vgbe energy journal 3 (2022) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

International Journal for Generation
and Storage of Electricity and Heat
3 · 2022
FOCUS
ORBEN_Anzeige_TR-120_133x182_ORBEN 01.10.15 15:36 Seite 1
Chemistry
in power generation
Change management
Challenges of
conversion projects
Is there a future for
coal-fired power plants
without coal?
Savings of oil in
the lubrication system
Flow accelerated
corrosion in HRSGs and
mitigation measures
ORBEN TR. DIE FLOTTE FÜR DIE MOBILE KESSEL-
SPEISEWASSER-AUFBEREITUNG – EUROPAWEIT
Ihr Partner bei Inbetriebnahme, Revision und ungeplanten Stillständen
Technical due diligence for
geothermal
power plant
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ISSN 1435–3199 · K 43600 | International Edition | Publication of VGB PowerTech e. V.
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Editorial
Topical issue: Secured energy supply
Dear readers,
Since Russia’s invasion of Ukraine, the well-known triangle of
energy supply objectives has changed almost overnight. In the
past years, the aspects of sustainability and climate protection
had become the dominant factor in energy policy for good reasons.
Economic efficiency no longer played a decisive role, at
least on the political side, and security of supply was postulated
as a given and discussed rather in the small-scale technical
framework between redispatch and system stability. When
it came to the future provision of secure power to cover the
residual load in the event of unfavourable weather conditions,
especially in Germany, the phase-out of nuclear energy and the
limited potential of hydropower quickly led to natural gas as an
energy source, increasingly indicated as a bridge to the largevolume
availability of green hydrogen in the coming decades.
The fact that this meant an increasing energy dependence on
Russia for Europe, but especially for Germany, was accepted.
One need only think of the Nordstream 2 project, which was
deployed against broad European and American resistance by
the German government at the time.
Now Russia’s invasion of Ukraine has brought about a turning
point, also in energy policy. This against the background that
the price increases for fossil fuels as a result of the economic
recovery after the peak of the Corona pandemic had already
provoked intense discussions about energy price brakes and
the increased expansion of renewables.
On the one hand, the EU’s dependence on imports of natural
gas, coal and crude oil moved into the collective consciousness.
The large number of suppliers on the world market makes it
relatively easy to switch to coal and oil, but not to natural gas.
Therefore, on the other hand, it became clear, especially in
Germany, that the bridge technology of natural gas for electricity
and heat generation in industry and households can most
likely not be built upon to the extent originally assumed. Even
if alternative suppliers for LNG can be found on the world market,
it will probably not be possible to procure all the quantities
needed, nor will it be possible to maintain the prices to which
we have been accustomed. This will have a lasting impact on
the use of LNG in the provision of heat, but also on its use as a
basic material in industry. For example, the gas deal with Qatar
recently negotiated by the German Minister of Economics
with great media coverage is of only limited help, as the production
capacities there are largely exhausted, as is the case in
Norway. Other countries are available for LNG in principle, but
both the transport capacities of the LNG tanker fleet and the
European terminal capacities are limited. A single day of gas
delivery via Nordstream 1 already exceeds the transport capacity
of the LNG tanker fleet currently sailing the world’s oceans
with over 600 ships. And whether it will actually be possible to
build a complex chemical-process engineering infrastructure
on a greenfield site in Germany within two years remains to be
seen in view of the approval and construction times of other
major projects in the energy sector as well.
What does a solution independent of Russian natural gas look
like for guaranteeing security of supply in the short and medium
term, without at the same time abandoning the goals for
climate protection and allowing the prices for electricity and
heat to rise further? For our industry, this essentially means:
One should no longer take the second or third step before the
first.
The top priority should continue to be an increased expansion
of renewables in electricity generation, whereby existing obstacles,
especially in the area of licensing procedures, must be
removed as quickly and sustainably as possible and the market
design should be optimised in line with technological developments.
Furthermore, the necessary additional infrastructure in the
area of energy storage and grids must be expanded. This includes
both the classic electrical system and the new additional
system for the production, storage and distribution of hydrogen
that is as green as possible.
However, until this energy system of the future, based on
electricity, heat and hydrogen from renewable generation in
interaction with intelligent consumption, is in place and can
take over a secure and economic electricity and heat supply,
the coal phase-out must be suspended. This applies both to
the continued operation of the power plant units due for closure
in the short to medium term and to the examination of
a recommissioning of the most modern plants that have only
recently been shut down. In the short term, complex but solvable
technical, economic and licensing issues must be resolved.
Here, politics is called upon to take the necessary measures.
In principle, extending the operating lives of nuclear power
plants is also a short-term option for reducing the use of coal
and natural gas in electricity generation without sacrificing security
of supply, and it is also one of the most favourable CO 2
avoidance options. This is demonstrated by the recent decision
of the Belgian government to postpone the final phase-out of
nuclear power by 10 years to 2035.
In summary, what is needed now is not a reversal of the coal
phase-out, but an appropriate step aside, and a spirited acceleration
of the energy transition into the energy system of the
future. In doing so, it is not a mistake for technical and energy
industry expertise to once again gain the upper hand over ideology
and political wishful thinking.
Dr. Oliver Then
Executive General Manager
vgbe energy,
Essen, Germany
vgbe energy journal 3 · 2022 | 1

Editorial
Aktuelles Thema:
Gesicherte Energieversorgung
Sehr geehrte Leserinnen und Leser,
seit dem Überfall Russlands auf die Ukraine hat sich das bekannte
Zieldreieck der Energieversorgung quasi über Nacht verändert.
In den vergangenen Jahren war der Aspekt Nachhaltigkeit/Klimaschutz
aus guten Gründen zum dominierenden Faktor
der Energiepolitik geworden, die Wirtschaftlichkeit spielte
zumindest aufseiten der Politik keine maßgebliche Rolle mehr,
und die Versorgungssicherheit wurde als gegeben postuliert
und darüber hinaus eher im kleinteiligen technischen Rahmen
zwischen Redispatch und Systemstabilität diskutiert. Wenn es
dann doch um die zukünftige Bereitstellung gesicherter Leistung
zur Deckung der Residuallast im Falle ungünstiger Wetterverhältnisse
ging, gelangte man insbesondere in Deutschland
bedingt durch den Kernenergieausstieg und die begrenzten
Potenziale bei der Wasserkraft schnell zum Energieträger Erdgas,
zunehmend als Brücke interpretiert bis zur großvolumigen
Verfügbarkeit von grünem Wasserstoff in den kommenden
Jahrzehnten. Dass damit für Europa, aber ganz besonders für
Deutschland eine zunehmende energiepolitische Abhängigkeit
von Russland einherging, wurde billigend in Kauf genommen.
Man denke an das gegen breiten europäischen und amerikanischen
Widerstand von der damaligen Bundesregierung verteidigte
Projekt Nordstream 2.
Nun hat der Überfall Russlands auf die Ukraine eine Zeitenwende
herbeigeführt, auch in der Energiepolitik. Und das vor dem
Hintergrund, dass die Preissteigerungen für fossile Brennstoffe
in Folge der wirtschaftlichen Erholung nach dem Peak der Corona-Pandemie
bereits für intensive Diskussionen über Energiepreisbremsen
und den verstärkten Ausbau der Erneuerbaren
hervorgerufen hatte.
Auf der einen Seite rückte die fatale Importabhängigkeit der EU
bei Erdgas, Kohle und Rohöl in das kollektive Bewusstsein. Die
Vielzahl von Anbietern auf dem Weltmarkt ermöglicht ein relativ
einfaches Umschwenken bei Kohle und Öl, nicht jedoch beim
Erdgas. Deshalb wurde andererseits insbesondere in Deutschland
deutlich, dass auf die Brückentechnologie Erdgas für die
Strom- und Wärmeerzeugung in Industrie und Haushalten
höchstwahrscheinlich nicht in dem ursprünglich angenommenen
Umfang gebaut werden kann. Selbst wenn alternative Lieferanten
für LNG auf dem Weltmarkt gefunden werden können,
so lassen sich vermutlich weder die gesamten benötigten Mengen
beschaffen, noch lassen sich die bisher gewohnten Preise
halten. Dies wird nachhaltige Auswirkungen beim Einsatz in
der Wärmebereitstellung, aber auch beim Einsatz als Grundstoff
in der Industrie haben. So hilft der jüngst vom deutschen
Wirtschaftsminister mit großem Medienecho ausgehandelte
Gas-Deal mit Katar nur bedingt, da die dortigen Produktionskapazitäten
weitgehend ausgeschöpft sind, ebenso wie in Norwegen.
Andere Länder stehen für LNG grundsätzlich zur Verfügung,
aber sowohl die Transportkapazitäten der LNG-Tankerflotte
als auch die europäischen Terminalkapazitäten sind
begrenzt. Ein einziger Tag Gaslieferung über Nordstream 1
übersteigt bereits die Transportkapazität der derzeit auf den
Weltmeeren fahrenden LNG-Tankerflotte mit über 600 Schiffen.
Und ob es tatsächlich gelingt, in Deutschland innerhalb von 2
Jahren auf der grünen Wiese eine komplexe chemisch-verfahrenstechnische
Infrastruktur zu errichten, bleibt in Anbetracht
der Genehmigungs- und Bauzeiten anderer Großprojekte auch
in der Energiebranche abzuwarten.
Wie sieht nun eine vom russischen Erdgas unabhängige Lösung
für die kurz- und mittelfristige Gewährleistung der Versorgungssicherheit
aus, ohne gleichzeitig die Ziele für den Klima-
schutz aufzugeben und die Preise für Strom und Wärme weiter
steigen zu lassen. Für unsere Branche heißt das im Wesentlichen:
Man sollte nicht länger den zweiten oder dritten Schritt
vor dem ersten machen.
Oberste Priorität sollte weiterhin ein verstärkter Ausbau der Erneuerbaren
in der Stromerzeugung haben, wobei schnellstmöglich
und nachhaltig bestehende Hemmnisse gerade im Bereich
der Genehmigungsverfahren beseitigt werden müssen und das
Marktdesign entsprechend der technologischen Entwicklungen
optimiert werden sollte.
Des Weiteren ist ein Ausbau der notwendigen zusätzlichen Infrastruktur
im Bereich Energiespeicher und Netze erforderlich.
Dazu gehören sowohl das klassische elektrische System als auch
das neue zusätzliche System zur Herstellung, Speicherung und
Verteilung von möglichst grünem Wasserstoff.
Solange aber, bis dieses Energiesystem der Zukunft basierend
auf Strom, Wärme und Wasserstoff aus erneuerbarer Erzeugung
im Zusammenspiel mit intelligentem Verbrauch steht
und eine sichere und wirtschaftliche Strom- und Wärmeversorgung
übernehmen kann, ist der Kohleausstieg auszusetzen.
Dies betrifft sowohl den Weiterbetrieb der kurz- bis mittelfristig
zur Stilllegung anstehenden Kraftwerksblöcke als auch die
Prüfung einer Wiederinbetriebnahme der erst kürzlich stillgelegten
Anlagen modernster Bauart. Dabei sind komplexe aber
lösbare Fragestellungen in technischer, wirtschaftlicher und
genehmigungsrechtlicher Hinsicht kurzfristig zu klären. Hier
ist die Politik gefordert, die notwendigen Maßnahmen zu ergreifen.
Grundsätzlich ist auch die Laufzeitverlängerung von
Kernkraftwerken eine kurzfristige Möglichkeit, um den Einsatz
von Kohle und Erdgas in der Stromerzeugung ohne Einbußen in
der Versorgungssicherheit zu reduzieren, und darüber hinaus
eine der günstigsten CO 2 -Vermeidungsoptionen. Dies zeigt der
jüngst von der belgischen Regierung gefasste Entschluss, den
endgültigen Ausstieg aus der Kernkraft um 10 Jahre in das Jahr
2035 zu verschieben.
Zusammenfassend ist jetzt keine Rückabwicklung des Kohleausstiegs
gefragt, sondern ein angemessener Schritt zur Seite,
und ein beherztes Beschleunigen der Energiewende in das
Energiesystem der Zukunft. Dabei ist es kein Fehler, wenn
technischer und energiewirtschaftlicher Sachverstand wieder
die Oberhand über Ideologie und politisches Wunschdenken
gewinnen.
Dr. Oliver Then
Geschäftsführer
vgbe energy,
Essen, Deutschland
2 | vgbe energy journal 3 · 2022

KWS Energy Knowledge eG
vgbe Technical Services
H
H
KWS
Apartment Building
Campus-
Restaurant
KSG|GfS
vgbe energy
Energy-Campus Deilbachtal
The Center of Excellence
of the German and International Power Industry
KWS Energy Knowledge eG (KWS) is generously equipped to offer ample space for all kinds of events. It functions as an instruction
and training site and a convention center for the Energy-Campus Deilbachtal. Our house facilitates the conveyance of knowledge
and skills and is a hub for the transfer of knowledge as well as a meeting-place. We have been your dependable partner since
1957 and are at your service with a wide range of future-oriented offerings.
vgbe energy* is the technical association of energy plant operators. As an independent technical competence centre and
network, we support our members in their respective business activities as well as in the implementation of innovations and
strategic tasks. The focus is on the exchange of experience as well as services to develop and improve technology, safety, health
and safety at work, environmental friendliness and economic efficiency along the value-added chain.
(*vgbe energy is the new brand identity of VGB PowerTech e.V.)
Ever since its foundation in 1987, the simulator center of KSG|GfS has been responsible for the centralized training of operating
personnel from all German nuclear power plants and one from the Netherlands. As part of the Energy Campus Deilbachtal,
KSG|GfS meets the challenges of the energy market, offering its clients srvices in the areas of training, engineering and consulting
for the purpose of enhancing safety and efficient processes. The simulator center has been evolving into an interbranch
provider of professional conduct training. In addition, the simulator center develops training and engineering simulators for
power plant operators. The simulator center operates a high-availability computing center that may be utilized for all aspects
of digitization in the power industry and any other branch of the economy.

International Journal for Generation
and Storage of Electricity and Heat 1/2 · 2022
Topical issue: Secured energy supply
Aktuelles Thema: Gesicherte Energieversorgung
Oliver Then 1
Abstracts/Kurzfassungen6
Members‘ News 8
From coal-fired power plant to repurposing – challenges
of conversion projects
Vom Steinkohlekraftwerk zur Nachnutzung –
Herausforderungen von Konversionsprojekten
Michael Neupert 33
Is there a future for coal-fired power plants without coal?
Gibt es Zukunft für Kohlekraftwerke ohne Kohle?
Hellmuth Brüggemann, Reinhard Gollnick
and Michael Weisenburger 39
Technical due diligence for geothermal power plant
Technical Due Diligence für Geothermie-Kraftwerk
Alexander Gottwald, Pierre Huck and Nevena Nikiforova 48
Up to 75 % savings on oil – Climate protection in the
lubrication system can be so simple
Bis zu 75 % Einsparung beim Öl – Klimaschutz bei der
Schmieranlage kann so einfach sein
Alex Schöneberger 51
Experiences gained regarding flow accelerated corrosion in
HRSGs and mitigation measures
Erfahrungen mit strömungs beschleunigter Korrosion
in HRSGs und Abhilfemaßnahmen
Behzad Boroumandi, Reza Seifi and Hamed Barzegar 58
Development of software quality assurance procedure
for NPPs safety analysis code
Entwicklung eines Qualitätssicherungsverfahrens für
Sicherheitsanalysecodes von Kernkraftwerken
Minhee Kim, Junkyu Song and Kyungho Nam 65
Global thermal coal supply fundamentals
Grundlegende Informationen und Daten zur weltweiten
Versorgung mit Steinkohle
Graham Chapman 69
A review of cost estimates for carbon capture and storage in
the power sector
Überblick zu den Kostenschätzungen für die
Kohlenstoffabscheidung und -speicherung im Energiesektor
Toby Lockwood 73
Energy consumption in Germany 2021 – Electricity industry
Energieverbrauch in Deutschland 2021 – Elektrizitätswirtschaft
Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen 77
Conference report: vgbe Conference Gas Turbines and
Operation of Gas Turbines 2021
Konferenzbericht: vgbe-Fachtagung Gasturbinen &
Gasturbinenbetrieb 2021 83
4 | vgbe energy journal 3 · 2022

Content
ORBEN_Anzeige_TR-120_133x182_ORBEN 01.10.15 15:36 Seite 1
ORBEN TR – Kesselspeisewasser auf Abruf
Die sofortige Verfügbarkeit großer Mengen von Kesselspeisewasser
ist bei der Inbetriebnahme von entscheidender Bedeutung, sei es
bei der Druckprobe oder als Spülwasser zwischen den
Beizvorgängen. Auch bei laufendem Betrieb des Kraftwerks kann
der temporäre Einsatz einer mobilen Wasseraufbereitung angezeigt
sein, zum Beispiel zur Besicherung bei einer Revision oder bei
ungeplanten Stillständen der stationären VE-Anlage.
In all diesen Fällen kommt es darauf an, dass Kesselspeisewasser in
der erforderlichen Menge und Qualität zuverlässig abrufbar ist.
Das ORBEN TR-Team und die ORBEN TR-Flotte sind exakt auf diese
Anforderungen ausgerichtet. Die vieljährige Erfahrung in der
Abwicklung solcher Einsätze sorgt aus Kundensicht für reibungslose,
sichere und vor allem auch wirtschaftlich kalkulierbare Abläufe.
Die modulare Ausstattung der TR-Flotte ermöglicht eine passgenaue
Mietanlagen- Lösung für jede Speisewasser-Konstellation: von einer
reinen Ionenaustauscher Mischbett-Anlage über die Kombination
aus Umkehrosmose und Mischbett bis hin zu einer Voraufbereitung
mit Ultrafiltration, Umkehrosmose, Membranentgasung zur
Sauerstoffentfernung und nachgeschalteten Mischbetten. Auch die
zahlreichen Leistungsstufen von 10, 30, 60, 120 und 150 m 3 /h
sorgen für eine bestmögliche, wirtschaftliche Auslegung, individuell
abgestimmt auf die kraftwerksseitigen Voraussetzungen.
ORBEN TR. DIE FLOTTE FÜR DIE MOBILE KESSEL-
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Operating results 85
vgbe news 90
Personalien92
Inserentenverzeichnis94
Events95
Imprint96
Preview vgbe energy journal 4 | 2022 96
Allen Lösungen gemein ist die Möglichkeit des Vor-Ort-
Harzwechsels. Einmal platziert, werden die Leihanlagen
bis zum Abschluss des Einsatzes vor Ort nicht bewegt.
Die erheblichen Logistikkosten für den Trailer-Transport
zur Regenerierstation und zurück entfallen. Werden die
Anlagen ohne das Orben-Bedienpersonal angemietet,
unterstützt die digitale Anlagenfernüberwachung den
Anlagenführer vor Ort.
Besuchen Sie uns auf der vgbe Chemiekonferenz in
Dresden vom 25. bis 27. Oktober 2022.
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vgbe energy journal 3 · 2022 | 5

Abstracts | Kurzfassungen
From coal-fired power plant to
repurposing – challenges of
conversion projects
Michael Neupert
Decarbonisation means saying goodbye. Whereas
in the case of nuclear power it was primarily
technology-sceptical motives, coal-fired power
plants are falling victim to the targeted phase-out
of CO 2 emissions. Whether the hectic decisions
of recent times are sensible is debatable; the
government does not seem prepared for foreseeable
developments. For example, it is becoming
apparent that industries could think in terms of
carbon cycles in the future and that the production
of CO 2 would be less critical. Based on the
current political framework, it seems clear that a
relevant number of large coal-fired power plants
will be phased out of production. This raises the
question: What will happen to the sites?
Is there a future for coal-fired power
plants without coal?
Hellmuth Brüggemann, Reinhard Gollnick
and Michael Weisenburger
In Germany, the phase-out of coal-fired power
generation is being pushed increasingly hard as
part of the energy transition in order to achieve
the German government’s goals of climate neutrality
by 2045. This is associated with a considerable
reduction in CO 2 emissions. Biomass is
already being used thermally together with coal
to reduce the CO 2 emissions of coal-fired power
plants. In addition to wood pellets, which are
traded worldwide, biomass residues from the
agricultural industry, such as pellets from sunflower
seed shells, are increasingly being used.
Other concepts envisage using existing power
plants formerly designed for coal by converting
them to natural gas for further use as grid stabilisation
plants on the capacity market, while at the
same time saving CO 2 . The advantage lies in the
use of existing infrastructure, such as grid connection
as well as generator and turbine. Compared
to a gas turbine plant, the conversion costs
are lower and the conversion can be carried out
more quickly.
Technical due diligence for
geothermal power plant
Alexander Gottwald, Pierre Huck
and Nevena Nikiforova
Geothermal energy makes an important contribution
to the energy transition in southern
Germany. Favourable geological conditions offer
the possibility of obtaining district heating and
electricity from this renewable source. However,
developing a geothermal site is a complex
undertaking that requires large investments. In
addition, all project phases, such as planning,
construction, and plant operation, involve risks.
TÜV SÜD supports planners and installers in
their search for investors. For a sound basis for
decision-making, they receive a reliable assessment
of the technical risks. The core of the technical
support and advisory is the technical due
diligence (TDD), which analyses not only the
technical implementation but also the investment
costs and the profitability of a geothermal
project. The procedure and process of a TDD are
illustrated by the example of Germany’s first water-cooled
geothermal power plant. It is located
at the Alz river in Garching.
Up to 75 % savings on oil – Climate
protection in the lubrication system
can be so simple
Alex Schöneberger
The quantities of fluids in hydraulic applications
should be reduced significantly to protect the climate.
Standard lubrication systems for turbines
and compressors in general have not seldom a
fluid filling volume between 10,000 and 100,000
litre. Thus, the reservoir size reduction would
logically contribute to the reduction of the CO 2 -
foot print. Lubrication systems need to hold and
condition the lubricant and need to remove particles,
heat and air. HYDAC has developed a special
strainer series for this exercise. A concept for the
rotating euipment market based on that product
for oils < 50 cSt can reduce the common six to
eight minutes retention time to approximately
two minutes.
Experiences gained regarding flow
accelerated corrosion in HRSGs and
mitigation measures
Behzad Boroumandi, Reza Seifi
and Hamed Barzegar
Decades of experiences have shown that tube
leak caused by Flow Accelerated Corrosion (FAC)
has been one of the important causes of HRSG
forced outage. Worldwide investigations have
been carried out to understand mechanisms of
FAC and identify the role of factors involved in
FAC rate. In this paper experiences gained from
FAC caused leakages of de-aerator- evaporator
tubes after few thousands operating hours in
two HRSGs of a 484 MW CCPP and also findings
of several similar CCPPs have been presented.
Although certain places are more prone to FAC,
due to several factors such as design, operating
mode, chemistry regime and the areas vulnerable
to FAC and therefore the extent of monitoring,
corrective/preventive measures may differ
from plant to plant and should be tailor made for
each plant.
Development of software quality
assurance procedure for NPPs safety
analysis code
Minhee Kim, Junkyu Song
and Kyungho Nam
The Korea nuclear power plants follow the nuclear
quality assurance procedures and practices
based on the ASME NQA(American Society of
Mechanical Engineers on Nuclear Quality Assurance).
The research purpose is to update the
standards and control procedure of software life
cycle documents of software (design software,
acquired software, and support software) according
to ASME NQA-1a-2009 subpart 2.7 for
SPACE code. SPACE code is an advanced thermal-hydraulic
system analysis code developed
by the Korea nuclear industry. By applying the
latest software QA procedure to SPACE code, it
can improve the configuration management task
and design software quality, and meet the international
standard of software QA for overseas
business.
Global thermal coal supply
fundamentals
Graham Chapman
Coal is the most widely produced mineral on
the planet and still produces over a third of
the world’s electricity. It is likely that coal consumption,
at least at an undiminished level, will
decline in the long term, but given the current
commitment to power generation, the development
of emission reduction technologies and potential
new uses for coal, it is difficult to imagine
a rapid and significant decline in demand. The
long-term availability of coal at economically viable
production costs is important for the world’s
energy supply.
A review of cost estimates
for carbon capture and storage
in the power sector
Toby Lockwood
Carbon capture and storage frequently features
heavily in lowest-cost decarbonisation pathways
for society, and has received growing attention
as ‘net zero’ carbon emissions become a widespread
policy goal. In recent years, there has
been a trend towards developing new cost metrics
which better represent the characteristics
of different generation sources in a viable electricity
grid, thereby highlighting the need for
dispatchable power plants to complement intermittent
renewable sources. Using such metrics,
including levelised avoided cost of electricity
(LACE) and value-adjusted LCOE (VALCOE), a
more accurate determination of the value to grid
decarbonisation of gas- or coal-fired power plant
equipped with carbon capture and storage (CCS)
can be obtained.
Energy consumption in Germany 2021
– Electricity industry
Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen
Energy consumption in Germany reached a level
of 12,265 petajoules (PJ) or 418.5 million tonnes
of hard coal units (mtce) in 2021. This corresponds
to an increase of 3.1 per cent compared
to the previous year. However, energy consumption
is still noticeably lower than before the outbreak
of the Corona pandemic, which, according
to AG Energiebilanzen, indicates that the energy
and overall economic development in Germany
continues to be shaped to a large extent by the
Corona pandemic and its effects.
Conference report: vgbe Conference
Gas Turbines and Operation of Gas
Turbines 2021
The vgbe conference on gas turbines and gas turbine
operation took place on 11 and 12 November
2021 at the Dorint Hotel in Potsdam in compliance
with the valid Corona hygiene measures.
Around 150 participants from Germany and other
European countries had the opportunity to inform
themselves and discuss current gas turbine
trends. In addition, the accompanying trade exhibition
with 20 exhibitors offered numerous
opportunities for professional and personal exchange
outside the lecture hall.
6 | vgbe energy journal 3 · 2022

Abstracts | Kurzfassungen
Vom Steinkohlekraftwerk zur
Nachnutzung – Herausforderungen
von Konversionsprojekten
Michael Neupert
Dekarbonisierung bedeutet Abschied. Waren es
in Bezug auf die Kernkraft vornehmlich technikskeptische
Motive, so fallen Kohlekraftwerke
dem angestrebten Ausstieg aus CO 2 -Emissionen
zum Opfer. Ob die hektischen Entscheidungen
der letzten Zeit sinnvoll sind, mag man diskutieren;
auf absehbare Entwicklungen scheint die
Regulierung nicht vorbereitet. So zeichnet sich
ab, dass Industrien zukünftig in Kohlenstoffkreisläufen
denken könnten und die Entstehung
von CO 2 weniger kritisch wäre. Klar erscheint
aufgrund der aktuellen politischen Rahmenbedingungen,
dass eine relevante Anzahl von kohlebefeuerten
Großkraftwerken aus der Produktion
ausscheiden wird. Damit stellt sich die Frage:
Was geschieht mit den Standorten?
Gibt es Zukunft für Kohlekraftwerke
ohne Kohle?
Hellmuth Brüggemann, Reinhard Gollnick
und Michael Weisenburger
In Deutschland wird im Rahmen der Energiewende
der Ausstieg aus der Kohleverstromung
zunehmend stark vorangetrieben, um die Ziele
der Klimaneutralität der Bundesregierung
bis 2045 zu erreichen. Dies ist mit einem erheblichen
Rückgang von CO 2 -Emissionen verbunden.
Zur Senkung des CO 2 -Ausstoßes von
Kohlekraftwerken wird bereits Biomasse mit
Kohle gemeinsam thermisch genutzt. Vermehrt
kommen dabei neben den weltweit gehandelten
Holzpellets auch Biomassen als Reststoffe aus
der Agrarindustrie, wie zum Beispiel Pellets aus
Sonnenblumenkernschalen zum Einsatz. Andere
Konzepte sehen vor, bestehende ehemalig
für Kohle ausgelegte Kraftwerke, durch die Umrüstung
auf Erdgas einer weiteren Nutzung als
Netzstabilisierungsanlage auf dem Kapazitätsmarkt
einzusetzen und dabei gleichzeitig CO 2
einzusparen. Der Vorteil besteht in der Nutzung
vorhandener Infrastruktur, wie Netzanbindung
sowie Generator und Turbine: Der vorhandene
Dampferzeuger kann mit vergleichsweise geringen
Investitionen auf Erdgasbetrieb, oft unter
Beibehaltung der Volllastfähigkeit umgebaut
werden. Im Vergleich zu einer Gasturbinenanlage
sind die Umbaukosten geringer und die Umrüstung
kann schneller erfolgen.
Technical Due Diligence für
Geothermie-Kraftwerk
Alexander Gottwald, Pierre Huck
und Nevena Nikiforova
Die Geothermie liefert in Süddeutschland einen
wichtigen Beitrag zur Energiewende. Günstige
geologische Bedingungen bieten die Möglichkeit,
Fernwärme und Strom aus der regenerativen
Quelle zu gewinnen. Die Erschließung eines
Geothermie-Standorts ist aber ein komplexes
Vorhaben und erfordert hohe Investitionen.
Gleichzeitig bestehen in allen Projektphasen Risiken:
von der Planung über die Errichtung bis
zum Anlagenbetrieb. TÜV SÜD begleitet Planer
und Errichter bei der Suche nach Investoren.
Für eine fundierte Entscheidungsgrundlage
erhalten diese eine zuverlässige Einschätzung
der technischen Risiken. Den Kern der technischen
Begleitung und Advisory bildet dabei
eine Technical Due Diligence (TDD), welche
neben der technischen Umsetzung den Investitionsaufwand
und die Wirtschaftlichkeit eines
Geothermie-Projekts analysiert. Das Vorgehen
und den Ablauf einer TDD zeigt das Beispiel des
ersten wassergekühlten Geothermie-Kraftwerks
Deutschlands. Die Anlage in Garching an der
Alz kann bis zu 14.000 Haushalte mit Strom und
künftig auch Anrainer mit Wärme versorgen.
Bis zu 75 % Einsparung beim Öl –
Klimaschutz bei der Schmieranlage
kann so einfach sein
Alex Schöneberger
Klimaschutz bedeutet auch die Einsparung
von Betriebsfluiden. Schmieranlagen für Turbinen
und Kompressoren haben häufig ein Volumen
von 10.000 bis 100.000 Liter, weshalb
die Verkleinerung der Tanks zur Reduktion des
CO 2 -Fußabdrucks beiträgt. Schmiersysteme
müssen Partikel, eingetragene Hitze und mitgeführte
Luft aus dem Öl entfernen, bevor das
Fluid dem System wieder zugeführt wird. Das
Ziel ist es, die Luftmenge im Öl schnell und effizient
zu reduzieren. HYDAC hat dafür eine
spezielle Strainer-Serie entwickelt. Mit diesem
Produkt wird ein Entgasungskonzept für Öle
< 50 cSt erarbeitet und im Technikum getestet,
womit die Verweildauer des Öls von den üblichen
acht Minuten auf bis zu zwei Minuten reduziert
wird.
Erfahrungen mit strömungsbeschleunigter
Korrosion in HRSGs
und Abhilfemaßnahmen
Behzad Boroumandi, Reza Seifi
und Hamed Barzegar
Jahrzehntelange Erfahrungen haben gezeigt,
dass Rohrleckagen, die durch strömungsbeschleunigte
Korrosion (FAC) verursacht werden,
eine der wichtigsten Ursachen für erzwungene
HRSG-Ausfälle sind. In diesem Beitrag werden
die Erfahrungen mit FAC-bedingten Leckagen
an Deaerator- und Verdampferrohren nach einigen
Tausend Betriebsstunden in zwei HRSGs
eines 484-MW-Kraftwerks sowie Erkenntnisse
aus mehreren ähnlichen Kraftwerken vorgestellt.
Obwohl bestimmte Bereiche anfälliger für
FAC sind, sind die Bereiche, die für FAC anfällig
sind aufgrund verschiedener Faktoren wie Konstruktion,
Betriebsweise, chemische Zusammensetzung
und dergleichen, und somit auch der
Umfang der Überwachung und der Korrektur-/
Vorbeugungsmaßnahmen von Anlage zu Anlage
unterschiedlich und sollten für jede Anlage
maßgeschneidert werden.
Entwicklung eines
Qualitätssicherungsverfahrens
für Sicherheitsanalysecodes von
Kernkraftwerken
Minhee Kim, Junkyu Song
und Kyungho Nam
Die koreanischen Kernkraftwerke verfolgen die
Verfahren und Praktiken der Qualitätssicherung
auf der Grundlage der ASME NQA (American
Society of Mechanical Engineers on Nuclear
Quality Assurance). Ziel des vorgestellten Programms
ist die Aktualisierung der Standards
und Kontrollverfahren für Software-Lebenszyklusdokumente
(Design-Software, Software
von Dritten und Support-Software) gemäß
ASME NQA-1a-2009 Unterabschnitt 2.7 für den
SPACE-Code. Der SPACE-Code ist ein fortschrittlicher
thermohydraulischer Systemanalysecode,
der von der koreanischen Nuklearindustrie entwickelt
wurde. In Vorbereitung auf neue Kernkraftprojekte
werden die neuesten Verfahren
und Systeme zur Software-Qualitätssicherung
auf den SPACE-Code angewendet.
Grundlegende Informationen und
Daten zur weltweiten Versorgung
mit Steinkohle
Graham Chapman
Kohle ist das am meisten geförderte Mineral
auf der Erde und wird zur Bereitstellung von
fast einem Drittel des weltweiten Energieverbrauchs
verwendet. Es ist wahrscheinlich, dass
der Kohleverbrauch, zumindest in unverminderter
Form, langfristig zurückgehen wird, aber
angesichts des derzeitigen Engagements in der
Stromerzeugung, der Entwicklung von Technologien
zur Emissionsminderung und potenzieller
neuer Verwendungsmöglichkeiten für Kohle
ist ein schneller und signifikanter Rückgang der
Nachfrage schwer vorstellbar. Die langfristige
Verfügbarkeit von Kohle zu wirtschaftlich vertretbaren
Produktionskosten ist für die weltweite
Energieversorgung von Bedeutung.
Überblick zu den Kostenschätzungen
für die Kohlenstoffabscheidung und
-speicherung im Energiesektor
Toby Lockwood
Die Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid
spielt häufig eine wichtige Rolle bei der
Suche nach den kostengünstigsten Wegen zur
Dekarbonisierung und findet immer mehr Beachtung,
da „Netto-Null-Emissionen“ zu einem
weit verbreiteten politischen Ziel werden. In den
letzten Jahren gab es einen Trend zur Entwicklung
neuer Kostenmetriken, die die Charakteristiken
verschiedener Erzeugungsquellen in
einem tragfähigen Stromnetz besser darstellen
und damit die Notwendigkeit von disponiblen
Kraftwerken als Ergänzung zu den intermittierenden
erneuerbaren Energiequellen unterstreichen.
Mit Hilfe solcher Metriken, einschließlich
der Methoden Levelised Avoided Cost of Electricity
– LACE und der Value-Adjusted LCOE –
VALCOE, lässt sich der Wert der Dekarbonisierung
von gas- oder kohlebefeuerten Kraftwerken
mit Kohlenstoffabscheidung und -speicherung
(CCS) für das Netz genauer bestimmen.
Energieverbrauch in Deutschland
2021 – Elektrizitätswirtschaft
Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen
Der Energieverbrauch in Deutschland erreicht
im Jahr 2021 12.265 Petajoule (PJ) oder 418,5
Millionen Tonnen Steinkohleeinheiten (SKE).
Dies entspricht einem Anstieg von 3,1 Prozent
gegenüber dem Vorjahr. Allerdings ist der Energieverbrauch
immer noch deutlich niedriger als
vor dem Ausbruch der Corona-Pandemie, 2020
was nach Ansicht der AG Energiebilanzen darauf
hindeutet, dass die energie- und gesamtwirtschaftliche
Entwicklung in Deutschland nach
wie vor in hohem Maße von der Corona-Pandemie
und ihren Auswirkungen geprägt ist.
Konferenzbericht:
vgbe-Fachtagung Gasturbinen &
Gasturbinenbetrieb 2021
Die vgbe-Fachtagung Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb
konnte unter Einhaltung der gültigen
Corona-Hygiene-Maßnahmen am 11. und
12. November 2021 im Dorint Hotel in Potsdam
stattfinden. Rund 150 Teilnehmer aus dem Inland
und europäischen Ausland hatten Gelegenheit,
sich über die aktuellen Gastrubinen-Trends
zu informieren und diese zu diskutieren. Darüber
hinaus bot die begleitende Fachausstellung
mit 20 Ausstellern zahlreiche Möglichkeiten
zum fachlichen und persönlichen Austausch außerhalb
des Vortragssaals.
vgbe energy journal 3 · 2022 | 7

Members’ News
Members´
News
Axpo nimmt Wasserkraftwerk
tief im Bündner Bergmassiv
in Betrieb
(axpo) Das 2,5 Megawatt starke Wasserkraftwerk
Curnera der Kraftwerke Vorderrhein
AG (KVR) befindet sich 250 Meter im
Inneren des Bergmassivs und nutzt den Höhenunterschied
einer bereits bestehenden
Wasserüberleitung. Das Kraftwerk produziert
sauberen Strom für umgerechnet 2‘200
durchschnittliche Vierpersonenhaushalte.
Das Kleinwasserkraftwerk Curnera liegt in
einer bestehenden Wasserüberleitung zwischen
den beiden Stauseen Curnera und
Nalps. Diese Leitung wurde bisher lediglich
zum Wassertransfer und nicht zur Stromproduktion
genutzt. Die neu installierte
Francisturbine mit einer Leistung von 2,5
Megawatt produziert jährlich bis zu 10 Millionen
Kilowattstunden sauberen Strom –
das entspricht dem Jahresverbrauch von
2.200 durchschnittlichen Vierpersonenhaushalten.
Die Baukosten für das Kraftwerk
Curnera betrugen rund 3 Millionen
Franken.
„Die Investition ins Kleinwasserkraftwerks
Curnera bekräftigt das Engagement von
Axpo für die Erneuerbaren in der Schweiz“,
sagt Jörg Huwyler, Divisionsleiter Hydroenergie
und Biomasse bei Axpo. „Im wirtschaftlich
anspruchsvollen Umfeld der
Schweizer Wasserkraft, helfen Projekte wie
dieses, den stockenden Ausbau voran zu
bringen – allerdings ist das Potenzial für solche
Anlagen begrenzt.“
Aufgrund des alpinen Geländes benötigten
die Spezialisten der Axpo eine Bauseilbahn,
um die Komponenten zum Zugangsstollen
transportieren zu können. Die Seilbahn
wurde unterdessen bereits wieder zurückgebaut.
Die Bauarbeiten am Kraftwerk
konnten dank guter Zusammenarbeit mit
den beteiligten Firmen termingerecht Ende
Dezember 2021 abgeschlossen werden.
Die Kraftwerke Vorderrhein AG mit Sitz in
Disentis/Mustér ist ein Partnerwerk des
Kantons Graubünden (10 %), der Konzessionsgemeinden
(8,5 %) und Axpo (81,5 %).
Axpo: Solarzubau in Spanien,
Italien und Polen
(axpo) Axpo baut ihre Tätigkeiten im Bereich
Solarenergie weiter aus: In Spanien,
Italien und Polen sind aktuell neue Solaranlagen
mit einer installierten Leistung von
4 GW in Entwicklung. Bis 2030 sollen Solarkraftwerke
mit 10 GW Leistung gebaut werden.
Als grösste Schweizer Produzentin von
erneuerbaren Energien trägt Axpo damit
substanziell zum Ausbau von klimafreundlicher
Stromproduktion in der Schweiz und
Europa bei.
Auf rund 10.000 Hektar Solarflächen, auf
Parkplätzen, großen Dachflächen, Gewächshäusern,
Parkplatzüberbauungen und
anderen zuvor bereits genutzten Flächen
wird Axpo bis 2030 rund 10 Gigawatt Solarstrom
zubauen. Hierfür sind Solarprojekte
in ganz Europa vorgesehen: Neu werden
auch in den Märkten Spanien, Italien und
Polen, in denen Axpo bereits mehrere Jahre
maßgeschneiderte Energielösungen für
Kunden anbietet, Solaranlagen gebaut. In
den drei Ländern sind Solarprojekte mit einer
installierten Leistung in Höhe von 4 GW
in Entwicklung. Dieser Zubau geht mit der
Schaffung von rund 100 Arbeitsplätzen in
den nächsten 18 Monaten einher. In Frankreich
ist Axpo mit ihrer Tochtergesellschaft
Urbasolar bereits heute eines der führenden
Unternehmen bei der Entwicklung und dem
Bau von Solaranlagen. Weitere Länder, in
denen Axpo tätig ist, werden analysiert.
„Um dem Klimawandel entgegenzuwirken,
müssen wir beim Zubau von erneuerbaren
Energien massiv zulegen. Axpo leistet
hier einen substanziellen Beitrag. Durch das
fundierte und breite Know-how im Solar-Bereich
innerhalb der Axpo Gruppe kann die
ganze Wertschöpfungskette im Solarbusiness
abgedeckt werden – von der Planung
und dem Bau von Anlagen bis hin zur Vermarktung
des Solarstroms. Dies ermöglicht
es uns, in unseren wichtigen Märkten Spanien,
Italien und Polen weiter zu wachsen,“
erklärt Christoph Sutter, Head Renewables
bei Axpo.
Solarausbau auch in der Schweiz
Auch in der Schweiz wird weiter in den
Solarausbau investiert, denn dieser spielt
bei der Energiewende eine bedeutende Rolle.
Dabei nimmt Axpo eine führende Rolle
beim Solarausbau ein. Das zeigt sich an vielen
Projekten wie AlpinSolar, dem Axpo Pionierprojekt
am Muttsee, oder in Leuk, wo
Parabolantennen mit Solarpanelen ausgekleidet
werden. Auch auf Schweizer Hausdächern
und größeren Gebäuden treibt
Axpo mit ihrer Tochtergesellschaft CKW den
Ausbau von Solaranlagen weiter voran. Bis
2030 sollen in der Schweiz rund 10.000
neue Solaranlagen mit einer Leistung von
rund 200 Megawatt gebaut werden.
Führende Vermarkterin von
erneuerbaren Energien
Axpo ist nicht nur in der Erstellung von Anlagen
und der Produktion von Strom engagiert,
sondern auch europaweit eine führende
Vermarkterin von erneuerbaren Energien.
Insgesamt vermarktet Axpo rund 19.700
LL
www.axpo.com (22941628)
Axpo nimmt Wasserkraftwerk Curnera tief im Bündner Bergmassiv in Betrieb
(Foto: Axpo)
8 | vgbe energy journal 3 · 2022

Members´News
Megawatt an Solar- und Windenergie im Auftrag
ihrer Kunden. Mit lang fristigen Stromabnahmeverträgen
(Power Purchase Agreements,
PPA) sorgt Axpo für weiteres Wachstum
im Bereich der erneuerbaren Energien.
Axpo verfügt über fundierte Expertise im
Bereich der PPA und begleitet zahlreiche Firmenkunden
in rund 40 Märkten auf dem
Weg zu einem tieferen CO 2 -Ausstoß.
LL
www.axpo.com (22941628)
BKW baut ihr Portfolio an
Erneuerbaren weiter aus
• Übernahme von sechs Windparks
in Frankreich
(bkw) Die BKW übernimmt sechs Windparks
in Nordfrankreich mit einer installierten
Leistung von 105,7 Megawatt (MW). Mit
dieser Akquisition erhöht die BKW ihr Portfolio
an neuen erneuerbaren Energieanlagen
auf über 800 Megawatt und baut ihre
Präsenz in einem ihrer Fokusmärkte weiter
aus. Der Ausbau der neuen erneuerbaren
Energien ist Teil der aktualisierten Wachstums-
und Nachhaltigkeitsstrategie, welche
die BKW Ende Oktober 2021 vorgestellt hat.
Bis 2026 will die BKW ihr Portfolio an neuen
erneuerbaren Energien auf mehr als ein
Gigawatt (GW) an installierter Leistung erhöhen
und damit einen Beitrag an eine
nachhaltige Energiezukunft leisten. Dieses
Ziel hat sie am Capital Markets Day von
Ende Oktober 2021 bekannt gegeben. Ihr
Fokus liegt dabei auf Windkraft- und Solar-Anlagen
in Deutschland, Frankreich,
Italien, Spanien, Portugal, Norwegen und
Schweden.
Margarita Aleksieva, Leiterin Geschäftseinheit
Wind & Solar, sagt: „Mit der Akquisition
von sechs Windparks in der nordfranzösischen
Region Somme macht die BKW einen
großen Schritt, um ihr Ziel im attraktiven
Windkraftbereich zu erreichen.“ Die
Windparks sind von den französischen Investmentgesellschaften
Mirova und RIVE
Private Investment erstellt worden. Sie sind
zwischen September 2018 und August 2021
in Betrieb gegangen und speisen über
250 GWh an grünem Strom pro Jahr ins
Netz ein. Die BKW übernimmt 100 Prozent
der Anlagen, die noch mehr als zehn Jahre
lang Beiträge aus dem französischen Förderregime
für erneuerbare Energien erhalten.
Durch die Akquisition werden sich Synergien
mit den bestehenden Aktivitäten der
BKW im Bereich Windenergie in Frankreich
ergeben. Nach der Übernahme besitzt sie in
Frankreich ein Portfolio von elf Windparks
mit rund 170 MW an installierter Leistung.
Céline Lauverjat, Stv. Leiterin von Mirova’s
Energy Transition Infrastructure Funds,
sagt: „Wir sind stolz, mehr als 100 MW erneuerbare
Leistung gebaut und betrieben zu
haben. Unter der Führung der BKW werden
diese Anlagen für viele weitere Jahre grünen
Strom produzieren und einen Beitrag an die
Energiewende leisten.“ Pierre du Passage,
Partner bei RIVE Private Investment, ergänzt:
„Wir freuen uns, den Bau dieser erstklassigen
erneuerbaren Anlagen in der Region
Somme unterstützt zu haben. In Partnerschaft
mit Mirova und in Übereinstimmung
mit den Nachhaltigkeitszielen von RIVE
Private Investment konnten wir dazu beitragen,
Klimaziele zu erreichen und die regionale
Wirtschaft zu fördern.“
BKW betreibt größten Windpark
der Schweiz
In der Schweiz sind derzeit Windkraftanlagen
mit einer installierten Leistung von 86,5
Megawatt in Betrieb (Überblick). Mit dem
Windpark Juvent betreibt die BKW die mit
Abstand größte Anlage der Schweiz
(37,2 MW installierte Leistung). Mit den
rund 78 GWh erneuerbarem Strom hat der
Windpark Juvent im 2021 mehr als 60 Prozent
der grünen Energie des Swiss Energypark
geliefert. Daneben verfolgt die BKW
zwei weitere Windkraftprojekte in der
Schweiz:
Das Projekt „Prés de la Montagne – Montbautier“
auf dem Montagne de Tramelan
(BE) hat sämtliche bisherigen Bewilligungsverfahren
erfolgreich absolviert. Zuletzt hat
das Berner Verwaltungsgericht die Beschwerden
gegen die Nutzungsplanung abgelehnt,
doch die Gegner haben das Urteil
ans Bundesgericht weitergezogen. Erst
wenn das höchste Gericht diese Beschwerden
ebenfalls ablehnt, kann das Projekt
nach einer bereits über zehnjährigen Geschichte
in die Umsetzungsphase mit erneuten
Beschwerdemöglichkeiten gehen.
Dem Projekt Jeanbrenin haben die beiden
bernjurassischen Standortgemeinden
Cortébert und Corgémont im Juni 2021 mit
jeweils über 90 Prozent Ja zugestimmt.
Auch der Kanton Bern und der Bund sowie
die Stiftung Landschaftsschutz Schweiz haben
sich für das Projekt ausgesprochen. Hingegen
hat der Verband Freie Landschaft
Schweiz Rekurse gegen die nun anstehenden
Planungs- und Bewilligungsverfahren
angekündigt.
LL
www.bkw.ch (22941640)
EEW Energy from Waste:
Bundespolitiker Hermann Färber
auf Informationsbesuch
im MHKW Göppingen
(eew) Welchen Beitrag leistet die thermische
Abfallverwertung für die Wärme- und
Energiewende und was ist darüber hinaus
möglich? Diese und weitere Fragen haben
Bernard M. Kemper, CEO der EEW Energy
from Waste Gruppe (EEW), und Kai Störkel,
Technisches Geschäftsführer des
MHKW Göppingen, dem Göppinger Bundestagsabgeordneten
Hermann Färber,
CDU, anlässlich eines Informationsbesuchs
beantwortet.
„Mit Blick auf die aktuellen weltpolitischen
Entwicklungen nur wenige Autostunden
von uns entfernt, fällt es schwer über
die heimischen Energiemärkte zu reden“
sagt der Vorsitzende der Geschäftsführung
von EEW Energy from Waste Bernard M.
Kemper. Man wisse aber, dass mit jeder aus
Alternativen zu Gas oder Kohle gewonnenen
Megawattstunde die Versorgungssicherheit
steigt und der Import fossiler Energieträger
sinkt. Deshalb müsse darüber gesprochen
werden, wie Deutschlands Energiezukunft
aussehen soll und welche Potentiale es gibt.
Energie aus Abfall bietet Potentiale. „Die
Ressource Abfall ist heimisch, immer verfügbar
und die Technik zu ihrer energetischen
Verwertung ausgereift“, betont der
EEW CEO.
„In meinem Wahlkreis befindet sich eins
von insgesamt sechs abfallbefeuerten Heizkraftwerken
in Baden-Württemberg“, sagt
Bundestagsabgeordneter Hermann Färber.
vgbe energy journal 3 · 2022 | 9

Members´News
within EDF Group. Today, GE Steam Power’s
nuclear steam turbines are installed in half
of the world‘s nuclear power plants, including
in all of EDF’s nuclear plants in France.
The proposed transaction includes GE
Steam Power’s conventional island equipment
for new nuclear power plants—including
the world’s most powerful steam turbine
in operation, the Arabelle turbine, as well as
maintenance and upgrades for existing nuclear
power plants. The transaction would
also include steam turbine technology for
future nuclear plants, like the next generation
of European pressurized reactors
(EPR2) and small modular reactors (SMR).
EEW Energy from Waste: Bundespolitiker Hermann Färber auf Informationsbesuch
im MHKW Göppingen
„Wir sind dafür verantwortlich, was mit unserem
Abfall passiert, wie er verwertet und
vor allem wie er genutzt werden kann. Dass
der Abfall, wie hier in Göppingen, für die
Strom- und Fernwärmegewinnung sowie
direkt vor Ort für die Versorgung der Bereitschaftspolizei,
der Alb Fils-Kliniken und des
Göppinger Stadtteils Bergfeld verwendet
wird, ist eine sinnvolle Vorgehensweise“, so
Hermann Färber weiter. Entsorgungssicherheit
und Energiesicherheit griffen für ihn an
dieser Stelle Hand in Hand.
Soll Energie aus Abfall künftig eine größere
Rolle spielen, muss jetzt gehandelt werden.
Viele Gesetzgebungsverfahren auf EUund
Bundesebene schließen Energie aus
Abfall bereits aus. Weder die Klimataxonomie
berücksichtige Energie aus Abfall als
nachhaltig noch sieht die Bundesförderung
für effiziente Gebäude Abwärme aus der
thermischen Abfallverwertung als regenerativ
an. In der Konsequenz wird einerseits der
Zugang zu Kapital erschwert und anderseits
Fernwärme gewonnen aus der Energie des
Abfalls aus den Fernwärmenetzen verdrängt.
„Mit mehr als 16 Prozent ist Abfall
bei der Fernwärmeerzeugung schon heute
der zweitwichtigste Energieträger nach Erdgas“,
sagt Bernard M. Kemper. Ihn zurückzudrängen
bedeute Öl und Gas Vorschub zu
leisten. Plastisch wird dies am MHKW Göppingen.
„Wenn wir unsere Anlage warten,
erzeugen wir die Fernwärme für das Klinikum,
das Wohngebiet und das Polizeipräsidium
mit Heizöl“, erklärt Anlagenchef Kai
Störkel. Ein Tanklastzug mit 30.000 Litern
Heizöl sei dafür täglich nötig und mache
deutlich, welche Rolle Abfall für die regionale
Energiesicherheit spielt.
Das MHKW Göppingen ist Teil der EEW
Energy from Waste-Gruppe. EEW Energy
from Waste (EEW) ist ein in Europa führendes
Unternehmen bei der Thermischen Abfall-
und Klärschlammverwertung. Zur
nachhaltigen energetischen Nutzung dieser
Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt
das Unternehmen Verwertungsanlagen
auf höchstem technologischem Niveau
und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen
und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.
In den derzeit 17 Anlagen der
EEW-Gruppe in Deutschland und im benachbarten
Ausland tragen 1.250 Mitarbeiterinnen
und Mitarbeiter für das energetische
Recycling von jährlich bis zu 5 Millionen
Tonnen Abfall Verantwortung. EEW
wandelt die in den Abfällen enthaltene
Energie und stellt diese als Prozessdampf für
Industriebetriebe, Fernwärme für Wohngebiete
sowie umweltschonenden Strom zur
Verfügung. Durch diese energetische Verwertung
der in den EEW-Anlagen eingesetzten
Abfälle werden natürliche Ressourcen
geschont, wertvolle Rohstoffe zurückgewonnen
und die CO 2 -Bilanz entlastet.
LL
www.eew-energyfromwaste.com
(22941643)
EDF Signs an Exclusive Agreement
to Acquire Part of GE
Steam Power’s Nuclear Activities
• Proposed transaction would strengthen
EDF’s leadership in the French nuclear
sector with GE’s technology and services
in nuclear conventional islands, including
its Arabelle steam turbines
• Furthers GE’s continued efforts to focus
its portfolio; GE retains services-focused
Steam Power business, including nuclear
services in the Americas, and GE-Hitachi
Nuclear Energy
(edf) EDF and GE (NYSE:GE) announced
today that they have signed an exclusive
agreement for EDF to acquire part of GE
Steam Power’s nuclear power activities. The
proposed transaction would bring together
GE’s nuclear steam turbine technology and
services expertise with EDF strengthening
its commitment to the nuclear power sector,
creating an industry-leading global steam
turbine equipment and services provider
GE would retain a services-focused Steam
Power business and continue to provide
best-in-class services for more than 100GW
of nuclear turbine islands in the Americas
region, and it also retains GE Hitachi Nuclear
Energy, a leading lifecycle provider for
reactor island which will deploy Canada‘s
first commercial, grid-scale SMR. GE remains
committed to the nuclear sector and
continues to invest in next-generation technology,
which plays an important role in today’s
energy transition.
The nuclear activities and teams in scope
of the proposed transaction are based in
about fifteen countries, with nearly 70 percent
of the workforce in France, including at
GE Steam Power manufacturing sites like
Belfort and La Courneuve.
Jean-Bernard Lévy, Chairman and Chief
Executive Officer of EDF, said: „The climate
emergency is reaffirming the role of nuclear
energy. EDF is proud to contribute to the
achievement of carbon neutrality by preserving
this technology. This plan to acquire
part of GE Steam Power’s nuclear activities
including the Arabelle turbine will enable
EDF to strengthen its key technologies and
skills for the nuclear fleet in operation and
for new nuclear projects.“
GE Chairman and CEO H. Lawrence Culp,
Jr., said, „This plan supports GE’s efforts to
focus our portfolio to be a best-in-class services
partner to our steam power customers
through the energy transition. Nuclear
plays an important role in the energy transition,
and GE will continue to support the
industry through servicing our nuclear
steam turbine fleet in the Americas as well
as through GE Hitachi Nuclear Energy’s nuclear
reactors, fuels, and services, including
our SMR technology.“
Financial details of the proposed transaction
were not disclosed. The proposed transaction
is subject to consultation with employee
representatives and other customary
closing conditions, including regulatory reviews.
LL
www.edf.com (22941644)
10 | vgbe energy journal 3 · 2022

Members´News
EnBW nimmt die nächsten zwei
XXL-Solarparks in Betrieb
• Brandenburgische Solarparks „Alttrebbin“
und „Gottesgabe“ können rund
90.000 Haushalte mit regenerativer
Energie versorgen
• Schrittweise Inbetriebnahme
bis Ende März 2022
(enbw) Knapp ein Jahr ist es her, dass die
EnBW die bisher größte Solar-Freiflächenanlage
Deutschlands, den Solarpark „Weesow-Willmersdorf“
in Brandenburg in Betrieb
genommen hat. Nun nimmt sie bereits
die nächsten beiden förderfreien XXL-Solarparks
in „Alttrebbin“ und „Gottesgabe“ mit
jeweils rund 150 Megawatt (MW) schrittweise
in Betrieb. Zusammen bilden die drei
Projekte ein rund 500 MW starkes Solarcluster
östlich von Berlin und sind ein spürbarer
Beitrag zur regenerativen Energieversorgung
in Deutschland.
„Mit den beiden Solarparks verwirklichen
wir auf einen Schlag einen Zubau von über
fünf Prozent der Leistung aller im letzten
Jahr realisierten Photovoltaik-Projekte in
Deutschland“, erklärt Thorsten Jörß, Leiter
Projektentwicklung Photovoltaik bei EnBW.
„Freiflächenanlagen wie diese tragen wesentlich
zu einem schnelleren Ausbau der
Sonnenenergie bei. Und das ist angesichts
der ambitionierten Ziele der Bundesregierung
umso wichtiger. Denn die angekündigten
Maßnahmen zur Beschleunigung des
Erneuerbaren-Ausbaus, wie etwa schnellere
Genehmigungsverfahren, werden nicht von
heute auf morgen eine spürbare Wirkung
entfalten können.“
Erstmals Einsatz von Batteriespeichern
im Solarpark
Bei den Projekten „Alttrebbin“ und „Gottesgabe“
setzt die EnBW erstmals Batteriespeicher
ein. Mit jeweils 3,9 Megawattstunden
Kapazität sind sie auf tageslichtarme Wintertage
ausgelegt, d.h. sie speichern die Sonnenenergie
und decken dann in den Nachtstunden
den Eigenbedarf der Umspannwerke
und Wechselrichter. Somit erzeugen die
Solarparks die für ihren Betrieb
benötigte Energie vollständig
selbst. In sonnenstarken Zeiten
kann darüber hinaus durch den
Speicher Solarenergie ins Stromnetz
eingespeist und der Strom am
Markt zur Verfügung gestellt werden.
So leistet die Kombination aus
Erneuerbaren-Anlagen und dezentralen
Speichersystemen einen
wertvollen Beitrag zur Energiewende
und trägt dazu bei, Solarstrom
stetiger verfügbar zu machen. „Wo
immer sinnvoll und wirtschaftlich
umsetzbar, planen wir solche Speichersysteme
in unsere Solarparks
ein“, so Jörß.
Solarpark Alttrebbin - Jährlich lassen sich rund 99.000 Tonnen CO 2 durch den Solarparks
Alttrebbin einsparen. (EnBW/Fotograf Paul Langrock)
Rund 700.000 Solarmodule erzeugen
Strom für 90.000 Haushalte
Bereits seit Mitte Februar fließen die ersten
Kilowattstunden aus dem Solarpark
„Gottesgabe“. In „Alttrebbin“ erfolgte die
erste Einspeisung gestern. Bis Ende März
sollen beide Solarparks vollständig in Betrieb
sein und können umgerechnet jährlich
etwa 90.000 Haushalte mit regenerativer
Energie versorgen. Rund 700.000 sogenannte
bifaziale Solarmodule hat die EnBW
insgesamt montiert. Das bedeutet, dass die
Rückseite der Solarmodule auch indirekte
Sonneneinstrahlung in elektrische Energie
umwandelt.
Die Solarparks speisen die erzeugte Energie
in das 110.000 Volt Hochspannungsnetz
des Netzbetreibers e.dis bei Metzdorf ein.
Dazu hat die EnBW rund acht Kilometer
Hochspannungskabel bis zum Netzverknüpfungspunkt
verlegt.
Lieferengpässe
Im März 2021 starteten die Bauarbeiten
für beide Projekte. Geplant war eine Inbetriebnahme
bis Ende 2021. Jedoch musste
das Projektteam während der Bauzeit das
Timing der einzelnen Gewerke auf der Baustelle
anpassen. Der Grund: Als Folge der
weltweiten Lieferschwierigkeiten, der Auswirkungen
der Corona-Pandemie und dem
Hochwasser in Europa kam es zu Verzögerungen.
„Wir haben uns aber nicht mit der
Situation abgefunden. Durch Umplanung
einzelner Gewerke ist es uns gelungen, den
Bau dennoch zügig voranzutreiben“, erklärt
der für „Gottesgabe“ zuständige Projektleiter
Jens Darocha.
Noch bis vor wenigen Tagen verlegten
rund 100 Personen starke Teams in beiden
Solarparks unter Hochdruck die letzten Module.
„Das Team musste mehrfach kreativ
handeln. Deswegen sind wir mehr als zufrieden,
beide Solarparks in rund einem Jahr
Bauzeit ans Netz zu bringen“, fasst Philipp
Herrmann, Projektleiter von „Alttrebbin“
zusammen. „Nicht zuletzt verdanken wir
das jeder und jedem Einzelnen im Team,
unseren kompetenten Partnern sowie den
Gemeinden und Behörden vor Ort“.
LL
www.enbw.com (22941655)
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vgbe energy journal 3 · 2022 | 11

Members´News
EnBW konzentriert sich beim
Ausbau der Offshore-Windkraft
auf Europa
• Nach erfolgreichen Auktionen in UK
zieht sich die EnBW aus dem USA-Geschäft
zurück und übergibt alle Aktivitäten
an TotalEnergies
(enbw) Nach erfolgreichen Auktionen in
UK sowie der Ankündigung ehrgeiziger
Ausbauziele für die Offshore-Windkraft in
Deutschland wird die EnBW ihre künftigen
Offshore-Aktivitäten auf den europäischen
Markt konzentrieren. Die EnBW North
America wird mit ihrem gesamten Portfolio
vom bisherigen Partner TotalEnergies übernommen.
Die EnBW wird dabei in den kommenden
Monaten weiterhin die Aktivitäten
von TotalEnergies auf dem US-Markt unterstützen.
In Europa errichtet die EnBW aktuell den
900 Megawatt starken Nordsee-Windpark
„He Dreiht“. Nach erfolgreichen Auktionen
in England/Wales und Schottland 2021 und
2022 wird die EnBW dort insgesamt drei
Offshore-Windparks mit einer Gesamtleistung
von rund 6 Gigawatt aufbauen. Darüber
hinaus hat die neue Bundesregierung
jüngst ehrgeizige Ausbauziele für den deutschen
Heimatmarkt von EnBW verkündet:
Bis 2030 soll die Windenergieleistung auf
See um weitere 10 Gigawatt erhöht werden.
In den USA entwickelte die EnBW nach
dem Markteinstieg Offshore-Windprojekte
an der Ost- ebenso wie an der Westküste des
Landes. Nach der Teilnahme an der Versteigerung
von Flächenrechten für die Nutzung
der Offshore-Windenergie in Massachusetts
2018 bereitete sich das Team von EnBW
North America zusammen mit dem Partner
TotalEnergies auf die Flächenauktion für ein
Areal vor der Küste von New York vor. Mit
dem Auktionsgewinn veräußert die EnBW
ihre gesamten US-Offshore-Windaktivitäten
an den Partner TotalEnergies und konzentriert
sich verstärkt auf europäische Projekte.
„Wir freuen uns, dass wir mit unserer Erfahrung
und Kompetenz im Offshore-Bereich
einen Beitrag zu diesem gemeinsamen
Erfolg leisten konnten“, so Michael Class,
Leiter Erzeugung Portfolioentwicklung.
„Zugleich ist dies für uns auch der richtige
Zeitpunkt, unsere Offshore-Aktivitäten mit
Schwerpunkt auf den europäischen Markt
neu auszurichten. Wir danken unserem
Partner TotalEnergies für die hervorragende
Zusammenarbeit und gratulieren zu diesem
Auktionserfolg. Wir werden unseren bisherigen
Partner auch weiterhin mit unserer
Expertise unterstützen und freuen uns auf
weitere Kooperationen in der Zukunft.“
LL
www.enbw.com (22941656)
Ocean Winds, awarded in the
„New York Bight“ auction
(engie) Ocean Winds, ENGIE’s 50/50 joint
venture with EDPR dedicated to offshore
wind, has been awarded a 289 km 2 lease
area in the New York Bight offshore wind
energy auction, for a site with a capacity of
up to 1.7 GW.
Ocean Winds East, LCC, the partnership
between Ocean Winds and New York-based
Global Infrastructure Partners (GIP), a leading
independent infrastructure fund manager,
was named as the winning bidder of the
right to lease a 289 km 2 area, Central Bight,
off the coast of New York and New Jersey.
This lease area was part of the six offshore
sites awarded by the U.S. Bureau of Ocean
Energy Management (BOEM)’s „New York
Bight“ program.
This award sets the stage for development
of a state-of-the-art offshore wind project.
When fully developed, this bottom-fixed
farm, located 38 miles off the coast of New
York and 53 miles off the coast of New Jersey,
is expected to contribute up to 1.7 GW
towards U.S., New York/New Jersey’s clean
energy goals.
Ocean Winds is thus reinforcing its presence
in the U.S. where it is developing,
through Mayflower Wind, a lease area of over
2 GW, of which 1.2 GW already secured
through Power Purchase Agreements. With
this sizeable platform, Ocean Winds will benefit
from a sound position to capture future
growth in the country which targets a 30 GW
offshore wind installed capacity by 2030.
The U.S. BOEM’s auction of the New York
Bight lease areas began on February 23th
and was completed on February 25th, after
63 rounds. The total amount paid for the six
lease areas was $4.37 billion, including
Ocean Winds East, LLC, successful bid of
$765 million for lease area OCS-A 0537.
This site brings Ocean Winds’ global total
offshore wind gross capacity already operating,
contracted or with grid connection
rights granted to 11 GW.
Paulo ALMIRANTE, ENGIE Senior Executive
Vice President, in charge of Renewables,
Energy Management and Nuclear Activities,
said: „ENGIE, through Ocean Winds has
been awarded this 39-year lease agreement
in the highly competitive New York Bight
auction process, amongst the 25 entities
qualified to bid. It will allow Ocean Winds to
strengthen its footprint in the U.S., one of
the biggest offshore wind markets worldwide,
and support the growth objective of
ENGIE in the country, where it already operates
3.9 GW of onshore wind and solar PV.“
LL
www.engie.com (22941658)
Mark-E: Rückbau der Nebenanlagen
des ehemaligen Kohlekraftwerkes
Cuno in Herdecke
• Beginn im September 2021
• Rückbau von Nebenanlagen REA/Denox
bis Herbst 2022
• Rückbau des Schornsteins für
2022/2023 geplant
• Klimafreundliche Nachnutzung vorgesehen:
Photovoltaikanlage
(mark-e) Der regionale Energiedienstleister
Mark-E, ein Unternehmen der ENERVIE
Gruppe (Hagen), baut die Nebenanlagen
des ehemaligen Kohlekraftwerkes „Cuno“ in
Herdecke zurück. Auf dem rund 20.000
Quadratmeter großen Areal oberhalb der
Wetterstraße befinden sich unter anderem
die Rauchgasentschwefelungsanlage (REA)
und die Gebäude zur Abgasentstickung
(Denox) sowie der 248 Meter hohe Schornstein.
Der Rückbau begann bereits im September
2021 mit der Demontage des seinerzeit zum
Kohletransport eingesetzten Brückenkrans.
Das Fachunternehmen Teichmann GmbH
(Essen) übernahm die Demontage und
kaufte gleichzeitig den Kran, um ihn für eine
weitere Nachnutzung zu verwenden. Der
aufwändige Abtransport erfolgte in mehreren
Schritten im November und Dezember
2021.
Für den weiteren Rückbau der Nebenanlagen
beauftragte Mark-E als Generalunternehmer
die Arcadis Germany GmbH
(Darmstadt). Als verantwortliches Abbruchunternehmen
wurde die Landwehr Abbruchunternehmen
GmbH (Herzebrock-Clarholz)
gewonnen. Die Einrichtung
der Baustelle erfolgte zum 4. Quartal 2021.
Hierzu zählte insbesondere die Wiederherstellung
der für die Rückbaumaßnahmen
notwendigen Wasser- und Stromversorgung.
Um die Sicherheitsvorkehrungen für
einen möglichen Brandfall zu gewährleisten,
wird zudem in Kürze ein großer
Löschtank mit Wasser befüllt.
Der Rückbau der Anlagen im unteren Bereich
des Areals, auf dem seinerzeit die Kohleverladung
durchgeführt wurde, soll bis
Frühjahr 2022 abgeschlossen sein. Im oberen
Bereich befinden sich insbesondere die
REA- und Denox-Gebäude. Hier ist das Ende
des Rückbaus bis Herbst 2022 vorgesehen.
Der Rückbau des in den Jahren 1983/84 errichteten
Schornsteins erfolgt wahrscheinlich
im Anschluss, nach aktuellem Planungsstand
entweder noch Ende 2022 oder im
Jahr 2023.
Auch weil aufgrund der Gegebenheiten
keine Nachnutzung des Standortes als Gewerbe-
oder Wohngebiet in Frage kommt,
strebt Mark-E eine möglichst nachhaltige
und klimafreundliche Umsetzung der Arbei-
12 | vgbe energy journal 3 · 2022

ten an: Die aktuelle Planung sieht hier die
Errichtung einer Freiflächen-Photovoltaikanlage
vor.
Programm
veröffentlicht
Members´News
Hintergrund: Traditionsreicher Kraftwerksstandort
mit über 100jähriger
Geschichte
Herdecke war der erste Kraftwerksstandort
der 1906 gegründeten damaligen „Kommunales
Elektrizitätswerk Mark A.G.“, später
Elektromark und heute Mark-E. Am 6.
Juni 1908 produzierte das Kraftwerk mit
zwei Turbogeneratoren und einer Gesamtleistung
von 6.000 Kilowatt erstmals Strom.
Als eines der ersten reinen Dampfturbinen-Kraftwerke
und erstes Kraftwerk überhaupt
mit einer Spannungsebene von
10.000 Volt ging es seinerzeit in die Geschichte
der deutschen Energieversorgung
ein.
Der Standort, ein Areal auf den Ruhrwiesen
zwischen Wetter und Herdecke, war
optimal gewählt: In unmittelbarer Nähe befanden
sich diverse Steinkohlezechen als
wichtige Rohstoffquellen, der direkte Zugang
zur Ruhr garantierte ein entsprechendes
Reservoir für das benötigte Kühlwasser
und vom nahegelegenen Bahnhof Herdecke
ausgehend konnte ein direkter Gleisanschluss
für die Anlieferung der benötigten
Kohle zum Kraftwerk gelegt werden.
Schon im Jahr 1919 beschloss der Aufsichtsrat
der Elektromark, in unmittelbarer
Nähe des Kraftwerks für die dort tätigen
Angestellten und Arbeiter eine Wohnsiedlung
zu errichten. Seit 1927 trägt das Kraftwerk
in Herdecke den Namen eines der Begründer
des Unternehmens, des damaligen
Hagener Bürgermeisters Willi Cuno. Im
Laufe der folgenden Jahrzehnte wurde das
Kraftwerk mehrfach erweitert und umgebaut.
2004 endete die Ära des Kraftwerksbetriebes
auf Kohlebasis. Die alten Anlagen
wurden abgerissen und an gleicher Stelle
ein umweltfreundliches und hocheffizientes
Gas- und Dampfturbinenkraftwerk mit
420 Megawatt Leistung errichtet. Es ist seit
2007 in Betrieb und aufgrund seiner Einsatz-
und Wirkungsweise ein wesentlicher
Baustein zur erfolgreichen Umsetzung der
Energiewende.
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vgbe energy journal 3 · 2022 | 13

Members´News
ESB commits
to Net Zero by 2040
• Decarbonised electricity: Deliver a fivefold
increase in renewable generation capacity
to 5GW, reducing carbon intensity
by two-thirds by 2030
• Resilient infrastructure: Increase investment
in batteries and have three pilot hydrogen
projects underway by 2023, storing
clean electricity when there is a surplus
so that it can be used when the wind
isn’t blowing.
• Empowered customers: Double the number
of EV charge points to 3,000 and
complete 35,000 home retrofits by 2030
(esb) ESB has announced a transformative
drive to achieve net-zero by 2040 and to put
in place the infrastructure and services to
enable customers to do likewise.
Driven to Make a Difference: Net Zero by
2040 sets out a path to achieve this focused
on decarbonised electricity, resilient infrastructure
and empowering customers. The
strategy explicitly maps to the UN Sustainable
Development Goals (SDGs), supporting
the global agenda to achieve a better and
more sustainable future for all.
Objectives core to the delivery of the
strategy include:
Decarbonised Electricity: Develop and
connect more renewables to the electricity
network. Deliver a five-fold increase in renewable
electricity, increasing ESB’s renewable
generation portfolio from almost 1GW
to 5GW and reducing the carbon intensity of
our generation by two thirds by 2030. ESB
Networks and NIE Networks, with Eirgrid
and SONI and all renewable developers, are
already working to deliver a doubling of the
renewable generation connected to the electricity
transmission and distribution networks
- from 6.2GW today to more than
15GW as both Ireland and Northern Ireland
target 80 % of electricity from renewables by
2030.
Resilient Infrastructure: Resilient electricity
networks are absolutely central to climate
action. ESB will continue to invest in
maintaining electricity resilience, an important
and challenging factor in the transition,
and in system services, which will be required
to help the system operators cope
with high volumes of renewables. A fundamental
part of the capability to get to Net
Zero, is finding a way of storing clean electricity
when there is a surplus so that it can
be used when the wind isn’t blowing. ESB is
committing to play a significant role in making
this a reality both through batteries and
the other intraday storage and, in longer
term, clean energy storage technologies
such as hydrogen.
Empowered Customers: Empower, enable
and support customers and communities to
achieve net zero, reflecting our commitment
to working alongside customers and communities
supporting them with the infrastructure,
products and services they need
to live more sustainably using clean electricity.
Specifically, we plan to double the number
of ESB’s public EV charge points by 2030
to 3,000 – helping to drive carbon out of
transport. And we will deliver 35,000 deep
home retrofits through electric Ireland Superhomes
– our new partnership with Tipperary
Energy Agency – supporting our
customers to drive carbon out of heating.
The strategy is being launched in the National
Concert Hall by ESB Chief Executive,
Paddy Hayes, and Minister for the Environment,
Climate and Communications, Eamon
Ryan TD.
Speaking at the launch, Paddy Hayes, said:
„At ESB, we are driven to make a difference
and will focus our efforts on the areas where
we can make the biggest impact – creating
and connecting sustainable, reliable, affordable
electricity - and supporting the
customers and communities we serve to
achieve net zero. By setting a clear, timebound
ambition to achieve net zero by 2040,
along with a Science Based Target for 2030,
we are determined to play our part in taking
urgent action to combat climate change, delivering
a brighter future.“
Meanwhile, Minister Ryan also welcomed
the announcement: „The window of time to
stabilise our climate is closing. Here in Ireland
we recently passed the Climate Act,
placing us on the journey to net zero greenhouse
gas emissions by 2050. I welcome the
ambition and urgency shown by ESB in its
Net Zero 2040 strategy launched today that
sets a clear direction and exercises leadership
in tackling climate change.
„Building on a proud history, the ESB strategy
recognises the role of resilient electricity
generation and networks infrastructure in
providing secure, clean and affordable electricity.
I welcome in particular the multi-billion
investment to repurpose our electricity
system to power 1.3m EVs and 600,000 heat
pumps with low-carbon energy by 2030,
placing the citizen centre of this transformation.“
The new strategy builds on ESB’s 2017
Brighter Future Strategy and explicitly maps
to the UN Sustainable Development Goals
(SDGs). These 17 interlinked goals provide a
global and widely accepted blueprint to
achieve a better and more sustainable future
for all by 2030. They act as a call to action for
countries, NGOs, companies and individuals
to align their actions around common goals
that matter to people and the planet. ESB’s
strategy is focused on three of the SDGs
where ESB can make a significant and tangible
difference – namely:
SDG 7: Ensure access to affordable, reliable,
sustainable and modern energy for all
SDG 9: Build resilient infrastructure, promote
inclusive and sustainable industrialisation
and foster innovation
SDG 13: Take urgent action to combat climate
change and its impacts
Strategic Performance Indicators
A set of Strategic Performance Indicators
and Success Metrics have been developed to
ensure transparency and accountability in
the delivery of ESB’s Strategy. These include
a range of financial and non-financial metrics
that track progress in achieving strategic
outcomes and foundational capabilities.
To maximise transparency, target and outturn
values for the Strategic Performance
Indicators will be published in ESB’s Annual
Report and other relevant publications –
where considerations of governance and
commercial confidentiality allow. Significant
SPIs and Success Metrics for 2030 include:
• Achieve net zero by 2040 with a Science-Based
Target for 2030 to provide a
staging point on the road to Net Zero.
• Deliver a fivefold increase in ESB’s renewable
generation portfolio to
5,000MW.
• Reduce the carbon intensity of ESB’s generation
from 414 to 140gCO 2 /kWh by
2030.
• Consistent with Price Review Determinations
by CRU and Utility Regulator
(Northern Ireland), develop distribution
networks to support the electrification of
almost 1.3m EVs and 660,000 heat
pumps.
• Working with Eirgrid and SONI, provide
the connections to all renewable generation
connected to our networks in Ireland
and Northern Ireland to more than double
by 2030 (increase from 6.2GW to
15GW).
• Bring fibre broadband to 770k homes
through SIRO, ESB’s JV partnership with
Vodafone.
• Increase the number of public charge
points on ESB’s EV network to 3,000, including
200 high speed chargers across
the Island of Ireland by 2030.
• ESB Networks to complete the installation
of 2.6m smart meters on behalf of
the CRU.
• Complete 35k home retrofits through
Electric Ireland SuperHomes, a joint venture
with the Tipperary Energy Agency.
LL
www.esb.ie (22941702)
14 | vgbe energy journal 3 · 2022

Members´News
EVN: Grünes Licht für den Windpark
Palterndorf-Dobermannsdorf,
Neusiedl/Zaya
• Modernster Windpark der EVN soll bald
Ökostrom für umgerechnet fast 36.000
Haushalte produzieren
(evn) Es klingt auf den ersten Blick nicht
sehr außergewöhnlich: Sieben moderne
Windkraftanlagen sollen in den nächsten
Monaten errichtet werden – fünf davon in
der Gemeinde Neusiedl/Zaya, zwei in der
Gemeinde Palterndorf-Dobermannsdorf.
Außergewöhnlich ist allerdings die Menge
an Ökostrom, den die modernen 6 MW-Anlagen
produzieren werden: Umgerechnet
fast 36.000 Haushalte können aus dem neuen
Windpark mit regionalem Ökostrom versorgt
werden.
Für Landtagspräsident Karl Wilfing steht
das Windkraftprojekt sinnbildlich für den
Niederösterreichischen Weg in die Energiezukunft:
„Wir sind in Niederösterreich Vorreiter
der Energiewende und produzieren
unseren Strom sicher und sauber. Wir nutzen
die heimischen Ressourcen statt auf
Kohle und Atomkraft zu setzen.“
Für EVN Vorstandssprecher Stefan Szyszkowitz,
zeigt sich beim aktuellen Projekt
einmal mehr die rasante Entwicklung, die
die Windkraft immer noch durchmacht:
„Ursprünglich war das Projekt mit 13 Windkraftanlagen
geplant. Nach vielen Planungsund
Entwicklungsschritten haben wir das
auf fast die Hälfte reduziert und produzieren
mit sieben Anlagen trotzdem praktisch
dieselbe Menge an wertvollem Ökostrom.
Das liegt daran, dass mittlerweile jede moderne
Windkraftanlage rund 5.000 Haushalte
mit Strom versorgen kann. Das sind
extrem wichtige Bausteine auf dem Weg in
die erneuerbare Energiezukunft.“
Für Andreas Keller, Bürgermeister der Gemeinde
Neusiedl/Zaya, stehen der Windpark
und seine Gemeinde auch sinnbildlich für die
aktuellen gesellschaftlichen Entwicklungen:
„Energie war in unserer Gemeinde schon seit
jeher ein wichtiges Thema. Wir sehen den
geplanten Windpark als Zeichen dafür, dass
wir auch in Zukunft unsere Verantwortung
für die Gesellschaft ernst nehmen. Und dass
wir zuversichtlich und mit Tatendrang in diese
Zukunft schauen können.“
Dem kann sich auch Eduard Ruck, Bürgermeister
der Gemeinde Palterndorf-Dobermannsdorf,
anschließen: „Für uns Landwirte
ist ‚Nachhaltigkeit‘ kein neues Thema. Es
ist in unserem Beruf immer schon darum
gegangen, sorgsam mit unserer Umwelt umzugehen
und an die kommenden Generationen
zu denken. Unser gemeinsamer Windpark
ist für mich ein sichtbares Zeichen dafür,
dass wir diesen Grundsatz ernst nehmen
und unseren Beitrag zur Energiezukunft
leisten wollen.“
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vgbe energy journal 3 · 2022 | 15

Members´News
SAVE THE DATE
vgbe Workshop
Materials and Quality
Assurance 2022
with Technical Exhibition
4/5 May 2020
Schloss Paffendorf, Germany
Die Vereinbarkeit von erneuerbarer Energieproduktion
und dem bestmöglichen
Schutz von Menschen, Tieren, Natur und
Umwelt stand bei der Planung des Windparks
von Anfang im Zentrum aller Überlegungen.
„Eine behutsame Planung in enger
Abstimmung mit allen wichtigen Expertinnen
und Experten und darauf resultierende
umfangreiche ökologische Begleitmaßnahmen
führen dazu, dass beim Windpark Palterndorf-Dobermannsdorf/Neusiedl,
Klima-,
Umwelt- und Artenschutz Hand in
Hand gehen“, zeigt sich Szyszkowitz vom
EVN-Vorzeigeprojekt begeistert.
LL
www.evn.at (22941706)
Helen further increases its wind
power production with a new
investment
(helen) Helen continues to invest in renewable
energy and has, together with the Bank
of Åland’s Wind Power Fund Non-UCITS,
acquired Kalistanneva wind farm from the
French independent green energy operator
VALOREM.
The investment is another concrete step
towards our aim of being carbon neutral by
2030 and supports our transition to carbon
neutral energy production and to diversified
energy system. Wind power is one of the
ways we bring the new era in energy available
for all.
Helen’s Senior Vice President, Strategy,
Mergers and Acquisitions Antti Sallila comments:
„The acquisition of Kalistanneva
wind farm with our partner Bank of Åland’s
Wind Power Fund is an important step in
Helen’s path towards carbon neutrality and
continues our strategy to increase wind
power production, which will now be above
1.5 TWh annually after the Kalistanneva
farm starts production.“
CONTACTS
Technical coordination
Jens Ganswind-Eyberg
Workshop
Diana Ringhoff
e vgbe-material@vgbe.energy
Exhibition
Steffanie Fidorra-Fränz
e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy
VGB PowerTech e. V.
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany
The wind farm, located near Kurikka in the
region of Ostrobothnia, will host 30 wind
turbines with total installed capacity of
165 MW. It will supply the equivalent of the
electricity consumption of 60,000 households
each year. The construction will start
in April 2022 and the wind farm is estimated
to be in full operation in January 2025. Helen
is the majority shareholder in the wind
farm.
The Bank of Åland’s Wind Power Fund is
the only open-ended fund in Finland investing
in wind, and Kalistanneva wind farm is
the second investment of the fund. „Investing
in the large-size wind farm of Kalistanneva
together with Helen presents an excellent
opportunity to our investors to benefit
from the value of the growing Finnish wind
power market. The investment is also per-
be informed www.vgbe.energy
16 | vgbe energy journal 3 · 2022

Members´News
Grangemouth Site, fuelling the existing
Combined Heat and Power Plant, the KG
Ethylene Plant and assets in the Petroineos
Refinery. This will require a new hydrogen
distribution network throughout the site
and modifications to the existing fuel gas
network, all of which are captured within
the scope of the engineering design. The
scope of design is also planned to provide
capability to link the hydrogen production
to third parties in the local area to support
development of a local hydrogen hub.
EVN: Grünes Licht für den Windpark Palterndorf-Dobermannsdorf, Neusiedl/Zaya.
Bürgermeister von Neusiedl an der Zaya Andreas Keller, EVN Vorstandssprecher Stefan
Szyszkowitz, EVN Vorstandsdirektor Franz Mittermayer, Vizebürgermeisterin von Palterndorf-
Dobermannsdorf Marina Kargl (in Vertretung von Bürgermeister Eduard Ruck) und
Landtagspräsident Karl Wilfing
fectly aligned with our target to increase the
domestic ownership of wind farms in Finland“,
says Juha Känkänen, Investment Director
at Ålandsbanken Funds.
Helen has actively been increasing its own
wind power production. Lakiakangas 3 wind
park with 20 wind turbines started producing
electricity in the beginning of 2022 and
in December 2021 we announced that together
with Fortum we will be building two
wind farms with 56 wind turbines altogether
to Närpiö and Kristiinankaupunki.
LL
www.helen.fi (22941710)
INEOS at Grangemouth announces
plans to construct a
Low-Carbon Hydrogen Manufacturing
Plant
• INEOS takes the next significant step towards
delivering a sustainable future for
its businesses at Grangemouth with a
move to low carbon hydrogen fuel
• Investment in a world-scale low-carbon
hydrogen plant is the cornerstone of the
site’s Road Map to Net Zero, underpinning
a commitment to deliver emissions
savings of more than 60% across the site
by 2030
• Andrew Gardner, CEO and Chairman at
Grangemouth: „This is an exciting development
and an important step forward for
our site. We are determined to reduce our
own emissions to Net Zero by 2045, create
products that will help others reduce their
emissions and play a leading role in a
clean hydrogen revolution“
(ineos) INEOS is taking the next significant
step in its Road Map to deliver a sustainable,
Net Zero carbon future at Grangemouth, by
inviting major engineering design contractors
to tender for the next stage of the design
of a world scale carbon capture enabled hydrogen
production plant and major associated
infrastructure.
Stuart Collings, CEO INEOS O&P UK, said,
„We are progressing at pace with our commitment
to deliver our Net Zero plans. This
will see the displacement of hydrocarbon
fuels used at Grangemouth, like natural gas,
with clean, low carbon hydrogen to power
our processes and manufacture vital materials
used across a wide range of sectors. To
achieve this, we are inviting bids from the
best engineering companies to design both a
state of the art carbon capture enabled hydrogen
production plant and an extensive
suite of related infrastructure projects. The
carbon dioxide from this project will be routed
to the Scottish Cluster’s Acorn CO 2 transport
and storage project, resulting in reductions
of more than one million tonnes of
carbon dioxide emissions each year.“
INEOS has already committed over £500m
on active projects across the site including
investment in a New Energy Plant which is
due to commission in late 2023. This power
plant will employ highly efficient technology
to supply energy to all our site operations
and will drive down emissions by at least
150,000 tonnes of CO 2 per annum. This new
power plant will then be converted to run on
hydrogen which will further reduce CO 2
emissions.
Access to locally produced hydrogen will
have benefits for other assets at the
Underpinning our Hydrogen project will
be access to the Scottish Cluster carbon capture
and storage (CCS) infrastructure. In
excess of 1m tonnes per year of CO 2 from
our hydrogen plant will be sent directly offshore
through existing gas pipelines to be
permanently stored in rock formations deep
below the North Sea. We are fully committed
to the Scottish Cluster CCS project. We
believe it will be an important part of both
Scotland and the UK’s drive to Net Zero.
Andrew Gardner, Chairman INEOS
Grangemouth commented: „The construction
of a world scale low carbon hydrogen
plant is an exciting development at
Grangemouth and one that will deliver on
our commitment to achieve Net Zero by
2045. It builds on the significant CO 2 reductions
we’ve already made at Grangemouth
since we acquired the site in 2005. We are
determined to reduce our own emissions to
Net Zero, create products that will help others
reduce their emissions and play a leading
role in a clean hydrogen revolution.“
LL
www.ineos.com (22941711)
KMW: Redispatcheinsätze
des Kraftwerk 2
(kmw) Der Übertragungsnetzbetreiber Amprion
hat KMW verpflichtet, den Dampfteil
des Kraftwerks 2 (erkennbar am höchsten
Kamin), das sich seit einigen Jahren in der
Netzreserve befindet, am Donnerstag den
20. Januar 2022 für Redispatcheinsätze in
Betrieb zu nehmen. Seitdem folgten (und
folgen) weitere Einsätze.
Warum ist das überhaupt notwendig?
Die Netzreserve sichert das Stromnetz
selbst bei starker Belastung. Im Winter sind
die Übertragungsleitungen besonders stark
belastet. Die Windräder im Norden speisen
besonders viel Strom ein und die Industriestarken
Zentren im Süden benötigen viel
Strom. Damit die Leitungen nicht überlasten,
werden die Anlagen im Norden zurückund
im Süden hochgefahren. Nur mit solchen
Redispatch-Maßnahmen ist ein sicherer
Betrieb des Stromnetzes möglich. Die
Netzreserve wird deshalb jedes Jahr insbe-
vgbe energy journal 3 · 2022 | 17

Members´News
SAVE THE DATE
sondere für das Winterhalbjahr gebildet. Sie
besteht aus Kraftwerken, die aktuell nicht in
Betrieb sind oder die die Betreiber schon zur
Stilllegung angemeldet haben – wie es bei
unserem Kraftwerk 2 der Fall ist. Sie können
bei Bedarf kurzfristig einspringen. Das Energiewirtschaftsgesetz
(EnWG) und in der
Netzreserveverordnung regeln den Einsatz.
vgbe Conference
Maintenance of
Wind Power Plants
8 & 9 June 2022
Bremerhaven, Germany
Dank des engagierten Einsatzes insbesondere
unseres Schichtpersonals und der
KMW Technik, konnte der Betrieb erfolgreich
durchgeführt werden.
LL
www.kmw-ag.de (22941713)
Kernkraftwerk Gösgen-Däniken:
Jahresrückblick 2021
(kkg) Das Kernkraftwerk Gösgen (KKG) produzierte
2021 netto 7,90 Milliarden Kilowattstunden
(2020: 8,33 Milliarden Kilowattstunden).
Die Anlage wurde am 22. Mai zur Jahresrevision
abgeschaltet und ging am 25. Juni
2021 wieder ans Netz. Die Jahresrevision
dauerte insgesamt 33,9 Tage (2020: 17,4
Tage). Während der Jahresrevision wurden
im nuklearen und konventionellen Anlagenteil
umfangreiche Prüfungs- und Instandhaltungsarbeiten
an maschinen-, leit- und
starkstromtechnischen Komponenten und
Einrichtungen vorgenommen. Gesamthaft
wurden während der Jahresrevision rund 5
500 Instandhaltungsarbeiten durchgeführt.
Ein Revisionsschwerpunkt war der Anschluss
der neuen und vergrößerten Deionatbecken
mit Kühlwasservorrat an das
Notstandsystem. Im konventionellen Teil
der Anlage ist der Generator zum ersten Mal
seit dem Einbau nach rund sieben Jahren
einer Großrevision unterzogen worden. Zudem
ist bei einer der drei Hauptspeisewasserpumpen
eine Komplettrevision durchgeführt
sowie ein neuer Motorteil eingesetzt
worden. In einem Zwischenüberhitzerkondensatkühler
ist das Rohrbündel ausgetauscht
worden. Im Kühlturm sind neben
den jährlichen Reinigungs- und Kontrollarbeiten
in einer letzten Arbeitsetappe die
Stützenfüße komplett saniert worden.
CONTACTS
Ulrich Langnickel
t +49 201 8128-238
e vgbe-maint-wind@vgbe.energy
VGB PowerTech e. V.
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany
Während der Revision wurden 36 neue
Uran-Brennelemente in den Reaktorkern
eingesetzt. Das Kerninventar des 43. Betriebszyklus
besteht aus 109 WAU-Brennelementen
und 68 Uran-Brennelementen.
Die Reaktorkuppel wurde inspiziert, gereinigt
und mit einer neuen Oberflächenbehandlung
versehen.
Die Anlage wurde 2021 mit Ausnahme der
folgenden aufgezählten Ereignisse mit maximal
möglicher Leistung betrieben. Am 7.
be informed www.vgbe.energy
18 | vgbe energy journal 3 · 2022

Members´News
Januar 2021 musste die Leistung während
rund einem Tag um 30 MW reduziert werden,
damit zwei Zwischenüberhitzer außer
Betrieb genommen werden konnten. Damit
konnten Vorarbeiten bei einem Zwischenüberhitzerkondensatkühler
ausgeführt werden.
Am 17. Januar 2021 wurde die Anlage
abgestellt, um das defekte Rohrbündel des
besagten Zwischenüberhitzerkondensatkühlers
auszubauen. Am 18. Januar 2021
wurde die Anlage wieder hochgefahren und
mit dem Netz synchronisiert. Am 12. November
2021 kam es zu einer Reaktorschnellabschaltung.
Grund dafür war ein
fälschlicherweise ausgelöster Grenzwert bei
Instandsetzungsarbeiten an der Reaktorleittechnik.
Die Stromproduktion wurde nach
13 Stunden am gleichen Tag wieder aufgenommen.
Für Reparaturen an Niederdruckkondensatpumpen
musste die Generatorleistung
am 12. Januar, am 3. Februar und
am 23. November 2021 jeweils um 20 MW
reduziert und die zugehörige Niederdruckvorwämerstrasse
für mehrere Stunden außer
Betrieb genommen werden.
Die Model AG in Niedergösgen und die Papierfabrik
Cartaseta-Friedrich & Co. in Gretzenbach
werden vom KKG mit Heizdampf
versorgt. Die 2021 bezogenen Dampfmengen
entsprechen der thermischen Energie
von 236 Mio. kWh. Durch den Bezug des
Heizdampfes vom KKG vermieden die beiden
Fabriken 2021 die Verbrennung von
etwa 22 930 t Heizöl und damit die Abgabe
von rund 69 900 t CO 2 an die Umwelt.
Verschiedenes
Die durch das Kraftwerk verursachte Individualdosis
der Bevölkerung lag weit unter
dem zulässigen Dosisrichtwert von 0,3 mSv.
Die im Kraftwerk tätigen Personen akkumulierten
eine Dosis von 329 mSv.
Ende 2021 beschäftigte das KKG 591 Personen
(2020: 578 Personen). Dies entspricht
565,7 Vollzeitpensen. Darin enthalten sind 11
Lernende mit den Berufszielen Elektroniker,
Kaufmann, Laborant sowie Polymechaniker.
Ende Jahr waren insgesamt 62 Mitarbeiter
als Pikettingenieure, Schichtchefs und Reaktoroperateure
für den Betrieb des Kernkraftwerks
zugelassen. 16 Mitarbeitende
verfügen über eine Anerkennung als Strahlenschutzsachverständiger,
Strahlenschutztechniker
oder Strahlenschutzfachkraft.
Im Besucherpavillon war die Ausstellung
bis im Herbst wegen Umbaus geschlossen. In
dieser Zeit wurden auch keine Werkbesichtigungen
durchgeführt. Anfang September
wurde die erneuerte Ausstellung für Besucher
wiedereröffnet. Knapp 1.900 Personen
besuchten im Verlauf des Jahres das Werk.
LL
www.kkg.ch (22941715)
Unterzeichnung: Dr. Markus Binder, Finanzvorstand der LEAG (vorne r.), und Dirk Sattur,
technischer Geschäftsführer der MITNETZ GAS, (vorne l.) unterzeichnen die Kooperation zum
Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur in Ostdeutschland im Beisein des sächsischen
Ministerpräsidenten Michael Kretschmer (hinten Mitte), Frank Mehlow, Leiter Strategische
Geschäftsfeldförderung (hinten l.) und Dr. Stephan Lowis, Vorstandsvorsitzende von enviaM,
Foto: sächsische Staatskanzlei
MITNETZ GAS und LEAG
entwickeln gemeinsam
Wasser stoff-Infrastruktur
in Ostdeutschland
(leag) Die Mitteldeutsche Netzgesellschaft
Gas mbH (MITNETZ GAS) mit Sitz in Kabelsketal
und die Lausitz Energie Bergbau
AG und Lausitz Energie Kraftwerkes AG
(LEAG) mit Sitz in Cottbus treiben den Aufbau
einer Wasserstoff-Infrastruktur in Ostdeutschland
voran. Beide Unternehmen
unterzeichneten am 18. Februar 2022 in
Dresden im Beisein des sächsischen Ministerpräsidenten
Michael Kretschmer einen
Kooperationsvertrag. Dieser sieht eine enge
Zusammenarbeit bei der Entwicklung von
wegweisenden Wasserstofflösungen für das
Lausitzer und das Mitteldeutsche Revier vor.
Der inhaltliche Bogen spannt sich von der
Erzeugung über den Transport und die Verteilung
bis hin zur Lieferung von grünem
Wasserstoff an den industriellen Kunden.
Ziel ist es, partnerschaftlich eine vollständige
Wasserstoff-Wertschöpfungskette zur
Dekarbonisierung der Regionen aufzubauen
und so einen wichtigen Beitrag zur angestrebten
Klimaneutralität in Deutschland bis
2045 zu leisten.
Der Verteilnetzbetreiber und der Bergbauund
Kraftwerksbetreiber haben sich auf eine
Aufgabenverteilung verständigt, in der sich
die jeweiligen Stärken sinnvoll ergänzen.
Die LEAG zeichnet für die Erzeugung des
grünen Wasserstoffs verantwortlich. Die
MITNETZ GAS ist für den Transport, die
Verteilung und die Lieferung an den Kunden
zuständig. Beide Unternehmen planen außerdem
den Aufbau von gemeinsamen Aktivitäten
im Bereich der regionalen Wasserstoffbereitstellung
für Mobilitätslösungen.
Ein Pilotprojekt soll im Raum Lippendorf im
Landkreis Leipzig entstehen. Weitere Projekte
im Landkreis Leipzig befinden sich in
der Prüfung.
Die MITNETZ GAS betreibt in Teilen der
Bundesländer Brandenburg, Sachsen, Sachsen-Anhalt
und Thüringen ein rund 7.000
Kilometer langes Gasnetz. das schrittweise
mit Wasserstoffbeimischungen befüllt und
perspektivisch zu einem Wasserstoffnetz
entwickelt werden soll.
Das Unternehmen engagiert sich seit Jahren
für den klimafreundlichen Energieträger
Wasserstoff. Der Verteilnetzbetreiber
hat im Industriepark Bitterfeld-Wolfen in
Sachsen-Anhalt eine Wasserstoff-Testanlage
errichtet. Hier werden Transport, Verteilung,
Anwendung und Nutzung von Wasserstoff
durch Verbraucher untersucht.
Die LEAG hat im „H2-Regionenprojekt
Lausitz“ in Zusammenarbeit mit der Wirtschaftsregion
Lausitz GmbH und der Cottbusverkehr
GmbH ein Modellprojekt in
Cottbus zum Aufbau einer ersten dezentralen
Wasserstofferzeugung inklusive Wasserstofftankstelle
in der Lausitz vorangetrieben,
das Modellcharakter für den Aufbau
eines regionalen Wasserstoffmobilitäts-Netzwerkes
haben soll. Auch hier wird
das Energieunternehmen die Aufgabe der
Erzeugung von Wasserstoff aus Grünstrom
übernehmen. Perspektivisch beabsichtigt
die LEAG auch, die Voraussetzungen für
eine energetische Nutzung von Wasserstoff
zu schaffen.
vgbe energy journal 3 · 2022 | 19

Members´News
„Wir wollen eine schnelle Versorgung unserer
Kunden im Netzgebiet mit klimafreundlichem
Wasserstoff ermöglichen. Dies
geht nicht im Alleingang. Wir brauchen
dazu starke regionale Partner, die mit uns
gemeinsam grüne Gase salonfähig und so
Ostdeutschland als Standort noch attraktiver
machen. Wir freuen uns sehr, mit der
LEAG ein namhaftes Unternehmen für den
Aufbau einer tragfähigen Wasserstoff-Wertschöpfungskette
gewonnen zu haben und
sind uns sicher, dass wir viele erfolgreiche
Projekte umsetzen werden“, betont Dirk Sattur,
technischer Geschäftsführer der MIT-
NETZ GAS.
Ähnlich äußert sich Thorsten Kramer, Vorstandsvorsitzender
der LEAG: „Intelligente
und nachhaltige Wasserstoff-Energie-Lösungen
sind ein wichtiges Standbein für
eine erfolgreiche Energiewende in Deutschland
und können ein Beitrag zur Erreichung
der Klimaschutzziele sein. Darum hat für die
LEAG die Entwicklung sowie die wirtschaftliche
Anwendung der Wasserstofftechnologie
als Teil ihres Umbaus zu einem modernen,
breit aufgestellten Energie-, Infrastruktur-
und Service-Unternehmen einen besonderen
Stellenwert. Wir freuen uns darauf,
gerade hier im expandierenden Wirtschaftsraum
Leipzig gemeinsam mit einem erfahrenen
Partner wie der MITNETZ GAS am Aufbau
eines grünen Wasserstoff-Verbundsystems
der Zukunft arbeiten zu können.“
Der sächsische Ministerpräsident Michael
Kretschmer begrüßt die strategische Wasserstoff-Kooperation
der beiden Energie-Unternehmen:
„Sachsen setzt auf grünen
Wasserstoff als einen wichtigen Energieträger
der Zukunft. Unser Ziel ist es, im
Freistaat eine sächsische Wasserstoffwirtschaft
über die gesamte Wertschöpfungskette
zu etablieren. Die Kooperation von LEAG
und MITNETZ GAS mit dem Aufbau einer
Wasserstoff-Infrastruktur von der Erzeugung
über den Transport bis zur Lieferung
an die Kunden ist dafür ein bedeutender
Schritt. Mit ihrem gemeinsamen Engagement
leisten LEAG und MITNETZ GAS einen
wichtigen Beitrag für einen erfolgreichen
Strukturwandel in den ostdeutschen Braunkohlerevieren.
Das Lausitzer und das Mitteldeutsche
Revier haben großes Potenzial,
Schrittmacher und Impulsgeber bei erfolgversprechenden
Zukunftstechnologien zu
sein.“
LL
www.leag.de (22941718)
LEAG-Gasturbinen bleiben Teil
der Kapazitätsreserve
• In den GTKW Thyrow und Ahrensfelde
stehen 270 MW gesicherte Leistung zur
Verfügung
(leag) Das Energieunternehmen LEAG hat
sich mit seinen beiden Gasturbinenkraftwerken
(GTKW) Thyrow und Ahrensfelde
erneut erfolgreich an der Ausschreibung für
die deutsche Kapazitätsreserve beteiligt.
Beide Standorte werden vom 1. Oktober
2022 bis zum 30. September 2024 zusammen
270 MW gesicherte Kraftwerksleistung
zur Verfügung stellen. Damit werden die
beiden Brandenburger Gasturbinenkraftwerke
weiterhin ausschließlich auf Anforderung
des Übertragungsnetzbetreibers 50
Hertz Transmission eingesetzt und fungieren
somit als Sicherheitsnetz für unvorhersehbare
Ereignisse am Strommarkt. Das
GTKW Thyrow ist darüber hinaus mit seinen
Gasturbinen in der Systemrelevanz für den
Netzwiederaufbaufall.
Laut der Informationsplattform der deutschen
Netzbetreiber www.netztransparenz.
de wurden in dieser zweiten Ausschreibungsperiode
die gleichen Bieter wie im
vorangegangen Zeitraum bezuschlagt. Damit
wurde die ausgeschriebene Leistung in
Höhe von 2.000 MW wieder nur zur Hälfte
(1.086 MW) gedeckt.
Das Gasturbinenkraftwerk Thyrow südlich
von Berlin ging Ende der 1980iger Jahre in
Betrieb. Es wird sich mit fünf Gasturbinen,
die jeweils 30 MW Leistung zur Verfügung
stellen, beteiligen. Das Gasturbinenkraftwerk
Ahrensfelde nordöstlich von Berlin
ging zu Beginn der 1990iger Jahre erstmalig
in Betrieb. Seine vier Gasturbinen werden
ebenfalls mit jeweils 30 MW an der Kapazitätsreserve
teilnehmen. An beiden Kraftwerksstandorten
stehen unterirdische
Röhrenspeicher zur Verfügung, die einen
zeitweiligen Betrieb der Gasturbinen unabhängig
vom Gasnetz gewährleisten können.
Die Fernüberwachung der beiden Gasturbinenkraftwerke
erfolgt aus dem LEAG-Kraftwerk
Schwarze Pumpe, die Bedienung vor
Ort wird durch die Betreibermannschaft der
LEAG-Tochter GMB abgesichert.
LL
www.leag.de (22941720)
LEAG erhält Zuschlag für grünen
200-MW-PV-Park in Dissen-Striesow
• Nutzung gemeinsam mit Landwirten
• Arten- und Landschaftsschutzkonzept
maßgeschneidert
(leag) Gemeinsam mit ihrem Projektentwickler
EP New Energies GmbH (EPNE)
wird die Lausitz Energie Bergbau AG (LEAG)
in der Gemeinde Dissen-Striesow einen Solarpark
mit einer Spitzenleistung von etwa
200 MWp errichten. Dem hat die Gemeindevertretung
in dieser Woche erneut mit einem
einstimmigen Votum zugestimmt,
nachdem bereits im Januar der Aufstellungsbeschluss
zum vorhabenbezogenen
Bebauungsplan „Solarpark Dissen“ ihr Votum
bekommen hatte.
Die für den PV-Park vorgesehene Entwicklungsfläche
von etwa 200 Hektar wird von
der Aueroxenreservat Spreeaue GmbH bewirtschaftet,
mit der LEAG und EPNE bei der
Projektentwicklung und später bei der Flächenbewirtschaftung
eng zusammenarbeiten
werden. Mit dem Projekt von einem in
dieser Art bislang einzigartigen „Grünen Solarpark
nach Maß“, der in eine Vielfalt von
Grünbereichen eingebettet wird, wollen die
Betreiber von Beginn an ein ausgeglichenes
Verhältnis von Energiegewinnung, Natur
und Anwohnerinteressen berücksichtigen.
Der Solarpark wird durch Sichtschutzpflanzungen
geschickt kaschiert und dient zudem
dem Erhalt der regionalen Biodiversität.
Konkret sind im nördlichen Bereich der
Anlage eine dichte Pflanzung mit immergrünen
Bestandteilen als Sichtschutz in Richtung
der gemeindlichen Bebauung geplant.
Im Südwesten des Parks, wo es einen unmittelbar
benachbarten Bereich mit Wochenendgrundstücken
gibt, soll unter Berücksichtigung
eines angemessenen Abstands
eine weitere Sichtschutzpflanzung entstehen.
Hinzu kommen weitere Sichtschutzpflanzungen
entlang der Allee der durch
den Solarpark führenden Landesstraße (L
511). Zur ökologischen Aufwertung werden
Streuobstwiesen, Nistkästen, Wildwechselkorridore
und eine Vielfalt an Blühstreifen,
für die heimisches Saatgut verwendet wird,
in den PV-Park eingebettet.
Die aktuellen Planungen sehen einen lichten
Reihenabstand von fünf Metern zwischen
den Modultischen vor, um artenschutzrechtlichen
Belangen Rechnung zu tragen und
eine Bewirtschaftung der Flächen zwischen
den Modulen zu ermöglichen.
„Wir freuen uns, dass wir die Gemeinde
mit unserem Konzept von einem grünen,
naturnahen und Ressourcen schonenden
PV-Park überzeugen konnten und wir gemeinsam
einen Beitrag zum Erfolg der Energiewende
in Deutschland leisten können“,
sagt Andreas Huck, Vorstand für das Ressort
20 | vgbe energy journal 3 · 2022

Members´News
PROGRAMM ONLINE
Neue Geschäftsfelder bei der LEAG. „Hier in
Dissen-Striesow wollen und werden wir ein
weiteres Mal in der Lausitz beweisen, dass
erneuerbare Stromerzeugung und landwirtschaftliche
Nutzung durch eine gute Planung
und enge Zusammenarbeit auf einer
Fläche möglich sind und darüber hinaus für
uns alle ein Gewinn an Naturraum und Artenvielfalt
entstehen kann.“
Auch der Bürgermeister von Dissen-Striesow,
Fred Kaiser, zeigt sich zufrieden mit der
Weichenstellung durch die Gemeindevertreter:
„Es ist einfach ein gutes Gefühl. Mit
„Grünem Strom aus Dissen“ helfen wir auch,
den Industriestandort Jänschwalde zu sichern
und somit Arbeitsplätze in unserer
Region zu erhalten.“
Gregor Louis von der Aueroxenreservat
Spreeaue GmbH sieht in dem Projekt zudem
einen Gewinn für die mehr als 90 privaten
Eigentümer des Agrar-Unternehmens: „Der
PV-Park wird vor dem Hintergrund der aktuellen
agrarpolitischen Rahmenbedingungen
nachhaltig zur Sicherung des wirtschaftlichen
Erfolges der Aueroxenreservat
Spreeaue GmbH beitragen, da die Flächen
des Parkes in einer rein landwirtschaftlichen
Nutzung keinen positiven Beitrag am
Gesamtbetriebsergebnis liefern.“
Neuer Termin!
vgbe Fachtagung
Thermische Abfall-,
Klärschlammbehandlung
und
Wirbelschichtfeuerungen
mit Fachausstellung
9. & 10. Mai 2022
Hamburg, Deutschland
Baubeginn für den PV-Park Dissen könnte
nach Angaben von EPNE voraussichtlich
Ende 2024 sein, eine Inbetriebnahme 2025.
Jährlich kann er etwa 200.000 MWh in das
Stromnetz einspeisen. Damit wird er Teil des
virtuellen Kraftwerksverbunds, in dem das
LEAG-Tochterunternehmen energy cubes
GmbH die Betriebsführung und Stromvermarktung
für unterschiedliche Stromerzeugungsanlagen
im Bereich der Erneuerbaren
sowie für Speicher, Elektrolyseure und andere
Energieanlagen betreibt.
LL
www.leag.de (22941720)
KONTAKTE
Fachliche Koordination
Dr. Andreas Wecker
und Christian Stolzenberger
Teilnahme
Barbara Bochynski
e vgbe-therm-abf@vgbe.energy
Fachausstellung
e
VGB PowerTech e. V.
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany
be informed www.vgbe.energy
vgbe energy journal 3 · 2022 | 21

Members´News
vgbe-Konferenz
KELI 2022
Elektro-, Leit- und
Informationstechnik
in der Energieversorgung
10./11. & 12. Mai 2022
Bremen, Deutschland
KONTAKTE
Ulrike Künstler
t +49 201 8128-206
Programm online
Ulrike Troglio
t +49 201 8128-282
e vgbe-keli@vgbe.energy
FACHAUSSTELLUNG
Angela Langen
t +49 201 8128-310
e angela.langen@vgbe.energy
VGB PowerTech e. V.
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland
MIBRAG reicht Genehmi gungsantrag
für
Windpark Breunsdorf ein
• Mit 15 Windenergieanlagen soll auf der
Rekultivierungsfläche des Tagebaus Vereinigtes
Schleenhain im Südraum von
Leipzig ein hochmoderner Windpark entstehen
• Wichtiger Beitrag zu den sächsischen
Ausbauzielen auf Grundlage des Regionalplans
Leipzig-Westsachsen
• 100 Millionen Euro für Stromerzeugung
aus Windkraftanlagen der neuesten Generation
• Meilenstein für die Transformation von
MIBRAG zum modernen Energiedienstleister
Zeitz. MIBRAG hat am 28. Februar 2022
gemäß Bundes-Immissionsschutzgesetz
(BImSchG) den Genehmigungsantrag zur
Errichtung des Windparks Breunsdorf, 30
Kilometer südlich von Leipzig, bei der unteren
Immissionsschutzbehörde des Landkreises
Leipzig eingereicht. Im Vorfeld wurde
das Vorhaben mit der Gemeinde Neukieritzsch
und der Stadt Groitzsch in einer
Reihe von Dialogveranstaltungen vorgestellt
und diskutiert. Grundlage hierfür ist
das im Regionalplan Leipzig-Westsachsen
ausgewiesene Windvorrang- und Eignungsgebiet
Breunsdorf. Im Zuge der Gespräche
hat MIBRAG für diesen Genehmigungsantrag
die Zahl der Windkraftanlagen
von ursprünglich 17 auf 15 reduziert
und dadurch den Abstand zur Wohnbebauung
erhöht. Geplant ist die Errichtung von
hochmodernen Windkraftanlagen der
6-Megawatt-Klasse. Für die Realisierung
des Windpark-Projekts investiert MIBRAG
rund 100 Millionen Euro.
„Der Windpark Breunsdorf ist ein wichtiger
Baustein für die Entwicklung von MI-
BRAG zu einem modernen Energiedienstleister
auf Basis Erneuerbarer Energien und
leistet zugleich einen Beitrag zur Energiewende
in Sachsen,“ unterstreicht Dr. Kai
Steinbach, Kaufmännischer Geschäftsführer
MIBRAG und ergänzt: „Zunächst dient
der erzeugte Strom der öffentlichen Versorgung.
In einem weiteren Schritt plant MI-
BRAG, den Strom zur Produktion von grünem
Wasserstoff einzusetzen. Die Veredlung
des Stroms aus Erneuerbaren zu Wasserstoff,
Methanol und grünen Kraftstoffen
ist Bestandteil unseres Projekts Erneuerung
MIBRAG im Revier (EMIR). Für diese Produktgruppen
sehen wir in den nächsten
Jahren eine rasant steigende Nachfrage.“
Nach Genehmigungserteilung sollen erste
Baumaßnahmen zur Errichtung des Windparks
bereits im dritten Quartal 2023 beginnen.
Ab 2024 soll der Windpark mit einer
Kapazität von 90 Megawatt Strom liefern.
Die jährliche Einspeisemenge liegt bei etwa
205 Gigawattstunden. Damit lassen sich
be informed www.vgbe.energy
22 | vgbe energy journal 3 · 2022

Members´News
rechnerisch rund 90.000 Haushalte mit
Strom versorgen. Alternativ können daraus
per Elektrolyse bis zu 4.100 Tonnen Wasserstoff
hergestellt werden.
LL
www.mibrag.de (22941808)
Kernkraftwerke Brokdorf
und Grohnde haben Leistungsbetrieb
beendet
In der Nacht vom 31. Dezber 2021 auf den
1. Januar 2022, kurz vor Mitternacht, wurden
die Kernkraftwerke Brokdorf (KBR) und
Grohnde (KWG) planmäßig abgeschaltet.
Damit enden über 35 bzw. 36 Jahre sichere
und zuverlässige Stromproduktion in
Schleswig-Holstein und Niedersachsen.
Mit Brokdorf und Grohnde sind außerdem
zwei Weltmeister für immer vom Netz gegangen:
Seit seiner ersten Netzsynchronisation
am 14. Oktober 1986 hat das KBR bis
zum heutigen Tag mehr als 380 Milliarden
Kilowattstunden Strom (brutto) erzeugt.
Darüber hinaus war die Anlage an der Elbe
zwei Mal Weltmeister bezogen auf die jährlich
erzeugte Strommenge und rangierte
insgesamt 21 Mal in den internationalen Top
Ten. Das KWG hat seit dem 5. September
1984 fast 410 Milliarden Kilowattstunden
Strom (brutto) produziert – so viel, wie kein
anderer Kraftwerksblock weltweit. Der
Druckwasserreaktor an der Weser war insgesamt
acht Mal Weltmeister in der Jahresstromerzeugung
und stellte dabei zwei
Weltrekorde auf.
Kraftwerksmannschaften haben Hervorragendes
geleistet
Anlässlich der endgültigen Abschaltung
der Kernkraftwerke Brokdorf und Grohnde
sagt Dr. Guido Knott, Geschäftsführungsvorsitzender
der PreussenElektra im Namen
der gesamten Geschäftsführung: „Unser allerherzlichster
Dank gilt an dieser Stelle
unseren Kraftwerksmannschaften, die über
Jahre hinweg eine hervorragende Arbeit gemacht
haben. Auf diese Leistung sind wir
sehr stolz, denn damit haben wir über Jahrzehnte
entscheidend zur sicheren, klimafreundlichen
und zuverlässigen Stromversorgung
in Deutschland beigetragen. Bedanken
möchten wir uns auch bei dem Anlagenhersteller,
unseren Service-Partnerfirmen, unseren
Nachbarinnen und Nachbarn sowie
den Vertreterinnen und Vertretern der Aufsichtsbehörden
und Gutachterorganisationen.
Nach der Abschaltung blicken wir nun
nach vorn, denn es erwarten uns im Rückbau
viele neue spannende Aufgaben und
Herausforderungen.“
„Das Leistungsergebnis unserer Kernkraftwerke
ist eine eindrucksvolle Bestätigung
unserer Expertise und unserer Sicherheitskultur.
Sicherheit hat für uns immer höchste
Priorität. In Verbindung mit Zuverlässigkeit,
hohem Qualitätsbewusstsein und unserem
Streben nach ständiger Verbesserung konstituiert
sich unser PreussenElektra-Leitbild.
Dieses erfüllen wir seit jeher mit Leidenschaft
sowie mit Respekt und Anerkennung
füreinander – das hat uns als Betreiber so
erfolgreich gemacht“, ergänzt Dr. Erwin Fischer,
Geschäftsführer Leistungsbetrieb und
Technik der PreussenElektra.
Auch Uwe Jorden, Leiter des Kernkraftwerks
Brokdorf, und Michael Bongartz, Leiter
des Kernkraftwerks Grohnde, richten
sich noch einmal mit persönlichen Worten
an die Öffentlichkeit. Die Videobotschaften
finden Sie hier:
Abschied vom Leistungsbetrieb kommunikativ
begleitet
Um die Kernkraftwerke Brokdorf und
Grohnde als erfolgreiche Stromerzeuger zu
verabschieden und den Mitarbeiterinnen
und Mitarbeitern an den Standorten für ihren
jahrelangen Einsatz zu danken, hat
PreussenElektra im vergangenen Jahr unterschiedliche
Kommunikationsmaßnahmen
umgesetzt. Die für die Öffentlichkeit sichtbarste
dieser Maßnahmen war die Illumination
der Kraftwerksgebäude in der Woche
vom 13. bis 17. Dezember 2021: Dabei wurden
verschiedene Dankesbotschaften an die
Kraftwerksmannschaften, Partnerfirmen
und Wegbegleiter sowie die Anwohnerinnen
und Anwohner auf die Kraftwerkskuppel
bzw. den Kühlturm projiziert.
LL
www.preussenelektra.de (22941628)
RWE setzt bei ihrer Investitionsund
Wachstums offensive besonderen
Schwerpunkt in NRW
• Investitionen von rund 4 Milliarden Euro
bis 2030 geplant
• Maßnahmenpaket umfasst 1.000 MW Erneuerbare
Energien, 2.000 MW flexible
und wasserstofffähige Backup-Kapazitäten,
700 MW Elektroysekapazität für
grünen Wasserstoff und aktive Unterstützung
beim Strukturwandel
• Wichtige politische Weichenstellungen
auch auf Landesebene jetzt erforderlich
Dr. Markus Krebber, Vorstandsvorsitzender
der RWE AG: „Die Herausforderung, Industrie
und Klimaschutz unter einen Hut zu bringen,
ist deutschlandweit nirgendwo so groß wie in
Nordrhein-Westfalen. Das gilt zugleich für die
Chancen, die daraus resultieren. In NRW
kann ein Aufbruch entstehen, der sowohl dem
Land als auch der Industrie neue Perspektiven
eröffnet. Dazu sind jetzt auch auf Landesebene
wichtige Weichenstellungen notwendig, damit
der Ausbau Erneuerbarer Energien, flexibler
Backup-Kapazitäten und von Wasserstoff
möglichst schnell vorangeht. Wir unterstützen
diesen Aufbruch und machen Nordrhein-Westfalen
zu einem Schwerpunkt unserer Innovations-
und Wachstumsstrategie, wo wir bis
2030 rund 4 Milliarden Euro brutto investieren
wollen.“
(rwe) RWE will im Rahmen ihrer globalen
Investitions- und Wachstumsstrategie ihr
grünes Kerngeschäft bis 2030 deutlich ausbauen.
Allein in Deutschland plant das Unternehmen
Investitionen von bis zu 15 Milliarden
Euro brutto in Offshore- und Onshore-Windkraft,
Solar, Speicher, flexible Backup-Kapazitäten
und Wasserstoff. Heruntergebrochen
auf Nordrhein-Westfalen bedeutet
das: 1.000 Megawatt Erneuerbare
Energien, 2.000 Megawatt flexible und
wasserstofffähige Backup-Kapazitäten, 700
Megawatt Elektrolysekapazität für grünen
Wasserstoff in den nächsten 8 Jahren. Außerdem
wird sich RWE aktiv in den Strukturwandel
vor allem im Rheinischen Revier
einbringen. Mit diesem Maßnahmenpaket
unterstützt RWE zugleich die Transformation
des Industrielandes NRW. Details haben
heute NRW-Wirtschaftsminister Prof.
Andreas Pinkwart und Dr. Markus Krebber,
Vorstandsvorsitzender der RWE AG, vorgelegt.
Dabei erläuterte der Minister: „Nordrhein-Westfalen
ist ein starkes Industrieland,
und das wollen wir bleiben. Deshalb
arbeiten wir hart an einem beschleunigten
Ausbau von Erneuerbaren Energien und
Gas- bzw. Wasserstoffkraftwerken, um den
klimafreundlichen Umbau von Wirtschaft
und Gesellschaft zu ermöglichen. Deshalb
bin ich dankbar, dass RWE bis 2030 in großem
Stil in unserem Land und insbesondere
im Rheinischen Revier in den Ausbau der
Erneuerbaren Energien investieren will.
Nordrhein-Westfalen braucht starke Partner,
damit der klimafreundliche Umbau des
Industriestandorts gelingt. Gemeinsam mit
vielen weiteren Akteuren können wir das
Revier zum modernsten und klimafreundlichsten
Standort in Europa weiterentwickeln.“
Markus Krebber betonte: „Nordrhein-Westfalen
kommt als Industrieland eine herausragende
Rolle für den Umbau zu einer klimaneutralen
Wirtschaft zu. Politik, Unternehmen
und Gesellschaft sind gefordert,
diese Verantwortung wahrzunehmen und
vor allem die damit verbundenen Chancen
zu ergreifen. Wir bei RWE werden das mit
voller Energie tun.“
Erneuerbare Energien: Windanlagen
und PV-Freiflächenanlagen
Bis 2030 will RWE Erneuerbare Energien-Projekte
mit einer Leistung von 1.000
Megawatt in Nordrhein-Westfalen errichten,
davon mindestens 500 Megawatt im
vgbe energy journal 3 · 2022 | 23

Members´News
Rheinischen Revier. Das Unternehmen wird
Windparks und Photovoltaik-Freiflächenanlagen
bauen, zum Teil in Kombination mit
Stromspeichern. Demonstrationsanlagen
für Floating- und Agri-PV sind ebenfalls geplant.
Mit dem Ausbau der Erneuerbaren
Energien will RWE sich auch an kommunalen
oder regionalen Konzepten zur Dekarbonisierung
beteiligen. Ein Beispiel hierfür ist
die verbrauchsnahe Erzeugung von grünem
Wasserstoff für Produktionsbetriebe und
das Transportwesen. Für die Realisierung ist
eine deutliche Beschleunigung und Erleichterung
von Planungs- und Genehmigungsverfahren
erforderlich. Gleichzeitig sollten
auf Landes- und Regionalplanebene mehr
Flächen ausgewiesen und Genehmigungsverfahren
beschleunigt werden, auch für
forstwirtschaftliche Nutzwälder. Zudem
sind Verbesserungen für das Repowering
und erleichterte Genehmigungsverfahren
für Hybrid-PV-Anlagen auf Tagebauflächen
notwendig.
Flexible gesicherte Kraftwerksleistung:
Gaskraftwerke „H2 ready“
Ebenfalls bis 2030 will RWE an ihren Kohlekraftwerksstandorten
mindestens 2.000
MW Gaskraftwerke errichten. Die Anlagen
sollen „H2-ready“ sein, das heißt, sie werden
für eine schnelle Umstellung auf Wasserstoff
geeignet sein, sobald dieser ausreichend
zur Verfügung steht. Sowohl die
Steinkohle- als auch die Braunkohlekraftwerksstandorte
des Unternehmens sind hervorragend
an das Stromnetz, die Wasserversorgung
und die Ferngasversorgung angeschlossen
oder lassen sich einfach an die
Infrastruktur anschließen. Voraussetzung
dafür ist ein Anreizsystem, damit sich die
Investitionen in die Anlagen rechnen, deren
Einsatzstunden und folglich deren CO 2 -Ausstoß
perspektivisch immer geringer werden
wird. Außerdem braucht es schnellstmöglich
Klarheit, wie ab Mitte der 2030er Jahre
der Wasserstoff zu diesen Standorten kommen
wird.
Rheinisches Revier: Strukturwandel
unterstützen
RWE bringt sich weiterhin aktiv in den Prozess
des Strukturwandels, insbesondere im
Rheinischen Revier, ein. Dazu gehört ganz
konkret, durch aktives Flächenmanagement
die Ansiedlung von Gewerbe und Industrie
zu unterstützen. Ziel ist die Konversion ausgewählter
Betriebsflächen, die zusammen
mit dem Land ermöglicht werden soll. Die
enge Zusammenarbeit mit den Tagebauumfeld-Initiativen
Indeland, Zweckverband
Landfolge Garzweiler und Neuland Hambach
wird fortgesetzt, um die Anliegen der
Region im Rahmen der Wiedernutzbarmachung
von Flächen zu berücksichtigen.
LL
www.rwe.com (22950904)
Landesregierung Nordrhein-
Westfalen und RWE gründen
gemeinsame Gesellschaft:
Power-Standorte sollen großes
Potenzial im Rheinischen Revier
entfalten
(rwe) Das Land Nordrhein-Westfalen und
die RWE Power AG haben eine gemeinsame
Gesellschaft gegründet, die sich der Nachnutzung
ausgewählter, heute noch genutzter
RWE-Standorte widmen wird. Das Land
Nordrhein-Westfalen hält 50,1 %, die RWE
Power AG 49,9 % an der neuen Gesellschaft.
Ihr Ziel ist es, in enger Zusammenarbeit mit
den jeweiligen Kommunen attraktive Nachnutzungsperspektiven
für Standorte im
Rheinischen Revier zu erarbeiten. Eine entsprechende
Vereinbarung haben Ina Scharrenbach,
Ministerin für Heimat, Kommunales,
Bau und Gleichstellung des Landes
Nordrhein-Westfalen, und Dr. Lars Kulik,
RWE Power-Vorstand, heute in Bergheim
unterzeichnet.
Standorte sind sehr gut in die Infrastruktur
eingebunden
Dabei geht es zum Beispiel um das Neurather
Kraftwerksgelände einschließlich
angrenzender Flächen, die frühere Baustellen-Einrichtungsfläche
am Kraftwerk Niederaußem
und die sogenannten Tagesanlagen
des Tagebaus Hambach mit ihren Verwaltungs-,
Sozial- und Werkstattgebäuden
sowie Lagerflächen. Diese großen Standorte
sind hervorragend an die Infrastruktur angebunden
und somit sehr geeignet für gewerbliche
und industrielle Nachnutzungen
oder gemischt genutzte Gebiete. Als Konversionsstandorte
helfen sie, weitere großflächige
Flächenversiegelungen in der Region
zu vermeiden. Hier soll der Strukturwandel
insbesondere mit der Ansiedlung neuer Arbeitsplätze
Fahrt aufnehmen.
Ministerin Scharrenbach: „Flächengesellschaft
mit viel Energie“
Ina Scharrenbach, Ministerin für Heimat,
Kommunales, Bau und Gleichstellung des
Landes Nordrhein-Westfalen: „Die neue Gesellschaft
wird maßgeblich an der Umsetzung
des Kohleausstiegsgesetzes und des
Strukturstärkungsgesetzes Kohleregionen
mitwirken. Insbesondere wird die Klärung
Wasserstoff: Elektrolyse-Kapazität
Wasserstoff ist für die Dekarbonisierung
der Industrie von herausragender Bedeutung.
Das Industrieland NRW hat beste Voraussetzungen
für den Aufbau einer leistungsfähigen
Wasserstoffwirtschaft, dazu
gehört auch die mögliche Anbindung an
Versorgungsnetze in den Niederlanden.
RWE beteiligt sich aktiv am Hochlauf der
Wasserstoffwirtschaft. In NRW will das Unternehmen
die Entwicklung von Elektrolyseuren
von bis zu 700 MW Leistung vorantreiben.
Das setzt Förderregimes voraus, die
von Bund und Land zu entwickeln sind.
Das Foto zeigt von links nach rechts: Dr. Martin Mertens, Bürgermeister der Gemeinde
Rommerskirchen, Klaus Krützen, Bürgermeister der Stadt Grevenbroich, Erik Schöddert,
RWE Power/PSW-Geschäftsführer, Henk Brockmeyer, NRW.URBAN/PSW-Geschäftsführer,
Frank Rombey, Bürgermeister der Gemeinde Niederzier, Dr. Lars Kulik, RWE Power-
Vorstandsmitglied, Ina Scharrenbach, Ministerin für Heimat, Kommunales, Bauen und
Gleichstellung des Landes Nordrhein-Westfalen, Volker Mießeler, Bürgermeister der Stadt
Bergheim, Michael Eyll-Vetter, RWE Power-Spartenleiter und Bodo Middelhoff, Geschäftsführer
der Zukunftsagentur Rheinisches Revier.
24 | vgbe energy journal 3 · 2022

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Members´News
von Entwicklungspotenzialen von ausgewählten,
nicht mehr für den Betrieb erforderlicher
Standorten der RWE Power AG im
Vordergrund stehen. Ziel ist die Nutzbarmachung
dieser Flächen für neues Arbeiten
und Wohnen im Rheinischen Revier. Und
das Ganze wird im Wechselstrom-Prinzip
erfolgen – in enger Abstimmung mit den
Kommunen und der ZRR. Damit sollen
Best-Practice-Beispiele für die integrierte
Entwicklung derartiger Standorte zur Übertragung
auf vergleichbare Standorte geschaffen
werden. Teil der Tätigkeit wird
auch die Vorbereitung der Veräußerung von
Flächen für zukünftige Bereiche des Gemeinwohls
an die Städte und Gemeinden.
Die Gesellschaft ist zu den ausgewählten
Standorten zentraler Ansprechpartner für
die Städte und Gemeinden und bündelt alle
relevanten Informationen zur Entwicklung
der Flächen.“
vgbe-Konferenz
Dampfturbinen
und Dampfturbinenbetrieb
2022
Nachhaltige Raumentwicklung
Die Perspektive.Struktur.Wandel GmbH
hat ihren Sitz im RWE-Tagungszentrum
Schloss Paffendorf in Bergheim. Sie soll
planerisch umfangreiche Flächenentwicklungen
in Abstimmung mit den jeweiligen
Kommunen vorantreiben und deren Umsetzung
vorbereiten. Dabei wird sie die unterschiedlichen
Interessen bezüglich der
Nachnutzungen ausgleichen. Die komplexen
Flächen erfordern besondere Prozesse
und Entscheidungswege, eine umfangreiche
Bestandsaufnahme, eine Qualifizierung
durch Gutachten sowie vielfältige Beteiligungsverfahren.
14. & 15. Juni 2022
Köln, Deutschland
RWE Power-Vorstand Kulik: „Flächenentwicklung
ist entscheidend.“
Lars Kulik, Vorstandsmitglied von RWE
Power: „Eine hochwertige und zügige Flächenentwicklung
ist entscheidend für den
Strukturwandel im Revier. Mit der neuen
Gesellschaft wollen wir an unsere erfolgreichen
Aktivitäten anknüpfen, mit denen wir
in den letzten 20 Jahren mit den Kommunen
rund 300 Hektar Gewerbeflächen entwickelt
haben – Raum für fast 8.000 Arbeitsplätze
in der Region. Mit unserem Erfahrungsschatz
wollen wir die herausragenden
Flächen bereits jetzt mit Nachdruck für andere
Wertschöpfungen vorbereiten und
Schritt für Schritt zur Verfügung stellen.“
Enge Zusammenarbeit mit der Zukunftsagentur
ZRR
Das Land Nordrhein-Westfalen hat die landeseigene
Entwicklungsgesellschaft NRW.
URBAN mit der Geschäftsbesorgung beauftragt.
NRW.URBAN und RWE Power bringen
ihre großen Erfahrungen bei der Entwicklung
solcher Liegenschaften in die Gesellschaft
ein. Die Perspektive.Struktur.Wandel
KONTAKTE
FACHLICHE KOORDINATION
Anna-Maria Mika
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TEILNEHMER
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e vgbe-dampfturb@vgbe.energy
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Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland
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vgbe energy journal 3 · 2022 | 25

Members´News
SAVE THE DATE
GmbH wird dabei auch eng mit der Zukunftsagentur
Rheinisches Revier (ZRR) zusammenarbeiten.
vgbe-Workshop
Flue Gas Cleaning 2022
8 & 9 June 2022
Ismaning/Munich, Germany
Henk Brockmeyer, einer der beiden Geschäftsführer
der neuen Gesellschaft: „Mit
der Methodik der Perspektivenfindung, der
systematischen Erarbeitung der planungsrelevanten
Grundlagen sowie der Einbindung
der Stakeholder greift die neue Gesellschaft
Perspektive.Struktur.Wandel auf bewährte
Instrumente der Brachflächenrevitalisierung
zurück. Der Prozess ist dabei ergebnisoffen,
neben einer potenziellen gewerblichen
Nachnutzung der Flächen sind weitere
Nutzungen, die einen qualitätsvollen Beitrag
zur Gestaltung des Strukturwandels
leisten, denkbar.“
„Uns gehören große Flächen, die wir im
Rahmen des Kohleausstiegs betrieblich in
absehbarer Zeit nicht mehr brauchen werden
oder auf andere Weise großes Potenzial
haben“, sagt Erik Schöddert, RWE-Flächenmanager
und Geschäftsführer der neuen
Gesellschaft. „Wenn wir solche Standorte
vernünftig nachnutzen und damit hochwertige
Arbeitsplätze schaffen, vermeidet das
zusätzliche Flächenversiegelung. Das ist gelebte
Nachhaltigkeit im Umgang mit dem
knappen Gut Fläche.“
LL
www.rwe.com (22950906)
CONTACT
FACHLICHE KOORDINATION
Ms. Ines Moors
t +49-201-8128-222
e vgbe-flue-gas@vgbe.energy
VGB PowerTech e. V.
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland
RWE und Neptune Energy
treiben gemeinsam die Produktion
von grünem Wasserstoff in
der niederländischen Nordsee
voran
• RWE und Neptune Energy treiben gemeinsam
die Produktion von grünem
Wasserstoff in der niederländischen
Nordsee voran
• H2opZee -Pilotprojekt mit Elektrolyseur-
Kapazität von 300 bis 500 MW in Kombination
mit bestehender Pipeline – Start
Machbarkeitsstudie im 2. Quartal 2022
• Projekt soll Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft
in den Niederlanden und niederländische
Energiewende unterstützen
(rwe) RWE und Neptune Energy haben eine
Vereinbarung unterzeichnet, um bis 2030
das Offshore-Pilotprojekt für grünen Wasserstoff
„H2opZee“ gemeinsam zu realisieren.
H2opZee ist ein Demonstrationsprojekt
mit dem Ziel, eine Elektrolyseur-Kapazität
von 300 bis 500 Megawatt (MW) weit vor
der Küste in der niederländischen Nordsee
zu bauen, um grünen Wasserstoff mittels
Strom aus Offshore-Windkraft zu erzeugen.
Der Wasserstoff soll dann über eine bestehende
Pipeline an Land transportiert werden.
Die Leitung hat eine Kapazität von 10
bis 12 Gigawatt (GW) und ist damit bereits
für den weiteren Ausbau der grünen Was-
be informed www.vgbe.energy
26 | vgbe energy journal 3 · 2022

Members´News
serstoffproduktion im Gigawattmaßstab in
der Nordsee geeignet. Es ist geplant, die
Machbarkeitsstudie im zweiten Quartal
2022 zu beginnen. Das Projekt geht auf eine
von der niederländischen Regierung unterstützte
Initiative von TKI Wind op Zee zurück,
die Menschen, Wissen und Finanzierung
zusammenbringt, um die Offshore-Energiewende
zu erreichen.
H2opZee besteht aus zwei Phasen: In der
ersten Phase wird eine Machbarkeitsstudie
durchgeführt und eine Wissensplattform
eingerichtet. Ziel ist es, damit die Wasserstoff-Erzeugung
auf See in den Niederlanden
voranzutreiben. In der zweiten Phase
wird das Projekt umgesetzt.
Sven Utermöhlen, CEO Offshore Wind,
RWE Renewables: „Wasserstoff ist ein entscheidender
Faktor bei der Dekarbonisierung
energieintensiver Sektoren. H2opZee
ist eines der weltweit ersten Projekte dieser
Art und Größenordnung. Mit Neptune Energy
an unserer Seite wollen wir das H2opZee
-Projekt entwickeln, um zu zeigen, dass
Offshore-Wind die ideale Energiequelle ist,
um grünen Wasserstoff in großem Maßstab
zu produzieren. Gemeinsam wollen wir zudem
erforschen, wie die Systemintegration
am besten gelingt. Bei RWE können wir auf
20 Jahre Erfahrung im Bereich Offshore-Wind
zurückblicken und haben die Wasserstoffkompetenz
entlang der gesamten
Wertschöpfungskette unter einem Dach.
Wir sind davon überzeugt, dass die Erkenntnisse
aus dem H2opZee -Pilotprojekt dazu
beitragen werden, die Wasserstoffwirtschaft
in den Niederlanden voranzubringen, da es
einen wichtigen Schritt zur Einführung der
großtechnischen Erzeugung von grünem
Wasserstoff auf See darstellt.“
Lex de Groot, Geschäftsführer von Neptune
Energy in den Niederlanden: „Wir sehen eine
wichtige Rolle für grünen Wasserstoff in der
zukünftigen Energieversorgung. Er kann in
unserer eigenen Nordsee produziert werden.
Die Energiewende kann schneller, billiger
und sauberer erfolgen, wenn wir die bestehende
Gasinfrastruktur in neue Systeme integrieren.
Dazu ist diese Infrastruktur technisch
geeignet. Infolgedessen ist zum Beispiel
keine neue Pipeline auf See erforderlich
und es muss keine neue Anlandung im Küstengebiet
erfolgen. Mit dem PosHYdon-Pilotprojekt
gehören wir bereits zu den Vorreitern
in diesem Bereich der Integration und Wiederverwendung
von Offshore-Energiesystemen.
Die aus diesem Projekt gezogenen
Lehren gelten auch für H2opZee. Je schneller
wir grünen Wasserstoff auf See erzeugen
können, desto schneller kann die Industrie,
z.B. die Chemie- und Stahlproduktion, nachhaltiger
werden. Mit H2opZee werden die
Niederlande in diesem Bereich weltweit führend.
Deshalb sind wir gemeinsam mit RWE
begeistert von H2opZee und dem, was es
den Niederlanden zu bieten hat.“
Über H2opZee
H2opZee soll 300 bis 500 MW zusätzliche
Offshore-Kapazität für grünen Wasserstoff
in Verbindung mit einer bestehenden Pipeline
realisieren, die in Zukunft eine Größenordnung
von 10 bis 12 GW ermöglichen
kann. Das Vorhaben ist weltweit eines der
ersten dieser Art und dieser Größe. Das im
Projekt gewonnene Wissen und Know-how
wird die Wettbewerbsposition der niederländischen
Industrie stärken, da es hilft, die
Wertschöpfungskette der Offshore-Windenergie
und der Erzeugung von grünem Wasserstoff
in den Niederlanden zu etablieren.
H2opZee ist eines von 37 Projekten, die für
die zweite Runde des niederländischen Nationalen
Wachstumsfonds vorausgewählt
worden sind. Die Konsortialpartner RWE
und Neptune Energy haben von Beginn an
gemeinsam an dem Projekt gearbeitet. Während
das Kernkonsortium von H2opZee
klein und überschaubar gehalten wurde,
wird das Wissen mit der Industrie geteilt.
Etwa 40 relevante Organisationen haben
bereits ihre Unterstützung signalisiert.
LL
www.rwe.com (22950905)
RWE in New Yorker Offshore-
Windauktion erfolgreich
• RWE in New Yorker Offshore-Windauktion
erfolgreich
• Erfolg markiert Einstieg in den
US-Offshore-Windmarkt
• Entwicklungsgebiet mit einer Kapazität
von rund 3 Gigawatt gesichert
• Windpark wird voraussichtlich ausreichend
grünen Strom liefern, um den Bedarf
von 1,1 Millionen US-Haushalten zu
decken
RWE in New Yorker Offshore-Windauktion erfolgreich
Sven Utermöhlen | Chief Executive Officer
(CEO) Offshore Wind: „Der Zuschlag in der
New Yorker Auktion ist ein wichtiger Schritt
für uns, denn er markiert den Eintritt von
RWE in den amerikanischen Offshore-Windmarkt,
einen unserer strategischen Schlüsselmärkte.
Unser Erfolg in dieser Auktion ist ein
wichtiger Schritt auf dem Weg zur Verdreifachung
unserer Offshore-Windkapazität auf 8
Gigawatt bis 2030 im Rahmen unseres Wachstums-
und Investitionsprogramms ‘Growing
Green‘. Wir freuen uns darauf, unser erstes
Offshore-Windprojekt in den USA zu entwickeln
und einen Beitrag zu den Offshore-Ausbauzielen
der Region zu leisten.“
RWE Renewables, eines der weltweit führenden
Unternehmen im Bereich der
Offshore-Windenergie, hat heute ihren Erfolg
bei der Versteigerung von Offshore-Pachtverträgen
für die New Yorker Bucht
in den USA bekannt gegeben. Mittels des
Joint Venture ‘Bight Wind, LLC‘ sicherte sich
RWE das Gebiet OCS-A 0539 mit einem Gebot
von 1,1 Milliarden USD. Das Entwicklungsgebiet
bietet die Möglichkeit, ein
Offshore-Windprojekt mit einer installierten
Kapazität von rund 3 Gigawatt zu realisieren
– genug, um 1,1 Millionen US-Haushalte
mit Strom zu versorgen. Der Windpark soll
bis zum Ende des Jahrzehnts in Betrieb genommen
werden.
Die Auktion umfasste sechs Pachtgebiete
– ein Rekord in den USA, was die Anzahl
betrifft, die in einer einzigen Auktion angeboten
wurden. Bei der Auktion konnten Bieter
jeweils nur ein einziges Pachtgebiet ersteigern.
Ein erfolgreiches Gebot berechtigt
zur Entwicklung der Fläche und zur Teilnahme
an den kommenden Auktionen des Staates
New York zur Stromabnahme, von denen
die erste noch später in diesem Jahr stattfinden
soll.
vgbe energy journal 3 · 2022 | 27

Members´News
Um die Anforderungen vollständig zu erfüllen,
muss RWE in einem nächsten Schritt
lokale Stakeholder wie die Fischerei einbinden,
mit der nationalen Lieferkette zusammenarbeiten,
um neue Arbeitsplätze mit
entsprechenden Lohnsätzen vor Ort zu
schaffen und Investitionen in die lokale
Wirtschaft zu fördern.
Offshore-Wind wird in den USA, insbesondere
im Nordosten, von entscheidender Bedeutung
sein, um CO 2 -Emissionen zu reduzieren
und die Klimaziele zu erreichen: Der
Staat New York plant beispielsweise bis
2035 Offshore-Windkraftanlagen mit einer
installierten Gesamtkapazität von 9.000
Megawatt (MW) ans Netz zu bringen. New
Jersey will 7.500 MW an Offshore-Wind-Kapazität
bis 2035 erreichen. Die Ziele der
Region für grüne Energie sollen neue Arbeitsplätze
schaffen und den Anreiz für private
Investitionen schaffen, was das Wirtschaftswachstum
in der Region fördert.
RWE ist eines der weltweit führenden Unternehmen
im Bereich Offshore-Wind. Das
Unternehmen ist entlang der gesamten
Wertschöpfungskette aktiv, von der Projektentwicklung
über den Bau bis hin zu Betrieb
und Wartung sowie Vermarktung. RWE verfügt
über 20 Jahre Erfahrung in der Offshore-Windbranche
und betreibt 17 Offshore-Windparks.
Jüngst hat das Unternehmen
die Installation aller Turbinen des
857-MW-Offshore-Windparks Triton Knoll
vor der englischen Küste erfolgreich abgeschlossen.
Zwei weitere Offshore-Windparks,
das 342-MW-Projekt Kaskasi vor Helgoland
und das 1,4-GW-Projekt Sofia, einer
der größten Offshore-Windparks der Welt,
befinden sich im Bau.
LL
www.rwe.com (22950909)
Salzburg AG: 39 Tonnen schwerer
Generator für Rotgülden
(salag) Am 26. Januar 2022 wurde ein
weiterer Meilenstein beim Neubau des
Kraftwerks Rotgülden erreicht. Das Herzstück,
der 39 Tonnen schwere Generator,
wurde in das Krafthaus eingesetzt. Mit Hilfe
eines 220 Tonnen Mikrokrans konnte der
Einhub inklusive aller Anschlüsse in einer
Rekordzeit von weniger als vier Stunden bewerkstelligt
werden.
Millimeterarbeit beim Einbau des Generators
Die Salzburg AG startete im März 2021 mit
dem Ausbau des Kraftwerks Rotgülden. Das
Kraftwerk stammt aus dem Jahr 1956 und
erzeugt seitdem 6,1 GWh Strom pro Jahr.
Durch die Verlegung des Krafthausstandortes
um rund 2,3km bachabwärts kann die
Salzburg AG: 39 Tonnen schwerer Generator
für Rotgülden
Fallhöhe von derzeit 100m auf rund 180m
erhöht werden. So kann man bei einer Leistung
von ca. 4,6 MW die Jahresstromerzeugung
um über vier GWh erhöhen. Gleichzeitig
wird auch das komplette Krafthaus samt
Elektrotechnik errichtet. Dazu gehört auch
der Generator des Kraftwerks, der Ende Jänner
in das Krafthaus eingesetzt wurde. Zahlreiche
Planer, Konstrukteure und Monteure
sorgten in monatelanger Vorbereitung dafür,
dass der Generator an seinen Platz fand.
Mit Hilfe eines großen Autokrans wurde der
39 Tonnen schwere Generator Stück für
Stück über das Dach an seinen Platz manövriert.
Das Einpassen des Generators war
Millimeterarbeit und dauerte rund vier
Stunden. Ab der Inbetriebnahme des Kraftwerks
Rotgülden, die für Frühsommer 2022
geplant ist, sorgt der Generator gemeinsam
mit der Turbine dafür, dass die Energie des
Wassers in elektrischen Strom umgewandelt
wird. Das österreichische Hochtechnologieprodukt
hat einen Wirkungsgrad von mehr
als 98 Prozent, somit kann die von der Natur
in Form von Wasser zur Verfügung gestellte
Energie fast ohne Verluste in Elektrizität
umgewandelt werden.
Grüne Energie aus Wasserkraft
In bestehende Kraftwerke zu investieren,
um Kapazitäten zu erhöhen und sie durch
modernste Technik und innovative Ansätze
noch effizienter und flexibler zu machen, ist
Teil der Strategie der Salzburg AG. Mit unveränderter
Wassermenge kann die Stromerzeugung
nahezu verdoppelt werden. Bei
der Planung, dem Bau und der Instandhaltung
achtet das Unternehmen vor allem auf
hohe Sicherheitsstandards und den Einklang
mit der Natur. Durch den Umbau des
Kraftwerks Rotgülden und der damit verbundenen
gezielten Rückleitung des Wassers
direkt in den Öllschützenspeicher, kann
die bisherige Schwallbelastung in diesem
Murabschnitt gänzlich vermieden werden.
Hier arbeitet die Salzburg AG eng mit Ökologen,
Gewässerschutzexperten sowie Landschafts-
und Naturschutz in der Region zusammen.
LL
www.salzburg-ag.at (22950911)
Steag: Abfall wird zu grünem
Treibstoff
• STEAG realisiert Leuchtturm-Projekt des
„Zweckverbands für Abfallwirtschaft
Südwestthüringen“ zur Methanol-Synthese
(steag) Im südthüringischen Zella-Mehlis
betreibt der regionale „Zweckverband für
Abfallwirtschaft Südwestthüringen“ (ZASt)
eine Abfallverwertungsanlage. Bis Ende
2023 entsteht, gefördert durch das Bundesland
Thüringen, an diesem Standort eine
Produktionsanlage für synthetisches Methanol.
In einem anspruchsvollen zweistufigen
und europaweiten Ausschreibungsverfahren
hat STEAG im Verbund mit dem Planungs-
und Ingenieurbüro Dr. Born – Dr.
Ermel GmbH den Zuschlag als Generalplaner
erhalten, die Anlage zu planen und deren
Realisierung zu überwachen.
Ziel des Projekts, für das der ZASt insgesamt
etwa 23 Millionen Euro am Standort
Zella-Mehlis investieren wird, ist die Produktion
grünen, klimafreundlichen Methanols.
Dieses findet etwa als Grundstoff in der
chemischen Industrie breite Verwendung,
kann aber auch als grüner Treibstoff fossile
Kraftstoffe ersetzen und so zur Dekarbonisierung
des Mobilitätssektors beitragen.
„Vorstellbar ist, künftig einen Teil unseres
eigenen Fuhrparks an Müllfahrzeugen oder
auch Busflotten im Bereich des Nahverkehrs
mit dem hier erzeugten Methanol zu betreiben.
Das spart CO 2 -Emissionen, schont die
Umwelt und zeigt auf, wie die Energiewende
in unserer Region ganz konkret umgesetzt
werden kann.“, sagt Thomas Müller,
Verbandsvorsitzender des ZASt und zugleich
Landrat des Kreises Hildburghausen.
Hausmüll wird zu grünem Treibstoff
Damit aus dem Restmüll von rund 480.000
Thüringerinnen und Thüringern am Ende
das klimaschonende synthetische Methanol
entstehen kann, braucht es Wasserstoff
(H2) und Kohlendioxid (CO 2 ). Wenn beide
Stoffe mittels eines speziellen Katalysators
miteinander reagieren, lassen sie sich in
Methanol umwandeln.
„Der benötigte Wasserstoff wird künftig
direkt am Standort in Zella-Mehlis erzeugt“,
28 | vgbe energy journal 3 · 2022

Members´News
„Wir sind erneut begeistert von der professionellen
und extrem zügigen Vorbereitung
durch das Team der SENS“, freut sich Michael
Ebner, Geschäftsführer Sustainable
Infrastructure der KGAL Investment Management
GmbH & Co. KG. Für KGAL und
SENS bedeutet das Projekt Fortführung der
langjährigen Partnerschaft. So haben die
beiden Unternehmen bereits unter anderem
in Italien und Spanien erfolgreich zusammengearbeitet.
STEAG realisiert Leuchtturm-Projekt des „Zweckverbands für Abfallwirtschaft
Südwestthüringen“ zur Methanol-Synthese
so Christian Hensel, der das Projekt bei
STEAG betreut. Dafür plant das Essener
Energieunternehmen eine Anlage zur Wasserelektrolyse
mit einer Leistung von 10 Megawatt
(MW). Betrieben wird diese mittels
des Stroms, der in der „Restabfallbehandlungsanlage
Südthüringen“ (RABA), wie
der vollständige Name der zum ZASt gehörenden
Müllverwertungsanlage in Zella-Mehlis
lautet, erzeugt wird.
Bis zu 10.000 Tonnen CO 2 -Abscheidung
pro Jahr
Die zweite technische Komponente ist eine
Anlage zur CO 2 -Abscheidung aus dem Abgasstrom
der Müllverwertung. „Bis zu
10.000 Tonnen CO 2 werden so künftig Jahr
für Jahr eingesammelt und gelangen entsprechend
nicht in die Umwelt“, so Heiko
Peters, Geschäftsführer der Dr. Born – Dr.
Ermel GmbH. Der Elektrolyse und der
CO 2 -Abscheidung nachgeschaltet wird die
eigentliche Anlage zur Methanol-Synthese
entstehen, die künftig etwa 5.000 bis 7.000
Tonnen grünen Treibstoff pro Jahr in Zella-Mehlis
produzieren wird.
Leuchtturm Zella-Mehlis
„Das Vorhaben in Zella-Mehlis hat Leuchtturm-Charakter
in Sachen Kreislaufwirtschaft
und Energiewende“, zeigt sich auch
Ulrich Sigel, Geschäftsführer im Geschäftsbereich
STEAG Energy Solutions, von dem
Projekt angetan. Denn mittels der Methanol-Synthese
gelinge es nicht nur, die
CO 2 -Emissionen deutlich zu reduzieren,
sondern es leiste einen wichtigen Beitrag
zur erfolgreichen Sektorkopplung, indem es
helfe, die Mobilität zu dekarbonisieren.
„Das ist ein wichtiger Beitrag zum Gelingen
der Energiewende insgesamt.“
Insofern erweist sich das zukunftsträchtige
Projekt als echter Gewinn für alle Beteiligten
und die Region Südthüringen insgesamt:
„Unsere Region ist durch Oberhof bekannt
für Sport auf Spitzenniveau. Nun beim Thema
Methanol-Synthese Vorreiter zu sein, tut
auch dem Ansehen als Technologieregion
sehr gut“, so Thomas Müller vom ZASt.
LL
www.steag.com (22950913)
STEAG-Tochter entwickelt weiteren
Solarpark in Italien
• SENS Italia baut in der Emilia Romagna
17 Megawatt für Investor KGAL
(steag) Im norditalienischen Montecchio
Emilia plant und errichtet die STEAG Solar
Energy Solutions GmbH (SENS) auf der Fläche
eines ehemaligen Steinbruchs für den
Investor KGAL einen weiteren Solarpark.
Die Anlage wird bereits in den kommenden
Monaten realisiert und hat eine Leistung
von 17 Megawatt (MWp). Damit kann der
neue Solarpark die Region künftig mit etwa
25 Millionen Kilowattstunden (kWh) Grünstrom
pro Jahr versorgen. Mit bis zu zehn
Sonnenstunden pro Tag ist die Region idealer
Standort für Energieerzeugung mittels
Photovoltaik. Die Umsetzung des Projekts
liegt bei der italienischen Tochtergesellschaft
SENS Italia.
Da Investor KGAL und die STEAG Solar
Energy Solutions GmbH (SENS) bereits auf
mehrere erfolgreich und gemeinsam realisierte
PV-Projekte zurückblicken können,
erfolgte die Anbahnung des Projekts in rekordverdächtigen
vier Wochen vom Erstgespräch
bis zum Vertragsabschluss. Neben
dem gewachsenen Vertrauensverhältnis,
das beide Partner aufgrund ihrer langjährigen
Zusammenarbeit miteinander teilen, ist
dies vor allem der Unterstützung durch die
Rechtsberatungen von DWF (für SENS) und
Orrick (für KGAL) zu verdanken.
Zufriedener Partner
Baustart des Projekts ist im ersten Quartal
2022. SENS Italia wird bis zur Fertigstellung
Ende des Jahres als Projektentwickler sowie
als EPC-Partner tätig sein. Das heißt, die Solar-Experten
der italienischen SENS-Tochter
kümmern sich neben der Entwicklung des
Projekts auch um die schlüsselfertige Errichtung
des Solarparks und den anschließenden
Betrieb der Anlage. Dies umfasst auch
Monitoring und Einspeisung der regenerativ
erzeugten Energie in das regionale Stromnetz
und nachfolgende Betriebs- und Instandhaltungsdienstleistungen.
6.250 Tonnen CO 2 -Ersparnis
Nach dem Anschluss des Solarparks an ein
bereits bestehendes Umspannwerk profitiert
die norditalienische Region Emilia Romagna
künftig von jährlich 25 Millionen kWh
regenerativ erzeugten Stroms. Allein durch
diesen PV-Park können zukünftig Jahr für
Jahr etwa 6.250 Tonnen an klimaschädlichen
CO 2 -Emissionen eingespart werden.
SENS gewinnt Fördertarif in Auktion
Für die italienischen Kolleginnen und Kollegen
sowie das ganze SENS-Team ist die
neue PV-Anlage in Montecchio Emilia ein
besonderer Erfolg. Denn SENS hat hierfür
im Rahmen einer Auktion des italienischen
Staates den Zuschlag für einen Fördertarif
erhalten. Darüber hinaus gibt es nur vereinzelte
PV-Anlagen dieser Größenordnung in
Italien, die mithilfe eines Fördertarifs bis zur
Baureife entwickelt wurden. Dieser Erfolg
bestätigt nicht nur die lohnende Perspektive
des Projekts selbst, sondern unterstreicht
zugleich, welche Wertschätzung SENS als
Entwicklerin anspruchsvoller PV-Projekte in
Südeuropa genießt.
Weiterer Zubau von bis zu drei GWp
bis 2025 geplant
Das aktuelle Projekt in Montecchio Emilia
ist jedoch nur ein Zwischenschritt auf dem
Weg zur Erreichung sehr viel weitergehender
Ausbauzielen: In den nächsten Jahren
folgen noch ein weiterer nahegelegener
Bauabschnitt sowie weitere Projekte der
SENS in umliegenden Gemeinden und Regionen
mit einer Gesamtleistung von rund 60
MWp. Wenn diese realisiert sind, kommen
die Anlagen in der Region in Summe auf
eine regenerative Gesamtstromerzeugung
von etwa 100 Million kWh pro Jahr.
vgbe energy journal 3 · 2022 | 29

Members´News
SAVE THE DATE
vgbe Expert Event
Ecology and
Environment
in Hydropower 2022
1 & 2 June 2022
Web Conference
CONTACT
vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy
live &
online
VGB PowerTech e. V.
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany
„Mit dieser Projekt-Pipeline rücken wir
dem Ausbau des ersten Gigawatts in Italien
immer näher“, erklärt Sarah Herresthal, Geschäftsführerin
der SENS Italia. „Ich bin
unglaublich stolz auf das gesamte Team, das
Tag für Tag dafür sorgt, dass der Ausbau der
Erneuerbaren in Italien weiter voranschreitet.
So können wir auch unser Ziel erreichen,
bis 2025 noch weitere drei GWp Leistung
in ganz Italien aufzubauen“, freut sich
die SENS-Landeschefin auf die anstehenden
Projekte.
LL
wwww.steag.com (22950914)
Trianel Gaskraftwerk Hamm
übernimmt technische Betriebsführung
(trianel) Seit Jahresbeginn hat das Trianel
Gaskraftwerk Hamm eine eigene technische
Betriebsmannschaft und beschäftigt damit
35 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter am
Kraftwerksstandort in Hamm-Uentrop. Die
Trianel Gaskraftwerk Hamm GmbH & Co.
KG hat die erfahrene Mannschaft des bisherigen
Betriebsführers Fortum übernommen
und damit auch die technische Betriebsführung
des kommunalen Kraftwerks inne.
„Wir danken Fortum für die ausgezeichnete
Zusammenarbeit seit der Inbetriebnahme
des Kraftwerks im Jahre 2007 und freuen
uns, mit dem eingespielten Team auch in
Zukunft weiterarbeiten zu dürfen“, sagt Dr.
Martin Buschmeier, Geschäftsführer der Trianel
Gaskraftwerk Hamm GmbH & Co. KG.
„Organisatorische und wirtschaftliche
Gründe sowie nicht zuletzt die gute Zusammenarbeit
mit jedem Einzelnen haben uns
dazu bewogen, die technische Betriebsführung
nun in die eigene Hand zu nehmen“.
Das Trianel Gaskraftwerk in Hamm produziert
seit 15 Jahren in zwei Blöcken mit je ca.
400 MW bis zu 6 Millionen Megawattstunden
Strom und trägt so zur Versorgungssicherheit
in Deutschland bei. Die 35 Kraftwerker
kontrollieren, warten und optimieren
die technischen Abläufe und sind im
Schichteinsatz tätig. „Durch die Übernahme
der kompletten Belegschaft ist ein reibungsloser
Ablauf gewährleistet. Wir werden nun
unsere internen Prozesse und die Zusammenarbeit
im Tagesgeschäft weiter optimieren“,
so Dr. Buschmeier. „Unser besonderer
Dank gilt dem bisherigen Kraftwerksleiter
Mikko Ryky, der uns in den nächsten Monaten
noch als Berater beiseite stehen wird“.
Mikko Ryky wird in seine finnische Heimat
zurückkehren und sich dort neuen Aufgaben
beim Mutterkonzern Fortum widmen.
LL
www.trianel-hamm.de (22951303)
30 | vgbe energy journal 3 · 2022

Members´News
Erster Trianel Solarpark in Bayern
geht in Betrieb
• Starke Partnerschaftsleistung in der
PV-Entwicklung
(trianel) Der kommunale Projektentwickler
Trianel Energieprojekte GmbH & Co. KG
(TEP) nimmt mit dem Solarpark Theinfeld
sein erstes Photovoltaik-Freiflächen-Projekt
in Bayern in Betrieb.
Das Projekt befindet sich im Landkreis Bad
Kissingen in Thundorf in Unterfranken. Auf
einer Fläche von 12 Hektar wurden 26.375
Solarmodule mit je 450 WPeak bzw. 455
WPeak installiert, die eine Gesamtleistung
von 12 MWpeak erreichen.
Als Generalunternehmer fungierte der
bayrische Ingenieursdienstleister MaxSolar.
„Die unproblematische Zusammenarbeit in
Theinfeld zeigt, wie schnell ein Projekt umgesetzt
werden kann, wenn alle Beteiligten
an einem Strang ziehen“, so Enrico Makkay
von MaxSolar GmbH.
„Gemeinsam mit unserem Partner haben
wir dieses große Projekt sehr zügig und professionell
umsetzt. Unser Dank gilt auch den
örtlichen Behörden und der Gemeinde, die
sehr konstruktiv den ganzen Prozess begleitet
haben“, hebt Markus Eder, Projektleiter
bei Trianel hervor.
Durch die neuen Möglichkeiten des § 6
EEG wird Trianel die Gemeinde Theinfeld
auch an den Erträgen des Solarparks mit 0,2
Cent pro Kilowattstunde für die tatsächlich
eingespeiste Strommenge beteiligen. Für die
Gemeinde im Landkreis Bad Kissingen ergibt
sich für den Anteil von zwei Megawatt
installierter Leistung, die im Jahr 2021 den
Zuschlag erhalten hat, laut Ertragsprognosen
der Solaranlage eine jährliche Zuwendung
von bis zu 4.500 € für die kommenden
zwanzig Jahre.
Mit dem Solarpark können jährlich über
3.500 Haushalte bei einem durchschnittlichen
Jahresverbrauch von 3.500 kWh mit
klimaneutralem Strom versorgt werden.
Uniper and Salzgitter agree
close cooperation in supplying
the SALCOS® transformation
project with green hydrogen
from Uniper’s major Green Wilhelmshaven®
hydrogen project
• Especially grid-compatible concept of
Uniper electrolysis plant in Wilhelmshaven
through potential direct connection to
new offshore gigawatt wind farm
• Feasibility study of pipeline transport
and storage of green hydrogen
• Salzgitter and Uniper plan to work together
with other prestigious partners
• Joint positioning through policy makers
and regulations setting general investment
conducive conditions in place
(uniper) Uniper and Salzgitter AG concluded
a cooperation agreement with the aim of
Uniper supplying the SALCOS project in
Salzgitter with green hydrogen at competitive
conditions for the production of climate-compatible
steel. Uniper is an international
energy corporation and a pioneer in
the hydrogen field. Salzgitter AG ranks
among Europe’s largest steel producers and
is pioneering the transformation toward low
CO 2 steel production.
The cooperation is focused on supplying
hydrogen from Wilhelmshaven where Uniper
is developing two projects in parallel for
green hydrogen: Firstly, an import terminal
capable of converting green ammonia back
into hydrogen is planned. Secondly, Uniper
envisages building a large electrolysis plant
that, with a capacity of up to 1,000 MW, will
produce green hydrogen. With this in mind,
the possibility of a direct connection to the
offshore wind farm, to be built in the North
Sea, is to be investigated. The electrolysis
plant and the entire downstream hydrogen
infrastructure function similar to a shock
absorber that, if strong winds blow, can
store the wind energy expediently as hydrogen
and make it transportable.
With the aim of supplying Salzgitter
through the evolving German hydrogen
pipeline network and for the development of
cavern storage facilities, Uniper and Salzgitter
AG will be cooperating with additional
prestigious partners. Together, the two companies
will drive the ambitious vision of decarbonizing
Germany’s industry in support
of the climate targets by contributing to this
objective with specific projects.
Gunnar Groebler, Salzgitter AG: „We are
aligning Salzgitter AG to low CO 2 production
processes and the circular economy.
The secure and economically viable sourcing
of green hydrogen is a fundamental prerequisite
on our journey toward SALCOS –
Salzgitter Low CO 2 -Steelmaking. The cooperation
with Uniper is another step on the
way to leading this game-changing technical
transformation to success, together with
strong partners.“
Klaus-Dieter Maubach, CEO of Uniper SE:
„We need ‘green electrons’ and ‘green molecules’,
if we want to achieve the proclaimed
climate protection objectives, while preserving
our industry in Germany. The Wilhelmshaven
site offers all the necessary preconditions
for creating Germany’s first major hydrogen
hub. Large-scale hydrogen production
facilities are to be built here for the
purpose of decarbonizing steel production
in Lower Saxony. We also want to develop a
solution that will enable the faster integration
of the new gigawatt offshore wind farm
into the German power grid.“
LL
www.uniper.energy
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vgbe energy journal 3 · 2022 | 31

Members´News
UNIPER: Emissionssenkung und
Leistungssteigerung im Kraftwerk
Franken durch KI-Tool
Operaite
• Empfehlungen in Echtzeit für optimierte
Prozesse und maximalen Output
(uniper) Das 11-köpfige Operaite-Team von
Uniper, bestehend aus hochqualifizierten
Ingenieuren, KI-Experten und Softwareentwicklern,
hat das erste KI-Tool entwickelt,
das zur Steuerung von Prozessen eines
Gas-Kraftwerks eingesetzt werden kann.
Das KI-Tool wurde hausintern zunächst für
einen anderen Kraftwerkstyp erfunden, entwickelt
und patentiert. „Nach der Anfrage
unserer Kraftwerksflotte setzten wir den
Entwicklungsprozess fort und passten die KI
an die Bedürfnisse des Kraftwerks Franken
an“, sagt Tobias Mathur, der das Operaite-Team
seit 2019 gemeinsam mit dem Erfinder,
Frank Gebhardt, aufgebaut hat.
Die Künstliche Intelligenz ist unter der Projektleitung
von Dr. Thomas Lanz für den
Anwendungsfall in Franken trainiert worden
und jetzt seit Anfang November als
AI-Assistant in der Leitwarte im Einsatz. In
der aktuellen Phase 1 gibt die KI Empfehlungen
zur Steuerung des Kraftwerks in Echtzeit,
die im Live-Betrieb kontrolliert und
vom Anlagenfahrer übernommen werden
können. In einem nächsten Schritt wird der
AI-Operator aktiviert, der die Empfehlungen
als Autopilot direkt ins Feld schickt (Phase
2). Im Ergebnis optimiert das KI-Tool die
Betriebsprozesse, sodass die Anlage eine
höhere Leistung erbringen kann. Darüber
hinaus werden durch die Optimierung spezifische
Emissionen eingespart und somit
ein Beitrag zur Reduzierung von Treibhausgasemissionen
geliefert.
Für das Kraftwerk Franken ist es wichtig,
in Zeiten großer Stromnachfrage mit der
maximal erreichbaren Leistung und höchstmöglicher
Verfügbarkeit am Netz zu sein.
Technische Limitierungen und die vorgeschriebenen
Emissionsgrenzwerte begrenzen
die maximale Leistung jedoch. Weil der
Block 1 über keine integrierte Rauchgasreinigung
verfügt, kann der Anlagenfahrer die
Emissionswerte nur direkt über den Verbrennungsprozess
einstellen.
Die maximale Leistung hängt somit stark
von den Entscheidungen und der Erfahrung
des Anlagenfahrers ab. Hinsichtlich der vorgeschriebenen
Grenzwerte für den maximalen
Ausstoß von Kohlenmonoxid und Stickstoffdioxid,
nimmt er an unterschiedlichen
Parametern manuelle Korrekturen vor. Insbesondere
modifiziert er die Gesamtluftmenge,
die dem Verbrennungsprozess zur
Verfügung gestellt wird. Die Steuerung dieses
komplexen und dynamischen Prozesses
stellt für den Anlagenfahrer bisher eine zusätzliche
Belastung dar.
Die KI hilft nun die Maximalleistung zu
erhöhen – wirtschaftlich ein wichtiger Vorteil
– und gleichzeitig Emissionen zu senken.
Hierfür läuft die Künstliche Intelligenz nun
im Hintergrund und korrigiert die Gesamtluftmenge,
sodass zu jeder Zeit der beste
Kompromiss aus allen Rauchgasparametern
automatisch und pro-aktiv eingestellt wird.
Das moderne Tool unterstützt den Anlagenfahrer
und hilft den Prozess besser zu steuern.
„Und er kann sich auf seine eigentliche
Aufgabe konzentrieren: Die Anlage Richtung
Volllast hochzufahren“, sagt Dr. Thomas
Lanz.
LL
www.uniper.energy (22950919)
VERBUND: Projektstart „LIFE
Blue Belt Danube Inn“
(verbund) ERBUND, führender Wasserkrafterzeuger
in Mitteleuropa, verbindet mit
dem gewaltigen Programm „LIFE Blue Beld
Danube Inn“ die letzten bislang unterbrochenen
Lebensräume entlang von Donau und
Grenz-Inn. Anschließend an bisherige Projekte
werden die Kraftwerke, Schärding-Neuhaus,
Passau-Ingling, Jochenstein, Aschach
und Ybbs-Persenbeug mit Fischwanderhilfen
ausgestattet und Ufer großflächig renaturiert.
Mit der Investition von 60 Mio. Euro
werden Donau und Inn bis 2027 fischpassierbar
von Rumänien bis Rosenheim.
„Dank jahrzehntelanger Erfahrung ist es
uns möglich, die herausforderndsten Lücken
in unserer Kraftwerkskette zu schließen und
die Lebensräume wieder zu verbinden. Einmal
mehr haben wir ein Projekt von europäischen
Dimensionen begonnen, mit dem die
Wasserkraft noch nachhaltiger wird. Sie
macht es möglich, Entwicklungen der Jahrhunderte
andauernden Geschichte von
menschlichen Eingriffen in Flussläufe zurückzunehmen
und verlorengegangene Habitate
wieder zu erschaffen. Damit wird die
Wasserkraft zum Teil der Lösung für Ökologie
und Umwelt.. Unser Dank gilt den Projektpartnerinnen
und Projektpartnern, allen
voran der EU, die mit Mitteln aus dem LIFE+
Fonds das Projekt möglich macht“, unterstreicht
Michael Strugl, CEO von VERBUND,
die internationale Bedeutung des Projektes.
Achim Kaspar, im Vorstand der VERBUND
AG für die Erzeugung zuständig, zur Bedeutung
der Maßnahmen: „Von bislang geplanten
Investitionen in Renaturierung und Fischpassierbarkeit
von 280 Mio. Euro bis
2027 haben wir bereits 150 Mio. Euro für die
Zukunft der Wasserkraft ausgegeben. Diese
ist naturverträglich, wenn die möglichen
Maßnahmen intelligent umgesetzt werden.
Hier lassen wir uns von renommierten Experten
beraten und der Erfolg bisheriger
Projekte gibt uns recht. Mit LIFE Blue Belt
Danube Inn setzen wir ein weiteres Projekt
für kommende Generationen um.“
Michael Amerer, Geschäftsführer der VER-
BUND Hydro Power GmbH: „Der Nutzen
unserer Maßnahmen lässt sich belegen und
ist grenzüberschreitend. Fische und andere
Wasserlebewesen werden zukünftig vom
Eisernen Tor bis Bayern wandern können. Je
vernetzter ein Lebensraum, desto stabiler
das Ökosystem. So geben wir Donau und Inn
zurück, was ihnen zusteht und vereinen die
nachhaltige Stromerzeugung mit nachhaltiger
Artenvielfalt.“
Karl Heinz Gruber, Geschäftsführer der
VERBUND Hydro Power Gmbh, ergänzt:
„Wir schaffen mit unserem Know-how wesentlich
mehr als die gesetzlichen Regelungen
der EU-Wasserrahmenrichtlinie verlangen
würde. Damit schließen wir an wissenschaftlich
bestätigte Erfolge unserer bisherigen
Renaturierungen an. Die LIFE Projekte
Netzwerk Donau und Network Danube Plus
haben bereits ökologische Trittsteine geschaffen,
die wir mit Blue Belt Danube Inn
verdichten und nachhaltig absichern.“
60 Mio. Euro für grenzüberschreitende
Ökologie-Maßnahmen
Österreichisch-Bayerische Kraftwerke AG
und VERBUND Hydro Power GmbH investieren
60 Mio. Euro in die Maßnahmen. 8
Mio. Euro steuert die EU aus Mitteln des
LIFE Programmes bei. Die Kraftwerke Jochenstein
(Donau), Schärding-Neuhaus
(Inn) und Passau-Ingling (Inn) erhalten Fischwanderhilfen.
Ebenso werden die österreichischen
Donaukraftwerke Aschach und
Ybbs-Persenbeug barrierefrei. Damit wird
die Donau bis 2027 fischpassierbar. Flankiert
werden die Maßnahmen durch Uferstrukturierungen
an Donau und Inn, um
Lebensräume und geschützte Laichzonen
für die Donaufische zu schaffen.
Das Projekt LIFE Blue Belt Danube Inn zielt
auf den Erhalt und Verbesserung der gefährdeten
Flussfische an Donau und Inn ab. Im
Fokus stehen die Süßwasserfische, die als
Mittelstreckenwanderer verbundene Lebensräume
an Donau und Inn benötigen.
Die Barrierefreiheit der Kraftwerke erlaubt
eine Verbindung von regionalen Populationen.
Das Projekt schließt an das parallel laufende
LIFE-Projekt LIFE Riverscape Lower
Inn an. Durch die abgestimmte Vorgehensweise,
auch mit weiteren Projekten an Donau
und Inn, wird die maximale Wirkung
sichergestellt, die sich nicht in Kilowattstunden
sondern ausschließlich in ökologischen
Verbesserungen bemessen lässt. Zusammen
mit den bisherigen LIFE+ Projekten
„Netzwerk Donau“ und Network Danube
Plus“ wird der Erfolg der Ökologisierungsmaßnahmen
durch die Verknüpfung
nochmals aufgewertet.
LL
www.verbund.at (22950930)
32 | vgbe energy journal 3 · 2022

Herausforderungen von Konversionsprojekten
Vom Steinkohlekraftwerk zur
Nachnutzung
Herausforderungen von
Konversionsprojekten
Michael Neupert
Abstract
From coal-fired power plant
to repurposing – challenges of
conversion projects
Decarbonisation means saying goodbye.
Whereas in the case of nuclear power it was
primarily technology-sceptical motives, coalfired
power plants are falling victim to the targeted
phase-out of CO 2 emissions. Whether the
hectic decisions of recent times are sensible is
debatable; the government does not seem prepared
for foreseeable developments. For example,
it is becoming apparent that industries
could think in terms of carbon cycles in the
future and that the production of CO 2 would
be less critical. Based on the current political
framework, it seems clear that a relevant
number of large coal-fired power plants will be
Autoren
Dr. Michael Neupert
Rechtsanwalt
Kümmerlein, Simon & Partner
Rechtsanwälte mbB
Partnerschaftsgesellschaft mbB
Essen, Deutschland
Vortrag gehalten auf dem
53. Kraftwerkstechnischen
Kolloquium, Dresden,
5. und 6. Oktober 2021.
Mit freundlicher Genehmigung
der Veranstalter.
aber es ist illusorisch, anzunehmen, größere
Anlagen würden überflüssig. Bekanntlich
gibt es Überlegungen, übergangsweise –
d.h. allerdings auch für womöglich mehrere
Jahrzehnte – Gaskraftwerke einzusetzen,
und es liegt angesichts der bekannten
Schwierigkeiten, „auf der grünen Wiese“
neue industrielle Anlagen zu errichten,
nahe, vorhandene Standorte dafür zu nutzen.
Selbiges gilt für Fuel Switch-Projekte.
Aber auch für Batterie- oder thermische
Speicheranlagen mag Platzbedarf entstehen,
genau wie für Netzregel- oder Erzeugungsanlagen
anderer Technologiesparten,
etwa für Wasserstoff. Deshalb ist je nach den
konkreten örtlichen Verhältnissen eine
Überlegung wert, den Standort nicht gänzlich
aufzugeben, sondern für eine mehr oder
weniger konkrete unternehmenseigene
Nachnutzung vorzuhalten. Alternativ kann
ein Standort für unternehmensfremde Zwecke
freigegeben werden. Dann stellt sich die
Frage, ob eine Konversion für konkrete andere
Nutzungen geplant ist oder „nur“ die
Herstellung einer geordneten Industriebrache.
Praktisch gesehen werden dabei nicht
nur betriebswirtschaftliche Gesichtspunkte
im engeren Sinne, sondern auch die Vorstellungen
der eigenen Gesellschafter und Wünsche
der Standortgemeinde eine Rolle spielen.
Immerhin sind solche Gelände im Flächennutzungsplan
bereits zur industriellen
Nutzung ausgewiesen.
Eine zweite Grundsatzentscheidung muss
darüber getroffen werden, ob und wie sich
das Energieversorgungsunternehmen an der
Entwicklung der Fläche für eine Nachnutzung
beteiligen möchte. Für Umstrukturierungsprojekte
bieten sich grundsätzlich drei
Modelle an:
––
„Eigenentwicklung“: Das Energieversorgungsunternehmen
entwickelt die Flächen
in eigener Verantwortung und nutzt
oder veräußert sie anschließend. Dieses
Modell ist für Anpassungen an unvorhergesehene
Entwicklungen offen. Auf der
anderen Seite trägt das Energieversorphased
out of production. This raises the question:
What will happen to the sites?
Conversion projects take a Janus-faced look at
both the past and the future. Dealing with upheaval
cleanly is not only a legal challenge, but
also a legal one. Many things are legally feasible.
The most important thing, however, is appreciative
optimism: the past must be closed -
only then does it become the past and, in the
best case, something that one can look back on
with satisfaction and a little nostalgia when
opening the door to the future.
l
Dekarbonisierung bedeutet Abschied. Waren
es in Bezug auf die Kernkraft vornehmlich
technikskeptische Motive, so fallen Kohlekraftwerke
dem angestrebten Ausstieg aus
CO 2 -Emissionen zum Opfer. Ob die hektischen
Entscheidungen der letzten Zeit sinnvoll
sind, mag man diskutieren; auf absehbare
Entwicklungen scheint die Regulierung
nicht vorbereitet. So zeichnet sich ab, dass
Industrien zukünftig in Kohlenstoffkreisläufen
denken könnten und die Entstehung von
CO 2 weniger kritisch wäre. Klar erscheint
aufgrund der aktuellen politischen Rahmenbedingungen,
dass eine relevante Anzahl
von kohlebefeuerten Großkraftwerken
aus der Produktion ausscheiden wird. Damit
stellt sich die Frage: Was geschieht mit den
Standorten?
1 Unternehmerische
Überlegungen
Es scheint trivial, aber zu den wichtigsten
Entscheidungen in Projekten gehört, welches
Ziel erreicht werden soll. Ausgangspunkt
ist die politische Großwetterlage.
Energieerzeugung soll sich nach dem politischen
Willen verändern, aber sie wird nicht
verschwinden. Eine Chance besteht daher
darin, große, bereits hergerichtete Standorte
für die Energiewende zu nutzen. Zwar
wird die Erzeugung dezentraler werden,
33 | vgbe energy journal
vgbe energy journal 3 · 2022 | 33

Herausforderungen von Konversionsprojekten
gungsunternehmen das gesamte wirtschaftliche
Risiko und muss entscheiden,
ob Flächenentwicklung zur Unternehmenstätigkeit
gehört bzw. ob die nötigen Kompetenzen
vorhanden sind. Eine Variante
dieses Modells besteht darin, Rückbauarbeiten
selbst zu beauftragen, die besonders
dringend sind. Das kann sinnvoll
sein, um Verkehrssicherungspflichten gerecht
zu werden oder Kostensteigerungen
wegen drohender Gebäudeeinstürze und
dadurch entstehender großer Mengen
teuren Baumischabfalls zu vermeiden.
––
„Joint Venture“: Das Energieversorgungsunternehmen
behält durch rechtliche Gestaltung
– etwa eine Verpachtung – gewisse
Einwirkungsmöglichkeiten. Die Rückbau-
und Entwicklungsmaßnahmen führt
ein Projektpartner durch, der das Gelände
vermarktet. In dieser Mischform entsteht
eine Sicherungsposition für die Interessen
des Energieversorgungsunternehmens,
weil der Eigentumsübergang aufgeschoben
ist. Rechtstechnisch lässt sich dieser
Weg auch durch die Zusammenarbeit mit
einer neuen Konzerngesellschaft (bei späterer
Eigennutzung) oder in einer Projektgesellschaft
mit Externen verwirklichen.
Das bietet größeren Einfluss um den Preis
größerer Risiken.
––
„Schneller Verkauf“: Das Gelände wird im
Ist-Zustand veräußert. Der Erwerber
übernimmt die Entwicklung allein. Dieses
Modell belastet die Unternehmensressourcen
im Vergleich am wenigsten und
führt zu einem relativ schnellen Projektabschluss.
Dafür fehlen Steuerungsmöglichkeiten
in der zweiten Projektphase.
2 Rechtliche Bausteine
Die Konversion von Kraftwerksstandorten
ist kein reines Bauprojekt, sondern verfolgt
gleichzeitig zwei Ziele. Zum einen müssen
die bestehende(n) Nutzung(en) ordnungsgemäß
abgeschlossen werden, um Rechtsund
damit Planungssicherheit zu haben.
Zum anderen müssen rechtliche Grundlagen
für die Veräußerung oder die neue Nutzung
geschaffen werden.
2.1 Abschluss der
Bestandsnutzung
Beabsichtigte Stilllegungen von Anlagen,
die nach dem BImSchG genehmigungsbedürftig
sind, sind unverzüglich unter Vorlage
bestimmter Unterlagen bei der zuständigen
Behörde anzuzeigen (§ 15 Abs. 3 BIm-
SchG.) Diese Anzeige ist nicht identisch mit
der Stilllegungsanzeige an die Bundesnetzagentur
gemäß § 13b Abs. 1 Satz 1 EnWG.
Stilllegung, Betreiberwechsel und Anlagenänderungen
von Kühltürmen sind außerdem
gemäß § 13 der 42. BImSchV anzuzeigen.
Darüber hinaus regelt § 5 Abs. 3 BIm-
SchG materielle Anforderungen an die
Stilllegung: Schädliche Umwelteinwirkungen
nach Betriebseinstellung müssen verhindert
werden, eine rechtskonforme
Abfall entsorgung gewährleistet sein, ggf. ist
das Anlagengrundstück ordnungsgemäß
wiederherzustellen. Regelmäßig muss außerdem
aufgrund Einstufung des Kraftwerks
als IED-Anlage das Anlagengrundstück
wieder in seinen Ausgangszustand
zurückgeführt werden, soweit dies verhältnismäßig
ist (§ 5 Abs. 4 BImSchG). Wenn
Anlagen an Gewässern, also etwa Einleitbauwerke,
nicht als Teil der immissionsschutzrechtlichen
Anlage unter Stilllegungspflichten
fallen, ergeben sich Anforderungen
aus § 36 Abs. 1 Satz 1 WHG. Es dürfen
keine schädlichen Gewässerveränderungen
zu erwarten sein; die Gewässerunterhaltung
darf nicht mehr als unvermeidbar erschwert
werden. Hinzu können landesrechtliche
Anforderungen kommen. In Nordrhein-Westfalen
beispielsweise kann die
Wasserbehörde verlangen, dass die Anlage
unter Wiederherstellung des früheren Zustandes
beseitigt wird (§ 25 Abs. 1 LWG
NRW). In den meisten Fällen enthalten die
konkreten Zulassungsentscheidungen außerdem
umfangreiche Kataloge von Nebenbestimmungen,
von denen einige Regelungen
für Stilllegung und Rückbau treffen.
Sinnvollerweise muss angesichts dieser
Pflichtenlage eine gemeinsame Sichtweise
mit der Behörde auf die Gesamtheit der Anforderungen
hergestellt werden. Diese Abstimmungen
sind essentiell, um Planungssicherheit
zu erlangen. Auch wenn das Verhältnis
zur Aufsichtsbehörde noch so gut ist:
Die Stilllegung ist eine Zäsur mit weitreichenden
rechtlichen Folgen, und Unklarheiten
können sich teuer rächen. Das strategische
Teilziel besteht darin, von der bzw. den
Behörden klare, belastbare Aussagen zu erhalten,
was zu tun ist. Am Ende benötigt der
Betreiber die Feststellung, dass alle Pflichten
erfüllt sind. Denn falls dies, sei es aus
projektimmanenten oder anderen Gründen,
nicht gelingt, muss das verbleibende Programm
in geeigneter Weise zum Erwerber
migriert werden.
Aber nicht nur die Stilllegung des Anlagenbestandes
löst genehmigungsrechtlichen
Bedarf aus, sondern auch der Rückbau. Dabei
geht es um Baugenehmigungen für den
Abriss und damit verbundene Maßnahmen,
etwa das Fällen von Bäumen oder anderweitige
Eingriffe in Natur und Landschaft, sowie
Genehmigungen zur temporären Lagerung
von Bauabfall. Daraus kann sich ein
zeitlicher Engpass ergeben, weil auch Rückbaumaßnahmen
zum Beispiel artenschutzrechtlichen
Prüfbedarf auslösen können –
etwa wegen Turmfalken an Kaminen oder
Eidechsen in geschotterten Flächen. Unüberwindbare
Hindernisse ergeben sich aus
solchen Aspekten selten, aber sie bedeuten
Aufwand für die technische Abwicklung und
für die Antragstellung und müssen daher
rechtzeitig angegangen werden.
Schließlich wirft der Abschluss des Kraftwerksbetriebs
auch arbeitsrechtliche Fragen
auf, denn es muss über den Umgang mit den
Beschäftigten entschieden werden. Unter
psychologischen Gesichtspunkten oft nicht
einfach, aber aus Projektsicht manchmal
wegen des Insiderwissens unverzichtbar ist,
die Mitarbeiter im Rahmen des Rückbaus
bzw. der Umstrukturierung zu verwenden.
Recht früh im Projekt muss aus rechtlicher
Sicht vor allem Klarheit darüber hergestellt
werden, welche Informations- und Beratungspflichten
gegenüber dem Betriebsrat
bestehen und ob ein Betriebsübergang im
arbeitsrechtlichen Sinne stattfindet.
2.2 Veräußerung
Wenn die in Frage kommenden Nachnutzungen
nicht ins Unternehmensportfolio
passen, ist die Veräußerung zweiter Kernbestandteil
eines Konversionsprojekts. Das
Gelände verlässt das Unternehmensvermögen,
optimalerweise wird dadurch Kapital
zur Investition in andere Projekte frei. Dieser
Weg ist gangbar, wenn der Standort unter
keinem denkbaren Gesichtspunkt mehr
für Unternehmenszwecke benötigt wird.
2.2.1 Verkauf
Aus rechtlicher Sicht geht es dann vor allem
darum, die Haftung für Zustand und Tauglichkeit
der Fläche zu begrenzen. Dies ist –
Achtung – nicht nur eine Frage des eigentlichen
Vertrags: Der gesamte Verkaufsprozess
darf Erwerber nicht auf eine falsche Fährte
locken, sonst droht eine Haftung wegen arglistiger
Täuschung, die schon bei einer Behauptung
ins Blaue hinein vorliegen kann.
Es gibt immer wieder Käufer, die auf dem
Umweg über die Gewährleistung versuchen,
nachträglich den Kaufpreis zu drücken. Für
ein Projekt kann dies der wirtschaftliche
Tod sein.
Es muss also eine Zäsur geschaffen werden,
nach der das Gelände in einem definierten
Zustand in die Verantwortung des Erwerbers
übergeht. Aus rechtlicher Sicht kann
dieser Übergabezustand beinahe beliebig
sein; entscheidend ist, dass es keine Unklarheiten
darüber gibt, was der Erwerber erwarten
kann. Daher muss nicht nur der zu
veräußernde Gegenstand nach Grundbesitz,
Anlagen und Inventar genannt werden, sondern
auch der bauliche Ist-Zustand des Geländes
und der Anlagen. Auch etwaiger
Denkmalschutz spielt eine Rolle, weil sich
daraus nicht nur Folgekosten ergeben können,
sondern vor allem Einschränkungen
für die Flächenentwicklung.
Dieses Thema wird drängender, wenn das
Gelände nicht freigeräumt übergeben werden
soll, sondern mit aufstehenden Anlagen.
Dieser Weg verlagert Rückbau und Entsorgung
auf den Erwerber. Sichergestellt
sein muss aber, dass der Erwerber nachträglich
keine Ansprüche geltend machen kann,
weil er beispielsweise mit weniger Schadstoffen
oder mehr Verwertbarem gerechnet
hat. Um Schadstoffe geht es dabei nicht nur
hinsichtlich Altlasten oder anderen schädlichen
Bodenveränderungen. Auch in der
34 | vgbe energy journal 3 · 2022

Herausforderungen von Konversionsprojekten
Anlagentechnik verbergen sich bekanntlich
nicht nur Kupferkabel und Edelstahl. Deshalb
sollte sichergestellt und im Vertrag
klargestellt werden, dass der Interessent/
die Interessenten ausreichend Informationen
erhalten und wissen, auf welcher
Grundlage sie ihren Kaufentschluss treffen.
Ggf. kann das Vertragswerk sogar einen
Hinweis auf gegebenenfalls vorhandene Abfälle
in unbekannter Menge enthalten. Der
Erwerber muss ferner nachgewiesenermaßen
wissen, ob er Kosten für bzw. Einnahmen
aus dem Rückbau, etwa durch Verkauf
von Anlagenteilen oder Metallen, einkalkulieren
kann.
Ähnliches gilt in Bezug auf Leitungen: Eigene
des veräußernden Energieversorgungsunternehmens,
falls sie erhalten werden
müssen, und fremde, für die Leitungsrechte
bestehen. Hierbei zu beachten sind insbesondere
die Eigentumslage, grundbuchliche
Sicherungen, sowie vertragliche Vereinbarungen
oder Regelungen zu Nutzung und/
oder Unterhaltung. Vertragliche Vereinbarungen
gehen nicht automatisch auf einen
Erwerber über, weshalb gesonderter Regelungsbedarf
besteht. Fehlen grundbuchliche
Sicherungen eigener Leitungen, muss überlegt
werden, ob sie vor der Veräußerung geschaffen
werden müssen oder sollen.
2.2.2 Betreiberpflichten
Erst recht ist im Vertragswerk eine genaue
Regelung erforderlich, wenn der Erwerber
in die Erfüllung der Betreiberpflichten nach
Stilllegung eingebunden werden soll. Die
immissionsschutzrechtlichen Verpflichtungen
gehen nicht automatisch auf den Erwerber
über, falls dieser die Anlage nicht weiterbetreibt.
Die korrekte Erfüllung der Stilllegungspflichten
muss daher Vertragsbestandteil
sein, umgekehrt muss mit der Genehmigungsbehörde
geklärt sein, welches
Pflichtenheft abzuarbeiten ist. Allgemein
gilt dabei: Je weniger man mit der Umsetzung
zu tun haben möchte, desto mehr muss
im Voraus vertraglich geregelt werden.
Ohne klare vertragliche Regelungen besteht
die Gefahr von erheblichen finanziellen
Nachforderungen. Außerdem kann eine
„zweite Front“ zur Genehmigungsbehörde
entstehen. Nach Eigentumsübergang hat der
Betreiber aber auf den Standort keinen Zugriff
mehr, wenn er sich diesen nicht sichert.
Wenn die Behörde Anforderungen stellt, das
Eigentum aber Einwirkungsmöglichkeiten
fehlen, hat das Energieversorgungsunternehmen
ein Problem. Gibt man Eigentum ab,
dann gibt man zugleich grundsätzlich alle
Einflussmöglichkeiten ab. Was noch gebraucht
wird, muss gesichert werden.
2.2.3 Buchwerte
Ein Sonderproblem kann sich ergeben,
wenn die zu veräußernden Flurstücke mit
hohen Buchwerten der Bilanz geführt werden.
Dann stellt sich die Frage, ob sie zu einem
geringeren Preis veräußert werden
dürfen, ohne die Entscheidungsträger –
nach den gesellschaftsrechtlichen Bestimmungen
regelmäßig die Führungsspitze –
einem Untreuevorwurf auszusetzen. Ein
solches Geschäft lässt sich prinzipiell aus
unternehmerischen Gründen rechtlich
rechtfertigen, der Abwägungsprozess muss
aber dokumentiert werden. Außerdem kann
eine Veräußerung zu einem Preis unterhalb
des Buchwertes beihilferechtlich problematisch
werden, weil die Differenz zwischen
Buchwert und Kaufpreis als Beihilfe an den
Erwerber qualifiziert werden kann (Bekanntmachung
der Kommission zum Begriff
der staatlichen Beihilfe im Sinne des Artikels
107 Absatz 1 des Vertrags über die Arbeitsweise
der Europäischen Union [2016/C
262/01], Rn. 51 f.).
In diese Überlegungen muss der Aufwand
für Stilllegung und Rückbau einbezogen
werden; es sind nicht allein die Buchwerte
maßgeblich. Dies wirft freilich die Frage auf,
ob etwaige hohe Buchwerte nicht ohnehin
zu aktualisieren sind. Erst recht gilt dies,
wenn das Energieversorgungsunternehmen
den Rückbau selbst durchführt, denn dadurch
verändert sich der Grundbesitz und
kann ein Anlass für die Neubewertung entstehen.
2.3 Bodenveränderungen
Sollten sich Verunreinigungen auf den zu
veräußernden Flächen finden, so können
diese eine bodenschutzrechtliche Verantwortlichkeit
zur Sanierung auslösen, die
auch nach Veräußerung des Grundbesitzes
weiterbestünde. Der Verursacher schädlicher
Bodenveränderungen kann zur Sanierung
von den Behörden auch in Anspruch
genommen werden, wenn er das Eigentum
veräußert hat (§ 4 Abs. 3 BBodSchG). Das
lässt sich nicht verhindern, aber im Vertragswerk
muss geregelt werden, wer eine
etwaige Sanierung durchführt. Hieraus ergibt
sich nicht nur ein preisbildendes Element;
vielmehr muss die Erfüllung etwaiger
Sanierungspflichten im Fall eines Flächenverkaufs
auch nach dem Eigentumswechsel
gesichert werden.
Sind umfangreiche Sanierungsmaßnahmen
absehbar erforderlich, kann sich daraus ein
Hemmschuh für das Projekt ergeben, weil
ein Erwerber Rechtssicherheit haben möchte.
Dann kommt in Betracht, mit der Bodenschutzbehörde
über einen Sanierungsplan
und Sanierungsvertrag (dazu § 13 BBod-
SchG) zu verhandeln. Dieses Instrumentarium
ermöglicht eine verbindliche Festlegung,
durch welche behördliche Nachforderungen
ausgeschlossen werden können.
Möglich ist dabei, mehrere Parteien einzubinden,
so dass für alle Beteiligten Rechtssicherheit
geschaffen werden kann.
2.4 Folgenutzung
Der dritte Blick gilt der neuen Nutzung des
Kraftwerksstandortes. Falls dieser durch das
Energieversorgungsunternehmen selbst
weiter verwendet werden soll, geht es dabei
neben den üblichen Anlagenbauverträgen
„nur“ um genehmigungsrechtliche Fragen.
Eine neue Nutzung, etwa eine Änderung des
Brennstoffs auf Holzpelletfeuerung, stellt
sich rechtlich als wesentliche Änderung im
Sinne des § 16 BImSchG dar und erfordert
daher ein neues Genehmigungsverfahren.
Mit der Behörde diskutiert werden kann allerdings,
ob eine Öffentlichkeitsbeteiligung
notwendig ist (§ 16 Abs. 2 BImSchG, § 9
UVPG). Lässt sich das Vorhaben nicht mehr
als Änderung der Bestandsanlage darstellen,
dann werden aus immissionsschutzrechtlicher
Sicht Stilllegung des Bestandes
und Beantragung einer Neuanlage kombiniert,
und der genehmigungsrechtliche Aufwand
steigt. Daher bietet sich einen genaue
Analyse der rechtlichen Ausgangslage an:
Liegt für den gesamten Bestand eine einheitliche
Anlagengenehmigung vor? Können alternativ
einige von mehreren Bestandsgenehmigungen
als Grundlage für die Neuausrichtung
genutzt werden? Kommt in
Betracht, einen Standortvorbescheid (§ 9
Abs. 1 BImSchG) zu beantragen, um das Gesamtverfahren
besser zu strukturieren?
Falls das Gelände nicht für unternehmenseigene
Zwecke weiterverwendet werden soll,
muss sich der Betreiber rein rechtlich gesehen
nicht für die weitere Nutzung interessieren.
Da Energieversorgungsunternehmen
oft ein Stück weit unter einer Art öffentlicher
Beobachtung stehen und mit Erwartungshaltungen
konfrontiert sind, scheidet
eine „Egal-Haltung“ aber praktisch gesehen
aus. Sofern der Standort nicht komplett veräußert
wird, muss ohnehin geklärt werden,
welche Nachnutzung in der entstehenden
neuen Nachbarschaft toleriert werden kann
bzw. welche auf keinen Fall. Denn in der
Bauleitplanung, die durch die zuständige
Behörde erfolgt, wird das Energieversorgungsunternehmen
lediglich als Nachbar
beteiligt und kann sich insbesondere rechtlich
nicht auf informelle Absprachen mit der
Standortgemeinde berufen, die es manchmal
gibt – sie sind hilfreich, aber sie binden
die Gemeinde nicht. Im Gegenteil ist diese
gesetzlich verpflichtet, bei der Aufstellung
von Bebauungsplänen alle betroffenen Belange
gegen- und untereinander gerecht abzuwägen.
Theoretisch besteht – natürlich –
auch die Möglichkeit, den Flächennutzungsplan
zu ändern und die ehemalige Kraftwerksfläche
etwa für eine naturnahe Nutzung
vorzusehen, als potentielle
Ausgleichsflächen für andere Vorhaben zu
reservieren oder einer Ansiedlung von
Wohngebäuden anzubieten. Eine stärkere
Einflussnahme ist durch Aufstellung eines
vorhabenbezogenen Bebauungsplans
(§ 12 BauGB) möglich, welcher auf Initiative
des Vorhabenträgers als (Mit-)Planungsträger
erlassen wird. Darin können Festsetzungen
stärker mitbestimmt werden als bei
der rein kommunalen Bauleitplanung.
Etwaige Störungen des verbleibenden Betriebs
müssen so oder so möglichst wirksam
verhindert werden. Dies betrifft den Betrieb
vgbe energy journal 3 · 2022 | 35

vgbe-Workshop
Materials & Quality Assurance 2022
4 and 5 May 2022
Schloss Paffendorf in Bergheim/Germany or via Web-Meeting
vgbe–Workshop
Materials & Quality Assurance
The 6 th International VGB Workshop „Materials and Quality
Assurance“ takes place in Bergheim, Castle Paffendorf hosted by
RWE or via Web-Meeting.
Aim of the workshop is to permit results of advanced materials, welding
and quality assurance aspects.
The main topics are:
| Hydrogen l Damages l Material
The workshop is aimed at manufacturers, planners, operators, insurers
and experts interested in technology and its environment, researcher,
authorities and associations.
We look forward to seeing you in Bergheim/Germany
and online.
Take advantage of this opportunity for an extensive exchange
of experiences among professional colleagues!
Programme
Subject to change
WEDNESDAY, 4 MARCH 2022
08:00 Registration, Welcome-Coffee
09:00-
09:20
09:20-
09:40
09:40-
10:00
10:00-
10:30
In particular, we would like to thank
RWE Power AG for its support for
the organization of the event.
Opening
Dr Jörg Bareiß, EnBW Energie Baden-Württemberg AG,
Dr Frank Neumann, RWE Power AG, and
Jens Ganswind-Eyberg, VGB PowerTech e.V.
vgbe 2025
Dr Thomas Eck, VGB PowerTech e.V.
TC Material and Quality Assurance 2025
Dr Jörg Bareiß, EnBW Energie Baden-Württemberg AG,
and Dr Barbara Waldmann, RWE Power AG
Discussion
Dr Thomas Eck, VGB PowerTech e.V.
11:00-
11:20
11:20-
11:40
11:40-
12:00
12:00-
12:30
13:30-
13:50
13:50-
14:20
14:20-
14:40
14:40-
15:00
15:30-
15:50
Session „Hydrogen“
Moderator: Dr Frank Neumann, RWE Power AG
Challenges with metallic materials for the
transport and storage of hydrogen
Oded Sobol, Bundesanstalt für Materialforschung
und -prüfung
Material testing and modelling for safe design
and operation of components in hydrogen
transportation systems
Frank Schweizer, Ken Wackermann, Heiner Oesterlin
and Thorsten Michler,
Fraunhofer-Institut für Werkstoffmechanik IWM
Requirements of a plant operator for material
qualification with regard to H2 readiness
Dr Simon Heckmann,
RWE Technology International GmbH
Discussion
Session “Damages I”
Moderator: Dr Frank Neumann, RWE Power AG
Flexibility – Analysis of its effects on availability by
evaluation of the VGB database KISSY
Dr Jörg Bareiß, EnBW Energie Baden-Württemberg AG
Continuous monitoring of GFRP-components by
means of acoustic sensors
Dr Barbara Waldmann, RWE Power AG
Thermal ageing of stellited hollow cylinder
samples – VGB Research Project 416
Stephan Elsen-Humberg, RWE Power AG
Discussion
Session “Damages II”
Moderator: Dr Barbara Waldmann, RWE Power AG
Influence of a P92 typical post weld heat treatment
on the long-term properties of Alloy 617 at 600 °C
power plant operation
Dr Gerhard Maier, Dr Martin Widera, Dr Frank Neumann
and Dr Christoph Somsen,
Fraunhofer-Institut für Werkstoffmechanik IWM,
RWE Power AG, Ruhr Universität Bochum
Online Registration
https://register.vgbe.energy/20322/
Kontakt
Diana RInghoff | t +49 201 8128-232 |
e vgbe-material@vgbe.energy

15:50-
16:10
16:10-
16:30
16:30-
17:00
Erosion repair of ST LP casings
Ken Mitchell, RWE Generation UK
Development of weld repair techniques for
GT exhaust gas housings
Carlos Fernandes, RWE Generation UK
Discussion
18:30 Evening event
THURSDAY, 5 MAY 2022
08:30-
08:50
08:50-
09:10
09:10-
09:30
09:30-
10:00
10:30-
10:50
10:50-
11:10
11:10-
11:30
11:30-
11:50
11:50-
12:20
Session “Damages III”
Moderator: Dr Andreas Klenk,
Materialprüfungsanstalt Universität Stuttgart
Damages to drainage systems – current examples
and repair concepts
Dr Christian Ullrich, Rolf Glaser and Uwe Wegge,
vgbe energy service GmbH
Strain induced corrosion cracking as a relevant
failure mechanism in thermal power stations
Dr Mirko Bader, Uniper Kraftwerke GmbH
Deterioration at the boundary
GT outlet/HRSG inlet
Audrey Platon and Azadeh Stofer, EDF
Discussion
Session “Material I”
Moderator: Dr Mirko Bader, Uniper Kraftwerke GmbH
Highlights and selected results of the joint R&D
Project „VGB Calculation Methods“ including
perspectives on updates of the European standard
on calculation methods
Dr Jürgen Rudolph, Framatome GmbH
Creep-fatigue assessment of power plant steels –
recent achievements and current research
activities at Fraunhofer IWM
Dr Gerhard Maier, Hermann Riedel
and Heiner Oesterlin,
Fraunhofer-Institut für Werkstoffmechanik IWM
Creep fatigue behaviour of P92 welds
Thorben Bender, Dr Andreas Klenk and Stefan Weihe,
Materialprüfungsanstalt Universität Stuttgart
Using the remote diagnostic systems based on
virtual testing environment and digital twins to
lifetime assessment of power equipment
Dr Marcin Hatłas, Pro Novum Ltd
Discussion
13:20-
13:40
13:40-
14:00
14:00-
14:20
14:20-
14:40
14:40-
15:10
Session “Material II”
Moderator: Dr Jörg Bareiß,
EnBW Energie Baden-Württemberg AG
Review of the relevant knowledge
for martensitic steel grade as base for
a VGB-technical-scientific report
Dr Mirko Bader, Uniper Kraftwerke GmbH
Lifetime of dissimilar welds TP347H/P91
Audrey Platon and Azadeh Stofer, EDF
Test loop to assess component
creep fatigue behaviour
Dr Andreas Klenk, Dr Klaus Metzger and Frank Kluger,
Materialprüfungsanstalt Universität Stuttgart,
Grosskraftwerk Mannheim AG
Creep damage characterisation for lifetime
evaluation
Dr Andreas Klenk, Dr Annett Udoh, Rudi Scheck
and Magdalena Speicher,
Materialprüfungsanstalt Universität Stuttgart
Discussion
15:10 End of Workshop
Practical Information
VENUE (ON-SITE)
Schloss Paffendorf
Burggasse
50126 Bergheim, Germany
ONLINE REGISTRATION
https://register.vgbe.energy/20322/
CONDITIONS OF PARTICIPATION
Participation fee on-site:
| vgbe/VGB Member 780.- €
| vgbe/VGB Non-Member 990.- €
| University, public authorities, retired 300.- €
Participation fee online:
| vgbe/VGB Member 625.- €
| vgbe/VGB Non-Member 795.- €
| University, public authorities, retired 240.- €
PRIVACY POLICY & GENERAL TERMS
More details are available on the vgbe website at
www.vgbe.energy/en/conditions-of-participation-privacy-policy
* vgbe energy has been the new brand identity of
VGB PowerTech since September 2021.
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
be informed
www.vgbe.energy

Herausforderungen von Konversionsprojekten
der verbleibenden Produktions- und Nebenanlagen,
Leitungen, Fahrwege und Zugriffsrechte
auf Flächen, die zur Wartung erforderlich
sind. Gegenüber dem Erwerber ist
die Nachnutzung soweit möglich im Vertragswerk
abzusichern. Da vertragliche Regelungen
nur den Erwerber binden und sich
nicht auf langfristige Nutzer des (entwickelten
und weiterverkauften) Areals erstrecken,
müssen darüber hinaus bei Bedarf
langfristige Absicherungen zum Beispiel im
Grundbuch geschaffen werden. Dies betrifft
vor allem die Fälle, in denen das Energieversorgungsunternehmen
nicht an der Auswahl
der Nachnutzer beteiligt wird.
3 Teilveräußerung
Besondere Herausforderungen entstehen,
wenn der Standort nur teilweise aufgegeben
werden soll. Historisch können sich innerhalb
der Kraftwerksanlagen unterschiedliche
technische Einrichtungen etabliert haben,
die nur teilweise abgebaut werden sollen,
etwa bei Standorten mit paralleler
Gas- und Kohleverstromung. Darüber hinaus
können sich Nutzungen außerhalb der
Kraftwerkstechnik etabliert haben, die Synergien
ausnutzen. Dann setzt eine Teilveräußerung
voraus, technische Gemengelagen
zu entflechten. Unbedingt muss dazu das
unternehmenseigene Wissen gehoben werden:
Welche technischen Verbindungen gibt
es? Wie greift ein Teil in den anderen? Wo
gab es in der Vergangenheit Probleme? Wo
verlaufen welche Leitungen?
3.1 Genehmigungsrecht
Eine technische Entflechtung kann zu genehmigungsrelevanten
Änderungen der
BImSch-Anlagen führen, beispielsweise
durch eine neue Abgasführung infolge des
Rückbaus von Kaminen, durch Anpassung
von Steuerungstechnik oder Umlegen von
auf Leitungen. Wesentliche Änderungen
sind genehmigungsbedürftig, unwesentliche
anzeigepflichtig (§§ 15, 16 BImSchG).
Außerdem können sich während der Entflechtung
störfallrelevante Änderungen an
nicht-genehmigungsbedürftigen Anlagen
ergeben, die dem Anzeige- und Zulassungsverfahren
der §§ 23a, 23b BImSchG unterliegen.
Außerhalb des Immissionsschutzrechts
können baurechtliche Genehmigungserfordernisse
bestehen, etwa zu
Umnutzung und Rückbau. Auch bei wasserrechtlichen
Erlaubnissen kann Anpassungsbedarf
entstehen, sofern etwa Entnahmeoder
Einleitzwecke sowie Mengengerüste an
die kraftwerkstechnischen Anlagen geknüpft
sind. Auch hier bestehen emissionsrechtliche
Anzeige- (§ 4 Abs. 4 TEHG) und
Mitteilungspflichten (§ 22 ZUV 2020) sowie
ggf. Mitteilungspflichten bei Veränderungen
der Betriebsorganisation (§ 52b BImSchG).
3.2 Schutz von Anlagen und Betrieb
Der Rückbau darf die verbleibenden Anlagen
nicht physisch gefährden. Das kann bei
engen baulichen Verhältnissen technisch
anspruchsvoll sein, zumal, wenn große
Bauwerke niedergelegt werden müssen.
Nicht nur mit Blick auf die technische Entflechtung,
sondern auch zum Schutz anderer
Objekte müssen die Anforderungen daher
genau ermittelt und vertraglich fixiert
werden: Reicht eine allgemeine Pflicht
zum schonenden Rückbau, oder müssen
genaue Vorgehensweisen gefordert werden,
ggf. auf Grundlage von Standsicherheits-
und Erschütterungsgutachten? Möchte
das Energieversorgungsunternehmen
an Planung und Durchführung des Rückbaus
mitwirken, oder genügen Garantien
und Schadensersatzansprüche? Soll eine
gemeinsame Beweissicherung stattfinden,
soll sie als verbindlicher Maßstab dienen
(dann muss sie vollständig sein)? Müssen
Arbeits- und Lagerflächen definiert
werden?
Auch nach der Rückbauphase darf die
Nachnutzung den Betrieb der verbleibenden
Kraftwerksanlagen nicht einschränken.
Das betrifft zunächst grundlegende Gesichtspunkte
wie Fahrwege und Leitungsrechte.
Darüber hinaus muss die Duldung
von Immissionen vereinbart werden. Da die
späteren Nachbarn regelmäßig nicht mit
dem unmittelbaren Investor identisch und
damit nicht direkte Vertragspartner des
Energieversorgungsunternehmens sind,
müssen Duldungsdienstbarkeiten oder ähnliche
Sicherungen im Grundbuch festgeschrieben
werden. Das kann, zur weiteren
Absicherung, auch schon vor Eigentumsübergang
passieren. Erst recht wichtig sind
solche Schritte, wenn sich das Energieversorgungsunternehmen
nicht an der Entwicklung
der abzugebenden Teilfläche beteiligen
möchte und daher nicht einwirken
kann.
Achtungsabstände sind aus Sicht des Erwerbers
interessant, weil die bestehenden Anlagen
Bestandsschutz genießen und weil
§ 50 BImSchG Ansiedlungsmöglichkeiten
beschränkt: Bei raumbedeutsamen Planungen,
wozu auch die Aufstellung von Bebauungsplänen
gehört, sind Flächen einander
so zuzuordnen, dass Wohn- und andere
schutzbedürftige Gebiete möglichst wenig
schädlichen Umwelteinwirkungen und
Störfallrisiken ausgesetzt sind. Aber für
eventuelle Betriebserweiterungen oder
Neuanlagen muss auch das Energieversorgungsunternehmen
bedenken, dass Ansiedlungen
in der Nachbarschaft zu Schwierigkeiten
führen können. Denn § 50 BImSchG
gilt nicht nur für Planungen, sondern auch
für raumbedeutsame Maßnahmen, und
auf Grundlage der Rechtsprechung des
EuGH (Urteil des EuGH v. 15.9.2011 in der
Rechtssache C-53/10 – Mücksch) gehören
dazu nach Art. 13 Abs. 2 der Seveso III-
Richtlinie auch immissionsschutzrechtliche
Zulassungsverfahren. Näheres zu Abständen
findet sich im KAS-Leitfaden 18, ferner
gibt es nach wie vor Überlegungen zu einer
TA Abstand.
4 Projektmanagement
Erfahrungen aus dem juristischen Projektmanagement
zeigen, dass häufig unterschätzt
wird, wie viele Einzelfragen entschieden
werden und wieviel Unterlagen
zusammengestellt werden müssen, um Anträge
zu stellen und Kaufinteressenten zu
informieren. Da alle Projekte ein Eigenleben
führen, muss man dem mit einer gewissen
Gelassenheit und der Bereitschaft begegnen,
Probleme zu lösen, wenn sie auftreten.
Nicht alles muss aus rechtlicher Sicht zu Beginn
bis ins letzte Detail durchdacht sein.
Anders gesagt: Man kann jedes Projekt zu
Tode verwalten. Bewährte Steuerungsmittel
sind To-do-Listen und regelmäßige Projektgespräche
mit klarer Agenda.
Wenn das Energieversorgungsunternehmen
in eine kommunale Eignerstruktur eingebunden
oder Sektorenauftraggeber (§ 100
Abs. 1 Nr. 2 GWB) ist, kann je nach den beabsichtigten
Geschäftsinhalten ein förmliches
Vergabeverfahren erforderlich sein.
Unabhängig von einer rechtlichen Pflicht
wird das Projekt aber schon deshalb regelmäßig,
auch außerhalb der vergaberechtlichen
Bestimmungen, ausgeschrieben werden,
um interessante Projektpartner zu finden.
Auch wenn dann rechtlich größere
Freiheit herrscht, bieten sich vergaberechtliche
Grundsätze wie Transparenz und Diskriminierungsfreiheit
als Orientierungshilfe
an, um Interessenten fair zu behandeln.
Je nach Anzahl potentieller Interessenten
für einen (Teil)erwerb bietet sich eine erste
Auswahl anhand indikativer Angebote an.
Darin können nicht nur Preisvorstellungen
abgefragt werden, sondern auch die beabsichtigte
Herangehensweise und Skizzen
von Nachnutzungskonzepten. Diese erste
Phase eignet sich auch dazu, unverrückbare
Anforderungen zu verdeutlichen, um ungeeignete
Bieter abzuschrecken. Konkrete Gespräche
sollten möglichst erst nach Verengung
des Interessentenkreises stattfinden,
um den Aufwand vertretbar zu halten. Über
konkrete juristische Vertragsformulierungen
muss ohnehin erst gesprochen werden,
wenn konzeptuelle Einigkeit über das Geschäft
besteht; man beißt sich sonst zu früh
an Details fest.
5 Zusammenfassung
Konversionsprojekte blicken janusköpfig auf
Vergangenheit und Zukunft zugleich. Einen
Umbruch sauber zu bewältigen, ist nicht
nur, aber auch eine juristische Herausforderung.
Rechtlich machbar ist vieles. Am wichtigsten
ist aber wertschätzender Optimismus:
Es gilt, die Vergangenheit abzuschließen
– erst dadurch wird sie zur Vergangenheit
und im besten Fall zu etwas, auf das
man beim Öffnen der Tür in die Zukunft zufrieden
und etwas nostalgisch zurückblicken
darf.
l
38 | vgbe energy journal 3 · 2022

Gibt es Zukunft für Kohlekraftwerke ohne Kohle?
Gibt es Zukunft für
Kohlekraftwerke ohne Kohle?
Hellmuth Brüggemann, Reinhard Gollnick und Michael Weisenburger
Abstract
Is there a future for coal-fired power
plants without coal?
In Germany, the phase-out of coal-fired power
generation is being pushed increasingly hard
as part of the energy transition in order to
achieve the German government’s goals of climate
neutrality by 2045. This is associated
with a considerable reduction in CO 2 emissions.
Existing capacities at currently operating
coal-fired power plants will be phased out according
to a fixed phase-out plan of “kraftwerksscharf”
for lignite-fired power plants,
and according to an auction procedure for
hard coal. However, power plant closures to
date show that not only the longest-serving
power plants with low efficiencies, but also
modern, ultra-supercritical plants with the
highest efficiencies are awarded the contract
for decommissioning. At the same time, as the
share of electricity generation from renewable
Autoren
Hellmuth Brüggemann
Reinhard Gollnick
Michael Weisenburger
GE Power
Stuttgart, Deutschland
Vortrag gehalten auf dem
53. Kraftwerkstechnischen
Kolloquium, Dresden,
5. und 6. Oktober 2021.
Mit freundlicher Genehmigung
der Veranstalter.
Im Zuge des gewünschten Ausstiegs aus der
Verstromung von festen fossilen Brennstoffen
Braunkohle und Steinkohle hatten Bundestag
und Bundesrat im Sommer 2020
nach dem Atomausstiegsgesetz auch den
Ausstieg aus der Kohleverstromung per Gesetz
am 3. Juli beschlossen und auf den Weg
gebracht. Bis 2038 soll die Förderung und
Verstromung der fossilen Energieträger
schrittweise beendet werden. Für Braunkohle
gibt es einen für jedes Kraftwerk festgelegten
Fahrplan mit konkreten Abschaltenergy,
photovoltaics and wind energy, increases,
so does the demand on the remaining
or newly constructed plants for grid stabilisation.
For this purpose, new open gas turbines,
so-called “peakers”, are currently being built,
which have the task of being quickly available
and covering the demand for electricity for a
limited time, which the renewable ones cannot
cover due to unfavourable weather conditions,
e.g. because of no wind or heavy cloud cover.
Biomass is already being used thermally together
with coal to reduce the CO 2 emissions of
coal-fired power plants. In addition to wood
pellets, which are traded worldwide, biomass
residues from the agricultural industry, such
as pellets from sunflower seed shells, are increasingly
being used. Other concepts envisage
using existing power plants formerly designed
for coal by converting them to natural gas for
further use as grid stabilisation plants on the
capacity market, while at the same time saving
CO 2 . The advantage lies in the use of existing
infrastructure, such as grid connection as
well as generator and turbine: the existing
steam generator can be converted to natural
gas operation with comparatively low investment,
often while retaining full load capability.
Compared to a gas turbine plant, the conversion
costs are lower and the conversion can
be carried out more quickly.
l
1 Zusammenfassung
In Deutschland wird im Rahmen der Energiewende
der Ausstieg aus der Kohleverstromung
zunehmend stark vorangetrieben, um
die Ziele der Klimaneutralität der Bundesregierung
bis 2045 zu erreichen. Dies ist mit
einem erheblichen Rückgang von CO 2 -Emissionen
verbunden.
Bestehende Kapazitäten bei den derzeit betriebenen
Kohlekraftwerken werden nach
einem festen Ausstiegsplan „kraftwerksscharf“
bei Anlagen der Braunkohleverstromung,
und nach einem Auktionsverfahren
bei der Steinkohle abgebaut. Bisherige Stilllegungen
von Kraftwerken zeigen jedoch,
dass nicht nur die dienstältesten Kraftwerke
mit geringen Wirkungsgraden, sondern
auch moderne, ultraüberkritische Anlagen
mit höchsten Wirkungsgraden den Zuschlag
zur Stilllegung erhalten. Gleichzeitig steigt
mit immer höherem Anteil an Stromerzeugung
aus erneuerbarer Energie, Photovoltaik
und Windenergie, auch die Anforderung
an die verbleibenden oder neu zu errichtenden
Anlagen zur Netzstabilisierung. Derzeit
werden zu diesem Zweck neue offene Gasturbinen,
sogenannte „Peaker“ errichtet, die
die Aufgabe haben schnell verfügbar zu sein
und für begrenzte Zeit den Bedarf an Elektrizität
zu decken, den die Erneuerbaren aufgrund
ungünstiger Wetterlage z.B. wegen
Windstille oder starker Bewölkung nicht
decken können.
Zur Senkung des CO 2 -Ausstoßes von Kohlekraftwerken
wird bereits Biomasse mit Kohle
gemeinsam thermisch genutzt. Vermehrt
kommen dabei neben den weltweit gehandelten
Holzpellets auch Biomassen als Reststoffe
aus der Agrarindustrie, wie zum Beispiel
Pellets aus Sonnenblumenkernschalen
zum Einsatz. Andere Konzepte sehen vor,
bestehende ehemalig für Kohle ausgelegte
Kraftwerke, durch die Umrüstung auf Erdgas
einer weiteren Nutzung als Netzstabilisierungsanlage
auf dem Kapazitätsmarkt
einzusetzen und dabei gleichzeitig CO 2 einzusparen.
Der Vorteil besteht in der Nutzung
vorhandener Infrastruktur, wie Netzanbindung
sowie Generator und Turbine: Der vorhandene
Dampferzeuger kann mit vergleichsweise
geringen Investitionen auf Erdgasbetrieb,
oft unter Beibehaltung der
Volllastfähigkeit umgebaut werden. Im Vergleich
zu einer Gasturbinenanlage sind die
Umbaukosten geringer und die Umrüstung
kann schneller erfolgen.
2 Ausstieg aus der
Kohleverstromung
39 | vgbe energy journal
vgbe energy journal 3 · 2022 | 39

Gibt es Zukunft für Kohlekraftwerke ohne Kohle?
zeitpunkten und entsprechenden Entschädigungen
für Unternehmen, da die Förderung
in Tagebaubetrieben angeschlossen und damit
betroffen ist.
In Bezug auf den Brennstoff Steinkohle, die
in Deutschland nicht mehr gefördert und
bereits seit einiger Zeit überwiegend weltweit
importiert wird, werden Kraftwerke
über Jahre hinweg in mehreren Auktionen
aus dem Markt gebracht. Die Betreiber ermitteln
im Vorfeld eine Entschädigungssumme
für diese Kraftwerke und steigen
damit in die Stilllegungsauktion ein. Den
Zuschlag erhalten die Kraftwerke mit den
geringsten Entschädigungskosten.
Zeitgleich zum Ausstieg treibt die Bundesregierung
den Ausbau der Erneuerbaren Energien
voran. Kohleausstieg, Strukturstärkung
und Ausbau von Wind- und Sonnenenergie
sollen so gemeinsam die Basis für einen verlässlichen,
sozialverträglichen und rechtssicheren
Kohleausstieg bilden. Seit 2016 bis
Ende 2020 wurden in Deutschland fossil
betriebene Kraftwerke mit einer Leistung
von über 11 GW stillgelegt. Das lässt sich der
Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur entnehmen.
Dieser Vorgang wird sich auch ab
2021 in dieser Weise weiter fortsetzen.
B i l d 1 zeigt den geplanten Verlauf der verbleibenden
Kohlekraftwerkskapazität in
Deutschland bis zum Jahr 2038 [1].
3 Einsatz von Biomasse
Stroh Pellets
Sägespäne oder Holzpellets
Bild 2. In Kraftwerken eingesetzte Biomassen.
Beim Bestreben den CO 2 -Footprint der Kohlekraftwerke
zu senken und damit CO 2 -Zertifikate
einzusparen, spielt die Mitverbrennung
von Biomassen eine zunehmende Rolle,
siehe B i l d 2 .
Allerdings ist die Mitverbrennung von den
meistgehandelten Holzpellets bei derzeitigen
Rahmenbedingungen und heute geltenden
CO 2 -Kosten ohne Subventionen nicht
wirtschaftlich. Technisch hingegen ist die
Trocknung, Mahlung und Verbrennung für
Sonnenblumenschalen (Pellets oder Natur)
Zellstoff Briquettes
viele verfügbare Biomassen machbar. Je
nach Art und Anlieferungszustand der Biomasse
ist eine Vermahlung in den bestehenden
Kohlemühlen, ggf. unter Verwendung
von Einbauten in die Mühle nach der Ertüchtigung
hinsichtlich Ex-Schutz und Anpassung
der Betriebsweise der Mühlen möglich.
Es gibt im Wesentlichen folgende Konzepte
der thermischen Biomassenutzung.
45
Kraftwerke am Strommarkt nach BNetzA inkl. Datteln IV
Kapazitätsangaben beziehen sich
auf das jeweilige Jahresende
40
Zielwert KWSB
30 Gigawatt mit je
15 Gigawatt Braun- und
Steinkohle
Steinkohle
Braunkohle
Zielpfad Kohleausstiegsgesetz
Verbleibende Kohlekraftwerkskapazität in Gigawatt
35
30
25
20
15
10
5
21,6
17,6
18,1 17,8
16,1
16,8
15,0
12,4
Sonderausschreibungen
Kompensation Datteln IV
10,9
15,0 14,9 14,9
9,9 9,5
Ausschreibung der
zur Zielerreichung
2030 fehlenden
Gesamtkapazität bei
Steinkohle
8,0
14,0 14,0 13,4
8,0
11,8
8,0 8,0
Zielwert KWSB
17 Gigawatt mit
9 Gigawatt Braun- und
8 Gigawatt Steinkohle
6,1
3,9
1,8
8,9 8,8 8,8 8,8 8,8
Der Ausstiegspfad nach 2030
kann durch ein Vorziehen
des Ausstiegsdatums auf
2035 steiler verlaufen
0,6
7,9
0,2 0,0 0,0
6,2 6,2 6,2
0
0,0
Basis 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2931 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038
Bild 1. Geplanter Abbauverlauf der verbleibenden Kohlekraftwerkskapazität [1].
40 | vgbe energy journal 3 · 2022

Gibt es Zukunft für Kohlekraftwerke ohne Kohle?
3.1 Mischung von Biomasse und
Kohle zu vorhandenen
Mühlen
Bei diesem Konzept wird die Biomasse der
Kohle zugegeben und mit der Kohle getrocknet
und vermahlen (B i l d 3 ). Dabei werden
an der Mühle nur unwesentliche Änderungen
vorgenommen. Der Zusatzaufwand
bleibt mit Ausnahme von Lagerung und Zuteilung
der Biomasse relativ gering. Bei diesem
Konzept lassen sich bei Aufgabe der
Mischung auf alle Mühlen, abhängig von
Heizwert der Biomassen bis ca. 20 % Anteil
der eingebrachten Energie durch Biomasse
ersetzen. Jedoch müssen Ex-Schutzmaßnahmen
für alle Mühlen vorgesehen werden,
die mit der Biomasse-Kohle-Mischung
beaufschlagt werden.
Biomass
Coal
Mill
Coal
burner
Bild 3. Mischung von Kohle und Biomasse vor
vorhandenen Mühlen.
3.2 Nutzung einer vorhandenen
Kohlemühle zur
Biomassemahlung
Gemäß diesem Konzept (B i l d 4 ) wird eine
(oder mehrere) Mühlen für den alleinigen
Brennstoff Biomasse angepasst. Durch die
Anpassung der Fahrweise, Mahldruck, Lufttemperatur,
Sichtertemperatur und Sichterdrehzahl
ist eine gezieltere Aufbereitung der
Biomasse unter Berücksichtigung der jeweiligen
Eigenschaften möglich. Dieses Konzept
erlaubt höhere Wärmeanteile eingesetzter
Biomasse von bis zu 25 % bei Umrüstung
einer von 4 Betriebsmühlen ohne den
Betrieb der Anlage merkbar zu beeinträchtigen.
Notwendige Veränderungen hinsichtlich
Ex-Schutz oder Einbauten zur Strömungsleitung
beschränken sich auf die für
den Einsatz von Biomasse vorgesehene Anzahl
von Mühlen. Bei Umsetzung dieses Konzeptes
für alle Betriebsmühlen ist ein vollständiger
Ersatz der Kohle durch geeignete
Biomassen wie z.B. Holzpellets möglich.
3.3 Neue zusätzliche
Biomasse-Mühle
Biomass
Coal
Biomass
milling plant
Coal mill
Coal
burner
Bild 5. Einbindung spezieller Mühlen für
Biomasse und Einbindung in das
vorhandene Brennstoffsystem.
nen. Derartige Mühlen vom Typ Siebhammermühlen
oder Schneidmühlen müssen in
das vorhandene Brennstoffsystem eingebunden
werden und der aufbereitete Brennstoff
entweder vor dem Brenner oder in einen speziellen
Biomassebrenner in die Brennkammer
eingebracht werden (B i l d 5 ).
4 Umbau Kohlekraftwerk
zum Gaskraftwerk
Der Brennstoff Kohle ist wegen seiner hohen
spezifischen CO 2 -Emission stark in die öffentliche
Diskussion geraten. Ein Ersatz
durch den Brennstoff Erdgas mit geringeren
spezifischen Emissionen hilft den CO 2 -Ausstoß
zu reduzieren. Soll der Kraftwerksstandort
„kohlefrei“ werden, so bietet sich
die Umstellung des Kohlekraftwerkes auf
Bestimmte Arten von Biomassen lassen sich
nicht mit herkömmlichen Kohlemühlen aufbereiten,
weil sie zum Beispiel zu faserig
oder strohartig sind. Hier ist ein Wechsel der
Zerkleinerungsmethode von „Scheren“ und
„Schlagen“ auf „Schneiden“ notwendig, da
anders die Fasern nicht wirkungsvoll auf das
notwendige Maß zerkleinert werden könden
politisch akzeptableren Brennstoff Erdgas
an. Abhängig vom gewünschten Aufwand
und verfügbaren Investitionsbudgets
können Mühlen, Bunker und Staubleitungen
auf der Anlage verbleiben und moderne
Gasbrenner in die Brennkammer integriert
werden. Derartige Umbauten sind sowohl
für Steinkohle- als auch für Braunkohlekraftwerke
technisch möglich. Beide Umbaukonzepte
halten die derzeit für Gas relevanten
Emissionsgrenzwerte von 100 mg/
Nm 3 rel. 3 % O 2 trocken für NOx sowie
40 mg/Nm³ rel. 3% O 2 trocken für CO ein.
Die größte Herausforderung bildet dabei,
der bei Einsatz von Erdgas deutlich geringere
entstehende Rauchgasmassenstrom. Dieser
sorgt dafür, dass die ursprüngliche während
der Auslegung festgelegte Aufteilung
der Verdampfer- und Überhitzerflächen
nicht mehr passen. Der Lösungsansatz sieht
neben Modifikationen der Anlage eine Erhöhung
des Rauchgasmassenstromes in die
Nähe des damaligen Wertes bei der Verbrennung
von Kohle vor. Im Folgenden sind am
Beispiel eines Braunkohledampferzeugers
für bulgarische Braunkohle zwei grundsätzlich
unterschiedliche Konzepte vorgestellt.
4.1 Umbauvariante erhöhter
Luftüberschuß
Wesentlicher Ausgangspunkt bei den Konzeptüberlegungen
bildet das gegenüber der
Verbrennung von Braunkohle bei Erdgas
stark reduzierte Rauchgasvolumen sowie
die erhöhte adiabate Verbrennungstemperatur.
Beide Faktoren führen zu einer Verschiebung
der Wärmeaufnahmen hin zum
Verdampfer, mit dem Resultat, dass die für
Volllast notwendige Dampfmenge zwar produziert,
die angestrebten Dampftemperaturen
der HD- und ZÜ-Schiene aber bei Weitem
nicht erreicht werden können. Zur Erhöhung
der Rauchgasmenge und Kühlung
Biomass
Biomass
burner
Biomass
milling plant
Coal
Coal
burner
Coal mill
Bild 4. Umrüstung einer oder mehrerer Kohlemühlen
auf reine Biomassemahlung.
Bild 6. Umbauvariante hoher Luftüberschuss mit Zusatz SCR und Kanäle (rot und blau dargestellt).
vgbe energy journal 3 · 2022 | 41

Gibt es Zukunft für Kohlekraftwerke ohne Kohle?
Bild 7. Umbauvariante Kaltgasrezirkulation mit Zusatz Rezirkulationssystem (gold) und Kanäle (rot und blau dargestellt).
der adiabaten Verbrennungstemperatur und
damit teilweisen Korrektur der verschobenen
Wärmeaufnahmen zwischen Verdampfer
und Konvektionsteil wird der Verbrennungsluftüberschuss
bei dieser Variante
deutlich von 1,2 bei Braunkohle auf 1,5 bei
Erdgas erhöht. Trotz dieser Anpassungsmaßnahme
kann jedoch das bestehende
Druckteil noch nicht ganz die früheren ZÜ-
Parameter erreichen. Nur durch einen Ersatz
der Glattrohrbündel des ZÜ1 durch Rippenrohre
kann die volle ZÜ-Austrittstemperatur
wieder erreicht werden. Die Erhöhung
des Luftüberschusses bei Verbrennung von
Erdgas zieht jedoch den Nachteil des Anstiegs
von NOx nach sich. Deswegen muss
bei diesem Konzept eine Katalysatoranlage
mit einer aktiven Lage, sowie einer Leerlage
nachgerüstet werden, was die Umrüstkosten
deutlich erhöht (B i l d 6 ).
4.2 Umbauvariante
Kaltgasrezirkulation
Bei dieser Umbauvarianten werden, anders
als bei der Varianten mit erhöhter Verbrennungsluftmenge,
Rauchgase nach dem Luftvorwärmer
entnommen und in den Feuerraum
geführt (B i l d 7 ). Diese Menge beträgt
in diesem Fall bis zu 37 % und wird
durch zusätzlich zu schaffende Öffnungen
in die Brennkammer, sowie durch Mischung
mit der Verbrennungsluft am Brenner eingebracht.
Auf diese Weise kann das durch die
Umrüstung verschobene Verhältnis der Wärmeübertragung
an Verdampfer- und Überhitzerheizflächen
wieder verbessert werden.
Durch diese Anpassungsmaßnahme
kann jedoch auch bei dieser Lösungsvarianten
das bestehende Druckteil noch nicht die
früheren ZÜ-Parameter erreichen. Auch hier
muss der ZÜ1 durch Rippenrohre ersetzt
werden und damit kann die volle ZÜ-Austrittstemperatur
wieder erreicht werden.
Zur Einhaltung der NOx-Emissionen wird
kein Katalysator benötigt, da durch die Kaltgasbeimischung
zur Verbrennungsluft bereits
die Emissionen primärseitig, das heißt
mit reinen feuerungstechnischen Maßnahmen
eingehalten werden können. Jedoch ist
die Menge des rückzuführenden Kaltgas mit
bis zu 37 % der gesamten Abgasmenge recht
groß, so dass große Kanäle vom Ende der
Anlage bis zum Dampferzeuger zurückgeführt
und in die Anlage integriert werden
müssen. Zusätzlich werden zur Überwindung
des Druckverlustes und Absicherung
des Normalbetriebes 2 Rezirkulationsgebläse
vorgesehen.
4.3 Vergleich der beiden Optionen
Durch die Ausarbeitung der beiden Konzepte
wird deutlich, dass eine Braunkohlenanlage
nach beiden Konzepten sinnvoll umgebaut
werden kann. In Ta b e l l e 1 ist der
Unterschied der beiden Konzepte nochmals
gegenübergestellt.
Bei beiden Konzepten ist jedoch der Austausch
des ZÜ 1 durch eine effektivere Fläche
mit Rippenrohren notwendig, um die
volle ZÜ-Austrittstemperatur sowie eine
Tab. 1. Übersicht der zwei Konzepte für Braunkohlenanlagen
Temperaturkonstanz im Lastbereich von
100 bis 70 % zu erhalten. Der Temperaturbereich
mit einer vollen HD-Temperatur geht
bis auf 40 % herunter. Nach beiden Konzepten
betrachtet, bleibt die Anlage vollastfähig.
Der eingesparte CO 2 -Massenstrom beträgt
im Vollastbetrieb der Anlage bei Erdgas
im Vergleich zur Referenzkohle in
beiden Fällen rund 40 %, wobei das Konzept
1 mit erhöhtem Luftüberschuß wegen
des etwas besseren Kesselwirkungsgrad einen
entsprechend besseren Reduktionswert
erreicht.
Als Unwägbarkeit während der Konzepterstellung
wurde die Einschätzung der bereits
mit Braunkohle verschmutzten Heizflächen
der Brennkammer sowie Nachschaltheizflächen
angesehen. Hier ist die Frage, wie sehr
sich ein zwar gereinigter, jedoch nicht völlig
blanker Kessel hinsichtlich seiner Verschmutzungsfaktoren
darstellt. Mittels Sensitivitätsanalyse
wurde herausgearbeitet,
dass bei zwar nicht wahrscheinlichem, aber
Konzept 1 Konzept 2
Luftüberschuß am BK-Ende 1,50 1,10
Low-NOx Erdgasbrenner 16 (Heißluft) 16 (Heißluft/Kaltgas)
Kaltgasrezirkulation Nein 27 % zu Erdgasbrennern,
bis 10 % zu 2 existierenden
Ölbrennern
2 x 50 % Kaltgasgebläse ,
Kanalsystem ca. 900 kW
Eigenbedarferhöhung
Luftstufung mit neuer ABL 3 Ja Ja
Verwendung von vorhandenen
Brennkammer-Öffnungen
Verwendung von
Nachbrennrost
Primär-Emissionen
(@3% O 2 , stp, dry)
SCR System
Rostluft, Wandluft,
Kohlebrennerluftdüsen,
2 von 4 Ölbrennern
Gekühlt mit Heißluft

Gibt es Zukunft für Kohlekraftwerke ohne Kohle?
möglichem sehr sauberen Anlagenzustand
zu viel Wärme an die Verdampferwände abgegeben
werden und wiederum nicht genug
Wärmeenergie für die Erreichung der Auslegungsdampftemperaturen
übrigbleibt. Da
bei diesem Fall bereits das Konzept realisiert
wäre und sich das Problem erst später darstellt,
wurde zur Konzeptabsicherung eine
Abstampfung der Verdampferfläche erwogen,
die jederzeit später im Betrieb der Anlage
vorgenommen werden kann.
Zu bemerken ist, dass durch die Umrüstmaßnahmen
von Braunkohle auf Erdgas der
Kessel- und damit der Gesamtwirkungsgrad
verbessert wird. Da bei dem Konzept 1 insgesamt
zwar ein höherer Luftüberschuß gewählt
wurde, jedoch sich durch die im Vergleich
zu Konzept 2 deutlich niedrigere Abgastemperatur
von 105 °C gegenüber 145 °C
ergibt, schneidet der Wirkungsgrad der Varianten
1 insgesamt 0,5 % besser ab. Bei der
Bewertung der Kosten schneidet Variante 1
dagegen im Vergleich zu Variante 2 schlechter
ab. Variante 1 hat wegen dem aufwändigen
Stahlbau sowie dem Katalysator mit
Modulen und Gehäuse ca. 15 bis 20 % höhere
Kosten in der Zusammenstellung zu verzeichnen.
Es bleibt nun einer sorgfältigen Betrachtung
der zukünftigen Betriebsweise der Anlage
mit Berücksichtigung der Laufzeit sowie der
Jahresbetriebsstunden überlassen, welche
der beiden ausgearbeiteten Konzepte mehr
Vorteile bietet. Es ist jedoch zu erwarten,
dass bei langer Nutzung mit mittleren Einsatzzeiten
pro Jahr der Anlage die Vorteile
bei der Varianten 1 entstehen. Bei relativ
wenigen Jahresbetriebsstunden und kurzer
geplanter Restlaufzeit, wird ein Konzeptvorteil
eher bei der Varianten 2 zu sehen sein.
Generell können beide Konzepte wegen des
deutlich geringeren Preises im Vergleich zu
einer Neuanlage oder einer neu zu erstellenden
offenen Gasturbinenanlage „Peaker“
eine interessante Alternative darstellen. Die
weitere Nutzung bereits getätigter Investitionen
und der Einsatz vorhandener Komponenten
bringt darüber hinaus einen bemerkenswerten
Mehrwert.
5 Zusammenfassung und
Ausblick
Die Energiewende mit dem Bestreben nach
dem schrittweisen Ausstieg aus der Kohleverstromung
sowie der Debatte zur Einhaltung
der Klimaziele sorgen für Überlegungen
zu Nutzung abgeschalteter Kohlekraftwerke,
die einst mit hohen Investitionskosten
errichtet worden sind.
Einen Beitrag zur Senkung der CO 2 -Emissionen
lässt sich durch die Mitverbrennung
von Biomasse erreichen. Zahlreiche realisierte
Projekte mit Mitverbrennung verschiedenster
Biomassen wie Holzpellets,
Pellets aus Sonnenblumenschalen, Zellulosepresslinge
und Sägespäne haben gezeigt,
dass großtechnisch die Mitverbrennung realisierbar
ist. Bei geeigneter Brennstoffqualität
ist ein vollständiger Ersatz der Kohle
möglich und damit ein CO 2 -neutraler Betrieb
möglich.
Vielfach ist die Menge der verfügbaren Biomasse
nicht ausreichend oder die Beschaffung
zu kostenintensiv, sodass andere Wege
„aus der Kohle“ beschritten werden müssen.
Bei ausreichender Verfügbarkeit von Erdgas
lassen sich bestehende Kohlekraftwerke
vollständig umrüsten und dabei die Vollastfähigkeit
vielfach aufrechterhalten. Da der
Einsatz dieser umgerüsteten Anlagen zur
Netzstabilisierung oder im Kapazitätsmarkt
zu sehen sind ist das Ziel die Umrüstkosten
gering zu halten und entsprechend dem zukünftigen
Einsatzplan dennoch einen Betrieb
mit so hohen als wirtschaftlich möglichen
Wirkungsgraden zu ermöglichen. Anhand
von Untersuchungen lässt sich zeigen,
dass sowohl Braun- als auch Steinkohledampferzeuger
gemäß zweier grundsätzlicher
Konzepte nämlich dem „Konzept mit
erhöhtem Luftüberschuss“ und dem „Konzept
mit Kaltgasrezirkulation“ umgerüstet
werden können.
Bei dem gewählten Beispiel eines bulgarischen
Braunkohledampferzeuger zeigte sich
ein Trend hin zum „Konzept mit Kaltgasrezirkulation“
wegen der geringeren Umbaukosten
als vorteilhaft. Bei Steinkohlenanlagen
hingegen wird der Trend hin zum „Konzept
mit erhöhtem Luftüberschuss“ gehen,
da keine zusätzlichen Kosten für die SCR
aufgewendet werden müssen, da diese Anlagen
bereits für den Kohlebetrieb mit SCR
ausgerüstet sind.
Grundsätzlich müssen aber neben der geplanten
Einsatzdauer der umzurüstenden
Anlage sowie die erwarteten Jahresbetriebsstunden
berücksichtigt werden, um ein
auf den Einsatzzweck abgestimmtes und
optimiertes Konzept ausarbeiten zu können.
6 Quellen
[1] https://www.bmu.de/themen/klima-energie/klimaschutz/nationale-klimapolitik/
fragen-und-antworten-zum-kohleausstiegin-deutschland/.
[2] https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/
Downloads/S-T/stilllegungspfad-braunkohle.pdf?__blob=publicationFile&v=12.l
VGB-Technisch-Wissenschaftlicher Bericht
Verfügbarkeit von Kraftwerken 2011 – 2020, Ausgabe 2021
Ausgabe 2021 – TW103V (2021) (TW103Ve (2021), English edition)
DIN A4, 253 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der € 145,–, für Nicht mit glie der € 290,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
DIN A4, 253 pages, Price for VGB mem bers € 145.–, for non mem bers € 290.–, + VAT, ship ping and hand ling.
Mit dem Ziel, den Betrieb von Kraftwerksanlagen und die Anlagen selbst zu bewerten, zu vergleichen
und zu optimieren, sammelt VGB seit 1970 nach einheitlichen Definitionen und Ermittlungsverfahren
Daten über die Verfügbarkeit und Ausnutzung von Kraftwerken. Diese technische und wirtschaftliche
Beurteilung von Kraftwerksanlagen hat seit der Liberalisierung der Energiemärkte zunehmend an
Bedeutung gewonnen. Auf der Grundlage der Zusammenarbeit zwischen Eurelectric und VGB wurde
beschlossen, die Datensammlung der Verfügbarkeits- und Nichtverfügbarkeitsstatistik zusammenzulegen.
Die Auswertungen des Eurelectric TherPerf-Berichtes und des VGB KISSY-Berichtes werden seit
dem Jahr 2008 in einem gemeinsamen Bericht veröffentlicht.
Der aktuelle Bericht enthält Betriebskennwerte von insgesamt 659 Kraftwerksblöcken zuzüglich 183
Maschinensätze von Pump- und Speicherkraftwerken. Es wurden alle Daten berücksichtigt, die online
bis zum 30. Juni 2021 für den Betrachtungszeitraum bis Ende 2020 in KISSY eingespeist wurden.
Frühere Berichte (VGB-TW 103V und VGB-TW 103A) sind auf Anfrage erhältlich; E-Mail: sales-media@vgbe.energy
Technisch-wissenschaftlicher
Bericht
Verfügbarkeit von Kraftwerken
2011 – 2020
VGB-TW 103V (2021)
www.vgb.org
VGB PowerTech Service GmbH
Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland
Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: sales-media@vgb.org | www.vgbe.energy
vgbe energy journal 3 · 2022 | 43

vgbe-Konferenz
KELI 2022 – Konferenz Elektro-, Leit- und
Informationstechnik in der Energieversorgung
10. bis 12. Mai 2022 in Bremen
mit Fachausstellung
KELI 2022 – Konferenz Elektro-,
Leit- und Informationstechnik
in der Energieversorgung
Im Zweijahresrhythmus richtet der vgbe energy eine Fachkonferenz
zur Elektro-, Leit- und Informationstechnik aus. Angesprochen
werden Betreiber, Planer, Dienstleister und Lieferanten aller
Arten von Erzeugungsanlagen wie konventionellen, nuklearen und
Wasserkraftwerken, sowie regenerativen, dezentralen und industriellen
Erzeugungsanlagen. Aktuelle Fragen und Lösungen können
in Vorträgen präsentiert und mit international tätigen Experten
von Betreibern, Herstellern, Dienstleistern, Behörden und Universitäten
diskutiert werden. Begleitet werden die Vorträge durch
umfangreiche Ausstellungen der Hersteller und ein ansprechendes
Rahmenprogramm, das für einen Gedankenaustausch und die
Erweiterung geschäftlicher wie persönlicher Kontakte beste Voraussetzungen
bietet.
Die KELI 2022 wird ebenso eine Plattform sein, um die durch die
aktuelle Energiepolitik ausgelösten technischen Herausforderungen
zu diskutieren. Schwerpunkte bilden dabei:
| Die Auswirkungen des sich verändernden Energiesystems auf
die Erzeugungsanlagen (Netzanschlussfragen, Wasserstoff- und
Speicherlösungen, Systemstabilität, Einsatzregimes, Marktmodelle)
| Neue Herausforderungen und Chancen durch Industrie 4.0, Digitalisierung,
unternehmensübergreifende Cloud-Lösungen, IT-Sicherheit
Zu folgenden Fokusthemen erwarten die Teilnehmer Vorträge und
Diskussionen:
| Flexibler Betrieb der Erzeugungs- und Speicheranlagen im sich
ändernden Energiesystem
| Netzanschluss und Erbringung von Systemdienstleistungen
| Technische Entwicklungen in der Elektro-, Leitund
Informationstechnik
| Betrieb, Instandhaltung, Monitoring, Sicherheit, Prüfungen und
Lebensdauerkonzepte
| Informationssicherheit (IT-Sicherheit)
| Digitalisierung, Industrie 4.0, Cloud-Lösungen, usw.
Um den Ingenieurnachwuchs der Branche zu fördern, werden Studierende
bei Anreise und Unterkunft unterstützt.
Wir – die Geschäftsstelle und der Programmausschuss –
freuen uns, bei der KELI 2022 alte Bekannte und neue
Gesichter zu begrüßen.
Ihr vgbe-Veranstaltungsteam, Essen, im Februar 2022
TAGUNGSPROGRAMM
(Änderungen vorbehalten)
Konferenzsprache: Deutsch
DIENSTAG, 10. MAI 2022
ab 15:00
Technische Besichtigung an einem der Standorte
der swb AG
(Detaillierte Angaben zu der Besichtigung entnehmen Sie
bitte den organisatorischen Hinweisen)
ab 17:00 Registrierung
19:00 Abendveranstaltung
Geselliges Beisammensein in der Fachausstellung.
Für das leibliche Wohl ist gesorgt.
MITTWOCH, 11. MAI 2022
09:00
A1
09:15
A2
09:30
A3
10:00
A4
Plenarvorträge
Eröffnung der Konferenz
Dr. Oliver Then, vgbe energy, Essen
Aktivitäten der vgbe-Gremien zur
Elektro-, Leit- und Informationstechnik
– organisatorische Hinweise
Joachim von Graeve,
Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen
Saal Borgward
Dekarbonisierung mit Wasserstoff – Erzeugung
und Einsatz von H2 im Energiesystem
Stefan Basenach, ABB AG, Mannheim
Digitalisierungsstrategie der EnBW Erzeugung
Nils Beeckmann,
EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Stuttgart
10:30 Besuch der Fachausstellung – Kaffeepause
11:00 Sektion S1
„IT-Sicherheit aus Hersteller-/Dienstleistersicht“
Saal Borgward
Sektionsleitung
Marcus Schönwälder, Vattenfall Wärme Berlin AG,
Jakob Menauer, EnBW Energie Baden-Württemberg AG
11:00 Anmoderation
11:05
S1.1
Cyber-Resilienz als zentrales Leitbild
künftiger IT-Security-Strategien
Steffen Ullrich, genua GmbH, Kirchheim
Onlin-Anmeldung
https://register.vgbe.energy/21922/
Kontakte
Ulrike Künstler | t +49 201 8128-206 |
Ulrike Troglio | t +49 201 8128-282 |
e vgbe-keli@vgbe.energy

11:15
S1.2
11:25
S1.3
Cybersecurity-Konzepte aus Industrie 4.0
für bestehende Anlagen
Dr. Karl Waedt, Framatome GmbH, Erlangen
Steigende Security-Anforderungen an ein
Leitsystem – die Sicht eines System Product &
Solution Security Officer (PSSO)
Manfred Lustig, Siemens Energy, Karlsruhe
11:35 Fragen/Diskussion
11:40
S1.4
11:50
S1.5
12:00
S1.6
12:10
S1.7
Der Feind in Ihrer Netztechnik – Typische
Anomalien in der Operational Technology
Richard Stüber, Rhebo GmbH, Leipzig
Der richtige Einsatz von Cyber Security Lösungen
im kritischen OT-Umfeld
Richard Biala, ABB AG, Mannheim
Angriffserkennung in Leit- und Fernwirktechnik
als Dienstleistung
Sascha Jäger, ausecus GmbH, Augsburg
Security Monitoring und Anomalieerkennung –
die Integration in das ISMS
Stefan Menge, Achtwerk GmbH & Co. KG, Bremen
12:20 Diskussion/Resümee
11:00 Sektion S2
„Digital und sicher
in der Stromerzeugung“
11:00
S2.1
11:30
S2.2
12:00
S2.3
Saal Focke-Wulf
Sektionsleitung
Ulf Altmann, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus
Einsatz und Nutzen von künstlicher Intelligenz
in Kraftwerken
Oliver Nauroth, ABB AG, Minden
Die neue Rolle des klassischen Leitsystems
für die Dekarbonisierung
Stefan Niebler, Siemens Energy, Erlangen
Der neue VGB-S-008, wesentlich detailliertere
Empfehlungen zum Management der funktionalen
Sicherheit in Dampfkesselanlagen und Anlagen
des Wasser-Dampf-Kreislaufs
Frank Osterholt,
Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen
12:30 Mittagspause – Besuch der Fachausstellung
13:30 Vertiefung der Pitches aus Sektion 1 in der
Ausstellung, Fachbeiträge der Aussteller
14:30 Kaffeepause
14:45 Sektion S3 „IT-Sicherheit aus Betreibersicht“
Saal Borgward
14:45
S3.1
15:15
S3.2
15:45
S3.3
16:15
S 3.4
Sektionsleitung
Andreas Jambor, RWE Generation SE, Essen
Dem Unbekannten auf der Spur –
Cyber Defence Services in der EnBW Erzeugung
Antje Straube,
EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Stuttgart
Anforderungen an die Cyber-Sicherheit gemäß
BetrSichV (EmpfBS 1115)
Katrin Juliane Gadow, Vattenfall Wärme Berlin AG
Angriffserkennung: Methoden heute
und morgen – Einzug von KI in der OT?
Erfahrungen im Kraftwerk
Franka Schuster, Brandenburgische Technische
Universität Cottbus
Wie Cyberkriminelle die Identität einer
Führungskraft eines Unternehmens der kritischen
Infrastruktur annehmen und was man gegen
Social Engineering tun kann
Prof. Dr. Stefan Loubichi
14:45 Sektion S4
„Netzanschluss, Systemdienstleistungen“
Saal Focke-Wulf
14:45
S4.1
15:15
S4.2
15:45
S4.3
16:15
S4.4
Sektionsleitung
Prof. Dr. Hendrik Lens, Universität Stuttgart
Systemstützendes Reglerverhalten
Hamed Naghavi, Hochschule Ruhr West, Bottrop
Robustheit gegenüber Frequenzgradienten
Dr. Johannes Weidner,
50Hertz Transmission GmbH, Berlin
Netzanschlussverfahren nach VDE-AR-N 4120
am Beispiel des LEAG-Speicherprojektes
„BigBattery Lausitz“
Dr. Gunnar Löhning,
Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus
Konformitätsnachweis für den Netzanschluss
von Erzeugungsanlagen
Dr. Mark Meuser,
FGH Zertifizierungsgesellschaft mbH, Aachen
16:45 Raumwechsel
16:50-
18:00
Podiumsdiskussion
Saal Borgward
Digitalisierung auf dem Weg zum Schlüssel
des Energiesystems der Zukunft
Nach einem Impulsvortrag von Frau Prof. Dr. Monika
Sturm, Siemens Energy, Wien, Österreich, diskutieren
Betreiber und Hersteller bzw. Dienstleister aus der
Erzeugung und dem Netzbetrieb die spannende Frage,
ob und wie mit Werkzeugen der Digitalisierung das
Energiesystem der Zukunft zuverlässig und wirtschaftlich
gestaltet werden kann.
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
be informed
www.vgbe.energy

vgbe-Konferenz
KELI 2022 – Konferenz Elektro-, Leit- und
Informationstechnik in der Energieversorgung
10. bis 12. Mai 2022 in Bermen
mit Fachausstellung
DONNERSTAG, 12. MAI 2022
09:00 Sektion S5
„Flexibler Betrieb“
09:00
S5.1
09:30
S5.2
10:00
S5.3
Sektionsleitung
Simon Wanjek, Grosskraftwerk Mannheim
Mehrwert und Einsatz von Zentralwarten
Tina Schubert, ABB AG, Mannheim
Saal Borgward
Flexible KWK-Anlagen: Dynamische Modellierung
zur Entwicklung neuer Regelungskonzepte
Johannes Lips, Universität Stuttgart
Das virtuelle Kraftwerk als digitale Erweiterung
für einen zukunftssicheren Anlagenbetrieb
Benedikt Rücker, Siemens Energy, Erlangen
09:00 Sektion S6 „Technische Entwicklungen“
Saal Focke-Wulf
09:00
S6.1
09:30
S6.2
10:00
S6.3
Sektionsleitung
Prof. Dr. Jens Paetzold, Hochschule Ruhr West, Mülheim
Basissicherheit und zusätzlicher Schutz durch
„Airbags“ in den Niederspannungs-Schaltanlagen
im HKW Berlin-Reuter West
Holger Kuhlemann, Rolf Janssen GmbH, Aurich
Direkte und indirekte Steuerung verfahrenstechnischer
Anlagen mit neuronalem Netz
Frank Gebhardt, Uniper Technologies GmbH,
Gelsenkirchen
Reinforcement Learning für die Regelung
von prozesstechnischen Anlagen
Philipp Hendrys, Universität Bremen
10:30 Besuch der Fachausstellung – Kaffeepause
11:00 Sektion S7
„Betrieb, Instandhaltung, Monitoring, Life cycle“
Saal Borgward
11:00
S7.1
11:30
S7.2
Sektionsleitung
Frank Körnert, Vattenfall Wärme Berlin AG
Ursachen und Auswirkungen von
Torsionsschwingungen auf Kraftwerksturbosätze
im Umfeld geänderter Netzbedingungen
Dr. Matthias Humer,
Uniper Anlagenservice GmbH, Gelsenkirchen
SFRA als zuverlässige Methode zur
Fehlerdiagnostik an rotierenden Maschinen
Lukas Ranzinger, Fachhochschule München
12:00
S7.3
Multimediatechnik im Instandhaltungsprozess
Michael Lukas, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Boxberg/
Oberlausitz
11:00 Sektion S8
„Digitalisierung“
11:00
S8.1
11:30
S8.2
12:00
S8.3
Saal Focke-Wulf
Sektionsleitung
Peter Riedijk, RWE Generation NL, Geertruidenberg/NL
Mobile Applikationen in der Instandhaltung
und cloudbasierte Integrationsszenarien
Achim Löbke, Uniper IT GmbH, Gelsenkirchen
Augmented Reality bei der Auslesung von
Störmeldungen im Netzschutz
Sven Köller, Netzgesellschaft Düsseldorf mbH
Wege zum autonomen Kraftwerk –
von der „klassischen zentralen Leittechnik“
über „Fern-Bedienung und -Beobachtung“,
„Virtuelle Kraftwerke“ bis hin zum „Autopilot“
Jan Weustink, Siemens Energy, Karlsruhe
12:30 Mittagspause – Besuch der Fachausstellung
13:15 Fachbeiträge der Aussteller
14:00 Sektion S9
„Praxis und Zukunft“
14:00
S9.1
14:30
S9.2
Saal Borgward
Sektionsleitung
Heiko Kanisch, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus
Innovativ, remote, sicher – Melde- und
Regleroptimierung im GuD Berlin-Lichterfelde
Tina Schubert, ABB AG, Mannheim,
Daniel Wiesner, Vattenfall Wärme Berlin AG
Leittechniksysteme der Zukunft: Wie ökonomische
Herausforderungen bei der Pflege eines
Leittechniksystems und die daraus hervorgehende
Divergenz zwischen Anlagenbetrieb und
Anlagenwartung gelöst werden können
Timo Belfiore, Siemens Energy, Karlsruhe
14:00 Sektion S10
„Digital und mehr“
14:00
S10.1
Saal Focke-Wulf
Sektionsleitung
Max Wagner, SWM Service GmbH, Unterföhring
Lebenszyklus des digitalen Zwillings – vom
agilen Engineering zum vernetzten Betrieb
Thorsten Jankowski, AUCOTEC AG, Isernhagen
Onlin-Anmeldung
https://register.vgbe.energy/21922/
Kontakt | Fachausstellung
Angela Langen | t +49 201 8128-310 |
e angela.langen@vgbe.energy

14:30
S10.2
Optimale PID-Reglerstrukturen
für die praktische Anwendung
Simon Fleischer, Universität Bremen
15:00 Schlusswort
Joachim von Graeve,
Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen
15:10 Verabschiedungskaffee
ca. 15:30
Ende der Veranstaltung
Organisatorische Hinweise
VERANSTALTUNGSWEBSEITE
https://t1p.de/c2ppc
VERANSTALTUNGSORT
Maritim Hotel & Congress Centrum Bremen
Hollerallee 99
28215 Bremen
e info.bre@maritim.de
w Hotelinformationen: https://t1p.de/xom1
ONLINE-ANMELDUNG
https://register.vgbe.energy/21922/
ANMELDUNG
Die Anmeldung wird bis zum 25. April 2022 erbeten
(Redaktionsschluss der namentlichen Nennung im Teilnehmerverzeichnis).
Eine spätere Anmeldung, auch im
Tagungsbüro, ist möglich, jedoch ohne Aufnahme in das
Teilnehmerverzeichnis.
TEILNAHMEBEDINGUNGEN
VGB-Mitglieder 890,- €
Nichtmitglieder 1.250,- €
Hochschulen, Behörden, Ruheständler 350,- €
Studierende
frei mit Nachweis
ORGANISATORISCHE HINWEISE FÜR STUDIERENDE
Die Teilnahme an allen Tagungsveranstaltungen inkl.
Pausenversorgung, Abendveranstaltung, Geselliges
Beisammensein sowie die Tagungsunterlagen sind
kostenfrei.
Die Anmeldung wird erbeten unter
vgbe-keli@vgbe.energy
Ansprechpartnerinnen:
Ulrike Künstler
Ulrike Troglio
t +49 201 81 28-206 +49 201 81 28-282
Eine Kopie des zum Zeitpunkt der Veranstaltung gültigen
Studentenausweises ist unbedingt erforderlich!
BEGLEITPROGRAMM
Am Dienstag, 10. Mai 2022 sind alle Teilnehmenden und
Ausstellenden ab 19:00 zu einem geselligen Beisammensein
in die Ausstellung eingeladen.
Am Mittwoch, 11. Mai 2022 sind die Teilnehmenden ab
19:30 in den „Ratskeller“ eingeladen.
TECHNISCHE BESICHTIGUNG
Am Dienstag, 10. Mai 2022 (vor Beginn der Veranstaltung),
ist eine technische Besichtigung an einem der
Standorte der swb AG geplant (Außenbereich Weserkraftwerk
Bremen WKB; alternativ virtuelle 360°-Tour
Müllheizkraftwerk MHKW).
DATENSCHUTZHINWEISE UND AGB
Detaillierte Informationen zu Teilnahmebedingungen
sowie Datenschutzhinweise entnehmen Sie bitte der
vgbe-Homepage:
www.vgbe.energy/terms_participation_cancellation_right
* vgbe energy ist seit September 2021 der neue Markenauftritt
des VGB PowerTech.
Fotonachweis: Titelseite, Fotolia © haidamac
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
be informed
www.vgbe.energy

Kosten und Risiken stets im Blick
Technical Due Diligence für
Geothermie-Kraftwerk
Alexander Gottwald, Pierre Huck und Nevena Nikiforova
Abstract
Technical due diligence for geothermal
power plant
Geothermal energy makes an important contribution
to the energy transition in southern
Germany. Favourable geological conditions
offer the possibility of obtaining district heating
and electricity from this renewable source.
However, developing a geothermal site is a
complex undertaking that requires large investments.
In addition, all project phases, such
as planning, construction, and plant operation,
involve risks. TÜV SÜD supports planners
and installers in their search for investors.
For a sound basis for decision-making,
they receive a reliable assessment of the technical
risks. The core of the technical support and
advisory is the technical due diligence (TDD),
which analyses not only the technical implementation
but also the investment costs and
the profitability of a geothermal project. This
Autoren
Alexander Gottwald
Senior Expert Risk Management,
Abteilung Risk Management &
Technical Due Diligence
Pierre Huck
Branchenmanager Thermische
Kraftwerke, Bereich Energie
und Systeme
Nevena Nikiforova
Senior Consultant Technical
Due Diligence,
Abteilung Risk Management &
Technical Due Diligence
TÜV SÜD Industrie Service
München, Deutschland
involves the calculation of the expenses for
plant operation and maintenance as well as
the necessary investments and provisions to
ensure a successful operation in the long term.
The procedure and process of a TDD are illustrated
by the example of Germany’s first water-cooled
geothermal power plant. It is located
at the Alz river in Garching and can supply
up to 14,000 households with electricity and,
in future, local residents with heat. l
Die Geothermie liefert in Süddeutschland
einen wichtigen Beitrag zur Energiewende.
Günstige geologische Bedingungen bieten
die Möglichkeit, Fernwärme und Strom aus
der regenerativen Quelle zu gewinnen. Die
Erschließung eines Geothermie-Standorts
ist aber ein komplexes Vorhaben und erfordert
hohe Investitionen. Gleichzeitig bestehen
in allen Projektphasen Risiken: von der
Planung über die Errichtung bis zum Anlagenbetrieb.
TÜV SÜD begleitet Planer und
Errichter bei der Suche nach Investoren. Für
eine fundierte Entscheidungsgrundlage erhalten
diese eine zuverlässige Einschätzung
der technischen Risiken. Den Kern der technischen
Begleitung und Advisory bildet dabei
eine Technical Due Diligence (TDD), welche
neben der technischen Umsetzung den
Investitionsaufwand und die Wirtschaftlichkeit
eines Geothermie-Projekts analysiert.
Hinzu kommt die Kalkulation der Aufwendungen
für den Anlagenbetrieb, die Instandhaltungen
und die erforderlichen Investitionen
und Rückstellungen, um den erfolgreichen
Betrieb dauerhaft sicherzustellen. Das
Vorgehen und den Ablauf einer TDD zeigt
das Beispiel des ersten wassergekühlten
Geothermie-Kraftwerks Deutschlands. Die
Anlage in Garching an der Alz kann bis zu
14.000 Haushalte mit Strom und künftig
auch Anrainer mit Wärme versorgen.
Einleitung
Für die Wärme- und Stromerzeugung ist die
hydrothermale Tiefengeothermie besonders
geeignet. Dabei wird die Energie aus heißem
Thermalwasser gewonnen, das aus tiefen
Schichten an die Erdoberfläche gefördert
wird. Der Großraum München ist prädestiniert
dafür: Im bayerischen Molassebecken
befindet sich in einer Tiefe von etwa
2.000 bis 5.000 Metern ein besonders ergiebiges,
mit Thermalwasser gefülltes Wärmereservoir.
Bild 1. Gesamtansicht des Geothermie-Kraftwerks: Förder- und Injektionsbohrungen, Thermalwasserleitungen,
Betriebsgebäude, Thermalwasser-Filterhaus und ORC-Wärmetauscher (von
links nach rechts). Bildquelle: SILENOS ENERGY Geothermie Garching an der Alz GmbH.
48 | vgbe energy journal

Technical Due Diligence für Geothermie-Kraftwerk
In Garching an der Alz erschließen zwei
Bohrungen dieses Thermalwasservorkommen
für die Strom- und Wärmegewinnung.
Geplant und errichtet wurde das Kraftwerk
(B i l d 1 ) von der SILENOS ENERGY
Geothermie Garching an der Alz GmbH, einem
Gemeinschaftsunternehmen der RAG
Austria AG und der STRABAG SE. Es befindet
sich im Ortsteil Bruck der oberbayerischen
Gemeinde. Die seit Januar 2021 in
Betrieb befindliche Anlage gewinnt Energie
aus dem Thermalwasser in fast 4.000 Metern
Tiefe, das bis zu 123 Grad Celsius erreicht.
Auf Basis dieser Wärmemenge erzeugt
das Kraftwerk eine Leistung von bis
zu 4,9 MW elektrisch und bis zu 6,9 MW
thermisch. Jährlich kann es damit bis zu
36 GWh Strom und 12 GWh Wärme als erneuerbare
Energie in die öffentlichen Netze
einspeisen.
Der zentrale Bestandteil des Kraftwerks ist
eine Organic Rankine Cycle-Anlage (ORC-
Anlage, B i l d 2 ). Als Arbeitsmittel zur
Stromerzeugung über eine Dampfturbine
wird Isobutan verwendet. Die ORC-Anlage,
mit einer Turbine von Atlas Copco, arbeitet
hier mit zwei Druckstufen. Das Kraftwerk
ist das erste wassergekühlte Geothermie-Kraftwerk
Deutschlands: Der Kondensator
der Anlage wird mit Wasser aus dem
nahegelegenen Alzkanal gekühlt (B i l d 3 ).
Damit lässt sich bei geringerem Eigenverbrauch
mehr Energie in Strom umwandeln.
Das steigert die Effizienz der Produktion.
Schon während der Planung und der
Bauphase begleiteten die TÜV SÜD-Ingenieure
die Firma SILENOS ENERGY bei
der Bauüberwachung vor Ort, der Rechnungsprüfung
sowie der Inbetriebnahme
der Kraftwerksanlage. Auch bei der
Suche nach Fremdkapitalgebern hat TÜV
SÜD das Unternehmen erfolgreich unterstützt.
Finanzierung auf valide
Datenbasis stellen
Bei der Erschließung eines Geothermie-
Standorts – insbesondere mit Kraftwerksbau
– sind sehr hohe Investitionen nötig. In
Garching an der Alz lag das Finanzvolumen
des Gesamtprojekts bei über 80 Millionen
Euro. An diesem Punkt kam die Technical
Due Diligence (TDD) ins Spiel: Mit ihr haben
die langjährig erfahrenen Sachverständigen
von TÜV SÜD nicht nur den Investitionsaufwand
analysiert, sondern auch die
Wirtschaftlichkeit und die technische Umsetzung
des Projekts bewertet. Auf den Prüfstand
kam das Finanzmodell, der Business
Case sowie der Cashflow, jeweils aus technischer
Sicht. Die Sachverständigen kalkulierten
zudem, wann welche Investitionen und
Rückstellungen notwendig sind und welche
Kosten der laufende Betrieb und die Instandhaltungen
verursachen werden. Das
investierende Bankenkonsortium erhielt damit
eine Gesamtanalyse in Form eines TDD-
Bild 2. ORC-Wärmetauscher mit Kondensatoren (rechts) sowie Vorwärmer und Verdampfer (links).
Bildquelle: SILENOS ENERGY Geothermie Garching an der Alz GmbH.
Bild 3. Alzkanal mit Entnahmebauwerk für Kühlwasserein- und -auslass.
Bildquelle: SILENOS ENERGY Geothermie Garching an der Alz GmbH.
Reports und damit eine valide Datenbasis,
um die Gesamtfinanzierung des Projekts
abzusichern.
Risiken bei der Technik
identifizieren
Während der Prüfung des Finanzmodells
waren alle relevanten geologischen und
technischen Aspekte zu berücksichtigen.
Dazu zählten die geologischen Verhältnisse
in der Tiefe, die Bohrungen und das Pumpsystem
unter Tage, aber auch die technische
Auslegung der Anlage über Tage. Wichtige
Punkte waren zudem mögliche Abweichungen
von den Prognosen bei der Temperatur
und der Schüttrate des Thermalwassers sowie
das sogenannte Scaling. Das sind Ausfällungen
fester Bestandteile, die sich als mineralische
Beläge (Scales) in Rohrleitungen,
Pumpen oder Wärmetauschern anlagern
und einen negativen Einfluss haben auf die
Performance und die Betriebskosten der Anlage.
Für das Finanzmodell relevant war
auch der angepasste Energiebedarf der
Tauchkreiselpumpe und die Verwendung einer
Wasserkühlung statt einer Luftkühlung.
Anlagenverfügbarkeit
sicherstellen
Herzstück der Geothermie-Anlage ist die
Tauchkreiselpumpe. Ein längerer Ausfall der
Pumpe würde zu hohen Ertragsverlusten
führen, da die Pumpe das Thermalwasser
zur Strom- und Wärmeerzeugung an die
Erdoberfläche fördert. Deshalb wurde das
Instandhaltungskonzept der Anlage angepasst:
Eine vollständige Ersatzpumpe steht
vor Ort bereit, um einen etwaigen Anlagenstillstand
so kurz wie möglich zu halten,
falls die Tauchkreiselpumpe ausfallen sollte.
Ergänzt wird die effektive Ersatzteilhaltung
durch regelmäßige Inspektionen und Wartungen.
Um die Lebensdauer einzelner Bauteile
weiter zu erhöhen, enthalten die Verträge
mit den Lieferanten dafür finanzielle
Anreize.
vgbe energy journal 3 · 2022 | 49

Technical Due Diligence für Geothermie-Kraftwerk
Wasserkühlung rechnet sich
In der Anlagentechnik erforderte die Installation
der Wasserkühlung beim Kondensator
zunächst höhere Investitionen, die sich
aber im laufenden Betrieb schnell amortisierten.
Im Vergleich mit einer Luftkühlung
ist der Eigenverbrauch geringer und die Anlage
arbeitet insgesamt effizienter. Die Entscheidung
für eine Wasserkühlung reduzierte
zudem die Lärmemissionen, da Luft-
Rückkühlwerke entfallen. Aufwendig hingegen
waren die Genehmigungsverfahren
für die Nutzung des Wassers aus dem Alzkanal
und die fortlaufende Überwachung der
Kühlwassertemperatur, um die Fahrweise
der Anlage zu optimieren. Zu beachten waren
auch die strengen Grenzwerte für die
Rückleitung des Wassers in den Kanal sowie
eine dadurch mögliche Temperaturerhöhung
im Fließgewässer.
Negativszenarien im Blick
haben
„Due Diligence“ bedeutet „Gebotene Sorgfalt“
und beschreibt die detaillierte Prüfung
eines Investitionsobjekts. Zu einer solchen
Prüfung gehört auch, mögliche Negativszenarien
zu betrachten und bereits im Vorfeld
Lösungen dafür zu konzipieren. Denn die
möglichen Zusatzkosten bestimmen maßgeblich,
wie robust das Finanzmodell ist.
Dazu zwei Beispiele am Standort in Garching:
Dem Kraftwerksbetreiber drohte zunächst,
nicht die volle Leistung ins Netz einspeisen
zu können, weil der Netzanschluss
durch den örtlichen Stromnetzbetreiber
noch auszubauen war. Zudem musste das
örtliche Gasnetz erweitert werden, um die
Versorgung der drei KWK-Anlagen für
den Eigenenergiebedarf der Anlage sicherzustellen.
Weitere zu betrachtende Negativszenarien
waren zum Beispiel erhöhte Kühlwasser-
Temperaturen, die das Abschalten der Anlage
erfordern würde oder zu geringe Temperaturen
des geförderten Thermalwassers.
Auch ein gesteigerter Stromverbrauch der
Tauchkreiselpumpe und die damit verbundenen
erhöhten Betriebskosten gehörten
dazu. Evaluiert wurde zudem das Szenario
einer nachträglichen Umstellung von Wasser-
auf Luftkühlung, die zusätzliche Rückstellungen
erfordern würde.
Monitoring im laufenden
Betrieb
Für den Betrieb einer Geothermie-Anlage
gibt es kein Standardkonzept. Zu unterschiedlich
sind die lokalen Gegebenheiten,
wie etwa die Bohrungstiefen und die
geologischen Bedingungen, die Temperatur
und die Zusammensetzung des Thermalwassers,
aber auch der Förderdruck und
die Schüttrate. Jede Anlage ist faktisch ein
„Unikat“, das individuell betrachtet werden
muss – auch im laufenden Betrieb. Deshalb
sind Prognosen oft nur innerhalb bestimmter
Grenzen möglich. Das gilt nicht
nur für die Stromerzeugung und die Anlagenverfügbarkeit,
sondern auch für die
Einnahmen und das laufende Betriebsbudget.
Als Lenders Technical Advisor (LTA) unterstützen
die Experten von TÜV SÜD die kreditgebenden
Parteien und SILENOS auch
über die Inbetriebnahme hinaus, indem sie
regelmäßig den ordnungs- und planmäßigen
Betrieb prüfen und die wichtigsten Betriebsparameter
überwachen.
Während des Betriebs der Anlage wächst
das Wissen über das Zusammenspiel einzelner
Faktoren. Dazu zwei Beispiele: Die Pumpe
für die Re-Injektion des Thermalwassers
muss aufgrund unerwartet guter Druckverhältnisse
kaum zugeschaltet werden, was
den Eigenstrombedarf der Anlage reduziert.
Die Temperatur des geförderten Thermalwassers
liegt zwar unterhalb des prognostizierten
Werts der Probebohrungen, aber die
Schüttrate gleicht das aus, weil diese wiederum
höher ist, als erwartet.
Resümee
Am Energiestandort in Garching an der
Alz haben sich die zu Beginn höheren Investitionskosten
am Ende ausgezahlt: Der reibungslose
und effiziente Anlagenbetrieb
ist sichergestellt. Auf dem Weg dorthin hat
die TDD-Prüfung und -Analyse allen Beteiligten
nicht nur eine Aufstellung aller Kosten
und Risiken zur Verfügung gestellt, sondern
auch eine valide Datenbasis geschaffen
für die Gesamtfinanzierung des Projekts
durch Fremdkapitalgeber. Das Tiefengeothermie-Projekt
bietet in einem volatilen
Umfeld mehr Versorgungssicherheit und
Unabhängigkeit für die Region. Darüber
hinaus spart die Kommune längerfristig
Energiekosten und Emissionen ein. Letztere
entsprechen jährlich bis zu 23.500 Tonnen
CO 2 .
l
VGB-Standard
Lieferung der Technischen Dokumentation (Technische Anlagendaten,
Dokumente) für Anlagen der Energieversorgung
Ausgabe/edition 2015 – VGB-S-831-00-2015-05-DE VGB-S-831-00-2015-05-EN)
DIN A4, 114 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der € 420,–, für Nicht mit glie der € 630,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
Mit der Lieferung von Anlagen der Energieversorgung, deren Teilanlagen und deren einzelnen Ausrüstungen
(Bauteile) im Rahmen von Projekten und bei Einzelaufträgen ist auch die Lieferung der für die Betriebsführung
und Instandhaltung erforderlichen Dokumentation verknüpft. Diese ist erforderlich, um einen sicheren und wirtschaftlichen
Betrieb der Energieversorgungsanlagen zu gewährleisten.
Zweck dieses VGB-Standards ist die Festlegung eines Rahmens für:
Dokumentationsinhalte (Bedarf an Dokumenten und Daten), Dokumentationsstruktur und -form,
Kennzeichnung von Dokumenten, Zuordnung von Dokumenten zu Referenzkennzeichen (KKS, RDS-PP ® ),
Lieferfristen, Übergabe- und Übernahmeprozedur, Anlagenbeschilderung.
Mit der überarbeiteten Fassung des VGB-Standards VGB-S-831-00 (vormals VGB-R 171) aus dem Jahre 2010
wurde den oben genannten Forderungen entsprochen. Die Erfahrungen bei der Anwendung verlangten jedoch
eine weitere Präzisierung der Vorgaben und die explizite Integration des Themas der Lieferung von Technischen
Anlagendaten als zunehmend bevorzugten Gegenstand der Dokumentation. Die speziellen Anforderungen der
Windenergie für ihre Energieversorgungsanlagen sind in die vorliegende Fassung eingeflossen.
VGB-Standard
Lieferung der Technischen
Dokumentation
(Technische Anlagendaten,
Dokumente) für Anlagen der
Energieversorgung
(vormals VGB-R 171)
VGB-S-831-00-2015-05-DE
50 | vgbe energy journal 3 · 2022

Einsparungen beim Öl in der Schmieranlage
Bis zu 75 % Einsparung beim Öl
Klimaschutz bei der Schmieranlage kann so einfach sein
Alex Schöneberger
Abstract
Up to 75 % savings on oil –
Climate protection in the lubrication
system can be so simple
The quantities of fluids in hydraulic applications
should be reduced significantly to protect
the climate. Standard lubrication systems for
turbines and compressors in general have not
seldom a fluid filling volume between 10,000
and 100,000 litre. Thus, the reservoir size reduction
would logically contribute to the reduction
of the CO 2 -foot print. Lubrication
systems need to hold and condition the lubricant
and need to remove particles, heat and
air. All this has to be done in appropriate manner,
before the fluid is pumped up to the rotating
equipment`s bearings and gearboxes. One
of the main goals here is the removal of the
incoming air. Quick and Efficient!
HYDAC has developed a special strainer series
for this exercise. A concept for the rotating
equipment market based on that product for
Autor
Alex Schöneberger
HYDAC International GmbH
Industrial Sector
Management Compressors
Dudweiler/Saar, Deutschland
Gasblasen steigen langsam im Öl an die
Oberfläche und werden dort abgeschieden.
Ohne weitere Hilfsmittel wird dafür
Zeit benötigt, die durch große Tanks mit beruhigter
Strömung und genug Verweildauer
gegeben wird. Die API614 [Regelwerk
2008] schlägt für die Verweilzeit acht Minuten
vor, woraus sich die Tankgröße errechoils
< 50 cSt can reduce the common six to
eight minutes retention time to approximately
two minutes.
The final test with lubrication systems and
state of the art turbo compressors at Atlas
Copco Energas in Cologne (part of the Atlas
Copco Gas and Process Division) demonstrates
the quality of the air separation. The field results
overbid even the lab data found during
the development process. There is no doubt
that the air retention time can be reduced to
approx. one fourth of the common engineering
data.
In the shown example, the reservoir held a lubricant
volume of 1420 liters only, instead of
the former calculated and used 3820 liters,
which the API614 rule would recommend.
In other words, the lubricant saving is equal to
a CO 2 savings of 12.5 tonnes. Moreover, the
system design builds 2 m³ smaller and 0.9 tons
of steel lighter than the conventional design.
This would reduce the CO 2 footprint by another
0.5 tons! l
Klimaschutz bedeutet auch die Einsparung
von Betriebsfluiden. Schmieranlagen für Turbinen
und Kompressoren haben häufig ein
Volumen von 10.000 bis 100.000 Liter, weshalb
die Verkleinerung der Tanks zur Reduktion
des CO 2 -Fußabdrucks beiträgt. Schmiersysteme
müssen Partikel, eingetragene Hitze
und mitgeführte Luft aus dem Öl entfernen,
bevor das Fluid dem System wieder zugeführt
wird. Das Ziel ist es, die Luftmenge im Öl
schnell und effizient zu reduzieren.
HYDAC hat dafür eine spezielle Strainer-Serie
entwickelt. Mit diesem Produkt wird ein Entgasungskonzept
für Öle < 50 cSt erarbeitet
und im Technikum getestet, womit die Verweildauer
des Öls von den üblichen acht Minuten
auf bis zu zwei Minuten reduziert wird.
Das Konzept wird in Zusammenarbeit mit Atlas
Copco Energas (Teil der Atlas Copco Gas
and Process Division) bei einem Auftrag für
das dänische Start-up Unternehmen Stiesdal
umgesetzt.
Die abschließenden Versuche mit Ölsystem
und Turbokompressor bei Atlas Copco Energas
in Köln geben Aufschluss zur Qualität
der Luftabscheidung. Die Versuchsergebnisse
bestätigen, dass die Verweilzeit des Öls im
Tank auf zwei Minuten reduziert werden
kann.
Durch das deutlich verringerte Ölvolumen,
hier 1420 Liter, werden in dem gezeigten Beispiel
im Vergleich zur Vorgabe der API614,
welche 3820 Liter fordern würde, Ressourcen
eingespart. Mit dieser deutlich schlankeren
Lösung mit 2 m³ weniger Bauraum werden ca.
0,9 Tonnen Stahl eingespart sowie zusätzliche
12,5 Tonnen CO 2 bei der ersten Inbetriebnahme
und jedem Ölwechsel.
Problemstellung bei Turbinen
und Kompressoren
Immer wenn Gase giftig oder gefährlich
sind, muss dafür gesorgt werden, dass diese
unter keinen Umständen an die Umgebung
gelangen. Daher werden Schmierölanlagen
(siehe B i l d 1 ), die Getriebe und Gleitlager
von Turbinen und Kompressoren mit Öl versorgen,
häufig mit Ölnebelabscheidern ausgerüstet.
Diese erzeugen im Tank einen kleinen
Unterdruck (30 bis 50 mbar), der sich
über die Rücklaufleitung bis zu den Gleitlagern
und dem Getriebe fortsetzt. So wird ein
kontinuierlicher Luftstrom von der Umgebung
in die Anlage erzeugt und es wird vermieden,
dass etwaige gefährliche Stoffe den
umgekehrten Weg nehmen.
Dieser angesaugte Luftstrom wird mit dem
Öl, teilweise fein dispergiert, zum Schmiersystem
transportiert. Dort muss die Luft
wieder abgetrennt werden, da sie schädlich
für das Öl selbst ist und zu Schäden an den
Komponenten führen kann. Daher wird für
den Luftgehalt auf der Saugseite der Pumpe
im Öl in Spezifikationen ein Zielwert von
2 Vol% vorgegeben. Das nachfolgende beschriebene
Konzept setzt sich selbst das Ziel
unter 1,5 Vol% zu bleiben.
51 | vgbe energy journal
vgbe energy journal 3 · 2022 | 51

Einsparungen beim Öl in der Schmieranlage
Schmierölfilter
Schmieröltank
Ölnebelabscheider
Bild 1. Wie kommt die Luft ins Öl.
net. Diese Vorgehensweise führt bei Turbinen
teilweise zu Tankgrößen von bis zu
100.000 Liter.
Ein schonender Umgang mit Energie und
Ressourcen ist das Gebot der Stunde, das
die globale Wirtschaft umtreibt. Im industriellen
Kontext erfordert das auch die Einsparung
von Betriebsfluiden. D.h., dass durch
optimierte Entgasung die nötige Verweilzeit
im Tank und damit verbundene Ölmenge
drastisch reduziert werden. Ein deutsches
Unternehmen hat sich dieses Problems
angenommen und ein einfach anzuwendendes
Konzept mit preiswerten Mitteln
erarbeitet, welches die Verweilzeit und
damit die Ölmenge um bis zu 75 % reduziert.
Das Entgasungskonzept
HYDAC verwendet in der Produktreihe RKB
ein besonderes Entgasungskonzept, wodurch
eine schnelle Reduktion der Luftmenge
im Öl ermöglicht wird. Basierend auf einem
in der Broschüre „Tankkonzept mit
AirX-Technologie“ (HYDAC International
GmbH, 2020) geschilderten Konzept kann
der Tank eines optimierten Schmiersystems
konzeptioniert werden. Der prinzipielle Aufbau
ist in B i l d 2 dargestellt.
Schmierölrücklauf
Schmierölversorgung
Schematische Darstellung
einer Dampfturbine
Gleitlager Dampfturbine
Alle Entgasungskomponenten der Baureihe
werden von innen nach außen durchströmt.
Neben der Kammerung des Grobschmutzes
auf der Anströmseite beim Wechsel der Air-
X Einheit, ist vor allem die Strömungsberuhigung
zum Tank hin eine wichtige Eigenschaft
dieser Durchströmungsrichtung. Aufgrund
des größeren Ausströmungsquerschnitts
strömt das Öl viel langsamer aus der
Entgasungseinheit. Die Luftblasen im Öl haben
somit mehr Zeit aufzusteigen. Das
gleichmäßige und langsame Ausströmen
des Öls sorgt zudem für einen ruhigen Ölspiegel
im Tank. Ein erneutes Eindringen
von Luft in die Flüssigkeit durch dynamische
Effekte wie „Plätschern“ im Tank kann verhindert
werden.
Physikalisch gesehen ist die Aufstiegszeit einer
Luftblase im Öl unter anderem abhängig
vom Blasendurchmesser. Der Zusammenhang
ist dabei quadratisch. Eine Blase mit
einem um den Faktor 10 kleineren Durchmesser
hat eine um den Faktor 100 längere
Aufstiegszeit. Je kleiner die Blasen sind,
umso höher ist demzufolge auch die Gefahr,
dass sie wieder mitgerissen werden.
Die Entgasungseinheiten mit der patentierten
„Fenster-Ausströmung“ mit Metallgewebe
sorgen für eine Konglomeration kleiner
Blasen zu größeren. Dieses Zusammenfließen
wird als Koaleszenz bezeichnet. Die dadurch
entstandenen großen Blasen steigen
viel schneller auf und die Luftabscheidung
ist wesentlich verbessert.
Im Tanksystem werden die Entgasungskomponenten
von unten angeströmt. Dadurch
kann ein Teil des Ölvolumenstroms durch
die Fenster im Gehäuse oberflächennah ausströmen.
Somit ist die Aufstiegsdistanz für
Luftblasen hin zur Oberfläche auf ein Minimum
reduziert und die Luftabscheidung des
Systems ist nochmals erhöht. Die RKB Entgasungskomponenten
werden in einer Zwischenkammer
montiert, die im unteren Bereich
des Tanks ausgebildet wird. Das Öl
strömt von unten in die Entgasungseinheit
und über das Steigrohr in den Tank.
Um einen unerwünschten Rückstau zu verhindern,
werden die Komponenten so ausgelegt,
dass Sie im Betriebspunkt mit geringsten
Druckverlusten (weniger als
5 mbar) betrieben werden können. Das
Blech der Kammer endet ca. 100 mm unterhalb
des Tankdeckels, so dass der gesamte
Gasraum über dem Öl miteinander verbunden
ist. Dies ist nötig, damit sich der Unterdruck
des Ölnebelabscheiders ungehindert
zum Rücklaufanschluss fortsetzen kann.
Messtechnik und
Technikumsanlage
Die Messtechnik
Um belastbare Messungen durchführen zu
können, wurde ein Sensor zur Luftgehaltsmessung
entwickelt. Mit Hilfe dieses Sensors
können Höhen- und Längsprofile in einem
Tank gemessen und damit die Luftverteilung
bestimmt werden. Der Messsensor
ist mobil und kann Luftgehalte zwischen 0
und 20 % auflösen.
Das Technikum
Der Sensor wird an einer Technikumsanlage
eingesetzt. Das temperierte Öl wird vor einer
Zahnradpumpe mit Luft beladen. Die
Luft wird durch die Pumpe feinst dispergiert.
Die Größenverteilung wird durch
Schauglas mit einer Kamera detektiert. Vor
und nach dem Versuchstank wird der Luftgehalt
im Öl mit dem oben beschriebenen
Luftgehaltssensor gemessen.
Bild 2. Tank- und Entgasungskonzept der Fimra HYDAC.
Entgasungsfenster
zur Strömungsführung
über Ölspiegel
Verlangsamung der
Strömung, durch
"
intc-out" Führung
Koaleszenz der Luftblasen (kleine Blasen werden
zu rößeren und steigenn schneller auf!)
Koaleszenz
Ergebnisse der Vorversuche im
Technikum
Die Pumpe wird mit einem Volumenstrom
von 200 l/min betrieben. Dabei wird der
Luftgehalt von 5 Vol% in Schritten auf ca.
17 % erhöht. Vor Eintritt in den Versuchstank
wird die Dispersion überprüft. B i l d 3
zeigt eine beispielhafte Größenverteilung.
Die Anzahl der Blasen nimmt mit abnehmender
Größe zu. Nach dem Tank, der gemäß
dem zuvor beschriebenen Konzept aufgebaut
ist und mit 400 Liter Öl gefüllt ist,
wird der Gasgehalt wieder gemessen.
52 | vgbe energy journal 3 · 2022

Einsparungen beim Öl in der Schmieranlage
VOR der AIR X Einheit
NACH der AIR X Einheit
gespeist wird. Bei der Applikation ist immer
nur der Kompressor oder die Expanderturbine
im Betrieb, nie beide gleichzeitig.
Ziel ist es den Tank so zu konzipieren, dass
die Verweilzeit des Öls im Tank auf zwei Minuten
reduziert wird. Die Verhältnisse im
Tank sollen mit Hilfe einer Strömungssimulation
nachgestellt und vor dem Bau kontrolliert
werden.
Das neue Schmiersystem soll nach Fertigstellung
zum Turbokompressorbauer nach
Köln transportiert werden und dort an einem
der beiden Rotating Equipment installiert
und mit laufendem Ölnebelabscheider
betrieben werden. Dabei sollen die Messergebnisse
zeigen, ob die im Technikumsversuch
gezeigten Ergebnisse zu größeren
Volumenströmen hochskaliert werden
können.
Bild 3. Ergebnisse Technikum.
B i l d 3 zeigt den Vergleich von Eintritt und
Austritt.
Zusammenfassend kann festgehalten werden,
dass selbst bei einer Eintrittsbeladung
von 17 Vol% feinst dispergierter Luftblasen,
der Ausgangsgehalt an Luft nie über
1,2 Vol% steigt. Damit wird im Technikumsmaßstab
bewiesen, dass eine Verweilzeit
von zwei Minuten ausreicht, um selbst hohe
Luftfrachten zu entfernen.
Anwendungsfall:
Turbokompressor und
Expander für
Energiespeicherung
Die Herausforderung
Die dänische Firma Stiesdal entwickelt die
GridScale Technology in Zusammenarbeit
mit Atlas Copco Energas in Köln. B i l d 4
zeigt das Verfahrensschema, welches in der
GridScale system schematic
1 Motor / generator
2 Compressor
3 Turbine
4 Cold storage tank
5 Hot storage tank
6 Cooler
550 o C
330 o C
80 o C
-30 o C
1 2 3
4
Broschüre “GridScale Energy storage system
der Firma Stiesdal” [Stiesdal A/S, 2021] beschrieben
wird. Bei dem Verfahren wird mit
nachhaltig erzeugter elektrischer Energie
mittels eines Turbokompressors Luft verdichtet,
erhitzt und die Kompressionswärme
in mit Steinen gefüllten Tanks gespeichert.
Wenn der Strom wieder benötigt wird erzeugt
eine Kombination aus Turbine und
Kompressor aus der gespeicherten Wärme
wieder mechanische Leistung, welche einen
Generator antreibt. Dem Startup war wichtig,
eine besonders nachhaltige Lösung zu
erhalten, so auch beim integrierten Schmiersystem.
Das Betriebsfluid Öl sollte daher auf
das notwendige Minimum reduziert werden.
Zudem sollte die Schmieranlage möglichst
kostengünstig ausfallen – und gleichzeitig
als standardisierbare Lösung dienen.
B i l d 4 zeigt die von Atlas Copco Energas
entwickelte Kombination aus Kompressor
und Turbine, die von einem Schmiersystem
Charge
Bild 4. Verfahrensschema und Gesamtaufbau Rotating Equipment.
5
6
1
3 2
4
Discharge
5
6
Konzeption
B i l d 5 zeigt das Schaltschema des Systems.
Das Schmiersystem ist mit einem Ölnebelabscheider
versehen, die bis zu
180 m 3 /h Luft ansaugen kann. Das Öl
kommt zusammen mit der Luft zum
Schmieröltank (grün markiert). Die Eingangsstutzen
sind kurz unterhalb des Deckels
mit großen Löchern versehen, um eine
erste Trennung der angesaugten Luft von
dem Schmieröl zu gewährleisten. Die im Öl
fein dispergierte Luft wird mit dem Öl zusammen
unter die Öloberfläche in die Rücklaufkammer
geführt.
Der Tank hat zwei Pumpenanschlüsse für die
Pumpen, die mit den Getrieben mechanisch
gekoppelt sind. Die mechanischen Pumpen
am Getriebe fördern jeweils 312 l/min. Bei
der Inbetriebnahme bzw. bei einem möglichen
Notfall wird eine elektrisch angetriebene
Hilfspumpe zugeschaltet, die 347 l/min
liefert.
236 l/min werden über das Getriebe zur
Rücklaufkammer in den Tank geführt. Der
restliche Volumenstrom (orange dargestellt)
geht über die Druckentlastungsventile
direkt hinter den Entgasungseinheiten in
den Tank.
Simulation
Die Detailkonstruktion wird mit Hilfe von
Strömungssimulationen auf folgendene Gesichtspunkte
hin geprüft:
––
Ist die Strömung gleichmäßig, ohne Beschleunigungen
und damit ohne der Gefahr
von Turbulenzen?
––
Strömt das Öl in allen Bereichen des
Tanks oder gibt es Toträume? Totvolumina
würden die resultierende Verweilzeit
weiter reduzieren.
––
Ist der Strom des Öls am Anfang des Tanks
nach oben gerichtet? Damit werden Gasblasen
mit der Strömung an die Oberfläche
geführt und direkt abgeschieden.
B i l d 6 zeigt die Strömungsimulation. Das
Öl wird in einem der drei Anschlüsse vor den
vgbe energy journal 3 · 2022 | 53

Einsparungen beim Öl in der Schmieranlage
Frequenzgeregelter
Kühler
Dreiwegeventil
Druckreduzierventil
Filter
Pumpe
Pumpe
Kompressor
Expander
Ölnebelabscheider
Druckreduzierventil
Hilfspumpe
Rücklauf
ohne Luftfracht
Entgasungseinheit
Air X (HYDAC)
Rücklauf
mit Luftfracht
Bild 5. Schaltschema.
Saugstrainer durchführen zu können, wobei
der Sensor über eine vakuumdicht eingeführte
Lanze mit Öl versorgt und durch einen
zweiten Anschluss das Öl wieder zurückgeführt
wird. Der Probenahmestrom ist
im Verhältnis zum gesamten Umsatz zu vernachlässigen.
Bild 6. Simulationen.
87 % 99 % 100 %
Entgasungseinheiten eingeleitet. Die grüne
Farbe symbolisiert eine etwas höhere Strömungsgeschwindigkeit
von 0,28 m/sec. Das
Öl wird durch die Einbauten an die Oberfläche
geführt. Es sinkt langsam wieder ab, hin
zum Sauganschluss. Die Geschwindigkeit
mit kleiner als 0,04 m/sec ist sehr niedrig
und das Profil gleichförmig. Es zeigen sich
fast keine Totzonen, obwohl die Pumpe über
nur einen Sauganschluss versorgt wird.
Tab. 1. Simulationsergebnisse des
Abscheideverhaltens.
Farbe Größe Abscheidung
Rot 0,8 mm 100 %
Grün 0,6 mm 99 %
Blau 0,4 mm 87 %
Um das Abscheideverhalten abschätzen zu
können, werden Zweiphasenströmungen simuliert.
Wobei das Verhalten von drei Blasengrößen
(0,4 mm = blau; 0,6 mm = grün;
0,8 mm= rot) im strömenden Öl betrachtet
wird. Die Blasen, welche die Oberfläche erreichen,
werden als abgeschieden betrachtet.
B i l d 6 zeigt die Ergebnisse. Selbst die
kleinsten Luftblasen werden zu fast 90 %
abgeschieden (Ta b e l l e 1 ).
Versuche im Prüffeld mit
Kompressor
Der Tank ist mit Messstellen versehen, um
während des Betriebs Messungen in der
Rücklaufkammer oder in der Nähe der
Im Prüffeld von Atlas Copco Energas in
Köln, wird das Schmiersystem am Turbokompressor
angeschlossen. Es werden 620
Liter HLP32 in den Tank gefüllt. Dies entspricht
einer Füllhöhe von 350 mm.
Nach der Anlaufphase des Systems wird die
Messlanze auf der Saugseite 100 mm unter
der Oberfläche geführt und gemessen; dann
in 50 mm Schritten immer tiefer ins Öl getaucht.
B i l d 7 zeigt das gemessene Höhenprofil
des Lufgehaltes. Der Luftgehalt sinkt
schnell mit zunehmendem Tiefe auf 0,5 Vol%.
Der durchschnittliche Luftgehalt ist 0,8 Vol%,
also deutlich unter den angestrebten
1,5 Vol%.
Schlussfolgerung
Sowohl die Messungen im Technikum als
auch die Werte bei der Kombination eines
Schmiersystems mit einem Getriebekompressor
bestätigen, dass das patentierte Konzept
der Entgasungseinheiten durch die
Führung und die Beruhigung der Strömung
Luft effektiv aus dem Öl abscheidet.
Eingebettet in einer geeigneten Gesamtkonzeptionierung
können die konventionell angesetzten
(z.B. API614; 8 Minuten) Verweilzeiten
des Öls im Tank drastisch reduziert
werden.
54 | vgbe energy journal 3 · 2022

Einsparungen beim Öl in der Schmieranlage
Height [mm]
300
250
200
150
100
50
0
Öloberfläche
Ø = 0,8 Vol %
0 1 2 3 4 5
Vol. Air Conten [VAC [%]]
Bild 7. Ergebnisse der Luftgehaltsmessungen bei der Kombination mit einem Turbokompressor.
Tab. 2. Ersparnisse / Kunden- und Nachhaltigkeitsvorteile.
Kostenverhältnis
Konventionelle
Technik
Nachher
Einsparung
Kosten
Einsparung
CO 2
Anlage ~70.000 € ~ 60.000 € -14 % -13,4 Tonnen
Gewicht / Stahl ~ 2,7 t ~ 2,2 t -18,5 % -0,9 Tonnen
Ölwechsel 3820 Liter 1420 Liter -63 % -12,5 Tonnen
Ta b e l l e 2 zeigt die Daten zu dem vorgestellten
Projekt. Durch das deutlich verringerte
Ölvolumen und verlängerte Standzeiten
werden Ressourcen eingespart:
––
Optimierter Materialeinsatz und Bauvolumen
Bei dieser deutlich schlankeren Lösung
mit 2 m³ weniger Bauraum konnten 0,9
Tonnen Stahl eingespart werden.
––
CO 2 -Reduktion
Bei der ersten Inbetriebnahme konnten
rund 13,4 Tonnen CO 2 eingespart werden.
Zudem reduziert sich bei jedem Ölwechsel
der CO 2 Verbrauch um weitere
12,5 Tonnen.
Bei der Aufstellung muss berücksichtigt
werden, dass das tatsächlich eingefüllte Ölvolumen
durch das sogenannte Run-Down-
Volumen vergrößert wird. Dies ist das Öl,
welches in den Komponenten (Filter, Kühler
etc.) und den Rohrleitungen zwischen
Schmiersystem enthalten ist. Bei Stillstand
fließt dieses Öl zurück in den Tank.
Verweise
[HYDAC International GmbH (2020)]. Tankkonzept
mit Air-X Technologie. Von https://
www.hydac.com/media/downloads/industries/prozesskompressoren_und_verdichter/de7230-0-09-20_air-x-technologie.pdf
abgerufen
[Regelwerk (2008)]. API 614; Lubrication,
Shaft-sealing and Oil-Control Systems and
Auxiliaries.
[Stiesdal A/S (2021)]. GridScale Energy Storage.
Retrieved from GridScale Energy Storage:
https://www.stiesdal.com/wp-content/uploads/2021/11/30883-Stiesdal-Storage-Technologies-brochure.pdf
l
VGB-Standard
Analysenverfahren im Kraftwerk
(vormals VGB-B 401)
Ausgabe 2020 – VGB-S-004-00-2020-10-DE
DIN A4, Print/eBook, 234 S., Preis für VGB-Mit glie der € 280.–, Nicht mit glie der € 420,–, + Ver sand und USt.
Die Kraftwerkschemie spielt in vielen Kraftwerksprozessen eine gewichtige Rolle. Sie unterstützt das
Kraftwerk bei dem sicheren, effizienten, umweltbewussten und auflagenkonformen Betrieb seiner Anlagen.
Sie hilft bei der Bewertung von Einsatzstoffen und im Kraftwerksprozess entstehenden Stoffen.
Um diesen Anforderungen gerecht zu werden, benötigt der Standort eine kompetente, personell gut
ausgestattete chemisch analytische Abteilung, die über die für eine qualitativ hochwertige Analytik
geeignete Analysengeräte verfügt. Die Analytik im Kraftwerk besitzt auch die Kompetenz Analysenwerte,
die von externen Labors erzeugt wurden, zu bewerten und die daraus notwendigen Handlungen
einzuleiten. Somit stellt die Analytik einen unverzichtbaren Kernbereich im Kraftwerk dar.
VGB-Standard
Analysenverfahren
im Kraftwerk
(vormals VGB-B 401)
VGB-S-004-00-2020-10-DE
Das „Handbuch der analytischen Kraftwerkschemie“ (VGB-B 401) existiert seit 1973. Seine Anfänge
liegen weit zurück, als der Einsatz von modernen elektronischen Medien hauptsächlich als Ersatz der
Schreibmaschine gesehen wurde. Inzwischen gab es bekanntermaßen eine rasante Entwicklung. Die
Allgegenwart des Internets ermöglicht eine schnelle Recherche von analytischen Sachverhalten. Diese Aktualität kann ein gedrucktes
Medium nie erreichen. Die Fachgruppe (TG) „Analytik“ erhielt deshalb durch das Technical Committee (TC) „Chemistry“ den Auftrag,
das Handbuch inhaltlich und konzeptionell zu überarbeiten und dem Einsatz neuer Medien Rechnung zu tragen. Zu diesem Zweck
wurde eine Projektgruppe gegründet, die das vorliegende Handbuch erstellt hat.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB PowerTech e.V.
* Für Ordentliche Mitglieder des VGB PowerTech e.V. ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten. www.vgb.org/vgbvs4om
vgbe energy journal 3 · 2022 | 55

vgbe-Fachtagung
Thermische Abfall-, Klärschlammbehandlung
und Wirbelschichtfeuerungen 2022
9. und 10. Mai 2022 in Hamburg
mit Fachausstellung
Thermische Abfall-,
Klärschlammbehandlung und
Wirbelschichtfeuerungen 2022
Programm
(Änderungen vorbehalten)
MONTAG, 9. MAI 2022
Die thermische Abfallverwertung ist in Deutschland eine der
tragenden Säulen der Abfallentsorgung, die vorwiegend in
Rostfeuerungsanlagen durchgeführt wird. Die Wirbel schichtfeuerung
hat den Vorteil eines breiten Brennstoffbandes von der
Kohle über Biomasse bis hin zu Ersatzbrennstoffen. Beide Anlagentypen
haben Gemeinsamkeiten, wie etwa gleiche Anlagengröße,
Kesselkorrosionen und in der Regel die Auskopplung von Fernwärme
oder Prozessdampf, führen somit zu vielen gleichen Problemen
bei dem Betrieb der Anlagen.
Die vgbe­Fachgruppen “Thermische Abfallverwertung“ und
„Wirbelschichtfeuerungen“ haben sich entschieden, die bereits im
Jahr 2019 sehr erfolgreich durchgeführte gemeinsame Veranstaltung
in 2022 zu wiederholen und die folgenden aktuellen Themen
abzubilden:
| Betriebsoptimierung
| Sanierungsmaßnahmen
| Feuerraumverschlackung
| Feuerleistungsregelung
| Kesselkorrosion und ­verschmutzung
| Rauchgasreinigung
| Emissionsminderung und ­messtechnik
| Fernwärme­ und Prozessdampfauskopplung
| Klärschlammverbrennung
Ziel und Aufgabe ist es, die Themen des Programms zu dis ku tieren
und einen intensiven Erfahrungsaustausch zu pflegen.
In die Fachtagung ist eine begleitende Fachausstellung inte griert, die
zusätzliche Informationsmöglichkeiten bietet.
Auf Wiedersehen in Hamburg!
Ihr vgbe­Team
ab 09:30
10:00 –
10:30
V1
10:30 –
11:00
V2
11:00 –
11:30
V3
11:30 –
12:00
12:00 –
12:30
V4
12:30 –
13:00
V5
13:00 –
14:00
14:00 –
14:30
V6
14:30 –
15:00
V7
Registrierung und Welcome-Kaffee
Moderation
Peter Knapp, MVV Umwelt O&M GmbH
Stefan Bach, Vattenfall Wärme Berlin AG
Zukunft der Thermischen Abfallverwertung,
Klärschlammbehandlung und
Wirbelschichtfeuerung aus Sicht des vgbe
Dr. Thomas Eck, vgbe energy
Wasserstofferzeugung und mehr in Wuppertal
Conrad Tschersich,
AWG Abfallwirtschaftsgesellschaft mbH Wuppertal
Technische Konzepte zur Erzeugung
von „grüner“ Fernwärme
Harald Mooshandl, MVV Umwelt GmbH, Mannheim
Kaffeepause
Die Bestimmung des biogenen CO 2 -Anteils in
Abgasen von MVAs und EBS-Anlagen
Jürgen Reinmann, Envea GmbH, Bad Homburg
Fit für CCU/S? – Überblick zu Politik,
Technologie und Markt
Aleksandra Würfel, MVV Umwelt GmbH, Mannheim
Lunch
Novelle der 13./17.BImSchV und die
Umsetzung der BVT-Schlussfolgerungen für
Abfallverbrennungsanlagen in nationales Recht
Markus Gleis, Umweltbundesamt, Dessau-Roßlau
Erfüllungskosten zur Umsetzung der
BVT-Schlussfolgerungen für Abfallverbrennung
in nationales Recht – 17. BImSchV
Prof. Rudi Karpf, Ingenieurgesellschaft für
Energie- und Umweltengineering, Lich
Onlin-Anmeldung
https://register.vgbe.energy/22322/
Kontakt
Barbara Bochynski | t +49 201 8128­205 |
e vgbe­therm­abf@vgbe.energy

15:00 –
15:30
V8
15:30 –
16:00
16:00 –
16:30
V9
16:30 –
17:00
V10
17:00 –
17:30
V11
ab 18.30
Technische Optionen an quasitrockenen
Rauchgasreinigungsanlagen in Vorbereitung
der BVT-Anpassung
Taner Akbay, EEW Energy from Waste GmbH, Helmstedt
Kaffeepause
Schaden Rheinberg – Engie
Simon-Mark Egan, Solvay, Genas/Frankreich
Die Bedeutung der Kompensation thermischer
Dehnungsprozesse – ein Erfahrungsbericht
aus der Praxis
Alexander Trost,
Energy Consult Ingenieure PartG, Flensburg
Druck- und Strömungsverhältnisse
in Asche umlaufsystem und Fließbettkühler;
Hinweise auf Fehlerquellen und Optimierungen
Joachim Plackmeyer,
Ingenieurbüro Plackmeyer, Bergisch Gladbach;
Dipl.-Ing. Adlan Omer, Aixprocess GmbH, Aachen
Abendveranstaltung
im Gastwerk
DIENSTAG, 10. MAI 2022
09:00 –
09:30
V12
09:30 –
10:00
V13
10:00 –
10:30
V14
10:30 –
11:00
11:00 –
11:30
V15
11:30 –
12:00
V16
Moderation
Peter Knapp, MVV Umwelt O&M GmbH
Stefan Bach, Vattenfall Wärme Berlin AG
UBA-Forschungsvorhaben „Abschätzung
zusätzlicher aus Abwasser und Klärschlamm
kommunaler und gewerblicher Herkunft
extrahierbarer Wertstoffe“
Theresa Sichler, Bundesanstalt für
Materialforschung und -prüfung (BAM), Berlin
Fit für die Zukunft, Leistungssteigerung einer
nassen Wäsche für die zusätzliche Einspeisung
von Rauchgasen aus einem KS-Drehrohr
Dr. Wolfgang Schüttenhelm,
WSM/H. Schmitt MVV Umwelt GmbH, Wiehl
Lagerung, Umschlag und Förderung von
Klärschlamm für eine nachgeschaltete Behandlung
Dimitrios Fotakis, Energieversorgung Offenbach AG
Kaffeepause
Thermische Klärschlammverwertungsanlagen
der EVN, Konzepte & Projekte
Gernot Alfons, EVN Wärmekraftwerke GmbH,
Zwentendorf, Österreich
Phosphorrecycling im Industriemaßstab.
Dünger aus Sekundärrohstoffen
Henning Schmidt, SERAPLANT GmbH, Haldensleben
12:00 –
12:30
V17
12:30 –
13:00
V18
13:00 –
14:00
14:00 –
16:00
Einsatzmöglichkeiten von anlagenspezifischen
1:1-Simulatoren für rostgefeuerte Kraftwerke
Jens Andreas,
KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH, Essen
Abwärme als wichtiger Baustein der Wärmewende
Dr. Ulrich Liebenthal,
Hamburger Energiewerke GmbH, Hamburg
Lunch
Transfer und Besichtigung
Wärmeprojekt der MVB
16:00 Transfer zurück zum Gastwerk
16:45 Transfer Gastwerk zum Hauptbahnhof
Organisatorische Hinweise
VERANSTALTUNGSWEBSEITE
https://t1p.de/8152
VERANSTALTUNGSORT
Gastwerk Hotel Hamburg
Beim Alten Gaswerk 3
22761 Hamburg
w www.gastwerk.com
ONLINE-ANMELDUNG
https://register.vgbe.energy/22322/
ANMELDUNG
Die Anmeldung wird bis zum 25. April 2022 erbeten
(Redaktionsschluss der namentlichen Nennung im Teilnehmerverzeichnis).
Eine spätere Anmeldung, auch im
Tagungsbüro, ist möglich, jedoch ohne Aufnahme in das
Teilnehmerverzeichnis.
TEILNAHMEBEDINGUNGEN
| vgbe­Mitglieder 750,00 €
| Nichtmitglieder 950,00 €
| Hochschulen, Behörden 350,00 €
| Studierende frei mit Nachweis
DATENSCHUTZHINWEISE UND AGB
Detaillierte Informationen zu Teilnahmebedingungen
sowie Datenschutzhinweise entnehmen Sie bitte der
vgbe­Homepage:
www.vgbe.energy/terms_participation_cancellation_right
* vgbe energy ist seit September 2021 der neue Markenauftritt
des VGB PowerTech.
Fotonachweis: Titelseite, Fotolia © haidamac
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
be informed
www.vgbe.energy

Experiences gained regarding flow
accelerated corrosion in HRSGs
and mitigation measures
Behzad Boroumandi, Reza Seifi and Hamed Barzegar
Abstract
Erfahrungen mit strömungsbeschleunigter
Korrosion in HRSGs
und Abhilfemaßnahmen
Jahrzehntelange Erfahrungen haben gezeigt,
dass Rohrleckagen, die durch strömungsbeschleunigte
Korrosion (FAC) verursacht werden,
eine der wichtigsten Ursachen für erzwungene
HRSG-Ausfälle sind. Weltweit wurden
Untersuchungen durchgeführt, um die
Mechanismen der FAC zu verstehen und die
Rolle der an der FAC-Rate beteiligten Faktoren
zu ermitteln. Diese Bemühungen wurden
verstärkt, nachdem es in Kernkraftwerken zu
Rohrbrüchen aufgrund von FAC gekommen
war und resultierten in der Entwicklung verschiedener
Software durch Forschungsinstitute,
um Richtlinien für die Prognose, Überwachung
und Begrenzung von FAC in Dampferzeugungsanlagen
zu erstellen. In diesem
Beitrag werden die Erfahrungen mit FAC-bedingten
Leckagen an Deaerator- und Verdampferrohren
nach einigen Tausend Be-
Autors
Behzad Boroumandi
B.Sc. in Mechanical Engineering
Technical consultant
Reza Seifi
M.Sc. in Mechanical Engineering
Technical Manager
Hamed Barzegar
M.Sc. in Chemical Engineering
Head of Chemistry Dept.
Taban CCPP
Jam Energy Development Co.
I.R. Iran
Flow accelerated corrosion has been blamed
to be responsible for rupture of condensate
and feed water piping in nuclear and fossil
fueled power generating plants that in certain
cases caused fatalities. Table of major
incidents caused by FAC in steam generating
plants is given in reference [1]. To prevent
injury and life loss of personnel and to mitigate
forced outage of generating units and
their consequential financial burden much
investigation have been made in the past
few decades for better understanding of FAC
mechanism and factors involved in its initiation
and corrosion rate. These investigations
have resulted in developing several software
essential for nuclear power plants [2] enabling
prediction of rate of thickness loss considering
factors such as material, chemistry
regime, mass flow rate, and so on. Such software
is presently in use in numerous nuclear
power plants and to a lesser extent in combined
cycle power plants. In such software
each parameter involving in thickness loss
caused by FAC is given a factor and by multiplying
these factors corrosion rates can be
computed. Based on the results, proper
monitoring can be planned and also corrective
measures can also be proposed to minimize
unscheduled outage of generating
units. A sample of the application of such
software can be found in references [3, 4].
Considering distinct differences between
nuclear and combined cycle power plants,
specific guidelines needed to be prepared
for CCPP. A famous one of such guidelines is
named in reference [5].
Needless to mention that regular thickness
measurement of prone areas to FAC is an important
measure which can provide the retriebsstunden
in zwei HRSGs eines 484-MW-
Kraftwerks sowie Erkenntnisse aus mehreren
ähnlichen Kraftwerken vorgestellt. Obwohl
bestimmte Bereiche anfälliger für FAC sind,
sind die Bereiche, die für FAC anfällig sind,
aufgrund verschiedener Faktoren wie Konstruktion,
Betriebsweise, chemische Zusammensetzung
und dergleichen, und somit auch
der Umfang der Überwachung und der Korrektur-/Vorbeugungsmaßnahmen
von Anlage
zu Anlage unterschiedlich und sollten für
jede Anlage maßgeschneidert werden. Vor
diesem Hintergrund wurden umfangreiche
Rohr dickenmessungen in Abständen von etwa
einem Jahr durchgeführt und die durchschnittlichen
Korrosionsraten berechnet. Auf
der Grundlage der Ergebnisse wurden als vorsorgliche
Maßnahme Rohre, deren Dicke unter
80 % des Nennmaßes lag, ersetzt. Es wurden
auch ähnliche Hinweise wie bei der einphasigen
FAC auf Rohre, die einen
zweiphasigen Strom führen, gegeben, und
schließlich wurden bestimmte Empfehlungen
formuliert.
l
Decades of experiences have shown that tube
leak caused by Flow Accelerated Corrosion
(FAC) has been one of the important causes of
HRSG forced outage. Worldwide investigations
have been carried out to understand
mechanisms of FAC and identify the role of factors
involved in FAC rate. These efforts accelerated
after pipe rupture due to FAC in nuclear
power plants which caused personnel injuries
and fatalities culminated in the development
of several software by research institutes to
prepare guidelines for prediction, monitoring
and mitigation of the FAC in steam generating
units. In this paper experiences gained from
FAC caused leakages of de-aerator- evaporator
tubes after few thousands operating hours in
two HRSGs of a 484 MW CCPP and also findings
of several similar CCPPs have been presented.
Although certain places are more
prone to FAC, due to several factors such as
design, operating mode, chemistry regime and
the areas vulnerable to FAC and therefore the
extent of monitoring, corrective/preventive
measures may differ from plant to plant and
should be tailor made for each plant. Having
this fact in mind, extensive tube thickness
measurements were done at approximately
one year interval and average corrosion rates
were calculated and based on the results tube
their thickness were below 80 % of nominal
thickness were replaced (as a temporary
measure). Indications similar to indications
of single phase FAC on tube carrying twophase
stream have also been presented and finally
certain recommendations have been
made.
Introduction
58 | vgbe energy journal

KOLUMNENTITEL
HRSG‐1 DEAERATOR EVAPORATOR OUTLET HEADER TUBES FAILED DUE TO FAC
Fig. 1. Images of leaky tubes and their locations.
quired information about loss of thickness
and therefore corrosion rate. It is worth
mentioning that due to several factors involved
in developing FAC, e.g. Design, a
FLUE GAS
ENLARGED VIEW OF RED SQUARE
DEC,2018
CEP
DEA EVA
chemistry regime of water/steam, cycle,
mode of operation and so on, plant specific
solution should be prepared for individual
power plant. Based on leak history and also
the results of tube wall thickness measurements,
partial or total replacement of the
affected section with more resistant material,
modifying chemistry regime, can be considered
as part of tailor-made solutions. In the
following section roles of influencing factors
in development of tube leak in HRSG of a
CCPP, herein after is called the power plant
“A”, will be discussed in details and one case
study report has also been presented.
Discussion
Decades of worldwide investigations have
proved that dissolution of normally protective
layer of magnetite in disturbed stream
of entirely liquid (single phase flow) or liquid
vapor (two phase flow) and its reformation
and repetition of this cycle causes loss
of material (loss of thickness) of carbon
steel tube that eventually cause tube leak
and therefore forced outages of HRSG. This
phenomenon, corrosion accelerated by flow,
is briefly called FAC (Acronym of Flow Accelerated
Corrosion or Flow Assisted Corrosion).
Statistical information has shown that
tube leak caused by FAC has been an important
cause of forced outages of the HRSG. In
the numerous literatures mechanism of occurrence
of the FAC in HRSG, factors involved
and their significance and vulnerable
areas have been discussed [1, 6, 7]. In brief
pH, DO (dissolved Oxygen), operating temperature,
tube geometry, tube material,
mass flow rate and void fraction (for two
phase flow) are governing factors in development
and rate of FAC.
In continuation of this paper history of tube
leaks in HRSGs of a combined cycle power
plant “A” along with carrying out measures
have been explained and one case of tube
HP DRUM
98.6 Bara
LP DRUM
10.1 Bara
DEA-EVA
5.43 Bar(a)
WATER SPRAY
GT
SUPLEMENTARY FIRING
HP SH HT
HP SH IT
HP SH LT
HP EVA
HP 2 ND
LP SH
LP EA V
HP 1 ST ECO
EV A-DEA
CPH
STACK
ST
COOLING TOWER
CW PUMP
CONDENSER
CEP
BFP
GT Outlet Flue Gas Mass Flow
GT Outlet Flue Gas Temperature
Flue Gas Temperature after Duct Burner
Flue Gas Temperature at Stack Exit
LP Steam Temperature
LP Steam Pressure
LP Steam Mass Flow
HP Steam Temperature
HP Steam Pressure
HP Steam Mass Flow
At GT Fuel Gas Operation
454 kg/s
543.8 o C
594 o C
113 o C
230 o C
8.5 bar(a)
9 kg/s
520 o C
90 bar(a)
67 kg/s
Fig. 2. CCPP “A” water/steam cycle diagram.
vgbe energy journal 3 · 2022 | 59

Thk mm
Temperatur ( o C)
Pressure (Bar(a)
KOLUMNENTITEL
leak has been discussed in detail.
In heat recovery steam generators (HRSG)
of CCPP “A” tube leak occurred in De aerator
-Evaporator after approximately 8,000 operating
hours. Images of leaky tubes and their
location are shown in F i g u r e 1 .
Leaky tubes were replaced by Dutchman
and HRSG put back into operation. CCPP “A”
comprises of two gas turbines, two dual
pressure horizontal heat recovery steam
generators (HRSG), HP and LP steam turbines
and eventually a cooling system includes
a dry type natural draft cooling tower
(Heller) and a direct contact jet condenser.
F i g u r e 2 depicts the equipment arrangement
of steam cycle in which the HRSG elements
are described meticulously and the
table integrated in the graph illustrates the
significant information about gas and steam
turbines and HRSG. The exhaust gas from
the gas turbine enters HRSG via a specified
duct and diverter damper and is heated by
means of a set of burners as supplementary
firing located just before the final super heater.
While the flue gas is passing through the
ducts and losing its temperature, the HP and
LP steam are being generated on the HP and
LP drums and after being superheated in HP
and LP super heaters finally via pressure
pipes delivered to the HP and LP sections of
steam turbine. As tube leak after such low
operating hours deemed to be premature
and as further tube leak was expectable
therefore in-depth investigation of the problem
was necessary. Preliminary observation
of failed tubes led us to the fact that Flow Accelerated
Corrosion was responsible for the
leak. This necessitated that at the first opportunity
thickness measurements of total tubes
of the front row, which were accessible to be
done. This was carried out by an ultrasonic
thickness measuring device (UT). Sample of
measurements is shown in F i g u r e 3 .
In order to find out which factors amongst
previously mentioned items were responsible
for FAC of the before said tube leak, technical
specifications, design criteria, chemistry
regime and operating modes of the subject
HRSG were carefully reviewed details of
which will follow.
Tube material
The used tube material for the de-aerator
evaporator of our case is A192. Investigations
have shown that alloys with small percentage
of chromium have good resistance
against single and two phase FAC [6]. A192
lacks chromium therefore, is prone to FAC.
Operating pressure/ temperature
THICKNESS MEASUREMENTS RESULT HRSG2 DEAERATOR EVAPORATOR OUTLET HEADER MODULE A POINT B CARRIED
OUT IN SEP.2019 AND FEB.2020 NOMINAL DIMENSION OF TUBE 38.1MM O.DX2.4 MM THK.
3.5
3
2.5
2
1.5
1
0.5
0
Investigations have indicated that the single
phase FAC rate is maximum in the temperature
range between 130 °C to 180 °C with a
peak around 150 °C. This peak is 175 to
180 °C for two phase FAC [6]. Design temperature
of DE-EVA of the subject HRSG at
rated load is 154 °C that is very close to temperature
of peak FAC rate. Operating modes
of HRSG have been classified in different
pressure/temperature for fuel oil and gas oil,
for 15 days result of which is shown in F i g -
u r e 4 . In the past four years the gas turbine
operated approximately 2 months on fuel oil
and 10 months on fuel gas each year, therefore
the pressure/temperature modes shown
in the above said figure can be generalized
for the whole operating hours (approximately
34,000 hours) considering duration of operation
with fuel gas and fuel oil.
Chemistry aspects
TUBE NO 1 HAD ALREADY BEEN R.EPLACED IN F£8.2018
In CCPP, in which natural draft dry type
cooling tower is used for cooling water system,
different material such as Carbon steel
and Aluminum are used. It is a known fact
that PH value and concentration of dissolved
Oxygen play important roles in magnetite
dissolution rate and therefore FAC
rate. In fact, by increasing the pH value
SEPT.2019
FEB.2020
MAGNITUDE OF THICKNESS REDUCTION
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39
A GAS INLET
B(BLEND)
MODULE A
MODULE B
FLUE GAS
39 1 1 39
Fig. 3. Sample thickness measurement diagram.
170
165
160
155
150
145
140
135
130
125
Fuel Oil Operation
above 9.6, FAC rate of Carbon Steel material
can be substantially reduced[6]. The chemistry
regime of CCPP “A” is AVT (O) without
injection of Hydrazine. As Aluminum tubes
are used in heat exchanger tubes (so called
Delta coolers) of cooling system, PH value
cannot be increased to above said value to
protect carbon steel tubes against FAC, otherwise
Aluminum tubes would be faced with
severe corrosion. The operating status of cycle
with respect to pH value was carefully
studied result of which will follow.
pH value
Log sheets with up to 20,000 operating
hours of the plant have been studied. As can
be seen in F i g u r e 5 a during 92 % of operating
time the pH value was between 8.1
and 8.7 which is well below the recommended
value of minimizing FAC in the HRSG.
F i g u r e 5 b shows that during the above
said operating period average Fe value was
Deaerator-EvaporatorTemperature- Pressure Over The Operating Hours
Fuel Gas Operation
Fuel Oil Operation
Temperature
pressure
Operating Hours
120
0 50 100 150 200 250 300 350
Fig. 4. Feed water tank, operating temperature-pressure diagram.
7
6
5
4
3
2
1
60 | vgbe energy journal 3 · 2022

KOLUMNENTITEL
pH pH O2(ppb)
a b c
Fig. 5. Operating hours of HRSG 1 vs. pH, dissolved O 2 and Fe.
45 ppb that is also above recommended value
(20 ppb).
As recently average monthly value of Fe for
DEA-EVAP raised to 60 to 65 ppb and in spite
of the known fact that by increasing pH corrosion
of Aluminum tubes of coolers might
be faced, a five month test was arranged to
increase pH value by injection of Ammonia
into inlet water to DEA-EVAP in stepwise
manner and to carefully monitor Fe and Aluminum
values .It was noticed that by increasing
pH of the feed water to 8.7 Fe value
was reduced to 45 to 50 ppb without a noticeable
increase in Aluminum value. Further
increase in pH was stopped because
Aluminum value starts to increase.
To further decrease Fe value set of tests has
been arranged to increase DO of feed water
and carefully monitor their effects on Fe migration
and other parameters.
FLUE GAS
QUTLET HEADER
INLET HEADER
quired for FAC to happen exist for de-aerator-evaporator
tubes and specifically tube
bends of outlet header. It is important to
note that unsuitable tube material (Carbon
Steel) accompanied with low PH and O 2
concentration and also operating temperature
play the most significant role in the FAC
rate of the before said tubes. Worth mentioning
that experiences in many CCPP
throughout the world imply that tubes that
are located adjacent to casings and those located
in the middle part (separation space of
two modules) are more vulnerable to FAC.
This is mainly because of potential bypassing
of flue gas that expose the tubes to more
heat, therefore more evaporation and fluid
speed that all can influence the FAC rate [8].
Almost all tube leak in HRSGs of CCPP “A”
were located close to casings or center part
of HRSG in spite of the fact that baffle plate
installed in these areas to minimize the flue
gas bypass. History of tube leak, tube wall
thickness measurement results, and examination
of tube surfaces of the two HRSG of
CCPP “A” and several other similar HRSG led
us to the following facts:
––
The FAC rate of first row exposed to flue
gas is much higher than the succeeding
rows.
––
Although FAC may also occur at inlets of
tube bend, its rate is much lesser than
compared to the outlets (F i g u r e 7 upper
images).
––
FAC may occur all over the circumference
of straight tubes, but its rate is lesser compared
to that of tube bends (F i g u r e 7
lower image).
O 2 content
As shown in F i g u r e 5 c dissolved oxygen
content of water during 83.5 % of the abovementioned
operating hours was between
0.0 to 0.5 ppb and in 99 % of the above said
period below 5 ppb. As far as FAC is concerned,
water having dissolved oxygen below
5 ppb can significantly increase the corrosion
rate.
Areas suffered from FAC are shown by red arrow
Fig. 6. De-aerator evaporator tube
configuration.
drawings of DE-EVA and location of experienced
leaks in before said HRSG are shown in
F i g u r e 6 . Highest tube wall thickness loss
has also been noticed in tube bends. All these
experiences substantiate the above said fact.
Qutlets
Inlets
Mass flow rate
In numerous articles relation between mass
flow rate and FAC rate have been discussed
[6]. In fact, FAC does not occur in stagnant
fluid. AS information was not found about
average mass flow rate of individual tube of
different heating sections of HRSG of CCPP
‘’A“, therefore mass flow rates were roughly
calculated and results can be found in Ta -
b l e 2 .´Worth mentioning that its a normal
practice that the velocity of saturated steam
at the outlet of the low pressure evaporator
should not exceed 10 m/s [8] to avoid a potential
erosion caused by liquid droplet impingement
(LDI).
Tube configuration
It is a well known fact that FAC rate is higher
in areas of disturbed flow, e.g. Bends, T-
joints, size change, and the like. Schematic
Void fraction.
(valid for two phase FAC)
Although there exist several techniques such
as quick closing valves [9] to measure the
void fraction, in our case void fraction was
not measured. Worth mentioning that there
is correlation between void fraction, saturated
steam quality and pressure.[10, 11]. It
is a general recommendation that HRSG design
should be so that void fraction at the
outlet of the low pressure evaporator remain
below 0.7 in order to avoid flow instability
[12] and liquid droplet impingement (LDI).
Evaluation of the susceptibility
of de-aerator evaporator
tubes of CCPP “A“ to FAC
From the above explanation, one can easily
conclude that almost all parameters re-
Fig. 7. FAC suffered tube. Top: bent tube.
Bottom: straight tube.
Morphology of tube surface
indications
It has been experienced that in establishing
turbulence in two phase flow, scallop shape
formed by overlapping of horse shoes (also
called chevron), always black and shiny,
may be observed on the tube surface of
vgbe energy journal 3 · 2022 | 61

KOLUMNENTITEL
ISOLATED PIN HOLES POPULATED PIN HOLES A PIECE OF TUBE WALL DETACHED
Fig. 8. FAC suffered tube bend.
evaporator tubes [7]. This scallop indication
(also called orange peel) that resemble single
phase FAC symptom were observed on
the surfaces of dozens of tubes of the outlet
header of the de-aerator evaporator of power
plant “A” and HRSGs of similar other power
plants. (F i g u r e 8 and Ta b l e 1 ). This
finding is also in agreements of findings of
ABE [13] which states that despite the fact
that flow regime is two phases, a layer of water
forms at the tube bend outlets and scallop
shape is formed as well. Worth mentioning
that in all examined tube horse shoe indications
point against the direction of flow.
This is also in line with the finding of ABE
[13]. It is to be noted that at the initial stage
of FAC isolated horse shoes are formed. As
the population of horseshoe increase, overlapping
of them happen and at the deepest
point of overlapped horse shoes first isolated
pin hole and as a result populated pin holes
develop. As the number of pinholes increase,
a time will be reached that the tube body
cannot resist tube internal pressure and a
piece of tube body detaches and at this stage
jump in makeup water consumption happens
consequently. In F i g u r e 9 images of
exterior surfaces of tubes having isolated
pin holes, populated pinholes and tube with
detached piece are shown.
Tab. 1. Morphology of FAC suffered de-aerator evaporator tubes of three CCPP.
CCPP
“A“
CCPP
“B“
CCPP
“C“
Rating
MW
484
484
484
HRSG Type
Dual pressure
horizontal
type
Dual pressure
horizontal
type
Dual pressure
horizontal
type
Type of
cooling
system
Natural draft
dry type
cooling tower
(heller)
Aluminum
tubes for
coolers
Natural draft
dry type
cooling tower
(heller)
Aluminum
tubes for
coolers
Air cooled
condenser
(Arc)
Carbon steel
tubes for
coolers
Fig. 9. External view of tube suffered from FAC at different stages.
Morphology of inside surface of deaeratorevaporator
tube
Description
Isolated
horseshoes
and
overlapped
horseshoes
forming
scallop shape
Horseshoe
tips against
flow direction
Isolated
horseshoes
and
overlapped
horseshoes
forming
scallop shape
Horseshoe
tips against
flow direction
Isolated
horseshoes
and overlapped
horseshoes
forming
scallop shape
Horseshoe
tips against
flow direction
Image
FAC mitigation measures in
CCPP “A“
By the time that a permanent solution is
found to prevent unscheduled outages of
HRSG, the following short-term actions
were done to minimize forced outages of the
HRSG.
1: Identifying areas of HRSGs of CCPP “A”
prone to FAC.
This was done based on the following items:
1-1: Areas of concerned stated in different
literature.
1-2: Experiences gained in CCPP “A”.
1-3: Experiences of other HRSGs similar to
HRSG of CCPP “A”.
2: Monitoring areas of concern by thickness
measurement as far as practicable.
In this respect, an actual size mockup was
built (F i g u r e 10 a ) for the following purposes:
––
To test the possibility of thickness measurement
of tubes of the second row.
It’s important to note that although the FAC
rate for tube bends of first row is higher compared
to the tubes of the other rows, FAC has
also been found in straight tubes of second
rows therefore monitoring of tubes of this
row is of importance. Results of test done on
the mockup were acceptable.
––
To exercise mirror welding.
In many instances mirror welding expertise is
needed, especially for weld joints close to the
header and casing which are not accessible.
2-3:Thickness measurements of those tubes
of the third row, which become accessible
during repair work of other rows.
2-4: Thickness measurements of bends of
riser pipes between outlet header and feed
water storage tank.
2-5: Thickness measurement of end portion
of outlet header of de-aerator-evaporator
above the entering point of straight tubes to
header.
62 | vgbe energy journal 3 · 2022

KOLUMNENTITEL
Fig. 10. Actual size mockup of header, radiographic image of insulated pipe and image taken by fiberscope.
Tab. 2. Monitoring priority table for areas of concern of CCPP “A”.
The values written in parenthesis are threshold values below which FAC may occur.
Values of important parameters used for prioritization of monitoring
Susceptibility of area to face
Deaerator
evaporator
tube bend close
to outlet header
De-aerator
evaporator tube
bend close to
inlet header
HP eco 2 tube
bend close to
outlet header
HP eco 2 tube
bend close to
inlet header
LP evaporator
tube bend close
to outlet
header
LP evaporator
tube bend close
to inle theader
HP eco1 tube
bend close to
outlet header
HP eco1 tube
bend close to
inlet header
ph
(

FLOW DIRECTION
KOLUMNENTITEL
tube failure history FAC monitoring program
should somehow be plant specific.
9. In many plants, tube leak due to FAC has
occurred during the guarantee period,
therefore plant owners refrain from final
taking over of the plant. To avoid being
faced with such dispute between owner and
contra