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VGB POWERTECH 8 (2021) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 8 (2021). Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us! VGB Congress 2021. Digitisation.

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 8 (2021).
Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us!
VGB Congress 2021. Digitisation.

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International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

8 2021

Focus

VGB Congress 2021

• Digitisation

VGB Congress 2021 | 100 PLUS

Role of renewable

energies in global

electricity generation

ESSEN | GERMANY | 22-23 SEPTEMBER 2021

Secure digitalisation

in the energy generation

value chain

Modern turboset

diagnostics for

turbines of all

power classes

Operational

optimisation of

a thermal waste

treatment plant

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

vgbe congress2021 cover-ohne PTcover.indd 1 08.09.2021 14:57:

ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition


vgbe congress2021 cover-ohne-ohne.indd 1 09.09.2021 13:36:32

VGB PowerTech 8 l 2021

Editorial

be!

Dear ladies,

dear gentlemen,

VGB Congress 2021 | 100 PLUS This year’s VGB Congress*

on 22 and 23 September

ESSEN | GERMANY | 22-23 SEPTEMBER 2021

2021 in the Grand Hall

Zollverein, Essen, will focus

on the current and future

challenges associated

with the transformation of

energy supply towards a

low-carbon supply. On the

plenary day, for example,

the role of hydrogen – currently

a widely discussed

topic – will be addressed

in the panel discussion with Prof. Dr.-Ing. Harald Bradke,

Dr. Cord Landsmann, Thomas Bürgler and Dr. Sopna Sury.

We are particularly pleased to have won Professor Dr. Ernst

Ulrich von Weizsäcker, a renowned speaker, for the keynote

speech. He will speak on the question “Come on! What we

need to change to stay!”. In the technical part of the congress,

we will focus on the technical aspects of the challenges:

system, flexibility, renewables, decarbonisation,

security of supply and digitalisation.

These are manifold challenges that are not only facing the

energy industry with electricity and heat generation, but

also all sectors and areas of industry, transport and public

and private life.

In its White Paper – published on the occasion of the anniversary

of the technical association in the context of the online

event “100 Years VGB” in 2020 – VGB had shown which

fields of action are important in this context for the design

of the energy system of the future and what contribution

VGB can and will make to this.

The White Paper** “Being Part of the Future Energy System”

presents eight strategic fields of action with which the

implementation of a sustainable, environmentally friendly,

economic and secure energy supply is possible:

(1) Further share increase of renewable energy.

(2) Strengthening of flexibility in the energy system.

(3) Security of supply at any time and thus meeting energy

demand of all consumers through dispatchable generation

or energy storage.

(4) Recognition of the key function of sector coupling and

exploitation of the potentials resulting from connecting

technology and processes.

(5) Affordability of energy supply, leading to socio-economic

benefits.

(6) Establishment of reliable framework conditions that

provide incentives for sustainable, environmentally

friendly, economic and secure energy supply.

(7) Use of digitalization as a technological enabler for the

future energy system.

(8) Development and expansion of modern energy infrastructure

as the foundation of an increasingly decentralized

energy system.

In a demanding time, with diverse and especially technical

challenges for our member companies, we want to support

these topics as an independent platform, network and competence

centre.

In doing so, VGB does not only want to point out challenges,

but actively shape the technical options for an environmentally

friendly, safe and economic energy production.

This also means innovation, change, improvement, creating

connections and taking responsibility.

In the years since VGB was founded in 1920, many things

have changed, in the companies, among our members, in

society, in the media, in communication. Many things have

become faster, some more concise and also – in a figurative

sense – more colourful, more diverse.

VGB takes up this challenge and transmits it with a clear

active “be”!

be energised, be inspired, be connected, be informed are

four guiding principles and also promises for the future on

the part of VGB.

But being active also lives on communication, for example

within VGB via the digital platform “eNet” and externally

via website, newsletter, technical journal, rules and regulations

and others.

At the VGB Congress in Essen 2021, we will also present

how we want to visually move into the future – be curious

and let us surprise you “be!

Your VGB-Team

* www.vgb.org/en/kongress_2021.html

** www.vgb.org/en/white_paper_energy_system.html

1


vgbe congress2021 cover-ohne-ohne.indd 1 09.09.2021 13:36:32

Editorial VGB PowerTech 8 l 2021

be!

VGB Congress 2021 | 100 PLUS

Liebe Leserinnen

und Leser,

der diesjährige VGB-Kongress*

am 22. und 23. Sep-

ESSEN | GERMANY | 22-23 SEPTEMBER 2021

tember 2021 in der Grand

Hall Zollverein, Essen,

wird ganz im Zeichen der

aktuellen und zukünftigen

Herausforderungen stehen,

die mit dem Wandel

der Energieversorgung hin

zu einer kohlenstoffarmen

Versorgung verbunden

sind. Am Plenartag wird

so unter anderem die Rolle von Wasserstoff – derzeit breit

behandeltes Thema – in der Paneldiskussion mit Professor

Dr.-Ing. Harald Bradke, Dr. Cord Landsmann, Thomas Bürgler

und Dr. Sopna Sury aufgegriffen. Besonders freuen wir

uns, mit Professor Dr. Ernst Ulrich von Weizsäcker einen

renommierten Redner für die Keynote Speech gewonnen

zu haben. Sprechen wird er zur Frage „Come on! Was wir

ändern müssen, um zu bleiben!“. Im Fachteil des Kongresses

werden wir den Blick auf die technischen Aspekte der Herausforderungen

lenken: System, Flexibilität; Erneuerbare,

Dekarbonisierung, Versorgungssicherheit und Digitalisierung

stehen dabei im Fokus.

Es sind vielfältige Herausforderungen, die nicht nur für die

Energiewirtschaft mit der Strom- und Wärmeerzeugung

anstehen sondern auch für alle Sektoren und Bereiche von

Industrie, Verkehr und öffentlichem und privatem Leben.

VGB hatte dazu in seinem White Paper – veröffentlicht anlässlich

des Jubiläums des technischen Verbandes im Rahmen

der Onlineveranstaltung „100 Jahre VGB“ in 2020 –

aufgezeigt, welche Handlungsfelder in diesem Zusammenhang

für die Gestaltung des Energiesystems der Zukunft

wichtig sind und welchen Beitrag der VGB dazu leisten

kann und wird.

Das White Paper** „Being Part of the Future Energy System“

stellt acht strategische Handlungsfelder vor, mit denen die

Umsetzung einer nachhaltigen, umweltfreundlichen, wirtschaftlichen

und sicheren Energieversorgung möglich ist:

(1) Ausbau der erneuerbaren Energien

(2) Stärkung der Flexibilität im Energiesystem

(3) Gewährleistung der Versorgungssicherheit zu jeder

Zeit und damit Deckung des Energiebedarfs

aller Verbraucher durch regelbare Erzeugung oder

Energiespeicherung

(4) Anerkennung der Schlüsselfunktion der Sektorkopplung

und Nutzung der sich durch Technologie-

und Prozessvernetzung ergebenden Potenziale

(5) Umsetzung einer bezahlbaren Energieversorgung,

die sozioökonomische Vorteile generiert

(6) Schaffung verlässlicher Rahmenbedingungen, die

Anreize für eine nachhaltige, umweltfreundliche,

wirtschaftliche und sichere Energieversorgung bieten

(7) Nutzung der Digitalisierung als technologischer

Wegbereiter für das Energiesystem der Zukunft

(8) Entwicklung und Ausbau einer modernen Energieinfrastruktur

als Fundament eines zunehmend

dezentralen Energiesystems

In einer anspruchsvollen Zeit, mit vielfältigen und gerade

technischen Herausforderungen für unsere Mitgliedsunternehmen,

wollen wir bei diesen Themen als unabhängige

Plattform, Netzwerk und Kompetenzzentrum unterstützen.

Dabei will der VGB nicht nur Herausforderungen aufzeigen,

sondern aktiv die technischen Optionen für eine umweltfreundliche,

sichere und wirtschaftliche Energieerzeugung

mitgestalten.

Dies bedeutet auch Innovation, Veränderung, Verbesserung,

schaffen von Verbindungen und das Übernehmen von

Verantwortung.

Dabei hat sich in den Jahren seit Gründung des VGB im Jahr

1920 Vieles verändert, in den Unternehmen, bei unseren

Mitgliedern, in Gesellschaft, den Medien, der Kommunikation.

Vieles ist dabei schneller geworden, einiges prägnanter

und auch – im übertragenen Sinne – bunter, farbenfroher,

vielfältiger.

VGB nimmt diese Herausforderung auf und überträgt diese

mit einem deutlichen aktiven „be“ – „sei“!

be energized, be inspired, be connected, be informed sind

dabei vier Leitgedanken aber auch Versprechen an die Zukunft

seitens des VGB.

Aktiv sein lebt aber auch von Kommunikation, so innerhalb

des VGB über zum Beispiel die digitale Plattform des „eNet“

und nach außen über Webseite, Newsletter, Fachzeitschrift,

Regelwerk und weiteres.

Wie wir auch optisch in die Zukunft gehen möchten, werden

wir unter anderem auf dem VGB-Kongress in Essen

2021 präsentieren – seien Sie gespannt und lassen sich

überraschen „be!“.

Ihr VGB-Team

* www.vgb.org/kongress_2021.html

** www.vgb.org/white_paper_energy_system.html

2


Als zukunftsorientierter Energie- und Wasserdienstleister arbeiten wir mit Engagement und Leidenschaft daran, innovative

Produkte und Dienstleistungen für die Energie- und Trinkwasserversorgung von morgen zu entwickeln. Wir sind Menschen

mit Energie und begeistern uns für das, was wir tun. Wie können wir unseren Kunden das Leben so angenehm wie möglich

machen? Diese Frage treibt uns täglich an. Dafür geben mehr als 3.000 Kolleginnen und Kollegen Tag für Tag ihr Bestes

und haben eins immer fest im Blick: Unsere Mission, auch in Zukunft das führende Energie- und Wasserversorgungsunternehmen

der rheinischen Region zu sein.

Innerhalb unserer Hauptabteilung Kraftwerke besetzen wir für die RheinEnergie am Standort Köln zum 1. Januar 2022

die Stelle als

Gruppenleiter Elektro- und Leittechnik (m/w/d)

Aufgaben:

Leiten der Gruppe Elektro- und Leittechnik (fachlich und disziplinarisch)

Wartung, Instandhaltung und Störungsbeseitigung an den elektro- und leittechnischen Einrichtungen

der Kraftwerksanlagen (Hardware, Software, Netzwerke)

Durchführung von umfangreichen Retrofit-Maßnahmen der GuD-Anlage

Sicherstellen des ordnungsgemäßen technischen Zustandes der Anlagen und der technischen Anlagendokumentation

Planen und Durchführen von Revisionen (Elektro-/Leittechnik) mit eigenem Personal und mit Fremdfirmenunterstützung

Entwickeln und Umsetzen von Optimierungsmaßnahmen

Sicherstellen der IT-Sicherheit an den Prozessleitsystemen

Budgetplanung und -überwachung

Teilnahme am Rufbereitschafts-Leitungsdienst

Profil:

Diplom-/Master-Abschluss (Elektrotechnik, Automatisierungstechnik, Energietechnik oder vergleichbar)

Erfahrungen in einer Führungsposition

mehrjährige kraftwerksspezifische Berufspraxis in Instandhaltung oder Betrieb

vertiefte Kenntnisse in kraftwerkstypischen Automatisierungssystemen und in der Kraftwerkselektrotechnik

Kenntnisse der einschlägigen Gesetze und technischen Regelwerke/Normen

Erfahrung und Geschick in der Mitarbeiterführung

Teamfähigkeit, Kommunikationsstärke, Konfliktfähigkeit

Verhandlungsgeschick, Durchsetzungsvermögen und Eigeninitiative

Erwünscht

Erfahrung in der Projektarbeit

gute Vernetzung in der Kraftwerksbranche (Betreiber, Hersteller)

Erfahrungen bei der Nutzung von Instandhaltungsmanagementsystemen

gute Englischkenntnisse

Als Arbeitgeber bieten wir Ihnen abwechslungsreiche und verantwortungsvolle Tätigkeiten, eine leistungsorientierte

Vergütung, hervorragende Sozialleistungen sowie ein attraktives berufliches Umfeld mit Entwicklungsmöglichkeiten.

Weitere Details finden Sie unter www.rheinenergie.com/de/karriere/.

Wir entwickeln uns gemeinsam weiter! Bei uns stehen Menschen im Vordergrund. Vom Mitarbeitergespräch bis zur

vielfältigen Weiterbildung unterstützen wir unsere Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter auf ihrem beruflichen Lebensweg.

Bitte bewerben Sie sich ausschließlich online und fügen Ihrer Bewerbung Ihren Lebenslauf, ein Anschreiben

und Zeugnisse bei.

Haben wir Ihr Interesse geweckt?

Auf Ihre Bewerbung freut sich Michael Kehlenbach, der Ihnen unter der Rufnummer 0221 178-3479 gerne

zur Verfügung steht.


Contents VGB PowerTech 8 l 2021

VGB Congress 2021 | VGB100 PLUS

| 22 and 23 September 2021

Grand Hall Zollverein

Essen, Germany

• Key note: Come on! What we need to change to survive!

by Prof. Dr. Ernst Ulrich von Weizsäcker

• Recent and interesting information on energy supply.

• Future challenges and their solutions.

• Benefit from expertise and

exchange with the community.

| Programme out now.

Registration open.

International Journal for Generation

and Storage of Electricity and Heat 8 l 2021

be!

be

VGB Team 1

Abstracts/Kurzfassungen6

Members‘ News 8

Role of renewable energies in global electricity generation

Rolle der erneuerbaren Energien in der weltweiten Stromerzeugung

Hans-Wilhelm Schiffer 36

Digital Twin delivers scalable benefits

Skalierbarer Nutzen aus dem digitalen Zwilling

Thomas D. Dabrowa 44

Secure digitalisation in the energy generation value chain

Sicher digitalisieren in der Wertschöpfungskette der Energieerzeugung

Annegrit Seyerlein-Klug 47

Modern turboset diagnostics for turbines of all power classes

„Black Box Turbine?“ – Oder moderne Turbosatzdiagnose

für Turbinen aller Leistungsklassen

Clemens Bueren 50

Simulation and modelling as the foundation of the

digitalisation strategy - A contribution to the operational

optimisation of a thermal waste treatment plant

Simulation und Modellierung als Fundament der

Digitalisierungsstrategie – Ein Beitrag zur betrieblichen

Optimierung einer thermischen Abfallbehandlungsanlage

Martin Zwiellehner, Franz Dannerbeck, Mike Sinnreich

and Ragnar Warnecke 59

How to save connected shell-and-tube heat exchangers

with economic effort and low ecological consequences?

Zugesetzte Rohrbündelwärme übertrager mit wirtschaftlichem

Aufwand und geringen ökologischen Folgen retten – Wie?

Hans-Jürgen Kastner 66

For the future of the gas turbine

Für die Zukunft der Gasturbine

Ulf Möhrke 70

Hydrogen production from coal

Wasserstoffproduktion aus Kohle

Greg Kelsall 72

4


VGB PowerTech 8 l 2021

Contents

For more information please contact us:

| Participation

Ines Moors

Tel.: +49 201 8128-274

E-mail: vgb-congress@vgb.org

Technical Exhibition and Sponsoring

| Angela Langen

Tel.: +49 201 8128-310

E-mail: angela.langen@vgb.org

VGB Congress 2021 | 100 PLUS

ESSEN | GERMANY | 22-23 SEPTEMBER 2021

LL

www.vgb.org

vgbe congress2021 cover-ohne PTcover.indd 1 08.09.2021 14:57:38

Hydropower is the forgotten giant of low-carbon electricity

Wasserkraft ist der vergessene Riese

der kohlenstoffarmen Stromversorgung

International Energy Agency – IEA 75

VGB 100 Years PLUS: 90 Years VGBVGB Congress 2010

Gerd Jäger 83

Operating results 87

VGB News 92

Personalien92

Inserentenverzeichnis94

Events95

Imprint96

Preview VGB PowerTech 9|2021 96

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

volumes, are available for free download at

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

Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020

der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:

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

VGB POWERTECH online

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

free online service at YUMPU. Read VGB POWERTECH at

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

VGB POWERTECH online

Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona

Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.

Lesen Sie die VGB POWERTECH online unter

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

5


Abstracts VGB PowerTech 8 l 2021

Role of renewable energies in global

electricity generation

Hans-Wilhelm Schiffer

The transformation of the global energy supply

is taking place above all in the accelerated dynamics

in the expansion of renewable energies

for power generation. The global capacity of

power generation plants based on solar, wind,

hydropower, bioenergy, geothermal and ocean

energy has more than doubled by the end of

2020 compared to the end of 2010 – favoured by

government subsidies and a strong cost degression

and has almost quadrupled compared to

the level at the end of 2000. From 2000 to 2010,

electricity generation based on hydropower,

wind, solar and bioenergy as well as ocean energy

and geothermal energy increased by 46 %.

In the decade 2010 to 2020, the increase was

77 %. The annual average growth of 5.9 % in the

last ten years was thus significantly higher than

in the previous ten years, in which the amount

of electricity generated from renewable energies

increased by 3.9 % per year. In 2020, the

share of renewable energies in global electricity

generation reached a new record level of 27.8 %.

This means that renewable energies are now

the second most important source of energy for

power supply – behind coal.

Digital Twin delivers scalable benefits

Thomas D. Dabrowa

Energy plant operators can glean sustainable

benefits from digitalization. In order to render

the energy supply as efficient as possible, it is

necessary to correlate reliable data regarding

the production process, the plant and the

relevant boundary conditions. However, the

required information is either stored in various

locations or is in the form of unusable dark

data. This information needs to be made accessible,

integrated, contextualized and visualized.

It is precisely such data transparency that the

PlantSight software solution offers, enabling a

cloud-based digital twin to be generated and

continuously updated. This solution brings together

characteristic plant data and real-time

operating data, identifies correlations, and thus

enables sound decisions to be made based on a

“single source of truth”.

Secure digitalisation in the energy

generation value chain

Annegrit Seyerlein-Klug

The structures and the value chain in the energy

industry will change as a result of digitalization

and offer many new opportunities. The core

element is the wide range of data generated at

the various plants and passed on for processing.

The highest level of security must be taken into

account, as new risks arise with increasing digitization.

One digitization component that has a

lot of expectations is edge computing. Monitoring

and control of different types of equipment

in local substations, power plants, substations,

etc. via protocols such as IEC 60870-5-104 or

IEC 61850 can be done via an edge-computing

component. In this case, the data is processed

within the edge-computing component and

passed on to control systems - and this is protected

by a wide range of security functions.

Both should go hand in hand. secunet offers a

multifunctional edge computing solution and

presents the security functions.

Modern turboset diagnostics

for turbines of all power classes

Clemens Bueren

To know the condition of the rotating plant

components at all times and to detect faults in

the operation of turbines, gearboxes and generators

at an early stage is the task of turboset

diagnostics. It is this knowledge that is the key

to success in minimising maintenance costs

and at the same time ensuring high availability

of the machines. Today, automatically calculating

the data from the vibration diagnosis

with the process conditions is not a problem

from a technical point of view. For example,

the STUDIS-SE turbine diagnosis system provides

simple, transparent reports for daily use

in power plants, but also special evaluations for

detailed analyses. Today, such further developments

also offer plants in the low power range

and power plants with a limited operating time

perspective the possibility to monitor their

plants economically and to plan operation and

revisions better. The condition of the rotating

machine can be displayed transparently at any

time and monitored with regard to deviations

from the normal condition.

Simulation and modelling as the foundation

of the digitalisation strategy - A contribution

to the operational optimisation of a thermal

waste treatment plant

Martin Zwiellehner, Franz Dannerbeck, Mike

Sinnreich and Ragnar Warnecke

As an in-house operation of the Saale-Orla

Waste Management Association (ZASO), the

Schwarza Thermal Recycling Plant (TVS) was

built in 2007 and has been in operation since

then. During the years of operation, the plant

technology was continuously optimised by the

plant management. However, the situation described

also brings with it problems of an organisational

nature. Accordingly, it cannot be ruled

out that an employee does not have to start or

shut down the plant for several years, restart it

after a system failure or master a relevant incident.

An optimal solution for TVS Schwarza in

every respect was found in a (real-time) simulation

of the existing system. This enables a virtual

training environment to be created for the

training of plant operators, which is based on

the “original” operating screens and automation

programs. In further consequence the combination

of a combustion model with the simulation

routines made it possible for the first time

to realistically create a Digital Twin of a thermal

waste treatment plant. With the current installation

of the simulation in the TVS, it is becoming

clear that system operators are increasingly

becoming more secure with regard to the manual

interventions to be carried out when dealing

with critical operating states of the system and

when dealing with incidents.

How to save connected shell-and-tube heat

exchangers with economic effort and low

ecological consequences?

Hans-Jürgen Kastner

The current challenges of making industrial

processes economical and reliable also affect

the function of system parts if they are important

for the function of systems. This is especially

true for heat exchangers when there is a high

tendency to fouling. After an intelligent evaluation

of digitally available data, a metrologically

determined course of soiling allows the best

cleaning time to be determined. The evaluation

of the data from the measurement of the success

of a cleaning makes it possible to estimate the

point in time of a necessary renewed cleaning

and, if the cleaning is unsuccessful, gives reason

to look for an alternative cleaning method.

For the future of the gas turbine

Ulf Möhrke

G+H Schallschutz developed and built a compact

exhaust system for a test stand at the German

Aerospace Centre in Cologne. With the

high-pressure combustion chamber test stand

2 (HBK2), the German Aerospace Centre (DLR)

is conducting research on low-emission gas turbines.

Due to the steadily increasing demands

on the existing exhaust system, a renewal became

necessary in order to withstand future

loads in validation work for next-generation

combustion chamber technology. In 2019, G+H

Schallschutz took on the task of developing a

new exhaust system consisting of a horizontal

exhaust duct and stack with silencer. In addition

to the tight time frame, the greatest challenges

were the structural and operational framework

conditions.

Hydrogen production from coal

Greg Kelsall

The total global hydrogen demand in 2018 was

around 115 MtH 2 /y, which was produced almost

from fossil fuels. This was used primarily

as feedstock in the refinery and chemicals industries,

with coal accounting for around 27 %

of the hydrogen supply. The global demand for

hydrogen is forecast to increase to perhaps as

high as 650 MtH2/y, representing around 14 %

of the expected world total energy demand in

2050. Low-carbon hydrogen production from

coal gasification with carbon capture, utilisation

and storage (CCUS) and natural gas steam

methane reforming (SMR) with CCUS are lower

cost than low-carbon hydrogen based on water

electrolysis, typically by a factor of approaching

three. Near-term actions are required to

overcome barriers and reduce costs to increase

the uptake of low-carbon hydrogen from any

source, including fossil fuel with CCUS, nuclear,

geothermal and renewables. This includes policy

actions to send positive long-term signals to

potential investors, stimulate demand for clean

hydrogen in existing and new markets, reduce

investor risk and develop business models, set

the agenda for technology research and development

(R&D), demonstration, large-scale first

of a kind deployment and finally to support the

establishment of a regulatory framework.

Hydropower is the forgotten

giant of low-carbon electricity

International Energy Agency – IEA

Hydropower is the backbone of low-carbon

electricity generation, providing almost half of

it worldwide today. Hydropower’s contribution

is 55 % higher than nuclear’s and larger than

that of all other renewables combined, including

wind, solar PV, bioenergy and geothermal.

In 2020, hydropower supplied one sixth of

global electricity generation, the third-largest

source after coal and natural gas. Over the last

20 years, hydropower’s total capacity rose 70 %

globally, but its share of total generation stayed

stable due to the growth of wind, solar PV, coal

and natural gas.

6


VGB PowerTech 8 l 2021

Kurzfassungen

Rolle der erneuerbaren Energien in der

weltweiten Stromerzeugung

Hans-Wilhelm Schiffer

Die Transformation der globalen Energieversorgung

findet vor allem in der beschleunigten

Dynamik beim Ausbau erneuerbarer Energien

zur Stromerzeugung statt. Die weltweite Kapazität

der Stromerzeugungsanlagen auf Basis von

Sonne, Wind, Wasserkraft, Bioenergie, Geothermie

und Meeresenergie hat sich bis Ende 2020

– begünstigt durch staatliche Förderung und

eine starke Kostendegression – gegenüber Ende

2010 mehr als verdoppelt und im Vergleich zum

Stand Ende 2000 fast vervierfacht. Von 2000 bis

2010 war die Stromerzeugung auf Basis Wasserkraft,

Wind-, Solar-, Bio-Energie sowie Meeresenergie

und Geothermie um 46 % gestiegen. In

der Dekade 2010 bis 2020 betrug die Zunahme

77 %. Das jahresdurchschnittliche Wachstum

war damit in den letzten zehn Jahren mit 5,9 %

deutlich höher als in den zehn Jahren zuvor, in

denen die Stromerzeugungsmenge aus erneuerbaren

Energien um 3,9 % pro Jahr zugelegt hatte.

2020 hat der Anteil erneuerbarer Energien

an der globalen Stromerzeugungsmenge einen

neuen Rekordstand von 27,8 % erreicht. Damit

sind erneuerbare Energien inzwischen – hinter

Kohle – die zweitwichtigste Energiequelle zur

Stromversorgung.

Skalierbarer Nutzen aus

dem digitalen Zwilling

Thomas D. Dabrowa

Betreiber von Energieanlagen können von der

Digitalisierung nachhaltig profitieren. Um

die Energieversorgung möglichst effizient zu

gestalten, gilt es, zuverlässige Informationen

über den Produktionsprozess, die Anlage und

relevante Rahmenbedingungen miteinander in

Beziehung zu setzen. Die benötigten Daten befinden

sich jedoch in unterschiedlichen Quellen

oder sind als sogenannte Dark Data nicht nutzbar.

Sie müssen zugänglich gemacht, integriert,

kontextualisiert und visualisiert werden. Genau

diese Datentransparenz bietet die Softwarelösung

PlantSight, mit deren Unterstützung ein

digitaler Zwilling Cloud-basiert aufgebaut und

ständig aktuell gehalten werden kann. Sie führt

Anlagen-Kenndaten und Echtzeitdaten des Betriebs

zusammen, zeigt Zusammenhänge auf

und ermöglicht es so, fundierte Entscheidungen

auf Basis einer „single source of truth“ zu

treffen.

Sicher digitalisieren in der

Wertschöpfungskette der Energieerzeugung

Annegrit Seyerlein-Klug

Die Strukturen und die Wertschöpfungskette in

der Energiewirtschaft werden sich durch die Digitalisierung

verändern und viele neue Chancen

bieten. Kernelement sind die vielfältigen Daten,

die an den unterschiedlichen Anlagen erzeugt

und zur Verarbeitung weitergegeben werden.

Dabei muss die höchste Sicherheit berücksichtigt

werden, da neue Risiken mit der zunehmenden

Digitalisierung entstehen. Eine Digitalisierungskomponente,

in der viel Erwartungen

stecken, ist edge-computing. Das Monitoring

und die Steuerung von unterschiedlichen Anlagentypen

in Ortsnetzstationen, Kraftwerken,

Umspannwerken etc. über Protokolle wie IEC

60870–5–104 oder IEC 61850 kann über eine

edge-computing Komponente erfolgen. Dabei

werden die Daten innerhalb der edge-computing

Komponente verarbeiten und an Leistellensysteme

weitergeben – und das über vielfältige

Sicherheitsfunktionen abgesichert. Beides sollte

Hand in Hand gehen. secunet bietet eine multifunktionale

edge-computing Lösung und stellt

die Sicherheitsfunktionen vor.

„Black Box Turbine?“ –

Oder moderne Turbosatzdiagnose

für Turbinen aller Leistungsklassen

Clemens Bueren

Den Zustand der rotierenden Anlagenteile jederzeit

zu kennen und Fehler im Betrieb von Turbinen,

Getrieben und Generatoren frühzeitig zu

erkennen, ist Aufgabe der Turbosatzdiagnose.

Erst dieses Wissen ist der Schlüssel zum Erfolg,

um Instandsetzungskosten zu minimieren und

gleichzeitig eine hohe Verfügbarkeit der Maschinen

zu gewährleisten. Die Daten aus der

Schwingungsdiagnose mit den Prozessrandbedingungen

automatisch zu verrechnen, stellt

heute technisch kein Problem dar. Beispielsweise

liefert das Turbosatzdiagnosesysteme STU-

DIS-SE einfache transparente Darstellungen für

den Kraftwerksalltag, aber auch Spezialauswertungen

für detaillierte Analysen. Solche Weiterentwicklungen

bieten heute auch Anlagen im

niedrigen Leistungsbereich und Kraftwerken

mit einer begrenzten Laufzeitperspektive Möglichkeiten

ihre Anlagen wirtschaftlich zu überwachen

und Betrieb und Revisionen besser zu

planen. Der Zustand der rotierenden Maschine

kann jederzeit transparent dargestellt und hinsichtlich

Abweichungen vom Normalzustand

überwacht werden.

Simulation und Modellierung als Fundament

der Digitalisierungsstrategie – Ein Beitrag

zur betrieblichen Optimierung einer

thermischen Abfallbehandlungsanlage

Martin Zwiellehner, Franz Dannerbeck, Mike

Sinnreich und Ragnar Warnecke

Als Betrieb des Zweckverbandes Abfallwirtschaft

Saale-Orla (ZASO) wurde die Thermische

Verwertungsanlage Schwarza (TVS) im

Jahr 2007 errichtet und ist seitdem in Betrieb.

Im Laufe der Betriebsjahre wurde die Anlagentechnik

durch die Anlagenleitung kontinuierlich

optimiert. Dies bringt jedoch auch Probleme

organisatorischer Art mit sich. So ist nicht auszuschließen,

dass ein Mitarbeiter über mehrere

Jahre hinweg die Anlage nicht an- oder abfahren

muss, sie nach einem Systemausfall wieder in

Betrieb nimmt oder einen Störfall bewältig. Eine

für die TVS Schwarza in jeder Hinsicht optimale

Lösung wurde in einer (Echtzeit-)Simulation der

bestehenden Anlage gefunden. Damit kann eine

virtuelle Trainingsumgebung für die Ausbildung

der Anlagenbediener geschaffen werden, die

auf den „originalen“ Bedienbildern und Automatisierungsprogrammen

basiert. Weiterhin ist

es durch die Kombination eines Verbrennungsmodells

mit den Simulationsroutinen erstmals

gelungen, einen Digitalen Zwilling einer thermischen

Abfallbehandlungsanlage realitätsnah zu

erstellen. Mit der aktuellen Einrichtung der Simulation

in der TVS wird deutlich, dass die Anlagenbetreiber

zunehmend sicherer werden im

Hinblick auf die durchzuführenden manuellen

Eingriffe bei kritischen Betriebszuständen der

Anlage und bei der Behandlung von Störfällen.

Zugesetzte Rohrbündelwärme übertrager

mit wirtschaftlichem Aufwand und geringen

ökologischen Folgen retten – Wie?

Hans-Jürgen Kastner

Die aktuellen Herausforderungen industrielle

Prozesse wirtschaftlich und zuverlässig zu gestalten,

berührt auch die Funktion von Anlagenteilen,

wenn sie für die Funktion von Anlagen

bedeutsam sind. Das gilt besonders für Wärmeübertrager,

wenn eine hohe Verschmutzungstendenz

vorliegt. Ein messtechnisch festgestellter

Verschmutzungsverlauf erlaubt nach intelligenter

Auswertung digital vorliegender Daten,

den besten Reinigungszeitpunkt festzustellen.

Die Auswertung der Daten aus der Messung des

Erfolgs einer Reinigung erlaubt es den Zeitpunkt

einer notwendigen erneuten Reinigung abzuschätzen

und ergibt bei ungenügenden Reinigungserfolg

Veranlassung nach einer alternativen

Reinigungsmethode zu suchen.

Für die Zukunft der Gasturbine

Ulf Möhrke

G+H Schallschutz entwickelte und baute für

einen Prüfstand des Deutschen Zentrums für

Luft- und Raumfahrt in Köln ein kompaktes

Abgassystem. Mit dem Hochdruck-Brennkammer-Prüfstand

2 (HBK2) forscht das Deutsche

Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) an

schadstoffarmen Gasturbinen. Aufgrund der

stetig zunehmenden Anforderungen an das vorhandene

Abgassystem wurde eine Erneuerung

erforderlich, um den künftigen Belastungen in

Validierungsarbeiten für Brennkammertechnologie

der nächsten Generation standzuhalten.

G+H Schallschutz übernahm 2019 die Aufgabe,

ein neues Abgassystem zu entwickeln, bestehend

aus horizontalem Abgaskanal und Kamin

mit Schalldämpfer. Größte Herausforderungen

waren neben dem engen Zeitrahmen die baulichen

und betrieblichen Rahmenbedingungen.

Wasserstoffproduktion aus Kohle

Greg Kelsall

Der weltweite Gesamtbedarf an Wasserstoff

belief sich 2018 auf rund 115 MtH 2 /Jahr und

wurde fast ausschließlich aus fossilen Brennstoffen,

hergestellt. Prognosen zufolge wird

die weltweite Nachfrage nach Wasserstoff auf

bis zu 650 MtH 2 /Jahr ansteigen, was etwa 14 %

des für 2050 erwarteten weltweiten Gesamtenergiebedarfs

entspricht. Die kohlenstoffarme

Wasserstofferzeugung durch Kohlevergasung

mit Kohlenstoffabscheidung, -nutzung und

-speicherung (CCUS) und Erdgas-Dampf-Methan-Reformierung

(SMR) mit CCUS ist kostengünstiger

als kohlenstoffarmer Wasserstoff

auf der Grundlage der Wasserelektrolyse, und

zwar in der Regel um einen Faktor von annähernd

drei. Kurzfristige Maßnahmen sind

erforderlich, um Hindernisse zu überwinden

und die Kosten zu senken, um die Verbreitung

von kohlenstoffarmem Wasserstoff aus allen

Quellen, einschließlich fossiler Brennstoffe mit

CCUS, Kernkraft, Erdwärme und erneuerbaren

Energien, zu erhöhen. Dazu gehören politische

Maßnahmen, die positive langfristige Signale an

potenzielle Investoren aussenden, die Nachfrage

nach sauberem Wasserstoff auf bestehenden

und neuen Märkten ankurbeln, das Investorenrisiko

verringern und Geschäftsmodelle entwickeln,

die Agenda für technologische Forschung

und Entwicklung (FuE), Demonstration und

großmaßstäbliche Erstanwendungen festlegen

und schließlich die Schaffung eines Rechtsrahmens

unterstützen

Wasserkraft ist der vergessene Riese der

kohlenstoffarmen Stromversorgung

International Energy Agency – IEA

Der erste IEA-Marktbericht, der sich gezielt mit

der Wasserkraft widmet, beleuchtet das wirtschaftliche

und politische Umfeld für die Entwicklung

der Wasserkraft, geht auf die damit

verbundenen Herausforderungen ein und gibt

Empfehlungen zur Beschleunigung des Wachstums

und zur Erhaltung der bestehenden Infrastruktur.

Der Bericht enthält Zehn-Jahres-Prognosen

für die Kapazität und Erzeugung von

Stauseen, Laufwasserkraftwerken und Pumpspeicherkraftwerken

auf der ganzen Welt, basierend

auf einer Bottom-up-Beobachtung auf

Länder- und Projektebene.

7


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Members´ News VGB PowerTech 8 l 2021

Members´

News

Grüner Wasserstoff:

EW Höfe, Alpiq und SOCAR

Energy Switzerland setzen

neuen Meilenstein

(alpiq) Alpiq, EW Höfe und SOCAR Energy

Switzerland planen in Freienbach (SZ) den

Bau einer Elektrolyse-Anlage mit einer Kapazität

von bis zu 10 MW. Die Anlage soll ab

Ende 2022 in Betrieb gehen und im Endausbau

pro Jahr rund 1000 bis 1200 Tonnen

grünen Wasserstoff für die emissionsfreie

Mobilität produzieren. Darüber hinaus soll

die Abwärme ins neu entstehende regionale

Fernwärmenetz eingespeist werden. Die

Anlage setzt dadurch neue Maßstäbe bezüglich

Gesamteffizienz und leistet einen

wichtigen Beitrag für die klima freundliche

Energieversorgung der Schweiz.

Grüner Wasserstoff ist im Rahmen der

Energiewende einer der Schlüssel für eine

emissionsarme, dekarbonisierte Mobilität

und unbestritten ein wichtiges Element zur

Erreichung der Ziele des Pariser Klimaabkommens.

Alpiq, EW Höfe und SOCAR

Energy Switzerland setzen nun gemeinsam

einen neuen Meilenstein. Die drei Unternehmen

planen im ehemaligen Unterwerk

der EW Höfe in Freienbach (SZ) den Bau

der größten Produktionsanlage der

Schweiz für grünen Wasserstoff. Mit einer

Kapazität von bis zu 10 MW wird sie deutlich

größer sein als die bisher größte Anlage

und entsprechend auch mehr produzieren

können: Im Endausbau rund 1000 bis

1200 Tonnen pro Jahr. Damit hieven SO-

CAR, EW Höfe und Alpiq die Produktion

von grünem Wasserstoff hierzulande auf

ein neues Niveau.

Dank grünem Wasserstoff aus Freienbach

14 000 Tonnen weniger CO 2

Der grüne Wasserstoff wird in Freienbach

netzgebunden und ausschließlich mit Strom

aus erneuerbaren Quellen produziert. Er

soll schwergewichtig in der Mobilität zum

Einsatz gelangen – konkret im Schwerverkehr

und in Bereichen, in denen batterieelektrische

Antriebe keine befriedigende

Lösung sind. Im Schwerverkehr können mit

dem in Freienbach produzierten grünen

Wasserstoff maximal ca. 200 Brennstoffzellen-Elektro-Nutzfahrzeuge

versorgt werden.

Damit wird gegenüber dem Einsatz

von Diesel-LKWs die Emission von rund

14.000 Tonnen CO 2 pro Jahr vermieden.

Wasserstoff per Pipeline zur Tankstelle

auf der Autobahnraststätte

Die geplante Wasserstoff-Produktionsanlage

wird wegweisenden Charakter haben.

Der grüne Wasserstoff wird mit einer Pipeline

von der Produktion im ehemaligen Unterwerk

emissionsfrei in die benachbarte

Autobahnraststätte Fuchsberg transportiert,

wo SOCAR in beiden Fahrtrichtungen

Wasserstoff-Tankstellen errichten wird.

Zugleich wird auf der Raststätte eine Abfüllanlage

entstehen, um den nicht direkt

an der Autobahnraststätte Fuchsberg abgesetzten

Wasserstoff an andere Wasserstoff-Tankstellen

in der Schweiz zu liefern.

Diese entstehen derzeit im Rahmen eines

einzigartigen, sektorübergreifenden Wasserstoff-Mobilitätssystems

von Hydrospider,

Hyundai Hydrogen Mobility und den

Mitgliedern des Fördervereins H2 Mobilität

Schweiz. Dank dieser Pipeline und der

Abfüllanlage direkt auf dem Gelände der

Autobahnraststätte wird kein zusätzlicher

Verkehr in den angrenzenden Dörfern verursacht.

Neue Maßstäbe

bezüglich Energieeffizienz

Darüber hinaus setzt das Projekt neue

Maßstäbe in puncto Energieeffizienz: In

einer zweiten Phase planen die Projektpartner,

die Abwärme, die bei der Wasserstoff-Produktion

entsteht, in das neu entstehende

regionale Fernwärmenetz der

Energie Ausserschwyz einzuspeisen. Mit

der Abwärme können bis zu 1300 Haushalte

in den Bezirken Höfe und March mit

Wärme versorgt werden. Ebenfalls soll die

Beimischung von Wasserstoff in das bestehende

Gasverteilnetz der EW Höfe geprüft

werden. Die vorhandenen Gasnetze bieten

eine ideale Infrastruktur, um erneuerbare

Energien in den Wärmemarkt zu bringen.

Informationsanlässe für die Bevölkerung

Die Projektpartner werden spezielle Informationsanlässe

für die Bevölkerung organisieren.

Dort wird das Projekt genauer

vorgestellt und werden alle Fragen zum

Energieträger Wasserstoff, der für die Dekarbonisierung

eine so zentrale Rolle einnimmt,

beantwortet. Datum und Termin

folgen zu einem späteren Zeitpunkt.

LL

www.alpiq.com (212511507)

ČEZ: The greening of the largest

heat source in the Czech Republic

has begun

• ČEZ is closing the Mělník iii power

plant, with the coal in the heating

plants to be replaced by gas, biomass

and modern technologies

(čez) The largest source of district heating

in the Czech Republic is abandoning

coal. By 2030, the Mělník site, which supplies

Prague, Mělník and Neratovice, will

produce heat solely from low-emission

sources and will thus significantly help the

ČEZ Group itself, as well as Prague and

other cities, to achieve their environmental

commitments. The first step in the planned

transformation is today‘s shutdown of the

largest coal-fired power plant to date, Mělník

III. Its closure turns the plant into a

pure heating supplier. At the same time,

the preparation of the construction of highly

efficient steam-gas sources has commenced,

with plans to employ other

low-emission technologies in the future,

such as biomass boilers, heat pumps or

equipment for the recovery of energy from

waste. These will gradually replace the

Mělník II and Mělník I lignite heating

plants. The planned environmental measure

will not affect the quality of supplies to

customers in any way.

A quarter of the total CO 2 emissions in the

Czech Republic is generated by heat production.

“The transformation of our heating

plants is one of the key areas through

which we will achieve our environmental

commitments. The greening of the Mělník-based

plant is one of the important

steps to achieving low-emission production,

which we have set out in our Vision

2030 strategy, Clean Energy of Tomorrow.

Due to the size of the Mělník source and its

importance for Prague, this is where we

will direct the largest share of the planned

investments in the modernisation of the

heating industry,” says Pavel Cyrani, ČEZ

Deputy Chairman of the Board. ČEZ plans

to invest an estimated CZK 30 to 40 billion

in the transformation of heating plants into

low-emission sites in the coming years.

The first step in greening the site is the

closure of the Mělník III power plant, which

was the only one serving as a pure electricity

producer. In the following years, the

Mělník II lignite plant is to be shut down,

which will remain partially operational in

back-up mode, and subsequently the operation

of the Mělník I unit will also be discontinued.

However, heat supplies, on

which approximately 250,000 Prague and

Central-Bohemian households depend,

will not be compromised, as alternative

sources will be put into operation first. The

first one is to be a gas boiler room to be followed

by steam-gas sources for a combined

production of electricity and heat.

The construction of an electric boiler is

also under consideration, not only to serve

as a heat production source, but also to

help regulate the transmission or distribution

system. At the same time, ČEZ is exploring

the option of using other non-emission

technologies in this location in the future,

e.g., through a biomass boiler expansion,

hydrogen combustion as well as its

production, or heat pumps with heat accumulation.

The production capacity of the

Mělník complex will be complemented by

equipment to recover energy from waste.

The existing coal dump for the trio of the

Mělník plants may serve as a site for the installation

of photovoltaic panels in the future.

Energotrans, which operates the

heating plants, is also in talks with the Nuclear

Research Institute (ÚJV) Řež about

the option of operating an experimental

circuit within the premises with supercritical

CO 2 for the testing of torque machines.

8


VGB PowerTech 8 l 2021

Members´News

All of the aforementioned new sources are

to be built on the land of the current premises,

using the existing buildings and infrastructure.

A responsible employer

The Mělník site is an important regional

employer: it provides 300 permanent jobs

to residents of the surrounding towns and

villages and creates more than 1,000 additional

jobs with contractors in the high season.

Therefore, one of the priorities of the

plant operator is that the planned transformation

of production resources should not

have a negative impact on the employees.

“We value our employees; their many

years of operational experience are irreplaceable

for us, so we were looking for

ways to retain as many of these qualified

specialists as possible. Employees from the

decommissioned Mělník III power plant

have been trained in advance for a transition

to our heating plants. In this way, we

succeeded in securing jobs for a vast majority

of our colleagues,” explains Miroslav

Krpec, CEO of Energotrans.

Energotrans wants to proceed in a similar

way in the future, too, when coal heating

plants are replaced by newly-built sources.

LL

www.cez.cz (212511059)

EEW gründet Tochterunternehmen

NEEW VENTURES GmbH

Joachim Manns freue ich mich, für diese

Aufgabe mit Florian Fehr und Philipp Böhm

ein Führungsduo gewonnen zu haben, welches

die NEEW VENTURES GmbH leiten

wird. Als ehemaliger Head of Venture Development

bei Viessmann bringt Florian

Fehr ein breit gefächertes Expertenwissen

mit in die NEEW VENTURES GmbH ein.

Philipp Böhm unterstützt ihn mit langjähriger

Erfahrung in der Entwicklung und Umsetzung

von Digitalisierungsprojekten in

den unterschiedlichsten Branchen. Zuletzt

bei der icon group, mit der die NEEW VEN-

TURES GmbH auch in Zukunft eng zusammenarbeiten

wird.“

Thomas Fellger, CEO der icon group:

„Wir freuen uns mit EEW einen Partner gefunden

zu haben, der die Digitalisierung

als Chance begreift das traditionelle Geschäft

weiter auszubauen und zugleich

neue spannende Geschäftsfelder zu erschließen.“

Die NEEW VENTURES GmbH wird bereits

2022 ihr erstes Geschäftsmodell auf

den Markt bringen. Sie werde damit eine

digitale Zukunft mitgestalten, in der mehr

geschlossene Stoffkreisläufe entstehen –

durch moderne Plattformen, verbesserte

Wirtschaftssysteme und neue Technologien,

sind Bernard M. Kemper und Thomas

Fellger überzeugt.

LL

www.eew-energyfromwaste.com

(212511102)

EEW: Energiequelle Abfall:

Kraftwerk Sonne verwertet

dreimillionste Tonne

(eew) Die EEW Energy from Waste Großräschen

GmbH (EEW) hat heute am traditionsreichen

Kraftwerksstandort Sonne die

3-millionste Tonne Ersatzbrennstoff seit

Inbetriebnahme der Anlage im Januar

2008 angenommen. Überbringer der Jubiläumstonnage

war erneut die Firma Veolia

Umweltservice. „Mit Veolia verbindet uns

eine enge und partnerschaftliche Zusammenarbeit

nahezu von Beginn an“, sagt Rüdiger

Bösing, Kaufmännischer Geschäftsführer

von EEW Großräschen. Partner wie

Veolia bereiteten nicht mehr recyclingfähige

Abfälle auf, optimal angepasst an die

Anforderungen der Kraftwerkstechnik. So

könne die Energie der Ressource Abfall

bestmöglich genutzt werden.

„Wir freuen uns sehr, die 3-millionste

Tonne Ersatzbrennstoff für das Kraftwerk

Sonne anliefern zu dürfen. Als Marktführer

unter den Ersatzbrennstoff-Lieferanten ist

es unser Ziel, nicht recycelbare Abfälle

sinnvoll zu verwerten und natürliche Energieträger

einzusparen. Dieses Bestreben

verbindet unsere Unternehmen und ist der

Kern unserer langjährigen, vertrauensvollen

Partnerschaft“, sagt Robert Menzer,

Geschäftsführer Veolia Umweltservice Ost

GmbH & Co. KG.

• Venture Builder soll Digitalisierungspotential

entlang der gesamten abfallwirtschaftlichen

Wertschöpfungskette

erschließen

(eew) Mehr als 54 Mio. t Abfall landen

jährlich noch immer allein in Europa auf

Deponien und sind damit einem nachhaltigen

Verwertungsprozess in der Kreislaufwirtschaft

endgültig entzogen. Um dieses

ungenutzte stoffliche und energetische Potential

einer Abfallverwertung zu erschließen

und die damit verbundenen Prozesse

digital zu optimieren, hat die EEW Energy

from Waste GmbH (EEW) – Deutschland

führendes Unternehmen auf dem Gebiet

der thermischen Abfallverwertung – die

NEEW VENTURES GmbH gegründet.

Unter der Leitung des Venture Builders

sollen innovative Lösungen entstehen, die

das digitale Optimierungspotential entlang

der abfallwirtschaftlichen Wertschöpfungskette

umsetzt und damit einen wichtigen

Beitrag sowohl für den Klimaschutz

als auch die Energiewende leisten wird.

Bernard M. Kemper, Vorsitzender der Geschäftsführung

von EEW: „Die Digitalisierung

entlang der abfallwirtschaftlichen

Wertschöpfungskette ist eine Herausforderung.

Sie anzunehmen bedeutet, bestehende

Stoff- und Energiekreisläufe unvoreingenommen

zu hinterfragen, zu optimieren

und neu zu gestalten. Denn dann wird die

Herausforderung zu einer echten Chance.

Mit meinen Kollegen Markus Hauck und Dr.

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9


Members´News VGB PowerTech 8 l 2021

In den zurückliegenden 13 Jahren hat das

Kraftwerk Sonne aus dem Energieträger

Abfall mehr als 2 Mio. MWh Strom gewonnen.

Eine Menge, die etwa 60 Prozent des

jährlichen Strombedarfs im Land Brandenburg

entspricht. In das lokale Fernwärmenetz

hat die nach dem besonders effizienten

Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung arbeitende

Anlage seit 2008 rund 40.000

MWh umweltfreundliche Fernwärme abgegeben.

„Unser Fernwärmepotential ist

bei weitem nicht ausgeschöpft und kann

ein Beitrag für die Abkehr von der fossilen

Wärmeerzeugung und damit eine erfolgreiche

Wärmewende sein“, sagt Klaus Piefke,

Technischer Geschäftsführer von EEW

Großräschen. Es bliebe zu hoffen, dass weitere

Städte den Anschluss an das Kraftwerk

Sonne suchten. Ein gutes Beispiel dafür,

wie eine Stadt mit grüner Fernwärme ihre

CO 2 -Bilanz verbessert, sei Brandenburg.

Ab 2023 werde die Havelmetropole über

eine mehr als 20 km lange Leitung Wärme

von EEW Premnitz beziehen und bis zu

60.000 Tonnen CO 2 einsparen.

EEW Energy from Waste Großräschen ist

Teil der EEW Energy from Waste-Gruppe

(EEW). EEW ist ein in Europa führendes

Unternehmen bei der thermischen Abfallund

Klärschlammverwertung. Zur nachhaltigen

energetischen Nutzung dieser

Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt

das Unternehmen Verwertungsanlagen

auf höchstem technologischem Niveau

und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen

und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.

In den derzeit 17 Anlagen der

EEW-Gruppe in Deutschland und im benachbarten

Ausland tragen 1.250 Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter für die energetische

Verwertung von jährlich etwa

5 Mio. t Abfall Verantwortung. EEW wandelt

die in den Abfällen enthaltene Energie

und stellt diese als Prozessdampf für Industriebetriebe,

Fernwärme für Wohngebiete

sowie umweltschonenden Strom zur Verfügung.

Durch diese energetische Verwertung

der in den EEW-Anlagen eingesetzten

Abfälle werden natürliche Ressourcen geschont,

wertvolle Rohstoffe zurückgewonnen

und die CO 2 -Bilanz entlastet.

LL

www.eew-energyfromwaste.com

(212511103)

EDF opens an office in Warsaw

• Office dedicated to the preparation of

EDF‘s offer for 4 to 6 EPR reactors in

Poland and appoints Thierry Deschaux

as its Managing Director

(edf) EDF announced the opening of its office

in Warsaw fully dedicated to supporting

the preparation of a comprehensive

nuclear proposal tailored to the Polish market.

The decision to anchor EDF‘s nuclear

activity in Warsaw confirms EDF‘s longterm

commitment to support the Polish

nuclear ambition. The announcement was

made during a press conference attended

by H.E. the Ambassador of France F. Billet

and the High Representative appointed by

the French government for the nuclear cooperation

with Poland, Mr. Philippe Crouzet,

who both expressed France‘s full support

to the offer led by EDF for the development

of 4 to 6 EPR reactors in Poland.

To head the new office, EDF appointed

Mr. Thierry Deschaux as Managing Director.

In 14 years of career in Poland within

various EDF subsidiaries, including Dalkia

Polska of which he was the Chief Executive

Officer until today, Mr. Deschaux has

gained a deep knowledge of the Polish energy

sector throughout all the stages of its

transformation: from coal supply, to development

of Combined Heat and Power

plants, to district heating management and

Energy Services development. Mr. Deschaux

worked also for 15 years at the nuclear

branch of EDF in France in engineering,

operations and maintenance, as well

as in procurement strategy and negotiation

of major nuclear fuel contracts.

The activity of the office will focus on extending

the engagement EDF has built over

the last 10 years with all key stakeholders

involved in the Polish nuclear program.

One of its key tasks will be to embark the

Polish industry into EDF‘s European supply

chain by establishing long-term partnerships

and accelerating qualification of Polish

suppliers. The office will be the Polish

extension of EDF‘s New Nuclear Development

Division and will therefore fully benefit

from the support of the Group‘s engineering

and commercial teams.

Thierry Deschaux, Managing Director of

the new Polish office of EDF SA said: “The

establishment of this new EDF office dedicated

to nuclear activities in Poland comes

at a crucial point and is yet another piece of

evidence of EDF‘s commitment to anchor

locally its industrial and partnership proposal

in order to deliver the best offer for

Poland. EDF has a long-standing history in

Poland of which I have been part for over

14 years. I am honored to be appointed to

this new strategic position to support the

ambitious Polish and European energy

transition”.

Vakis Ramany, EDF Senior Vice-President

New Nuclear Development, said: “I am really

proud to welcome Thierry Deschaux at

the helm of this new office of our development

division. Poland is a key market for

the EDF Group and, as the leading European

nuclear utility, we are deeply committed

to provide more than the proven EPR technology

to this ambitious program. We promote

a long-term strategic partnership

grounded in three key dimensions: embarking

the Polish supply chain; building

the human capacity of the future owner-operator

for security of supply and independence;

and exploring, with the support

of the French government, the various financing

tools and options to secure the Polish

program”.

Philippe Crouzet, the High Representative

of the French government for the nuclear

cooperation with Poland, said: “I

would like to emphasize France‘s strong

will to support the Polish nuclear program

in a spirit of strategic and industrial cooperation.

France offers a European solution

based on the EPR, a 3rd generation technology

already licensed by several European

safety authorities, as well as on 50 years

of experience with nuclear energy. Nuclear

is clearly a solution for the future. It is crucial

for achieving European climate goals.”

LL

www.edf.com (212511104)

EDP, TechnipFMC and partners

join forces to develop a concept

study for green hydrogen

production from

offshore wind power

• The BEHYOND project focuses on the

development of the hydrogen production

operation from wind power, on a

new platform installed on the high seas.

(edp) EDP, TechnipFMC (NYSE: FTI) (PAR-

IS: FTI) and other research partners are

joining forces to develop a conceptual engineering

and economic feasibility study for

a new offshore system for green hydrogen

production from offshore wind power,

called the BEHYOND project. The study

will include innovative integration of

equipment for the production and conditioning

of green hydrogen and infrastructure

that allows for its transportation to the

coast. The goal is to create a unique concept

that can be standardized and implemented

worldwide, allowing for largescale

hydrogen production.

BEHYOND brings together global players

in energy, EDP and TechnipFMC, with the

CEiiA research center – Center for Engineering

and Development, WavEC-Offshore

Renewables, and the University of

South-Eastern Norway (USN). The joint

development will allow the consortium

partners to position themselves in the hydrogen

value chain, developing new business

models and creating engineering solutions,

new products and services for the

hydrogen sector, worldwide.

This consortium will strengthen cooperation

between Portugal and Norway and increase

Portugal‘s competitiveness in the

growth of the “blue economy.” The BEHY-

OND project was selected for support by

the Blue Growth Programme of the European

Economic Area Financial Mechanism

(EEA Grants).

EDP, through the participation of EDP

NEW and EDP Inovação, is the project coordinator

and the entity responsible for the

implementation of several phases, namely

the strategic evaluation of the offshore

wind-to-hydrogen market, the definition of

viable business cases and the technology

roadmap to reach commercial maturity.

10


VGB PowerTech 8 l 2021

Members´News

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11


Members´News VGB PowerTech 8 l 2021

Startschuss für Pumpspeicher kraftwerk

der Energie AG in Ebensee

EDP and partners: The BEHYOND project focuses on the development of the hydrogen produc tion

operation from wind power, on a new platform installed on the high seas.

Each member of the consortium brings

specific competences that are complementary:

• EDP brings expertise in the

development of offshore wind and in

the implementation of innovative and

complex projects, such as the

WindFloat, a pioneer floating offshore

solution.

• TechnipFMC brings its extended history

in subsea engineering, expertise

developed on its Deep Purple green

hydrogen project, and essential system

integration abilities.

• CEiiA has extended its experience of

developing complex structures for

sectors, including aerospace into the

marine environment, and has

competencies in systems, electronics,

and connectivity.

• WavEC Offshore Renewables is a R&D

consultancy encompassing all marine

renewable technologies, and a reference

institution in the field in Europe.

• USN is applying systems engineering

techniques to gain early understanding

of the needs of the overall systems,

reducing risks in the latter phases.

“The BEHYOND project will allow EDP to

acquire the required know-how to enter

new markets with clear synergies with our

core activities. Green hydrogen produced

from renewables is likely to become a key

lever in the world’s decarbonization effort

while mitigating the variability of offshore

renewables and enhancing energy system’s

flexibility. But we need to act now, in collaboration

with the best technology and

R&D partners, to address all the main technical

and business challenges. For this reason,

we are very enthusiastic to partner

with TechnipFMC, a leader in the offshore

sector with a growing sustainability vision

and demonstrated engineering expertise.

Moreover, by leading the BEHYOND project,

EDP is anticipating a key trend and

preparing the company for the future of

energy”, said Ana Paula Marques, executive

board member of EDP.

Hydrogen is a strategic area in the global

development of clean energies and in

which EDP aims to invest worldwide. By

leading the BEHYOND project, the company

is anticipating, leading the key trend

and contributing to a sustainable future.

Jonathan Landes, President, Subsea at

TechnipFMC, said, “We have the skills and

expertise to contribute value to this study

from our decades of experience in subsea,

as well as the knowledge we have built during

our ongoing Deep Purple green hydrogen

project. The BEHYOND study also

fits with our longer-term ESG goals. The

involvement of a company with EDP’s

strong market position demonstrates the

increased focus and interest in the evolution

of offshore hydrogen technology, as

well as its potential to help meet the world’s

long-term energy needs.”

About hydrogen

Hydrogen will be central to the future of

the energy sector, decarbonizing sectors

that are hard to electrify while mitigating

the technical and economic impacts of intermittent

renewable energy. These aspects

will both be crucial to achieving the

zero-emission social target. According to

the European Hydrogen Strategy, the need

for green hydrogen production in Europe

will grow substantially and could account

for 24% of energy demand in 2050, which

will require the large-scale development of

hydrogen-producing renewable energies

solutions, both domestically and offshore.

In this context, the production of offshore

hydrogen has aroused more and more interest

as a solution able to take advantage

of natural resources, such as the abundant

wind on the high seas, thus mitigating congestion

on the electricity grid on land and

providing a more economical means of

transportation to the land.

LL

www.edp.com (212511105)

(energie-ag) Die Energiewende mit dem

Umbau des Systems steht ganz oben auf

der politischen Agenda und ist eine Notwendigkeit.

Mit dem Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz

verpflichtet sich Österreich zu

einer nachhaltigen Energie- und Klimazukunft.

Ziel ist es, bis 2030 den Stromverbrauch

zu 100 Prozent bilanziell aus erneuerbaren

Energien abzudecken. Für eine

rasche Umsetzung dieses Ziels sowie zur

Unterstützung der Energie- und Klimawende

sind großtechnische Speicherkapazitäten

und Flexibilitäten in Form von Pumpspeicherkraftwerken

in Österreich notwendig.

Die Energie AG betreibt bereits seit

Jahrzehnten eigene (Pump-)Speicherkraftwerke

und hat ein genehmigtes Kraftwerksprojekt

in Ebensee seit 2017 in der

Schublade. Mit dem Beschluss das Vorprojekt

zu starten, wird jetzt die Umsetzungsphase

des Kraftwerksprojektes eingeleitet.

Staatssekretär Magnus BRUNNER: „Hydraulische

Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke

sind derzeit die einzig verfügbare

Technologie, die alle benötigten Flexibilitätsprodukte

im Strombereich großtechnisch,

effizient und verlässlich bereitstellen

kann: von der sehr kurzfristigen Speicherung

bis hin zur saisonalen Verschiebung.

Somit können sowohl sehr hohe Fluktuationen

von Stromeinspeisung aus volatilen

Erneuerbaren, lange Perioden von wenig

volatiler Einspeisung und sehr steile Kapazitätsrampen

bereitgestellt werden.“

„Wir haben ambitionierte Klimaziele: Bis

2030 wollen wir 100 % sauberen Strom in

und aus Österreich erreichen. Ich will nicht

von dieser Energiewende träumen, sondern

sie schneller umsetzen. Denn Klimaschutz

ist eine der wesentlichsten Aufgaben

unserer Generation! Wir brauchen daher

die notwendige Infrastruktur wie solche

Kraftwerke und schnellere Genehmigungsverfahren

dafür – das ist wichtig für

den Klimaschutz, unseren Wirtschaftsstandort

und für mehr Arbeitsplätze.“

„Pumpspeicherkraftwerke werden zukünftig

mehr denn je benötigt, um die Versorgungssicherheit

und -qualität zu gewährleisten.

Für solche Investitionen hat

die Bundesregierung das Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz

EAG erarbeitet. Das

EAG ist ein riesiges Investitionspaket für

und in die heimische Wirtschaft: Wir investieren

1 Milliarde Euro pro Jahr für die

nächsten 10 Jahre – und lösen damit ein

Investitionsvolumen von 30 Milliarden

Euro aus. Das sind 30 Milliarden Euro, die

in die regionale Wertschöpfung fließen.“

Wirtschafts- und Energie-Landesrat Markus

ACHLEITNER, Vorsitzender des Aufsichtsrates

der Energie AG OÖ: „Für Oberösterreich

als das Wirtschaft- und Industriebundesland

Nr. 1 der Republik sind sowohl

eine hohe Versorgungssicherheit als

12


VGB PowerTech 8 l 2021

Members´News

auch eine entsprechende Versorgungsqualität

bei der Energie besonders entscheidende

Standortfaktoren. Pumpspeicherkraftwerke

haben hier als ‚grüne Batterien‘

eine wesentliche Bedeutung. Sie ermöglichen

sowohl eine kurzfristige als auch eine

langfristige Speicherung von Strom und

leisten damit einen wichtigen Beitrag zum

Umstieg auf volatile erneuerbare Energiequellen

wie Photovoltaik zur Umsetzung

der Energiewende. Zugleich sind sie wichtige

Leistungsreserven für den Netzwiederaufbau

nach Leistungsunterbrechungen

wie bei einem Blackout. Der Ausbau der

erneuerbaren Energien und der dazu erforderlichen

Speicher- und Flexibilitätskapazitäten

bringen auch wichtige Investitionen

in die heimische Wirtschaft, die dazu

beitragen, den Konjunkturmotor nach Corona

weiter anzukurbeln. Das schafft und

sichert Arbeitsplätze und bringt zusätzliche

Wertschöpfung. Neben den direkt profitierenden

österreich-spezifischen Sektoren,

wie der Bauwirtschaft und Lieferanten

von industriell gefertigten Komponenten,

sind weitreichende Folgeeffekte für eine

Vielzahl von weiteren Branchen und Sektoren

mit gut ausgebildeten Fachkräften zu

erwarten. Laut einer Studie des Energieinstituts

an der Johannes Kepler Universität

Linz würde der zusätzliche Ausbau von

Speicherleistungen durch Pumpspeicherkraftwerken

von 3,6 GW bis 2030 in Österreich

volkswirtschaftliche Effekte von 0,4

Milliarden Euro zusätzliches BIP und 5.500

Arbeitsplätze zusätzlich pro Jahr bringen.“

Generaldirektor Werner STEINECKER,

Vorsitzender des Vorstandes der Energie

AG OÖ: „Die Energie AG Oberösterreich

und ihre Vorgängerunternehmen sind und

waren immer Schrittmacher in Sachen

Energieversorgung. Ging es in der Vergangenheit

insbesondere um die Versorgungssicherheit,

steht heute der Umbau des

Energiesystems auf Erneuerbare im Mittelpunkt.

Neben dem Ausbau der Wasserkraft

und der Photovoltaik wie in Eberstalzell

braucht die Energiewende aber vor allem

auch Speicherkapazitäten, um die volatile

Stromerzeugung aus Sonne und Wind ausgleichen

zu können. Das Pumpspeicherkraftwerk

in Ebensee ist damit ein wichtiger

Baustein auf diesem Weg und quasi die

grüne Batterie Oberösterreichs.“

Technikvorstand Stefan STALLINGER,

Energie AG OÖ: „Der Ausbau von Energiespeichern,

wie dem Pumpspeicherkraftwerk

in Ebensee, ist eine Grundvoraussetzung,

um die Speicherung der benötigten

Strommengen in einer erneuerbaren Energiezukunft

auch tatsächlich zu bewerkstelligen.

Solche Pumpspeicherkraftwerke

sind je nach Bauart in der Lage, ein sehr

breites Leistungsband (turbinen- und/oder

pumpenseitig) abzudecken. Dadurch können

sie auf Bedarfsänderungen außerordentlich

flexibel und schnell reagieren und

werden somit auch einen wichtigen Beitrag

zur Versorgungssicherheit leisten.“

Medienwanderung PSKW Ebensee.

v.l.n.r.: Wirtschafts- und Energielandesrat Markus Achleitner, Staatssekretär Magnus Brunner,

Generaldirektor Werner Steinecker,Georg Schöppl (Österreichische Bundesforste) und

Vorstandsdirektor Stefan Stallinger. © Energie AG, Hermann Wakolbinger

Georg SCHÖPPL, Vorstand für Finanzen

und Immobilien der Österreichischen Bundesforste:

„Wir freuen uns, dieses Zukunftsprojekt

der Energie AG als Partner in

der Region zu unterstützen und damit

noch mehr zur Versorgung Oberösterreichs

mit erneuerbarer Energie beizutragen. Als

größtes Wald- und Naturunternehmen des

Landes setzen wir uns auf unseren Flächen

aktiv für die Energiegewinnung aus erneuerbaren

Quellen ein. Die Bundesforste sind

auch selbst als Energieunternehmen in den

Bereichen Windkraft, Wasserkraft, Waldbiomasse

und Photovoltaik tätig. So wurden

im letzten Jahr gemeinsam mit Partnern

über 300 GWh Ökostrom erzeugt.

Projekte wie das der Energie AG bringen

uns sowohl dem Ziel der CO 2 -Neutralität

als auch der Energiesicherheit näher.“

Die Energie AG nutzt die Möglichkeit von

„grünen Batterien“ bereits. Einerseits

durch die Beteiligung an der Kraftwerksgruppe

Malta/Reißeck in Kärnten und andererseits

betreibt sie seit Jahrzehnten eigene

Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke.

Der Anteil der Energie AG an Speicher-

und Pumpspeicherkapazitäten für

den Flexibilitätsausgleich beträgt insgesamt

rund 230 MW.

Mit dem Startschuss wird es nun für das

rund 235 Millionen Euro Projekt der Energie

AG Oberösterreich ernst: Am Ende des

Vorprojektes, das alle Detailplanungen,

Ausschreibungen und Auftragsvergaben

beinhaltet, kann 2023 der finale Baubeschluss

gefällt werden. Eine Inbetriebnahme

wäre dann im Jahr 2027 möglich. Ziel

der Energie AG ist es, einen Großteil der

Aufträge in Österreich zu vergeben und

somit einen Beitrag zur regionalen Arbeitsplatzsicherung

und Wertschöpfung

zu leisten.

Ebensee: Eine grüne Batterie für

Oberösterreichs Energiezukunft

Die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP)

ist seit Jahren abgeschlossen und der positive

Bescheid rechtskräftig. Aufgrund energiewirtschaftlicher

Rahmenbedingungen

befand sich das Projekt bisher aber in der

Warteschleife. Nun werden die Projektaktivitäten

mit dem Start des Vorprojektes wieder

aufgenommen.

Konkret beinhaltet das Vorprojekt:

• das umfassende Detail-Engineering

aller Gewerke

• Detailplanung, Ausschreibung und

Vergabe der Hauptkomponenten

• Abstimmungen, Vereinbarungen mit

Grundstücksbesitzern und

Anrainergemeinde

Im Zuge des Vorprojektes wird auch die

finale energiewirtschaftliche Bewertung

und die Wirtschaftlichkeitsrechnung vorbereitet.

Am Ende des Vorprojektes 2023

soll dann der Aufsichtsrat die finale Investitionsentscheidung

über das Projekt fällen.

Es wird mit einem Investitionsvolumen

von rund 235 Millionen Euro die größte

Einzelinvestition in der Geschichte der

Energie AG sein. Das bisher größte Einzelprojekt

war das Gas-und-Dampf-Kraftwerk

in Timelkam mit 210 Millionen Euro Investment,

das 2008 in Betrieb gegangen ist.

Technische Daten des PSKW Ebensee

Das Kraftwerk ist als Kavernenkraftwerk,

am Fuße des großen Sonnsteins, mit einer

reversiblen Pumpturbine geplant. Als

Oberwasserspeicher ist im Rumitzgraben

ein ca. 60 m hoher Naturschüttdamm vorgesehen.

Als Unterwasserspeicher dient

der Traunsee. Die Energieableitung zur bestehenden

110-kV-Freileitung Steinkogl –

13


Members´News VGB PowerTech 8 l 2021

Gmunden erfolgt über einen getrennten

Energieableitungsstollen mittels einer gesonderten

110-kV-Ausleitung und einem

eigenen Schaltwerk. Die Genehmigungen

für den Netzanschluss liegen vor.

Das geplante Kraftwerk mit einer Fallhöhe

von fast 500 Metern und einem Speicherinhalt

von 1,32 Millionen Kubikmetern

verfügt über eine Leistung von rund 170

Megawatt. Der Speicherinhalt ermöglicht

eine Betriebszeit zur Stromerzeugung von

10 Vollaststunden. Die reine Bauzeit beträgt

rund 4 Jahre.

Energie AG leistet wesentlichen

Beitrag zum Erreichen

der Energie- und Klimaziele

Die Klimastrategie #mission2030 gibt einen

Rahmen für alle Felder der Energiepolitik

vor, ein besonderer Fokus liegt auf der

Stromversorgung. Ziel ist es, bis 2030 den

nationalen Gesamtstromverbrauch zu 100

% bilanziell aus erneuerbaren Energiequellen

abzudecken. Dafür müssen zusätzliche

27 TWh an Erneuerbaren in das Stromsystem

integriert werden. Volatile Energieträger

wie Wind und Photovoltaik nehmen

dabei einen beträchtlichen Anteil ein. Der

Ausbau erfordert jedoch auch einen Ausbau

von Speicherkapazitäten in allen Größenordnungen

und Technologien.

In Österreich liegt der Gesamtbedarf an

Speicherkapazitäten in einer Größenordnung

von bis zu 10 TWh, derzeit kommen

für die großtechnischen Stromzwischenspeicher

in Österreich ausschließlich

PSKW zum Einsatz, mit denen der künftige

Bedarf aber nur rund zur Hälfte gedeckt

werden kann.

Während sich neue Technologien, wie

Großbatterien oder Anlagen zur Sektorkopplung,

noch in der Entwicklungsphase

befinden, stehen effiziente PSKW kurzund

mittelfristig als zuverlässige und vor

allem CO 2 -neutrale Option unmittelbar zur

Verfügung. Kleinspeicher auf Batterie-Basis

sind aber bereits marktreif und bieten

sich an, um vor allem auf der Endverbraucherseite

zu einer Glättung von kurzfristigen

Erzeugungsschwankungen im Stromnetz

beizutragen.

PSKW sind aktuell und mittelfristig die

einzige Technologie zur Speicherung von

Strom im groß-industriellen Maßstab und

bieten zahlreiche Vorteile: PSKW sind ausgereift,

langjährig erprobt und unmittelbar

verfügbar. Darüber hinaus weisen sie – wie

Wasserkraftanlagen generell – eine hohe

Lebensdauer sowie einen hohen heimischen

Wertschöpfungsanteil und keine Alterungseffekte

der Speicherkapazität (Degradation)

auf.

Mit einem Wirkungsgrad von rund 80 %

machen PSKW 97 % der derzeitigen Energiespeicheranlagen

in der EU aus. Speicher-

und PSKW weisen dabei höchste Wirkungsgrade

auf und stehen jederzeit gesichert

zur Verfügung. Dies garantiert außerdem,

dass PSKW auch als Leistungsreserve

(Backup-Kraftwerke) eingesetzt

werden können. Zudem ermöglichen

PSKW den Netzwiederaufbau nach Versorgungsunterbrechungen.

Die physikalischen Möglichkeiten der

PSKW decken dabei – im Unterschied zu

allen anderen Speicher- und Flexibilitätstechnologien

– die gesamte Bandbreite

für die Aufrechterhaltung der Stromsystemstabilität

ab (Systemdienstleistungen).

Generell weisen PSKW im Vergleich der

Speichertechnologien geringe spezifische

Kosten je Energieeinheit sowie niedrigste

Life-Cycle Emissionen auf. Durch meist

aufwändige UVP-Bewilligungsverfahren

können somit auch Umweltauswirkungen

minimiert werden.

Umsetzbare Ausbaupotenziale

für Pumpspeicherkraftwerke

Durch die hohe Flexibilität und aufgrund

ihrer hohen Wirkungsgrade bieten PSKW

die bestmögliche Art und Weise, große

Mengen elektrischer Energie zu speichern

und zu erzeugen. Sie sind effizient und im

Vergleich mit anderen Speichertechnologien

relativ kostengünstig, setzen aber geeignete

Standorte voraus. In topografisch vorteilhaften

Gebieten wie in den Alpen in

Österreich, im Süden Deutschlands oder

der Schweiz spielt diese Technologie eine

bedeutende Rolle in der Energiewirtschaft.

Damit hat die Anwendung von PSKW auch

eine wesentliche innereuropäische Bedeutung.

Daher gibt es bereits heute in Österreich

rd. 4,8 GW an bestehenden PSKW.

LL

www.energieag.at (212511109)

EnBW: „Das Tempo beim Ausbau

der Windenergie muss

schnellstmöglich erhöht werden“

• Schnellere Flächenausweisungen und

Genehmigungen nötig

(enbw) Im ersten Halbjahr 2021 wurden

240 Windkraftanlagen mit 971 Megawatt

(MW) deutschlandweit in Betrieb genommen.

Das sind zwar 62 Prozent Wachstum

gegenüber dem Vorjahreszeitraum, allerdings

wird ein größerer Zubau durch wenig

verbindliche Flächenausweisungen,

komplizierte Genehmigungsprozesse und

Artenschutzkonflikte verlangsamt. Um das

Ausbauziel für das Jahr 2022 zu erreichen,

ist somit noch ein weiterer Netto-Zubau

von gut 1,2 Gigawatt (GW) erforderlich.

Die Zubauziele wurden im EEG 2021 festgeschrieben

und sind noch nicht an den

erwarteten erhöhten Strombedarf bis 2030

angepasst. In den Jahren 2014 bis 2017

wurden im Vergleich jeweils rund 3,5 bis

5,5 GW pro Jahr zugebaut.

Das Ziel der Bundesregierung ist es, bis

2030 65 Prozent des Bruttostromverbrauchs

aus erneuerbaren Energien bereitzustellen.

Dazu müsste das jährlichen Brutto-Ausbauziel

für die Windenergie an Land

auf mindestens 5.000 MW erhöht werden.

„Für den Klimaschutz muss das Tempo

beim Ausbau der Windenergie schnellstmöglich

erhöht werden“, fordert Dr. Georg

Stamatelopoulos, Vorstand für Nachhaltige

Erzeugungs-Infrastruktur bei der EnBW.

„Die Verfahren müssen gestrafft und

rechtssicherer werden. Außerdem brauchen

wir dringend mehr Flächen für Windenergie.“

Viel Potenzial liege im sogenannten

Repowering, dem Austausch älterer

Windenergieanlagen gegen moderne,

leistungsfähigere Modelle. Dort sollten

Verfahren beschleunigt ablaufen, denn Genehmigungen

liegen bereits vor und Zuwege

zu den Anlagen sind gebaut.

LL

www.enbw.com (212511114)

E.ON: Klimaschutz-Modellregion

Sauerland zeigt das Energiesystem

der Zukunft

• Arnsberg wird mit innovativer

Wasserstoff-Technologie klimaneutral

• Elf Kilometer lange Erdgasleitung dient

als Speicher für Wasserstoff

• Beiratsmitglieder unterzeichnen

Kooperationsvereinbarung

(eon) In der nordrhein-westfälischen Stadt

Arnsberg entsteht das Energiesystem der

Zukunft. Westenergie startet dazu mit Partnern

aus Wirtschaft, Wissenschaft und Politik

die Klimaschutz-Modellregion Sauerland.

Gemeinsames Ziel ist, Arnsberg über

den Einsatz moderner Wasserstoff-Technologie

klimaneutral zu machen. In den kommenden

Jahren sollen dafür Industrie, mittelständische

Unternehmen sowie der Mobilitätsbereich

in die Nutzung von Wasserstoff

einsteigen. Kern der Klimaschutz-Modellregion

Sauerland ist eine elf Kilometer

lange Erdgasleitung, die auf den Betrieb

von Wasserstoff umgestellt und damit auch

als Energiespeicher dienen wird. Armin Laschet,

Ministerpräsident des Landes Nordrhein-Westfalen,

Christoph Dammermann,

Staatssekretär des Wirtschaftsministeriums

NRW, Leonhard Birnbaum, Vorstandsvorsitzender

der E.ON SE, Katherina Reiche,

Vorstandsvorsitzende der Westenergie AG,

sowie Vertreterinnen und Vertreter der regionalen

Wirtschaft und Politik haben gemeinsam

den Startschuss für die Klimaschutz-Modellregion

Sauerland gegeben.

NRW-Ministerpräsident Armin Laschet:

„Für eine klimaneutrale Weltwirtschaft

brauchen wir Wasserstoff. Das Industrieland

Nordrhein-Westfalen ist ganz vorne

mit dabei. Wir wissen, nur so können wir

unsere ehrgeizigen Klimaziele erreichen,

nur so können wir die Wettbewerbsfähigkeit

unserer Industrie erhalten. Mit dem

Projekt Klimaschutz-Modellregion Sauerland

startet heute der Aufbau der Wasserstoffwirtschaft

auch im Sauerland. Das ist

eine gute Nachricht und ein wichtiges Signal

für den Standort und für das Sauerland.

Eine Region, in der viele ,Hidden

Champions‘, familiengeführte Unternehmen

und Weltmarktführer, zuhause sind.“

14


VGB PowerTech 8 l 2021

Members´News

November

10 – 11, 2021

Hybrid

Conference

Predictive Maintenance

in the Energy and

Process Industry

Main topics:

• Maintenance Strategy

• Future Trends

• Structural Health Monitoring

• Non desctructive assessment

More information and the conference program at

www.tuvsud.com/akademie/conference-predictive-maintenance

TÜV SÜD

Westendstraße 160 Contact: Susanne Zecher

80339 München Phone: +49 89 5791-2414

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15


Members´News VGB PowerTech 8 l 2021

Wirtschaftsstaatssekretär Christoph

Dammermann erklärte in seiner Videobotschaft:

„Wasserstoff ist für das Erreichen

der Klimaschutzziele bis 2045 eines der

zentralen Elemente. Zahlreiche engagierte

und innovative Unternehmen wie hier im

Sauerland arbeiten schon heute an Lösungen

für eine zukünftige Wasserstoffwirtschaft.

So kann es uns gelingen, Nordrhein-Westfalen

zu einer führenden Wasserstoffregion

Europas auszubauen.“

„Die Energiewende und echter Klimaschutz

sind nur dann nachhaltig und wirksam

umsetzbar, wenn Politik, Wirtschaft,

Wissenschaft und Gesellschaft gemeinsam

handeln. Die Klimaschutz-Modellregion

Sauerland wird daher den Beleg dafür liefern,

dass die verschärften Klimaziele tatsächlich

erreichbar sind. Hier in Arnsberg

wird sich zeigen, dass klimapolitischer

Fortschritt dort stattfindet, wo die Dinge

praktisch umgesetzt werden“, betonte Leonhard

Birnbaum.

„Hier im Sauerland zeigen wir: Wasserstoff

kann sich zum Kern des zukünftigen

Energiesystems einer Region entwickeln

und vor Ort Klimaneutralität und Versorgungssicherheit

schaffen. Der Hochlauf der

Wasserstoffwirtschaft gelingt uns nur dann,

wenn wir mit Partnern entlang der gesamten

Wertschöpfungskette zusammenarbeiten

und die vorhandene Gas-Infrastruktur

nutzen. Hier in Arnsberg sind die Bedingungen

für eine Modellregion optimal, weil

wir eine geeignete Erdgasleitung betreiben,

die zur Hauptschlagader des Projektes

wird“, sagte Katherina Reiche.

Im Rahmen der Auftaktveranstaltung,

die auch per Online-Streaming übertragen

wurde, unterzeichneten die Mitglieder des

Projektbeirats eine Kooperationsvereinbarung.

Gemeinsam werden sich die Partner

um Fördergelder für die verschiedenen,

technologisch innovativen Projektabschnitte

der Klimaschutz-Modellregion

Sauerland bewerben. Der Start des Projekts

ist für Mitte 2022 geplant.

Arnsberg ist Ausgangspunkt der Klimaschutz-Modellregion

Sauerland. Das Konzept

beinhaltet sämtliche Elemente moderner

Wasserstoff-Technologien, die in

Verbindung mit bereits vorhandenen Erdgasleitungen

direkt einsetzbar sind: die

örtliche Verteilnetzinfrastruktur, Energiespeicher,

Wasserstofferzeugung, Wasserstoff-Mobilität,

Prozessgase für die ansässige

Industrie, Wärme für Privatkunden

sowie die Anbindung an eine größere Wasserstoff-Fernleitung,

die in das benachbarte

Ruhrgebiet führt. Der erste Abschnitt

der Klimaschutz-Modellregion Sauerland

umfasst somit die gesamte Wertschöpfungskette

von der Erzeugung über Transport

und Verteilung bis zum Verbrauch.

Die Planungen für die Erweiterung der

Modellregion um weitere Städte und Gemeinden

sind bereits angelaufen.

Die Umsetzung des Modellprojekts verteilt

sich über mehrere Stufen. Zunächst

plant Westnetz, Verteilnetzbetreiber der

Westenergie, die elf Kilometer lange

Gas-Hochdruckleitung zwischen Arnsberg

und Eisborn auf den Betrieb von Wasserstoff

umzustellen. Die Leitung verfügt über

ein Speichervermögen von rund 150 Megawattstunden

und ist Teil eines früheren

überregionalen Transportnetzes. Das Speichervolumen

ist ausreichend, um beispielsweise

1.000 moderne Einfamilienhäuser

an einem kalten Wintertag mit

nachhaltiger Energie zu versorgen. Ein

Gutachten des TÜV Nord hat bereits die

Möglichkeit einer Umstellung auf den Betrieb

mit reinem Wasserstoff grundsätzlich

bestätigt.

Weniger als einen Kilometer vom östlichen

Ende der Leitung entfernt befindet

sich die 110-Kilovolt-Umspannanlage „Niedereimer“.

Innerhalb des Projekts soll hier

eine Pyrolyse-Anlage zur Wasserstoffproduktion

entstehen. Der Wasserstoff gelangt

von dort in die Speicherleitung und kann

bedarfsgerecht an verschiedene Anwender

verteilt werden. Die Anlage nutzt grünes

Methan, aber auch Schmutzwasser und

methanhaltige Abfallprodukte zur Erzeugung

von Wasserstoff. Er gehört in die Kategorie

türkiser Wasserstoff, da während

des Umwandlungsprozesses Kohlenstoff

entsteht. Dieser feste Kohlenstoff wird über

das Projekt nachhaltig an Industrieunternehmen

für ihre jeweilige Verwendung

weitergegeben.

Die Nutzung von Wasserstoff spielt eine

entscheidende Rolle bei der Dekarbonisierung

industrieller Prozesse in der Klimaschutz-Modellregion

Sauerland. Potenzielle

Abnehmer sind klein- und mittelständische

Unternehmen aus Arnsberg, Fahrzeuge

zur Müllentsorgung und für den öffentlichen

Personennahverkehr sowie

Privathaushalte aus einem nahe der Wasserstoffleitung

gelegenen Wohngebiet.

Hier käme Wasserstoff im Wärmebereich

zum Einsatz.

Bereits heute gibt es im Sauerland eine

starke Nachfrage von Energieerzeugern,

neue Windkraftanlagen an das Stromverteilnetz

anzuschließen. Zugleich sind in

zahlreichen Städten und Gemeinden die

Strom- und Gasleitungen sehr gut vernetzt.

Der absehbar hohe Zuwachs im Bereich

der Windenergie bildet damit die Grundlage

für weitere Kopplungspunkte von Strom

und Gas im Sauerland. Darüber hinaus gibt

es Überlegungen, zusätzlich eine Biomasseanlage

zu errichten. Die Projektpartner

sind sich einig: Mit entsprechenden Fördergeldern

könnte die Klimaschutz-Modellregion

Sauerland schnell wachsen.

LL

www.eon.com (212511117)

Enervie: Schadensbegrenzung im

Glingetal und Hochwasserschutz:

Unterbecken in Rönkhausen fängt

Regenmassen auf

(enervie) Der Juli-2021 Starkregen brachte

in der letzten Woche auch bedrohliche

Wassermassen ins Glingetal. Dank des

Mark-E Pumpspeicherwerks konnte jedoch

ein noch größerer Schaden verhindert werden.

Denn: Durch eine angepasste Fahrweise

des Kraftwerks, diente das Unterbecken

kurzerhand als Regenauffangbecken.

Innerhalb der 30 Stunden, in denen es unermüdlich

geregnet hat, konnten über

600.000 Kubikmeter im Unterbecken gesammelt

und zurückgehalten werden. Sie

wurden bis gestern gezielt „dosiert“ abgegeben.

Diese Lösung verabredete Mark-E kurzfristig

intern und auch mit der Gemeinde

sowie den Feuerwehren vor Ort. „Die Ortschaften

Glinge und Rönkhausen konnten

so vor Hochwasser geschützt werden – gemeinsam

mit den Anwohnern im Glingetal

konnten wir in dieser schwierigen Situation

durchatmen“, bedankte sich Daniel Helmig

für die Leitung der örtlichen Freiwilligen

Feuerwehr bei Jörg Klages, Betriebsleiter

des Mark-E Pumpspeicherwerks. Dadurch

sei verhindert worden, dass die darunter

liegenden Anwohner einen größeren

Schaden erleiden mussten.

„In der Starkregenphase haben wir nur

500 Liter pro Sekunde aus dem Unterbecken

abgelassen, obwohl 6.000 Liter zeitgleich

zuflossen“, beschreibt Jörg Klages

das Volumen des zeitweise zum Rückhaltebecken

umgewidmeten Unterbeckens. Diese

Maßnahme hatte jedoch auch Wirkung

auf den Betrieb des Kraftwerks. „Wir hatten

weniger freies Volumen für unseren

Regelbetrieb, konnten weniger Wasser

hochpumpen bzw. wieder zur Stromgewinnung

ablassen. Aber bereits seit gestern

fahren wir wieder im Normalbetrieb und

schaffen 100 Prozent Leistung und Strom

aus Wasserkraft.“

LL

www.enervie-gruppe.de

(212511118)

ESB and dCarbonX launch Kinsale

Head Hydrogen Storage project

(esb) ESB and dCarbonX have launched

‘Green Hydrogen @ Kinsale,’ an integrated

project to develop large-scale storage for

green hydrogen off the coast of County

Cork.

This project – pending licence and planning

approvals – could have the potential

to store up to three TWh of green hydrogen

and hydrogen carriers, the equivalent of

approximately 10 per cent of current Irish

annual electricity consumption.

16


VGB PowerTech 8 l 2021

Members´News

A proprietary evaluation of the depleted

gas field reservoir took place earlier this

year to identify the potential for large-scale

storage of green hydrogen. Since then, a

comprehensive work programme has begun,

comprising of subsurface analysis,

mineralogy, capacity modelling, injection

and withdrawal rates, compression, drilling

evaluation, well design, retention assurance,

monitoring, electrolysis and infrastructure

tie-in.

This is the latest project undertaken by

ESB and dCarbonX following their partnership

announcement in May, with the companies

identifying and developing subsea

energy storage offshore opportunities in

Ireland. The companies have also proposed

the development of a new ‘Green Hydrogen

Valley,’ centred around the Poolbeg

peninsula in Dublin, which will enable

green hydrogen production and storage

that can be used to decarbonise heavy

transport, shipping, industry and power

generation.

Padraig O’Hiceadha, ESB Strategy Manager,

Generation and Trading, said: “’Green

Hydrogen @ Kinsale’ is another milestone

in ESB’s commitment to exploring the significant

opportunities in hydrogen production

and storage. Mirroring developments

across Europe and globally, ESB recognises

the role hydrogen will play in enabling a

low carbon future. Transforming sites –

such as the recently decommissioned gas

reservoirs at Kinsale Head – and repurposing

reservoirs for green hydrogen can deliver

large-scale sustainable energy storage

for homes and businesses in the future. We

look forward to working with dCarbonX on

this exciting renewable project.”

This project follows ESB’s announcement

in May that it has plans to invest in a hydrogen

facility as part of its redevelopment of

the Moneypoint site into a renewable energy

hub, ‘Green Atlantic @ Moneypoint.’

Dr John O’Sullivan, COO of dCarbonX,

said: “The Kinsale Head reservoirs hosted

safe, secure and reliable offshore natural

gas subsurface energy storage for many

years, underpinning Ireland’s security of

gas supply. As subsurface lead for the original

natural gas storage development, the

dCarbonX and ESB partnership is optimally

positioned to repurpose and develop

these reservoirs for green hydrogen storage.

Kinsale Head is the third Irish offshore

location that we are assessing with ESB for

green hydrogen storage and we look forward

to providing further updates as appropriate.”

The County Cork region is ideally placed

to be a renewable energy hub, having one

of the largest natural harbours in the

world, excellent energy and transport

connectivity, modern global manufacturing

and service industries together with

power stations, refinery and gas reception

terminal.

About dCarbonX

dCarbonX Ltd is a pioneering GeoEnergy

company established to develop subsurface

hydrogen storage, carbon sequestration

and geothermal baseload assets to facilitate

the energy transition. Based in London

and Dublin, dCarbonX Ltd used its

proprietary knowledge base to originate

and build a portfolio of high-value energy

transition assets offshore Ireland & the

United Kingdom with a focus on energy

storage (hydrogen) and carbon capture

and sequestration (CCS).

In May 2021, ESB and dCarbonX agreed

to partner on the joint assessment and development

of Irish offshore green hydrogen

subsurface storage. In July 2021, Pentair

and dCarbonX announced a new collaboration

to advance their Carbon Capture

and Sequestration projects in Ireland

and the United Kingdom to help mitigate

carbon emissions.

dCarbonX is strategically and technically

supported by Stena Drilling, AGR, Fugro, &

CGG and corporately advised by Lambert

Energy Advisory. www.dcarbonx.com

About the ESB and dCarbonX partnership

on green hydrogen storage development

In May 2021, ESB and dCarbonX agreed

to partner on the joint assessment and development

of Irish offshore green hydrogen

subsurface storage to underpin and

support the development of increased renewable

penetration, mostly from wind.

Under this agreement, ESB and dCarbonX

work together on licensing, environmental

studies, site selection, project sanctioning,

offshore infrastructure development, commissioning

and operations in areas that are

adjacent to ESB’s existing and planned future

infrastructure. In addition to ‘Green

Hydrogen @ Kinsale,’ this partnership covers

all subsea energy storage offshore in

Ireland including the ESB’s ‘Green Atlantic

@ Moneypoint’ and the ‘Green Hydrogen

Valley’ in Dublin, which will enable green

hydrogen production and storage that can

be used to accelerate Ireland’s decarbonisation

efforts.

About Green Hydrogen

Green hydrogen is produced by using renewable

electricity such as wind to split

water into its basic elements of hydrogen

and oxygen. Green hydrogen is a carbon-free

gas that can be safely stored and

used as a replacement fuel for heavy transport,

shipping, industry and backup power

generation. Decarbonising the electricity

network and achieving Ireland’s goal of

net-zero carbon by 2050 requires the largescale

development of green hydrogen from

renewable sources.

LL

www.esb.ie (212511120)

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17


Members´News VGB PowerTech 8 l 2021

EVN: 170 Jahre

Kraftwerksstandort Wieselburg

• So alt wie die erste

praktische Nähmaschine

(evn) 1851, in nur 11 Tagen mit einem geborgten

Kapital von 40,- Dollar für die Materialkosten,

konstruierte Singer seine Erfindung:

die erste praktische Nähmaschine

der Welt, „Singer‘s Nr. 1“. Im selben Jahr

wurde die mechanische Kraftanlage Wieselburg

in Betrieb genommen, die Jahre

später in ein Kleinwasserkraftwerk umgewandelt

wurde und nun seit über 100 Jahren

umweltfreundlichen Strom aus Wasserkraft

liefert. Heute liefert die Anlage

jährlich saubere Energie für rund 180

Haushalte in der Region.

EVN Unternehmenssprecher Stefan Zach:

„Das entspricht zwar lediglich rd. 5 % des

privaten Haushaltsstromverbrauchs von

Wieselburg. Im Hinblick auf die Energiewende

ist aber jeder noch so kleine Beitrag

aus erneuerbaren Energien wichtig.“ Vor

allem im Winter ist Wasserkraft eine gute

Ergänzung zur Sonnenenergie. Die Anlage

hat eine Leistung von rund 100 kW mit einer

Jahreserzeugung von ca. 650.000 kWh.

Die historische Kraftwerksanlage wurde

wasserrechtlich 1851 zum ersten Mal erwähnt

und befindet sich seit 2001 im Besitz

der EVN. Heute wird die Anlage mit einer

Francis Schachtturbine aus dem Jahr 1982

betrieben. Die Fallhöhe des Wassers beträgt

2,2 Meter, die Wehr ist 100 Meter

lang. 2015 wurde die Anlage in punkto

Wehranlage, als auch in den Bereichen

Hochwasserschutz und Ökologie auf den

neuesten Stand der Technik gebracht.

LL

www.evn.at (212511122)

Von der Waißnixmühle aus dem

Jahr 1670 zum EVN

Kleinwasserkraftwerk Reichenau

• eine bewegende Geschichte

(evn) Wo sich früher große Mühlsteine

drehten, arbeitet jetzt eine Turbine zur

Stromgewinnung. Die Mühle beim Steg

über die Schwarza ist schon seit 1670 bekannt.

In dem damals unter dem Namen

„Waißnixmühle“ bekannten Gebäude wurde

1837 eine Maschine erfunden, mit der

Gerstenkörner und Rollgerste verarbeitet

werden konnten. Nach einem verheerenden

Brand 1871 wurde die Mühle wieder

aufgebaut. 1917 wurde der Mühlenbetrieb

eingestellt und im Jahr 1922 an die Gemeinde

Reichenau verkauft.

Heute erzeugt die bereits 1929 eingebaute

Francis Schachturbine umweltfreundlichen

und sauberen Strom für rund 150 Haushalte

in der Region – und das rund um die Uhr.

EVN Unternehmenssprecher Stefan Zach:

„Das Gebäude ist ein gutes Beispiel, wie

sich die Entwicklung den Erfordernissen

der Jahrzehnte angepasst hat und auch ein

schöner Beweis für die Beständigkeit dieser

Form der Energiegewinnung.“

LL

www.evn.at (212511123)

Helen invests in its largest

electricity storage facility that

helps to safeguard the entire

Nordic energy system

(helen) Helen is investing in an electricity

storage facility to be built in connection

with the Lakiakangas 3 wind farm. The

output of the facility will be 5 MW and its

energy capacity 10 MW. Corresponding to

about 200 electric vehicle batteries, the

storage facility will be only the second one

to be located in connection with a wind

farm, and in terms of its energy capacity it

is among the largest in the country. The

electricity storage facility is scheduled to

start operations at the end of next year.

Wind power has experienced strong

growth in Finland. Just ten years ago, the

total output of installed wind power capacity

in Finland was 200 MW, now it is more

than 2,500 MW. Last year, as much as 10

per cent of all electricity in Finland was

produced by wind power. The need to

boost flexibility in the power system has

increased at the same time.

Electricity storage facilities are an excellent

technology for this purpose due to

their speed, control capability and flexibility.

The electricity storage facility to be

built in connection with Lakiakangas 3 fits

into four sea containers, and it will mainly

be used in Fingrid’s reserve market to safeguard

the balance of the electricity system.

When there is a sudden and unexpected

change in electricity supply, the entire Nordic

electricity system, which the facility is

part of, can be supported by transmitting

stored electricity. We are also developing

the control of the electricity storage facility

so that it can be used in a diverse way also

for Helen’s own energy management

needs,” says Helen’s Business Development

Manager Kristiina Siilin.

Shorter imbalance settlement period

requires extra flexibility

In future, the market parties will have

more responsibility to maintain the balance

of electricity consumption and production,

which is directed by the forthcoming reform

of the electricity market. Currently, the parties

must balance their own electricity production

and consumption at the hourly level,

but a 15-minute imbalance settlement

period will be introduced in 2023.

“Energy companies have a natural role in

maintaining the balance of the electricity

system. In the future, by also combining

the customers’ electricity stores as part of

the electricity system, we will gain more

tools for balancing production and consumption

as the production of renewable

energy increases. Helen wants to offer electricity

storage facilities with an easy service

model where controllability fits the customer’s

needs. Helen will manage flexibility

and the customer will receive the equipment

at a cheaper price,” she continues.

Solution saves in transmission fees and

electricity tax

Siilin explains that the batteries have for

long been so expensive that industrial-scale

electricity storage facilities are only now

starting to be profitable. On the other

hand, wind power is the cheapest way of

producing electricity. Therefore, there are

significant benefits in building an electricity

storage facility in connection with a

wind farm.

“Local wind power is therefore utilised in

the charging of the electricity storage facility.

The facility is connected to the internal

power network of the wind farm, in which

case there is no need to pay transmission

fees or electricity tax for the electricity. The

wind farm and the electricity storage facility

will use a joint connection point of the

electricity network, and therefore there

will be no separate cost for it,” says Siilin.

Half a million euros of funding from Environmental

Penny for the project

Helen’s Environmental Penny will be supporting

the Lakiakangas electricity storage

facility project with half a million euros. By

subscribing to Environmental Penny, Helen’s

customers can have an impact on increasing

renewable energy production and

the development of novel energy innovations

in Finland, because Helen spends the

funds of the Environmental Penny account

on supporting renewable energy solutions.

The customer pays 1.71 euros per month for

Environmental Penny in connection with

the electricity bill. Helen doubles the sum

paid by the customer and deposits it monthly

in the Environmental Penny account.

“We have made strong investments in

wind power and other renewable energy

solutions, and we will carry on doing so in

the future. With Environmental Penny,

Helen’s customers are able to take part in

renewable energy projects,” says Sari Mannonen,

Helen’s director responsible for the

solutions business.

The size of the Suvilahti electricity storage

facility in the picture (output 1.2 MW

and energy capacity 600 kWh) is equivalent

to one sea container. The electricity

storage facility to be built in connection

with the Lakiakangas 3 wind farm will be

four times this size.

LL

www.helen.fi (212511126)

18


VGB PowerTech 8 l 2021

Members´News

Helen: Construction of geothermal

heating plant under way in

Ruskeasuo, Helsinki, drilling of

heat well to begin in September

(helen) The drilling of Helsinki‘s first medium-depth

geothermal well is set to start in

Ruskeasuo at the beginning of September.

The Ruskeasuo geothermal plant will serve

as Helen‘s pilot site, where drilling technology

and other technical solutions for new

geothermal sites are tested and developed.

Drilling a 2.5-kilometres-deep heat well is

estimated to take about four months, and

the plant is likely to take about eight months

in all to build. The geothermal plant takes

up little space: only a building the size of a

shipping container, housing the heat pump,

will be visible above ground. The Ruskeasuo

geothermal plant will produce 1.8 GWh of

carbon-neutral district heat per year, as well

as 0.8 GWh of district cooling. The volume

corresponds to the heating of about 180

apartment block homes.

“Geothermal heat is an interesting option

for carbon-neutral heating. It is very challenging

at the drilling stage for reasons related

to drilling technology and bedrock

type, which is why we have invested in seismic

reflection surveying and drilling equipment.

We make use of solid Finnish expertise

in drilling heat wells because drilling

always involves risks,” says Sami Mustonen,

Head of Project Management at Helen.

Energy from the earth and the sun

At a depth of two-and-a-half kilometres

the earth‘s temperature is about 40 degrees.

Water is cycled in the heat well, and

by the time it enters the heat pump the water

has warmed to about 10-15 degrees.

With the help of heat pumps, the water

temperature is raised to suit the district

heating network. At the same time as the

geothermal plant produces carbon-neutral

heat for the district heating network, cooling

is produced for the district cooling network.

Through existing district heating

and cooling networks, heating and cooling

will be distributed to local residents.

One hundred solar panels will be installed

around the heat pump plant. Electricity

generated by solar power reduces

the electricity consumption of the geothermal

plant.

New technology introduced

Simultaneously with the construction of

the first geothermal plant, Helen‘s research

into more extensive utilisation of geothermal

heat in Helsinki is making progress.

Helen is looking into the possibility of carrying

out a unique 3D-seismic reflection

survey, never before conducted in Finland

in urban conditions.

“Based on the research results and the experience

gained from the first geothermal plant,

we are planning the next geothermal projects,”

says the Head of Project Management

Sami Mustonen from

Helen.

Carbon-neutral

district heating

Helen has set the

target of carbon neutrality

by 2035. The

use of coal will be

phased out in 2029

at the latest. Helen is

currently building

new carbon-neutral

production in several

locations:

• The Katri Vala

Heating and

Cooling Plant in

Sörnäinen will be

expanded with

the 6 th and 7 th

heat pumps.

• Both a seawater

heat pump and a

bioenergy heating

plant will be built

in Vuosaari.

• The unique

cavern heat

storage facility in

Mustikkamaa will

soon be

commissioned for

production use.

• Geothermal heat

is provided for

properties; the

new heat production model combines

the best aspects of district and

geothermal heat and optimises their use.

• In addition, several studies are

underway on replacing coal, such as the

utilisation of waste heat in the Kilpilahti

industrial area, the large-scale

utilisation of seawater heat, and the

potential of small-scale nuclear power

(small modular reactors or SMR).

Facts

• The Ruskeasuo geothermal plant will be

built in the vicinity of Hakamäentie.

• The geothermal well will be of medium

depth, target 2.5 kilometres.

• The aim is to have the geothermal plant

in production in 2022.

• The output of the solar power plant to

be installed around the geothermal

plant is 20 kWp.

• Helen‘s first geothermal plant will serve

as the pilot site where drilling

technology and other technical

solutions are tested and developed.

• At the same time, user experience from

geothermal heat is collected and new

research data acquired. The study

utilises 3D-seismic reflection surveys,

and the results are analysed using

artificial intelligence.

LL

www.helen.fi (212511128)

Helen: Construction of geothermal heating plant under way in

Ruskeasuo, Helsinki, drilling of heat well to begin in September

HKW Leipzig Süd: Staatsminister

Schmidt lobt bei Besuch

„wichtigen Baustein für

Strukturwandel“

• OBM Jung betont industriepolitische

Komponente der Wasserstoff-Fähigkeit

(l) Auf der Baustelle des HKW Leipzig Süd

- dem zentralen Projekt für Leipzigs Zukunftskonzept

Fernwärme - geht es im

wahrsten Sinne des Wortes aufwärts: Nach

Abschluss der Fundament-Arbeiten wachsen

nun mithilfe von Spezialkränen das

Kraftwerksgebäude und der Wärmespeicher

in die Höhe. Thomas Schmidt, Sächsischer

Staatsminister für Regionalentwicklung,

überzeugte sich heute vor Ort vom

Baufortschritt.

„Die Leipziger Stadtwerke treiben den

Einstieg in den Ausstieg aus der Braunkohle-Verstromung

und -Fernwärmegewinnung

in Sachsen wesentlich voran“, sagt

Schmidt. „Um Deutschlands anspruchsvolle

klimapolitische Ziele im Freistaat Sachsen

verlässlich umzusetzen, brauchen wir

Technologieoffenheit und neues vernetztes

Denken. Das HKW Leipzig Süd wird ein

wichtiger Baustein für die erfolgreiche Gestaltung

des Strukturwandels in der Leipziger

Region sein.“

19


Members´News VGB PowerTech 8 l 2021

Burkhard Jung, Leipziger Oberbürgermeister,

betont die Zukunftsfähigkeit der

Anlage. „Sie besitzt nicht nur schon von

Beginn an einen überaus hohen Wirkungsgrad,

sondern wird perspektivisch auch

mit grünem Wasserstoff, also komplett

CO 2 -neutral, betrieben werden können.“

Leipzigs Stadtrat habe die Dringlichkeit

des Klimaschutzes schon 2019 erkannt und

einen Klimanotstand beschlossen. „Das

war und ist nicht nur aus ökologischen,

sondern auch aus ökonomischen Gründen

weitsichtig. Auf dem diesjährigen Mitteldeutschen

Wasserstoffgipfel waren sich

Vertreter aus Politik, Wissenschaft und

Wirtschaft ebenfalls einig: An die Stelle der

kohlebasierten Energiewirtschaft in der

Region muss eine zukunftsfähige Energielandschaft

treten. Denn sonst wandert

nicht nur Knowhow, sondern auch Wertschöpfung

in andere Gebiete ab.“

Die Region biete hervorragende Bedingungen,

um das Zukunftsthema Wasserstoff

voranzutreiben, damit die Herausforderungen

des Strukturwandels zu meistern

und nachhaltige Wirtschaftskraft vor

Ort langfristig zu stärken, so Jung weiter.

Es gebe entlang der kompletten Wertschöpfungskette

gute Möglichkeiten, zukünftig

die Potenziale von grünem Wasserstoff

zu heben. Ein Netzwerk für grünen

Wasserstoff stehe bereits bereit - von der

Forschung (Fraunhofer IMW und IMWS)

über die Austauschplattform (HYPOS e.V.)

und Produktion (Linde und EDL) bis zu

Transport und Speicherung (VNG AG mit

ihrer Tochter Ontras Gastransport GmbH)

und Anwendung (DHL Group, BMW Group

Werk Leipzig, Leipziger Verkehrsbetriebe,

Leipziger Stadtwerke, Stadtreinigung Leipzig,

Stadtwerke Halle Gruppe, Flughafen

Leipzig-Halle).

Für Zukunftsthema Wasserstoff ist

Unterstützung durch EU, Bund und Land

nötig

„Das Signal, dass von der aktuellen Leipziger

HKW-Baustelle ausgeht, ist: Wir übernehmen

aktiv Verantwortung für den Strukturwandel

und halten ein hohes Tempo“,

sagt Karsten Rogall, Geschäftsführer der

Leipziger Stadtwerke. „Sämtliche Experten

sprechen Wasserstoff in den Sektoren

Transport/Logistik, Industrie, Energie und

Mobilität hervorragende Qualitäten zu. In

der Tat wollen und können wir als Leipziger

Gruppe in den Sektoren Mobilität und Energie,

also mit den Verkehrsbetrieben und

Stadtwerken, wichtige Beiträge liefern - mit

nachhaltiger Fernwärme und zukunftsfähigen

Mobilitätslösungen. Zur Wahrheit gehört

aber auch: Wir benötigen einen verlässlichen

Rahmen, um die H2-Technologie zu

entwickeln und am Ende mit verbraucherfreundlichen

Preisen zu implementieren. Es

braucht deshalb die politische und finanzielle

Unterstützung von Europäischer Union,

Bund und Land. Wer ehrgeizige Klimaziele

setzt, muss auch die Mittel bereitstellen, um

sie zu erreichen.“

Auf der HKW-Baustelle wird derzeit das

Zukunftskonzept Fernwärme mit Hochdruck

vorangetrieben. Allein für das Fundament

des Wärme-Speichers wurden

1.700 Kubikmeter Spezialbeton gegossen.

Der Speicher wird mit 60 Metern Höhe das

Gelände des neuen HKW Leipzig Süd weit

sichtbar überragen. Er hat ein Fassungsvermögen

von 43.000 Kubikmetern Wasser.

Aufgrund des großen Gewichts, ist es besonders

wichtig, dass er ein sicheres Fundament

erhält. Dieses ist in einem gut vierzehnstündigen

Arbeitseinsatz gegossen

worden.

Im Speicher wird die im HKW erzeugte,

aber nicht sofort benötigte, thermische

Energie aufgefangen und bei Bedarf in das

Fernwärmenetz eingespeist. Er flexibilisiert

den Einsatz des HKW und erhöht somit

die Versorgungssicherheit der gesamten

Stadt Leipzig. Um den Einsatz von konventionellen

Anlagen zu reduzieren, wird

der Wärmespeicher zukünftig ebenfalls

Energie aus regenerativen Erzeugungsanlagen

aufnehmen.

Besonders das Kraftwerksgebäude

wächst derzeit deutlich sichtbar in die

Höhe. Ende 2022 sollen neben ihm ein Versorgungsgebäude,

eine Pumpenhalle und

der Wärmespeicher stehen. Das Herzstück

der Anlage bilden zwei Gasturbinen mit jeweils

62,5 MW elektrischer Leistung. Der

Abgasstrom der Turbinen wird in den

nachgeschalteten Heißwassererzeugern

genutzt, um jeweils 81,5 MW thermische

Leistung für die Wärmeversorgung der

Leipziger Bürger bereitzustellen. Die Anlage

weist in diesem gekoppelten Kraft-Wärme-Prozess

einen Brutto-Gesamtwirkungsgrad

von mehr als 93 Prozent auf. Durch

modernste Gasturbinentechnologie und

den Einsatz von Katalysatoren werden die

Stickoxid- und Kohlenmonoxid-Emissionen

weit unter die gesetzlich zulässigen

Werte reduziert.

Die Stadtwerke investieren im Rahmen

ihres Zukunftskonzepts Fernwärme - mit

dem Herzstück HKW Leipzig Süd - in den

nächsten Jahren mehr als 300 Millionen

Euro in den Bau neuer Anlagen. Durch die

Investition in umweltfreundliche und innovative

Anlagen erzielen sie bessere Wirkungsgrade

und weniger CO 2 -Emissionen.

LL

www.l.de (212511131)

LEAG und Veolia von

Genehmigungsfähigkeit für die

EVA Jänschwalde überzeugt

• Kritik des Aktionsbündnisses gegen die

EVA Jänschwalde blendet

Notwendigkeit einer sicheren

Abfallentsorgung aus

(leag) Die in einer Bürgerinformationsveranstaltung

des Aktionsbündnisses Contra

MVA gestern Abend in Jänschwalde erneut

geäußerte Kritik an dem geplanten Bau der

Energie- und Verwertungsanlage (EVA)

Jänschwalde stößt bei den Vorhabensträgern

LEAG und Veolia Deutschland auf Unverständnis.

Vertreter der Projektgesellschaft

EVA Jänschwalde GmbH & Co. KG

sowie der beteiligten Unternehmen LEAG

und Veolia nahmen an der gestrigen Veranstaltung

teil, um für die Bürger zu den Themen

umweltgerechte Abfallentsorgung,

sichere Energieversorgung und Standortentwicklung

als Teil des Strukturwandels

in der Lausitz ansprechbar zu sein.

Besonders wichtig ist den Projektvertretern,

den aktuellen Status des Genehmigungsverfahrens

richtig einzuordnen. „Die

Behauptung des Aktionsbündnisses, dass

die Genehmigung im ersten Durchgang abgewiesen

wurde, ist schlichtweg falsch.

Vielmehr geht es im Genehmigungsverfahren

darum, Hinweise aus der Beteiligung

ernst zu nehmen und die Antragsunterlagen

dahingehend zu überarbeiten. Daher

wurden die Antragsunterlagen konkretisiert

und erneut ausgelegt. Erst am Ende

des Genehmigungsverfahrens wird über

die Genehmigungsfähigkeit selbst entschieden.

Wir sind zuversichtlich, den Genehmigungsbescheid

zu erhalten“, stellt

EVA Geschäftsführer und LEAG-Vertreter

Jens Heymann klar.

Im Zentrum der Kritik des Aktionsbündnisses

standen erneut Zweifel an der Notwendigkeit

der EVA Jänschwalde sowie die

angebliche Umwelt- und Klimaschädlichkeit

der Anlage. Diese Behauptungen weisen

die Projektverantwortlichen mit Nachdruck

zurück. „Um die regionale Entsorgungssicherheit,

auch nach dem Kohleausstieg,

langfristig auf dem heutigen Niveau

zu halten, braucht es die EVA. In der thermischen

Abfallbehandlungsanlage können

die Reste, die nach der Sortierung und

stofflichen Verwertung übrigbleiben, sicher

beseitigt werden und dabei auch noch

wertvollen Strom und Wärme generieren“,

hebt EVA -Geschäftsführer und Veolia-Vertreter

Dr. Markus Binding hervor und verweist

darauf, dass bis Ende 2028 Verbrennungskapazitäten

von 400.000 Tonnen in

der Mitverbrennung des Braunkohlekraftwerks

Jänschwalde wegfallen.

„Mit dem Abschalten des Braunkohlekraftwerks

Jänschwalde und dem hohen

technischen Standard der EVA werden sich

die Emissionen des Standorts deutlich reduzieren“,

betont Heymann. Auch den Vorwurf

der Klimaschädlichkeit wollen die

Projektverantwortlichen nicht im Raum

stehen lassen. „50 Prozent des zu verwertenden

Abfalls sind biogener Natur“, unterstreicht

Binding. „Gemäß der bundesweiten

Energiestatistik und dem EEG ist die

aus der Verbrennung dieses Anteils entstehende

Energie erneuerbar.“

Zudem wird Fernwärme aus dem Prozess

ausgekoppelt, um die Versorgung von Cottbus

und Peitz über die Stilllegung des

Kraftwerks Jänschwalde hinaus sicherzustellen.

Mit Cottbus unterhält die LEAG einen

Fernwärmeliefervertrag bis 2032, der

20


VGB PowerTech 8 l 2021

Members´News

etwa die Hälfte des Bedarfs der Stadt Cottbus

abdeckt. Nicht zuletzt kann die EVA

Jänschwalde Prozessdampf für den Industriestandort

auskoppeln und damit ein Initial

für die Standortentwicklung geben.

„Gerade für die Standortentwicklung in

Jänschwalde, wo die letzten Kraftwerksblöcke

zwischen 2025 und 2028 vom Netz

gehen, ist die EVA ein wichtiges Initial für

neue Jobs, regionale Auftragsvergaben

und die künftige Leistungsfähigkeit des Industriestandortes,“

betont Heymann. Dass

die EVA Jänschwalde den Standort gemäß

Befürchtungen der Kritiker unattraktiv machen

soll, kann er nicht nachvollziehen.

Ein Nebeneinander von Tourismus und

Kraftwerke würde funktionieren, wie das

Beispiel Bärwalder See vor der Boxberger

Kraftwerkskulisse zeige.

LL

www.leag.de (212511139)

Ørsted awarded 1,148 MW

offshore wind contract in New

Jersey, fully utilizing its Ocean

Wind lease area

(orsted) The New Jersey Board of Public

Utilities (BPU) has issued an order awarding

Ocean Wind 2 a 20-year OREC

(Offshore Renewable Energy Certificate)

for its proposed offshore wind farm with a

capacity of 1,148 MW. With today’s award,

the Ocean Wind lease will be utilized to its

maximum capacity of approx 2.3 GW. The

2029 OREC price is USD 84.03 per MWh

with a 2% annual escalator.

Ocean Wind 2 is being developed by

Ørsted, the world leader in offshore wind

development. Ocean Wind 2 will be located

adjacent to Ocean Wind (“Ocean Wind

1”), the company’s first New Jersey project

which was awarded an 1,100 MW OREC

order by the BPU in June 2019. Ocean

Wind 1 is being developed by Ørsted in

partnership with Public Service Enterprise

Group (PSEG) who owns 25% equity in the

project.

As part of its winning proposal, Ocean

Wind 2 will deliver several landmark investments

that will generate over USD 4.8

billion net benefit for New Jersey and bring

the offshore wind supply chain to New Jersey

and to the US.

With Ocean Wind 2, Ørsted is bringing a

commitment from leading industry partner

GE Renewables (GE) to locate what

will be one of the country’s first offshore

wind nacelle assembly facility in New Jersey.

This facility will assemble the nacelles

for Ocean Wind 2 and other offshore wind

projects in the US.

In addition, Ocean Wind 2 will contribute

to expanding the Paulsboro monopile

foundation facility, which was announced

as part of the Ocean Wind 1 project, to a

full-scope manufacturing facility. The fullfledged

Paulsboro facility, owned by EEW,

Als Full-Service Dienstleister bietet Ihnen die

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die gesamte Erfahrung als Projektentwickler vom Kauf

der Grundstücke, über den Abbruch, die Schadstoffsanierung

einschließlich Bauleitplanung, Finanzierung

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Members´News VGB PowerTech 8 l 2021

will represent the single largest investment

in the US offshore wind supply chain to

date and will bring to New Jersey the full

manufacture of primary steel monopiles,

including bending, rolling, sand blasting,

welding, and painting. With a USD 250

million investment and expected to create

nearly 500 long-term jobs, this facility will

become a cornerstone of the US offshore

wind energy supply chain.

With today’s announcement, Ørsted has

been awarded a total of over 4 GW offshore

wind projects in the US, more than any other

developer, which unlocks significant

synergies in procurement, construction,

and operations.

Martin Neubert, Deputy CEO and Chief

Commercial Officer at Ørsted, says: “It’s an

honor to be selected again by the New Jersey

Board of Public Utilities. With Ocean

Wind 1 and 2 we will deliver over 2,200

MW of offshore energy to the Garden State

while attracting leading manufacturers to

New Jersey. Today’s award demonstrates

Ørsted’s ability to deliver compelling bids

and is an important next step towards

reaching our recently announced target of

globally installing 30 GW of offshore wind

capacity by 2030.”

David Hardy, CEO of Ørsted Offshore

North America, says: “New Jersey, through

Governor Murphy’s 2019 executive order,

has one of the most ambitious offshore

wind energy and clean energy targets in

the country. We are proud to play a role in

helping New Jersey reach this target, while

at the same time helping to create new jobs

by attracting suppliers and sub suppliers to

the state, and through our facilitation of

the expansion of EEW monopile facility.”

Subject to contract signing and Ørsted’s

final investment decision, Ocean Wind 2 is

expected to be commissioned in 2029.

In addition to Ocean Wind 2, Ørsted has

previously been awarded the following US

offshore wind projects:

Ocean Wind 1 (75/25 joint venture with

PSEG): 1,100 MW expected to be commissioned

no later than 2025. Located approx.

24 km off the coast of Southern New Jersey.

• Skipjack Wind Farm: 120 MW expected

to be commissioned in 2026. Located

apporx 30 km off the coast of the

Delmarva Peninsula.

• South Fork (50/50 joint venture with

Eversource): 130 MW expected to be

commissioned in 2023. Located approx.

56 km off the coast of Long Island, New

York.

• Revolution Wind (50/50 joint venture

with Eversource): 704 MW expected to

be commissioned no later than 2025.

Located approx. 24 km off the coast of

Rhode Island and approx. 51 km miles

off the Connecticut coast.

• Sunrise Wind (50/50 joint venture with

Eversource): 880 MW expected to be

commissioned no later than 2025.

Located approx. 48 km off the coast of

Long Island, New York.

• Block Island Offshore Wind Farm: 30

MW, became operational in 2016.

Located approx. 5 km off the coast of

Block Island, Rhode Island.

In addition to the awarded capacity,

Ørsted and its partners have rights to approximately

4 GW of seabed leases on the

US East Coast that can be developed and

submitted into future US offshore wind

auctions.

Ørsted and Eversource recently announced

the chartering of the first Jones

Act-qualified offshore wind turbine installation

vessel in the United States, for the

construction of Revolution Wind and Sunrise

Wind.

In 2020, Ørsted completed the construction

of Dominion Energy’s 12 MW Coastal

Offshore Wind farm – the first two wind

turbines to ever be deployed in US federal

waters.

The information provided in this announcement

does not change Ørsted’s financial

outlook for the 2021 financial year

or the expected investment level announced

for 2021.

LL

www.orsted.dk (212511210)

Ørsted completes largest onshore

wind project to date

• The 130-wind turbine project

strengthens Ørsted‘s Texas asset base as

it continues to scale the business.

(orsted) Ørsted has completed the 367 MW

Western Trail Wind Farm located in Wilbarger

and Baylor counties, Texas - its largest

onshore wind project to date that

brings Ørsted‘s total onshore capacity to

over 2.8 GW of wind, solar, and battery storage

in operation.

The project has secured long-term power

purchase agreements with PepsiCo, Hormel

Foods, and Nucor for the majority of

the power generated from the project. Both

PepsiCo and Hormel Foods will also purchase

power from the Haystack Wind project

in SPP (Southwest Power Pool), due

online later this year.

“Western Trail Wind is a well-sited greenfield

development project that will provide

low-cost, reliable power to the Texas grid,”

said Philip Moore, Senior Vice President of

Ørsted Onshore. “I‘m very proud of our

team working on this project as we continue

to scale the business and play a leading

role in the US energy transition.”

The project is situated on proporty owned

by Stan Kroenke. Daniel Zyvoloski, Land

Manager for Kroenke Ranches, says: “The

Waggoner Ranch has a rich history for developing

energy resources. We‘re excited to

partner with Ørsted on the Western Trail

Wind Farm to make renewable energy a

part of our ranching operation.”

Western Trail will provide long-term financial

returns in the form of increased

property tax to the counties and three independent

school districts.

Ørsted delivered Western Trail Wind

working with long-standing relationships

with leading tax equity providers, equipment

suppliers, and construction companies.

All were instrumental to the smooth

completion of the project.

LL

www.orsted.dk (212511219)

Ende einer Ära:

RWE Steinkohlekraftwerke in

Hamm und Ibbenbüren gehen

endgültig vom Netz

• Ausstieg von RWE aus der Steinkohle in

Deutschland damit abgeschlossen

• Stilllegung unterstreicht CO 2 -

Minderungsstrategie / RWE-Ziel:

klimaneutral bis 2040

Roger Miesen, Vorstandsvorsitzender der

RWE Generation: „Heute endet für unser Unternehmen

das Zeitalter der Steinkohle in

Deutschland. Das ist ein weiterer wichtiger

Schritt für RWE in Richtung Klimaneutralität

bis 2040. Diesen Weg gehen wir konsequent

und tragen zugleich die Verantwortung

für unsere Kolleginnen und Kollegen an beiden

Standorten. Ihnen gilt Respekt und Dank.

Schicht für Schicht haben sie als Team hart

für eine zuverlässige Stromversorgung in

Deutschland gearbeitet.“

(rwe) In der Nacht vom 7. auf den 8. Juli

lief die Bereitschaftsphase für die beiden

letzten Steinkohlekraftwerke von RWE in

Deutschland ab. An den Standorten Westfalen

in Hamm und Ibbenbüren gehen die

letzten Blöcke endgültig vom Netz. Damit

endet für RWE die Ära der Stromproduktion

aus Steinkohle in Deutschland.

Im Dezember 2020 hatte RWE Generation

bei der ersten bundesweiten Stilllegungsauktion

für Steinkohlekraftwerke

Zuschläge sowohl für den 800-Megawatt-Block

E des Kraftwerks Westfalen als

auch für den 800-Megawatt-Block B des

Kraftwerks Ibbenbüren erhalten. Seit Januar

dieses Jahres durfte RWE deshalb keinen

Strom mehr aus diesen Anlagen vermarkten.

Im Rahmen der vorgeschriebenen

sechsmonatigen Bereitschaftsphase

ging das Kraftwerk Westfalen auf Anforderung

des Übertragungsnetzbetreibers aus

Gründen der Versorgungssicherheit noch

13 mal ans Netz. Nun endet auch diese

Phase, und ab dem 8. Juli darf an beiden

Standorten keine Kohle mehr verfeuert

22


VGB PowerTech 8 l 2021

Members´News

ScotWind: RWE beteiligt sich an

Ausschreibung für Offshore-Wind

in Schottland

Ende einer Ära: RWE Steinkohlekraftwerke in Hamm und Ibbenbüren (Foto) gehen endgültig

vom Netz. (Foto: RWE)

werden. Die Stilllegung der Steinkohleblöcke

ist ein weiterer wichtiger Schritt auf

dem Weg zur Klimaneutralität, die RWE

2040 erreichen wird.

„Bei unseren Planungen war immer besonders

wichtig, den Personalabbau sozialverträglich

zu gestalten. Wir wollen die

betroffenen Kolleginnen und Kollegen von

Arbeit in Arbeit vermitteln und sorgen dafür,

dass niemand ins Bergfreie fällt“, betont

Hartmut Frank, Leiter der Kraftwerke

Westfalen und Ibbenbüren.

Leonhard Zubrowski, Betriebsratsvorsitzender

der RWE Generation, unterstreicht:

„Auch wenn die Entscheidung seit Dezember

bekannt ist, sind es jetzt noch einmal

schwierige Tage an beiden Standorten.

Umso wichtiger ist es, dass allen Kolleginnen

und Kollegen schnell Perspektiven aufgezeigt

werden. Dabei zahlt sich aus, dass

wir die Regelwerke für einen sozialverträglichen

Personalabbau frühzeitig abgeschlossen

haben. Damit kann den Betroffenen

so schnell wie möglich Klarheit über

ihre Zukunft verschafft werden. Ich bedanke

mich bei allen Kolleginnen und Kollegen

für ihren großen Einsatz. Mit ihrem Wissen

und ihrer jahrelangen Erfahrung haben sie

dafür gesorgt, dass die Anlagen immer einsatzbereit

waren und so zur sicheren

Stromversorgung beigetragen haben.“ Seit

ihrer Inbetriebnahme haben die beiden

Blöcke insgesamt 158 Milliarden Kilowattstunden

Strom produziert – eine Menge,

die ausreichen würde, um 35 Millionen

Privathaushalte ein Jahr lang mit elektrischer

Energie zu versorgen.

Der Standort Westfalen wird weiter einen

wichtigen Beitrag zur Energiewende leisten:

Die Bundesnetzagentur hat das Kraftwerk

als systemrelevant eingestuft. Deshalb

wird der Generator von Block E zum

rotierenden Phasenschieber umgerüstet

und so genannte Blindleistung zur Spannungshaltung

erzeugen – eine wichtige

Dienstleistung zur Stabilisierung des

Stromnetzes. Auf die CO 2 -Bilanz von RWE

hat das keine Auswirkung, da für den Betrieb

eines Phasenschiebers keine Kohle

verfeuert wird. Block B des Kraftwerks Ibbenbüren

wurde von der Bundesnetzagentur

nicht als systemrelevant eingestuft, so

dass nun die Stilllegung des Kraftwerks

beginnt.

RWE steigt konsequent aus der Kohle aus:

In Großbritannien und Deutschland sind

keine Steinkohlekraftwerke mehr in Betrieb,

in den Niederlanden schreitet die

Umrüstung von zwei Anlagen auf Biomasse

voran. Im rheinischen Braunkohlerevier

hat RWE – wie im Kohleausstiegsgesetz

festgelegt – den 1. Block schon Ende 2020

abgeschaltet. In den nächsten 18 Monaten

folgen weitere Blöcke, so dass Ende 2022

eine Kraftwerkskapazität von 2,8 Gigawatt

stillgelegt sein wird. Bis 2030 gehen insgesamt

zwei Drittel der RWE-Kraftwerkskapazität

in der Braunkohle vom Netz. Damit

verbunden ist der sozialverträgliche Abbau

von etwa 6.000 Arbeitsplätzen. Parallel

dazu treibt das Unternehmen den Ausbau

der Erneuerbaren Energien konsequent voran.

Schon heute gehört RWE zu den größten

Produzenten von Ökostrom weltweit.

LL

www.rwe.com (212511221)

• Unternehmen will bei Auktionserfolg in

lokale Lieferkette investieren und

dadurch Arbeitsplätze schaffen

• Seit 25 Jahren unterstützt RWE die

schottische Energiewende

Tom Glover, RWE UK Country Chair: „Die

ScotWind-Ausschreibung ist ein wichtiger

Schritt der schottischen Regierung hin auf

dem Weg, ihr ehrgeiziges Ziel im Bereich

Offshore-Wind zu erreichen. Als langjähriger

Investor in Erneuerbare Energien und Partner

der Branche in Schottland haben wir den

Ehrgeiz, an dieser Ausschreibung erfolgreich

teilzunehmen. Ein Auktionserfolg würde der

Zulieferindustrie neue Impulse verleihen und

langfristig qualifizierte Arbeitsplätze schaffen.

Wir freuen uns darauf, Schottland weiterhin

beim Erreichen der ambitionierten

Ziele im Offshore-Windbereich als zuverlässiger

Partner zur Seite zu stehen.“

(rwe) Im Rahmen des weltweiten Ausbaus

ihres Offshore-Windportfolios beteiligt sich

RWE an ScotWind, einer Ausschreibung für

Meeresflächen vor der Küste Schottlands.

In dieser Auktionsrunde vergibt die schottische

Crown Estate Flächen, die den Bau von

bis zu 10 Gigawatt (GW) neuer Offshore-Kapazität

ermöglichen sollen.

RWE betreibt in Schottland bereits

Onshore- und Offshore-Windparks sowie

Wasserkraftwerke mit einer installierten

Gesamtleistung von über 480 Megawatt

(MW). Weitere Projekte mit einer Gesamtleistung

von 350 MW befinden sich in der

Entwicklung. RWE beschäftigt derzeit

rund 100 Mitarbeiter in Schottland. Bereits

1995 hat RWE den Onshore-Windpark Novar

in den Highlands errichtet. 2010 folgte

das erste schottische Offshore-Windprojekt

– der Windpark Robin Rigg.

Beim Aufbau der britischen Offshore-Windindustrie

spielt RWE eine wichtige

Rolle. Unter anderem hat das Unternehmen

den ersten Offshore-Windpark (Blyth

Demonstrator, 2002) sowie das erste kommerzielle

Offshore-Projekt (North Hoyle,

2004) des Landes gebaut.

In Großbritannien errichtet RWE aktuell

zwei der weltweit modernsten Offshore-Windparks:

Sofia mit einer Leistung von

1,4 GW und Triton Knoll mit 857 MW

(RWE Anteil: 506 MW).

Zudem treibt RWE in Großbritannien die

Erweiterung von vier bestehenden Offshore-Windparks

voran. Die Erweiterungsprojekte

verfügen insgesamt über eine potenzielle

installierte Leistung von rund 2,6

GW (RWE Anteil: 1,3 GW). In der jüngsten

britischen Offshore-Windauktion hat sich

das Unternehmen zwei benachbarte

Offshore-Wind-Standorte auf der Doggerbank

gesichert – mit einer potenziellen installierten

Gesamtleistung von 3 GW.

23


Members´News VGB PowerTech 8 l 2021

VGB-FACHTAGUNG

IT-SICHERHEIT IN ENERGIEANLAGEN

28. und 29. September 2021in Essen | Hotel Bredeney

IT-SICHERHEIT IN ENERGIEANLAGEN

Die Aktivitäten der VGB-Mitgliedsunternehmen, die unter dem Begriff

„IT-Sicherheit“ zusammengefasst werden, sind seit einigen Jahren

fester Bestandteil der operativen und strategischen Geschäftsaktivitäten.

Die VGB-Mitglieder sind sich dabei ihrer Verantwortung

bewusst, dass sie mit ihren Anlagen systemkritische Dienstleistungen

erbringen und nehmen das Thema IT-Sicherheit sehr ernst.

Der IT-Sicherheit wurde im Jahr 2015 durch das „Gesetz zur Erhöhung

der Sicherheit informationstechnischer Systeme (IT-Sicherheitsgesetz)“

ein ganz konkreter Rahmen gegeben, der in weiteren gesetzlichen

und regulatorischen Vorgaben konkretisiert und ständig

weiterentwickelt wird. Zur Betrachtung des Themas gab und gibt es

bereits verschiedenste Angebote von Herstellern und Dienstleistern,

um über Erkenntnisse, Produkte und Services zu informieren.

VGB sieht mit seinen zuständigen Arbeitsgremien darüber hinaus

den Bedarf, einerseits den konkreten Erfahrungsaustausch zur Umsetzung

der gesetzlichen und regulatorischen Anforderungen aus

Sicht der Anlagenbetreiber zu führen und andererseits frühzeitig

über neue Anforderungen zu diskutieren. Ergänzend werden Hersteller

und Dienstleister eingeladen, mit den Anlagenbetreibern

über ihre Produkte und Services zu diskutieren, Neuentwicklungen

vorzustellen und gemeinsame Handlungsfelder anzugehen.

Die Schwerpunkte der Fachtagung werden sein:

| ISMS nach IT-Sicherheitskatalog für Energieanlagen,

Zertifizierung nach Konformitätsbewertungsprogramm

| IT-Sicherheitsmaßnahmen nach BSI-Gesetz

| Betrachtungen IT-Sicherheit in

Kombination Technische IT (PDV, OT) und Büro IT

| IT-Sicherheitsgesetz 2.0, Erweiterung

des Geltungsbereiches (z. B. Abfallentsorgung)

| Einsatz von Systemen zur Erkennung von IT-Angriffen

| Änderungsverordnung KRITIS

| IT-Sicherheit für „Neueinsteiger“

(Unternehmen, die bisher nicht von der Regulierung,

für kritische Infrastruktur betroffen waren)

Wir freuen uns auf Ihre Teilnahme!

TAGUNGSPROGRAMM

(Änderungen vorbehaltens)

DIENSTAG, 28. SEPTEMBER 2021

ab 09:30

10:30 –

10:45

V1

10:45 –

11:15

V2

11:15 –

11:45

V3

11:45 –

12:00

13:00 –

13:20

V4

13:20 –

13:40

V5

13:45 –

14:30

RT1

RT1.1

Moderation: Andreas Jambor,

RWE Generation SE

Registrierung

Begrüßung, Einführung, Zielstellung,

VGB Gremiensicht

Dr. Thomas Eck und Jörg Kaiser,

VGB PowerTech e.V.

Risiken, Gefährdungen,

Bedrohungslage der Energiewirtschaft

Christine Hofer, Bundesamt für Sicherheit in der

Informationstechnik (BSI)

Cybersicherheit in der Energiewirtschaft:

Überblick über aktuelle gesetzliche Entwicklungen

Yassin Bendjebbour, BDEW

Beantwortung von Fragen,

Input zur Diskussion in den Round Tables

Angriffe erkennen im OT-Netzwerk:

Auf das Verhalten kommt es an

Arnold Krille, genua GmbH

Die IEC 62443 als ein gemeinsamer

Lösungsweg für Anlagenbetreiber

und Hersteller

Manuel Ifland,

Siemens Energy Global GmbH & Co. KG

Round Table 1

Moderation: Andreas Jambor,

RWE Generation SE

Erfahrungen im Zertifizierungsprozess nach IT-

Sicherheitskatalog der BNetzA

Erfahrungen der EnBW Erzeugung

als Betreiber kritischer Infrastrukturen

Matthias Heckenberger, EnBW AG

VGB PowerTech e.V., Veranstaltungsteam

und Gremien der IT-Sicherheit

RT1.2

Erfahrungen aus Sicht der RWE

Andreas Jambor, RWE Generation SE

Round Table Diskussion

Kontakt: Barbara Bochynski | Tel.: +49 201 8128-205 | Fax:+49 201 8128-321| E-Mail: vgb-it-security@vgb.org

VGB PowerTech e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany | www.vgb.org

24


VGB PowerTech 8 l 2021

13:45 – Round Table 2, Info-Teil

14:30 Moderation: Martin Malik, STEAG GmbH

RT2 Zukünftige Anforderungen an „Neueinsteiger“

Members´News

RT2.1

IT-Sicherheitsgesetz 2.0 und Änderungsverordnung

KRITIS: Welche Unternehmen der

Branche sind künftig zusätzlich konkret betroffen?

Ralf Hopf, plenum AG

RT2.2

15:00 –

15:20

V6

15:20 –

15:40

V7

15:45 –

16:30

RT3

RT3.1

RT3.2

Grundlagen einer regulierungskonformen

Umsetzung (Aufsetzen eines ISMS)

Martin Malik, STEAG GmbH

Beantwortung von Fragen

bzgl. Grundlagen „Neueinsteiger“

Von der zentralen Netzleittechnik bis zur Schaltanlage:

Ein ganzheitliches System zur Angriffserkennung

in Zeiten zunehmender Digitalisierung

Richard Stüber, Rhebo GmbH

Prozessdaten auf sicherer Reise

Eduard Bebernik, ABB AG

Round Table 3

Moderation: N.N.

Erfahrungen im Nachweisprozess nach

BSI-Gesetz §8a (Branchenstandards)

Umsetzungserfahrungen

im Bereich der Wasserkraft

Robert Wührer, Verbund

Umsetzungserfahrungen

im Bereich der Windkraft

N.N.

Round Table Diskussion

12:30

Please 15:45 – visit Round our Table website 4 (Fortsetzung for RT2) updates about VGB-Events!

16:30 Moderation: Martin Malik, STEAG GmbH

RT6 Awareness

Aktuelle RT4 Herausforderungen Informationen bei der Umsetzung zu unseren für Veranstaltungen

„Neueinsteiger“: Praxisgespräch

RT6.1

finden Sie auf unserer Webseite!

RT4.1

RT4.2

ab 18.00

Praktikable Vorgehensweise

Janis Zettel, Contechnet GmbH

Newsletter: www.vgb.org

Einbindung eines Dienstleisters

N.N.

Round Table Diskussion

Abendveranstaltung

im Restaurant Rhapsody, Hotel Bredeney

MITTWOCH, 29. SEPTEMBER 2021

09:00 -

09:30

V8

09:30 –

10:00

V9

Moderation: Andreas Jambor, RWE Generation SE

Gesamtheitliche IT-Sicherheit im Unternehmen

nach IT-Sicherheitskatalog der BNetzA,

BSI-Gesetz §8a und allgemeinen Anforderungen

für KRITIS-Betreiber

Dirk Meyer, Uniper

Umsetzung der Anforderungen zur Informationsund

IT-Sicherheit aus der

Betriebssicherheitsverordnung für Betreiber von

Energieerzeugungsanlagen

Katrin Gadow, Vattenfall Wärme Berlin AG

10:00 –

10:30

V10

11:00 –

11:20

V11

11:20 –

11:40

V12

11:45 –

12:30

RT5

RT5.1

RT5.2

11:45 –

Hacking des Leitstands von einem

Kraftwerk – praktische Erfahrungen

Rolf Strehle, ditis Systeme

Der schwarze Schwan – Unerwartete

physische Gefahren und Cybervorfälle

Alexander Schlensog, secunet

IT-Security ist mehr als nur ein Virenscanner

Matthias Fels, Manfred Lustig

und Ali Behbahani,

Siemens Energy Global GmbH & Co. KG

Round Table 5

Moderation: Andreas Jambor,

RWE Generation SE

Angriffserkennungssysteme

Angriffe erkennen und entgegenwirken

Stefan Menge, IFIT/Achtwerk

Impuls-Pitches

Dominique Petersen, secunet; Richard Stüber, Rhebo

GmbH; Arnold Krille, genua GmbH

Round Table Diskussion

Round Table 6

Moderation: Fabian Cholewa,

RWE Generation SE

Erfahrungen aus dem

Awareness-Programm bei RWE

Fabian Cholewa, AG

RT6.2 Security Awareness & IT-Operations –

Wie Ihnen die Verzahnung von Security

Awareness Training in die bestehende

Sicherheitslandschaft helfen kann,

nachhaltig das Nutzerverhalten zu ändern

und Ihre IT-Operations zu entlasten

Giovanni Pascale, Proofpoint GmbH

13:30-

14:00

V13

14:00-

14:15

V14

Round Table Diskussion

Wissensbasierte Anomalieerkennung

mittels Künstlicher Intelligenz

in Kritischen Infrastrukturen

Franka Schuster, BTU Cottbus

Anomalieerkennung und KI –

der Mensch bleibt am Steuer

Stefan Menge,

IFIT – Freies Institut für IT-Sicherheit e.V.

14:15 Resümee, Schlussworte,

Verabschiedung, Ausblick

Andreas Jambor, RWE Generation SE,

und Jörg Kaiser, VGB PowerTech e.V.

Aktuelle Informationen zu dieser Veranstaltung finden Sie auf unserer Webseite:

‣ www.vgb.org/veranstaltungen.html

25


8 >

Umschlag S-175-00-2014-04-DE_A3q.indd 1 15.04.2014 08:07:52

Members´News VGB PowerTech 8 l 2021

VGB FACHTAGUNG

IT-Sicherheit in Energieanlagen

ORGANISATORISCHE HINWEISE

VERANSTALTUNGSORT

Hotel Bredeney, Theodor-Althoff Str. 5, 45133 Essen

L www.hotel-bredeney.de, info@hotelbredeney.de

FACHAUSSTELLUNG

Wir bieten allen Teilnehmern die Möglichkeit, sich zusätzlich in

der begleitenden Fachausstellung zu präsentieren.

Kontakt: Steffanie Fidorra-Fränz

Tel.: 0201 8128-299, E-Mail: steffanie.fidorra-fraenz@vgb.org

ANMELDUNG

Die verbindliche Anmeldung, online, per Fax oder E-Mail,

wird bis zum 8. September 2021 erbeten.

Eine spätere Anmeldung ist möglich, falls die maxi male Teilnehmerzahl

nicht überschritten ist. Die Anmeldungen werden in der

Reihen folge ihres Eingangs berücksichtigt und durch Zusendung

einer E-Mail bestätigt.

Hinweis: Bei zu geringer Teilnehmerzahl behalten wir uns vor

die Veranstaltung zu stornieren.

TEILNAHMEBEDINGUNGEN

| Mitglieder 650,00 €

| Nichtmitglieder 850,00 €

| Hochschulen, Behörden 300,00 €

| Studierende frei mit Nachweis

Bei Teilnehmern von Unternehmen mit Sitz im Ausland innerhalb

der EU ist die Angabe der Umsatzsteuer-Identifikationsnummer

erforderlich. Die Teilnahmegebühren schließen die Tagungsunterlagen,

Pausengetränke und Mittagsimbiss während der Tagung,

sowie die Teilnahme an der Abendveranstaltung ein. Der Bewirtungskostenanteil

wird in der Rechnung mit Mehrwertsteuer ausgewiesen.

Nach der Veranstaltung werden die Vorträge zum

Download exklusiv für die Tagungsteilnehmer auf der VGB-

Homepage veröffentlicht.

ONLINE-ANMELDUNG

Bitte nutzen Sie die Online-Anmeldung.

L www.vgb.org/it_sicherheit2021.html

RÜCKTRITT

Bei Rücktritt werden folgende Gebühren einbehalten:

– Bis 14 Tage vor Beginn der Veranstaltung € 50,00;

– Innerhalb von 14 Tagen vor Beginn der Veranstaltung 100 %.

Es werden ausschließlich schriftliche Stornierungen akzeptiert.

HOTELEMPFEHLUNGEN

Im Tagungshotel ist unter dem Stichwort „VGB-Fachtagung“ ein

begrenztes Zimmerkontingent vorreserviert.

Hotel Bredeney, Theodor-Althoff Str. 5, 45133 Essen

info@hotelbredeney.de, 0201 769-0, www.hotel-bredeney.de

Einzelzimmer 99,00 Euro pro Nacht, inkl. Frühstücksbuffet

DATENSCHUTZHINWEISE

Detaillierte Informationen zu Teilnahmebedingungen sowie Datenschutzhinweise

entnehmen Sie bitte der VGB-Homepage: https://www.vgb.org

Fotonachweis: Titelseite, Fotolia © haidamac

Kontakt: Barbara Bochynski

Tel.: +49 201 8128-205

Fax:+49 201 8128-321

E-Mail: vgb-it-security@vgb.org

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen | Germany

www.vgb.org

VGB-Standard

IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen

Ausgabe/edition 2014 – VGB-S-175-00-2014-04-DE

DIN A4, 73 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 190,–, für Nicht mit glie der € 280,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

DIN A4, 73 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers* € 190,–, for non mem bers € 280,–, + VAT, ship ping and hand ling.

Der VGB-Standard VGB-S-175-00-2014-04-DE zeigt die relevanten Bedrohungen und Fehlerquellen

für den Betrieb der Erzeugungsanlagen. Daraus abgeleitet werden organisatorische und technische

Anforderungen zur Absenkung der Auswirkungen auf ein zu akzeptierendes Niveau, ergänzt durch

Handlungsempfehlungen und weitere Informationsquellen.

In Fachgesprächen mit namhaften Herstellern und dem BSI wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert

und seitens der Hersteller die Akzeptanz und die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt.

Mithilfe des VGB-S-175-00-2014-04-DE können die die IT-Sicherheit betreffenden organisatorischen

und technischen Strukturen und Prozesse bewertet und Hinweise für Erweiterungen und Neuinvestitionen

abgeleitet werden. Eine unternehmensinterne Anpassung und Präzisierung ist dabei unverzichtbar.

* Für Ordentliche Mitglieder des VGB ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.

VGB PowerTech Service GmbH

Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften

VGB PowerTech e.V.

Klinkestraße 27-31

45136 Essen

Fon: +49 201 8128 – 0

Fax: +49 201 8128 – 329

www.vgb.org

VGB-Standard

IT-Sicherheit für

Erzeugungsanlagen

VGB-S-175-00-2014-04-DE

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany

Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop

26


VGB PowerTech 8 l 2021

Members´News

Mit Hochdruck arbeitet RWE an Projekten

im Bereich Floating Offshore Wind.

Das Unternehmen untersucht derzeit in

drei Gemeinschaftsprojekten zu schwimmenden

Windkraftanlagen in den USA,

Spanien und Norwegen das Potenzial dieser

innovativen Technologie. Damit ist

RWE gut aufgestellt, um neue Projekte in

den tieferen Gewässern vor der schottischen

Küste realisieren zu können.

Im Bereich Erneuerbare Energien verfügt

RWE weltweit über eine Entwicklungspipeline

von über 30 Gigawatt, darin enthalten

Offshore-Optionen mit insgesamt fast

10 GW (pro rata).

LL

www.rwe.com (212511227)

Innovativ und intelligent: RWE

baut einen der größten

Batteriespeicher Deutschlands

• Anlage mit einer Leistung von 117

Megawatt (MW) wird an den

Kraftwerksstandorten Lingen und

Werne realisiert

• Kopplung mit Wasserkraftwerken

erhöht die Leistung um weitere 15

Prozent

• Investition von rund 50 Millionen Euro

Inbetriebnahme für Ende 2022

vorgesehen

(rwe) Verteilt auf zwei Standorte und mit

Laufwasserkraftwerken gekoppelt – RWE

baut einen der größten und innovativsten

Batteriespeicher Deutschlands. An den

Kraftwerksstandorten in Lingen (Niedersachsen)

und Werne (Nordrhein-Westfalen)

entsteht ein Batteriesystem mit einer

Gesamtleistung von insgesamt 117 Megawatt

(MW). Das Besondere daran: Die Batterien

werden virtuell mit den RWE-Laufwasserkraftwerken

entlang der Mosel gekoppelt.

Durch das Hoch- bzw. Herunterregeln

der Durchflussmenge an diesen Anlagen

kann RWE so zusätzliche Leistung

ebenfalls als Regelenergie bereitstellen.

Durch die Kopplung lässt sich die Gesamtleistung

der Batterien noch einmal um gut

15 Prozent steigern. So arbeiten Batterien

und Wasserkraftwerke quasi Hand in

Hand, um zur Netzstabilität beizutragen.

Das Investitionsvolumen für das Vorhaben

beträgt rund 50 Millionen Euro. Die Inbetriebnahme

wird für Ende 2022 angestrebt.

„Batteriespeicher sind unverzichtbar für

das Gelingen der Energiewende. Sie helfen

dabei, die Schwankungen im Stromnetz

auszugleichen, die mit dem wachsenden

Anteil der Erneuerbaren Energien zunehmen.

Unser Projekt setzt neue Maßstäbe

und zeigt, wie wir dem Markt durch die

intelligente Verknüpfung von Batterieleistung

mit Laufwasserkraftwerken noch

mehr Flexibilität zur Verfügung stellen

können“, erklärt Roger Miesen, Vorstandsvorsitzender

der RWE Generation.

Innovativ und intelligent: RWE baut einen der größten Batteriespeicher Deutschlands

NRW Wirtschafts- und Energieminister

Prof. Dr. Andreas Pinkwart: „Große Batteriespeicher

der Megawattklasse leisten einen

wichtigen Beitrag zur Netzstabilität in

der neuen Energiewelt. Die Realisierung

des Projektes an einem traditionsreichen

Kraftwerksstandort wie Werne zeigt eindrucksvoll,

wie mit Kompetenz und innovativen

Technologien die sichere Energieversorgung

der Zukunft gestaltet werden

kann. RWE setzt mit seinen Batteriespeichern

in Werne und Lingen neue Maßstäbe

und kann ein Vorbild für viele weitere Vorhaben

bei der Transformation unseres

Energiesystems werden.“

Olaf Lies, Niedersächsischer Minister für

Umwelt, Energie, Bauen und Klimaschutz:

„Der Kraftwerksstandort Lingen ist ein

Musterbeispiel für die Energiewende. Es ist

beeindruckend, wie schnell hier die Transformation

von einer herkömmlichem

Stromproduktion hin zu einer modernen,

klimafreundlichen Energiewelt vorangetrieben

wird. In Lingen kommen Klimaschutz

und Industrie zusammen. Das sichert

Arbeitsplätze und Wohlstand in der

Region. Industrie folgt Energie. Denn diese

Investitionen in die Energieinfrastruktur

entfalten Magnetwirkung für andere Industrieansiedlungen.

Klimaschutz ist so

viel mehr, als bloße CO 2 -Einsparung. Klimaschutz

führt so unseren Industriestandort

in ein neues Zeitalter.“

Das geplante System umfasst 420 Lithium-Ionen-Batterieracks,

eingehaust in 47

Übersee-Containern, die sich auf zwei

RWE Kraftwerksstandorte verteilen. Die

Anlage am Gersteinwerk in Werne wird

über eine Leistung von 72 MW verfügen,

die am Standort Emsland in Lingen wird

auf 45 MW kommen.

Exzellente Expertise im Umgang mit Batterien,

tiefes Marktverständnis und große

Erfahrung mit dem Anlagenbetrieb: Dass

RWE alle notwendigen Kompetenzen im

Unternehmen hat, war die Basis, um diese

innovative Lösung zu entwickeln. Schon

heute betreibt das Unternehmen Batteriespeicher

in den USA, in Deutschland und

Irland. Weitere Großprojekte sind aktuell

in der Umsetzung. Zeitgleich arbeitet RWE

an Projekten mit innovativen Technologien

wie Redox-Flow-Speichern oder sogenannten

Second-Life-Batterien, bei denen ausgemusterte

Elektroauto-Batterien stationär

eingesetzt werden.

LL

www.rwe.com (212511229)

AquaSector: Studie untersucht

Potenzial für ersten großskaligen

Offshore-Wasserstoffpark in

deutscher Nordsee

• RWE, Shell, Gasunie und Equinor

unterzeichnen Absichtserklärung

• Die Partner beabsichtigen bis 2028 rund

300 MW Elektrolyseurleistung für

grünen Wasserstoff auf See zu errichten

• Machbarkeitsstudie angestoßen

(rwe) Die Projektpartner RWE, Shell, Gasunie

und Equinor haben eine Absichtserklärung

zur Stärkung ihrer Zusammenarbeit

im Projekt AquaSector unterzeichnet.

Hierbei geht es um die Vision des ersten

großskaligen deutschen Offshore-Wasserstoffparks.

Das Projekt soll zeigen, dass in

Deutschland die Wasserstoffproduktion

auf See eine effiziente, kostengünstige und

nachhaltige Option zur Herstellung von

grünem Wasserstoff ist.

Im Rahmen von AquaSector ist die Installation

von rund 300 Megawatt (MW)

Elektrolyseurleistung geplant, mit der bis

zu 20.000 Tonnen grünen Wasserstoffs

pro Jahr auf See erzeugt werden sollen.

27


Members´News VGB PowerTech 8 l 2021

AquaSector: Studie untersucht Potenzial für ersten großskaligen Offshore-Wasserstoffpark i

n deutscher Nordsee

Der grüne Wasserstoff soll ab dem Jahr

2028 über eine Transportleitung, genannt

AquaDuctus, nach Helgoland transportiert

werden.

Die Partner sehen das AquaSector-Projekt

auch als „Proof of Concept“ für die Realisierung

der AquaVentus-Vision, bis zum

Jahr 2035 bis zu 10 Gigawatt Elektrolysekapazität

zu installieren und den produzierten

grünen Wasserstoff über eine erweiterte

Leitung zum deutschen Festland

zu transportieren.

Verglichen mit dem Transport von erzeugtem

Strom kann die Produktion von

Wasserstoff auf See und der Transport über

eine Leitung deutliche wirtschaftliche Vorteile

bieten. Die Pipeline kann fünf Hochspannungs-Gleichstromübertragungs-Stromanbindungen

(HGÜ) ersetzen,

die anderenfalls gebaut werden müssten.

Die Leitung stellt dabei die mit Abstand

kostengünstigste Möglichkeit, für

den Transport von großen Energiemengen

dar.

Als Teil der AquaVentus-Projektfamilie

wollen die Partner einen Beitrag zur Dekarbonisierung

der Energieversorgung in

Deutschland und Europa leisten. AquaSector

soll so ein wichtiger Meilenstein bei der

Umsetzung der deutschen und europäischen

Wasserstoffstrategie werden.

Das Projekt kann die Entwicklung eines

Wasserstoffmarktes unterstützen, der

eine schnell steigende Nachfrage nach

grünem Wasserstoff mit sich bringen

wird. Der erste Schritt im AquaSector-Projekt

ist die Durchführung einer detaillierten

Machbarkeitsstudie. Die Studie wird

wichtige Hinweise darauf geben, unter

welchen Bedingungen der Offshore-Wasserstoffpark

erfolgreich realisiert werden

kann und welche technischen und ökonomischen

Herausforderungen bei der

Offshore-Wasserstofferzeugung zu bewältigen

sind.

LL

www.wre.com (212511230)

RWE optimiert mit neuer Software

den Betrieb ihrer

Offshore-Windparks

• Innovatives Tool harmonisiert

Betriebsdaten der RWE Offshore-

Windparks weltweit

• Humber Gateway und Rampion in

Großbritannien haben die neue

Software bereits eingeführt

Sven Utermöhlen, Chief Operating Officer

Wind Offshore Global, RWE Renewables:

„Mit der Implementierung dieser neuen Software

machen wir einen wichtigen Schritt bei

der Harmonisierung unserer Steuerungssysteme

und der Optimierung der betrieblichen

Effizienz unserer Offshore-Projekte. Als eines

der erfahrensten Unternehmen der Welt im

Bereich Offshore-Windenergie wissen wir,

dass es entscheidend ist, zukünftige Anforderungen

zu antizipieren und sicherzustellen,

dass unsere Teams und unsere Systeme dafür

gut gerüstet sind.“

(rwe) RWE, eines der weltweit führenden

Unternehmen im Bereich der Erneuerbaren

Energien, wird ein innovatives Informationsmanagement-Tool

von Systematic

ausrollen, mit dessen Hilfe die Betriebsdaten

aller RWE Offshore-Windparks harmonisiert

werden sollen. Eine entsprechende

Vereinbarung hat RWE mit der dänischen

Firma kürzlich unterzeichnet.

Im Rahmen des Vertrags liefert Systematic

sein Offshore-Management-Tool

‚SITE‘, mit dem alle Schiffs- und Personalinformationen

sowie die vorhandenen Betriebsdaten

aller Offshore-Projekte von

RWE verwaltet werden können. Mithilfe

von SITE will RWE den Betrieb der Offshore-Windparks

optimieren, indem alle Arbeitsabläufe,

Unterweisungen und Sicherheitsprozesse

sowohl für die eignen Betriebs-

und Wartungsteams vor Ort sowie

für Dienstleister weltweit vereinheitlich

werden.

‚SITE‘ ist eine cloudbasierte Software, die

speziell für das Management von Offshore-Windparks

entwickelt wurde. Sie kann

den Bedürfnissen optimal angepasst werden

und sowohl für einzelne Windparks als

auch zur Kontrolle eines globalen Portfolios

eingesetzt werden. ‚SITE‘ wird zunächst

bei den RWE Offshore-Windparks in

Großbritannien zum Einsatz kommen; die

Standorte Humber Gateway und Rampion

haben die Software bereits eingeführt. Als

nächstes soll ‚SITE‘ auch in Deutschland,

Dänemark und Schweden ausgerollt werden.

Letztlich ist eine weltweite Nutzung

das Ziel.

Claus Byskov ist leitender Angestellter

bei Systematic im Bereich der Digitalen

Transformation. Er sieht klare Synergien

zwischen dem Wunsch von RWE, große

Mengen betrieblicher Daten unter ‚SITE‘

zusammenzuführen und dem Ziel von

Systematic, in Zukunft über eher traditionelle

maritime Anwendungen hinaus zu

operieren: „Wir wollen unseren Kunden

innovative Lösungen für Offshore-Windparks

bieten, die letztlich zu einem effizienteren

Betrieb ihres weltweiten Bestandes

führen.“

RWE baut ihr Offshore-Portfolio in Großbritannien

kontinuierlich weiter aus: Die

Errichtung des 857-Megawatt-Windparks

Triton Knoll (Anteil RWE pro-rata: 506

MW) ist weit fortgeschritten. Auch die Vorbereitungsarbeiten

an Land für den 1,4-Gigawatt-Windpark

Sofia auf der Doggerbank

haben begonnen. Vier weitere Projekte

sind in der Phase öffentlicher Konsultation.

Darüber hinaus hat RWE das Ausschreibungsverfahren

für zwei neue

Offshore-Standorte mit einer Kapazität

von bis zu drei Gigawatt (GW) gewonnen.

RWE, eines der weltweit führenden Unternehmen

im Bereich der Erneuerbaren

Energien, wird von 2020 bis 2022 insgesamt

5 Milliarden Euro netto in Erneuerbare

Energien investieren. Das globale Portfolio

soll so auf 13 Gigawatt Nettokapazität

ausgebaut werden.

LL

www.rwe.com (212511231)

28


VGB PowerTech 8 l 2021

VGB-Webinar | Live & OnLine

Members´News

BASICS WASSERCHEMIE IM KRAFTWERK

5. UND 6. OKTOBER 2021 | LIVE & ONLINE

PROGRAMM

DIENSTAG, 5. OKTOBER 2021

09:00 Begrüßung

Vorstellung und Einleitung

Vorreinigung

bis Ionenaustausch- und

Membranverfahren,

Deionatspeicherung

Betriebsstörungen –

unerwünschte Wechselwirkungen

anhand von Praxisbeispielen

13:00 Ende des ersten Seminartages

MITTWOCH, 6. OKTOBER 2021

09:00 Sauerstoffentfernung

Konditionierung von Wasser-Dampf-Kreisläufen

bis Probenahme und Überwachung

Einfluss der Überwachungsparameter

Wasserinhaltsstoffe auf den Betrieb

13:00 Ende des Seminars

IHRE REFERENTIN UND REFERENT

| Dr. Claudia Stockheim

| Christoph Giebmanns

BASICS WASSERCHEMIE IM KRAFTWERK

Der Betrieb moderner Kraftwerksanlagen wird häufig durch chemisch

bedingte Probleme im Bereich des Wasser-Dampf-Kreislaufs

negativ beeinflusst. Aus diesem Grund ist es wichtig, die grundlegenden

Zusammenhänge zu kennen und die chemische Fahrweise

entsprechend der betrieblichen Belange einzustellen. Die Teilnehmenden

sollen durch das Basisseminar „Basics Wasserchemie

im Kraftwerk“ in die Lage versetzt werden, die chemischen Vorgänge

in ihren Anlagen besser zu verstehen. Für die ebenso angebotenen

Seminare „Wasseraufbereitung“ und „Chemie im

Wasser-Dampf-Kreislauf“ dient „Basics Wasserchemie im Kraftwerk“

als hilfreiche Vorbereitung.

Den Teilnehmenden wird darüber hinaus die Möglichkeit geboten,

spezifische Probleme in ihren Anlagen zu diskutieren und Fragen

zu stellen.

AKTUELLE INFORMATIONEN

www.vgb.org/veranstaltungen.html

ONLINE-ANMELDUNG

L https://www.vgb.org/COR-registerFor-300405.html

oder https://t1p.de/0h43

KONTAKT

Fachliche Koordination: Dr. rer. nat. Claudia Stockheim

Organisation: Diana Ringhoff | T: +49 201 8128 232

E: vgb-wasserdampf@vgb.org

TEILNEHMERGEBÜHREN

VGB-Mitglieder € 350,00

Nichtmitglieder € 450,00

service.vgb.org

29


Members´News VGB PowerTech 8 l 2021

STEAG erreicht wichtige

Meilensteine im

Transformationsprozess

• Neuausrichtung kommt zügig voran

• Aufsichtsrat bestellt Ralf Schmitz zum

neuen STEAG-Geschäftsführer

• Chief Transformation Officer Carsten

König scheidet aus

(steag) In ihrem im Herbst Ende 2020 eingeleiteten

Transformationsprozess erzielt

die STEAG GmbH signifikante Fortschritte.

Nach mehreren ertragreichen Transaktionen

wie beispielsweise dem Verkauf des

Tochterunternehmens STEAG Power Minerals

und der erfolgreichen Teilnahme an

Stilllegungsauktionen im Rahmen des

Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes

hat das Essener Energieunternehmen

wichtige Meilensteine auf dem Weg zum

smarten Energiedienstleister erreicht. Aus

heutiger Sicht wird ab November 2022 nur

noch das hochmoderne Steinkohlekraftwerk

Walsum 10 am Strommarkt teilnehmen.

Hier prüft STEAG die Umstellung auf

den CO 2 -neutralen Brennstoff Holzpellets.

Damit kann der Kohleausstieg in Deutschland

innerhalb kürzester Zeit vollzogen

werden.

„Wir steigen zügig aus der Kohleverstromung

aus und erschließen uns mit ganzheitlichen

Energielösungen zur Dekarbonisierung

industrieller Produktionsprozesse,

mit erneuerbaren Energien und der Entwicklung

digitaler Geschäftsmodelle neue

Wachstumsfelder und Märkte außerhalb

unseres bisherigen Kerngeschäfts“, sagt Joachim

Rumstadt, Vorsitzender der

STEAG-Geschäftsführung.

Außerdem hat der jüngste positive Geschäftsverlauf

mit dazu beigetragen, dass

sich die wirtschaftliche Lage des Unternehmens

spürbar verbessert hat und STEAG

nunmehr in eine neue Transformationsphase

mit veränderten Schwerpunkten

eintreten wird. Infolgedessen wird es auch

einen Wechsel in der Geschäftsführung geben:

Chief Transformation Officer (CTO)

Carsten König, 50, Managing Director der

Unternehmensberatung AlixPartners, verlässt

das Unternehmen. Der Experte für finanzielle

und operative Reorganisationen

war im Februar dieses Jahres zum

STEAG-Geschäftsführer bestellt worden.

Der STEAG-Aufsichtsrat hat Ralf Schmitz,

54, neu in die Geschäftsführung berufen.

Der Partner der Düsseldorfer Unternehmensberatung

Schmitz & Partner verfügt

über umfassende Erfahrung in der Restrukturierung

und Transformation von Unternehmen

im Industriesektor. Der studierte

Wirtschaftsingenieur wird neben Joachim

Rumstadt (Vorsitzender), Dr. Andreas

Reichel (Personal und Arbeitsdirektor), Dr.

Heiko Sanders (Finanzen) und Dr. Ralf

Schiele (Markt und Technik) fünftes Mitglied

der STEAG-Geschäftsführung.

Guntram Pehlke, Vorsitzender des Aufsichtsrats

der STEAG GmbH, dankt dem

scheidenden CTO für seinen intensiven

Einsatz in den vergangenen Monaten:

„Carsten König war bereit, diese Aufgabe

kurzfristig und – mit Blick auf die damalige

Situation der STEAG – unter schwierigen

Bedingungen anzutreten. Dafür gebührt

ihm unser ausdrücklicher Dank.“ Die Fortsetzung

des eingeschlagenen Wegs zur zukunftsfähigen

Ausrichtung des Energieunternehmens

sieht der STEAG-Aufsichtsratsvorsitzende

nun bei Ralf Schmitz und

der übrigen Geschäftsführung in guten

Händen: „Die Basis ist geschaffen, jetzt gilt

es, die nächsten Schritte praktikabel und

effektiv umzusetzen.“

LL

www.steag.com (212511236)

Trianel: Erneuerbare Energie für

Brandenburg und Mecklenburg-

Vorpommern

• Encavis Asset Management AG und

badenova engagieren sich bei fünf

gemeinsamen Solarparks

(trianel) Die Encavis Asset Management

AG (Encavis AM) mit Sitz in Neubiberg bei

München und der Freiburger Energie- und

Umweltdienstleister badenova wollen gemeinsam

ihr Portfolio an erneuerbaren

Energien in Deutschland ausbauen. Die

erste Kooperation umfasst Photovoltaikanlagen

an fünf Standorten in Brandenburg

und Mecklenburg-Vorpommern, die beide

Unternehmen zusammen mit weiteren Investoren

erwerben und betreiben wollen.

Die Solaranlagen mit einer Erzeugungsleistung

von insgesamt 45,5 Megawatt

(MW) zählen 2021 zu den bedeutenden

Transaktionen im deutschen Markt. Anlagen

mit entsprechend großer Nennleistung

werden selten in einem Paket auf einmal

vermarktet.

Zu diesem Zweck haben sich die badenova-Tochter

badenovaWÄRMEPLUS mit 49

Prozent und der von der HANSAINVEST

LUX gemanagte und der Bayerischen Landesbank

vertriebene Spezialfonds Encavis

Infrastructure Fund II mit 51 Prozent an

zwei Projektgesellschaften beteiligt. Hinter

dem Mehrheitsinvestor stehen insbesondere

Sparkassen und Genossenschaftsbanken

aus diversen Regionen Deutschlands. Das

Gesamtinvestitionsvolumen liegt im mittleren

zweistelligen Millionenbereich. Die

Encavis AM übernimmt nach federführender

Projektabnahme die Geschäftsführung,

das technische Anlagencontrolling

und auch die kaufmännische Betriebsführung.

Die Photovoltaikparks sind auf Freiflächen

an Bahn- und Autobahntrassen in

Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern

von der Trianel Energieprojekte errichtet

worden. Drei der Anlagen befinden

sich im Landkreis Ludwigslust-Parchim,

die beiden anderen in den Landkreisen

Prignitz und Uckermark. Seit dem 15. Juni

2021 sind alle Projekte am Stromnetz angeschlossen.

Dazu Andreas Lemke, Projektleiter

der Trianel Energieprojekte: „Die

fünf Photovolatik-Projekte sind teilweise

unter Einsatz von modernster Technik an

anspruchvollen Standorten errichtet worden.

Sie sind das Ergebnis einer anspruchsvollen

Projektierungsleistung und spiegeln

das große Engagament aller Beteiligten.

Der gesamte Prozess der Planung und der

nun erfolgten Transaktion ist sehr professionell

und strukturiert von unseren Partnern

Encavis AM und badenova begleitet

und abgewickelt worden und hat zum Erfolg

des Gesamtprojektes erheblich beigetragen.“

Die Zusammenarbeit von badenova und

Encavis AM sieht vor, dass die beteiligten

Unternehmen die erzeugten Strommengen

auch selbst vermarkten können. Dazu sagt

Karsten Mieth, Vorstand der Encavis AM:

„In Zeiten steigender Nachfrage nach erneuerbarem

Strom wächst auch die Bedeutung

direkter Kooperationen aus Finanzinvestoren

und Unternehmen der Energiebranche.

Wir freuen uns als Encavis Asset

Management daher besonders, durch

die Zusammenarbeit mit badenova unsere

Vorreiterrolle bei der Erzeugung von erneuerbarem

Strom zu stärken.“

Geschäftsführer der badenovaWÄRME-

PLUS, Michael Klein, ergänzt: „Als ökologisch

ausgerichteter Energie- und Umweltdienstleister

ist es für uns wesentlich, unsere

Erzeugungskapazität für erneuerbaren

Strom weiter auszubauen und damit künftig

auch die steigende Nachfrage unserer

Kunden erfüllen zu können. Die Kooperation

mit Encavis Asset Management bietet uns

in diesem Zusammenhang eine wertvolle

Unterstützung und stärkt unsere Rolle als

Motor der Energiewende auch über den

Südwesten hinaus. Insbesondere für die

Zeit nach dem Ausstieg aus der Stromgewinnung

durch Braun- und Steinkohle sowie

Atomkraft stellen wir uns damit zukunftsorientiert

auf.“

LL

www.trianel.de (212511238)

30


VGB PowerTech 8 l 2021

Members´News

Bavaria‘s Economics Minister

Aiwanger lays foundation stone

for new Irsching 6 gas-fired

power plant

• Minister Hubert Aiwanger: „Irsching 6

is our insurance against power outages“.

• Uniper COO David Bryson: „The first

large-scale power plant solely for grid

stabilization“.

• Tim Meyerjürgens, COO TenneT: „Grid

expansion is crucial for the success of

the energy transition in Bavaria and

Germany. Until the energy transition

grid is in place, we need „security

buffers“ like Irsching 6 for the power

supply“

(uniper) Bavarian Economics and Energy

Minister Hubert Aiwanger laid the official

foundation stone for the new Irsching 6

gas-fired power plant near Ingolstadt. The

300-megawatt power plant will be built

and later operated by Uniper. It will serve

exclusively as a security buffer for the power

supply. This means that the plant will

not be available to the market, but will only

step in at short notice in emergency situations

when system security is at risk. The

project was put out to tender by the transmission

system operator TenneT, which

will continue to request the plant as needed

in the future. Uniper was awarded the

contract for construction and operation at

the end of 2018. Unit 6 is scheduled to be

commissioned in October 2022.

Minister Aiwanger laid the symbolic

foundation stone in the presence of District

Administrator Albert Gürtner (Pfaffenhofen

District) and Vohburg‘s Mayor Martin

Schmid, as well as representatives of

the companies TenneT, Uniper and Ansaldo.

Hubert Aiwanger, Bavarian State Minister

for Economic Affairs, Regional Development

and Energy: “With the shutdown

of the nuclear power plants, we have new

challenges to master in order to ensure security

of supply. To do this, we need

Irsching 6. The new unit is our insurance

against power outages. Industry and private

households alike will benefit from the

flexibility of the gas turbine plant. I am

very happy about the commissioning in fall

2022 and wish everyone involved every

success in the further construction process.”

Tim Meyerjürgens, COO of TenneT: “Grid

expansion is crucial for the success of the

energy transition in Bavaria and Germany.

We are working on this at full speed. Until

the energy transition grid is completed, we

have to master the challenges posed by the

shutdown of nuclear and coal-fired power

plants and the fluctuating feed-in of more

and more renewable electricity. Irsching 6

will help us do this as a security buffer for

the power supply.”

Bavaria‘s Economics Minister Aiwanger lays foundation stone for new Irsching 6 gas-fired

power plant. f.l.t.r.: Claudio Nucci, COO Ansaldo - Dr. Bernd Stöcker, Project Manager Irsching 6

- David Bryson, COO Uniper - Hubert Aiwanger, Bavarian State Minister for Economic Affairs and

Energy - Tim Meyerjürgens, COO TenneT

Uniper board member and COO, David

Bryson: “With this power plant, Germany

is breaking new ground. It is the first largescale

power plant to be built solely for the

purpose of stabilizing the grid, an “airbag

in the energy system”. Previously, only existing

power plants were used for this task.

Irsching 6 is the future. A modern, highly

flexible power plant is being built here, fully

geared to the needs of the grid operator.

My praise and thanks go to the project

management, but also to the approval authorities,

who accompanied the process

very constructively and kept the Corona-related

impacts small.”

The gas turbine – the heart of the new

unit – arrived at the power plant site at the

end of May, with the generator and transformer

arriving shortly before. The next

step will be to assemble these components.

The Irsching power plant is located near

the town of Vohburg on the Danube. The

natural gas-fired plant consists of a total of

five - soon to be six - independent units, of

which the two oldest units Irsching 1 and 2

have already been shut down. The modern

and highly efficientcombined-cycled units

Irsching 4 and 5 returned to the electricity

market last fall.

LL

www.uniper.energy (212511239)

Uniper accelerates coal phase-out

in the UK: One unit of the coalfired

power plant in Ratcliffe-on-

Soar will be shut down early

• A quarter of the 2 gigawatt power plant

in the Midlands will go offline as early

as next year

Electricity production from the

remaining units will cease at the end of

September 2024

• CEO Klaus-Dieter Maubach: „Chance of

a faster exit seized“

(uniper) Uniper will close one of the four

500 MW units of the Ratcliffe hard coal-fired

power plant as early as the end of September

2022 - two years ahead of the date

announced by the UK government for the

coal phase-out. Uniper is thus taking the

opportunity to accelerate the phase-out of

coal-fired power generation in the UK electricity

system wherever possible. Power

generation in the remaining three units of

the 2 gigawatt power plant is scheduled to

end completely by the end of September

2024 at the latest, after the power plant has

fulfilled its obligations under the UK capacity

market agreements.

Uniper CEO Klaus Dieter Maubach: “We

have the ambitious goal of making the entire

Uniper power plant portfolio in Europe

CO 2 -neutral by 2035. To achieve this, we

must seize every opportunity that comes

our way. In the case of Ratcliffe, we want to

take one unit off the grid more quickly.

This is within the framework announced by

the government - but we do not want to exhaust

this, but bring the date forward two

years. We want to take advantage of such

opportunities in order to achieve the decarbonisation

targets we have set ourselves.”

31


Members´News VGB PowerTech 8 l 2021

Uniper COO David Bryson: “We are proud

of the contribution Ratcliffe has made and

will continue to make to keep the lights on

in the UK. We are also looking at options

now to transform the site in advance of the

power station closing to allow us the best

opportunity to retain and reskill the workforce.

Our ambitious goal is to start building

an energy recovery facility on part of

the power station site at the end of next

year and to have this facility fully operational

by 2025. This will be a first step towards

realising our broader vision of generating

electricity and heat in a sustainable

way at this site, which will then be used by

large industrial companies and institutions.


Ratcliffe Power Station has reliably supplied

around 4% of all electricity for the UK

over the last 50 years. During this time it

has made a significant contribution to the

regional economy, created thousands of

skilled jobs and generated electricity for

around two million homes and businesses.

Facts about Ratcliffe

• Four coal-fired units with a capacity of

500 MW each and a total capacity of

2000 MW

• Ratcliffe is the only coal-fired power

station in the UK equipped with

selective catalytic reduction technology,

which can reduce nitrogen oxide

emissions by 70-95%. It is also equipped

with a flue gas desulphurisation (FGD)

plant, which removes sulphur dioxide

(SO2) from the flue gases before they

are released into the atmosphere.

• At full capacity, Ratcliffe can generate

electricity for around two million homes

LL

www.uniper.energy (212511916)

VERBUND schafft an den

Grenzstrecken von Inn und Donau

neue Ökosysteme

• Renaturierte Bachlandschaften und

Uferbereiche im bayerischoberösterreichischen

Grenzgebiet an

Inn und Donau führen zur

Wiederherstellung von wertvollen

Ökosystemen

(verbund) VERBUND, Bayerns und Österreichs

führendes Wasserkraftunternehmen,

hat im Juli 2021 gemeinsam mit der

Marktgemeinde Engelhartszell im Rahmen

eines Interreg-Programmes drei neue gewässerökologische

Maßnahmen an den

Grenzstrecken von Inn und Donau in Betrieb

genommen. Gemeinsam mit dem Passauer

Landrat Raimund Kneidinger und

Engelhartszells Bürgermeister Roland

Pichler überzeugten sich VERBUND-Chef

Michael Strugl, Grenzkraftwerks-Geschäftsführer

Karl Heinz Gruber und der

neue Grenzkraft-Werksgruppenleiter

Andreas Auer von der Wirksamkeit eines

dieser Ökosysteme am Donauufer in der

Marktgemeinde Engelhartszell.

Im Rahmen des persönlichen Erfahrungsaustausches

stellte VERBUND Landrat

Kneidinger auch weitere ökologische Projekte

vor, die in den kommenden Jahren in

der Stadt Passau und im Landkreis zur Herstellung

der Durchgängigkeit und Schaffung

von neuem Lebensraum für Flora und

Fauna am Inn und der Donau geplant sind.

Insgesamt investiert VERBUND dafür in

dieser Region rund 45 Mio. Euro.

Interreg-Projekt „Bachlandschaften“

Beim Interreg-Projekt „Bachlandschaften“

leisteten die Projektpartner Marktgemeinde

Engelhartszell und VERBUND einen

weiteren wichtigen Beitrag zur Wiederherstellung

von Ökosystemen und

Flusslandschaften im bayerisch-oberösterreichischen

Grenzbereich an Inn und Donau.

Konkret wurden mit Unterstützung

der Europäischen Union in den vergangenen

Monaten drei nachhaltige Renaturierungsmaßnahmen

mit Gesamtkosten von

1,1 Mio. Euro am Simbach, im Westerndorfer

Graben und beim Weitbach bei Perach

sowie bei der Mündung des Saagbachs in

Engelhartszell umgesetzt.

Über die Wirksamkeit der Maßnahme am

Donauufer in Engelhartszell konnten sich

Landrat Kneidinger und Bürgermeister

Pichler gemeinsam mit VERBUND-Chef

Strugl, Grenzkraftwerke-Geschäftsführer

Gruber sowie Werksgruppenleiter Auer im

Rahmen des Erfahrungsaustausches überzeugen.

Beim Projekt „Saagbach“ handelt es sich

um ein Projekt der Gemeinde Engelhartszell,

welches der Schaffung eines Reproduktions-

und Juvenilhabitats für Jungfische

bei der Mündung des Saagbaches in

die Donau dient. Dabei wurde im Herbst

2020 eine strömungsberuhigte Bucht mit

flach auslaufendem Kiesufer geschaffen,

welche bei hohen Abflüssen der Donau für

die gesamte Fischfauna einen sicheren

Rückzugsraum bietet.

Ökomaßnahmen-Bündel

im Landkreis Passau

Im Rahmen des Ortsaugescheins wurde

Landrat Kneidinger von VERBUND auch

gleich über weitere ökologische Projekte

informiert, die in den kommenden Jahren

am Grenz-Inn, insbesondere im Landkreis

und der Stadt Passau fertig gestellt werden.

Nachdem von VERBUND am bayerischen

Inn bereits elf Kraftwerke wieder fischdurchgängig

gemacht und zusätzlich eine

Vielzahl an neuen Lebensräumen durch

Renaturierungen geschaffen wurden, steht

in den kommenden Jahren der Fokus auf

Ökomaßnahmen im Innabschnitt zwischen

Braunau-Simbach und Passau-Ingling sowie

beim Donaukraftwerk Jochenstein.

„VERBUND bekennt sich zum Miteinander

von Natur, Umwelt und nachhaltiger

Stromerzeugung aus regenerativer Wasserkraft.

Maßnahmen, die sich nicht in Kilowattstunden

neiderschlagen sondern Artenvielfalt

fördern und Lebensräume

schaffen sind daher feste Bestandteile unseres

Alltags“, erklärt VERBUND-Chef Micahel

Strugl. „Die Wasserkraft schafft damit

eine positive Verbindung von Ökologie

und erneuerbarer Stromerzeugung und

behebt damit auch Defizite, die ihren Ursprung

in ganz anderen Maßnahmen als

dem Kraftwerksbau haben. Damit wird die

Wasserkraft ihrem Anspruch gerecht, eine

nachhaltige und zukunftsfitte Partnerin für

die erneuerbare Energiezukunft zu sein –

unverzichtbar im Zusammenspiel mit

Wind und Sonne.“

Landrat Keidinger zeigt sich über die Gesamtinvestition

von 45 Mio. Euro erfreut

und spricht vom bislang größten privatwirtschaftlich

initiierten Öko-Maßnahmenpaket

in der Region: „VERBUND hat in

den vergangenen Jahren eindrucksvoll bewiesen,

dass Umweltschutz und Wasserkraft

Hand in Hand gehen. „

Bürgermeister Pichler sieht dies am Beispiel

der Maßnahme am Saagbach bestätigt:

„Die Renaturierungsmaßnahme, die

wir hier umgesetzt haben, hat in kürzester

Zeit dazu geführt, dass sich sowohl die Fischwelt

als auch die Flora gut entwickelt

haben“.

Grenzkraftwerke-Geschäftsführer Gruber

nimmt diesen Wunsch nach einer breiten

Information über die vielen anstehenden

Öko-Projekte gerne an: „Wir haben

speziell hier im Landkreis bzw. in der Stadt

Passau in den kommenden fünf Jahren mit

der Herstellung der Durchgängigkeit an

vier Grenzkraftwerken samt zusätzlichen

Naturräumen viel vor. Damit verfolgen wir

konsequent unser Ziel, dass am Ende aller

Ökomaßnahmen die Fische erstmals wieder

von der Donau über den gesamten Inn

bis ins Engadin in der Schweiz schwimmen

können.“

Die Rolle der Wasserkraft in einem

nachhaltigen Energiesystem

Strom aus Wasserkraft hat vielfältige

Funktionen im Energiesystem. Die Laufwasserkraftwerke

von VERBUND in Bayern

bzw. an den Grenzen zwischen Bayern und

Österreich sind 24 Stunden in Betrieb und

liefern regionalen Strom für rund 1,8 Millionen

Haushalte in die Netze. Wasserkraft

ist CO2-neutral, ressourcenschonend, vermindert

die Importabhängigkeit von fossilen

Rohstoffen und leistet somit einen zentralen

Beitrag zur Energiewende.

LL

www.verbund.com (212511924)

32


VGB PowerTech 8 l 2021

CONFERENCE/KONFERENZ

Members´News

VGB CONFERENCE CHEMISTRY 2021

VGB-CHEMIEKONFERENZ 2021

with Technical Exhibition/mit Fachausstellung

| (26) 27 & 28 OCTOBER 2021

| MARITIM HOTEL ULM, GERMANY

Die 57. VGB-Chemiekonferenz beginnt in diesem Jahr mit einer ausführlichen

Übersicht über die häufigsten Gründe chemiebedingter Schäden in

Kraftwerken. Dabei ist ein wesentlicher Aspekt die rechtzeitige Ermittlung

von Änderungen in der Chemie des Wasser-Dampf-Kreislaufs. Hierzu

werden neue und aktuelle online Mess methoden und Geräte vorgestellt.

Weitere Aspekte in diesem Zusammenhang sind die Optimierungen und

Konditionierungen des Wasser-Dampf-Kreislaufs sowie die Kondensatund

Wasseraufbereitung mit unterschiedlichen Verfahren. Hier wird u.a.

vertiefend auf die Aufbereitung mit Ionenaustauschern eingegangen.

In den letzten Jahren ist intensiv das Thema Legionellen in Kühlkreisläufen

diskutiert worden. Daher gibt es auch in diesem Jahr drei Vorträge, die

sich mit diesem Thema auseinandersetzen.

Zur Korrosionsvermeidung an Werkstoffen werden unterschiedliche Beschichtungsmöglichkeiten

vorgestellt.

Die Schwierigkeiten in der Rauchgasreinigung bei der Umstellung von

Kohle- zu Biomasseverbrennung sowie die Quecksilberabscheidung werden

ebenfalls präsentiert.

Aufgrund der zukünftig vermehrten Erzeugung von Wasserstoff, wird in

diesem Zusammenhang auf die Wasserreinheit bei der Wasserstofferzeugung

eingegangen.

Zum Schluss wird vorgestellt, wie die Digitalisierung Einzug in die Wasserchemie

hält.

Die Konferenz wird wieder von einer Fachausstellung begleitet.

Auf Wiedersehen in Ulm!

VGB PowerTech e.V., Veranstaltungsteam

The 57 th VGB Conference Chemistry begins this year with a detailed overview

of the most common causes of chemical-related damages in power

plants. An essential aspect is the timely detection of changes in the chemistry

of the water-steam cycle. For this purpose, new and current online

measuring methods and devices will be presented. Further aspects in this

context are the optimization and conditioning of the water-steam cycle, the

condensate and the water treatment with different processes. Among others,

the treatment with ion exchangers will be presented as well.

In recent years, the topic of legionella in cooling circuits has been discussed

intensively. Therefore, there will also be three lectures dealing with

this topic this year.

Different coating options will be presented to prevent the corrosion on

materials.

The difficulties in flue gas cleaning during the conversion from coal to biomass

combustion as well as mercury separation will also be presented.

Due to the increased production of hydrogen in the future, water purity in

hydrogen production is discussed in this context.

Finally, how digitalization is finding its way into water chemistry will be

presented.

The conference will again be accompanied by an interesting trade exhibition.

See you in Ulm!

VGB PowerTech e.V., Event team

| REGISTRATION/ANMELDUNG

L https://t1p.de/wmzl or

https://www.vgb.org/COR-event_page-26112.html

TAGUNGSPROGRAMM

CONFERENCE PROGRAMME

(Änderungen vorbehalten/Subject to revision. Stand: 1. Sept. 2021)

Konferenzsprachen: Deutsch und Englisch mit Simultanübersetzung

Conf. languages: German and English with simultaneous translation

ab

18:00

from

18:00

DIENSTAG, 26. OKTOBER 2021

TUESDAY, 26 OCTOBER 2021

Get-Together in der Ausstellung

Get-Together in the exhibition hall

Swan Analytische Instrumente AG lädt alle

Konferenzteilnehmer zum zwanglosen Treffen ein

Swan Analytical Instruments AG invites all

participants to a Get-Together in the exhibition area

MITTWOCH, 27. OKTOBER 2021

WEDNESDAY, 27 OCTOBER 2021

09:00 Begrüßung und Eröffnung

Welcome and opening

09:10

V01 –

V03

The actual most frequent reasons for chemistry

related damages in thermal power plants

Die aktuell häufigsten Gründe für chemiebedingte

Schäden in thermischen Kraftwerken

M. Rziha, PPCHEM AG Hinwil/Switzerland

10:10 Pauss/Break

10:50

V04

11:10

V05

11:30

V06

11:50

V07

Improving plant chemistry through

monitoring and control

Verbesserung der Anlagenchemie

durch Überwachung und Kontrolle

K. Kuruc, SDM Power/Hach, Loveland CO/USA

Lastest updates on boiler water chemistry

monitoring and control

Neuste Updates zur Überwachung und Steuerung

der Kesselwasserchemie

G. Manickam, CONSULTANCY SERVICES (OPC)

PVT. LTD., Tamil Nadu/India

Advancing online analysis: integration of silica

and phosphate measurements

Weiterentwicklung der Online-Analytik: Integration

von Kieselsäure- und Phospatmessungen

K. Buecher,

Mettler Toledo Thornton Inc., Billerica/USA

NARWHAL-RS1 New approach of colometric analysis

NARWHAL-RS1 Neuer Ansatz der kolorimetr. Analyse

Y. Bouvier, TRACE Analysis, Paladru/France

12:10 Pause/Break | Lunch in the exhibition area

Stay in contact with us, digital and up-o-date!

‣ Newsletter subscription | www.vgb.org/en/newsletter.html

33


Members´News VGB PowerTech 8 l 2021

VGB CONFERENCE CHEMISTRY 2021

VGB-CHEMIEKONFERENZ 2021

(26) 27 & 28 OCTOBER 2021

ULM/GERMANY

13:40

V08

14:00

V09

14:20

V10

14:40

V11

Operational assessment of the state of the cycle

chemistry of the power unit at thermal power plants

Betriebliche Bewertung des Zustands der Kreislaufchemie

eines Kraftwerksblocks in Wärmekraftwerken

S. Zvonareva and O. Yegoshina,

National Research University MPEI, Moscow/Russia

Optimierung der Konditionierung von

Wasser-Dampf- und Kühlkreisläufen in thermischen

Kraftwerken mit Umkehrosmose zur Reduzierung

von Umweltbelastungen und Betriebskosten

Optimising the conditioning of water-steam and cooling

cycles in thermal power plants with reserve osmosis to

reduce environmental impacts and operational costs

M. Geisthövel, Veolia Water Technologies

Deutschland GmbH, Celle/Germany

Online analysis of film-forming amines

Onlineanalyse filmbildender Amine

H. Stansfield,

Waltron Bull & Roberts, Flemington NJ/USA

Solving corrosion issues in the water

and steam cycle of a Benson-type CCGT

Lösung von Korrosionsproblemen im Wasser- und

Dampfkreislauf einer GuD-Anlage vom Typ Benson

M. Jansen and A. Verstraeten, Anodamine European

Operations BV, Helmond/The Netherlands

15:00 Pause/Break

15:40

V12

16:00

V13

16:20

V14

Case studies mit Mi-Vision – Damit haben

wir nicht gerechnet

Case studies with Mi-Vision – We did not expect that

D. Mauer, MionTec GmbH, Leverkusen/Germany

Was uns der schwach basische Anionenaustauscher

bisher verschwiegen hat

What the weak base ion exchanger

has not told us so far

D. Mauer, MionTec GmbH, Leverkusen/Germany

Überprüfung einer bestehenden

IX Anlage mit LewaPlus

Review of an existing demineralization plant

with LewaPlus

H.-J. Wedemeyer,

Lanxess Deutschland GmbH, Leverkusen/Germany

16:40 Pause/Break

17:10

V15

Fortschritte bei der mikrobiologischen Analyse

von Kühlwasser

Advances in microbiological analysis of cooling water

H. Lindner, Lindner AUDi, Bochum/Germany

17:30

V16

17:50

V17

Vollautomatisierte, kontinuierliche Messung der

Legionellenkonzentration im Hauptkühlwasser –

24/7 Hygienemanagement

Fully automated, continuous measurement of the legionella

concentration in the main cooling water –

24/7 hygiene management

H. Ohme, INWATEC GmbH, Bergheim/Germany

Hygienische Gefährdungsbeurteilung

von Verdunstungskühlanlagen

Hygienic risk management

of evaporation cooling systems

M. Weber, Calyptics, Frankfurt/Germany

18:10 Ende des ersten Konferenztages

End of the first conference day

19:00 Abendveranstaltung mit freundlicher Unterstützung

von Kurita Europe GmbH und Purolite GmbH

(Ort wird später bekannt gegeben)

Bitte tragen Sie an diesem Abend

das VGB-Namensschild

Evening event kindly supported by Kurita Europe GmbH

and Purolite GmbH (location to be announced later)

Please wear your VGB conference badge this evening

09:00

V18

09:20

V19

09:40

V 20

10:00

V21

DONNERSTAG, 28. OKTOBER 2021

THURSDAY, 28 OCTOBER 2021

CUI – Korrosion unter Isolierung

mit Beschichtungen verhindern

CUI – Prevent corrosion under insulation by coatings

A. Hoyer, International Farbenwerke GmbH,

Hamburg/Germany

Optimierungsmöglichkeiten für konstruktive Elemente

in aggressiven Umgebungen durch den Einsatz von

thermoplastischen Kunststoffen

Optimization options for constructive components

in aggressive environments by utilizing thermoplastics

T. Brünig, Technoform Kunststoffprofile GmbH,

Lohfelden/Germany

Can an old semi-dry FGD be used with bio flue gas?

Kann eine alte halbtrockene REA mit

Bio-Rauchgas betrieben werden?

F. Fogh, Ørsted Thermal Power A/S, Fredericia/Denmark

Emissionsminderung von Quecksilber im

Steinkohlekraftwerk – Bericht aus der betrieblichen

Praxis

Reduction of mercury emissions in hard coal-fired power

plants – Report from operational practice

J. Fahlke,

Grosskraftwerk Mannheim AG, Mannheim/Germany

ORGANISATIONAL INFORMATION

VENUE

Hotel Maritim | Ulm, Germany

REGISTRATION | ONLINE

L https://t1p.de/m0rd or

https://www.vgb.org/en/COR-event_page-26112.html

Registration is possible until the start of the conference.

FEES/NOTICE

VGB members 790.00 €

Non-members 950.00 €

Universities, authorities, retired 430.00 €

WEBPAGE

L https://t1p.de/ia0u or

https://www.vgb.org/en/chemiekonferenz_2021.html

34


VGB PowerTech CONFERENCE 8 l 2021 CHEMISTRY 2021

VGB-CHEMIEKONFERENZ 2021

Members´News

(26) 27 & 28 OCTOBER 2021

ULM/GERMANY

10:20 Pause/Break

11:00

V22

11:20

V23

11:40

V24

12:00

V25

Novel online method for monitoring discharge

of trace metals from a power generation site

Neuartige Online-Methode zur Überwachung

der Ableitung von Spurenmetallen aus

einer Stromerzeugungsanlage

K. Kuruc, SDM Power/Hach, Loveland CO/USA

Securing your water production in a water scare world

Sicherung Ihrer Wasseraufbereitung bei Rohwasserveränderungen

in Zeiten von Wasserknappheit

M. Geisthövel, Veolia Water Technologies

Deutschland GmbH, Celle/Germany

A hydrogen fueled future:

Water purity and chemistry implications

Eine Zukunft mit Wasserstoff als Brennstoff: Auswirkungen

auf die Wasserreinheit und die Chemie

K. Buecher, Mettler Toledo Thornton Inc., Billerica/USA

Kondensatreinigung: es geht auch ohne Mischbett

oder nachgeschaltetem Kationenaustauscher

Condensate purification: it also works without

a mixed bed or downstream catalyst exchanger

C. Holl, HYDRO-ENGINEERING GmbH,

Mülheim/Germany

12:20 Pause/Break | Lunch in the exhibition area

13:30

V26

13:50

V27

14:10

V28

Smart – Ein interpretierbarer Begriff

für Online-Wasseranalysegeräte

Smart – An interpretable term for

online water analytical instruments

M. Nogales, SWAN Analytische Instrumente AG,

Hinwil /Switzerland

Considerations for implementing smart cycle

chemistry alarms

Überlegungen zur Einführung von intelligenten Alarmen

der Kreislaufchemie

B. Burns, EPRI, Palo Alto/USA

DuPont Water multi-tech provision in power plants

DuPont Water Multitechnologieversorgung

in Kraftwerken

L. Lewis, DuPont Water Solutions, Singapore

14:30 Schlusswort – Ende der Vortragsveranstaltung

Concluding remarks – End of the lecture program

14:45 Ende der Konferenz

End of the conference

KOOPERATIONSPARTNER/CO-OPERATION PARTNERS

Services

ORGANISATORISCHE HINWEISE

VERANSTALTUNGSORT

Hotel Maritim | Ulm, Deutschland

ONLINEANMELDUNG & INFORMATIONEN

L https://t1p.de/wmzl oder

https://www.vgb.org/COR-event_page-26112.html

bis Konferenzbeginn möglich.

TEILNEHMERGEBÜHREN

VGB-Mitglieder 790,00 €

Nichtmitglieder 950,00 €

Hochschule, Behörde, Ruheständler 430,00 €

WEBPAGE

L https://t1p.de/nwzx oder

https://www.vgb.org/chemiekonferenz_2021.html

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35


Role of renewable energies in global electricity generation VGB PowerTech 8 l 2021

Role of renewable energies in global

electricity generation

Hans-Wilhelm Schiffer

Kurzfassung

Rolle der erneuerbaren Energien in der

weltweiten Stromerzeugung

Die Transformation der globalen Energieversorgung

findet vor allem in der beschleunigten Dynamik

beim Ausbau erneuerbarer Energien zur

Stromerzeugung statt. Die weltweite Kapazität

der Stromerzeugungsanlagen auf Basis von

Sonne, Wind, Wasserkraft, Bioenergie, Geothermie

und Meeresenergie hat sich bis Ende

2020 – begünstigt durch staatliche Förderung

und eine starke Kostendegression – gegenüber

Ende 2010 mehr als verdoppelt und im Vergleich

zum Stand Ende 2000 fast vervierfacht.

Die Stromerzeugungsmenge ist dieser Entwicklung

gefolgt. Von 2000 bis 2010 war die Stromerzeugung

auf Basis Wasserkraft, Wind-, Solar-,

Bio-Energie sowie Meeresenergie und Geothermie

um 46 % gestiegen. In der Dekade 2010

bis 2020 betrug die Zunahme 77 %. Das jahresdurchschnittliche

Wachstum war damit in den

letzten zehn Jahren mit 5,9 % deutlich höher

als in den zehn Jahren zuvor, in denen die

Stromerzeugungsmenge aus erneuerbaren

Energien um 3,9 % pro Jahr zugelegt hatte.

2020 hat der Anteil erneuerbarer Energien an

der globalen Stromerzeugungsmenge einen

neuen Rekordstand von 27,8 % erreicht. Damit

sind erneuerbare Energien inzwischen – hinter

Kohle – die zweitwichtigste Energiequelle zur

Stromversorgung.

l

Author

Dr. Hans-Wilhelm Schiffer

Member of the Studies Committee of the

World Energy Council,

London, United Kingdom

Chairman of the Editorial Group Energy for

Germany of the World Energy Council,

Berlin, Germany

Lecturer for Energy Economics at RWTH

Aachen University, Germany

The transformation of the global energy

supply is taking place above all in the accelerated

dynamics in the expansion of renewable

energies for power generation.

The global capacity of power generation

plants based on solar, wind, hydropower,

bioenergy, geothermal and ocean energy

has more than doubled by the end of 2020

compared to the end of 2010 – favoured by

government subsidies and a strong cost degression

and has almost quadrupled compared

to the level at the end of 2000. The

amount of electricity generated has followed

this development. From 2000 to

2010, electricity generation based on hydropower,

wind, solar and bioenergy as

well as ocean energy and geothermal energy

increased by 46 %. In the decade 2010

to 2020, the increase was 77 %. The annual

average growth of 5.9 % in the last ten

years was thus significantly higher than in

the previous ten years, in which the amount

of electricity generated from renewable energies

increased by 3.9 % per year. In 2020,

the share of renewable energies in global

electricity generation reached a new record

level of 27.8 %. This means that renewable

energies are now the second most

important source of energy for power supply

– behind coal.

Investments in power generation

plants based on renewable

energies

In 2020, US$ 1,689 billion (bn) was invested

in the energy sector worldwide [1]. For

this, electricity supply accounted for US$

779 billion or around 46 %. The investments

in electricity supply were distributed

as follows: US$ 514 billion in generation,

US$ 259 billion in the transmission and

distribution network and US$ 6 billion in

storage/batteries. Investments in the power

generation sector were as follows:

––

Coal: US$ 49 billion

––

Natural gas/oil: US$ 64 billion

––

Nuclear energy: US$ 42 billion

––

Renewable energies: US$ 359 billion

The share of investments in renewable energies

thus accounted for 70 % of the total

global investments made in power generation

in 2020.

The composition of investments in electricity

generation plants based on renewable

energies by world region for 2020 is as follows:

––

Asia/Pacific: US$ 200 billion

––

Europe: US$ 51 billion

––

North America: US$ 61 billion

––

Central and South America:

US$ 26 billion

––

Africa: US$ 13 billion

––

Middle East: US$ 4 bn

––

Eurasia: US$ 4 billion

The growing share of investments in renewable

energies worldwide since 2000 –

measured in terms of total investments in

the field of electricity generation – is reflected

in the development of capacities for

the production of electricity based on hydropower,

wind, sun, biomass as well as

geothermal and ocean energy.

Performance growth in power

generation plants and

technologies

Global electricity generation capacity

based on renewable energies increased by

260.7 gigawatts (GW) from the end of

2019 to the end of 2020. Solar power accounted

for 48.7 % of the increase realised

in 2020, wind power for 42.6 %, hydropower

7.7 % and other renewables for

1.0 %. Additions in Asia again accounted

for more than half of the capacity increase.

Since the end of 2010, the capacity of all

plants based on solar, wind, hydropower,

bioenergy, geothermal and ocean energy

has more than doubled to 2,799.1 GW by

the end of 2020, with annual average

growth rates of 8.6 % [2]. The rate of expansion

has increased significantly in the

last decade. For example, the annual average

growth rate in the period from the end

of 2000 to the end of 2010 was only 5.0 %.

This means that compared to the year

2000, when capacity was still limited to

753.9 GW, an increase in electricity generation

capacity by a factor of 3.7 has occurred.

Globally, the largest capacity increases between

the end of 2010 and the end of

2020 were achieved by solar energy with

36


VGB PowerTech 8 l 2021

Role of renewable energies in global electricity generation

Tab. 1. Development of the global capacity of electricity generation plants based on renewable

energies 2000 to 2020 (end of each year) by technology in megawatts (net).

Technology End 2000 End 2010 End 2015 End 2019 End 2020

Hydropower 697,944 925,806 1,099,767 1,190,473 1,210,616

Wind onshore 16,861 177,793 404,531 593,894 698,909

Wind offshore 67 3,056 11,717 28,355 34,367

Solar energy 1,227 41,553 222,213 587,134 713,970

Bio energy 29,294 65,569 96,718 124,174 126,655

Geothermal

energy

8,236 9,992 11,799 13,886 14,050

Ocean energy 238 250 513 525 527

Total 753,867 1,224,020 1,847,258 2,538,441 2,799,094

Without pumped storage, but including off-grid capacity

Source: IRENA (2021), Renewable Capacity Statistics 2021, International Renewable Energy Agency,

Abu Dhabi.

China leads the ranking for hydropower,

wind, solar energy and bioenergy. Only in

geothermal energy do other countries have

greater capacities than China.

For hydropower (excluding pumped storage),

Brazil, the USA, Canada, Russia, India,

Norway, Turkey, Japan and France occupy

places 2 to 10. Germany, with a capacity

of 6 GW, is not among the world’s top 20

hydropower nations.

The situation is different for wind and solar

energy in particular. For wind, Germany

ranks third (as of the end of 2020) – behind

China and the USA – and for offshore wind

– behind the UK and China. Germany is in

fourth place in the global ranking of solar

capacities – in this case behind China, the

USA and Japan (F i g u r e 3 ).

In bioenergy, Germany will rank fifth at the

end of 2020 – behind China, Brazil, the USA

and India. For geothermal energy, the TOP

10 includes the USA, Indonesia, the Philippines,

Turkey, New Zealand, Mexico, Italy,

Iceland, Kenya and Japan (F i g u r e 4 ).

672.4 GW, wind with 552.4 GW and hydropower

with 284.8 GW – followed by bioenergy

with 61.1 GW, geothermal energy with

4.0 GW and ocean energy with 0.3 GW.

Whereas until 2010 the increases in hydropower

had still been greater than for wind

and solar, the picture has changed since

2017, mainly in favour of solar energy. The

capacity of wind plants has more than quadrupled

to 733.3 GW by the end of 2020 compared

to the level at the end of 2010. The

global generation capacity of solar plants

was even seventeen times larger at the end

of 2020 than at the end of 2010, at 714.0 GW.

The capacity of hydropower plants (excluding

pumped storage) increased by 31 % to

1,210.6 GW in the aforementioned period.

The capacity of bioenergy plants has almost

doubled to 126.7 GW. Geothermal energy

has increased by 41 % to 14.0 GW. The capacity

of ocean energy also doubled; however,

the global capacity at the end of 2020

was only 0.5 GW (Ta b l e 1 ).

By technology, the global installed capacity

of renewable power generation plants at

the end of 2020 is distributed as follows

(Figure 1):

––

Hydropower: 43.3 %

––

Wind energy: 26.2 %

––

Solar energy: 25.5 %

––

Bio energy: 4.5 %

––

Geothermal and ocean energy: 0.5 %

Capacity development of countries

and world regions

China is not only the country with the highest

energy and coal consumption in the

world. Rather, China also dominates global

green power generation. At the end of

2020, China accounted for 894.9 GW or

32.0 % of total global renewable electricity

generation capacity. The USA ranks second

(292.1 GW), Brazil third (150.0 GW) and

India fourth (134.2 GW). Germany ranks

fifth in the global capacity ranking with

131.7 GW (F i g u r e 2 ).

Even when differentiated according to the

individual renewable energy technologies,

Gigawatt

3000

2500

2000

1500

1000

500

0

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Geothermal and ocean energy

Bioenergy

Solar

Wind

Hydropower

Fig. 1. Development of capacity of electricity generation plants based on renewable energies by

type of technology(end of each year).

1. China

2. USA

3. Brazil

4. India

5. Germany

6 .Japan

7. Canada

8. Spain

9. France

10. Italy

Total renewable energies (MW)

101,370

894,879

292,065

150,047

134,197

131,739

1. China

2. Brazil

3. USA

4. Canada

5. Russia

6. India

of which hydropower (MW)

339,840

109,318

83,790

80,884

50,455

45,895

101,188

59,108

55,365

55,299

7. Norway

8. Turkey

9.Japan

10. France

33,003

30,984

28,122

24,169

Fig. 2. Global ranking of electricity generation capacities from renewable energies at the end of

2020.

In all regions of the world, the capacity of

electricity generation plants based on renewable

energies has increased strongly in

recent years (F i g u r e 5 ). The greatest

momentum was recorded in Central and

Southeast Asia. This also applies to the de-

37


Role of renewable energies in global electricity generation VGB PowerTech 8 l 2021

1. China

2. USA

3. Germany

4. India

5. Spain

6. Great Britain

7. France

8. Brazil

9. Canada

10. Italy

Wind (MW)

Solar energy (MW)

281,993

117,744

62,184

38,559

27,089

24,665

17,382

17,198

13,577

10,839

1. China

2. USA

3. Japan

4. Germany

5. India

6. Italy

7. Australia

8. Vietnam

9. South Korea

10. Italy

254,355

75,572

67,000

53,783

39,211

21,600

17,627

16,504

14,575

14,089

Fig. 3. Global ranking of wind and solar capacity at the end of 2020.

1. China

2. Brazil

3. USA

4. India

5. Germany

6. Great Britain

7. Sweden

8. Thailand

9. Italy

10.Canada

Bio-energies (MW)

18,687

15,650

12,372

10,532

10,364

7,250

5,299

4,389

3,554

3,383

1. USA

2. Indonesia

3. Philippines

4. Turkey

5. New Zealand

6. Mexico

7. Italy

8. Iceland

9. Kenya

10. Japan

Geothermal energy (MW)

2,587

2,131

1,928

1,613

984

Fig. 4. Global ranking of bioenergy and geothermal energy - electricity generation capacity at the

end of 2020.

906

797

756

824

525

From the end of 2010 to the end of 2020,

electricity generation capacity based on hydropower,

wind, solar, bioenergy, geothermal

and ocean energy more than tripled in

Central and Southeast Asia. In the EU-27,

installed capacity increased by 88.5 % to

480.9 GW in the same period. In North

America, capacities were expanded by

more than four fifths. In Africa, as in the

Middle East, the capacity of renewable energy

plants doubled, albeit from a very low

starting level. In Oceania, the increase

amounted to 138 %. In Central and South

America, the output increased by 61 %.

However, it must be taken into account that

the situation in South America differs significantly

from that in most other regions of

the world due to the considerable hydropower

capacities already installed there before

2010. The smallest expansion in percentage

terms took place in the Eurasia region

in the period from the end of 2010 to

the end of 2020, with an increase of 58 %.

This is explained by the increase of only

15 % in Russia, which represents 49 % of

the renewable energy electricity generation

capacities in this region. The expansion of

renewable energies has developed more favourably

in Turkey. There, an increase of

184 % was recorded from the end of 2010 to

the end of 2020. Thus, the installed capacity

in Turkey at the end of 2020 represents

45 % of the renewable energy electricity

generation capacity of the Eurasia region.

As a result of the development outlined

above, Asia has become the leading region

for renewable energy. As of 31 December

2020, Central and Southeast Asia accounted

for 45.9 % of total capacity, Europe for

21.8 %, North America for 15.1 %, Central

and South America for 8.9 %, Eurasia (Rus-

velopment in 2020. For example, renewable

energy-based electricity generation capacity

in China increased by 136.0 GW

from the end of 2019 until the end of 2020,

twice as much as in 2019. This represents

52 % of the global capacity increase recorded

in 2020. The US recorded the secondlargest

increase in renewable power generation

capacity globally, with 29.2 GW in

2020. The third largest capacity increases

were realised by Vietnam with 11.9 GW –

followed by Australia (6.7 GW), Germany

(6.6 GW), India (6.0 GW), Brazil (5.5 GW),

the Netherlands (5.2 GW), Turkey

(4.8 GW), Spain (4.3 GW), Japan (4.2 GW)

and South Korea (3.9 GW). This puts Germany

in fifth place in terms of capacity additions

from the end of 2019 to the end of

2020.

In Vietnam, India, Japan, South Korea,

Australia, Spain, the Netherlands, Germany

and Brazil, the increase in solar capacity

was the largest among all renewable energy

technologies. In the USA, new installations

of solar and wind power were almost

equal to 2020. In China, wind power

ranked ahead of solar power, followed by

Gigawatt

2500

2000

1500

1000

500

0

Africa

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

hydropower. In Turkey, hydropower ranked

first. There, the capacity growth for hydropower

amounted to 2.5 GW. Only China

recorded a larger capacity increase for this

energy technology in 2020, with 12.1 GW.

Oceania4)

Central and

South America

North America 3)

Europe

Eurasia 2)

Asia 1)

Fig. 5. Development of capacity of electricity generation plants based on renewable energies by

continent.

sia, Armenia, Azerbaijan, Georgia and Turkey)

for 3.9 %, Africa for 1.9 %, Oceania

(Australia, New Zealand and South Pacific)

for 1.6 % and the Middle East for 0.9 %

(Table 2).

38


VGB PowerTech 8 l 2021

Role of renewable energies in global electricity generation

Tab. 2. Development of the global capacity of electricity generation plants based on renewable

energies 2000 to 2020 (at the end of each year) by world region in megawatts (net).

World region End 2000 End 2010 End 2015 End 2019 End 2020

Africa 22,050 27,246 35,214 51,125 53,685

Asia 1) 171,445 387,335 717,235 1,118,705 1,286,313

Middle East 4,518 12,133 16,895 23,033 24,224

Eurasia 2 ) 60,208 69,699 88,140 104,006 110,241

Europe 190,757 322,120 465,057 575,167 609,499

North America 3) 173,032 232,124 307,701 389,611 421,703

Central America 4) 4,767 7,781 11,783 16,014 16,344

South America 112,699 147,053 178,798 223,614 233,033

Oceania 5) 14,391 18,529 26,436 37,167 44,051

Total 753,867 1,224,020 1,847,258 2,538,441 2,799,094

of which EU-28

EU-27

138,004

135,111

264,711

255,084

Without pumped storage, but including off-grid capacity

The greatest untapped potential for renewable

energy is in Africa. The power generation

capacity installed on the basis of renewable

energies amounts to just 53.7 GW

on the entire continent. The wind capacity

installed there is only 10.4 % of the existing

capacity in Germany. In the case of solar

energy, the figure is 19.7 % compared to

Germany – and this despite the natural

conditions, which are usually more favourable

for wind and solar energy and allow

for a significantly better utilisation of the

plants. On the basis of bioenergy, a power

generation capacity of 1.7 GW is given for

Africa. This is 16.5 % of the installed capacity

in Germany. For hydropower (excluding

pumped storage), the entire continent of

Africa has a power generation capacity of

34.1 GW, which only slightly exceeds Norway’s

installed hydropower capacity of

33.0 GW. In the Middle East, too, electricity

generation capacity based on renewable

energies is still very low, totalling 24.2 GW

(as of the end of 2020). Natural gas and oil

continue to be the dominant energy sources

for power generation there.

401,958

371,158

1) without Eurasia and without the states of the Middle East

2) Armenia, Azerbaijan, Georgia, Russia and Turkey

3) USA, Canada, Greenland, Mexico, Bermuda and St. Pierre and Miquelon

4) including Caribbean

5) Australia, New Zealand and South Seas

497,890

451,090

528,530

480,854

Source: IRENA (2021), Renewable Capacity Statistics 2021, International Renewable Energy Agency,

Abu Dhabi.

By technology, electricity generation from

renewable energies in 2020 was made up

as follows (F i g u r e 6 ):

––

Hydropower: 4,296.8 TWh

––

Wind energy: 1,591.2 TWh

––

Solar energy: 855.7 TWh

––

Bio-energy, geothermal and

ocean energy:

700.1 TWh.

The differences in the share values shown

for capacities and electricity generation can

be explained by the differing utilisation of

the plants. Bioenergy and geothermal plants

achieve significantly higher annual full load

hours than the supply-dependent energy

sources hydropower and wind and solar energy.

And hydropower achieves a better utilisation

rate than wind. This is even more

true in comparison to solar energy.

In 2020, the ten countries with the highest

production of electricity from hydropower,

wind, solar, bioenergy, geothermal and

ocean energy accounted for around 70.5 %

of the total global electricity production

from renewable energies. These are the following

countries (Ta b l e 3 ):

––

China: 2,185.2 TWh

––

USA: 840.4 TWh

––

Brazil: 517.2 TWh

––

Canada: 435.9 TWh

––

India: 314.8 TWh

––

Germany: 251.0 TWh

––

Russia: 215.9 TWh

––

Japan: 203.1 TWh

––

Norway: 151.3 TWh

––

Great Britain: 134.3 TWh

The individual technologies have different

weightings in the various countries. In Brazil,

Canada, China, India, Russia and Norway,

the majority of electricity generated

from renewable sources is based on hydropower.

In Norway and Russia, the share of

hydropower is as high as 91 % and 98 %,

respectively, in relation to total electricity

generation from renewable energies. In

Canada it is 88 %, in Brazil 77 %, in China

60 %, and in India 52 %. In the USA, the UK

and Germany, wind energy is the most important

renewable energy source in terms

of electricity generation in 2020. Hydropower

accounted for only 7 % of electricity

generation from renewable energies in

Germany in 2020. In Japan, solar energy

made a slightly larger contribution to electricity

supply in 2020 than hydropower did

to electricity supply.

Central and South America is the continent

with the largest share of renewable energies

in electricity generation. There, it was

around 66.5 % in 2020. This involved hydropower

in particular, which accounted

for 77.4 % of electricity generation from

renewable energies. Countries with particularly

large shares of renewable energies

are Brazil, Colombia, Venezuela, Peru, Paraguay,

Uruguay, Ecuador and Costa Rica.

In North America, the USA holds the top

position in electricity generation from re-

26,823 billion kilowatt hours of it:

renewable energies

Electricity generation from

renewable energies by countries

and world regions

Global gross electricity generation based

on renewable energies has increased by

77.4 % from 4,197.0 TWh in 2010 to

7,443.8 TWh in 2020. Total electricity generation

has increased by 24.4 % from

21,570.7 TWh to 26,823.2 TWh (gross) in

the same period. This means that the share

of renewable energies in global electricity

generation has grown from 19.5 % in 2010

to 27.8 % in 2020 [3].

Nuclear

10.1 %

Coal

35.1 %

Natur gas

23.4 %

Renewable

Energies

27.8 %

2.8 % Oil

0.8 %

Other*

Fig. 6. Global electricity generation 2020

2.6 %

Bio-Energy

Geotermal

Hydropower

16.0 %

Solar

3.2 %

Wind

> 5.9 %

39


Role of renewable energies in global electricity generation VGB PowerTech 8 l 2021

Tab. 3. Electricity generation based on renewable energies in 2020 in TWh (gross) Source: [3].

State/

World region

Hydropower

TWh

Wind

TWh

Solar

TWh

Geothermal/

Bio energy

TWh

Total

renewable

energies

TWh

Power

generation

total

TWh

Share of

renewable

energies

in %

USA* 288.7 340.9 134.0 76.8 840.4 4,286.6 19.6

Canada* 384.7 36.1 4.4 10.7 435.9 643.9 67.7

Mexico* 26.8 19.7 11.9 7.6 66.0 313.2 21.1

North America 700.2 396.7 150.3 95.1 1,342.3 5,243.6 25.6

Brazil* 396.8 57.0 8.0 55.4 517.2 620.1 83.4

Argentina* 30.5 9.5 1.3 0.4 41.7 142.5 29.3

Colombia 44.0 0.0 0.2 2.4 46.6 75.0 62.1

Ecuador 24.8 0.1 0.2 0.5 25.6 32.0 80.0

Chile 20.7 5.6 7.6 10.3 44.2 84.3 52.4

Peru 30.5 1.8 0.8 0.7 33.8 52.7 64.1

Venezuela 31.6 - 0.0 - 31.6 58.4 54.1

Other 81.6 11.4 4.7 15.0 112.7 217.8 51.7

Middle and South America 660.5 85.4 22.8 84.7 853.4 1,282.8 66.5

China* 1,322.0 466.5 261.1 135.6 2,185.2 7,814.3 28.0

India* 163.6 60.4 58.7 32.1 314.8 1,560.9 20.2

Japan* 77.5 7.8 82.9 34.9 203.1 1,004.8 20.2

South Korea* 3.9 3.1 16.6 17.3 40.9 574.0 7.1

Vietnam 69.0 0.0 9.5 0.0 78.5 234.5 33.5

Indonesia* 19.5 0.5 0.5 15.9 36.4 275.2 13.2

Australia* 14.5 22.6 23.8 3.4 64.3 265.2 24.2

New Zealand 24.2 2.3 0.2 8.6 35.3 44.2 79.9

Other 153.0 9.4 17.0 31.3 210.7 1.146.2 18.4

Asia/Pacific 1,847.2 572.6 470.3 279.1 3,169.2 12,919.3 24.5

Germany* 18.6 131.0 50.6 50.8 251.0 571.9 43.9

Switzerland 37.7 0.2 2.6 1.9 42.4 70.4 60.2

Austria 41.0 6.8 1.6 5.3 54.7 71.7 76.3

Italy* 46.7 18.7 26.0 25.7 117.1 282.7 41.4

Spain 27.5 53.2 20.8 6.5 108.0 255.8 42.2

Portugal 12.4 12.4 1.7 4.0 30.5 54.1 56.4

Great Britain* 6.5 75.6 12.8 39.4 134.3 312.8 42.9

France* 61.3 40.6 13.1 10.6 125.6 524.9 23.9

Denmark 0.0 16.4 1.2 5.3 22.9 28.1 81.5

Norway 141.0 9.9 0.1 0.3 151.3 154.5 97.9

Sweden 73.3 28.1 1.1 11.0 113.5 169.2 67.1

Finland 15.8 8.1 0.3 11.2 35.4 68.8 51.5

Iceland 13.2 0.0 -- 6.0 19.2 19.3 99.5

Turkey* 78.1 24.8 10.8 14.2 127.9 305.4 41.9

Other 82.2 84.4 36.2 39.8 242.6 981.7 24.7

Europe 655.3 510.2 178.9 232.0 1,576.4 3,871.3 40.7

Russia* 212.4 1.1 1.9 0.5 215.9 1.085.4 19.9

Other 53.2 1.5 2.9 0.3 57.9 311.7 18.6

CIS states** 265.6 2.6 4.8 0.8 273.8 1,397.1 19.6

Saudi Arabia* -- -- 1.0 -- 1.0 340.9 0.3

Iran 21.2 0.6 0.3 0.0 22.1 331.6 6.7

Iraq 2.5 -- 0.4 -- 2.9 131.3 2.2

UAE -- -- 5.6 0.0 5.6 138.4 4.0

Other 1.7 1.3 9.1 0.3 12.4 323.0 3.8

Middle East 25.4 1.9 16.4 0.3 44.0 1,265.2 3.5

South Africa* 0.5 7.0 5.2 0.4 13.1 239.5 5.5

Other 142.1 14.8 7.2 7.7 171.8 604.4 28.4

Africa 142.6 21.8 12.4 8.1 184.9 843.9 21.9

World 4,296.8 1,591.2 855.7 700.1 7,443.8 26,823.2 27.8

of which EU-27* 342.0 394.7 146.1 169.6 1,052.4 2,770.6 38.0

*G20 ** Commonwealth of Independent States

40


VGB PowerTech 8 l 2021

Role of renewable energies in global electricity generation

newable energies. However, the share of

renewable energies in total electricity generation

is still limited – just as in Mexico – to

19.6 % in the USA. Natural gas had replaced

coal as the most important energy source in

electricity generation in the USA since

2016. In 2020, natural gas contributed

40.6 % and coal 19.7 % to electricity generation

in the USA. Nuclear energy accounted

for 19.4 %, oil and other energies for 0.7 %.

In contrast, 67.7 % of electricity generation

in Canada is based on the use of renewable

energies – especially hydropower.

In Europe, the share of renewable energies

in electricity generation amounted to

40.7 % in 2020; in the EU-27 it was 38.0 %.

Hydropower dominates in the Scandinavian

states of Norway, Sweden and Finland,

in Iceland as well as in Switzerland, Austria,

Italy and France, which are particularly

favoured by the use of hydropower in

the Alps, but also in some states in the Balkans,

such as Croatia and Albania. In the

UK, the Netherlands, Belgium, Denmark,

Germany, Poland and Spain, wind power is

now the most important renewable energy

source. The strongest expansion of solar

energy within Europe has taken place in

Germany. The European countries with the

next largest solar power generation are Italy,

Spain, France, Great Britain and Turkey.

Since 2000, Germany has set the fastest

pace in the world for the expansion of renewable

energies. Since then, their share

of electricity generation has increased sevenfold

to 44 % in 2020. In 2000, Germany

still ranked 15th in the G20 in terms of the

share of renewable energies in electricity

generation. In 2020, renewable energies –

in relation to the G20 – only reached larger

shares of electricity generation in Brazil

and Canada than in Germany. There, hydropower

is the most important renewable

energy source, in Germany it is wind and

solar energy as well as biomass.

The CIS region is determined in particular

by the situation in Russia. In Russia, the

share of renewable energies in electricity

generation has so far been limited to

19.9 %. Of this, 98 % is hydropower.

The share of renewable energies in electricity

generation is lowest in the countries

of the Middle East. On average, renewable

energies accounted for only 3.5 % of electricity

generation in all countries in this

region in 2020. Natural gas and oil are still

the most important energy sources for electricity

generation in these countries.

In Asia, China, India and Japan are the

countries with the highest electricity generation

from renewable energies. However,

the share of renewable energies in the total

electricity generation of these countries in

2020 is still comparatively moderate,

20.2 % in Japan and India and 28.0 % in

China. In China – as in India – coal still

dominates. Coal accounted for 63.2 % of

electricity generation in China in 2020. Nuclear

energy accounted for 4.7 %, gas for

Tab. 4. Development of global weighted average investment costs, capacity factors and electricity

generation costs of newly installed plants.

Technology

Investment costs

in US$/kW

3.2 % and oil, other fossil energies and

pumped storage power plants together for

0.9 %. In contrast, electricity generation in

countries such as North Korea, Laos, Myanmar,

Nepal and Bhutan is based predominantly

on hydropower. In Vietnam, hydropower

alone accounted for 29.4 % of total

electricity generation in 2020.

The structure of electricity generation in

the two largest countries in Oceania, Australia

and New Zealand, differs greatly.

While in Australia just 24.2 % of electricity

generation was provided by renewable energies

in 2020, in New Zealand it was

79.9 %. In New Zealand, most of this is hydropower.

However, geothermal energy

also makes an important contribution to

the electricity supply there, similar to Iceland.

Africa is the continent with the lowest electrification

rate and also with the lowest

electricity generation from renewable energies.

In North Africa, practically 100 % of

the population have access to electricity.

However, the electrification rate in sub-

Saharan Africa is only just under 50 %. This

means that in the 49 states of this region

with a population of around 1.1 billion,

about 580 million people have no access to

electricity. The number of people without

electricity is particularly high in the central

African states of Congo, Nigeria, Ethiopia,

Tanzania, Uganda, Sudan and Madagascar.

Among the larger states, the situation is

only more favourable in South Africa, although

there too there are still considerable

restrictions on electricity supply. On

average, electricity consumption per capita

in Africa is one tenth of the comparable figure

for Germany.

In 2020, electricity generation from renewable

energies in Africa amounted to

184.9 TWh. Hydropower accounted for

142.6 TWh of this. Africa’s total hydropow-

Capacity factor**

in %

Average generation

costs***

in 2020 US$/kWh

2010 2020 2010 2020 2010 2020

Solar PV* 4,731 883 14 16 0.381 0.057

Onshore wind 1,971 1,355 27 36 0.089 0.039

Offshore wind 4,706 3,185 38 40 0.162 0.084

CSP 9,095 4,581 30 42 0.340 0.108

Hydropower 1,269 1,870 44 46 0.038 0.044

Bioenergy 2,619 2,543 72 70 0.076 0.076

Geothermal energy 2,620 4,468 87 83 0.049 0.071

* Utility Scale Solar PV

The capacity factor is the annual utilisation rate derived from the number of full-load hours (calculated for

8,760 hours in a 365-day year).

*** The Levelised Cost of Electricity (LCOE) results from the discounted capital costs, the fixed and variable

operating costs, the fuel costs and the targeted return on capital over the operating period.

Source: IRENA (2021), Renewable Power Generation Costs in 2020, International Renewable Energy

Agency, Abu Dhabi.

er generation in 2020 exceeded Norway’s

hydropower generation by only 1 %. Given

the large existing natural potential of renewable

energies and the low level of electrification

on the continent, it is clear what

a huge backlog there is in Africa in terms of

exploiting the opportunities that renewable

energies offer there for economic development.

The conditions for mobilising this

potential have improved significantly due

to the cost reductions achieved in recent

years, especially for solar modules and also

for wind turbines. Significant improvements

in the living situation of the population

in Africa can also be achieved with offgrid

solutions.

Development of electricity

generation costs based on

renewable energies

The strong growth in capacity for renewable

energies is largely explained by the development

of electricity generation costs in

plants, especially those based on solar and

wind energy, which are favoured by government

subsidy programmes. In its recent

publication Renewable Power Generation

Costs in 2020, the International Renewable

Energy Agency (IRENA), Abu Dhabi,

outlined the development of global costs,

differentiated according to the various

technologies (Ta b l e 4 ).

Key finding: For wind and solar, electricity

generation costs have fallen massively due

to technology advances, economies of

scale, competitive supply chains and increased

experience of project developers.

The trend towards cost reductions for wind

and solar plants seen in recent years continued

in 2020 despite the Corona pandemic.

For example, the cost of generating

electricity in new plants decreased by 13

per cent for onshore wind in 2020 com-

41


Role of renewable energies in global electricity generation VGB PowerTech 8 l 2021

pared to 2019, by 16 per cent for Concentrating

Solar Power (CSP), by 9 per cent for

offshore wind and by 7 per cent for largescale

solar PV plants. The ten-year comparison

between 2020 and 2010 is as follows:

The global weighted average cost of generating

electricity from newly installed utility-scale

solar PV has fallen by 85 percent

from 38.1 US cents (US¢) in 2010 to 5.7

US¢/kWh in 2020. This is mainly due to

the 93 percent drop in solar module prices.

In addition, the balance-of-system (BoS)

costs have also fallen sharply in the period

from 2010 to 2020 (BoS includes components

of the solar system other than the

modules, such as inverters and mounting

system components). The investment costs

have decreased from 4,731 US$ in 2010 to

883 US$/kW in 2020. For rooftop systems

on private houses and in the commercial

sector (rooftop solar PV), significant cost

reductions have also been recorded since

2010, ranging between 50 and 80 percent

– depending on the country and the respective

market situation.

For onshore wind, average generation

costs have fallen by 56 per cent from

8.9 US¢ in 2010 to 3.9 US¢/kWh in 2020.

This is due in particular to the reduced

cost of wind turbines. Installation costs

were US$ 1,355 in 2020 compared to

US$1,971/kW in 2010, with the capacity

factor increasing from 27 % in 2010 to 36 %

in 2020. This calculates to an average global

annual utilisation rate of new plants of

about 3,150 full load hours.

Installation costs for offshore wind fell by

32 per cent between 2010 and 2020 to an

average of US$ 3,185/kW. In the same period,

the capacity factor increased from 38

to 40 per cent. Power generation costs decreased

by 48 per cent from 16.2 US¢/kWh

to 8.4 US¢/kWh.

Concentrating solar power (CSP), in which

the sun’s radiant energy is concentrated

onto a glass-jacketed receiver tube via movable

mirror systems or parabolic trough collectors

that follow the position of the sun,

continues to lag behind solar PV in terms of

importance. At the end of 2020, the global

installed capacity was only 6.5 GW. While

electricity generation costs based on this

technology have decreased by two-thirds

since 2010 to 10.8 US¢/kWh in 2020, they

are about twice as high as the average generation

costs for utility-scale solar PV. The

sharp drop in costs in 2020 compared to the

previous year is also put into perspective by

the fact that only two projects, both in China,

were newly commissioned.

There was an increase in the global installation

costs of hydropower, which remains the

most important renewable energy source.

They are estimated at US$ 1,870/kW for

2020, 47 percent more than in 2010. This is

47 percent more than in 2010, leading to

an 18 per cent increase in generation costs

from US¢ 3.8 to US¢ 4.4/kWh in 2020.

Nevertheless, hydropower is a very advantageous

generation source that is able to

provide electricity with a long plant lifetime

and lower volatility than wind and

especially solar PV are able to do.

For bioenergy, installation costs have decreased

by 3 percent in 2020 compared to

2010, from US$ 2,619/kW to US$ 2,543/

kW. Due to the heterogeneity of feedstocks

and the differing technologies, the range of

generation costs is relatively large. On a

global average, the generation costs for

2020 are estimated at 7.6 US¢/kWh, the

same level as in 2010.

The use of geothermal energy is limited to

areas with active resources. The average

electricity generation costs have increased

– deviating from the development for wind

and PV – from 4.9 US¢ in 2010 to 7.1 US¢/

kWh for plants commissioned in 2020.

Prospects for 2021/2022

A transformation of the energy supply is

taking place worldwide, so far concentrated

in particular on electricity generation.

The fact that this transformation is a reality

is also reflected in the fact that the increases

in the capacity of plants based on renewable

energies increased in absolute terms

year on year. In 2020, a new record in capacity

growth within one year was achieved

with an increase of 260.7 GW, corresponding

to 10 %.

By 2020, 36 countries had at least 10 GW of

renewable energy generation capacity,

compared to only 19 countries a decade

earlier. For the past six years in a row, more

renewable power generation capacity has

been installed than in fossil plants and nuclear

power plants combined [5].

For 2021 and 2022, the International Energy

Agency (IEA), Paris, expects a net increase

in installations of the same order of

magnitude as in 2020. The organisation

estimates the capacity increase at 270 GW

for 2021 and 280 GW for 2022. The strongest

expansion is expected for photovoltaics.

PV is expected to account for 54 % (2021)

and 58 % (2022) of total global new renewable

energy installation capacity. The increased

growth in global installed capacity

compared to the average of recent years

would mean an increase in the total capacity

of renewable energy systems by almost

one fifth by the end of 2022 compared to

the end of 2020. Renewable energies

would thus represent around 90 % of the

total global capacity increase of power generation

plants [6].

Sources:

1. IEA (2021), World Energy Investment 2021,

International Energy Agency, Paris.

2. IRENA (2021), Renewable Capacity Statistics

2021, International Renewable Energy

Agency, Abu Dhabi.

3. BP (2021), BP Statistical Review of World Energy

July 2021, London.

4. IRENA (2021), Renewable Power Generation

Costs in 2020, International Renewable Energy

Agency, Abu Dhabi.

5. REN21 (2021), Renewables 2021 Global Status

Report (GRS), Paris.

I6. EA (2021), Renewable Energy Market Update

– Outlook for 2021 and 2022. l

VGB-Standard

Technical and Commercial Key Indicators for Power Plants

(formerly VGB-RV 808)

Edition 2019 – VGB-S-002-03-2019-10-EN

DIN A4, 152 Pa ges, available as eBook only, Download free of charge, www.vgb.org/shop

DIN A4, 152 Seiten, nur als eBook erhältlich, kostenloser Download, www.vgb.org/shop

This VGB Standard allows the user to make a technical and economic assessment of power plants. In addition,

the effect of price effects and the legal requirements on the power plant operation can be analyzed

using the VGB-Standard. In detail, the user receives analysis options in the assessment of power plant processes,

the assessment of plant operation and the determination of economic success.

The operation of power plants or the utilization of different technologies in energy conversion depends on a

number of restrictions, in the competitive environment, primarily on the costs as well as on the specific political

framework in the electricity markets.

With the shown evaluation criteria for example the efficiency, availability and reliability of the individual

technologies can be determined, compared with one another and determine the own position of the power

plant. This results in the possibility to influence its own competitive position.

VGB-Standard

Technical and Commercial

Key Indicators

for Power Plants

9 th edition 2019

(Former VGB-RV 808)

VGB-S-002-03-2019-10-EN

42


VGB-WEBINAR

OPERATION OF WIND POWER

PLANTS IN COLD CLIMATE

| 27 & 28 OCTOBER 2021

| WEBINAR, LIVE & ONLINE

| REGISTRATION/ANMELDUNG

L https://t1p.de/ci0k0 or

https://www.vgb.org/en/COR-registerFor-300377.html

WEBINAR PROGRAMME

SUBJECT TO CHANGE

Atmospheric icing has a significant impact on the development

and the operation of wind turbines. Ice on the rotor blades disturbs

the aerodynamics and thus causes production losses and

increases noise emissions. Moreover, the additional ice loads

may lead to extreme loads and increased fatigue. Depending

on the requirements from local authorities wind turbine operators

have to prevent ice throw from the turbines leading to additional

downtimes and production losses. Thus, an optimized and efficient

operation of wind turbines under icing conditions has become

a very important topic over the last couple of years.

For the first time the results of the

VGB Research Project

“Benchmark of blade-based ice detection systems”

will be presented at the webinar “Operation of Wind Power

Plants in Cold Climate”.

A comprehensive field test was launched in spring 2016 by

VGB together with its member companies being active in the

field of wind energy. The main objective of this project was to

install and test four blade-based ice detection systems on the

same wind turbine and during several winters. Meteotest has

been mandated to lead the project and evaluate the results of

the field test. The field test was carried out between 2016 and

2020 at the wind park StorRotliden in Västerbotten, Sweden.

The wind park consists of 40 Vestas V90 wind turbines, which

are non-heated. The wind park is owned and operated by Vattenfall.

The following topics will be highlighted at this event in order to

enable an optimized and efficient operation of wind turbines under

icing conditions:

| Outcome of the VGB Research Projects dealing with ice detection

| Operational optimization concepts

– Operators of wind turbines

– Manufacturer of wind power plants

– Manufacturer of ice detection systems

The programme will leave enough time for extensive discussions

and answering your questions.

The webinar addresses operators of wind power plants and all

persons and institutions that are directly or indirectly involved in

the installation or operation of wind power plants.

WEBPAGE

L https://t1p.de/i9pd or

https://www.vgb.org/operation_wpp_cold_climate_2021.html

WEDNESDAY - OCTOBER 27, 2021

13:00 Welcome

Ulrich Langnickel, VGB PowerTech e.V.

VGB Research Project

13:15 Comparison of blade-based ice detection

systems – Results and outlook

Paul Froidevaux, Franziska Gerber,

Meteotest AG

14:00 Panel discussion

(Speakers and representatives of the analyzed

blade ice detection systems)

Operation Optimization

15:30 Optimization in cold climate operation

from a market perspective

Jennifer Pettersson, Vattenfall AB

15:50 Reduction of icing losses by applying a smart

operation on wind turbines

Simon Kloiber, VERBUND Green Power GmbH

16:10 Predictive blade heating control

Marc Hauser, BKW AG

16:30 Panel discussion

THURSDAY – OCTOBER 28, 2021

Ice Detection I

09:00 Ensuring safe heating system operation

Nils Lesmann,

Phoenix Contact Electronics GmbH

09:20 Rotor blade icing: Field experience and theory

Ines Runge, Nordex Energy GmbH

09:40 Panel discussion

Ice Detection II

10:30 Condition monitoring directly

on the blade surface

Thomas Schlegl,

eologix sensor technology gmbh

10:50 Why reliable ice detection is the centerpiece of

optimized operation in cold climates

Michael Rüdiger, Polytech Wind Power

Technology Germany GmbH

11:10 Accelerating the integration of joint ice and

damage detection

Timo Klaas, Wölfel Wind Systems GmbH

11:30 Beyond Ice Detection: How Rotor Blade

Monitoring helps you managing your asset

John Reimers,

Weidmüller Monitoring Systems GmbH

11:50 Panel discussion

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Digital Twin delivers scalable benefits VGB PowerTech 8 l 2021

Digital Twin delivers scalable benefits

Thomas D. Dabrowa

Kurzfassung

Skalierbarer Nutzen aus

dem digitalen Zwilling

Betreiber von Energieanlagen können von der

Digitalisierung nachhaltig profitieren. Um die

Energieversorgung möglichst effizient zu gestalten,

gilt es, zuverlässige Informationen über den

Produktionsprozess, die Anlage und relevante

Rahmenbedingungen miteinander in Beziehung

zu setzen. Die benötigten Daten befinden

sich jedoch in unterschiedlichen Quellen oder

sind als sogenannte Dark Data nicht nutzbar.

Sie müssen zugänglich gemacht, integriert,

kontextualisiert und visualisiert werden.

Genau diese Datentransparenz bietet die Softwarelösung

PlantSight, mit deren Unterstützung

ein digitaler Zwilling Cloud-basiert aufgebaut

und ständig aktuell gehalten werden

kann. Sie führt Anlagen-Kenndaten und Echtzeitdaten

des Betriebs zusammen, zeigt Zusammenhänge

auf und ermöglicht es so, fundierte

Entscheidungen auf Basis einer „single source of

truth“ zu treffen.

Dabei muss keineswegs immer der umfassende

digitale Zwilling der Gesamtanlage erzeugt

werden. Schon allein die Darstellung kritischer

Assets, etwa Turbinen und Pumpen, birgt häufig

viel Potenzial, um künftig z.B. ungeplante

Stillstände zu vermeiden oder Wartungskosten

zu reduzieren. Wer eine Anlagenerweiterung

plant oder seine Instandhaltungsstrategie prädiktiv

gestalten will, kann dies für die ersten

Schritte zum digitalen Zwilling nutzen. Der

weitere Ausbau gelingt dann Schritt für Schritt

– bis hin zum kompletten digitalen Zwilling, der

dynamisch angepasst über den gesamten Anlagenlebenszyklus

eingesetzt werden kann. l

Energy plant operators can glean sustainable

benefits from digitalization. In order

to render the energy supply as efficient as

possible, it is necessary to correlate reliable

data regarding the production process, the

plant and the relevant boundary conditions.

However, the required information is

either stored in various locations or is in

the form of unusable dark data. This information

needs to be made accessible, integrated,

contextualized and visualized.

It is precisely such data transparency that

the PlantSight software solution offers,

enabling a cloud-based digital twin to be

generated and continuously updated. This

solution brings together characteristic

plant data and real-time operating data,

identifies correlations, and thus enables

sound decisions to be made based on a

“single source of truth”. (F i g u r e 1 )

However, it is by no means necessary to always

create a comprehensive digital twin

of the entire plant. Simply visualizing critical

assets, such as turbines and pumps, often

holds a great deal of potential when it

comes to avoiding unplanned downtimes

or reducing maintenance costs in the future,

for example. Anyone planning a plant

expansion or wishing to generate a predictive

maintenance strategy can use this approach

as a useful introduction to the

world of digital twins. Any future additions

can then be implemented step by step –

right through to the generation of a complete

digital twin, which can be adapted

dynamically across the entire lifecycle of

the plant.

When valuable data is missing

The weather is not something you can rely

on. In 2020, this was even more of a problem

than usual. That was because the forecasts

of the relevant weather apps were no

longer working as they should. The reason:

a lack of data. Due to COVID-19, there were

far fewer aircraft operating than usual.

Generally, they contribute around 10 percent

of the data processed by Germany’s

National Meteorological Service. During

the imposed lockdown periods, this contribution

fell to around only 5 percent. As a

result, areas of low-pressure, for example,

were detected later and forecasts of their

movement were less accurate.

The inaccuracies caused by these data

gaps were not only an inconvenience to

Sunday excursionists and problematic for

farmers. Also, for many energy plant operators,

a reliable weather report forms a

valuable basis for yield or consumption

forecasts – and thus for controlling different

types of plants, which have to be coordinated

to achieve an optimum mix of regenerative

and conventional energy.

The example of this less reliable weather

forecast illustrates just how valuable data

has become – for the operation of energy

plants and for many other industrial and

non-industrial processes. And it is by no

means just about temperature, air pressure,

humidity and wind strength. Anyone

wanting to operate plants profitably benefits

from a wide range of information from

various sources. Digitalization plays an im-

PlantSight

The scalable concept for the Digital Twin

Digital Enablement

Digital Reliability

PlantSight

INFORMATION DATA MODEL

Virtual

Plant

Real

Plant

Author

Thomas D. Dabrowa, MSc

Business Development PlantSight

Siemens Industry Software GmbH

Vienna, Austria

Fig. 1. PlantSight brings together real-time and characteristic 1D, 2D & 3D data stored across

various locations (silos) and thus provides a “single source of truth”.

44


VGB PowerTech 8 l 2021

Digital Twin delivers scalable benefits

portant role in networking energy systems

and organizing them in an integrated way.

It is also key in achieving efficient operation

of individual plants. Such a complex

system can only be managed successfully

with highly transparent operating data and

intelligent processing of the information.

In addition, energy supply plants are considered

critical infrastructure that come

with stringent safety and security requirements.

While digitalization can certainly

bring benefits here, it also entails tougher

challenges in terms of IT security.

From unstructured mass data

to a digital twin

There is no disputing that digitalization

holds a great deal of potential for enhancing

plant operations – both for process optimization

per se and for improving operational

performance, as well as for safety

and security. However, tapping into this

potential often seems tricky. This is because

the data sets that have to be made

available for this purpose stem from a

wide variety of sources and are often only

available in an unstructured, uncontextualized

form. The term “dark data” is used

here to refer to data that has been collected

but has remained more or less inaccessible

until now because – like the entries in

shift logs – it ends up in an Excel list at

best. A digital twin is an ideal tool for collecting

and merging all this data, and for

generating added value from it.

The term “digital twin” often conjures up

images of an entire electronic, 3D model of

a plant, supplemented by a wealth of information

about the assets installed in it.

What is important here is that the digital

twin is not a static copy. Rather, it is continuously

adapted in a dynamic way, mapping

the states of the objects it encompasses

in near real time. For this purpose, it is

not only the operating data, such as process

values or alarms, that is imported and

constantly updated. Also subject to change

are the characteristic and context data of

the assets, which are generated during the

development phase of the plant, for example

in the form of 1D & 2D data and 3D

models, or data contributed in the form of

specifications or maintenance regulations.

These must be updated in the digital twin

for example, when a piece of equipment is

replaced or a plant section is expanded. Not

only the sheer volume of data, but above all

its diversity in terms of format, structure

and source, would cause conventional data

processing models to fail. Another challenge

is posed by extremely variable data

flow rates that characterize many processes,

especially in energy plants.

Reliability is the name of the game

Another key element of digital twins is the

information model, which collates and correlates

real-time and characteristic data.

The result is a database that represents a

“single source of truth”, thus playing an important

role when using the digital twin.

By virtue of this database, all users have access

to a consistent, reliable source of information.

This ensures that all those making

decisions relevant to their role in the company

do so on the strength of the same contextualised

data.

The information model of the digital twin

is regarded as a tried and tested means of

counteracting the compartmentalized data

silos that are otherwise the norm. Furthermore,

it accelerates the procurement of

data and information, and ensures that

these are up to date, accurate and complete.

As a decision-maker, being able to

draw on reliable data is the only way to

make relevant progress in terms of plant

performance. After all, the uncertainty

emanating from unverified data sources

would only delay any decision or render it

almost impossible to make.

Breaking through data silos

PlantSight provides the reliability necessary

for decision-makers to weigh up different

options. It transforms isolated sets of

asset data into a digital twin by combining,

contextualizing, validating and ultimately

visualizing them. Important sources include

the various engineering systems

which are the locations of data used by

PlantSight to generate plant models, P&ID

and EMCT plans, as well as specifications.

In addition, data from simulation programs,

formula databases, LIMS or PMS,

and predictions from other tools (for example,

weather forecasts or performance data

from pumps) can be incorporated. For this

purpose, the process control systems (DCS)

and historians provide operating data,

measurement values, alarms, etc. as dynamic

data which can be compared with

the reference data (static data) from the

engineering systems used pre and post

plant operations.

As a cloud-based solution, PlantSight provides

microservices and connectors to various

systems. It maps the plant technology,

models the physical layout and integrates

data from external services. Through intelligent

scanning and interpretation, it provides

the gateway to previously inaccessible

data, all the while avoiding data duplication

and, as outlined above, ensuring

that the information is always up to date.

Why not start with the turbines?

How comprehensive this digital twin becomes

and how it is used depends on the

operator’s strategy and goals. It is possible,

for instance, to initially focus on particularly

critical equipment, such as turbines or

pumps. With the aid of the digital twin,

these can be monitored as part of asset performance

management and given high

availability through risk-based and predictive

maintenance. In many plants, this

alone can reduce unplanned downtimes to

a minimum. The performance of these assets

can also be monitored and, if necessary,

optimized by comparing them with

other similar assets (such as pumps of the

same type in other processes) and by incorporating

the manufacturer’s specifications.

Finally, process managers can also run

through alternatives in a virtual environment

via the digital twin to illustrate what

effect a change in the way the plant is operated

would have on efficiency or on the

maintenance intervals.

The gradual creation of a digital twin is

possible via many other entry points. For

example, when expanding or modernizing

a plant section, the digital twin for this section

can be generated first. Once initial experience

has been gained, the digital twin

can be easily extended to the entire plant

thanks to its scalability. By linking P&ID’s

and CAD models, laser scans, point clouds

or even photogrammetry information,

PlantSight creates a virtual representation

of the existing plant that can be verified

and further contextualized. This provides a

good basis for certain applications, such as

use in the context of maintenance management.

Often, the transition from reactive to

predictive maintenance is particularly conducive

to taking those first steps into the

digital world. This is an economically viable

option, generating fewer misgivings

than the extensive IT project that would be

necessary to set up a digital twin for mapping

the entire plant and for use in all its

facets and forms. (F i g u r e 2 )

One of the prime ways to use a digital twin

is for production optimization in real time.

Based on current operating data, possibly

including information from external services,

energy consumption and efficiency

can be optimized, climate balances are improved

and emissions reduced. Simulations

play an important role here, allowing

possible alternative scenarios to be run

through in order to select the preferred option

prior to making actual changes. The

operator then receives reliable predictions

about the potential effects before intervening

in the process. Those who have production

KPIs stored in the system can go

one step further, enabling the overarching

goals of plant operations to be achieved as

well.

Role-specific overview

No matter what the digital twin is used for,

PlantSight excels in providing users with

the data they need at any given time in a

way that is clear and, above all, specific to

their role. Maintenance or plant status

technicians, for example, benefit from the

visualization of all the information they

need, such as pending tasks or operating

instructions and which can be accessed on

45


Digital Twin delivers scalable benefits VGB PowerTech 8 l 2021

PlantSight Use Cases

Data Centric View

Operational View

improving occupational health and safety

events. It can be used to analyse which factors

are to be considered critical – and how

accidents can be avoided in the future, for

example. The digital twin also provides

support when it comes to environmental

protection by recording all environmentally

relevant events and, where necessary,

outputting them, for instance as part of internal

or external audits.

Summary / Conclusion

Fig. 2. The digital twin which PlantSight generates can be used in a wealth of different ways.

It particularly pays off when several disciplines have to work together, e.g.as a collaborative

tool for plant maintenance, inspection and modernizations.

mobile devices. The operations team, safety

experts, maintenance and servicing

team, process optimizers, plant managers

and planning managers each have a specific

perspective on the plants and processes,

and therefore a distinct set of requirements

when it comes to the visualization

provided by the digital twin. Whereas some

need a transparent presentation of overall

plant effectiveness, others benefit from the

3D view of individual plant assets with the

associated process values.

The digital twin particularly proves its

worth in processes where different disciplines

have to work together. This is the

case, for example, with (partial) plant

modernizations. Process engineers, designers

and process owners are all involved

here – with their respective tools and

standpoints. Their input is combined in the

digital twin and can be viewed in turn using

3D and VR visualizations for specific

roles. This promotes seamless cooperation

and accelerates the project, since joint onsite

inspections are then rarely necessary.

Gaining Insights

Virtual training provides

improvements to safety

The digital twin is also a very attractive option

in greenfield projects. It pays off quickly

if the subsequent operators can train the

future process in a virtual environment

long before the plant is completed. The real

commissioning process can usually be

shortened significantly if the team has already

become familiar with the plant and

its specifics in virtual form and has been

confronted with the challenges involved in

the start-up process during virtual commissioning.

Virtual training simulations can

also be used throughout the entire plant

lifecycle, for example for new employees or

regular training concerning exceptional

events, such as a fire incident at the plant.

Such training, including use of VR headware

or immersive environments, can prepare

employees particularly well for stressful

situations.

By constantly recording current data, the

digital twin becomes an important tool in

Fig. 3. Bringing the contextualized data together in a collaborative portal allows well-founded

decisions to be made throughout the entire plant life cycle and promotes the continuous

optimization of processes

The digitalization of energy-generating

plants represents a major challenge for the

operator. This is because the necessary

data – including largely static data, such as

from plant planning and development

phases, as well as dynamic information,

such as operating data – is stored in a wide

variety of different systems. Some of this is

only available as dark data, which has not

yet been tapped.

PlantSight Digital Twin gives you a virtual

representation of your real plant with the

ability to access to all data, regardless of its

source, and present it to users across plant

operations enterprise in a contextual visual

information format.

The goal is for individual users to see the

data in a way that enables them to fulfil

their role – from plant operation through to

optimization, maintenance and modernization

– in an optimum way (F i g u r e 3 ).

Model-based analyses of the data as well as

simulations of alternative approaches support

users in their decision-making processes.

The path toward generating a digital twin

can be taken in small steps. For example,

the possibility of initially visualizing critical

and expensive assets, such as turbines,

compressors or pumps, at various locations,

as well as the data associated with

them, opens up great opportunities with

relatively little effort. Based on condition

monitoring and with the inclusion of additional

process data, the PlantSight digital

twin makes it easy to transition to a predictive

maintenance strategy for the equipment

critical to maintain production and

which significantly increases plant availability.

Plant expansions or the need for effective

operator training, before or during

commissioning, are also entry points on

the way to creating the first digital twin.

There is a great variety of ways in which

the PlantSight digital twin can be used to

add value. Throughout the entire plant lifecycle,

there are always opportunities to increase

plant performance as well as to meet

all safety, security and environmental challenges.

Overall, the PlantSight digital twin

provides an excellent basis for collaboration

between all process and operational

managers, who, for the first time, can sustainably

improve the quality of their decisions

based on a common, complete, up-todate

and, above all, reliable database. l

46


VGB PowerTech 8 l 2021

Sicher digitalisieren in der Wertschöpfungskette der Energieerzeugung

Sicher digitalisieren in der

Wertschöpfungskette der

Energieerzeugung

Annegrit Seyerlein-Klug

Abstract

Secure digitalisation in the energy

generation value chain

The structures and the value chain in the energy

industry will change as a result of digitalization

and offer many new opportunities. The core element

is the wide range of data generated at the

various plants and passed on for processing.

The highest level of security must be taken into

account, as new risks arise with increasing

digitization. One digitization component that

has a lot of expectations is edge computing.

Monitoring and control of different types of

equipment in local substations, power plants,

substations, etc. via protocols such as IEC

60870-5-104 or IEC 61850 can be done via an

edge-computing component. In this case, the

data is processed within the edge-computing

component and passed on to control systems -

and this is protected by a wide range of security

functions. Both should go hand in hand. secunet

offers a multifunctional edge computing

solution and presents the security functions. l

Die Strukturen und die Wertschöpfungskette

in der Energiewirtschaft werden sich durch

die Digitalisierung verändern und viele neue

Chancen bieten. Kernelement sind die vielfältigen

Daten, die an den unterschiedlichen

Anlagen erzeugt und zur Verarbeitung weitergegeben

werden. Dabei muss die höchste

Sicherheit berücksichtigt werden, da neue

Risiken mit der zunehmenden Digitalisierung

entstehen.

Eine Digitalisierungskomponente, in der viel

Erwartungen stecken, ist edge-computing.

Das Monitoring und die Steuerung von unterschiedlichen

Anlagentypen in Ortsnetzstationen,

Kraftwerken, Umspannwerken etc.

über Protokolle wie IEC 60870–5–104 oder

IEC 61850 kann über eine edge-computing

Komponente erfolgen. Dabei werden die Daten

innerhalb der edge-computing Komponente

verarbeiten und an Leistellensysteme

weitergeben – und das über vielfältige Sicherheitsfunktionen

abgesichert. Beides sollte

Hand in Hand gehen. secunet bietet eine multifunktionale

edge-computing Lösung und

stellt die Sicherheitsfunktionen vor.

Main

Die Energiewirtschaft bekam u.a. 2016 das

Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende

und ist als kritische Infrastruktur den

Trends der Digitalisierung in besonderer

Weise ausgesetzt.

Die Strommarktliberalisierung und der

laufende Umstieg und Umbau von Großkraftwerken

auf dezentrale Erzeugung machen

die vorher schon anspruchsvolle Aufgabe

der verlässlichen Energieerzeugung

deutlich herausfordernder.

Als Basis für die Trends der Digitalisierung

in der Wertschöpfungskette der Energiewirtschaft

dienen die Ergebnisse von Trend

Research 1 , hier mit Fokus auf die Energieerzeugung

(B i l d 1 ).

Digitale Technologien treiben Veränderungen

voran, bzw. ermöglichen erst Innovationen,

bringen aber auch neue Risiken

durch Cyberangriffe ein (B i l d 2 ).

Voraussetzung ist deshalb eine höchstmögliche

verlässliche IT-Sicherheit. Viele Erzeuger

gehören zudem zur kritischen Infrastruktur

und sind vom IT-Sicherheitsgesetz

2.0 betroffen.

Alle diese Trends wie beispielsweise virtuelle

Kraftwerke, Smartes Anlagemanagement

oder Fernwartung und -steuerung

erfordern sehr viele Daten und eine IT-Verbindung,

d.h. eine Digitalisierung der jeweiligen

Anlagen. Die Daten werden an

den Anlagen durch vorhandene oder nachgerüstete

Aktoren und Sensoren erzeugt

und über vorhandene oder nachgerüstete

1

https://www.trendresearch.de/studien/

21-0621-2.pdf

Kraftwerkspool

Bedarfsgerechte

Erzeugung

Stromspeicherung

Flexibilität als

Produkt

Erzeugung Netze Handel

Marketing &

Vertrieb

Abrechnung

Autorin

Dipl. Ing. Annegrit Seyerlein-Klug

secunet Security Networks AG

Business Enablement, Berlin, Deutschland

Virtuelle Kraftwerke

Regelenergiepools

Smartes

Anlagemanagement

Fernwartung und –

steuerung

IT-Sicherheit und IT-Sicherheitsgesetz

Bild 1. Digitalisierungstrends in der Energieerzeugung.

47


Sicher digitalisieren in der Wertschöpfungskette der Energieerzeugung VGB PowerTech 8 l 2021

Bild 2. Bundesamt warnt vor Hackerangriff auf Kraftwerke.

Veröffentlicht am 04.01.2020 in der Welt

Sicherheitsforscher des russischen Antivirus-Anbieters

Kaspersky warnen: Die Energiebranche ist verwundbarer

denn je, auch hierzulande. Auf dem Hackerkongress 36c3

in Leipzig zeigten die Sicherheitsforscher Gleb Gritsa,

Alexander Korotin und Radu Motspan, wie unsicher die

Industrie-Steuersoftware ist:

Eingriff in die Turbinensteuerung

Der digitale Weg aus dem Internet zum Steuerserver im

Kraftwerk selbst könnte laut den Forschern etwa über

Schnittstellen zur Fernwartung oder solche für

Regulierungsbehörden oder Stromnetzbetreiber führen.

Virtuelle Kraftwerke Fernwartung- und steuerung Smarte Anlagensteuerung

B3S: Digitaler Sicherheitsstandard für Virtuelle

BSI: Fernwartung im industriellen Umfeld

IT-Sicherheitskatalog der BNetzA

Kraftwerke

DMZ

VGB Standard IT-Sicherheit

lnformationssicherheitsmanagementsystem Granularität der

lnformationssicherheitsmanagementsystem

(ISMS) (ISO/IEC 27001)

Kommunikationsverbindungen

(ISMS) ISO/IEC 27001/27019/62443

Regelwerk zum Umgang mit IT-Komponenten,

Verbindungsaufbau möglichst aus dem

Passwörtern, externen Datenspeichern und

Beispiele

eigenen Unternehmen, max. temporär

mails.

aktiviert,

Stand der Technik

Rahmen eines Continuity- und

sichere Authentisierung und einen aktuellen Security by design

Notfallmanagements muss gewährleistet

Patchlevel

Sicheres Netzwerk

werden, dass der Prozess der Steuerung und

BündeJung elektrischer Leistung auch bei IT-

Dediziert

Sichere Komponenten

Störungen und Angriffen so weit wie möglich

Systeme zur Angriffserkennung

aufrecht erhalten bleibt.

Bild 3. Digitalisierungsthemen in der Energiewirtschaft.

auf den Stand der Technik bezüglich IT-

Security zu bringen und möglichst auf zukünftige

Sicherheits-Anforderungen vorbereitet

zu sein.

Bezogen auf die Sicherheit bedeutet dies:

Schutz aller, insb. älterer oder „eingefrorener“

Systeme, Maschinenfirewall zum

Nachrüsten, sicherer Zugriff und Bereitstellung

von Verschlüsselungsmethoden. Für

den Stand der Technik heißt das Network

Access Control, Überwachung auf bekannte

Bedrohungen und Störungen (System für

Angriffserkennung), Protokollkonvertierung

unsicherer CPS-Protokolle in sichere

IT-Äquivalente, sichere Netzwerksegmente,

sichere Cloudanbindung und Organisation

von Patching & Updates.

Wichtig werden signature-freie NDR-Systeme

für Anomalie-Erkennung mit Alarmierung

durch Traffic Monitoring um neuartige

Störungen und Bedrohungen (Angriffserkennungssystem)

zu erkennen,

Krypto-Agilität, um zum Beispiel für Nachrüstung

von Post-Quanten-Kryptografie

und den Möglichkeiten für PKI-Infrastrukturen

und Zertifikate.

An der Anlage stellen sich Fragen zum Vertrauen:

Ist meine Datenquelle sicher? Sind

meine Anlagen geschützt?

IT-Schnittstelle im Produktions-IT-Netz

oder teilweise sogar direkt im Internet für

Fernzugriffen bereitgestellt.

Hier setzt sich aktuell der Trend zum Edge-

Computing durch, d.h. dezentrale Datenverarbeitung

direkt vor Ort an der Anlage.

Das macht viel Sinn, denn nicht alle Daten

können oder sollen in eine Cloud oder in

einen zentralen Rechner übergeben werden.

Zudem kann Echtzeitfähigkeit ermöglicht,

Bandbreite geschont und Leistungseffizienz

gesteigert werden, wenn die Daten

vor Ort ausgewertet und konsolidiert

werden, um nur wenige bzw. die notwenigen

Daten weiterzuschicken.

Mit der Digitalisierung kommen Angreifer

nicht mehr vorrangig durch die Tür, sondern

durch die Datenleitung. Edge Computing

weckt hier große Erwartung bezüglich

operativer Funktionen und Sicherheit wird

als Bestandteil erwartet. Aber in welchem

Umfang?

Die Themen nach B i l d 3 sind aktuell im

Fokus.

Die verschiedenen Ausgangssituationen

der Digitalisierung wurden in drei Säulen

gegliedert: Aufholen, Mithalten und Voraussehen

(B i l d 4 ). Dazu wurden die

Möglichkeiten der Digitalisierung der Vernetzung,

der Optimierung und der Sicherheit

zusammengestellt.

Neben für die Digitalisierung erforderlichen

operativen Funktionen einer edgecomputing

Komponente bestehen Anforderungen

an die Sicherheit um beispielsweise

ältere Anlagen mit einen Retrofit für Sicherheitsfunktionen

zu versehen, Anlagen

Digitalmachung

Vernetzung

Optimierung

Sicherheit

Aufholen

Retrofit

Schutz insb. älterer oder

„eingefrorener“ Systeme

Maschinenfirewall zum

Nachrüsten

Sichere VPN-Zugriffe

Verschlüsselungsmethode

PKI-Infrastrukturen und

Zertifikate

Mithalten

Stand der Technik

Voraussehen

Zukunftssicherheit

Network Access Control Anomalie-Erkennung und

Überwachung auf bekannte Alarmierung durch Traffic

Bedrohungen und Störungen Monitaring auf neuartige

(System Angriffserkennung) Störungen und Bedrohungen

Protokollkonvertierung

(Angriffserkennungssystem)

unsicherer CPS-Protokolle in Krypta-Agilität (u.a. zur

sichere IT-Äquivalente

Nachrüstung von Post-Quanten-

Sichere Netzwerksegmente Kryptografie)

Sichere Cloudanbindung

Patching & Updates organisieren

Bild 4. Die verschiedenen Ausgangssituationen der Digitalisierung wurden in drei Säulen

gegliedert: Aufholen, Mithalten und Voraussehen.

Bild 5. Edge-Computing richtig gemacht – schützt!

48


VGB PowerTech 8 l 2021

Sicher digitalisieren in der Wertschöpfungskette der Energieerzeugung

secunet bietet dafür eine industrietaugliche

Hardware versehen mit gehärtetem

Betriebssystem incl. Secure Bootprocessing.

Bei weiteren Securitykomponenten

handelt es sich beispielsweise um eine verschlüsselte

Festplatte und ein fest verdrahtetes

embedded Secure Element für Geheimnisverwahrung,

Daten-Signierung

und Zertifikats-Handling. Die verschiedenen

Applikationen wie z.B. sicheres VPN;

Security-Monitoring, IoT-Apps zur Cloud,

sicheren Datentransfer, Protokollübersetzung

on the fly laufen gesichert in einer

virtualisierenden Container Umgebung.

(Bild 5)

Anwendungen

Software-

Plattform

Hardware

Plattform

Infrastruktur

Secunet hat dafür einen Edge-Stack entwickelt,

vergleichbar dem Cloud-Stack. Wie

in der Darstellung in B i l d 6 zu erkennen

ist. Sicherheit wurde über alle Ebenen dekliniert

und umgesetzt.

Zur Absicherung von Maschinen, Anlagen,

Netzsegmenten, auch älteren Anlagen, bietet

eine containerbasierte edge-computing

Komponente gleich mehrere Sicherheitsfunktionen

parallel (B i l d 7 ).

Fernwartung benötigt beispielsweise einen

gesicherten Zugriff z.B. über einen VPN

(Virtuell Private Network) Tunnel sowie

eine Ende-zu-Ende Verschlüsselung der

Edge-Achitektur Edge-Stack Eigene, Ökosystem- und Bestands-Funktionalität

Bild 6. Zukunfts-Sicher bis ins Detail.

Mirco

Segmentierung

Bild 7. edge-Computing Komponente.

Sicherbarkeitvim

Netzwerk und für

Angriffsvektoren

reduzieren

Kommunikation

schützen

SMB v1/FTP -> SFTP/FTPS / SMBv3;

RS232 -> SSH;

IEC 60870-5-104 -> IEC 61850

transportierten Daten. Beides sollte auf einer

sicheren edge-Komponente verfügbar

sein. Ein weiterer Schritt wäre eine patentierte

Protokollübersetzung „on the fly“,

falls das Protokoll (z.B. SMB v1) der Anlage

älter und unsicher ist. Bei der on-the-fly

Protocol-Translation werden die Protokolle

übersetzt und nicht einfach in einen VPN

getunnelt. Aber es kann auch beides kombiniert

werden, was die Möglichkeit eines

VPN, der eben nicht OSI-L7-Ende-zu-Ende-

Sicher ist ergänzt. (B i l d 8 )

Das Security-Team der Universität Hamburg

2 empfiehlt:

Ein hoher Grad an Automatisierung und vernetzter

Kommunikation muss immer mit

entsprechenden Sicherheitskonzepten einhergehen.

Dazu wird für die Anbindung von

Anlagen empfohlen, eine vom Internet Service

Provider bereitgestellte Verbindung mit

Multiprotocol Label Switching (MPLS) zu

verwenden, so dass öffentlicher IP-Adressen

vermieden werden. Zudem sollten alle genutzten

Verbindungen zumindest über ein

VPN oder über TLS abgesichert sein (Modellierung

von Sicherheitsschichten und -Zonen

für eine sichere IKT-Infrastruktur in Energie-

Effizienz-Verbünden).

Verteilte Steuerungen im intelligenten Stromnetz

müssen sicher und resilient gestalten.

Eine Multifunktionale und sichere edge-computing

Architektur für die Digitalisierung bei

Energieerzeugern

erfordert eine industrietaugliche Hardware,

möglichst „Made in Germany“, eine sichere

edge-computing Umgebung mit einer sicheren

Verbindung.

Eine Echtzeit-Netzwerküberwachung direkt

vor Ort mit signatur-freier, KI-basierter Anomalie-

und Bedrohungserkennung bieten den

aktuellen Stand der Technik zur Sicherheit.

Firewalling, gesicherter Fernzugriff und Protokollübersetzung

in aktuelle gesicherte Protokolle

ergänzen die Sicherheitsmaßnahmen

und unterstützen die Anforderungen aus

dem IT-Sicherheitsgesetz 2.0.

Edge-computing richtig gemacht schützt die

Anlagen der Energieerzeuger durch eine

edge-computing Umgebung, die vielfältige

Funktionen bietet und Security von Hause

mitbringt.

l

Bild 8. Sichere Fernwartung.

sichere Fernwartung

2

Marius Stübs, Maximilian Blochberger, Hannes

Federrath, Raoul Pascal Pein, Edith Kirsch,

Roman Tschepat

University of Hamburg, Security in Distributed

Systems

49


Moderne Turbosatzdiagnose für Turbinen aller Leistungsklassen VGB PowerTech 8 l 2021

„Black Box Turbine?“ –

Oder moderne Turbosatzdiagnose

für Turbinen aller Leistungsklassen

Clemens Bueren

Abstract

Modern turboset diagnostics for turbines

of all power classes

To know the condition of the rotating plant

components at all times and to detect faults in

the operation of turbines, gearboxes and generators

at an early stage is the task of turboset

diagnostics. It is this knowledge that is the key

to success in minimising maintenance costs and

at the same time ensuring high availability of

the machines. The change in the energy market

as well as the increased cost pressure, with simultaneous

high availability, present operators

with great challenges in monitoring the turbines.

On the other hand, developments in the

field of data processing and modern evaluation

algorithms offer completely new possibilities for

vibration diagnosis. Today, automatically calculating

the data from the vibration diagnosis

with the process conditions is not a problem

from a technical point of view. For example, the

STUDIS-SE turbine diagnosis system provides

simple, transparent reports for daily use in

power plants, but also special evaluations for

detailed analyses. Today, such further developments

also offer plants in the low power range

and power plants with a limited operating time

perspective the possibility to monitor their

plants economically and to plan operation and

revisions better. The condition of the rotating

machine can be displayed transparently at any

time and monitored with regard to deviations

from the normal condition.

l

Einleitung

Den Zustand der rotierenden Anlagenteile

jederzeit zu kennen und Fehler im Betrieb

von Turbinen, Getrieben und Generatoren

frühzeitig zu erkennen, ist Aufgabe der Turbosatzdiagnose.

Erst dieses Wissen ist der

Schlüssel zum Erfolg, um Instandsetzungskosten

zu minimieren und gleichzeitig eine

hohe Verfügbarkeit der Maschinen zu gewährleisten.

Die Veränderung des Energiemarktes

sowie der verschärfte Kostendruck,

bei gleichzeitiger hoher Verfügbarkeit, stellen

Betreiber bei der Überwachung der Anlagen

vor große Herausforderungen. Andererseits

bieten Entwicklungen auf dem Gebiet

der Datenverarbeitung und moderne Auswertealgorithmen

ganz neue Möglichkeiten

der Schwingungsdiagnose. Die Daten aus der

Schwingungsdiagnose mit den Prozessrandbedingungen

automatisch zu verrechnen,

stellt heute technisch kein Problem dar. Beispielsweise

liefert das Turbosatzdiagnosesysteme

STUDIS-SE einfache transparente Darstellungen

für den Kraftwerksalltag, aber

auch Spezialauswertungen für detaillierte

Analysen. Solche Weiterentwicklungen bieten

heute auch Anlagen im niedrigen Leistungsbereich

und Kraftwerken mit einer begrenzten

Laufzeitperspektive Möglichkeiten

ihre Anlagen wirtschaftlich zu überwachen

und Betrieb und Revisionen besser zu planen.

Der Zustand der rotierenden Maschine

kann jederzeit transparent dargestellt und

hinsichtlich Abweichungen vom Normalzustand

überwacht werden. (Bild 1)

Unterschied

Schwingungsüberwachung

und Schwingungsdiagnose

Schon aus Gründen der Sicherheit sind

heute nahezu alle Turbinen und Generatoren

in Mitteleuropa mit Wellen- und Lager-

Autor

Dipl.-Ing. (FH) Clemens Bueren

Siempelkamp NIS

Essen, Deutschland

Bild 1. Viele Fehler und beginnende Schäden im Turbinenbetrieb lassen sich bereits frühzeitig mit

Hilfe der Turbosatzdiagnose erkennen. Der im Bild gezeigte Anstreifschaden an den

Dichtelementen einer Gasturbine wurde bereits frühzeitig durch intelligentes Monitoring

und Expertenanalyse entdeckt.

50


Amplitude Amplitude

Amplitude

Amplitude

Amplitude

Amplitude

VGB PowerTech 8 l 2021

Moderne Turbosatzdiagnose für Turbinen aller Leistungsklassen

gehäuseschwingungssensoren zur Messung

des Gesamtschwingungswertes ausgestattet.

Diese Gesamtschwingungssignale

werden in der Leittechnik für die

Schwingungsüberwachung genutzt. Die

Leittechnik schaltet dann bei Überschreitung

festgelegter Grenzwerte die Anlage

automatisch ab, bzw. fordert das Betriebspersonal

zur manuellen Abschaltung auf.

Diese Nutzung des Gesamtschwingungswertes

in der Schwingungsüberwachung

orientiert sich also ausschließlich an der

Größenordnung der dabei vorliegenden

Amplitude. Fragen nach Ursache und Wirkung

der Schwingungsproblematik werden

mit diesen automatisierten Systemen

nicht beantwortet. Um eine akzeptable

Verfügbarkeit zu gewährleisten und das

Betriebspersonal nicht einer „Meldeflut“

auszusetzten, sind in der Regel Alarm- und

Auslösewert der Schwingungsüberwachungsanlage

so hoch gesetzt, dass beim

Eintreten eher von Schadensminimierung

und im Bestfall von Gewährleistung der

Anlagensicherheit gesprochen werden

kann. Dennoch wird immer wieder versucht

aus solchen Gesamtschwingungssignalen

der Leittechnik Schlüsse auf mögliche

Ursachen und Abhilfemaßnahmen zu

ziehen. Vor solchen Versuchen, ohne wirkliches

Wissen der physikalischen Zusammenhänge,

kann nicht genug gewarnt werden.

So kann zum Beispiel der rasche Anstieg

oder Rückgang einzelner Gesamtschwingungsamplituden

einer Dampfturbine

aus einer simplen Sensorstörung eines

Gebers oder aber aus dem Abriss einer

Schaufel an der Endstufe resultieren. Während

im ersten Fall ein Weiterbetrieb der

Anlage ohne Einschränkung möglich ist,

sollten im zweiten Fall unbedingt Maßnahmen,

bis hin zur Notabschaltung der Maschine,

erfolgen. (B i l d 2 )

Eine Unterscheidung solcher, ganz unterschiedlicher

Ursachen für Schwingungsveränderungen,

ist mit den bewährten Methoden

der Schwingungsdiagnose aber

einfach und zuverlässig möglich. Dabei

wird das Gesamtschwingungssignal der installierten

Schwingungsmesstechnik in seine

relevanten Schwingungsbestandteile

aufgespaltet. Diese Schwingungsbestandteile,

auch Schwingungskennwerte genannt,

können, wie in einem Ursache-Wirkungs-Katalog,

bestimmten Fehlern an der

Maschine zugeordnet werden. Durch spezielle

Messwerterfassung und Weiterverarbeitung

mit dem Drehzahlsignal des jeweiligen

Rotors kann so eine Aussage getroffen

werden, ob es sich zum Beispiel um die

Änderung der Unwucht (z.B. Schaufelabriss)

oder nur um eine Störung des Signals

(z.B. Versorgungsspannung des Sensors)

handelt. Schwingungsdiagnosesysteme

liefern, durch Anwendung der Ordnungsanalyse,

Kennwerte für die sogenannten

drehharmonischen Schwingungsbestandteile

(z.B. einfach-drehharmonische oder

1x/1f Wert der Drehfrequenz) und mindestens

den entsprechenden Phasenwinkel.

Gesamtamplitude-

Alarm- Abschaltwert

Zeit

Schwingungsüberwachung rein Amplitudenorientiert

Drehharmonische Amplitude und zugehöriger

Phasenwinkel bilden eine Darstellung

des Zeigers der Schwingung, was auch als

Kraftwirkung der Schwingung am rotierenden

System betrachtet werden kann.

Wenn sich die Lage dieses Zeigers bei konstanten

Betriebsbedingungen stetig verändert,

kann dies mit der Leittechnik nicht

erkannt werden. Dennoch kann eine solche

Veränderung des Phasenwinkels einen

massiven Fehler des rotordynamischen

Verhaltens der Turbine anzeigen, der zum

Beispiel durch ein Anstreifen des Turbinenrotors

an Dichtstreifen zu erklären ist und

mit einem Schwingungsdiagnosesystem

leicht erkannt werden kann. (B i l d 3 )

Was ist moderne

Schwingungsdiagnose und

was eine Turbosatzdiagnose?

Die Anfänge der Schwingungsdiagnose liegen

in der Nutzung sogenannter FFT-Analysatoren,

mit denen es bereits in den

Amplitude

0,48f

1f-Drehfrequenz

3f-Drehfrequenz

Frequenz

Phasenwinkel

Schwingungsdiagnose Merkmal- und Kennwertorientiert

Bild 2. Grundsätzlicher Unterschied zwischen amplitudenorientierter Schwingungsüberwachung in

der Leittechnik und merkmalsorientierter Schwingungsdiagnose.

Gesamtschwingungswert

Schaufeleigenform

Frequenz/ Ordnung

Schaufelpassierfrequenz

1970er-Jahren den Spezialisten gelungen

ist Schwingungsprobleme an Turbinen

oder Generatoren zu lösen.

In den 1990er-Jahren wurden erste, echte

Schwingungsdiagnosesystem entwickelt,

die speziell für die Anforderungen des

Kraftwerksbereiches geeignet waren. Diese

Systeme wurden unter Federführung von

Spezialisten und Experten entwickelt und

dem Fachpublikum durch Veröffentlichungen,

Tagungen, persönlichem Engagement

und erfolgreicher Problemlösung bekannt

gemacht. Bei der Aufgabe, die Schwingungsdiagnose

für die Praxisanwendung

nutzbar zu machen, haben sich Don Bently

im angelsächsischen und Dr. M. Weigel (zusammen

mit U. Olsen) im deutschsprachigen

Raum, besondere Verdienste erworben.

Von diesen Experten wurde auch die Entwicklung

eigener Schwingungsdiagnosesysteme

für den Kraftwerksbetrieb vorangetrieben,

die nach wie vor, in wenig veränderter

Form, von Turbinenherstellern bzw.

Tochterunternehmen vertrieben werden.

Zeit

Frequenz/ Ordnung

1f Wert

Frequenz/ Ordnung

2f Wert

Frequenz/ Ordnung

0,46- 0,48f Wert

Frequenz/ Ordnung

Bild 3. Schematische Darstellung der Aufspaltung der Schwingungsbestandteile des Gesamtschwingungssignals

(Leittechnik) in relevante Kennwerte durch die Schwingungsdiagnose.

51


Moderne Turbosatzdiagnose für Turbinen aller Leistungsklassen VGB PowerTech 8 l 2021

Die Weiterentwicklung der Datenverarbeitung,

die rasante Entwicklung der Speichermöglichkeiten

und die Vernetzung der

Systeme bieten heute aber Möglichkeiten,

die in den 1990er-Jahren noch nicht vorhersehbar

waren.

Von Turbosatzdiagnose kann dann gesprochen

werden, wenn die automatisierten

Ergebnisse der Schwingungsdiagnose mit

einer Fülle von Prozessrandbedingungen

verrechnet werden und so alle relevanten

Korrelationen des Systems erkannt und bewertet

werden können.

Amplitude in µm

100

90

80

70

60

50

40

30

100

90

80

70

60

50

40

30

Wellenschwingungen 1f

Generator AS

Wirkleistungsverlauf

Turbosatzdiagnose als Antwort

auf die Herausforderungen des

Energiemarktes

20

10

20

10

0

0

Der Energiemarkt in Mitteleuropa wird immer

mehr von flexibler Betriebsweise, notwendiger

Kostenreduktion aber auch hoher

Verfügbarkeitsanforderung im Bedarfsfall

geprägt. Dies führt dazu, dass

Anlagen, die einmal für einen konstanten

Betrieb bei Nennlast konzipiert wurden,

heute mehrmals täglich an- und abgefahren

werden und praktisch kaum mehr in

einem konstanten Lastpunkt betrieben

werden können. Heizkraftwerke müssen

im jahreszeitlichen Wechsel zwischen wärmegeführter

oder leistungsbasierter Betriebsweise

umschalten können. Biomasseheizkraftwerke

müssen regenerativen

Strom genau dann liefern können, wenn

Solar- oder Windenergie nicht zur Verfügung

steht.

Diese Anforderungen stehen aber im Widerspruch

zu den überkommenen Betrachtungen,

dass Schwingungswerte mit festen

Grenzen zu beurteilen wären. Zum Beispiel

wird in der Praxis das aktuelle Normenwerk

zum Schwingungsverhalten von

Maschinen DIN ISO 20816-1 ff., vor allen

Dingen bezüglich der sogenannten Amplitudenwerte

der Zonengrenzen im Anhang

B, herangezogen. Diese festen Grenzwerte

werden bei Verhandlungen oft als Bezugspunkt

für vertragliche Vereinbarungen genutzt.

Die dort angegebenen Grenzen sind

aber nur bei konstanter Betriebsweise gültig,

die von den meisten fossil gefeuerten

Anlagen praktisch kaum noch gefahren

werden. Etwas überspitzt gesagt geht diese

Nutzung, der ansonsten nicht zu kritisierenden

Normblätter, an der Praxis des flexiblen

Betriebes der Maschinen vorbei.

Moderne Turbosatzdiagnose sollte, im Gegensatz

zu festen, starren Grenzwerten, die

Schwingungsdiagnosemessung nutzen und

die gewonnenen Kennwerte mit den jeweiligen

Prozessrandbedingungen verknüpfen.

Dazu werden zum Beispiel im Turbosatzdiagnosesystem

STUDIS-SE, mittels Korrelationsrechnung

und Erfahrungswerten aus

der Vergangenheit, sogenannte dynamische

Toleranzbänder gebildet. Der jeweilige

Schwingungswert wird mit den Prozessrandbedingungen,

die die besten Korrelationen

aufweisen, in mathematische Beziehung

gesetzt. So kann zum Beispiel der

einfach-drehharmonische Schwingungsanteil

der Hochdruckturbine mit dem Frischdampfdruck,

der Frischdampftemperatur

und der abgegebenen elektrischen Leistung

verknüpft sein. Die doppelt-drehharmonischen

Anteile eines Generators zeigen hingegen

einen Zusammenhang mit Erregerstrom,

Blindleistung und Induktorkühlung.

Für solche hochqualifizierten, automatischen

Betrachtungen müssen alle Schwingungsdiagnosekennwerte

und eine Fülle

von Prozesswerten über Schnittstellen in

dem Diagnosesystem zusammengeführt

werden. Dies erfolgt vollautomatisch, ohne

ständige manuelle Speicher- oder Übertragungstätigkeiten,

damit das Kraftwerkspersonal

nicht mit zusätzlichen Aufgaben belastet

wird. (B i l d 4 )

Liegt der aktuelle Schwingungswert einer

solchen automatischen Korrelationsrechnung

im Toleranzbereich, verhält sich die

Zeit

Bild 4. Beispiel für Überwachung mit dynamischen Toleranzbändern. Das Toleranzband (lila) der

1f Wellenschwingungsamplitude wurde aus Erfahrungswerten eines Betriebsjahres und mit

den Prozessrandbedingungen Leistung, Erregerstrom und Kalt-/Warmgastemperaturen

berechnet. Die Abweichung vom Toleranzband (blauer Cursor) zeigt den ersten Hinweis

für einen Fehler an den Rotorkappen des Induktorläufers.

Maschine reproduzierbar und genauso,

wie zum Beispiel nach der letzten, erfolgreich

durchgeführten Revision. Liegen Abweichungen,

als Überschreitung oder aber

auch Unterschreitung vor, haben sich Veränderungen

eingestellt, die möglicherweise

auf beginnende Schädigungen innerhalb

von Turbine oder Generator hindeuten.

Somit können auch Anlagen überwacht

werden, die einer sehr flexiblen Fahrweise

unterliegen. Die Korrelationsrechnungen

aus Verknüpfung der Faktoren Schwingungsdiagnosemessung,

Prozessrandbedingungen

aus Leittechnikwerten und historische

Daten findet immer eine Entsprechung

des aktuellen Betriebszustandes

und vergleicht diesen mit dem Erwartungswert.

Das Ergebnis einer Vielzahl dieser

Vergleichsrechnungen wird zu jedem

beliebigen Zeitpunkt in einfach lesbaren,

hoch aggregierten Anzeigen dargestellt

(z.B. „Magic eye“ im STUDIS-SE). Was zunächst,

als Vorgang, komplex erscheint,

Bild 5. Monitoringdarstellung eines Turbosatzdiagnosesystems mit hoch aggregierten Darstellungen

aller Kennwerte im mag. Auge und Darstellung des aktuellen Zustandes im Turbosatzbildes

eines Heizkraftwerkes (3 Wellenanlage).

52


VGB PowerTech 8 l 2021

Moderne Turbosatzdiagnose für Turbinen aller Leistungsklassen

wird zu einer Darstellung zusammengeführt,

die sich ausschließlich auf mögliche

Abweichungen konzentriert. So ist es auch

für das Kraftwerkspersonal einfach möglich,

sich innerhalb von wenigen Minuten

ein Bild vom aktuellen Laufzustand der

Turbine zu machen ohne in die Tiefe der

Schwingungsdiagnose einsteigen zu müssen.

(B i l d 5 )

Schwingungssignale DT 1

Schwingungssignale DT 2

19" DCU Baugruppenträger

19" DCU Baugruppenträger

Betreiber

Windows Client

oder Terminalserver

Grundsätzlicher Aufbau einer

Turbosatzdiagnoseeinrichtung

Der Aufbau eines Turbosatzdiagnosesystems

muss sich an den Gegebenheiten des

jeweiligen Kraftwerkes orientieren und

grundsätzlich flexibel in Anordnung der

notwendigen Auswertehardware, Speicher

und Schnittstellen zur Prozessleittechnik

sein. Gleichzeitig sind eine hohe Verfügbarkeit,

eine hohe zeitliche Auflösung

(min. 1 Kennwertsatz/s) sowie leichte und

transparente Bedienung und Wartung

wichtige Voraussetzungen. Bei langlebigen

Anlagenbestandteilen sollte auch eine

jahrzehntelange Lieferfähigkeit der Komponenten,

Updatefähigkeit bei Betriebssystemwechsel

und stetige Weiterentwicklung

der Funktionalitäten gewährleistet sein.

Die Schwingungsdiagnosesysteme nutzen

grundsätzlich die Sensorsignale der bereits

vorhandenen Schwingungssensoren und

verrechnen diese automatisch mit dem

Drehzahlsignal (Keyphazorbezug). So werden

aus dem Signal eines Wellenschwingungssensors

bis zu 8 Schwingungskennwerte

gebildet, die jeweils ihre eigene Schadensrelevanz

haben. In der Verrechnung

der Werte untereinander und mit Werten

aus der Leittechnik können weitere Kennwerte

für automatisierte Auswertungen

entstehen. Diese Kennwerte werden auf einem

modernen Speicherrechner in hoher

zeitlicher Auflösung und über lange Zeitbereiche

(min. 10 Jahre) gespeichert, was für

spätere Langzeitbetrachtungen einen lückenlosen

Überblick über die Maschinenhistorie

gewährleistet. Für spezielle Auswertungen

können aus einem Ringpuffer

höchst aufgelöste Signale gebildet werden,

die es sogar ermöglichen jede einzelne Wellenumdrehung

nachträglich sichtbar zu

machen, oder die Schaufelschwingungen

der rotierenden Turbine auswerten zu können.

Die Vernetzung mit dem Prozessleitsystem

erfolgt über spezielle Schnittstellen

und muss den hohen Anforderungen der

Datensicherheit einer kritischen Infrastruktur

entsprechen. (B i l d 6 )

Diese sichere Vernetzung ermöglicht dem

Anlagenbetreiber schnell Routine- und Detailauswertungen

der aktuellen Situation

und diese im Vergleich zur gespeicherten

Historie in Beziehung zu stellen. Andererseits

besteht aber auch die Möglichkeit, dass

Spezialisten des Herstellers, der Servicefirmen

oder des Dienstleisters für die Schwingungsdiagnose,

nach entsprechender Freigabe,

auf diese Analysen zugreifen können.

Prozessdaten für bis zu

1200 Werte

Schwingungssignale GT

Schnittstelle

Netzwerk

Eine Einbindung von Daten aus anderen

Expertensystemen zum Anlagenzustand

sollte ebenfalls in Turbosatzdiagnosesystemen

möglich sein. So können zum Beispiel

im STUDIS-SE die Daten einer Online Öl-

Zustandsmessung der Fa. Hydac zusammen

mit den Schwingungskennwerten der

Gleitlager und den Weißmetalltemperaturen

aus dem Prozessleitsystem verglichen

werden, um so ein umfassendes Bild vom

Laufzustand der Turbine zu erhalten.

Die Kennwerte der Turbosatzdiagnose können

an übergeordnete Systeme weitergegeben

werden. Erst so können Systeme, die

Methoden der IoT-Welt nutzen, mit den

wirklich aussagekräftigen Kennwerten der

Schwingungsdiagnose gespeist werden.

Servicekonzept für maximalen

Nutzen der Turbosatzdiagnose

Letztendlich sind alle Expertensysteme nur

so gut, wie ihre Anwendung und Betreuung

in der Praxis. So muss zum einen ein

umfassendes Servicekonzept für das eigentliche

Turbosatzdiagnosesystem vorliegen,

andererseits sollten im Kraftwerk

auch die Resultate der Auswertungen aus

diesen modernen Systemen aktiv genutzt

werden.

Zunächst steht an der Basis der modernen

Schwingungsdiagnose immer die Messtechnik

und Weiterverarbeitung der Sensorsignale.

Wie alle technischen Systeme

im Kraftwerk, sollten diese für mehrere

Jahrzehnte konzipiert sein. Dies unterscheidet

Diagnosesysteme für den Kraftwerksalltag

grundsätzlich von Messsystemen,

die ursprünglich eher für andere Anwendungen

konzipiert waren. Das heißt,

die Komponenten müssen auch nach 20

Jahren noch gleich oder gleichwertig und

dazu rasch lieferbar sein. Die Unsitte, Systeme

oder Software nach einigen Jahren

schon abzukündigen oder Betriebssysteme

19" DCU Baugruppenträger

Service

Hersteller

Bild 6. Beispiel für die Vernetzung eines Turbosatzdiagnosesystems in einer GuD Anlage mit

ständigen und temporären Zugängen für Dienstleister und Experten des Herstellers. Durch

Terminalserver, Firewall und Freigabe über 2 Faktor Authentifizierung ist die geforderte

Datensicherheit gewährleistet. Die Kombination der Schwingungsdiagnose mit den

Prozesssignalen gewährleistet moderne Turbosatzdiagnosestrategien.

und Speicher nicht dauerhaft upgradefähig

zu halten, ist leider weit verbreitet und

schädigt den Ruf von Expertensystemen zu

Unrecht. Langlebigkeit, Zuverlässigkeit,

ständige Weiterentwicklung, sichergestellte

Betreuung und Lieferfähigkeit sind

wichtige Kriterien bei Auswahl der Messtechnik

und Weiterverarbeitung.

Die Auswertesoftware macht es erst möglich

die Messergebnisse darzustellen und

weiter zu verarbeiten. Diese Software sollte

zuverlässig funktionieren, ein höchst

mögliches Maß an Datensicherheit mitbringen

und intuitiv bedienbar sein. Genauso,

wie die Messtechnik ist es in der

schnelllebigen Zeit der Datenverarbeitung

wichtig, dass diese stets weiterentwickelt

wird und mit dem technischen Fortschritt

aber auch mit geänderten Betriebssystemen

Schritt hält. Die Software des Turbosatzdiagnosesystems

muss eine Fülle von

Schnittstellen für alle im Markt gängigen

Prozessleit- oder Prozessinformationssystem

mitbringen. Die Integration von über

1000 Prozessdaten über Schnittstelle ist in

einem modernen Turbosatzdiagnosesystem

wesentlich einfacher und sicherer zu realisieren,

als die Einbindung von 10 Messdaten

über Kupferkabel und 4…20 mA Ausgängen

zwischen verschiedenen Schaltschränken.

Um die Ergebnisse der qualifizierten Auswertungen

auch nutzen zu können, müssen

Turbosatzdiagnosesysteme Teil der Instandhaltungsstrategie

sein. So wird ständig

ein qualifiziertes „Condition

Monitoring“ durchgeführt, die Ergebnisse

visualisiert und mit vergleichbaren Betriebsphasen

aus der Vergangenheit verglichen.

Für diese Berechnungen kommen

zum Beispiel sogenannte neuronale Netze

oder erfahrungsbasierte Berechnungsmethoden

zum Einsatz. Aufgrund der besonderen

Situation im Kraftwerk ist den erfahrungsbasierten

Methoden der Vorzug zu

53


Moderne Turbosatzdiagnose für Turbinen aller Leistungsklassen VGB PowerTech 8 l 2021

geben. Bei erfahrungsbasierten Methoden

kann bei einer kritischen Abweichungsmeldung

jederzeit nachvollzogen werden,

welcher der in die Berechnung eingehenden

Werte die Abweichung zeigt. Auch die

Erfahrungszeiträume sind bekannt und

können mit dem aktuellen Zustand verglichen

werden.

Die Berechnung durch neuronale Netze

zeigt zwar oft bestechend gute Ergebnisse,

aber die Auswertungen haben den Nachteil,

dass das Ergebnis nicht analytisch

nachverfolgt werden kann. Der mathematisch-technische

Zusammenhang im neuronalen

Netz ist nachträglich nicht einfach

nachvollziehbar. Genau hier kommt aber

der Faktor Mensch ins Spiel: Welcher Verantwortungsträger

fährt eine produzierende

Anlage ab, weil ein nicht analytisch

nachvollziehbarer Algorithmus eine kritische

Abweichung zeigt?

Bevor solche Entscheidungen getroffen

werden, müssen die Experten im Kraftwerk

mit allen zur Verfügung stehenden Methoden

ein möglichst klares Bild der Situation

bekommen, um ihre Entscheidungen qualifiziert

treffen zu können. Und genau hier

können die erfahrungsbasierten Analysemethoden

ihre Vorteile ausspielen, da die

Ergebnisse der Berechnungen nachvollzogen

werden können.

Im STUDIS-SE werden erfahrungsbasierte

Daten und die aktuellen Werte in Form von

sogenannten dynamischen Toleranzbändern

dargestellt. Die Zusammenfassung

dieser dynamischen Toleranzbänder geschieht

im Beispiel im sogenannten „Magic

eye“. Die Abhängigkeiten für jeden einzelnen

Schwingungskennwert werden durch

Korrelationsrechnungen mit allen relevanten

Prozesswerten zunächst errechnet, ein

erfahrener Serviceingenieur wählt die Prozesswerte

mit der besten logischen Verknüpfung,

aufgrund der Kenntnis der Anlage

und des Kraftwerksprozesses, aus. So

entsteht ein individuelles, virtuelles Abbild

der Maschinendynamik, bei allen Betriebszuständen

des Turbosatzes.

Dieses Modell kann dann im weiteren, jahrelangen

Betrieb gepflegt und erweitert

werden. Diese Pflege kann sowohl vom ausgebildeten

Kraftwerkspersonal, wie auch

von Dienstleistern durchgeführt werden.

Im seltenen aber wichtigen Fall einer kritischen

Abweichung müssen Experten verfügbar

sein, die das Kraftwerk beraten, die

Analyse des Vorfalls übernehmen und bei

der Entscheidung unterstützen. Dazu müssen

diese Fachleute Zugang (gesicherte Zugänge

über Firewall, VPN und z.B. 2 Faktor

Authentifizierung) auf das Turbosatzdiagnosesystem

bekommen und dort Expertenanalysen

durchführen können. Dies kann

je nach Ausbildungsstand entweder Personal

des Betreibers, des Maschinenherstellers

oder eines mit dem System und der

Anlage vertrauten Dienstleisters sein.

Die Grundbausteine der Turbosatzdiagnose

sind also Messtechnik und Signalverarbeitung,

Software und Visualisierung, Fähigkeit

für das Maschinenmonitoring und

Möglichkeit der Expertenauswertung (siehe

B i l d 7 ). Sinnvollerweise sollten diese

Grundbausteine bei einem Dienstleister

oder Lieferanten angeordnet sein, wobei,

nach entsprechender Ausbildung, auch die

werktäglichen Aufgaben vom Kraftwerkspersonal

durchgeführt werden können.

Aufgrund der größeren Erfahrungsbasis

haben spezialisierte Dienstleister im Falle

von Expertenanalysen, aber Vorteile, da sie

meist aus vielen Anlagen und langjähriger

Tätigkeit eine erhebliche Flottenerfahrung

mitbringen.

Die Ausbildung und stetige Weiterbildung

des Kraftwerkspersonals in der Nutzung

des Turbosatzdiagnosesystems ist ein wichtiger

Punkt, um die Akzeptanz der Expertensysteme

zu erhalten. Dafür ist ein guter

Gesprächsfaden und ein Vertrauensverhältnis

zwischen Kunden und Lieferant des

Turbosatzdiagnosesystems Voraussetzung.

Da sollte es auch möglich sein eine Frage

klären zu können, ohne dass gleich eine

Beauftragung vorliegen muss. Das setzt erfahrene

und engagierte Akteure voraus,

die wissen, dass ihre Arbeit im Einzelfall

von enormer Bedeutung sein kann.

Wenn die Turbosatzdiagnose mit ihrer Verknüpfung

aus Schwingungsdiagnose und

Prozessdatenkopplung in einer Anlage genutzt

wird, kann das Instandhaltungskonzept

entsprechend angepasst werden. Vor

oder nach Maßnahmen können Auffälligkeiten

im Laufverhalten erkannt und Revisionsmaßnahmen

bereits im Vorfeld geplant

werden. Sind im Schwingungsbild bei

bestimmten Betriebszuständen Abweichungen

erkennbar, kann nach Analyse, die

Beschaffung von Bauteilen mit langen Lieferzeiten

frühzeitig angestoßen werden. So

konnten aus der Erfahrung des Verfassers

heraus Revisionszeiten oft erheblich verkürzt

werden, da aus der Beobachtung mit

dem Turbosatzdiagnosesystems mit beschädigten

Dichtstreifen, einem Lagerscha-

Software und

Vernetzung

Messtechnik und

Signalverarbeitung

den oder gelöste Schaufelfüße gerechnet

werden musste. Wer aber schon mal, nach

einem überraschenden Befund, auf die Lieferung

eines Gleitlagers oder Dichtungspaketes

wochenlang warten musste, der weiß

welcher Vorteil darin liegt, bereits 6 Wochen

vor der geplanten Revision deutliche

Hinweise auf einen Schaden zu erhalten.

Andererseits kann auch eine Laufzeitverlängerung

einer Anlage über die vorgesehene

Betriebszeit zwischen den Revisionen

ausgedehnt werden, wenn die Turbosatzdiagnose

und die Analyse der Experten keinen

Hinweis auf kritische Abweichungen

zeigen.

Diese erfolgreichen Anwendungen setzten

die aktive Nutzung der Turbosatzdiagnose

im Betrieb und im jeweiligen Instandhaltungskonzept

voraus.

Nutzen im Kraftwerksbetrieb und

kritische Diskussion

Der Nutzen der Turbosatzdiagnose zeigt

sich bei vielen Kraftwerksinstallationen

schon nach wenigen Jahren, oft bereits bei

IBS nach Neubau oder Start nach Revision

einer Turbine. Selbst wenn über Jahre keine

Schäden oder Probleme im Betrieb auftreten,

liegt der Nutzen in der lückenlosen

Historie und damit in einem riesigen Wissensvorteil,

den der Betreiber dadurch gewinnt.

Durch die ständige rotordynamische

Beobachtung, wird das Anlagen

Know-how deutlich verbessert, wofür nicht

zuletzt auch Hersteller und Revisionsdienstleister

dankbar sind. Unnötige Diskussionen

ob das Laufverhalten einer Anlage

vor oder nach einer Maßnahme besser

oder schlechter war, lassen sich durch Darstellung

der Fakten in Kürze beantworten.

Der Nachweis, ob Schäden schon in der

Garantiephase einer Anlage erkennbar waren,

können dem Betreiber oft hohe Kosten

und zusätzliche Ausfallzeiten ersparen.

Bei der dargestellten, hohen Güte dieser

Turbosatzdiagnosesysteme und den vielfältigen

Vorteilen, die der Betreiber daraus

Automatisiertes

Monitoring

Expertenanalyse

Bild 7. Bausteine eines Turbosatzdiagnosesystem im integrierten Servicekonzept.

54


VGB PowerTech 8 l 2021

Moderne Turbosatzdiagnose für Turbinen aller Leistungsklassen

ziehen kann, stellt sich dem Leser natürlich

die Frage, warum nicht alle Kraftwerksanlagen

zwischen 1 und 1000 MW elektrischer

Leistung mit solchen Systemen ausgerüstet

sind?

Die Beantwortung dieser Frage ist vielschichtig

und Gegenstand von Diskussionen

in Fachkreisen. Die Durchdringung

der Turbosatzdiagnose bei Anlagen im Bereich

> 100 MW ist in Mitteleuropa tatsächlich

schon sehr groß. So wenden die

meisten, großen Energieversorger mindestens

die Schwingungsdiagnose an, auch

wenn die Verknüpfung mit den Prozessrandbedingungen

und damit der Übergang

zur echten Turbosatzdiagnose nicht

in Gänze vollzogen wurde. Hier ist aber

zumindest im Problemfall eine qualifizierte

Schadensfrüherkennung durch manuelle

Auswertung eines Experten möglich.

Bei der Durchdringung der Turbosatzdiagnose

bei Erzeugungsanlagen mit niedrigeren

elektrischen Leistungen oder in Industriekraftwerken

zeigt sich ein gemischtes

Bild. Während ein großes Interesse an der

Turbosatzdiagnose in Anlagen vorherrscht,

wo wichtige, nachgeschaltete Prozesse

vom Betrieb der Turbine abhängen, steht

die Verfügbarkeit der produzierten elektrischen

Leistung noch nicht im Fokus. Im

Bereich der Kraftwerksanlagen im Bereich

unter < 50 MW herrscht oft die Meinung

vor, dass Turbosatzdiagnosesysteme für

diese Anlagen schlicht zu teuer wären und

das knappe Personal in diesen kleineren

Anlagen keine Möglichkeiten hat diese Systeme

zu bedienen. Dem muss aber entgegengehalten

werden, dass die Expertensysteme

durch die technische Weiterentwicklung

der Komponenten und Fortschritte der

Datenverarbeitung mittlerweile ein sehr

gutes Kosten-Nutzen-Verhältnis aufweisen

und externe Dienstleister das Kraftwerkspersonal

entlasten können. Gerade die

elektrische Leistung und Verfügbarkeit von

Biomassekraftwerken, Heizkraftwerken,

Müllverbrennungsanlagen oder den vielen

Turbosätzen in Industrieanwendungen

wird im zukünftigen Energiemarkt eine gestiegene

Relevanz zu kommen. Bei Ausfall

dieser Anlagen durch Schwingungsprobleme

ist aber schon heute zu beobachten,

dass im Falle eines solchen Troubleshooting

keine Kosten und Mühen gescheut werden,

kurzfristig Schwingungsdiagnosesysteme

zu installieren. Oft wird dies dann durch

mobile Aufbauten gewährleistet, um

schnell Erkenntnisse zu gewinnen. Dabei

entstehen dann oft bizarre Zustände, dass

mobile Aufbauten, die für 2 Wochen gedacht

waren, dann über fast 2 Jahre betrieben

werden. Solche Ad-hoc-Messkampagnen

können dann teurer werden, als die

Installation und der Betrieb eines vollständigen

Turbosatzdiagnosesystems zu einem

früheren Zeitpunkt mit wesentlich höherem

Erkenntnisgewinn.

Zudem entsteht der Eindruck, dass Anlagenbetreiber

bei Investitionsentscheidungen

oft eher zu einer teuren Investition in

lagerhaltige Ersatzteile oder aber in Umbauten

neigen, als in ein Turbosatzdiagnosesystem,

welches zunächst ja nur Kennwerte

und Daten liefert. So fällt die Entscheidung

Gleitlager oder Dichtungspakete

zu beschaffen anscheinend leichter, als für

weniger finanziellen Aufwand in ein System

zu investieren, welches frühzeitig Lagerschäden

oder Anstreifen erkennen

kann. Auch die Frage, ob eine aufwendige

Turbinenbegleitheizung überhaupt notwendig

oder wirksam ist, um Probleme bei

häufigen Kaltstarts zu reduzieren, lässt

sich mit einer qualifizierten Schwingungsdiagnosemessung,

mit vergleichbar geringem

Aufwand, beantworten. Hier liegt in

der Nutzung der Turbosatzdiagnose ein

erhebliches Einsparpotential, welches aktuell

kaum genutzt wird.

In Bezug auf die Diskussion über Nutzung

von „IoT“- bzw. „Industrie 4.0“ – Strategien

liegt oft die Meinung vor, am besten in

möglichst komplexe Berechnungsalgorithmen

und Vernetzungsstrategien zu investieren,

als sich zunächst Gedanken über

eine sinnvolle Auswertung der vorhandenen

Daten zu machen. Solche Strategien

können sehr erfolgreich sein, wenn statt

des Gesamtschwingungswertes die Kennwerte

der drehharmonischen Schwingungsanteile

u.a. genutzt werden. Dieses

setzt aber zunächst ein Schwingungsdiagnosesystem

voraus, bevor über komplexe

IoT-Verfahren nachgedacht werden kann.

Die Vernetzung des Schwingungsdiagnosesystems

mit den Prozessrandbedingungen

zum sogenannten Turbosatzdiagnosesystem,

enthält aber bereits viele Aspekte

von IoT und hat zudem den Vorteil der

langjährigen, nachgewiesenen Praxistauglichkeit

im Kraftwerksbereich.

Die Erkenntnis, dass in der Flotte der Kraftwerksanlagen,

das Schadensgeschehen in

Häufigkeit und Umfang durch die Anwendung

der Turbosatzdiagnose reduziert werden

kann, hat noch nicht dazu geführt, dass

Versicherungsprämien der Maschinenversicherer

reduziert werden. Möglicherweise

müssten hier Gespräche und Analysen zwischen

Versicherern, Verbänden der Betreiber

und Experten stattfinden, um zu recherchieren,

welche Spielräume zur Kostenreduktion

hier zu heben sind.

Fazit:

Die Weiterentwicklung der Datenverarbeitung,

immer bessere und einfachere Vernetzung

der Systeme, die Anforderungen

des Marktes und die Erkenntnis, dass nur

Know-how und Nutzung aller Informationen

vor überraschenden Maschinenschäden

und ungeplanten Stillständen schützen

kann, wird der Turbosatzdiagnose immer

größeren Stellenwert im Kraftwerkspark

der nächsten Jahrzehnte geben.

Servicekonzepte und Praxistauglichkeit

sollten im Vordergrund stehen, damit diese

Expertensysteme sowohl von den Praktikern

im täglichen Betrieb der Anlagen, aber

auch von den Fachleuten im Bedarfsfall genutzt

werden können.

So wird die „Black Box“ Turbine transparent

und ermöglicht einen klaren Blick auf

den Zustand der Maschine zu jedem Zeitpunkt.

l

VGB-Standard

Empfehlungen zum Management der funktionalen Sicherheit in

Dampfkesselanlagen und Anlagen des Wasser-Dampf-Kreislaufs

2. überarbeitete Ausgabe 2020

Ausgabe 2020 – VGB-S-008-00-2020-11-DE

DIN A4, Print/eBook, 166 S., Preis für VGB-Mit glie der € 260.–, Nicht mit glie der € 390,–, + Ver sand und USt.

Mit den neuen Normen zur funktionalen Sicherheit auf Basis der EN 61508 wurde für die

Geräte anforderungen in Schutzkreisen das Management der funktionalen Sicherheit eingeführt.

Diese EN Normen bieten einen erheblichen Ermessensspielraum, der durch Hersteller und

Betreiber gestaltet werden muss.

Es ist erforderlich, die Anwendung dieser Normen in Kraftwerken zu konkretisieren. Es war daher

ein Ziel des Arbeitskreises „Funktionale Sicherheit“ beim VGB mit diesem VGB-Standard diese Hilfestellung

zu geben. Da es sich hier um die Erläuterung zum Hintergrund und zur Anwendung von

Teilbereichen des Managements der funktionalen Sicherheit handelt, wird dieser VGB-Standard nicht

als Bestellrichtlinie veröffentlicht. Hier ist jeder Hersteller und Betreiber gefordert, die Anforderungen

dieses Managements der funktionalen Sicherheit in seine Prozesse zu integrieren.

VGB-Standard

Empfehlungen zum

Management der funktio nalen

Sicherheit in Dampfkesselanlagen

und Anlagen des

Wasser-Dampf-Kreislaufs

2. überarbeitete Ausgabe 2020

VGB-S-008-00-2020-11-DE

55


VGB-CONFERENCE/VGB-FACHTAGUNG

GAS TURBINES AND OPERATION

OF GAS TURBINES 2021

GASTURBINEN UND GASTURBINEN BETRIEB 2021

with Technical Exhibition/mit Fachausstellung

Im Zweijahresrhythmus werden mit Gasturbinen befasste Fachleute der

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

und in korrespondierenden Geschäftsbereichen vom VG B Power-

Tech e.V. dazu eingeladen, durch Vorträge und umfassende Diskussion

aktueller Fragen zur Gasturbine und dem Gasturbinenbetrieb den Erfahrungs-,

Erkenntnis- und Gedankenaustausch zu intensivieren.

Die sich im Kontext mit der Energiewende in kurzen Zeiträumen verändernden

Anforderungen im Strom- und Wärmemarkt sowie im öffentlichen

Gastransportnetz erfordern für den wirtschaftlichen, sicheren und umweltverträglichen

Gasturbinenbetrieb eine rechtzeitige Anpassung operativer

und anlagentechnischer Konzepte.

Bereits realisierten Lösungen und innovativen Konzepten für Gasturbinenanlagen,

deren Teilsysteme und Komponenten, die unter Berücksichtigung

relevanter Aspekte – wie Verfügbarkeit, Zuverlässigkeit, Primärenergieausnutzung,

Lastflexibilität, Brennstoffflexibilität, Lebenszykluskosten und Umweltschutz

– geeignet sind, den aktuellen und in Zukunft erwartbaren

Herausforderungen zu entsprechen, werden wir uns mit einem breit gefächerten

Themenportfolio zuwenden. Aufgrund der Aktualität und Relevanz

wird darin auch die Wasserstoff-Mitverbrennung in Gasturbinen

angemessen berücksichtigt.

Mit Präsenz der Aussteller aus zahlreichen Produkt- und Leistungsfeldern

der Gasturbinenindustrie wird ein Veranstaltungsrahmen geboten, der als

internationales Forum für Herstellung und Erweiterung geschäftlicher wie

persönlicher Kontakte beste Voraussetzungen schafft.

Der VGB PowerTech e.V. lädt Sie zur Diskussion dieser Themen und zum

Erfahrungsaustausch auf der VGB-Fachtagung „Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb

2021“ ein und freut sich auf Ihre Teilnahme.

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

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

and corresponding business areas of VGB PowerTech e.V. are

invited for intensifying the exchange of experience, findings and ideas

by lectures and comprehensive discussions in the area of gas turbines

and the gas turbine operation.

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

requirements in electricity and heat market and the public gas transport

network require the timely adjustment of operational and plant engineering

concepts for economical, safe and environmentally friendly gas

turbine operation.

Already implemented solutions and innovative concepts for gas turbine

plants, their subsystems and components, which are consider relevant aspects

such as availability, reliability, and utilization of primary energy,

load flexibility, fuel flexibility, lifetime costs and environmental protection,

are suitable to meet the actual and expected future challenges are dealing

by us with a broad topic portfolio. Due to its topicality and relevance, hydrogen

co-combustion in gas turbines is also adequately considered in it.

With the presence of exhibitors from numerous product and service fields

of the gas turbine industry an event frame is offered, which is the best basis

for an international forum for establishing and extending of business

and personal contacts.

| 11 & 12 NOVEMBER 2021

| POTSDAM, GERMANY

| REGISTRATION/ANMELDUNG

L https://t1p.de/cpbb or

https://www.vgb.org/COR-event_page-25902.html

TAGUNGSPROGRAMM

CONFERENCE PROGRAMME

(Änderungen vorbehalten/Subject to revision. Stand: 1. Sept. 2021)

Konferenzsprachen: Deutsch und Englisch

Simultanübersetzung vorgesehen

Conf. languages: German and English

simultaneous translation envisaged

DONNERSTAG, 11. NOVEMBER 2021

THURSDAY, 11 NOVEMBER 2021

Tagungsleitung/Conference direction

Dr.-Ing. E.h. Manfred Freimark,

VGB PowerTech e.V., Essen and

Prof. Dr.-Ing. Uwe Gampe,

Technische Universtität Dresden, Dresden

08:30 VGB und Aussteller laden zu einem Stehempfang ein

VGB and exhibitor invite you to a standing reception

10:00 Begrüßung durch Dr.-Ing. E.h. Manfred Freimark

Welcome by Dr.-Ing. E.h. Manfred Freimark

10:10

V01

10:40

V02

Wasserstoff als elementarer Baustein der

Transformation zur CO 2 -freien Strom- und

Wärmeversorgung – Sichtweisen eines

Regionalversorgers

Hydrogen as a basic component of the transformation

to zero-carbon electricity and heat supply –

Views of a regional utility

Dr.-Ing. Karsten Klemp and

Dipl.-Ing. Armin Ehret, RheinEnergie AG, Köln

Herausforderungen der Energiewende – Rotierende

Lösungen zur Netzstabilisierung mit Fokus auf die

Bereitstellung essenzieller Systemdienstleistungen

Challenges of the Energy Transition –

Rotating Solutions to Provide Essential Ancillary

Services for Grid Stabilization

Dr.-Ing. Hendrik Steins, Dr.-Ing. Ana Joswig,

Dipl.-Ing. Stephan Werkmeister and

Dr.-Ing. Norbert Henkel,

Siemens Energy AG, Mülheim an der Ruhr

VGB PowerTech e.V. invites you for discussing of these questions and to

the exchange of experiences during the VGB Conference “Gas Turbines

and Operation of Gas Turbines 2021”, and is looking forward to your

participation.

Stay in contact with us, digital and up-o-date!

‣ Newsletter subscription | www.vgb.org/en/newsletter.html


VGB-Conference/VGB-Fachtagung

GAS TURBINES AND OPERATION

OF GAS TURBINES 2021

GASTURBINEN UND

GASTURBINEN BETRIEB 2021

11:05

V03

Vortrag zur Novelle der 13. BImschV und vertiefter

Betrachtung der darin enthaltenen Emissionsanforderungen

an Gasturbinenanlagen

Presentation on the amendment of the 13 th BImschV

and in-depth consideration of the emission

requirements for gas turbine plants contained therein

Dr. Martin Ruhrberg, BDEW Bundesverband

der Energie- und Wasserwirtschaft e.V., Berlin

11:30 Diskussion der Vorträge 1, 2 und 3

Discussion of lectures 1, 2 and 3

12:00 Mittagspause und Besuch der Ausstellung

Lunch break and visit of the exhibition

13:30

V04

13:55

V05

Schadstoffarme Micromix-Wasserstoffverbrennung

in Gasturbinen – Von den Grundlagen bis

zur Demonstrationsanlage

Dry-Low-Nox Micromix hydrogen combustion in gas

turbines from basics to demonstration system

Prof. Dr.-Ing. Harald Funke, FH Aachen, Aachen

Kawasaki Hydrogen Road – Entwicklung

innovativer Wasserstoffverbrennungssysteme

für Industriegasturbinen

Kawasaki hydrogen road – Development of innovative

hydrogen combustion systems for industrial gas turbines

Dr.-Ing. Nurettin Tekin,

KAWASAKI Gas Turbine Europe GmbH, Bad Homburg

14:20 Diskussion der Vorträge 4 und 5

Discussion of lectures 4 and 5

14:50 Besuch der Ausstellung inklusive Kaffeepause

Visit of the exhibit including coffee break

15:20

V06

15:45

V07

Hydrogen co-combustion in industrial gas turbine

Wasserstoff-Mitverbrennung in einer

industriellen Gasturbine

M.Sc. Luc Gooren, Dr. Hannes Laget and

M.Sc. Nicolas Jouret,

ENGIE Laborelec, Linkebeek/Belgium

H 2 Mitverbrennung: „Wasserstoffverbrennung

in Gasturbinen“

H 2 CoFiring: “Hydrogen combustion in gas turbines”

Erik Zindel, Siemens Energy AG, Erlangen

16:10 Diskussion der Vorträge 6 und 7

Discussion of lectures 6 and 7

16:40 Ende des 1. Vortragstages

End of the 1 st day of lectures

18:30 Gemeinsamer Abend/Joint evening

Der Hinweis erfolgt vor Ort am 11. November 2021

Notice is given on site on 11 November 2021

09:00

V08

09:25

V09

09:50

V10

FREITAG, 12 NOVEMBER 2021

FRIDAY, 12 NOVEMBER 2021

Trainings an Simulatoren für gasbefeuerte

Kraftwerke ermöglichen eine höhere Verfügbarkeit

und eine verbesserte Anlagensicherheit

Training with simulations of gas-fired power plants results

in increased operational availability and plant safety

Dr.-Ing. Cornelius Berger, Martin Bauer and

Frank Kretschmer, KWS Energy Knowledge eG, Essen

Modernisierung einer KWK-Anlage mit einer

neu entwickelten Gasturbine

Modernization of a CHP plant with a new

developed gas turbine

Sebastian Parzigas, MAN Energy Solutions SE,

Oberhausen and Sebastian Mombeck,

Energieversorgung Oberhausen AG, Oberhausen

Advances in gas turbine machining &

repair techniques

Fortschritte in der Bearbeitung und Reparatur

von Gasturbinen

Simone Marangon, EthosEnergy, Torino/Italy

10:15 Diskussion der Vorträge 8, 9 und 10

Discussion of lectures 8, 9 and 10

10:45 Besuch der Ausstellung inklusive Kaffeepause

Visit of the exhibit including coffee break

11:15

V11

11:40

V12

Moderne Methoden zur

24/7-Zustandsüberwachung von Brennkammern

Modern methods for 24/7-condition monitoring

of combustion chamber

Dr. Thomas Steinbacher, M.Sc. Driek Rouwenhorst,

Dr. Robert Widhopf-Fenk and Dr. Jakob Hermann,

IfTA Ingenieurbüro für Thermoakustik GmbH, Puchheim

Unterstützung des flexiblen Gasturbinenbetriebes

durch modernste Schwingungsdiagnose

Support of flexible gas turbine operation through

advanced vibration diagnosis

Dipl.-Ing. Jens Pfeiffer,

Siempelkamp NIS Ingenieurgesellschaft, Essen

ORGANISATIONAL INFORMATION

VENUE

Dorint Hotel Potsdam | Potsdam, Germany

REGISTRATION | ONLINE

L https://t1p.de/qeet or

https://www.vgb.org/en/COR-event_page-25902.html

Registration requested until 15 October 2021,

possible until the start of the conference.

FEES/NOTICE

VGB members 750.00 €

Non-members 1,050.00 €

Universities, authorities, retired 300.00 €

WEBPAGE

L https://t1p.de/1zaz or

https://www.vgb.org/en/gasturbinen_gasturbinenbetrieb_21.html


VGB-Conference/VGB-Fachtagung

GAS TURBINES AND OPERATION

OF GAS TURBINES 2021

GASTURBINEN UND

GASTURBINEN BETRIEB 2021

12:05

V13

Digitalization in gas turbine lubrication:

On-line asset condition monitoring to enable

4.0 decision-making

Digitalisierung bei der Schmierung von Gasturbinen:

Online-Überwachung des Anlagenzustands, um

4.0-Entscheidungen zu ermöglichen

Dr.-Ing. Guillermo Miró, Ing. Eneko Gorritaxategi

and Ing. Edgar Martínez,

Atten2 advanced monitoring technologies,

Eibar/Spain

12:30 Diskussion der Vorträge 11, 12 und 13

Discussion of lectures 11, 12 and 13

13:00 Mittagspause und Besuch der Ausstellung

Lunch break and visit of the exhibit

14:15

V14

14:40

V15

15:05

V16

Innovative Technologie für eine bewährte

Gasturbine – 3D-gedruckte V64.3

Turbineneintrittsleitschaufel mit In-Wandkühlung

Latest technology for a mature engine - V64.3 turbine

vane 1 with state-of-the-art in-wall cooling design

manufactured by selective laser melting

Jan Münzer, Siemens Energy AG, Berlin

and Axel Pechstein,

DREWAG – Stadtwerke Dresden GmbH, Dresden

Betriebserfahrungen mit den MGT6000

Gasturbinen in der Kraft-Wärme-Kopplungsanlage

von SAIC Volkswagen in Shanghai

Operation experience with MGT6000 GT’s

in SAIC Volkswagen combined heat and power

plant in Shanghai

Dr.-Ing. Christian Steinbach, MAN Energy Solutions

Schweiz AG, Zürich/Switzerland,

Feng Liu,

MAN Energy Solutions China Production Co. Ltd.,

Shanghai/China,

Andreas Spiegel and Dr.-Ing. Thorsten Pöhler,

MAN Energy Solutions SE, Oberhausen/Germany

THOR, eine thermische Speicherlösung

für Gas-und-Dampfkraftwerke

THOR, a thermal storage application

for combined cycle power plants

Dipl.-Ing. Ronald Schwarz,

Siemens Energy AG, Erlangen,

Dipl.-Ing. Matthias Migl and

Dipl.-Ing. Hartmut Oehme, Siemens Energy AG, Berlin

15:30 Diskussion der Vorträge 14, 15 und 16

Discussion of lectures 14, 15 and 16

16:00 Ende der Fachtagung

End of the conference

Aussteller auf der VGB-Fachtagung

„GASTURBINEN UND GASTURBINENBETRIEB 2021

Exhibitors at the VGB Conference

˝GAS TURBINES AND OPERATION OF GAS TURBINES 2021

CLEAN AIR SOLUTIONS

HENGST FILTRATION

ORGANISATORISCHE HINWEISE

VERANSTALTUNGSORT

Dorint Hotel Potsdam | Potsdam, Deutschland

ONLINEANMELDUNG & INFORMATIONEN

L https://t1p.de/cpbb oder

https://www.vgb.org/COR-event_page-25902.html

bis zum 15. Oktober 2021 erbeten, bis Konferenzbeginn möglich.

TEILNEHMERGEBÜHREN

VGB-Mitglieder 750,00 €

Nichtmitglieder 1.050,00 €

Hochschule, Behörde, Ruheständler 300,00 €

WEBPAGE

L https://t1p.de/xhz8 oder

https://www.vgb.org/gasturbinen_gasturbinenbetrieb_21.html

Bleiben Sie mit uns in Kontakt, digital und aktuell!

‣ Newsletter | www.vgb.org/newsletter.html


VGB PowerTech 8 l 2021

Simulation und Modellierung als Fundament der Digitalisierungsstrategie für Abfallbehandungsanlagen

Simulation und Modellierung als

Fundament der Digitalisierungsstrategie

– Ein Beitrag zur betrieblichen Optimierung

einer thermischen Abfallbehandlungsanlage

Martin Zwiellehner, Franz Dannerbeck, Mike Sinnreich und Ragnar Warnecke

Abstract

Simulation and modelling as the

foundation of the digitalisation strategy -

A contribution to the operational

optimisation of a thermal waste treatment

plant

As an in-house operation of the Saale-Orla

Waste Management Association (ZASO), the

Schwarza Thermal Recycling Plant (TVS) was

built in 2007 and has been in operation since

then. Around 82,000 tons per year of industrial

and commercial waste are thermally

treated in the TVS. During the years of operation,

the plant technology was continuously

optimised by the plant management. However,

the situation described also brings with it

problems of an organisational nature. Accordingly,

it cannot be ruled out that an employee

does not have to start or shut down the plant

for several years, restart it after a system failure

or master a relevant incident. An optimal

solution for TVS Schwarza in every respect

was found in a (real-time) simulation of the

existing system. This enables a virtual training

environment to be created for the training of

plant operators, which is based on the “origi-

nal” operating screens and automation programs.

In further consequence the combination

of a combustion model with the simulation

routines made it possible for the first time

to realistically create a Digital Twin of a thermal

waste treatment plant. With the current

installation of the simulation in the TVS, it is

becoming clear that system operators are increasingly

becoming more secure with regard

to the manual interventions to be carried out

when dealing with critical operating states of

the system and when dealing with incidents.

New employees are specifically trained inhouse

so that a high standard in their education

and training can be ensured. l

1 Einleitung

Der Zweckverband Abfallwirtschaft Saale-

Orla (ZASO) ist im Verbandsgebiet des

Saale-Orla-Kreises und des Landkreises

Saalfeld-Rudolstadt zuständiger öffentlich-rechtlicher

Entsorgungsträger. Als Eigenbetrieb

des ZASO wurde 2007 die Thermische

Verwertungsanlage Schwarza

(TVS, B i l d 1 ) errichtet und seitdem betrieben.

Thermisch behandelt werden in

der TVS rd. 82.000 Mg / a heizwertreiche Industrie-

und Gewerbeabfälle. Davon sind

ca. 2/3 Reststoffe einer benachbarten Papierfabrik

und 1/3 aufbereitete Abfälle des

ZASO aus einer mechanisch-biologischen

Restabfallbehandlungsanlage. Die thermische

Verwertung liefert Energie in Form

von Prozessdampf, die den energieintensiven

Industrien am Standort kostengünstig

zur Verfügung gestellt werden kann. Die

genehmigte Feuerungswärmeleistung

der Rostfeuerung beträgt 32,5 MW th . bei

einem eingesetzten Heizwert von ca.

10,7 MJ / kg im Jahresmittel. Die Anlage wird

rund um die Uhr im Drei-Schicht-System

betrieben. [1]

Autoren

Dr.-Ing. Martin H. Zwiellehner

Bereichsleitung

Franz Dannerbeck, Dipl.-Ing.(FH)

Projektleitung

SAR Elektronic GmbH,

Prozess- und Umwelttechnik

Dingolfing, Deutschland

Mike Sinnreich

Betriebsleitung

Thermische Verwertungsanlage Schwarza

Rudolstadt-Schwarza, Deutschland

Dr.-Ing. Ragnar Warnecke

Geschäftsführer

GKS-Gemeinschaftskraftwerk

Schweinfurt GmbH

Schweinfurt, Deutschland

Bild 1. Luftaufnahme der TVS Schwarza inmitten des Industrieparks mit Papierfabrik im

Hintergrund; Aufnahme: © Pro-Event-24.de, Saalfeld.

59


Simulation und Modellierung als Fundament der Digitalisierungsstrategie für Abfallbehandungsanlagen VGB PowerTech 8 l 2021

2 Kontinuierliche Optimierung

der Anlagentechnik im

Spannungsfeld organisatorischer

Problemstellungen

In den Jahren des Betriebs der Anlage wurde

die Anlagentechnik durch den Betreiber

kontinuierlich optimiert und weiterentwickelt.

Perspektivisch soll die Reisezeit zwischen

den geplanten Revisionsstillständen

auf 18 Monate, d.h. rd. 13.000 Betriebsstunden,

gesteigert werden. Darüber hinaus

kommen störungsbedingte Anlagenausfälle

– bedingt durch die optimierte

Anlagentechnik – mittlerweile auch vergleichsweise

selten vor. Diese kontinuierliche

Betriebsweise ohne nennenswerte Störungen

und Anlagenausfälle stellt für den

Eigentümer und Betreiber der TVS ein

kommerzielles Optimum dar. Die Kunden

der TVS honorieren eine nahezu einhundertprozentige

Verfügbarkeit ihres Prozessdampflieferanten.

Der beschriebene Zustand bringt jedoch

auch Probleme organisatorischer Natur

mit sich. Zweifelsfrei gehören das Anfahren

der Anlage aus dem Stillstand, das

planmäßige Abfahren sowie das Wiederanfahren

der Anlage nach einem Ausfall zu

kritischen Situationen im Anlagenbetrieb

und somit zu den anspruchsvollsten Tätigkeiten

des Fahrpersonals. In weiterer Folge

ist durch den Anlagenbediener 1 sicherzustellen,

dass relevante Störfälle sicher

und ohne Gefährdung von Mensch und

Maschine sowie ohne Verletzung gesetzlicher

Vorgaben (u.a. 17. BImSchV) beherrscht

werden können.

Bedingt durch den nahezu störungsfreien

Betrieb und die sehr lange Reisezeit sinkt

demnach die Wahrscheinlichkeit für jeden

einzelnen Schichtmitarbeiter, dass er auf

absehbare Zeit mit einer der erwähnten

kritischen Situationen konfrontiert wird.

Demnach ist es nicht auszuschließen, dass

ein Mitarbeiter über mehrere Jahre keinen

An- bzw. Abfahrvorgang der Anlage, ein

Wiederanfahren nach einem Anlagenausfall

durchführen oder einen relevanten

Störfall beherrschen muss. Trotz kontinuierlichen

Schulungsmaßnahmen und bewusst

hoher Qualifikation der Mitarbeiter

kann in solchen Fällen falsches Reagieren

auf bestimmte Situationen nicht vollumfänglich

ausgeschlossen werden. Zusätzlich

muss beispielsweise das An- und Abfahren

der Anlage auch in einem zeitlichen

Kontext betrachtet werden, da hierfür fossile

Energieträger eingesetzt werden, die es

entsprechend einzusparen gilt und deren

Emissionen minimiert sein sollen.

1

Aus Gründen der besseren Lesbarkeit wird im

Folgenden auf die gleichzeitige Verwendung

weiblicher und männlicher Sprachformen verzichtet

und das generische Maskulinum verwendet.

Sämtliche Personenbezeichnungen

gelten selbstverständlich gleichermaßen

für alle Geschlechter.

Ein weiteres Problem mit dem sich der Betreiber

konfrontiert sieht, ist – verstärkt

durch den demografischen Wandel – die

Tatsache, dass viele erfahrene Mitarbeiter

in absehbarer Zeit in den Ruhestand eintreten

werden. Aufgrund des vorherrschenden

Fachkräftemangels gestaltet sich die Nachbesetzung

dieser Positionen nicht immer

einfach. Es ist mit erhöhtem und längerfristigem

Aufwand für Schulung und Einarbeitung

der neuen Mitarbeiter zu rechnen.

Auch der Wissenstransfer von den erfahrenen

Mitarbeitern auf die noch unerfahreneren

Kollegen verläuft oft nicht verlustfrei.

Die oben geschilderten Problemstellungen

haben den Betreiber dazu veranlasst, nach

Möglichkeiten zu suchen, die eine kontinuierlich

hohe Qualität in der Aus- und Weiterbildung

des Schichtpersonals ermöglichen

und gleichzeitig das Verständnis für

die komplexen thermo-chemischen Vorgänge

innerhalb der Feuerung erhöhen.

3 Die Lösung: eine Simulation

der Anlage

Eine in jeder Hinsicht optimale Lösung für

die TVS Schwarza wurde in einer (Echtzeit-)Simulation

der bestehenden Anlage

gefunden. Damit kann eine virtuelle Trainingsumgebung

für die Ausbildung von

Anlagenfahrern geschaffen werden, die

auf den „originalen“ Bedienbildern und

Automatisierungsprogrammen beruht. Die

Besonderheit an der hier vorgestellten Lösung

ist, dass die Simulation nicht Bestandteil

der Anlagensoftware ist, sondern mit

ihr über standardisierte Schnittstellen verbunden

ist. Somit ist ausgeschlossen, dass

Simulationsalgorithmen die Anlagensoftware

beeinflussen können.

Eine in diesem Zusammenhang äußerst

wichtige Randbedingung ist, dass alle

Schulungs- und/oder Trainingsmaßnahmen

ohne Beeinträchtigung des laufenden

Anlagenbetriebs stattfinden können. Zusätzlich

wird sichergestellt, dass es dabei

zu keiner Zeit zu einer Gefährdung von

Mensch, Umwelt und Maschine kommt.

Zum Einsatz kommt dabei die Simulationsplattform

Simit (siehe z.B. [2]), die über

eine passende Schnittstelle zum in der TVS

vorhandenen Prozessleitsystem Simatic

PCS 7 verfügt.

4 Theorie zu Aufbau und

Funktionsweise der Simulation

bzw. eines verfahrenstechnischen

Prozessmodells

Grundsätzlich soll ein Modell Teilstücke

der Realität beschreiben, um sie besser verstehen

(diagnostizieren) und Aussagen

über die Zukunft machen zu können (prognostizieren).

Im Fokus stehen also das Erkennen,

Beschreiben und Prognostizieren

von Realität in Strukturen und Prozessen.

Ein Modell ist ein abstraktes Abbild eines

Systems, welches stellvertretend für das

System untersucht werden kann, insbesondere

an Stellen wo eine Untersuchung des

Systems nur sehr schwierig oder gar nicht

möglich ist.

Um einen Prozess zu simulieren, muss ein

geeignetes (mathematisches) Prozessmodell

vorhanden sein. Damit die Simulation

das mögliche exakte Abbild der Realität

wiedergibt, ist es zwingend notwendig,

dass hierbei insbesondere verfahrenstechnische

Abhängigkeiten korrekt berücksichtigt

sind.

In entsprechenden Bibliotheken der Simit

Flownet Library sind alle relevanten prozesstechnischen

Aggregate und Armaturen

berücksichtigt, wie z.B. Gebläse, Pumpen,

Regelventile, Klappen usw. Die einzelnen

Komponenten können mit individuell anpassbaren

Kennlinien (Anlaufverhalten)

und Faktoren weiter detailliert und somit

an die Realität angepasst werden. Aber

auch komplexere Teilmodelle wie z.B. der

Phasenübergang in einer Dampftrommel

oder Rührkesselkaskaden sind in den Bibliotheken

verfügbar.

Eine Simulation in Simit besteht in der Regel

aus 3 Ebenen:

––

Signalebene: Die Signalebene wird in

der sogenannten Kopplung abgebildet.

Im Kopplungseditor werden alle Signale

erstellt, die zur Kommunikation mit dem

Automatisierungssystem (AS) notwendig

sind. Die Kopplung muss entsprechend

für das verwendete System angelegt

werden und stellt das Bindeglied

zwischen Simulationsmodell und Automatisierung

dar. Die Signale werden

dann aus dem Prozessleitsystem importiert.

[3] (B i l d 2 )

––

Geräteebene: Innerhalb der Geräteebene

werden alle simulierten „Geräte“, wie Aggregate,

Armaturen und Messstellen abgebildet.

Diese Teilmodelle liefern dem

AS die notwendigen Rückmeldungen, wie

„Motor ist gestartet“, Ventilposition oder

Prozesswerte (B i l d 3 ). [3]

––

Prozessebene: Die Prozessebene bildet

in Simit das physikalische Verhalten der

Anlage ab. Hier werden alle physikalischen

Parameter, wie Temperaturen,

Drücke, Durchflüsse und Füllstände berechnet.

Die zu verarbeitenden Werte

kommen dabei von den simulierten Geräten,

anderen simulierten Prozessen

oder können auch Konstanten sein. Die

Ergebnisse werden an weitere Geräte,

Signale oder andere simulierte Prozesse

mit Hilfe von globalen Konnektoren weitergereicht.

Darüber hinaus müssen physikalische

Parameter (z.B. Dichte, Temperatur,

Wärmekapazität) der zu- und

abfließenden Medien definiert werden.

Für jeden zu simulierenden Wert ist im

entsprechenden Hierarchieordner „Process“

ein Diagramm angelegt. Für sich

wiederholende Berechnungen, wie z.B.

Massen-, Volumen- und Wärmeströme

durch Rohrleitungen und Ventile oder

60


VGB PowerTech 8 l 2021

Simulation und Modellierung als Fundament der Digitalisierungsstrategie für Abfallbehandungsanlagen

Bild 2. Kopplungsebene bzw. Signalebene in Simit.

Bild 3. Konkretes Beispiel eines Teilmodells (Proportionalventil für den Brennstoffaufgabeschieber),

1: Ausgangssignal (grün) der Steuerung, Peripherie-Konnektor „Output“, d.h. Ausgangssignal

der AS = Sollposition des Ventils, 2: Umwandlung bzw. Normierung des Rohwerts

in einen Prozesswert (Prozesswertnormierung), 3: Zeitkonstante ~ Stellzeit des Ventils,

4: Verhaltenssimulation, d.h. Definition der Ventilcharakteristik, 5: Umwandlung bzw.

Normierung eines Prozesswerts in einen Rohwert, 6: Eingangssignale (rot) in die Steuerung,

Peripherie-Konnektor „Input“ und globale Konnektoren zur weiteren Verarbeitung innerhalb

der Simulation.

immer wiederkehrende Einheitenkonvertierungen

werden Makros erstellt.

Diese können beliebig oft verwendet

werden, was zu einem deutlich verringerten

Projektierungsaufwand führt. [3]

5 Vorgehensweise der

TVS Schwarza

In einem ersten Schritt hat sich der Betreiber

der TVS Schwarza dazu entschlossen,

den Fokus auf die kritischen An- und Abfahrvorgänge

zu legen. Wie bereits erwähnt,

haben interne Analysen gezeigt,

dass einerseits die Unsicherheit beim Fahrpersonal

insbesondere bei den seltenen

An- und Abfahrvorgängen vergleichsweise

groß ist. Andererseits ergibt sich durch

speditiv durchgeführte An- und Abfahrprocedere

ein gewisses kommerzielles Optimierungspotential,

da weniger fossile

Brennstoffe verfeuert werden müssen und

früher in den bestimmungsgemäßen Betrieb

mit Ersatzbrennstoffen gewechselt

werden kann.

Bei den zu betrachtenden Szenarien muss

unterschieden werden, ob die Anlage aus

dem „kalten Zustand“ (z.B. nach einer Revision)

angefahren wird bzw. ob sie aus

dem „heißen“ oder „warmen Zustand

(z.B. nach einem Anlagenausfall) wieder

angefahren werden muss.

Um die Anlagenfahrer dabei zu unterstützen,

sind im Prozessleitsystem speziell für

diese Vorgänge entsprechende Sequenzen

(Ablaufsteuerungen) hinterlegt, die im

einschlägigen Fachjargon als Schrittketten

bezeichnet werden (B i l d 4 ). Die Schrittkette

ist eine Steuerung, die schrittweise

abläuft. Der Ablauf erfolgt zwangsläufig,

wobei das Weiterschalten von Schritt A zu

Schritt B durch Weiterschaltbedingungen

(Transitionen) erfolgt. Die Implementierung

von Schrittketten innerhalb der Steuerungstechnik

erfolgt nach IEC 61131-3

mit Sequential Function Chart (SFC).

Zweifelsohne führen in der Praxis die oft

nicht bekannten bzw. nur unzureichend

visualisierten Weiterschaltbedingungen zu

Problemen im Ablauf der Schrittketten.

Deshalb ist beim Entwurf der Schrittketten

darauf zu achten, dass die Transitionen

transparent u.v.a. online dargestellt werden

(Bild 5).

Betrachtet man beispielsweise das Anfahrprocedere

der TVS Schwarza aus dem Anlagenstillstand,

so gibt es nicht die eine

Anfahrschrittkette, sondern es müssen rd.

10 Teil-Schrittketten aus den unterschiedlichen

Anlagenteilen (Feuerung, Rauchgasreinigung,

Sicherheitstechnik usw.) abgearbeitet

werden. Wichtig ist hierbei, dass

61


Simulation und Modellierung als Fundament der Digitalisierungsstrategie für Abfallbehandungsanlagen VGB PowerTech 8 l 2021

START

S000

S002

S004

Heizen notwendig Aufheizen der Rauchgasreinig...

S005

Aufheizen start

Aufheizen

Aufheizen

Steuerspannung

Anlage bereit

Anlage ein

Soll das Aufheizen gestartet ...

Aufheizen starten (Bedeinfläc...

ENDE

übergeordnete Anlagenteil in...

Anlage betriebsbereit?

Anlage ein? (Bedienfläche im ...

Aufheizen notwendig?

Bild 4. Beispiel einer Schrittkette im Prozessleitsystem PCS 7.

Bild 5. Visualisierte Transitionen (mit online-Zustand)

innerhalb einer Schrittkette.

Temperatur OK

Vorbelüften

Vorbelüften

Temperatur der Rauchgasrein...

Anlage Vorbelüften

die korrekte Reihenfolge der Teil-Schrittketten

eingehalten wird. Auch dies kann

(und muss) vom Operator entsprechend

trainiert werden: 1. Rauchgasreinigungsanlage

(RGR) allgemein, 2. NaHCO 3 -Eindüsung,

3. Steuerung Verdampfungskühler,

4. Rußbläser, 5. Sperrlüfter, 6. Funktionsgruppen

Sekundärluft, Rezirkulationsgas

und Primärluft, 7. Funktionsgruppe

Vorbelüften, 8. Funktionsgruppe

Brenner, 8. SNCR-Anlage, 9. Steuerung

Rosthydraulik und Beschickung

Damit die Teil-Schrittketten korrekt ablaufen

können, müssen noch weitere Nebenbedingungen

erfüllt sein, die zwar oftmals

die Transitionen der Schrittketten beeinflussen,

deren Einfluss aber nicht offensichtlich

ist. Beispielsweise müssen bestimmte

Aggregate oder Schrittketten vom

Operator manuell in die Betriebsart „Automatik“

geschaltet werden. Auch müssen in

der Regel die sicherheitsrelevanten (= fehlersicheren)

Signale und Meldungen manuell

quittiert werden, bevor der Anfahrprozess

überhaupt starten kann. Sowohl

das Verhalten der Betriebsarten als auch

der Sicherheitstechnik ist in der Simulation

realitätsgetreu abgebildet.

Neben einer Simulation der Anfahr- und

Abfahrschrittketten werden künftig als

weiterführende Schulungs- und Trainingsmaßnahmen

sogenannte „Szenarien“ hinterlegt,

die bei Bedarf abgerufen werden

können. Dabei handelt es sich insbesondere

um kritische Situationen, die unmittelbar

aus dem störungsfreien Anlagenbetrieb

heraus auftreten können und die ein zügiges

und korrektes Eingreifen des Anlagenfahrers

erfordern, sodass gefährliche Zustände

für Mensch und Maschine vermieden

werden. Solche Szenarien können

bspw. sein: Störungen in der Brennstoffzufuhr

erfordern schnelles und zielgerichtetes

Eingreifen des Anlagenfahrers, sodass

ein gefährlicher Rückbrand in den Brennstoffaufgabeschacht

vermieden wird.

Oder: Probleme in der Speisewasserzuführung

erfordern ein „manuelles Regeln“ des

Niveaus in der Kesseltrommel mit dem

Speisewasserregelventil. Dadurch, dass die

Verfahrenstechnik, die hinter den einzelnen

Anlagenteilen steckt, in Simit korrekt

simuliert wird, können diese Szenarien für

Schulungs- und Ausbildungszwecke verwendet

werden. Eine beliebige Anzahl Szenarien

kann je nach Anforderung des Betreibers

ergänzt werden.

6 Erweiterung der Anlagensimulation

um ein

Feuerungsmodell

Die bis dahin beschriebenen Zustände und

Vorgänge konnten aufgrund eines in der

Regel immer reproduzierbar gegebenen

und mathematisch gut beschreibbaren kausalen

Zusammenhangs von Ursache und

Wirkung vergleichsweise einfach simuliert

werden. Insbesondere um das Verständnis

für die komplexen thermo-chemischen Prozesse

innerhalb der Feuerung zu erhöhen,

ist es zielführend auch hierfür eine detaillierte

Modellierung zu etablieren.

Die numerische Simulation einer Rostfeuerung

von heterogenen Festbrennstoffen ist

jedoch äußerst aufwendig und an diesem

Punkt stoßen Simulationstools wie z.B. Simit

an ihre Grenzen. Sollen also nicht nur

einzelne „verfahrenstechnische Teilprozesse“

der EBS-Verbrennungsanlage simuliert,

sondern auch ihr Herzstück, die Feuerung,

miteinbezogen werden, ist es unumgänglich,

dass ein autonomes Feuerungsmodell

aufgebaut wird. Dieses soll verfahrenstechnisch

korrekte Inputs für die Anlagensimulation

liefern, welche nicht ohne Weiteres

zu bestimmen sind (bspw. Größen wie Enthalpie-

und Dampfmassenströme, Rauchgas-

und Feuerraumtemperaturen, Rauchgasvolumenstrom,

Schichthöhen des

Brennbetts, Emissionswerte CO, NO x , O 2 ,

H 2 O usw.). Solch ein Feuerungsmodell

steht mit dem Programm CombAte zur Verfügung.

6.1 Exkurs: Grundsätzliches zur

Modellierung von Rostfeuerungen

Die Simulation von Prozessen gehört in vielen

Bereichen der Industrie zum Stand der

Technik. Beispielsweise werden in der chemischen

Industrie komplexe thermische

Rektifikationen simuliert und optimiert.

Dazu sind mehrere Jahrzehnte an Forschung

und Entwicklung mit großem

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VGB PowerTech 8 l 2021

Simulation und Modellierung als Fundament der Digitalisierungsstrategie für Abfallbehandungsanlagen

personellen Aufwand und Kosten nötig gewesen.

Im Bereich der Verbrennung von Abfällen

ist diese Art der Forschung und Entwicklung

mit diesem Aufwand bisher nicht

betrieben worden. Abgesehen von den geringeren

Mitteln kommt die Schwierigkeit

dazu, dass der Input in Müll- oder Ersatzbrennstoffverbrennungsanlagen

weit weniger

gut definiert ist, wie bspw. in der chemischen

Industrie. Das macht die Erstellung

von Simulations- und Optimierungsprogrammen

ungleich schwieriger. [4]

Erste experimentelle Untersuchungen in

Verbindung mit numerischen Modellen für

die Verbrennung von Abfallstoffen auf

Rostsystemen wurden bereits Anfang der

1970er-Jahre des letzten Jahrhunderts veröffentlicht

(siehe z.B. [5], [6]). Seit Anfang

der 1980er-Jahre, als die ersten CFD 2 -

Simulationen durchgeführt wurden, hat

sich die Leistungsfähigkeit der EDV deutlich

verbessert, sodass heutzutage wesentlich

komplexere Probleme gelöst werden

können. Dennoch stoßen auch heutige

Computer bei CFD- bzw. DEM 3 -Simulationen

an ihre Grenzen und Berechnungszeiten

von mehreren Stunden bzw. Tagen sind

keine Seltenheit. Demnach bestimmt die

Leistungsfähigkeit der verfügbaren Computertechnologie

im Wesentlichen die maximal

mögliche Komplexität der zugrundeliegenden

Modelle, um Simulationsberechnungen

in vertretbaren Zeiträumen

durchführen zu können.

Mittlerweile existieren eine Vielzahl von

numerischen Ansätzen zur Modellbildung

von Rostfeuerungen im Kontext der thermischen

Abfallbehandlung. Beispielsweise

werden in [7], [8], [9], [10], [11] umfangreiche

und detaillierte Analysen zu den

vorhandenen Modellen zur Beschreibung

des Abbrands von Abfall auf Rostsystemen

vorgestellt. Dabei hat sich gezeigt, dass einige

Modelle von Rostfeuerungen für Abfälle

über Jahre permanent weiterentwickelt

und validiert wurden, sodass diese

heute einem Stand entsprechen, der nahezu

uneingeschränkt den Verhältnissen in

der Praxis entspricht. Dazu gehören der am

LEAT der Universität Bochum entwickelte

DEM/CFD-Code (z.B. [10], [11], [12],

[13]), die am SUWIC der Universität Sheffield

entwickelte FLIC/FLUENT-Simulation

(z.B. [14], [15]) und das von Warnecke

et. al. (z.B. [16], [17], [18]) entwickelte

und bereits erwähnte Feuerungsmodell

CombAte.

6.2 Kurzbeschreibung

Feuerungsmodell CombAte

Die modellhafte Darstellung in der Verfahrenstechnik

greift in der Regel auf zwei

Modellvarianten zurück: das Rührkessel-

Modell und das Kolbenströmungs-Modell.

In thermo-chemischen Prozessen hat sich

insbesondere das Rührkessel-Modell bewährt.

Für die nachfolgend beschriebene

Modellbildung einer Rostfeuerung wurden

mehrere Rührkessel gekoppelt („Rührkessel-Kaskade“)

um ein Kolbenströmungs-

Modell nachzubilden. Für die Berechnung

gibt es die Möglichkeiten einer analytischen

oder einer diskretisierten Lösung.

Da eine analytische Lösung bei den komplexen

Vorgängen im Feuerraum nicht

möglich ist, wird ein Lösungsweg über eine

sukzessive, partielle Beschreibung der Vorgänge

angestrebt. Dies führt auf eine iterative

Lösung, die in jedem Rührkessel eine

zeitliche Veränderung beschreibt. Durch

Kaskadierung von vielen Rührkesseln und

Änderungen im Rahmen kleiner Zeitschritte

kann eine Lösung mit iterativen Differenzen-Gleichungen

herbeigeführt werden.

Um die lokalen Vorgänge beschreiben zu

können, muss der Feuerraum demnach in

kleine Einheiten aufgeteilt werden. Diese

Einheiten oder auch Zellen müssen so klein

gewählt werden, dass man homogene Verhältnisse

in dieser Zelle erwarten kann. Allerdings

können auch nicht unendlich viele

Zellen angesetzt werden, da die Berechnung

jeder Zelle eine gewisse Zeit in Anspruch

nimmt und somit mit zunehmender

Zellenanzahl die Rechenzeit zunimmt. Der

geeignete Kompromiss ist ein Netz, d.h. die

Gesamtheit aller Zellen, die das Rechengebiet

beschreiben, dass den Anforderungen

an Genauigkeit und Rechengeschwindigkeit

genügt. Der in B i l d 6 dargestellte

Feuerraum wird sich nach der Diskretisierung

als Summe einzelner Zellen darstellen,

die den Feuerraum in seinen geometrischen

Ausmaßen wiedergeben. Für jede

einzelne Zelle muss eine Beschreibung der

darin ablaufenden chemischen und physikalischen

Vorgänge erfolgen. [18]

Aufgrund einer deutlichen geringeren zu

berechnenden Zellenanzahl im Vergleich zu

einer CFD-Simulation, kann das Modell in

Echtzeit (und bei Bedarf auch schneller)

rechnen. Dadurch können drei wesentliche

Anforderungen an das Programm erfüllt

werden:

––

Test- und Schulungs-Programm zur Steigerung

des Verständnisses der Feuerung

und zum praxisorientierten Training für

die Anlagenbediener,

––

Modellbasierte Online-Ankopplung an

die Feuerungsregelung,

––

Startwertberechnungen für die direkte

Kopplung mit CFD-/DEM-Programmen.

6.3 Kopplung und Anwendung

Abweichend von bereits vorhandenen Feuerungsmodellen

soll im vorliegenden Modell

besonderes Augenmerk auf die Implementierung

möglichst praxisrelevanter

Parameter gelegt werden. Eine Modellbildung

über abstrakte Beschreibungen und

Kennzahlen, die noch dazu meistens dimensionslos

sind, wird beim praktischen

Gebrauch wenig Akzeptanz bieten und

wäre somit für Schulungs- bzw. Trainingsmaßnahmen

von Anlagenbedienern de

facto nutzlos. Es sollen also möglichst alle

Ausgangs- und Ziel-Werte praktisch begreifbar

sein, mit der Problemstellung,

dass sie auch zwingend mathematisch exakt

berechnet werden müssen.

Grundsätzlich können Fremdsysteme (wie

das gegenständliche Feuerungsmodell)

über verschiedene Möglichkeiten an die

vorhandene Prozessleittechnik angekoppelt

werden. Im vorliegenden Fall wurde

zum Aufbau der bidirektionalen Schnittstelle

zwischen dem Feuerungsmodell

(lauffähig auf einem handelsüblichen Office-PC)

und dem Prozessleitsystem Simatic

PCS 7 auf den weit verbreiteten Industriestandard

OPC DA zurückgegriffen.

Um vergleichbare Bedingungen zwischen

dem „Modellbetrieb“ und dem Betrieb der

realen Anlage sicherzustellen, ist es notwendig,

alle relevanten und derzeit vorherrschenden

Stellgrößen und Istwerte

dem