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

vgbe energy journal - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 3 (2022). Technical Journal of the vgbe energy e.V. - Energy is us! NOTICE: Please feel free to read this free copy of the vgbe energy journal. This is our temporary contribution to support experience exchange in the energy industry during Corona times. The printed edition, subscription as well as fur-ther services are available on our website, www.vgbe.energy +++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++ Oliver Then: Topical issue: Secured energy supply Aktuelles Thema: Gesicherte Energieversorgung Michael Neupert: From coal-fired power plant to repurposing – challenges of conversion projects Vom Steinkohlekraftwerk zur Nachnutzung – Herausforderungen von Konversionsprojekten Hellmuth Brüggemann, Reinhard Gollnick and Michael Weisenburger: Is there a future for coal-fired power plants without coal? Gibt es Zukunft für Kohlekraftwerke ohne Kohle? Alexander Gottwald, Pierre Huck and Nevena Nikiforova: Technical due diligence for geothermal power plant Technical Due Diligence für Geothermie-Kraftwerk Alex Schöneberger: 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 Behzad Boroumandi, Reza Seifi and Hamed Barzegar: Experiences gained regarding flow accelerated corrosion in HRSGs and mitigation measures Erfahrungen mit strömungs­beschleunigter Korrosion in HRSGs und Abhilfemaßnahmen Minhee Kim, Junkyu Song and Kyungho Nam: Development of software quality assurance procedure for NPPs safety analysis code Entwicklung eines Qualitätssicherungsverfahrens für Sicherheitsanalysecodes von Kernkraftwerken Graham Chapman: Global thermal coal supply fundamentals Grundlegende Informationen und Daten zur weltweiten Versorgung mit Steinkohle Toby Lockwood: 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 Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen: Energy consumption in Germany 2021 – Electricity industry Energieverbrauch in Deutschland 2021 – Elektrizitätswirtschaft Conference report: vgbe Conference Gas Turbines and Operation of Gas Turbines 2021 Konferenzbericht: vgbe-Fachtagung Gasturbinen & Gasturbinenbetrieb 2021

vgbe energy journal - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat.
Issue 3 (2022).
Technical Journal of the vgbe energy e.V. - Energy is us!

NOTICE: Please feel free to read this free copy of the vgbe energy journal. This is our temporary contribution to support experience exchange in the energy industry during Corona times. The printed edition, subscription as well as fur-ther services are available on our website, www.vgbe.energy

+++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++

Oliver Then:
Topical issue: Secured energy supply
Aktuelles Thema: Gesicherte Energieversorgung

Michael Neupert:
From coal-fired power plant to repurposing – challenges of conversion projects
Vom Steinkohlekraftwerk zur Nachnutzung – Herausforderungen von Konversionsprojekten

Hellmuth Brüggemann, Reinhard Gollnick and Michael Weisenburger:
Is there a future for coal-fired power plants without coal?
Gibt es Zukunft für Kohlekraftwerke ohne Kohle?

Alexander Gottwald, Pierre Huck and Nevena Nikiforova:
Technical due diligence for geothermal power plant
Technical Due Diligence für Geothermie-Kraftwerk

Alex Schöneberger:
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

Behzad Boroumandi, Reza Seifi and Hamed Barzegar:
Experiences gained regarding flow accelerated corrosion in HRSGs and mitigation measures
Erfahrungen mit strömungs­beschleunigter Korrosion in HRSGs und Abhilfemaßnahmen

Minhee Kim, Junkyu Song and Kyungho Nam:
Development of software quality assurance procedure for NPPs safety analysis code
Entwicklung eines Qualitätssicherungsverfahrens für Sicherheitsanalysecodes von Kernkraftwerken

Graham Chapman:
Global thermal coal supply fundamentals
Grundlegende Informationen und Daten zur weltweiten Versorgung mit Steinkohle

Toby Lockwood:
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

Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen:
Energy consumption in Germany 2021 – Electricity industry
Energieverbrauch in Deutschland 2021 – Elektrizitätswirtschaft

Conference report: vgbe Conference Gas Turbines and Operation of Gas Turbines 2021
Konferenzbericht: vgbe-Fachtagung Gasturbinen & Gasturbinenbetrieb 2021

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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-

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Technical due diligence for

geothermal

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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

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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.

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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.

ORBEN Wasseraufbereitung GmbH & Co. KG

Industriepark Kalle-Albert – Gebäude C583

Kasteler Str. 45

65203 Wiesbaden, Deutschland

Tel. +49 611 962 5722

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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.

LL

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vgbe-Workshop

in Kooperation mit ausecus

Neue Anforderungen

aus dem

IT-Sicherheitsgesetz

2.0 und der

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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


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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


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„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


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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


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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

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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


SAVE THE DATE

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

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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

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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

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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

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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

www.salzgitter-ag.de (22950918)

LL

www.trianel.com (22950917)

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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

contractor, proper terms should be included

in the contract agreement regarding mutually

accepted rate of FAC for areas of concern.

Proper monitoring program for tube/

pipe thickness during the guarantee period

should also be agreed upon.

10. Until the time that the proper solution

for the FAC problem of an HRSG is found, it

is advisable to replace few tubes of all rows

that are located adjacent to casings and also

those tubes located near center line of HRSG

with T22 material. Tubes located in these

areas are prone to high FAC rate for the reason

mentioned in item 4 above.

11. In many instances, alloy steel tubes with

dimensions exactly similar to dimensions of

originally used tubes might not be available.

Although there exist standards for butt

welding of tubes with different thickness,

due attention should be paid about possible

adverse effects of reduction of the cross section

area of flow passage of thicker tubes on

the FAC rate of the replaced and also not replaced

tubes.

a b c

LOCATION OF LEAKYTUBE

d

Fig. 11. Images of leaked water, Steam escaping from stack., leaky tube and its location.

a

LEAKY TUBE

TUBES CUT FOR ACCESS TO LEAKY TUBE

TUBES CUT DUE TO REDUCED THICKNESS

FLUE GAS

Fig. 12. Detailed images of FAC suffered leaky tube.

and rate is lesser compared to a rate of

bent tubes.

––

FAC rate as high as 3mm/year has been

experienced for tube bends adjacent to

casings and also center line of HRSG due

to flow gas bypass in this area, even

though the baffle plate installed to minimize

flue gas escape.

––

Minor leak through pinhole caused by FAC

specially on low pressure evaporator

4-5 bar(g) can hardly be detected and even

Detected, no immediate actions are needed

to rectify it as it can barely do harm to adjacent

tube and consequential damages. To

substantiate this claim, in numerous de-aerator-evaporator

tube leak, no adjacent tube

had suffered after several days of operation

in such condition

6. Single phase FAC indication (scalloped

surface) has been observed on tubes carrying

two phase flow e.g. De aerator Evaporator

tubes, probably due to formation of water

layer specially at Extrados of tube bends

7. Horseshoe that is a symptom of the single

phase FAC may point against flow direction

8. Due to numerous factors involved in order

FAC to occur and also considering HRSG

b

c

Acknowledgment

The authors wish to thank Taban CCPP manager

Mr. Ali Doust Hosseini for his encouragement

and also permission to use needed

information for preparation of this paper.

References

[1] Barry Dooley, Derek Lister: Flow-Accelerated

Corrosion in Steam Generating Plant,

Power Plant Chemistry 2018,20 (4).

[2] Iva Betova, Martin Bojinov, Timo Saario:

Predictive modeling of flow-accelerated corrosion

– unresolved problems and issues.

Research report no vtt-r-08125-10

19.10.2010.

[3] Christopher Schefski, John Pietralik, Tom

Dyke, Mike Lewis: Candu maintenance

conference 1995, Flow-Accelerated Corrosion

in nuclear power plants: application of

checworks at Darlington.

[4] S.M Lee, J.M. Kim, Y.S. Chang, J.B. Choi,

Y.J. Kim, Y.H. Choi: Wall-Thinning Rate

Evaluation of Pipes under Accelerated Flow

Condition, Transactions of the Korean Nuclear

Society Autumn Meeting, Gyeongju,

Korea, November 2-3, 2006.

[5] Guidelines for Control of Flow-Accelerated

Corrosion in Fossil and Combined Cycle

Plants, EPRI.

[6] Barry Dooley: Flow-accelerated corrosion in

fossil and combined cycle/HRSG plants,

Power Plant Chemistry, 2008 - osti.gov.

[7] Barry Dooley, Bob Anderson: Trends in

HRSG Reliability – A 10 Year Review.

[8] Flow Accelerated Corrosion (FAC), Tetra Engineering.

[9] Álvaro Roberto Gardenghi, Erivelto dos

Santos Filho, Daniel Gregório Chagas,

Guilherme Scagnolatto, Rodrigo Monteiro

Oliveira and Cristiano BigonhaTibiriçá:

Overview of Void Fraction Measurement

Techniques, Databases and Correlations for

Two-Phase Flow in Small Diameter Channels.

[10] Heat Recovery Steam Generator Technology,

P58, Edited by Vernon L. Erikson.

[11] Industrial Boiler and Heat Recovery Steam

Generator, Design, Application and Calculation,

P350, V. Ganapathy.

[12] Atul. Elgandelwar,R.S. Jha M. Lele: Desired

Circulation Ratio for Natural circulation

in Water Tube Boiler, P5.

[13] Hiroshi ABE, Yutaka Watanabe, Makoto

Nakashima and Tadashi Tatsuki: Characterization

of the Corroded Surface Morphology

of a Carbon Steel Piping Elbow Affected

by Flow-Accelerated Corrosion. l

64 | vgbe energy journal 3 · 2022


Development of software quality assurance procedure for NPPs safety analysis code

Development of software quality

assurance procedure for NPPs

safety analysis code

Minhee Kim, Junkyu Song and Kyungho Nam

Entwicklung eines

Qualitätssicherungsverfahrens für

Sicherheitsanalysecodes von

Kernkraftwerken

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. Die bisherige Software-Qualitätssicherung

des SPACE-Codes wurde auf der Grundlage

von ASME NQA-1-1994, 1995a entwi-

Autors

Minhee Kim

Junkyu Song

Kyungho Nam

Central Research Institute, Korea

Hydro & Nuclear Power Co.

Yuseong-daero, Yuseong-gu,

Daejeon, Korea

ckelt. In Vorbereitung auf neue Kernkraftprojekte

werden die neuesten Verfahren und

Systeme zur Software-Qualitätssicherung auf

den SPACE-Code angewendet. Die Verfahrensrichtlinie

für die Software-Qualitätssicherung

soll die Verfahren zur Kontrolle der Entwicklung

und Änderungen mit Hilfe eines Konfigurationsmanagementsystems

festlegen. Durch

die Anwendung des neuesten Software-Qualitätssicherungsverfahrens

auf den SPACE-Code

können die Aufgaben des Konfigurationsmanagements

und die Qualität der Entwurfssoftware

verbessert und die internationalen Standards

der Software-Qualitätssicherung für

internationale Projekte erfüllt werden. l

I

Introduction

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 thermalhydraulic

system analysis code developed by

the Korea nuclear industry. The previous

software quality assurance of SPACE code

has been developed based on ASME NQA-1-

1994,1995a. In preparation for new nuclear

power projects, the latest software quality

assurance procedure and system are applied

to SPACE code. The procedure guideline of

software quality assurance is to prescribe

the procedures to control the development

and change of design software using configuration

management system. The guideline

prescribes the procedures of software

life cycle including design software development

and change, commercial grade software

dedication, in-use tests, installation

and approval, error handling and configuration

change. Documents generated at each

phase of software life cycle shall be registered

on the software configuration management

system and reviewed and approved.

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.

II

Software QA Procedure

and System

ASME NQA-1 is nuclear quality assurance

procedures, which reflect industry experience

and current understanding to achieve

safe, reliable and efficient utilization of nuclear

energy and radioactive materials. The

standard focuses on the achievement of result

and emphasizes the role of the individual

and management in the achievement of

quality. In order to develop the quality assurance

requirements for design software in

nuclear facility applications, the standards

and control procedure of software life cycle

documents are modified according to ASME

NQA-1a-2009 subpart 2.7. The major differences

between old and new are the concept,

testing and installation package phase, as

shown in Ta b l e 1 . Therefore, five types of

design software development procedures

and instructions are developed. The procedures

describe control procedure for design

software development and change during

software life cycle including acquired software

and support software.

A

KHNP Software QA procedures

and instructions

KHNP´s software QA procedures and instructions

are shown in Ta b l e 2 .

1 Procedure 1: Design Software

Development and Change

This procedure describes control procedure

for software development and change during

software life cycle of design software.

Software life cycle typically includes concept

phase, requirements phase, design

phase, implementation phase, design verification

phase, user manual phase, acceptance

testing phase, software V&V report

phase, software installation package phase,

65 | vgbe energy journal

vgbe energy journal 3 · 2022 | 65


Development of software quality assurance procedure for NPPs safety analysis code

Tab. 1. Software QA procedure according to ASME NQA-1.

Phase ASME NQA-1 1994, 1995a ASME NQA-1 2008, 2009a

Concept Plan Quality assurance plan

Verification and validation plan

Requirement Requirement Requirement specification

Design Design Design

Implementation

Test plan

Implementation

Test

etc. According to software classification considering

the importance to nuclear safety,

the documents required during software life

cycle are provided in software development

phase.

The concept phase involves software QA

plan and software V&V plan documents.

The SQAP contains the software usage,

quality control, required documentation,

standards, audits and test requirements.

Software is classified based on the intended

the purpose and usage of the software. The

SVVP involves overall measures to maintain

systematic and sequential work processes

and quality of work for verification and validation

in software development and change.

The document describes the software life

cycle tasks at each phase, standards, plan,

resources, risk control requirements, roles

and responsibilities.

The requirements phase involves the software

requirements specification, which

maintains the traceability throughout the

software life cycle. The requirement specifications

contain the operating system, design

inputs, design constraints and acceptance

criteria, etc. The significant changes are

written in a separate document for review

comments and corrective actions.

The design phase describes the software design

requirements specification such as the

numerical methods, process structures, and

compute program’s operating environment.

Moreover, the measures to mitigate the consequences

of problems due to external and

internal abnormal conditions are considered

to design the computer program.

The implementation phase involves the integration

and unit test plan, procedures, and

Integration and unit test plan/procedure

Implementation

Integration & unit test report

Design verification - Design verification

User manual User manual User manual

Acceptance testing - Acceptance test plan/procedure

Acceptance test report

V&V report - Verification and validation report

Installation package - Installation package

Tab. 2. KHNP software QA procedure

Document ID

Procedure 1

Procedure 2

Instruction 1

Instruction 2

Instruction 3

Title

Design Software Development and Change

Design Software Test Control

Design Software Review and Approval Guidelines

Design Software Configuration Management

Dedication Process for

Commercial-Grade Computer Programs

test report. The software developer or software

configuration management staff

should prepare the test plan/procedure, and

the software tester performs the test in accordance

with test plan/procedure in order

to confirm the test requirements. The software

test plan /procedure include the items

to be tested and test methods. The test plan/

procedures provide the method evaluating

technical adequacy through comparison between

test results and alternative methods

such as calculations using comparable proven

programs, hand calculations, or empirical

data. Integration and unit test verifies

whether the computer program produces

correct solutions within defined environment.

The design verification phase includes the

results of implementation, integration test

and/or unit test. Software design verification

is evaluating the technical adequacy of

the design approach and ensuring the internal

completeness, consistency and correctness

of the software design. Through the

verification phase, software design can be

traceable to the software design requirements.

Through software verification and validation

report, the software QA documents can

be confirmed according to reviewed and approved

documents. The checklist in review

documents is generated at each phase of

software life, and include the pass or fail results.

2 Procedure 2: Design Software Test

Control

The purpose of this procedure is to describe

the procedure of test requirements, test procedures,

test results, and test records in relation

to software test such as unit test, integration

test, acceptance test, etc. Moreover,

this procedure describes the training and

qualification of tester to continuously maintain

the work capability.

The initial qualification of software tester’s

candidate is determined by an experience,

introduction training and evaluation of the

candidate’s education. The software test

manager confirms the minimum training

hours and evaluated using the test problem

by external software test certificate organizations.

The software developer establishes the test

cases and the test requirements, and acceptance

criteria based on approved software

verification and validation plan, software

requirements specification, and software

design document. Software design verification

testing demonstrates the capability of

the software to provide valid results.

Through valuating the software acceptance

testing, the differences between expected

and actual results can be identified in the

operating environment.

The software tester performs the test and

writes the document according to evaluation

of the test requirements and acceptance

criteria. The test reports including

the test plan, test procedure, and test results

are controlled on configuration management

system. Software tester prepares unit

test, integration test, and acceptance test

and in-use test including computer program,

computer hardware, and data recorder,

etc.

3 Instruction 1: Design Software

Review and Approval Guidelines

This guideline prescribes the guidelines for

the review and approval of produced documents

during the software life cycle for

the development or change of design software.

The SQA documents must be reviewed

and approved at each phase of software life

cycle and registered on configuration management

system. The checklist is generated

at each phase of software life and include

the pass or fail results with the name of the

writer, signature, and the date. The checklist

of each phase is developed according

to ASME NQA-1a-2009 and IEEE standard

glossary of software engineering terminology.

The design software is reviewed and approved

by development group, QA group,

and configuration management group. The

software developer and reviewer are responsible

for development and change activities.

The software V&V staff of QA group

is responsible for the review and control of

software quality under development or

change. Also, the V&V staff prepares SVVR

and checklists at each software life cycle

stage to assure the quality of software. The

software configuration management group

is responsible for test, validation, management

of software installation and mainte-

66 | vgbe energy journal 3 · 2022


Development of software quality assurance procedure for NPPs safety analysis code

The system consists of registration, development,

installation, issue handling, configuration

change, and acquired software and

maintenance. F i g u r e 2 represents the

registration process. First of all, the software

is registered with detailed description and

responsible department in the system. After

reviewing the software level classification,

the software registration manager and configuration

manager approves the registration

process.

Fig. 1. KHNP software configuration management system.

nance involving the software rent and retirement.

The software configuration management

staff performs the software installation

test and prepares the software installation

report.

4 Instruction 2: Design Software

Configuration Management

START

FINISH

Fig. 2. Software registration process.

Application for

registration

Approval by

SW manager

START

This guideline describes the procedures to

manage configuration item and consistency

between configuration items during software

life cycle of design software. The design

configuration is managed in KHNP system,

as shown in F i g u r e 1 .

Review by

registration

group

Approval by

configuration

management group

Approval by

registration

group

Review by

configuration

management group

In order to conduct the software development

process, the preparation, review, and

approval at each phase is performed in accordance

with the related procedure. The

documents, review comments and checklist

of each phase are managed in the system.

F i g u r e 3 represents the development process,

which is selected depending on the

modification of source code. The software

life cycle documents can be prepared as

combined document or simple documents.

For simple software change, the SQAP document

is not necessary because there is only

slight change in program structure or numerical

model.

F i g u r e 4 represents the software installation

process. After development process,

software installation process is continued

for the software operation and maintenance.

The software configuration management

staff prepares the software installation

package and software installation report,

which involves the validation test results

within acceptance criteria. After approval of

software installation process, the software is

released for use.

F i g u r e 5 shows the process of software

configuration change. The configuration

changes are conducted for enhancement request

from the user community, addition of

design requirements, and change of operating

environment, etc. The software configuration

management group have to do the

pre-evaluation on configuration change. If

the configuration change procedure is determined

to be necessary, the configuration

change is reviewed by the committee. The

START

SW change request

SW registration

SW baseline change

Pre-evaluation by

configuration

management group

Full life cycle Combined life cycle Simple life cycle

Evaluation

by committee

Fig. 3.. Software development process.

Change approval

by SW project manager

Disapproval

START

SW installation test

SW installation report

preparation

Approval

SW development

SW installation report

review

SW change approval

FINISH

SW release approval

SW installation report

approval

FINISH

Fig. 4. Software installation process.

Fig. 5. Software configuration change process.

vgbe energy journal 3 · 2022 | 67


Development of software quality assurance procedure for NPPs safety analysis code

Tab. 3. Checklist Results for SPACE code

Criteria for Checklist

Total

Evaluation Result

Satisfied

Not

Satisfied

Modification

Required

SQAP Evaluation Results 14 14 0 0

SVVP Evaluation Results 16 16 0 0

Requirements Evaluation Results 16 16 0 0

Design Evaluation Results 15 15 0 0

Source Code Evaluation Results 7 7 0 0

Program Integration Evaluation

Results

Integration Test Plan/Procedure

Evaluation Results

Integration Test Report

Evaluation Results

Acceptance Test Plan and Procedure

Evaluation Results

Acceptance Test Report

Evaluation Results

5 5 0 0

19 19 0 0

17 17 0 0

19 19 0 0

17 17 0 0

compatible and consistent with established

procedures and processes, as shown

in Ta b l e 3 . All checklist items prepared by

the software reviewer are rechecked for correctness

and proper justification to find that

these are well-documented.

III

Conclusion

The standards and control procedure of software

life cycle documents of software was

developed according to ASME NQA-1a-2009

subpart 2.7 and these procedures are adapted

for SPACE code. Documents generated at

each phase of software life cycle were registered

on the software configuration management

system and reviewed and approved.

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 SQA for overseas business.

software project manager approves or reject

the configuration change based on the evaluation

results. If the configuration item

change is approved, the configuration

change is conducted in accordance with the

software development procedure.

5 Instruction 3: Dedication Process

for Commercial-Grade Computer

Programs

The guideline is for commercial grade software,

which is unapproved software from

ASME NQA-1, and externally acquired software

affecting the safety function. According

to the software classification level, the

dedication of commercial grade computer

program can support safety related structure,

system, or components.

Commercial grade dedication should include

the confirmation that the service or

item meets the applicable commercial grade

item definitions. In order to provide reasonable

assurance of commercial grade item,

the dedicating entity should verify the acceptance

criteria for the identified critical

characteristics by applying the dedication

methods. The dedication methods

are special tests and analysis, commercial

grade survey of the supplier, and source

verification. The acquired documents

should involve according to the selected

dedication method, and dedication is completed

by verifying the computer program

with acceptance criteria. Documents produced

and approved in accordance with

this instruction are used as the bases of dedication.

The documents are managed and

controlled on configuration management

system.

B

Software QA system

construction of SPACE code

The Safety and Performance Analysis Code

for Nuclear Power Plants (SPACE) has been

developed in recent years by the Korea Hydro

& Nuclear Power Co. through collaborative

works with other Korean nuclear industries

and research institutes. SPACE 3.0 version

approved by Nuclear Safety and

Security Commission in March 2017. The licensing

software quality assurance of SPACE

code has been developed based on ASME

NQA-1-1994,1995a. In preparation for new

nuclear power projects, the latest software

quality assurance procedure and system are

applied to SPACE code.

The V&V tasks for the concept phase include

review of concept documentation for consistency,

compatibilities, and compliance

with regulations. In order to assess the requirements

phase, the results in the specification,

documentation, and review of the

requirements is confirmed including operating

system, functionality, performance, interfaces,

installation considerations, design

inputs and any design constraints. Through

V&V tasks, the software design evaluation is

conducted including verification of tracing

from software design statements to the requirements.

For the implementation phase,

the software program implemented according

to the design specification such as operating

server, path of execution and source

files. The testing activities are taken with an

approved test plan to verify that it satisfies

specified requirements in acceptance test

phase. Through confirming the criteria for

checklist, it is confirmed that SPACE code is

IV

References

[1] ASME, “Quality Assurance Requirements for

Nuclear Facility Applications”, NQA-1-

2008/2009a, 2008, 2009.

[2] IEEE, “IEEE Standard Glossary of Software

Engineering Terminology”, IEEE Std.

610.12-1990.

V

Abbreviations and

Descriptions

Abbreviation

ASME

ATP/ATPR

ATR

IEEE

ITP/ITPR

ITR

Description

American Society of

Mechanical Engineers

Acceptance Test

Plan/Procedure

Acceptance Test Report

Institute of Electrical and

Electronics Engineers

Integration & Unit Test

Plan/Procedure

Integration & Unit Test

Report

NQA-1 Nuclear Quality Assurance -1

SDD

SDV

SQA

SQAP

SRS

SVVP

SVVR

V&V

Software Design Document

Software Design Verification

Software Quality Assurance

Software Quality Assurance

Plan

Software Requirements

Specification

Software Verification and

Validation Plan

Software Verification and

Validation Report

Verification and Validation

68 | vgbe energy journal 3 · 2022


Global thermal coal supply fundamentals

Global thermal coal supply

fundamentals

Graham Chapman

Abstract

Grundlegende Informationen und

Daten zur weltweiten Versorgung

mit Steinkohle

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 Produktionskos-

Full report available at

https://www.sustainable-carbon.org/

ten ist für die weltweite Energieversorgung von

Bedeutung. Seit sich die Kohleindustrie durch

den Seehandel in den 1980er Jahren zu einem

globalen Rohstoff entwickelt hat, hat die breite

geografische Verteilung der Kohlevorkommen

die Versorgungsrisiken verringert. l

Coal is the most widely produced mineral on

the planet and still produces over a third of the

world’s electricity. It has been intensively

mined for over 100 years and probably 300

billion tonnes (Bt) have been produced.

Defining the remaining economic coal reserves

is challenging. There is a wide range of international

resource and reserve classification

systems and all major coal-producing countries

abide by such a system. This provides investors

and users with confidence that statements

that are made regarding the economics

of a coal deposit are accurate and reliable. The

primary difference between reserves and resources

for any mineral is that reserves are