> Selective Laser Melting <strong>for</strong> new production<br />

<strong>and</strong> refurbishment; Concepts <strong>of</strong> digitalization <strong>for</strong> operation <strong>and</strong> maintenance<br />

<strong>of</strong> gas turbine plants<br />

You are kindly ask to submit proposals <strong>for</strong> lectures <strong>and</strong> speakers online:<br />

https://www.vgb.org/en/gasturbinen_gasturbinenbetrieb_21_cfp.html<br />

The deadline <strong>for</strong> submission is 31 May <strong>2021</strong>!<br />

To fulfill our high quality st<strong>and</strong>ards, please do underst<strong>and</strong> that presentations<br />

with concealed marketing <strong>and</strong> emphasized product presentation cannot find<br />

consideration.<br />

In the exhibition, specialists from the numerous companies represented in the<br />

gas turbine industry will be waiting to talk to you.<br />

Members´News<br />

Your Contact<br />

Diana Ringh<strong>of</strong>f (Conference)<br />

E-mail<br />

vgb-gasturb@vgb.org<br />

Phone<br />

+49 201 8128-232<br />

Conference language<br />

German <strong>and</strong> English<br />

simultaneous translation is <strong>for</strong>seen<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

Germany<br />

We also ask you to let us know if you are interested<br />

in participating as an exhibitor:<br />

Your Contact: Angela Langen<br />

E-mail:<br />

angela.langen@vgb.org<br />

Phone: +49 201 8128-310<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

Germany<br />

17


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

EnBW nimmt Windpark<br />

Schwienau III in Betrieb<br />

(enbw) Die EnBW hat am 14. Januar <strong>2021</strong>,<br />

die letzte der drei neuen Windenergieanlagen<br />

des Windparks Schwienau III in Betrieb<br />

genommen. Projektleiter Christopher<br />

Sonntag erwartet eine jährliche Stromernte<br />

von deutlich über 30 Millionen Kilowattstunden:<br />

„Damit können wir rechnerisch<br />

an die 10.000 Haushalte klimaschonend<br />

mit Strom versorgen“. Die Zusammenarbeit<br />

mit der Samtgemeinde Bevensen-Ebstorf,<br />

zu der Schwienau gehört, habe das<br />

Projekt von Anfang an unterstützt.<br />

Durch frühzeitige Bürgerbeteiligungen,<br />

die im Rahmen einer umfassenden Projektvorstellung<br />

im Vorfeld in öffentlicher Sitzung<br />

geleistet wurden, wurde die Gemeinde<br />

in<strong>for</strong>miert. „Wir freuen uns, dass unsere<br />

Gemeinde mit den neuen Windenergieanlagen<br />

einen noch größeren Beitrag für klimaschonende<br />

Stromerzeugung leistet“,<br />

erklärt Hans-Joachim Bütow, Bürgermeister<br />

von Schwienau.<br />

Die drei Windenergieanlagen vom Typ<br />

Vestas V150 verfügen jeweils über eine<br />

Nennleistung von 4,2 Megawatt. Die Nabenhöhe<br />

der Anlagen liegt zwischen 148<br />

und 166 Metern, der Rotordurchmesser<br />

beträgt 150 Meter und die Gesamthöhe<br />

maximal 241 Meter.<br />

Das Gelände des Windparks Schwienau III<br />

liegt östlich der Gemarkung Stadorf und besteht<br />

aus l<strong>and</strong>wirtschaftlich genutzten Flächen.<br />

Im Umfeld stehen bereits mehrere Windenergieanlagen,<br />

unter <strong>and</strong>erem auch fünf<br />

der EnBW mit je 2,0 Megawatt Nennleistung.<br />

Der Inbetriebnahme des Windparks gingen<br />

umfangreiche naturschutzfachliche<br />

Untersuchungen voraus, in denen Biologen<br />

die Auswirkungen der Anlagen auf Natur<br />

und Umwelt überprüft haben. (21511150)<br />

LL<br />

www.enbw.com<br />

EnBW schließt Sanierungsarbeiten<br />

nach Br<strong>and</strong> im Heizkraftwerk<br />

Heilbronn erfolgreich ab<br />

(enbw) Das EnBW-Heizkraftwerk Heilbronn<br />

ist jetzt wieder voll verfügbar. Nach<br />

dem Br<strong>and</strong>, der sich Ende letzten Jahres in<br />

der Entschwefelungsanlage des Blocks 7<br />

ereignet hatte, st<strong>and</strong> nur noch eine der beiden<br />

Rauchgasreinigungsstraßen zur Verfügung.<br />

Während der Sanierung konnte der<br />

Kraftwerksblock entsprechend nur mit halber<br />

Leistung betrieben werden. Nun sind<br />

die Arbeiten abgeschlossen und die Betriebsfähigkeit<br />

der beschädigten Anlagenteile<br />

wieder vollständig hergestellt. „Ich<br />

bin froh, dass Block 7 jetzt wieder zu 100<br />

Prozent einsatzfähig ist“, bemerkt Jürgen<br />

Weigelt, Leiter Produktion der EnBW Kraftwerke<br />

Heilbronn, Marbach und Walheim,<br />

zufrieden. „Dank des großartigen Engagements<br />

der Kollegen des St<strong>and</strong>ortes Heilbronn<br />

war es möglich, die Maßnahmen so<br />

erfolgreich und im geplanten Zeitfenster<br />

umzusetzen.“<br />

Im Rahmen der Inst<strong>and</strong>setzung mussten<br />

zunächst – in enger Absprache mit den Behörden<br />

– die rund 7.000 Kubikmeter Löschwasser<br />

und die rund 1.500 Tonnen verunreinigten<br />

Absorber-Gipses, Br<strong>and</strong>reste,<br />

Strahls<strong>and</strong> und Stahlschrott entsorgt werden.<br />

Danach konnte mit den umfangreichen<br />

Sanierungsarbeiten begonnen werden.<br />

Allein für die Erneuerung des Korrosionsschutzes<br />

an den Rauchgaskanälen wurden<br />

Flächen von circa 4.000 Quadratmetern<br />

neu beschichtet. Die Schadenssumme<br />

beläuft sich auf rund 18 Millionen Euro.<br />

Auf der Baustelle waren in Spitzenzeiten<br />

bis zu 150 Fremdfirmenmitarbeiter unterschiedlicher<br />

Dienstleister tätig. „Um dieses<br />

Vorhaben auch in Zeiten der Corona-P<strong>and</strong>emie<br />

durchführen zu können, hatte die<br />

EnBW zusammen mit dem Gesundheitsamt<br />

Heilbronn ein spezielles Hygienekonzept<br />

erarbeitet“, erläutert Bernd Alicke,<br />

Leiter Inst<strong>and</strong>haltung der Kraftwerke Heilbronn,<br />

Marbach und Walheim. „Alle Beteiligten<br />

haben sich an die Regeln gehalten.<br />

Es gab keine Covid-19-Fälle im Zusammenhang<br />

mit diesem Projekt.“<br />

Heizkraftwerk Heilbronn<br />

Block 7 des Heizkraftwerks Heilbronn<br />

wird in Kraft-Wärme-Kopplung betrieben.<br />

Er hat eine elektrische Leistung von 778<br />

Megawatt und eine thermische Leistung<br />

von 320 Megawatt. Von den ursprünglich<br />

sieben Blöcken auf dem Kraftwerksgelände<br />

sind insgesamt noch drei in Betrieb – von<br />

denen zwei ausschließlich für die Netzreserve<br />

zur Verfügung stehen und nicht am<br />

Marktgeschehen teilnehmen. Als kleinere<br />

St<strong>and</strong>orte sind die Kraftwerke in Marbach<br />

und Walheim dem St<strong>and</strong>ort Heilbronn zugeordnet.<br />

(21511147)<br />

LL<br />

www.enbw.com<br />

E.ON: Energiewendeprojekt<br />

DESIGNETZ startet<br />

in den Live-Betrieb<br />

• Ergebnisse aus vier Jahren Forschung<br />

und Entwicklung werden nun in der<br />

Praxis erprobt<br />

• Integration realer Anlagen in ein<br />

simuliertes Energiesystem der Zukunft<br />

zeigt Heraus<strong>for</strong>derungen der<br />

Energiewelt von morgen<br />

• E.ON ist Konsortialführer des<br />

Projektkonsortiums aus 46 Partnern<br />

(eon) In DESIGNETZ untersuchen 46 Partner<br />

in drei Bundesländern, wie ein dezentrales,<br />

digitales und grünes Energiesystem<br />

der Zukunft funktioniert. Mögliche Lösungen<br />

werden in einem komplexen Zusammenspiel<br />

aus Realität und Simulation erprobt.<br />

Bislang hatten die Experten die Teilprojekte<br />

wie z.B. Batteriespeicher oder Power-to-<strong>Heat</strong>-Anlagen<br />

einzeln aufgebaut<br />

und in Betrieb genommen sowie Erkenntnisse<br />

darüber gesammelt, wie das Gesamtsystem<br />

aufgebaut werden kann. Nach vier<br />

Jahren Projektarbeit ist es nun so weit: DE-<br />

SIGNETZ startet in den Live-Betrieb – Einzelanlagen<br />

werden in das Gesamtsystem<br />

integriert. Erstmals ist jetzt eine bidirektionale<br />

Kommunikation zwischen den realen<br />

technischen Anlagen und dem sogenannten<br />

System Cockpit, welches Netzsituationen<br />

aus 2035 simuliert, möglich.<br />

Thomas König, bei E.ON für das Netzgeschäft<br />

verantwortlich, sagt: „Mit dem<br />

Live-Betrieb von DESIGNETZ haben wir<br />

einen wichtigen Meilenstein erreicht. Wir<br />

werden anh<strong>and</strong> der Ergebnisse aufzeigen<br />

können, wie die Energiewelt von morgen<br />

aussehen kann und welche Rahmenbedingungen<br />

die verschiedenen Akteure noch<br />

anpassen müssen, damit die Energiewende<br />

erfolgreich wird. DESIGNETZ liefert damit<br />

nicht nur für uns wichtige Impulse, sondern<br />

auch für Politik und Regulierung.“<br />

Das Heizkraftwerk Heilbronn ist nach dem Br<strong>and</strong> Ende 2019 wieder voll verfügbar. (Foto: EnBW)<br />

(21511147)<br />

18


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

Die technischen Anlagen der DESIG-<br />

NETZ-Teilprojekte übermitteln ihre Erzeugungs-,<br />

Verbrauchs- und Speicherkapazitäten<br />

(Flexibilität) über eine dezentrale Datendrehscheibe,<br />

das Energy Gateway, an<br />

das System Cockpit. Ein Energiespeicher<br />

schätzt beispielsweise ab, wie viel elektrische<br />

Energie er im Testzeitraum speichern<br />

bzw. in das Verteilnetz einspeisen kann.<br />

Das System Cockpit berechnet daraus mithilfe<br />

von Wetterdaten die erwartete Netzauslastung<br />

und den optimalen Flexibilitätseinsatz.<br />

Es meldet dann an die Anlagen<br />

zurück, welche Flexibilität verfügbar gemacht<br />

werden soll.<br />

Während des Testlaufs ermittelt das System<br />

Cockpit, ob die Anlagen der Teilprojekte<br />

die ange<strong>for</strong>derte Flexibilität auch tatsächlich<br />

wie ange<strong>for</strong>dert erbringen konnten.<br />

Dadurch werden wertvolle Erfahrungen<br />

gesammelt, wie die angebundenen<br />

Technologien auf die für sie realen An<strong>for</strong>derungen<br />

reagieren und welche Rolle technische<br />

Störungen, Wetterumschwünge<br />

und Reaktionszeiten der Anlagen spielen.<br />

Außerdem ist das System Cockpit dazu in<br />

der Lage, die technischen Anlagen der heutigen,<br />

realen Welt in ein simuliertes Energieversorgungssystem<br />

des Jahres 2035 zu<br />

integrieren.<br />

Die im Live-Betrieb gewonnenen Daten<br />

werden bis Ende März analysiert und fließen<br />

in die finalen Ergebnisse des umfassendsten<br />

Energiewendeprojekts überhaupt<br />

ein. DESIGNETZ wird konkrete Aussagen<br />

darüber treffen, wie Netzbetreiber, aber<br />

auch Flexibilitätsanbieter zukünftig Flexibilität<br />

für den Markt und im Verteilnetz<br />

nutzbar bzw. h<strong>and</strong>elbar machen können.<br />

Die Erkenntnisse aus dem Projekt werden<br />

außerdem zeigen, wie St<strong>and</strong>ardisierung<br />

und Digitalisierung weiter vorangetrieben<br />

werden müssen und wie das regulatorische<br />

Umfeld aussehen muss, damit technische<br />

Flexibilitätspotenziale auch tatsächlich genutzt<br />

werden können und die Energiewende<br />

gelingt.<br />

Über DESIGNETZ<br />

DESIGNETZ wird im Rahmen des Förderprogramms<br />

SINTEG (Schaufenster Intelligente<br />

Energie) des Bundesministeriums<br />

für Wirtschaft und Energie in den Bundesländern<br />

Nordrhein-Westfalen, Saarl<strong>and</strong><br />

und Rheinl<strong>and</strong>-Pfalz umgesetzt. In diesen<br />

Regionen wird das deutsche Energiesystem<br />

in seiner Vielfalt ideal abgebildet. Das<br />

Projekt ist am 1. Januar 2017 <strong>of</strong>fiziell gestartet<br />

und läuft über rund vier Jahre in<br />

einem Konsortium aus 46 erfahrenen Partnern<br />

aus Energiewirtschaft, Industrie, Forschung<br />

und Entwicklung. Die E.ON SE ist<br />

Konsortialführer des Projekts. Das Projektvolumen<br />

beträgt 66 Millionen Euro.<br />

(21511158)<br />

LL<br />

www.eon.com<br />

ESB: ESB spearheads circa<br />

100 MWh <strong>of</strong> major grid-scale<br />

battery projects in Dublin <strong>and</strong> Cork<br />

(esb) ESB announces that it is embarking<br />

on its first major battery projects at existing<br />

ESB sites at Inchicore, Co Dublin <strong>and</strong> Aghada,<br />

Co Cork.<br />

The projects are the first in a pipeline to<br />

deliver long-duration battery technology<br />

as well as additional flexible enabling technologies<br />

that will support Irel<strong>and</strong> in reaching<br />

its ambitious climate targets <strong>of</strong> 70 percent<br />

<strong>of</strong> electricity from renewable sources<br />

by 2030.<br />

Battery Energy <strong>Storage</strong> Systems will deliver<br />

60 MWh at Inchicore in Dublin <strong>and</strong><br />

38 MWh at Aghada Generating Station in<br />

Cork supporting the national grid in providing<br />

storage capacity <strong>and</strong> stability <strong>for</strong><br />

times <strong>of</strong> low wind.<br />

Paul Smith, Head <strong>of</strong> Asset Development<br />

at ESB <strong>Generation</strong> <strong>and</strong> Trading, says that<br />

the projects are entirely in line with ESB’s<br />

ambition to lead Irel<strong>and</strong>’s transition to a<br />

low carbon future: „Enabling technologies<br />

such as these fast-acting battery projects<br />

are crucial to support the grid <strong>and</strong> will facilitate<br />

ever more onshore wind, <strong>of</strong>fshore<br />

wind <strong>and</strong> solar onto the electricity system<br />

in the coming decades. These projects<br />

mark ESB’s first battery projects in Irel<strong>and</strong><br />

which is another important step on the<br />

company’s low carbon transition journey,<br />

<strong>and</strong> in doing so, help us lead in the delivery<br />

<strong>of</strong> our national climate obligations.“<br />

ESB are very pleased to be working with<br />

partners Fluence, Powercomm Group <strong>and</strong><br />

Kirby Group in the delivery <strong>of</strong> these two<br />

projects.<br />

For Fluence, a Siemens <strong>and</strong> AES energy<br />

storage technology company, the announcement<br />

is also a significant milestone.<br />

„Fluence has extensive experience delivering<br />

energy storage <strong>for</strong> the Irish electric<br />

grid, from the country’s first battery energy<br />

storage project to the fastest system response<br />

time in the world,“ said Paul Mc-<br />

Cusker, vice president <strong>of</strong> EMEA <strong>for</strong> Fluence.<br />

„We look <strong>for</strong>ward to working with<br />

ESB on projects that will help Irel<strong>and</strong> meet<br />

its ambitious clean energy goals <strong>and</strong> provide<br />

a more flexible, reliable <strong>and</strong> sustainable<br />

power system.“ (21511205)<br />

LL<br />

www.esb.ie<br />

Irish energy start-ups encouraged<br />

to participate in global<br />

accelerator programme<br />

• Successful start-ups will take part in<br />

seven-month programme with<br />

mentorship from nine global utilities<br />

including ESB<br />

• Winning company will receive $200,000<br />

<strong>and</strong> opportunity to bring their product<br />

or service to worldwide market<br />

• Irel<strong>and</strong> to host final <strong>of</strong> prestigious<br />

programme from November 9-11, <strong>2021</strong><br />

13 January <strong>2021</strong><br />

(esb) ESB is encouraging Irish energy startups<br />

to apply <strong>for</strong> a coveted spot on the <strong>2021</strong><br />

Free Electrons programme, the world’s first<br />

global utility accelerator that gives entrepreneurs<br />

access to a panel <strong>of</strong> innovative<br />

energy companies with a direct market-channel<br />

to 70 million customers in 40<br />

countries.<br />

It is planned, depending on Covid-19 restrictions,<br />

that this year’s programme will<br />

have a mix <strong>of</strong> physical <strong>and</strong> virtual <strong>of</strong>ferings<br />

where start-ups will receive the support <strong>of</strong><br />

technical experts from utilities, to refine<br />

their <strong>of</strong>ferings <strong>and</strong> introduce their innovative<br />

products <strong>and</strong> services to new markets<br />

in Europe, USA, Middle East, Far East <strong>and</strong><br />

Oceania.<br />

The sponsor utilities – including ESB – are<br />

seeking to collaborate with start-ups that<br />

have developed low-carbon enabling technologies<br />

<strong>and</strong> related customer friendly services<br />

to accelerate the adoption <strong>of</strong> clean<br />

energy in all aspects <strong>of</strong> our lives.<br />

Following the application process, 30<br />

companies will be invited to the initial<br />

Bootcamp event in Dubai this May (may be<br />

hosted online in line with Covid-19 restrictions).<br />

Following this, 15 companies will be<br />

selected to participate in mini modules in<br />

Lisbon <strong>and</strong> Hong Kong with the final taking<br />

place in Dublin from 9 to 11 November<br />

<strong>2021</strong>.<br />

Last year, 857 start-ups from 86 countries<br />

applied <strong>for</strong> the programme while more<br />

than $50 million in commercial deals have<br />

been signed since it first commenced in<br />

2017.<br />

To date, seven Irish technology start-ups<br />

have participated in the bootcamps or programme<br />

modules including Xenotta from<br />

Co Carlow, Sedicii from Co Water<strong>for</strong>d <strong>and</strong><br />

Grid Beyond from Co Dublin.<br />

Speaking about the benefits <strong>of</strong> this programme,<br />

Denis O’Leary, Innovation Manager<br />

at ESB, said:“Innovation is at the heart<br />

<strong>of</strong> all we do at ESB <strong>and</strong> is key to transitioning<br />

to a low-carbon future. The Free Electrons<br />

programme <strong>of</strong>fers us the opportunity<br />

to work with the world’s best start-ups <strong>and</strong>,<br />

in turn, helps them refine <strong>and</strong> create customer<br />

<strong>and</strong> industry focused energy solutions.<br />

As a founding member <strong>of</strong> this initiative,<br />

ESB is proud to once again host a mod-<br />

19


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

ule event later this year where we can<br />

showcase the best <strong>of</strong> Irish innovation <strong>and</strong><br />

industry. I encourage all energy start-ups<br />

to apply <strong>for</strong> this programme <strong>and</strong> we look<br />

<strong>for</strong>ward to working with them on this exciting<br />

journey.“<br />

During the programme, start-ups refine<br />

their value proposition, trial <strong>and</strong> test technology<br />

<strong>and</strong> gain access to invaluable resources,<br />

advice <strong>and</strong> support from around<br />

the globe. During the <strong>2021</strong> programme,<br />

ESB signed three pilot projects with Ripple<br />

Energy, a UK based start-up, Fos4X/Polytech<br />

from Germany <strong>and</strong> Portuguese startup,<br />

Tesselo.<br />

The deadline to apply <strong>for</strong> the programme<br />

is Sunday, 28 March <strong>2021</strong>.<br />

About Free Electrons<br />

Free Electrons is the global energy startup<br />

accelerator programme that connects<br />

the world’s most promising start-ups with<br />

leading utility companies. Free Electrons is<br />

backed by an international alliance <strong>of</strong> utilities<br />

<strong>and</strong> accelerators including: AusNet<br />

Services (Australia), Dubai <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong><br />

Water Authority (Dubai), ESB (Irel<strong>and</strong>),<br />

EDP (Portugal), innogy, Origin Energy<br />

(Australia), Singapore Power (Singapore)<br />

<strong>and</strong> Tokyo Electric Power Company (Japan).<br />

Read more about ESB’s involvement<br />

here: www.esb.ie/free-electrons<br />

(21511206)<br />

LL<br />

www.freeelectrons.org.<br />

www.esb.ie<br />

Revision der thermischen<br />

Abfallverwertungsanlage<br />

Dürnrohr beendet<br />

(evn) Nun ist die Anlage wieder „fit“ und<br />

kann ihren Entsorgungsauftrag erfüllen<br />

und die Abfallverwertung in Niederösterreich<br />

weiterhin sicherstellen<br />

„Boxenstopp“ für die Abfallverwertungsanlage<br />

in Dürnrohr: Einmal im Jahr wird<br />

jede der drei Linien für ca. drei Wochen<br />

außer Betrieb genommen und für die<br />

nächsten 8.000 Betriebsstunden „fit“ gemacht.<br />

Jetzt wurde die jährliche Revision<br />

der Linie 3 abgeschlossen. Seit Anfang November<br />

haben bis zu 150 Fachkräfte von 20<br />

verschiedenen regionalen Firmen und der<br />

EVN selbst die einzelnen Anlagenteile gereinigt,<br />

kontrolliert, notwendige Reparaturen<br />

durchgeführt und Ersatzteile eingebaut.<br />

Geschäftsführer Gernot Alfons: „Trotz der<br />

erschwerten Bedingungen und Einschränkungen<br />

durch die Corona Maßnahmen<br />

konnten wir alle Arbeiten sicher durchführen<br />

und unseren Zeitplan einhalten. Ich bin<br />

stolz auf das Team, dass wir diese Aufgabe<br />

in dieser heraus<strong>for</strong>dernden Zeit gemeinsam<br />

meistern konnten.“<br />

Boxenstopp in der Abfallverwertungsanlage Dürnrohr (21511222)<br />

Nun ist die Anlage wieder „fit“ und kann<br />

ihren Entsorgungsauftrag erfüllen und die<br />

Abfallverwertung in Niederösterreich weiterhin<br />

sicherstellen. Denn die Abfallverwertungsanlage<br />

spielt derzeit noch eine<br />

<strong>and</strong>ere wichtige Rolle:“Bei Verbrennungstemperaturen<br />

von über 1.000°C können<br />

wir aktuell die im Haushaltsrestmüll<br />

befindlichen Abfälle wie Schutzmasken,<br />

Einweganzüge und Einwegh<strong>and</strong>schuhe gesichert<br />

verbrennen“, erläutert Alfons diesen<br />

Beitrag zur P<strong>and</strong>emie-Bekämpfung.<br />

Seit der Stilllegung des benachbarten<br />

Kohlekraftwerks Dürnrohr sichert die<br />

Energie aus dem Müll außerdem im Alleingang<br />

die Energieversorgung der Region.<br />

EVN Abfallverwertung NÖ:<br />

Aus Müll wird Energie<br />

Die Thermische Abfallverwertungsanlage<br />

ist ein wichtiger Eckpfeiler des Energieknotens<br />

Dürnrohr. Das Energiepotenzial<br />

der Anlage beträgt 210 MW. Aus dem angelieferten<br />

Abfall entsteht Dampf, welcher<br />

zur Erzeugung von Strom sowie Fernwärme<br />

für die Gemeinde Zwentendorf und<br />

zwei Drittel der L<strong>and</strong>eshauptstadt St. Pölten<br />

verwendet wird. Zusätzlich wird die<br />

AGRANA Stärke GmbH mit Prozessdampf<br />

beliefert. Durch Energie aus Abfall werden<br />

dadurch fossile Energieträger eingespart.<br />

„Waste-to-energy“ nennt man diese zukunftsweisende<br />

Kombination von thermischer<br />

Abfallbeh<strong>and</strong>lung und Energiegewinnung.<br />

Die MVA Dürnrohr setzt diesbezüglich<br />

in Österreich neue Maßstäbe im<br />

Umgang mit Abfall: Der nicht sinnvoll recyclebare<br />

Anteil des Abfalls wird in der hochmodernen<br />

Anlage umweltschonend verbrannt,<br />

erzeugt Energie und liefert Wertst<strong>of</strong>fe<br />

wie z. B. Gips und Eisenschrott. Nur<br />

etwa 10 % des Volumens bleiben als Schlacke<br />

über, die gefahrlos für das Grundwasser<br />

auf Deponien abgelagert wird. Da in<br />

der Schlacke immer noch wertvolle Rohst<strong>of</strong>fe<br />

enthalten sind, wird diese vor der<br />

endgültigen Ablagerung einer weiteren<br />

Aufbereitung unterzogen.<br />

Mit einer Kapazität von 500.000 Tonnen<br />

Hausrest- und Sperrmüll sowie Gewerbeund<br />

Industrieabfälle pro Jahr verbindet die<br />

Anlage die umweltgerechte Beh<strong>and</strong>lung<br />

von Abfällen, die Nutzung der Energie im<br />

Müll zur Erzeugung von Strom für Haushalte,<br />

Fernwärme und Prozessdampf für<br />

die Industrie sowie den Transport der Abfälle<br />

und Restst<strong>of</strong>fe per Bahn. Im Mittelpunkt<br />

steht die ökologisch bestmögliche<br />

Beh<strong>and</strong>lung von Abfällen, das heißt, die<br />

Zerstörung der Schadst<strong>of</strong>fe im Müll bei<br />

Verbrennungstemperaturen von über<br />

1.000 °C und die Extraktion der nicht zerstörbaren<br />

Schadst<strong>of</strong>fe durch eine moderne,<br />

dreistufige Rauchgasreinigungsanlage.<br />

Die Energie im jährlich verbrannten Müll<br />

entspricht der Energie von ca. 100.000<br />

Tonnen Steinkohle. (21511222)<br />

Über die Anlage<br />

• Januar 2004: Betrieb Linie 1+2 mehr<br />

als 300.000 t/Jahr<br />

• Januar 2010: Betrieb Linie 1+2+3<br />

mehr als 500.000 t/Jahr<br />

• Abfallart: Hausrest- und Sperrmüll,<br />

Industrie- und Gewerbeabfälle<br />

• Zerstörung der Schadst<strong>of</strong>fe im Müll bei<br />

über 1.000 Grad Celsius,<br />

„Hygienisierung“ der Abfälle ist in<br />

Zeiten der Coronap<strong>and</strong>emie eine<br />

wichtige Aufgabenstellung der<br />

thermischen Abfallverwertung !<br />

• Energie aus Müll ersetzt 100.000 t<br />

Kohle bzw. 10 Mio. m3 Gas pro Jahr<br />

• Erzeugung von Strom, Fernwärme und<br />

Prozessdampf für die Industrie<br />

• Reduktion des Müllvolumens auf 1/10<br />

• Ressourcenschonung<br />

• Verminderung von Emissionen durch<br />

3-stufige Rauchgasreinigung<br />

• Reduktion von CO 2 und Treibhauseffekt<br />

• Verbesserte Luftqualität<br />

• Großteils umweltfreundliche<br />

Anlieferung per Bahn<br />

LL<br />

www.evn.at<br />

20


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

EVN: Größtes Naturwärmenetz<br />

Österreichs spart jährlich knapp<br />

100.000 Tonnen CO 2 und<br />

generiert über 9 Mio. Euro<br />

regionaler Wertschöpfung<br />

• Jährlich werden rund 350<br />

Wohneinheiten und rund 20 Gewerbe<br />

bzw. kommunale Objekte neu<br />

angeschlossen<br />

(evn) Im Jahr 2018 entst<strong>and</strong> in der Thermenregion<br />

das größte Naturwärmenetz<br />

Österreichs. 11 Gemeinden umfasst das<br />

rund 150 Kilometer lange Netz. „Die Nachfrage<br />

nach Naturwärme ist nach wie vor<br />

hoch – sowohl im privaten Sektor, aber<br />

auch bei öffentlichen Objekten und der Industrie.<br />

Da macht es natürlich Sinn, das<br />

Naturwärmenetz auszubauen und zu verdichten“,<br />

erläutert EVN Sprecher Stefan<br />

Zach.<br />

Jährlich werden rund 350 Wohneinheiten<br />

und rund 20 Gewerbe bzw. kommunale<br />

Objekte neu angeschlossen. „Unser Naturwärmenetz<br />

wird laufend erweitert und verdichtet<br />

und leistet einen großen Beitrag<br />

zum Klimaschutz. Alleine seit 2018 konnten<br />

rund 285.000 Tonnen CO 2 eingespart<br />

werden. Jedes Jahr kommen knapp<br />

100.000 Tonnen dazu“, so Zach.<br />

Neben den Umweltaspekten gibt es auch<br />

wirtschaftliche Effekte für die Umgebung:<br />

in den letzten drei Jahren wurden rund 25<br />

Mio. Euro an regionaler Wertschöpfung<br />

mit den eingesetzten Hackschnitzel generiert.<br />

„Wir beziehen unseren Biomasse-Bedarf<br />

von lokalen Genossenschaften. Die<br />

Ziele sind eine umweltfreundliche Erzeugung<br />

sowie das Verbleiben der Wertschöpfung<br />

in der Region“, so Zach.<br />

Der Einsatz erneuerbarer Energien ist für<br />

die EVN insbesondere im Wärmebereich<br />

seit vielen Jahren von großer Bedeutung.<br />

Die EVN betreibt heute mit Partnern aus<br />

der L<strong>and</strong>wirtschaft und der Sägeindustrie<br />

bereits rund 70 Biomasseanlagen in ganz<br />

Niederösterreich. Etwa zwei Drittel der gelieferten<br />

kommunalen Fernwärme wird<br />

aus Biomasse erzeugt.<br />

Durch die enge Kooperation der EVN mit<br />

der regionalen L<strong>and</strong>- und Forstwirtschaft<br />

bleibt die Wertschöpfung der Region erhalten.<br />

Die EVN setzt auf regionale Biomasse<br />

und arbeitet nur mit österreichischen Partnern.<br />

Mit einem Einsatz von rund 2,0 Millionen<br />

Schüttraummeter Hackschnitzel ist<br />

die EVN der größte Naturwärmeversorger<br />

aus Biomasse in Österreich. (21511225)<br />

LL<br />

www.evn.at<br />

LL<br />

Bild 2: Hackschnitzel aus der Region<br />

als wertvoller Rohst<strong>of</strong>f © EVN /<br />

Raimo Rumpler<br />

EVN: 110 Jahre Wasserkraft<br />

an der Traisen<br />

• Mit einem Arbeitsvermögen von 4.925<br />

MWh pro Jahr versorgen die drei<br />

altehrwürdigen Turbinen in den<br />

Anlagen bis heute rund 1.500 Haushalte<br />

in der Region mit umweltfreundlichem<br />

Strom aus Wasserkraft<br />

(evn) 110 Jahre – so lange erzeugen die<br />

drei Kleinwasserkraftweke Theresienh<strong>of</strong>,<br />

Wilhelmsburg und Luggau schon sauberen<br />

Ökostrom für die Region aus der Kraft der<br />

Traisen. Alle drei Anlagen wurden 1910 in<br />

Betrieb genommen und zählen damit zu<br />

den ältesten Wasserkraftwerken entlang<br />

der Traisen.<br />

„Trotz des stolzen Alters vieler unserer<br />

Kraftwerksst<strong>and</strong>orte ist die Erzeugung von<br />

elektrischer Energie aus Wasserkraft nach<br />

wie vor ein wichtiger Baustein in unserem<br />

Energiemix und eine Stütze der nachhaltigen<br />

Stromversorgung. 4.000 Kleinwasserkraftwerke<br />

decken rund 10 % des österreichischen<br />

Strombedarfs. Die EVN Kleinwasserkraftwerke<br />

werden seit Jahren<br />

Schritt für Schritt auf den neuesten St<strong>and</strong><br />

der Technik gebracht“, so EVN Sprecher<br />

Stefan Zach.<br />

Mit einem Arbeitsvermögen von 4.925<br />

MWh pro Jahr versorgen die drei altehrwürdigen<br />

Turbinen – eine Francis Zwillingsturbine<br />

und zwei Francis Schachtturbinen<br />

- in den Anlagen bis heute rund<br />

1.500 Haushalte in der Region mit umweltfreundlichem<br />

Strom aus Wasserkraft.<br />

Die Energieerzeugung durch Wasserkraft<br />

ist seit vielen Jahren ein wesentlicher Best<strong>and</strong>teil<br />

der EVN. Ziel der EVN ist ein behutsamer<br />

und konsequenter Ausbau erneuerbarer<br />

Energien. Dazu zählt neben der<br />

Nutzung von Wind, Sonne und Biomasse<br />

auch die Wasserkraft. Im Wasserkraftbereich<br />

liegt die Strategie vor allem in der<br />

Revitalisierung und Modernisierung bestehender<br />

Wasserkraftwerke. Die Kleinwasserkraftwerke<br />

der EVN erzeugen Öko-<br />

Strom für rund 37.000 niederösterreichische<br />

Haushalte. (21511226)<br />

LL<br />

www.evn.at<br />

EVN: Baustart für<br />

den Windpark „Schildberg“<br />

• Drei Windkraftanlagen sollen Ökostrom<br />

für bis zu 9.400 Haushalte produzieren<br />

(evn) Nach einer langen Wartezeit beginnen<br />

nun die ersten Arbeiten für den Windpark<br />

Schildberg: Drei moderne Windkraftanlagen<br />

werden dort in den nächsten Monaten<br />

errichtet.<br />

Das Projekt, das bereits eine positive<br />

Volksbefragung in Böheimkirchen absolviert<br />

hat und seit 2017 rechtsgültig genehmigt<br />

ist, war wegen leerer Fördertöpfe<br />

über 2 Jahre in der Warteschlange. Nun<br />

kann es endlich losgehen.<br />

Da die technologische Entwicklung in der<br />

Zwischenzeit nicht stehen geblieben ist,<br />

möchte die EVN dem Windparkdesign<br />

noch eine Modernisierung verpassen:<br />

Denn mit Anlagen der neuesten <strong>Generation</strong><br />

soll zusätzlicher Ökostrom für 1.700<br />

Haushalte produziert werden.<br />

„Dieser Mehrertrag entspricht dem privaten<br />

Strombedarf einer kleineren Stadt, den<br />

wir regional abdecken können, ohne ein<br />

zusätzliches Windrad errichten zu müssen“,<br />

erläutert EVN Sprecher Stefan Zach.<br />

Die drei Anlagen könnten dann 9.400<br />

Haushalte mit regionalem Ökostrom versorgen.<br />

Biomasseanlage in Mödling © EVN / Gabriele Moser<br />

21


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

100 Jahre GKM. Online im Web unter www.gkm.de<br />

Das Modernisierungskonzept wird derzeit<br />

noch vom Bundesverwaltungsgericht<br />

geprüft. „Das Bundesverwaltungsgericht<br />

beschäftigt sich gerade mit der Frage, ob<br />

die besten verfügbaren Windkraftanlagen<br />

errichtet werden, oder eben die bereits<br />

rechtsgültig genehmigten zweitbesten. Die<br />

Wartezeit wollen wir im Sinne des wichtigen<br />

Ausbaus der erneuerbaren Energien<br />

sinnvoll nutzen. Daher starten wir bereits<br />

mit den Arbeiten, die bei einem Windpark<br />

jedenfalls nötig sind. Wir freuen uns, dass<br />

am Schildberg bald drei moderne Windkraftanlagen<br />

regionalen Ökostrom produzieren“,<br />

so Zach. (21511227)<br />

LL<br />

www.evn.at<br />

Fortum streamlines its Swedish<br />

hydropower operations<br />

(<strong>for</strong>tum) Fortum has decided to sell eight<br />

small hydropower plants in Sweden to<br />

Downing Renewables & Infrastructure<br />

Trust plc. The power plants have an average<br />

annual power generation <strong>of</strong> 0.1 terawatt<br />

hours <strong>and</strong> a total capacity <strong>of</strong> 26 megawatts,<br />

representing 0.5% <strong>of</strong> Fortum’s Swedish hydropower<br />

capacity. The power plants are<br />

mainly run-<strong>of</strong>-river plants <strong>and</strong> not essential<br />

to Fortum’s strategic focus due to their<br />

small size <strong>and</strong> limited flexibility.<br />

The total purchase price on a debt <strong>and</strong><br />

cash free basis is EUR 64.5 million. The<br />

transaction is expected to close in February<br />

<strong>2021</strong>. (21511553)<br />

LL<br />

www.<strong>for</strong>tum.com<br />

A good production year 2020<br />

at Fortum’s Loviisa NPP<br />

(<strong>for</strong>tum) Despite the ongoing coronavirus<br />

p<strong>and</strong>emic, Fortum’s Loviisa nuclear power<br />

plant’s production year in 2020 went as<br />

planned. The power plant generated a total<br />

<strong>of</strong> 7,8 terawatt hours (net) <strong>of</strong> carbon-free<br />

power, accounting <strong>for</strong> more than 10% <strong>of</strong><br />

Finl<strong>and</strong>’s total electricity production.<br />

Thanks to the Loviisa nuclear power plant’s<br />

electricity production, Finl<strong>and</strong> emits about<br />

6 million tonnes less carbon dioxide emissions<br />

annually compared to the equivalent<br />

amount <strong>of</strong> fossil fuel-based electricity.<br />

On an international scale, the 87.7% load<br />

factor <strong>of</strong> the Loviisa nuclear power plant<br />

was among the best in the world <strong>for</strong> pressurised<br />

water reactors. Loviisa unit 1’s load<br />

factor was 83.8% <strong>and</strong> Loviisa unit 2’s was<br />

91.7%. In 2020, Loviisa unit 2 went<br />

through a short annual outage lasting 24<br />

days, <strong>and</strong> unit 1 the extensive annual outage<br />

lasting 54 days.<br />

„The Loviisa nuclear power plant has produced<br />

emissions-free electricity reliably<br />

every day <strong>of</strong> the year. Coronavirus-related<br />

contingencies <strong>and</strong> measures were implemented<br />

through work procedures, space<br />

arrangements <strong>and</strong> working hours so that<br />

the work tasks could be per<strong>for</strong>med safely<br />

<strong>and</strong> with a high level <strong>of</strong> quality. Thanks to<br />

comprehensive contingency measures <strong>and</strong><br />

the personnel’s strong commitment, also<br />

the annual outages were implemented<br />

safely in the planned scope <strong>and</strong> with no<br />

coronavirus cases,“ says Timo Eurasto,<br />

Manager, Operations Unit, Loviisa Power<br />

Plant.<br />

„Long-term, methodical work to lower radiation<br />

levels <strong>for</strong> radiation workers has<br />

produced results at both plant units, <strong>and</strong><br />

the radiation levels have decreased by 50<br />

per cent in five years. This is a good indication<br />

<strong>of</strong> our personnel’s competence <strong>and</strong><br />

commitment to the continuous improvement<br />

<strong>of</strong> safety,“ Eurasto continues.<br />

The Loviisa nuclear power plant is a major<br />

employer in the region, providing work<br />

<strong>for</strong> approximately 530 Fortum employees<br />

<strong>and</strong> nearly 100 permanent employees <strong>of</strong><br />

other companies working in the plant area<br />

every day. Additionally, about 800 external<br />

employees participated in the annual outages<br />

<strong>and</strong> investment projects. The power<br />

plant also employed some 80 summer<br />

trainees in 2020. Fortum’s investments in<br />

the Loviisa power plant were approximately<br />

EUR 50 million (2019: approximately<br />

EUR 60 million).<br />

Loviisa Power Plant<br />

In 2020, the load factor at Fortum’s fully-owned<br />

Loviisa nuclear power plant was<br />

87.7%. The continuous development <strong>and</strong><br />

modernisations <strong>of</strong> the power plant enable<br />

the load factors that are among the best<br />

globally <strong>for</strong> pressurised water reactors.<br />

Fortum has invested a total <strong>of</strong> about EUR<br />

400 million in the Loviisa power plant over<br />

the past five years. In 2020, the plant generated<br />

a total <strong>of</strong> 7.8 terawatt hours (net),<br />

which is more than 10% <strong>of</strong> Finl<strong>and</strong>’s total<br />

electricity production. Of Fortum’s approximately<br />

700 nuclear power pr<strong>of</strong>essionals,<br />

some 530 <strong>of</strong> them work at the Loviisa power<br />

plant. Additionally, nearly 100 permanent<br />

employees <strong>of</strong> other companies work in<br />

the plant area every day. (21511554)<br />

LL<br />

www.<strong>for</strong>tum.com<br />

100 Jahre GKM<br />

(gkm) Die Grosskraftwerk Mannheim AG<br />

feiert <strong>2021</strong> einen runden Geburtstag. Vor<br />

hundert Jahren wurde das GKM von der<br />

Stadt Mannheim, der Pfalzwerke AG, der<br />

Badenwerk AG und der Neckar AG als Gemeinschaftskraftwerk<br />

gegründet. Unternehmenszweck<br />

war die möglichst wirtschaftliche<br />

Erzeugung von elektrischem<br />

Strom. Dabei bewiesen die vier Gründungsmitglieder<br />

großen Weitblick. Der<br />

St<strong>and</strong>ort in Mannheim-Neckarau liegt direkt<br />

am Rhein und ist wegen seiner unmittelbaren<br />

Nähe zu den Verbrauchern, der<br />

Anbindung an den Schiffs- und Bahnverkehr<br />

sowie der Kühlwasserversorgung optimal.<br />

Das GKM lädt dazu zu einer digitalen<br />

Zeitreise durch die letzten 100 Jahre ein:<br />

der Link findet sich auf den Webseiten des<br />

GKM (21511229)<br />

LL<br />

www.gkm.de<br />

22


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

HELEN: Climate deed under our feet: filling <strong>of</strong><br />

Mustikkamaa heat caverns is started<br />

(helen) Helen has started to fill Finl<strong>and</strong>’s largest heat storage<br />

facility with water. The heat caverns located underground in<br />

Mustikkamaa are a unique case even on a global scale <strong>and</strong> an<br />

important step on the carbon neutral path <strong>of</strong> Helsinki.<br />

In Mustikkamaa, at a depth <strong>of</strong> 80 metres, there are two decommissioned<br />

oil caverns, which Helen is now filling with<br />

water. In future, the caverns will serve the customers <strong>of</strong> the<br />

district heating network by balancing consumption peaks<br />

throughout the year.<br />

„This is an extremely smart way to convert energy infrastructure<br />

<strong>of</strong> the past <strong>for</strong> the needs <strong>of</strong> a carbon-neutral future,“<br />

smiles Unit Head Juhani Aaltonen who is responsible <strong>for</strong> the<br />

project.<br />

For example, waste heat from waste waters <strong>and</strong> properties<br />

can be converted into district heat, stored in the water <strong>of</strong> the<br />

heat caverns <strong>and</strong> released <strong>for</strong> use as <strong>and</strong> when necessary.<br />

<strong>Heat</strong> will not dissipate on its own because the bedrock that is<br />

tens <strong>of</strong> metres deep acts as an excellent insulator.<br />

The filling <strong>of</strong> the caverns will take more than three months<br />

due to their enormous total volume <strong>of</strong> 320 million litres. The<br />

caverns have such a large capacity that filling them with an<br />

ordinary kitchen tap would take more than 50 years. The heat<br />

contained in the water corresponds to the heating <strong>of</strong> 25,000<br />

one-bedroom apartments all year round.<br />

„A unique climate deed,“ sums up Project Manager Päivi<br />

Saajoranta, continuing excitedly: „The heat caverns have attracted<br />

attention in all quarters, even overseas, because the<br />

underground implementation requires specific skills <strong>and</strong> expertise.<br />

There is nothing similar in use outside Finl<strong>and</strong>.“<br />

Not only raw materials, but also energy will be recycled in<br />

the future<br />

The Mustikkamaa heat caverns are building a sustainable<br />

future where not only raw materials but also energy, which is<br />

produced in a number <strong>of</strong> different ways, are recycled. Helen<br />

aims to be carbon neutral in 2035, <strong>and</strong> the underground heat<br />

caverns are one important step on this path.<br />

„A carbon-neutral future is implemented with a combination<br />

<strong>of</strong> many green technologies. Our heat caverns support all<br />

energy <strong>for</strong>ms,“ Aaltonen sums up.<br />

Helen has numerous other projects that promote energy recycling,<br />

such as the large heating <strong>and</strong> cooling plants located<br />

underground in Sörnäinen <strong>and</strong> Esplanadi, as well as the plant<br />

under construction in Vuosaari, which will utilise the heat <strong>of</strong><br />

sea water.<br />

The Mustikkamaa heat caverns will be inaugurated next<br />

summer.<br />

Facts:<br />

• District heat is stored in two rock caverns in Mustikkamaa.<br />

The temperature <strong>of</strong> the water in the caverns varies<br />

between 50 <strong>and</strong> 90 °C.<br />

• The effective volume <strong>of</strong> the cavern storage facility is 260,000<br />

cubic metres <strong>and</strong> energy capacity about 11,500 MWh. The<br />

charging <strong>and</strong> discharging capacity is 120 MW.<br />

• The discharging or charging <strong>of</strong> the hear caverns at full<br />

power takes four days.<br />

• The rock caverns will decrease Helen’s carbon dioxide<br />

emissions by 21,000 tonnes per year. The stored heat can<br />

be used <strong>for</strong> balancing dem<strong>and</strong> peaks <strong>and</strong> that way cutting<br />

fossil heat production, <strong>for</strong> example, in cold winter days.<br />

• The production use <strong>of</strong> the Mustikkamaa heat caverns will<br />

start in summer <strong>2021</strong>.<br />

LL<br />

www.helen.fi<br />

<strong>VGB</strong>-Web-Workshop<br />

Emissionsüberwachung<br />

Save the date!<br />

www.vgb.org<br />

10. März <strong>2021</strong><br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

Germany<br />

In<strong>for</strong>mationen<br />

Stephanie Schlüter<br />

E-Mail<br />

vgb-emission@vgb.org<br />

Telefon<br />

+49 201 8128-244<br />

Fachliche Koordination<br />

Sven Göhring<br />

E-Mail<br />

sven.goehring@vgb.org<br />

www.vgb.org<br />

23


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Helsinki residents enjoy most reliable<br />

energy distribution in Europe<br />

(helen) The reliability <strong>of</strong> the electricity <strong>and</strong><br />

district heating networks is at a record level<br />

in Helsinki. Last year, the average power cut<br />

lasted 1.2 minutes per Helsinki resident.<br />

The excellent reliability rate is the highest<br />

in Europe. In the district heating network,<br />

the number <strong>of</strong> leaks in 2020 was also record<br />

low. Long-term development <strong>of</strong> distribution<br />

networks is now reaping benefits.<br />

Maintained by Helen <strong>Electricity</strong> Network<br />

Ltd, the electricity network <strong>of</strong> Helsinki has<br />

smashed the reliability records also be<strong>for</strong>e:<br />

the previous European record, 1.5 minutes,<br />

is from 2019. Last year, the company<br />

reached a new record, 1.2 minutes. This<br />

level means that a Helsinki resident has a<br />

power cut <strong>of</strong> half an hour once every 25<br />

years. Excellent reliability in electricity distribution<br />

is the result <strong>of</strong> goal-oriented work<br />

carried out over the years. The ageing electricity<br />

network has been replaced each year<br />

in a systematic way, which alone keeps the<br />

number <strong>of</strong> faults down in the electricity<br />

network. In addition, in the 2010s Helen<br />

has invested in automatic fault management<br />

devices <strong>for</strong> h<strong>and</strong>ling faults in the underground<br />

electric cables without the customers<br />

noticing anything. Another major<br />

reason <strong>for</strong> the improvement <strong>of</strong> reliability is<br />

adding automation to the electricity network.<br />

With automation, any faults that<br />

may cause power cuts are quickly found<br />

<strong>and</strong> isolated from the rest <strong>of</strong> the network,<br />

<strong>and</strong> the electricity can be restored to the<br />

customers via another route.<br />

„It is fantastic to reach another record result<br />

in the reliability <strong>of</strong> electricity distribution.<br />

When taking into account the purchasing<br />

power-adjusted electricity prices<br />

paid by the residents <strong>and</strong> comparing Helsinki<br />

with other European capitals, it can<br />

be said that electricity in Helsinki is distributed<br />

more reliably <strong>and</strong> at the cheapest<br />

price,“ smiles Service Director Jouni Lehtinen<br />

<strong>of</strong> Helen <strong>Electricity</strong> Network.<br />

The number <strong>of</strong> leaks in the district heating<br />

networks <strong>of</strong> Helen Ltd has varied between<br />

100 <strong>and</strong> 130 over the past ten years.<br />

The low number <strong>of</strong> leaks last year, 82, is a<br />

clear improvement on the previous years.<br />

By utilising asset-related data, it has been<br />

possible to allocate the investments in the<br />

district heating network to the network at<br />

the end <strong>of</strong> the life cycle <strong>and</strong> to any risk areas.<br />

Preventive maintenance tasks enable<br />

repairs <strong>of</strong> any potentially faulty sections<br />

be<strong>for</strong>e they are visible to the customers in<br />

the <strong>for</strong>m <strong>of</strong> heating cuts.<br />

„Helen invests in both the production <strong>of</strong><br />

carbon-neutral district heat <strong>and</strong> the maintenance<br />

<strong>of</strong> the district heating network.<br />

The current district heating network acts as<br />

an excellent plat<strong>for</strong>m <strong>for</strong> all future technology<br />

solutions,“ says Director Timo Aaltonen<br />

<strong>of</strong> Helen. (21511233)<br />

LL<br />

www.helen.fi<br />

illwerke vkw hat zur<br />

Netzstabilisierung beigetragen<br />

(illwerke) Im europäischen Verbundnetz<br />

ist es am Freitag zu einem kurzzeitigen Frequenzeinbruch<br />

gekommen. Die automatischen<br />

Systeme zur Netzstabilisierung bei<br />

vorarlberg netz und im Kraftwerksbereich<br />

haben einw<strong>and</strong>frei funktioniert.<br />

Durch die Speicherkraftwerke der illwerke<br />

vkw wurden zusätzlich zur bereits vorh<strong>and</strong>enen<br />

Erzeugung 120 Megawatt an<br />

Leistung zur Stabilisierung der europäischen<br />

Stromversorgung eingespeist. Endkunden<br />

in Vorarlberg waren von dem Vorfall<br />

nicht betr<strong>of</strong>fen.<br />

Im europäischen Verbundnetz muss zu<br />

jeder Zeit gleich viel Energie erzeugt werden,<br />

wie auch verbraucht wird. Wird zu<br />

viel Strom ins Netz eingespeist, steigt die<br />

Netzfrequenz, bei zu hohem Verbrauch<br />

sinkt die Frequenz. Ziel ist, dass diese bei<br />

genau 50 Hertz liegt. Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke<br />

können innerhalb von<br />

Sekunden angefahren werden und sind damit<br />

der am besten geeignete Kraftwerkstyp,<br />

um im Falle einer Störung das Versorgungssystem<br />

zu stabilisieren.<br />

Am Freitag, 8.1.<strong>2021</strong> kam es um 14.05<br />

Uhr zu Frequenzabweichungen und in Folge<br />

zu einer Auftrennung des Verbundnetzes<br />

in einen südöstlichen Teil (Balkanländer<br />

bis Griechenl<strong>and</strong>) mit einer Überfrequenz<br />

von rund 50,3 Hertz und einen westlichen<br />

Teil mit einer Frequenz von rund<br />

49,75 Hertz, in dem sich auch Österreich<br />

befunden hat.<br />

Automatisch Turbinen<br />

in Betrieb genommen<br />

In Vorarlberg wurden die Frequenzabweichungen<br />

vom Leitsystem registriert und<br />

automatisiert Maßnahmen eingeleitet. Bei<br />

einer Frequenz von 49,8 Hertz werden automatisch<br />

die Pumpen gestoppt und alle<br />

Turbinen der Speicherkraftwerke in Betrieb<br />

genommen. Zusätzlich zur bereits<br />

vorh<strong>and</strong>enen Erzeugung wurden zur Stabilisierung<br />

120 Megawatt Leistung ins Netz<br />

eingespeist. Netzseitige Maßnahmen waren<br />

in Vorarlberg nicht notwendig, es kam<br />

auch zu keinem Spannungseinbruch. Endkunden<br />

waren von dem Vorfall nicht betr<strong>of</strong>fen.<br />

Um 15.08 Uhr konnten die europäischen<br />

Netzteile nach vorübergehenden Lastabschaltungen<br />

in Italien und Frankreich und<br />

einer Reduktion der Einspeisung in Serbien<br />

und Bosnien-Herzegowina wieder zusammengeschaltet<br />

und synchronisiert werden.<br />

Die Ursachen für die Frequenzabweichungen<br />

werden auf Ebene der europäischen<br />

Netzbetreiber untersucht und stehen<br />

derzeit noch nicht fest.<br />

Bei einem großflächigen Stromausfall besteht<br />

in Vorarlberg mit den für einen raschen<br />

Netzwiederaufbau am besten geeigneten<br />

Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken<br />

die Möglichkeit, in einen Inselbetrieb<br />

zu wechseln und so die Stromversorgung<br />

zumindest regional<br />

wiederherzustellen. Dieser Netzwiederaufbau,<br />

der im engen Zusammenspiel von Netzen<br />

und Kraftwerken erfolgen muss, wird<br />

regelmäßig trainiert. (21511251)<br />

LL<br />

www.illwerke.at<br />

INEOS signs renewable power<br />

deal with RWE to reduce CO 2<br />

emissions from its Belgian sites<br />

by a further 745000 tonnes<br />

• 10 year 56-Megawatt (~200 GWh per<br />

annum) Renewable Power Purchase<br />

Agreement<br />

• Renewable electricity goes direct to<br />

INEOS sites in Belgium.<br />

• Advances emission reductions at INEOS<br />

sites in Belgium to nearly 2 million<br />

tonnes <strong>of</strong> CO 2<br />

• Forms important part <strong>of</strong> the INEOS<br />

roadmap <strong>for</strong> a reduction in carbonbased<br />

energy <strong>for</strong> its facilities<br />

(ineos) INEOS has agreed a long term Power<br />

Purchase Agreement <strong>for</strong> renewable <strong>of</strong>fshore<br />

wind power in Belgium with RWE.<br />

Under the terms <strong>of</strong> the ten-year deal, which<br />

begins in <strong>2021</strong>, INEOS will purchase<br />

56-Megawatt (198 GWh per annum) <strong>of</strong> <strong>of</strong>fshore<br />

wind power from RWE Supply<br />

&Trading, produced at the Northwester2<br />

wind park in the Belgian North Sea.<br />

This significant deal will take ca. 25% <strong>of</strong><br />

Northwester2’s renewable electricity. It<br />

will reduce the carbon footprint <strong>of</strong> INEOS<br />

in Belgium by a further 745,000 tonnes <strong>of</strong><br />

CO 2 over the length <strong>of</strong> the contract, which<br />

is the equivalent <strong>of</strong> taking 65,000 cars <strong>of</strong>f<br />

the road each year.<br />

This is the second renewable power deal<br />

agreed by INEOS as part <strong>of</strong> our road map to<br />

reduce greenhouse gas emissions from<br />

across its operations, as the company continues<br />

to supply essential products that<br />

people increasingly need across medical,<br />

food, transport <strong>and</strong> construction.<br />

Combined with the Norther deal announced<br />

in September with Engie, the<br />

agreement with RWE increases the INEOS<br />

commitment to Belgian <strong>of</strong>fshore renewable<br />

wind to 140 MW (~500 GWh per annum).<br />

Together this reduces the carbon<br />

footprint <strong>of</strong> its operations by nearly 2 million<br />

tons <strong>of</strong> CO 2 over the life <strong>of</strong> the contracts;<br />

the equivalent <strong>of</strong> taking more than<br />

160,000 cars <strong>of</strong>f the road each year.<br />

David Thompson, CEO INEOS Trading<br />

said: „This agreement with RWE is another<br />

important step as we further reduce our<br />

carbon emissions from our energy consumption<br />

in Belgium. Combined with our<br />

earlier agreement in September, the deals<br />

reduce our carbon footprint by nearly 2<br />

million tonnes <strong>of</strong> Carbon Dioxide. We will<br />

continue to look at the options <strong>for</strong> further<br />

24


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

exp<strong>and</strong>ing the use <strong>of</strong> renewable energy, as agreements such<br />

as this support our roadmap towards a reduction in carbon<br />

based energy across our sites.“<br />

This contract illustrates RWE’s strong ambition to increase<br />

renewables’ development worldwide, as several PPAs have<br />

been signed with major companies during the last months.<br />

„We are excited that we are able to support INEOS in further<br />

reducing its greenhouse gas emissions,“ said Andre<br />

Stracke, CCO at RWE Supply & Trading. „With our global<br />

portfolio, we are among the largest producers <strong>of</strong> power from<br />

renewables. We provide tailor-made solutions to industrial<br />

customers <strong>and</strong> municipal utilities <strong>and</strong> help them to reach<br />

their climate protection targets.“ (21511235)<br />

LL<br />

www.ineos.com<br />

Kelag erwirbt Windpark Orjak in Kroatien<br />

(kelag) Die Kelag hat von der BayWa r. e in der Nähe von<br />

Split in Kroatien den Windpark Orjak erworben. Das Projekt<br />

besteht aus fünf Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung<br />

von 10,25 MW.<br />

Diese Windkraftanlagen erzeugen pro Jahr rund 25 Millionen<br />

Kilowattstunden Strom. Das entspricht dem Strombedarf<br />

von mehr als 7.000 Haushalten. „Mit dem Kauf dieses<br />

bereits in Betrieb befindlichen Windparks können wir unser<br />

Engagement für die Stromerzeugung aus erneuerbarer<br />

Energie weiter ausbauen“, sagt Manfred Freitag, Sprecher<br />

des Vorst<strong>and</strong>es der Kelag „Wir betreiben nun in Kroatien<br />

zwei Windparks, dazu kommen noch Windparks in Rumänien,<br />

Bulgarien und im Burgenl<strong>and</strong>.“<br />

Mit dem Windpark Orjak verfügt die Kelag über eine Gesamtleistung<br />

aus Windkraft von 87 MW und eine Jahreserzeugung<br />

aus Windkraft von rund 210 Millionen Kilowattstunden.<br />

Das entspricht dem Bedarf von 60.000 Haushalten.<br />

Zum Vergleich: Die Eigenstromaufbringung der Kelag, ausschließlich<br />

aus erneuerbarer Energie, betrug im vergangenen<br />

Jahr 3.359 Millionen Kilowattstunden.<br />

Beitrag zum Klimaschutz<br />

Kelag-Vorst<strong>and</strong> Danny Güthlein: „Der Kauf des Windparks<br />

Orjak ist ein wichtiger Beitrag zu unserer Strategie, die Stromerzeugung<br />

aus erneuerbarer Energie zu stärken, um aktiv<br />

zum Klimaschutz beizutragen.“ Die Kelag investiert ausschließlich<br />

in erneuerbare Energie, in Österreich genauso wie<br />

im benachbarten Ausl<strong>and</strong>. „Der Klimaschutz endet nicht an<br />

den Staatsgrenzen“, sagt Güthlein, „deswegen investieren wir<br />

auch im Ausl<strong>and</strong>, wenn die Rahmenbedingungen stimmen“.<br />

Klare Klimaschutzziele<br />

Die Nutzung der Windkraft wird in den nächsten Jahren<br />

deutlich zunehmen, betont Manfred Freitag. „Die Klimakrise,<br />

der notwendige Ausstieg aus fossiler Energie und die klaren<br />

österreichischen Klimaschutzziele geben die Richtung<br />

vor.“ Österreich will bis 2030 den gesamten Stromverbrauch<br />

zu 100 % aus eigener, erneuerbarer Energie decken. Bis<br />

2040 soll Österreich überhaupt klimaneutral sein, das bedeutet,<br />

dass alle Anwendungen von fossiler Energie durch<br />

erneuerbare Energieträger ersetzt sein müssen, vom Autoverkehr,<br />

über die Raumheizungen bis zur Industrie. Verbessert<br />

werden muss gleichzeitig auch die Effizienz der energetischen<br />

Anwendungen. Manfred Freitag: „Vor diesem Hintergrund<br />

und um zu dieser Herkulesaufgabe beizutragen<br />

planen wir, sowohl eigene Projekte zu entwickeln, als auch<br />

durch Akquisitionen weiter zu wachsen. Das kann in Österreich<br />

sein, aber eben auch im Ausl<strong>and</strong>. Wobei wir uns bei der<br />

Stromerzeugung auf die erneuerbaren Energieträger Wasserkraft,<br />

Windkraft und Photovoltaik konzentrieren.“<br />

(21511243)<br />

LL<br />

www.kelag.at<br />

C<br />

M<br />

Y<br />

CM<br />

MY<br />

CY<br />

CMY<br />

K<br />

<strong>VGB</strong> Fortbildungsveranstaltung<br />

Abfall und<br />

Gewässerschutz<br />

Save the Date!<br />

www.vgb.org<br />

20. und 21. April <strong>2021</strong><br />

Live & OnLine<br />

Diese Fortbildungsveranstaltung<br />

bietet <strong>VGB</strong> alle zwei Jahre an.<br />

Über die Teilnahme an der Veranstaltung<br />

wird eine Bescheinigung ausgestellt, die<br />

gegenüber den Behörden als<br />

Fortbildungsnachweis dient.<br />

Die Fachkunde gemäß § 9 Abs. 2<br />

Abfallbeauftragtenverordnung (AbfBeauftrV)<br />

kann durch Teilnahme an unserer<br />

Fortbildungsveranstaltung<br />

nachgewiesen werden.<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

Germany<br />

In<strong>for</strong>mationen<br />

Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />

E-Mail<br />

vgb-abf-gew@vgb.org<br />

Telefon<br />

+49 201 8128-232<br />

www.vgb.org<br />

25<br />

Live & OnLine


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Kelag engagiert sich<br />

in Frankreich und Portugal<br />

(kelag) Die Gremien von RWE und Kelag<br />

haben beschlossen,dass die Kelag von RWE<br />

12 Kleinwasserkraftwerke in Frankreich<br />

sowie Anteile an sieben Kleinwasserkraftwerken<br />

und sechs Windkraftanlagen in<br />

Portugal erwirbt. Über den Kaufpreis wurde<br />

Stillschweigen vereinbart.<br />

RWE hält diese Erzeugungsanlagen über<br />

zwei nationale Gesellschaften, die in das<br />

Eigentum der Kelag übergehen. Mit diesen<br />

25 Kraftwerken verfügt die Kelag über 65<br />

MW zusätzliche Leistung (anteilig) und<br />

eine zusätzliche Jahreserzeugung von<br />

rund 160 Millionen Kilowattstunden (anteilig)<br />

aus Wasserkraft und Windkraft, das<br />

entspricht dem Jahresbedarf von mehr als<br />

45.000 Haushalten. Die Kraftwerksleistung<br />

der Kelag steigt mit diesem Kauf um<br />

5 % auf 1.458 MW, die Eigenstromaufbringung<br />

wächst ebenfalls um knapp 5 % auf<br />

3,6 Milliarden Kilowattstunden. 16 Beschäftigte<br />

wechseln im Zuge des Erwerbsprozesses<br />

zur Kelag. „Die Kaufverträge<br />

wurden im Dezember 2020 von beiden<br />

Partnern unterschrieben, der Aufsichtsrat<br />

der Kelag hat seine Zustimmung erteilt“,<br />

sagt Manfred Freitag, Sprecher des Vorst<strong>and</strong>es<br />

der Kelag. „Die vollständige Umsetzung<br />

erfolgt im Lauf des Jahres <strong>2021</strong>,<br />

mit Wirkung 1. 1. <strong>2021</strong>.“<br />

Partnerschaft RWE,<br />

L<strong>and</strong> Kärnten und Kelag<br />

RWE hält direkt und indirekt 37,9 % an<br />

der Kelag. Im Herbst hatten das L<strong>and</strong><br />

Kärnten und RWE vereinbart, ihre seit<br />

dem Jahr 2001 bestehende, erfolgreiche<br />

Partnerschaft für ein weiteres Jahrzehnt<br />

<strong>for</strong>tzusetzen. Ziel dieser Kooperation ist<br />

es, die Position der Kelag als führendes<br />

Energieunternehmen und als Kompetenzzentrum<br />

für Wasserkraft auszubauen und<br />

zu stärken, der Erwerb der Kraftwerke in<br />

Frankreich und Portugal trägt dazu maßgeblich<br />

bei. RWE hat diese Anlagen im<br />

Rahmen der Transaktion mit E.ON im Jahr<br />

2019 erworben und konzentriert sich beim<br />

Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energieträger<br />

auf Investitionen in Windkraft,<br />

Photovoltaik und in Speichertechnologien.<br />

„Die neu erworbenen Kraftwerksanlagen<br />

passen hervorragend in den Kraftwerkspark<br />

der Kelag, der aktuell aus 78<br />

Wasserkraftwerken, sieben Windparks<br />

und 21 Photovoltaik-Anlagen besteht“,<br />

sagt Manfred Freitag. „Auf der Basis unserer<br />

Kernkompetenzen treten wir nun in<br />

zwei neue Märkte ein und sehen die Chance,<br />

dort selektiv weiter zu wachsen.“<br />

Aktiver Klimaschutz<br />

„Unser strategisches Ziel ist die verstärkte<br />

Nutzung erneuerbarer Energieträger im Inund<br />

Ausl<strong>and</strong>. Mit diesem Kauf machen wir<br />

einen weiteren wichtigen Schritt zur Stärkung<br />

unserer Klimaschutzaktivitäten“,<br />

sagt Danny Güthlein, Vorst<strong>and</strong> der Kelag.<br />

„Wir verfügen über umfassende Kompetenzen<br />

in den Bereichen Wasserkraft und<br />

Windkraft, diese werden wir in die lokale<br />

Betriebsführung und Inst<strong>and</strong>haltung in<br />

Frankreich und Portugal einbringen. Das<br />

sichert und schafft qualifizierte Arbeitsplätze<br />

in Kärnten. Klimaschutz endet nicht<br />

an Staatsgrenzen, jede aus erneuerbarer<br />

Energie erzeugte Kilowattstunde ersetzt<br />

eine thermisch erzeugte Kilowattstunde im<br />

europäischen Verbundnetz und leistet einen<br />

Beitrag zum Klimaschutz.“<br />

In den vergangenen 10 Jahren konnte die<br />

Kelag ihre Erzeugungskapazitäten aus erneuerbarer<br />

Energie stark ausbauen. Die<br />

installierte Leistung stieg um knapp 400<br />

MW, die Jahreserzeugung um rund 700<br />

Millionen Kilowattstunden. Danny Güthlein:<br />

„Dieses Wachstum wurde durch den<br />

Ausbau der Kapazitäten aus Wasserkraft,<br />

Windkraft und Photovoltaik im Rahmen<br />

von selbst entwickelten oder erworbenen<br />

Projekten in Österreich und in Südosteuropa<br />

möglich.“ (21511245)<br />

LL<br />

www.kelag.at<br />

LEAG: BigBattery Lausitz arbeitet<br />

im Dauerbetrieb<br />

• Probebetrieb des innovativen<br />

Stromspeichersystems konnte<br />

erfolgreich abgeschlossen werden<br />

(leag) Der Probebetrieb des größten Batteriespeicher<br />

Europas ist abgeschlossen. Zum<br />

Jahreswechsel 2020/<strong>2021</strong> konnte die Big-<br />

Battery Lausitz am Kraftwerksst<strong>and</strong>ort<br />

Schwarze Pumpe in den kommerziellen<br />

Dauerbetrieb gehen. Sie verfügt über eine<br />

nutzbare Kapazität von 53 MWh und kann<br />

unter <strong>and</strong>erem bis zu 50 MW Primärregelleistung<br />

zum Ausgleich kurzfristiger<br />

Schwankungen in der Versorgung zur Verfügung<br />

stellen. Damit trägt sie zu einem stabilen<br />

Stromnetz bei. Stromerzeugung, -verbrauch<br />

und -speicherung werden in diesem<br />

Stromspeichersystem intelligent vernetzt.<br />

Mit ihrem innovativen Lademanagement<br />

und durch die Nutzung eines neuartigen<br />

Kraftwerksleitsystems leistet die BigBattery<br />

Lausitz einen wichtigen Beitrag zur Integration<br />

erneuerbarer Energien ins Netz.<br />

Der Beauftragte der Bundesregierung für<br />

die neuen Bundesländer Marco W<strong>and</strong>erwitz<br />

würdigte das erste große Lausitzer<br />

Speicherprojekt: „Die Inbetriebnahme des<br />

Stromspeichers am St<strong>and</strong>ort Schwarze<br />

Pumpe ist ein wichtiges Signal für die Lausitz.<br />

Es macht deutlich, dass die Lausitz als<br />

Energiest<strong>and</strong>ort auch in Zukunft einen<br />

Beitrag zur sicheren Stromversorgung unseres<br />

L<strong>and</strong>es leisten wird.“<br />

„Mit diesem Innovationsprojekt im Herzen<br />

der Lausitz betritt unser Unternehmen<br />

Neul<strong>and</strong> auf dem Gebiet der Stromspeicherung<br />

und wird in einem Technologieumfeld<br />

aktiv, das im Zuge der Energiewende<br />

vielfältige Potentiale für die Zukunft bietet“,<br />

so der LEAG-Kraftwerksvorst<strong>and</strong> Hubertus<br />

Altmann. „So sind wir überzeugt,<br />

dass große Batteriespeicher künftig auch<br />

im Rahmen industrieller Anwendungen<br />

eine zentrale Rolle einnehmen werden. Einerseits<br />

zur Flexibilisierung der Elektrizitätsversorgung<br />

als Reaktion auf Schwankungen<br />

im Stromnetz und <strong>and</strong>ererseits im<br />

Zusammenspiel verschiedener Technologien.“<br />

Hubertus Altmann betonte zugleich,<br />

dass damit ein wichtiger Baustein für die<br />

Entwicklung integrierter Energielösungen<br />

geschaffen ist, die künftig zum Aufbau weiterer<br />

Wertschöpfungsketten in der Energieregion<br />

Lausitz beitragen werden.<br />

Die BigBattery Lausitz am Kraftwerksst<strong>and</strong>ort Schwarze Pumpe, Foto: Andreas Franke für LEAG<br />

(21511253)<br />

26


20<br />

8<br />

17<br />

9<br />

14<br />

2<br />

3<br />

4<br />

5<br />

6<br />

7<br />

8<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Golßen<br />

115<br />

Lieberose<br />

320<br />

112<br />

Members´News<br />

Guben<br />

Lübben<br />

96<br />

168<br />

LEAG passt Revierplanung an<br />

gesetzlichen Ausstiegspfad an<br />

Elsterwerda<br />

• Öffentlich-rechtlicher Vertrag 169 zur<br />

KVBG-Umsetzung vom Bundestag<br />

101<br />

bestätigt<br />

98<br />

(leag) Der Bundestag hat in seiner heutigen<br />

Sitzung dem zwischen Bundesregierung<br />

Großenhain<br />

und Kraftwerksbetreibern ausgeh<strong>and</strong>elten<br />

Vertrag über die Ausgestaltung des gesetzlichen<br />

Kohleausstieges in Deutschl<strong>and</strong> seine<br />

Zustimmung gegeben. Zusammen mit dem<br />

bereits im Sommer beschlossenen Kohleverstromungsbeendigungsgesetz<br />

(KVBG) sind<br />

damit nun die rechtlichen Grundlagen für<br />

den im gesellschaftlichen Konsens aufgestellten<br />

Ausstiegsfahrplan geschaffen.<br />

Mit der Umsetzung des KVBG und den darin<br />

vorgesehenen verkürzten Laufzeiten<br />

für Braunkohlenkraftwerke wird auch für<br />

die Versorgung der Lausitzer Kraftwerke<br />

deutlich weniger Kohle benötigt, als im Revierkonzept<br />

der Lausitz Energie Bergbau<br />

AG und Lausitz Energie Kraftwerke AG<br />

(LEAG) von 2017 vorgesehen. In der Konsequenz<br />

muss das Unternehmen seine Revierplanung<br />

anpassen und sowohl in Br<strong>and</strong>enburg<br />

als auch in Sachsen die ursprünglich<br />

geplante Produktion seiner Tagebaue<br />

entsprechend reduzieren.<br />

In Br<strong>and</strong>enburg ist davon vor allem der<br />

Tagebau Welzow-Süd betr<strong>of</strong>fen. Er wird,<br />

<strong>and</strong>ers als zunächst vorgesehen und durch<br />

den Braunkohlenplan von 2014 bestätigt,<br />

nicht in den räumlichen Teilabschnitt II<br />

<strong>for</strong>tgeführt. Mit der Nichtinanspruchnahme<br />

des Teilabschnitts II ist ein Förderverlust<br />

von mehr als 200 Millionen Tonnen Braunkohle<br />

verbunden, die in diesem Feld lagern.<br />

Damit trägt die LEAG auch dem im Koalitionsvertrag<br />

der br<strong>and</strong>enburgischen L<strong>and</strong>esregierung<br />

festgelegten Beschluss zum Tagebau<br />

Welzow-Süd Rechnung. In Sachsen<br />

muss aufgrund der Vorgaben des KVBG der<br />

Umfang des Tagebaus Reichwalde im Vergleich<br />

zu den bisherigen Planungen reduziert<br />

werden. Damit wird der Bereich der<br />

Komm<strong>and</strong>antur des Bundeswehr-Truppenübungsplatzes<br />

Oberlausitz am St<strong>and</strong>ort<br />

Haide nicht mehr in Anspruch genommen.<br />

169<br />

87<br />

169<br />

Thermische Abfallverwertung EVA (geplant)<br />

Schwarzheide<br />

Lauchhammer<br />

Für die Inanspruchnahme des Teilfeldes<br />

Mühlrose im Tagebau Nochten ist indessen<br />

nach wie vor eine klare und nachweisbare<br />

energiepolitische und energiewirtschaftliche<br />

Notwendigkeit gegeben. Aufgrund seiner<br />

Lage, der Beschaffenheit der Reichwalder<br />

Kohle sowie des Tagebau<strong>for</strong>tschritts<br />

gibt es dazu keine Alternative, um insbesondere<br />

das Kraftwerk Boxberg langfristig<br />

zu versorgen. Für die bereits laufende Umsiedlung<br />

des Trebendorfer Ortsteils Mühlrose,<br />

die mit der Inanspruchnahme des<br />

gleichnamigen Teilfelds verbunden ist,<br />

liegt seit März 2019 ein unterschriebener<br />

und damit rechtskräftiger Umsiedlungsvertrag<br />

vor, der auch bereits umgesetzt<br />

wird. Die Umsiedlung von Mühlrose ist Best<strong>and</strong>teil<br />

des im Jahr 2014 genehmigten<br />

Braunkohlenplans für den Tagebau Nochten.<br />

(21511254)<br />

LL<br />

www.leag.de<br />

LEW: „Motor für Klimaschutz<br />

in der Region“<br />

• 120-jähriges Firmenjubiläum von LEW<br />

steht im Zeichen von Klimaschutz und<br />

Nachhaltigkeit<br />

• Klimaneutralität bis 2030<br />

• Initiative „Gemeinsam besser MACHEN“<br />

ruft Menschen in Region zum<br />

Mitmachen auf<br />

(lew) Heute betreibt LEW insgesamt 36<br />

Wasserkraftwerke in der Region, dazu gehört<br />

auch das Iller-Kraftwerk bei Altusried.<br />

Mit Fischw<strong>and</strong>erhilfen und weiteren ökologischen<br />

Maßnahmen verbessert LEW seit<br />

vielen Jahren die Lebensräume in und an<br />

den Flüssen.<br />

96<br />

Hoyerswerda<br />

156<br />

Ortr<strong>and</strong><br />

Bernsdorf<br />

Wittichenau<br />

Die an die geänderte Revierplanung 97 angepasste Revierkarte fder LEAG. (21511254)<br />

98<br />

Luckau<br />

Braunkohlenkraftwerk<br />

Braunkohlentagebau<br />

A13<br />

Braunkohlenabbaufeld<br />

Betriebsflächen<br />

96<br />

vorübergehende Begrünung<br />

A13<br />

Calau<br />

Schwarze Pumpe<br />

Industriepark<br />

Auf einer Fläche von 110 mal 62 Meter,<br />

welche etwa der Größe eines Fußballfeldes 102<br />

entspricht, wurden 13 Batteriecontainer<br />

errichtet. In den 13 dazugehörigen Umrichtercontainern<br />

erfolgt die Umw<strong>and</strong>lung<br />

87<br />

zwischen Gleichspannung der Batterien<br />

und Wechselspannung für das Stromnetz.<br />

Weitere Best<strong>and</strong>teile sind der SchliebenBlocktrans-<br />

<strong>for</strong>mator und die dazugehörigen Schaltanlagen.<br />

Insgesamt sind 8840 Batteriemodule<br />

in der BigBattery aktiv. Je nach Situation<br />

im Stromnetz oder an den Strommärkten<br />

Doberlug-<br />

Kirchhain<br />

können die Batterien be- oder entladen<br />

werden. Gespeichert wird in ihnen der<br />

101<br />

Strommix aus konventionellen und erneuerbaren<br />

Energieträgern. (21511253)<br />

Bad Liebenwerda<br />

LL<br />

www.leag.de<br />

Sonnewalde rekultivierte Flächen<br />

A13<br />

Braunkohlenabbau geplant<br />

aufgrund Kohleausstiegsgesetz nicht<br />

mehr zur Kohleförderung vorgesehen<br />

St<strong>and</strong>ort Cottbus<br />

Veredlung<br />

Großräschen<br />

Cottbuser Ostsee in Flutung<br />

Batteriespeicher BigBattery<br />

Erneuerbare Energien-Anlage<br />

MCR Engineering<br />

Sekundär-Rohst<strong>of</strong>f-Zentrum (geplant)<br />

Ruhl<strong>and</strong><br />

Konferenzcenter Lübbenau<br />

2 km N 01/<strong>2021</strong><br />

Lübbenau<br />

A15<br />

96<br />

Vetschau<br />

Lauta<br />

Welzow<br />

A15<br />

Drebkau<br />

156<br />

169<br />

WELZOW-SÜD<br />

Spreeaue<br />

Cottbus<br />

97<br />

96<br />

97<br />

168<br />

168<br />

Spremberg<br />

156<br />

Peitz<br />

Jänschwalde<br />

168<br />

97<br />

168<br />

156<br />

Heute betreibt LEW insgesamt 36 Wasserkraftwerke<br />

in der Region, dazu gehört<br />

auch das Iller-Kraftwerk bei Altusried. Mit<br />

Fischw<strong>and</strong>erhilfen und weiteren ökologischen<br />

Maßnahmen verbessert LEW seit<br />

vielen Jahren die Lebensräume in und an<br />

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

Code & Herzklopfen GbR))<br />

Zum 120-jährigen Unternehmensjubiläum<br />

verstärkt die LEW-Gruppe in diesem<br />

Jahr ihre Klimaschutzaktivitäten, um bis<br />

2030 innerhalb des Unternehmens klimaneutral<br />

zu sein. Darüber hinaus baut LEW<br />

eigene Erzeugungskapazitäten aus regenerativen<br />

Energien weiter aus, erweitert das<br />

Angebot an klimafreundlichen und nachhaltigen<br />

Lösungen für Kunden und unterstützt<br />

mit zahlreichen Aktivitäten den<br />

Schutz von Umwelt und Natur. Mit einer<br />

Initiative unter dem Motto „Gemeinsam<br />

besser MACHEN“ will LEW auch die Menschen<br />

in der Region für das Thema Klimaschutz<br />

begeistern und zum Mitmachen bewegen.<br />

„Klimaschutz ist zentrales Thema der<br />

nächsten Jahre und Jahrzehnte. Als regionales<br />

Energieunternehmen haben wir dabei<br />

eine besondere Verantwortung. Wir<br />

wollen unseren Beitrag leisten und haben<br />

uns deshalb als LEW-Gruppe feste Ziele gesetzt:<br />

Bis 2030 werden wir klimaneutral.<br />

Mit unseren Aktivitäten wollen wir zudem<br />

Impulse für den Klimaschutz in unserer Region<br />

setzen“, sagt LEW-Vorst<strong>and</strong>smitglied<br />

Dr. Markus Litpher.<br />

0 2 4 6 8 10 km<br />

168<br />

A15<br />

156<br />

112<br />

JÄNSCHWALDE<br />

Boxberg<br />

115<br />

NOCHTEN<br />

97<br />

Forst / Lausitz<br />

Döbern<br />

115<br />

Weißwasser<br />

115<br />

REICHWALDE<br />

Bad Muskau<br />

115<br />

Niesky<br />

27


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Wasserkraftwerk am Lech markiert<br />

Geburtsstunde von LEW<br />

Das erste große Wasserkraftwerk der Region<br />

ging im Oktober 1901 in Gersth<strong>of</strong>en<br />

am Lech in Betrieb. Es ist der Startpunkt<br />

für die Elektrifizierung der gesamten Region<br />

und markiert die Geburtsstunde der<br />

Lechwerke. Seitdem hat LEW die klimafreundliche<br />

Stromerzeugung in der Region<br />

kontinuierlich ausgebaut und viele nachhaltige<br />

Lösungen auf den Weg gebracht.<br />

„Unsere Wurzeln haben wir in der Wasserkraft<br />

– Klimaschutz liegt in unserer<br />

DNA. Unser Jubiläumsjahr <strong>2021</strong> nehmen<br />

wir zum Anlass, unsere Klimaschutzaktivitäten<br />

in allen Bereichen weiter zu <strong>for</strong>cieren.<br />

Gemeinsam mit Kommunen, Unternehmen<br />

und Bürgern wollen wir Klimaschutz<br />

und Nachhaltigkeit in der Region<br />

voranbringen – weit über das Jubiläumsjahr<br />

<strong>2021</strong> hinaus“, sagt LEW-Vorst<strong>and</strong>smitglied<br />

Norbert Schürmann.<br />

Die Aktivitäten im Bereich Klimaschutz<br />

und Nachhaltigkeit hat LEW in fünf zentralen<br />

H<strong>and</strong>lungsfeldern gebündelt:<br />

• Klimaneutrale LEW-Gruppe bis 2030<br />

• Nachhaltige Energielösungen und<br />

Angebote für Kunden<br />

• Weiterer Ausbau eigener Erzeugung aus<br />

erneuerbaren Energien und Integration<br />

der Anlagen ins Verteilnetz<br />

• Naturschutz und Artenschutz in der<br />

Region<br />

• Nachhaltigkeitsinitiative für die Region<br />

Auf dem Weg zur<br />

klimaneutralen LEW-Gruppe<br />

LEW hat sich zum Ziel gesetzt, die<br />

CO 2 -Emissionen innerhalb des Unternehmens<br />

zu senken und bis spätestens 2030<br />

klimaneutral zu werden. Betrachtet werden<br />

dabei verschiedene Bereiche, in denen<br />

LEW Klimaneutralität anstrebt: Bei der<br />

Stromerzeugung setzt LEW mit eigenen<br />

Wasserkraftwerken und Photovoltaik-Anlagen<br />

bereits seit jeher auf erneuerbare Energien.<br />

Bis 2025 soll auch die Wärmeproduktion,<br />

für die überwiegend noch Erdgas zum<br />

Einsatz kommt, klimaneutral werden. Innerhalb<br />

der eigenen Betriebs- und Geschäftsgebäude<br />

stellt LEW den Strom- und<br />

Wärmebezug um: Seit letztem Jahr werden<br />

die Gebäude bereits mit Grünstrom beliefert.<br />

Dieser dient überwiegend auch als<br />

Energieträger für die Wärmeversorgung<br />

der eigenen Gebäude. Bis 2025 soll die<br />

Wärmeversorgung von LEW-Liegenschaften<br />

dann vollständig CO 2 -neutral sein. Im<br />

LEW-Fuhrpark werden PKW mit Verbrennungsmotor<br />

nach und nach durch Elektroautos<br />

ersetzt. Aktuell fährt bereits rund ein<br />

Drittel der PKW rein elektrisch. Ab spätestens<br />

2023 sollen keine neuen PKW mehr<br />

mit Verbrennungsmotor angeschafft werden,<br />

sodass der Fuhrpark bis spätestens<br />

2030 klimaneutral ist. Geladen werden die<br />

E-Fahrzeuge überwiegend an LEW-eigenen<br />

Ladesäulen auf dem Betriebsgelände.<br />

Die Strommengen hierfür stammen ausschließlich<br />

aus erneuerbaren Quellen.<br />

Auch beim Betrieb der Stromnetze entstehen<br />

vor allem durch die physikalisch bedingte<br />

Verlustenergie CO 2 -Emissionen.<br />

Durch technische Maßnahmen will LEW<br />

diese Emissionen verringern oder durch<br />

Kompensationen ausgleichen.<br />

Mehr Erneuerbare: LEW-eigene PV-<br />

Leistung soll bis 2025 mehr als verdoppelt<br />

werden<br />

LEW betreibt heute 36 Wasserkraftwerke<br />

und hat mehr als 77.000 PV-Anlagen ans<br />

Verteilnetz angeschlossen. Im Rahmen der<br />

LEW-Solar<strong>of</strong>fensive baut LEW die eigenen<br />

Erzeugungskapazitäten im Bereich Photovoltaik<br />

in den nächsten Jahren weiter aus.<br />

Diese sollen bis 2025 von aktuell rund 10<br />

Megawatt peak (MWp) auf 25 MWp steigen.<br />

In die Wasserkraftwerke investiert<br />

LEW jedes Jahr rund 7 Millionen Euro, einen<br />

großen Teil davon in die Modernisierung<br />

der Anlagen. So kann die Stromerzeugung<br />

aus klimafreundlicher Wasserkraft<br />

auch ohne den Neubau von Anlagen gesteigert<br />

werden. Aktuell stehen LEW aus Photovoltaik-Anlagen<br />

10 MWp und aus Wasserkraft-Anlagen<br />

rund 150 MW Ausbauleistung<br />

zur Verfügung.<br />

Bei der hohen Anzahl an dezentralen Erzeugungsanlagen<br />

kommt dem Verteilnetz<br />

eine besondere Rolle zu. Es sorgt dafür,<br />

dass der erzeugte Strom aufgenommen<br />

und weiterverteilt wird.<br />

„Das regionale Verteilnetz ist Herzkammer<br />

der dezentralen Energiewende und die<br />

zentrale Infrastruktur für den Klimaschutz“,<br />

sagt Dr. Markus Litpher. Um die<br />

Trans<strong>for</strong>mation des Netzes im laufenden<br />

Betrieb zu bewerkstelligen, sollen bis 2030<br />

rund eine Milliarde Euro in die Modernisierung<br />

und den Ausbau des Verteilnetzes fließen.<br />

Neben dem Netzausbau spielen auch<br />

der Ausbau intelligenter Steuerungsmöglichkeiten<br />

und die damit verbundene Nutzung<br />

von Flexibilitäten eine zentrale Rolle.<br />

„Dafür benötigen wir eine aktive Netzsteuerung,<br />

die wir nur durch Digitalisierung<br />

erreichen können“, so Dr. Markus Litpher.<br />

Klimaschutz für Zuhause<br />

„Effiziente und klimafreundliche Technologien<br />

verbessern nicht nur den Klimaschutz<br />

– sie können sich auch für den einzelnen<br />

Kunden wirtschaftlich lohnen. Wir<br />

entwickeln unsere Angebote und Lösungen<br />

kontinuierlich weiter und bringen die<br />

Energiezukunft zu den Menschen nach<br />

Hause. Digitale Technologien spielen dabei<br />

eine entscheidende Rolle“, sagt Norbert<br />

Schürmann.<br />

Seit Anfang dieses Jahres beliefert LEW<br />

alle Wärmekunden im Privatkundensegment<br />

mit grünem Wärmestrom. Außerdem<br />

gibt es seit letztem Jahr ein erweitertes<br />

Portfolio an Grünstrom-Tarifen für Privatkunden.<br />

Dabei bietet LEW auch einen regionalen<br />

Ökostrom-Tarif an, mit dem Projekte<br />

in den Bereichen Naturschutz, Naherholung<br />

und Umweltbildung unterstützt werden.<br />

Den Ökostromanteil baut LEW konsequent<br />

weiter aus.<br />

Klimaschutz im Einklang<br />

mit Umwelt- und Naturschutz<br />

„Wir alle wollen in einer lebenswerten<br />

Region mit einer intakten Umwelt leben.<br />

Unser Ziel ist, Klimaschutz in Einklang mit<br />

Umwelt- und Naturschutz zu bringen“,<br />

sagt Norbert Schürmann. So erarbeitet<br />

LEW beispielsweise begleitend zum Bau<br />

von Photovoltaik-Anlagen passende Artenschutzkonzepte.<br />

Auch viele eigene Grundstücke<br />

wertet LEW ökologisch auf – beispielsweise<br />

mit Feldhecken, Wildblumenwiesen,<br />

Reptilienhabitaten oder extensiven<br />

Beweidungskonzepten. Auch im Bereich<br />

der Wasserkraft kommt dem<br />

Naturschutz eine bedeutende Rolle zu.<br />

Norbert Schürmann: „Wir sind Vorreiter<br />

für eine nachhaltige Wasserkraftnutzung.<br />

Seit vielen Jahren verbessern wir die Lebensräume<br />

für Tiere und Pflanzen in und<br />

an den Flüssen – allen voran mit naturnahen<br />

Fischw<strong>and</strong>erhilfen oder Gewässerstrukturmaßnahmen.<br />

Viele unserer Projekte<br />

werden über EU-Förderprogramme unterstützt<br />

und haben über die Region hinaus<br />

Vorbildcharakter. Unsere Aktivitäten für<br />

eine nachhaltige Wasserkraft werden wir<br />

auch in Zukunft weiter vorantreiben.“<br />

Gemeinsam anpacken:<br />

Nachhaltigkeitsinitiative für die Region<br />

Das 120-jährige Jubiläum nimmt LEW<br />

auch zum Anlass, eine umfassende Nachhaltigkeitsinitiative<br />

in der Region zu starten.<br />

Unter dem Motto „Gemeinsam besser<br />

MACHEN“ will LEW engagierte Menschen<br />

aus der Region vorstellen, Best-Practice-Lösungen<br />

aufzeigen und die Vernetzung mit<br />

Partnern wie Kommunen, L<strong>and</strong>kreisen<br />

oder Hochschulen vertiefen. „Beim Schutz<br />

von Klima und Natur sind jeder Einzelne<br />

und wir alle gemeinsam gefragt. Deshalb<br />

wollen wir Bürgern, Kommunen und Unternehmen<br />

Ideen und Möglichkeiten bieten,<br />

sich einzubringen. Die Nachhaltigkeitsinitiative<br />

schafft die Grundlage dafür.<br />

Wir sind überzeugt: Wenn wir alle gemeinsam<br />

anpacken, können wir am meisten für<br />

Klima und Natur erreichen“, sagt Dr. Markus<br />

Litpher.<br />

Im Rahmen der Nachhaltigkeitsinitiative<br />

wird LEW dieses Jahr in der gesamten Region<br />

unterwegs sein – mit unterschiedlichen<br />

Formaten und Aktionen. Daneben hat<br />

LEW anlässlich des Firmenjubiläums auch<br />

viele weitere Angebote und Aktionen geplant.<br />

Diese reichen von Mitarbeiterprogrammen<br />

über Angebote für Kunden und<br />

kommunale Aktivitäten bis hin zu Veranstaltungen<br />

und Aktionen. „So wollen wir<br />

den Klimaschutz zu den Menschen vor Ort<br />

bringen. Gemeinsam können wir beim Klimaschutz<br />

mehr bewegen“, sagt Dr. Markus<br />

Litpher. (21511603)<br />

LL<br />

www.lew.de<br />

28


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

Mainova bleibt Energiepartner<br />

der Stadt Frankfurt<br />

(mainova) Mainova beliefert die Stadt Frankfurt am Main<br />

auch künftig mit Strom und Erdgas. Der heimische Energieversorger<br />

versorgt damit weiterhin zuverlässig städtische Liegenschaften<br />

wie Verwaltungsgebäude, Schulen, Kitas, Museen,<br />

den Palmengarten oder das Klinikum Höchst mit klimafreundlicher<br />

Energie. Das Unternehmen hat sich bei einer europaweiten<br />

Ausschreibung durchgesetzt. Der neue Vertrag gilt<br />

seit Jahresbeginn.<br />

Das Unternehmen liefert der Stadt jährlich voraussichtlich<br />

rund 181 Gigawattstunden Strom. Das entspricht dem Jahresbedarf<br />

von 72.400 durchschnittlichen Zwei-Personen-Haushalten.<br />

Die Energie für die rund 2.500 Lieferstellen bei rund<br />

60 kommunalen Einrichtungen, städtischen Gesellschaften<br />

und Stiftungen und Vereinen stammt aus hocheffizienter<br />

Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) aus dem Müllheizkraftwerk in<br />

der Frankfurter Nordweststadt und klimaneutralem<br />

Ökostrom. Einen Teil des Ökostroms bezieht die Stadt erstmals<br />

direkt aus einem deutschen Windpark. Im Vergleich zum<br />

herkömmlichen deutschen Strommix spart die Stadt Frankfurt<br />

am Main dank der Kombination von KWK- und Ökostrom<br />

jährlich insgesamt rund 63.350 Tonnen Kohlendioxid ein.<br />

Jährlich knapp 207 Megawattstunden Erdgas liefert Mainova<br />

voraussichtlich für die städtischen Gebäude, was der Jahresmenge<br />

von etwa 17.250 Mehrpersonen-Haushalten entspricht.<br />

Mit der Energie, die zu fünf Prozent aus Biogas besteht,<br />

werden unter <strong>and</strong>erem Klassenräume, Kitas und Krankenzimmer<br />

in städtischen Gebäuden beheizt – an insgesamt<br />

C<br />

M<br />

rund 900 Lieferstellen.<br />

Y<br />

Jan Schneider, Dezernent für Bau und Immobilien der Stadt<br />

Frankfurt am Main, sagt: „Wir setzen die Kooperation mit ei-Cnem<br />

langjährigen Partner <strong>for</strong>t, der nicht nur für eine verlässli-<br />

MY<br />

che und wirtschaftliche Energieversorgung der städtischen<br />

Liegenschaften steht, sondern auch dazu beiträgt, unsere ehrgeizigen<br />

Klimaschutzziele umzusetzen. Mit dem neuen Ver-<br />

CY<br />

CMY<br />

trag erhöhen wir den Bezug von Strom aus heimischen Windkraftanlagen<br />

noch einmal deutlich und unterstützen damit<br />

K<br />

die Energiewende.“<br />

Der Mainova-Vorst<strong>and</strong>svorsitzende Dr. Constantin H. Alsheimer<br />

erklärt: „Die Stadt Frankfurt und Mainova verbindet bei<br />

der Energieversorgung eine rund 190-jährige Partnerschaft.<br />

Wir freuen uns, dass wir diese vertrauensvolle Zusammenarbeit<br />

in den kommenden Jahren <strong>for</strong>tsetzen. Dabei werden wir<br />

die Stadt und ihre Liegenschaften nicht nur weiterhin zuverlässig<br />

mit Energie beliefern, sondern sie auch künftig weiter<br />

als kompetenter Ansprechpartner bei Fragen rund um die<br />

nachhaltige Energieversorgung beraten.“<br />

So ermöglicht Mainova der Stadt Frankfurt zudem auf vielfältige<br />

Weise, die kommunale Energiewende und damit den<br />

lokalen Klimaschutz wirksam voranzutreiben. Dazu zählt beispielsweise<br />

das bundesweit führende Mieterstrom-Modell gemeinsam<br />

mit der Wohnungswirtschaft. Weiterhin schafft das<br />

Unternehmen mit dem Ausbau der Ladeinfrastruktur die Voraussetzung<br />

für die Verbreitung der Elektromobilität. Zusätzlich<br />

unterstützt Mainova zahlreiche ehrenamtliche Projekte.<br />

(21511249)<br />

LL<br />

www.mainova.de<br />

<strong>VGB</strong> Workshop<br />

ÖL IM KRAFTWERK<br />

Verfahrenstechnik Turbinenbetrieb mit<br />

Schwerpunktthema Ölsystem und<br />

Reinigung, Schwingungsanalyse<br />

während des Dampfturbinenbetriebes<br />

Neuer Termin!<br />

www.vgb.org<br />

1. und 2. September <strong>2021</strong><br />

Bedburg<br />

Oftmals treten nach Revisionen Fehler auf.<br />

Ziel des Workshops ist es, den Teilnehmern<br />

Möglichkeiten einer Analyse zu<br />

Schwingungsereignissen – verursacht durch<br />

Ausrichtungsfehler, Lagergeometrien und<br />

Ölqualität – aufzuzeigen.<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

Germany<br />

In<strong>for</strong>mationen<br />

Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />

E-Mail<br />

vgb-oil-pp@vgb.org<br />

Telefon<br />

+49 201 8128-321<br />

www.vgb.org<br />

29<br />

Neuer Termin!


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

ark-E und Stadtwerke Iserlohn:<br />

Windkraftanlage Versetalsperre<br />

mit neuen Rekordwerten in 2020<br />

• Über 10 Mio. Kilowattstunden erzeugter<br />

Ökostrom im Betriebsjahr 2020<br />

• Seit Inbetriebnahme<br />

überdurchschnittliche Verfügbarkeit<br />

und Einsatzzeit<br />

(mark-e) Die gemeinsam von Mark-E und<br />

den Stadtwerken Iserlohn betriebene<br />

Windkraftanlage (WKA) an der Versetalsperre<br />

in Lüdenscheid hat im abgelaufenen<br />

Betriebsjahr 2020 für Rekordwerte gesorgt.<br />

Dieses positive Fazit ziehen beide<br />

Unternehmen nach Auswertung der nun<br />

aktuell vorliegenden Zahlen für die WKA.<br />

Insgesamt produzierte die WKA Versetalsperre<br />

vom Typ Enercon E-115 in 2020<br />

über 10 Mio. Kilowattstunden (kWh)<br />

Strom und verzeichnete dabei 3.343 Betriebsstunden.<br />

Damit wurden die ohnehin<br />

schon sehr guten Werte aus dem Jahr 2019<br />

(ca. 9,5 Mio. kWh bei 3.164 Betriebsstunden)<br />

nochmals um mehr als 5 Prozent<br />

übertr<strong>of</strong>fen. Seit Inbetriebnahme im Frühjahr<br />

2017 speiste die Anlage somit insgesamt<br />

bereits 34,7 Mio. kWh Strom ein. Die<br />

Windkraftanlage läuft dabei durchgängig<br />

mit einer sehr hohen Verfügbarkeit und<br />

liegt auch mit den erzielten Volllaststunden<br />

beständig über dem bundesdeutschen<br />

Durchschnitt.<br />

KlimaFair Kunden der Mark-E pr<strong>of</strong>itieren<br />

von regional erzeugtem Ökostrom<br />

Der von der WKA in 2020 hier vor Ort<br />

produzierte Ökostrom deckt rechnerisch<br />

somit den Strombedarf von fast 2.900<br />

Durchschnittshaushalten. Gleichzeitig hat<br />

der an der Versetalsperre regenerativ erzeugte<br />

Strom die Umwelt im vergangenen<br />

Jahr um mehr als 3.500 Tonnen Kohlendioxid<br />

entlastet. Die Windkraftanlage ist neben<br />

drei Laufwasserkraftwerken und Photovoltaikanlagen<br />

in der Region Teil des<br />

„KlimaFair“ Strom-Tarifs der Mark-E. Umweltbewusste<br />

Kunden erhalten hier „ihren“<br />

Ökostrom aus der Region und können zudem<br />

noch von Prämien im Rahmen des<br />

Mark-E Energiespar-Programms pr<strong>of</strong>itieren.<br />

Windkraftanlage Versetalsperre<br />

Die WKA Versetalsperre gehört zu 70 Prozent<br />

den Stadtwerken Iserlohn und zu 30<br />

Prozent der Mark-E. Jede eingespeiste Kilowattstunde<br />

wird in den ersten 20 Betriebsjahren<br />

– wie gesetzlich garantiert – mit<br />

8,29 Cent vergütet. Mark-E sorgte für die<br />

schlüsselfertige Errichtung der Anlage und<br />

kümmert sich auch um die technische Betriebsführung<br />

und die Direktvermarktung<br />

des erzeugten Ökostroms. Die Stadtwerke<br />

Iserlohn verantworten die kaufmännische<br />

Betriebsführung. (21511202)<br />

Daten WKA Versetal:<br />

• Baubeginn: August 2016<br />

• Bauende / erste Inbetriebnahme:<br />

Ende März 2017<br />

• Investitionsvolumen: ca. 5 Mio. Euro<br />

• Anlagentyp: Enercon E-115<br />

• Leistung: 3 Megawatt<br />

• Gesamthöhe: 195 Meter<br />

• Netzeinspeisung 2019 :<br />

ca. 9,5 Mio. kWh<br />

• Netzeinspeisung 2020:<br />

ca. 10,0 Mio. kWh<br />

• Betreibergesellschaft:<br />

Windkraft Versetalsperre GmbH & Co. KG<br />

LL<br />

www.enervie-gruppe.de<br />

Mark-E: GuD-Kraftwerk in 2020<br />

unverzichtbarer Baustein der<br />

Energiewende<br />

• Gute Marktsituation ermöglicht 3.900<br />

Betriebsstunden<br />

• Effiziente und emissionsarme<br />

Energieerzeugung zur Stabilisierung<br />

des Stromnetzes<br />

• Voll-Betrieb: Sechs neue Arbeitsplätze<br />

geschaffen<br />

(mark-e) Mark-E zieht eine erneut erfolgreiche<br />

Bilanz ihrer Gas- und Dampfturbinen<br />

(GuD-) anlage in Herdecke, die zusammen<br />

mit dem Projektpartner Statkraft betrieben<br />

wird: So konnte die Anlage in 2020<br />

ihre Betriebsdauer auf über 3.900 Stunden<br />

im Vergleich zum Vorjahr (gut 2.700 Stunden)<br />

weiter deutlich steigern – und dies<br />

trotz einer längeren Stillst<strong>and</strong>sphase im<br />

ersten Quartal 2020 aufgrund eines technisches<br />

Defektes an der Dampfturbine sowie<br />

einer geplanten Revision. Die Stromproduktion<br />

erhöhte sich sogar um fast 50<br />

Prozent: von knapp über 1.000 Gigawattstunden<br />

(GWh) in 2019 auf annähernd<br />

1.500 GWh im zurückliegenden Jahr.<br />

Hauptgrund hierfür ist eine weiter verbesserte<br />

Marktsituation. Diese wird bestimmt<br />

von mehreren Faktoren wie der<br />

schrittweisen Abschaltung von Kernkraftwerken,<br />

einem deutlich höheren CO 2 -<br />

Preis, einem niedrigen Gaspreisniveau und<br />

dem starken Rückgang der Kohleverstromung.<br />

„Das Jahr 2020 zeigt die große Bedeutung<br />

von effizienten GuD-Anlagen in<br />

einer Phase der Energiewende, in der immer<br />

mehr gesicherte Kraftwerksleistung<br />

vom Netz geht. Wir können mit unserer<br />

Anlage Leistung verlässlich und emissionsarm<br />

zur Verfügung stellen, diesen Bedarf<br />

sehen wir auch in Zukunft“, so ENERVIE<br />

Vorst<strong>and</strong>ssprecher Erik Höhne. GuD-Anlagen<br />

sind ein wesentlicher Faktor zur Stabilisierung<br />

des Stromnetzes, da sie vergleichsweise<br />

schnell zum Einsatz gebracht<br />

werden können. Damit kann die volatile<br />

Einspeisung von immer mehr Erneuerbaren<br />

Energien ausgeglichen werden.<br />

Aufgrund der schwierigen Marktsituation<br />

war das Betriebskonzept in den vergangenen<br />

Jahren angepasst und die Anlage<br />

zwischenzeitlich in einen Reservebetrieb<br />

überführt worden. Seit Frühjahr 2020 wird<br />

das GuD-Kraftwerk Herdecke nun wieder<br />

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

eingesetzt. „Hierfür wurde die Belegschaft<br />

am St<strong>and</strong>ort Herdecke entsprechend aufgestockt<br />

und insgesamt sechs neue Mitarbeiter<br />

eingestellt“, freut sich Erik Höhne<br />

über diese positive Entwicklung.<br />

Mark-E ist der Kraftwerksbetreiber innerhalb<br />

der ENERVIE Gruppe und hat in den<br />

letzten Jahren seinen Erzeugungs-Mix<br />

deutlich „vergrünt“: Der Anteil der fossilen<br />

Energieträger wurde insbesondere durch<br />

die Stilllegung der beiden Steinkohle-Blöcke<br />

im Kraftwerk Werdohl-Elverlingsen<br />

deutlich reduziert. Die ENERVIE Gruppe<br />

setzt stattdessen im Rahmen ihrer „Strategie<br />

2025“ auf einen deutlichen Ausbau erneuerbarer<br />

Energien. Aktuell verfügt<br />

Mark-E über ein Kraftwerksportfolio von<br />

rund 600 Megawatt (MW) Leistung: Neben<br />

der GuD Anlage Herdecke (417 MW)<br />

betreibt das Unternehmen das zusammen<br />

mit dem Partner STAWAG modernisierte<br />

und erweiterte Pumpspeicherwerk Finnentrop-Rönkhausen<br />

(140 MW), die größte<br />

Biomasseverstromungsanlage der Region<br />

(20 MW) in Hagen-Kabel, die Klärschlammverbrennungsanlage<br />

in Werdohl-Elverlingsen<br />

(4 MW) zusammen mit<br />

dem Ruhrverb<strong>and</strong>, drei Laufwasserkraftwerke<br />

(ca. 5 MW), eine Windkraftanlage in<br />

Lüdenscheid (3 MW) sowie diverse Photovoltaikanlagen<br />

(ca. 1 MW). Auch der Betrieb<br />

der GuD-Anlage Herdecke als „sauberste“<br />

konventionelle Energieerzeugung<br />

im Vergleich zu Steinkohle- und Braunkohlekraftwerken<br />

verbessert die Erzeugungsund<br />

damit Klimabilanz.<br />

Das Cuno-Kraftwerk Herdecke<br />

Seit 1908 wird am ältesten Kraftwerksst<strong>and</strong>ort<br />

der Mark-E in Herdecke Strom<br />

erzeugt. Ab 2005 errichtete Mark-E zusammen<br />

mit dem norwegischen Energieunternehmen<br />

Statkraft eine umweltfreundliche<br />

Gas- und Dampfturbinen (GuD)-Anlage<br />

am St<strong>and</strong>ort. Das Kraftwerk ging im Herbst<br />

2007 in Betrieb und zählt mit einem Wirkungsgrad<br />

von rund 59 Prozent immer<br />

noch zu den weltweit effizientesten Anlagen<br />

seiner Art. Für die Stromerzeugung<br />

nutzt es ein besonderes effektives Verfahren:<br />

In einem kombinierten Prozess wird in<br />

einer 270-MW-Gasturbine mit einem nachgeschalteten<br />

Abhitzekessel sowie einer<br />

147-MW Dampfturbine die Energie in Elektrizität<br />

umgew<strong>and</strong>elt. Im Vergleich zu einem<br />

modernen Kohlekraftwerk erspart die<br />

GuD-Anlage der Umwelt bei der Stromerzeugung<br />

damit jährlich über eine Million<br />

Tonnen Kohlendioxid. (21511203)<br />

LL<br />

www.enervie-gruppe.de<br />

30


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

MIBRAG passt Bergbauplanung<br />

für den Tagebau Vereinigtes<br />

Schleenhain an<br />

• ​Pödelwitz und das Abbaufeld<br />

Groitzscher Dreieck werden nicht in<br />

Anspruch genommen<br />

(mibrag) Der Ort Pödelwitz und das Abbaufeld<br />

Groitzscher Dreieck mit der Ortschaft<br />

Obertitz werden von MIBRAG für<br />

die Kohleförderung des Tagebaus Vereinigtes<br />

Schleenhain nicht mehr in Anspruch<br />

genommen. Zur Umsetzung des Sächsischen<br />

Koalitionsvertrages hat das Bergbauunternehmen<br />

mit dem Sächsischen Wirtschaftsministerium<br />

und dem Sächsischen<br />

Oberbergamt Gespräche geführt und der<br />

Nichtinanspruchnahme zugestimmt. Dazu<br />

erklärt Dr. Armin Eichholz, Vorsitzender<br />

der Geschäftsführung: „Wir haben mit der<br />

überarbeiteten Bergbauplanung für den<br />

Tagebau Vereinigtes Schleenhain eine<br />

weitreichende und verantwortungsvolle<br />

Entscheidung für die Region und für unser<br />

Unternehmen getr<strong>of</strong>fen.“<br />

MIBRAG hat nach dem politisch gewollten<br />

Ausstieg aus der Kohleverstromung<br />

Deutschl<strong>and</strong>s bis spätestens Ende 2038<br />

ihre Planungen den sich daraus resultierenden<br />

Bedingungen angepasst. Durch das<br />

von Bundestag und Bundesrat beschlossene<br />

Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung<br />

der Kohleverstromung verkürzt<br />

sich die Laufzeit des von MIBRAG mit Kohle<br />

belieferten Kraftwerkes Lippendorf auf<br />

Ende 2035. Die Anpassung der Bergbauplanung<br />

für den Tagebau Vereinigtes<br />

Schleenhain trägt diesem Umst<strong>and</strong> und<br />

der veränderten Situation am Energiemarkt<br />

Rechnung. (21511430)<br />

LL<br />

www.mibrag.de<br />

KKL: Erneut höhere<br />

Stromproduktion<br />

(kkl) Das Kernkraftwerk Leibstadt (KKL)<br />

hat im vergangenen Jahr die Stromproduktion<br />

um 2,6 Prozent auf 9.050 GWh erhöhen<br />

können (2019: 8’820 GWh).<br />

Dieses gute Resultat wurde dank eines<br />

störungsfreien Betriebs ermöglicht. Die<br />

Anlage konnte zudem mit voller Leistung<br />

gefahren werden.<br />

Seit dem Frühjahr 2020 sind auch im KKL<br />

umfassende Schutzmassnahmen gegen die<br />

Ausbreitung des Coronavirus in Kraft. Angesichts<br />

der Corona-Situation entschied<br />

das Werk im April 2020, die Jahreshauptrevision<br />

zu verkürzen und um zwei Monate<br />

zu verschieben. Die Revisionsarbeiten konzentrierten<br />

sich primär auf den Wechsel<br />

der Brennelemente sowie auf Inspektionsund<br />

Inst<strong>and</strong>haltungsarbeiten. Auf den aufwändigen<br />

Kondensatortausch wurde verzichtet.<br />

Mark-E: GuD-Kraftwerk in 2020 unverzichtbarer Baustein der Energiewende<br />

Nach einer sechswöchigen Revisionsdauer<br />

konnte das Werk am 12. August wieder<br />

mit dem Stromnetz verbunden werden und<br />

produziert seither durchgehend unter Volllast<br />

Strom.<br />

Im vergangenen Betriebsjahr wurden vier<br />

meldepflichtige Ereignisse verzeichnet, die<br />

keine Auswirkung auf die Stromproduktion<br />

hatten.<br />

<strong>2021</strong> plant das Kernkraftwerk Leibstadt<br />

eine rund fünf Monate dauernde Revision<br />

(24.5.-26.10.<strong>2021</strong>). Im Fokus stehen der<br />

Tausch des Kondensators und der Umbau<br />

des Reaktorumwälzsystems. Diese wichtigen<br />

Modernisierungsmassnahmen werden<br />

es dem KKL erlauben, auch in Zukunft eine<br />

sichere und zuverlässige Stromproduktion<br />

zu gewährleisten. (21511431)<br />

LL<br />

www.kkl.ch<br />

MVV: Das Küstenkraftwerk feiert<br />

Geburtstag: Seit einem Jahr<br />

Wärme und Strom für Kiel<br />

(mvv) Vor einem Jahr gaben die Stadtwerke<br />

Kiel <strong>of</strong>fiziell das Komm<strong>and</strong>o „Volle Kraft<br />

voraus“ für ihr Küstenkraftwerk. Im Rahmen<br />

einer virtuellen Geburtstagsfeier zogen<br />

die Verantwortlichen am 20. Januar<br />

<strong>2021</strong> Bilanz.<br />

Das modernste Gasmotorenheizkraftwerk<br />

Europas bestätigt sich als Fundament<br />

einer zuverlässigen und ökologischen Wärme-<br />

und Stromversorgung für Kiel und die<br />

ganze Region. Die Stadtwerke Kiel sind<br />

stolz auf das europaweit einzigartige Projekt,<br />

das nicht nur die Zukunft der Kieler<br />

Energieversorgung prägt, sondern auch zu<br />

einer erheblichen Reduzierung der<br />

CO 2 -Emissionen beiträgt.<br />

„Wir blicken auf ein erfolgreiches erstes<br />

Jahr zurück. Unser Küstenkraftwerk läuft<br />

und hat im ersten Jahr bereits rund<br />

1.000.000 Tonnen CO 2 gegenüber dem<br />

Vorgängerkraftwerk eingespart. Das bedeutet<br />

den Kohlendioxid-Ausstoß von umgerechnet<br />

500.000 Autos. Ein erheblicher<br />

Beitrag für das Klima in Kiel sowie zur sicheren<br />

Wärme- und Stromversorgung“,<br />

teilt Frank Meier, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender<br />

der Stadtwerke Kiel AG, im Rahmen der<br />

virtuellen Geburtstagsfeier mit.<br />

Seit der Inbetriebnahme vor einem Jahr<br />

versorgt das Küstenkraftwerk mehr als<br />

73.500 Kieler Haushalte, Betriebe und Einrichtungen<br />

mit ökologischer Fernwärme.<br />

Zudem speist die Anlage die erzeugte elektrische<br />

Energie in das Kieler 110-kV-Stromnetz<br />

ein, das sowohl die Wohnungen in der<br />

L<strong>and</strong>eshauptstadt als auch der umliegenden<br />

Gemeinden mit Strom versorgt. Überschüssige<br />

Energie wird in das vorgelagerte<br />

Stromnetz weitergeleitet<br />

„Wir feiern heute den ersten Geburtstag<br />

unseres Küstenkraftwerks. Dieses Projekt<br />

maßgeblich begleiten zu dürfen – von der<br />

Planung bis zum Betrieb – war und ist für<br />

mich persönlich ein Geschenk, eine Herzensangelegenheit.<br />

Ich bin sehr stolz dar-<br />

31


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Ørsted takes final investment<br />

decision on Old 300 Solar<br />

Center, a 430 MWAC solar PV<br />

project located near Houston<br />

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

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

durch Stadtwerke-Sprecher Sönke Schuster, rundete die Veranstaltung ab. (21511558)<br />

auf, was die Stadtwerke Kiel und alle Projektbeteiligten<br />

für dieses Projekt geleistet<br />

haben“, zeigt sich Dr. Jörg Teupen, Vorst<strong>and</strong><br />

Technik und Personal der Stadtwerke<br />

Kiel AG, begeistert über den erfolgreichen<br />

und zuverlässigen Betrieb.<br />

Im Rahmen einer virtuellen Geburtstagfeier<br />

blickten die Stadtwerke Kiel auf die<br />

vergangenen 12 Monate zurück. Neben<br />

kurzen Videoclips mit Mitarbeiter-Interviews<br />

sowie Statements befragter Kielerinnen<br />

und Kielern zum Küstenkraftwerk rundete<br />

ein Live-Talk mit Oberbürgermeister<br />

Ulf Kämpfer, Kersig-Immobilien-Geschäftsführer<br />

Jan Christoph Kersig und den beiden<br />

Stadtwerke-Vorstände die Veranstaltung<br />

ab.<br />

Oberbürgermeister Ulf Kämpfer lobte im<br />

Gespräch das Küstenkraftwerk: „Vor einigen<br />

Wochen erhielten wir den Deutschen<br />

Nachhaltigkeitspreis <strong>2021</strong> in der Kategorie<br />

Großstädte. Eine große Rolle für die Jury<br />

spielte dabei auch die Inbetriebnahme des<br />

Küstenkraftwerks. Das beweist: Wir sind<br />

auf einem richtigen Weg – dank des Klimaschutzengagements<br />

der vergangenen Jahre,<br />

dank unserer vielen aktuellen Maßnahmen<br />

und auch dank unseres neuen modernen<br />

Küstenkraftwerks.“<br />

Jan Christoph Kersig, Geschäftsführer<br />

Kersig Immobilien, fügte hinzu: „Wir sind<br />

froh, dass die Stadtwerke Kiel mit dem<br />

Küstenkraftwerk die Fernwärmeversorgung<br />

sichern. Denn für uns ist Fernwärme<br />

die klima- und umweltschonende Wärmeversorgung<br />

für unsere Immobilien. Der<br />

Ausstoß von CO 2 und Schadst<strong>of</strong>fen ist erheblich<br />

geringer als bei vergleichbarer<br />

Nutzung von Einzelfeuerungsanlagen<br />

beispielsweise mit Öl. Für Fernwärme<br />

sprechen auch die einfachere Technik, geringe<br />

Installations-, Wartungs- und Betriebskosten<br />

und die Platzersparnis in<br />

den Gebäuden.“<br />

Für die Stadtwerke Kiel ging es bei der<br />

damaligen Suche nach einer Nachfolgelösung<br />

für das Kohlekraftwerk nicht nur<br />

darum, die Energie zuverlässig bereitzustellen,<br />

sondern auch darum, Wärme und<br />

Strom so umweltfreundlich wie möglich zu<br />

produzieren. Ein Jahr nach Inbetriebnahme<br />

steht fest: Das Küstenkraftwerk vereint<br />

Versorgungssicherheit und Ökologie optimal.<br />

Durch die modulare Bauweise mit 20<br />

Gasmotoren der 10-Megawatt-Klasse erhält<br />

das Kraftwerk eine außergewöhnlich<br />

hohe Flexibilität. So wird die Leistungsabgabe<br />

der einzelnen Motoren dem aktuellen<br />

Energiebedarf angepasst und dementsprechend<br />

ausgerichtet. Die Gasmotoren, als<br />

Herz des Küstenkraftwerks, verfügen über<br />

eine elektrische Leistung von 190 Megawatt<br />

und eine Wärmeleistung von 192 Megawatt.<br />

Die beim Betrieb erzeugte Wärme<br />

wird in das Fernwärmenetz eingespeist.<br />

Um die im Rahmen der Kraft-Wärme-Kopplung<br />

entstehende Wärme auch in den Sommermonaten<br />

gezielt zu nutzen, erfolgt eine<br />

Speicherung im 60 Meter hohen Speicher.<br />

Durch die zeitliche Entkopplung der Wärmenutzung<br />

ist ein flexibler und wirtschaftlicher<br />

Betrieb des Küstenkraftwerks möglich.<br />

Der Elektrodenkessel erzeugt bei Bedarf<br />

mittels Strom Fernwärme, etwa dann,<br />

wenn es im Stromnetz zu einem Überangebot<br />

durch große Mengen an Windenergie<br />

kommt. Die neue Anlage trägt dazu bei,<br />

Angebot und Nachfrage im Stromnetz wieder<br />

ins Gleichgewicht zu bringen.<br />

Dieses komplexe Erzeugungskonzept ermöglicht<br />

es, mit einem hohen Maß an Autonomie<br />

auf die verschiedenen Szenarien<br />

des Energiemarktes zu reagieren. Und damit<br />

eine sichere und saubere Fernwärmeversorgung<br />

für Kiel zu gewährleisten.<br />

(21511558)<br />

LL<br />

www.mvv.de<br />

(orsted) Ørsted has taken final investment<br />

decision on the Old 300 Solar Center,<br />

which is located in Fort Bend County, 40<br />

miles from Houston, Texas, <strong>and</strong> is expected<br />

to come online in Q2 2022.<br />

Over the past year, Ørsted has significantly<br />

increased its solar portfolio <strong>and</strong> with the<br />

addition <strong>of</strong> Old 300, now has 1.1 GW <strong>of</strong> solar<br />

PV under construction, leading to a total<br />

<strong>of</strong> 3.4 GW <strong>of</strong> capacity in operation <strong>and</strong><br />

under construction across onshore wind,<br />

solar PV <strong>and</strong> storage.<br />

Old 300 is located close to Houston, one<br />

<strong>of</strong> the largest <strong>and</strong> fastest growing metropolitan<br />

areas in the US <strong>and</strong> benefits from a<br />

long-term PPA.<br />

„With its location close to Houston, Old<br />

300 will further diversify our onshore footprint<br />

into a premium market with strong<br />

long-term fundamentals.“ says Vishal Kapadia,<br />

Chief Commercial Officer <strong>for</strong> Onshore.<br />

„We‘re excited to add another largescale,<br />

attractively contracted solar project<br />

to our portfolio. Solar is the fastest-growing<br />

power generation technology in the<br />

world <strong>and</strong> will continue to play a key role in<br />

our growth going <strong>for</strong>ward.“<br />

The project will create a dependable income<br />

source <strong>for</strong> family ranches who lease<br />

their l<strong>and</strong> <strong>for</strong> the project. Furthermore,<br />

project construction will create up to 400<br />

jobs at its peak <strong>and</strong> the long-term operation<br />

<strong>of</strong> Old 300 Solar will generate over<br />

USD 40 million in property tax revenue <strong>for</strong><br />

Fort Bend County <strong>and</strong> the Needville Independent<br />

School District.<br />

Old 300 Solar Center will cover an area <strong>of</strong><br />

2,800 acres <strong>and</strong> utilise approximately 1<br />

million bifacial modules, supplied by JA<br />

Solar <strong>and</strong> LONGi Solar. Inverters will be<br />

supplied by SMA America. (21521307)<br />

LL<br />

www.orsted.com<br />

32


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

Ørsted takes final investment decision on first<br />

renewable hydrogen project<br />

(orsted) Ørsted has taken final investment decision on the<br />

Danish demonstration project H2RES, which will use <strong>of</strong>fshore<br />

wind energy to produce renewable hydrogen. The project is<br />

expected to produce its first hydrogen in late <strong>2021</strong> <strong>and</strong> will be<br />

Ørsted‘s first renewable hydrogen project in operation.<br />

Ørsted has decided to take final investment decision on the<br />

H2RES renewable hydrogen demonstration project at Avedøre<br />

Holme in Copenhagen, Denmark. H2RES will be Ørsted‘s first<br />

renewable hydrogen project in operation <strong>and</strong> marks a new era<br />

in Ørsted‘s green journey, where the power <strong>of</strong> <strong>of</strong>fshore wind<br />

will be harnessed to decarbonise society beyond direct electrification,<br />

<strong>of</strong>fering a path towards zero emissions <strong>for</strong> otherwise<br />

hard to abate sectors.<br />

H2RES will have a capacity <strong>of</strong> 2 MW. The facility will produce<br />

up to around 1,000 kg <strong>of</strong> renewable hydrogen daily,<br />

which will be used to fuel road transport in Greater Copenhagen<br />

<strong>and</strong> on Zeal<strong>and</strong>. The project is expected to produce its first<br />

hydrogen in late <strong>2021</strong>.<br />

Martin Neubert, Executive Vice President <strong>and</strong> CEO <strong>of</strong> Ørsted<br />

Offshore, says: „We see renewable hydrogen <strong>and</strong> other sustainable<br />

fuels as cornerstones in reaching net-zero emissions<br />

by 2050, <strong>and</strong> H2RES will contribute with key learnings to turn<br />

Europe‘s ambitious build-out targets <strong>for</strong> renewable hydrogen<br />

into a new industrial success story. With the right framework<br />

in place that incentivises the shift away from fossil fuels, renewable<br />

hydrogen can decarbonise transport <strong>and</strong> heavy industry,<br />

which is paramount to creating a world that runs entirely<br />

on green energy.“<br />

Ørsted has over the past 18 months partnered with different<br />

consortia in seven renewable hydrogen projects in Denmark,<br />

Germany, the Netherl<strong>and</strong>s, <strong>and</strong> the United Kingdom.<br />

The practically unlimited global <strong>of</strong>fshore wind resources are<br />

ideally suited to power renewable hydrogen electrolysis. The<br />

H2RES project will investigate how to best combine an electrolyser<br />

with the fluctuating power supply from <strong>of</strong>fshore wind,<br />

using Ørsted‘s two 3.6 MW <strong>of</strong>fshore wind turbines at Avedøre<br />

Holme.<br />

Anders Nordstrøm, Vice President <strong>and</strong> Head <strong>of</strong> Ørsted‘s hydrogen<br />

activities, says: „Renewable hydrogen will be a cornerstone<br />

in achieving Denmark‘s ambitious decarbonisation target.<br />

H2RES is an example <strong>of</strong> how public co-funding coupled<br />

with a committed hydrogen industry <strong>and</strong> ambitious <strong>of</strong>ftakers<br />

can drive the decarbonisation <strong>of</strong> the transport sector. H2RES<br />

is a small but important step towards large-scale renewable<br />

hydrogen production, <strong>and</strong> it will allow us to demonstrate how<br />

<strong>of</strong>fshore wind combined with onshore electrolysis can <strong>of</strong>fer<br />

decarbonisation beyond direct electrification.“<br />

The Energy Technology Development <strong>and</strong> Demonstration<br />

Programme (EUDP) under the Danish Energy Agency has previously<br />

awarded DKK 34.6 million <strong>for</strong> the development <strong>of</strong> the<br />

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

A/S, Green Hydrogen Systems A/S, DSV Panalpina A/S, Hydrogen<br />

Denmark, <strong>and</strong> Energinet Elsystemansvar A/S.<br />

(21511434)<br />

LL<br />

www.orsted.com<br />

<strong>VGB</strong> Konferenz | OnLine<br />

Thermische<br />

Abfallverwertung und<br />

Wirbelschichtfeuerungen<br />

24. März <strong>2021</strong><br />

OnLine<br />

| Weitere In<strong>for</strong>mationen<br />

| Programm<br />

| Anmeldung<br />

• www.vgb.org/veranstaltungen.html<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

Germany<br />

In<strong>for</strong>mationen<br />

Barbara Bochynski<br />

(Organisation)<br />

Christian Stolzenberger<br />

Dr. Andreas Wecker<br />

(Fachliche Koordination)<br />

E-Mail<br />

vgb-therm-wirb@vgb.org<br />

Telefon<br />

+49 201 8128-205<br />

www.vgb.org<br />

33


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

ummer 26 und 27: RWE startet<br />

kommerziellen Betrieb neuer<br />

Onshore-Windparks in den USA<br />

• Fertigstellung von Boiling Springs (148<br />

MW) und East Raymond (200 MW)<br />

erhöht die Erzeugungskapazität von<br />

RWE in Nordamerika<br />

• Lieferverträge mit Autoproduzent<br />

Honda und Energieversorger Austin<br />

Energy sichern Stromabnahme<br />

(rwe) Mit der Inbetriebnahme von zwei<br />

neuen Onshore-Windparks baut RWE ihr<br />

Erneuerbare-Energien-Portfolio in Nordamerika,<br />

einem der strategischen Kernmärkte<br />

des Unternehmens, weiter aus. Die<br />

beiden Windparks verfügen über eine installierte<br />

Gesamtleistung von 348 Megawatt<br />

(MW). Zusammen produzieren sie<br />

ausreichend grünen Strom, um rechnerisch<br />

den Bedarf von mehr als 104.000<br />

US-Haushalten zu decken.<br />

Der Onshore-Windpark Boiling Springs<br />

wurde mit einer Kapazität von 148 MW in<br />

Oklahoma im Woodward County errichtet.<br />

Der Windpark besteht aus 60 GE-Turbinen.<br />

Der Onshore-Windpark East Raymond<br />

hat eine installierte Leistung von 200 MW<br />

und liegt in Südtexas. Er wird von 91 Vestas-Turbinen<br />

angetrieben. In direkter Nähe<br />

errichtet RWE derzeit mit West Raymond<br />

einen weiteren Windpark mit einer installierten<br />

Leistung von 240 MW. Die Inbetriebnahme<br />

dieses Windparks ist für das<br />

erste Quartal <strong>2021</strong> geplant. RWE wird beide<br />

Windparks betreiben, auch wenn das<br />

Unternehmen seine Beteiligung an den<br />

Projekten auf 25 % reduziert.<br />

„Wir freuen uns sehr, dass mit East Raymond<br />

unser achtes Projekt an der texanischen<br />

Küste vollständig in Betrieb ist. Mit<br />

Boiling Springs haben wir zudem unser<br />

erstes Projekt im US-Bundesstaat Oklahoma<br />

am Netz, einem neuen und für uns äußerst<br />

attraktiven Markt“, betont Silvia<br />

Ortín Rios, COO Onshore Wind <strong>and</strong> Solar<br />

PV Americas von RWE Renewables. „Dank<br />

unserer erfahrenen Teams konnten wir diese<br />

Bauprojekte trotz erschwerter Bedingungen<br />

und unter Einhaltung unserer hohen<br />

Gesundheits- und Sicherheitsst<strong>and</strong>ards<br />

umsetzen. Wir möchten auch den<br />

lokalen Gemeinden und L<strong>and</strong>besitzern für<br />

ihre Unterstützung danken.“<br />

RWE verfügt bereits über Abnehmer für<br />

den Strom aus beiden Windparks. Für East<br />

Raymond wurde 2019 ein Stromliefervertrag<br />

(Power Purchase Agreement, PPA) mit<br />

dem Versorger Austin Energy abgeschlossen.<br />

Der Vertrag läuft über zwölf Jahre. Im<br />

selben Jahr einigte sich RWE auf einen PPA<br />

mit Honda. Der Autokonzern nimmt einen<br />

Großteil des im Windpark Boiling Springs<br />

erzeugten Stroms (anteilig aus 120 MW installierte<br />

Kapazität) ab. Die Vereinbarung<br />

ist Teil einer der bisher größten Abnahmen<br />

von grünem Strom in den USA durch die<br />

Automobilindustrie.<br />

Nordamerika ist einer der strategischen<br />

Kernmärkte von RWE, in dem das Unternehmen<br />

aufbauend auf einer starken Entwicklungspipeline<br />

weiter wachsen will.<br />

Die installierte Kapazität von RWE in den<br />

USA macht mehr als ein Drittel der Gesamtkapazität<br />

des Unternehmens im Bereich<br />

der Erneuerbaren Energien aus. Bis<br />

Ende 2022 will RWE ihr weltweites Erneuerbare-Energien-Portfolio<br />

auf mehr als 13<br />

Gigawatt (GW) Nettokapazität ausbauen<br />

und dafür 5 Milliarden Euro netto investieren.<br />

Zusammen mit Partnern kann das<br />

Brutto-Investitionsvolumen bis zu 9 Milliarden<br />

Euro betragen. Um ihre Wachstumsziele<br />

zu erreichen, verfügt RWE über eine<br />

attraktive Projektentwicklungspipeline<br />

von mehr als 22 GW. Diese umfasst alle<br />

strategischen Kernregionen des Unternehmens.<br />

(21511508)<br />

LL<br />

www.rwe.com<br />

RWE erhält Genehmigung für<br />

Offshore-Windpark Kaskasi<br />

• Kaskasi als erster Offshore-Windpark<br />

auf Basis des neuen Windenergie-auf-<br />

See-Gesetzes vom Bundesamt für<br />

Seeschifffahrt und Hydrographie<br />

genehmigt<br />

• Bauarbeiten auf See sollen im dritten<br />

Quartal <strong>2021</strong> beginnen<br />

• Vollständige Inbetriebnahme in 2022<br />

geplant<br />

(rwe) Der RWE Offshore-Windpark Kaskasi<br />

erhält endgültig grünes Licht: Anfang<br />

Dezember erteilte das Bundesamt für Seeschifffahrt<br />

und Hydrographie (BSH) den<br />

Planfeststellungsbeschluss für den<br />

342-Megawatt-Windpark. Damit ist Kaskasi<br />

(<strong>of</strong>fizielle Bezeichnung Kaskasi II) der<br />

erste Offshore-Windpark in Deutschl<strong>and</strong>,<br />

der nach erfolgreicher Auktionsteilnahme<br />

im sogenannten „Übergangssystem“ nach<br />

dem neuen Windenergie-auf-See-Gesetz<br />

genehmigt wurde. Ein Best<strong>and</strong>teil der Genehmigung<br />

sind sogenannte Pilotwindenergieanlagen,<br />

bei denen innovative Technologien<br />

getestet werden. Der Windpark<br />

soll im Sommer 2022 ans Netz angeschlossen<br />

werden. Nach der vollständigen, kommerziellen<br />

Inbetriebnahme im vierten<br />

Quartal 2022 wird Kaskasi rechnerisch<br />

rund 400.000 Haushalte pro Jahr mit grünem<br />

Strom versorgen können.<br />

Die Investitionsentscheidung für den<br />

Offshore-Windpark Kaskasi, der 35 Kilometer<br />

nördlich der Insel Helgol<strong>and</strong> entstehen<br />

soll, wurde im Frühjahr 2020 getr<strong>of</strong>fen.<br />

Auch die Lieferanten für die Hauptkomponenten<br />

sind ausgewählt und haben<br />

teilweise bereits mit der Fertigung begonnen.<br />

Der Offshore-Windpark Kaskasi wird<br />

aus insgesamt 38 Windturbinen (Typ: SG<br />

8.0-167 DD) bestehen. Jede Turbine wird<br />

über eine installierte Leistung von bis zu 9<br />

Megawatt (MW) verfügen. Die Windturbinen<br />

werden auf Monopile-Fundamenten<br />

installiert. Mit den Arbeiten auf See soll ab<br />

dem dritten Quartal <strong>2021</strong> begonnen werden.<br />

Bei der Installation der Fundamente<br />

wird RWE auf eine Vibrationsrammtechnik,<br />

das sogenannte „Vibro Pile Driving“,<br />

zurückgreifen. Dieses optimierte Installationsverfahren<br />

ist eine effiziente Alternative<br />

zur herkömmlichen Schlagrammtechnik<br />

und hat das Potenzial, sowohl die Konstruktionszeiten<br />

als auch Schallemissionen<br />

zu verringern.<br />

Außerdem werden am Windpark Kaskasi<br />

an drei ausgewählten Fundamenten innovative<br />

Stahlkragen angebracht. Der sogenannte<br />

„Collared Monopile“ wurde auf<br />

Grundlage eines von RWE entwickelten<br />

Patents entworfen und soll die Tragfähigkeit<br />

der Gesamtstruktur verbessern. Dies<br />

unterstreicht den Anspruch von RWE, bei<br />

der Förderung von Innovation und Technologie<br />

eine führende Rolle einzunehmen.<br />

RWE plant weiteres Wachstum im Bereich<br />

Offshore-Wind<br />

Kaskasi ist bereits der sechste Windpark<br />

von RWE vor der deutschen Küste: Das Unternehmen<br />

betreibt die ebenfalls vor Helgol<strong>and</strong><br />

gelegenen Offshore-Windparks<br />

Nordsee Ost (295 MW) und Amrumbank<br />

West (302 MW). Zum RWE Portfolio zählt<br />

auch Arkona, der mit einer installierten<br />

Leistung von 385 MW (RWE-Anteil 50%)<br />

größte Offshore-Windpark in der Ostsee.<br />

Darüber hinaus besitzt RWE Anteile an den<br />

Windparks Nordsee One und Alpha Ventus.<br />

Weltweit ist RWE Renewables bereits<br />

heute der zweitgrößte Betreiber von<br />

Offshore-Windparks und der Grundstein<br />

für weiteres Wachstum ist bereits gelegt:<br />

Neben Kaskasi in Deutschl<strong>and</strong> errichtet<br />

das Unternehmen derzeit vor der britischen<br />

Küste den Offshore-Windpark Triton<br />

Knoll mit einer installierten Leistung von<br />

857 MW (RWE-Anteil: 509 MW). Dieser<br />

Windpark soll im ersten Quartal 2022 seinen<br />

kommerziellen Betrieb aufnehmen.<br />

Insgesamt verfügt das Unternehmen über<br />

eine Entwicklungspipeline aus Offshore-Optionen<br />

mit mehr als 7 Gigawatt - zentrale<br />

Ausschreibungen, die das Unternehmen<br />

zusätzlich in Erwägung zieht, nicht<br />

eingerechnet. (21511505)<br />

LL<br />

www.rwe.com<br />

34


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

RWE Renewables und SkySails<br />

Power nutzen Höhenwind für<br />

Stromerzeugung<br />

(rwe) Sie wollen hoch hinaus: Die RWE Renewables<br />

GmbH und die SkySails Power<br />

GmbH lassen demnächst einen 120 m 2 großen<br />

Lenkdrachen aufsteigen, um mit ihm<br />

in einer Höhe von bis zu 400 Metern Windenergie<br />

für die Stromerzeugung zu nutzen.<br />

Über dieses Pilotprojekt haben die<br />

beiden Unternehmen jetzt eine Kooperation<br />

geschlossen. RWE erwirbt von dem<br />

Hamburger Partner eine innovative Höhenwindkraftanlage<br />

mit bis zu 200 Kilowatt<br />

Leistung. Drei Jahre lang wird die<br />

RWE Renewables das SkySails Power-System<br />

im Rahmen des Pilotprojektes zur Evaluierung<br />

der Technologie betreiben. Geeignete<br />

St<strong>and</strong>orte in Deutschl<strong>and</strong> werden<br />

derzeit untersucht.<br />

Flugwindkraftanlagen nutzen den kräftigen<br />

und stetigen Wind in Luftschichten von<br />

mehreren hundert Metern über dem Boden.<br />

Die SkySails Power-Anlage besteht<br />

aus einer Bodenstation mit einer Seilwinde,<br />

in die ein Generator integriert ist. Während<br />

seines Aufstiegs zieht ein Zugdrachen,<br />

der „Kite“, ein Seil in gesteuerten<br />

Flugfiguren von einer Winde ab – und der<br />

verbundene Generator erzeugt so Strom.<br />

Sobald das Zugseil seine maximale Länge<br />

erreicht hat, beginnt die Rückholphase: Der<br />

Kite stellt sich automatisch in eine Position,<br />

in der seine Zugkraft sehr gering ist, er also<br />

ohne viel Widerst<strong>and</strong> eingeholt werden<br />

kann. Der Generator arbeitet jetzt als Motor<br />

und wickelt das Seil auf. Dieser Rückholprozess<br />

benötigt nur einen Bruchteil der<br />

Energie, die während der Leistungsphase<br />

erzeugt wird. Nun kann der nächste Stromerzeugungs-Zyklus<br />

beginnen.<br />

Aktuelle Flugwindkraftanlagen bringen<br />

derzeit Leistungen von 100 bis 200 kW. Weiterentwicklungen<br />

versprechen Leistungen<br />

im Megawattbereich und sind damit auch<br />

für den Einsatz in großen Windparks besonders<br />

attraktiv. SkySails arbeitet derzeit an<br />

der Entwicklung einer solchen Anlage.<br />

„Die leichte, kompakte Bauweise von<br />

Flugwindkraftanlagen nimmt in besonderer<br />

Weise Rücksicht auf Mensch und Tier.<br />

Die Systeme arbeiten sehr leise, fallen in<br />

der L<strong>and</strong>schaft praktisch nicht auf und<br />

werfen kaum Schatten“, sagt Stephan Wrage,<br />

CEO der SkySails Power GmbH. Diese<br />

Vorteile können nach seinen Worten dazu<br />

beitragen, die Akzeptanz für Windenergie<br />

weiter zu erhöhen. Wrage: „Damit ist die<br />

SkySails-Technologie eine faszinierende<br />

Variante der erneuerbaren Stromerzeugung<br />

mit Windkraft.“<br />

„Ich freue mich, dass wir diese innovative,<br />

umweltfreundliche Technologie erstmalig<br />

zum Einsatz bringen“, sagt Katja<br />

Wünschel, Chief Operating Officer Wind<br />

Onshore und Photovoltaik Europa und asiatisch-pazifischer<br />

Raum der RWE Renewables<br />

„Sie hat das Potenzial, sowohl onshore<br />

als auch <strong>of</strong>fshore eingesetzt zu werden und<br />

so die konventionelle Windenergie zu ergänzen.“<br />

Ihr Vorst<strong>and</strong>skollege Sven Utermöhlen,<br />

bei RWE Renewables für das Ressort<br />

Wind Offshore Global zuständig, fügt<br />

hinzu: „Dieses Pilotprojekt kann nicht nur<br />

den Ausbau einer dezentralen erneuerbaren<br />

Energieversorgung unterstützen. Es ist<br />

auch ein vielversprechender Beitrag dazu,<br />

die Stromerzeugung von RWE bis 2040 klimaneutral<br />

umzubauen.“ (21511509)<br />

LL<br />

www.rwe.com<br />

https://t1p.de/xz6c<br />

Kohleausstiegsgesetz:<br />

Mit Kraftwerksblock D in<br />

Niederaußem nimmt RWE Power<br />

erste Anlage vom Netz<br />

• Weitere Einsparung von 2,5 Millionen<br />

Tonnen CO 2 pro Jahr in der Braunkohle<br />

• Betriebszeit endete am 31.12.2020 um<br />

Mitternacht<br />

• Über 115 Mrd. kWh Strom erzeugt<br />

(rwe) RWE Power legte zum 31. Dezember<br />

2020 den 300-Megawatt-Block D des<br />

Braunkohlenkraftwerks Niederaußem still.<br />

Die Außerbetriebnahme ist Teil des Kohleausstiegs,<br />

wie er 2019 von der Kommission<br />

„Wachstum, Strukturw<strong>and</strong>el, Beschäftigung“<br />

auf den Weg gebracht und in diesem<br />

Sommer von Bundestag und Bundesrat im<br />

Kohleverstromungsbeendigungsgesetz<br />

festgeschrieben worden ist.<br />

Durch die Außerbetriebnahme von Block<br />

D entfallen in der gesamten Prozesskette<br />

der Braunkohle, die von der Rohst<strong>of</strong>fgewinnung<br />

im Tagebau bis zu Betrieb und<br />

Inst<strong>and</strong>haltung im Kraftwerk reicht, rund<br />

300 Stellen. Bis Ende 2022, wenn RWE 2,8<br />

Gigawatt Kraftwerksleistung stillgelegt haben<br />

wird, werden es etwa 3.000 Arbeitsplätze<br />

sein. 2030 werden sogar zwei Drittel<br />

der RWE-Kraftwerkskapazität auf Basis<br />

Braunkohle stillgelegt und 6.000 Stellen<br />

vom Abbau betr<strong>of</strong>fen sein. Der Ende August<br />

abgeschlossene Tarifvertrag stellt sicher,<br />

dass es keine betriebsbedingten Kündigungen<br />

gibt und die Stilllegung sozialverträglich<br />

gestaltet wird.<br />

RWE trägt in den Anfangsjahren die<br />

Hauptlast beim Ausstieg aus der Braunkohlenutzung<br />

in Deutschl<strong>and</strong>. Durch den Zuschlag<br />

bei der ersten bundesweiten Stilllegungsauktion<br />

für Steinkohlekraftwerke für<br />

den 800-Megawatt-Block E des Kraftwerks<br />

Westfalen in Hamm und den 800-Megawatt-Block<br />

B des Kraftwerks Ibbenbüren<br />

beendet RWE zudem am 31. Dezember die<br />

Verstromung von Steinkohle in Deutschl<strong>and</strong>.<br />

Gleichzeitig treibt das Unternehmen<br />

konsequent den Ausbau erneuerbarer<br />

Energien voran.<br />

„Dass Block D so viele Jahre zuverlässig<br />

für die Stromversorgung gearbeitet hat, ist<br />

einer pr<strong>of</strong>essionellen Betriebsführung und<br />

einer klugen, erfolgreichen Inst<strong>and</strong>haltung<br />

zu verdanken - und damit dem Engagement<br />

der ganzen Mannschaft“, betont RWE<br />

Power-Vorst<strong>and</strong>smitglied Dr. Lars Kulik.<br />

Block D hat seit seiner Inbetriebnahme am<br />

1. Mai 1968 in 390.000 Betriebsstunden<br />

aus 129 Millionen Tonnen Braunkohle<br />

über 115 Milliarden Kilowattstunden<br />

Strom erzeugt. Damit könnte man rein<br />

rechnerisch sämtliche Stromverbraucher<br />

Düsseldorfs fast 30 Jahre lang versorgen.<br />

Seine Stilllegung führt, aufs Jahr gerechnet,<br />

zu einer Minderung des CO 2 -Ausstoßes<br />

um rund 2,5 Millionen Tonnen.<br />

Bereits seit Oktober 2019 sind bei RWE<br />

fünf weitere 300-MW-Blöcke nicht mehr<br />

im Vollbetrieb, sondern in der vierjährigen<br />

sogenannten Sicherheitsbereitschaft. Sie<br />

werden, abhängig vom Beginn der Sicherheitsbereitschaft,<br />

zum Oktober <strong>2021</strong>, 2022<br />

und 2023 endgültig stillgelegt. (21511506)<br />

LL<br />

www.rwe.com<br />

Kohleausstiegsgesetz: Mit Kraftwerksblock D in Niederaußem nimmt RWE Power erste Anlage<br />

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

Goncz, Thomas Sporr, Jürgen Esser<br />

35


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Produktionserfolg: Block C des<br />

Kernkraftwerkes Gundremmingen<br />

produziert verlässlich und CO 2 -frei<br />

350 Milliarden kWh Strom<br />

• Erzeugungsmenge deckt mehr als<br />

viermal bayerischen Jahres-<br />

Stromverbrauch 2019<br />

(rwe) Am 17. Dezember 202 um 7.31 Uhr<br />

war es soweit: Genau zu diesem Zeitpunkt<br />

hat Block C des Kernkraftwerkes Gundremmingen<br />

die runde Marke von 350 Mrd.<br />

kWh (entspricht 350 TWh) erzeugtem<br />

Strom erreicht. Vor rund 36 Jahren, am 2.<br />

November 1984, wurde der Block zum ersten<br />

Mal mit dem Netz synchronisiert und<br />

hat seinen verlässlichen Leistungsbetrieb<br />

aufgenommen, der noch bis zum Jahresende<br />

<strong>2021</strong> <strong>and</strong>auern wird.<br />

„Wir freuen uns, gerade in der gegenwärtigen<br />

P<strong>and</strong>emie-Phase, als Teil der systemkritischen<br />

Infrastruktur mit unserem Produktionserfolg<br />

deutlich zu machen, dass<br />

wir als starker Partner der Region Bayerisch<br />

Schwaben ein Stück Sicherheit und Zuverlässigkeit<br />

bieten. Über 36 Jahre hinweg hat<br />

Block C, unabhängig von Witterungsgegebenheiten,<br />

stets sicher, verlässlich und CO 2 -<br />

frei Strom produziert und wird auch noch<br />

ein Jahr lang weiter produzieren“, erklärt<br />

Dr. Heiko Ringel, Leiter der Anlage.<br />

Glückwünsche zu diesem erfreulichen Ergebnis<br />

erreichten das Kraftwerks-Team<br />

auch aus Essen. Nikolaus Valerius, Kernenergievorst<strong>and</strong><br />

der RWE Power AG und<br />

technischer Geschäftsführer der RWE Nuclear<br />

GmbH, gratulierte: „Herzlichen Dank<br />

für diese bemerkenswerte Leistung. Allein<br />

mit der in Block C bislang erzeugten Strommenge<br />

lässt sich der bayerische Jahresstromverbrauch<br />

aus 2019 mehr als viermal<br />

abdecken (Bruttostromverbrauch Bayern<br />

2019: 85,8 TWh (Quelle: Monitoringbericht<br />

zum Umbau der Energieversorgung<br />

Bayerns, Seite 9, Oktober 2020, StMWi).<br />

Ein solch wichtiger Meilenstein lässt sich<br />

nur mit einer erfahrenen und engagierten<br />

Kraftwerksmannschaft als Teamleistung<br />

über viele Jahre erreichen.“ (21511504)<br />

LL<br />

www.rwe.com<br />

RWE veräußert<br />

Kleinwasserkraftwerke<br />

an österreichischen<br />

Energieversorger KELAG<br />

• Verkauf von 19 Kleinwasserkraftwerken<br />

in Frankreich und Portugal<br />

• Transaktion beinhaltet Anlagen mit<br />

einer Kapazität von rund 65 Megawatt<br />

(rwe) RWE veräußert ihre Portfolios an 19<br />

Kleinwasserkraftwerken in Frankreich und<br />

Portugal an den österreichischen Energieversorger<br />

KELAG. In der Kapazität von insgesamt<br />

65 Megawatt (pro rata) sind auch 3<br />

Megawatt Windkraft enthalten. 16 Beschäftigte<br />

wechseln im Zuge des Verkaufs<br />

zu dem Kärntner Unternehmen. RWE hatte<br />

die Anlagen im Rahmen der Transaktion<br />

mit E.ON im Jahr 2019 übernommen. Über<br />

den Kaufpreis wurde Stillschweigen vereinbart.<br />

Die Transaktion soll im Laufe des<br />

Jahres abgeschlossen werden mit Wirksamkeit<br />

zum 1. Januar <strong>2021</strong>.<br />

RWE ist seit 2001 an der KELAG beteiligt<br />

und hält 37,9 % am Energieversorger. Im<br />

Herbst 2020 hatten das L<strong>and</strong> Kärnten und<br />

RWE vereinbart, ihre erfolgreiche Partnerschaft<br />

für ein weiteres Jahrzehnt <strong>for</strong>tzusetzen.<br />

Ziel der Kooperation ist es, die Position<br />

der KELAG als führendes Energieunternehmen<br />

und als Kompetenzzentrum für<br />

Wasserkraft weiter auszubauen und zu<br />

stärken. Die Transaktion ist hierzu ein<br />

wichtiger Schritt. RWE konzentriert sich<br />

hingegen beim Ausbau der erneuerbaren<br />

Energien auf Investitionen in Windkraft an<br />

L<strong>and</strong> und auf See, in Photovoltaik und<br />

Speichertechnologien. (21511540)<br />

LL<br />

www.rwe.com<br />

STEAG SENS und LSG Group<br />

gründen Joint Venture<br />

(steag) Die STEAG Solar Energy Solutions<br />

GmbH, Tochtergesellschaft des Essener<br />

Energieunternehmens STEAG GmbH, kooperiert<br />

im Rahmen eines neuen Joint Ventures<br />

ab so<strong>for</strong>t mit der LSG Group aus<br />

Wien. Die langjährigen Partner und PV-Experten<br />

werden künftig gegenüber den Kunden<br />

als SENS LSG auftreten. Gemeinsam<br />

hat man die Photovoltaik-Märkte in Osteuropa<br />

im Blick.<br />

Never change a winning team – so könnte<br />

man die Konstellation beschreiben, die<br />

André Kremer, Geschäftsführer der in<br />

Würzburg ansässigen SENS, und Karl<br />

Göth, Geschäftsführer der Wiener LSG<br />

Group, jetzt mit ihren Unterschriften besiegelt<br />

haben: Die beiden Partner haben mit<br />

dem Abschluss eines neuen Joint-Venture-Vertrags<br />

die <strong>of</strong>fizielle Basis für eine<br />

Fortsetzung ihrer erfolgreichen Zusammenarbeit<br />

geschaffen. Bereits seit dem<br />

Jahr 2015 arbeiten SENS und der österreichische<br />

PV-Dienstleister in diversen Photovoltaik-Projekten<br />

eng zusammen.<br />

Kooperation unter dem Dach von STEAG<br />

„Wir schätzen die LSG seit Jahren in<br />

höchstem Maße – fachlich und ganz besonders<br />

auch menschlich. Daher war von Anfang<br />

an klar, dass wir unsere gemeinsamen<br />

Aktivitäten auch unter dem Dach von<br />

STEAG <strong>for</strong>tsetzen würden“, freut sich André<br />

Kremer. Erklärtes Ziel sei der Aufbau eines<br />

Projektportfolios von rund 1.000 Megawatt<br />

(MW) in den kommenden fünf Jahren.<br />

Im Blick haben die Partner vor allem Entwicklung<br />

und Bau von Solarparks sowie<br />

auch das Service-Geschäft in Osteuropa<br />

und darüber hinaus. Im Fokus stehen dabei<br />

zunächst Ungarn, Rumänien und Griechenl<strong>and</strong>.<br />

Die ersten Projekte in Ungarn<br />

sind bereits im Bau. So entstehen derzeit<br />

an fünf ungarischen St<strong>and</strong>orten PV-Freiflächen-Anlagen<br />

mit einer Gesamtleistung<br />

von 65 MW; die Fertigstellung ist bis Ende<br />

des ersten Quartals <strong>2021</strong> vorgesehen.<br />

Mehrjährige Erfolgsgeschichte<br />

wird <strong>for</strong>tgesetzt<br />

Seit 2015 haben die heutige STEAG-Tochter<br />

SENS und die LSG Group insgesamt<br />

über 230 MWp Großflächen-Photovoltaik-Anlagen<br />

zusammen gebaut. Herausragende<br />

Projekte wurden unter <strong>and</strong>erem in<br />

der Mongolei, Moldawien, Russl<strong>and</strong> und<br />

Australien realisiert. So entst<strong>and</strong> in der<br />

Mongolei unter heraus<strong>for</strong>dernden Rahmenbedingungen<br />

ein 30 MW-Park mitten<br />

in der Wüste Gobi. Und in Australien wurden<br />

zwei PV-Projekte in Queensl<strong>and</strong> erfolgreich<br />

errichtet und ans Netz angeschlossen.<br />

Dies sind nur zwei Beispiele für<br />

die gute Zusammenarbeit der beiden erfahrenen<br />

Partner. Im Rahmen des neuen<br />

Joint Ventures unterstützen sich die Teams<br />

wie schon in der Vergangenheit gegenseitig<br />

in der Planung, Projekt- und Bauleitung<br />

sowie beim Einkauf von Komponenten.<br />

Pr<strong>of</strong>essionelle wie partnerschaftliche<br />

Atmosphäre verbindet<br />

„Wir sind sehr froh, dass wir unsere Zusammenarbeit<br />

nun in dieser Form <strong>for</strong>tsetzen“,<br />

erklärt LSG-Geschäftsführer Karl<br />

Göth am R<strong>and</strong>e des Signing-Termins in<br />

Würzburg. „Unsere Zusammenarbeit ist<br />

geprägt durch ein außerordentlich kollegiales,<br />

partnerschaftliches Verhältnis, das<br />

Pr<strong>of</strong>essionalität und Zuverlässigkeit auf<br />

der einen Seite mit sehr viel Spaß und Leidenschaft<br />

auf der <strong>and</strong>eren Seite verbindet.<br />

Mit SENS zu arbeiten bedeutet für uns neben<br />

dem Projekterfolg auch ein ganz besonderes<br />

Mitein<strong>and</strong>er.“ (21511540)<br />

LL<br />

www.steag.com<br />

Steag: Windpark Crucea<br />

hat neuen Eigentümer<br />

• STEAG verkauft rumänische Anlage an<br />

Hidroelectrica<br />

• Künftig Konzentration auf <strong>and</strong>ere<br />

Windenergiemärkte<br />

(steag) Das Essener Energieunternehmen<br />

STEAG verkauft seinen rumänischen<br />

Onshore-Windpark Crucea an den rumänischen<br />

Erzeuger erneuerbarer Energien<br />

Hidroelectrica. Dies ist im Zusammenhang<br />

mit der strategischen Neuausrichtung von<br />

STEAG zu sehen, die in Bezug auf die Aktivitäten<br />

des Unternehmens im Windbereich<br />

eine Konzentration auf die Projektentwicklung<br />

und die Erbringung von Betriebsdienstleistungen<br />

vorsieht, wobei insbesondere<br />

der französische Windenergiemarkt<br />

im Fokus steht. Aktuell betreibt STEAG sowohl<br />

in Frankreich als auch in Deutschl<strong>and</strong><br />

Windparks.<br />

36


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

Am 23. Dezember 2020 haben die STEAG<br />

GmbH (STEAG) und die Societatea de Producere<br />

a Energiei Electrice în Hidrocentrale<br />

Hidroelectrica S.A. (Hidroelectrica) einen<br />

Vertrag über den Verkauf der<br />

STEAG-Anteile an der rumänischen Tochtergesellschaft<br />

Crucea Wind Farm S. A.<br />

(Crucea Wind Farm) und STEAG Energie<br />

Romania S.R.L. (STEAG Energie Romania)<br />

an Hidroelectrica unterzeichnet. Dies geschah<br />

nach einem wettbewerbsintensiven<br />

Verfahren, an dem sowohl lokale als auch<br />

internationale Bieter beteiligt waren. Die<br />

Transaktion wird in Übereinstimmung mit<br />

dem entsprechenden Vertrag vollzogen.<br />

Hidroelectrica diversifiziert Portfolio<br />

Hidroelectrica konzentriert sich auf die<br />

Diversifizierung seiner Produktion durch<br />

die Erweiterung seines Portfolios um qualitativ<br />

hochwertige Kapazitäten im Bereich<br />

der erneuerbaren Energien, als Teil der<br />

kürzlich genehmigten Entwicklungsstrategie<br />

des Unternehmens. Das Unternehmen<br />

bekräftigt sein Ziel, während des gesamten<br />

Prozesses der Portfoliodiversifizierung zu<br />

100 % grün zu bleiben.<br />

Der von STEAG entwickelte und 2014 in<br />

Betrieb genommene Windpark Crucea ist<br />

mit einer installierten Leistung von 108<br />

Megawatt (MW) einer der modernsten und<br />

am besten gewarteten Onshore-Windparks<br />

in Rumänien.<br />

STEAG konzentriert sich auf<br />

Projektentwicklung und den<br />

französischen Windenergiemarkt<br />

Mit dem Verkauf der Anlage zum jetzigen<br />

Zeitpunkt hat STEAG einen günstigen Moment<br />

getr<strong>of</strong>fen, da die Transaktion mit der<br />

zukünftigen Wind-Strategie von STEAG<br />

korreliert, diese erneuerbaren Anlagen zu<br />

entwickeln, zu verkaufen und anschließend<br />

als Servicedienstleister zu betreiben.<br />

Im Bereich der Windenergie werden die<br />

meisten Aktivitäten von STEAG in Zukunft<br />

auf dem französischen Markt stattfinden,<br />

der Chancen für weiteres Wachstum bietet.<br />

(21511541)<br />

LL<br />

www.steag.com<br />

TIWAG: Grünes Licht für<br />

Erweiterung des Kraftwerk<br />

Schwarzach<br />

(tiwag) Für die Erweiterung des<br />

TIWAG-Kraftwerks Schwarzach liegen<br />

nunmehr alle Genehmigungen vor. Mit<br />

dem geplanten Zubau beim Krafthaus in<br />

Huben soll die Jahresstromerzeugung ausgebaut<br />

und die Eigenversorgung des Bezirks<br />

gesteigert werden. Das Projekt folgt<br />

auch der nationalen Strategie zum Ausbau<br />

der Wasserkraft durch Verbesserungen<br />

und Optimierungen an bestehenden Anlagen.<br />

Die Investitionskosten betragen rund<br />

17 Mio. Euro. Diese Woche wurde mit den<br />

vorbereitenden Bauarbeiten begonnen.<br />

„Die Erweiterung dieses Kleinwasserkraftwerks<br />

ist aus wirtschaftlicher und<br />

ökologischer Sicht vernünftig und leistet<br />

einen wichtigen Beitrag zur Stärkung der<br />

regionalen Energieversorgung“, betont<br />

TIWAG-Vorst<strong>and</strong>sdirektor Johann Herdina:<br />

„Das Projekt wurde so geplant, dass<br />

ohne bauliche Maßnahmen an der Wasserfassung<br />

sowie an der Druckrohrleitung ein<br />

weiterer Maschinensatz zum Krafthaus<br />

dazu gebaut werden kann.“<br />

Die Jahresstromerzeugung wird dabei<br />

von 61 auf 83 Gigawattstunden gesteigert.<br />

Damit können über 5.200 Haushalte zusätzlich<br />

mit sauberer Energie aus Osttiroler<br />

Wasserkraft versorgt werden. Herdina: „Es<br />

ist uns wichtig, dass im Zuge der Errichtung<br />

die Wertschöpfung in der Region<br />

bleibt und auch zahlreiche Osttiroler Firmen<br />

federführend dabei sind.“ Die Fertigstellung<br />

ist bis 2022 geplant.<br />

Das zweite TIWAG-Projekt in Osttirol –<br />

die Errichtung eines neuen Kraftwerks am<br />

Tauernbach – ist unterdessen noch beim<br />

Bundesverwaltungsgericht in Wien anhängig.<br />

„Hier ist frühestens mit einem Baustart<br />

2023 zu rechnen“, so Herdina. Die TIWAG<br />

plant im Rahmen des Projekts 90 Mio. Euro<br />

zu investieren. (21511542)<br />

LL<br />

www.tiwag.at<br />

Trianel: Absichtserklärung<br />

Errichtung Wasserst<strong>of</strong>fcluster<br />

• Das Projekt Wasserst<strong>of</strong>fproduktion für<br />

Hamm nimmt Gestalt an<br />

(trianel) Das Projekt Wasserst<strong>of</strong>fproduktion<br />

für Hamm nimmt Gestalt an. Heute unterzeichneten<br />

der Oberbürgermeister der<br />

Stadt Hamm, Marc Herter und die Geschäftsführer<br />

der Stadtwerke Hamm sowie<br />

der Stadtwerke-Kooperation Trianel eine<br />

Absichtserklärung zur Errichtung eines<br />

Wasserst<strong>of</strong>fclusters in der Region Hamm.<br />

Nachdem die Bundesregierung ihre nationale<br />

Wasserst<strong>of</strong>fstrategie und die L<strong>and</strong>esregierung<br />

NRW ihre Wasserst<strong>of</strong>f Roadmap<br />

vorgelegt haben, gehen die Stadt Hamm,<br />

die Stadtwerke Hamm GmbH sowie die Trianel<br />

GmbH nun die Errichtung eines Wasserst<strong>of</strong>fclusters<br />

aktiv an.<br />

Mit der heute unterzeichneten Absichtserklärung<br />

sind alle Beteiligten der Realisierung<br />

des Projektes einen großen Schritt<br />

nähergekommen. Hamm geht als zukünftiger<br />

Wasserst<strong>of</strong>fst<strong>and</strong>ort in die nächste<br />

Runde.<br />

Bereits im August und September in<strong>for</strong>mierte<br />

sich die Bundesministerin für Umwelt,<br />

Naturschutz und nukleare Sicherheit<br />

Svenja Schulze (SPD) bei Besuchen vor Ort<br />

über die Planungen zu einem Wasserst<strong>of</strong>fprojekt<br />

in Hamm. Schon damals st<strong>and</strong> das<br />

Projektvorhaben der Stadtwerke mit Trianel,<br />

im nördlichen Ruhrgebiet eine kommunale<br />

Infrastruktur zur Versorgung des<br />

öffentlichen Personennahverkehrs<br />

(ÖPNV), kommunaler Fahrzeugflotten und<br />

industrieller Abnehmer mit grünem Wasserst<strong>of</strong>f<br />

aufzubauen und zu betreiben im<br />

Fokus. Als möglicher St<strong>and</strong>ort für eine<br />

Wasserst<strong>of</strong>fanlage wurde eine freie Fläche<br />

auf dem Gelände des Trianel Gaskraftwerks<br />

in Hamm favorisiert.<br />

Gestartet werden soll mit einer großtechnischen<br />

Elektrolyseanlage von bis zu<br />

20 MW, um eine kommunale Infrastruktur<br />

zur Versorgung des öffentlichen Personennahverkehrs<br />

(ÖPNV), kommunaler Fahrzeugflotten<br />

und industrieller Abnehmer mit<br />

Wasserst<strong>of</strong>f aufzubauen. Die Anlage soll mit<br />

Strom aus erneuerbaren Energien betrieben<br />

werden und modular erweiterbar sein.<br />

„Die Stadt Hamm bietet die optimalen Voraussetzungen,<br />

um eine moderne Wasserst<strong>of</strong>finfrastruktur<br />

für die Region aufzubauen.<br />

Die große Stromtrasse für Windenergie<br />

von der Nordsee führt direkt nach<br />

Hamm-Uentrop. Zudem haben sich schon<br />

heute eine Reihe heimischer Unternehmen<br />

– sowohl in der Mobilität als auch in der<br />

Produktion - für den Treibst<strong>of</strong>f der Zukunft<br />

entschieden. Wasserst<strong>of</strong>f verbindet eine<br />

neue wirtschaftliche Dynamik mit zukunftssicheren<br />

Arbeitsplätzen und einer<br />

nachhaltigen Entlastung des Klimas“, freut<br />

sich Oberbürgermeister Marc Herter über<br />

das zukunftsweisende Projekt.<br />

„Wir stehen in den Startlöchern, um Wasserst<strong>of</strong>fbusse<br />

und -LKW zu beschaffen, zu<br />

warten und diese mit dem in der Elektrolyseanlage<br />

erzeugten Wasserst<strong>of</strong>f zu betreiben.<br />

Dies ist der erste Schritt, folgen muss<br />

der Aufbau entsprechender Infrastruktur<br />

wie Wasserst<strong>of</strong>ftankstellen etc. Unter Berücksichtigung<br />

einer Anschubfinanzierung<br />

aus Mitteln der nationalen Wasserst<strong>of</strong>fstrategie<br />

und Mitteln aus dem Strukturstärkungsgesetz<br />

werden wir dieses neue zukunftsfähige<br />

Geschäftsmodell für die<br />

Stadtwerke erschließen“, erklärt Geschäftsführer<br />

Reinhard Bartsch.<br />

„Die Energiewende wird nur gelingen,<br />

wenn wir in Zukunft das Ziel erreichen, einerseits<br />

die immensen Überschussmengen<br />

der Produktion aus Wind und Sonne zu<br />

speichern und <strong>and</strong>ererseits unsere Energienutzung<br />

komplett zu dekarbonisieren.<br />

Wasserst<strong>of</strong>f wird hierzu einen zentralen<br />

Beitrag leisten. In dem Sinne ist der Aufbau<br />

einer modernen Wasserst<strong>of</strong>finfrastruktur<br />

in Hamm ein echtes Zukunftsprojekt, für<br />

das Trianel über eine langjährige Expertise<br />

als kommunaler Ansprechpartner und Projektentwickler<br />

verfügt. Gemeinsam mit der<br />

Stadt Hamm und den Stadtwerken Hamm<br />

wollen wir weitere Partner aus dem kommunalen<br />

Sektor sowie dem Verkehrs- und<br />

Industriesektor gewinnen, um den Zukunftsmarkt<br />

Wasserst<strong>of</strong>f gemeinsam aufzubauen“,<br />

erläutert Sven Becker, Sprecher<br />

der Geschäftsführung der Trianel GmbH.<br />

37


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

„Unter der Annahme, dass das Projekt<br />

Anfang 2022 beginnt, ist die Inbetriebnahme<br />

der Anlage für Anfang 2024 geplant“,<br />

so Becker. Entsprechend könnte der Busund<br />

LKW-Betrieb mit grünem Wasserst<strong>of</strong>f<br />

ab 2024 bzw. zwei Jahre nach Projektbeginn<br />

beginnen. (21511544)<br />

Die Absichtserklärung wurde unterzeichnet<br />

von:<br />

• Marc Herter, Oberbürgermeister der<br />

Stadt Hamm<br />

• Reinhard Bartsch, Geschäftsführer der<br />

Stadtwerke Hamm GmbH<br />

• Jörg Hegemann, Geschäftsführer der<br />

Stadtwerke Hamm GmbH<br />

• Sven Becker, Sprecher der<br />

Geschäftsführung der Trianel GmbH<br />

• Klaus Horstick, Leiter der Trianel-<br />

Projektentwicklung Offshore &<br />

Sektorkopplung<br />

LL<br />

www.trianel.com<br />

Trianel: Neue Vermarktungschancen<br />

für Biogasanlagen<br />

• Trianel gleicht in der<br />

Direktvermarktung unstete<br />

Winderzeugung mit Biogasanlagen aus<br />

(trianel) „Überbaute Biogasanlagen zeichnen<br />

sich durch ihre hohe Flexibilität aus.<br />

Diese Vorteile können ideal ausgenutzt<br />

werden, um das volatile Erzeugungsverhalten<br />

der Windenergie und Schwankungen<br />

in den Bilanzkreisen innerhalb einer<br />

Viertelstunde auszugleichen. Dabei können<br />

in Kombination mit der Intraday-Vermarktung<br />

deutlich höhere Erlöse erzielt<br />

werden als an den Regelenergiemärkten“,<br />

stellt Bastian Wurm, Leiter Direktvermarktung<br />

bei der Stadtwerke-Kooperation Trianel<br />

fest.<br />

Der stetig wachsende Anteil der erneuerbaren<br />

Energien erhöht den Wert von Flexibilität<br />

an den Intrayday- und Spotmärkten<br />

und für den internen Bilanzkreisausgleich<br />

großer Wind- und PV-Direktvermarkter.<br />

„Da die Preise für die Regelleistungsvermarktung<br />

in den letzten Jahren regulatorische<br />

Eingriffe erfahren haben, ist dieser<br />

Markt insbesondere für Biogasanlagen immer<br />

unattraktiver geworden. Wir erwarten,<br />

dass die aktuell erkennbaren Preissteigerungen<br />

durch die Einführung des Regelarbeitsmarktes<br />

mit zunehmender Liquidität<br />

wieder entfallen“, so Bastian Wurm<br />

weiter. Die Teilnahme an den Regelenergiemärkten<br />

schränkt Biogasanlagenbetreiber<br />

weiter ein, da die Anlagen mindestens<br />

vier Stunden in ihrer Verfügbarkeit gebunden<br />

sind und diese Leistung auch abgesichert<br />

werden muss. „Angesichts des volatilen<br />

– durch meteorologische Faktoren bestimmte<br />

– Einspeiseverhalten der Windenergie<br />

sind vier Stunden eine lange Zeit.<br />

Zeit, in der die wertvolle Steuerbarkeit von<br />

Biogasanlagen technisch und wirtschaftlich<br />

besser für den Bilanzkreisausgleich<br />

genutzt oder kurzfristig am Intraday-Markt<br />

vermarktet werden kann“, betont der Direktvermarktungs-Experte<br />

weiter.<br />

Der Trianel Bilanzkreisausgleich setzt genau<br />

hier an. Wind- und PV-Prognosefehler,<br />

die innerhalb der aktuellen Viertelstunde<br />

auftreten, werden innerhalb von Sekunden<br />

erkannt und im Viertelstundenmittel durch<br />

Biogasanlagen ausgeglichen. Der Anlagenbetreiber<br />

erhält für die Flexibilitätsbereitstellung<br />

ein entsprechendes Entgelt.<br />

Echtzeitausgleich statt<br />

Regelenergievermarktung<br />

Durch die Nutzung der Flexibilität am Intraday-Markt<br />

und in der Lieferviertelstunde<br />

für den Bilanzkreisausgleich können Biogasanlagenbetreiber<br />

vier- bis fünfmal höhere<br />

Erlöse erwirtschaften als durch die Bindung<br />

ihrer Anlagen an den Regelenergiemärkten.<br />

„Für eine Biogasanlage mit einer<br />

flexiblen Leistung von 1 MW können gegenüber<br />

der Spotoptimierung mit Regelleistungsvermarktung<br />

durch Erweiterung um<br />

Intraday und Bilanzkreisausgleich etwa<br />

20.000 € mehr erzielt werden“, so Wurm<br />

weiter. Bei größeren und flexibleren Anlagen<br />

sind die Vorteile entsprechend höher.<br />

Trianel kann die Vermarktung der Erzeugungsleistung<br />

von Biogasanlagen und deren<br />

Fahrpläne in dieser Form optimieren,<br />

da die dahinterliegenden Prozesse automatisiert<br />

sind und entsprechende Algorithmen<br />

die aktuelle Erzeugungsleistung aus<br />

dem Windportfolio mit dem Erzeugungskapazitäten<br />

aus dem Biogasportfolio innerhalb<br />

von Sekunden abgleichen. Dies ermöglicht<br />

die Integration der erneuerbaren<br />

Energien an den Energiemärkten, schafft<br />

neue Vermarktungsmöglichkeiten für Biogasanlagenbetreiber<br />

und senkt Risiken aus<br />

der Winderzeugung.<br />

Das Direktvermarktungsportfolio von Trianel<br />

umfasst ca. 2.800 MW und setzt sich<br />

aus Wind-, PV und Biogasanlagen zusammen.<br />

Gemeinsam mit der Schaumann<br />

BioEnergy GmbH, einem Spezialisten für<br />

die Energieerzeugung aus erneuerbaren<br />

Rohst<strong>of</strong>f-Substraten, bietet Trianel Biogasanlagenbetreibern<br />

innovative und zukunftsweisende<br />

Vermarktungsmöglichkeiten<br />

an. (21511544)<br />

LL<br />

www.trianel.com<br />

Uniper appoints Siemens Energy<br />

to deliver grid staity technology at<br />

UK power station sites<br />

(uniper) Uniper has appointed Siemens<br />

Energy to deliver grid stabilisation technology<br />

at its Killingholme <strong>and</strong> Grain power<br />

station sites in the UK<br />

Follows Uniper successfully securing four<br />

six-year contracts to deliver innovative inertia<br />

services to National Grid ESO<br />

Killingholme <strong>and</strong> Grain expected to be<br />

operational <strong>and</strong> delivering stability services<br />

from <strong>2021</strong><br />

Uniper has appointed Siemens Energy to<br />

deliver the rotating grid stabilisation technology<br />

that will enable Uniper to provide<br />

dedicated grid stability services to the British<br />

electricity system operator National<br />

Grid ESO at our facilities in Killingholme,<br />

Lincolnshire <strong>and</strong> Grain, Kent.<br />

This follows Uniper being awarded four<br />

six-year contracts by National Grid ESO<br />

earlier this year, to provide inertia services<br />

<strong>and</strong> voltage control to the grid under phase<br />

1 <strong>of</strong> its Stability Pathfinder.<br />

Siemens Energy will be responsible <strong>for</strong><br />

installing <strong>and</strong> commissioning synchronous<br />

condenser units at both facilities. Two<br />

steam turbine generators will be repurposed<br />

<strong>and</strong> flywheels installed at the Killingholme<br />

site; <strong>and</strong> two new synchronous<br />

condenser units will be built on the site <strong>of</strong><br />

the old oil fired power station at Grain.<br />

These units will be connected to the existing<br />

grid connections at each site.<br />

The services provided by Uniper through<br />

this innovative solution will make an important<br />

contribution by keeping the power<br />

system stable <strong>and</strong> our electricity supply at<br />

the required frequency as more renewable<br />

generation comes online.<br />

Traditionally, inertia has been provided<br />

as a by-product <strong>of</strong> generating electricity at<br />

thermal power stations with large synchronous<br />

spinning generators. However, as<br />

many <strong>of</strong> these facilities reach retirement,<br />

the job <strong>of</strong> managing grid stability has become<br />

more challenging <strong>for</strong> National Grid<br />

ESO, as renewable generation is not connected<br />

to the grid in the same way <strong>and</strong> cannot<br />

provide inertia.<br />

Working together with Siemens Energy,<br />

Uniper has developed a custom designed<br />

solution <strong>for</strong> each <strong>of</strong> our facilities that will<br />

provide the same grid stabilising services<br />

to National Grid ESO without the need to<br />

generate power - this is a significant step<br />

<strong>for</strong>ward in helping to deliver a net zero future<br />

<strong>for</strong> the UK.<br />

Mike Lockett, Uniper UK Country Chairman<br />

<strong>and</strong> Group Chief Commercial Officer<br />

Power, commented: „I’m delighted that<br />

we’ve been able to work closely with Siemens<br />

Energy to create a bespoke solution<br />

that meets the needs <strong>of</strong> National Grid ESO,<br />

<strong>and</strong> which is the right fit <strong>for</strong> our Killingholme<br />

<strong>and</strong> Grain facilities. The services<br />

provided by Uniper will make an important<br />

contribution in supporting the energy transition<br />

by maintaining grid stability <strong>and</strong> security<br />

<strong>of</strong> supplies whilst enabling more renewables<br />

to be integrated into the energy<br />

system. Creating these innovative solutions<br />

based at our sites, puts Uniper at the <strong>for</strong>efront<br />

<strong>of</strong> this market, demonstrating our ongoing<br />

commitment to meeting the challenge<br />

<strong>of</strong> a zero-carbon future.“<br />

Steve Scrimshaw, Vice President, Siemens<br />

Energy Ltd UK&I, said: „Great Britain<br />

is leading the way in integrating renewable<br />

power to replace fossil-based generation to<br />

38


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

decarbonise its electricity system. To go<br />

further, we will need to see more projects,<br />

like these, which enhance grid stability,<br />

<strong>and</strong> will ultimately enable the net zero goal<br />

to be achieved.“<br />

Julian Leslie, Head <strong>of</strong> Networks <strong>and</strong> Chief<br />

Engineer at National Grid ESO commented:<br />

„The GB electricity system is one <strong>of</strong> the<br />

most advanced in the world, both in terms<br />

<strong>of</strong> reliability <strong>and</strong> the levels <strong>of</strong> renewable<br />

power. We’re really excited to be building<br />

on that <strong>and</strong> see Siemens Energy <strong>and</strong> Uniper<br />

deliver another development in our Stability<br />

Pathfinder programme. Contracts <strong>and</strong><br />

technologies such as these are cheaper <strong>and</strong><br />

greener, helping us as the system operator<br />

to reduce emissions <strong>and</strong> save money <strong>for</strong><br />

electricity consumers – a huge step <strong>for</strong>ward<br />

in our ambition to be.“<br />

Uniper will be the biggest provider <strong>of</strong><br />

dedicated inertia <strong>and</strong> voltage control, <strong>and</strong><br />

will deliver services at both Killingholme<br />

<strong>and</strong> Grain up to 2026.<br />

Following this initial success, Uniper will<br />

continue to seek further opportunities to<br />

utilise our assets, engineering <strong>and</strong> market<br />

expertise in this fast-developing sector <strong>of</strong><br />

the energy transition.<br />

What is inertia <strong>and</strong> why is it needed?<br />

The National Grid <strong>Electricity</strong> System Operator<br />

(NGESO) must maintain the electricity<br />

system at 50 Hz in order to keep power<br />

supplies secure. In the UK, electricity is generated<br />

at power stations at the same frequency.<br />

Rapid changes in the frequency <strong>of</strong><br />

electricity can create instability in the system<br />

if dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> power exceeds supply, or<br />

there is too much power being supplied to<br />

the system. If this breaches a certain limit,<br />

this can cause equipment <strong>and</strong> domestic appliances<br />

to disconnect or be damaged, as<br />

well as power cuts. Inertia in the energy system<br />

slows down the rate at which frequency<br />

changes, helping the grid to remain stable<br />

at the right frequency <strong>and</strong> voltage level.<br />

The more inertia in the system, the slower<br />

the change in frequency, which gives the<br />

grid operator more time to react <strong>and</strong> manage<br />

system stability effectively.<br />

As we move towards a net zero future <strong>and</strong><br />

more <strong>of</strong> our electricity is generated from<br />

renewable sources, one <strong>of</strong> the challenges<br />

<strong>for</strong> the energy system operator is how to<br />

replace the inertia services that are, in the<br />

main, provided as a by-product <strong>of</strong> thermal<br />

generation. The new <strong>and</strong> repurposed synchronous<br />

condenser units at Killingholme<br />

<strong>and</strong> Grain will consist <strong>of</strong> a large piece <strong>of</strong><br />

spinning machinery which connects to the<br />

grid but doesn’t generate any power. Instead,<br />

the mass <strong>of</strong> the generator, connected<br />

to a flywheel rotating 3,000 times per minute,<br />

retains kinetic energy, known as inertia,<br />

in the electricity system, which helps<br />

the grid remain stable at the right frequency<br />

<strong>and</strong> voltage level. (21511546)<br />

LL<br />

www.uniper.energy<br />

VERBUND: Baubeschluss für<br />

Murkraftwerk in Gratkorn<br />

(verbund) VERBUND und Energie Steiermark<br />

investieren in den Ausbau der erneuerbaren<br />

Stromerzeugung: Das Gemeinschaftskraftwerk<br />

Gratkorn wird das modernste<br />

Laufwasserkraftwerk seiner Art.<br />

Die Gesamtinvestition beträgt 62 Millionen<br />

Euro und bringt einen wesentlichen Konjunkturimpuls<br />

für die regionale Wirtschaft.<br />

Der Baustart erfolgt im Jahr <strong>2021</strong>, die Inbetriebnahme<br />

im Jahr 2024.<br />

VERBUND und Energie Steiermark haben<br />

soeben die entsprechenden Beschlüsse für<br />

den Bau eines neuen Wasserkraftwerks in<br />

Gratkorn nördlich von Graz gefasst. Es<br />

deckt Strombedarf von 15.000 Haushalten<br />

mit grüner Energie. Der Baustart erfolgt im<br />

Jahr <strong>2021</strong>, die Inbetriebnahme des Murkraftwerks<br />

ist für das Jahr 2024 geplant.<br />

„Das Murkraftwerk Gratkorn ist das<br />

jüngste Gemeinschaftsprojekt von VER-<br />

BUND und Energie Steiermark und wird<br />

die erneuerbare Stromerzeugung im Großraum<br />

Graz signifikant stärken“, sagt Michael<br />

Strugl, stellvertretender Vorst<strong>and</strong>svorsitzender<br />

von VERBUND: „Bereits in<br />

zehn Jahren soll die gesamte Stromerzeugung<br />

in Österreich zu hundert Prozent erneuerbar<br />

sein. Das Murkraftwerk Gratkorn<br />

ist ein Baustein, um dieses ambitionierte<br />

Ziel zu erreichen“, so Michael Strugl.<br />

Klimaschutzprojekt mit Wirtschaftsimpuls<br />

Das Projekt mit einem Investitionsvolumen<br />

von 62 Millionen Euro ist bereits in<br />

allen Instanzen der Umweltverträglichkeitsprüfung<br />

(UVP) von den Naturschutzexperten<br />

des L<strong>and</strong>es und des Bundes genehmigt<br />

und wird in einer 50:50-Partnerschaft<br />

der beiden Energieunternehmen<br />

umgesetzt.<br />

VERBUND: Das geplante Murkraftwerk Gratkorn (21511548)<br />

„Wir sehen dieses wirtschaftlich überaus<br />

positive Projekt als konkreten H<strong>and</strong>lungs-Beitrag<br />

zur Klimawende und können<br />

damit unsere Nachhaltigkeits-Strategie<br />

weiter ausbauen“, so das Vorst<strong>and</strong>s-Duo<br />

Christian Purrer und Martin Graf von der<br />

Energie Steiermark. Dazu kommt: „Gerade<br />

angesichts der aktuellen Corona-Krise ist<br />

diese Investition ein grüner Beschäftigungs-Turbo<br />

für die regionale Wirtschaft<br />

und sorgt für wesentliche Impulse in der<br />

Region“.<br />

Es wird davon ausgegangen, dass im Rahmen<br />

der Ausschreibungen der überwiegende<br />

Teil der Aufträge an österreichische Unternehmen<br />

vergeben werden kann.<br />

Murkraftwerk speist erneuerbaren Strom<br />

rund um die Uhr ins regionale Netz ein<br />

Die Planungen für das modernste Wasserkraftwerk<br />

seiner Art wurden bereits im<br />

Jahr 2008 gestartet, das Murkraftwerk<br />

wird mit einer Leistung von 11 Megawatt<br />

jährlich etwa 54 Mio. kWh grünen,<br />

CO 2 -freien Strom erzeugen und direkt ins<br />

regionale Stromnetz einspeisen.<br />

Im Betrieb wird das Kraftwerk den Strombedarf<br />

von etwa 15.000 Haushalten mit<br />

erneuerbarer Energie aus Wasserkraft decken<br />

und damit einen CO 2 -Ausstoß im Ausmaß<br />

von 30.000 Tonnen pro Jahr vermeiden.<br />

Neben einem breiten Bündel an ökologischen<br />

Begleitmaßnahmen wird das neue<br />

Wasserkraftwerk auch den Hochwasserschutz<br />

für die Anrainergemeinden nördlich<br />

von Graz verbessern. Eine neue, zusätzliche<br />

Murbrücke für Radfahrer, Fußgänger<br />

und Freizeitsportler im Bereich des Kraftwerks<br />

wird das Freizeitangebot und das<br />

Radwegenetz aufwerten. (21511548)<br />

LL<br />

www.verbund.com<br />

39


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

OMV und VERBUND nehmen die<br />

größte Flächen-Photovoltaikanlage<br />

in Österreich in Betrieb<br />

(verbund) Die OMV, das internationale, integrierte<br />

Öl- und Gasunternehmen mit Sitz<br />

in Wien, und VERBUND, größtes österreichisches<br />

Stromunternehmen und einer der<br />

größten Stromerzeuger aus Wasserkraft in<br />

Europa, haben die größte Flächen-Photovoltaikanlage<br />

in Österreich in Betrieb genommen<br />

und nun findet der mehrwöchige<br />

Probebetrieb statt. Der Baustart der Anlage<br />

f<strong>and</strong> am 8. Juli 2020 im Beisein von Elisabeth<br />

Köstinger, Bundesministerin für L<strong>and</strong>wirtschaft,<br />

Regionen & Tourismus, Stellvertreter<br />

der L<strong>and</strong>eshauptfrau Stephan<br />

Pernkopf in Vertretung von L<strong>and</strong>eshauptfrau<br />

Johanna Mikl-Leitner, Rainer Seele,<br />

Vorst<strong>and</strong>svorsitzender und Generaldirektor<br />

der OMV, Johann Pleininger, Vorst<strong>and</strong>smitglied<br />

Upstream und stellvertretender<br />

Vorst<strong>and</strong>svorsitzender der OMV sowie<br />

VERBUND-Vorst<strong>and</strong>svorsitzenden Wolfgang<br />

Anzengruber und dem Stv. Vorst<strong>and</strong>svorsitzenden<br />

Michael Strugl auf<br />

dem OMV Areal in Schönkirchen-Reyersdorf<br />

statt. Nach nur fünf Monaten Bauzeit<br />

geht die Anlage in Betrieb.<br />

Auf einer OMV eignen Gesamtfläche von<br />

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

geht nun die größte<br />

heimische Flächen-Photovoltaikanlage mit<br />

einer Leistung von 11,4 MWp in Betrieb. In<br />

der 1. Ausbaustufe erzeugen gesamt<br />

34.600 verbaute PV-Module in einer Ost-<br />

West Ausrichtung 10,96 GWh Sonnenstrom,<br />

was in etwa dem Jahresstromverbrauch<br />

von 3.400 Haushalten entspricht<br />

und umgerechnet rund 8.000 Tonnen CO 2<br />

spart. Trotz Corona-bedingter Liefereinschränkungen<br />

wurden die Bau<strong>for</strong>tschritte<br />

planmäßig eingehalten und in der Endausbaustufe<br />

wird die Anlage bis Ende <strong>2021</strong> um<br />

weitere 10.400 PV-Module ergänzt. Damit<br />

steigt die Gesamtleistung auf 14,85 MWp<br />

bei einer Erzeugung von 14,25 GWh, was<br />

dem Jahresstromverbrauch von 4.400<br />

Haushalten entspricht und zusätzlich<br />

2.400 Tonnen CO 2 pro Jahr einspart.<br />

„Ich durfte schon beim Spatenstich von<br />

diesem Projekt dabei sein, ich freue mich,<br />

dass diese Anlage nach nur wenigen Monaten<br />

Bauzeit in Betrieb geht. Es ist motivierend<br />

und anspornend, dass in Österreich<br />

auch im Bereich des Bergbaus Projekte aufgebaut<br />

werden, die Wettbewerbsfähigkeit<br />

und Klima-Neutralität verbinden. Gerade<br />

für die energieintensiven Sektoren braucht<br />

es innovative und klimafreundliche Lösungen,<br />

dafür ist diese Anlage ein wichtiger<br />

Schritt“, sagt die für Bergbau zuständige<br />

Bundesministerin Elisabeth Köstinger.<br />

„Gemeinsam mit VERBUND nehmen wir<br />

heute die größte Flächen-Photovoltaikanlage<br />

in Österreich in Betrieb. Dank dem<br />

Einsatz des gemeinsamen Projektteams<br />

konnte trotz heraus<strong>for</strong>dernder Umstände<br />

der geplante Termin eingehalten werden.<br />

So können wir ab so<strong>for</strong>t Teile unseres Eigenstrombedarfs<br />

durch Solarenergie nachhaltig<br />

abdecken. Damit leisten wir einen<br />

Beitrag zur Erreichung der Klimaziele und<br />

setzen unseren Weg der Reduktion unserer<br />

CO 2 -Intensität konsequent <strong>for</strong>t“, so Rainer<br />

Seele, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender und Generaldirektor<br />

der OMV.<br />

„Ein gemeinsames Manifest für die Energiezukunft!“,<br />

so Wolfgang Anzengruber,<br />

CEO VERBUND. „In einer Bauzeit von nur<br />

fünf Monaten wurde die größte Flächen-Photovoltaikanlage<br />

Österreichs erfolgreich<br />

von OMV und VERBUND umgesetzt<br />

und geht heute in Betrieb. Mit branchenübergreifenden<br />

Kooperationen wie<br />

dieser setzten wir wichtige Wirtschaftsimpulse<br />

und investieren nachhaltig – die aktuelle<br />

Krise muss uns lehren, auch die Klimakrise<br />

gemeinsam anzupacken.“<br />

„Niederösterreich setzt schon viele Jahre<br />

erfolgreich auf die Energiewende. Damit<br />

schützen wir das Klima und schaffen Arbeitsplätze<br />

in den Regionen. Die neue<br />

PV-Anlage von OMV und VERBUND ist ein<br />

großer Meilenstein. Projekte wie diese zeigen<br />

die hohe Bereitschaft von heimischen<br />

Unternehmen, in die nachhaltige Energiezukunft<br />

in Niederösterreich zu investieren“,<br />

so Stephan Pernkopf, Stellvertreter<br />

der L<strong>and</strong>eshauptfrau Johanna Mikl-Leitner.<br />

„Mit der größten Flächen-Photovoltaikanlage<br />

Österreichs setzen zwei heimische<br />

Energieriesen - OMV und VERBUND - ein<br />

klares Signal für eine nachhaltige Energiezukunft<br />

und leisten selbst einen wichtigen<br />

Beitrag zur Emissionsreduktion. Unser Ziel<br />

ist es, in Österreich bis 2030 Strom zu 100<br />

Prozent aus Erneuerbaren Technologien zu<br />

gewinnen. Dieses Ziel können wir nur gemeinsam<br />

mit den österreichischen Unternehmen<br />

erreichen“, so Magnus Brunner,<br />

Staatssekretär im Bundesministerium für<br />

Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität,<br />

Innovation und Technologie.<br />

Die Umsetzung dieses Projektes stärkt<br />

auch die strategische Zusammenarbeit der<br />

OMV und dem VERBUND. Diese startete<br />

2017 mit dem 40 % Einstieg der OMV in<br />

den E-Mobility Provider SMATRICS, an<br />

dem VERBUND weitere 40 % und Siemens<br />

20 % halten. Gemeinsam wurden die Raffineriest<strong>and</strong>orte<br />

in Österreich und Deutschl<strong>and</strong><br />

zur Erhöhung der Versorgungsqualität<br />

und –sicherheit evaluiert. Im Bereich<br />

grüner Wasserst<strong>of</strong>f arbeiten die OMV und<br />

VERBUND derzeit bereits im Projekt UpHy<br />

zusammen, in dem es um die Herstellung<br />

von Wasserst<strong>of</strong>f für die Anwendung in der<br />

Mobilität und im Raffinerie-Prozess geht.<br />

(21511550)<br />

LL<br />

www.verbund.com<br />

Wien Energie: Ausbau-Rekord: So<br />

viel Sonnenenergie wie nie zuvor<br />

(wienenergie) Wien Energie konnte 2020<br />

den Photovoltaik-Ausbau weiter beschleunigen.<br />

Im Schnitt errichtete der Energiedienstleister<br />

jede Woche ein neues Solarkraftwerk.<br />

Trotz Corona-Einschränkungen<br />

konnten so im vergangenen Jahr 26 Megawatt<br />

(MW) Photovoltaik-Leistung installiert<br />

werden – das ist ein neuer Jahresrekord.<br />

Insgesamt betreibt das Unternehmen<br />

nun über 260 Anlagen mit knapp 60 MW<br />

und baut seine Stellung als Österreichs<br />

größter Solarkraftbetreiber weiter aus.<br />

„Wien Energie treibt den Klimaschutz in<br />

der Stadt voran. Die wichtigste Ressource<br />

für den Erneuerbaren-Ausbau in Wien sind<br />

unsere Dächer“, erklärt Michael Strebl, Geschäftsführer<br />

von Wien Energie. „Mit unseren<br />

Ökokraftwerken können wir heute bereits<br />

Sonnenstrom für umgerechnet 25.000<br />

Haushalte – mehr als alle Haushalte der<br />

Inneren Stadt und Josefstadt zusammen -<br />

produzieren.“<br />

Größtes Solarkraftwerk Österreichs<br />

geht in Betrieb<br />

Im Herbst 2020 begann Wien Energie mit<br />

dem Bau des bei Inbetriebnahme größten<br />

Photovoltaikprojekts Österreichs. In der<br />

Schafflerh<strong>of</strong>straße im 22. Wiener Gemeindebezirk,<br />

auf einer ehemaligen Schotterdeponie<br />

der MA48 und MA49, entsteht ein<br />

Solarkraftwerk in der Größe von umgerechnet<br />

15 Fußballfeldern. Mit Jahresende<br />

ging bereits ein Teil der Anlage mit 6 MW<br />

ans Netz, im Frühjahr <strong>2021</strong> ist die Fertigstellung<br />

und vollständige Inbetriebnahme<br />

geplant. Im Vollbetrieb versorgt das 11,5<br />

MW-Solarkraftwerk rund 5.200 Haushalte<br />

mit Ökostrom. Die Anlage ist ein Paradebeispiel<br />

für die umweltfreundliche Gestaltung<br />

von Freiflächen-Anlagen. Neben der<br />

Stromproduktion dient die Fläche unter<br />

und neben den Photovoltaik-Modulen als<br />

beschattete Weide für rund 150 Jura-Schafe<br />

und für Ackerbau.<br />

Gemeinsam Klima schützen<br />

Wien Energie setzt beim Ausbau der Sonnenkraft<br />

auf Beteiligung und Kooperation.<br />

Im Mai 2020 ging das größte BürgerInnen-Solarkraftwerk<br />

in Unterlaa in Betrieb.<br />

Tausende KlimaschützerInnen aus Wien<br />

und Umgebung haben sich Beteiligungspakete<br />

gesichert.<br />

Klimaschutz in großen Schritten<br />

„Wir schreiten auch im neuen Jahr in diesem<br />

Tempo voran. In den kommenden<br />

zehn Jahren wollen wir unsere heutige<br />

Leistung verzehnfachen“, so Strebl. „Die<br />

Energiewende ist ein Gemeinschaftsprojekt.<br />

Sie kann nur gelingen, wenn wir alle<br />

an einem Strang ziehen. Wir brauchen für<br />

den Klimaschutz jede Kilowattstunde Sonnenstrom,<br />

die wir bekommen können.“<br />

(21511601)<br />

LL<br />

www.wienenergie.atl<br />

40


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Industry News<br />

Industry<br />

News<br />

20 Jahre Anlagenservice<br />

• Know-how und Spirit<br />

(uniper-a) Ein maßgeblicher Inst<strong>and</strong>haltungs-Dienstleister<br />

zu werden, nicht nur<br />

innerhalb des E.ON-Konzerns, sondern<br />

auch für externe Kunden aus Industrie,<br />

Energiewirtschaft und Herstellung: Das<br />

war das Ziel der Neugründung eines eigenständigen<br />

Anlagenservices 2001. Aus der<br />

Inst<strong>and</strong>haltung der ehemaligen Preussen-<br />

Elektra, der mobilen Inst<strong>and</strong>haltung der<br />

ehemaligen BKW sowie der Bayernwerk<br />

Anlagenservice GmbH entst<strong>and</strong> „E.ON Anlagenservice“.<br />

Von den drei Quell-Unternehmen kam<br />

eine Menge an Fachkenntnis und Erfahrung.<br />

Außerdem wichtiges Betreiber-Know-how<br />

für große Energieanlagen:<br />

Schließlich revidierten und reparierten die<br />

Spezialisten die Kraftwerke im E.ON-Konzern.<br />

Um auch auf dem freien Markt zu bestehen,<br />

stellte sich der Anlagenservice neu<br />

auf, entwickelte Geschäftsmodelle, verstärkte<br />

sich mit weiteren Experten und akquirierte<br />

neue Kunden.<br />

Das Spektrum des Anlagenservices hat sich enorm erweitert.<br />

Für die nächsten 20 Jahre – und noch länger – bleibt genug zu tun.<br />

Das Unternehmen wuchs, und mit der<br />

Zeit entst<strong>and</strong> ein besonderer „Spirit“ - Entschlusskraft<br />

und Expertise, Improvisationstalent<br />

und Freude an der Lösung<br />

schwieriger Aufgaben, Arbeiten in Teams<br />

und mit hohem Tempo. Als 2016 die Gesellschaft<br />

in „Uniper Anlagenservice“ (UAS)<br />

umfirmierte, hatte sich das Unternehmen<br />

gegen starken Wettbewerb auf dem Markt<br />

der Inst<strong>and</strong>halter etabliert.<br />

Das Erfolgsrezept: Denken aus Kunden-Perspektive,<br />

Know-how kombinieren<br />

mit Kenntnis neuester Technik – zum Beispiel<br />

für die Modernisierung von Leitsystemen.<br />

Hierbei übernehmen virtuelle Maschinen<br />

die Steuerung von Energieanlagen.<br />

Weitere zukunftsweisende Techniken<br />

sind Schwingungsmessung mit Motion-<br />

Amplification- Kamera oder Kessel-Inspektion<br />

mit Multikopter. Und mit Back-End für<br />

radioaktiven Abfall ergibt sich ein neues<br />

Geschäftsfeld.<br />

LL<br />

anlagenservice.uniper.energy<br />

News from<br />

Science &<br />

Research<br />

EnBW: Nachhaltigkeit im Blick:<br />

Lithium aus dem Oberrheingraben<br />

für Batterien<br />

(enbw) Weltweit steigt der Bedarf an Lithium:<br />

Vor allem für die E-Mobilität ist der<br />

Rohst<strong>of</strong>f heiß begehrt. Um den tendenziell<br />

weiter steigenden Bedarf decken zu können,<br />

wird seit einigen Jahren auch die Produktion<br />

von Lithium aus Anlagen der Tiefengeothermie<br />

diskutiert, vereinzelt sind<br />

bereits Pilotprojekte in der Umsetzung –<br />

unter <strong>and</strong>erem im Oberrheingraben. Das<br />

Bundesministerium für Wirtschaft und<br />

Energie fördert nun das Verbundprojekt<br />

UnLimited, bei dem die EnBW Energie Baden-Württemberg<br />

AG als Kooperationsführer<br />

gemeinsam mit dem Karlsruher Institut<br />

für Technologie (KIT) und den Partnern<br />

BESTEC, HYDROSION und Universität<br />

Göttingen eine Pilotanlage im Geothermiekraftwerk<br />

in Bruchsal einrichten wird.<br />

Deutschl<strong>and</strong> deckt seinen Bedarf an Lithium<br />

bislang vollständig über Importe,<br />

doch die Nachfrage steigt stetig, da Lithium-Ionen-Batterien<br />

auch für mobile und<br />

tragbare Anwendungen sehr gefragt sind.<br />

Auch Geothermieanlagen weltweit zeigen<br />

zum Teil beachtliche Gehalte an Lithium<br />

im Tiefenwasser – die Frage ist, wie es extrahiert<br />

werden kann. Das Projekt UnLimited<br />

(„Untersuchungen zur Lithiumproduktion<br />

aus heißen Tiefenwässern in Deutschl<strong>and</strong>“)<br />

setzt sich zum Ziel, die notwendigen<br />

technischen und wirtschaftlichen Grundlagen<br />

für eine Lithiumproduktion aus heißem<br />

Tiefenwasser in Deutschl<strong>and</strong> zu entwickeln.<br />

Heimische Produktion eröffnet A<br />

lternativen für Lieferketten<br />

In der Geothermie-Anlage Bruchsal, das<br />

die EnBW gemeinsam mit den Stadtwerken<br />

Bruchsal seit 2010 betreibt, wird Tiefenwasser<br />

für Wärme und Strom gefördert<br />

und nach der thermischen Nutzung wieder<br />

in das Reservoir zurückgeführt. Mit dem<br />

Wasserdurchsatz werden dabei überschlägig<br />

pro Betriebsjahr rund 800 Tonnen Lithiumchlorid<br />

ungenutzt gefördert und zurückgeführt.<br />

Im Rahmen eines Projekts<br />

entwickelte die EnBW gemeinsam mit dem<br />

KIT ein Verfahren, mit dem sich im Labormaßstab<br />

das im Tiefenwasser gelöste Lithium<br />

nachhaltig gewinnen lässt.<br />

Lithiumgehalt in Thermalwässern<br />

effizient nutzen<br />

Bisherige Untersuchungen zeigen, dass<br />

es im Norddeutschen Becken und im<br />

Oberrheingraben erhöhte Lithiumgehalte<br />

in Thermalwässern gibt. Aus Schichten<br />

zwischen 3.000 und 5.000 Metern Tiefe<br />

wird das zwischen 160 und 180 Grad Celsius<br />

heiße Tiefenwasser erbohrt, das dann<br />

durch einen Wärmetauscher geht. Dort<br />

setzen die Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler<br />

an – parallel zum Geothermiebetrieb<br />

– und bringen ein Ionensieb<br />

ein. „Ein wirtschaftlich sinnvolles Extraktionsverfahren<br />

bietet die Chance, die Pr<strong>of</strong>itabilität<br />

solcher Anlagen zu verbessern“,<br />

so Kolb. Im Labor laufen die Prozesse mit<br />

etwa 85 bis 95 prozentiger Effizienz, angestrebt<br />

ist eine Effizienz im Reallabor von<br />

etwa 70 Prozent.<br />

LL<br />

www.enbw.com<br />

41


Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Ankündigung<br />

<strong>VGB</strong>-Konferenz „INSTANDHALTUNG<br />

IN KRAFTWERKEN <strong>2021</strong>“<br />

23. und 24 Juni <strong>2021</strong> | Kongress Center Karlsruhe<br />

Der Treffpunkt für alle Fachleute aus der konventionellen und nuklearen<br />

Erzeugung, Inst<strong>and</strong>halter aus den Kraftwerken und Servicefirmen,<br />

Gutachter und Behördenvertreter, die sich mit neuen Entwicklungen in den<br />

Bereichen Wartung, Inspektion und Inst<strong>and</strong>setzung befassen.<br />

Die <strong>VGB</strong>-Konferenz „Inst<strong>and</strong>haltung in Kraftwerken <strong>2021</strong>“ findet am<br />

23./24. Juni <strong>2021</strong> im Kongress Center Karlsruhe in Karlsruhe statt.<br />

Die Veranstaltung richtet sich an alle Fachleute aus dem konventionellen<br />

und nuklearen Bereich, an Inst<strong>and</strong>halter aus den Kraftwerken und<br />

Servicefirmen, aber auch an Gutachter und Behördenvertreter, die sich mit<br />

neuen Entwicklungen in den Bereichen Wartung, Inspektion und Inst<strong>and</strong>setzung<br />

befassen. Sie soll die aktuellen Tagesthemen zur Diskussion<br />

stellen und den intensiven Erfahrungsaustausch der Inst<strong>and</strong>halter von<br />

Kraftwerken pflegen.<br />

Ihre Ansprechpartnerin<br />

Diana Ringh<strong>of</strong>f (Konferenz)<br />

E-Mail<br />

vgb-inst-kw@vgb.org<br />

Telefon<br />

+49 201 8128-232<br />

Programm<br />

Das Vortragsprogramm zu den aktuellen Themen:<br />

ı Aktuelle Rahmenbedingungen<br />

Arbeitssicherheit; Prüf-, Überwachungs-, und Inst<strong>and</strong>haltungskonzepte;<br />

End-<strong>of</strong>-Life-Management; Industrie 4.0; Ressourcensteuerung;<br />

Outagemanagement, Digitalisierung in der Inst<strong>and</strong>haltung, Abwicklung<br />

von Revisionen unter P<strong>and</strong>emiebedingungen<br />

ı Qualitätssicherung<br />

Projektüberwachung; Freischaltwesen; Fremdfirmenmanagement;<br />

Mobile Inst<strong>and</strong>haltung, Dokumentation in der Inst<strong>and</strong>haltung<br />

ı Techniken, Erfahrungen, Schäden<br />

Kessel, Turbine, Generator, Nebenanlagen; Konservierung;<br />

3D-Druck/Additive Fertigung, Abwicklung von Revisionen<br />

Fachausstellung<br />

Die begleitende Fachausstellung bietet qualifizierte In<strong>for</strong>mationen<br />

aus erster H<strong>and</strong> und die Möglichkeit zu Gesprächen mit Herstellern,<br />

Lieferanten und Dienstleistern aus dem Fachgebiet Inst<strong>and</strong>haltung.<br />

Konferenzsprachen<br />

Deutsch und Englisch<br />

ohne Simultanübersetzung<br />

Alle In<strong>for</strong>mationen zur Veranstaltung finden Sie hier:<br />

www.vgb.org/inst<strong>and</strong>haltung_kraftwerken<strong>2021</strong>.html<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

Deutschl<strong>and</strong><br />

Wir bitten ebenfalls um Mitteilung,<br />

falls Sie an einer Teilnahme als Aussteller interessiert sind:<br />

Ihr Ansprechpartner: Angela Langen<br />

E-Mail:<br />

angela.langen@vgb.org<br />

Telefon:<br />

42<br />

+49 201 8128-310<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

Deutschl<strong>and</strong>


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Announcement<br />

Industry News<br />

<strong>VGB</strong> Conference<br />

“MAINTENANCE IN POWER PLANTS <strong>2021</strong>”<br />

23 <strong>and</strong> 24 June <strong>2021</strong> | Congress Center Karlsruhe<br />

The meeting place <strong>of</strong> all experts <strong>of</strong> the conventional <strong>and</strong> nuclear division,<br />

to the experts <strong>of</strong> maintenance in power plants <strong>and</strong> service companies <strong>and</strong><br />

to the independent inspectors <strong>and</strong> deputies <strong>of</strong> governments, who are concerned<br />

with new developments in the divisions maintenance, inspection<br />

<strong>and</strong> repair.<br />

The <strong>VGB</strong> Conference "Maintenance in Power Plants <strong>2021</strong>" takes place<br />

at Congress Center Karlsruhe in Karlsruhe/Germany on 23/24 June <strong>2021</strong>.<br />

This event is addressed to all experts <strong>of</strong> the conventional <strong>and</strong> nuclear<br />

division, to the experts <strong>of</strong> maintenance in power plants <strong>and</strong> service<br />

companies <strong>and</strong> to the independent inspectors <strong>and</strong> deputies <strong>of</strong> governments,<br />

who are concerned with new developments in the divisions<br />

maintenance, inspection <strong>and</strong> repair. This conference is to put up the<br />

current subjects in discussion <strong>and</strong> to cultivate the intensive exchange <strong>of</strong><br />

experiences especially <strong>for</strong> the experts <strong>of</strong> maintenance in power plants.<br />

Your Contact<br />

Diana Ringh<strong>of</strong>f (Conference)<br />

E-mail<br />

vgb-inst-kw@vgb.org<br />

Phone<br />

+49 201 8128-232<br />

Programme<br />

The following subjects are scheduled:<br />

ı Current general requirements<br />

Occupational safety; Test-, monitoring- <strong>and</strong> maintenance concepts;<br />

End <strong>of</strong> Life Management; Industry 4.0; Resource management; Outage<br />

management, Digitization in maintenance, Processing <strong>of</strong> revision under<br />

p<strong>and</strong>emic conditions<br />

ı Quality assurance<br />

Supervision <strong>of</strong> projects; Isolation measures; Service companies<br />

management; Mobile maintenance, Documentation in maintenance<br />

ı Techniques, experiences, damages<br />

Boiler, Turbine, Generator, Auxiliary plant units; Preservation;<br />

3D-print/additive manufacturing, Processing <strong>of</strong> revision<br />

Technical Exhibition<br />

The accompanying trade exhibition <strong>of</strong>fers qualified first-h<strong>and</strong> in<strong>for</strong>mation<br />

<strong>and</strong> the opportunity to talk to manufacturers, suppliers <strong>and</strong> service<br />

providers from the field <strong>of</strong> maintenance <strong>for</strong> the energy sector.<br />

Conference languages<br />

German <strong>and</strong> English<br />

without simultaneous translation<br />

All in<strong>for</strong>mation can be accessed at:<br />

www.vgb.org/en/inst<strong>and</strong>haltung_kraftwerken<strong>2021</strong>.html<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

Germany<br />

We also ask you to let us know if you are interested<br />

in participating as an exhibitor:<br />

Your Contact: Angela Langen<br />

E-mail:<br />

angela.langen@vgb.org<br />

Phone: +49 201 8128-310<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

Germany<br />

43


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

Flexibilisierung – Analyse der<br />

Auswirkungen durch Auswertung<br />

der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY<br />

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

Abstract<br />

Flexibilisation – Analysis <strong>of</strong> the effects by<br />

evaluation <strong>of</strong> the <strong>VGB</strong> database KISSY<br />

The operating regime <strong>of</strong> fossil conventional thermal<br />

power plants has changed due to the increased<br />

use <strong>of</strong> renewable energies such as wind<br />

power <strong>and</strong> photovoltaics. The resulting increase<br />

in power generation capacity in the power grid<br />

also leads to increased downtimes <strong>and</strong> reduced<br />

operating times under full load <strong>for</strong> the conventional<br />

power plants. As a result, these power<br />

plants are subject to increased flexible operation.<br />

Basically, the question must be asked whether<br />

the changed operating mode has also led to increased<br />

lifetime consumption <strong>of</strong> plant components.<br />

In terms <strong>of</strong> materials technology, the relationship<br />

between cyclic loading, such as that<br />

caused by start-ups <strong>and</strong> shutdowns, <strong>and</strong> increased<br />

service life consumption <strong>for</strong> thickwalled<br />

components is well known. It was unclear<br />

whether other unexpected damage had<br />

occurred in the plants in addition to the recorded<br />

service life consumption on selected components<br />

<strong>and</strong> whether this was clearly related to<br />

the change in operating mode. To clarify these<br />

issues, all relevant boiler, turbine, <strong>and</strong> generator<br />

components were considered.<br />

For statistical data analysis, the data set <strong>of</strong> the<br />

<strong>VGB</strong>-KISSY database was used. The data originate<br />

from 129 hard coal <strong>and</strong> lignite-fired power<br />

plants as well as from 33 combined cycle <strong>and</strong><br />

gas turbine power plants <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> members over<br />

a period <strong>of</strong> 10 years (2005 to 2019). The data<br />

were anonymized be<strong>for</strong>e analysis <strong>and</strong> evaluated<br />

as an annual time series considering precise<br />

<strong>VGB</strong> definitions <strong>for</strong> planned <strong>and</strong> unplanned<br />

unavailability.<br />

l<br />

Autoren<br />

J. Aydt (EnBW AG)<br />

M. Bader (Uniper Kraftwerke GmbH)<br />

J. Bareiß (EnBW AG)<br />

R. Mohrmann (RWE Power AG)<br />

I. Pfaff (Uniper Kraftwerke GmbH)<br />

S. Prost (<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.)<br />

R. Uttich (RWE Power AG)<br />

H. Wels (Ruhest<strong>and</strong> DNV GL -<br />

DEKRA Solution B.V.)<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />

Projektgruppe Flexibilisierung von<br />

Kraftwerken, Essen, Deutschl<strong>and</strong><br />

1 Einleitung & Motivation<br />

In den ersten zwei Dekaden des 21. Jahrhunderts<br />

hat es in Europa und insbesondere<br />

in Deutschl<strong>and</strong> eine grundlegende Änderung<br />

hin zu einer nachhaltigen Energieversorgung<br />

gegeben, um den dem Menschen<br />

zugerechneten Klimaw<strong>and</strong>el zu reduzieren.<br />

Damit verbunden ist unter <strong>and</strong>erem<br />

ein tiefgreifender Umbau des Erzeugungs-Portfolios<br />

der Stromerzeugung. So<br />

sind 2020 in Deutschl<strong>and</strong> bereits sehr große<br />

vom Wind- und Solardargebot abhängige<br />

Erzeugungskapazitäten an das Netz angeschlossen.<br />

In Abhängigkeit vom diesem<br />

Dargebot haben die regulierenden Eingriffe<br />

der Netzbetreiber zur Aufrechterhaltung<br />

der Netzstabilität zugenommen.<br />

Insbesondere seit dem Reaktorunfall in Fukushima<br />

2011 hat sich die Verschiebung<br />

der Erzeugungskapazitäten regional und<br />

zu regenerativen Energien hin verstärkt.<br />

Der für eine gesicherte Stromversorgung<br />

aber weiterhin noch unverzichtbare Einsatz<br />

der fossilen und nuklearen konventionellen<br />

Wärmekraftanlagen wird seither zunehmend<br />

durch veränderte An<strong>for</strong>derungen<br />

von Politik und Energiemarkt sowie Eingriffe<br />

von Netzbetreiberseite beeinflusst. In<br />

Zeiten starker Sonneneinstrahlung und/<br />

oder bei günstigem Wind, also ab dem<br />

Frühjahr bis in den Herbst, ist die regenerative<br />

Stromproduktion so hoch, dass die<br />

konventionellen Anlagen häufig abgeschaltet<br />

werden müssen und nur noch zur Deckung<br />

der Residuallast oder für Netz-Systemdienstleistungen<br />

eingesetzt werden.<br />

Nicht immer entsprechen die neuen An<strong>for</strong>derungen<br />

der veränderten Fahrweise dabei<br />

den teilweise vor mehreren Jahrzehnten<br />

festgelegten Auslegungsdaten der konventionellen<br />

Anlagen. Sowohl die ge<strong>for</strong>derten<br />

Anfahrzeiten, die Häufigkeit der Anfahrten<br />

und Lastwechsel sowie die Lastgradienten,<br />

aber auch die Höhe der Mindestlast und<br />

die An<strong>for</strong>derungen an Netz-Dienstleistungen,<br />

wie Regelung oder Phasenschieber-<br />

Betrieb, werden zunehmend anspruchsvoller<br />

und entfernen sich vom Design der älteren<br />

Anlagen.<br />

In manchen Fällen kann durch Neukalkulation<br />

der Lebensdauer auf Basis der Werkst<strong>of</strong>feigenschaften<br />

sowie unter den veränderten<br />

Annahmen, wie der früheren Stilllegung<br />

einer Anlage durch den Kohleausstieg<br />

oder durch innovative Umbauten, den neuen<br />

An<strong>for</strong>derungen entgegengekommen<br />

werden. Allerdings enthalten diese Anlagen<br />

auch Bauteile, die wie eine Bremse<br />

wirken können oder prädestiniert sind für<br />

Großschäden, wenn mit der veränderten<br />

Fahrweise eine Werkst<strong>of</strong>fgrenze überschritten<br />

würde.<br />

Im Technical Committee (TC) Werkst<strong>of</strong>fe<br />

& Qualitätssicherung wurde daher die Frage<br />

gestellt: „Hat die ge<strong>for</strong>derte flexiblere<br />

Fahrweise für konventionelle Anlagen bereits<br />

zu Schädigungen von dickw<strong>and</strong>igen<br />

Bauteilen im Drucksystem Kessel (HA*),<br />

im Dampfsystem (LB*), bei Dampfturbinenanlagen<br />

(MA*) und bei den Generatoren<br />

(MK*) geführt?“<br />

Um diese Frage zu beantworten, wurde<br />

eine gemeinsame Projektgruppe, bestehend<br />

aus Mitgliedern des TC Werkst<strong>of</strong>fe &<br />

Qualitätssicherung und der Technical<br />

Group (TG) Per<strong>for</strong>mance Indicators ins<br />

Leben gerufen. Gemeinsames Ziel war die<br />

Analyse der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY („Das<br />

<strong>VGB</strong> KraftwerksIn<strong>for</strong>matioSSYstem“) im<br />

Hinblick auf mögliche Zusammenhänge<br />

zwischen der geänderten Fahrweise<br />

konventioneller Kraftwerksblöcke, den<br />

Betriebsdaten und den Nichtverfügbarkeiten.<br />

Die <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY ist eine Datenbank<br />

für technische Leistungs- und Zuverlässigkeits-Kennwerte<br />

und für Nichtverfügbarkeits-Ereignisse<br />

in Kraftwerksanlagen.<br />

Die Daten stammen von Mitgliedern des<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e.V. So wurden in den vergangenen<br />

10 Jahren in Europa und Südafrika<br />

beispielsweise die Daten von 842 Erzeugungseinheiten<br />

mit einer gesamten<br />

Nennleistung von 277 GW gesammelt und<br />

verarbeitet und die Ergebnisse anonymisiert<br />

in Berichten und Artikeln auch der<br />

Öffentlichkeit zur Verfügung gestellt.<br />

Die Datensammlung basiert auf einem gemeinsamen<br />

Begriffsverständnis aus den<br />

<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ards und darauf aufbauend festgelegten<br />

einheitlichen Verfahren der Datenerhebung.<br />

Dazu gehört die Verschlüsselung<br />

der Verursacher (Komponenten) von<br />

44


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY<br />

Nichtverfügbarkeit ebenso wie die Berechnungs-Methoden<br />

bei der Ermittlung von<br />

Kennwerten aus den übermittelten Daten<br />

der Mitglieder.<br />

Diese breite Datenbasis, die konsequente<br />

Kategorisierung, die Zuordnung von Nichtverfügbarkeit<br />

zu Komponenten, sowie die<br />

Verknüpfung mit den Betriebsdaten (auf<br />

Jahresbasis) ermöglichen auch die Analyse<br />

von Auswirkungen auf die oben aufgeführten<br />

dickw<strong>and</strong>igen Bauteile in konventionellen<br />

Kraftwerksanlagen.<br />

Im Fokus der dargestellten Untersuchungen<br />

st<strong>and</strong>en Kohle-Mono- und -Duoblöcke<br />

sowie gasbetriebene GuD- und Kombikraftwerken.<br />

Diese wurden z.B. nach<br />

Brennst<strong>of</strong>farten und Leistungs- und Altersklassen<br />

getrennt auf Auffälligkeiten des<br />

Betriebseinsatzes, der Verfügbarkeits-Entwicklungen<br />

und des Schadensgeschehens<br />

untersucht. Insbesondere wurde bei den<br />

Komponenten mit dicken W<strong>and</strong>stärken<br />

kontrolliert, ob die erfassten Schäden im<br />

Zusammenhang mit einer Änderung des<br />

Einsatzregimes stehen.<br />

Für die Darstellung der Ergebnisse wird im<br />

Folgenden zunächst ein Überblick über die<br />

verwendeten Definitionen und die Methodik<br />

der Kennwerte-Berechnung gegeben.<br />

Diese beruhen auf den <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ards zu<br />

den Begriffsbestimmungen. Daran anschließend<br />

wird die Vorgehensweise bis<br />

hin zu den Ergebnissen beschrieben, wie<br />

dies auch in der <strong>VGB</strong>-Konferenz KELI im<br />

November 2020 in einer ausführlichen Präsentation<br />

vorgetragen wurde. Betrachtungen<br />

zu der statistischen Datenanalyse erleichtern<br />

im Anschluss Verständnis und<br />

Interpretation der Ergebnisse, indem zum<br />

Beispiel Ausreißer, Varianten oder auch<br />

Spreizung untersucht und mit Hinweisen<br />

aus der Datenbasis angereichert werden.<br />

Am Ende des Artikels werden die Empfehlungen<br />

aus den Erkenntnissen zusammengefasst<br />

und ein Ausblick auf weitere Entwicklungen<br />

im Bereich der betrachteten<br />

Komponenten bei den gegebenen Veränderungen<br />

der Einsatzbedingungen für thermische<br />

Kraftwerke gewagt.<br />

2 Verwendete Kennzahlen und<br />

ihre Definitionen<br />

Tab. 2.1. Verwendete Definitionen aus dem <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard „Technische und kommerzielle<br />

Kennzahlen für Kraftwerksanlagen“ (<strong>VGB</strong>-S-002-03).<br />

Benennung Formel Begriffsbestimmung<br />

Anzahl Anfahrten a Eine Anfahrt ist technisch erfolgreich, wenn die<br />

Netzsynchronisation erfolgt ist und ein stabiler<br />

Betriebszust<strong>and</strong> erreicht wurde. Zu zählen sind nur<br />

Anfahrten, wenn die Anlage verfügbar gemeldet<br />

ist. Alle während einer Nichtverfügbarkeit durchgeführten<br />

Starts, wie Fehlversuch-, Prüf- oder Teststarts,<br />

sind nicht zu zählen. Eine erfolgreiche Anfahrt<br />

ist mit dem Erreichen der vom Lastverteiler<br />

ge<strong>for</strong>derten Leistung gegeben. Hierbei ist eine Toleranz<br />

von ±1/4 Stunde zulässig. Die Anlage<br />

muss die ge<strong>for</strong>derte Leistung mindestens für eine<br />

Dauer von einer ½ Stunde stabil erbringen.<br />

Nennleistung P N Die Nennleistung einer Anlage ist die höchste<br />

Dauerleistung unter Nennbedingungen, die eine<br />

Anlage zum Übergabezeitpunkt erreicht.<br />

Leistungsänderungen sind nur bei wesentlichen<br />

Änderungen der Nennbedingungen und bei<br />

konstruktiven Maßnahmen an der Anlage zulässig.<br />

Volllastbenutzungsstunden<br />

ta N = W___<br />

B<br />

P N<br />

Für die Volllastbenutzungsstunden werden häufig<br />

die äquivalenten Begriffe der Arbeitsausnutzung<br />

oder Ausnutzungsdauer verwendet. Die Ausnutzung<br />

ist ein Maß für den tatsächlichen Einsatz<br />

einer Anlage.<br />

Betriebszeit t B Die Betriebszeit ist die Zeitspanne, in der eine<br />

Anlage Energie umw<strong>and</strong>elt. Als Beginn der<br />

Betriebszeit gilt das Parallel-schalten und als<br />

Ende das Trennen des Generators vom Netz.<br />

geplante nichtverfügbare<br />

Arbeit<br />

ungeplante nichtverfügbare<br />

Arbeit<br />

ungeplante disponible<br />

nichtverfügbare Arbeit<br />

ungeplante nicht disponible<br />

nichtverfügbare Arbeit<br />

Ereignis<br />

Ereignismerkmal-<br />

Schlüsselsystem (EMS)<br />

W nv p<br />

W nv u = W nv ud + W nv un<br />

W nv ud<br />

W nv un<br />

Die geplante NV-Arbeit ist die NV-Arbeit, deren<br />

Beginn und Dauer mehr als vier Wochen im<br />

Voraus festgelegt sein müssen.<br />

Die ungeplante NV-Arbeit ist die NV-Arbeit, deren<br />

Beginn nicht oder bis vier Wochen verschiebbar<br />

ist. Die ungeplante NV-Arbeit wird unterteilt in<br />

einen disponiblen und einen nicht disponiblen<br />

Anteil.<br />

Die ungeplante disponible NV-Arbeit ist der Teil<br />

der ungeplanten NV-Arbeit, deren Beginn mehr als<br />

zwölf Stunden bis vier Wochen verschiebbar ist.<br />

Die ungeplante nicht disponible NV-Arbeit ist der<br />

Teil der ungeplanten NV-Arbeit, deren Beginn<br />

nicht oder bis zwölf Stunden verschiebbar ist.<br />

Nichtverfügbarkeiten sind solche Ereignisse, die<br />

durch anlagentechnische Schäden, Mängel oder<br />

Maßnahmen die Fähigkeit der Anlage oder des<br />

Anlagenteils einschränken, Energie umzuw<strong>and</strong>eln<br />

bzw. ihre jeweilige Funktion zu erfüllen.<br />

Die Nichtverfügbarkeit wird nach den folgenden<br />

Kriterien<br />

– Auswirkung auf die Anlage,<br />

– Zeitrahmen,<br />

– Ereignisart und<br />

– Verursacher (KKS-Funktion)<br />

aufgeteilt.<br />

Das EMS beschreibt unterschiedliche Aspekte<br />

eines Ereignisses mit 12 Schlüsseln. Jeder<br />

Schlüssel beinhaltet eine oder mehrere Gruppen.<br />

Die Gruppen sind zum Teil hierarchisch gegliedert.<br />

Jeder Gruppe sind Ereignismerkmale zugeordnet.<br />

Die im Folgenden (siehe Ta b e l l e 2 .1 )<br />

verwendeten Begriffe basieren auf dem<br />

<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard „Technische und kommerzielle<br />

Kennzahlen für Kraftwerksanlagen“<br />

(<strong>VGB</strong>-S-002-03). Dieser <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard ermöglicht<br />

dem Anwender eine technische<br />

und wirtschaftliche Beurteilung von Kraftwerksanlagen.<br />

Im Detail erhält der Anwender<br />

in diesem St<strong>and</strong>ard und seinem ebenfalls<br />

als St<strong>and</strong>ard ausgeführten separaten<br />

Anhang mit Anwendungsbeispielen (<strong>VGB</strong>-<br />

S-002-33) Analysemöglichkeiten für die<br />

Beurteilung von Kraftwerksprozessen, zur<br />

Bewertung des Anlagenbetriebes und für<br />

die Bestimmung des wirtschaftlichen Erfolges.<br />

Kraftwerk-<br />

Kennzeichensystem (KKS)<br />

Beide St<strong>and</strong>ards basieren auf dem Ansatz,<br />

dass der Betrieb von Kraftwerken bzw. die<br />

Ausnutzung unterschiedlicher Technologien<br />

in der Energieumw<strong>and</strong>lung sich im<br />

wettbewerblichen Umfeld neben einer Reihe<br />

von Restriktionen vorrangig nach den<br />

Kosten wie auch nach den spezifischen politischen<br />

Rahmenbedingungen in den<br />

Strommärkten richtet.<br />

Mit den aufgezeigten Bewertungskriterie<br />

lassen sich u.a. Effizienz, Verfügbarkeit<br />

Das Kraftwerk-Kennzeichensystem ist ein Anlagenkennzeichnungssystem<br />

zur einheitlichen und<br />

systematischen Kennzeichnung für Systeme,<br />

Einrichtungen und Betriebsmittel in der Stromund<br />

Wärmeversorgung.<br />

und Zuverlässigkeit der einzelnen Technologien<br />

ermitteln, unterein<strong>and</strong>er vergleichen<br />

und die eigene Position der Kraftwerksanlage<br />

bestimmen. Daraus ergibt<br />

sich die Möglichkeit, die eigene Wettbewerbsposition<br />

zu beeinflussen.<br />

Beide <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ards werden kontinuierlich<br />

den aktuellen Entwicklungen angepasst.<br />

Sie sind als Download über das<br />

Internet www.vgb.org kostenfrei abrufbar.<br />

45


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

Tab. 3.1. Klassenverteilung der betrachteten Kraftwerksblöcke.<br />

Kraftwerkstyp Anzahl Brennst<strong>of</strong>fklassen Anzahl Größenklassen Anzahl Betriebsalter Anzahl<br />

Fossiler Block Mono 113 Braunkohle 51 1: bis 99 MW 5 1: bis 9 Jahre 5<br />

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

Öl 6 3: 200 – 399 MW 44 3: 20 – 29 Jahre 21<br />

Steinkohle 66 4: 400 – 599 MW 15 4: 30 – 39 Jahre 31<br />

5: 600 – 999 MW 34 5: 40 – 49 Jahre 45<br />

6: ab 1000 MW 2 5: ab 50 Jahre 19<br />

Summe 129 Summe 129 Summe 129 Summe 129<br />

Größenklassen Anzahl Branche Anzahl Betriebszeit Anzahl Volllaststunden Anzahl<br />

≤ 200 MW 35 EVU 129 < 4000 h 18 < 4000 h 31<br />

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

> 600 MW 34 ≥ 5000 h ≤ 6000 h 15 ≥ 5000 h ≤ 6000 h 21<br />

≥ 6000 h ≤ 7000 h 37 ≥ 6000 h ≤ 7000 h 32<br />

≥ 7000 h ≤ 8000 h 45 ≥ 7000 h ≤ 8000 h 28<br />

> 8000 h 6 > 8000 h<br />

Summe 129 Summe 129 Summe 129 Summe 129<br />

3 Auswertung und Ergebnisse<br />

Aus dem <strong>VGB</strong> KISSY-Datenbankbest<strong>and</strong><br />

wurden Verfügbarkeitsdaten und Betriebskennwerte<br />

von rund 129 repräsentativen<br />

konventionellen Kraftwerksblöcken<br />

für die Auswertungen zur Flexibilisierung<br />

ausgewählt, die im Zeitbereich ab 1988 wenigstens<br />

ca. 10 Jahre <strong>for</strong>tlaufend Daten für<br />

die Datenbank-Module „Verfügbarkeit“ sowie<br />

„Nichtverfügbarkeit“ gemeldet haben.<br />

Reservekraftwerks-Blöcke (ResKW-Blöcke)<br />

wurden nicht berücksichtigt, ebenso<br />

wurden aus dem Kollektiv Kraftwerke mit<br />

Schmelzfeuerung, Industriekraftwerke mit<br />

mehr als 8.000 Volllaststunden und Blöcke<br />

die dem Sektor Chemie zuzuordnen waren,<br />

entfernt. Bei den ungeplanten Nichtverfügbarkeiten<br />

konnten für die konventionellen<br />

Blöcke insgesamt mehr als 12.800<br />

Ereignisse, die den Ereignisschlüsseln „Störung<br />

ohne Schaden“ oder „Schaden“ zugeordnet<br />

waren, ausgewertet werden. Hier<br />

wurde gezielt nach Schäden im Drucksystem<br />

(HA*), im Dampfsystem (LB*), bei<br />

Dampfturbinenanlagen (MA*) und bei den<br />

Generatoren (MK*) gefiltert.<br />

Bei den gasbefeuerten GuD- und Kombikraftwerken<br />

konnten 33 Anlagen (ohne<br />

ResKW-Blöcke) mit rund 1.300 ungeplanten<br />

Nichtverfügbarkeitsereignissen ausgewertet<br />

werden.<br />

3.1 Ergebnisse der Mono-/Duoblock<br />

Auswertungen<br />

Tabelle 3.1 können die Verteilungen<br />

der betrachteten rund 129 Blöcke hinsichtlich<br />

Kratwerkstyp, Brennst<strong>of</strong>f, Nennleistung,<br />

Alter, Branche, Betriebs- bzw. Volllaststunden<br />

zu entnommen werden. Im<br />

Folgenden werden die Trends im Betrachtungszeitraum<br />

ab dem Jahr 2005 bis ins<br />

Jahr 2019 ausschließlich für die Brennst<strong>of</strong>fklassen<br />

Braun- und Steinkohle dargestellt.<br />

In B i l d 3 .1 ist die Anzahl der erfolgreichen<br />

Anfahrten pro Jahr ab dem Jahr 2005<br />

für Steinkohle- und Braunkohleblöcke abhängig<br />

von der Nennleistungsklasse dargestellt.<br />

Die Anzahl der ausgewerteten Blöcke<br />

ist oberhalb der jeweiligen Jahreszahl<br />

mit angegeben. Während sich für Braunkohleblöcke<br />

ein nahezu über alle Nennleistungsklassen<br />

hinweg einheitlicher Trend<br />

mit einem moderaten Anstieg von ca. 9 auf<br />

14 Anfahrten pro Jahr abzeichnet, ist der<br />

Trend bei den Steinkohleanlagen deutlich<br />

abhängig von der Nennleistungsklasse.<br />

Nur für Blöcke mit einer Nennleistung<br />

> 600 MW ist ein Anstieg der Anfahrten<br />

von rd. 20 im Jahr 2005 auf rd. 40 im Jahr<br />

2019 zu erkennen, für kleinere Leistungsgrößen<br />

ist die Anzahl der Anfahrten sinkend.<br />

Insbesondere auffällig ist die deutliche<br />

Reduzierung der Anfahrten von rd. 80<br />

auf 30 für die Nennleistungsklasse <<br />

200 MW im Bereich Jahr 2005 bis Jahr<br />

2009 und weiter auf 10 Anfahrten ab dem<br />

Jahr 2017. Der Trend bis 2009 erklärt sich<br />

beispielsweise mit dem damals stark steigenden<br />

Kohle(transport)preis und die weitere<br />

Abnahme mit der zunehmenden Installation<br />

regenerativer Anlagen bei vergleichsweise<br />

hohen Betriebskosten der<br />

kleinen Steinkohleblöcke, die zunehmend<br />

nicht mehr im Geld waren.<br />

In B i l d 3 . 2 sind die Anzahl der Anfahrten<br />

sowie die Betriebs- bzw. Volllaststunden<br />

der ausgewerteten Stein- und Braunkohleblöcke<br />

pro Jahr ab dem Jahr 2005 zusammen<br />

mit den bisherigen Abschaltereignissen<br />

der Kernkraftwerke aufgetragen. Die<br />

Anzahl der ausgewerteten Blöcke ist oberhalb<br />

der jeweiligen Jahreszahl mit angegeben.<br />

Da die Meldung der Anfahrten in<br />

der Datenbank freiwillig erfolgt, steht in<br />

Klammern die Anzahl der Blöcke, die die<br />

Anfahrten in die Datenbank eingetragen<br />

haben.<br />

Es zeigt sich für die Steinkohleblöcke eine<br />

kurzzeitige Trendumkehr zu höherer An-<br />

100<br />

80<br />

Trend abhängig<br />

von Leistungsklasse<br />

Steinkohle<br />

20<br />

15<br />

Braunkohle<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

60<br />

40<br />

20<br />

0<br />

Nennleistungsklasse<br />

alle<br />

≤ 200 MW<br />

> 200 MW ≤ 600 MW<br />

> 600 MW<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

10<br />

5<br />

0<br />

Einheitlicher Trend<br />

moderat steigend<br />

Nennleistungsklasse<br />

alle<br />

≤ 200 MW<br />

> 200 MW ≤ 600 MW<br />

> 600 MW<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

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

46


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY<br />

Steinkohle<br />

Braunkohle<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

Stunden m arith. Mittel<br />

Alle<br />

Nennleistungsklassen<br />

Anz. Anfahrten<br />

Betriebszeit<br />

Volllaststunden<br />

Linear (Anz. Anfahrten)<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

Stunden m arith. Mittel<br />

Alle<br />

Nennleistungsklassen<br />

Anz. Anfahrten<br />

Betriebszeit<br />

Volllaststunden<br />

Linear (Anz. Anfahrten)<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

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

den bisherigen Abschaltereignissen der Kernkraftwerke in Deutschl<strong>and</strong>.<br />

zahl von Anfahrten und geringfügig höheren<br />

Betriebszeiten aufgrund der Abschaltereignisse<br />

August 2011. Grundsätzlich<br />

bleibt der Gesamttrend mit einer sinkender<br />

Anzahl von Anfahrten (von rd. 40 in 2005<br />

auf 200 MW bis ≤ 600 MW<br />

und > 600 MW neben der Anzahl der<br />

Anfahrten und der Betriebs- und Volllaststunden<br />

die geplante bzw. ungeplante<br />

Nichtverfügbarkeit pro Jahr ab 2005 aufgetragen<br />

und in B i l d 3 . 4 für die Klasse<br />

> 600 MW nochmals die Nichtverfügbarkeiten<br />

und Anzahl der Anfahrten.<br />

Während für Steinkohle- als auch Braunkohleblöcke<br />

die geplante Nichtverfügbarkeit<br />

auf gleichbleibendem Niveau bleibt,<br />

zeigt sich bei der ungeplanten Nichtverfügbarkeit<br />

ab 2013 für Steinkohleblöcke ein<br />

deutlicher Anstieg und eine leichte Trendumkehr<br />

mit einem moderaten Anstieg für<br />

die Braunkohleblöcke. Dieser Trend zeigt<br />

sich <strong>and</strong>eutungsweise auch für die Klasse<br />

> 200 MW bis ≤ 600 MW und könnte<br />

auch das Ergebnis einer sich geänderten<br />

Inst<strong>and</strong>haltungsstrategie oder im Falle<br />

der Steinkohle der geringeren Kohlequalität<br />

sein. Ein Zusammenhang mit der<br />

gestiegenen Anzahl der Anfahrten wird<br />

näher im Kapitel 4 „NV-Auswertung“ betrachtet.<br />

Anh<strong>and</strong> der Auswertung über verschiedene<br />

Alterskategorien der Blöcke kann<br />

kein eindeutiger Trend bzgl. Anzahl der<br />

Anfahrten oder Betriebs- und Volllaststunden<br />

herausgefiltert werden. Durch den<br />

Vergleich der geplanten Nichtverfügbarkeiten<br />

im B i l d 3 . 3 deutet sich ab<br />

dem Jahr 2015 jedoch eine Konzentration<br />

der Inst<strong>and</strong>haltungsaufwände auf<br />

die Anlagen der Nennleistungsklasse<br />

Nennleistung > 200 MW ≤ 600 MW<br />

Nennleistung > 600 MW<br />

Steinkohle<br />

Anzahl Anfahrten bzw.<br />

MV-Arbeiten in % im arith. Mittel<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

Stunden m arith. Mittel<br />

Anzahl Anfahrten bzw.<br />

MV-Arbeiten in % im arith. Mittel<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

Stunden m arith. Mittel<br />

Anz. Anfahrten<br />

WNV geplant<br />

WNV ungeplant<br />

Betriebszeit<br />

Volllaststunden<br />

Linear (Anz. Anfahrten)<br />

Nennleistung > 200 MW ≤ 600 MW<br />

Nennleistung > 600 MW<br />

Braunkohle<br />

Anzahl Anfahrten bzw.<br />

MV-Arbeiten in % im arith. Mittel<br />

Stunden m arith. Mittel<br />

Anzahl Anfahrten bzw.<br />

MV-Arbeiten in % im arith. Mittel<br />

Stunden m arith. Mittel<br />

Anz. Anfahrten<br />

WNV geplant<br />

8,28 11,58<br />

Betriebszeit<br />

Volllaststunden<br />

Linear (Anz. Anfahrten)<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

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

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

47


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

Eintritt von Neubauten in Markt<br />

Steinkohle<br />

Eintritt von Neubauten in Markt<br />

Braunkohle<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

% im Mittel<br />

[Leistungsgewichtet]<br />

Nennleistung > 600 MW<br />

Anz. Anfahrten<br />

WNV geplant<br />

WNV ungeplant<br />

Linear (Anz. Anfahrten)<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

% im Mittel<br />

[Leistungsgewichtet]<br />

Nennleistung > 600 MW<br />

Anz. Anfahrten<br />

WNV geplant<br />

WNV ungeplant<br />

Linear (Anz. Anfahrten)<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

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

Braunkohleanlagen der Nennleistungsklasse > 600 MW.<br />

> 600 MW mit jüngerem Inbetriebsetzungsdatum<br />

an.<br />

In B ild 3.5 und Bild 3.6 sind die Ergebnisse<br />

der Auswertung nach Regionen Süd<br />

und Nord in Deutschl<strong>and</strong> für die Steinkohleblöcke<br />

dargestellt. B i l d 3 . 5 zeigt für<br />

alle Nennleistungsklassen und für die<br />

Klasse > 600 MW einen gegenläufigen<br />

Trend beim Vergleich der Regionen in den<br />

Jahren 2005 bis 2019 mit einer Angleichung<br />

der Anzahl der Anfahrten bis ca.<br />

2014 auf rd. 40 Anfahrten pro Jahr. Dann<br />

deutet sich in der Auswertung der Regionen<br />

jedoch wieder eine Trendumkehr bis<br />

2019 an.<br />

In der Region Süd ist beginnend mit dem<br />

Jahr 2013 trotz fallender Anzahl von Anfahrten<br />

ein hoher Anstieg der ungeplanten<br />

Nichtverfügbarkeiten zu erkennen, siehe<br />

B i l d 3 . 6 , deren Ursache noch unklar<br />

ist bzw. nicht eindeutig zugeordnet werden<br />

kann. Der grün hinterlegte Bereich ab<br />

2014/2015 für Steinkohleblöcke weist<br />

auf eine geänderte Anzahl der Meldeeingänge<br />

hin, die, wie oben schon erwähnt,<br />

einerseits durch Stilllegungen im Westen<br />

Deutschl<strong>and</strong>s und <strong>and</strong>ererseits auf<br />

fehlende Datenlieferungen an die <strong>VGB</strong><br />

KISSY-Datenbank zu begründen ist<br />

und hier die Auswertung ungünstig beeinflusst.<br />

3.2 Ergebnisse der Auswertungen der<br />

gasbefeuerten GuD- und<br />

Kombikraftwerken<br />

Ta b e l l e 3 . 2 sind die Verteilungen der<br />

betrachteten gasbefeuerten GuD- und<br />

Kombikraftwerken hinsichtlich Kraftwerkstyp,<br />

Brennst<strong>of</strong>f, Nennleistung, Alter, Branche,<br />

Betriebs- bzw. Volllaststunden sowie<br />

Region zu entnehmen. In die Auswertungen<br />

im Betrachtungszeitraum 2005 bis<br />

2019 sind insgesamt 33 europäische Anlagen<br />

eingeflossen.<br />

In B i l d 3 . 7 sind die Anzahl der Anfahrten<br />

sowie Betriebszeit und Volllaststunden<br />

über dem Auswertezeitraum aufgetragen.<br />

Für alle Nennleistungsklassen stellt sich ab<br />

2011 eine Trendumkehr zu einer steigenden<br />

Anzahl von Anfahrten und höherer Betriebszeit<br />

ein, wobei das Niveau der Betriebszeit<br />

der Jahre bis 2010 für den Nennleistungsbereich<br />

>200 bis 400 MW nicht<br />

mehr erreicht wird. Die Anzahl der Anfahrten<br />

und die Betriebszeiten sind dabei abhängig<br />

von der Nennleistungsklasse. Für<br />

Anlagen >400 MW werden mit >100 Anfahrten<br />

im arithmetischen Mittel der letzten<br />

5 Jahre rd. doppelt so viele Anfahrten<br />

als bei den Anlagen kleinerer Leistung<br />

durchgeführt. Generell zeigt sich, dass<br />

die durch Substitution der wegfallenden<br />

Leistung der kerntechnischen Anlagen und<br />

zunehmend auch der Residuallasten<br />

der Kohleanlagen die Einsatzregime wieder<br />

vergleichbar zu den Jahren 2005<br />

Sämtliche Nennleistungsklassen<br />

Steinkohle<br />

Nennleistung > 600 MW<br />

Steinkohle<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

Region Süd (DE)<br />

Region Nord (DE)<br />

Linear (Region Süd (DE))<br />

Linear (Region Nord (DE))<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

Region Süd (DE)<br />

Region Nord (DE)<br />

Linear (Region Süd (DE))<br />

Linear (Region Nord (DE))<br />

Anzahl Kraftwerke im Jahr<br />

Anzahl Kraftwerke im Jahr<br />

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

Nennleistungsklasse > 600 MW.<br />

Region<br />

Nord (DE)<br />

Steinkohle<br />

Region<br />

Süd (DE)<br />

Steinkohle<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

% im Mittel<br />

[Leistungsgewichtet]<br />

Anz. Anfahrten<br />

Betriebszeit<br />

Volllaststunden<br />

Linear (Anz. Anfahrten)<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

% im Mittel<br />

[Leistungsgewichtet]<br />

Anz. Anfahrten<br />

Betriebszeit<br />

Volllaststunden<br />

Linear (Anz. Anfahrten)<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

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

abhängig von der Region.<br />

48


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY<br />

Tab. 3.2. Klassenverteilung der betrachteten gasbefeuerten GuD- und Kombikraftwerke.<br />

Kraftwerkstyp<br />

GuD<br />

Gesamt<br />

Anzahl<br />

Brennst<strong>of</strong>fklassen<br />

Anzahl Größenklassen Anzahl Betriebsalter Anzahl Betriebszeit Anzahl<br />

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

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

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

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

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

6: ab 1000 MW 0 5: ab 50 Jahre 0 ≥ 5000 h ≤ 6000 h 4<br />

≥ 6000 h ≤ 7000 h 2<br />

> 7000 h 5<br />

Summe 33 Summe 33 Summe 33 Summe 33 Summe 33<br />

Branche Anzahl Region Anzahl Größenklassen Anzahl Volllaststunden Anzahl<br />

EVU 33 DE-Nord ≤ 200 MW < 1000 h 10<br />

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

<strong>International</strong> > 600 MW ≥ 2000 h ≤ 3000 h 4<br />

≥ 3000 h ≤ 4000 h 5<br />

≥ 4000 h ≤ 5000 h 4<br />

≥ 5000 h ≤ 6000 h 3<br />

≥ 6000 h ≤ 7000 h 1<br />

> 7000 h 0<br />

Summe 33 Summe 33 Summe 33 Summe 33<br />

GuD-/Kombikraftwerke<br />

GuD-/Kombikraftwerke<br />

Nennleistung ≤ 200 MW<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

Stunden m arith. Mittel<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

Stunden m arith. Mittel<br />

Anz. Anfahrten<br />

Betriebszeit<br />

Volllaststunden<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

Nennleistung > 200 MW ≤ 400 MW<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

Nennleistung > 400 MW ≤ 600 MW<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

Stunden m arith. Mittel<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

Stunden m arith. Mittel<br />

Anz. Anfahrten<br />

Betriebszeit<br />

Volllaststunden<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

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

Kombikraftwerken.<br />

bis 2010 sind, wobei der Anteil der Volllaststundenzahl<br />

höher ist. Der für die<br />

Nennleistungsklasse >400 MW für das<br />

Jahr 2016 ersichtliche Ausreißer wurde<br />

durch einen einzelnen St<strong>and</strong>ort verursacht.<br />

In B i l d 3 . 8 sind neben der Anzahl der<br />

Anfahrten die geplanten und ungeplanten<br />

Nichtverfügbarkeiten dargestellt. Die<br />

Nichtverfügbarkeiten (NV) liegen bei der<br />

Betrachtung aller Nennleistungsklassen<br />

auf vergleichbarem Niveau über die Jahre,<br />

geplante NV in der Regel auf deutlich höherem<br />

Niveau. Ab dem Jahr 2013 deutet<br />

sich eine Zunahme der NV geplant und ungeplant<br />

für GuD-Anlagen größerer Leistung<br />

an, die auch den Gesamttrend dominiert.<br />

49


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

GuD-/Kombikraftwerke<br />

Sämtliche Nennleistungsklassen<br />

Nennleistung ≤ 200 MW<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

% im Mittel<br />

[Leistungsgewichtet]<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

% im Mittel<br />

[Leistungsgewichtet]<br />

Anz. Anfahrten<br />

WNV geplant<br />

WNV ungeplant<br />

Linear (Anz. Anfahrten)<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

Nennleistung > 200 MW ≤ 400 MW<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

Nennleistung > 400 MW ≤ 600 MW<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

% im Mittel<br />

[Leistungsgewichtet]<br />

Anzahl Anfahrten im<br />

arith. Mittel<br />

% im Mittel<br />

[Leistungsgewichtet]<br />

Anz. Anfahrten<br />

WNV geplant<br />

WNV ungeplant<br />

Linear (Anz. Anfahrten)<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />

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

gasbefeuerten GuD- und Kombikraftwerken.<br />

4 Statistische Datenanalyse der<br />

Nichtverfügbarkeiten<br />

4.1 Daten<br />

Die in Kapitel 3 beschriebenen Daten, also<br />

Jahreswerte für den Anteil der ungeplanten<br />

Nicht-Verfügbarkeit, der Betriebsstunden<br />

und der Anzahl der Startvorgänge,<br />

wurden für statistische Auswertungen<br />

herangezogen. Bei dieser Analyse wird<br />

das individuelle Anlagenverhalten nicht<br />

berücksichtigt. Auch gegenseitige Beeinflussungen<br />

werden nicht berücksichtigt,<br />

da die Betriebsstunden pro Jahr in der<br />

Regel mit zunehmender Anzahl der Anfahrten<br />

geringer werden. Es ist zu untersuchen,<br />

ob die gefundenen Unterschiede<br />

groß genug sind, um nicht als zufällig<br />

gelten zu können. Deshalb wurde zusätzlich<br />

eine statistische Analyse der ungeplanten<br />

Nichtverfügbarkeitsereignisse der KIS-<br />

SY-Datenbank unter systematischer Berücksichtigung<br />

von Ausreißern durchgeführt<br />

(sog. „Robuste Statistik“ 1 ). Als<br />

Rohdaten wurden eine anonymisierte<br />

Kraftwerkskennzeichnung, das Alter des<br />

Kraftwerks, Datum und Dauer der Nichtverfügbarkeit,<br />

der gemeldete Arbeitsverlust,<br />

die KKS der betr<strong>of</strong>fenen Komponente<br />

und die zugehörige Fehlerbeschreibung<br />

verwendet.<br />

Das Verhältnis von Anfahrten pro Jahr über<br />

Betriebsstunden pro Jahr ist in B i l d 4 .1<br />

für Kohlekraftwerke und in B i l d 4 . 2 für<br />

Gaskraftwerke dargestellt. Die Auswertung<br />

ergibt für<br />

––<br />

Grundlastkraftwerke, etwa 8000 Betriebsstunden<br />

pro Jahr und etwa 10 Anfahrten<br />

pro Jahr;<br />

––<br />

Kraftwerke mit Wochenendstillständen<br />

ca. 6000 Betriebsstunden pro Jahr und<br />

etwa 50 Anfahrten pro Jahr und<br />

––<br />

Spitzenlastkraftwerke zwischen 2000<br />

und 3000 Betriebsstunden pro Jahr bei<br />

mehr als 100 Anfahrten pro Jahr.<br />

Bei Anlagen mit mehr als einer Gasturbine<br />

können typischerweise viele Startvorgänge<br />

auftreten, wenn eine oder mehrere Gasturbinen<br />

in der Nacht abgeschaltet werden, jedoch<br />

die Dampfturbine durchläuft. Steinund<br />

Braunkohlekraftwerke werden zumeist<br />

in Grundlastbetrieb oder mit Wochenendstillständen<br />

betrieben, wobei wenige Kraftwerke<br />

mit einer geringen Anzahl von Anfahrten<br />

vermutlich saisonal betrieben werden.<br />

Daher ist die Aussagekraft des Datensatzes<br />

von Stein- und Braunkohlekraftwerken<br />

im Hinblick auf den Spitzenlastbetrieb<br />

gering.<br />

Kohlekraftwerke<br />

GuD- und Kombikraftwerke<br />

Anzahl Anfahrten pro Jahr<br />

200<br />

180<br />

160<br />

140<br />

120<br />

100<br />

80<br />

60<br />

40<br />

20<br />

Ausreißer<br />

nicht<br />

berücksichtigt<br />

0<br />

0 2000 4000 6000 8000 10.000<br />

Anzahl Anfahrten pro Jahr<br />

300<br />

250<br />

200<br />

150<br />

100<br />

50<br />

Ausreißer<br />

nicht<br />

berücksichtigt<br />

0<br />

0 2000 4000 6000 8000 10.000<br />

Betriebsstunden pro Jahr<br />

Betriebsstunden pro Jahr<br />

Bild 4.1. Anfahr- und Betriebsstunden für Stein- und Braunkohle.<br />

Bild 4.2. Anfahr- und Betriebsstunden für GuD- und Kombikraftwerke.<br />

50


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY<br />

Bei den Gaskraftwerken (s. B i l d 4 . 2 )<br />

sind die Zusammenhänge weniger klar:<br />

Eine systematische Beziehung zwischen<br />

den Anfahrten pro Jahr und den Betriebsstunden<br />

pro Jahr ist nicht zu erkennen. In<br />

B i l d 4 . 2 sind extreme Daten mit mehr<br />

als 500 Anfahrten pro Jahr nicht dargestellt,<br />

da diese Extrema nur durch Mehrfachzählung<br />

von Starts in Mehrwellenanlagen<br />

verursacht werden können. Eine genauere<br />

Analyse des Datensatzes ergab,<br />

dass die Kraftwerke auf Grund kommerzieller<br />

Gründe für einen begrenzten Zeitraum<br />

häufig gestartet wurden mit einer<br />

ungeplanten Nichtverfügbarkeit im Bereich<br />

von 5 %-7 %.<br />

4.2 Analyse-Methoden<br />

4.2.1 X-Y-Streudiagramme<br />

Für jeden Kraftwerkstyp (Gaskraftwerke,<br />

Kohlekraftwerke) wurden X-Y-Streudiagramme<br />

mit und ohne Ausreißer erstellt.<br />

Ausreißer wurden durch die zwei folgenden<br />

Kriterien identifiziert:<br />

––<br />

Top-10-Abweichungen von einer Regressionstrendlinie<br />

––<br />

eine Differenz zur Trendlinie größer als<br />

1,282 * St<strong>and</strong>ardabweichung des Fehlers<br />

(entsprechend 90 % des Vertrauensintervalls)<br />

Es wurden Analysen durchgeführt, um sowohl<br />

individuelle als auch kombinierte Effekte<br />

für die abhängigen Variablen zu finden.<br />

Die betrachteten Filter sind:<br />

––<br />

ungeplante Nichtverfügbarkeit pro Jahr,<br />

jeweils mit und ohne HILP (High Impact<br />

Low Probability, Ereignisdauer > 1 Monat)<br />

Ereignisse<br />

––<br />

ungeplanten Nichtverfügbarkeitsereignisse<br />

für Bauteile mit KKS: MB = Gasturbine,<br />

HA = Kessel (Drucksystem), LB<br />

= Dampfsystem, MA = Dampfturbine<br />

(einschließlich Kondensator) und MK =<br />

Generator<br />

Die analysierten unabhängigen Variablen<br />

sind:<br />

––<br />

Kraftwerks-Nummer (anonym)<br />

––<br />

Kalenderjahr<br />

––<br />

Kraftwerksleistung<br />

––<br />

Altersklasse<br />

––<br />

Betriebsstunden pro Jahr<br />

––<br />

Anfahrten pro Jahr<br />

4.2.2 Regressionsanalyse<br />

Das Statistiktool PSPP 2 wurde in Kombination<br />

mit der Analyse in MS-Excel verwendet.<br />

Die Analyse erfolgte in Anlehnung an<br />

Tukey‘s Exploratory Data Analysis 3 . Im Wesentlichen<br />

wurde lineare Regressionsanalyse<br />

durchgeführt, die z.B. die Koeffizienten<br />

a 0 bis a 3 in der nachfolgenden Gleichung<br />

1 durch kleinste Quadrate findet.<br />

NV ungeplant minus HILPs = a 0 +a 1 * KW Alter +a 2 *<br />

Betriebsstunden ____________ Anzahl der Fahrten<br />

+ a3 * ______________ (Gl. 1)<br />

Jahr<br />

Jahr<br />

Im Rahmen der Regressionsanalyse wurde<br />

mit dem sog. Kausalmodell 4 für eine durchschnittliche<br />

Anlage der Einfluss einer Änderung<br />

ihres Betriebsregimes vorhergesagt.<br />

Kreuzterme oder nichtlineare Terme<br />

wurden nicht berücksichtigt.<br />

4.2.3 Varianzanalyse<br />

Eine Varianzanalyse 5 wird durchgeführt,<br />

um festzustellen, ob die Unterschiede pro<br />

analysierter Variable, wie z.B. einzelnes<br />

Kraftwerk oder Altersklasse, groß genug<br />

sind, um zufällige Scheinbezüge auszuschließen.<br />

Es h<strong>and</strong>elt sich dabei um eine<br />

bewährte Methode. Die durchgeführte<br />

Analyse hat den Nachteil, dass davon ausgegangen<br />

wird, dass die Unterschiede statistisch<br />

normal verteilt sind. Trotzdem<br />

kann diese Methode Hinweise auf Abhängigkeiten<br />

geben, die dazu mit technischen<br />

Sachverst<strong>and</strong> hinterfragt werden müssen.<br />

4.3 Ergebnisse<br />

4.3.1 GuD- & Kombikraftwerke<br />

In Bild 4.3, Bild 4.4 und Bild 4.5,<br />

werden beispielhaft einige der wesentlichen<br />

X-Y-Diagramme gezeigt. Es ergeben<br />

sich folgende Beobachtungen:<br />

Im Allgemeinen ist der Effekt von Ausreißern<br />

beträchtlich, auch wenn sie nicht<br />

durch HILPs verursacht werden. Ausreißer<br />

Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten<br />

minus HILPs in %<br />

können z.B. durch eine Vielzahl von Ausfällen<br />

an spezifischen Teilsystemen für Anlagen<br />

mit minimaler (d.h.: optimierter)<br />

Reparatur verursacht werden.<br />

Der Effekt von „Betriebsstunden pro Jahr“<br />

entspricht nicht immer den Erwartungen.<br />

Bei mehr Betriebsstunden erwartet man<br />

mehr Ausfälle, dennoch kann der (Regressions-)<br />

Koeffizient negativ sein (Dauerbetrieb<br />

in Grundlast ist anlagenschonend).<br />

Dem gegenüber führen häufigere Starts <strong>of</strong>t<br />

zu erwarteten Ergebnissen: je mehr Starts,<br />

desto größer die ungeplante Nichtverfügbarkeit.<br />

Der absolute Durchschnittseffekt,<br />

z.B. für LB = Dampfsysteme, ist jedoch<br />

klein, aber im relativen Sinne mittel bis<br />

groß.<br />

Gasturbinen weisen eine geringe Alterung<br />

auf (wie bei ordnungsgemäßer Wartung zu<br />

erwarten ist), ähnlich wie Dampfturbinen<br />

und Generatoren. Kessel zeigen dagegen<br />

Alterung in Form einer Zunahme der ungeplanten<br />

Nichtverfügbarkeit.<br />

4.3.2 Stein- und Braunkohlekraftwerke<br />

Die meisten Beobachtungen ähneln denen<br />

bei GuD- und Kombikraftwerken<br />

(B i l d 4 . 6 und B i l d 4 . 7 ). Auch hier zeigen<br />

die Kessel eine Alterung in Form einer<br />

Zunahme der störungsbedingten Nichtverfügbarkeit.<br />

Ebenso zeigen Dampfturbinen<br />

GuD- und Kombikraftwerke<br />

20<br />

18<br />

16<br />

14<br />

12<br />

10<br />

8<br />

6<br />

4<br />

2<br />

0<br />

1,22% + 7,25E-05 * Anfahrten Ausreißer<br />

0 50 100 150 200 250 300<br />

Anzahl der Anfahrten pro Jahr<br />

Bild 4.3. Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten minus HILPs vs. Anzahl der Anfahrten,<br />

berechnete Trendlinie ohne Ausreißer.<br />

Alle ungeplanten<br />

Nichtverfügbarkeiten vom<br />

Drucksystem (Kessel [HA]) in %<br />

2,0<br />

1,5<br />

1,0<br />

0,5<br />

GuD- und Kombikraftwerke<br />

0,11% + 1,03E-08 * Betriebsstunden<br />

0,0<br />

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10.000<br />

Betriebsstunden pro Jahr<br />

Ausreißer<br />

Bild 4.4. Ungeplante Nichtverfügbarkeit von Kesselausfällen vs. Betriebsstunden pro Jahr,<br />

berechnete Trendlinie ohne Ausreißer (Anmerkung: aus Gründen der Übersichtlichkeit<br />

liegt die maximale Plot-Setzung bei 2 %).<br />

51


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

Alle ungeplanten<br />

Nichtverfügbarkeiten vom<br />

Drucksystem (Kessel [HA]) in %<br />

3.0<br />

2.5<br />

2.0<br />

1.5<br />

1.0<br />

0.5<br />

GuD- und Kombikraftwerke<br />

und Generatoren im Unterschied zu GuD-<br />

& Kombikraftwerken eine Alterung.<br />

Anzahl Anfahrten pro Jahr<br />

4.3.3 Auswertung von HILP-Ausfällen<br />

HILP-Ausfälle werden definiert als Ausfälle<br />

mit einer Dauer > 1 Monat (High Impact).<br />

Ihre Wahrscheinlichkeit des Auftretens pro<br />

Jahr sollte für ein Kraftwerk gering sein<br />

0,03 % + 1,85E-05 * Anzahl Anfahrten<br />

Ausreißer<br />

0.0<br />

0 50 100 150 200 250 300<br />

Bild 4.5. Ungeplante Nichtverfügbarkeit von Kesselausfällen vs. Anzahl Anfahrten pro Jahr,<br />

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

Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten<br />

minus HILPs in %<br />

30<br />

25<br />

20<br />

15<br />

10<br />

5<br />

Kohlekraftwerke<br />

0<br />

0 50 100 150 200<br />

Anzahl der Anfahrten pro Jahr<br />

Ausreißer<br />

1,81E-02 + 1,03E-04 * Anzahl Anfahrten [N]<br />

Bild 4.6. Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten minus HILPs vs. Anzahl der Anfahrten,<br />

berechnete Trendlinie ohne Ausreißer.<br />

Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten<br />

minus HILPs vom<br />

Drucksystem (Kessel [HA]) in %<br />

30<br />

25<br />

20<br />

15<br />

10<br />

5<br />

Kohlekraftwerke<br />

1,40E-02 + 1,62E-06 * Betriebsstunden [h]<br />

Betriebsstunden pro Jahr<br />

Ausreißer<br />

0<br />

0 2000 4000 6000 8000 10.000<br />

Bild 4.7. Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten minus HILPs vs. Betriebsstunden,<br />

berechnete Trendlinie ohne Ausreißer.<br />

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

l e 4 .1 bestätigt.<br />

Darüber hinaus können sehr lange Ausfälle<br />

mit einem relativ geringen Leistungsverlust<br />

z.B. an Dampfturbinen auftreten. Dabei<br />

ist das Risiko bei einem HILP-Ausfall<br />

für HA (Kessel), LB (Dampfsystem),<br />

MA (Dampfturbine) und MK (Generator)<br />

bei GuD- & Kombikraftwerken im Vergleich<br />

zu Stein- und Braunkohlekraftwerken geringer.<br />

In der Praxis sollte man auch Systeme<br />

wie z.B. den Maschinentrans<strong>for</strong>mator<br />

(BAT) als Ausfallursache in Betracht ziehen,<br />

da ältere Trans<strong>for</strong>matoren ein höheres<br />

Ausfallrisiko haben. HILP-Ausfälle erfolgen<br />

im Vergleich zu „normalen Ausfällen“<br />

weniger regelmäßig. Daher ist es<br />

schwierig, eine Abhängigkeit von der<br />

Starthäufigkeit zu finden. Eine Regression<br />

mit binären statt kontinuierlichen Variablen<br />

zeigt angesichts der relativ geringen<br />

Zahl von HILPs kein klares Ergebnis.<br />

4.3.4 Ergebnis der Varianzanalyse<br />

Das Ergebnis für eine einfaktorielle (ONE-<br />

WAY ANOVA-)Varianzanalyse für die gesamte<br />

ungeplante Nichtverfügbarkeit minus<br />

HILPs ist in Ta b e l l e 4 . 2 dargestellt.<br />

Sie zeigt, dass für GuD & Kombikraftwerke<br />

der Effekt der Variable „Individuelles<br />

Kraftwerk“ 23 % der gesamten Unsicherheit<br />

im Datensatz erklärt. Ähnliches gilt für<br />

die Kohlekraftwerke, wobei die Variable<br />

„Individuelles Kraftwerk“ sogar 69 % der<br />

Gesamtunsicherheit einschließt.<br />

Sowohl der Effekt des Kalenderjahres als<br />

auch der des Betriebsalters ist nicht zufällig.<br />

Dies gilt auch für den Einfluss der Variable<br />

„Anfahrten pro Jahr“ für GuD & Kombikraftwerke<br />

mit z.B. 43 % der Gesamtunsicherheit.<br />

Eine Besonderheit liegt in der<br />

Bewertung des Kalenderjahrs für Kohlekraftwerke.<br />

Hier beeinflusst der Markt die<br />

Varianz.<br />

Eine Regressionsanalyse ist jedoch besser<br />

geeignet, um den Effekt von kontinuierlichen<br />

Variablen wie „Anfahrten pro Jahr“<br />

und „Betriebsstunden pro Jahr“ zu bewerten.<br />

Dies wird im nächsten Abschnitt beh<strong>and</strong>elt.<br />

4.3.5 Ergebnis der Regressionsanalyse<br />

Die Regressionsanalyse zeigt, dass die für<br />

die GuD- & Kombikraftwerke untersuchten<br />

Variablen nur 7 % der Varianz für die gesamte<br />

ungeplante Nichtverfügbarkeit minus<br />

HILPs erklären. Die Korrelation der<br />

einzelnen Variablen ist damit gering. Dennoch<br />

haben die Koeffizienten im linearen<br />

Modell (siehe Ta b e l l e 4 . 3 ) insgesamt<br />

eine Zufallswahrscheinlichkeit von nur 1 %<br />

und sind somit statistisch signifikant, d.h.<br />

der Effekt ist klein aber nicht zufällig. Die<br />

gesamte ungeplante Nichtverfügbarkeit<br />

minus HILPs nimmt mit dem Betriebsalter<br />

zu. Die Koeffizienten für <strong>and</strong>ere Variablen<br />

wie z.B. Kraftwerksleistung und Betriebsstunden<br />

pro Jahr haben eine hohe Zufallswahrscheinlichkeit<br />

(> 10 %).<br />

Die Regressionsanalyse zeigt z.B. für HA<br />

(Drucksystem Kessel) in GuD- & Kombikraftwerken,<br />

dass alle untersuchten Variablen<br />

nur 6 % der Varianz erklären und statistische<br />

Signifikanz vorliegt. Die ungeplante<br />

Nichtverfügbarkeit von HA nimmt mit den<br />

Betriebsstunden pro Jahr ab und mit zunehmendem<br />

Betriebsalter und Anzahl der<br />

52


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY<br />

Tab. 4.1. Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten minus HILPs vs. Betriebsstunden,<br />

berechnete Trendlinie ohne Ausreißer.<br />

Anzahl<br />

KKS<br />

Anfahrten pro Jahr zu. Die Koeffizienten<br />

für <strong>and</strong>ere Variablen ergeben sich eher zufällig.<br />

Die Regressionen für MA (Dampfturbine)<br />

und MK (Generator) von GuD- &<br />

Kombikraftwerke zeigen Ergebnisse, die<br />

alle mit hoher Wahrscheinlichkeit (> 10 %)<br />

statistisch nicht signifikant sind.<br />

Die Ergebnisse für HA, MA und MK von<br />

Kohlekraftwerken sind vergleichbar mit<br />

GuD- und Kombikraftwerken. Jedoch ist<br />

NV Kohlekraftwerke<br />

Anzahl<br />

HILP<br />

HILP/<br />

Jahr<br />

Anzahl<br />

KKS<br />

NV Gaskraftwerke<br />

Anzahl<br />

HILP<br />

Gasturbinenanlage (MB) – – – 1217 12 3 %<br />

Kesselanlage (HA) 8036 35 3 % 342 0 0 %<br />

Dampfsystem Rohrleitungen (LB) 1241 9 1 % 117 0 0 %<br />

Dampfturbinenanlage (MA) 2944 54 4 % 606 9 2 %<br />

Generatoranlage (MK) 618 23 2 % 220 12 1 %<br />

Tab. 4.2. Ergebnis der Varianzanalyse.<br />

Variable<br />

Summe 12.838 121 – 2502 31 –<br />

KW-Jahre 1193 392<br />

GuD- & Kombikraftwerke<br />

Anteil der<br />

erklärten<br />

Varianz<br />

zufällig<br />

Anteil der<br />

erklärten<br />

Varianz<br />

Kohlekraftwerke<br />

zufällig<br />

Individuelles Kraftwerk 23 % nein 69 % nein<br />

Kalenderjahr 7 % ja 3 % nein<br />

Betriebsalter des Kraftwerks 6 % nein 9 % nein<br />

Anfahrten pro Jahr 43 % nein 6 % ja<br />

Betriebsstunden pro Jahr 75 % ja 94 % ja<br />

Tab. 4.3. Ergebnis der Regressionsanalyse.<br />

Variable<br />

GuD- & Kombikraftwerke<br />

normierter<br />

Regressionskoeffizient<br />

zufällig<br />

normierter<br />

Regressionskoeffizient<br />

Kohlekraftwerke<br />

Kraftwerksleistung 0.09 ja 0.02 ja<br />

Betriebsalter 0.12 nein 0 ja<br />

Anfahrten pro Jahr 0.15 nein 0.1 ja<br />

Betriebsstunden pro Jahr -0.05 ja -0.06 ja<br />

HILP/<br />

Jahr<br />

zufällig<br />

Kalenderjahr -0.10 ja 0.16 nein<br />

Varianz erklärt 7 % nein 5 % nein<br />

Tab. 4.4. Parameter des Kausalmodells.<br />

Gaskraftwerke 0,05 %<br />

Kohlekraftwerke 0,13 %<br />

Tab. 4.5. Definition der Altersklassen.<br />

der Effekt der Anzahl von Anfahrten etwas<br />

kleiner und weniger statistisch signifikant<br />

für die Kohlekraftwerke.<br />

4.3.6 Ergebnisse des Kausalmodells<br />

Für das Kausalmodell (Gleichung 2) wurden<br />

die Variablen „Kraftwerkstyp“, „Altersklasse“,<br />

„Kalenderjahr“, „Anzahl der Anfahrten<br />

pro Jahr“, und die „Betriebsstunden<br />

pro Jahr“ verwendet. Die Modellparameter<br />

a 0 – a 5 (s. Tabelle 4.4) wurden<br />

a 0 a 1 a 2 a 3 a 4 a5<br />

1,27 % +/-<br />

1,92 %<br />

1,25 % +/-<br />

1,67 %<br />

3,05*10 -3 -3,36*10 -4 3,01*10 -2 3,7*10 -5<br />

1,83*10 -3 -1,98*10 -4 7,61*10 -2 4,04*10 -5<br />

Altersklasse 1 2 3 4 5 6<br />

Kraftwerksalter in<br />

Jahren<br />

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

mit dem Solvermodul in MS Excel separat<br />

für Gas- und Kohlekraftwerke bestimmt,<br />

wobei die Absolutwerte der Abweichungen<br />

anstatt der Abweichungen der Fehlerquadrate<br />

verwendet wurden, da diese weniger<br />

anfällig für Ausreißer sind. Die verwendeten<br />

Altersklassen sind in Ta b e l l e 4 . 5<br />

angegeben. Das Jahr 2016 ist Kalenderjahr<br />

12 in die Reihe von „GuD- & Kombikraftwerke“<br />

und Kalenderjahr 25 in die Reihe<br />

von „Kohlekraftwerke“.<br />

NV ungeplant minus HILPs = a 0 +a 1 * KW+a 2 *<br />

Altersklasse+a 3 * Kalenderjahr+a 4 *<br />

Anzahl ______________<br />

der Fahrten / 365 + a5 * ____________<br />

Betriebsstunden<br />

Jahr<br />

Jahr<br />

/ 8760<br />

(Gleichung 2)<br />

Mit dem Kausalmodell ist die Vorhersage<br />

für das durchschnittliche Verhalten eines<br />

Kraftwerks auch für ein geändertes Betriebsregime<br />

möglich. In B i l d 4 . 8 werden<br />

die Ergebnisse für GuD- & Kombikraftwerke<br />

(gelb) und Kohlekraftwerke (grau)<br />

dargestellt.<br />

Der durchschnittliche absolute Fehler für<br />

dieses Modell beträgt 1,54 % bei Kohlekraftwerken<br />

und 3,4 % bei GuD- & Kombi-<br />

Tab. 4.6. Parameter für untersuchte Betriebsregime.<br />

Begriff<br />

Betriebsstunden/Jahr<br />

Anzahl<br />

Anfahrten/Jahr<br />

Grundlast 8.000 10<br />

Wochenendstopp<br />

6.000 50<br />

Flexibel 2.000 100<br />

Extrem 2.000 300<br />

kraftwerken. Das Modell ergibt durchschnittlich:<br />

––<br />

78 Betriebsstunden pro Start für Kohlekraftwerke<br />

––<br />

34 Betriebsstunden pro Start für GuD- &<br />

Kombikraftwerke.<br />

Im Vergleich zu Kohlekraftwerken scheinen<br />

GuD- & Kombikraftwerke weniger<br />

empfindlich auf Anfahrten zu reagieren.<br />

Für Kohlekraftwerke stellen 200 – 300 Anfahrten<br />

pro Jahr eine Extrapolation dar, da<br />

es bisher noch keine Datenpunkte in dieser<br />

Größenordnung in KISSY gibt.<br />

5 Zusammenfassung<br />

Das Einsatzregime fossiler konventioneller<br />

Wärmekraftwerke hat sich durch die verstärkte<br />

Nutzung erneuerbarer Energien<br />

wie Windkraft und Photovoltaik verändert.<br />

Die dadurch ebenfalls erhöhte Stromerzeugungskapazität<br />

im Stromnetz führt zu vermehrten<br />

Stillst<strong>and</strong>zeiten und reduzierten<br />

Betriebszeiten unter Volllast für die konventionellen<br />

Kraftwerke. Dadurch unter-<br />

53


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

NV (ungeplant) in %<br />

8,00<br />

6,00<br />

4,00<br />

2,00<br />

0,00<br />

Grundlast Wochenendstop Flexibel Extrem<br />

Bild 4.8. Vorhersage des Kausalmodells für die ungeplanten Nichtverfügbarkeiten minus HILPs für<br />

verschiedene Betriebsregime (Parameter siehe Tabelle 4.6).<br />

liegen diese Kraftwerke einem erhöhten<br />

flexiblen Betrieb.<br />

Grundsätzlich muss die Frage gestellt werden,<br />

ob die veränderte Betriebsweise auch<br />

zu einem erhöhten Lebensdauerverbrauch<br />

von Komponenten der Anlagen geführt<br />

hat. Werkst<strong>of</strong>ftechnisch ist der Zusammenhang<br />

zwischen zyklische Belastung wie<br />

durch An- und Abfahrten und einem erhöhten<br />

Lebensdauerverbrauch für dickw<strong>and</strong>ige<br />

Komponenten bekannt. Unklar<br />

war, ob neben den aufgezeichneten Lebensdauerverbräuchen<br />

an ausgewählten<br />

Komponenten weitere unerwartete Schädigungen<br />

in den Anlagen aufgetreten sind<br />

und in einem eindeutigen Zusammenhang<br />

zur veränderten Betriebsweise stehen. Zur<br />

Klärung dieser Fragen wurden alle relevanten<br />

Komponenten von Kessel, Turbine und<br />

Generator berücksichtigt.<br />

Zur statistischen Datenanalyse wurde der<br />

Datensatz der <strong>VGB</strong>-KISSY Datenbank genutzt.<br />

Die Daten stammen aus 129 Steinund<br />

Braunkohlekraftwerken sowie aus<br />

33 GuD- und Kombikraftwerken von <strong>VGB</strong>-<br />

Mitgliedern über einen Zeitraum von<br />

10 Jahren (2005 bis 2019). Die Daten wurden<br />

vor der Analyse anonymisiert und als<br />

jährliche Zeitreihe unter Berücksichtigung<br />

präziser <strong>VGB</strong>-Definitionen für geplante<br />

und ungeplante Nichtverfügbarkeit ausgewertet.<br />

Im ersten Schritt wurden die betriebsseitigen<br />

Daten auf die vermuteten erhöhten<br />

flexiblen Fahrweisen hin überprüft. Für die<br />

Braunkohlekraftwerke zeigt sich grundsätzlich<br />

ein geringer Anstieg der Starthäufigkeit<br />

pro Jahr bei relativ gleichbleibender<br />

Ausnutzung.<br />

Die Steinkohleblöcke weisen in der Gesamtheit<br />

im gleichen Zeitraum einen Rückgang<br />

der Anfahrvorgänge mit reduzierten<br />

Volllaststunden auf. Dabei war die Entwicklung<br />

für Anlagen kleiner 600 MW entgegengesetzt<br />

zur Entwicklung der Anlagen<br />

oberhalb 600 MW und wurden stetig weniger<br />

angefahren und auch weniger genutzt.<br />

Die Anlagen über 600 MW zeigen einen signifikanten<br />

Anstieg der Anfahrten und ab<br />

2013 eine deutlich reduzierte Ausnutzung.<br />

Diese Entwicklung geht nicht ausschließlich<br />

mit den stetig wachsenden Kapazitäten<br />

der Erneuerbaren einher, sondern mit<br />

den wirtschaftlichen Bedingungen im<br />

Energiemarkt.<br />

Für die gasbefeuerten GuD-Anlagen sind<br />

besondere Markteinflüsse feststellbar, die<br />

vermutlich stark an dem Gaspreis gekoppelt<br />

waren. Bis 2014 nahmen die Betriebsstunden<br />

der Anlagen kontinuierlich ab.<br />

Erst danach ist wieder ein Anstieg feststellbar.<br />

Dieser ist stetig bis heute gewachsen.<br />

Die Auswirkung des Betriebes<br />

Für die Steinkohlekraftwerke lässt sich mit<br />

Beibehaltung der Unterteilung in größer<br />

und kleiner 600 MW eine gute Übereinstimmung<br />

zwischen Zunahme der Startanzahl<br />

und der ungeplanten Nichtverfügbarkeit<br />

für Großanlagen ab 2013 erkennen.<br />

Dabei sind weitere Einflussfaktoren zu berücksichtigen,<br />

wie z.B. der Einsatz von<br />

Kohle mit geringerer Qualität oder ein im<br />

Betrachtungszeitraum verändertes Inst<strong>and</strong>haltungskonzept.<br />

Für Braunkohleanlagen ist tendenziell eine<br />

Zunahme der ungeplanten Nichtverfügbarkeiten<br />

in den letzten Jahren feststellbar.<br />

Diese folgt der stärkeren Tendenz der<br />

Startzyklenzunahme; eine ausgeprägte Abhängigkeit<br />

ist jedoch nicht ableitbar. Wird<br />

zudem der gesamte Bewertungszeitraum<br />

berücksichtigt, ist für die ungeplante<br />

Nichtverfügbarkeit eher eine Rückkehr auf<br />

das Niveau von 2005 zu beobachten.<br />

Für die GuD-Anlagen ist eine ganz ähnliche<br />

Wechselwirkung abzuleiten. Seit 2014 erfolgt<br />

mit zunehmenden Betriebsstunden<br />

der Anlagen auch wieder eine Zunahme<br />

der ungeplanten Nichtverfügbarkeiten.<br />

Die Datenanalyse konnte belegen, dass es<br />

den bekannten Zusammenhang zwischen<br />

Startanzahl und Störanfälligkeit der Anlagen<br />

gibt.<br />

Die statistische Datenanalyse im Detail<br />

Bei der Auswertung der Daten wurden vor<br />

Allem die Auswirkungen der Alterung der<br />

Anlagen und die Wechselwirkung zwischen<br />

Anzahl der Anfahrten und Betriebszeit<br />

berücksichtigt. Dabei wurde eine robuste<br />

Analyse unter Berücksichtigung von<br />

Ausreißern über ungeplante Nichtverfügbarkeiten<br />

aus der KISSY-Datenbank unter<br />

Verwendung von KKS-Codes zur Beschreibung<br />

von Subsystemen durchgeführt. Es<br />

zeigte sich, dass mehr Anfahrten pro Jahr<br />

im Durchschnitt zu einer erhöhten Ausfallrate<br />

führen und damit den Effekt reduzierter<br />

Betriebsstunden überkompensieren. In<br />

absoluten Zahlen erwies sich der Einfluss<br />

dickw<strong>and</strong>iger Teile als gering. Dieses Ergebnis<br />

bestätigt, dass die Lebensdauerüberwachung<br />

der betrachteten Komponenten<br />

gut funktioniert, die relevanten Komponenten<br />

ausgewählt wurden und die Anzahl<br />

der unerwarteten Ereignisse im Zusammenhang<br />

mit Startzahlen gering ist. Wie zu<br />

erwarten war, zeigt sich ein Alterungseinfluss<br />

auf Dampfturbinen und Generatorsatz<br />

bei den Kohlekraftwerken. Bei GuD- und<br />

Kombikraftwerken ist dies wegen der geringen<br />

Laufzeiten nicht festzustellen. Dem gegenüber<br />

ist für den Kessel über alle Anlagen<br />

ein allgemeiner Alterungseffekt festzustellen.<br />

Die Varianzanalyse zeigt weiterhin,<br />

dass es erhebliche Unterschiede zwischen<br />

den einzelnen Anlagen gibt, die in der Praxis<br />

berücksichtigt werden sollten.<br />

Ausblick<br />

Es liegen Hinweise auf weitere zunehmende<br />

Probleme an konventionellen Anlagen<br />

vor. Aus diesem Grund sind gegebenenfalls<br />

weitere Analysen sinnvoll. Dazu gehören<br />

u.a. die Einflüsse von vermehrten Stillst<strong>and</strong>zeiten<br />

als auch zunehmende lang<strong>and</strong>auernde<br />

Fahrten auf Mindestlastniveau.<br />

Ersteres kann zu Stillst<strong>and</strong>skorrosion führen,<br />

letzteres zu lokal auftretenden Beanspruchungen<br />

im Kessel mit teils signifikanten<br />

Schäden.<br />

Aus der Praxis ist zu vermuten, dass ein<br />

Einfluss der Inst<strong>and</strong>haltungsstrategie und<br />

der verwendeten Kohlequalität vorliegt.<br />

Ob Untersuchungen zum Einfluss der Kohlequalität<br />

vor dem Hintergrund des beschlossenen<br />

Kohleausstiegs in vielen europäischen<br />

Ländern noch zu hilfreichen Erkenntnissen<br />

führen könnten, wäre vor<br />

weiteren Untersuchungen zu klären.<br />

1 Peter J. Rousseeuw, Tutorial to Robust Statistics,<br />

<strong>Journal</strong> <strong>of</strong> Chemometrics, vl. 5, 1-20<br />

(1991).<br />

2 Eine freie S<strong>of</strong>tware vergleichbar mit SPSS,<br />

https://www.gnu.org/s<strong>of</strong>tware/pspp/.<br />

3 John W. Tukey, Exploratory Data Analysis,<br />

January 1977, ISBN 9780201076165.<br />

4 Vgl. Judea Pearl & Dana Mackenzie, The<br />

Book <strong>of</strong> Why, Penguin 2019, ISBN 978-0-<br />

141-98241-0.<br />

5 Vgl. Patrick O’Connor, Practical Reliability<br />

engineering, Wiley 5th edition, ISBN-10 :<br />

047097981X.<br />

l<br />

54


<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />

Characterization <strong>of</strong> the long-term behavior <strong>of</strong> 600/620 °C turbine materials<br />

Characterization <strong>of</strong> the<br />

long-term behavior <strong>of</strong><br />

600/620 °C turbine materials<br />

Johanna Marie Haan, Torsten-Ulf Kern, Yang Wang, Christian Kontermann,<br />

Florian Kauffmann <strong>and</strong> Sabine Polenz<br />

Kurzfassung<br />

Charakterisierung des Langzeitverhaltens<br />

von 600/620°C-Turbinenwerkst<strong>of</strong>fen<br />

Basierend auf den Erfahrungen des europäischen<br />

COST-F&E-Programms werden seit 2005<br />

großtechnische Turbinenkomponenten gefertigt<br />

und in Kraftwerken eingesetzt. Durch In-Service-<br />

Untersuchungen der eingesetzten <strong>for</strong>tschrittlichen<br />

9-10Cr kriechfesten Stähle CB2, FB2 und<br />

COST E im Rahmen von <strong>VGB</strong>-Forschungsprojekten<br />

wurde das Wissen zu diesen Werkst<strong>of</strong>fen<br />

kontinuierlich erweitert: Kriechversuche bei<br />

niedrigen, betriebsrelevanten Spannungen und<br />

Laufzeiten von mehr als 80.000 Stunden bestätigen<br />

die Langzeitstabilität der entsprechenden<br />

Gefügeeigenschaften (Subkornstruktur und<br />

Ausscheidungsverhalten) sowie der zugehörigen<br />

Kriechfestigkeit. Für alle drei Werkst<strong>of</strong>fe wurden<br />

die auf den COST-Testschmelzen und Demonstrationskomponenten<br />

basierenden Zeitst<strong>and</strong>festigkeitsextrapolationen<br />

durch die laufenden<br />

Tests bestätigt oder übertr<strong>of</strong>fen.<br />

Darüber hinaus konnten LCF-Tests mit Haltezeit<br />

die Eignung der Werkst<strong>of</strong>fe in Bezug auf die<br />

veränderten An<strong>for</strong>derungen durch flexiblen<br />

Kraftwerksbetrieb und höhere Betriebstemperaturen<br />

nachweisen. Es wurden auch Vergleiche<br />

hinsichtlich des Ver<strong>for</strong>mungs- und Ermüdungsverhaltens<br />

im Vergleich zu derzeit etablierten<br />

Werkst<strong>of</strong>fen und deren Einsatztemperaturgrenzen<br />

durchgeführt.<br />

Zusammenfassend wird bestätigt, dass mit der<br />

Entwicklung <strong>for</strong>tschrittlicher 9-10Cr-Stähle<br />

drei zuverlässige Werkst<strong>of</strong>fe entst<strong>and</strong>en sind,<br />

die ein stabiles Legierungskonzept für den<br />

Kraftwerkseinsatz bei 600 bis 620 °C bilden. l<br />

Authors<br />

Dr.-Ing. Torsten-Ulf Kern<br />

Dr.-Ing. Johanna Marie Haan<br />

Siemens Energy AG<br />

Mülheim, Germany<br />

Dr.-Ing. Yang Wang<br />

Dr.-Ing. Christian Kontermann<br />

MPA-IfW Technische Universität Darmstadt<br />

Darmstadt, Germany<br />

Dr. rer. nat. Florian Kauffmann<br />

MPA Universität Stuttgart<br />

Stuttgart, Germany<br />

Sabine Polenz<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />

Essen, Germany<br />

Based on the experience gained during the<br />

European COST R&D program, large-scale<br />

turbine components have been manufactured<br />

<strong>and</strong> are in use in power plants since<br />

2005. Through in-service investigations <strong>of</strong><br />

the applied advanced 9-10Cr creep resistant<br />

steels CB2, FB2 <strong>and</strong> COST E as part <strong>of</strong> <strong>VGB</strong><br />

research projects, the knowledge about these<br />

materials has been continuously increased:<br />

Creep tests at low, operationally relevant<br />

stresses, <strong>and</strong> running times <strong>of</strong> more than<br />

80,000 hours confirm the long-term stability<br />

<strong>of</strong> the corresponding microstructural features<br />

(sub-grain structure <strong>and</strong> precipitation<br />

behavior) as well as the associated creep<br />

strength. For all three materials, the creep<br />

strength extrapolations based on the COST<br />

test melts <strong>and</strong> demonstration parts were confirmed<br />

or exceeded by the ongoing tests.<br />

In addition, LCF tests with holding time were<br />

able to provide evidence <strong>of</strong> the functionality<br />

<strong>of</strong> the materials in relation to the changed<br />

requirements by flexible power plant operation<br />

<strong>and</strong> higher operating temperatures.<br />

Comparisons were also made regarding the<br />

de<strong>for</strong>mation <strong>and</strong> fatigue behavior compared<br />

to currently established materials <strong>and</strong> their<br />

application temperature limits.<br />

In summary, it is confirmed that the development<br />

<strong>of</strong> advanced 9-10Cr steels has produced<br />

three reliable materials that <strong>for</strong>m a stable alloy<br />

concept <strong>for</strong> 600 to 620 °C power plant application.<br />

1. Introduction<br />

New martensitic steel alloys <strong>for</strong> use at<br />

600 °C (e.g. COST E) have been developed<br />

as part <strong>of</strong> the European joint project<br />

COST501, <strong>and</strong> since been successfully operated<br />

in power plants. In the follow-up<br />

projects COST522 [1] <strong>and</strong> COST536 [2],<br />

these materials have been further improved<br />

<strong>and</strong> optimized with regard to the<br />

alloying elements C-Cr-Mo-Ni-V-N as well<br />

as adding approx. 1% Co <strong>and</strong> 100 ppm boron<br />

enabling an usage <strong>of</strong> these materials up<br />

to 620 °C. The abbreviated designations <strong>of</strong><br />

these COST steels are FB2 (<strong>for</strong>ging material)<br />

<strong>and</strong> CB2 (cast material) with -B2 as<br />

the nomenclature <strong>of</strong> the experimental<br />

melt. Based on the experience gained in<br />

the COST investigations, large-scale turbine<br />

components have been manufactured<br />

<strong>and</strong> used in power plants [3, 4, 5, 6].<br />

One major aspect <strong>of</strong> the <strong>VGB</strong> 389 research<br />

project, which is briefly summarized within<br />

this article, was the determination <strong>of</strong><br />

long-term creep behavior <strong>of</strong> different boron-containing<br />

components <strong>of</strong> power<br />

plants to confirm the established scatter<br />

b<strong>and</strong>s. Microstructural investigations have<br />

been carried out on these creep specimens<br />

to enable statements on creep life <strong>and</strong> derive<br />

concepts <strong>for</strong> lifetime assessment <strong>of</strong> real<br />

components in power plant operation. In<br />

addition to continuous loading (creep behavior),<br />

changes in the electricity market<br />

lead to increased importance <strong>of</strong> cyclic loading<br />

conditions. To describe these effects, it<br />

is important to determine the cyclic behavior<br />

<strong>of</strong> the materials by means <strong>of</strong> strain controlled<br />

fatigue testing (LCF tests with <strong>and</strong><br />

without holding time).<br />

2. Materials <strong>and</strong> methods<br />

2.1 Materials<br />

The chemical composition <strong>of</strong> the X12Cr-<br />

MoWVNbN10-1-1 (COST E) <strong>and</strong> FB2 rotor<br />

modules investigated within <strong>VGB</strong>389<br />

corresponds to that <strong>of</strong> the pilot rotors developed<br />

within COST, see Ta b l e 1 <strong>and</strong><br />

Ta b l e 2 . In the FB2 melts, the boron <strong>and</strong><br />

nitrogen content, have received a slight<br />

modification due to increased experience:<br />

the boron content tends to be slightly higher,<br />

<strong>and</strong> the nitrogen content partly lower<br />

compared to the pilot rotor. The three<br />

COST E rotors were produced using electro-slag<br />

remelting (ESR), since the tungsten<br />

makes the material more prone to segregation<br />

<strong>and</strong> generally improves homogeneity<br />

<strong>and</strong> ingot utilization. The same<br />

procedure has also proven successful <strong>for</strong><br />

the pilot rotor made in COST501. The<br />

batches <strong>of</strong> FB2 rotors, except <strong>for</strong> the VRA<br />

15 rotor, were also produced using ESR.<br />

The VRA 15 rotor was melted in an electric<br />

arc furnace followed by vacuum treatment<br />

using the VOD process. The weight <strong>of</strong> the<br />

melts <strong>and</strong> <strong>for</strong>ging blocks covered a wide<br />

range (up to 175 t ingot), <strong>and</strong> the maximum<br />

<strong>for</strong>ging diameter <strong>of</strong> the rotors ranges<br />

from 1,020 to 1,200 mm. After the <strong>for</strong>ging<br />

55


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

Tab. 1. Chemical composition <strong>of</strong> the investigated rotors made out <strong>of</strong> X12CrMoWVNbN10-1-1<br />

(COST E) – in comparison with the COST501 pilot rotor from Saarschmiede<br />

(mass fractions in %).<br />

Symbol C Si Mn Cr Mo W Ni V Nb N Al<br />

Pilot Rotor<br />

COST E<br />

(COST 501)<br />

VRS 11<br />

VRS 12<br />

VRS 13<br />

.12 .10 .45 10.39 1.06 .81 .74 .18 .045 .052 .008<br />

.12<br />

.12<br />

.12<br />

.07<br />

.05<br />

.06<br />

.42<br />

.43<br />

.42<br />

10.50<br />

10.50<br />

10.50<br />

process, the components were heat treated<br />

to install a martensitic microstructure.<br />

The chemical composition <strong>of</strong> the valve casings<br />

is shown in Ta b l e 3 . The data <strong>for</strong> the<br />

CB2P pilot valve from the COST522 research<br />

project are also listed as comparison.<br />

A total <strong>of</strong> four turbine valves made <strong>of</strong><br />

the cast steel CB2 were investigated. In<br />

terms <strong>of</strong> chemical composition, the cast<br />

steel CB2 is similar to the <strong>for</strong>ged variant<br />

FB2. The main alloying elements <strong>of</strong> the<br />

castings largely match those <strong>of</strong> the pilot<br />

valve CB2P from COST522 <strong>and</strong> correspond<br />

to the further developed specifications.<br />

The casings were melted in an electric arc<br />

furnace followed by vacuum treatment using<br />

the VOD process. After casting, the<br />

components were heat treated (quenching,<br />

tempering <strong>and</strong> multiple annealing) to martensitic<br />

microstructure.<br />

2.2 Experimental procedure<br />

The creep tests were carried out at the<br />

Chair <strong>and</strong> Institute <strong>for</strong> Materials Technology<br />

at the Technical University <strong>of</strong> Darmstadt<br />

(Institut für Werkst<strong>of</strong>fkunde, IfW)<br />

according to DIN EN ISO 204 with interrupted<br />

strain measurement in multisample<br />

testing machines. The tests have been interrupted<br />

after running times <strong>of</strong> 100, 250,<br />

500, 1,000, 2,500, 5,000 h <strong>and</strong> every<br />

5,000 h up to 40,000 h, above that every<br />

10,000 h.<br />

1.07<br />

1.06<br />

1.08<br />

.97<br />

.97<br />

.98<br />

.79<br />

.79<br />

.80<br />

.16<br />

.16<br />

.16<br />

.049<br />

.051<br />

.053<br />

.057<br />

.050<br />

.049<br />

Tab. 2. Chemical composition <strong>of</strong> the investigated rotors made out <strong>of</strong> X13CrMoCoVNbNB-9-2-1<br />

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

(mass fractions in %).<br />

Symbol C Si Mn Cr Mo Co Ni V Nb N B Al<br />

Pilot Rotor<br />

FB2RBA<br />

(COST536)<br />

VRA 11<br />

VRA 13<br />

VRA 14<br />

VRA 15<br />

VRA 16<br />

VRA 19<br />

VRA 20<br />

.008<br />

.008<br />

.007<br />

.13 .09 .33 9.08 1.43 1.26 .16 .22 .054 .022 .0075 .011<br />

.13<br />

.14<br />

.14<br />

.13<br />

.14<br />

.13<br />

.13<br />

.14<br />

.09<br />

.09<br />

.08<br />

.08<br />

.08<br />

.08<br />

.31<br />

.34<br />

.34<br />

.37<br />

.32<br />

.34<br />

.34<br />

9.13<br />

9.26<br />

9.26<br />

9.12<br />

9.22<br />

9.28<br />

9.28<br />

1.57<br />

1.50<br />

1.49<br />

1.41<br />

1.52<br />

1.47<br />

1.47<br />

1.27<br />

1.29<br />

1.29<br />

1.21<br />

1.29<br />

1.29<br />

1.29<br />

.13<br />

.15<br />

.15<br />

.13<br />

.14<br />

.14&l