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vgbe energy journal 4 (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 4 (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 further services are available on our website, www.vgbe.energy +++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++ Christopher Weßelmann: Editorial Digitalisierung und Normung in der Energiewende Digitalisation and standardisation in the energy transition Sverre Alvik: Ukraine war will not derail Europe’s energy transition Der Ukraine-Krieg wird Europas Energiewende nicht gefährden Klaus Mochalski: Visibility and cybersecurity in energy companies from control room to the substation Sichtbarkeit und Cybersicherheit in Energieunternehmen von der Leitwarte bis zum Umspannwerk Rupert Sunkler: A new concept for improving the efficiency of gas turbines for power plant operation and aircraft engines Ein neues Konzept zur Verbesserung des Wirkungsgrades von Gasturbinen für Kraftwerksbetrieb und Flugzeug-triebwerke Sascha Urban: Manufacturer-independent maintenance concept for large generators – a „3-pillar model“ Herstellerunabhängiges Instandhaltungskonzept für Großgeneratoren – ein „3-Säulen-Modell“ Howard Chapman, Stephen Lawton and Alison Graham: A practical approach to asphyxiation assessments in the nuclear industry Ein praktischer Ansatz für die Beurteilung von Gefährdungen durch Erstickung Ann-Kathrin Sommer: Effective asset management starts with a common data environment Erfolgreiches Asset Management beginnt mit einer guten Kollaborationsplattform Klaus Winkelmann: Why projects fail and what decision makers should know about it Warum Projekte scheitern und was Führungskräfte darüber wissen sollten World Energy Council: WEC – World Energy Issues Monitor WEC – Monitor zu weltweiten Fragen der Energieversorgung International Energy Agency & European Commission: Playing my part: How to save money, reduce reliance on Russian energy, support Ukraine and help the planet Meinen Beitrag leisten: Wie man Geld spart, die Abhängigkeit von russischer Energie verringert, die Ukraine unter-stützt und dem Planeten hilft

vgbe energy journal - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat.
Issue 4 (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 further services are available on our website, www.vgbe.energy

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

Christopher Weßelmann: Editorial
Digitalisierung und Normung in der Energiewende
Digitalisation and standardisation in the energy transition

Sverre Alvik:
Ukraine war will not derail Europe’s energy transition
Der Ukraine-Krieg wird Europas Energiewende nicht gefährden

Klaus Mochalski:
Visibility and cybersecurity in energy companies from control room to the substation
Sichtbarkeit und Cybersicherheit in Energieunternehmen von der Leitwarte bis zum Umspannwerk

Rupert Sunkler:
A new concept for improving the efficiency of gas turbines for power plant operation and aircraft engines
Ein neues Konzept zur Verbesserung des Wirkungsgrades von Gasturbinen für Kraftwerksbetrieb und Flugzeug-triebwerke

Sascha Urban:
Manufacturer-independent maintenance concept for large generators – a „3-pillar model“
Herstellerunabhängiges Instandhaltungskonzept für Großgeneratoren – ein „3-Säulen-Modell“

Howard Chapman, Stephen Lawton and Alison Graham:
A practical approach to asphyxiation assessments in the nuclear industry
Ein praktischer Ansatz für die Beurteilung von Gefährdungen durch Erstickung

Ann-Kathrin Sommer:
Effective asset management starts with a common data environment
Erfolgreiches Asset Management beginnt mit einer guten Kollaborationsplattform

Klaus Winkelmann:
Why projects fail and what decision makers should know about it
Warum Projekte scheitern und was Führungskräfte darüber wissen sollten

World Energy Council:
WEC – World Energy Issues Monitor
WEC – Monitor zu weltweiten Fragen der Energieversorgung

International Energy Agency & European Commission:
Playing my part: How to save money, reduce reliance on Russian energy, support Ukraine and help the planet
Meinen Beitrag leisten: Wie man Geld spart, die Abhängigkeit von russischer Energie verringert, die Ukraine unter-stützt und dem Planeten hilft

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International Journal for Generation

and Storage of Electricity and Heat

4 · 2022

FOCUS

Digitisation

Big data

in power generation

Save the Date

vgbe Congress 2022

Europe’s energy transition

will not derail

Visibility and cyber security

in energy

companies from control

room to the substation

ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER 2022

RADISSON BLU HOTEL

Concept for improving the

efficiency of gas turbines

Asset management starts

with a common data environment

Maintenance concept

for large generators –

a “3-pillar model”

www.vgbe.energy

Ms Angela Langen

t +49 201 8128-310

e angela.langen@vgbe.energy

ISSN 1435–3199 · K 43600 | International Edition | Publication of vgbe energy e. V.

be informed www.vgbe.energy

vgbe-congress2022 StD (2021-09-15).indd 5 17.02.2022 11:40:31


Die STEAG GmbH sucht für die Ruhrgebiets-Kraftwerke (Bergkamen, Herne und Walsum) schnellstmöglich einen qualifizierten

Ingenieur Maschinentechnik (m/w/d)

Aufgaben:

Sie sind innerhalb des Fachbereiches Maschinentechnik zuständig für die Sicherstellung des bestimmungsgemäßen Betriebes der Anlagen.

Dies beinhaltet die Planung und Durchführung von Wartungs-, Instandhaltungs- und Revisionsarbeiten sowie die Überwachung

und Ausführung von wiederkehrenden Prüfungen. Ihnen obliegt weiterhin die Kosten- (ETAT-) Verantwortung für den Fachbereich und

die Freigabe von Aufträgen zur Instandhaltung und Wartung der Anlagen.

Zu Ihren Aufgaben gehören außerdem:

• Planung, Steuerung und Überwachung von technischen Maßnahmen

• Sicherstellung und Einhaltung der Auflagen und gesetzlichen Bestimmungen

• Mitarbeit an Optimierungsprojekten

• Projektplanung und Überwachung z.B. Revision von Anlagenteilen

• Materialbeschaffung in Abstimmung mit der Materialwirtschaft

Voraussetzungen:

Sie verfügen über ein erfolgreich abgeschlossenes Studium der Fachrichtung Maschinenbau mit Abschluss Diplom, Bachelor oder

Master oder besitzen eine vergleichbare Qualifikation mit mehrjähriger Berufserfahrung. Sie verfügen über gute Kenntnisse in der

Maschinentechnik und maschinentechnischer Komponenten im Bereich Dampfturbine, Generator, Kondensator, Speisenpumpe, Armaturen,

Krananlagen, etc. Sie sind grundsätzlich bereit, die Leitung für den Fachbereich einschließlich der disziplinarischen und fachlichen

Führung aller dem Fachbereich zugeordneten Mitarbeiter perspektivisch zu übernehmen.

Wir schätzen Ihre ausgeprägte Teamfähigkeit, Einsatzbereitschaft sowie Kommunikationsstärke und Ihre Freude am kollegialen Umgang

miteinander.

Darüber hinaus freuen wir uns über Ihre folgenden Eigenschaften:

• Bereitschaft zur Übernahme weiterer Aufgaben innerhalb der Kraftwerksorganisation

• Teilnahme am Bereitschaftsdienst

• Keine Einschränkung der Fahr- und Steuertätigkeit

• Sicherer Umgang mit MS-Office Anwendungen, SI und SAP (Bestellanforderungen)

• Gute Englisch Kenntnisse in Wort und Schrift

• Führerschein Klasse B

Was wir bieten:

„Wir sorgen für sichere Energie. Jetzt und in Zukunft.“ Das ist unser Anspruch, den wir jeden Tag aufs Neue für unsere Kunden in vielen

Ländern der Welt erfüllen. Dieses Engagement prägt Ihr zukünftiges Arbeitsumfeld. Wir sind zukunftsorientiert, international, vielfältig

und gemeinsam erfolgreich. Ihre persönliche und berufliche Weiterentwicklung ist uns wichtig, genauso wie eine ausgewogene Work-

Life-Balance. Schauen Sie auf unsere Website und erfahren Sie, wie wir Sie fördern, was wir bieten und lernen Sie einige Kollegen und

Kolleginnen des STEAG-Teams kennen.

Über uns:

Seit über acht Jahrzehnten steht STEAG national und international für effiziente und sichere Energieerzeugung. Als erfahrener Partner

unterstützen wir seit jeher unsere Kunden umfassend in allen Phasen der Energieversorgung und wir bieten ihnen maßgeschneiderte

Lösungen im Bereich der Strom- und Wärmeversorgung.

Wir sind auf dem Weg zum smarten Energiedienstleister. Schritt für Schritt erschließen wir neue Geschäftsfelder und Märkte außerhalb

unseres bisherigen Kerngeschäfts: Für diese Entwicklung brauchen wir Sie!

Die neue STEAG nutzt und bündelt die Expertise und Erfahrung ihrer zahlreichen Ingenieure in den verschiedenen Konzernunternehmen

zum Nutzen unserer Kunden und Partner. Wir verstehen uns als Ermöglicher der Energiewende. So entwickeln wir zukunftsträchtige,

digitale Geschäftsmodelle und begleiten Großunternehmen aus energieintensiven Industriebranchen auf dem Weg der Dekarbonisierung

ihrer Produktionsprozesse. Dabei gründet unsere Expertise in Sachen Dekarbonisierung auch auf den Erfolgen bei der stetigen

Reduzierung unserer eigenen CO2-Bilanz: Seit 1990 sanken die Treibhausgasemissionen von STEAG in Deutschland um rund 85

Prozent.

Unsere hoch motivierten Teams meistern die Herausforderungen der Zukunft. Werden Sie ein Teil des STEAG Teams und gestalten Sie

die Energiewende. Lokal. Regional. International.

STEAG GmbH

Christine Comtesse

Telefon 0681 9494 2844

www.steag.com


Editorial

Digitisation and standardisation

in the energy transition

Dear readers,

the energy transition, the transition to a low-emission and

sustainable, i.e. permanently environmentally compatible,

energy system, is associated with a considerable increase

in interfaces in an overall system that is increasingly determined

by digitalisation. This also or especially affects the

power supply as grid-based energy. On the one hand, this

is due to the significant increase in generation plants in the

sector – historical figures on the number of plants show this

as an example for Germany: while 25 to 30 years ago around

2,500 plants supplied electricity, by the end of 2021 there

were just over 2 million, mainly photovoltaic installations –

on the other hand, it is also due to further networking and

integration at the level of data exchange and the control of

these plants as well as other controllable elements in the energy

system. These include, for example, new “intelligent”

operating resources of the grid operators, electric vehicles

and the associated charging infrastructure, various storage

systems, smart metering for consumers, networked endcustomer

applications such as smart homes or industrial

processes that can be controlled and influenced. In addition

to the “horizontal” component, the “vertical” component is

or will be the increasing networking or coupling of the individual

energy systems and sectors.

With constant monitoring, control and integration as well

as coupling of these components in the energy system of

the future, the need for and exchange of information will

also increase. This requires physical interfaces and thus -

digital - communication interfaces and protocols become of

central importance. Each individual element of this comprehensive

and complex energy system must be able to be

integrated into the overall system, i.e. to communicate with

it on a digital level. This in turn requires clear definitions,

i.e. suitable and uniform standards.

Standards, in this case guidelines for binding, equal and

thus reliable implementation and action, have always been

an important subject of the work of vgbe energy*. What

began with water chemistry in 1920 has developed into an

internationally recognised set of rules for energy technology.

Today, around 400 vgbe/VGB standards cover a wide

range of technical topics relating to energy plants. Increasing

efficiency, ensuring safety, protecting resources and the

environment as well as improving and optimising economic

efficiency are important drivers for the authors. Translations

into English and French, the first into Latvian and

Portuguese as well as extensive citations in international

codes of practice underline the technical expertise of the

vgbe rules and regulations – the rules and regulations are

used internationally, also beyond the association as a joint

contribution to environmental protection, resource conservation

and efficiency.

The authors’ further work on the vgbe rules and regulations

is also oriented towards the developments of the other

standard-setting organisations. In this context, a close professional

exchange with the common goals is on the agenda

or the integration of the common topics. Exemplary for

this are cooperations with DIN/ISO. Particularly with the

broadening of the spectrum of topics in energy supply, the

focus is on dynamic technological (new) developments.

Standardisation must also keep the sustainability of technology

in mind. Energy systems have technical lifetimes of

up to 100 years and beyond. Norms and standards must also

ensure that they remain proven over this period.

vgbe energy will continue to shape the future issues for its

members and the industry with its rules and regulations.

Christopher Weßelmann

Dipl.-Ing.

Editor in Chief

vgbe energy,

Essen, Germany

* Since April 2022 vgbe energy e.V. is the new name of VGB PowerTech.

vgbe energy journal 4 · 2022 | 1


Editorial

Digitalisierung und Normung

in der Energiewende

Sehr geehrte Leserinnen und Leser,

die Energiewende, der Übergang zu einem emissionsarmen

und nachhaltigen, also dauerhaft umweltverträglichen,

Energiesystem, ist mit einem erheblichen Anstieg

an Schnittstellen in einem zunehmend von Digitalisierung

bestimmten Gesamtsystem verbunden. Dies betrifft auch

bzw. gerade die Stromversorgung als leitungsgebundene

Energie. Einerseits liegt dies an der deutlichen Zunahme

von Erzeugungsanlagen des Sektors – exemplarisch für

Deutschland zeigen dies historische Zahlen zur Anzahl

der Anlagen: Lieferten vor 25-30 Jahren noch rund 2.500

Anlagen Strom, so waren es Ende 2021 etwas über 2 Millionen,

wesentlich Photovoltaikanlagen –, andererseits

auch an einer weiteren Vernetzung und der Integration

auf Ebene des Datenaustauschs und der Steuerung dieser

Anlagen sowie von weiteren steuerbaren Elementen

im Energiesystem. Hierzu gehören zum Beispiel neue als

„intelligent“ bezeichnete Betriebsmittel der Netzbetreiber,

Elektrofahrzeuge und die zugehörige Ladeinfrastruktur,

verschiedenste Speichersysteme, Smart Metering bei Verbrauchern,

vernetzte Endkundenanwendungen wie Smart

Home oder auch regel- und beeinflussbare Industrieprozesse.

Neben der „horizontalen“ Komponente kommt bzw.

wird noch als „vertikale“ Komponente die zunehmende

Vernetzung oder auch Koppelung der einzelnen Energiesysteme

und Sektoren hinzu kommen.

Mit einer stetigen Überwachung, Steuerung und Integration

sowie Koppelung dieser Komponenten im Energiesystem

der Zukunft steigt auch der Informationsbedarf und

-austausch an. Dazu sind physische Schnittstellen erforderlich

und damit werden – digitale – Kommunikationsschnittstellen

und -protokolle von zentraler Bedeutung. Jedes

einzelne Element dieses umfassenden und komplexen

Energiesystems muss sich in das Gesamtsystem einbinden

lassen, d.h. mit diesem auf digitaler Ebene kommunizieren

können. Dazu sind wiederum eindeutige Definitionen erforderlich,

also geeignete und einheitliche Standards.

Standards, hier Richtlinien für verbindliches, gleiche sund

damit verlässliches Umsetzen und Handeln sind seit jeher

ein wichtiger Gegenstand der Arbeit des vgbe energy*. Was

mit der Wasserchemie im Jahr 1920 begann hat sich zu einem

international anerkannten Regelwerk der Energietechnik

entwickelt. Heute decken rund 400 vgbe/VGB-Stan-

dards ein breites Spektrum von technischen Themen rund

um Energieanlagen ab. Effizienz zu steigern, Sicherheit zu

gewährleisten, Ressourcen- und Umwelt zu schützen sowie

Wirtschaftlichkeit zu verbessern und zu optimieren sind

dabei wichtige Treiber für die Autoren. Übersetzungen in

die englische und französische Sprache, erste ins Lettische

und Portugiesische sowie umfassende Zitierungen in internationalen

Regelwerken unterstreichen die fachliche

Expertise des vgbe-Regelwerks – das Regelwerk wird international

angewendet, auch über den Verband hinaus als

gemeinsamer Beitrag zu Umweltschutz, Ressourcenschonung

und Effizienz.

Die weitere Arbeit der Autoren am vgbe-Regelwerk orientiert

sich dabei auch an den Entwicklungen der weiteren

Standards setzenden Organisationen. Dabei steht ein enger

fachlicher Austausch mit den gemeinsamen Zielen auf

der Agenda bzw. die Einbindung der gemeinsamen Themen.

Beispielhaft dafür sind Kooperationen mit DIN/ISO.

Gerade bei der Verbreiterung des Spektrums von Themen

in der Energieversorgung stehen die dynamischen technologischen

(Neu)Entwicklungen im Fokus.

Standardisierung oder Normung muss dabei auch die Nachhaltigkeit

der Technik im Blick halten. Energieanlagen haben

technische Lebensdauern von bis zu 100 Jahren und

darüber hinaus. Normen und Standards müssen auch gewährleisten,

dass sie über diesen Zeitraum bewährt bleiben.

vgbe energy wird dabei mit seinem Regelwerk weiter mit

Energie für seine Mitglieder und die Branche die Zukunftsthemen

mit gestalten.

Christopher Weßelmann

Dipl.-Ing.

Chefredakteur

vgbe energy,

Essen, Deutschland

* vgbe energy e.V. ist seit April 2022 neuer Verbandsname des VGB PowerTech.

2 | vgbe energy journal 4 · 2022


Die STEAG GmbH sucht für die Ruhrgebiets-Kraftwerke (Bergkamen, Herne und Walsum) innerhalb der

Produktion schnellstmöglich qualifizierte

Kraftwerker (Produktion) (m/w/d)

Aufgaben:

Ihr Aufgabengebiet umfasst die Überwachung, Bedienung und Kontrolle des Kraftwerks am Leitstand.

Sie erkennen, vermeiden und beseitigen Unregelmäßigkeiten und Störereignissen. Des Weiteren führen Sie Rundgänge

auf der Anlage des Kraftwerkes durch und setzen selbstständig verfahrenstechnische Freischaltungen in

den verschiedenen Anlagenteilen um. Zu Ihren Tätigkeiten gehört weiterhin die Teilnahme in der betrieblichen

Feuerwehr.

Voraussetzungen:

Sie verfügen über eine erfolgreich abgeschlossene technische Ausbildung der Fachrichtung Metall oder Elektro

oder besitzen eine vergleichbare Qualifikationund haben die Weiterbildung zum Kraftwerker erfolgreich abgeschlossen.

Berufserfahrung an den Hauptbetriebspunkt eines Kohlekraftwerkes ergänzen Ihr Profil. Wir schätzen

Ihre ausgeprägte Teamfähigkeit, Einsatzbereitschaft, Flexibilität sowie Kommunikationsstärke und Ihre Freude am

kollegialen Umgang miteinander.

Darüber hinaus freuen wir uns über Ihre folgenden Eigenschaften:

• Gute Arbeitsorganisation sowie ein hohes Maß an Sicherheits- und Verantwortungsbewusstsein

• Bereitschaft zum vollkontinuierlichen Wechselschichtdienst

Was wir bieten:

„Wir sorgen für sichere Energie. Jetzt und in Zukunft.“ Das ist unser Anspruch, den wir jeden Tag aufs Neue für

unsere Kunden in vielen Ländern der Welt erfüllen. Dieses Engagement prägt Ihr zukünftiges Arbeitsumfeld. Wir

sind zukunftsorientiert, international, vielfältig und gemeinsam erfolgreich. Ihre persönliche und berufliche Weiterentwicklung

ist uns wichtig, genauso wie eine ausgewogene Work-Life-Balance. Schauen Sie auf unsere Website

und erfahren Sie, wie wir Sie fördern, was wir bieten und lernen Sie einige Kollegen und Kolleginnen des STEAG-

Teams kennen.

Über uns:

Seit über acht Jahrzehnten steht STEAG national und international für effiziente und sichere Energieerzeugung. Als

erfahrener Partner unterstützen wir seit jeher unsere Kunden umfassend in allen Phasen der Energieversorgung

und wir bieten ihnen maßgeschneiderte Lösungen im Bereich der Strom- und Wärmeversorgung.

Wir sind auf dem Weg zum smarten Energiedienstleister. Schritt für Schritt erschließen wir neue Geschäftsfelder

und Märkte außerhalb unseres bisherigen Kerngeschäfts: Für diese Entwicklung brauchen wir Sie!

Die neue STEAG nutzt und bündelt die Expertise und Erfahrung ihrer zahlreichen Ingenieure in den verschiedenen

Konzernunternehmen zum Nutzen unserer Kunden und Partner. Wir verstehen uns als Ermöglicher der Energiewende.

So entwickeln wir zukunftsträchtige, digitale Geschäftsmodelle und begleiten Großunternehmen aus

energieintensiven Industriebranchen auf dem Weg der Dekarbonisierung ihrer Produktionsprozesse. Dabei gründet

unsere Expertise in Sachen Dekarbonisierung auch auf den Erfolgen bei der stetigen Reduzierung unserer eigenen

CO2-Bilanz: Seit 1990 sanken die Treibhausgasemissionen von STEAG in Deutschland um rund 85 Prozent.

Unsere hochmotivierten Teams meistern die Herausforderungen der Zukunft. Werden Sie ein Teil des STEAG

Teams und gestalten Sie die Energiewende. Lokal. Regional. International.

STEAG GmbH

Christine Comtesse

Telefon 0681 9494 2844

www.steag.com


International Journal for Generation

and Storage of Electricity and Heat 4 · 2022

Digitalisation and standardisation in the energy transition

Digitalisierung und Normung in der Energiewende

Christopher Weßelmann 1

Abstracts/Kurzfassungen6

Members‘ News 8

Events in brief 34

Ukraine war will not derail Europe’s energy transition

Der Ukraine-Krieg wird Europas Energiewende nicht gefährden

Sverre Alvik 35

Visibility and cybersecurity in energy companies

from control room to the substation

Sichtbarkeit und Cybersicherheit in Energieunternehmen

von der Leitwarte bis zum Umspannwerk

Klaus Mochalski 40

A new concept for improving the efficiency of gas turbines

for power plant operation and aircraft engines

Ein neues Konzept zur Verbesserung des Wirkungsgrades von

Gasturbinen für Kraftwerksbetrieb und Flugzeugtriebwerke

Rupert Sunkler 50

Manufacturer-independent maintenance concept for large

generators – a „3-pillar model“

Herstellerunabhängiges Instandhaltungskonzept für

Großgeneratoren – ein „3-Säulen-Modell“

Sascha Urban 55

A practical approach to asphyxiation assessments

in the nuclear industry

Ein praktischer Ansatz für die Beurteilung

von Gefährdungen durch Erstickung

Howard Chapman, Stephen Lawton and Alison Graham 61

Effective asset management starts with

a common data environment

Erfolgreiches Asset Management beginnt mit

einer guten Kollaborationsplattform

Ann-Kathrin Sommer 66

Why projects fail and what decision makers

should know about it

Warum Projekte scheitern und was Führungskräfte

darüber wissen sollten

Klaus Winkelmann 69

WEC – World Energy Issues Monitor

WEC – Monitor zur weltweiten Fragen der Energieversorgung

World Energy Council 77

Playing my part: How to save money, reduce reliance on

Russian energy, support Ukraine and help the planet

Meinen Beitrag leisten: Wie man Geld spart, die Abhängigkeit

von russischer Energie verringert, die Ukraine unterstützt und

dem Planeten hilft

International Energy Agency & European Commission 81

4 | vgbe energy journal 4 · 2022


Ms Angela Langen

Content

Save the Date

vgbe Congress 2022

ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER 2022

RADISSON BLU HOTEL

www.vgbe.energy

t +49 201 8128-310

e angela.langen@vgbe.energy

vgbe-congress2022 StD (2021-09-15).indd 5 17.02.2022 11:40:31

Operating results 84

vgbe news 89

| VGB PowerTech e.V. becomes vgbe energy e.V.

VGB PowerTech e.V. wird vgbe energy e.V.

| Energie-Campus Deilbachtal war Gastgeber

des ersten „Branchentag Wasserstoff“

| vgbe Safety & Health Award 2022

Call for nominations opened

Personalien92

Inserentenverzeichnis94

Events95

Imprint96

vgbe Congress/vgbe-Kongress 2022

Save the date!

14 and 15 September 2022

Radisson Blu Hotel

Antwerp, Belgium

For more information please visit our new website

or contact us:

be informed www.vgbe.energy

Contacts

Ines Moors

t +49 201 8128-274

e vgbe-congress@vgbe.energy

Angela Langen

t +49 201 8128-310

e angela.langen@vgbe.energy

Preview vgbe energy journal 5 | 2022 96

vgbe energy journal 4 · 2022 | 5


Abstracts | Kurzfassungen

Ukraine war will not derail Europe’s

energy transition

Sverre Alvik

A recent analysis by DNV shows that the war in

Ukraine will not derail Europe’s energy transition.

By not using Russian natural gas, the

Europe-wide energy transition will accelerate –

with fewer fossil fuels in the energy mix and lower

greenhouse gas emissions. The carbon share in

the energy mix will decrease faster across Europe

and the trend towards renewables will ensure

that gas consumption alone will be 9 % lower

in 2024. Greenhouse gas emissions in Europe

between 2022 and 2030 will decrease by 610 Mt

(or 2.3 %). Europe will produce 12 % more gas

by 2030 and Russia will export less gas as Asian

markets cannot replace European ones. Shortage

of raw materials will ensure high electricity costs

in the longer term as well as price increases for

batteries

Visibility and cybersecurity

in energy companies from control

room to the substation

Klaus Mochalski

The digitalization of critical infrastructure in

general, and energy providers incl. utilities,

energy producers, renewable energy resources

operators, transmission system operators and

distribution system operators in particular, has

dramatically changed the industrial infrastructure

commonly known as operational technology

(OT) and industrial control system (ICS).

Trends like Smart Grid, Advanced Metering

Infrastructure (AMI) and the Internet of Energy

have driven the opening of the formerly

autarchic OT systems to remote access and networking

as well as the integration of the OT and

remote (I)IoT ((Industrial) Internet of Things)

devices into enterprise IT. Today, it is not uncommon

for IoT gateways to report sensor

data to the cloud integrated with enterprise IT.

Remote control and process automation have

introduced (I)IoT devices to the industrial networks

and increased interconnectivity.

A new concept for improving the

efficiency of gas turbines for power

plant operation and aircraft engines

Rupert Sunkler

The aim of the concept proposed here is to increase

the efficiency and power of existing stationary

gas turbines considerably. It is based on

increasing the overall pressure ratio. For this

purpose, the air mass flow after the low-pressure

compressor is divided into several parallel

partial flows and fed to free-running high-pressure

gas generators, whose exhaust gas flow is

fed directly into the low-pressure turbine. The

concept can be applied to both new gas turbine

designs and retrofits. With the latter, the resulting

additional power is released from the system

to the outside, e.g. via an air expander. The

concept can also be applied to aircraft engines

and aims to significantly reduce their fuel consumption

during cruise.

Manufacturer-independent

maintenance concept for large

generators – a „3-pillar model“

Sascha Urban

The results of the dissertation, which was completed

in 2019, on the topic offorecasting of

the determined lifespan of large generators as

part of revision projects by evaluation of outcome-based

maintenance, including any findings

and with the look at monitoring systems”

were presented on KELI 2020. The resulting

“3-pillar-model” for manufacturer-independent

maintenance of large generators represents a

practical and tried-and-tested procedure for

analyzing and evaluating findings on generators.

It enables standardization and operationalization

of maintenance measures within the

framework of corresponding generator revisions.

The study on which the work is based was

carried out in order to permit practical predictions

about the lifespan, influences and revision

cycles. This results in measures to be taken shall

benefit both the company in the context of customer

acquisition, support and project design as

well as the customer.

A practical approach to asphyxiation

assessments in the nuclear industry

Howard Chapman, Stephen Lawton

and Alison Graham

Asphyxiation occurs when the body becomes

deficient in oxygen. Oxygen deficiency can progress

rapidly from mental and physical impairment

to unconsciousness and ultimately death.

The use, or generation of gases that can displace

oxygen from air can result in a potential

asphyxiation hazard. Gases are extensively used

in the nuclear industry. However, not all potential

gas release scenarios occur into a confined

space setting. In these circumstances, detailed

asphyxiation hazard assessments are required

for nuclear installations. This paper presents a

practical approach to the assessment of asphyxiation

hazards in the nuclear industry to provide

robust HMSs based on two decades of Learning

From Experience (LFE), and Relevant Good

Practice (RGP) from National Nuclear Laboratory

(NNL) studies.

Effective asset management starts

with a common data environment

Ann-Kathrin Sommer

The first thing that comes to mind when we

hear the word „digitalisation“ is technology.

However, technology is only the vehicle for digitalisation

and optimisation of processes. What

challenges does the energy sector face in asset

management and what goals can be derived

from this? A digital collaboration platform

(CDE) can support the fulfilment of those goals

and the digitalisation ofprocesses. The two core

elements of a CDE are cross-departmental and

cross-company collaboration as well as data

management over the entire lifecycle of an asset.

The following article looks at both the functionality

and the benefits of such a platform.

Finally, the success factors for implementation

are discussed.

Why projects fail and what decision

makers should know about it

Klaus Winkelmann

News about large-scale projects failing in Germany

has felt to be on the rise in recent years.

Headlines such as “Murks in Germany” or

“What’s wrong in the land of engineers?” suggest

that it is mainly engineers, technicians or

experts who fail. What is striking is the criticism

levelled in this context at the planning of the respective

projects. While it is quite likely that the

blame is directed at the wrong people, the criticism

of the planning processes is probably quite

justified. And it is indeed the case that while

projects fail conspicuously in the construction

phase, the most serious sins are committed at

the beginning of a process also known as frontend

loading.

WEC – World Energy Issues Monitor

World Energy Council

The World Energy Issues Monitor provides a

snapshot of what keeps CEOs, Ministers and

experts awake at night in nearly 100 countries.

The Monitor helps to define the world energy

agenda and its evolution over time. It provides

a high-level perception of what constitute issues

of critical uncertainty, in contrast to those that

require immediate action or act as developing

signals for the future. It is an essential tool for

understanding the complex and uncertain environment

in which energy leaders must operate,

and a tool through which one can challenge

one’s own assumptions on the key drivers within

the energy landscape. This 13th iteration of

the World Energy Issues Monitor is based on insights

of nearly 2,200 energy leaders in 91 countries

to provide 51 national assessments across

six world regions.

Playing my part: How to save money,

reduce reliance on Russian energy,

support Ukraine and help the planet

International Energy Agency

& European Commission

Ministers and other leading figures discuss new

guide from IEA and European Commission to

reduce energy bills, cut Russian fossil fuel revenues,

help Ukraine and support climate action.

The International Energy Agency and the European

Commission outlined a range of simple

steps that people can take to reduce their energy

use and save money – and that would save

enough oil to fill 120 super tankers and enough

natural gas to heat almost 20 million homes if

adopted by all EU citizens.

6 | vgbe energy journal 4 · 2022


Abstracts | Kurzfassungen

Der Ukraine-Krieg wird Europas

Energiewende nicht gefährden

Sverre Alvik

Eine aktuelle Analyse durch DNV zeigt, dass

der Krieg in der Ukraine die europäische Energiewende

nicht gefährdet. Durch den Verzicht

auf russisches Erdgas wird sich die europaweite

Energiewende beschleunigen – mit weniger

fossilen Brennstoffen im Energiemix und geringeren

Treibhausgasemissionen. Der Kohlenstoffanteil

im Energiemix wird sich europaweit

schneller verringern und der Trend zu erneuerbaren

Energien sorgt dafür, dass allein der Gasverbrauch

im Jahr 2024 um 9 % geringer sein

wird. Die Treibhausgasemissionen in Europa im

Zeitraum 2022 bis 2030 werden sich um 610 Mt

(bzw. 2,3 %) verringern. Europa wird bis 2030

12 % mehr Gas produzieren und Russland wird

weniger Gas exportieren, da asiatischer Markt

den europäischen nicht ersetzen kann. Rohstoffknappheit

wird längerfristig für hohe Stromkosten

sowie für Preisanstieg bei Batterien sorgen

Sichtbarkeit und Cybersicherheit in

Energieunternehmen von der

Leitwarte bis zum Umspannwerk

Klaus Mochalski

Die Digitalisierung von kritischen Infrastrukturen

im Allgemeinen und von Energieversorgern,

einschließlich Energieerzeugern, Betreibern

erneuerbarer Energiequellen, Übertragungsnetzbetreibern

und Ver teiler netzbetreibern im

Besonderen, hat die industrielle Infrastruktur,

die gemeinhin als Betriebstechnik (OT) und

industrielles Kontrollsystem (ICS) bekannt ist,

dramatisch verändert. Trends wie Smart Grid,

Advanced Metering Infrastructure (AMI) und

das Internet der Energie haben die Öffnung der

ehemals autarken OT-Systeme für den Fernzugriff

und die Vernetzung sowie die Integration

der OT- und Remote-(I)IoT-Geräte ((Industrial)

Internet of Things) in die Unternehmens-IT vorangetrieben.

Heute ist es nicht unüblich, dass

IoT-Gateways Sensordaten an die in die Unternehmens-IT

integrierte Cloud melden. Fernsteuerung

und Prozessautomatisierung haben (I)

IoT-Geräte in die Industrienetze eingeführt und

die Interkonnektivität erhöht.

Ein neues Konzept zur Verbesserung

des Wirkungsgrades von Gasturbinen

für Kraftwerksbetrieb und

Flugzeugtriebwerke

Rupert Sunkler

Das hier vorgeschlagene Konzept hat zum Ziel,

den Wirkungsgrad und die Leistung bestehender

stationärer Gasturbinen beträchtlich zu erhöhen.

Es basiert darauf, dass das Gesamtdruckverhältnis

erhöht wird. Hierzu wird der Luftmassenstrom

nach dem Niederdruckverdichter in

mehrere parallele Teilströme aufgeteilt und freilaufenden

Hochdruckgaserzeugern zugeführt,

deren Abgasstrom direkt in die Niederdruckturbine

geführt wird. Das Konzept kann sowohl für

neue Gasturbinenkonstruktionen angewendet

werden, als auch für Nachrüstungen. Bei letzteren

wird die resultierende Mehrleistung aus dem

System nach aussen abgegeben, z.B. über einen

Luftexpander.

Das Konzept ist auch bei Flugzeugtriebwerken

anwendbar und hat zum Ziel, deren Treibstoffverbrauch

im Reiseflug erheblich zu senken.

Herstellerunabhängiges

Instandhaltungskonzept für

Großgeneratoren –

ein „3-Säulen-Modell“

Sascha Urban

Auf der KELI 2020 – Online wurden die Ergebnisse

der 2019 abgeschlossenen Dissertation

zum Thema „Prognosenerstellung im Rahmen

von Revisionsprojekten an Großgeneratoren zur

Bestimmung derer Lebensdauer durch Auswertung

ereignisbasierter Wartungsmaßnahmen

unter Berücksichtigung von Befunden und Monitoringsystemen“

vorgestellt. Das entstandene

„3-Säulen-Modell“ für hersteller-unabhängige

Instandhaltung von Großgeneratoren stellt eine

praxistaugliche und praxis-erprobte Vorgehensweise

zur Analyse und Bewertung von Befunden

an Generatoren dar. Sie ermöglicht eine

Standardisierung und Operationalisierung von

Instandhaltungsmaßnahmen im Rahmen von

entsprechenden Generatorrevisionen. Die der

Arbeit zugrunde liegende Untersuchung erfolgte,

um in der Praxis anwendbare Prognosen über

Lebensdauer, Einflüsse und Revisionszyklen zuzulassen.

Daraus ergeben sich zu ergreifende

Maßnahmen, die sowohl dem Unternehmen im

Rahmen der Kundenakquise, Betreuung und

Projektgestaltung, als auch dem Kunden zugutekommen.

Ein praktischer Ansatz für die

Beurteilung von Gefährdungen

durch Erstickung

Howard Chapman, Stephen Lawton

und Alison Graham

Erstickung tritt ein, wenn ein Lebewesen einen

Sauerstoffmangel erleidet. Sauerstoffmangel

kann schnell zu körperlicher Beeinträchtigung,

Bewusstlosigkeit und schließlich zum Tod führen.

Die Verwendung oder Erzeugung von Gasen,

die den Sauerstoff aus der Luft verdrängen

können, kann zu einer potenziellen Erstickungsgefahr

führen. In der Nuklearindustrie werden

Gase in großem Umfang eingesetzt, um beispielsweise

inerte Atmosphären zu schaffen,

die die Entstehung von entflammbaren Atmosphären

in Prozessbehältern, Rohrleitungen

und anderen Lagerungsstrukturen verhindern,

sowie auch für die Produkt- und Versuchsqualität.

Risikobewertungen für beengte Räume

sind allgemein bekannt und werden in der gesamten

Industrie, auch in kerntechnischen Anlagen,

häufig praktiziert.In diesem Beitrag wird

ein praktischer Ansatz für die Bewertung von

Erstickungsgefahren in der Nuklearindustrie

vorgestellt, um robuste HMS bereitzustellen,

die auf zwei Jahrzehnten Lernen aus Erfahrung

(LFE) und einschlägiger guter Praxis (RGP) aus

Studien des National Nuclear Laboratory (NNL)

basieren.

Erfolgreiches Asset Management

beginnt mit einer guten

Kollaborationsplattform

Ann-Kathrin Sommer

Ohne Strom würde die digitale Gesellschaft

zum Stillstand kommen. Das Internet der Dinge

(IoT), intelligente Sensoren oder Big-Data-Analysen

– all diese modernen Konzepte, die wir für

selbstverständlich halten, würden nicht funktionieren.

Um eine stabile Energieversorgung

zu gewährleisten, ist es entscheidend, dass die

Energiewirtschaft das Stromnetz jederzeit funktionsfähig

hält. Dieses vernetzte System versorgt

uns von zahlreichen Standorten aus mit Energie

aus unterschiedlichen Quellen. Ein komplexer

Vorgang.

Warum Projekte scheitern und

was Führungskräfte darüber

wissen sollten

Klaus Winkelmann

Nachrichten über in Deutschland fehlgeschlagene

Großprojekte haben in den vergangenen

Jahren gefühlt zugenommen. Mit Schlagzeilen

wie „Murks in Germany“ oder „Was ist los im

Land der Ingenieure?“ wird suggeriert, dass vor

allem Ingenieure, Techniker oder Sachkundige

versagen. Auffällig ist die in diesem Zusammenhang

geübte Kritik an der Planung der jeweiligen

Vorhaben. Während die Schuldzuweisung

mit einiger Wahrscheinlichkeit an die Falschen

adressiert ist, dürfte die Kritik an den Planungsabläufen

durchaus berechtigt sein.Und tatsächlich

ist es so, dass Projekte zwar augenfällig in

der Bauphase scheitern, die gravierendsten

Sünden jedoch am Anfang eines Prozesses begangen

werden, der auch als Front-End Loading

bezeichnet wird.

WEC – Monitor zur weltweiten Fragen

der Energieversorgung

World Energy Council

Der World Energy Issues Monitor liefert eine Momentaufnahme

dessen, was CEOs, Minister und

Experten in fast 100 Ländern bewegt. Der Monitor

unterstützt dabei, die weltweite Energieagenda

und ihre Entwicklung im Laufe der Zeit

zu definieren. Er gibt einen Überblick über die

Themen, die mit kritischer Unsicherheit behaftet

sind, im Gegensatz zu den Themen, die sofortige

Maßnahmen erfordern oder als Signale für die

Zukunft dienen. Sie ist ein wesentliches Instrument

zum Verständnis des komplexen und unsicheren

Umfelds, in dem führende Energieunternehmen

agieren müssen, und ein Instrument,

mit dem man seine eigenen Annahmen über die

wichtigsten Faktoren in der Energielandschaft

hinterfragen kann. Die 13. Ausgabe des World

Energy Issues Monitor basiert auf den Erkenntnissen

von fast 2.200 Führungskräften aus 91

Ländern, die 51 nationale Einschätzungen in

sechs Weltregionen abgegeben haben.

Meinen Beitrag leisten: Wie man Geld

spart, die Abhängigkeit von russischer

Energie verringert, die Ukraine

unterstützt und dem Planeten hilft

International Energy Agency

& European Commission

In der gesamten Europäischen Union wollen

die Menschen nach dem Einmarsch Russlands

Maßnahmen ergreifen, um der Ukraine zu helfen.

Viele haben auch mit höheren Energierechnungen

zu kämpfen, weil sich die Energiekrise

durch den Krieg verschärft hat. Weniger Energie

zu verbrauchen ist eine konkrete Möglichkeit für

die Europäer, ihre Rechnungen zu senken, die

Abhängigkeit von russischen fossilen Brennstoffen

zu verringern, Solidarität mit dem ukrainischen

Volk zu zeigen und den Klimaschutz zu

unterstützen. Bürger und Regierungen können

viel bewirken, wenn sie gemeinsam und entschlossen

handeln. Die Internationale Energieagentur

(IEA) hat daher in Abstimmung mit der

Europäischen Kommission eine Reihe einfacher

Maßnahmen entwickelt, die die Bürger ergreifen

können, um jetzt Energie zu sparen, und

stützt sich dabei auf den kürzlich veröffentlichten

10-Punkte-Plan der IEA zur Verringerung

der Abhängigkeit der Europäischen Union von

russischem Erdgas und den 10-Punkte-Plan zur

Senkung des Ölverbrauchs.

vgbe energy journal 4 · 2022 | 7


Members’ News

Members´

News

Axpo: Weiteres erfolgreiches

Geschäftsjahr für die KLL

• Die Aktionäre der Kraftwerke Linth-Limmern

AG (KLL) haben an der Generalversammlung

in Glarus die Jahresrechnung

für das Geschäftsjahr 2020/21 genehmigt.

• Anstelle von Guy Bühler wurde neu Viktor

Lir in den Verwaltungsrat gewählt.

(axpo) Die Kraftwerke Muttsee, Limmern,

Hintersand und Tierfehd der KLL produzierten

im Geschäftsjahr 2020/21 insgesamt

1,62 Milliarden Kilowattstunden Strom. Damit

lag die Jahresproduktion leicht unter

jener des Vorjahres (1,75 Mia. kWh). Die

Jahreskosten zu Lasten der Partner sanken

im Vergleich zum Vorjahr um rund 4 Prozent

auf 177,3 Millionen Franken. Die Generalversammlung

beschloss, eine Dividende

im Umfang von 1,75 Millionen Franken auszurichten.

Ausgezeichnete Rekultivierung

Der Verein für Ingenieurbiologie verlieh

dem Pumpspeicherwerk Limmern den Begrünerpreis

2021 für die erfolgreiche Rekultivierung

der hochalpinen Baustelle. Der

Preis wurde Ende August 2021 im Tierfehd

übergeben.

Im Berichtsjahr besuchten gut 2400 Interessierte

die Anlagen des Pumpspeicherwerks

Limmern (Vorjahr: 3200 Personen).

Zwischen November 2020 und Juni 2021

fanden pandemiebedingt keine Besucherführungen

statt.

Axpo: Erneuerte Biomasse-Anlage

in Samstagern in Betrieb

(axpo) Axpo hat ihre Vergärungsanlage in

Samstagern (Gemeinde Richterswil, ZH)

umfassend modernisiert. Das erneuerte

Werk verarbeitet die Biomasse künftig effizienter

und mit noch geringeren Emissionen

zu erneuerbarer Energie und leistet damit

einen Beitrag zur Energiewende.

Axpo investierte rund 2,5 Millionen Franken

in die Anlage und bekräftigt damit die

Wichtigkeit des Standorts für die Biomasse-Bewirtschaftung

in der Region Zimmerberg.

Neben Erneuerungen im Bereich der

Entschwefelungsanlage, um bessere Abgaswerte

erzielen zu können, erhielt die Anlage

auch einen neuen Presswassertank mit Gasspeicher,

um flüssiges Gärgut längerfristig

lagern zu können. Darüber hinaus nahmen

die Spezialistinnen und Spezialisten von Axpo-Biomasse

eine geschlossene, so genannte

Nachrottehalle in Betrieb, um die Geruchsemissionen

der Anlage weiter zu reduzieren.

In der Vergärungsanlage in Samstagern

sammelt Axpo Grüngutabfälle und weitere

Biomasse aus der Region Zimmerberg.

Durch die Verwertung der Biomasse speist

die Anlage im Jahr rund 1,35 Mio. kWh grünen

Strom ins Netz ein. Das entspricht dem

Stromverbrauch von rund 300 durchschnittlichen

Vierpersonenhaushalten. Bei diesem

Prozess entsteht zudem als Nebenprodukt

Naturdünger, der in der regionalen Landwirtschaft

verwendet werden kann.

Mit der Modernisierung ihrer Anlage in

Samstagern investiert Axpo weiter in den

Ausbau der erneuerbaren Energien in der

Schweiz. Axpo betreibt schweizweit 15 Vergärungsanlagen

und verwertet rund

280.000 Tonnen Biomasse pro Jahr.

LL

www.axpo.com (221291257)

BKW: Bauarbeiten Wasserkraftwerk

Augand auf Kurs

• Meilenstein mit Stollendurchschlag

(bkw) Das Wasserkraftwerk Augand nimmt

immer mehr Form an: Die Hauptbauwerke

Zentrale und Wasserfassung sind im Rohbau

grösstenteils fertiggestellt. Heute nun feiern

die Mineure einen Meilenstein: Sie erreichen

nach rund eineinhalb Jahren Vortrieb

den Durchschlag des Zulaufstollens. Noch

bis März 2023 dauern die Bau- und Installationsarbeiten,

danach beginnt voraussichtlich

die Inbetriebsetzung des Kraftwerks.

An der Kander bei Wimmis, Aeschi b. Spiez

und Spiez laufen seit Mai 2020 die Bauarbeiten

für das Wasserkraftwerk Augand. Ein

Meilenstein im Bau des Kraftwerks steht

heute an: der Durchschlag des 1‘376 Meter

langen Zulaufstollens. Während knapp eineinhalb

Jahren wurde der Stollen von beiden

Seiten herausgebrochen. Nun treffen

sich die Mineure in der Mitte des Zulaufstollens.

Durch diesen fliesst künftig das von der

Kander entnommene Wasser von der Wasserfassung

zur Zentrale.

Rohbauten der Wasserfassung und

Zentrale stehen

Derweil nehmen die Hauptbauwerke immer

mehr Form an: So sind die Betonarbeiten

bei der Wasserfassung weit fortgeschritten,

sowohl am Wehr als auch im Bereich

des Geschiebeabzugs und im Zusammenhang

mit der Fischtreppe, über die die Fische

sicher am Kraftwerk vorbeikommen.

Gleiches gilt für die Zentrale: Der Rohbau

des Gebäudes mit Maschinensaal und Technikraum

steht. Aktuell finden diverse Arbeiten

an der Druckleitung und rund um die

Wasserrückgabe zurück in die Kander statt.

Verwaltungsrat in

neuer Zusammensetzung

Die Generalversammlung bestätigte die

bisherigen Verwaltungsräte Kaspar Becker,

Andrea Bettiga, Jörg Huwyler, Michael

Schärli und Hans-Peter Zehnder im Amt und

wählte Viktor Lir als Nachfolger des zurückgetretenen

Guy Bühler.

Die Kraftwerke Linth-Limmern AG mit Sitz

in Glarus Süd ist ein Partnerwerk des Kantons

Glarus und der Axpo Power AG. Am

Aktienkapital sind der Kanton Glarus (15

Prozent) und Axpo (85 Prozent) beteiligt.

LL

www.axpo.com (221291256)

Barbarafeier im Dezember 2021 im Stollen des Wasserkraftwerks Augand (© BKW)

8 | vgbe energy journal 4 · 2022


Members´News

Erneuerbarer Strom für

rund 7.700 Haushalte

Voraussichtlich ab März 2023 wird das

Wasserkraftwerk schrittweise in Betrieb gesetzt

und geht spätestens im Juli 2023 ans

Netz. Ab dann produziert das Kraftwerk erneuerbaren

Strom für rund 7.700 Haushalte

in der Region. Die mittlere Jahresproduktion

liegt bei ca. 35 Gigawattstunden, dies bei

einer installierten Leistung von 7,4 Megawatt,

die zwei Kaplanturbinen leisten. Die

Gesamtkosten des Baus belaufen sich auf

rund 60 Millionen Franken. Das Kraftwerk

Augand gehört der BKW und der Energie

Thun AG. Gemeinsam betreiben sie die Gesellschaft

Kraftwerk Augand AG.

Aufwertung der Lebensräume

an der Kander

Nebst dem reinen Bau des Wasserkraftwerks

wertet die Kraftwerk Augand AG zusammen

mit der Gemeinde Aeschi b. Spiez

und der Schwellenkorporation Wimmis

auch die Kander auf einem Abschnitt unterhalb

des Kraftwerks auf. Auf einer Länge von

rund 450 Metern soll der Kander am rechten

Ufer möglichst viel Gewässerraum zurückgegeben

werden. Dieser ging mit dem Bau

der Bahnlinie Spiez-Frutigen verloren. Diese

Massnahme ermöglicht neue Lebensräume

für geschützte Tierarten für die Zeit, bis sich

die Kander die ganze Breite eigendynamisch

wieder zurückerobert hat. Als weitere Massnahmen

wertet die Kraftwerk Augand AG

den Hondrichweiher auf und stellt sicher,

dass die Fische auch über die Hochwassersperre

oberhalb des Stauwehrs weiter aufsteigen

können.

LL

www.bkw.ch (221291314)

BKW: Laufrad nach Revision

wieder im Wasserkraftwerk

Simmenfluh

• Gesamtsanierung bis Ende Mai abgeschlossen

(bkw) Die BKW führte im Auftrag der Simmentaler

Kraftwerke AG im Wasserkraftwerk

Simmenfluh eine Generalrevision der

Maschine durch. Ab Ende Mai nimmt diese

ihren Betrieb wieder auf. Gleichzeitig wurden

auch die Leittechnik des Kraftwerks digitalisiert

und der Beton der Wehranlage

saniert.

Zum ersten Mal seit zwanzig Jahren stand

beim Wasserkraftwerk Simmenfluh letzten

Herbst eine Maschinenrevision an. Dabei

wurden alle Turbinenteile, Lager und Dichtungen

überprüft und bei Bedarf erneuert.

Hinzu kamen Revisionsarbeiten am Generator

und an einbetonierten Teilen der Turbine.

Zu diesem Zweck mussten die Maschine

trockengelegt und der gesamte Maschinenstrang

einschliesslich des Generators ausgebaut

werden. Gestern kamen die letzen Maschinenteile

– darunter ein neues Laufrad

für die Turbine – nach fünf Monaten zurück

ins Simmental. Bis Mitte April baut die BKW

alle Komponenten wieder ein und nimmt

nach umfangreichen Funktions- und Sicherheitsprüfungen

die Maschine bis Ende Mai

erneut in Betrieb.

Fernzugriff aufs Kraftwerk

dank digitaler Leittechnik

Gleichzeitig zur Maschinenrevision hat die

BKW auch die 20-jährige Leittechnik des

Kraftwerks Simmenfluh ersetzt und digitalisiert.

Moderne Sensoren ermöglichen eine

einfachere Überwachung und Steuerung

des Kraftwerks aus der Ferne. Dadurch verkürzen

sich zum Beispiel die Reaktionszeiten

bei Störungen. Die BKW nimmt mit der

Erneuerung der Sensortechnik im Wasserkraftwerk

Simmenfluh einen weiteren wichtigen

Schritt in der Digitalisierung ihrer Infrastruktur.

Betonsanierung an Wehranlage

in Erlenbach

Noch bis Ende März führte die BKW parallel

zur Revision in der Kraftwerkszentrale in

Wimmis auch eine umfangreiche Betonsanierung

an der Wehranlage bei der Wasserfassung

in Erlenbach durch. Mit der Sanierung

gewährleistet die BKW die Tragfähigkeit

der stark belasteten Wehrpfeiler und

damit den sicheren Weiterbetrieb der

60-jährigen Anlage. Insgesamt belaufen sich

die Investitionen der Simmentaler Kraftweke

AG für die Generalrevision der Maschine,

die Digitalisierung der Leittechnik und die

Betonsanierung der Wehranlage auf vier

Millionen Franken. Die letzte Gesamtsanierung

des Kraftwerks fand im Winter

1999/2000 statt.

LL

www.bkw.ch (221291315)

ČEZ: Space for small modular

reactors to be created at Temelín

(cez) ČEZ has set aside a special space at the

Temelín Nuclear Power Plant site where the

first small modular reactor in the Czech Republic

could be built in the future. ČEZ has

already informed the US companies NuScale

and GE Hitachi to this effect this week

and today informed representatives of the

South Bohemian Region and representatives

of another US company, Holtec International.

ČEZ has signed a cooperation

agreement with these companies and also

with other companies developing small

modular reactors, in which many power engineers

have high hopes for the future. The

allocated space does not limit the potential

construction of two more standard nuclear

units.

Temelín in south Bohemia is a proven nuclear

site, which is its major advantage. It

offers a stable geological bedrock, an abundance

of experienced operating personnel

and the presence of security personnel. This

is also why a pilot project for a small modular

reactor in cooperation with multinational

companies and local authorities could be

set up here.

„This activity does not interfere in any way

with our plan to build two standard units at

the Temelín site. Options for them are also

part of the tender for the construction of a

new nuclear unit at Dukovany, which we

launched two weeks ago,“ explains Daniel

Beneš, Chairman of the Board of Directors

and CEO of ČEZ.

„From the viewpoint of nuclear power, Temelín

is a suitable site, and I know from my

experience that it is necessary to focus on

the future. Small modular reactors are the

future of energy, and that is why I am actively

entering these negotiations on behalf of

the South Bohemian Region and support a

joint approach,“ added Martin Kuba, Governor

of the South Bohemian Region.

vgbe energy journal 4 · 2022 | 9


Members´News

CEZ Group has already signed memoranda

of cooperation with respect to small modular

reactors with NuScale, GE Hitachi, Rolls

Royce, EdF, KHNP and Holtec. CEZ Group is

also developing small modular reactors

through its subsidiary, the Nuclear Research

Institute of ÚJV Řež. For example, the He-

FASTo project and the Energywell project

are at an advanced stage of research.

ČEZ representatives also met this week in

Prague with the remaining US companies

that develop small modular reactors, NuScale

and GE Hitachi. All were participating

in a US nuclear trade mission led by the US

Department of Energy.

Small modular reactors are small building

units (modules) that are manufactured in a

factory and then transported to a selected

site where they are assembled. Because of

their variable power output, they are expected

to be able to supplement and back up renewable

energy sources, particularly wind

and photovoltaic power plants, in a convenient

manner. According to the International

Atomic Energy Agency, a power plant with a

capacity of up to 300 MWe is considered to

be a small modular reactor. Companies developing

modular reactors have announced

that they intend to launch their first projects

by the end of the decade.

LL

www.cez.cz (221291320)

ČEZ: ČEZ launches a tender for

the construction of a new nuclear

power plant in Dukovany

(cez) ČEZ, or its wholly-owned subsidiary

Elektrárna Dukovany II, launched a tender

for the construction of a new nuclear power

plant in Dukovany. The Ministry of Industry

and Trade gave its approval for this step after

the safety units assessed the documents

from the previous phase, i.e. the incorporation

of safety requirements into the tender

documentation, and completed the safety

assessment of all three bidders. These are

Westinghouse from the USA, EdF from

France, and the Korean company KHNP.

According to the tender schedule, the bidders

are to submit their initial bids by the

end of November this year. They have 20

months to prepare their final bids, having

already received the preliminary tender

documents more than six months ago. After

that, the bids will be evaluated by ČEZ and

the evaluation report will then be submitted

for state approval. The contracts will be finalized

in 2024.

“The main objective is a safe and economical

project completed within the stipulated

budget and time. For the tender itself, the

goal is of course to select the best contractor

and to have a quality and beneficial contract.

After its signing, the project documentation

will be thoroughly prepared in order to minimize

the problems surrounding some foreign

projects. I believe that the 2036 start

date for test operation of the new unit is

achievable,” said Daniel Beneš, Chairman of

the Board of Directors and Chief Executive

Officer of ČEZ.

Simultaneously with the tender procedure,

the wholly-owned subsidiary Elektrárna

Dukovany II (EDU II) is working on

further project preparations. After the Ministry

of the Environment issued a positive

opinion on the Environmental Impact Assessment

(EIA) in 2019, it also received a

Location Permit from the State Office for

Nuclear Safety last year and a Generating

Facility Authorization from the Ministry of

Industry and Trade. The planning procedure,

which EDU II applied to the Construction

Authority for on 1 June 2021, is currently

under way.

The new Dukovany unit will be built next

to the existing power plant and will replace

part of the current power plant’s output in

the future, the first unit of which was commissioned

in 1985.

During this time, the plant has become a

stable part of the region and a driving force

for its further development. According to

the results of a regular public opinion poll

conducted by IBRS at the end of last year,

65% of respondents were in favor of the further

development of nuclear power in

Czechia (compared to 62% in the previous

year).

The most important advantages of nuclear

power include low operating expenses, i.e.

stable prices in the long term, reliability of

electricity supply, and safety of operating

modern nuclear power plant units. The environmental

aspects are crucial, with emission-free

electricity making a major contribution

to tackling global warming. Nuclear

power generation does not emit CO 2 , so the

operation of nuclear power plants makes a

significant contribution to the overall reduction

of carbon dioxide emissions – the most

significant greenhouse gas. The European

Commission has recently recognized this

and has classified nuclear industry as an interim

supported technology. The importance

of nuclear industry in addressing climate

change has also been repeatedly highlighted

in reports by the International Energy

Agency (IEA) and the Intergovernmental

Panel on Climate Change (IPCC).

LL

www.cez.cz (221291324)

EEW: Neue Turbine im AHKW

Neunkirchen: Energie des

Abfalls effizienter nutzen

(eew) Auf seinem Weg die Energie des Abfalls

noch effizienter zu nutzen, hat das zur

EEW Energy from Waste-Gruppe (EEW) gehörende

Abfallheizkraftwerk (AHKW) Neunkirchen

einen weiteren Meilenstein erreicht:

Eine neue Turbine ist angeliefert worden. Mit

ihr sollen künftig bis zu 25 Prozent mehr

Energie aus Abfall für die Produktion von

Strom und Fernwärme gewonnen werden.

Einen planmäßigen Verlauf vorausgesetzt,

wird der neue Turbosatz ab dem vierten

Quartal dieses Jahres ins Netz einspeisen.

„Mit der neuen Turbine wird das AHKW

Neunkirchen einen deutlich größeren Beitrag

für die Energiesicherheit der Region

leisten und mehr grüne Energie für Neunkirchen

und das Saarland liefern“, sagt Werkleiter

Gerhard Hans. So steige die Zahl der

potentiell möglichen Fernwärmeanschlüsse

von bislang 2.400 auf 3.000 Haushalte.

Beim Strom betrage der Zuwachs 6.000

Haushalte auf dann mehr als 27.000. „Die

immer effizientere energetische Nutzung

der Ressource Abfall ist auch ein Schlüssel

zum Erfolg der Energiewende“, betont Gerhard

Hans. Nach Erdgas sei Abfall bereits

heute mit mehr als 16 Prozent der zweitwichtigste

Energieträger bei der Fernwärmeerzeugung.

Anders als das fossile Erdgas,

sei Abfall jedoch eine heimische Ressource,

immer verfügbar und die Technik zu seiner

energetischen Verwertung ausgereift. Die

Potentiale aus der thermischen Abfallverwertung

seien aber bei weitem nicht ausgeschöpft

– weder in Neunkirchen noch in

Deutschland. Energie aus Abfall müsse deshalb

verstärkt als Chance für den Erfolg einer

Energiewende und als wichtiger Partner

auf dem Weg zur Klimaneutralität verstanden

werden.

Denn mit der neuen Turbine verbessert

sich auch die Klimabilanz, weil bei gleichem

Ressourceneinsatz mehr Energie gewonnen

wird. Im Vergleich zur konventionellen Kohleverstromung

würden dadurch etwa

10.000 Tonnen CO 2 pro Jahr eingespart, erklären

Projektleiter Detlef Berg und Oberbauleiter

Francesco Grillo den ökologischen

Vorteil ihres Projektes. In den kommenden

Monaten bis August würden jetzt die Montagearbeiten

für die Mess-, Steuer- und Regeltechnik

sowie die Rohrleitungen zur Anbindung

der Turbine laufen. Für den Sommer

seien dann die Inbetriebsetzung und der

Probetrieb geplant.

Das AHKW Neunkirchen 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 Verwertungsanla-

10 | vgbe energy journal 4 · 2022


Members´News

gen 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 1250 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

(221291327)

Neue Turbine im AHKW Neunkirchen: Energie des Abfalls effizienter nutzen,

EEW: Check-Up für das Kraftwerk

Schwedt

(eew) Am Osterwochenende wurde das

Kraftwerk Schwedt (KSC) planmäßig für die

Hauptrevision heruntergefahren. Die turnusmäßige

Überprüfung der zur EEW Energy

from Waste-Gruppe (EEW) gehörenden

Anlage beginnt am 19. April und endet voraussichtlich

am 21. Mai.

Die Hauptrevision dient der Instandhaltung

der Anlage sowie Erneuerung von

wichtigen Anlagenkomponenten. „In der

Revision führen wir alle die Reparaturen

durch, die bei laufendem Betrieb nicht möglich

sind“, erklärt Roger Schneider, Technischer

Geschäftsführer Kraftwerk Schwedt.

Neben regelmäßig wiederkehrenden Prüfungen,

die gemäß Gesetzen, Verordnungen

und Vorschriften in festgelegten Intervallen

an Anlagenteilen durchzuführen seien,

stünden Maßnahmen und Reparaturen zum

Anlagenerhalt sowie eine Kesselreinigung

auf dem umfangreichen Revisionsprogramm.

„Unser Ziel ist es, Schäden am Kessel

zu vermeiden und eine möglichst hohe

Verfügbarkeit und Effizienz des Kraftwerks

für die Versorgung LEIPA Papierfabrik mit

Prozessdampf sicherzustellen“, so Roger

Schneider weiter.

Während der Revision, die im Zweischicht-System

(Tag/Nacht) erfolgt, wird

die Kraftwerksmannschaft durch Spezialisten

von rund 70 Partnerfirmen unterstützt.

In Spitzenzeiten werden pro Tag mehr als

500 Mitarbeiter von Partnerfirmen im Einsatz

sein.

„Die bereits bei der zurückliegenden Revision

erfolgreich etablierten zusätzlichen Hygiene-

und Vorsorgemaßnahmen werden wir

selbstverständlich auch in diesem Jahr wieder

anwenden“, bekräftigt Anlagenchef Roger

Schneider. Auch wenn die Inzidenzen

rückläufig seien, wolle EEW auch im Interesse

der Menschen in der Region wachsam

bleiben und habe ein umfangreiches Hygiene-

und Vorsorgekonzept erarbeitet, fasst

Roger Schneider zusammen. Zusätzlich zu

den bekannten Maßnahmen wie Maskentragepflicht

an ausgewiesenen Stellen, Einhalten

des Abstandsgebots oder vermehrte Desinfektion

häufig frequentierter Arbeitsbereiche

ist in diesem Jahr das Testen ein bedeutender

Bestandteil des Hygienekonzepts.

Alle Beschäftigten müssen sich täglich einem

Eigentest unter Aufsicht geschulter Fachkräfte

unterziehen. Zudem arbeiten die Gewerke

zeitlich gestaffelt, so dass feste Teams

in den Pausenzeiten unter sich bleiben.

Das Kraftwerk Schwedt 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 1250 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

(221291329)

Deutscher Nachhaltigkeitskodex:

EEW erneut gelistet

EEW Energy from Waste (EEW) hat für das

Berichtsjahr 2020 eine Erklärung zum Deutschen

Nachhaltigkeitskodex (DNK) abgelegt

und bekräftigt damit erneut die Position als

klimafreundliches Unternehmen.

In seiner zweiten DNK-Erklärung legt EEW

seine Nachhaltigkeitsstrategie dar und zeigt

entlang der drei strategischen Handlungsfelder

„Beziehungen festigen“, „Herausforderungen

annehmen“ und „Leistung zeigen“

auf, wie das Unternehmen zu einer nachhaltigen

Entwicklung beiträgt. „Dass EEW in

vielerlei Hinsicht Verantwortung übernimmt

− sei es ökonomisch, ökologisch

oder gesellschaftlich – belegen wir schon

jetzt mit konkreten Maßnahmen und Kennzahlen“,

sagt Bernard M. Kemper, Vorsitzender

der EEW-Geschäftsführung. Mit der erneuten

Erklärung zum DNK werde deutlich,

dass die EEW-Gruppe Nachhaltigkeit weiter

vorantreibt und das Thema einen Schwerpunkt

in der Unternehmensstrategie bildet.

Darüber hinaus hat die Erklärung besondere

Bedeutung für alle Stakeholder: Sie können

alle relevanten Informationen zu ökologischen,

sozialen und Governance-Aspekten

(ESG) frei zugänglich einholen.

„Als Grundlage für die Erklärung dient unser

Nachhaltigkeitsbericht“, erklärt Helena

Wassermann, Referentin für Nachhaltigkeit.

Genauso wie diese zweite, wird auch die zukünftige

Erklärung zum DNK in regelmäßigen

Abständen aktualisiert. Die DNK-Erklärung

von EEW für das Jahr 2020 kann in der

Datenbank des DNK eingesehen werden.

Der DNK gilt als etablierter und international

anwendbarer Nachhaltigkeitsstandard

mit hoher Vergleichbarkeit, insbesondere in

Deutschland. Insgesamt 20 Kriterien sowie

ergänzende nichtfinanzielle Leistungsindikatoren

sind entscheidend, um den DNK zu

vgbe energy journal 4 · 2022 | 11


Members´News

erfüllen. Dazu gehören unter anderem Verantwortung,

klimarelevante Emissionen,

Inanspruchnahme natürlicher Ressourcen,

Chancengleichheit, Arbeitnehmer- und

Menschenrechte sowie Compliance. Er wird

von der Gesellschaft des Rates für Nachhaltige

Entwicklung (RNE) betreut, der als Beratungsgremium

im Auftrag der Bundesregierung

agiert. Mittlerweile sind über 750

Unternehmen im Kodex gelistet.

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 Mitarbeitende

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/

(221291354)

TotalEnergies: Start-up of

the „3D“ Carbon Capture Pilot

in Dunkirk

(total) The „3D“ industrial pilot to demonstrate

an innovative process for capturing

CO 2 from industrial activities is now running

at ArcelorMittal’s Dunkirk site. With

support from the European Union’s Horizon

2020 Research and Innovation program, the

project aims to validate replicable technical

solutions for carbon capture. The „3D“ project,

driven by a consortium including TotalEnergies,

ArcelorMittal, Axens and IFP

Energies Nouvelles (IFPEN), is a major step

towards decarbonizing industries that are

highly emissive of CO 2 , such as steelmaking.

Final stage before

full-scale deployment

The challenge for carbon capture researchers

is making the processes more competitive

and less energy intensive. This industrial

pilot should allow the performance of the

DMXTM carbon capture process developed

in IFPEN’s labs over the last ten years to be

verified.

The project was launched in May 2019,

and the building of the demonstrator began

in 2020 under Axens’ supervision. Last December,

the pilot’s main modules, including

a 22 meter tower, were delivered and assembled

at ArcelorMittal’s site in Dunkirk. The

phases of building the pilot and connecting

it to the plant have now been completed,

and the unit is ready for start-up.

This demonstration, which is scheduled to

last for 12 to 18 months, is the final stage

before the technology’s full-scale deployment.

Demonstrating performance on smokestack

emissions

The carbon capture facility will process

steelmaking gases: it will demonstrate the

effectiveness of the carbon capture process

by separating the CO 2 from other gases.

During the demonstration stage, it will capture

0.5 tons of CO 2 an hour, i.e. more than

4,000 tons a year.

„This carbon capture pilot is a big step towards

decarbonizing the industry: it is being

tested in steelmaking, but can also be applied

to refining processes, contributing to

TotalEnergies’ net zero ambition for 2050,

together with society. We need to capture

and store residual emissions: that’s why our

R&D teams are working alongside our partners

to develop expertise throughout the

CO 2 capture, storage and use process. So we

are using existing technologies at our Zeeland

refinery in the Netherlands, we are using

pilots to validate the performance of

technologies that are already advanced, as is

the case here in Dunkirk, and we are looking

further ahead, in our research centers, to

those that will deliver tomorrow’s breakthroughs,”

said Marie-Noëlle Semeria, Chief

Technology Officer at TotalEnergies.

Twelve partners committed to the

energy transition

The project is a vital driver for reaching the

targets of the Paris Agreement on Climate

Change. It includes twelve partners from

research and industry in six European countries:

ArcelorMittal, IFPEN, Axens, TotalEnergies

and its affiliate GreenFlex, ETH, DTU,

AirProducts, John Cockerill, Gassco, Brevik

Engineering and Seqens. The project also

has two sponsors: Suez and Lhoist.

Key figures:

• Project launch: May 2019

• Duration: 48 months

• Estimated eligible costs: €19.2m

• EU funding: €14.7m

LL

www.totalenergies.com (221291357)

TotalEnergies Wins Maritime Lease to

Develop a 3 GW+ Offshore Wind Farm

on the East Coast of New York and

New Jersey

(total) TotalEnergies has successfully been

named a winner of maritime lease area

OCS-A 0538 by the BOEM (Bureau of Ocean

Energy Management) in the New York Bight

auction held end of last week.

This bid for the development of an offshore

wind farm off the U.S. East Coast was won

for a consideration of US$ 795 million

(100%) by both TotalEnergies and EnBW.

Located up to 47 nautical miles (87 kilometers)

from the coast, the lease covers a 132

square miles (341 square kilometer) area

that could accommodate a generation capacity

of at least 3 GW, enough to provide

power to about one million homes. The project

is expected to come online by 2028.

In addition, EnBW informed TotalEnergies

of its strategic decision to refocus its activity

on Europe. In this context, TotalEnergies

and EnBW have agreed that TotalEnergies

will acquire EnBW‘s interest in this New York

Bight concession and will welcome within

its own staff the EnBW North America team

who has forged strong relationships with

local communities in the past few years and

will therefore continue to develop this project.

In addition, TotalEnergies will acquire

from EnBW the predevelopment work undertaken

for the upcoming auction off the

coast of Central California (Castle Wind

project).

“This grand entrance into offshore wind in

the U.S. is a major step toward our goal of

reaching 100 GW of renewable electricity

generation capacity worldwide by 2030.

This development adds another dimension

to our renewable business in the U.S., currently

representing 4 GW of solar farms under

development. This is the largest renewable

energy project TotalEnergies has ever

undertaken and we now have a portfolio of

over 10 GW of offshore wind projects, a

technology in which we aim to be a world

leader by leveraging our offshore expertise.“

said Patrick Pouyanné, chairman and CEO

of TotalEnergies.

The New York Bight project is part of the

U.S. government‘s goal to deploy 30 GW of

offshore wind in the U.S. by 2030, in response

to the global climate challenge. Locally,

it provides a concrete answer to the

growing demand for clean energy in New

York and New Jersey. Furthermore, TotalEnergies

is committed to developing the project

in a way that creates local jobs and economic

benefits for the local communities.

LL

www.totalenergies.com (221291359)

12 | vgbe energy journal 4 · 2022


EDP expands in solar energy with

acquisition of strategic company in

Poland

(edp) Soon Energy has more than 25 MWp of solar

power installed for business and residential customers

in various regions of Poland. Synergies

between the companies will allow EDP‘s current

presence in the Polish market to grow fivefold.

EDP will acquire Soon Energy, a distributed solar

energy company with a significant portfolio of

business customers. The company has more than

25 MWp of solar projects installed across Poland,

of which 10 MWp were added just in 2021.

The acquisition of Soon Energy means EDP gains

access to a local sales force of around 400 agents

and a team that has been specializing in supplying

sustainable energy solutions to the corporate sector.

Soon Energy recorded revenues of €6 million

last year.

This is a key step in the expansion of EDP‘s commercial

operation in Poland, where it has been

present since 2020. In 2021, in addition to having

consolidated its operational structure in the country

and set up a national sales network, the company

supplied about 50 GWh of energy to business

customers and contracted more than 5 MWp of

capacity in solar self-consumption projects with

business customers. EDP wants to grow significantly

in Poland in the coming years and aims to

be one of the leading companies in the distributed

solar energy market. This acquisition shows that

EDP intends to more than triple its growth next

year.

„EDP has set ambitious goals to lead the energy

transition, contributing to global decarbonization.

The critical path of this ambition involves the construction

of large renewable energy farms, as well

as strengthening the role of customers as key

agents of this transformation. Solar energy will

play a decisive role going forward and will help

reduce costs for businesses and households, protecting

them from energy market volatility. We are

committed to major growth in the Polish market

and believe that this acquisition is the right step

towards realizing our ambition,“ Vera Pinto Pereira,

EDP‘s executive director, said.

The sale, construction and maintenance of decentralized

solar installations is one of the growth

areas outlined in EDP‘s business plan until 2025.

By mid-decade, the company aims to have more

than 2 GW installed in homes and businesses

worldwide and has specialized in creating customized

solutions for its customers‘ needs.

The EDP group recorded a significant growth in

the number of customers with solar solutions in

2021, and currently has around 800 MWp of clean

energy being produced on business customers‘

premises or family homes.

LL

www.edp.com (221291400)

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Anna-Maria Mika

t +49 201 8128 268

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e angela.langen@vgbe.energy

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Dampfturbinen

und Dampfturbinenbetrieb

2022

14. & 15. Juni 2022

Köln, Deutschland

vgbe energy e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland

be informed www.vgbe.energy

vgbe energy journal 4 · 2022 | 13


Members´News

Geschäftsjahr 2021: enercity

schließt mit starkem Ergebniszuwachs

ab und baut größten

E-Ladepark Norddeutschlands

• EBIT steigt um mehr als 104 Prozent auf

211,8 Millionen Euro

• Umsatz überschreitet erstmals Marke von

5,0 Milliarden Euro

• Größter Ladepark Norddeutschlands mit

90 Ladepunkten in Hannover

• Kohleausstieg kommt voran: Vorläufige

Baugenehmigung für Altholz-Heizkraftwerk

erteilt

• CEO Zapreva: „Kohleausstieg ohne ,Brückentechnologie‘

Erdgas ist goldrichtig“

(enercity) enercity hat im Geschäftsjahr

2021 Umsatz und Ergebnis stark gesteigert

und seinen Wachstumskurs fortgesetzt. Das

EBIT des Konzerns ist auf 211,8 Millionen

Euro gestiegen, der Umsatz hat die Marke

von fünf Milliarden Euro überschritten, was

einem Wachstum von 29 Prozent im Vergleich

zum Vorjahr entspricht. Das EBITDA

des Unternehmens ist auf 331 Millionen

Euro (Vorjahr: 272 Millionen Euro) gestiegen.

Das Wachstum konnte enercity insbesondere

im Dienstleistungsbereich erzielen

und dabei die strategischen Schwerpunkte

Erneuerbare Energien, Kundenlösungen

und digitale Dienstleistungen weiter konsequent

umsetzen. enercity-CEO Dr. Susanna

Zapreva sagte: „Das vergangene Geschäftsjahr

war trotz sich zuspitzender Lage am

Energiemarkt geprägt von einem sehr erfreulichen

Kundenzuwachs nicht nur im

Commodity-, sondern auch im Dienstleistungsbereich.“

Abhängigkeit von fossilen Energieimporten

reduzieren

„Die derzeitigen geopolitischen Entwicklungen

mit ihren Auswirkungen auf die

Energiemärkte zeigen, dass wir uns unabhängig

von fossilen Energieimporten machen

müssen. Unsere Strategie, aus der Kohle

auszusteigen und keine neuen Gaskraftwerke

zu bauen, erweist sich einmal mehr

als goldrichtig“, sagte Zapreva. Zudem müsse

der Ausbau erneuerbarer Energien forciert

werden. „Beide strategischen Schwerpunkte

setzen wir um“, so Zapreva. Dies betreffe

einerseits das Engagement im Windkraft-

und PV-Sektor, andererseits erneuerbare

Wärmequellen. Um im PV-Sektor zu

wachsen hat sich enercity am Montageplattformanbieter

Installion beteiligt. Das Startup

setzt über seine digitale Plattform Montagearbeiten

von PV-Systemen, E-Ladeboxen

und Speichern um. Für ein Möbelhaus

baut enercity die größte PV-Eigenverbrauchsanlage

Hannovers. Sie besteht aus

rund 1.500 PV-Modulen und produziert

jährlich über eine halbe Million Kilowattstunden

(kWh) Strom.

Vorläufige Baugenehmigung für neues

Altholz-Heizkraftwerk

Auch beim Kohleausstieg geht es voran.

Nach Erhalt der Baugenehmigung durch das

Gewerbeaufsichtsamt startet enercity den

Bau des neuen Altholz-Heizkraftwerks und

zwei Biomethan-Blockheizkraftwerken

(BHKW). Mit Abschaltung von Block 1 des

Kohlemeilers in Hannover-Stöcken kann

enercity die Wärmeerzeugung insbesondere

durch die Energieträger Abfall, Altholz und

Klärschlamm ersetzen. Einige der dafür erforderlichen

Ersatzanlagen laufen bereits

(Wärmeauskopplung aus Abfallverbrennungsanlage).

Eine weitere ist im Bau (Klärschlammverwertungsanlage

in Hannover-Lahe).

Allein für die Ersatzanlagen für

das Kohlekraftwerk investiert enercity mehr

als 500 Millionen Euro.

Klimaneutrale Fernwärme

wird ausgebaut

Mit klimafreundlich erzeugter Fernwärme

profitieren enercity-Kundinnen und -Kunden

von einer nachhaltigen, bezahlbaren,

zukunftssicheren Wärmelösung. Im Wärmesektor

fallen nahezu 40 Prozent aller energiebedingten

CO 2 -Emissionen in Deutschland

an. Daher stellt enercity die Wärmeversorgung

von fossilen auf erneuerbare Energieträger

um. „In den kommenden zehn

Jahren gehen wir vom Anschluss von insgesamt

rund 60.000 Wohnungen und Gewerbeeinheiten

ans Fernwärmenetz aus. Allein

hierfür investieren wir weit mehr als 200

Millionen Euro“, so Zapreva.

Ausblick

Trotz widriger Umstände erwartet enercity,

Umsatz und Ergebnis 2022 stabil zu halten.

Beides ist von elementarer Bedeutung, um

die hohen Zukunftsinvestitionen in die Energie-

und Wärmewende zu stemmen. Das Ziel

einer Verdopplung des EBITs auf 220 Millionen

Euro im Jahr 2025 im Vergleich zu 2016

gilt es weiterhin zu halten. „Dennoch stellt

uns die derzeitige Lage hinsichtlich der Versorgungssicherheit

mit Gas vor riesige Herausforderungen

und erhöht unsere Risikopositionen

extrem stark. Sollte es zu Lieferunterbrechungen

kommen, was ich nicht hoffe,

werden wir die größte Krise zu meistern haben,

die unsere Branche in den vergangenen

Jahrzenten erlebt hat“, sagte Zapreva.

Die Geschäftsfelder Elektromobilität, Intelligente

Technologien und innovative Kundenlösungen

in den Bereichen Strom und

Wärme wird das Unternehmen dennoch weiter

kontinuierlich ausbauen. Zudem stehen

weiterhin die umfassende Digitalisierung sowie

der Ausbau der erneuerbaren Energien

im strategischen Fokus des Unternehmens.

LL

www.enercity.de (221291410)

EnBW: Bürgerbeteiligung

Windpark Hüttersdorf

• Anwohner können die klimafreundliche

Stromerzeugung ihrer Gemeinde unterstützen

(enbw) Die Bewohner rund um den Windpark

Hüttersdorf haben Grund zur Freude.

Die EnBW bietet den Bürger*innen der Gemeinden

66839 Schmelz, 66701 Beckingen

und 66809 Nalbach ein Nachrangdarlehen

mit einem Gesamtvolumen 750.000 EUR

mit sieben Jahren Laufzeit und drei Prozent

Rendite an. Bürger*innen dieser Gemeinden

können sich mit einer Anlage ab 500

Euro beteiligen.

Die EnBW hatte den Windpark Hüttersdorf

mit einer Leistung von 6,6 Megawatt Anfang

November 2021 eingeweiht. 1000 Haushalte

kann der Windpark jährlich mit klimafreundlichem

Strom versorgen.

Der Schmelzer Bürgermeister Wolfram

Lang begrüßt das Angebot der EnBW. „Der

Gemeinderat der Gemeinde Schmelz hat

sich mehrheitlich für die Möglichkeit einer

Bürgerbeteiligung am Windpark Hüttersdorf

entschieden. Bürgerinnen und Bürger

können sich so aktiv für die Erneuerbaren

Energien engagieren und gleichzeitig am

wirtschaftlichen Erfolg des Windparks teilhaben“,

erklärt der Rathauschef.

Über die digitale Bürgerbeteiligungsplattform

können die interessierten Anwohnerinnen

und Anwohner die gewünschte Investitionssumme

einfach online zeichnen. Informationen

dazu finden sich unter https://

buergerbeteiligung.enbw.com/wphuettersdorf.

LL

www.enbw.com (221291413)

EnBW nach erneut erfolgreichem

Geschäftsjahr auch

für tiefgreifende Veränderungen

der Energieversorgung

aufgestellt

(enbw) Mit klaren Worten hat EnBW-Chef

Frank Mastiaux anlässlich der diesjährigen

Bilanzpressekonferenz zum Krieg in der Ukraine

Stellung genommen: „Dass in Europa

ein Krieg gegen ein souveränes Land und

Volk geführt wird, macht uns fassungslos.

Wir verurteilen den kriegerischen Angriff

Russlands auf das ukrainische Volk aufs

Schärfste und stehen voll und ganz hinter

den Maßnahmen der Bundesregierung.“

Mit einem umfangreichen Paket an sofortigen

und auch langfristigen Hilfsmaßnahmen

unterstützen das Unternehmen und

seine Mitarbeiter*innen die Menschen in

und aus der Ukraine. Mastiaux: „Sofort und

umfänglich Hilfe zu leisten steht jetzt im

14 | vgbe energy journal 4 · 2022


Members´News

Vordergrund. Der Krieg ist jedoch nicht nur

eine humanitäre Katastrophe. Er wird die

Energielandschaft in Deutschland und in

Europa tiefgreifend und bleibend verändern.

Mehr Versorgungssicherheit zu gewährleisten

ohne den Klimaschutz in den

Hintergrund zu drängen ist jetzt die Hauptaufgabe

der gemeinsamen Anstrengungen

von Unternehmen und Politik.“ Kurzfristig

müsse es auch darum gehen, sich gegen potenzielle

Energieknappheiten abzusichern

und dabei Privathaushalte und Industrieunternehmen

vor nicht mehr tragbaren

Preissteigerungen zu schützen. Mit der möglichst

schnellen Diversifizierung der Bezugsquellen

für Kohle und Gas habe die EnBW

bereits begonnen.

Mit dem Blick auf die Zukunft der Energieversorgung

stellte EnBW-Chef Mastiaux

fest: „Die Umstellung auf eine langfristig

CO 2 -freie Energieversorgung müssen wir in

Deutschland jetzt noch einmal beschleunigen.

Das gilt sowohl für alle Investitionen in

die Erneuerbaren Energien und eine Wasserstoffwirtschaft

als auch für die notwendige

Infrastruktur, seien es Strom- und Gasnetze

oder Elektromobilität. Dies und effektive

Umsetzungsprozesse müssen Schwerpunkte

unserer Energiepolitik, Regulierung

und Selbstorganisation sein. Die EnBW wird

mit ihrer integrierten Aufstellung über die

gesamte Energie-Wertschöpfungskette und

entsprechender Kompetenzbasis hierfür einen

wichtigen Beitrag leisten.“

Erfolgreiches Wachstum in einem anspruchsvollen

Geschäftsjahr 2021

Für das zurückliegende Geschäftsjahr zog

der EnBW-Chef eine positive Bilanz. Mastiaux:

„Die EnBW hat auch unter schwierigen

Umfeldbedingungen im vergangenen Jahr

ihren Wachstumskurs konsequent fortgesetzt

und das operative Konzernergebnis

zum fünften Mal in Folge gesteigert. Dies ist

auch ein Resultat unserer bewusst integrierten

Aufstellung. Unsere Präsenz auf allen

Stufen der Energieerzeugung und -verteilung

bis hin zum Kunden ermöglicht uns einen

umfassenden Blick auf sämtliche Aspekte

eines immer komplexeren Energiesystems.“

Mit der Strategie „EnBW 2025“ als Anbieter

von nachhaltigen Infrastrukturlösungen

im Bereich Energie, aber auch darüber hinaus

habe man sich frühzeitig auf die relevanten

Megatrends ausgerichtet. Mastiaux:

„Die Wachstumsdynamik bei Erneuerbaren

Energien, dem weiteren Ausbau der Stromund

Gasverteilung, der Elektromobilität

und der Telekommunikation legt noch einmal

zu. Für die EnBW bedeutet dies in den

kommenden Jahren ein noch breiteres

Spektrum an Investitionsmöglichkeiten, sowohl

in unseren etablierten als auch neueren

Geschäftsfeldern“.

Deutliches Ergebnisplus in 2021 trotz

schwieriger Umfeldbedingungen

Im Geschäftsjahr 2021 erzielte die EnBW

erneut ein deutliches Ergebnisplus: Das operative

Konzernergebnis (Adjusted EBITDA)

stieg um 6,4 Prozent auf 2,96 Milliarden

Euro. Finanzvorstand Thomas Kusterer:

„Das Ergebnis 2021 liegt damit am oberen

Rand unserer Prognose. Auch im zweiten

Jahr der COVID-Pandemie und trotz erheblicher

Schwankungen im energiewirtschaftlichen

Umfeld konnten wir unser Ergebnis

deutlich steigern.“

Der Außenumsatz stieg aufgrund höherer

Energie- und Rohstoffpreise um 63 Prozent

auf rund 32,15 Milliarden Euro. Die Zahl der

Mitarbeiter*innen erhöhte sich um 5,7 Prozent

auf 26.064. Kusterer: „Die hohe Volatilität

der Energiepreise an den Großhandelsmärkten

hat auch uns vor beträchtliche Herausforderungen

gestellt. Die integrierte

Aufstellung der EnBW entlang der gesamten

Energie-Wertschöpfungskette sorgt sichtbar

für Stabilität, gerade in diesen von Unsicherheit

geprägten Zeiten.“ Das Unternehmen

verfügt zudem über eine solide Innenfinanzierung.

„Dies ist verlässlicher Ausgangspunkt

für die weitere Umsetzung unserer

Strategie 2025, in der wir vor allem in den

etablierten Geschäftsbereichen der Erneuerbaren

Energien und dem Netzgeschäft

weiter wachsen wollen,“ so Kusterer weiter.

Der Konzernüberschuss sank gegenüber

dem Vorjahr um rund 39 Prozent auf 363

Millionen Euro. Dies ist wesentlich auf die

zum Halbjahr 2021 vorgenommenen außerplanmäßigen

Abschreibungen auf den Erzeugungspark

zurückzuführen. Um diese

Sondereffekte bereinigt, erzielte die EnBW

im vergangenen Geschäftsjahr einen auf die

Aktionäre der EnBW AG entfallenden Adjusted

Konzernüberschuss von rund 1.203 Millionen

Euro. Der Hauptversammlung wird

die Ausschüttung einer Dividende in Höhe

von 1,10 Euro je Aktie vorgeschlagen.

Die Investitionen des EnBW-Konzerns lagen

mit rund 2,47 Milliarden Euro um 35

Prozent über dem Vorjahr. Hauptgründe

waren die Ersteigerung von Flächenrechten

zum Bau von Offshore-Windparks in Großbritannien

sowie der Ausbau der Stromtransportnetze.

Von den Gesamtinvestitionen

entfielen rund 72 Prozent auf Wachstumsprojekte,

wie etwa den Ausbau der Erneuerbaren

Energien oder den Ausbau der

Netze sowie der Ladeinfrastruktur für die

Elektromobilität.

Geschäftsjahr 2021: Unterschiedliche

Entwicklung der einzelnen Bereiche

Das Adjusted EBITDA des Segments Intelligente

Infrastruktur für Kund*innen ging

um 3,6 Prozent auf 323 Millionen Euro zurück.

Ursachen waren insbesondere die Belastungen

aus kurzfristigen Kundenzugängen

in der Grundversorgung aus Insolvenzen

und Kündigung von Verträgen einzelner

Wettbewerber, da die zusätzlich erforderlichen

Strom- und Gasmengen zu hohen Preisen

kurzfristig am Markt nachgekauft werden

mussten.

Das Geschäftsfeld Systemkritische Infrastruktur

(Übertragungs- und Verteilnetze

für Strom und Gas) blieb mit 1,29 Milliarden

Euro um 4,3 Prozent unter dem Vorjahr.

Dies ist vor allem auf deutlich höhere Kosten

für die Netzreserve und Regelenergie zur

Gewährleistung der Versorgungssicherheit

zurückzuführen.

Das Adjusted EBITDA des Segments

„Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur“ (Erneuerbare

Energien sowie Thermische Erzeugung

und Handel) stieg gegenüber dem

Vorjahreszeitraum deutlich um 20,1 Prozent

auf 1,54 Milliarden Euro. Im Bereich Erneuerbare

Energien ging das Ergebnis aufgrund

deutschlandweit schlechter Windverhältnisse

um 5 Prozent auf rund 794 Millionen

Euro zurück. Im Bereich Thermische Erzeugung

und Handel stieg das Adjusted EBITDA

gegenüber dem Vorjahr um 67,6 Prozent.

Dies resultiert aus gestiegenen Produktionsmengen

der konventionellen Kraftwerke sowie

der gestiegenen Volatilität an den Großhandelsmärkten.

Prognose 2022: weitere Ergebnissteigerung

auf erstmals über drei Milliarden Euro

Für das laufende Geschäftsjahr erwartet

die EnBW ein erneut steigendes Ergebnis.

Kusterer: „Wir gehen davon aus, dass unser

Adjusted EBITDA erstmals die Drei-Milliarden-Schwelle

überschreiten und in einer

Bandbreite von 3,03 bis 3,18 Milliarden

Euro liegen wird. Allerdings ist die aktuelle

Situation von hohen Unsicherheiten geprägt.

Wir gehen zwar aus momentaner

Sicht nicht von wesentlichen Prognoseabweichungen

aus, aber eine hundertprozentige

Sicherheit haben wir vor dem Hintergrund

der aktuellen Ereignisse nicht.“

Für das Geschäftsfeld „Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur“

wird ein Ergebnis zwischen

1,65 und 1,75 Milliarden Euro erwartet.

Der Geschäftsbereich „Systemkritische

Infrastruktur“ bleibt erwartungsgemäß stabil

und wird rund 1,23 bis 1,33 Milliarden

Euro zum Ergebnis beitragen. Für den Geschäftsbereich

„Intelligente Infrastruktur

für Kund*innen“ (Vertriebe) wird mit einem

höheren Ergebnis zwischen 350 bis 425 Millionen

Euro gerechnet.

LL

www.enbw.com (221291415)

vgbe energy journal 4 · 2022 | 15


Members´News

EnBW baut Aktivitäten im Bereich

Flüssiggas aus und startet

Partnerschaft mit Hanseatic

Energy Hub in Stade

• Hanseatic Energy Hub (HEH) soll zentraler

Energiehafen für Flüssiggas in

Deutschland werden und zur Diversifizierung

der Energieversorgung beitragen

• EnBW beabsichtigt mindestens drei Milliarden

Kubikmeter Erdgas pro Jahr zu beziehen

und prüft darüberhinausgehende

Zusammenarbeit

(enbw) Die EnBW setzt ein weiteres Zeichen

in der konsequenten Diversifizierung ihres

Beschaffungsportfolios. Als eines der großen

deutschen Energieunternehmen mit

mehr als 5,5 Millionen Kund*innen plant

das Unternehmen, den Anteil von Flüssiggas

(LNG) in seinem Portfolio signifikant zu erhöhen.

Hierzu hat die EnBW nun mit Hanseatic

Energy Hub ein entsprechendes Memorandum

of Unterstanding (MoU) unterzeichnet.

In einem ersten Schritt beabsichtigt

die EnBW mindestens drei Milliarden

Kubikmeter Erdgas pro Jahr (bcma) über

das LNG-Terminal in Stade zu beziehen und

führt zudem Gespräche über eine darüberhinausgehende

Zusammenarbeit.

Das LNG-Terminal in Stade soll ein zentraler

Knotenpunkt für den Import von Flüssiggas

nach Deutschland werden. Der Hanseatic

Energy Hub wird mit einer geplanten

Regasifizierungskapazität von 12 Milliarden

Kubikmetern pro Jahr (bcma) ab 2026 bereitstehen.

Mit dieser Importinfrastruktur

kann rund 10 Prozent des deutschen Gasbedarfs

abdeckt werden. Das Projekt wird in

einem bestehenden Industriepark realisiert

und ist von Beginn an als zukunftsflexibles

Konzept entwickelt worden: So ist das Terminal

neben LNG in einer ersten Phase auch

für kohlenstoffarme Energieträger wie Bio-

LNG und synthetisches Methan ausgelegt.

Mit dem wachsenden weltweiten Angebot

für klimaneutrale Energiequellen soll der

Hub in einem zweiten Schritt auch für den

Import wasserstoffbasierter Energieträger,

wie Ammoniak, genutzt werden.

„Wir haben in den letzten Jahren unsere

LNG-Aktivitäten Stück für Stück ausgebaut.

Denn Flüssiggas spielt bei der Diversifizierung

unserer Brennstoffe für die Energieerzeugung

eine zentrale Rolle: Es eröffnet die

Möglichkeit neuer Bezugsquellen, um die

deutsche Gasversorgung in der Übergangszeit

der Energiewende zu sichern und

schlägt die Brücke zur grünen Energieversorgung“,

erläutert Georg Stamatelopoulos,

Vorstand für Nachhaltige Erzeugungs-Infrastruktur

bei der EnBW. „Wir haben uns deshalb

ganz gezielt für Stade als Importterminal

entschieden. Das Projekt verfügt technisch,

genehmigungsseitig und kommerziell

über einen hohen Reifegrad. Aus unserer

Sicht zudem besonders relevant: Das

Zero-Emission-Konzept sowie die kurze Anschlussdistanz

an das deutsche Gastransportnetz.“

Als Zero-Emission-Terminal setzt

das LNG-Terminal Stade während des Betriebs

kein CO 2 frei, da die für die Regasifizierung

des Flüssiggases benötigte Wärme

als Prozessabwärme von dem nahegelegenen

Industrie- und Chemiepark zur Verfügung

steht.

HEH plant, die Genehmigungsunterlagen

für das LNG-Terminal und den Hafen vor

Ostern 2022 einzureichen. Aufgrund der

veränderten Marktsituation erhalten Interessenten

zudem die Gelegenheit bis zum 8.

April 2022, ihr Interesse an langfristigen

Kapazitätsbuchungen mitzuteilen.

„Wir sind bereit mit dem LNG-Terminal

Stade einen signifikanten Beitrag zur Diversifizierung

der deutschen Energieversorgung

zu leisten“, erklärt Johann Killinger,

geschäftsführender Gesellschafter Hanseatic

Energy Hub. „Mit EnBW haben wir nicht

nur einen starken Ankerkunden am Start,

sondern gewinnen zugleich einen weiteren

erfahrenen Partner, der sowohl die globalen

als auch die lokalen Energiemärkte bestens

versteht.“

LL

www.hanseatic-energy-hub.de

(221291416)

E.ON: E.ON und Tree Energy Solutions

kündigen strategische

Partnerschaft zum Import von

grünem Wasserstoff an

(eon) E.ON und Tree Energy Solutions

(TES) wollen gemeinsam den Aufbau der

Wasserstoffwirtschaft der Zukunft vorantreiben.

Aus diesem Grund haben beide Unternehmen

eine strategische Partnerschaft

vereinbart, um in großem Umfang grünen

Wasserstoff nach Deutschland zu importieren.

Im Rahmen der Kooperation werden

die Partner mögliche gemeinsame Vorhaben

entlang der gesamten Wasserstoff-Wertschöpfungskette

evaluieren, um eine sichere

Grundlage für die langfristige Versorgung

mit grünem Wasserstoff zu schaffen.

Neben der nachhaltigen Elektrifizierung

sind grüne Gase wie Wasserstoff ein unersetzlicher

Bestandteil einer erfolgreichen

Energiewende. Sie werden benötigt, um zukünftig

fossile Energieträger zu ersetzen

und die Pariser Klimaziele zu erreichen.

E.ON ist entschlossen, die Entwicklung der

Wasserstoffwirtschaft in Deutschland und

Europa kompetent und aktiv zu unterstützen.

Dazu plant der Konzern die Engagements

in den Bereichen Elektrolyseure, Netzinfrastruktur

und Erneuerbare Energien zu

verstärken sowie Investitionen entlang der

gesamten Wasserstoff-Wertschöpfungskette

zu tätigen. Ziel ist, Wasserstoff möglichst

kundennah zu produzieren. Um die Relevanz

des Themas zu unterstreichen, wurde

Ende 2021 die neue Einheit „E.ON Hydrogen“

gegründet.

TES entwickelt ein grünes Energy-Hub in

der deutschen Hafenstadt Wilhelmshaven.

Die Anlage wird ein Anlieferungsterminal,

Speicheranlagen und ein sauberes, emissionsfreies

Oxyfuel-Kraftwerk umfassen. Darüber

hinaus entwickelt TES die Produktion

von grünem Wasserstoff in Ländern des Solargürtels

und investiert in die Lieferkette

sowie die entsprechende Infrastruktur. TES

wird grünen Wasserstoff, der aus Solarstrom

erzeugt wird, in Form von fossilfreiem

grünem Gas (CH4) effizient nach Europa

transportieren und plant, in die Infrastruktur

für den Transport des CO 2 zu investieren.

Patrick Lammers, COO bei E.ON, sagt:

„Der Aufbau einer funktionierenden Wasserstoffwirtschaft

muss in Deutschland und

Europa höchste Priorität haben. Die Partnerschaft

mit TES ist für E.ON ein wichtiger

Schritt auf dem Weg zu einer nachhaltigen

Energielandschaft bei gleichzeitiger Gewährleistung

der Versorgungssicherheit. Sie

bringt uns einen Schritt weiter in Richtung

Netto-Null, denn ohne den Einsatz von grünen

Gasen wie Wasserstoff wird es nicht

möglich sein, CO 2 -Emissionen vollständig

zu vermeiden.“

„Dies ist eine spannende, langfristige Partnerschaft,

die es uns ermöglicht, wichtige

Erfahrungen zu bündeln, um die Dekarbonisierung

der Energiekette zu beschleunigen“,

sagte Paul van Poecke, Gründer und Geschäftsführer

von TES. „Unser Ziel ist es,

den Standort Wilhelmshaven zu einer Drehscheibe

für den internationalen Wasserstoffhandel

auszubauen und die Infrastruktur

entsprechend zu erweitern. Über diesen

Knotenpunkt wird TES eine Mischung aus

grüner und sauberer Energie liefern, um Europa

auf dem Weg zu seinen Netto-Null-Zielsetzungen

wirtschaftlich voranzubringen.

Wir freuen uns darauf, mit E.ON zusammenzuarbeiten,

um auf dem deutschen Markt

Netto-Null-Energie zu erreichen und E.ON

bei seiner Dekarbonisierungsstrategie zu

unterstützen.“

Über TES

Tree Energy Solutions (TES) ist ein Unternehmen

für grünen Wasserstoff, das in großem

Umfang langfristige, ununterbrochene

und klimaneutrale Energie nach Bedarf liefert.

TES hat das Ziel, die Energiewende zu

beschleunigen, indem die bestehende globale

Energieinfrastruktur genutzt wird, um

Kunden grünen Wasserstoff, grünes Gas

und grünen Strom zur Verfügung zu stellen,

während gleichzeitig der Ausstieg aus fossilen

Brennstoffen aus dem Energiesystem

weltweit beschleunigt und eine zirkuläre

Kohlenstoffwirtschaft eingeführt wird. TES

16 | vgbe energy journal 4 · 2022


Members´News

entwickelt derzeit an Standorten in Deutschland,

Belgien, Frankreich, den Niederlanden

und den Vereinigten Staaten Anlagen zur

Energieversorgung und Importterminals,

um ein integriertes Netzwerk von bedeutender

globaler Größenordnung aufzubauen.

Erste Produktions- und Exportterminalstandorte

werden im Nahen Osten und in

Nordamerika aufgebaut. Weitere Informationen

zum Unternehmen finden Sie unter

www.tes-h2.com.

LL

www.eon.com (221291417)

ENERVIE Gruppe erzielt gutes

Unternehmensergebnis für das

abgelaufene Geschäftsjahr und

schafft solide Basis für 2022

• 47,2 Mio. Euro Ergebnis vor Steuern

(EBT)

• 1.181 Mio. Euro Umsatzerlöse

• Eigenkapitalquotensteigerung auf 27,9

Prozent

• Dividendenerhöhung auf 14 Mio. Euro

• Aktuelle Herausforderungen: Energiepreisentwicklung

und Russland-Ukraine-Krieg

(enervie) Die ENERVIE - Südwestfalen

Energie und Wasser AG mit Sitz in Hagen,

hat im zurückliegenden Geschäftsjahr 2021

ein insgesamt gutes Ergebnis erzielt. „Trotz

der schwierigen Rahmenbedingungen mit

der Corona-Krise, den regionalen Auswirkungen

der Hochwasser-Katastrophe und

den im 4. Quartal beginnenden Turbulenzen

an den Energiemärkten haben wir eine solide

Basis zur Bewältigung der anstehenden

Herausforderungen geschaffen. Auch die

guten Deckungsbeiträge in der Erzeugung

und im Vertrieb haben dazu beigetragen, die

positive Entwicklung der vergangenen Jahre

weiter fortzusetzen“, fasst ENERVIE Vorstandssprecher

Erik Höhne zusammen.

Das Geschäftsjahr 2021 in Zahlen

Im abgelaufenen Geschäftsjahr erzielten

die Unternehmen der ENERVIE Gruppe bei

einem deutlich erhöhten Umsatz von rund

1.181 Mio. Euro (2020: 937 Mio. Euro) ein

Ergebnis vor Steuern von 47,2 Mio. Euro

(2020: 43,1 Mio. Euro). Aufgrund der insgesamt

erfreulichen Unternehmensentwicklung

konnte die Eigenkapitalquote damit

auf 27,9 Prozent weiter gesteigert werden

(2020: 26,7 Prozent). Insgesamt verbesserte

sich auch der Jahresüberschuss, sodass

der Vorstand vorschlägt, eine erhöhte Dividende

in Höhe von 14 Mio. Euro (2020: 11

Mio. Euro) an die Aktionäre auszuschütten.

Die ENERVIE Gruppe lieferte für die Versorgung

der fast 400.000 Energiekunden

sowie Energiehandelspartner mit den Tochtergesellschaften

Mark-E und Stadtwerke

Lüdenscheid im Jahr 2021 rund 7,2 Milliarden

Kilowattstunden (kWh) Strom (2020:

8,0 Mrd. kWh), 7,9 Milliarden kWh Gas

(2020: 6,5 Mrd. kWh), 72 Millionen kWh

Wärme (2020: 52 Mio. kWh) und 15,7 Millionen

Kubikmeter Trinkwasser (2020: 15,9

Mio. Kubikmeter).

Die Entwicklung bei den Energie- und

Wasserabsätzen

Der Stromabsatz im ENERVIE Konzern hat

sich 2021 im Wesentlichen aufgrund eines

gefallenen Handelsvolumens um rund 10

Prozent verringert. Dagegen stieg der Gasabsatz

witterungs- und handelsbedingt um

rund 21 Prozent an. Die Wärmeabgabe an

Endverbraucher stieg ebenfalls aufgrund

der Witterung sowie durch die Akquisition

eines Fernwärmegebietes gegenüber 2020

deutlich an. Der Absatz bei der Trinkwasserversorgung

blieb weitgehend stabil.

ENERVIE Vernetzt verstärkt Investitionen

Die Netzgesellschaft ENERVIE Vernetzt

investierte 2021 insgesamt rund 30 Mio.

Euro in den Ausbau der Strom-, Gas- und

Wassernetze. ENERVIE Vernetzt wird sich

auch weiterhin in den Ausbau der regionalen

Netzinfrastruktur einbringen und sieht

hierfür im Geschäftsjahr 2022 deutlich erhöhte

Ausgaben in Höhe von rund 43 Mio.

Euro vor. „Mit diesen soliden Netzinvestitionen

sorgen wir nachhaltig für eine hohe

Stabilität und Sicherheit in unserem Versorgungsgebiet.

Wir treiben insbesondere die

Digitalisierung in unseren Netzen, aber

auch generell in der Region weiter voran

und sehen uns hier als starker Partner der

Kommunen“, hebt ENERVIE Vorstandsmitglied

Volker Neumann hervor. ENERVIE

Vernetzt trat 2021 der „Versorger-Allianz

450“ bei, die sich für den Ausbau eines ausfallsicheren

450-Megahertz-Funknetzes für

die Digitalisierung der Energie- und Wasserwirtschaft

sowie anderer kritischer Infrastrukturen

engagiert. Zudem baute ENER-

VIE Vernetzt mit dem LoRaWAN-Netz (Long

Range Wide Area Network) ihr eigenes

Funknetz im Versorgungsgebiet weiter aus,

das zukünftig auch Basis für Smart City-Anwendungen

werden wird.

Weitere positive Einflussfaktoren

Wesentlich im Geschäftsjahr 2021 waren

auch eine zufriedenstellende Einsatzbilanz

des Gas- und Dampfturbinenkraftwerks

(GuD) in Herdecke und die hohen Deckungsbeiträge

des Pumpspeicherwerks

(PSW) in Finnentrop-Rönkhausen. Im Bereich

der Trinkwassererzeugung nahm das

ENERVIE Tochterunternehmen Mark-E im

Herbst 2021 die neue „weitergehende Aufbereitungsstufe“

im Wasserwerk Hagen-Hengstey

in Betrieb. Sie sorgt in einem

mehrstufigen Verfahren für noch größere

Sicherheit und Qualität bei der Trinkwassererzeugung.

Das Investitionsvolumen lag bei

ca. 17 Mio. Euro.

Einen besonderen Fokus hat ENERVIE erneut

auf Wachstumsthemen im Rahmen der

Energiewende in der Region gelegt: So gelang

es, zusammen mit der Stadt Hagen als

Modellregion, das Wasserstoff-Projekt

„HyExperts“ zu initiieren und Fördergelder

in Höhe von 400.000 Euro zu sichern. Zudem

hat sich ENERVIE Vernetzt zusammen

mit Partnern im Rahmen des Projektes „Zukunft

RuH2r“ das Ziel gesetzt, den Aufbau

einer leistungsfähigen Wasserstoffinfrastruktur

im südöstlichen Ruhrgebiet und

angrenzenden Sauerland zu entwickeln.

Weiterhin steht der Ausbau der Erneuerbaren

Energien in der Region Südwestfalen

weit oben auf der Agenda. Hier erwartet

ENERVIE aufgrund der aktuellen Initiativen

der Bundesregierung (Osterpaket) eine verbesserte

Genehmigungssituation, um insbesondere

bereits vorentwickelte Windenergieprojekte

im Versorgungsgebiet jetzt einfacher

umsetzen zu können.

Insgesamt generierte die ENERVIE Gruppe

im Geschäftsjahr 2021 in Südwestfalen eine

regionale Wertschöpfung in Höhe von rund

175 Mio. Euro - maßgeblich durch Investitionen,

Beschäftigung, Gewinnausschüttungen,

Konzessionsabgaben und Steuern. Im

Sommer 2021 sicherte sich ENERVIE durch

den erfolgreichen Abschluss der vorgezogenen

Refinanzierung mit Kernbanken und

örtlichen Sparkassen eine neue, langfristig

strukturierte Konzernfinanzierung von rund

170 Mio. Euro. Diese vorteilhafte Situation

bietet ENERVIE die Möglichkeit, sich mittelund

langfristig mit Kreditmitteln einzudecken,

die der Unternehmensgruppe große

Flexibilität im Hinblick auf die verfolgte

Wachstumsstrategie und die zukünftigen

Herausforderungen im aktuellen Marktumfeld

einräumen.

Veränderungen im Vorstand: Volker

Neumann folgte ab 1. Mai 2021 auf

Wolfgang Struwe

Mit Wirkung zum 1. Mai 2021 wurde Volker

Neumann durch die Aufsichtsräte der

ENERVIE und der Mark-E Aktiengesellschaft

zum Ressortvorstand Netze/Personal/Kommunales

Netzwerkmanagement bestellt. Er

folgte auf Wolfgang Struwe, dessen Vertrag

zum 30. April 2021 endete, der aber bedauerlicherweise

wenige Tage vor seinem altersbedingten

Ausscheiden aus dem Vorstand

verstarb. Mit Wirkung zum 1. Mai

2021 wurde auch die Geschäftsbereichsverteilung

zwischen den Vorständen neu geregelt.

Erik Höhne ist Vorstandssprecher und

verantwortet die Bereiche Erzeugung/Ver-

vgbe energy journal 4 · 2022 | 17


Members´News

trieb/Handel/Finanzen. Volker Neumann

ist für die Bereiche Personal/Recht/Facilities/Kommunales

Netzwerkmanagement

sowie für ENERVIE Vernetzt und die Bäderbetriebe

Lüdenscheid zuständig. Zudem hat

Herr Neumann die Geschäftsführung der

Stadtwerke Lüdenscheid GmbH übernommen.

Die generelle Personalsituation

Zum 31. Dezember 2021 arbeiteten für die

ENERVIE Gruppe 1.093 Mitarbeiter in Vollund

Teilzeit. Dazu zählen 66 Auszubildende,

die sehr wichtig für die Zukunftssicherheit

des Unternehmens sind. Damit hat sich

die Zahl der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter

im Vergleich zum Vorjahr um insgesamt

19 Mitarbeiter erhöht.

Die Erwartungshaltung

für das Jahr 2022

Durch die Verwerfungen am Energiemarkt,

welche sich seit dem 4. Quartal abzeichneten,

erwartet die ENERVIE Gruppe

auch im laufenden Jahr weiterhin sehr hohe

und volatile Energiepreise. Der Russland-Ukraine-Krieg

wird die Situation weiter

verschärfen und gleichzeitig große Herausforderungen

für die Versorgungssicherheit

in Deutschland und Europa mit sich

bringen.

Insgesamt sieht sich ENERVIE weiterhin

als maßgeblicher Treiber der Energiewende

in Südwestfalen und hofft, dass der Ausbau

der Erneuerbaren Energien in der Region

zügig voranschreiten kann.

LL

www.enervie-gruppe.de (221291421)

ESKOM: Update on Koeberg

Unit 2 long term outage and

steam generator replacement

project

(eskom) Unit 2 of the Koeberg Nuclear Power

Station was shut down on 18 January

2022 for a regular refuelling and maintenance

outage, the scope of which included

the replacement of the 3 Steam Generators

on the unit. On the Steam Generator Replacement

(SGR) work, prior to the start of

any irreversible work, Eskom and the main

contractor Framatome performed a final review

to ensure that the SGR work would be

completed at the expected quality levels and

in accordance with the outage schedule. The

review concluded there is a high likelihood

of the unit being returned to the grid later

than currently planned.

Due to the potential severe impact of returning

this unit later than June 2022 as initially

planned, the decision has been made

to defer the SGR to the next outage on this

unit, planned for August 2023. This is to

avoid the risk of impacting electricity supply

during the high demand winter period as

the earlier return of Koeberg Unit 2 to service

will assist in mitigating the risk of loadshedding.

This deferral does not impact the safe operation

of the Koeberg Nuclear Power Plant

or on Eskom’s life extension plan for Koeberg,

which requires the replacement of the

steam generators on both units. Based on

the condition of the original steam generators

on Unit 2, the deferral of the SGR modification

does not impact the safe operation

of Koeberg Unit 2, as the original steam generators

undergo a full series of routine inspections

and tests to ensure that their integrity

is maintained for the next operating

cycle.

The safe and reliable operation of the two

nuclear units consistently plays a significant

part in adding stability to the grid.

To date the fuel has been successfully unloaded,

and the majority of work planned in

the early part of the outage has progressed

as per the outage programme.

Having undergone the regular maintenance

refuelling outage, which is under

way, Unit 2 of the Koeberg power station will

therefore be returned to service during June

2022. This is planned to help reduce the

pressure on the rest of the generation capacity

and to limit the impact of loadshedding

during the winter period.

The SGR project on Unit 1 will proceed as

planned, starting in September 2022.

LL

www.eskom.co.za (221291520)

EVN erwirbt Software-Anbieter

cyberGRID

• Mit dem neu hinzugekommenen Software-Produkt

von cyberGRID kann die

EVN-Gruppe die Kapazitäten aus erneuerbaren

Ressourcen und Speichersystemen

noch besser managen und nutzen

(evn) Der Software-Anbieter cyberGRID,

Spezialist für die Integration von erneuerbaren

Energien und Batteriespeichern, ist nun

eine 100-prozentige EVN-Tochter.

Die Akquisition stärkt die Position der EVN

als Anbieter von innovativen Energie-Dienstleistungen,

die besonders in den letzten Jahren

vermehrt von kundennahen Aktivitäten

im Bereich der Energieeffizienz und des

Klimaschutzes geprägt waren.

„Unsere Kundinnen und Kunden nehmen

einen immer größer werdenden Platz im

Energiesystem ein. Der Schritt vom reinen

Verbraucher zum Prosumer, also zum Producer

und Consumer, gehört bereits zur

Normalität.“, erläutert cyberGRID-Geschäftsführer

Alexander Kofink. Die Zukunftsperspektiven

sind nun vielfältig: „Viele

Kundinnen und Kunden möchten schon

heute ihre produzierte Energie bestmöglich

am Markt verkaufen und somit zum Händler

werden.“

Und auch in sogenannten virtuellen Kraftwerken

wird viel Potential gesehen. Die Idee

dahinter liegt darin, den Stromverbrauch

von Haushalten in Zeiten zu verschieben, an

denen ausreichend Strom, im Idealfall 100%

Ökostrom, zur Verfügung steht. Im Fokus

stehen hier die Großverbraucher eines

Haushaltes wie zum Beispiel Warmwasserboiler,

Wärmepumpe, Batteriespeicher oder

E-Auto, bei denen zeitliche Verschiebungen

zu keinem Komfortverlust führen. Und auch

Gewerbe- und Industriekunden mit Flexibilitätspotentialen

wird eine neue Wertschöpfungsmöglichkeit

geboten.

Mit dem neu hinzugekommenen Software-Produkt

von cyberGRID kann die

EVN-Gruppe die Kapazitäten aus erneuerbaren

Ressourcen und Speichersystemen

noch besser managen und nutzen. Dies

kommt den unterschiedlichsten Kundensegmenten

mit maßgeschneiderten neuen

Dienstleistungen direkt zugute.

„Mit dem Erwerb von cyberGRID setzt die

EVN Gruppe einen weiteren Schwerpunkt

auf die saubere und vor allem sichere Energieversorgung

für ihre Kunden. cyberGRID

verfügt über eine besonders innovative Expertise

im Bereich der IT-basierten Integration

von erneuerbaren Energien und ergänzt

damit unser Produktportfolio optimal“, so

Klaus Stricker, der bei EVN den Bereich der

energiewirtschaftlichen Planung verantwortet.

Über cyberGRID

Das im Jahr 2010 gegründete Cleantech-Unternehmen

cyberGRID bietet Softwarelösungen

für die Energiesystemintegration

und für den Anschluss von Batteriespeichern

an. Die firmeneigen entwickelte Technologie

ist bei kommerziellen Projekten in

Österreich und Slowenien bereits erfolgreich

im Einsatz. Aber auch in mehreren

EU-geförderten Projekten dient die IT-Lösung

derzeit etwa der Effizienzsteigerung

beim transnationalen Management von

Stromflüssen, aber auch bei der Erforschung

von alternativen Energien beim Ausstieg aus

fossilen Brennstoffen.

LL

www.evn.at (221291530)

18 | vgbe energy journal 4 · 2022


vgbe Seminar

Wasseraufbereitung

28. und 29. Juni 2022

Atlantic Congress Hotel

Essen, Deutschland

Members´News

Eine einwandfreie Qualität des Kesselspeisewassers

setzt eine adäquate Aufbereitung des Zusatzwassers

und ggf. der Kondensate voraus. Die adäquate Aufbereitung

schafft die unverzichtbare Grundlage für die

Einhaltung der in den einschlägigen Normen und

Richtlinien geforderten wasserchemischen Grenz- und

Richtwerte im Wasser-Dampf-Kreislauf. Den Teilnehmern

werden in diesem Seminar die verschiedenen

Verfahren zur Aufbereitung und (Voll-)Entsalzung von

Zusatzwasser sowie Kondensaten im Kraftwerksbereich

detailliert beschrieben.

Die naturwissenschaftlich- technischen Ursachen für

Störmöglichkeiten werden anhand von Praxisbeispielen

erläutert. Sie sollen in die Lage versetzt werden,

die Vorgänge in ihren Anlagen besser zu verstehen,

sie zielgerichtet zu prüfen und gegebenenfalls optimieren

zu können.

Profitieren Sie durch die Teilnahme an diesem praxisorientierten

Seminar von den langjährigen Erfahrungen

der Mitarbeiter des Bereiches „Wasserchemie“

der Technischen Dienste des vgbe energy.

INFORMATIONEN | PROGRAMM | ANMELDUNG

https://t1p.de/7ls7c

KONTAKT

Konstantin Blank

e vgbe-wasseraufb@vgbe.energy

t +49 201 8128-214

Foto: © CSH/Shotshop.com

be informed www.vgbe.energy

vgbe service GmbH

Deilbachtal 173 | 45257 Essen |

Germany

vgbe energy journal 4 · 2022 | 19


Members´News

Register now!

vgbe Conference

Maintenance of

Wind Power Plants

8 & 9 June 2022

Bremerhaven, Germany

EVN Kleinwasserkraftwerk Ratzersdorf

liefert sauberen

Ökostrom seit 120 Jahren

• Seit dem Einbau einer neuen Francis-Zwillings-Schachtturbine

im Jahr

1922 werden rund 350 Haushalte in der

Region vom Kleinwasserkraftwerk Ratzersdorf

versorgt

(evn) Mit einer Länge von 80 Kilometern

fließt die Traisen durch mehrere Gemeindegebiete

in Niederösterreich, unter anderem

auch durch St. Pölten. Im Stadtteil Ratzersdorf

ist das gleichnamige EVN Kleinwasserkraftwerk

zu finden. Das 1902 in Betrieb

gegangene Kraftwerk wurde bereits zweimal

modernisiert und liefert dank neuester

Turbine sauberen Ökostrom, und das seit

genau 120 Jahren.

Seit dem Einbau einer neuen Francis-Zwillings-Schachtturbine

im Jahr 1922 werden

rund 350 Haushalte in der Region vom

Kleinwasserkraftwerk Ratzersdorf versorgt.

Die 100 Jahre alte Turbine spielt somit eine

wichtige Rolle für die nachhaltige Energieerzeugung.

„An der Traisen sind 16 EVN Wasserkraftwerke

zu finden, so viele wie an keinem anderen

Gewässer. Die Kleinwasserkraft ist

eine wesentliche Stütze der nachhaltigen

Stromversorgung. Rund 4.000 Kleinwasserkraftwerke

decken etwa 10% des österreichischen

Strombedarfs“, erläutert EVN

Sprecher Stefan Zach. „Vor kurzem wurde

am Areal des Kleinwasserkraftwerks auch

eine Photovoltaikanlage errichtet, die zusätzlich

Ökostrom erzeugt. Somit können

der Standort und die dortige Infrastruktur

optimal genutzt werden“.

Daten und Fakten

CONTACTS

Ulrich Langnickel

t +49 201 8128-238

e vgbe-maint-wind@vgbe.energy

• Erstinbetriebnahme: 1902

• Inbetriebnahme der neuen Francis Zwillings-Schachtturbine:

1922

• Engpassleistung: 280 Kilowattstunden

• Arbeitsvermögen im Regeljahr: 1.250

Megawattstunden

• Ausbaudurchfluss 5,50 m³ / sec

• Fallhöhe: 8,09 Meter

• Fließgewässer: Traisen Werkskanal

LL

www.evn.at (221291531)

vgbe energy e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany

be informed www.vgbe.energy

20 | vgbe energy journal 4 · 2022


Members´News

Aufbau einer Wasserstoff-Infrastruktur

in Mainz

• Klimaschutz im Blick: Kraftwerke

Mainz-Wiesbaden AG und Mainzer Stadtwerke

AG wollen grünen Wasserstoff erzeugen,

transportieren und weiterverarbeiten

(km-mw) Die Mainzer Stadtwerke AG und

die Kraftwerke Mainz-Wiesbaden AG möchten

in den kommenden Jahren gemeinsam

eine neue Netzinfrastruktur in Mainz errichten,

um klimafreundlichen Wasserstoff zu

erzeugen, zu transportieren und weiterzuverarbeiten.

Der Baubeginn kann, vorbehaltlich

einer Förderzusage des Bundesministeriums

für Wirtschaft und Energie, in

2022 erfolgen. Das Projekt soll bis 2027 fertiggestellt

sein.

Die KMW plant, einen Elektrolyseur mit

einer elektrischen Leistung von 25 Megawatt,

der Wasserstoff herstellt und diesen

mit CO 2 in Methanol umwandelt. „Besonders

innovativ ist dabei, dass wir das benötigte

CO 2 aus dem Abgasstrom unseres Müllheizkraftwerks

nutzen“, betont Dr. Oliver

Malerius, Vorstandsvorsitzender der KMW

AG. „Das CO 2 wird also nicht mehr an die

Umwelt abgegeben, sondern klimaschonend

weiterverwertet. Hier sprechen wir

von rund 16.000 Tonnen pro Jahr“.

Das geplante Wasserstoff-Netz soll vom

Industriegebiet auf der Ingelheimer Aue bis

zum Hauptbahnhof reichen. Die etwa 5 Kilometer

langen, neu zu errichtenden eigenständigen

Wasserstoff-Leitungen ermöglichen

es, Industriekunden wie auch die

Mainzer Mobilität zu versorgen. Interessant

wäre der klimafreundlich erzeugte Wasserstoff

insbesondere für gewerbliche und industrielle

Großabnehmer, ÖPNV-Betriebe

und Logistikunternehmen, wenn sie in den

kommenden Jahren Produktionen bzw.

Flotten auf Wasserstoff umstellen. Zusätzlich

können bestehende Versorger ihren grünen

Wasserstoff unkompliziert in das neue

Netz einspeisen.

„In diesem Netzgebiet wollen wir darüber

hinaus eine Wasserstofftankstelle errichten

sowie eine Abfüllanlage, um den Wasserstoff

auch transportieren zu können. Diese

neuen Anlagen, den bereits geplanten Elektrolyseur

und die Wasserstoff-Tankstelle am

Zentralklärwerk Mainz am Mombacher

Kreisel sowie den geplanten neuen Elektrolyseur

auf dem KMW-Betriebsgelände

möchten wir an das Wasserstoff-Netz anschließen“,

erklärt Dr. Tobias Brosze, Technischer

Vorstand der Mainzer Stadtwerke

AG. „Die Netz-Infrastruktur wird entscheidend

dazu beitragen, die Bereiche Industrie

und Schwerlastverkehr in Mainz und der

Rhein-Main-Region zu dekarbonisieren,

also weniger Kohlenstoff umzusetzen. Ein

wichtiger Baustein auf dem Weg zu einer

kohlenstofffreien und wettbewerbsfähigen

Wirtschaft“.

Abhängig ist das Projekt von einer IPCEI

Förderung (Important Projects of Common

European Interest) der EU für Wasserstofftechnologien

und -systeme. Integrierte Projekte

entlang der gesamten Wasserstoffwertschöpfungskette

konnten die Förderung

beantragen. Dies betrifft Investitionen

in Erzeugung von grünem Wasserstoff, in

Wasserstoffinfrastruktur und die Nutzung

von Wasserstoff für Mobilität und in der Industrie.

KMW und die Mainzer Stadtwerke

haben die Förderskizze eingereicht und

rechnen Ende 2021 mit der Entscheidung,

ob das Projekt gefördert wird. Bei positivem

Ergebnis soll die Umsetzung direkt im Jahr

2022 starten.

EVN Kleinwasserkraftwerk Ratzersdorf liefert sauberen Ökostrom seit 120 Jahren

(Foto: EVN)

Der Mainzer Oberbürgermeister und

Stadtwerke-Aufsichtsratsvorsitzende Michael

Ebling hofft, dass Bund und EU das

Mainzer Projekt entsprechend fördern und

damit bereits im kommenden Jahr die Umsetzung

starten kann. „Es ist deutschlandweit

sicher einzigartig, dass sich beim Zukunftsthema

Wasserstoff gleich mehrere

kommunale Mainzer Unternehmen so stark

engagieren. Das gilt für den von den Mainzer

Stadtwerken, Linde und Siemens errichteten

Energiepark Mainz, der seit 2015 in

Hechtsheim mit Hilfe von Windenergie Wasserstoff

produziert. Dazu zählt auch die geplante

neue Elektrolyseanlage beim Zentralklärwerk

in Mombach. Und das gilt insbesondere

für das jetzt gemeinsam von der

KMW und der MSW geplante Wasserstoffnetz.“

„Das Thema Wasserstoff kann bis 2030

eine entscheidende Rolle im deutschen und

europäischen Energie- und Wirtschaftssystem

einnehmen“ erklärt Gert-Uwe Mende,

Oberbürgermeister der Landeshauptstadt

Wiesbaden und Aufsichtsratsvorsitzender

der KMW „Gemeinsames Ziel ist es, dass Industrie

und Gewerbe ihre Antriebe bzw. ihre

Produktionen auf sogenannten „grünen“

Wasserstoff umstellen und unsere Region

durch den geplanten Aufbau der Wasserstoff-Infrastruktur

zum Gelingen einer

nachhaltigen Energiewende beiträgt.“

LL

www.kmw-ag.de (221291537)

KELAG 2021: Rekordinvestitionen

von 226 Mio. Euro für mehr

Unabhängigkeit in der Energieversorgung

(kelag) Im Geschäftsjahr 2021 stieg der Umsatz

des Kelag-Konzerns auf rd. 1,20 Mrd.

Euro. Ursachen dafür waren in erster Linie

die allgemeine Wirtschaftserholung und die

damit verbundene verstärkte Energienachfrage

nach dem Konjunktureinbruch des

Jahres 2020. „Die Rückkehr zu einer gewissen

Normalität hat sich im vergangenen

Jahr im Verbrauchsverhalten unserer Kunden

widergespiegelt. Im Vergleich zum Geschäftsjahr

2020, das pandemiebedingt

nicht repräsentativ war, wuchs der Stromabsatz

an Endkunden um 6,2 %; der Erdgasabsatz

stieg um 1,8 %, der Wärmeabsatz nahm

um 12,1 % zu. Des Weiteren spielten auch

die erfreuliche Entwicklung unserer Auslandsaktivitäten

und gestiegene Großhandelspreise

eine Rolle“, sagt Kelag-Vorstand

Danny Güthlein. Das Konzernergebnis betrug

im Jahr 2021 rd. 129 Mio. Euro.

Fast die Hälfte des Konzernergebnisses des

Kelag-Konzerns steuerte das bisher höchste

anteilige Ergebnis der VERBUND Hydro Power

GmbH (VHP) mit rd. 60 Mio. Euro bei.

An diesem Unternehmen ist die Kelag mit

vgbe energy journal 4 · 2022 | 21


Members´News

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rund 10 % beteiligt. Darüber hinaus führten

die grünen Wachstumsinvestitionen der vergangenen

Jahre zu zusätzlichen Ergebnisbeiträgen.

Ohne diese beiden Effekte liegt

das Ergebnis in etwa auf dem Niveau des

Jahres 2020.

vgbe-Workshop

Flue Gas Cleaning 2022

8 & 9 June 2022

Ismaning/Munich, Germany

Die Wasserführung lag im Geschäftsjahr

2021 mit 107 % zwar deutlich über dem

langjährigen Durchschnitt, aber unter dem

Wert von 113,1 % im Jahr 2020. „Das erste

Halbjahr war von einer außergewöhnlich

guten Wasserführung geprägt. Dieser positive

Effekt wurde aber durch den trockenen

Herbst und die geringere Erzeugung im vierten

Quartal zum Teil kompensiert. Darüber

hinaus waren wir mit extrem hohen Preisen

auf den immens volatilen Stromgroßhandelsmärkten

konfrontiert. Deshalb konnten

wir im Stromverkauf an Endkunden keine

Gewinne erzielen, sondern nur ein annähernd

ausgeglichenes Ergebnis erreichen“,

ergänzt Manfred Freitag, Sprecher des Vorstandes

der Kelag.

Rekordinvestitionen

in die Energiewende

„Die Auswirkungen des Krieges in der Ukraine

zeigen leider dramatisch, wie wichtig

und sinnvoll es für Europa ist, die Abhängigkeit

von Öl, Gas und Kohle so schnell wie

möglich zu verringern. Wir brauchen den

beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren

Energien sowohl aus Gründen des Klimaschutzes

als auch für die sichere Versorgung

unserer Kunden. Hier müssen wir endlich

vom Reden ins Tun kommen “, betont Manfred

Freitag. Daraus leitet er die klare strategische

Vorgabe ab: „Wir werden die Energiewende

weiter aktiv mitgestalten und setzen

unseren Weg der verstärkten Nutzung erneuerbarer

Energien und den damit einhergehenden

Netzausbau konsequent fort.“

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FACHLICHE KOORDINATION

Ms. Ines Moors

t +49-201-8128-222

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Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland

Sichtbar wird diese Strategie im Investitionsprogramm

des Jahres 2021. Die Kelag

investierte insgesamt rd. 226 Mio. Euro,

mehr als je zuvor in der Geschichte des Unternehmens.

Investiert wurde in den Bau, in

die Instandhaltung und in den Erwerb von

Kraftwerken zur Stromerzeugung aus erneuerbarer

Energie, in den Ausbau der Fernwärmenetze

zur Nutzung von industrieller

Abwärme und Biomasse. Zusätzlich erwarb

die Kelag ein Kraftwerkportfolio in Frankreich

und in Portugal. Im Netzbereich wurde

die 220/110-kV-Netzabstützung für den

Großraum Villach in Betrieb genommen.

Fortgesetzt wurde die flächendeckende Installation

von digitalen Stromzählern. Danny

Güthlein: „Auf diese Meilensteine sind wir

mit Blick auf die Herausforderungen der

Energiewende stolz. Durch die umgesetzten

Projekte im Ausland nehmen wir auch auf

internationaler Ebene am Ausbau erneuerbarer

Energien teil. Klimaschutz endet nicht

an den nationalen Grenzen und deshalb arbeiten

wir aktiv an der Energiewende in

be informed www.vgbe.energy

22 | vgbe energy journal 4 · 2022


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Europa mit. Dazu eine bemerkenswerte

Zahl: Mit unserer grünen Stromerzeugung

und der Nutzung von industrieller Abwärme

und Biomasse im Wärme-Segment erreichte

unser Unternehmen im Jahr eine CO 2 -Einsparung

von mehr als 3,6 Mio. Tonnen.“

Jobmotor Kelag

Der Personalstand der Kelag und ihrer

Tochtergesellschaften stieg im Geschäftsjahr

2021 wachstumsbedingt auf 1.724, fast

100 davon sind Lehrlinge. „Wir sind einer

der größten Kärntner Arbeitgeber und Ausbildungsbetriebe,

motivierte und qualifizierte

Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter

sind die Voraussetzung für die Wettbewerbsund

Zukunftsfähigkeit unseres Unternehmens“,

betont Manfred Freitag. Die Kelag

setzt auf die konsequente Aus- und Weiterbildung,

mit einem besonderen Fokus auf

die Qualifikation von Lehrlingen.

Ausblick 2022

Das im Jahr 2021 gestärkte Finanzprofil

der Kelag bildet eine wichtige Basis, um weiter

in die nachhaltige Stromerzeugung aus

Wasserkraft, Wind- und Sonnenenergie, in

den Ausbau der Wärmeversorgung auf Basis

von Biomasse und industrieller Abwärme

sowie in den Ausbau und in die Modernisierung

der Netzinfrastruktur investieren zu

können. „In den nächsten zehn Jahren werden

wir knapp 2 Mrd. Euro investieren, insbesondere

in die verstärkte Nutzung erneuerbarer

Energieträger“, betont Güthlein. Für

das Jahr 2022 plant das Unternehmen Investitionen

im Umfang von über 205 Mio.

Euro.

Für das Geschäftsjahr 2022 erwartet der

Vorstand Ergebniskontinuität, allerdings

könnten sich vor dem Hintergrund der aktuellen

Preise an den Energiebörsen im Zusammenhang

mit der Ukraine-Krise auch

größere positive oder negative Ergebniseffekte

ergeben.

Highlights 2021

• Energiewende durch Transformation der

Energiemärkte nimmt Fahrt auf

• Rekordinvestitionsprogramm für nachhaltiges

Wachstum

• Volatile Stromgroßhandelspreise auf historischen

Höchstständen

• Wasserführung mit rd. 107 % über dem

langjährigen Durchschnitt

• Ausbau erneuerbarer Energie der Kelag

trägt Früchte

• Anteiliges Rekordergebnis durch die

VHP-Dividende

LL

www.kelag.at (221291539)

Mainova auf Kurs

• Bereinigtes Konzernergebnis (EBT) 165,8

Mio. Euro.

• Mainova investiert 1,8 Mrd. Euro in den

nächsten fünf Jahren.

• Energiekosten durch Reduzierung staatlicher

Abgaben senken.

• Technologieoffenheit entscheidend für

Erfolg der Energiewende.

• Auswirkungen des Ukraine-Kriegs sind

bisher nicht absehbar.

(mainova) „Mainova ist auf Kurs. Das auf

Vorjahresniveau liegende bereinigte Konzernergebnis

(EBT) 2021 von 165,8 Mio.

Euro (+5,8 Mio. Euro) ermöglicht uns hohe

Investitionen in Wachstum und wirksamen

Klimaschutz“, sagte Dr. Constantin H. Alsheimer,

Vorstandsvorsitzender der Mainova

AG, anlässlich der heutigen Bilanz-Pressekonferenz

in Frankfurt am Main und betonte:

„Wir bleiben auch in schwierigen Zeiten

ein verlässlicher Partner für unsere Kundinnen

und Kunden, die Menschen, die Stadt

und die Region.“

Die jeweiligen Segmente stellen sich folgendermaßen

dar:

• Das Ergebnis der Stromversorgung stieg

auf 28,1 Mio. Euro (+21,8 Mio. Euro im

Vergleich zum Vorjahr). Nach negativen

Ergebniseffekten im Vorjahr aufgrund

der COVID-19-Pandemie wirkten sich

2021 Kundenwachstum sowie das Handelsgeschäft

positiv aus.

• Das Ergebnis der Gasversorgung erhöhte

sich leicht auf 45,2 Mio. Euro (+4,8 Mio.

Euro) aufgrund eines gestiegenen Absatzes

in Folge kühlerer Witterung. Dagegen

wirkten sich die hohen Preise an den Beschaffungsmärkten

negativ auf das Ergebnis

aus.

• Das Ergebnis im Segment Erzeugung und

Fernwärme sank auf 22,0 Mio. Euro

(-33,8 Mio. Euro). Maßgeblich dafür war

ein positiver Vorjahreseffekt durch die

turnusmäßige Neubewertung der Gaskraftwerke.

• Das Ergebnis der Erneuerbaren Energien

und Energiedienstleistungen lag mit 8,7

Mio. Euro (-0,9 Mio. Euro) etwa auf Vorjahresniveau.

Dabei stand der positiven

Entwicklung des Biomassekraftwerks Fechenheim

ein aufgrund des geringeren

Windaufkommens leicht gesunkener Ergebnisbeitrag

der Windparks gegenüber.

Das Contracting-Geschäft sowie der

PV-Mieterstrom trugen positiv zu dem

Ergebnis bei.

• Das Ergebnis in der Wasserversorgung

lag mit 3,5 Mio. Euro (+ 1,9 Mio. Euro)

auf dem durchschnittlichen Niveau der

Vorjahre.

Die Beteiligungen als wichtiges Standbein

der Mainova trugen mit 76,8 Mio. Euro (-0,3

Mio. Euro) ein stabiles Ergebnis bei. „Das

gute Ergebnis der Beteiligungen bestätigt

einmal mehr unsere strategische Ausrichtung

mit diversifizierten Geschäftsfeldern“,

sagte Alsheimer.

„Mainova leistete im vergangenen Jahr

über die Ergebnisabführung, Steuerumlage

und Konzessionsabgabe einen direkten

Wertbeitrag von 131 Mio. Euro für die Stadt

Frankfurt am Main. Dieser liegt damit auch

in schwierigen Zeiten über dem Zehn-Jahres-Schnitt

von rund 126 Mio. Euro. So

kommt das gute Ergebnis der Mainova der

Stadt und ihren Bürgerinnen und Bürgern

zugute“, führte Alsheimer aus.

Die Investitionen stiegen 2021 auf 169,3

Mio. Euro (+48,2 Mio. Euro). „Mainova zeigt

hohe Leistungsfähigkeit. In den nächsten

fünf Jahren investieren wir rund 1,8 Mrd.

Euro hauptsächlich für den zunehmenden

Ausbau der Netze und Erzeugungsinfrastruktur,

den weiteren Ausbau der erneuerbaren

Energien, die Digitalisierung sowie den Aufbau

neuer Geschäftsfelder wie beispielsweise

den Bau und Betrieb von Rechenzentren.

Damit bilden wir das Rückgrat für die Prosperität

unserer Heimat, gewährleisten die

Versorgungssicherheit und treiben den Klimaschutz

voran“, betonte Alsheimer.

Mainova ist ein attraktiver Arbeitgeber,

denn Fach- und Führungskräfte können hier

mit spannenden Projekten die Energiewende

positiv gestalten. Das Unternehmen

wuchs im vergangenen Jahr um 104 auf insgesamt

2.957 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter.

Und es stellt weiter ein.

In Richtung der Bundesregierung appellierte

Alsheimer: „Der Ukraine-Krieg wirkt

wie ein Brennglas auf die zentralen Herausforderungen

der Energiewende – Klimaschutz,

Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit.

Die Politik ist jetzt besonders

gefordert, um die Rahmenbedingungen für

Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit

von Energie für Bürgerinnen und Bürger genauso

wie für die Wirtschaft weiterhin zu

gewährleisten. Dazu gehört angesichts einer

nie dagewesenen Preisentwicklung auf den

Großhandelsmärkten auch die Senkung von

staatlichen Abgaben, um die Verbraucher zu

entlasten.“

Alsheimer betonte: „Mainova treibt die

Umsetzung der Energiewende mit großem

Engagement weiter voran. Denn trotz allem

darf der Klimaschutz nicht außer Acht gelassen

werden. Dafür ist neben verlässlichen

Rahmenbedingungen die Technologieoffenheit

entscheidend. Nur so können wir die

nötigen Investitionen in wirksamen Klimaschutz

tätigen. Denn eine markt- und sozialverträgliche

Energiewende benötigt das

kluge Miteinander von verschiedenen Technologien.

Dies gilt insbesondere für die Wärmeversorgung,

denn Energiewende bedeutet

auch Wärmewende“.

vgbe energy journal 4 · 2022 | 23


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Ausblick für 2022

Die Auswirkungen der aktuellen geopolitischen

Situation sind bisher nicht absehbar.

Vorbehaltlich der zusätzlichen Risiken, die

der Krieg in der Ukraine mit sich bringt, erwartet

der Vorstand der Mainova AG für das

Geschäftsjahr 2022 ein bereinigtes EBT

deutlich unter dem Niveau des Jahres 2021.

„Der Krieg ist eine Tragödie für die Menschen

in der Ukraine. Bei allen Diskussionen

um Sanktionen, Versorgungssicherheit und

Energiepreise steht der menschliche Aspekt

an erster Stelle. Unsere Gedanken sind bei

den Betroffenen. Unser Mitgefühl ist mit jenen,

die um ihr Leben oder das Leben von

Freunden und Angehörigen bangen“, sagte

Alsheimer.

LL

www.mainova.de (221291547)

Illwerke: Spatenstich

für Kleinwasserkraftwerk

am Dürrenbach

(ivk) Die illwerke vkw errichtet im Gemeindegebiet

von Au, an der Grenze zu Schoppernau,

eine neue Kleinwasserkraftanlage

am Dürrenbach. Zielsetzung für den Ausbau

des Kraftwerk Dürrenbach ist die optimale

energetische Nutzung des Gewässers im Sinne

der Ziele der Energieautonomie Vorarlbergs.

900 Meter lange Druckrohrleitung

Dazu soll das Wasser im Bereich der obersten

bestehenden Geschiebe-Sperre gefasst

und über eine erdverlegte, rund 900 Meter

lange Druckrohrleitung bis zum Krafthausstandort

geführt werden. Das Krafthaus

wird am Rand eines kleinen Waldstückes

auf der offenen Wiese errichtet. Die Zufahrt

zum Gebäude erfolgt über die bestehende

Straße und einen neu angelegten Weg entlang

des Waldrandes. Aufgrund des idealen

Standorts in einer hochwassersicheren Lage

ist eine geradlinige Zuführung des Druckrohres

möglich. Zudem gibt es ausreichend

Platz für Bautätigkeiten und die Einrichtung

der Baustelle. Ein 30 kV-Kabel für den Energieabtransport

befindet sich bereits in unmittelbarer

Nähe.

Innovatives Zeltdach beim Krafthaus

Das Krafthaus mit einer Grundfläche von

9,4 x 9,9 m beherbergt schließlich das Herzstück

der Anlage: Ein Maschinensatz, bestehend

aus einer Peltonturbine und einem

Generator mit einer Leistung von knapp 1

Megawatt. Eine technische Besonderheit

des ausgeklügelten Krafthauses ist das innovative

Zeltdach, das im Bedarfsfall zur Gänze

einfach abgehoben und neben dem Gebäude

gelagert werden kann. So kann der

Generator ganz einfach ein- und ausgehoben

werden. „Die Pläne für das Kraftwerk

orientieren sich an unserem Masterplan für

die Energieautonomie Vorarlbergs, die die

konsequente und nachhaltige Nutzung unserer

Ressource Wasserkraft in Vorarlberg

vorsieht. Das Projekt am Dürrenbach in Au

ist ein Paradebeispiel für die sinnvolle regionale

und naturnahe Nutzbarmachung der

Kraft des Wassers“, so Helmut Mennel, technischer

Vorstand der illwerke vkw AG. Eine

besondere Herausforderung beim Dürrenbach

ist das Geschiebemanagement. Bei

entsprechenden Starkwetterereignisse

bringt der Bach reichlich Geschiebe mit. Aus

diesem Grund erfolgt die Wasserfassung

mittels bewährtem Tirolerwehr mit automatischer

Rechenreinigung, sowie einem nachgelagerten

Coanda-Rechen.

Zweistufiger Bauplan

Die Abwicklung des Baus ist in zwei Abschnitten

geplant. Die Wasserfassung sowie

das Krafthaus können parallel gebaut werden.

Um keinen Bauverkehr über die bestehende

Zufahrtsstraße und Druckrohrleitungstrasse

abwickeln zu müssen, wird die

Triebwasserleitung in einem zweiten Schritt

errichtet. Das Auslassbauwerk wird nach

Möglichkeit während einer Niedrigwasserzeit

in der Bregenzer Ach errichtet. Dazu

wird der Baugrubenaushub als temporärer

Wasserhaltungsdamm in die Bregenzer Ach

geschüttet und anschließend wieder rückgebaut.

„Die Bauzeit beträgt rund 18 Monate, bis

Ende 2023 soll das Kraftwerk bereits Strom

aus Wasserkraft ans Netz liefern. Die Projektkosten

belaufen sich auf rund 5,6 Millionen

Euro“, so Finanzvorstand Christof Germann.

Fakten Kleinwasserkraftwerk am Dürrenbach

• Leistung:

• Primärenergiezuwachs:

1 MW

3,8 GWh/a

• Anzahl Maschinen: 1

• Ausbauwassermenge:

1100 l/s

• Fallhöhe:118 m (Brutto) / 106 m (Netto)

• Leitungslänge:

900 m (DN700/DN800)

• Geplante Inbetriebnahme: 2023

LL

www.illwerkevkw.at (221291548)

LEAG: Qualifizierungsverbund

gibt Starthilfe für grüne Energie

in der Lausitz

• LEAG, IBBF und BEE wollen Fachkräfteentwicklung

im Strukturwandel unterstützen

(leag) Die Lausitz Energie Kraftwerke AG

(LEAG), die Vereinigung für Betriebliche

Bildungsforschung e.V. (IBBF) und der Bundesverband

Erneuerbare Energien (BEE)

gründen den „Qualifizierungsverbund in

der Lausitz für Erneuerbare Energien“

(QLEE). Der Qualifizierungsverbund hat

das Ziel, den Strukturwandel in der Lausitz

zu begleiten und Unternehmen in der Region

durch bedarfs- und zielgruppengerechte

Angebote zu Fort- und Weiterbildung ihrer

Beschäftigten neue wirtschaftliche Chancen

zu eröffnen.

Das gemeinsame Projekt erhielt zum Jahresende

2021 die Förderzusage aus dem

STARK-Programm der Bundesregierung.

Dieses Programm fördert Projekte, die den

Transformationsprozess zu einer ökologisch,

ökonomisch und sozial nachhaltigen

Wirtschaftsstruktur in den Kohleregionen

unterstützen. Anfang März trafen sich die

Projektinitiatoren LEAG, BEE, und IBBF zum

Kickoff im LEAG-Konferenzcenter in Lübbenau

und haben erste Maßnahmen für den

Aufbau des Qualifizierungsverbunds auf

den Weg gebracht.

Vor dem Hintergrund des beschlossenen

Ausstiegs aus der Kohleverstromung und

der gleichzeitigen Beschleunigung des Ausbaus

regenerativer Energien sehen die Projektinitiatoren

in der Energiewende zahlreiche

Zukunftschancen in einem vielfältigen

und wachsenden Wirtschaftssektor mit

neuen Berufsprofilen. Sie wollen regionalen

Unternehmen auf der Basis fundierter Qualifizierungsangebote

dabei helfen, neue Geschäftsfelder

zu erschließen, die dafür nötigen

Berufsbilder zu strukturieren und über

die sich stetig verändernden regulatorischen

Rahmenbedingungen aktuell informiert zu

sein. Die Erneuerbaren-Energien-Branche

verfügt über ein großes Knowhow beim Umgang

mit Transformationen und neuen Herausforderungen,

das im Rahmen der Qualifizierung

weitergegeben werden soll.

Das gemeinsame strategische Ziel sei der

Aufbau eines funktionierenden regionalen

und branchenspezifischen Qualifizierungsverbundes,

erklären die Projektinitiatoren.

Dieser soll Unternehmen der Region und

ihre Beschäftigten mit Weiterbildungen zur

Bewältigung des Strukturwandels unterstützen.

Gezielt sollen Qualifizierungsmöglichkeiten

im Bereich neuer Technologien,

zum Beispiel in der Stromerzeugung und in

der Übertragung und Speicherung von

Energie, für die Beschäftigten der Lausitz

aufgezeigt und ermöglicht werden. Damit

soll die Fachkräfteentwicklung und -bin-

24 | vgbe energy journal 4 · 2022


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dung in der Lausitz unterstützt werden. Darin

liege auch die Chance, die Region wirtschaftlich

vollkommen neu aufzustellen und

so als Zukunfts- und Modellregion für ganz

Europa zu etablieren.

„Unser Energieunternehmen ist einer der

größten Ausbildungsbetriebe in Brandenburg

und Sachsen, dem mehrfach eine exzellente

Qualität bescheinigt wurde. Wir

betreiben in Lübbenau seit vielen Jahren ein

Qualifizierungszentrum zur Fort- und Weiterbildung

mit einem speziellen energiewirtschaftlichen

Fokus. Und wir befinden

uns als Unternehmen selbst mitten im Wandel

hin zu einem deutlich höheren Anteil an

Erneuerbarer Energieerzeugung. Das sind

Qualifikationen und Erfahrungen, die wir in

den Qualifizierungsverbund mit einbringen

werden“, erklärt LEAG-Personalvorstand

Jörg Waniek „Wir wollen mit diesem Projekt

einen konkreten Beitrag leisten, um den

Strukturwandel in der Lausitz erfolgreich zu

gestalten und darüber hinaus Anregungen

und Beispiele für andere betroffene Regionen

zu schaffen. Wir würden uns auch freuen,

weitere Partner für den Qualifizierungsverbund

gewinnen zu können.“

„Der Bundesverband Erneuerbare Energie

unterstreicht mit der gemeinsam entwickelten

Projektidee die Bereitschaft der Erneuerbaren

Branchen, ganz konkret Verantwortung

auch für die sozialökonomischen Fragestelllungen

aus dem Strukturwandel zu

übernehmen. Die Energiewende bietet breite

Beschäftigungschancen. Uns ist es wichtig,

dass die bisherigen Kohleregionen auch

in der modernen erneuerbaren Energiewirtschaft

starke eigene Wertschöpfungscluster

behalten. Wir wollen deshalb den Beschäftigungstransfer

unterstützen, damit Menschen

in ihrer Heimat eine Zukunft finden“,

so Wolfram Axthelm, Geschäftsführer Bundesverband

Erneuerbare Energie.

„Um die Chancen des notwendigen Strukturwandels

zu nutzen, benötigen die Beschäftigten

neue Kompetenzen für veränderte

und neue Tätigkeitsfelder“, sagt Dr.

Michael Steinhöfel, Geschäftsführer des

IBBF. „Durch eine bedarfs- und zielgruppengerechte

Weiterbildung, die die aktuellen

Anforderungen moderner Arbeitsplätze aufgreift

und mit attraktiven Formaten umgesetzt

wird, wollen wir die Beschäftigten für

den Wandel fit machen und ihnen damit

eine berufliche Perspektive in ihrer Heimat

eröffnen.“

Der QLEE wird seinen Sitz in Lübbenau

haben. Ein gemeinsames Webportal wird

die Vernetzung der einzelnen Akteure unterstützen

und damit maßgeblich auf das

Projektziel einzahlen.

LEAG-Tochter MCR nimmt neuen 3D-Metalldrucker in Betrieb (Foto_ LEAG)

LEAG-Tochter MCR nimmt neuen

3D-Metalldrucker in Betrieb

• Neuartiger Kundenservice für die Reparatur

großer Bauteile startet in Schwarze

Pumpe

(leag) Mit einem in der deutschen Wirtschaft

bislang neuartigen Service für die

schonende Reparatur großer Maschinenbauteile

aus Stahl wie Wellen, Zahnräder

oder Achsen ist das LEAG-Tochterunternehmen

MCR Engineering Lausitz GmbH an

den Start gegangen. Am heutigen Donnerstag,

31. März, nahm sie dafür in Anwesenheit

zahlreicher Gäste eine neue 3D-Laser-Schweißanlage

in Betrieb und begründet

damit den neuen Geschäftsbereich MCR

Metal Print. Der computergesteuerte Metalldrucker

ist vom Projektteam des Unternehmens

selbst nach den Kundenbedürfnissen

konzipiert und mit den dafür notwendigen

Baugruppen zusammengestellt worden.

3D-Metalldruck ist eine laser- oder lichtbogenbasierte

Technologie, welche die Designflexibilität

des 3D-Drucks mit den Materialeigenschaften

von Metall kombiniert. In

dem von MCR angewendeten Print-Verfahren

bleiben vor allem die Härteeigenschaften

des Materials der Bauteile unbeeinflusst.

Möglich wird das durch sechs Laser, die

ringförmig angeordnet sind und ihre Strahlen

mit nur geringer Leistung von einem Kilowatt

auf den zu bearbeitenden Punkt richten.

Sie schweißen die neue Stahlschicht

schonend auf, ohne den Grundstoff negativ

zu beeinflussen.

„Der Vorteil dieses innovativen Verfahrens

liegt auf der Hand“, erklärt LEAG-Vorstand

Dr. Philipp Nellessen. „Bislang konnten große

und stark beanspruchte Maschinen-Bauteile,

wenn sie verschlissen oder beschädigt

waren, mit herkömmlichen Schweißverfahren

kaum wieder nutzbar gemacht werden,

denn die Hitzeentwicklung war zu groß und

hätte die Materialbeschaffenheit der Teile

negativ beeinflusst. Man musste sie daher

durch neue Teile ersetzen, die sehr teuer in

der Anschaffung sind. Mit dem Verfahren,

das MCR Metal Print nutzt, lassen sich solche

Bauteile nun aber doch reparieren und

erneuern. Das bringt unseren Kunden eine

deutlichen Kostenersparnis gegenüber dem

Neukauf und ist natürlich zudem eine wertvolle

Option in Fällen, in denen kurzfristig

keine neuen Ersatzteile am Markt verfügbar

sind.“

Die MCR Engineering Lausitz GmbH arbeitet

im Industriepark Schwarze Pumpe mit

modernster technischer Ausstattung und

hoch qualifizierten Fachkräften. Sie bietet

ihren deutschen und internationalen Kunden

einen umfangreichen Service im Maschinen-

und Stahlbau sowie in der Wartung

und Instandhaltung von Großgeräten und

Schienenfahrzeugen.

LL

www.leag.de (221291551)

LL

www.leag.de (221291551)

vgbe energy journal 4 · 2022 | 25


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LEAG kauft Holzkontor und Pelletierwerk

Schwedt

• Veredlungsbetrieb erweitert die Marke

Rekord um weitere Biomasse-Brennstoffe

(leag) Die LEAG-Gruppe erwirbt zur Erweiterung

des Produktions- und Angebotsportfolios

ihres Veredlungsbetriebes die Holzkontor

und Pelletierwerk Schwedt GmbH

(HPS). Damit schließt sie eine Akquisition

erfolgreich ab, die ideal in die Zukunftsstrategie

des Unternehmens passt und den eingeschlagenen

Weg der Unternehmenstransformation

perfekt ergänzt.

Das Holzkontor und Pelletierwerk Schwedt

wurde 2006 errichtet und gehört seit 2015

zur polnischen Stabos-Gruppe. „Eine Übernahme

durch die LEAG ermöglicht die Erweiterung

des Brennstoff-Angebots der Veredlung

um Holzprodukte“, so Matthias Vette,

Leiter Veredlung bei der LEAG. In

Schwedt werden Holzpellets für Industrie

und Hausbrand hergestellt. „Mit dem Kauf

der HPS intensiviert die LEAG ihr Engagement

im Bereich nachwachsender biogener

Energieträger und setzt auf eine schrittweise

Transformation ihres Braunkohleportfolios

in Richtung CO 2 -armer und klimaneutraler

Brennstoffe.“

Durch ihr bestehendes Geschäft mit Brennstoffen

auf Basis von Braunkohle verfügt die

Veredlung der LEAG bereits über ein breites

Kundenportfolio im Hausbrand- und Industriebreich.

Bereits in den letzten Jahren hat

die Veredlung ihr Produktportfolio um

Brennstoffe aus Biomasse erweitert. Mit der

Übernahme der HPS gibt es jetzt auch die

erste Produktionsanlage für Holzpellets unter

der etablierten Brennstoffmarke Rekord.

Die vereinbarte Transaktion umfasst den Erwerb

von 100 Prozent der Anteile an HPS von

Stabos. „Durch den Kauf von HPS schaffen

wir eine wichtige Basis für unsere künftigen

Aktivitäten im Bereich innovativer Biobrennstoffe,

bauen unsere gute Marktposition aus

und investieren in attraktive Energielösungen

für unsere Kunden“, so Bergbau-Vorstand

Dr. Philipp Nellessen von der LEAG.

Der Standort der HPS in Schwedt bringt

für die LEAG eine ganze Reihe Vorteile mit.

Neben der hohen Qualität der produzierten

Pellets spielen die Rohstoffversorgung, die

Verkehrsanbindung und die räumliche Nähe

zum Lausitzer Revier eine große Rolle.

Durch die internationale Vertriebserfahrung

der LEAG sieht das Unternehmen auch

die Nähe zu Polen als echte Chance. „Der

Kauf der HPS unterstreiche zudem, dass die

LEAG auf dem Weg vom Bergbau- und Kraftwerksbetreiber

hin zu einem vielseitigen

Unternehmen für Energie, Infrastruktur und

Service sei. Die LEAG leiste – insbesondere

auch in schwierigen Zeiten – einen wichtigen

Beitrag zur Versorgungssicherheit in

Deutschland.

LL

www.leag.de (221291555)

KKL: Modernisierungsprojekte

mit Wirkung auf Stromerzeugung

und Produktionskosten

(kkl) Der Verwaltungsrat der Kernkraftwerk

Leibstadt AG hat den Jahresabschluss genehmigt.

Das Kernkraftwerk Leibstadt (KKL) produzierte

im 37. Betriebsjahr netto insgesamt

4‘802 GWh Strom. Grund für das im Vergleich

zum Vorjahr (9’050 GWh) deutlich

tiefere Produktionsvolumen waren umfangreiche

Modernisierungsprojekte, die im

Rahmen der rund sechsmonatigen Revisionsabstellung

realisiert wurden.

Aufgrund der tieferen Stromproduktion

erhöhten sich die normalisierten Produktionskosten,

d.h. ohne des effektiven Renditeeinflusses

des Stilllegungs- und des Entsorgungsfonds,

auf 10,12 Rp./kWh (Vorjahr:

4,99 Rp./ kWh). Die normalisierten Jahreskosten

betrugen insgesamt 485,9 Mio. CHF

(Vorjahr: 451,6 Mio. CHF).

Die positive Entwicklung der Finanzmärkte

im Jahr 2021 wirkte sich entsprechend

auf die Wertentwicklung der beiden Fonds

für die Stilllegung und Entsorgung der Kernanlage

aus. Im Berichtsjahr betrug die

Fondsperformance 209,5 Mio. CHF, im Vorjahr

waren es 91,6 Mio. CHF gewesen. Die

effektiven Jahreskosten lagen damit bei

340,6 Mio. CHF (Vorjahr: 418,6 Mio. CHF),

die Produktionskosten bei 7,09 Rp./kWh

(Vorjahr: 4,63 Rp./kWh).

Im Berichtsjahr zahlte die Kernkraftwerk

Leibstadt AG 51,8 Mio. CHF in den Stilllegungs-

und den Entsorgungsfonds ein (Vorjahr

34,6 Mio. CHF).

Zwecks kontinuierlicher Erhöhung der Sicherheit

und Verfügbarkeit des Kraftwerks

wurden 2021 insgesamt 87,3 Mio. CHF (Vorjahr:

67,0 Mio. CHF) in anlagentechnische

Modernisierungen, substanzerhaltende

Massnahmen und Brennelemente investiert.

Die operativen Betriebskosten lagen ebenfalls

über den Vorjahreswerten. Grund dafür

waren vor allem höhere Kosten für Material

und Fremdleistungen infolge der deutlich

längeren und umfangreicheren Jahreshauptrevision.

Ende 2021 waren im Kernkraftwerk

Leibstadt 497,5 Vollzeitstellen

(Vorjahr: 505,9) besetzt.

Der Verwaltungsrat der Kernkraftwerk

Leibstadt AG hat den Jahresabschluss 2021

zuhanden der Generalversammlung vom

28. April 2022 verabschiedet.

LL

www.kkl.ch (221291558)

RWE Power AG: Mit Stilllegung

von Block A des Kraftwerks

Neurath setzt RWE den

gesetzlichen Kohleausstieg

planmäßig fort

• Anlage wird vorerst konserviert, um nach

einer Entscheidung der Bundesregierung

im Notfall zur Versorgungssicherheit beitragen

zu können

(rwe) RWE Power legt morgen, am 1. April,

den 300-Megawatt-Block A des Braunkohlenkraftwerks

Neurath still. Das erfolgt im

Rahmen des gesetzlichen Stilllegungsfahrplans.

Vor dem Hintergrund der aktuellen Debatte

um eine mögliche Reduzierung des Gasverbrauchs

in der Stromerzeugung wird

RWE den Block für kurze Zeit konservieren.

Das Unternehmen wird somit zunächst alle

Maßnahmen unterlassen, die eine Wiederinbetriebnahme

für den Fall gefährden

können, dass die Bundesregierung entscheidet,

dass die Anlage temporär noch zur Gewährleistung

der Versorgungssicherheit benötigt

wird.

RWE Power-Vorstandsvorsitzender Dr.

Frank Weigand erklärt dazu: „Das Bundeswirtschaftsministerium

prüft gerade, welche

Maßnahmen für den kommenden Winter

erforderlich sind, um die Versorgungssicherheit

zu gewährleisten. Wir haben der

Politik zugesagt, Kraftwerke, bei denen das

technisch möglich ist, im Notfall wieder ans

Netz zu bringen. Als Teil der kritischen Infrastruktur

kennen wir unsere Verantwortung

und nehmen sie an. Die Entscheidung,

ob und in welchem Umfang diese Anlagen

verfügbar sein sollen, trifft allein die Politik.

Am Kohleausstieg des Unternehmens ändert

sich grundsätzlich nichts.“

RWE hat seit Ende 2020 bereits sechs

Kraftwerksblöcke mit zusammen rund

1.800 Megawatt Leistung stillgelegt. In diesem

Jahr gehen neben dem 300-MW- Block

A am Standort Neurath die beiden

600-MW-Blöcke D und E außer Betrieb.

Gleiches gilt für die Blöcke E und F am

Standort Niederaußem mit jeweils 300 MW,

die zur Zeit in Sicherheitsbereitschaft stehen.

Zusätzlich stellt RWE Power zum Jahresende

die Brikettproduktion und damit

eine Kraftwerksleistung von 120 MW ein.

Insgesamt werden somit zum Ende dieses

Jahres mit rund 4.000 Megawatt Leistung

rund 40 Prozent der ursprünglichen Braunkohlekapazität

im Rheinland vom Netz gegangen

sein. In den nächsten Jahren stehen

im Zuge des gesetzlichen Kohleausstiegs

weitere Stilllegungen an.

Die Stilllegung des Neurather Blocks A

führt, aufs Jahr gerechnet, zu einer Minderung

des CO 2 -Ausstoßes um rund 2,5 Mio. t.

Gleichzeitig treibt RWE konsequent den

Ausbau der Erneuerbaren Energien voran.

26 | vgbe energy journal 4 · 2022


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RWE baut im Rahmen ihrer globalen Investitions-

und Wachstumsstrategie ihr

grünes Kerngeschäft bis 2030 deutlich aus.

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: 4 Milliarden Euro für

Investitionen, 1.000 Megawatt Erneuerbare

Energien, 2.000 Megawatt flexible und wasserstofffähige

Backup-Kapazitäten in der

Stromerzeugung und 700 Megawatt Elektrolysekapazität

für grünen Wasserstoff.

LL

www.rwe.com (221291644)

Hochzeit auf hoher See: 1.400

Tonnen schweres Umspannwerk

für RWE-Offshore-Windpark

Kaskasi errichtet

• Installation der Fundamente für die

Windkraftanlagen gestartet

• Innovative Fundamentlösungen und

recycelbare Rotorblätter im Test

• 342-Megawatt-Windpark wird Ökostrom

für mehr als 400.000 Haushalte liefern

Sven Utermöhlen | Chief Executive Officer

(CEO) Offshore Wind: „Wenn sich Deutschland

bis 2035 nahezu vollständig mit Strom aus Erneuerbaren

Energien versorgen will, erfordert

das eine gewaltige Kraftanstrengung. Gerade

ein schnellerer Offshore-Ausbau ist wichtig, um

gleichzeitig die Klimaziele und eine größere

Energieunabhängigkeit zu erreichen. Wir leisten

dazu unseren Beitrag. Dass der Bau unseres

Offshore-Windparks Kaskasi Fahrt aufnimmt,

ist dafür ein sichtbares Zeichen.“

(rwe) Mit Kaskasi errichtet RWE derzeit ihren

6. Windpark vor der deutschen Küste.

Das 342-Megawatt-Projekt entsteht rund 35

Kilometer nördlich der Insel Helgoland.

Kürzlich konnte im Baufeld Hochzeit gefeiert

werden: So nennt man es, wenn das Umspannwerk

erfolgreich auf seinem Fundament

installiert wurde. Das Offshore-Umspannwerk

ist das Nervenzentrum des

Windparks. Hier wird der von den einzelnen

Windturbinen erzeugte Strom zusammenfließen

und auf die notwendige Übertragungsspannung

gebracht.

Im dänischen Aalborg auf dem Gelände

des Herstellers Bladt Industries begann die

Reise für das 1.400 Tonnen schwere Umspannwerk.

Zwei Tage lang wurde es über

die Nordsee transportiert bevor es mit dem

schwimmenden Schwerlastkran „Gulliver“

der Firma SCALDIS auf das Monopile-Fundament

gesetzt wurde. Damit ist die gewichtsmäßig

schwerste Komponente des

Windparks installiert.

Hochzeit auf hoher See: 1.400 Tonnen schweres Umspannwerk für RWE-Offshore-Windpark

Kaskasi errichtet

Zudem wurde mit der Errichtung der insgesamt

38 Monopile-Fundamente für die

Windkraftanlagen sowie den dazugehörigen

Verbindungsstücken (Transition Pieces)

begonnen. Die bis zu 64 Meter langen Fundamente

wiegen bis zu 740 Tonnen – etwa

so viel wie 600 Kleinwagen. Mit der „Strashnov“

von Seaway 7, der „Blue Tern“ von Fred

Olsen sowie der „Neptune“ und der „Sea

Challenger“ von DEME sind gleich vier

Schiffe im Einsatz, um sie zu installieren.

Die Koordination der Arbeiten und Abläufe

auf der Offshore-Großbaustelle erfolgt rund

um die Uhr über den RWE-Kontrollraum auf

Helgoland. Unterstützt wird das RWE-eigene

Team durch nautisches Personal von Ems

Maritime Offshore.

Um die Fundamente im Meeresboden in

Wassertiefen von 18 bis 25 Metern zu installieren,

greift RWE auf zwei verschiedene

Installationsmethoden zurück: Neben der

herkömmlichen Schlagrammtechnik wird

ein Vibrationsrammverfahren eingesetzt.

Das sogenannte Vibro Pile Driving hat das

Potenzial, den Unterwasserschall deutlich

zu reduzieren. Dies kommt vor allem der

Meeresumwelt zugute. Die Pilotanwendung

bei Kaskasi wird durch das Forschungsprojekt

„VISSKA“ begleitet, das vom Bundesministerium

für Wirtschaft und Klimaschutz

gefördert wird.

Innovative Fundamentlösungen und

recycelbare Rotorblätter

RWE treibt die technologische Weiterentwicklung

in der Offshore-Windindustrie voran

und testet im Windpark Kaskasi gleich

drei neue Technologien: RWE plant bei Kaskasi

weltweit das erste Mal spezielle Stahlkragen

um drei Monopile-Fundamente (Collared

Monopile) zu installieren. Eine weitere

Neuerung sind einvibrierte Fundamente

mit einem im Seeboden expandierenden

Betonring (Self-Expanding Pile Shoe). Zudem

feiert ein nachhaltiges Produkt seine

Deutschlandpremiere bei Kaskasi: Siemens

Gamesa und RWE werden einige Windturbinen

mit recycelbaren Rotorblättern ausstatten.

Die Rotorblätter sind – dank eines neuartigen

Harzes – die ersten ihrer Art, die am

Ende ihres Lebenszyklus für neue Anwendungen

recycelt werden können. Ab Sommer

wird mit der Errichtung der Windkraftanlagen

begonnen. Ende 2022 sollen die

insgesamt 38 Windkraftanlagen betriebsbereit

sein. Dann wird Kaskasi rechnerisch

rund 400.000 Haushalte pro Jahr mit grünem

Strom versorgen.

Rückenwind für RWE und die Energiewende

in Deutschland

RWE ist eines der führenden Unternehmen

im Bereich der Erneuerbaren Energien und

weltweit die Nummer 2 bei Offshore-Wind.

Im Rahmen seiner Investitions- und Wachstumsstrategie

„Growing Green“ will das Unternehmen

bis 2030 seine Kapazität im Bereich

Offshore-Wind von derzeit 2,4 Gigawatt

(GW) auf 8 GW verdreifachen. Und

auch in Deutschland zieht RWE das Tempo

an: Bis zu 15 Milliarden Euro brutto sollen

bis 2030 im Heimatmarkt in die grüne Energiewelt

investiert werden. So will RWE auch

bei der Offshore-Windkraft weiter wachsen:

RWE treibt gemeinsam mit ihrem kanadischen

Partner Northland Power die Entwicklung

eines großen Offshore-Windclusters

in der deutschen Nordsee voran. Insgesamt

drei Windparks mit einer installierten

Gesamtleistung von über 1,3 GW wollen die

Partner nördlich der Insel Juist errichten

und vorrausichtlich 2026 beziehungsweise

2028 in Betrieb nehmen. Diese geplanten

Windparks können pro Jahr so viel Ökostrom

vgbe energy journal 4 · 2022 | 27


Members´News

Dr. Jörg Bergmann, Sprecher der Geschäftsführung

der OGE, ergänzt: „Das Konzept

ist als umsetzbarer Vorschlag zu verstehen,

um die Hercules-Aufgaben Dekarbonisierung

und Diversifizierung der Energieversorgung

zu lösen. Diese Aufgabe ist nur

durch eine intensive wertschöpfungsstufenübergreifende

Zusammenarbeit der Unternehmen

mit Unterstützung der Politik durch

kurzfristige Schaffung geeigneter Rahmenbedingungen

zu meistern. RWE als führendes

Unternehmen in der Stromerzeugung

und OGE als führendes Unternehmen im

Transport gasförmiger Energie bringen die

notwendigen Voraussetzungen und den Willen

zur Gestaltung zusammen. Wir überwinden

das Henne-Ei-Problem im XXL-Format

und bieten damit anderen Wasserstoff-Akteuren

eine verlässliche Basis für ihre Projekte.“

Schnellweg für Wasserstoff: OGE und RWE stellen nationales Infrastrukturkonzept

„H2ercules“ vor

produzieren, dass sie den Bedarf von bis zu

1,6 Millionen Haushalten decken. In direkter

Nähe entwickelt RWE einen weiteren

Windpark mit einer Leistung von 225 MW.

LL

www.rwe.com (221291652)

Schnellweg für Wasserstoff:

OGE und RWE stellen nationales

Infrastrukturkonzept

„H2ercules“ vor

• Wasserstoffproduktion, Speicher und Importmöglichkeiten

im Norden sollen mit

Verbrauchern im Westen und Süden verbunden

werden

• Bis zu 1 GW neuer Elektrolyse-Kapazität

und 1.500 Kilometer Leitung geplant

• Anbindung weiterer Partner ist vorgesehen

/ Großabnehmer haben Interesse signalisiert

(rwe) Deutschland steht bei der Dekarbonisierung

und der Diversifizierung seiner

Energieversorgung vor großen Herausforderungen.

Es braucht schnelle Lösungen,

die die Versorgungssicherheit und den Weg

zur Klimaneutralität gleichermaßen unterstützen.

Ein zügiger Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft

ist dafür essenziell.

Um den Aufbau der Wasserstoffwirtschaft

in Deutschland deutlich zu beschleunigen,

haben OGE und RWE das nationale Infrastrukturkonzept

„H2ercules“ entwickelt.

Damit wollen die beiden Unternehmen den

Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur vorantreiben.

Diese soll Elektrolyseure sowie

Speicher- und Importmöglichkeiten für grünen

Wasserstoff im Norden mit industriellen

Endverbrauchern im Westen und Süden

Deutschlands verbinden. Weitere in Entwicklung

befindliche Importrouten aus dem

Süden und Osten sollen bis 2030 angeschlossen

werden. So kann H2ercules das

Rückgrat einer Wasserstoffinfrastruktur von

der Nordseeküste bis nach Süddeutschland

werden. Erste Großunternehmen, wie zum

Beispiel thyssenkrupp, haben ihr Interesse

signalisiert, an ein solches Netz angeschlossen

zu werden.

Die Umsetzung des Vorhabens erfordert

voraussichtlich Investitionen in einer Größenordnung

von 3,5 Milliarden (Mrd.)

Euro. Da der größte Teil von H2ercules auf

der Umstellung bereits bestehender Erdgasleitungen

beruht, ist der Vorschlag in Summe

kostengünstiger und deutlich schneller

zu realisieren als ein kompletter Neubau.

Dr. Markus Krebber, Vorstandsvorsitzender

der RWE AG: „Um ihre Klimaziele erreichen zu

können, braucht die Industrie große Mengen

an grünem Wasserstoff – und das so schnell

wie möglich. RWE will deshalb bis 2030 an

küstennahen Standorten im Nordwesten

Deutschlands zusätzliche Elektrolysekapazitäten

errichten und betreiben. Der erzeugte

grüne Wasserstoff soll dann vom Norden dorthin

transportiert werden, wo er gebraucht

wird, etwa zu Stahlerzeugern, Chemieunternehmen

und Raffinerien im Ruhrgebiet und in

Süddeutschland. Diese Herausforderung gehen

wir mit OGE an. Gemeinsam wollen wir

den ersten Wasserstoff-Schnellweg in Deutschland

schaffen.“

Die Rollen bei H2ercules sind klar verteilt:

RWE will bis zu 1 Gigawatt an neuen Elektrolyse-Anlagen

bis 2030 realisieren und

damit grünen Wasserstoff erzeugen. Zudem

plant RWE, große Mengen Wasserstoff zu

importieren. Auch beabsichtigt RWE wasserstofffähige

Gaskraftwerke mit einer Leistung

von mindestens 2 Gigawatt in Anschlussnähe

zur geplanten H2ercules-Trasse

zu errichten und ihre Gasspeicher nahe

der niederländischen Grenze an die Wasserstoffleitung

anbinden zu lassen. Beides ist

wichtig, um grüne flexible Backup-Kapazität

zu schaffen. OGE will dafür sorgen, dass

der grüne Wasserstoff zum Kunden kommt,

indem bestehende Erdgasleitungen für den

Wasserstofftransport umgestellt und ergänzend

neue Leitungen gebaut werden. So

kann ein Leitungsnetz von circa 1.500 Kilometern

entstehen, das sich in die deutschlandweite

Wasserstoff-Netzplanung einfügt.

Über den Abstimmungsprozess für

den Netzentwicklungsplan Gas (NEP Gas)

ist das Zusammenspiel mit den Wasserstoff-Aktivitäten

der anderen Marktakteure

sichergestellt.

H2ercules eröffnet neue Möglichkeiten,

um Deutschland an wesentliche Importrouten

anzuschließen – zunächst über Pipelines

aus Belgien und den Niederlanden, später

über Norwegen sowie aus Süd- und Osteuropa;

perspektivisch auch über Importterminals

für grüne Moleküle im Norden

Deutschlands. Damit trägt das Projekt zum

Entstehen eines europäischen Wasserstoffmarktes

bei.

Das Projekt ist offen für weitere Partner

entlang der Wasserstoff-Wertschöpfungskette.

Mit diesem integrierten Ansatz und

einem auf Wachstum ausgelegten Umsetzungspfad

wird H2ercules bis 2030 überregional

zwei Drittel des für Deutschland bekannten

Wasserstoffbedarfs in den Verbrauchszentren

entlang des empfohlenen

Korridors erreichen können. So kann zügig

der Schritt in eine großskalige Wasserstoffwirtschaft

gelingen. Neben großen industriellen

Abnehmern könnten dabei auch kleinere

Unternehmen profitieren.

Die Umsetzung des Vorhabens bedarf passender

Rahmenbedingungen, die RWE und

OGE in Kürze mit der Politik erörtern wollen.

LL

www.rwe.com (221291704)

28 | vgbe energy journal 4 · 2022


Members´News

Innovation: RWE setzt neuartiges

Amphibienschiff zur Wartung

im Offshore-Windpark

Scroby Sands ein

• Neues Wartungsschiff bringt Servicetechniker

zu schwer erreichbaren Anlagen

– etwa durch höher werdenden Sandbänke

• Entwicklung erfolgte gemeinsam mit

Commercial Rib Charters

• Potential für zukünftigen weltweiten Einsatz

in Offshore-Windparks in sehr flachen

Gewässern

Sven Utermöhlen | Chief Executive Officer

(CEO) Offshore Wind: „Das neue Amphibien-Wartungsschiff

für den Offshore-Windpark

Scroby Sands in Großbritannien stellt

einmal mehr den Ideenreichtum unseres RWE-

Teams und unserer Partnerfirmen unter Beweis.

Wir bei RWE wollen eine Vorreiterrolle

einnehmen, wenn es darum geht, innovative

Lösungen zu entwickeln und umzusetzen. So

können wir Offshore-Windparks langfristig

effizient betreiben, den weiteren Ausbau der

Offshore-Windenergie fördern und somit zur

Energiewende beitragen.“

(rwe) RWE treibt zusammen mit ihrem Partner

Commercial Rib Charters (CRC) eine

Neuerung im Bereich der Offshore-Windkraft

voran: Es wurde ein weltweit einzigartiges

Amphibienschiff entwickelt und gebaut,

mit dem Offshore-Windparks in flachen

Gewässern erreicht werden können.

Das einzigartige Schiff, ein sogenanntes

„Crew Transfer Vessel“, soll Servicetechniker

zu Turbinen bringen, die auf Sandbänken

errichtet wurden und die natürliche

Ablagerung von Sand im Laufe der Zeit zu

einer Anhebung des Meeresbodens geführt

hat. Das voll seetüchtige Schiff, das auch an

Land fahren kann, bietet eine einzigartige

Zugangslösung zu einigen der ersten

Offshore-Windparks in Großbritannien, die

auf natürlich entstandenen Sandbänken errichtet

wurden.

RWE gehört zu den weltweit führenden

Unternehmen, was Planung, Bau und Betrieb

von Offshore-Windparks betrifft und

ist ein Pionier in diesem Bereich seit den

Anfängen der Offshore-Windindustrie vor

über 20 Jahren. Das Unternehmen treibt

den Einsatz innovativer Lösungen in seinem

gesamten Portfolio voran – von recycelbaren

Turbinenblättern, über neue schonende Installationsverfahren

für Fundamente bis hin

zur Entwicklung von grünem Wasserstoff

und Batteriespeichern.

Der Offshore-Windpark Scroby Sands von

RWE mit einer Leistung von 60 Megawatt

(MW) war eines der ersten Projekte, die in

Großbritannien gebaut wurden – allesamt

in relativ flachen Gewässern in Küstennähe.

Scroby Sands wurde auf einer prähistorischen

Sandbank errichtet, die aufgrund natürlicher

Veränderungen der Meeresumwelt

und der Küstenerosion im Laufe der Zeit

angehoben wurde, so dass vier Turbinen

nicht mehr von Wartungsschiffen erreicht

werden können.

Die maßgeschneiderte Lösung wurde in

Rekordzeit gemeinsam vom RWE-Betriebsteam,

ihrem Technologie- und Innovationsteam

und dem Schiffsanbieter Commercial

Rib Charters (CRC) entwickelt. Das voll seetüchtige

Schiff soll den Namen “CRC Walrus“„

tragen, nach einem berühmten amphibischen

Doppeldecker aus den 1930er Jahren.

Das Schiff hat zwei Räder vorne und eines

hinten, kann zehn Techniker sowie zwei

Besatzungsmitglieder transportieren und

hat eine Deckladekapazität von 1.000 kg.

LL

www.rwe.com (221291706)

STEAG sorgt für sichere Energie

• Aufgrund der aktuellen Lage auf den

Strommärkten erfolgt die Umrüstung des

Kraftwerksblocks Herne 4 erst ab Frühjahr

2023

(steag) STEAG reagiert auf die angespannte

Lage auf den Energiemärkten und stellt die

geplante Umrüstung des Steinkohlenkraftwerksblocks

Herne 4 auf Erdgasbefeuerung

voraussichtlich bis Frühjahr 2023 zurück.

Bis dahin wird die Anlage am Netz bleiben

und damit insbesondere über den Winter

2022/23 hinaus einen Beitrag zur Gewährleistung

von Preisstabilität und Versorgungssicherheit

leisten.

STEAG hat die geplante kurzzeitige Laufzeitverlängerung

für den Kraftwerksblock

Herne 4 sowie den Verzicht auf eine vorzeitige

Stilllegung der Kraftwerke in Bergkamen

und Völklingen-Fenne bereits dem

Übertragungsnetzbetreiber Amprion und

der Bundesnetzagentur (BNetzA) angezeigt.

Auch die Information an die Transparenzstelle

der Strombörse EEX ist erfolgt.

„Versorgungssicherheit und Preisstabilität

sind zwei integrale Eckpfeiler des energiewirtschaftlichen

Zieldreiecks. Indem wir

unseren Block Herne 4 bis ins Frühjahr 2023

hinein in Betrieb halten, leistet STEAG einen

wichtigen Beitrag zur Stabilisierung der bereits

in diesem Winter sehr unbeständigen

Lage an den Energiemärkten, die nun, nach

den unvorhersehbaren weltpolitischen Geschehnissen

der letzten Tage noch unberechenbarer

geworden ist“, sagt Dr. Andreas

Reichel, Vorsitzender der STEAG-Geschäftsführung,

unter dem Eindruck des russischen

Überfalls auf die Ukraine.

Die Entscheidung von STEAG erfolgt im

Wissen, dass das Angebot an regelbarer

Energie im kommenden Winter 2022/23

weiter abnehmen wird, weil dann die letzten

Kernkraftwerke in Deutschland abgeschaltet

werden sollen. Darüber hinaus verzichtet

STEAG auf eine Stilllegung der Anlagen

in Bergkamen und Völklingen bereits im

Sommer. Alle drei Blöcke werden bis Ende

Oktober 2022 am Netz bleiben.

Umrüstung Herne 4 ist aufgeschoben,

nicht aufgehoben

Diese von übergeordneten Marktbedingungen

und den unvorhersehbaren weltpolitischen

Entwicklungen geleitete Entscheidung

bedeutet nicht, dass die angekündigte Umrüstung

des Kraftwerksblocks Herne 4 zurückgenommen

wird. „Es bleibt dabei: Herne

4 wird zu einem erdgasbefeuerten Heizkessel

umgerüstet, der künftig die Besicherung

der Fernwärmeversorgung für das derzeit

kurz vor der Fertigstellung stehende,

hocheffiziente Gas- und Dampfturbinenkraftwerk

am selben Standort übernehmen

wird“, stellt Dr. Ralf Schiele klar, der in der

STEAG Geschäftsführung die Bereiche Markt

und Technik verantwortet. Lediglich der

Zeitpunkt der Umrüstung verschiebe sich.

Unverändert gilt: STEAG perspektivisch

steinkohlefrei

Sollte die Bundesregierung aufgrund der

Ukrainekriegs und dessen mittelbaren Auswirkungen

auf die deutsche Energieversorgung

eine Verschiebung eigentlich bereits

feststehender Stilllegungstermine von

Steinkohlekraftwerken in Erwägung ziehen,

wird STEAG prüfen, inwieweit eine solche

Laufzeitverlängerung technisch und personalwirtschaftlich

möglich ist. „Aktuell ist

dies jedoch nicht mehr als eine theoretische

Option, wir haben dazu bisher keine Gespräche

mit der Bundesregierung geführt“, stellt

Andreas Reichel fest.

STEAG setzt auf Erdgas

und Wasserstoff

Für die nahe Zukunft setzt STEAG weiterhin

auf den Energieträger Erdgas als Brückentechnologie

sowie langfristig auf Wasserstoff.

„Sowohl an der Ruhr als auch an

der Saar entwickeln wir an den Kraftwerksstandorten

Duisburg-Walsum und Völklingen-Fenne

Wasserstoff-Projekte, die einen

Beitrag zur Dekarbonisierung insbesondere

der Stahlindustrie leisten werden“, so

Andreas Reichel. Das demnächst in Betrieb

gehende GuD-Kraftwerk in Herne steht

sinnbildlich für diese Strategie: Schon heute

kann es bis zu 15 Prozent Wasserstoff mitverbrennen.

Für die Zukunft besteht nach

einem erfolgreichen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft

in Deutschland und Europa

die Option, es so zu ertüchtigen, dass es

komplett auf den emissionsfreien Energieträger

umgestellt werden kann.

LL

www.steag.com (221300837)

vgbe energy journal 4 · 2022 | 29


Members´News

„Wir sind bereit, die Gespräche über diese

Aspekte in naher Zukunft zu vertiefen, da

wir große Chancen für beide Partner sehen,

von den spezifischen Kompetenzen des jeweils

anderen zu profitieren“, gibt Dr.

Andreas Reichel, Vorsitzender der

STEAG-Geschäftsführung, einen Ausblick.

Dank an die Bundesregierung für die

Ermöglichung der Delegationsreise

Foto: STEAG war Teil der Delegationsreise von Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck in die

Vereinigten Arabischen Emirate. Das Essener Traditionsunternehmen wurde vor Ort von

Stefanie Rehpöhler (re. hinter BM Habeck) vertreten, die bei STEAG insbesondere das

Wasserstoff-Großprojekt in Duisburg-Walsum verantwortet. Die weiteren Personen auf dem

Bild sind (v.l.n.r.): Ahmed Al Kuttab (ADNOC), Eugene Vogel (JERA), Niek den Hollander (Uniper),

Abdullah Al Hameli (Abu Dhabi Ports), Daniel Teichmann (Hydrogenious), Roland Harings

(Aurubis), Robert Habeck (Bundeswirtschaftsminister), Stefanie Rehpöhler (STEAG), Khaled

Salmeen (ADNOC), Guido Zimmermann (GETEC Group), Markus Krebber (RWE), Yaser

Almazrouei (ADNOC)

Abschließend bedankt sich Andreas Reichel

im Namen der STEAG bei Minister Robert

Habeck für die Organisation der Delegationsreise,

an der STEAG teilnehmen konnte.

„Die Reise und die Möglichkeit, mit unseren

Partnern in den VAE in engen und persönlichen

Kontakt zu treten, war äußerst hilfreich

und hat die Gespräche beschleunigt. Dem

Minister gebührt großer Dank, dass er dies

ermöglicht hat“, ist Andreas Reichel mit dem

Ergebnis der Reise sehr zufrieden.

LL

www.steag.com (221300838)

ADNOC und STEAG vereinbaren

Ammoniak-Pilotprojekt

• Unterzeichnung eines Memorandum of

Understanding während der Delegationsreise

des Bundesministers für Wirtschaft

und Klimaschutz, Robert Habeck, in die

Vereinigten Arabischen Emirate

(steag) STEAG ist einer von mehreren Partnern

aus der deutschen Energiewirtschaft,

mit denen die Abu Dhabi National Oil Company

(ADNOC) während einer Delegationsreise

des Bundesministers für Wirtschaft

und Klimaschutz, Robert Habeck, in die

Vereinigten Arabischen Emirate (VAE) Vereinbarungen

unterzeichnet hat. ADNOC

und STEAG vereinbarten eine Musterlieferung

von kohlenstoffreduziertem Ammoniak,

das zur Abscheidung und Abtrennung

von Stickoxiden aus den Rauchgasen der

deutschen Kraftwerke von STEAG verwendet

werden soll.

„Der unterzeichnete Vertrag könnte der

erste Schritt zu einer langfristigen Zusammenarbeit

mit einem Partner sein, der für

die Versorgung der Europäischen Union mit

Wasserstoff und seinen Nebenprodukten in

großem Umfang eine entscheidende Rolle

spielen will“, sagt Dr. Ralf Schiele, Mitglied

der STEAG-Geschäftsführung.

Ammoniak für saubere Luft

in Deutschland

Gemäß der kürzlich unterzeichneten Absichtserklärung

wird ADNOC STEAG mit einer

ersten Menge „blauen“ Ammoniaks beliefern,

das auf der Basis von Wasserstoff aus

Erdgas hergestellt wird. Mit diesem Ammoniak

betreibt STEAG den Prozess der Abscheidung

von Stickoxiden aus den Rauchgasen

ihrer deutschen Kraftwerke. Mittelfristig

planen ADNOC und seine Partner den

Aufbau einer „grünen“ Ammoniakproduktion

auf der Grundlage von Energie aus erneuerbaren

Quellen.

Im Dezember 2021 wurde bekannt gegeben,

dass die Vereinigten Arabischen Emirate

ein globales Kraftwerk für saubere Energie

schaffen werden, um die Bemühungen

des Landes zu unterstreichen, bis 2050 kohlenstofffrei

zu werden. ADNOC, Abu Dhabi

National Energy Company PJSC (TAQA)

und Mubadala Investment Company (Mubadala)

werden ihre gemeinsamen Anstrengungen

in den Bereichen erneuerbare Energien

und grüner Wasserstoff unter der Marke

Abu Dhabi Future Energy Company

(Masdar) bündeln. Die Partnerschaft zwischen

den drei führenden Unternehmen aus

Abu Dhabi wird über eine kombinierte aktuelle,

zugesagte und exklusive Kapazität von

über 23 Gigawatt (GW) erneuerbarer Energie

verfügen. Bis 2030 soll eine Gesamtkapazität

von weit über 50 GW erreicht werden,

und es wird angestrebt, diese Zahl

weiter zu erhöhen.

Weitere Themen zur Ausweitung der

Zusammenarbeit

Die Themen, die in Zukunft zwischen den

Partnern besprochen werden sollen, reichen

von der bevorstehenden Wasserstofflieferung

bis hin zur Zusammenarbeit auf dem

Gebiet der Solarenergie, wo sich die

STEAG-Tochter STEAG Solar Energy Solution

(SENS) als sehr erfahren erwiesen hat.

TIWAG: Erweiterungsprojekt

Kühtai: Tunnelbohrmaschine

„Alesja“ wurde angedreht

(tiwag) Eines der zentralen Elemente des

Erweiterungsprojekts Kühtai ist der rund 25

Kilometer lange Beileitungsstollen, über den

Wasser aus dem Stubai- und Ötztal in den

neuen Speicher Kühtai geleitet werden wird.

Ausgebrochen wird dieser Stollen von einer

Tunnelbohrmaschine (TBM), die den klingenden

Namen „Alesja“ trägt und kürzlich

offiziell angedreht wurde, also den Vortrieb

aufgenommen hat.

Akronym der Vornamen

„Die Tunnelbohrmaschine wird sich in den

kommenden Jahren vom Kühtai aus bis ins

hintere Stubaital in einem Stück vorarbeiten

und dabei nicht nur den Beileitungsstollen

herstellen. Nachläufer und Förderbänder

transportieren das Ausbruchsmaterial

ins Kühtai, wo es auf der Hauptbaustelle

weiterverwertet wird“, erklärt TIWAG-Vorstandsdirektor

Johann Herdina: „Auch

freut es uns, dass wir in der Namensgebung

der Maschine die auf der Baustelle aktiven

Damen verewigen konnten. In diesem Sinne

wünschen wir Alesja und der Vortriebsmannschaft

‚Glück auf‘ in den kommenden

Jahren.“

Der Name der Maschine „Alesja“ ist ein

Akronym, bestehend aus den Anfangsbuchstaben

der Vornamen der am Bau des Erweiterungsprojekts

beteiligten MitarbeiterInnen,

die beispielsweise sowohl im Tunnel als

auch im Baustellenmanagement im Einsatz

sind.

30 | vgbe energy journal 4 · 2022


Members´News

TBM wird elektrisch betrieben

Die Maße und Leistungsdaten der TBM,

die vollständig elektrisch betrieben wird,

sind beeindruckend: Die Gesamtlänge der

Maschine beläuft sich auf 334 Meter (Vortriebselement

plus zugehörige Nachläufer,

also Antriebe, Steuerungs- und Fertigungseinrichtungen)

und sie bringt ein Gesamtgewicht

von über 800 Tonnen auf die Waage.

Am Bohrkopf, der sich mit bis zu zehn Umdrehungen

pro Minute vorwärts arbeitet,

befinden sich 28 Schneidrollen, die etwa

handgroße Gesteinsstücke ausbrechen. So

können pro Tag – abhängig von den geologischen

Verhältnissen – bis zu 40 Meter Vortrieb

geleistet werden.

Hinter dem Bohrkopf werden Sohltübbinge

(ein Betonfertigteil) eingebaut, um

schnell eine ebene Fahrbahn zur Verfügung

zu haben. Ein Förderband transportiert das

Ausbruchsmaterial ins Kühtai, Spezialfahrzeuge

ermöglichen die Versorgung und den

Transport der Tunnelbauarbeiter. Inklusive

eingeplanter Unterbrechungen für Wartungsarbeiten

an der Maschine wird der

Vortrieb des Beileitungsstollens ca. drei bis

vier Jahre dauern.

GE and Uniper Collaborate on

Decarbonisation Roadmap to

Lower Emissions at Grain Power

Plant in UK

• GE continues to collaborate with Uniper

to lower the carbon footprint of its power

generation operations in Europe

• GE’s hydrogen plant readiness assessment

represents a significant step in Uniper’s

Grain gas-fired power plant’s decarbonisation

roadmap

• Project will explore solutions to enable

operations using blends of natural gas

and hydrogen, with hydrogen accounting

for up to 40% by volume, targeting the

decarbonisation of Grain’s 1,365 megawatts

gas-fired power plant with GE technology

in the next decade

GE announced it has commenced its hydrogen

plant readiness assessment of Grain

power station in Kent, England, which is the

newest combined-cycle gas turbine (CCGT)

power station in Uniper’s UK portfolio. Since

the signing of their cooperation agreement,

Uniper and GE have been collaborating

closely on the long-term decarbonisation of

Uniper‘s gas-fired power plants and natural

gas storage facilities. This could also play a

part in helping the UK reach its target of

achieving net-zero greenhouse gas emissions

by 2050. To support this effort, GE’s

plant assessment at Grain will seek to develop

detailed solutions to enable the 1,365

megawatts (MW) CCGT plant to use blends

of hydrogen up to 40% by volume, which

could lower its carbon emissions and help

achieve Uniper’s decarbonisation target.

“Investigating lower carbon options for

gas turbines could help the power generation

industry reduce its carbon emissions

over the next decade and blending hydrogen

with natural gas to lower carbon emissions

is one of the options we’re exploring.

Uniper set the strategic goal of carbon-neutrality

in its European generation by 2035,

and this project marks a tangible step toward

the decarbonisation of our gas assets,”

said Ian Rogers, Uniper Head of Asset

Improvement and Making Net Zero Possible

project. “The assessment will provide us

with the scope of the upgrade needed to

support operation of up to 40% hydrogen

by volume, while maintaining both plant

economics and reliability.”

This project will define the plant equipment

modifications necessary for the existing

GT26 gas turbines to accommodate hydrogen

fuel blends of significant volumes.

Multiple engineering and consulting teams

located across GE’s sites worldwide will support

the assessment in a cross-functional

effort. Hydrogen use forms part of the hybrid

decarbonisation strategy being developed

for the site.

“GE is continuing to advance our gas power

technologies towards near zero-carbon

power generation and part of this evolution

involves the modernisation of existing combined-cycle

power plants through the increasing

use of emissions-friendly hydrogen

in GE gas turbines,” said Martin O’Neill, VP

Strategy, GE Gas Power. “Our collaboration

with Uniper in support of their efforts in

achieving carbon neutrality across their European

generation will also bring us closer

to the UK’s net-zero target and help us support

the energy transition.”

EINE BRANCHE.

EIN NETZWERK.

Finden Sie neue Projekte, Ideen

und die richtigen Ansprechpartner

der europäischen Energiebranche.

GE’s gas turbine technology builds on decades

of experience and leadership in the use

of hydrogen as a gas turbine fuel. More than

100 GE gas turbines have already accumulated

greater than 8 million operating hours

burning hydrogen and have produced ~530

terawatt hours of electricity.

LL

www.uniper.energy (221301028)

Uniper puts natural gas storage

facility Krummhörn to the test

for storing hydrogen

• Project to store 100% hydrogen in the

former Krummhörn natural gas storage

facility

• Construction and operation implemented

on a large scale for the first time

• Commissioning of the demonstration

plant with a storage volume of up to

250,000 m³ of hydrogen planned by

2024

(uniper) Large-volume hydrogen storage is

an essential element of the energy transition

and the development of a hydrogen economy

in Germany. It is only this way market

participants are able to respond to fluctuations

in supply and demand in a flexible

manner.

Electricity from renewable energies can be

converted into hydrogen - so-called green

hydrogen - by means of electrolysis and

stored in underground gas storage facilities.

The existing gas storage facilities are designed

for natural gas and need to be converted

for the use of hydrogen. Uniper will

test this on a large scale and in a real environment

at the former salt cavern storage

facility in Krummhörn in northern Germacommunity.e-world-essen.com

vgbe energy journal 4 · 2022 | 31


Members´News

ny, which has not been used commercially

since 2017. For this purpose, a new cavern

will be sunk using an existing well. The storage

facility will be one of the first of its kind

and is expected to be operational by 2024.

Uniper will invest around €10 million in the

green future project with a storage volume

of up to 250,000 m3 hydrogen.

Doug Waters, Managing Director Uniper

Energy Storage, says: „Uniper has decided to

move forward with this project independent

of other funded projects in order to test the

technology and processes as quickly as possible.

Our goal is to develop a storage solution

for green hydrogen on a commercial

scale and later offer it on the market. The

storage capability of green electricity is one

of the core issues of the energy transition

and an essential building block for a CO 2 -

free future.“

The proximity to Wilhelmshaven enables

the connection to the Uniper project „Green

Wilhelmshaven“. There, Uniper is developing

two projects for green hydrogen at the

same time: Firstly, an import terminal for

ammonia is planned, which will be able to

convert the ammonia back into hydrogen.

Secondly, Uniper envisages a large-scale

electrolysis plant with a capacity of up to

1,000 MW to produce green hydrogen.

With decades of experience and a pioneering

spirit, Uniper is driving forward the energy

transition and enabling a secure energy

supply in the future through the storage of

natural gas, hydrogen and other green gases.

LL

www.uniper.energy (221301030)

Vattenfall: Zweites Leben

für Rotorblätter von

Windkraftanlagen

(vattenfall) Zahlreiche Komponenten von

Windkraftanlagen, die nach dem Ende ihrer

Laufzeit zurückgebaut werden, können bereits

heute wiederverwertet werden. Eine

Herausforderung bilden jedoch die Rotorblätter,

die aus Verbundwerkstoffen gefertigt

sind. Vattenfall hat sich deshalb zum Ziel

gesetzt, bis 2030 eine Recyclingquote von

100 Prozent für ausgemusterte Rotorblätter

zu erreichen. Jetzt steht der erste Praxistest

an: die Rotorblätter des im Rückbau befindlichen

niederländischen Windparks „Irene

Vorrink“ sollen zu Sportgeräten, Dämmstoffen

oder Komponenten für Solarparks verarbeitet

werden. Vattenfall kooperiert deshalb

mit verschiedenen Projekten, um neue Kreislauflösungen

zu finden.

Hierzu sagt Eva Philipp, Head of Environment

and Sustainability im Geschäftsbereich

Wind bei Vattenfall: „Da die Windindustrie

weiter wächst, um fossilfreie Energie

auf der ganzen Welt bereitzustellen, engagiert

sich Vattenfall für eine Kreislaufwirtschaft,

die die Umweltauswirkungen während

des gesamten Produktlebenszyklus reduziert.“

Um die Blätter vom Windpark Irene Vorrink

zu recyceln, wurden zwei Partner unter

Vertrag genommen, die die Blätter verarbeiten

und Optionen für das Recycling prüfen:

die norwegische Gjenkraft AS sowie das

LIFE CarbonGreen-Konsortium. Das niederländische

Bildungsinstitut ROCvA erhält

zudem zwei Rotorblätter, die als Trainingsgerät

für zukünftige Windturbinenmechaniker

verwendet werden sollen.

Die norwegische Gjenkraft AS wird die Rotorblätter

zur Herstellung von recycelten

Fasern, synthetischen Ölen und Gasen nutzen,

die unter anderem zur Herstellung von

Sportgeräten wie Skiern und Snowboards

oder Dämmstoffen verwendet werden. LIFE

CarbonGreen ist ein Forschungsprojekt, das

neue Verfahren für die Verarbeitung der

Blätter entwickelt hat und hieraus auch

Komponenten für Solarparks produzieren

will.

Windkraftanlagen haben bereits eine

Recyclingquote von 90 Prozent, denn zahlreiche

Komponenten einer Windkraftanlage

– das Fundament, der Turm, die Komponenten

des Getriebes und des Generators –

sind recycelbar. Die Rotorblätter stellen jedoch

aufgrund der Verbundwerkstoffe, aus

denen sie bestehen, eine besondere Herausforderung

dar. Derzeit gibt es hierfür noch

keine nachhaltigen Lösungen im industriellen

Maßstab. Aus diesem Grund beschäftigt

sich Vattenfall mit der Erforschung und Erprobung

fortschrittlicherer Recyclingtechnologien.

In den kommenden Wochen werden die

ausgemusterten Rotorblätter so zerlegt, dass

sie für den weiteren Transport und die vorgesehenen

Recyclingtechnologien geeignet

sind. Die Pläne sind Teil des Bestrebens von

Vattenfall, bis 2030 eine Recyclingquote von

100% zu erzielen. Bereits heute verzichtet

Vattenfall komplett auf das Deponieren von

ausgemusterten Rotorblättern aus eigenen

Windparks.

LL

www.vattenfall.de (221301033)

Vattenfall: Sturmtiefs:

Flexibler Energiespeicher

durch Wasserkraft

(vattenfall) In Deutschland betreibt Vattenfall

insgesamt zwölf Wasserkraftwerke,

maßgeblich Pumpspeicherwerke, mit einer

installierten Leistung von rund 3.000 Megawatt

(MW). Neben der Speicherung und

Nutzbarmachung von erneuerbarem Strom

liefern sie einen Beitrag zur Netzstabilität.

Die Sturmtiefs haben in Deutschland im

Februar 2022 für eine sehr hohe Stromproduktion

aus Windkraftanlagen gesorgt. So

überstieg die Stromerzeugung durch erneuerbare

Energien am Wochenende für viele

Stunden den Stromverbrauch.

Wenn in Deutschland mehr Strom produziert

wird als in diesem Moment gebraucht

wird, dann wird dieser entweder exportiert

oder gespeichert. So haben unter anderem

auch Vattenfalls Pumpspeicherwerke erneuerbaren

Strom verwertet. Dies zeigt sich in

den Strommarktdaten des vergangenen Wochenendes.

Diese Grafik der Bundesnetzagentur zeigt,

dass am vergangenen Wochenende die

Stromaufnahme durch Pumpspeicher in den

Stunden stieg, in denen eine hohe Einspeisung

vor allem durch Windenergie vorlag

(weißer Bereich). Als diese abflachte, stieg

wiederum die Stromerzeugung durch

Pumpspeicher (dunkelblauer Bereich).

„Die starken Schwankungen bei der Windenergieerzeugung

in den letzten Tagen

haben gezeigt, wie sinnvoll ergänzend ein

großer flexibler Energiespeicher durch Wasserkraft

ist“, sagt Peter Apel, Geschäftsführer

der Vattenfall Wasserkraft GmbH. „Denn

Pumpspeicherwerke können diese Schwankungen

teilweise ausgleichen.“

Moderne Anlagen wie die Vattenfall Pumpspeicherkraftwerke

– Goldisthal und – Markersbach

speichern überschüssigen Strom,

indem sie Wasser in ein höher gelegenes

Becken pumpen. Steigt dagegen der Strombedarf

oder fällt die Wind- oder Solarstromerzeugung,

wird das Wasser wieder abgelassen

und treibt über eine Turbine einen

Generator an. Binnen Sekunden wird Strom

erzeugt, der dann zur Deckung von Spitzenlast

und zum Ausgleich von Schwankungen

ins Netz eingespeist wird.

In Deutschland betreibt Vattenfall insgesamt

zwölf Wasserkraftwerke, maßgeblich

Pumpspeicherwerke, mit einer installierten

Leistung von rund 3.000 Megawatt (MW).

Das Besondere an diesen Kraftwerken ist

ihre Vielseitigkeit. Neben der Speicherung

und Nutzbarmachung von erneuerbarem

Strom liefern sie einen Beitrag zur Netzstabilität.

„Die Anlagen sind schnell steuerbar,

sodass sie im Auftrag der Netzbetreiber zur

Stabilisierung des Stromnetzes beitragen,

zudem Versorgungssicherheit garantieren

und geringe CO 2 -Emissionen verursachen“,

sagt Apel.

L L www.vattenfall.de (221301038)

32 | vgbe energy journal 4 · 2022


Members´News

Vattenfall: Britische Regierung

genehmigt Vattenfalls Offshore-Windpark

Norfolk Vanguard

(vattenfall) Die britische Regierung hat die

Baugenehmigung für den Offshore-Windpark

Norfolk Vanguard von Vattenfall erteilt.

Die Zustimmung für Norfolk Vanguard

folgt der bereits erteilten Zustimmung für

das Schwesterprojekt Norfolk Boreas.

Mit dieser Entscheidung ist die Genehmigung

für das gesamte Offshore-Windgebiet

Norfolk abgeschlossen.

Das 3,6-GW-Offshore-Windgebiet Norfolk

stärkt die Pläne der britischen Regierung,

Offshore-Wind bis 2030 auf 40 GW auszubauen.

Beide Projekte in der von Vattenfall

geplanten Offshore-Windzone Norfolk wurden

nun genehmigt.

Das Gebiet wird jährlich soviel Strom erzeugen,

wie es rechnerisch dem Bedarf von 3,9

Millionen britischen Haushalten entspricht.

Norfolk Vanguard und Norfolk Boreas werden

nach Inbetriebnahme über bis zu 3,6 GW

erneuerbare Stromkapazität verfügen.

Helene Biström, Head of Business Area

Wind von Vattenfall, erklärt: „Norfolk Vanguard

und Norfolk Boreas sind branchenweit

führende Projekte, deren Entwürfe so aufeinander

abgestimmt sind, dass die Auswirkungen

auf die Umwelt und die Gemeinden

minimiert werden. Wir freuen uns sehr, dass

wir die Genehmigung für Norfolk Vanguard

erhalten haben. Obwohl die Entscheidung

leider zu spät getroffen wurde, um das Projekt

in der aktuellen CfD-Auktionsrunde 4 zu

versteigern, werden wir nun in enger Zusammenarbeit

mit der Zuliefererkette und den

örtlichen Gemeinden nach Möglichkeiten

suchen, das Projekt voranzutreiben.“

VERBUND Energiezukunft grenzüberschreitend

planen

(verbund) Der Bayerische Energie-Staatsminister

Hubert Aiwanger traf Vertreterinnen

und Vertreter von VERBUND zu einem „Bayerisch-Österreichischen

Energiedialog“ in

Wien. Dabei wurde nicht nur das Engagement

des Unternehmens im Bereich der

Wasserkraft gewürdigt, sondern auch die

Zusammenarbeit für die nachhaltige, sichere

und leistbare Gestaltung der Energiezukunft

vertieft: VERBUND trat dem Wasserstoffbündnis

Bayern bei.

Neben einem allgemeinen Austausch zur

Energiepolitik in dem aktuell sehr herausfordernden

Umfeld bildete das Thema grüner

Wasserstoff einen der Schwerpunkte des

Termins. Staatsminister Hubert Aiwanger

und VERBUND-CEO Michael Strugl waren

einig, dass in einem machbaren Zeitrahmen

die immer noch bestehende Abhängigkeit

von fossilen Energieträgern erheblich reduziert

werden muss.

Michael Strugl: „Die heimische Produktion

von grünem Wasserstoff ist ein wichtiger

Baustein für den Umbau der Energielandschaft.

Um den mittel- bis langfristig erwarteten

Bedarfshochlauf adäquat decken zu

können, ist es erforderlich, zusätzlich zur

heimischen Produktion von grünem Wasserstoff,

Routen zu entwickeln, über die grüner

Wasserstoff in unsere Heimmärkte importiert

werden kann. Hierzu gilt es, die Wasserstoffwirtschaft

der Zukunft entlang der

gesamten Wertschöpfungskette auch in Allianzen

zu gestalten. Wir als Unternehmen

haben unseren Willen, dazu auch grenzüberschreitend

zusammenzuarbeiten, heute

mit unserem Beitritt zum Wasserstoffbündnis

Bayern unterstrichen.“

Der Bayerische Staatsminister Huber Aiwanger

begrüßte diesen Schritt: „Der

Beitritt von VERBUND zeigt die große Attraktivität

des Bündnisses über unsere Landesgrenzen

hinaus. Bayern und Österreich

sind Vorreiter bei Wasserstoff. Unsere Länder

haben dessen Schlüsselfunktion für die

Klimaneutralität in Industrie und Mobilität

früh erkannt. Dank bestehender Erdgasnetze

und Speicher haben wir ideale Voraussetzung

für grenzüberschreitende Zusammenarbeit.

Österreich könnte dank seiner zentralen

Lage im europäischen Erdgasnetz

langfristig zum Wasserstoff-Hub werden.

Das würde auch Bayerns Position stärken.“

Grüner Wasserstoff gilt als wichtiger Baustein

der CO 2 -freien Energiezukunft: Er ist

einer der Hebel zur Erreichung der ambitionierten

Klimaziele, und wird vor allem dort

gebraucht werden, wo Grünstrom nicht direkt

und unmittelbar eingesetzt werden

kann. Beispiele finden sich unter anderem in

der Metallindustrie oder in Raffinerien.

Das Wasserstoffbündnis Bayern ist eine

Vernetzungs-, Wissens- und Interessensplattform

von über 240 Wasserstoff-Akteuren

aus Wirtschaft, Wissenschaft und Politik,

die durch das Zentrum Wasserstoff.

Bayern (H2.B) koordiniert wird. Das H2.B

ist die vom Freistaat Bayern initiierte Strategie-

und Koordinierungsstelle für wasserstoffbezogene

Themen und Aktivitäten mit

Sitz in Nürnberg. Das Zentrum agiert dabei

an der Schnittstelle zwischen Wirtschaft,

Wissenschaft, Politik und Öffentlichkeit im

nationalen und zunehmend auch im internationalen

Kontext.

Prof. Peter Wasserscheid, Co-Vorstand des

H2.B, zeigte sich begeistert über den Beitritt

Über das Norfolk Offshore-Gebiet

• 3,6 GW installierte Leistung

• £ 15 Millionen gemeinnütziger Fonds

• Ein Teil der Industrie plant, bis 2026

70.000 Arbeitsplätze zu schaffen, davon

10% im Osten Englands

• Erste Leistung erwartet: Mitte der 2020er

Jahre

• Haushalte, die rechnerisch die jährlich

erzeugte Strommenge verbrauchen: 3,9

Millionen

• Eingesparte CO 2 -Menge: 6 Millionen

Tonnen pro Jahr

• Offshore-Standortfläche: 1.307 km2

• Entfernung der nächsten Turbine vom

Ufer: 47 km

• Länge der Verkabelung an Land: 60 km

• Anzahl der Turbinen: Zwischen 180 und

312

LL

www.vattenfall.de (221301040)

Beim Bayerisch-österreichischen Energie-Round-Table tauschten sich der Bayerische

Staatsminister Hubert Aiwanger, VERBUND-Vorstandsvorsitzender Michael Strugl sowie

Vertreterinnen und Vertreter aus Wirtschaft und Verwaltung über Zukuftsfragen der sicheren,

erneuerbaren Energieversorgung aus. Bei diesem Treffen erfolgte auch der Beitritt von

VERBUND zur Wasserstoffallianz Bayern.CopyrightVERBUND

vgbe energy journal 4 · 2022 | 33


Members´News

von VERBUND: „VERBUND betreibt nicht

nur eine große Anzahl bayerischer Wasserkraftwerke

sondern ist auch ein Vorreiter in

Sachen Wasserstofftechnologien und Wasserstoffwirtschaft.

Gemeinsam wollen wir

entlang der Donau Wasserstoffwertschöpfungsketten

aufbauen, um für Österreich

und Bayern weitere Zugänge zu kostengünstigem

grünen Wasserstoff zu erschließen.“

Hamead Ahrary, Bereichsleiter Wasserstoff

bei VERBUND ergänzte: „Für den Aufbau

einer grenzüberschreitenden Wasserstoffwirtschaft

ist es wesentlich, gemeinsam

mit den richtigen Partnern die Herausforderungen

anzugehen. Deshalb freuen uns sehr,

mit dem Wasserstoffbündnis Bayern die

Transformation der Energielandschaft voranzutreiben.“

VERBUND Wasserkraft in Bayern

VERBUND ist in Bayern vor allem als Betreiber

der Wasserkraftwerke am bayerischen

Inn und an den Grenzstrecken von Inn

und Donau bekannt. In 21 großen Kraftwerken

erzeugt das Unternehmen rund 5,8

Mrd. Kilowattstunden Strom, davon rd. 4

Mrd. Kilowattstunden für Bayern. Mit der

Erneuerung und Erweiterung des Innkraftwerks

Jettenbach-Töging, in das VERBUND

rund 250 Mio. Euro investiert, befindet sich

nicht nur das derzeit größte Wasserkraftprojekt

Deutschlands in Umsetzung. Mit einer

Steigerung der Jahreserzeugung um 25 %

auf rund 700 Mio. Kilowattstunden wird das

neue Kraftwerk rund 14 % des in Bayern geplanten

Wasserkraftausbaus von 1 Terawattstunde

bewerkstelligen – zusätzlicher Strom

aus Wasserkraft für insgesamt rund 200.000

bayerische Haushalte.

„Wenn wir das technisch mögliche Effizienzpotenzial

bei unseren Bestandsanlagen

zusammenrechnen und mögliche innovative

Wasserkraftnutzungen bei Gewässersanierungen

dazu rechnen, könnten wir für

Bayern knapp 400 Mio. Kilowattstunden

mehr an Wasserkrafterzeugung beisteuern“

schildert Karl Heinz Gruber, Geschäftsführer

der bayerischen VERBUND Wasserkraft.

„Dazu haben wir mit dem Energiespeicher

Riedl die einmalige Chance, für Bayern 300

MW Flexibilität und Speicherkapazität für

die Integration der volatilen Energieformen

wind und Photovoltaik beizustellen. Passende

Rahmenbedingungen bei den Genehmigungen

sowie Anreize würden diese Investitionen

unterstützen“.

LL

www.verbund.com (221301044)

Events in brief

E-WORLD ENERGY & WATER:

Neuheiten in den Messehallen

• Premiere für Wasserstoff-Gemeinschaftsstand

und digitalen Prototype Club

(eworld) Die Vorbereitungen für Europas

Leitmesse der Energiewirtschaft laufen auf

Hochtouren. Der Zuspruch der Branche für

die E-world energy & water, die vom 21. bis

zum 23. Juni in der Messe Essen stattfindet,

ist groß. Bislang haben sich rund 640 Aussteller

angemeldet. In diesem Jahr punktet

die Messe mit zahlreichen Neuheiten. So

wird die E-world erstmals im Sommer veranstaltet.

Begleitet wird sie von innovativen

Programm-Elementen, die den Fachbesuchern

und Ausstellern informativen Mehrwert

bieten. Neu sind der Wasserstoff-Gemeinschaftsstand

„Hydrogen Solutions“

und der digitale Prototype Club. Beide Formate

rücken Zukunftsthemen in den Fokus.

„Auf der E-world wird die Energieversorgung

neu gedacht. Experten, Wissenschaftler

und Wirtschaftsgrößen entwickeln und

diskutieren hier seit über 20 Jahren erfolgreich

Strategien und Maßnahmen. Unter

dem Leitmotiv ‚Solutions for a sustainable

future‘ werden auch in diesem Jahr wieder

wichtige Impulse in Politik und Wirtschaft

ausgehen“, so Stefanie Hamm, Geschäftsführerin

der E-world GmbH. Ihre Geschäftsführungskollegin

Sabina Großkreuz ergänzt:

„Vor allem nachhaltige Technologien

und intelligente Energiesysteme sind wichtig,

um die Zukunft der europäischen Energieversorgung

zu gestalten.“.

Gemeinschaftsstand Wasserstoff ist

Anlaufstelle rund um wichtigen Energieträger

Wasserstoff gilt als zentraler Stützpfeiler

der Energiewende. Das Element hat eine

enorme Relevanz für die Branche; Nachfrage

und Einsatz steigen stetig. Die E-world

bietet Unternehmen und interessierten

Fachbesuchern mit dem Gemeinschaftsstand

Wasserstoff unter dem Namen „Hydrogen

Solutions“ in diesem Jahr erstmals

die Möglichkeit, sich an einer zentralen Stelle

auf dem Messegelände über diesen wichtigen

Energieträger und die damit verbundene

Projektvielfalt zu informieren und

auszutauschen.

Karriereforum erstmals

in hybrider Form

Darüber hinaus hat die E-world das bestehende

Format des Karriereforums weiterentwickelt.

LL

www.e-world-essen.com (221301108)

Enlit Europe

• 29 Novembr - 1 December 2022

• Frankfort, Germany

Enlit vows to light the spark that will fuel

the change we need to ensure our industry

and our planet – have the brightest possible

future.

Enlit is a series of energy events unlike any

other – because they are more than just energy

events. Enlit is a community that for

365-days a year will collaborate and innovate

to solve the most pressing energy-related

issues.

At the European edition, the Enlit community

will come together for three days in

Frankfurt from 29 November through to 1

December 2022, to meet and inspire each

other and to develop their discussions and

actions to take steps forward in the energy

transition.

And so the Enlit circle begins: a constantly

growing, inclusive and end-to-end forum

that addresses every aspect of Europe’s energy

transition.

Our Promise

The boundaries of the sector are blurring

and this evolution is being shaped by established

players, external disruptors, innovative

start-ups and the increasingly engaged

end-user.

We believe in an equitable energy transition

that leaves no one behind. From corporates

to consumers, investors to entrepreneurs,

and engineers to activists – we promise

to welcome you all and to give you the

ability to seize all of the opportunities that

the energy transition has to offer. Energy is

evolving. So are we – so are you. Together

we will make a difference. Get Involved!

Our 365 Offer

The Enlit Europe 365 digital platform provides

essential industry content and is a

great way to promote your products and

services and network within the power and

electricity sector.

From source to generation, from grid to

consumer, the boundaries of the sector are

blurring and this evolution is being shaped

by established players, external disruptors,

innovative start-ups and the increasingly

engaged end-user.

Enlit Europe brings all of these people together

to seize current opportunities, spotlight

future ones, and inspire the next generation

to participate in the journey.

LL

www.enlit-europe.com (221300831)

34 | vgbe energy journal 4 · 2022


The Ukraine war will not derail Europe’s energy transition

The Ukraine war will not derail

Europe’s energy transition

Sverre Alvik

Abstract

Der Ukraine-Krieg wird Europas

Energiewende nicht gefährden

Eine aktuelle Analyse von DNV zeigt, dass der

Krieg in der Ukraine die europäische Energiewende

nicht gefährdet. Durch den Verzicht auf

russisches Erdgas wird sich die europaweite

Energiewende beschleunigen – mit weniger

fossilen Brennstoffen im Energiemix und geringeren

Treibhausgasemissionen. Der Kohlenstoffanteil

im Energiemix wird sich europaweit

schneller verringern und der Trend zu

erneuerbaren Energien sorgt dafür, dass allein

der Gasverbrauch im Jahr 2024 um 9 % geringer

sein wird. Die Treibhausgasemissionen in

Europa im Zeitraum 2022 bis 2030 werden

sich um 610 Mt (bzw. 2,3 %) verringern. Europa

wird bis 2030 12 % mehr Gas produzieren

und Russland wird weniger Gas exportieren,

da der asiatische Markt den europäischen

nicht ersetzen kann. Rohstoffknappheit wird

längerfristig für hohe Stromkosten sowie für

einen Preisanstieg bei Batterien sorgen. l

Author

Sverre Alvik

Director of Energy Transition

Research

DNV

Oslo, Norway

As Europe struggles to build energy security in

response to Russia’s invasion of Ukraine, uncertainty

looms on many fronts. By turning its

back on Russian oil and gas, will Europe speed

or slow down its response to the more global

crisis – climate change?

That is a complicated question, and hinges

on the extent and duration of the war. But,

as things stand, our conclusion is that improved

energy security does not come at the

cost of decarbonization and there is likely to

be a small acceleration in Europe’s energy

transition.

This article outlines DNV’s provisional view

on how the ongoing war is likely to impact

Europe’s energy transition in the short, medium,

and long term. Our emphasis here is

on the consequences of the unfolding developments

and not on making policy recommendations.

The present commentary

––

is confined to the implications of current

developments in Europe. Elsewhere, in

our Pathway to Net Zero Emissions (DNV,

2021), DNV sets out what we believe to be

a feasible way for the world to achieve the

Paris ambitions. The results from DNV’s

energy transition model underpin the

conclusions we present here, but we underline

the uncertainty in

––

the quantification. We also acknowledge

that the small acceleration of progress towards

the Paris Agreement in a geographically

limited part of the world, comes at

the cost of a profound humanitarian crisis.

Energy security

Roughly one third of European gas demand

is used for buildings heating and cooking,

and another third for electricity production.

Almost twenty percent is used by the manufacturing

industry, and the remaining in petrochemical

industry and by the gas industry

itself during production.

European policymakers are determined to

slash the EU’s Russian gas dependence by

two-thirds this year. The replacement will

be painful and costly, with increased import

of LNG taking centre stage. However, there

is currently insufficient regasification capacity

in Europe, and production in places

linked to the European gas pipeline networks

in Norway, Algeria and Azerbaijan

can only inch their output upwards. Replacing

two thirds of Russian gas by year-end

looks like a tall order, and the European energy

security ambition therefore hinges on

additional policies, such as those outlined

by the IEA in its 10-point plan (IEA, 2022).

Beyond nudging consumer behaviour towards

lower energy use, there is scope for a

concerted policy push for energy efficiency,

a postponement of nuclear retirements, and

an extensive renewable energy buildout. Europe

is working hard to remove regulatory

barriers, ensuring that scaling can happen

early to improve energy security, and to help

reaching the longer term net zero goal.

European policymakers are determined

to slash the EU’s Russian

gas dependence by two-thirds this

year. The replacement will be

painful and costly, with increased

import of LNG taking centre stage.

There is certainly opportunity for acceleration

on these fronts: Belgian nuclear, French

heat pumps, German solar and pan- European

wind will all contribute to a lower dependence

on imported Russian energy.

Some of these options can make

a difference this year; others will need multiple

years to take meaningful effect. Behavioural

changes in travel and domestic heating,

both due to governmental push and due

consumer awareness, can have effect immediately.

So far the impact is believed to be

modest, but there is a potential upside we

will watch carefully.

While non-fossil supply and energy efficiency

can and will be accelerated, there are

counterforces at work with respect to the

energy transition. These include burning

more coal to replace natural gas and increasing

costs of EV batteries and PV panels due

to higher commodity prices. To this extent,

the push for energy security works against

the transition. Other effects of the war that

are not linked to energy security like reduced

global trade and cooperation, such as

the realignment of global logistics to address

a mounting food crisis, and a shortfall

35 | vgbe energy journal

vgbe energy journal 4 · 2022 | 35


The Ukraine war will not derail Europe’s energy transition

of critical minerals, could also slow down

the energy transition.

Modelling the transition

DNV’s system dynamics energy transition

model provides insight on how economics,

technologies, sectors, geographies, and policies

influence each other. The next edition of

our annual Energy Transition Outlook is due

in October, but we have run the model now

to assess how the changes we have seen

since 24th February this year are likely to

influence the energy transition in Europe.

The largest uncertainties have to do with the

war itself – its duration and possible escalation,

and whether strengthened countermeasures

bring the export of Russian oil and

gas to Europe to complete stop. While it is

likely that Europe’s commitment to its Fit for

55 climate plan will endure, public reaction to

energy affordability may challenge its momentum

in the short term. There are many

other imponderables, like whether the war

will give rise to a new cold war, or end in a

calmer détente. With all these uncertainties

in mind, we have chosen to model a scenario

where the European energy system discontinues

the importation of Russian gas, with zero

Russian gas imported from 2025 onwards.

Higher energy prices

Russia produces about 17 % of global natural

gas and import from Russia met 33 % of

Europe’s overall natural gas consumption in

2020. When we let our model choke Russian

gas supply to Europe by 80 % in 2023 and

100 % in 2025, and factor in the higher gas

prices that result, we see a spillover to other

areas, like electricity prices. For example, for

2024, the electricity price is 12 % higher

than a model run with no change in Russian

energy import. Globally, the war leads to

3 % lower energy demand within two years,

compared with our pre-war model run,

mainly because of lower GDP.

Alternatives to gas

To account for a gradual independence of

Russian gas in the coming few years, we let

the model reduce Russian gas export to Europe

by 40 % as an average figure for 2022,

80 % in 2023, 90 % in 2024 and 100 % from

2025 onwards.

As illustrated in F i g u r e 1 , we find that

within 2 years, in 2024, Europe, including

Norway and UK, manage to increase domestic

production with 420 PJ, while the import,

mainly LNG from Middle East and US, increase

with 4100 PJ. That leaves a gas deficit

or reduced consumption of 1740 PJ. Most of

that will be replaced by other energy sources,

but there will also be some net reduction

– meaning overall decline in energy use –

due to GDP decline, higher energy prices

and increased energy efficiency.

Ease and means of gas replacement depend

on which sector is it used. Growth and

Units: PJ/yr

0

-1000

-2000

-3000

-4000

-5000

-6000

-7000 -6251 +4090

Gas from

Russia

Gas from other

regions

+422

Europe gas

production

-197

greening of electricity, and hence the decarbonization

of end uses in the transport,

building and manufacturing sectors, is

the most important means to decarbonize

European energy use. Renewables and

nuclear have low operating costs and are

at the top of a cost merit order in our analysis,

producing whatever quantities available.

These quantities are not sufficient in

the short term to cope with the entire shortfall

in gas – that is when gas needs to be replaced

by coal, which also has higher costs

as a result of the war. The switch to coal is

temporary. Being the fuel of the last resort,

we find that, by 2024 only 6 % of the reduction

in natural gas supply will be taken up by

coal.

The postponement of nuclear retirements

and higher utilization of existing nuclear assets

together produce an important shortterm

effect and these developments are

likely to happen in several countries, but

notably not Germany. Nuclear production

makes up for one-third of the shortfall in

natural gas supply in 2024.

Unlike most other energy sources, bioenergy

costs have not grown due to the war, and it

is possible to slightly grow bioenergy

mainly from sewage and waste – over the

coming few years. We find that bioenergy

makes up for 20 % of the shortfall in natural

gas supply in 2024.

By contrast, the main energy independence

measure advanced by European politicians –

a bigger and faster renewable energy buildout

– has a much slower initial effect. It

will take two years, for example, for this

faster buildout to make up 10 % of the shortfall

resulting from an absence of Russian

gas. However, while there may be a small impact

in 2023, it becomes more meaningful

with each passing year. Over a five-year period,

we see the renewable buildout matching

the 20 % increase the EU aims for, and by

2030, solar PV and wind will make up for

more than half of the shortfall in natural gas

supply.

Nothing has lower costs and footprint

than the energy not used,

and Europe is putting more effort

into energy efficiency to ensure

energy independence

Oil

+109

Coal

+543 +131

Nuclear

Hydropower

+362 +164 +183

Bioenergy

Fig. 1. Impact of the Ukraine war on European primary energy mix in 2024,

compared with a pre-war model.

Solar

Higher commodity prices will inflate battery

costs. EV uptake will suffer, such that the

timing of the milestone where 50 % of new

car sales in Europe occurs is delayed by almost

one year – 2028 rather than 2027. This

has further implications for long- term decarbonization

and delays the decline in oil

somewhat. Countries with ambitious 2030

decarbonization targets will need to review

and possibly strengthen incentives for EV

uptake.

If we look at percentage changes, overall gas

use is down 1700 PJ or 9 % in 2024 compared

with our pre-war model run. The biggest

percentage increase is in solar, which is

up 9 %. The overall effect on the energy mix

is limited, bearing in mind Europe’s overall

primary energy demand is 70 EJ or

70,000 PJ. As a result of the decline in gas,

the decarbonization of the energy mix increases

to 34 % non-fossil energy sources in

2024, 2 % higher than our pre-war model

run. This small acceleration endures, such

that by 2030, the overall change in the share

of non-fossil energy sources in the energy

mix continues to be 2 % higher than the prewar

prediction.

Nothing has lower costs and footprint than

the energy not used, and Europe is putting

more effort into energy efficiency to ensure

energy independence. The standout action

here is support for heat pumps, and, as a result,

we expect the overall energy demand in

the building sector to decline a further 4 %

towards 2030, with efficient electricity use

for heat pumps replacing some of the gas.

Overall energy efficiency improvement is a

key lever for limiting energy consumption,

and due to this, European primary energy

consumption peaked already 15 years ago,

while globally we expect primary energy demand

to peak around 2030.

(Green) hydrogen push

-455

Natural gas

Other energy resources

Total decline in energx

use

Wind

Total

Hydrogen is an(other) important pillar in

securing both Europe’s energy independence

and the sustainability of its energy mix.

But its main challenge is affordability.

There are signals from Germany that the energy

crisis is reducing the opposition towards

blue hydrogen (Recharge, 2022).

However, when Europe is in dire need of gas

36 | vgbe energy journal 4 · 2022


The Ukraine war will not derail Europe’s energy transition

to replace the phase-out of Russian gas, it is

unlikely that significant amounts of surplus

natural gas will be available for producing

blue hydrogen. Furthermore, gas prices are

high, and that makes blue hydrogen, with its

additional carbon sequestration and storage

costs, less competitive. Even if blue hydrogen

remains cheaper than green hydrogen

(produced from renewables by electrolysis)

for the next few years, we find blue hydrogen

uptake low in Europe towards 2030 and

decreasing rather than increasing as a consequence

of the war.

Europe has limited capacity for producing

sufficient renewable electricity to simultaneously

phase out fossil fuels from the power

mix and produce meaningful amounts of

green hydrogen. Nevertheless, policymakers

continue to prioritize both objectives.

Consequently, we anticipate higher support

for green hydrogen as part of the new push

for renewables and have factored a 12 %

lower hydrogen price into our model, compared

with our base case for 2030. In spite of

increased support, green hydrogen use in

Europe will remain modest by 2030, albeit

25 % higher compared with our pre-war

model output.

As things currently stand, we forecast

a small acceleration of the energy

transition in Europe as the

most likely energy-related outcome

of the Ukraine war.

Gas demand shifts

Russia will be looking to the East to replace

its energy export revenue, but export capacity

to China and neighbours is currently limited

and new transmission pipelines and

LNG export terminals take a long time to

build. Hence, we find that gas production in

North East Eurasia, which includes Russia,

Ukraine and other former Soviet Union

countries, will decline by 24 % in 2024, as

there is not sufficient infrastructure to export

the gas.

In contrast, we estimate that Europe itself

will produce 12% more gas between now

and 2030, reflecting the industry’s reaction

to higher oil and gas prices in the short term

and responses to the pledge from EU to deliver

more gas. High oil and gas prices will

stimulate new developments globally, but in

the wake of this initial rush to new production,

over the next decade global demand

will likely reduce rather than increase, as

GDP growth and globalization reduce, and

Units: MtCO 2 /yr

40

20

0

-20

-40

both oil and gas production and transport

hence inch a little lower. Thus, we anticipate

that over-investments will result in lower oil

and gas prices in the second half of this decade

and our model suggests that this will

lead to a small increase in global oil use later

in the 2030s relative to our pre-war forecast.

A small acceleration of

decarbonization and emission

reduction

Oil

Natural

gas

Coal

Bioenergy

CCS

Total

-60

Positive values

for CCS indicate

-80

a reduction in

emissions

-100

2022 2024 2026 2028

captured

2030

Fig. 2. Impact of the Ukraine war an European energy-related CO 2 emissions,

compared with a pre-war model.

The ultimate metric for decarbonization is

reduction in GHG emissions, and the net effect

of the invasion in Ukraine will be a small

acceleration of decarbonization and emissions

reduction towards 2030. The main

reasons for the difference are postponed nuclear

retirements in the short term and, in

the medium term, a faster renewables buildout,

and increased energy efficiency and

lower economic growth. The overall effect

is, however, limited, amounting to a 580 Mt

or 2.3 % reduction in emissions in Europe in

the period 2022-2030, compared with a

case without a Ukraine war. I n F i g u r e 2 ,

we show that the total emissions change is

almost entirely due to reduced gas consumption;

the changes in the other energy sources

and in Carbon Capture and Storage (CCS)

are minor in comparison.

We emphasize that there are significant uncertainties

in our forecast. These relate primarily

to the duration and outcome of the

war itself, and the strength and duration of

the policy measures enforced by the European

nations to improve energy security and

sustainability.

However, as things currently stand, we forecast

a small acceleration of the energy transition

in Europe as the most likely energyrelated

outcome of the Ukraine war. As with

COVID-19, we see a Europe that manages to

cope with a short-term crisis without harming

its ability to deal with the long-term climate

crisis.

At a global level, the net effect of the war on

the energy transition is minor. The DNV system

dynamics model captures some of

the emerging global complexities, including

changes in energy trade and the effect of increased

commodity prices. It also takes account

of how regionalization and energy

security boost more short-term coal use

in e.g. China, and how the renewables buildout

is slowed down by higher commodity

prices and at the same time accelerated

by the push for energy independence. We

will comment on these developments

more fully in our forthcoming Energy Transition

Outlook 2022 towards the end of this

year.

References

DNV, 2021 Pathway to net zero emissions, Energy,

Transition Outlook, 2021, www.dnv.com/

eto

IEA, 2022 A 10 point plan to reduce the European

Unions Reliance on Russian Gas, https://

www.iea.org/reports/a-10-point- plan-toreduce-the-european-unions-reliance-onrussian-natural-gas

Recharge, 2022 Germany and Norway mull pipeline

for massive hydrogen imports in wake of

Russian war, https://www.rechargenews.

com/energy-transition/ germany-and-norway-mull-pipeline-for-massive-

hydrogenimports-in-wake-of-russianwar/2-1-1186196

This report is available on the website of

DNV, www.dnv.com, a German translation

here: https://www.dnv.de/feature/ukrainekrieg.html

l

vgbe energy journal 4 · 2022 | 37


vgbe Expert Event

River Ecology and Environment

European Regulations | River Management| Hydropower

1 and 2 June 2022 | Web Conference

vgbe EXPERT EVENT

River Ecology and Environment

CEST WEDNESDAY, 1 JUNE 2022

13:00 Welcome and opening of the expert event

SESS

Dr Mario Bachhiesl (vgbe energy | Hydro Power)

stra

European Regulations | River Management | Hydropower

with

vgbe EXPERT as

SESSION 1: European R&I on hydropower

vgbe EXPERT

EVENT

CEST WEDNESDAY, 1 JUNE 2022

CEST THU

EVENT

CEST WEDNESDAY, 1 JUNE 2022

13:00 CEST DWA

WEB CONFERENCE

13:30 Goals of European Hydropower R&I Funding

Dr M

River Ecology

River Ecology

and Environment

13:00 Welcome

and Environment

13:00 Dr Thomas

and

Welcome Schleker

opening

(European

of the expert

and opening Commission

event

of the expert –

SESS

event

European Regulations | River Management | Hydropower

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Dr Mario

Research

Bachhiesl

Dr & Mario Innovation)

(vgbe energy | Hydro Power)

Bachhiesl (vgbe energy | Hydro Power) 13:30 Curr

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The international European event Regulations will bring | River together Management experts | from Hydropower

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with

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SESSION 1: European R&I on hydropower

leading operators, manufacturers as and suppliers, 14:00 Tapping hidden SESSION and 1: sustainable European hydropower R&I on hydropower in

Dr C

Europe: micro hydropower and hydropower

13:00 DWA

authorities, scientists WEB as CONFERENCE

well as related stakeholders to 13:30 Goals of European Hydropower R&I Funding

13:0 Reso

WEB CONFERENCE

13:30 modernization Goals of European Hydropower R&I Funding

Dr M

discuss important issues in the field of ecology and

Dr Thomas Schleker (European Commission –

Dr Emanuele Dr Thomas Quaranta Schleker (European (European Commission Commission – –

SESS

environment in rivers.

DG Research & Innovation)

13:30 Curr

DG Research & Innovation)

13:3

The international event will bring together experts from

Joint Research Centre)

and

sedi

The international event will bring together experts from

Environmental leading operators, protection manufacturers and preservation and of suppliers, nature is 14:00 Tapping hidden and sustainable hydropower in

leading operators, manufacturers and suppliers, 14:30 14:00 INADAR – Tapping Innovative hidden Approach and sustainable hydropower in 14:00 Auto

Dr C

one authorities, of the scientists many important as well as challenges related stakeholders not only for

Europe: micro hydropower and hydropower

to

Europe: micro hydropower and hydropower

authorities, scientists as well as related stakeholders to

for Dam Restoration

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hydropower, discuss important but for issues society in as the a whole. field of As ecology one of and the

modernization

Tobias Kipp modernization

(LEW Wasserkraft GmbH)

Dr Er

discuss important issues in the field of ecology and Dr Emanuele Quaranta (European Commission –

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Dr Emanuele Quaranta (European Commission –

environment in rivers.

Joint Research Centre)

and

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14:30 Usin

Environmental protection and preservation of nature is

for e

in the current Environmental energy system protection and that and of preservation the future. For of nature is 14:30 INADAR

one of the many important challenges not only for

14:30 SESSION


2:

Innovative

INADAR European

Approach

– Innovative framework

14:00 Auto

Approach

14:0 Fran

this, balancing one of hydropower the many important and ecology challenges in the best not only for for

and

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regulation

Restoration

hydropower, but for society as a whole. As one of the

for Dam in Restoration hydropower

cam

possible hydropower, way is a key but aspect for society to ensure as a whole. the further As one of the Tobias Kipp (LEW Wasserkraft GmbH)

Tobias Kipp (LEW Wasserkraft GmbH)

15:00 Brea

Dr Er

most environmentally and climate-friendly forms of

expansion most of hydropower, environmentally while also and maintaining climate-friendly existing forms of 15:30 Suggested methods for reporting technical

energy generation, hydropower plays an important part 15:00 Break or visit the breakout rooms

14:30 Usin

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in the current energy system and that of the future. For

Atle Harby (SINTEF Energy Research)


for

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perception. in the Due current to the large energy number system of and influences that of on the the future. For SESSION 2: European framework

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SESSION 2: European framework

Fran

Bern

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and

Experiences

regulation in hydropower

possible way is a key aspect to ensure the further

and with regulation the implementation in hydropower of the WFD

it is advisable 15:00 Brea

possible to consider way is the a key entire aspect spectrum to ensure in terms the of further in Finland, Case river Kemijoki

16:00 15:0 Evalu

expansion of hydropower, while also maintaining existing 15:30 Suggested methods for reporting technical

impact and expansion cost efficiency. of hydropower, while also maintaining existing 15:30 Timo Torvinen Suggested (Kemijoki methods Oy) for reporting technical

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plants to meet responsibilities and ameliorate the public

screening criteria for the EU Taxonomy

15:30 Enab

plants to meet responsibilities and ameliorate the public

screening criteria for the EU Taxonomy

15:3 Dam

Atle Harby (SINTEF Energy Research)

– firs

perception. Due to the large number of influences on the 16:30 GEP in high-alpine Atle Harby residual (SINTEF flow Energy stretches Research) and in

perception. Due to the large number of influences on the

Bern

fish population and the condition of the bodies of water,

rivers affected by hydropeaking

16:30 Rese

fish population and the condition of the bodies of water, 16:00 Experiences with the implementation of the WFD

16:00 Experiences with the implementation of the WFD

it is advisable to consider the entire spectrum in terms of

Martin Schönberg (VUM Verfahren Umwelt

desi

in Finland, Case river Kemijoki

16:00 Evalu

it is advisable to consider the entire spectrum in terms of Management in Finland, GmbH), Case river Kemijoki

16:0 Anne

impact and cost efficiency.

Timo Torvinen (Kemijoki Oy)

telem

impact and cost efficiency.

Franz Greimel Timo (BOKU Torvinen – University (Kemijoki of Oy) Natural

Rese

Dam

16:30 GEP Resources in high-alpine and Life Sciences, residual Vienna) flow stretches and in

Fede

16:30 GEP in high-alpine residual flow stretches and in

rivers affected by hydropeaking

16:30 Rese

17:00 Visit the breakout rivers affected rooms by hydropeaking

17:00 16:3 Clos

vgbe energy | Hydro Power

Martin Schönberg (VUM Verfahren Umwelt

desi

Martin Schönberg (VUM Verfahren Umwelt

Dr M

Management GmbH),

Anne

Essen, in March 2022

17:30 Closing of Management the webinar GmbH),

Franz Greimel (BOKU – University of Natural

Rese

Franz Greimel (BOKU – University of Natural 17:05 Visit

Resources and Life Sciences, Vienna)

Fede

Resources and Life Sciences, Vienna)

17:30 Clos

17:00 Visit the breakout rooms

17:00 Clos

vgbe energy | Hydro Power

17:00 Visit the breakout rooms

17:0

vgbe energy | Hydro Power

Dr M

Essen, in March 2022

17:30 Closing of the webinar

Essen, in March 2022

17:30 Closing of the webinar

* vgbe energy has been the new name of

17:05 Visit

17:0

the VGB PowerTech association since April 2022.

Innen – Seite 1 Innen – Seite 2 Innen – Seite 3

17:30 Clos

Cover photo: © VERBUND

17:3

Vermeiden bis in diesen Bereich zu schreiben.

CEST

THU

Innen – Seite 1

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Online-Registration

Contact

https://register.vgbe.energy/32022/

Vermeiden

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bis in diesen

bis in diesen

Bereich

Bereich

zu schreiben.

zu schreiben.

Eva Silberer | t +49 201 8128-202 |

e vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy


RSDAY, 2 JUNE 2022

ION 3:

tegies an

hydr

RSDAY, 2 JUNE 2022

guide THURSDAY, 2 CEST JUNE 2022 THURSDAY, 2 JUNE 2022

ichael

ION 3:

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SESSION 3: Sediment management

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strategies and approaches for operating

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hydr

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with hydropeaking

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Dr Michael Müller (IUB Engineering AG)

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13:30 Current challenges and innovative approaches in

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sediment management at hydropower plants

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Dr Christoph Hauer (BOKU – University of Natural

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Resources and Life Sciences, Vienna)

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SESSION 4: Lessons learned from fish migration

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and monitoring systems

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14:00 Automatic counting of anguilliform fish on acoustic

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Dr Eric de Olivera (EDF – R&D)

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14:30 Using fish behavioural aspects

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for efficient fish migration

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Franz Mayrhof

Franz Geiger (Hycor Ecohydraulic Consulting)

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15:00 Break or visit the breakout rooms

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– first results of the new fish pass “Fishcon-lock”

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Bernhard Mayrhofer (FISHCON GmbH)

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16:00 Evaluation of the silver eel escapement success by

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telemetry at the basin scale of the River Meuse

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Damien Sonny (Profish Technology)

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design guidelines for German Federal Waterways

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Institut

Research

Research Institute), Dr Nicole Scheifhacken (German

ral Institute

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Federal Institute of Hydrology)

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17:00 Closing words

ario Bachhiesl

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Dr Mario Bachhiesl (vgbe energy | Hydro Power)

the break

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0 Closin 17:30 Closing of the webinar

vgbe EXPERT EVENT

RIVER ECOLOGY AND ENVIRONMENT

European Regulations | River Management |

Hydropower

THE WEB CONFERENCE CONSISTS OF

• a webinar with 13 lectures and

• breakout rooms after each session

with the opportunity to meet the experts.

The international event will bring together experts from

leading operators, manufacturers and suppliers,

authorities, scientists as well as related stakeholders to

discuss important issues in the field of ecology and

environment in rivers with session on:

• European R&I on hydropower

• European framework and regulation

in hydropower

• Sediment management strategies and

approaches for operating with hydropeaking

• Lessons learned from fish migration and

monitoring systems

The web conference language is English.

WEB CONFERENCE TICKET

vgbe non-member ………..………………………….. € 470.-

vgbe members ………………………………….……... € 370.-

Universities …….……………………..………………….. € 200.-

The fees of the ticket are free of VAT.

REG

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regis

Plea

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vgbe energy e.V.

chreiben.

Deilbachtal 173

45257 Essen

be informed

www.vgbe.energy

Außen – Seite 1

Auße

Verme


Visibility and cybersecurity in

energy companies from control

room to the substation

Klaus Mochalski

Abstract

Sichtbarkeit und Cybersicherheit

in Energieunternehmen von der

Leitwarte bis zum Umspannwerk

Die Digitalisierung von kritischen Infrastrukturen

im Allgemeinen und von Energieversorgern,

einschließlich Energieerzeugern, Betreibern

erneuerbarer Energiequellen, Übertragungsnetzbetreibern

und Ver teiler netzbetreibern im

Besonderen, hat die industrielle Infrastruktur,

die gemeinhin als Betriebstechnik (OT) und industrielles

Kontrollsystem (ICS) bekannt ist,

dramatisch verändert. Trends wie Smart Grid,

Advanced Metering Infrastructure (AMI) und

das Internet der Energie haben die Öffnung der

ehemals autarken OT-Systeme für den Fernzugriff

und die Vernetzung sowie die Integration

der OT- und Remote-(I)IoT-Geräte ((Industrial)

Internet of Things) in die Unternehmens-IT

vorangetrieben. Heute ist es nicht unüblich,

Author

Klaus Mochalski

CEO

Rhebo GmbH

Leipzig, Germany

dass IoT-Gateways Sensordaten an die in die

Unternehmens-IT integrierte Cloud melden.

Fernsteuerung und Prozessautomatisierung

haben (I)IoT-Geräte in die Industrienetze eingeführt

und die Interkonnektivität erhöht.

Moderne Energieversorgungsnetze bestehen

aus einer Vielzahl von einzelnen Umspannwerken

wie Trafostationen, Schaltanlagen

und Anlagen für erneuerbare Energien. Die

Digitalisierung ermöglicht es, die oft über weite

Strecken verteilten Umspannwerke zentral

über die Leitwarte fernzusteuern. Der Zugriff

erfolgt über Standleitungen oder VPN-Verbindungen.

Selbst die Wartung wird teilweise rein

digital durchgeführt. Externe und interne

Wartungsmitarbeiter schließen ihre Technik-

Laptops an lokale Switches an oder nutzen

den Fernzugriff zur Analyse und Konfiguration

der lokalen Stationsausrüstung. Die Umsetzung

der Norm IEC 61850 soll die Interoperabilität

der Systemintegration über Anlagen,

Unternehmen und in manchen Fällen auch

Länder hinweg ermöglichen. Die Norm macht

jedoch keine Angaben dazu, wie dies auf sichere

Weise geschehen kann.

l

The challenge of digitalization

to OT cybersecurity in critical

infrastructure

The digitalization of critical infrastructure

in general, and energy providers incl. utilities,

energy producers, renewable energy

resources operators, transmission system

operators and distribution system operators

in particular, has dramatically changed the

industrial infrastructure commonly known

as operational technology (OT) and industrial

control system (ICS). Trends like Smart

Grid, Advanced Metering Infrastructure

(AMI) and the Internet of Energy have driven

the opening of the formerly autarchic OT

systems to remote access and networking as

well as the integration of the OT and remote

(I)IoT ((Industrial) Internet of Things) devices

into enterprise IT. Today, it is not uncommon

for IoT gateways to report sensor

data to the cloud integrated with enterprise

IT. Remote control and process automation

have introduced (I)IoT devices to the

industrial networks and increased interconnectivity.

Modern energy supply networks (F i g -

u r e 1 ) consist of a large number of individual

substations such as transformer stations,

switchgear and renewable energy

plants. Digitalization enables the remote

control of substations, which are often distributed

over long distances, centrally via

the control room. Access is provided via

dedicated lines or VPN connections. Even

maintenance is sometimes carried out in a

purely digital fashion. External and internal

maintenance staff connect their engineering

laptops to local switches or use

remote access to analyze and configure

the local substation equipment. The implementation

of the IEC 61850 standard is intended

to enable interoperability of system

integration across plants, companies

and, in some cases, countries. However, the

standard does not provide any specifications

as to how this can be done in a secure

manner.

The OT risk exposure has many

dimensions

At first glance, the ICS at energy providers

might still appear to be well isolated from

the outside world, in particular since direct

connection to the Internet or Wifi networks

is rarely used. In OT security projects with

customers, cybersecurity concerns have

largely remained unaddressed in central ICS

as well as substation ICS. At best, a firewall

is used as perimeter security. But even

though many ICS are reasonably difficult to

reach directly via the Internet, there are sufficiently

effective ways for hackers to gain

control:

––

vulnerable devices with outdated software

are not uncommon in infrastructures

whose device life cycle is designed

for 25 years [1].

––

physical intrusions are especially effective

in substations located far from the central

office. Before an employee can verify the

40 | vgbe energy journal


MITRE ATT&CK ® for ICS

Attack Tactic

Techniques

MITRE ATT&CK ® for ICS

Visibility and cybersecurity in energy companies

been confirmed not only by multiple experimental

tests [2], [3], [4]. Man-in-the-middle

attacks in particular pose a high potential

risk because they can be implemented

independently of the vendor of the exploited

device. In theory, additional standards like

means to establish a minimum security for

some of those protocols. Though they seldomly

are implemented in central or substation

level OT networks. Underlying reasons

for this include the necessity for time-sensitive

and real-time communication that are

compromised by active protocol security

measures.

CENTRALIZED GENERATION DISTRIBUTION & TRANSMISSION AMI / GRID EDGE INTELLIGENCE

Fig. 1. Electrical infrastructure has become complex and strongly connected across all levels which

makes it necessary to follow a holistic approach to cybersecurity that includes the industrial

infrastructure as much as the customer-faced infrastructure like AMI (source: Rhebo).

alarm on site, the attackers have long

since created the disruption.

––

accessing the network and taking over authorized

computers and accounts via:

––

phishing campaigns;

––

remote access (both of the company‘s

own employees and of service providers);

––

third-party devices and services (e.g.,

from maintenance technicians, vendors,

service providers).

The prevailing security gaps in

IEC 61850 infrastructures

Over the last decade the IEC 61850 protocol

standard has become the modus operandi

for integrated, connected networks in the

energy sector. The standard provides the

framework for transparency and interoperability.

Though, it contains no security criteria

or mechanisms. Consequently, the core

protocols of the standard – GOOSE, SV and

MMS – are vulnerable to attacks. This has

OT threats are just as serious

(and sophisticated) as IT threats

In recent years the research on compromising

ICS and OT has shed some light on the

vulnerabilities and possibilities hackers can

use. They form a complex architecture of

multi-phase attacks with a myriad of techniques

to impact the infrastructure. The

most prominent and comprehensive framework

giving an overview on ICS attack paths

was developed by Mitre Att&ck ® . The organization

has developed attack matrices

for both, enterprise IT and ICS. In the matrices,

the columns represent the different tactics

(or phases) of an attack, while the rows

list the techniques respectively used in each

phase. For ICS Mitre Att&ck ® identified 12

tactics and 90 techniques [5]. Taking into

account the initial phases of reconnaissance

Attack Phases & Techniques in OT According To MITRA ATT&CK ® For ICS Matrix

Fig. 2. Examples of techniques for ICS compromise according to Mitre Att&ck® (extended perspective including reconnaissance

and resource development).

vgbe energy journal 4 · 2022 | 41


Visibility and cybersecurity in energy companies

and resource development which are only

included in the enterprise IT matrix [6], the

ICS framework increases to 14 tactics and

107 techniques [7] (F i g u r e 2 ).

The Mitre Att&ck ® frameworks highlight

that ICS and OT attacks can be just as complex

and subtle as attacks on enterprise IT.

With that in mind, OT security becomes

paramount for critical infrastructure operation

and should be treated as important and

serious as IT security.

Cyber disruptions hit critical

infrastructure

Since 2010, the year the first ICS malware

Stuxnet was introduced to the world of industrial

cybersecurity, companies and critical

infrastructure have seen a growing number

of reported cyberattacks on industrial

infrastructure and processes. Major incidents

in critical infrastructure sectors energy

and water that disrupted processes and

operation and made the news increased

from 13 in 2017 to 33 in 2020. In the same

time, major incidents in manufacturing

companies that were covered in the news

quadrupled from 24 to 97 [8]. Manufacturing

is important to take into account since

under the updated German IT Security Act

large companies are also considered critical

infrastructure [9]. It is likely that other

countries will amend their security laws accordingly

in the future. Additionally, the

Federal Office for Security in Information

Systems (Bundesamt für Sicherheit in der

Informationstechnik, BSI) estimates that

approximately 322,000 new malware versions

are released per day 1 . According to the

same study, officially reported incidents by

critical infrastructure in Germany increased

from 145 in 2018 to 419 in 2020 1 .

Even though it can be expected that not all

incidents have been reported for public relation

and security reasons, some have been

studied in detail and made the headlines.

The following list showcases a selection of

notable attacks and disruptions.

2015 BlackEnergy3, Ukraine: On December

23, 2015, cybercriminals had induced a

partial blackout in the west-Ukrainian region

Ivano-Frankiwsk. They were able to

shut down seven 110 kV and twenty-three 35

kV substations via remote access points.

225.000 people were affected. [10]

2016 Ukrenergo, Ukraine: On December

17, 2016 attackers caused another blackout

in the city of Kiev affecting 20 % of its inhabitants.

In contrast to the 2015 attack, the attackers

had started their attack from the IT

network of the Distribution System Operator

Ukrenergo. Using a phishing campaign

the attackers had gained access to the enterprise

IT as early as January 2016. From there

they moved on to the ICS by taking over authorized

accounts. This allowed them to

move relatively stealthily and unnoticed.

The malware framework dubbed CRASHO-

VERIDE was specifically written to disrupt

industrial processes. It was deployed to the

ICS of a 330 kV substation in December

2016 and triggered by a timer. [11]

2017 Aramco, Saudi Arabia: In August

2017 a malware attack disrupted the safety

systems at Saudi Aramco, the world’s largest

oil producers. Attackers had used the malware

family Triton specifically designed for

ICS. They had gained remote access to a

Safety Instrumented Systems (SIS) engineering

workstation where they deployed

the TRITON attack framework to reprogram

the SIS controllers. As a result some SIS controllers

entered a failed safe state. This led to

an automated shutdown of the industrial

network. [12]

2020 SolarWinds, worldwide: In December

2020, the world witnessed a so-called

Supply Chain Compromise as described by

the Mitre Att&ck framework. As early as

March 2020, hackers had broken into the

systems of the software company Solar-

Winds. The company’s product Orion serves

as a network management platform and is

used by thousands of companies and organizations

worldwide. The hackers added a

backdoor to the Orion software code which

was delivered to SolarWinds clients with the

next update. This way the hackers gained

access to the clients’ networks and systems.

Among others, critical technology companies

such as Microsoft and CrowdStrike, as

well as several government agencies were

affected. In the case of Microsoft, the hackers

gained access to the source code of some

of the company’s products. [13]

2021 Oldsmar, USA: In early February

2021, the control system of the water utility

in Oldsmar, USA, fell victim to an external

manipulation attempt using remote access.

The water utility serves about 15,000 residents

in the county as well as local stores

and businesses. A hacker had gained access

to the central control system, took control of

the screen and increased the addition of sodium

hydroxide by a factor of hundreds. The

incident was thwarted by the operator who

happened to be in the control room and saw

the tampering live. Though the operator

later stated that he first thought it was his

supervisor using the remote access [14], so

the attack’s effects might as well have remained

unmitigated.

2021 Colonial Pipelines: In May 2021, US

pipeline operator Colonial Pipelines was hit

by a ransomware attack. The hackers had

gained access by a single compromised password

leaked in the dark web. Even though

the malware was not designed for industrial

networks, the company was forced to shut

down one of its largest pipelines to prevent

damage. It was the first time Colonial had

shut down the entirety of its gasoline pipeline

system in its 57-year history. [15]

2021 Log4Shell: The zero-day vulnerability

of the Log4j library, which became known in

December 2021, gave attackers easy access

to countless corporate IT systems worldwide.

The vulnerability has been existing for

about a year before it was identified and several

updates for Log4j were released. It gave

adversaries ample time to penetrate the network,

install backdoors, or take over accounts,

which they could use in the future

to laterally move to the OT. The threat prevails

(and probably will for months to come)

because IT and OT operators need to patch

every single application in their infrastructure

since no a global security patch is not

sufficient. [16] Log4Shell thus provides

the big bang, so to speak, for the IT and

OT cybersecurity attacks of the next few

years.

Lack of visibility prevails any attack

The reported major incidents outlined above

lead to the assumption of one common

theme in OT: the lack of visibility. This lack

has at least two dimensions.

––

Companies lack visibility into their OT: In

many companies, we have found that the

OT network is still a black box. A basic asset

detection and inventory is rarely in

place. And typically there is no visibility in

terms of connections, communication

patterns, used protocols, system properties

(incl. vulnerabilities) and misconfigurations.

––

Companies lack visibility (or knowledge)

into all possible threats: An attack on energy

companies is less about purely financially

driven ransomware campaigns.

Rather, security of supply, societal peace,

and state security are the targets. In this

context, it must be taken into account – in

comparison to large-scale cyber attacks –

that the attackers of critical infrastructures

usually have remarkable know-how

as well as high resources in terms of time,

finances and skill. Therefore, targeted attacks

on critical infrastructure are less

likely to follow known signatures and attack

patterns. They build up over multiple

phases, using a variety of techniques to

achieve the ultimate goal. Most likely, tailored

malware or a long-term stealth approach

are implemented. Even though

critical infrastructure companies still have

to fend off the odd ransomware or DDoS

attack, they are more likely to be seriously

disrupted by novel attack patterns without

known signatures.

As we have learned from risk and vulnerability

audits as well as OT monitoring projects

at critical infrastructures, both dimensions

are commonplace. Plus, the lack of visibility

into OT reinforces the lack of visibility into

threat exposure.

Creating visibility in OT

Methodology of finding threats in OT

Over the last years we have worked with

dozens of critical infrastructure companies

to access their OT risk exposure and ensure

OT security and stability. The findings

42 | vgbe energy journal 4 · 2022


Visibility and cybersecurity in energy companies

Fig. 3. Establishing visibility via OT monitoring is fundamental to securing the infrastructure (source: Rhebo).

presented here are based on the results from

two main methods which generally work in

sequence.

––

The OT risk and vulnerability analysis

installs OT monitoring sensors at pivotal

communication nodes in the OT. The OT

monitoring system records the entire

communication for at least 14 days and

generates metadata from the raw network

data, with the raw data itself being recorded

for suspicious events. Afterwards,

OT security experts analyze this metadata

and raw data in order to:

––

create a comprehensive network map

incl. devices, firmware, connections

and communication behavior for asset

inventory, network risks and network

performance (F i g u r e 3 );

––

identify any suspicious communication

behavior that could compromise security;

––

identify communication events that

could indicate technical error states;

––

identify known vulnerabilities on devices

or systems.

––

Continuous OT monitoring with threat

and intrusion detection (i.e. anomaly detection)

installed during the initial analysis

continues to monitor the entire OT

communication down to the functional

and value level. The monitoring system

learns the authorized communication

which serves as the basis to detect any

anomalies. An anomaly is any change in

communication behavior or system properties.

Anomalies get reported to the operators

who decide on how to proceed

(F i g u r e 4 ). Since not all anomalies endanger

the critical operation – and since

automated blocking of communication

might actually endanger the sensitive industrial

processes – the anomaly detection

works in a passive and non-intrusive

way. Operators and security engineers

maintain their authority on how to react

to the identified anomalies. To support

the assessment of the anomalies, the system

provides all anomaly details as raw

Fig. 4. The OT threat and intrusion detection identifies and reports anomalies in the OT with all details in real-time (source: Rhebo).

vgbe energy journal 4 · 2022 | 43


Visibility and cybersecurity in energy companies

PCAP files and prioritizes anomalies with

a risk level on a scale of 1 to 10.

Findings in OT: From broken

communication to vulnerabilities.

The number of anomalies we identified in OT

and ICS of critical infrastructure and industrial

companies varied between 10 and 43. It

is highly dependent on the company’s security

maturity as well as OT complexity and

size. Though there was no significant difference

between critical infrastructure (mainly

from the energy sector) and industry. On average,

we have identified 24 anomalies within

the first 14 days of OT monitoring.

––

Two types of anomalies can be distinguished:

––

Security anomalies: Communication, system

properties and configurations that

pose a clear security threat and could be

used by or originated from malicious actors

(Ta b l e 1 ).

Stability anomalies: Communication, system

properties and configurations that can

negatively affect or disrupt the industrial

processes and / or be a sign of network degradation

(Ta b l e 2 ).

On average the ratio between security and

stability anomalies is 2:1. Ta b l e s 1 and 2

list the most common anomalies we identified.

For the audited and / or monitored companies

this was most often the first time they

got a clear view of their OT risk exposure and

existing anomalies. Sometimes, they had observed

the effects of an anomaly prior to the

audit but had not been able to locate its cause

due to the lack of visibility into their OT network.

In all audits that have been conducted

so far, multiple issues have been identified

that the operator was not aware of.

Besides the comprehensive understanding

on the risk exposure of their OT, operators

also gained full visibility of their network

Tab. 1. Top 7 security anomalies find in Rhebo Industry 4.0 Stability and Security Audits as well as

long-term OT monitoring projects.

Security anomalies

Unnecessary protocols

Possible malware

Insecure authentication

methods

Vulnerable software

Vulnerable operating

systems

Internet communication

Unencrypted FTP or HTTP

communication

Why is it a problem?

Unneeded protocols pose attack vectors that a malicious actor could

exploit. In many cases, those protocols are automatically enabled by

the standard configuration of certain devices, and some have a bad

track record when it comes to protocol security.

An obvious problem: An attacker might already have control over

parts of the network.

The method might leak credentials to an attacker sniffing in the network,

or it might make forced authentication without actual credentials

easier.

Increases the potential attack surface, facilitating initial entry into

the network as well as lateral movement.

Like vulnerable software, but with even higher implications on device

and network security: If compromised on the operating system

level, an attack can be harder to detect and more persistent. Vulnerabilities

in operating systems also tend to be more well-known, with

more exploits being readily available.

Sometimes desired, but in many cases operators are unaware that

devices are e.g. contacting update servers on the Internet. If those

servers are compromised, it can lead to a malware infection within

the network (attack by Supply Chain Compromise). In any case,

routes from and to the Internet open up a potential attack vector

and in many cases enable an attack in the first place.

An attacker in the local network may be able to sniff the credentials

and use them to log into a system. Man-in-the-middle attacks are

also possible.

Tab. 2. Top 5 stability anomalies find in Rhebo Industry 4.0 Stability and Security Audits as well as

long-term OT monitoring projects.

Stability anomalies

Repeated TCP

transmission

Anomalies in cyclical

communication

TCP traffic after end of

connection

Unreachable hosts

TCP window size 0

Why is it a problem?

This can be quite normal in many networks in principle, but times

where an increase in retransmissions occurs can often be correlated

to other network or physical events, pointing to a root cause that

could be mitigated.

Cyclical communication that often occurs at a fixed frequency may

display typical errors such as delayed or missing packets, or packets

out of order. This is often indicative of either deteriorating network

quality or device malfunction or resource exhaustion.

A typical indicator of deteriorating network quality: The other host

has not received the end message and continues to keep the connection

open.

A network host may be down or certain services on the host may be

temporarily unavailable. This usually has a negative impact on the

network’s function but can go unnoticed if it happens sporadically.

Indicator of a host being out of resources and possible indicator of a

software bug, e.g. an endless loop.

structure and communication patterns. This

was the basis for asset management and

consolidation projects.

Defense-in-Depth: Securing OT

networks like a modern city

state

Our findings support what the listed incidents

and the Mitre Att&ck framework hint at:

There is no 100 % security in any OT (or IT)

environment. “A cyberattack cannot be prevented.

Therefore, the objective must be a fast

identification, isolation, mitigation and impact

reduction of any compromise (resilience)“,

as the Swiss Energy Companies Association

(VSE) rightfully states. [17] With

322,000 (known) new malware variants each

day1, there is no chance to have all signatures

in a firewall or other active mitigation tool.

For that reason, industrial standards like the

IEC 62443, NIST framework and national

sector-specific guidelines [18] promote a

defense-in-depth approach to OT (and IT)

cybersecurity.

The basic structure of a defense-in-depth

strategy consists of a multi-layered defense

architecture. It combines different components

that include active to passive measures,

behavioral analysis and reasoning,

segmentation and organizational measures.

The goal in particular is to detect, contain

and defend against unknown threat vectors

and possible breaches of a line of defense.

The latter commonly is made up by firewalls

that provide perimeter protection. While

they are sufficient to block known malware

signatures and the most common attack patterns

they are blind against:

––

Advanced Persistent Threats (i.e. sophisticated,

professional attackers with outstanding

resources),

––

exploitation of unknown vulnerabilities,

––

authorized access (i.e. through valid passwords)

––

any malicious activities within the networks.

In particular the lack of visibility into the ICS

and OT creates a large risk exposure. Once

attackers have sidelined the firewalls and

got access to the network they can move

relatively freely. The Ukrenergo case outlined

above has proven this impressively.

Over more than 10 months the attackers

moved within the network undetected, and

built up a mesh of authorized accounts.

Their move from enterprise IT to the substation’s

ICS went unnoticed, as did their relatively

noisy actions within the ICS 11 .

Therefore, the defense-in-depth approach

adds several defense lines behind the firewalls

of the OT network. The main idea of

this is – based on the real-world experience

that 100 % security does not exist – that even

if a compromise or access is successful, a

company should be able to detect this as fast

as possible to take action. Metaphorically

44 | vgbe energy journal 4 · 2022


Visibility and cybersecurity in energy companies

Authentication

Rhebo OT monitoring and anomaly detection

Firewall

Bild 5. Defense-in-depth provides several security levels that enable companies to stay actionable

even when a successful network penetration occurs (source: Rhebo).

speaking, a state-of-the-art, strongly connected

OT and IIoT network must be secured

like a modern nation state or city state (F i g -

u r e 5 ). Firewalls, data diodes and authentication

form the city wall and the gatekeepers

that prevent known threats from entering,

while ISMS compliance guidelines

provide the users within the company with a

clear code of conduct. However, they can do

nothing against the now very likely case of

attackers bypassing classic security measures

– whether through gaps in the firewall,

brute force, unknown vulnerabilities (zero

day exploits), backdoors or via stolen credentials.

To prevent attacks from within and identify

intruders, companies like city states need a

strong internal police force to keep up the

internal security. That is to say, they need to

establish visibility and detection capabilities

within OT networks. Here is where a dedicated

OT security monitoring with threat

and intrusion detection (or anomaly detection)

comes into game. The system monitors

all movements within the OT and reports

suspicious behavior, even if it occurs via authorized

channels. Intruders are detected in

real time and the homeland security of industrial

processes is preserved.

Detecting the undetectable:

OT monitoring & anomaly detection

One of the most important tools in industrial

environments to detect attacks which firewalls

overlook is an OT monitoring solution

with anomaly detection. As outlined in the

findings chapter, the system provides two

capabilities which are key to asset management,

continuous risk analysis, and early

threat detection:

––

Full visibility into the structure, security

level and communication within the OT

––

Full visibility and therefore knowledge of

untypical, suspicious changes in communication

behavior that could indicate malicious

behavior or technical error states

Anomaly detection offers the capability to

detect the previously undetectable by learning

the communication pattern to be expected

in the respective OT network. In general,

the Stability and Security Audit is used to

establish a clean blueprint of the authorized

/ allowed communication.

In operation the anomaly detection analyzes

every communication in the OT down to

value level. It compares the results with the

established blueprint and notifies the operator

or security engineer about any occurring

anomaly. Authorized changes in the communication

pattern can be added to the

blueprint.

Any anomaly is reported with a first assessment

of its risk to operation, an indication

for security or stability issues as well as the

full documentation in PCAP to allow forensic

analysis. This enables fast prioritization

and in-depth analysis of any anomaly and a

fast reaction to an OT incident.

The findings of the anomaly detection can

also be integrated into a Security Information

and Event Management System

(SIEMS) to aggregate and cross-analyze incident

reports for trends and patterns on

enterprise level.

Summary

The digitalization of industrial processes increases

operational efficiency but also risk

exposure. The OT must be thoroughly protected

to ensure stable operation and supply.

Lack of visibility is the most common challenge

security engineers and operators face

to ensure a high level of OT security. The

findings presented in this paper highlight

the necessity for monitoring and anomaly

detection to overcome the challenge and

build capabilities for early threat detection

and mitigation.

The critical infrastructure companies involved

in the audit and monitoring projects

were enabled to thoroughly test their OT for

the first time and cleanse it of existing security

and efficiency gaps. The permanent integration

of anomaly detection into the OT

subsequently allowed them to continuously

assess risk exposure and the secure, stable

operation of the critical infrastructure.

References

[1] Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik:

Die Lage der IT-Sicherheit in

Deutschland 2020, BSI, Bonn, Germany

(2016).

[2] V.S. Rajkumar, et al Cyber Attacks on Protective

Relays in Digital Substations and Impact

Analysis, EasyChair, March 2020.

[3] B. Kang, et al Investigating Cyber-Physical

Attacks against IEC 61850 Photovoltaic Inverter

Installations, Queen’s University Belfast,

IEEE, 2015.

[4] Khaled, et al Analysis of Secure TCP/IP Profile

in 61850 Based Substation Automation

System for Smart Grids, Int Journal of Distributed

Sensor Networks, vol. 12, no. 4,

pp. 1–11, April 2016.

[5] Mitre Att&ck: https://collaborate.mitre.

org/attackics/index.php/Main_Page, last

accessed 2022/1/31.

[6] Mitre Att&ck: https://attack.mitre.org/

matrices/enterprise/, last accessed

2021/7/31.

[7] Rhebo GmbH: Substation Level Monitoring.

2021-04. p. 5. Rhebo, Leipzig, Germany.

2021.

[8] Hackmageddon website, https://www.

hackmageddon.com/, last accessed

2022/1/31.

[9] Zweites Gesetz zur Erhöhung der Sicherheit

informationstechnischer Systeme, BSI,

27.05.2021.

[10] Eduard Kovacs: BlackEnergy Malware Used

in Ukraine Power Grid Attacks, Security

Week, https://www.securityweek.com/

blackenergy-group-uses-destructive-plugin-ukraine-attacks,

last accessed

2022/1/31.

[11] Joe Slowik Anatomy of an Attack: Detecting

and Defeating CRASHOVERRIDE, 2018,

Dragos Inc.

[12] Elias Groll: Cyberattack targets safety system

at Saudi Aramco, https://foreignpolicy.com/2017/12/21/cyber-attack-targetssafety-system-at-saudi-aramco/,

last accessed

2022/1/31.

[13] Alexander Culafi: SolarWinds CEO: Supply

chain attack began in January 2019, Tech-

Target https://www.techtarget.com/

searchsecurity/news/252501108/Solar-

Winds-CEO-Supply-chain-attack-beganin-January-2019,

last accessed 2022/1/31.

[14] Jack Evans: Someone tried to poison Oldsmar’s

water supply during hack, sheriff

says, Tampa Bay, https://www.tampabay.

com/news/pinellas/2021/02/08/someone-tried-to-poison-oldsmars-water-supply-during-hack-sheriff-says/,

last accessed

2022/1/31.

[15] William Turton, Kartikay Mehrotra: Hackers

breached Colonial Pipeline Using Compromised

Password, Bloomberg News, https://www.bloomberg.com/news/articles/2021-06-04/

hackers-breached-colonial-pipeline-usingcompromised-password,

last accessed

2022/1/31.

[16] Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik

(BSI): Arbeitspapier Detektion

und Reaktion Log4j Schwachstelle, Version

1.4, Dec. 2021.

[17] Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen:

Handbuch Grundschutz für

Operational Technology in der Stromversorgung,

p. 16. Aarau, Switzerland (July

2018).

[18] i.e. the BDEW white paper in German, the

VSE Handbuch Grundschutz für Operational

Technology in der Stromversorgung in

Switzerland.

l

vgbe energy journal 4 · 2022 | 45


vgbe-Fachtagung

Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb 2022

14. und 15. Juni 2022 in Köln

mit Fachausstellung

Dampfturbinen und

Dampfturbinenbetrieb 2022

Um zu dem eigentlichen 2-Jahres-Rhythmus zurück zu gelangen –

der Corona-bedingt nicht eingehalten werden konnte – findet die

vgbe-Fachtagung „Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb“ bereits

wieder am 14./15. Juni 2022 – statt. Veranstaltungsort:

Maritim Hotel in Köln.

Die Veranstaltung richtet sich an Hersteller, Planer, Betreiber, Versicherer

und alle an der Technik und deren Umfeld interessierten

Fachleute, Forscher und Verantwortungsträger.

Ziel dieser Fachtagung ist, mit Hilfe des Erfahrungsaustausches den

Dampfturbinenbetrieb auch in Zukunft mit einer hohen Verfügbarkeit

und guten Wirkungsgraden zu gewährleisten.

Sich ändernde politische Weichenstellungen und nicht zuletzt damit

verbundene Änderungen des Marktes bedingen ent sprechende Anpassungen

auf der Hersteller- und Betreiber seite sowie im gesamten

Servicebereich.

Personen wechseln, junge Kollegen kommen hinzu. Vor diesem Hintergrund

kann der Erfahrungsaustausch seinen Beitrag leisten, um

die vor uns stehenden Aufgaben zu meistern.

Die Inhaltsschwerpunkte liegen unter anderem bei:

| Betriebserfahrungen mit neuen Technologien

| Betrieb und Revision von Industriedampfturbinen

| Neue Konzepte zur Wartung und Instandhaltung

| Digitalisierung in der Instandhaltung

| Einsatz von Condition Monitoring, SPC, KI für

den Betrieb und die IH von Turbinen in Kraftwerken

| Anlagenverbesserung

| Rotoren und Turbinenbauteile verunreinigt

mit Speisewasserinhaltsstoffen

• Gegenmaßnahmen/Empfehlungen

Wie auch in den früheren Jahren präsentieren sich unsere Aussteller

in einer begleitenden Fachausstellung. Sowohl bei Standgesprächen

als auch im Rahmenprogramm haben alle Teilnehmer die Möglichkeit,

mit den anwesenden Kolleginnen und Kollegen regen Gedankenaustausch

und geschäftliche Kontakte zu pflegen und zu vertiefen.

Diese Fachtagung bietet weitere Aspekte und Chancen – auch über

den Dampfturbinenbetrieb hinaus – sich fachlich auszutauschen.

Der vgbe energy freut sich, Sie auf der Fachtagung „Dampfturbinen

und Dampfturbinenbetrieb 2022“ in Köln zu begrüßen.

Tagungsprogramm

Conference programme

Änderungen vorbehalten

Konferenzsprachen: Deutsch und Englisch

Simultanübersetzung ist vorgesehen

Subject to change

Conference languages: English and German

Simultaneous translation intended

DIENSTAG, 14. JUNI 2022

TUESDAY, 14 JUNE 2022

Tagungsleitung / Conference chair:

Dipl.-Ing. Hartmut Strangfeld,

RWE Power AG, Grevenbroich,

Heiko Höhne, Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf; and

Dipl.-Ing. Anna-Maria Mika, vgbe energy, Essen

Moderation:

Dr.-Ing. Bernhard Leidinger,

leidinger.technology, Mülheim an der Ruhr

08:00 vgbe energy und Aussteller laden zu

einem Stehempfang ein / Registrierung

vgbe energy and the exhibitors invite you

to a standing reception / Registration

09:15 Eröffnung der Fachtagung

Opening of the conference

Dipl.-Ing. Hartmut Strangfeld,

RWE Power AG, Grevenbroich

09:30

V01

10:00

V02

In-situ repair & upgrade

of LP steam turbine blades

In-situ Reparatur & Modifikation

von ND-Dampfturbinenschaufeln

Jon Twiggs, Facility Operations Director, EthosEnergy, UK

Innovative Reparaturlösungen an Turbomaschinen

mit mobiler Lasertechnologie –

Anwendungsbeispiele mit Technologieausblick

Innovative repair solutions on turbo machinery

with mobile laser technology –

application examples with technology outlook

Dr. Jens Göhler, Siemens Energy, Nürnberg; and

Christian Frank, DSI Laser-Service GmbH, Maulbronn

11:00 Diskussion der Vorträge 1 und 2

Discussion of lectures 1 and 2

Online-Anmeldung

https://register.vgbe.energy/21822/

Kontakt

Diana Ringhoff | t +49 201 8128-232 |

e vgbe-dampfturb@vgbe.energy


11:30 Mittagspause und Besuch der Ausstellung

Einladung zum persönlichen Erfahrungsaustausch

mit der vgbe-Fachgruppe „Dampfturbinen“

im Saal Heumarkt.

12:30

V03

13:00

V04

Lunch break and visit of the exhibition

Invitation for individual exchange of experience

with the vgbe Technical Group “Steam Turbines”

in the Heumarkt Hall.

Reverse-Engineering von Dampfturbinenbauteilen

inkl. numerischen Analysen

Reverse-engineering of steam turbine parts

incl. numerical analysis

Dr.-Ing. Stephan Schwab and Dominic Gilardone,

TST-Turbo Service & Trading GmbH, Moers

Sealed Services – Infrastruktur zur Realisierung

industrieller Dienstleistungen

Sealed services – Infrastructure for the realisation

of industrial services

Stefan Wagner, wagner GmbH, Eschweiler; and

Dr.-Ing. Julian Graefenstein,

Weldotherm WTD GmbH, Essen

13:30 Diskussion der Vorträge 3 und 4

Discussion of lectures 3 and 4

13:45 Besuch der Ausstellung inklusive Kaffeepause

Einladung zum persönlichen Erfahrungsaustausch

mit der vgbe-Fachgruppe „Dampfturbinen“

im Saal Heumarkt.

14:15

V05

14:45

V06

Visit of the exhibit including coffee break

Invitation for individual exchange of experience

with the vgbe Technical Group “Steam Turbines”

in the Heumarkt Hall.

Einige Beispiele der Fehlerursachenanalysen von

hochbeanspruchten Kraftwerkskomponenten

Some examples of failure root cause analysis of

heavy-duty power plant equipment

Dr.-Ing. Albert Bagaviev and Dipl.-Ing. Alex Karpunow,

TÜV Rheinland Industrie Service GmbH, Köln

Automatisierung am Turbosatz – Gedanken zur

passenden Modernisierungslösung

Considerations on turbine generator

automation retrofits

Bernhard Walter, Stork Technical Services GmbH, Essen

15:15 Diskussion der Vorträge 5 und 6

Discussion of lectures 5 and 6

15:45 Bericht aus der Gremienarbeit der

vgbe-Technical Group „Dampfturbinen“

Report on the committee work of the

vgbe Technical Group “Steam Turbines”

16:15 Ende des 1. Vortragstages

End of the 1st day of lectures

18:30 Abendveranstaltung (Schifffahrt)

Informationen werden vor Ort bekannt gegeben

Evening event (Boat trip)

Information will be announced on site

MITTWOCH, 15. JUNI 2022

WEDNESDAY, 15 JUNE 2022

09:00

V07

09:30

V08

Tagungsleitung / Conference chair:

Dipl.-Ing. Hartmut Strangfeld,

RWE Power AG, Grevenbroich,

Heiko Höhne, Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf; and

Dipl.-Ing. Anna-Maria Mika, vgbe energy, Essen

Moderation:

Dr.-Ing. Bernhard Leidinger,

leidinger.technology, Mülheim an der Ruhr

Betriebserfahrungen und Schäden an 1100-MW-

Dampfturbinen nach 70.000 Betriebsstunden

Operational experiences and damages at

1100-MW-turbines after 70,000 operational hours

Dipl.-Ing. Huascar Lorini and Dipl.-Ing. Christian Kühne,

GE Power GmbH, Mannheim;

Jörg van Gansewinkel and Dipl.-Ing. Roland Krüger,

RWE Power AG, Grevenbroich

Schäden durch Spannungsrisskorrosion an

Turbinen und Kompressoren

Stress corrosion cracking

on turbomachinery equipment

Dr.-Ing. Christian Ullrich and Peter Körner,

VGB PowerTech Service GmbH, Essen

10:00 Diskussion der Vorträge 7 und 8

Discussion of lectures 7 and 8

10:15 Besuch der Ausstellung inklusive Kaffeepause

Einladung zum persönlichen Erfahrungsaustausch

mit der vgbe-Fachgruppe „Dampfturbinen“

im Saal Heumarkt.

Visit of the exhibit including coffee break

Invitation for individual exchange of experience

with the vgbe Technical Group “Steam Turbines”

in the Heumarkt Hall.

vgbe energy e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

be informed

www.vgbe.energy


vgbe-Fachtagung

Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb 2022

14. und 15. Juni 2022 in Köln

mit Fachausstellung

10:45

V09

11:15

V10

11:45

V11

Ursachen für eine unzureichende Dampfreinheit

und erforderliche Maßnahmen

Reasons for insufficient steam purity

and required countermeasures

Michael Rziha, PPCHEM AG, Hinwil/Switzerland

Wasserdampf Analytik und einfache

Werteinterpretation für Leittechnik und

Betriebspersonal am praktischen Beispiel der

Wasser-Dampf-Kreislauf-Überwachung in einer

GuD-Anlage

Steam analytics and simple value interpretation

for control technology and operating personnel

using the practical example of water-steam-circuit

monitoring in a combined cycle power plant

Lars Dittmar,

Swan Analytische Instrumente GmbH, Illmenau; and

Katja Krohn, Kraftwerke Mainz-Wiesbaden AG, Mainz

CSR-Berichte, EnergieStG, 13.BImSchV

– mit Dampf nachhaltige Changen nutzen!

CSR-Reports, EnergieStG, 13.BImSchV

– steam ahead to sustainable opportunities!

M.Sc. Söhnke Salzmann, BfU AG –

Betreuungsgesellschaft für Umweltfragen Dr. Poppe AG,

Kassel; and

Dipl.-Ing. Stefan Hüsemann, Energon AG, Kassel

12:15 Diskussion der Vorträge 9, 10 und 11

Discussion of lectures 9, 10 and 11

12:45 Mittagspause und Besuch der Ausstellung

inklusive Kaffeepause

Einladung zum persönlichen Erfahrungsaustausch

mit der vgbe-Fachgruppe „Dampfturbinen“

im Saal Heumarkt.

13:45

V12

14:15

V13

14:45

V14

Erfahrungen mit Netzanschlussrichtlinien und

der Zertifizierung von Howden/KK&K-Industriedampfturbinen

nach EU2016/631 RfG bzw.

VDE4105-4120

Experience with grid code and certification of

Howden/KK&K industrial steam turbines according

to EU2016/631 RfG or VDE4105-4120

Dr.-Ing. Simon Stummann,

Dr. sc. techn. Matthias Schleer and

Dipl.-Ing. Cornelia Liebmann,

Howden Turbo GmbH, Frankenthal

„Kleine Masse, große Wirkung“

Betriebsauswuchten als Maßnahme zur

Optimierung des Dampfturbinenbetriebes

“Small mass, great effect“. Balancing as a method

of optimizing the operation of steam turbines

Dipl.-Ing. (FH) Clemens Bueren,

Dipl.-Ing. Jens Pfeiffer and Dipl.-Ing. Dirk Balbach,

Siempelkamp NIS Ingenieurgesellschaft mbH, Essen

Moderne Dampfturbinenbegleitheizsysteme

für kürzeren Betriebsstart und effizientere

Verfügbarkeit

Modern steam turbine trace heating systems for

shorter start-up times and more efficient

availability

Werner Arnold and Pierre Ansmann,

Eugen Arnold GmbH, Filderstadt

15:15 Diskussion der Vorträge 12, 13 und 14

Discussion of lectures 12, 13 and 14

15:45 Ende der Fachtagung

End of the conference

Lunch break and visit of the exhibition

including coffee break

Invitation for individual exchange of experience

with the vgbe Technical Group “Steam Turbines”

in the Heumarkt Hall.

Online-Anmeldung

https://register.vgbe.energy/21822/

Kontakt | Fachausstellung

Angela Langen | t +49 201 8128-310 |

e angela.langen@vgbe.energy


Organisatorische Hinweise

VERANSTALTUNGSWEBSEITE

https://t1p.de/09qct

VERANSTALTUNGSORT

Maritim Hotel Köln

Heumarkt 20

50667 Köln

t +49 221 2027-0

w https://t1p.de/npdc

ONLINE-ANMELDUNG

https://register.vgbe.energy/21822/

ANMELDUNG

Die Anmeldung wird bis zum 18. Mai 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 840,- €

Nichtmitglieder 1.200,- €

Hochschulen, Behörden, Ruheständler 350,- €

Studierende

frei mit Nachweis

Die Teilnahmegebühren schließen das Tagungsprogramm

sowie Teilnehmerverzeichnis, Vorträge, Pausengetränke

und Mittagsimbiss während der Tagung, sowie die Teilnahme

an der Abendveranstaltung am Dienstag, 14. Juni

2022 ein. Der Bewirtungskostenanteil wird in der Rechnung

mit Mehrwertsteuer ausgewiesen.

TAGUNGSUNTERLAGEN/VERÖFFENTLICHUNGEN

Ein Tagungsprogramm inklusive Teilnehmerverzeichnis

wird den Teilnehmenden ausgehändigt. Die Vorträge stehen

den Teilnehmenden im Anschluss an die

Veranstaltung zum Download zur Verfügung.

Der Hinweis hierzu erfolgt mit separater E-Mail.

ABENDVERANSTALTUNG AM 14. JUNI 2022

(Änderung vorbehalten!)

Alle Teilnehmer sind herzlich zu einem gemeinsamen

Abend auf dem Schiff eingeladen.

Informationen werden vor Ort bekannt gegeben.

Bitte tragen Sie an diesem Abend das

vgbe-Namensschild.

CORONA-REGELN

Zusammen mit dem Maritim Hotel werden wir mit

Hygiene- und Sicherheitskonzepten die im Juni gültigen

Auflagen der ortsansässigen Behörden Folge leisten und

Sie rechtzeitig per E-Mail informieren. Weitere

Informationen finden Sie hier: https://t1p.de/7tr4h

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 und seit April 2022 neuer Verbandsname.

Fotonachweis: M+M Turbinen-Technik GmbH

vgbe energy e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

be informed

www.vgbe.energy


Ein neues Konzept zur Verbesserung

des Wirkungsgrades von Gasturbinen

für Kraftwerksbetrieb und

Flugzeugtriebwerke

Rupert Sunkler

Abstract

A new concept for improving the

efficiency of gas turbines for power

plant operation and aircraft engines

The aim of the concept proposed here is to increase

the efficiency and power of existing stationary

gas turbines considerably. It is based

on increasing the overall pressure ratio. For

this purpose, the air mass flow after the lowpressure

compressor is divided into several

parallel partial flows and fed to free-running

high-pressure gas generators, whose exhaust

gas flow is fed directly into the low-pressure

turbine. The concept can be applied to both

new gas turbine designs and retrofits. With the

latter, the resulting additional power is released

from the system to the outside, e.g. via

an air expander. The concept can also be applied

to aircraft engines and aims to significantly

reduce their fuel consumption during

cruise.

l

1 Anwendung an

Gasturbinen für

Kraftwerksbetrieb

Das hier vorgestellte Konzept (Patent angemeldet)

erhöht Wirkungsgrad und Leistung

bestehender stationärer und aeroderivativer

Gasturbinen. Es basiert darauf, dass das Gesamtdruckverhältnis

erhöht wird. Hierzu

wird der Luftmassenstrom nach dem Niederdruckverdichter

in mehrere parallele

Teilströme aufgeteilt und freilaufenden

a3

b3

b2

a13

c3

1

a2

c2

a12

b1

a1

c1

2

a11

Autor

d

a

c

Rupert Sunkler

Envita Management &

Development GmbH

Baden – Dättwil, Schweiz

a Verdichter

a1, a2, a3,… Hochdruckverdichter

a11, a12, a13, …. Bypassventil

b1, b2, b3,… Hochdruckbrennkammer

Bild 1. Thermodynamisches Flussdiagramm.

c1, c2, c3,… Hochdruckturbine

c Turbine

d Generator

1, 2 Anschluss Expander

50 | vgbe energy journal


Konzept zur Verbesserung des Wirkungsgrades von Gasturbinen

Hochdruckgaserzeugern zugeführt, deren

Abgasstrom direkt in die Niederdruckturbine

geführt wird. Das Konzept kann sowohl

für neue Gasturbinenkonstruktionen angewendet

werden, als auch für Nachrüstungen.

Bei letzteren wird die resultierende

Mehrleistung aus dem System nach aussen

abgegeben, z.B. über einen Luftexpander.

Hochdruckgaserzeuger anstelle der

bisherigen Brenner:

Die Hochdruckgaserzeuger (B i l d 2 ) bringen

den Gasturbinenprozess auf ein höheres

Druckverhältnis, wodurch der Wirkungsgrad

steigt und mehr mechanische Energie abgegeben

wird. Die Hochdruckgaserzeuger werden

im folgenden Text auch individuell als

„Oberstufen“ bezeichnet, obwohl sie alle zusammen

wie eine einzige Oberstufe wirken.

Modellrechnungen nach Methode Energiebilanz

ergeben für Nachrüstungen folgende

Werte (siehe Tabelle unten).

Das Konzept kann unmittelbar angewendet

werden als Schritt Richtung „Net-Zero-

Emission“ und bringt große Einsparungen

bei relativ wenig Investitionsaufwand.

Geschichte und gegenwärtige

Situation

Die hochaktuelle CO 2 -Problematik und die

gegenwärtig hohen Brennstoffpreise rücken

Resultate für diverse Gasturbinentypen:

die Wirkungsgradverbesserung von bestehenden

Gasturbinen vermehrt in den Fokus.

Vorrangigste Maßnahmen zur Verbesserung

des Wirkungsgrades sind die Erhöhung des

Druckverhältnisses und damit verbunden

die Erhöhung der Eintrittstemperatur in die

Gasturbine. Das hier vorgestellte Konzept

realisiert beides mittels zusätzlicher Komponenten,

für die der neueste Stand der Technik

betreffend Kühlung und Werkstofftechnik

angewendet werden kann, ohne dass die

wesentlichen Komponenten (Verdichter,

Turbine, Generator) der bestehenden, nachzurüstenden

Maschine geändert werden

müssen.

Schon in den 1950er-Jahren hat man Gasturbinen

gebaut, bei welchen das Druckverhältnis

mittels einer zweiten, parallel angeordneten

frei laufenden Maschine, bestehend

aus einem Hochdruckverdichter und

einer Hochdruckturbine, erhöht wurde. Ein

Beispiel dafür ist die Gasturbine Typ 12/8

von BBC.

Diese Maschine, Kraftwerk Bremen Vahr,

die mit Zwischenkühlung und sequentieller

Verbrennung arbeitete, ist im Artikel der

ETH Zürich beschrieben, publiziert in der

Schweiz. Bauzeitung, 78. Jahrgang Heft 45,

10. November 1960. [2]

Das vom Typ 12/8 bekannte Verfahren hat

zu dem hier vorgestellten neuen Konzept geführt,

bei dem bestehende Gasturbinen mit

mehreren Oberstufen nachgerüstet werden.

Deren kleine Dimensionen erlauben es, sie

einfach an bestehende Brennerflansche –

oder Brennkammerflansche zu montieren,

ohne dass grosse Umbauten an der bestehenden

Maschine nötig werden.

Mit Blick auf die Klimaziele befindet sich die

Weltwirtschaft im Umbau der Stromerzeugung

auf erneuerbare Energien. Erdgasbetriebene

Gasturbinenkraftwerke sind als

Übergangstechnik und zur Spitzendeckung

gefragt, und längerfristig ist der Einsatz von

Wasserstoff für Gasturbinen zu erwarten.

Ein möglichst hoher Wirkungsgrad hat neue

Dringlichkeit.

Hier dazu der Verweis auf die veröffentlichte

Position von Siemens Energy, Exec. VP

Karim Amin hinsichtlich notwendige Wirkungsgradverbesserung

der in Betrieb befindlichen

Gasturbinen:

Different paths to de-carbonize: Step 1,

„low-hanging fruits“ [3].

„Improving the existing fleet“ [4].

Mit dem vorgestellten Konzept lässt sich in

bedeutendem Masse Brennstoff einsparen

und CO 2 vermeiden, nachdem es für praktisch

alle Gasturbinentypen geeignet ist.

Darüber hinaus können die Hochdruckgaserzeuger

für Wasserstoffbetrieb weiterentwi-

Typ Gasturbine

GE(ABB)

11D5

GE(ABB)

11N2

Siemens

Ansaldo 94.2

GE Frame

6B.03

Siemens

SGT6-5000F

Siemens

SGT6-5000F

Vor der Nachrüstung:

η (%) 32,0 34,9 33,3 33,5 39,5 39,5

Generatorleistung (MWel) 71,3 111,7 173,1 42,5 226,8 226,8

Nach der Nachrüstung:

Eintrittstemperatur Oberstufenturbine hoch, TIT‘ °C 1432 1432 1432 1432 1432 1432

η (%) 41,2 42,5 41,3 41,0 44,9 43,8

Generatorleistung (MW el ) 111,3 161,5 219,5 61,1 272,9 * 282,6 **

Erhöhung η (%), additiv 9,2 7,6 8,0 7,5 5,4 4,3

Erhöhung Generatorleistung (MW el ) 40,1 49,8 46,4 18,6 46,1 55,8

Erhöhung Generatorleistung (%) additiv 56,2 44,6 26,8 43,8 20,3 24,6

Reduktion Brennstoffkosten, Mio. USD, pro 100 MW

Volllastbetrieb d.h. 8760 Std. 1 Jahr ***

31,2 22,9 26,0 24,4 13,6 11,1

CO 2 -Reduktion: (t/a), pro 100 MW Volllastbetrieb d.h.

8760 Std. = 1 Jahr

119.231 87.548 99.390 93.300 52.023 42.466

Nach der Nachrüstung:

Eintrittstemperatur Oberstufenturbine moderat, TIT‘ °C 1221 1297 1241 1295

η (%) 37,0 40,2 37,7 38,4

Generatorleistung (MW el ) 91,3 144,2 184,1 53,7

Erhöhung η (%), additiv 5,0 5,3 4,4 4,9

Erhöhung Generatorleistung (MW el ) 20,1 32,5 11,0 11,2

Erhöhung Generatorleistung (%) additiv 28,2 29,1 6,4 26,4

Reduktion Brennstoffkosten, Mio. USD, pro 100 MW

Volllastbetrieb d.h. 8760 Std. = 1 Jahr ***

18,9 16,9 15,7 17,0

CO 2 -Reduktion: (t/a), pro 100 MW Volllastbetrieb d.h.

8760 Std. = 1 Jahr

72.155 64.547 59.885 65.083

*... Turbine Unterstufe nicht auf Volllast

**… Turbine Unterstufe auf Volllast, sequentielle Verbrennung (= zusätzliche Verbrennung zwischen Oberstufe und Turbine Unterstufe)

***… Gaspreis USD 0.051/kWh, (vgl. [1])

vgbe energy journal 4 · 2022 | 51


Konzept zur Verbesserung des Wirkungsgrades von Gasturbinen

ckelt werden. So könnten sehr rasch viele

Anlagen auf Wasserstoff umgerüstet werden,

weil die weiterentwickelten Hochdruckgaserzeuger

für die verschiedensten Gasturbinentypen

eingesetzt werden könnten.

Dass CO 2 ein Thema höchster Wichtigkeit

und Dringlichkeit ist, zeigen auch die Versuche,

CO 2 aus den Abgasen erdgasgefeuerter

Kombianlagen zu entfernen und separat zu

lagern. Zu CO 2 Capture and Storage s. Artikel

veröffentlicht in Powergen [5].

Weltweit gibt es 2800 Gasturbinenkraftwerke*

mit 1.2 Millionen Megawatt insgesamt

installierter Leistung. Bei einer angenommenen

Einheitsleistung von 100 MW wären

dies 12.000 Maschinen. Die Gesamtzahl Maschinen

dürfte wesentlich größer sein, weil

in der Globalenergyobservatory-Liste nur

eigentliche Kraftwerksmaschinen aufgeführt

sind, es daneben aber viele kleinere

industrielle oder kommunale Kraft-Wärme

Anlagen gibt.

Beschreibung

* Anmerkung zur Anzahl Gasturbinenkraftwerweltweit:

Eine Liste der weltweiten Gasturbinenkraftwerke

findet sich unter: Quelle: http://

globalenergyobservatory.org/list.php?db=Power

Plants&type=Gas

a1

Das vorgestellte Konzept erhöht den Wirkungsgrad

bestehender stationärer Gasturbinen

wesentlich. Dafür wird der Luftmassenstrom

nach dem Niederdruckverdichter

in mehrere parallele Teilströme aufgeteilt,

welche Hochdruckgaserzeugern zugeführt

werden. Es ist geeignet sowohl für neue Gasturbinen,

als auch für die Nachrüstung bestehender

Gasturbinenkraftwerke und Kombianlagen,

gleich welcher Größe.

Die Hochdruckgaserzeuger übernehmen

Platz und Funktion der bestehenden Brenner.

Sie bestehen aus Verdichter (in den

meisten Fällen wird ein 1-stufiger Zentrifugalverdichter

genügen), Brennkammer und

Turbine und können optimal an die Gegebenheiten

der Unterstufe angepasst werden,

da sie physisch sehr klein sind. (B i l d 2 )

Neben den Teilströmen durch die Oberstufen

sind Luft-Bypass-Teilströme vorgesehen,

die die Oberstufen umgehen und direkt der

Turbine c zugeführt werden. Dadurch entspricht

der gesamte Luft- Massenstrom dem

erforderlichen Wert, der durch den Unterstufenverdichter

vorgegeben ist. Der Unterstufenverdichter

läuft somit immer im stabilen

Strömungsbereich, auch wenn die Summe

der Teilmassenströme, die durch die

Oberstufen gehen, reduziert ist, beispielsweise

im Leerlauf, bei Teillast, oder beim

Abstellen der Anlage. Aus thermodynamischen

Gesetzmäßigkeiten bewirkt ein höheres

Druckverhältnis sowohl einen höheren

Wirkungsgrad als auch eine höhere Leistung

der Gasturbinenanlage. Die Überschussleistung

wird aus den Oberstufen ausgekoppelt.

Das B i l d 3 zeigt beispielhaft das thermodynamische

Flussdiagramm für die Nachrüstung

einer Gasturbine. Die Beschaufelungen

des Verdichters a und der Turbine c

bleiben unverändert. Der Einfachheit halber

ist nur eine von mehreren Oberstufen gezeichnet.

Bild 3 zeigt die Leistungsauskopplung

aus der Oberstufe via Luftexpanderturbine

e und davon angetriebenem Generator

d1. Dieser Generator kann neben der bestehenden

Gasturbine platziert werden. Die

Verdichter a1, etc. der Oberstufe sind um die

Mehrmenge, die die Luftexpanderturbine e

benötigt, grösser ausgeführt. Die Luftexpanderturbine

kann in der Art angeschlossen

werden, dass alle oder mehrere Zuleitungen

von den Oberstufenverdichtern zusammengefasst

werden, und so an die Luftexpanderturbine

e angeschlossen werden. Möglich

ist auch eine Schaltung mit mehreren Luftexpanderturbinen

und mehreren Generatoren

d1.

Bemerkungen:

Die Lage der Achsen der Oberstufen im

Raum ist beliebig, sodass sie optimal in die

Konstruktion der Unterstufe integriert werden

können.

b1

a11

6

4

5

a1 Hochdruckverdichter; b1 Hochdruckbrennkammer; c1 Hochdruckturbine; a11 Bypassventil

1 Luftstrom von Niederdruckverdichter, 2 Bypassstrom, 3 Gasstrom zur Niederdruckturbine,

4 Hochdruckluft zur Luftexpanderturbine, 5 Luftstrom von Luftexpanderturbine, 6 Starterluft

Bild 2. Prinzipielle Skizze eines Hochdruckgaserzeugers („Oberstufe“).

d1

d

1

Bild 3. Auskopplung der Mehrleistung.

e

a

a1

c1

b1

1

a11

a Verdichter; a1 Hochdruckverdichter

a11 Bypassventil; b1 Hochdruckbrennkammer

c1 Hochdruckturbine; c Turbine

d Generator; e Luftexpanderturbine; d1 Generator

c1

Die Oberstufen können sehr einfach an die

bestehenden Brennkammerflansche montiert

werden, wie in B i l d 4 und B i l d 5 gezeigt.

Die Auslegung der Oberstufen kann so gewählt

werden, mit oder ohne sequentielle

Verbrennung, dass die Eintritts- und Austrittstemperaturen

an der Niederdruck-Entspannungsturbine

nicht geändert werden.

Dadurch – und weil auch die gesamte

Durchflussmenge gleich bleibt – kann bei

Kombianlagen die nachgerüstete Gasturbinenanlage

weiterhin mit dem bestehenden

Abhitzekessel betrieben werden, ohne Änderungen

an diesem.

Die Wartungsintervalle der Unterstufe können,

wenn gewünscht, verlängert werden.

Grund: Die wesentliche Erhöhung des Gesamtwirkungsgrades

erlaubt eine Verringerung

der Eintrittstemperatur an der Niederdruck-Entspannungsturbine,

bei immer noch

beträchtlich höherem Gesamtwirkungsgrad.

Die Regelung der Oberstufen und Bypässe

kann modern digital ausgeführt und als

Nachrüstpaket konzipiert werden. Die be-

3

2

c

52 | vgbe energy journal 4 · 2022


Konzept zur Verbesserung des Wirkungsgrades von Gasturbinen

4

4

5

6

c

3 3

stehende Gasturbinenregulierung müsste

nicht komplett ersetzt werden.

Es besteht die Möglichkeit, bei Teillast nur

einen Teil der Oberstufen zu betreiben. Die

Bypass- Ströme können entsprechend eingestellt

werden. Für Betriebszustände mit verringertem

Massenfluss durch die Unterstufe,

d.h. bei Turndown, können die Oberstufen

so konzipiert werden, dass diese – oder einige

derselben – Volllast laufen, bei minimalster

Gesamtleistung der Gasturbinenanlage.

Dadurch ergibt sich ein sehr geringer Gesamt-Brennstoffverbrauch

im Turndown.

b

2 2

a

c

a Verdichter-Turbinenblock

b Nachrüstsatz

c Oberstufe(n): hier mit beispielsweise 6 Oberstufen

1 Lufteinströmung in Niederdruckverdichter; 2 Luftstrom von Niederdruckverdichter;

3 Heissgas nach Hochdruckturbine; 4 Abgas Niederdruckturbine;

5 Hochdruckluft zur Luftexpanderturbine; 6 Luftstrom von Luftexpanderturbine.

Bild 4. Ausführungsbeispiel von Nachrüstungen: Gasturbine mit oben angebrachter

Silobrennkammer.

1

1

b 5 6 7

c

b 5 6

2

a

3

6

a Verdichter-Turbinenblock

b Nachrüstsätze

c Oberstufe(n)

1 Lufteinströmung in Niederdruckverdichter, 2 Luftstrom von Niederdruckverdichter,

3 Heissgas nach Hochdruckturbine, 4 Abgas Niederdruckturbine,

5 Hochdruckluft zur Luftexpanderturbine, 6 Luftstrom von Luftexpanderturbine,

7 an dieser Flanschverbindung werden die Nachrüstsätze an die Brennkammerflansche

geschraubt, anstelle der früheren Rohrbrenner

Bild 5. Ausführungsbeispiel von Nachrüstungen: Gasturbine mit multiplen Brennkammern (Rohrbrennkammern,

Can Combustors) mit eingebauten Oberstufen.

5

2 Anwendung an

Flugzeugtriebwerken

Das Konzept ist auch bei Flugzeugtriebwerken

anwendbar (Patent angemeldet) und

reduziert den Treibstoffverbrauch im Reiseflug

erheblich (B i l d 6 ).

Ausführungsbeispiel

4

4

1

1

Bei dem hier vorgestellten Gasturbinentriebwerk

B i l d 6 und Ausführungsbeispiel

B i l d 7 wird der Kernmassenstrom zwischen

dem Austritt des Hochdruckverdichters

b und dem Eintritt der Hochdruckturbine

d 2 in parallele Teilströme geführt und

der thermodynamische Prozess dieser Teilströme

auf höheren Druck angehoben.

Hierfür werden, zwischen dem Austritt des

Hochdruckverdichters b und dem Eintritt

der Hochdruckturbine d2, zusätzliche

Hochdruckgaserzeuger angeordnet, welche

für den Betrieb auf hohem Druckniveau ausgelegt

sind. Diese sind ähnlich aufgebaut

wie in B i l d 2 weiter oben.

Die Luftexpansionsturbine e wird auf Reiseflughöhe

mit Druckluft aus dem Verdichter

der Oberstufen angetrieben und dient dazu,

die mechanische Überschussleistung, die

sich aus dem in der Oberstufe OS erzeugten

höheren Druckverhältnis des thermischen

Gasturbinenprozesses ergibt, in die zentrale

Welle g abzuführen. Die Leistung der Luftturbine

e wird nur während des Reiseflugs

in die zentrale Welle g eingeleitet. In allen

übrigen Flugphasen ist die Kraftübertragung

zwischen e und g unterbrochen, in diesem

Beispiel mittels eines Zwischenrades

und den Kupplungen j und k.

Die Oberstufen können so positioniert werden,

dass sie optimal an die Platzverhältnisse

im Triebwerk angepasst sind.

Die Neuheit dieses Konzepts liegt darin,

dass der thermodynamische Gasturbinenprozess

im Reiseflug gegenüber demjenigen

in den übrigen Flugphasen ein höheres

Druckverhältnis aufweist. Beim Start, im

Steigflug, im Sinkflug, im Landeanflug und

bei der Landung sind die Oberstufen ausser

Betrieb.

Berechnungsresultate:

Basis ist ein einfaches Datenmodell, angelehnt

an die Thermodynamik der z.Zt. hochmodernen

Triebwerke GENX1B70 bzw. LE-

AP1A. Nach Energiebilanzrechnung ergibt

sich:

Betrieb auf Reiseflughöhe:

Vor der Nachrüstung:

Kerosinverbrauch 100 %.

Nach der Nachrüstung:

GENX1B70, π Oberstufe = 3.4, Eintrittstemperatur

Turbine Oberstufe TIT‘ = 1400 °C:

Kerosinverbrauch 93.58 % = Reduktion Kerosinverbrauch:

4.32 %

LEAP1A, π Oberstufe = 3.3, Eintrittstemperatur

Turbine Oberstufe TIT‘ = 1400 °C:

Kerosinverbrauch 94.9 % = Reduktion Kerosinverbrauch:

5.06 %

Bei Turbofan-Triebwerken mit Getriebe wird

das Konzept in gleicher Weise wirken.

Eine grosse Airline verbraucht pro Jahr z.B.

10 Mio. Tonnen Kerosin [6].

5 % Treibstoffeinsparung/a entsprechen

(mit dem Kerosinpreis von April 2022 von

USD 1152.-/t [7]

vgbe energy journal 4 · 2022 | 53


Konzept zur Verbesserung des Wirkungsgrades von Gasturbinen

1

2

f

a

8

g

3 6

e

9

a Niederdruckverdichter; b Hochdruckverdichter; b1 Verdichter der Oberstufe; c Brennkammer(n);

c1 Brennkammer(n) der Oberstufe; d1 Turbine der Oberstufe; d2 Hochdruckturbine;

d3 Niederdruckturbine; e Luftexpanderturbine; f Fan; g zentrale Welle;

1 Bypassstrom des Mantelstromtriebwerks, 2 Luftstrom zum Niederdruckverdichter,

3 Luftstrom zum Hochdruckverdichter, 4 Luftstrom nach Hochdruckverdichter,

5 Heissgasstrom zur Hochdruckturbine, 6 Heissgasstrom zur Niederdruckturbine,

7 Abgas Triebwerk

Bild 6. Thermodynamisches Flussdiagramm eines Mantelstromtriebwerks mit Oberstufen.

b

b1

f a h i d2 d3

g

b

4

c1

c

c

d1

5

d2

d3

7

einer Kostenersparnis von ca. 576 Mio.

USD/a und einer CO 2 -Reduktion von

1,35 Mio. t/a. Die Kerosineinsparung wird

aller Voraussicht nach künftig finanziell

noch wichtiger werden, besonders mit der

Einführung teurer synthetischer Treibstoffe.

Bei Triebwerken würde das Konzept nicht

als Nachrüstung installiert, sondern es wäre

eine neue Triebwerksentwicklung mit Detailkonstruktion

nötig. Dabei kann man

sich, was die Unterstufe betrifft (Fan, Niederdruck-

und Hochdruckverdichter, Hochdruck-

und Niederdruckturbine) am besten

an einen aktuellen Triebwerkstyp anlehnen.

Mit anderen Worten, das Konzept würde in

einen bestehenden Triebwerkstyp konstruktiv

integriert.

Quellen

[1] https://www.globalpetrolprices.com/natural_gas_prices/

, Juni 2021, Germany

[2] https://www.e-periodica.ch/cntmng?pid=

sbz-002%3A1960%3A78%3A%3A672

[3] https://www.powerengineeringint.com/

renewables/strategic-development/managing-change-to-reach-a-decarbonised-energy-system/

[4] https://assets.siemens-energy.com/siemens/

assets/api/uuid:16622065-30ea-4b4b-a072-

e8c9bb8b4221/power-articlekarim-p16-17.

pdf

[5] https://www.powerengineeringint.com/

gas-oil-fired/emissions-control/doe-selectscormetech-to-develop-carbon-capture-techfor-natural-gas-plants/

[6] https://www.lufthansagroup.com/media/

downloads/de/verantwortung/LH-Factsheet-Nachhaltigkeit-2020.pdf

(Seite 5,

2019)

[7] https://www.iata.org/en/publications/

economics/fuel-monitor/ )

l

k e j

a Niederdruckverdichter; b Hochdruckverdichter; c Brennkammer(n); d2 Hochdruckturbine;

d3 Niederdruckturbine; e Luftexpanderturbine; f Fan; g zentrale Welle; h Oberstufe(n);

i Übergangsstück; j Kupplung Zwischenrad-Gehäuse; k Kupplung Zwischenrad-Rotor

Niederdruckkompressor

Bild 7. Mantelstromtriebwerk mit Oberstufen.

54 | vgbe energy journal 4 · 2022


Instandhaltungskonzept für Großgeneratoren – ein „3-Säulen-Modell“

Herstellerunabhängiges

Instandhaltungskonzept für

Großgeneratoren

– ein „3-Säulen-Modell“

Sascha Urban

Abstract

Manufacturer-independent

maintenance concept for large

generators – a „3-pillar model“

At KELI 2020 – Online the results of the dissertation,

which was completed in 2019, on

the topic offorecasting of the determined

lifespan of large generators as part of revision

projects by evaluation of outcome-based

maintenance, including any findings and with

the look at monitoring systems” were presented.

The resulting “3-pillar-model” for manufacturer-independent

maintenance of large

generators represents a practical and triedand-tested

procedure for analyzing and evaluating

findings on generators. It enables standardization

and operationalization of mainte-

Autor

Dr.-Ing. Sascha Urban

Vattenfall Wärme Berlin AG

Berlin, Deutschland

nance measures within the framework of

corresponding generator revisions. The study

on which the work is based was carried out in

order to permit practical predictions about the

lifespan, influences and revision cycles. This

results in measures to be taken shall benefit

both the company in the context of customer

acquisition, support and project design as well

as the customer.

l

Auf der KELI 2020 – Online wurden die Ergebnisse

der 2019 abgeschlossenen Dissertation

zum Thema „Prognosenerstellung im Rahmen

von Revisionsprojekten an Großgeneratoren

zur Bestimmung derer Lebensdauer durch

Auswertung ereignisbasierter Wartungsmaßnahmen

unter Berücksichtigung von Befunden

und Monitoringsystemen“ vorgestellt. Das

entstandene „3-Säulen-Modell“ für herstellerunabhängige

Instandhaltung von Großgeneratoren

stellt eine praxistaugliche und praxiserprobte

Vorgehensweise zur Analyse und Bewertung

von Befunden an Generatoren dar.

Sie ermöglicht eine Standardisierung und

Operationalisierung von Instandhaltungsmaßnahmen

im Rahmen von entsprechenden

Generatorrevisionen. Die der Arbeit zugrunde

liegende Untersuchung erfolgte, um in der

Praxis anwendbare Prognosen über Lebensdauer,

Einflüsse und Revisionszyklen zuzulassen.

Daraus ergeben sich zu ergreifende Maßnahmen,

die sowohl dem Unternehmen im

Rahmen der Kundenakquise, Betreuung und

Projektgestaltung, als auch dem Kunden zugutekommen.

1 Einleitung

Gegenstand dieses Artikels ist das Ergebnis

einer Dissertation, die sich mit der herstellerunabhängigen

Auswertung von über 350

durchgeführten Serviceeinsätzen an mehr

als 120 verschiedenen Generatoren mit einer

Scheinleistung von bis zu 588 Mega Volt

Ampere (MVA) von knapp über 20 unterschiedlichen

Fabrikaten unter Berücksichtigung

von Befunden und Betriebsschäden

befasst hat. An praktischen Beispielen wurden

entstandene Schäden an den Hauptkomponenten

von Generatoren, deren Ursachen

und die resultierenden Folgen ausgewertet.

Aufgrund des Fehlens von normierten

Grenzwerten für die Interpretation von Teilentladungsmessungen

an Ständerisolationen

von Generatoren wurde ein besonderer

Schwerpunkt auf die Analyse derartiger

Messergebnisse und die daraus resultierende

Aufstellung von Richtwerten gelegt. In

Kombination mit einem sogenannten „Gesundheitsindex“

wurde im Ergebnis eine

Empfehlung für zu ergreifende Maßnahmen

gegeben. Bei einer entsprechenden Anwendung

eines resultierenden „Drei-Säulen-Modells“

soll eine maximale Lebensdauer und

Verfügbarkeit der begutachteten Generatoren

gewährleistet werden. Im Gegensatz zu

modernen Big Data Ansätzen ist die hier untersuchte

Datenbasis geringer, sodass deren

Auswertung die Entwicklung entsprechender

Analyseverfahren erforderte.

Generatoren erzeugen über 99 % der elektrischen

Energie durch Umwandlung von mechanischer

in elektrische Energie. Sie bilden

die Basis unserer Energieversorgung. Während

des Betriebs von Hochspannungsmaschinen

verschlechtert sich deren Gesamtzustand

aufgrund von thermischer Alterung,

elektrischen Entladungen, mechanischen

Schwingungen, den Gegebenheiten am Aufstellungsort

und insbesondere auch der

Überlagerung dieser Erscheinungen. Der Rotor

als der sich drehende Teil des Generators

wird zudem durch Flieh- und Zentrifugalkräfte

beansprucht, welche zu Beschädigungen

in seinem Aufbau beitragen können.

Um ungeplante Betriebsausfälle der Generatoren

zu vermeiden und einen möglichst

reibungslosen Betrieb zu gewährleisten,

sollten in regelmäßigen Zeitintervallen Instandhaltungsmaßnahmen

geplant, veranlasst

und durchgeführt werden.

55 | vgbe energy journal

vgbe energy journal 4 · 2022 | 55


Instandhaltungskonzept für Großgeneratoren – ein „3-Säulen-Modell“

2 Eine Bewertungsmethode

für optimale Generatorinstandhaltung

In [1], die sich mit den Grundlagen der Instandhaltung

befasst, ist der Alterungsvorrat

einer Maschine als die wichtigste Steuergröße

der zustandsorientierten Instandhaltung

definiert als: Vorrat der möglichen

Funktionserfüllung unter festgelegten Bedingungen,

der einer Betrachtungseinheit aufgrund

der Herstellung oder aufgrund der Wiederherstellung

durch Instandsetzung innewohnt.

Den optimalen Zeitpunkt für die Instandsetzung

zu bestimmen, ist für die zustandsorientierte

Instandhaltungsstrategie die

Hauptaufgabe. Dadurch kann zwar keine

exakte Lebensdauer des betrachteten Generators

vorhergesagt, aber die längsmögliche

Betriebsbereitschaft der Maschine gewährleistet

werden.

Es war das Ziel des Autors, auf Basis der Maschinenbelastung,

der Messergebnisse und

der vorliegenden Befunde optimale und einheitliche

Empfehlungen für Instandhaltungsintervalle

und zu ergreifende Maßnahmen

abzugeben. Zu diesem Zweck wird

im Anschluss ein „Drei-Säulen-Modell“ vorgestellt,

welches sich wie folgt zusammensetzt:

1. Säule: Empfehlungen auf Grundlage der

äquivalenten Betriebsstunden

2. Säule: Empfehlungen auf Grundlage

von Richtwerten aus TE-Messungen

3. Säule: Empfehlungen auf Grundlage eines

„visuellen Gesundheitsindexes“

Je nach durchgeführtem beziehungsweise

beauftragten Revisionsumfang können und

müssen einzelne Säulen separat oder gemeinsam

als Empfehlungsinstrument herangezogen

werden. Idealerweise sollen alle

drei Ergebnisse zu einer optimalen Empfehlung

zusammengefasst werden.

Im Vorfeld fand eine umfangreiche Schadensanalyse

und Maßnahmenauswertung

aus den Erfahrungen eines Generator-Serviceunternehmens

über einen Zeitraum von

zwölf Jahren statt. Demnach stellen allgemeine

mechanische Schädigungen an den

verschiedenen Anbauteilen des Generators

und Ölleckagen die am häufigsten befundeten

Schäden dar. Sie führten aber in keinem

Fall zum Ausfall eines Generators. Die am

wenigsten häufig aufgetretenen elektrischen

Schädigungen an Statoren und Rotoren

wurden mit nur 7 % und 5 % diagnostiziert.

Zu einem tatsächlichen und sofortigen Totalausfall

von Generatoren kam es lediglich

in 5 % aller untersuchten Einsätze. Davon

entfielen 3 % auf elektrische Schäden am

Stator, beispielsweise verursacht durch einen

Ständererdschluss. Elektrisch bedingte

Schäden am Rotor bildeten bei 1 % der Fälle

den Grund für einen plötzlichen Generatorausfall.

Mit jeweils 0,5 % stellen mechanische

Schädigungen am Stator oder Rotor

den Grund für einen Totalausfall dar.

Die hier gewonnenen Erkenntnisse aus den

Schadenshäufigkeiten stellen die Grundlage

für die im Folgenden zu erarbeitende Instandhaltungsoptimierung

für Großgeneratoren

dar. Da die Schäden an den Statorwicklungsisolationen

als besonders kritisch

einzustufen sind, wird die Analyse von Teilentladungsmessungen

einen besonderen

Schwerpunkt bilden.

3 Die erste Säule

Der in der Praxis übliche Ansatz zur Bestimmung

von idealen Revisionszyklen und

-zeitpunkten wird von der überwiegenden

Anzahl der Hersteller und Betreiber über die

Bestimmung der äquivalenten Betriebsstunden

definiert. Diese Kenngröße berücksichtigt

neben der tatsächlichen Betriebszeit des

Generators auch die Belastung im Drehwerk,

die Anzahl der durchgeführten Starts

und die oftmals durch die Einspeisung ins

Netz vorgegebenen Lastwechsel.

Der VGB PowerTech e.V. (VGB) hat im Jahr

2010 in [2] folgende Formel zur Bestimmung

der äquivalenten Betriebsstunden

ausgegeben:

T ä = (T 1 *K 1 ) + (T 2 *K 2 ) + (K 3 *n)(1)

––

T ä = äquivalente Betriebszeit in Stunden

––

T 1 = Betriebszeit des Generators in

Stunden

––

K 1 = Beanspruchungsfaktor während

des Betriebs

––

T 2 = Drehwerksbetriebszeit in Stunden

––

K 2 = Beanspruchungsfaktor während

des Drehwerkbetriebs

––

K 3 = Bewertungsfaktor für die Zeit pro

Start in Stunden

––

n = Anzahl der Starts

Während T 1 , T 2 und n von den tatsächlich

angefallenen Betriebsstunden abhängen,

bilden K 1 , K 2 und K 3 Variablen, die von der

jeweiligen Leistungsgröße des Generators

abhängen. Für die Leistungsklasse SN <

50 MVA gibt die Empfehlung beispielsweise

Werte von K 1 = 0,7, K 2 = 0,1 und K 3 = 5 vor.

Im Vergleich dazu sind die Werte für die

Leistungsklasse 50 < SN < 250 MVA bei K 1

= 0,8, K 2 = 0,1 und K 3 = 10. Demnach wird

zum Beispiel ein Anfahrprozess bei größeren

Generatoren gemäß Faktor K 3 als doppelt

so „belastend“ für die Maschine bewertet,

als bei Generatoren der niedrigeren Leistungsklasse.

In diesem Zusammenhang wird das Ergebnis

T ä aus (1) als Ausgangswert zur Bestimmung

der nächsten planmäßigen Revisionszeit

und -art zugrunde gelegt. Die verschiedenen

Hersteller geben dabei in den jeweiligen

Generatorhandbüchern maschinenspezifische

Empfehlungen ab.

Die für diese Untersuchung abgegebenen,

herstellerunabhängigen Empfehlungen aus

den Serviceerfahrungen und den Auswertungen

lauten wie folgt:

––

Erstrevision nach 10.000 bis 20.000 äquivalenten

Betriebsstunden, maximal 2 Jahre

nach Inbetriebsetzung des Generators

––

Kurzrevision nach 10.000 äquivalenten

Betriebsstunden, oder 2 Jahren nach der

letzten Instandhaltungsmaßnahme

––

Zwischenrevision nach 20.000 äquivalenten

Betriebsstunden, oder 5 Jahren nach

der letzten Instandhaltungsmaßnahme

––

Hauptrevision nach 45.000 äquivalenten

Betriebsstunden, oder 10 Jahren nach der

letzten Instandhaltungsmaßnahme

Diese Einschätzungen basieren zum einen

auf gemittelten Werten der unterschiedlichen

Herstellerhandbücher, zum anderen

auf den Serviceerfahrungen der letzten

zwölf Jahre, welche in den einzelnen Lebenslaufakten

einer eigens hierfür entwickelten

Datenbank protokolliert wurden.

Insbesondere in den Fällen, in denen die

einzelnen Generatoren über einen längeren

Zeitraum regelmäßig befundet wurden,

zeigte sich in der Vergangenheit die Praktikabilität

dieser Vorgaben. Vergleichbare

Einschätzungen finden sich unter anderem

in [2, 3, 4].

4 Die zweite Säule

Die im Folgenden aufgeführten Richtwerte

für die Nutentladungen (d) und Oberflächenentladungen

(a) ergeben sich aus den

im Betrachtungszeitraum durchgeführten

Offline Teilentladungsmessungen in Verbindung

mit den entsprechenden visuellen Begutachtungen

der untersuchten Wicklungen.

Je nachdem, in welche der weiter unten

genannten Mengenbereiche ein Generator

im Zuge einer TE-Messung eingestuft wird,

fällt die Empfehlung für zukünftige oder

schlimmstenfalls sofort zu ergreifenden

Maßnahmen aus. Folgende Kategorisierungen

ergeben sich:

––

C 1 – Die Wicklung befindet sich in einem

für den Dauerbetrieb uneingeschränkt

nutzbaren Bereich. Dann soll eine Wiederholungsmessung

nach zwei Jahren

stattfinden. Die zyklische Diagnose kann

Schwachstellen und Unregelmäßigkeiten

der Ständerwicklungsisolation schon im

Anfangsstadium aufzeigen, bevor ein

Schaden eintritt. Folglich sollte die nächste

planmäßige Revision gemäß der in Abschnitt

3 genannten Empfehlungen anhand

der äquivalenten Betriebsstunden

festgelegt werden.

––

C 2 – Die Wicklung befindet sich in einem

für den Dauerbetrieb freigegebenen, aber

beobachtungswürdigen Bereich. Dann

soll eine Wiederholungsmessung nach einem

Jahr stattfinden. Die zyklische Diagnose

kann eine fortschreitende Verschlechterung

der Ständerwicklungsisolation

aufzeigen, bevor ein Schaden

eintritt. Sollte der Generator ansonsten

keine weiteren Befunde aufweisen, sollte

zumindest eine TE-Wiederholungsmes-

56 | vgbe energy journal 4 · 2022


Instandhaltungskonzept für Großgeneratoren – ein „3-Säulen-Modell“

sung bei einem geplanten Kurzstillstand

durchgeführt werden. Zur Risikominimierung

ist die Installation eines permanenten

Online-Monitorings zur Überwachung

des Teilentladungsverhaltens zu

empfehlen.

––

C 3 – Die Wicklung befindet sich in einem

nicht mehr für den Dauerbetrieb geeigneten

elektrischen Zustand, da ein Ausfall

des Generators zu befürchten ist. Dann

soll der Rotor demontiert werden, um die

Wicklung einer visuellen Befundung zu

unterziehen. In diesem Fall sind alle weiteren

Befunde untergeordnet und die weitergehende

Analyse und Befundung hat

Priorität.

20.000 pC

2.000 pC

d

B(31) B(32) B(33)

B(21) B(22) B(23)

B(11) B(12) B(13)

2.000 pC 30.000 pC

Bild 1. Teilmengen einer Indikatorfunktion zu

TE-Richtwerten.

B i l d 1 zeigt neun verschiedene Teilbereiche,

in die eine Teilentladungsmessung an

einem Generator laut der hier aufgestellten

Richtwerte eingestuft werden kann. Sollten

demnach bei einer Messung weder für die

Nut-, noch für die Oberflächenentladung

Messwerte größer als 2.000 pC aufgezeichnet

werden, fällt das Ergebnis in den Wertebereich

B(11), der in die Empfehlungskategorie

C 1 einzuordnen wäre. Ergibt sich

für die Nutentladung ein Wert zwischen

2.000 pC und 20.000 pC, bei Oberflächenentladungen

kleiner als 2.000 pC, so würde

eine Einordnung in den Bereich B(21)

mit der entsprechenden Empfehlung C 2 erfolgen.

Als besonders kritisch sind die Messergebnisse

in den Bereichen für Nutentladungen

größer als 20.000 pC und Oberflächenentladungen

größer als 30.000 pC

einzustufen. Folglich würden derartige Ergebnisse

mit der Empfehlung C 3 belegt werden.

Zusammenfassend bedeutet das, dass

je nach Ergebnis einer TE-Einzelmessung

die Maschine einer Kategorie B(11)-B(33)

zugeordnet und entsprechend den Empfehlungskategorien

C 1 -C 3 behandelt wird.

Die unteren Richtwerte für die Variablen a

und d von 2.000 pC für die Empfehlungsvariante

C 1 ergeben sich zum einen aus der

Auswertung der erstellten Datenbank und

zum anderen aus den Erfahrungswerten aus

[4, 5], speziell für die Analysen der TE-Messungen

an Neumaschinen und der Risiko-

Fehlerbewertung aus [6].

Die oberen Richtwerte, die den Übergang

von der Empfehlungsvariante C 2 zu C 3 darstellen,

sind bei dieser Betrachtung als kritischer

zu bewerten. Denn bei einem Überschreiten

dieser Richtwerte handelt es sich

a

C 1

C 2

C 3

um die Einstufung des Generators in die

Kategorie „nicht mehr für den Weiterbetrieb

freizugeben“. Es liegt ein Befund vor und die

Maschine muss weitergehend untersucht

und schlimmstenfalls repariert werden. Dies

führt für den Generatorbetreiber zu höheren

und ungeplanten Produktionsausfall- sowie

Reparaturkosten.

Die Ta b e l l e 1 zeigt die Analyseergebnisse

aus 584 einzelnen Teilentladungsmessungen

an 60 verschiedenen Generatoren.

Die Streuung der Messergebnisse reichte

von 250 pC bis zu 85.000 C. Der Durchschnittswert

lag bei 5.800 pC, der Median

bei 3.200 pC, wodurch sich folglich

eine rechtsschiefe Verteilungsform ergibt.

Ergänzend sind die jeweiligen Messergebnisse

für die Bereiche, die kleiner und größer

10 % beziehungsweise 25 % sind, aufgeführt.

Tab. 1. Übersicht der TE-Messergebnisse.

Anzahl der

Einzelmessungen:

Minimalwert:

Unteres Quantil < 10 %:

Unteres Quartil < 25 %:

Median:

Mittelwert:

Oberes Quartil > 75 %:

Oberes Quantil > 90 %:

Maximalwert:

584

250 pC

900 pC

1.800 pC

3.200 pC

5.800 pC

6.400 pC

12.300 pC

85.000 pC

Lediglich 2 % bis 5 % der Messergebnisse

übertreffen die hier angegebenen oberen

Grenzen der Richtwerte von d=20.000 pC

und a=30.000 pC. Zur Verifizierung dieser

Erfahrungswerte wurden mehrere Fallbeispiele

aus der betrieblichen Praxis untersucht.

Es wurde ein Zusammenhang zwischen

dem Vorliegen von Befunden beziehungsweise

Schädigungen an den jeweiligen

Statorwicklungsisolationen der untersuchten

Generatoren ausgearbeitet, deren TE-

Messergebnisse über den oben genannten

Richtwerten lagen.

5 Die dritte Säule

Die dritte Säule basiert auf der visuellen

Überprüfung der wichtigsten Bauteile des

Generators. Dazu zählen Blechpaket (Bleche

/ Verspannung & Aufhängung), Durchführungen,

Endschilde, Gehäuse, Kappen, Kühler,

Kupplung, Lager, Läuferkörper, Läufer –

Laufflächen, Läufer – Polabstützungen

(Schenkelpol), Läufer – Lüfterschaufeln,

Läufer – Nutverkeilung, Stator – Nutverkeilung,

Statorwickelköpfe (Schaltumleitungen),

Wellendichtungen (Öl- & Staubabstreifer)

und Wellenenden. Als Voraussetzung für

die meisten dieser Prüfungen muss im Regelfall

ein Generatorstillstand vorliegen und

zumindest ein gewisser Demontageaufwand

im Vorfeld vollzogen werden, um Zugang zu

den visuell zu befundenden Bauteilen zu erlangen.

Bei der visuellen Überprüfung handelt es

sich um eine subjektive Experteneinschätzung,

die nur durch einen erfahrenen und

fachkundigen Prüfer erfolgen kann (vgl.

[7]). Stone geht in [8] sogar so weit zu sagen,

dass die visuelle Befundung durch einen

Experten, speziell von Wicklungselementen,

das leistungsfähigste und mächtigste

Werkzeug zur Beurteilung des

Wickelzustandes darstellt. Er rät dringend

dazu, Rat von Originalherstellern oder Serviceunternehmen

einzuholen. Diese Empfehlung

wird durch die folgenden Ausführungen

bekräftigt.

Die visuelle Begutachtung dient der Ergänzung

zu den elektrischen und mechanischen

Messverfahren und hilft darüber hinaus bei

der Ermittlung der Ursache eines sich anbahnenden

oder bereits vorliegenden Problems.

Die einzelnen Bauteile werden nacheinander

angesehen und mittels einer „Ampelbewertung“

durch den Autor in die

folgenden Kategorien eingeteilt:

––

grün = gut, es liegt kein Mangel vor

––

gelb = leichter Mangel, der den Weiterbetrieb

des Generators noch nicht gefährdet

––

rot = schwerer Mangel oder Schaden, der

den Weiterbetrieb des Generators nicht

ohne Reparatur oder Austausch des defekten

Bauteils zulässt

––

schwarz = das Bauteil wurde nicht begutachtet

In Abhängigkeit der mit diesem Vorgehen

entstehenden Ampeltabelle wird ein entsprechender

einheitenloser „Gesundheitsindex“

eingeführt. Die daraus resultierenden

Empfehlungskategorien für diese Arbeit lauten:

für Werte ≤ 16 D 1

für Werte 17-32 D 2

für Werte ≥ 33 D 3

Ähnlich der Empfehlungen C 1 -C 3 bei der Bewertung

des TE-Verhaltens für die Statorwicklung

in Kapitel 4 ergeben sich für die

Auswertung des „Gesundheitsindexes“ folgende

Kategorien:

––

D 1 – Der Generator befindet sich in einem

für den Dauerbetrieb uneingeschränkt

nutzbaren Bereich. Eine Wiederholungsprüfung

sollte nach frühestens zwei Jahren

stattfinden. Folglich sollte die nächste

planmäßige Revision gemäß den in Abschnitt

3 genannten Empfehlungen anhand

der äquivalenten Betriebsstunden

festgelegt werden.

––

D 2 – Der Generator befindet sich in einem

für den Dauerbetrieb freigegebenen, aber

beobachtungswürdigen Bereich. Eine

Wiederholungsprüfung sollte beim nächsten

planmäßigen Stillstand oder spätestens

nach einem Jahr stattfinden.

––

D 3 – Der Generator befindet sich in einem

nicht mehr für den Weiterbetrieb geeigneten

Zustand, da ein reparaturbedürftiger

Schaden vorliegt. In diesem Fall sind alle

weiteren Befunde untergeordnet zu bewerten.

vgbe energy journal 4 · 2022 | 57


vgbe-Conference

Maintenance of Wind Power Plants 2022

8 and 9 June 2022

ATLANTIC Hotel Sail City in Bremerhaven, Germany

vgbe Expert Event

“Maintenance vgbe Expert of Event

Wind “Maintenance Power Plants of 2022

Conference Wind Power Programme Plants 2022

Conference Programme

WEDNESDAY, 8 JUNE 2022

10:30 WEDNESDAY, Welcome 8 & JUNE Activities 2022 of vgbe energy in

V01 the field of wind energy

10:30 Oliver Then, Welcome VGB PowerTech & Activities e.V. of vgbe energy in

V01 the field of wind energy

11:00 From manufacturing Oliver Then, VGB to PowerTech maintenance e.V. –

V02 applied research for the wind industry

11:00 Steffen From Czichon, manufacturing Fraunhofer Institute to maintenance for Wind –

V02 Energy applied Systems IWES research for the wind industry

Steffen Czichon, Fraunhofer Institute for Wind

11:30 Integrated Energy design Systems and IWES operation

V03 methodology for offshore megastructures

11:30 with focus Integrated on rotor design blades and operation

V03 Tanja Grießmann, methodology Leibniz for Universität offshore megastructures

Hannover

with focus on rotor blades

12:00 Lunch break Tanja Grießmann, Leibniz Universität Hannover

12:00 Lunch break

WEDNESDAY, 8 JUNE 2022

WEDNESDAY,

Maintenance

8 JUNE

of

2022

Rotor Blades – Part I

13:00 Challenges, Maintenance legal requirements of Rotor Blades and – Part I

V04 contractual obligations for blade inspections

13:00 in multiple Challenges, countries legal requirements and

V04 Luis Garcia, contractual CGNEE obligations Sweden Holding for blade AB inspections

in multiple countries

13:20 Rupture Luis monitoring Garcia, CGNEE of Sweden Holding AB

V05 structural components

13:20 Wolfgang Rupture Losert, monitoring Eolotec GmbH of

V05 structural components

13:40 Monitoring Wolfgang of blade Losert, bearings Eolotec GmbH –

V06 Practical experience

13:40 Albrecht Monitoring Schöttle, RWE of Renewables blade bearings GmbH –

V06 Practical experience

14:00 Panel discussion Albrecht Schöttle, RWE Renewables GmbH

14:30 14:00 Coffee Panel break discussion

14:30 Coffee break

WEDNESDAY, 8 JUNE 2022

WEDNESDAY, Maintenance 8 JUNE of 2022 Rotor Blades – Part II

15:00 Measuring Maintenance and correcting of Rotor rotor Blades imbalances – Part II

V07 on wind turbines - a holistic approach in

15:00 multiple Measuring countries and correcting rotor imbalances

V07 Benjamin on Holthaus, wind turbines cp.max - a Rotortechnik

holistic approach in

GmbH multiple & Co. KG countries

Benjamin Holthaus, cp.max Rotortechnik

15:20 The blade: GmbH How & Co. to mitigate KG main OPEX

V08 drivers

15:20 Bernd Kuhnle, The blade: Polytech How A/S to mitigate main OPEX

V08 drivers

15:40 Panel discussion Bernd Kuhnle, Polytech A/S

16:00 15:40 Visit of Panel the BladeMaker discussion Demo-Center and the

rotorblade test rigs of the Fraunhofer

16:00 Institute Visit for of Wind the BladeMaker Energy Systems Demo-Center IWES and the

rotorblade test rigs of the Fraunhofer

19:00 Evening Institute event for Wind Energy Systems IWES

19:00 Evening event

THURSDAY, 9 JUNE 2022

THURSDAY, Digitalisation 9 JUNE 2022

09:00 DigiWind: Digitalisation The digital twin of a wind turbine –

V09 Tobias Meyer, Fraunhofer Institute for Wind

09:00 Energy DigiWind: Systems IWES The digital twin of a wind turbine –

V09 Tobias Meyer, Fraunhofer Institute for Wind

09:20 Next level Energy of wind Systems asset IWES intelligence to

V10 navigate assets through volatile market

09:20 boundary Next conditions level of wind asset intelligence to

V10 Chrstian navigate Pagel, STEAG assets Energy through Services volatile GmbH market

boundary conditions

09:40 Excellence Chrstian in asset Pagel, management STEAG Energy with Services AI GmbH

V11 based optimisation of wind and solar plants

09:40 Bernhard Excellence Brodbeck, in WinJi asset AG management with AI

V11 based optimisation of wind and solar plants

10:00 Panel discussion Bernhard Brodbeck, WinJi AG

10:30 10:00 Coffee Panel break discussion

10:30 Coffee break

THURSDAY, 9 J

11:00

V12

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11:20 10

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11:20 Mo

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12:00 Big

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12:20 Pa

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15:00 13:00 En

15:00

Innen – Seite 1 Innen – Seite 2 Innen – Seite 3

Innen – Seite 1 Innen – Seite 2 Innen – S

Online-Registration

Contact

https://register.vgbe.energy/WC22/

Vermeiden bis in diesen Bereich zu schreiben.

Vermeiden bis in diesen Bereich zu schreiben.

Ulrich Langnickel | t +49 201 8128-238 |

e vgbe-maint-wind@vgbe.energy


UNE 2022

l Moni Y, 9 JUNE THURSDAY, 2022 9 JUNE 2022

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Oil Monitoring

Practical presentation of the mechanism of

additives and the possibilities to influence

the oil properties

Fabian Michallek, VGB PowerTech e.V.

10 Online wind turbine gear oils – Cleanliness

and oil quality estimation by inline sensors

Morten Henneberg, C.C.JENSEN A/S

Drivetrain efficiency improvement by

optimised tribo systems/gear surfaces

Stefan Bill, REWITEC GmbH

Big data analysis of laboratory values

for lubricants in use

Stefan Mitterer, OELCHECK GmbH

12:20 Panel discussion

13:00 Lunch break

15:00 End of conference

* vgbe energy is the new name of the

VGB PowerTech association since April 2022.

Cover photo: © Windwärts Energie GmbH

VENUE

ATLANTIC Hotel Sail City

Am Strom 1

27568 Bremerhaven, Germany

CONFERENCE LANGUAGE

English

REGISTRATION

Participants are requested to register online:

https://register.vgbe.energy/WC22/

Please note that the registration is binding. We will

confirm your registration by sending the invoice. You

will receive your name badges and the list of

participants at the conference office before the start of

the conference. Please mention the company’s invoice

address with all other necessary data.

CONTACT

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Akalya Theivendran

t +49 (0) 201 8128-230

e vgbe-maint-wind@vgbe.energy

ATTENDANCE

vgbe (VGB)-Members € 790.--

Non-Members € 990.--

Universities, authorities, retired € 390.--

Non-German participants with residence in the EU have

to indicate their value added tax identification number.

It is not possible to accept credit cards or currency at

the conference office.

The attendance fees are VAT free and include the list of

participants, the conference presentations (after the

conference), coffee breaks and beverages, lunch and

the participation in the evening event. The service rate

will be shown in the invoice with VAT!

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vgbe energy e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

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www.vgbe.energy

Außen – Seite 1

Außen

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Instandhaltungskonzept für Großgeneratoren – ein „3-Säulen-Modell“

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Bauteil:

Das folgende B i l d 2 zeigt exemplarisch

eine resultierende Bewertungsausgabe ohne

Befunde an Bauteilen mit der Kundenempfehlung

D1:

6 Anwendung des

3-Säulen-Modells

Gesundheitsindex - visuelle Prüfung:

Blechpaket (Bleche/Verspannung & Aufhängung)

Durchführungen

Endschilde

Gehäuse

Kappen

Kühler

Kupplung

Lager

Läuferkörper

Läufer - Laufflächen

Läufer - Polabstützungen (Schenkelpol)

Läufer - Lüfterschaufeln

Läufer - Nutverkeilung

Stator - Nutverkeilung

Stator - Wickelköpfe (Schaltumleitungen)

Wellendichtungen (Öl- & Staubabstreifer)

Wellenende

Bild 2. Ampelauswertung mit „Gesundheitsindex“.

Mit der Anwendung des „Drei-Säulen-Models“

bietet sich einem Serviceunternehmen

eine sehr flexible Möglichkeit, in Abhängigkeit

von dem beauftragten Instandhaltungsumfang,

eine herstellerunabhängige Untersuchung,

Bewertung und Empfehlung für

den Zustand sowie den Weiterbetrieb eines

Generators abzugeben.

Jede Säule kann separat als Empfehlungsgrundlage

herangezogen werden. Idealerweise

sollten jedoch die Empfehlungen aus

jeder der drei Säulen zu einer optimalen Instandhaltungsauswertung

und -empfehlung

beitragen. Dadurch wird die maximale Lebensdauer

und betriebliche Verfügbarkeit

der jeweiligen Generatoren gesichert.

Bewertung

GESUNDHEITSINDEX: 16

Ergeben die Empfehlungen auf Grundlage

von Richtwerten aus TE-Messungen und des

„Gesundheitsindexes“ keine Anzeichen einer

Schädigung, so sollte der nächste planmäßige

Instandhaltungseinsatz grundsätzlich

in Abhängigkeit von den äquivalenten

Betriebsstunden stattfinden.

Für die Fälle, in denen der Generator durch

eine TE-Messung und/oder die visuelle Befundung

in eine der anderweitigen Empfehlungskategorien,

wie C 2 , C 3 sowie D 2 oder

D 3 eingestuft wird, werden die in den Abschnitten

4 und 5 genannten Aussagen für

Handlungsempfehlungen bevorzugt behandelt.

Die Säulen zwei und drei stehen in der

Gewichtung somit über der ersten Säule.

Durch diese Verknüpfung der drei Bewertungskriterien,

der äquivalenten Betriebsstunden,

Teilentladungsmessungen und visuellen

Befundung, liegt eine praxistaugliche,

standardisierte und verhältnismäßig einfach

anwendbare neue sowie herstellerunabhängige

Bewertungsmethode zur Bestimmung

von optimalen Revisionszyklen beziehungsweise

-empfehlungen vor. Eine Grundvoraussetzung

zur Anwendung stellt jedoch das

„Expertenwissen“ eines durchführenden und

erfahrenen Serviceunternehmens dar.

Weiterhin erfolgt durch die Benennung der

Richtwerte für die TE-Messungen und des

„Gesundheitsindexes“ für die visuelle Befundung

eine Operationalisierung der Bewertungsmethoden,

die es ermöglicht, die

verschiedenen Generatoren und Instandhaltungseinsätze

miteinander zu vergleichen

und zu kategorisieren.

Das in diesem Artikel vorgestellte „Drei-Säulen-Modell“

bildet die Grundlage für die Instandhaltungsempfehlungen

eines Generatorservices

an die Betreiber von Generatoren.

Sie sind Bestandteil der Kundendokumentationen,

die nach jeder Revision an den

Generatorbetreiber übergeben werden. Besonders

hilfreich stellt sich diese Bewertung

auch für Kunden kleinerer Unternehmen dar,

welche keine eigenen Instandhaltungsabteilungen

führen, und die so unterstütz werden

können, die optimalen Zeitpunkte und Umfänge

für die jeweiligen Maßnahmen zu planen

und zu optimieren. Dadurch können die

maximale Verfügbarkeit und Lebensdauer

ihrer Maschinen gewährleistet werden.

7 Literaturverzeichnis:

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60 | vgbe energy journal 4 · 2022


Asphyxiation assessments in the nuclear industry

A practical approach to

asphyxiation assessments in the

nuclear industry

Howard Chapman, Stephen Lawton and Alison Graham

Abstract

Ein praktischer Ansatz für die

Beurteilung von Gefährdungen durch

Erstickung

Erstickung tritt ein, wenn ein Lebewesen einen

Sauerstoffmangel erleidet. Sauerstoffmangel

kann schnell zu körperlicher Beeinträchtigung,

Bewusstlosigkeit und schließlich zum

Tod führen. Die Verwendung oder Erzeugung

von Gasen, die den Sauerstoff aus der Luft verdrängen

können, kann zu einer potenziellen

Erstickungsgefahr führen. In der Nuklearindustrie

werden Gase in großem Umfang eingesetzt,

um beispielsweise inerte Atmosphären

zu schaffen, die die Entstehung von entflammbaren

Atmosphären in Prozessbehältern,

Rohrleitungen und anderen Lagerungsstrukturen

verhindern, sowie auch für die Produktund

Versuchsqualität.

Im Vereinigten Königreich (VK) gibt es Vorschriften,

die sicherstellen, dass bei der Arbeit

mit erstickenden Gasen in geschlossenen Räu-

Authors

Howard Chapman

Stephen Lawton

Alison Graham

National Nuclear Laboratory

Birchwood Park, Warrington,

United Kingdom

men“ eine solide Strategie für das Gefahrenmanagement

(Hazard Management Strategy

– HMS) angewandt wird. Risikobewertungen

für beengte Räume sind allgemein bekannt

und werden in der gesamten Industrie, auch in

kerntechnischen Anlagen, häufig praktiziert.

Allerdings treten nicht alle potenziellen Gasfreisetzungsszenarien

in einem geschlossenen

Raum auf. Unter diesen Umständen sind für

kerntechnische Anlagen detaillierte Bewertungen

der Erstickungsgefahr erforderlich.

Das Abwägen zwischen der konkurrierenden

Notwendigkeit des Einschlusses von Kernmaterial

mit minimaler Luftbewegung und dem

Erfordernis der Dispersion und Verdünnung

von Gasen zur Aufrechterhaltung einer sicheren

atembaren Atmosphäre kann zu einer

Komplexität der HMS für nukleare Erstickungsbewertungen

führen.

In diesem Beitrag wird ein praktischer Ansatz

für die Bewertung von Erstickungsgefahren in

der Nuklearindustrie vorgestellt, um robuste

HMS bereitzustellen, die auf zwei Jahrzehnten

Lernen aus Erfahrung (LFE) und einschlägiger

guter Praxis (RGP) aus Studien des National

Nuclear Laboratory (NNL) basieren. l

Asphyxiation occurs when the body becomes

deficient in oxygen. Oxygen deficiency can progress

rapidly from mental and physical impairment

to unconsciousness and ultimately

death. The use, or generation of gases that can

displace oxygen from air can result in a potential

asphyxiation hazard. Gases are extensively

used in the nuclear industry for example to

provide inert atmospheres, which manage the

generation of flammable atmospheres in process

vessels, pipework and other civil engineered

storage structures and also for product

and experimental quality purposes.

Regulations exist in the United Kingdom (UK)

to ensure a robust Hazard Management Strategy

(HMS) is in place when working with asphyxiant

gases in a ‘confined space’ setting.

Confined space risk assessments are well understood

and widely practiced throughout industry,

including at nuclear installations.

However, not all potential gas release scenarios

occur into a confined space setting. In these

circumstances, detailed asphyxiation hazard

assessments are required for nuclear installations.

Balancing the competing need for containment

of nuclear material with minimal air movement

against the requirement for dispersion

and dilution of gases to maintain a safe breathable

atmosphere can cause complexity in the

HMS for nuclear asphyxiation assessments.

This paper presents a practical approach to

the assessment of asphyxiation hazards in the

nuclear industry to provide robust HMSs

based on two decades of Learning From Experience

(LFE), and Relevant Good Practice

(RGP) from National Nuclear Laboratory

(NNL) studies.

Introduction

The fundamental requirement in asphyxiation

assessments is to demonstrate that the

exposure of operators at a nuclear facility to

this hazard can be safely managed and the

risks are reduced to As Low As Reasonably

Practicable (ALARP). This is achieved by ensuring

all potential hazards are identified

and assessed, applying a robust HMS approach

to ensure all necessary safety measures

are recognised, implemented and

maintained in an appropriate manner.

NNL experience has shown difficulties can be

encountered when attempting to substantiate

claims made upon building extract systems

which have been designed for radiological

containment purposes and when placing

reliance on oxygen depletion monitoring.

The aim of this paper is to provide a practical

approach in establishing effective HMSs for

asphyxiation hazards to overcome these difficulties

and meet regulatory requirements.

Regulation and legal

requirements

The civil nuclear industry worldwide is regulated

to ensure that activities related to

nuclear energy and ionising radiation are

conducted in a manner which adequately

protects people, property and the environment.

61 | vgbe energy journal

vgbe energy journal 4 · 2022 | 61


Asphyxiation assessments in the nuclear industry

In the UK, the Office for Nuclear Regulation

(ONR) is the agency responsible for the licensing

and regulation of nuclear installations

and the legal framework for the nuclear

industry is based around the Health

and Safety at Work Act (HSWA) [1], the

Energy Act [2] and the Nuclear Installations

Act (NIA) [3].

The HSWA underpins all industries within

the UK. The HSWA starts from the position

that every hazard requires a suitable and

sufficient risk assessment to be undertaken

to determine the consequences of hazardous

events and the measures needed to ensure

that risks from the hazard are adequately

controlled.

A fundamental requirement cited in UK legislation

is that risks be reduced to ALARP.

This principle provides a requirement to implement

proportionate measures to reduce

risk where doing so is reasonable. The

ALARP principle is applied by adhering to

established good practice, or in cases where

this is unavailable, it is applied to demonstrate

that measures have been implemented

up to the point where the cost of additional

risk reduction is disproportionate to the benefit

gained. This concept, which determines

the ‘tolerability of risk’ is underpinned in

Health & Safety Executive’s (HSE) publication

Reducing Risks, Protecting People

(R2P2) [4] and subsequently the ONR’s risk

informed regulatory decision making framework

[5].

The Confined Space Regulations [6] apply

to the hazards in ‘Confined Spaces’ which

are defined by the HSE as ‘a place, which is

substantially enclosed (though not always entirely),

and where serious injury can occur,

from hazardous substances or conditions

within the space or nearby (e.g. lack of oxygen)’.

Sources of asphyxiant gases can be

identified by the Control of Substances Hazardous

to Health (COSHH) [7] and Dangerous

Substances and Explosive Atmospheres

Regulations (DSEAR) [8]. The Classification

and Labelling (CLP) Regulations [9] is used

as a set of criteria and rules to determine if a

substance or mixture can cause Health Hazards

or Physical Hazards from their chemical,

physical, or biological properties. Gases

are also identified as an asphyxiation Hazard

in their Safety Data Sheets (SDS) required

by the REACH (Registration, Evaluation,

Authorisation and restriction of Chemicals)

Regulation [10].

The Regulations highlighted above are supported

by various industry standards and

Codes of Practice (CoP) such as those provided

by the British Compressed Gas Association

(BCGA) and the European Industrial

Gases Association (EIGA).

Physiological effects

Tab. 1. Medical effects of low oxygen concentrations (Hunter’s Diseases of Occupations [11]).

Oxygen

Concentration in

Air (V/V)

16 – 21 % No notable effects


Asphyxiation assessments in the nuclear industry

phyxiation hazards will be adequately prevented

or managed is achieved by following

a hierarchical HMS approach to eliminate,

or minimise operator exposure to asphyxiant

gases using the strategies below:

––

Eliminate the use of inert gases – wherever

possible as the first step to remove the

asphyxiation hazard and if this is not possible

consider the other strategies listed in

sequential order below;

––

Containment of inert gas – to prevent the

release;

––

Natural air change rates – to maintain a

safe breathable atmosphere above 19 %

v/v oxygen via passive means;

––

Limit the flow or total available inventory

of asphyxiant gas – to maintain a safe

breathable atmosphere at the natural air

change rate;

––

Forced air change provided by extract systems

– based on maximum achievable

flow, or total available inventory to maintain

a safe breathable atmosphere;

––

Engineered safety systems for individual

faults – to either trip to isolate/maintain

containment, or to relieve to a safe location;

––

Oxygen depletion monitoring (fixed or

portable).

The use of this hierarchical approach will

provide appropriate HMSs to manage the

asphyxiation risk. Provision of a strategy