vgbe energy journal 10 (2022) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

International Journal for Generation
and Storage of Electricity and Heat
10 · 2022
FOCUS
Electrical engineering
Instrumentation
Control
New storage
technologies in
the energy market
SFRA as a reliable method
for fault diagnostics on
rotating machinery
Direct and indirect
control of process
engineering plants
with neural network
Efficient ways for brownfield
reengineering
Technical Services &
Engineering Consultancy
• Materials Laboratory
• Water Chemistry
• Oil Laboratory
• Engineering Consultancy
• Supervision of Construction and Installation
ISSN 1435–3199 · K 43600 | International Edition | Publication of vgbe energy e. V.
be informed www.vgbe.energy

VGB-Standard
RDS-PP ®
Application Guideline – Part 32: Wind Power Plants | 2 nd edition
Anwendungsrichtlinie – Teil 32: Windkraftwerke | 2. Ausgabe
Ausgabe/Edition 2021 – VGB-S-823-32-2021-12-EN-DE
DIN A4, 414 Seiten, Preis: vgbe-Mit glie der 430,– €, Nicht mit glie der 645,– € + Ver sand kos ten und MwSt.
DIN A4, 414 pa ges, pri ce: vgbe mem bers € 430.–, Non mem bers € 645.– + VAT, ship ping and hand ling
Das Reference Designation System for Power Plants, kurz RDS-PP ® , ist das bei vgbe energy
entwickelte internationale Kennzeichensystem für alle Arten von Energieanlagen.
VGB-Standard
RDS-PP ® – Reference Designation
System for Power Plants
Application Guideline
Part 32: Wind Power Plants
Anwendungsrichtlinie
Teil 32: Windkraftwerke
2 nd Edition / 2. Ausgabe
VGB-S-823-32-2021-12-EN-DE
Diese RDS-PP ® Anwendungsrichtlinie für Windkraftwerke wurde von einer Projektgruppe des
TC „Kennzeichnung und Dokumentation“ in enger Zusammenarbeit mit Herstellern, Betreibern,
Forschungseinrichtungen und Instandhaltern aus der Windbranche erarbeitet.
Die Anpassung der Anwendungserläuterung war auf Grund von Marktanforderungen, technischen
Weiterentwicklungen in der Windenergiebranche sowie Anpassungen an internationale
Normen, insbesondere IEC 81346-2 von 2009, erforderlich geworden. In den jeweiligen Ab schnitten
sind die wesentlichen Abweichungen zur ersten Ausgabe dieser Richtlinie dargestellt.
Der VGBE/VGB-Standard VGB-S-823-32-2021-12-EN-DE (2. Auflage) des
VGB-S-823-32-2014-03-EN-DE ersetzt auch die Publikation VGB-B 116 D2.
Für die Anwendung des VGBE/VGB-Standards VGB-S-823-32-2021-12-EN-DE werden neben dem Grundwerk als Print- und
eBook-Version auch geeignete Lizenzen mit weitergehenden Nutzungsrechten für den Anwender angeboten.
Diese Ausgabe berücksichtigt insbesondere die Erfahrungen bei der Anwendung des VGB-Standards von 2014.
Änderungen und Erweiterungen beziehen sich im Wesentlichen auf:
a) Neuordnung der Hauptsysteme;
b) Anpassungen an Fachnorm;
c) Erweiterung der Abschnitte für Signale und Leitsystem;
d) Neue Abschnitte Bautechnik, Gesamtanlage;
e) Anlagen A3 und A4 der Ausgabe 2014 entfernt.
* Für Ordentliche Mitglieder (Anlagenbetreiber und -eigentümer) des vgbe energy e.V.
ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.
The Reference Designation System for Power Plants, or RDS-PP ® for short, is the international designation system for
all types of energy plants, edited by vgbe energy.
This RDS-PP ® application guideline for wind power plants was developed by a project group of the TC “Designation and
Documentation” in close cooperation with manufacturers, operators, research institutions and maintenance personnel
from the wind industry.
The adaptation of the Application Explanation had become necessary due to market requirements, technical further developments
in the wind energy sector as well as adaptations to international standards, in particular IEC 81346-2 of 2009. The
main deviations from the first edition of this guideline (Rev. 0) are shown in the respective sections.
The VGBE/VGB standard VGB-S-823-32-2021-12-EN-DE (2 nd edition) of VGB-S-823-32-2014-03-EN-DE also replaces the publication
VGB-B 116 D2.
For the application of the VGBE/VGB Standard VGB-S-823-32-2021-12-EN-DE, suitable licences with further rights of use for
the user are offered in addition to the basic work as print and eBook version.
Above all, this edition takes into account the experience of applying the 2014 VGB-Standard.
Changes and extensions essentially refer to:
a) reorganization of the main systems;
b) adaptation to sector specific standard;
c) extension of the clauses for signals and control technology;
d) new clauses for civil engineering and total plant:
e) Annex A3 and Annex A4 of Ed. 2014 removed.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees
for Ordinary Members (operators, plant owners) of the vgbe energy e.V. (association)

About plant designation ...
In these stormy times, if you have the opportunity to look at a
wind turbine from the inside, after being impressed by the imposing
dimensions of this power plant, you might glance at the
facilities at the foot of the tower. There, there is usually a row
of cabinets on which signs with more or less cryptic characters
are mounted, e.g. “=AAC03” or “+ASK01”. The uninitiated
reader may ask: “What do these codes mean and what do you
need them for?”
The experts will certainly smile at this, because to them it is
obvious: it is a standardised plant designation, and of course
such a thing is needed. All power plants, from the smallest solar
plant to the largest combined cycle power plant, are systematically
designated worldwide and the reason for this is beyond
question: all power plant components that are monitored or
maintained must be clearly addressable. Especially in the context
of the much-cited digitalisation and “Googling”, an unmistakable
assignment of information to the facilities affected by
it is essential in order not to get lost in information chaos.
A practical example: if you want to collect failure statistics
of the motors of the azimuth drives of your wind turbines installed
throughout Europe from northern Sweden to southern
Spain, this is only possible with reasonable effort if all drives
are designated uniformly. So better: “=G040 MDL10 MZ010
-MA001” instead of “The first motor of the azimuth drive system
of the 40 th wind turbine”.
In power engineering, the KKS, the “Power Plant Identification
system (Kraftwerk-Kennzeichensystem)”, has been established
for almost 50 years now. It is something like a lingua
universalis, because it is used uniformly worldwide. And so it
is always fascinating to listen to a power plant manager in the
far east of our world explain in difficult-to-understand English:
“Of course, we use KKS”. There you have already found a first
common level of conversation.
About 20 years ago, mainly driven by international IEC and
ISO standards, the need for a further development of the marking
system arose in order to be able to offer structured marking
for the then still young technologies such as wind and photovoltaic
plants. The result was the RDS-PP®, the Reference
Designation System for Power Plants, which has become established
worldwide, especially in the new renewable energy
sector. Crucial to this success is the fact that vgbe has published
a whole series of practical application guidelines and offers a
comprehensive training programme through the Kraftwerksschule
– KWS. This is rounded off by consulting services provided
by designation experts through vgbe.
In the meantime, the world of standardisation has turned
again, and the result is a regrettable development from our
point of view: the updated designation standard ISO 81346-10
is so abstract that it cannot be applied in the energy plant industry,
at least not at present. The experts at vgbe are following
the issue closely and will publish relevant information on this
as soon as it makes sense. Until then, our urgent recommendation
is: stick with KKS and RDS-PP® as before.
Why two parallel coding systems? Quite simply, recoding existing
plants makes little sense in most cases because the effort
involved is very high. Therefore, our advice: existing power
plants and their extensions must be designated uniformly according
to KKS, not least for safety reasons. For new plants,
e.g. in the wind or solar sector, but also for power-to-gas plants,
RDS-PP® is an excellent choice, as it is the more modern labelling
system with a wider range of functions.
Finally, two recommendations:
1. Write into your supply contracts that the energy supply systems
will be designated according to KKS or RDS-PP®, but
exclusively according to the vgbe guidelines in the latest
edition. Unfortunately, there are a lot of concepts on the
market that all look like KKS or RDS-PP® but in detail are
not. However, an economic advantage can only be achieved
if all systems are uniformly designated in accordance with
the current vgbe energy guidelines. If you have any doubts
about the designation capabilities of your suppliers, have a
few exemplary codes provided and checked by our experts.
2. Invest in the designation & documentation know-how of
your employees. KKS and RDS-PP® are not simple “languages”,
because they have to reflect the complexity of energy
supply systems. Therefore, you need specialist knowledge on
this in your company, which you can obtain through courses
at the Kraftwerksschule – KWS, through the procurement of
application guidelines or through expert advice from vgbe.
Take advantage of these offers, it’s worth it.
In this sense: let’s KKS, let’s RDS-PP!
Jörg Richnow
Dipl.-Ing., Dipl.-Wirtsch.-Ing
Chair Technical Committee
“Designation & Documentation”
of vgbe energy e.V.
vgbe energy journal 10 · 2022 | 1

Über Anlagenkennzeichnung …
Wenn man in diesen stürmischen Zeiten die Gelegenheit hat,
sich eine Windkraftanlage von innen anzuschauen, wird man,
nachdem man sich von den imposanten Dimensionen dieses
Kraftwerks beeindrucken ließ, vielleicht den Blick auf die Einrichtungen
am Fuße des Turms werfen. Dort stehen üblicherweise
eine Reihe Schränke, auf denen Schilder mit mehr oder
weniger kryptischen Zeichen montiert sind, z.B. „=AAC03“
oder „+ASK01“. Der unbedarfte Leser wird sich eventuell fragen:
„Was bedeuten diese Codes und wofür braucht man sie?“
Die Experten werden hierüber sicherlich lächeln, denn für sie
ist es offensichtlich: es handelt sich um eine standardisierte
Anlagenkennzeichnung, und natürlich wird so etwas benötigt.
Alle Kraftwerke, von der kleinsten Solaranlage bis zum größten
GuD-Kraftwerk, werden weltweit mit einer systematischen
Kennzeichnung versehen und der Grund hierfür steht außer
Frage: alle Kraftwerkskomponenten, die überwacht oder instandgehalten
werden, müssen eindeutig adressierbar sein.
Gerade im Rahmen der vielzitierten Digitalisierung und „Googelisierung“
ist eine unverwechselbare Zuordnung von Informationen
zu den davon betroffenen Einrichtungen essenziell,
um nicht im Informations-Chaos zu versinken.
Ein praktisches Beispiel: wenn Sie Ausfallstatistiken der Motoren
der Azimutantriebe Ihrer europaweit von Nordschweden
bis Südspanien installierten Windturbinen erheben wollen,
dann ist dies nur mit vertretbarem Aufwand möglich, wenn
alle Antriebe einheitlich gekennzeichnet werden. Also besser:
„=G040 MDL10 MZ010 -MA001“ statt „Der erste Motor des
Azimut-Antriebssystems der 40. Windturbine”.
In der Energietechnik hat sich seit nunmehr fast 50 Jahren das
KKS, das „Kraftwerk-Kennzeichensystem“ etabliert. Es ist so
etwas wie eine Lingua universalis, denn es wird weltweit einheitlich
benutzt. Und so ist es immer wieder faszinierend zuzuhören,
wie ein Kraftwerksleiter im ganz fernen Osten unserer
Welt in schwer verständlichem Englisch erklärt: „Of course, we
use KKS“. Da hat man schon mal eine erste gemeinsame Gesprächsebene
gefunden.
Vor etwa 20 Jahren entstand, hauptsächlich getrieben durch internationale
IEC- und ISO-Normen, die Notwendigkeit einer
Weiterentwicklung des Kennzeichnungssystems, um für die damals
noch jungen Technologien wie Wind- und PV-Anlagen eine
strukturierte Kennzeichnung anbieten zu können. Ergebnis war
das RDS-PP®, das Reference Designation System for Power
Plants, das sich vor allem in der Branche der neuen Regenerativen
Energien weltweit durchgesetzt hat. Entscheidend für diesen
Erfolg ist, dass vgbe eine ganze Reihe von praxisnahen Anwendungsrichtlinien
publiziert hat und über die Kraftwerksschule
– KWS ein umfangreiches Trainingsprogramm anbietet.
Abgerundet wird dies durch Beratungsleistungen von Kennzeichnungsexperten,
die über den vgbe vermittelt werden.
Mittlerweile hat sich die Normungswelt wieder weiter gedreht,
und herausgekommen ist eine aus unserer Sicht leider bedauerliche
Entwicklung: die aktualisierte Kennzeichnungsnorm
ISO 81346-10 ist so abstrakt, dass sie zumindest aktuell in der
Energiewirtschaft nicht anwendbar ist. Die Experten vom vgbe
verfolgen das Thema genau und werden relevante Informationen
dazu veröffentlichen, sobald es sinnvoll ist. Bis dahin lautet
unsere dringende Empfehlung: bleiben Sie bei KKS und
RDS-PP® wie bisher.
Warum zwei parallele Kennzeichnungs-Systeme? Ganz einfach,
die Umkodierung von Bestandsanlagen ergibt in den
meisten Fällen wenig Sinn, da der Aufwand dafür sehr hoch ist.
Daher unser Rat: bestehende Kraftwerke und ihre Erweiterungen
müssen, nicht zuletzt aus Sicherheitsaspekten, einheitlich
nach KKS gekennzeichnet werden. Für neue Anlagen, z.B. im
Wind- oder Solarbereich, aber auch für Power-to-Gas-Anlagen
bietet sich RDS-PP® hervorragend an, denn es ist das modernere
Kennzeichnungssystem mit größerem Funktionsumfang.
Zum Schluss noch zwei Empfehlungen:
1. Schreiben Sie in Ihre Lieferverträge, dass die Energieversorgungsanlagen
nach KKS oder RDS-PP®, jedoch ausschließlich
nach den vgbe-Richtlinien in der neuesten Ausgabe gekennzeichnet
werden. Es tummeln sich leider eine Menge
Konzepte auf dem Markt, die alle wie KKS oder RDS-PP®
aussehen, es im Detail dann aber doch nicht sind. Jedoch
lässt sich nur dann ein wirtschaftlicher Vorteil erzielen,
wenn alle Anlagen einheitlich gemäß den aktuellen Richtlinien
nach vgbe energy gekennzeichnet sind. Wenn Sie Zweifel
an den Kennzeichnungsfähigkeiten Ihrer Lieferanten haben,
lassen Sie sich ein paar exemplarische Codes bereitstellen
und von unseren Experten prüfen.
2. Investieren Sie in das Kennzeichnungs-Know-how Ihrer Mitarbeiterinnen
und Mitarbeiter. KKS und RDS-PP® sind keine
einfachen „Sprachen“, denn sie müssen die Komplexität der
Energieversorgungsanlagen abbilden. Daher benötigen Sie
Fachwissen hierzu in Ihrem Haus, das Sie über Kurse in der
Kraftwerksschule – KWS, über die Beschaffung der Anwendungsrichtlinien
oder über Expertenberatung bei vgbe erlangen
können. Nutzen Sie diese Angebote, es lohnt sich.
In diesem Sinne: let‘s KKS, let’s RDS-PP!
Jörg Richnow
Dipl.-Ing., Dipl.-Wirtsch.-Ing
Vorsitzender des Technical
Committee „Designation & Documentation“
im vgbe energy e.V.
2 | vgbe energy journal 10 · 2022

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International Journal for Generation
and Storage of Electricity and Heat 10 · 2022
About plant designation ...
Über Anlagenkennzeichnung …
Jörg Richnow 1
Abstracts / Kurzfassungen 6
Members‘ News 8
Industry News 20
News from Science & Research 24
New storage technologies in the energy market
Neue Speichertechnologien im Energiemarkt
Jan Weustink, Thorben Fohrmann, Sven Johannssen
and Dagmar Thien 28
SFRA as a reliable method for fault diagnostics
on rotating machinery
SFRA als zuverlässige Methode zur Fehlerdiagnostik
an rotierenden Maschinen
Lukas Ranzinger 34
Direct and indirect control of process engineering
plants with neural network
Direkte und indirekte Steuerung verfahrenstechnischer
Anlagen mit neuronalem Netz
Frank Gebhardt 42
Collection and use of digital information twins for
the re-commissioning of fossil-thermal power plants –
Efficient ways for brownfield re-engineering
Erhebung und Nutzung digitaler Informationszwillinge für die
Wiederinbetriebnahme von fossil-thermischen Kraftwerken –
Effiziente Wege zum Brownfield Reengineering
Hans Preuss 45
Analysis of VERA core physics benchmark problems with
DRAGON5 and DONJON5 computer codes
Analyse der Kern-Benchmarks VERA mit den Computercodes
DRAGON5 und DONJON5
Amjad Ali, Meer Bacha, Ghayoor Ahmed, Umer Ali, Nadeem
Shaukat and Rustam Khan 54
Business models and incentives for CCUS
Geschäftsmodelle und Anreize für CCUS
Stephanie Metzger 60
Pre-treatment of coal for efficiency
and emissions improvements
Vorbehandlung von Kohle zur Verbesserung von Effizienz
und Emissionen
Colin Henderson 64
Review vgbe Chemistry Conference 2022
Review vgbe-Chemiekonferenz 2022 67
vgbe Conference Review
Fuels, Firings and Flue Gas Cleaning 2022
vgbe Tagungs-Review
Brennstoffe, Feuerungen und Abgasreinigung 2022 71
4 | vgbe energy journal 10 · 2022

Content
Meeting the Requirements of the Energy Industry
The vgbe Technical Services are an integral part of
vgbe energy’s work. They are to be regarded as an
enhancement to the services for our members and
cover all aspects of engineering, operation and
maintenance in energy plants.
The technical services comprise:
Materials Laboratory
Water Chemistry
Oil Laboratory
Engineering Consultancy
Technical Services &
Engineering Consultancy
• Materials Laboratory
• Water Chemistry
• Oil Laboratory
• Engineering Consultancy
• Supervision of Construction and Installation
Supervision of Construction and Installation
t +49 201 8128-200
w www.vgbe.services
Requirements for capacity expansion and fuel supply for a
future-proof, secure and climate-friendly electricity supply
in Germany
Anforderungen an Kapazitätsausbau und Brennstoffversorgung
für eine zukunftsfeste, sichere und klimagerechte
Stromversorgung in Deutschland
Hans-Wilhelm Schiffer, Stefan Ulreich
and Tobias Zimmermann 74
Operating results 85
vgbe news
| Israeli technologies for the energy transition 93
Inserentenverzeichnis 94
Events 95
Imprint / Impresssum 96
Preview vgbe energy journal 11 | 2022 96
vgbe energy journal 10 · 2022 | 5

Abstracts | Kurzfassungen
New storage technologies in the
energy market
Jan Weustink, Thorben Fohrmann,
Sven Johannssen and Dagmar Thien
The holy grail of energy transformation is not
solely the extension of solar and wind parks.
It is also about the availability of energy when
needed. Therefore, energy storage solutions are
necessary to store the excessive renewable energy
on sunny and windy days to feed this back
into the grid when needed. The major challenge
here is not to store the energy for a day
but rather for weeks or even months as seasonal
storages: Electro-Chemical energy storage like
batteries is expensive in production and limited
in capacity, even if we already see a huge decline
in costs over the past decade especially at
Li-Ion batteries. Instead, other technologies are
evolving to counter the challenges of storing energy.
Among these are thermal storages, where
this heat converts water into steam to drive
conventional steam turbines or the heat is used
for industrial processes or district heating solutions.
Beneficial is the aspect that these thermal
storages can be combined with existing steam
cycle power plants. An important topic remains
to support the national grids with primary and
secondary control. Sector coupling and Power
to X-technologies offer many more opportunities
beyond the energy storage that also will be
discussed in this article.
SFRA as a reliable method for fault
diagnostics on rotating machinery
Lukas Ranzinger
SFRA (sweep-frequency-response-analysis) is
a method for fault diagnosis, which is already
used for transformers due to its sensitivity to
a wide range of faults. Recent investigations
show promising results for the application of
the method on rotating machines. A basic behavior
could be determined and confirmed on
the basis of a model. Furthermore, a transferability
between different machine types and power
classes could be shown. The measurements
are highly accurate and reproducible. SFRA
thus offers the possibility of detecting different
and complicated fault types. The application is
very simple, universal and can be carried out
with little effort. The presented characteristic
trace is used for a better understanding of SFRA
measurements on rotating machines. In addition,
two application cases for concrete fault
detection are presented. Among other, the rotor
angle is used for interpretation, which enables
the evaluation without reference measurement.
Direct and indirect control of process
engineering plants with neural network
Frank Gebhardt
This paper follows up on the presentation at
Uni per from KELI 2020: “Control of a waste
boiler with neural network – First experience
report” and presents further use cases for direct
and indirect control of process plants with neural
network. This is another waste incineration
plant for indirect control with neural network
and new types of plants. Behind them are a
biomass plant (waste wood incineration), a
fluidized bed combustion plant and a gas-fired
power plant.
The following direct and indirect controls of
process plants with neural network are currently
being worked on (1) standard AI operator,
which learns the control interventions
in the process engineering process of the best
human operator and can then execute them
independently after the learning phase. (2) AI
prediction with a new technology, which can
predict process-related process values such as
steam dips, boiler ceiling temperatures, EMI
values such as CO and NOx in the range of up
to half an hour (MW) with the help of a control
system. This technology can be used to perform
predictive human place interventions in the
process, which in turn can be used to train a
new neural network as described in point 1.
Collection and use of digital
information twins for the recommissioning
of fossil-thermal
power plants – Efficient ways for
brownfield re-engineering
Hans Preuss
Scarce resources, changing personnel and multi-shift
operations demand intelligent knowledge
management. The depersonalisation of
information is indispensable for the successful
and safe operation of energy industry plants.
Digitalisation successes are therefore not only
achieved by companies on the cost side, but also
in terms of data availability, process optimisation
and the use of external human resources.
The current political situation and the associated
challenges place further demands on the
digital twin of a fossil-thermal plant.
Analysis of VERA core physics
benchmark problems with DRAGON5
and DONJON5 computer codes
Amjad Ali, Meer Bacha, Ghayoor Ahmed,
Umer Ali, Nadeem Shaukat
and Rustam Khan
This paper presents the validation of open
source codes DRAGON5 and DONJON5 for
Pressurized Water Reactors (PWRs) through
Virtual Environment for Reactor Applications
(VERA) core physics benchmark problems. The
objective of this study is to validate these codes
prior to reactor core analyses and in-core fuel
management of Pakistan’s operating Nuclear
Power Plants (NPPs). The agreement with reference
provides a valid justification for the application
of these codes to currently operating
commercial power reactors.
Business models
and incentives for CCUS
Stephanie Metzger
Carbon capture, utilisation, and storage (CCUS)
is considered essential for meeting climate
change mitigation goals, according to the International
Energy Agency (IEA) and the Intergovernmental
Panel on Climate Change (IPCC).
However, deployment of CCUS has been slow
worldwide, partly due to a lack of adequate
commercial incentives to encourage investment
in new projects. The development of policies
and incentives to create a compelling business
model for CCUS has therefore been at the centre
of efforts to progress the technology. This report
examines the barriers to CCUS deployment, potential
ownership models, and business models,
policies, and revenue streams that can incentivise
the use of CCUS. Barriers include economic
and market risks, policy risks, and regulatory
risks. Traditional and new ownership models
are explored.
Pre-treatment of coal for efficiency
and emissions improvements
Colin Henderson
Various fuel additives have been developed for
the pretreatment of coal. The aim of the additives
is to improve the combustion performance
of coal and reduce the emissions of pollutants.
The status of four additives is reviewed: Sootaway,
CETALYST A, Addicoal and Silanite.
Three developers, Johnsen Chemicals AS Norway,
Combustion and Emissions Technologies,
LLC, in the USA, and MEA CAPITAL Ltd’s subdivision
COALTECH appear to remain active in
the area. The main market is likely to be smaller,
inefficient boilers and furnaces.
Review vgbe Chemistry
Conference 2022
This year, the vgbe Chemistry Conference took
place for the 58 th time from 25 to 27 October
2022 in Dresden with around 170 participants
from Germany and abroad. New vgbe-Standards,
water treatment, cooling water treatment
and challenges of FGD plants were the focus of
the conference.
vgbe Conference Review Fuels,
Firings and Flue Gas Cleaning 2022
The Conference “Fuels, Firings and Flue Gas
Cleaning 2022” took place on September 28
and 29, 2022 in Hamburg. The range of topics
was accordingly diverse and extended from the
use of sensors for vibration measurement to the
use of different materials and fuels in the boiler
area and the reduction of mercury, dust and SO 2
emissions.
Requirements for capacity expansion
and fuel supply for a future-proof,
secure and climate-friendly electricity
supply in Germany
Hans-Wilhelm Schiffer , Stefan Ulreich
and Tobias Zimmermann
The electricity system in Germany faces two
challenges: a significant increase in demand
for electricity, which is increasingly used for
heating/cooling and in mobility - and a growing
share of highly weather-dependent electricity
generation, which leads to a more complex
balancing between electricity generation and
consumption. As a result, the demand for dispatchable
power will at least not decrease and
power plant capacity to be shut down will have
to be replaced by new dispatchable power. It
is needed for short-term fluctuations and for
seasonally deployable power, since e.g. the demand
for electricity for heating will reinforce
the previous seasonality. In addition to other
solutions such as demand response and electricity
storage, hydrogen-fired gas power plants
are increasingly offering themselves as a solution
- in combination with the use of gas storage
facilities and the international infrastructure for
importing liquid or gaseous energy sources.
6 | vgbe energy journal 10 · 2022

Abstracts | Kurzfassungen
Neue Speichertechnologien
im Energiemarkt
Jan Weustink, Thorben Fohrmann, Sven
Johannssen und Dagmar Thien
Der heilige Gral der Energiewende ist nicht einzig
der Ausbau der Solar- und der Windkraftanlagen,
sondern die Verfügbarkeit und die Koordinierung
von Energiespeichern. Hierdurch
wird der Überschuss an regenerativer Energie
an sonnigen und windigen Zeiten gespeichert,
mit dem Ziel diese abzugeben, wenn sie wieder
benötigt wird. Die größere Herausforderung
hierbei ist nicht nur das Speichern der Energie
für einen Tag (Daily Storage), sondern für ganze
Wochen, bzw. Monate (Seasonal Storage).
Elektro-chemische Energiespeicher wie Batterien
sind teuer in der Produktion und begrenzt
in der Kapazität, wobei wir bereits einen großen
Preisverfall in der letzten Dekade insbesondere
bei Li-Ion-Batterien beobachten konnten.Stattdessen
zeigen sich neue Ideen auf dem Markt,
um die Herausforderungen der Energiespeicherung
zu lösen. Darunter sind auch thermische
Speicher, um bei Bedarf Wärmeenergie über
Wärmetauscher in Wasserdampf umzuwandeln
und damit konventionelle Turbinen anzutreiben
und/oder die Wärme für industrielle Prozesse
oder Fernwärmelösungen bereitzustellen. Ein
wichtiges Ziel für Stromnetze mit hohem Anteil
an erneuerbaren Energien und integrierten
Speichern ist darüber hinaus eine verbrauchsgesteuerte
Primär- und Sekundärfrequenzregelung.
Auch die Sektorenkopplung, sowie Power
to X eröffnen viele weitere Möglichkeiten über
die reine Energiespeicherung hinaus, wie im folgenden
Artikel erläutert wird.
SFRA als zuverlässige Methode zur
Fehlerdiagnostik an rotierenden
Maschinen
Lukas Ranzinger
SFRA (sweep-frequency-response-analysis) ist
eine Methode zur Fehlerdiagnostik, welche auf
Grund ihrer Sensibilität für unterschiedlichste
Fehler bereits häufig bei Transformatoren eingesetzt
wird. Neueste Untersuchungen zeigen
vielversprechende Ergebnisse zum Einsatz der
Methode bei rotierenden Maschinen. So konnte
ein grundlegender Verlauf festgestellt und
anhand eines Modells bestätigt werden. Ferner
konnte eine Übertragbarkeit zwischen unterschiedlichen
Maschinentypen und Leistungsklassen
gezeigt werden. Die Messungen weisen
dabei eine hohe Genauigkeit und sehr gute Reproduzierbarkeit
auf. SFRA bietet demnach die
Möglichkeit, schwer detektierbare Fehler messtechnisch
zu erkennen. Dabei ist die Anwendung
sehr einfach, universell und mit geringem
Aufwand durchführbar. Der vorgestellte allgemeinen
charakteristischen Verlauf dient dem
besseren Verständnis von SFRA Messungen an
rotierenden Maschinen. Zudem werden zwei
Anwendungsfälle zur konkreten Fehlererkennung
vorgestellt. Zur Interpretation dient dabei
u.a. der Rotorwinkel, was die Auswertung ohne
Referenzmessung ermöglicht.
Direkte und indirekte Steuerung
verfahrenstechnischer Anlagen mit
neuronalem Netz
Frank Gebhardt
Dieser Beitrag knüpft an den Vortrag bei Uniper
von der KELI 2020: „Steuerung eines Müllkessels
mit neuronalem Netz- Erster Erfahrungsbericht“
an und stellt weitere Anwendungsfälle für
die direkte und indirekte Steuerung verfahrenstechnischer
Anlagen mit neuronalem Netz vor.
Dabei handelt es sich um eine weitere Müllverbrennungsanlage
für die indirekte Steuerung
mit neuronalem Netz und um neue Anlagentypen.
Dahinter verbirgt sich eine Biomasseanlage
(Altholzverbrennung), eine Wirbelschichtfeuerungsanlage
und ein Gaskraftwerk.
Folgende direkte und indirekte Steuerungen
verfahrenstechnischer Anlagen mit neuronalem
Netz werden zurzeit bearbeitet. (1) Standard
AI-Operator, der die Stelleingriffe in den verfahrenstechnischen
Prozess des besten menschlichen
Operators lernt und diese dann nach der
Lernphase selbstständig ausführen kann. (2)
AI-Prediction mit einer neuen Technologie, welcher
verfahrenstechnische Prozesswerte wie z.B.
Dampfeinbrüche, Kesseldeckentemperaturen,
EMI-Werte wie z.B. CO und NOx im Bereich bis
zu einer halben Stunde (MW) mit Hilfe eines
Leitsystems voraussagen kann. Mit Hilfe dieser
Technologie können vorausschauende menschliche
Stelleingriffe in den Prozess ausgeführt
werden, die wiederum zum Anlernen eines
neuen neuronalen Netzes wie unter Punkt 1 beschrieben,
dienen.
Erhebung und Nutzung digitaler
Informationszwillinge für die
Wiederinbetriebnahme von fossilthermischen
Kraftwerken - Effiziente
Wege zum Brownfield Reengineering
Hans Preuss
Knappe Ressourcen, wechselndes Personal und
der Mehrschichtbetrieb verlangen ein intelligentes
Wissensmanagement. Die Entpersonalisierung
von Informationen ist unverzichtbar
für den erfolgreichen und sicheren Betrieb energiewirtschaftlicher
Anlagen. Digitalisierungserfolge
erzielen Unternehmen daher nicht nur
auf der Kostenseite, sondern in Bezug auf die
Verfügbarkeit von Daten, die Optimierung der
Prozesse und die Nutzung externer personeller
Ressourcen. Die derzeitige politische Lage und
die damit verbundenen Herausforderungen
stellen weitere Anforderungen an den digitalen
Zwilling einer fossil-thermischen Anlage.
Analyse der Kern-Benchmarks VERA
mit den Computercodes DRAGON5
und DONJON5
Amjad Ali, Meer Bacha, Ghayoor Ahmed,
Umer Ali, Nadeem Shaukat
und Rustam Khan
In diesem Beitrag wird die Validierung der
Open-Source-Codes DRAGON5 und DONJON5
für Druckwasserreaktoren (DWR) anhand von
Benchmark-Problemen der virtuellen Umgebung
für Reaktoranwendungen (VERA) für die
Kernphysik vorgestellt. Ziel dieser Studie ist die
Validierung dieser Codes vor der Analyse des
Reaktorkerns und des Brennstoffmanagements
von in Betrieb befindlichen Kernkraftwerken.
Die Übereinstimmung mit der Referenz gilt als
Nachweis für die Anwendung dieser Codes auf
derzeit in Betrieb befindliche kommerzielle Leistungsreaktoren.
Geschäftsmodelle und
Anreize für CCUS
Stephanie Metzger
Die Internationale Energieagentur (IEA) und
der Zwischenstaatliche Ausschuss für Klimaänderungen
(IPCC) halten die Abscheidung,
Nutzung und Speicherung von Kohlenstoff
(CCUS) für unverzichtbar, um die Ziele zur Eindämmung
des Klimawandels zu erreichen. Die
Einführung von CCUS ist jedoch weltweit nur
langsam vorangeschritten, was zum Teil darauf
zurückzuführen ist, dass es keine angemessenen
kommerziellen Anreize gibt, um Investitionen in
neue Projekte zu fördern. Die Entwicklung von
Strategien und Anreizen zur Schaffung eines
überzeugenden Geschäftsmodells für CCUS
steht daher im Mittelpunkt der Bemühungen,
die Technologie voranzubringen. In diesem Bericht
werden die Hindernisse für die Einführung
von CCUS, potenzielle Eigentumsmodelle sowie
Geschäftsmodelle, Strategien und Einnahmequellen
untersucht, die Anreize für die Nutzung
von CCUS schaffen können.
Vorbehandlung von Kohle zur
Verbesserung von Effizienz
und Emissionen
Colin Henderson
Es wurden verschiedene Brennstoffadditive für
die Vorbehandlung von Kohle entwickelt. Ziel
dieser Zusätze ist es, die Verbrennungsleistung
von Kohle zu verbessern und die Schadstoffemissionen
zu verringern. Der Status von vier Additiven
wird überprüft: Sootaway, CETALYST
A, Addicoal und Silanite. Drei Entwickler,
Johnsen Chemicals AS Norwegen, Combustion
and Emissions Technologies, LLC, in den USA
und die Unterabteilung COALTECH von MEA
CAPITAL Ltd, scheinen weiterhin in diesem
Bereich aktiv zu sein. Der Hauptmarkt dürften
kleinere, ineffiziente Heizkessel und Öfen sein.
Review vgbe-Chemiekonferenz 2022
Die vgbe-Chemiekonferenz fand in diesem Jahr
zum 58.-mal statt. Rund 170 Teilnehmenden aus
dem In- und Ausland trafen sich vom 25. bis 27.
Oktober 2022 in Dresden. Im Fokus der Konferenz
standen unter anderem die Themen neue
vgbe-Standards, Wasseraufbereitung, Kühlwasseraufbereitung
und Herausforderungen bei
REA-Anlagen.
vgbe Tagungs-Review Brennstoffe,
Feuerungen und Abgasreinigung 2022
Die Fachtagung „Brennstoffe, Feuerungen
und Abgasreinigung 2022“ hat am 28. und 29.
September 2022 im Hotel Gastwerk in Hamburg
stattgefunden. Das Themenangebot war
vielfältig und reichte von Sensoren-Einsatz zur
Schwingungsmessung über den Einsatz unterschiedlicher
Werk- und Brennstoffe im Kesselbereich
bis hin zur Reduzierung von Quecksilber-,
Staub- und SO 2 -Emissionen.
Anforderungen an Kapazitätsausbau
und Brennstoffversorgung für eine
zukunftsfeste, sichere und
klimagerechte Stromversorgung
in Deutschland
Hans-Wilhelm Schiffer, Stefan Ulreich
und Tobias Zimmermann
Das Stromsystem in Deutschland steht zwei
Herausforderungen gegenüber: eine deutliche
Steigerung der Nachfrage nach Strom, der zunehmend
für Wärme/Kälte und in der Mobilität
eingesetzt wird – und einen wachsenden Anteil
stark wetterabhängiger Stromerzeugung, was zu
einem komplexeren Abgleich zwischen Stromerzeugung
und -verbrauch führt. Als Folge wird
der Bedarf nach steuerbarer Leistung zumindest
nicht sinken und stillzulegende Kraftwerkskapazität
muss durch neue steuerbare Leistung
ersetzt werden. Benötigt wird sie für kurzfristige
Schwankungen und für saisonal einsetzbare
Leistung, da z.B. die Stromnachfrage für
Heizungen die bisherige Saisonalität verstärken
wird. Neben anderen Lösungen wie Lastfolge
und Stromspeicher, bieten sich zunehmend
wasserstoffbefeuerte Gaskraftwerke als Lösung
an – in Kombination mit der Nutzung von Gasspeichern
und der internationalen Infrastruktur
zum Import flüssiger oder gasförmiger Energieträger.
vgbe energy journal 10 · 2022 | 7

Members’ News
Members´
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BS|Energy Altholz statt Kohle –
Veolia weiter auf dem Weg zu
einer nachhaltigen
Energieerzeugung
(bs-energy) Veolia hat in Lengede mit dem
Bau einer Aufbereitungsanlage für 180.000
Tonnen Alt- und Restholz pro Jahr begonnen.
Das aufbereitete Altholz soll als Brennstoff
an das ebenso im Bau befindliche Biomasse-Heizkraftwerk
der Veolia Tochter
BS|ENERGY in Braunschweig geliefert werden
– und damit bei der Erzeugung von
Strom und Fernwärme den bisherigen Energieträger
Kohle künftig ersetzen.
Das aus der Region angelieferte Altholz
wird in einem geschlossenen Lagergebäude
mit Luftfilter aufbewahrt. In diesem Gebäude
erfolgt auch die mechanische Aufbereitung
für die thermische Verwertung –
Fremd- und Störstoffe werden aussortiert
und das Altholz zu Holzhackschnitzeln geschreddert.
Anschließend dient es dazu, im
neuen Biomasse-Heizkraftwerk in Braunschweig
per Kraft-Wärme-Kopplung Strom
zu erzeugen und Wärme zu gewinnen. Das
Heizkraftwerk wird, wie alle Anlagen zur
Altholzaufbereitung von Veolia, den sehr
strengen Anforderungen der 17. Bundes-Immissionsschutzverordnung
(BImSchV) entsprechen.
Durch die hohen Temperaturen
bei der Verbrennung werden die meisten
Schadstoffe sofort vernichtet. Eine mehrstufige
Rauchgasreinigung, basierend auf dem
neuesten Stand der Technik, übernimmt die
Restreinigung. Im Ergebnis verbessert sich
die Luftqualität in Braunschweig durch die
neue Anlage im Vergleich zum bisherigen
Kohlekraftwerk deutlich.
Die Altholzaufbereitungsanlage wird 2023
in Betrieb genommen und ist ebenso wie das
neue Biomasse-Heizkraftwerk ein wichtiger
Baustein für den von BS|ENERGY beschlossenen
Kohleausstieg, der deutlich vor 2038
erfolgen soll. Da das Biomasse-Heizkraftwerk
in Braunschweig bereits 2022 ans Netz
gehen wird, liefert Veolia für die Übergangszeit
Altholz aus der Aufbereitungsanlage in
Hannover. Damit leistet das Unternehmen
einen entscheidenden Beitrag zur Dekarbonisierung.
LL
www.bs-energy.de (223321817)
Currenta: Mit Abwärme aus
chemischer Produktion grünen
Dampf erzeugen
• Currenta und Covestro entwickeln
gemeinsam Wärmepumpen-Lösungen
für Uerdinger Standort.
(currenta) Wärmepumpen sind eine Schlüsseltechnologie
auf dem Weg zu nachhaltigen
Chemie-Standorten. Sie dienen dazu,
Wasserkreisläufe zu schließen und die Wärmeemission
in die Umwelt zu verringern.
Der Chempark-Betreiber Currenta arbeitet
gemeinsam mit dem Kunststoff-Produzenten
Covestro an konkreten Lösungen für die
Wärmerückgewinnung und Einsparung von
Betriebswasser in den Produktionsbetrieben
von Covestro im Chempark Uerdingen.
Die Unterzeichnung eines gemeinsamen
Letter of Intent markiert den ersten Schritt
auf diesem Weg. Bis zum 30. Juni 2023 wollen
Currenta und Covestro im Rahmen einer
Machbarkeitsstudie zwei mögliche Einsatzorte
für Wärmepumpen näher untersuchen:
Den erst 2021 erweiterte Chlorelektrolysebetrieb
sowie den MDI-Betrieb von
Covestro. In beiden Betrieben entstehen
wichtige Vorprodukte für die chemische
Produktion von Kunststoffen.
Currenta-CEO Frank Hyldmar: „Wir möchten
mit unseren Standorten Europas nachhaltiger
Chemiepark werden. Dabei beschäftigen
wir uns insbesondere mit dem
Thema Wasser. Es geht darum, Wasserkreisläufe
zu schließen und die Menge an Rheinwasser,
die wir als Betriebswasser und Kühlwasser
im Chempark nutzen, in Zukunft
weiter zu reduzieren.“
Wärmepumpentechnik sorgt dafür, dass
die Abwärme aus den Kühlwassersystemen
zukünftig als thermische Energie genutzt
werden kann. Auch für Covestro ist dies ein
wichtiger technischer Meilenstein auf dem
Weg zur operativen Klimaneutralität im
Jahr 2035, die sich das Unternehmen als
Ziel gesetzt hat. Eine der Säulen, um dieses
Ziel zu erreichen: Grüner, also mit erneuerbaren
Energien erzeugter Dampf.
Dr. Daniel Koch (Head of PM Operations
EMEA Covestro): „Covestro könnte durch
den Einsatz der Zukunftstechnologie Wärmepumpe
den CO 2 -Fußabdruck seiner Produkte
weiter verkleinern – ein wichtiger Schritt in
Richtung operativer Klimaneutralität. Die
Nutzung von Abwärme würde zudem eine
Reduzierung der Betriebs- und Instandhaltungskosten
unserer Anlagen mit sich bringen.
Das ist eine echte Win-Win-Situation.“
Zukunftsweisend werden die im Zuge der
Studie erarbeiteten Ergebnisse und Informationen
aber nicht nur für die nachhaltige
Transformation der chemischen Produktion
in Nordrhein-Westfalen. Es geht auch um
Standortsicherung:
Detlef Rennings, Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats
Currenta: „Nachhaltigkeit bedeutet
Arbeitsplatzsicherheit. Denn Industrie
hat hier nur dann eine Zukunft, wenn sie
sich ausgewogen verändert. Wenn sie grüner
und günstiger wird und die Voraussetzungen
dafür schafft, dass der Produktionsstandort
attraktiv bleibt. Ich freue mich besonders,
dass wir hier in Uerdingen einen ersten wichtigen
Schritt auf diesem Weg gehen.“
Kerstin Spendel, Vorsitzende des Betriebsrats
Covestro am Standort Uerdingen: „Damit
unsere Standorte in Deutschland auch
in Zukunft konkurrenzfähig produzieren
können, müssen sie technologisch mit der
Zeit gehen und sich auf eine grünere, nachhaltigere
Produktion umstellen. Dieses Pilotprojekt
ist ein wichtiges Signal für unser
Leitziel Kreislaufwirtschaft und damit letztlich
auch für den Erhalt unseres Uerdinger
Standortes.“
LL
www.currenta.de (223321827)
Fortum to enter the
energy-from-waste business
in the UK – seeks to transform
the sector with a novel concept
to recycle materials
(fortum) Fortum is expanding its UK-based
operations and is starting to build a new Energy-from-Waste
plant in Glasgow.
The market entry is a major step forward in
Fortum’s ambition to transform the Energy-from-Waste
sector with its novel Carbon2x
concept, which has already concluded
the first round of pilot testing. The concept
aims to capture emissions from waste
incineration and turn them into CO 2 -based,
high-quality raw materials. The company
estimates that Carbon2x will help reduce
the dependence on fossil-based raw materials,
improve Europe’s self-sufficiency and
decarbonise waste incineration.
“The UK Energy-from-Waste market is in
an interesting development phase and will,
over time, offer the potential for further investments
in Energy-from-Waste. At Fortum
our objective is to reuse, recycle and utilise
as much of the waste streams as possible; we
want to make waste incineration fully circular.
This means that also CO 2 emissions
should be turned into new raw materials. To
do this at scale, we need to rethink how we
do recycling in general. In the UK alone,
8 | vgbe energy journal 10 · 2022

Members´News
there are 48 EfW plants, meaning that 11
million tonnes of CO 2 could be captured and
reused in a year. We want to tap into this
potential and bring our competence and
track record of pioneering waste solutions to
the market,” states Kalle Saarimaa, Vice
President of Recycling & Waste at Fortum.
In the UK, a total of 3,600 million kilograms
of plastics is used for making products
every year. At the same time, only 41%
of this plastic is collected for recycling. Carbon2x
can help recycle these plastics that
are not currently captured in separate collection.
Simultaneously, 90% of the carbon
dioxide released into the atmosphere can be
captured and utilised as new products; as a
result, the climate impact of waste incineration
would become net negative, when Carbon2x
is applied.
For several years, Fortum has been providing
operation and maintenance services to
external energy industry customers in the
UK. Entering the Energy-from-Waste business
in the UK further expands the company’s
presence in the market. Next to the UK,
the company is also looking to expand into
other markets in continental Europe.
“We have a holistic approach and competence
in waste management. This wider entry
to the UK enables us to investigate the
investment potential for our other strategic
growth areas, such as the recycling of batteries
and Waste-to-Energy ash recycling. In the
future, also in the UK, we could not only capture
and use the emissions from the waste
incineration, but also recover and reuse valuable
raw materials from the ash. For us, the
concept of ‘waste’ does not exist. There is
only material that can be used and reused
again, with the right solutions and competence
in place,” concludes Kalle Saarimaa.
LL
www.fortum.com (223321827)
Fortum launches a feasi bility
study to explore prereq ui sites
for new nuclear
(fortum) Fortum is starting a two-year feasibility
study to explore prerequisites for new
nuclear. As part of the study, Fortum will
examine commercial, technological and societal,
including political, legal and regulatory,
conditions both for small modular reactors
(SMRs) and conventional large reactors.
The study’s geographic focus is Finland
and Sweden.
„The goals of energy independence, security
of supply and carbon neutrality are challenges
facing our entire society. We want to
find out under which conditions we could
meet them with nuclear power generation,
which is known to be reliable and CO 2 -free,“
says Simon-Erik Ollus, Executive Vice President,
Generation Division at Fortum.
With the current uncertainty in the energy
market, ventures in the nuclear industry will
most likely involve partnership constellations.
Partnerships may be formed e.g. between
nuclear generating and district heating
companies, industrial off-takers of power
and heat for whom competitive energy
supply is of increasing strategic importance,
and nuclear utilities, or start-up companies
and established utilities with nuclear competence.
Thus, the feasibility study will also
explore the potential for service business
offerings for new projects in Europe and hydrogen
for industrial applications.
„The challenges related to new nuclear are
well-known. Achieving competitive construction
times and costs are must-win battles
for our industry. In this feasibility study,
we aim to explore novel partnerships, new
business models and technologies, such as
small modular reactors (SMRs), which are
promising in terms of taking nuclear power
forward to future generations,“ says Laurent
Leveugle, who is leading the nuclear feasibility
study.
Since the feasibility study will also take a
deep look at the newbuild process, such as
progress of planning, siting, and licensing,
the work group’s intention is to engage the
essential external stakeholders, such as political
decision makers, civil servants, and
nuclear safety authorities in Finland and
Sweden, in active dialogue.
Fortum has agreed to fully divest Uniper to
the German State, and thus Fortum is in the
process of updating its stand-alone strategy
with the focus on sustainable power generation,
security of supply and affordable energy.
In this context, Fortum’s CO 2 -free generation
assets are now needed more than ever.
This study contributes to that strategy development.
Any decisions about future investments
will be made in due course.
LL
www.fortum.com (223321827)
LEAG-GigawattFactory
wächst mit weiterem
17-MWp-Solarpark
• LEAG und EPNE bauen Solarpark Böhlen
auf ehemaliger industrieller Absetzanlage
beim Kraftwerk Lippendorf
(leag) Baustart im sächsischen Böhlen für ein
weiteres PV-Großprojekt, welches die EP New
Energies (EPNE) als strategischer Partner mit
der LEAG entwickelt und umsetzt: Ein 17
MW-Solarpark entsteht auf dem Gelände einer
ehemaligen und teilrekultivierten industriellen
Absetzanlage beim Kraftwerk Lippendorf.
Die Nachnutzung ehemals industriell
genutzter Flächen, wie Bergbaufolgeland
oder Altkraftwerksstandorte sind ein essentieller
Bestandteil des Energiekonzeptes GigawattFactory,
da sie einen konfliktarmen und
gleichzeitig nachhaltigen Ausbau von Erneuerbaren
Energien ermöglichen.
Für den Leiter Erneuerbare Energien bei
LEAG, Fabian von Oesen, ist der Baubeginn
gleichzeitig ein weiterer wichtiger Beitrag
zum Ausbau des LEAG-Grünstrom-Portfolios.
„Wir setzen unsere angekündigte Transformation
hin zu einem großen Grünstromerzeuger
konsequent fort. Unser Projekt GigawattFactory
kommt mit dem PV-Park Böhlen
dem Ziel, 7 Gigawatt erneuerbare Stromerzeugungsleistung
bis 2030, vorrangig auf
Tagebauflächen und an Kraftwerksstandorten
aufzubauen, wieder ein Stück näher.“
Auch EPNE-Geschäftsführer Dominique
Guillou freut sich über den Erfolg: „Mit dem
Baubeginn für den PV-Park Böhlen und unseren
anderen Multimegawatt-Solarprojekten
in Entwicklung, bringen wir die notwendige
Power für die GigawattFactory. Insgesamt
haben wir von den Projektpotenzialen
der LEAG bereits über ein Gigawatt in Genehmigungsverfahren
gebracht. Jedes dieser
Projekte leistet einen wichtigen Beitrag
zu einer klimaneutralen und sicheren Energieversorgung.“
Guillou betont die umfangreichen Ausgleichsmaßnahmen,
die in Böhlen umgesetzt
werden: „Ein besonderes Augenmerk
vgbe energy journal 10 · 2022 | 9

Members´News
liegt auf dem Artenschutz. So wurden bestimmte
Bereiche von den Bauarbeiten ausgenommen,
um die heimische Zauneidechse
zu schützen. Gleichzeitig entstehen Blühstreifen,
naturbelassene Unterschlupf-Möglichkeiten
aus Feldsteinen und Totholz sowie
zahlreiche Brutkästen als ökologische
Habitate zur Steigerung der Artenvielfalt.“
Nach Fertigstellung wird der PV-Park Böhlen
aus rund 30.000 Modulen bestehen und
fast 6.000 Haushalte mit Grünstrom versorgen.
Bei der 14 Hektar großen Fläche, auf
der die PV-Anlage entsteht, handelt sich um
das Gelände einer ehemaligen Industriellen
Absetzanlage für Kraftwerksasche, die direkt
auf dem Areal eines ehemaligen Tagebaus
liegt.
Mit einem dimensionierten Ausbau von
Solar- und Wind- soll Grünstrom zunehmend
ein Wirtschaftsfaktor für die Strukturentwicklung
im Lausitzer und im Mitteldeutschen
Revier werden und gleichzeitig
die erfolgreiche Ansiedlung von Projekten
zur mobilen und energetischen Nutzung von
Wasserstoff ermöglichen.
LL
www.leag.de (223321834)
Erster Spatenstich für den PV Park Böhlen: (v.l.n.r.) Thomas Dorsch – BELECTRIC – Head of
Sales Germany, Dominique Guillou – EP New Energies GmbH – Geschäftsführer, Dietmar
Berndt – Bürgermeister der Stadt Böhlen, Martin Kunz – BELECTRIC – Senior Project Manager,
Projektleiter Belectric für PVA Böhlen, Frank Pönicke – LEAG (Lausitz Energie Kraftwerke AG)
– Leiter Anlagenbetrieb Kraftwerk Lippendorf, Foto: EPNE
Laufende und in Planung befindliche
Großprojekte wie z.B. das Gaskraftwerk
Leipheim, die Energie- und Verwertungsanlage
Jänschwalde und das Innovationskraftwerk
werden durch das Vorstandsmitglied
Hubertus Altmann weitergeführt.
Energie. Der Leitungsbau beginnt voraussichtlich
im November 2022, die Einspeisung
der Abwärme soll bis Ende 2024 erfolgen.
Die Partnerschaft zwischen Henkel und
den Stadtwerken ist langfristig angelegt.
Denkbar sind weitere Ausbaustufen.
LEAG: Integrierte Produktion
führt Bergbau- und
Kraftwerksbereich zusammen
• Nächste organisatorische Schritte im
LEAG-Transformationsprozess
(leag) Im Zuge des Transformationsprozesses
hin zu einem breit aufgestellten grünen
Energie-, Infrastruktur- und Serviceunternehmen
passt die LEAG ihre Strukturen weiter
an. Zum 1. Oktober 2022 wurden die
Ressorts Bergbau und Kraftwerke zu einem
gemeinsamen Ressort „Produktion“ zusammengeführt.
Mit dieser Maßnahme ist auch
die Zusammenlegung der beiden technischen
Servicebereiche verbunden.
Ziel ist die Bündelung der operativen
Leistungen und Kompetenzen in den Bereichen
Genehmigung, Produktion und Instandhaltung
für alle großtechnischen Anlagen.
Zudem wird die Integrierte Produktion
Ingenieurs-, Beratungs- und Planungssowie
Betriebs- und Instandhaltungsleistungen
für interne Bereiche und externe
Kunden anbieten.
Mit der Leitung des Ressorts Produktion
wurde Philipp Nellessen beauftragt, bisher
Vorstand für den Bereich Bergbau und die
Gesellschaften in Transformation.
Das Unternehmen erwartet von dieser
Maßnahme mehr Effizienz und Flexibilität
in Planungs- und Produktionsprozessen
durch die synergetische Nutzung von Kompetenzen
und Kapazitäten.
LL
www.leag.de (223321835)
Henkel und Stadtwerke
Düsseldorf besiegeln
Klimaschutz-Kooperation
(sw-d) Henkel und die Stadtwerke Düsseldorf
haben heute eine langjährige Partnerschaft
besiegelt: Als erstes Unternehmen der
Landeshauptstadt wird Henkel industrielle
Abwärme aus seinem eigenen Kraftwerk in
das Fernwärme-Netz der Stadtwerke Düsseldorf
einspeisen und damit einen wichtigen
Beitrag zu mehr Klimaschutz und den
Düsseldorfer Klimazielen 2035 leisten.
Der Konsumgüter- und Industriekonzern
wird Kamin-Abwärme des Kraftwerks in das
städtische Fernwärmenetz einspeisen und
dadurch Düsseldorfer Haushalte mit Energie
versorgen. Die industrielle Abwärme
kann Henkel für die eigene Energieversorgung
nicht effizient nutzen, da der Standort
kein Warmwassernetz betreibt.
Im Rahmen des Projektes sollen künftig bis
zu 40 % der Fernwärme für die Stadtteile Garath
und Benrath über die Abwärme und
Wärme aus Kraft-Wärme-Kopplung von Henkel
gedeckt werden. Dadurch können die
Stadtwerke ihren Erdgasverbrauch erheblich
reduzieren. Die CO 2 -Emissionen der Stadt
Düsseldorf sinken um etwa 6.500 t jährlich.
Das Projekt wird gefördert mit Mitteln des
Landes NRW, vertreten durch die Bezirksregierung
Arnsberg, Abteilung Bergbau und
„Wir freuen uns, mit Henkel ein Düsseldorfer
Traditionsunternehmen als Partner gewonnen
zu haben. Diese Kooperation ist
eine wichtige Investition in den Klimaschutz
und stärkt auch den Wirtschaftsstandort
Düsseldorf. Sie zeigt: Ökologie und Ökonomie
stehen nicht im Gegensatz zueinander.
Klug vereint sind sie die Grundlage für eine
lebens-werte und wirtschaftlich erfolgreiche
Stadt“, so Julien Mounier, Vorstandsvorsitzender
der Stadtwerke Düsseldorf.
„Mit dem Projekt leisten wir nicht nur einen
Beitrag zur Energieversorgung unserer
Heimatstadt, sondern auch zu mehr Klimaschutz,
denn die energetische Nutzung von
industrieller Abwärme ist hocheffizient und
nachhaltig. Als Unternehmen haben wir uns
das Ziel gesetzt, bis 2030 klimapositiv zu
produzieren. Doch die Klimakrise lässt sich
nur gemeinsam lösen, und deshalb sind
Partnerschaften wie diese so wichtig“, sagt
Dr. Daniel Kleine, Henkel President Germany
und Standortleiter Düsseldorf.
Zum Düsseldorfer Fernwärme-System
Energiewende ist immer auch Wärmewende,
vor allem in städtischen Ballungsräumen,
wo dem Wärmesektor eine wichtige
Rolle bei der Reduzierung klimaschädlicher
Emissionen beigemessen wird. Ein Teil der
Düsseldorfer Fernwärme wird mit der Müllverbrennung
in Flingern erzeugt, wobei
rund die Hälfte der Abfälle biogenen Ursprungs
sind. In Garath werden etwa 50 %
der Fernwärme mit dem nachwachsendem
Brennstoff Altholz produziert.
10 | vgbe energy journal 10 · 2022

Members´News
Der weitaus größte Teil der Düsseldorfer
Fernwärme wird in Kraft-Wärme-Kopplung
im Erdgaskraftwerk Block „Fortuna“ erzeugt.
Durch die gleichzeitige Erzeugung
von Strom und Fernwärme erhöht sich die
Brennstoffausnutzung auf bis zu 85 Prozent.
Deswegen gehört Block „Fortuna“ zu den
effizientesten Erdgaskraftwerken der Welt.
Die Fernwärme, die in Kraftwerken mit diesen
Wirkungsgraden erzeugt wird, ist zum
Beispiel bei Neubauten den regenerativen
Energien gleichgestellt.
LL
www.swd-ag.de (223321836)
Grüner Wasserstoff –
Energie aus Abfall
• MH2Regio: Tractebels Waste-to-Wheels-
Studie weist Weg zur Dekarbonisierung
des Verkehrs.
(tractebel) Das Rhein-Main Gebiet in der
Mitte Deutschlands sucht nach Lösungen für
die Energiewende. Eine Waste-to-Wheels-
Studie von Tractebel zeigt, dass Müllheizkraftwerke
kostengünstig grünen Wasserstoff
zur Dekarbonisierung des Verkehrs
herstellen können.
Im Rahmen des HyExperts Projekts MH-
2Regio entwickelten die Fachleute von Tractebel
eine Strategie für eine regionale Wasserstoffinfrastruktur
in Frankfurt am Main.
Der Bund unterstützte das Vorhaben mit
Mitteln aus dem HyLand-Förderprogramm.
Im Mittelpunkt stand das Müllheizkraftwerk
Nordweststadt. In ihrer Studie ermittelten
die Expertinnen und Experten ein
technisch und wirtschaftlich optimales Gesamtkonzept
für eine komplette Wasserstoff-Infrastruktur
– von der Elektrolyse
über den Transport bis zur Tankstelle. Der
dabei erzeugte Wasserstoff soll als grüner
Kraftstoff für den öffentlichen Personennahund
fernverkehr, den Schwerlast- und Güterverkehr
sowie die Binnenschifffahrt bereitgestellt
werden. Ziel des Projekts war
auch, für diese Anwendergruppen standardisierte
technische Anlagenkonzepte zu entwickeln,
die sich auf andere Standorte und
Anforderungen übertragen lassen.
Die Tractebel Studie zeigt, dass eine regionale
Wasserstoff-Infrastruktur auch aus Betreibersicht
wirtschaftlich attraktiv unterhalten
werden kann. Fördermittel tragen
zum Erfolg ebenso bei wie betreibereigene
Konzepte.
Henkel und Stadtwerke Düsseldorf besiegeln Klimaschutz-Kooperation.
Julien Mounier (li.), Vorstandsvorsitzender der Stadtwerke Düsseldorf, und Dr. Daniel Kleine,
Henkel President Germany und Standortleiter Düsseldorf. Foto: Nils Hendrik Müller
“Müllheizkraftwerke besitzen durch ihre
besonderen Voraussetzungen das Potenzial,
zu Keimzellen für den Aufbau regionaler
Wasserstoff-Infrastrukturen zu werden: Ein
hoher Anteil biogener Abfallstoffe ist die Basis
für grünen Strom. Hinzu kommt die
meist verkehrsgünstige Lage. Und nicht zuletzt
sind die eigenen Müllfahrzeuge der
kommunalen Entsorgungsbetriebe die ersten
Abnehmer des sauberen „Sprits“. Nach
unseren Erkenntnissen kann grüner Wasserstoff
an Müllheizkraftwerken kostengünstig
hergestellt werden und als erneuerbarer
Kraftstoff zu einer raschen Dekarbonisierung
der Mobilität in den Städten beitragen”,
resümiert Felix Knicker, Projektingenieur
von Tractebel.
Eine Übersicht der Projektergebnisse von
MH2Regio sowie ein Onlinerechner für
Wasserstoffanwender sind auf der offiziellen
Projekt-Website der Mainova AG zu finden:
https://t1p.de/3d63q (Kurzlink).
LL
tractebel-engie.de (223321837)
RWE: Verständigung auf
Kohleausstieg 2030 und
Stärkung der Versorgungssicherheit
in der Energiekrise
• Verständigung auf Kohleausstieg 2030
und Stärkung der Versorgungssicherheit
in der Energiekrise
• Früherer Kohleausstieg trägt maßgeblich
zur Erreichung deutscher Klimaschutzziele
bei
• Kraftwerksblöcke Neurath D und E bleiben
temporär am Netz, um Versorgungssicherheit
zu stärken und Gas aus der
Stromproduktion zu verdrängen
• Notwendiger Personalabbau soll sozialverträglich
umgesetzt werden
Dr. Markus Krebber, Vorstandsvorsitzender
der RWE AG: „Versorgungssicherheit ist das
Gebot der Stunde. Gleichzeitig bleibt Klimaschutz
eine der zentralen Herausforderungen
unserer Zeit. RWE unterstützt beides: In der
aktuellen Krise tragen wir durch den temporär
verstärkten Einsatz unserer Braunkohlenkraftwerke
zur Versorgungssicherheit in
Deutschland bei und unterstützen damit
auch, Gas aus der Stromerzeugung zu verdrängen.
Gleichzeitig investieren wir Milliarden,
um die Energiewende zu beschleunigen
und sind bereit, 2030 aus der Braunkohle
auszusteigen. Der nochmals beschleunigte
Kohleausstieg darf dabei nicht zu Lasten der
Beschäftigten gehen. Deshalb wollen wir den
Ausstieg wie bisher sozialverträglich gestalten.
Uns war wichtig, dass auch der Bund zugesichert
hat, die gesetzlichen Regelungen so anzupassen,
dass niemand ins Bergfreie fällt.“
(rwe) RWE ist bereit, die Braunkohleverstromung
2030 zu beenden. Diese Entscheidung
ist Bestandteil einer Verständigung
des Unternehmens mit dem zuständigen
Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz
sowie dem Ministerium für Wirtschaft,
Industrie, Klimaschutz und Energie
des Landes Nordrhein-Westfalen, die heute
auf einer gemeinsamen Pressekonferenz in
Berlin vorgestellt wurde. Zusätzliche Kompensationen
für das Unternehmen sind mit
der Entscheidung nicht verbunden. RWE
bekräftigte zugleich ihre Pläne, massiv in
die Energiewende zu investieren.
Deutliche CO 2 -Einsparung schafft
Basis, um Unternehmen auf 1,5-Grad-
Pfad zu bringen
Das vereinbarte Vorziehen des Braunkohleausstiegs
um acht Jahre entspricht einer
Halbierung der bisher vorgesehenen Zeitspanne.
Dadurch werden rund 280 Millionen
Tonnen Kohle in der Erde bleiben. Das
entspricht rund 280 Millionen Tonnen CO 2 ,
die nicht mehr emittiert werden. Somit leistet
RWE einen maßgeblichen Beitrag dafür,
dass Deutschland seine Klimaschutzziele
erreichen kann. Die langfristige CO 2 -Bilanz
des Unternehmens wird sich so noch einmal
erheblich verbessern. Bereits vor dieser Entscheidung
befand sich die Unternehmensstrategie
im Einklang mit dem Pariser Klimaschutzabkommen.
Der Kohleausstieg
vgbe energy journal 10 · 2022 | 11

Members´News
2030 ist die Basis für RWE, ihren Reduktionplan
nun sogar auf den 1,5-Grad-Pfad
anpassen zu können.
Regelungen zum Anpassungsgeld für
betroffene Beschäftigte
Für viele Beschäftigten bei RWE ist der vorgezogene
Ausstieg eine Entscheidung mit
großer Tragweite. Während kurzfristig
mehr Personal gebraucht wird, um in der
Energiekrise zusätzliche Kraftwerke zu betreiben,
wird sich der Personalabbau zum
Ende des Jahrzehnts deutlich beschleunigen.
Das Unternehmen begrüßt, dass der
Bund diesen Weg durch gesetzliche Regelungen
für die Nutzung des Anpassungsgeldes
begleiten will. RWE will den Personalanpassungsprozess
an den neuen Stilllegungspfad
wie bisher sozialverträglich umzusetzen.
Es ist das Ziel, auch jüngeren Beschäftigten,
die nicht vorzeitig in den Ruhestand
gehen können, eine Perspektive im Unternehmen
oder bei anderen Arbeitgebern aufzuzeigen.
Umfangreiche Qualifizierungsund
Umschulungsmaßnahmen sollen den
Anpassungspfad unterstützen.
Hohe Investitionen in Erneuerbaren
Energien und gesicherte Leistung
Damit der Kohleausstieg möglich wird,
muss die Energiewende 2030 soweit fortgeschritten
sein, dass die Versorgungssicherheit
Deutschlands nicht gefährdet ist. Dafür
braucht es einen massiven Ausbau von
Windkraft- und Solaranlagen, Speichern
sowie zusätzlicher gesicherter Leistung in
Form von modernen Gaskraftwerken, die
perspektivisch mit Wasserstoff betrieben
werden können. Für deren Errichtung will
der Bund einen Rahmen schaffen, um Investitionen
in diese Anlagen zu ermöglichen.
RWE wird den Ausbau der modernen
Technologien massiv mit vorantreiben. Als
einer der weltweit führenden Anbieter von
Erneuerbaren Energien wird das Unternehmen
bis 2030 global mehr als 50 Milliarden
Euro brutto in den Ausbau des grünen Kerngeschäfts
investieren, davon sind 15 Milliarden
Euro für Deutschland vorgesehen.
In Nordrhein-Westfalen arbeitet das Unternehmen
konsequent daran sein Ausbauziel
von 1 GW Erneuerbaren Energien weiter
aufzustocken. Das Rheinischen Revier
bildet dabei mit seinen ehemaligen Tagebauflächen
einen Schwerpunkt. Am notwendigen
Ausbau für moderne H2-ready Gaskraftwerke
will sich RWE mit rund 3 Gigawatt
Kraftwerkskapazität beteiligen. Dafür
sieht das Unternehmen insbesondere bisherige
Standorte von Kohlekraftwerken in
NRW vor. Das kann den Strukturwandel der
Region stärken und Industriearbeitsplätze
sichern.
RWE: Studie über die Auswirkungen schwarzer Rotorblätter auf den Vogelschutz
ist in vollem Gange
Kohleausstieg 2030 hilft bei der
Erreichung der Klimaschutzziele
Mit einem um acht Jahre vorgezogenen
Kohleausstieg gehen Nordrhein Westfalen
und RWE erneut mutig voran und leisten
damit einen wichtigen Beitrag zur Erreichung
der deutschen Klimaschutzziele. Um
eine sichere Stromversorgung in jedem Fall
auch nach 2030 zu gewährleisten, kann die
Bundesregierung bis spätestens 2026 entscheiden,
ob die letzten Kraftwerke noch bis
Ende 2033 in eine Sicherheitsbereitschaft
überführt werden. Dazu zählen ein 600 Megawatt-Block
sowie die drei modernen
BoA-Anlagen, insgesamt rund 3.600 Megawatt
Leistung. Sollte eine solche Reserve
notwendig werden, ist dafür keine Änderung
der Tagebauplanung mehr notwendig
und auch die ab 2030 laufende Rekultivierung
wird unverändert fortgeführt.
Temporär höherer Kraftwerkseinsatz
hilft Deutschland in der Energiekrise
Gemäß dem Kohleverstromungsbeendigungsgesetz
(KVBG) ist vorgesehen, zum
Ende des laufenden Jahres die beiden Kraftwerksblöcke
Neurath D und E vom Netz zu
nehmen. Beide Anlagen kommen zusammen
auf eine Leistung von 1.200 Megawatt.
Um die verfügbare konventionelle Kraftwerkskapazität
in Deutschland nicht weiter
zu reduzieren, soll die Außerbetriebnahme
der beiden Blöcke bis zum 31. März 2024
ausgesetzt werden und vor dem Hintergrund
der aktuellen Situation bei der Gasversorgung
im Markt verbleiben.
Der Bund erhält die Möglichkeit, bis Ende
2023 über eine Verlängerung oder die Überführung
in eine Kraftwerksreserve zu entscheiden,
befristet bis zum 31. März 2025.
Auswirkungen des Kohleausstiegs auf
das rheinische Braunkohlenrevier
Mit dem Vorziehen des Kohleausstiegs auf
2030 wird die Kohlemenge aus Garzweiler
etwa halbiert, so dass im Tagebau Garzweiler
der dritte Umsiedlungsabschnitt mit den
Ortschaften Keyenberg, Kuckum, Oberwestrich,
Unterwestrich und Berverath inklusive
der drei Holzweiler Höfe (Eggeratherhof,
Roitzerhof, Weyerhof) erhalten bleibt. Die
Kohle unter der früheren Siedlung Lützerath,
im unmittelbaren Vorfeld des Tagebaus
wird hingegen benötigt, um die Braunkohlenflotte
in der Energiekrise mit hoher
Auslastung zu betreiben und gleichzeitig
ausreichend Material für eine hochwertige
Rekultivierung zu gewinnen. Die erforderlichen
Genehmigungen und gerichtlichen
Entscheidungen hierfür liegen vor und alle
ursprünglichen Einwohner haben den Ort
bereits verlassen.
LL
www.rwe.com (223321918)
RWE: Studie über die
Auswirkungen schwarzer
Rotorblätter auf den
Vogelschutz ist in vollem Gange
• Betrieb von Windparks im Einklang mit
dem Ökosystem: Niederländische Studie
untersucht, ob schwarzes Einfärben der
Rotorblätter dazu beiträgt, dass Vögel sicherer
zwischen den Anlagen fliegen.
• Sieben RWE-Windkraftanlagen in
Eemshaven (Windpark Westereems) bekommen
schwarze Flügel.
• Neben der Wirkung auf Vögel werden
auch die landschaftlichen und technischen
Auswirkungen untersucht inklusive
der Flugsicherheit.
12 | vgbe energy journal 10 · 2022

save the date
Members´News
Katja Wünschel, Chief Executive Officer (CEO)
Onshore Wind and Solar Europe & Australia,
RWE Renewables: „Als bedeutender Akteur im
globalen Energiemarkt übernehmen wir besondere
Verantwortung. Für RWE bedeutet
dies, dass wir gesellschaftlich relevante Themen
in unsere unternehmerischen Entscheidungen
einbeziehen, dass wir die Folgen unseres
Handelns auch außerhalb unseres formalen
Verantwortungsbereichs berücksichtigen
und dass wir unsere Geschäftsaktivitäten
nicht nur unter wirtschaftlichen, sondern
auch unter ökologischen, sozialen und ethischen
Gesichtspunkten betrachten. Umweltgesetze
und Genehmigungsauflagen bilden den
Rahmen für unsere betrieblichen Aktivitäten
in den Regionen, in denen wir tätig sind. Einige
unserer Aktivitäten gehen über die in Gesetzen
und Genehmigungen festgelegten Verpflichtungen
hinaus – und diese Studie ist ein
gutes Beispiel dafür.“
(rwe) RWE ist Teil der niederländischen
„Black Blade“-Studie: Sieben RWE-Windkraftanlagen
in Eemshaven erhalten je ein
schwarzes und zwei weiße Rotorblätter. Ein
Ziel dieser Studie ist es, herauszufinden, ob
ein schwarzer Anstrich der Rotorblätter
dazu beiträgt, dass Vögel sicherer zwischen
den Anlagen fliegen. Der Studie liegt die Annahme
zugrunde, dass das schwarze Rotorblatt
zu einem erhöhten Kontrast und somit
zu einer erhöhten Sichtbarkeit des Rotors
führt. Dies würde es den Vögeln erleichtern,
die Windkraftanlagen zu erkennen und ihnen
auszuweichen. Die Auswirkungen auf
die Vögel werden zwei Jahre lang untersucht.
Die niederländische Black Blade-Studie
geht dabei über eine Vorgängerstudie
aus Norwegen hinaus: Zusätzlich zu den
Auswirkungen auf die einheimischen Vögel
werden die Auswirkungen der schwarzen
Flügel auf die Flugsicherheit, die Landschaft
und die lackierten Rotorblätter selbst untersucht.
Die Studie fügt sich nahtlos in die
Nachhaltigkeitsstrategie contact & registration
von RWE ein, die
darauf abzielt, Standorte im Einklang mit
dem Ökosystem Fachliche zu betreiben. Koordination
RWE Stephanie und die Provinz Wilmsen Groningen haben
die Studie im Jahr 2021 gestartet. In Zusammenarbeit
mit der niederländischen Regie-
t +49 201 8128 244
rung (Ministerien
e kissy@vgbe.energy
EZK und RWS, Provinzen
Flevoland, Gelderland, Overijssel, Limburg,
Südholland teilnehmer
und Nordbrabant), dem Natursektor
(Vogelschutz) und privaten Akteuren
der Windbranche Diana Ringhoff (Vattenfall, Eneco Energy,
Pure Energy, t +49 Statkraft 201 8128 Energy 232und Groningen.nl
Energy). e vgbe-dampfturb@vgbe.energy
Die Forschungsarbeit ist bis
2024 angesetzt.
ausstellung
Auswirkung
Angela
der
Langen
schwarzen
Rotorblätter auf Vögel
t +49 201 8128 310
Der ökologische e angela.langen@vgbe.energy
Forschungsteil begann im
September 2021 mit einer Basismessung.
Forscher zweier unabhängiger Forschungsbüros
haben
vgbe
überprüft,
energy e.
wie
V.
viele Vögel jede
Woche Deilbachtal in 14 Windkraftanlagen 173 | 45257 geflogen Essen | Deutschland
sind. Der RWE-Windpark Westereems in
Fortbildungsveranstaltung
Abfall und
Gewässerschutz 2023
25. bis 27. April 2023
Höhr-Grenzhausen
Website
w https://t1p.de/vgbe-abugs2023 (Kurzlink)
Fachliche Koordination
Dr.-Ing. Thomas Eck
t +49 201 8128 209
e vgbe-abf-gew@vgbe.energy
anmeldung & inFormationen
Diana Ringhoff
t +49 201 8128 232
e vgbe-abf-gew@vgbe.energy
be informed www.vgbe.energy
vgbe energy journal 10 · 2022 | 13

Members´News
Allerdings bleibt STEAG längstens nur bis
2031 in Mindanao investiert, da im Rahmen
eines „Build-Operate-Transfer-Modells“ für
diesen Zeitpunkt von Anfang an im Gesellschaftervertrag
ein Eigentumsübergang des
Kraftwerks an den staatliche Energieversorger
und Netzbetreiber Power Sector Assets
and Liabilities Management Corporation
(PSALM) vorgesehen ist.
LL
www.steag.com
Offizieller Maschinenstart im neuen Gemeinschaftskraftwerk Inn mit (v.li.) TIWAG-
Vorstandsvorsitzendem Erich Entstrasser, Landeshauptmann Anton Mattle, EKW-
Verwaltungsratspräsident Martin Schmid und Regierungsrat Mario Cavigelli.
Eemshaven eignet sich aufgrund der hohen
Anzahl von Vögeln und Vogelarten in diesem
Gebiet gut für diese Untersuchung. Im
Frühjahr und im Herbst ist dies ein Durchgangsort
für Zugvögel. Seevögel wie Möwen
und Seeschwalben fliegen hier, aber auch
Landvögel wie Amseln und Stare sowie
Raubvögel wie Bussarde und Turmfalken.
Eine wichtige Frage bei der Untersuchung
ist daher die Wirksamkeit der schwarz lackierten
Rotorblätter für die verschiedenen
Vogelarten.
Technische Auswirkungen der
schwarzen Farbe auf die Rotorblätter
von Windkraftanlagen
Mit der schwarzen Einfärbung der Rotorblätter
im Windpark Westereems wurde im
August begonnen. Dies ist ein intensiver und
zeitaufwändiger Prozess, der aufgrund der
Wetterbedingungen regelmäßig unterbrochen
werden musste. Die gesamte Windkraftanlage
muss während der Arbeiten abgeschaltet
werden. Die Hängebrücke, von der
aus die Lackierer arbeiten, muss installiert
und die Flügel zweimal abgeschliffen, entfettet
und lackiert werden. Der Lackiervorgang
dauert etwa drei bis vier Tage pro Anlage.
Sobald die Farbe aufgetragen ist, wird untersucht,
wie sie sich auf das Material der
Blätter auswirkt. Schwarze Farbe zieht Wärme
an, wodurch die Temperatur der Blätter
ansteigt und sie an heißen, sonnigen Tagen
möglicherweise überhitzen. Mit Thermometern
im Inneren der Rotorblätter und zusätzlichen
Inspektionen werden die Auswirkungen
auf das Material überwacht.
Neben der technischen wird auch die
landschaftliche Wirkung untersucht. Dabei
geht es um die Frage, wie die Menschen eine
Windkraftanlage wahrnehmen, wenn eines
ihrer Blätter schwarz gefärbt ist. Auch Piloten,
die das Gebiet regelmäßig überfliegen,
werden zu ihren Erfahrungen im Zusammenhang
mit der Flugsicherheit befragt.
LL
www.rwe.com (223321914)
STEAG verkauft Anteile an
Auslandskraftwerk
• Weiterer Schritt zur Dekarbonisierung
des Konzerns
• Miteigentümer Aboitiz übernimmt Mehrheit
des Kraftwerks Mindanao
(steag) STEAG trennt sich von einem Großteil
der Anteile an seinem Kraftwerk auf der
philippinischen Insel Mindanao. Käufer ist
Mitgesellschafter Aboitiz Power Corp.
(APC). STEAG hatte bereits im vergangenen
Jahr bekundet, sich von seiner Beteiligung
trennen zu wollen und einen Verkaufsprozess
eingeleitet. Im Rahmen dessen machte
Aboitiz nun von seinem Vorkaufsrecht Gebrauch.
Die entsprechenden Verträge wurden am
gestrigen 19. Oktober von den Konzernleitungen
beider Vertragspartner in Essen zeremoniell
unterzeichnet, nachdem die formelle
Unterzeichnung bereits am 15. September
2022 stattfand. Der endgültige Vollzug
der Transaktion, die einen Wert von
rund 36 Millionen US-Dollar hat, steht formal
noch unter dem Zustimmungsvorbehalt
mehrerer mittelbar beteiligter Vertragspartner
sowie philippinischer Behörden.
Weiterer Schritt zur Dekarbonisierung
„Mit dem Verkauf vollzieht STEAG einen
weiteren Schritt auf dem Weg zu einer Dekarbonisierung
des Konzerns“, so Dr. Ralf Schiele,
der in der STEAG-Geschäftsführung die
Bereiche Markt und Technik verantwortet.
Bis auf Weiteres wird STEAG aber noch
Minderheitsgesellschafter der STEAG State
Power Inc. (SPI), der Eigentümer- und Betreibergesellschaft
des Kraftwerks Mindanao,
bleiben. „Da der zweite Mitgesellschafter,
die La Filipina Uy Gongco Corporation,
von ihrem proportionalen Vorkaufsrecht
nicht Gebrauch gemacht hat, halten wir weiterhin
rund 15 Prozent der Betreibergesellschaft,
sind aber weiterhin bestrebt, auch
diesen Minderheitsanteil zu verkaufen“, so
Ralf Schiele.
TIWAG: Gemeinschaftskraftwerk
Inn feierlich in Betrieb
genommen
(tiwag) Nach fast genau acht Jahren Bauzeit
und einer Investitionssumme von 620 Mio.
Euro ist eines der größten Infrastruktur-Projekte
Tirols und des Schweizer Kantons
Graubünden nun abgeschlossen: Das Gemeinschaftskraftwerk
Inn (GKI), das zu 86
% der TIWAG-Tiroler Wasserkraft AG und zu
14 % der Engadiner Kraftwerke AG (EKW)
gehört, wurde im Rahmen eines Festaktes
im Krafthaus in Prutz offiziell eröffnet. Bischof
Hermann Glettler führte die Segnung
der Anlage durch.
Wichtiger Beitrag zur
Energieautonomie Tirols
„Für den Ausbau der Energieautonomie
und die Versorgungssicherheit Tirols leistet
das GKI-Kraftwerk einen wichtigen Beitrag.
Mit 440 Gigawattstunden pro Jahr kann das
GKI den Bedarf von ca. 90.000 Haushalten
decken“, betont Landeshauptmann Anton
Mattle: „Der Ausbau der erneuerbaren Energien,
insbesondere die Nutzung der Wasserkraft,
ist der Schlüssel für den Kampf gegen
die importierte Teuerung. Die Tiroler Landesregierung
verfolgt weiterhin konsequent
den technologieoffenen Ausbau von regenerativen
Energiequellen.“
„Heute ist ein großer Tag für die Wasserkraft,
ein grosser Tag für Tirol, aber auch für
das Engadin und den Kanton Graubünden.
Das Gemeinschaftskraftwerk kommt in Zeiten
von drohenden Strommangellagen genau
zur richtigen Zeit. Das Projekt zeigt auf,
erneuerbare Stromproduktion aus Wasserkraft
ist einer der zentralen Pfeiler der Energiesicherheit
der Alpenländer“, freut sich
Mario Cavigelli, Regierungsrat des Kantons
Graubünden.
Grenzüberschreitendes
Vorzeigeprojekt
Das zum Großteil unsichtbare, da hauptsächlich
unterirdisch gebaute Kraftwerk erstreckt
sich vom Ortsteil Martina in der
Schweizer Gemeinde Valsot über das Gebiet
von sieben Gemeinden im Oberen Gericht in
14 | vgbe energy journal 10 · 2022

Members´News
Tirol. Mit einer installierten Leistung von 89
Megawatt können jährlich rund 440 Gigawattstunden
sauberer Strom aus erneuerbarer,
heimischer Wasserkraft erzeugt werden.
„Mit der Inbetriebnahme des GKI haben
wir einen großen Schritt auf dem Weg in
eine nachhaltige, sichere und autonome
Energiezukunft Tirols gemacht“, bekräftigt
TIWAG-Vorstandsvorsitzender Erich Entstrasser:
„Das GKI wird viele Jahrzehnte
umweltfreundlichen Strom aus erneuerbarer
Wasserkraft erzeugen, dessen Nutzen
insbesondere kommenden Generationen
zugutekommen wird.“ GKI-Geschäftsführer
und TIWAG-Vorstandsdirektor Johann Herdina
betont: „TIWAG und EKW haben dieses
Großprojekt in vorbildlicher Zusammenarbeit
realisiert und wir sind in jeder Hinsicht
stolz auf die erfolgreiche Umsetzung. In den
kommenden Jahrzehnten werden wir ernten,
was bereits 2003 – mit Beginn der konkreten
Planungen des GKI – gesät wurde.“
Die Bauarbeiten an den einzelnen Abschnitten
gestalteten sich in den vergangenen
Jahren als aufwendig und herausfordernd.
Die meteorologischen wie geologischen
Rahmenbedingungen an der Wehrbaustelle
Ovella sorgten für Verzögerungen,
die Beschaffenheit des Gesteins verlangsamte
auch den Vortrieb des Triebwasserstollens
durch die beiden Tunnelvortriebsmaschinen.
„Dank des vorbildlichen Einsatzes aller
Beteiligten konnten wir die Arbeiten trotzdem
effizient und sicher fertigstellen“, freut
sich Herdina.
Uniper contracted Technip
Energies as FEED contractor
for H2Maasvlakte
• IPCEI nomination and launch of FEED
study bring Uniper‘s 100 MW green hydrogen
project closer to realization: Uniper
contracted Technip Energies as FEED
contractor for H2Maasvlakte
(uniper) Following the announcement by
the European Commission that Uniper‘s
H2Maasvlakte project has been selected as
an Important Project of Common European
Interest (IPCEI), Uniper this week took another
important step towards the realization
of their 100 MW electrolyzer project for
green hydrogen at the Maasvlakte power
plant site in the port of Rotterdam.
Today at the World Hydrogen Congress,
Uniper and Technip Energies signed the
agreement that awards the Front-End Engineering
Design (FEED) study contract to the
international engineering and technology
firm, starting immediately in October 2022.
A milestone that brings Uniper`s flagship
hydrogen project in the Netherlands one important
step closer to realization.
H2Maasvlakte aims to gradually scaleup to
a total electrolysis capacity of 500 MW for
green hydrogen by 2030. The first 100 MW
is scheduled to be commissioned in 2025.
Uniper‘s flagship H2Maasvlakte project
will make a very important contribution to
the Dutch government‘s goal of building 500
MW of electrolyzer capacity for green hydrogen
by 2025 and achieving 3-4 GW by 2030.
Recently, under the IPCEI program, the
European Commission nominated the Uniper
H2Maasvlakte project for the „IPCEI
Hy2Use“ hydrogen value chain. As part of
this process, the H2Maasvlakte project received
a wide range of Letters of Support,
Letters of Intent and concluded Memorandum
of Understandings from multiple parties
ranging from renewable energy producers
bidding for Hollandse Kust VI and VII
(West), original equipment manufacturers
(OEMs) for electrolyzers and green hydrogen
off-takers within industrial processes.
This high level of support shows the significant
interest this project has gained across
the full value chain locally, nationally and
internationally.
Umfangreiche Ausgleichsmaßnahmen
Besonderer Fokus lag bei der gesamten
Konzeption und Umsetzung auf einer naturnahen
Gestaltung der Gesamtanlage. So
garantiert ein dynamisches Restwassermodell
an der Wehranlage ein natürliches Abflussverhalten
des Inn. Dies verbessert die
ökologische Situation im Inn wesentlich und
der aus der Schweiz kommende Schwall
und Sunk kann so zur Gänze abgemindert
werden. Eine Fischwanderhilfe ermöglicht
zudem die Durchgängigkeit der Anlage für
Fische und andere Flusslebewesen.
Generell wurden und werden alle durch die
Bauarbeiten beanspruchten Flächen begrünt,
bepflanzt oder aufgeforstet. Auf der
ehemaligen Baustelleneinrichtungsfläche in
Maria Stein wird noch ein weitläufiges Biotop
mit neuen Lebensräumen für Fische und
Kleintiere geschaffen. Die Umgebung wird
zudem renaturiert, wodurch eine abwechslungsreiche
Auenlandschaft entsteht.
LL
www.tiwag.at (223321857)
Uniper contracted Technip Energies as FEED contractor for H2Maasvlakte
vgbe energy journal 10 · 2022 | 15

Members´News
As part of the FEED scope of work, a multidisciplinary
team from Technip Energies
will deliver the full FEED package, including
a design for a large-scale water electrolysis
system, the balance of plant as well as site
integration.
Axel Wietfeld, CEO Uniper Hydrogen said:
„We are very proud to make this important
step and progress to FEED on one of our flagship
hydrogen projects in the Netherlands.
The location of the project at our Maasvlakte
site in the port of Rotterdam will play a key
role producing hydrogen for industry using
the synergies provided by Uniper’s current
operations, while also enabling system integration
for connecting renewable power at
what will be a very busy location. We are
very pleased to be working with Technip Energies,
with whom we share the same values
of being pioneers in enabling the energy
transition with hydrogen.”
Laure Mandrou, SVP Carbon-free solutions
of Technip Energies, commented: „We are
glad to have been selected by Uniper to deliver
this flagship green hydrogen project. Technip
Energies is engaged in accelerating carbon-free
hydrogen solutions deployment to
decarbonise the industry. Through our shared
ambition of pioneering the energy transition
and providing sustainable energy, we are
committed to support Uniper through the delivery
of the FEED towards their final investment
decision and the project execution”.
Silvio Erkens, Member of Parliament for
the VVD: „The IPCEI is important to get national
hydrogen production off the ground
quickly. We can therefore be proud of all the
initiators of these projects. With this, we are
taking the next step to move to rapid implementation
now“.
Allard Castelein, CEO Port of Rotterdam:
“Uniper’s decision to start the FEED phase of
its 100 MW electrolyzer is an important next
step in making Rotterdam Europe’s Hydrogen
Hub. It’s our ambition to make the port
of Rotterdam an important location for green
hydrogen production as well as a major import
hub. Starting the FEED study shows
Uniper’s determination to be part of this
transition towards a sustainable industry.”
More about the
H2Maasvlakte location
H2Maasvlakte is part of the versatile and
strategically located “Uniper Energy Hub
Maasvlakte”. All the necessities for a successful
energy transition comes together
here - energy from offshore wind farms, a
port suitable for the import of green fuels,
and pivotal infrastructure such as the
high-voltage grid and the future hydrogen
pipeline. Uniper‘s Energy Hub plays an important
role in the Netherlands.
Uniper Energy Hub Maasvlakte is one of
the most suitable locations to realize a largescale
green H2 project because it offers several
synergies, including:
• Existing infrastructure: grid connections,
demineralised water, and a cooling water
system from existing power plants;
• Large plot space to facilitate green hydrogen
production up to GW scale
• Opportunities to recycle waste heat recovered
from the electrolysis process;
• Offshore wind developments of 7.4GW
arriving at the Maasvlakte site to create
system integration opportunities;
• The site is surrounded by current and
future hydrogen customers from the
chemical, energy and petrochemical industry.
• Green hydrogen can facilitate the energy
transition for the petrochemical, mobility,
power and heating industries.
LL
www.uniper.energy
www.technipenergies.com
VATTENFALL: HYBRIT:
Pilotanlage für Wasserstoff-
Speicherung ist in Betrieb
(vattenfall) Die HYBRIT-Pilotanlage von
SSAB, LKAB und Vattenfall zur Speicherung
von fossilfreiem Wasserstoffgas in Luleå ist
jetzt in Betrieb gegangen. Der Felskavernenspeicher
ist der weltweit erste seiner Art zur
Speicherung von fossilfreiem Wasserstoffgas.
Die zweijährige Testphase wird bis 2024
dauern. Damit hat HYBRIT einen weiteren
wichtigen Schritt unternommen, um eine
vollständige Wertschöpfungskette für die
fossilfreie Eisen- und Stahlproduktion zu
entwickeln.
Nach der Einweihung der Pilotanlage im
Juni wurden erste Drucktests mit Wasser
durchgeführt, die die mechanische Stabilität,
Dichtheit und Druckfestigkeit der Anlage
bestätigten. Anschließend wurde die
Speicheranlage mit Wasserstoffgas befüllt
und erreichte sogar den maximalen Betriebsdruck
von 250 bar. Die Inbetriebnahme
der Pilotanlage im Stadtteil Svartöberget
von Luleå hat gezeigt, dass der Speicher
entsprechend seiner Auslegung funktioniert
und alle Sicherheitsanforderungen erfüllt.
„Dass diese Technologie jetzt funktioniert,
ist eine großartige Nachricht und ein wichtiger
Schritt beim Aufbau einer fossilfreien
Wertschöpfungskette für die erzbasierte Eisen-
und Stahlproduktion“, erklärt Mikael
Nordlander, Director Industry Decarbonisation
bei Vattenfall. „Der Einsatz von Wasserstoffspeichern
im großen Maßstab bedeutet,
dass die Industrie über eine robustere
und planbare Versorgung mit Wasserstoff
aus fossilfreiem Strom verfügt, auch wenn
das Stromsystem insgesamt witterungsabhängiger
wird. So können wir unsere fossilfreie
Windstromproduktion sehr effizient
nutzen und den Wasserstoff speichern,
wenn es sehr windig ist.“
„Es ist sehr erfreulich für uns, dass die Pilotanlage
zur Wasserstoffspeicherung in Betrieb
ist und die Technologie bisher so funktioniert,
wie sie sollte“, ergänzt Martin Pei,
CTO beim Stahlproduzenten SSAB. „Das ist
ein weiterer wichtiger Meilenstein. Jetzt werden
wir die Planung mit Testkampagnen abschließen
und wichtige Daten und Erkenntnisse
zusammentragen, um den Bau einer
Anlage im Vollmaßstab zu ermöglichen.“
„Wasserstoffgas und seine Speicherung
sind für unsere künftige Umstellung von
zentraler Bedeutung“, sagt Lars Ydreskog,
Director of Strategic Projects beim Bergbauunternehmen
LKAB. „In nur vier Jahren
wird die HYBRIT-Technologie in einer ersten
Demonstrationsanlage in Gällivare für die
Produktion von fossilfreiem Eisenschwamm
im großen Maßstab eingesetzt werden.
LKAB wird einer der größten Wasserstoffproduzenten
Europas werden. Dieses Pilotprojekt
wird wertvolle Erkenntnisse für die
weitere Arbeit zur Schaffung der weltweit
ersten fossilfreien Wertschöpfungskette für
die Eisen- und Stahlindustrie liefern.“
Bei der Technologie zur Gasspeicherung in
einer unterirdisch ausgekleideten Felskaverne
(LRC) werden die Kavernenwände mit
einer Dichtungsschicht versehen. LRCs wurden
bereits ausgiebig mit Erdgas getestet,
aber die Pilotanlage in Luleå ist die erste
weltweit, in der die Technologie mit wiederholtem
Befüllen und Entleeren von Wasserstoffgas
getestet wird.
Die Pilotanlage hat eine Größe von 100
Kubikmetern. In Zukunft kann es erforderlich
sein, 100.000 bis 120.000 Kubikmeter
unter Druck stehendes Wasserstoffgas in einem
großtechnischen Speicher zu lagern.
Damit können wir bis zu 100 GWh Elektrizität
in Form von Wasserstoffgas speichern,
was ausreicht, um eine große Eisenschwammfabrik
für etwa drei bis vier Tage
zu versorgen.
Die HYBRIT-Initiative wurde 2016 von den
drei Eigentümern SSAB, LKAB und Vattenfall
ins Leben gerufen. Der Wasserstoffspeicher
wird eine sehr wichtige Rolle in der
gesamten Wertschöpfungskette der fossilfreien
Eisen- und Stahlproduktion spielen.
Die Produktion von fossilfreiem Wasserstoffgas
bei hohem Stromaufkommen – wie
etwa bei starkem Wind – und die Nutzung
des gespeicherten Wasserstoffgases bei hoher
Auslastung des Stromsystems sorgen für
eine stabile Produktion von Eisenschwamm,
dem Rohstoff für fossilfreien Stahl.
LL
www.vattenfall.de (223321900)
16 | vgbe energy journal 10 · 2022

save the date
Members´News
VERBUND: Abschluss der
Modernisierung des
Donaukraftwerks Ybbs-
Persenbeug
(verbund) Nach einer umfassenden Revitalisierung
wird das älteste Donaukraftwerk
Ybbs-Persenbeug künftig den Jahresstrombedarf
von 400.000 Haushalten decken.
Revitalisierung Ybbs-Persenbeug: alles
neu in Österreichs ältestem
Donaukraftwerk
Mit der Inbetriebnahme der neuen Maschine
1 wurde heute eines der bedeutendsten
Revitalisierungsprojekte der österreichischen
Wasserkraft abgeschlossen. Im ältesten
Donaukraftwerk Ybbs-Persenbeug
wurden in den vergangenen acht Jahren
alle sechs aus den 1950er-Jahren stammenden
Turbinen und Generatoren durch moderne,
hocheffiziente Maschinensätze ersetzt.
VERBUND investierte hundert Millionen
Euro in das Donaukraftwerk, das künftig
jährlich etwa 1,4 Milliarden Kilowattstunden
erneuerbaren Strom aus Wasserkraft
zur Stromversorgung in Österreich
bereitstellt.
„Der heutige Tag unterstreicht Niederösterreichs
Position als Land der Erneuerbaren
Energie“, so der Zweite Präsident des
niederösterreichischen Landtages, Karl Moser,
in Vertretung von Landeshauptfrau Johanna
Mikl-Leitner anlässlich der heutigen
feierlichen Inbetriebnahme der neuen Maschine
1 im Donaukraftwerk Ybbs-Persenbeug:
„Was vergangene Generationen geschaffen
haben in Ybbs, haben die Betreiber
mit großem Aufwand gepflegt und unglaublich
verbessert. Im Kampf gegen die Energiekrise
zählt jede zusätzliche Kilowattstunde,
und Ybbs-Persenbeug liefert Millionen davon.
Wir contact danken allen & reGistration
Projektbeteiligten
und wünschen Glück auf für die Erneuerbare
Energie!“ Fachliche Koordination
stephanie Wilmsen
t +49 201 8128 244
Mehr erneuerbarer Strom nach Einbau
neuester e kissy@vgbe.energy
Turbinen und Generatoren
Nach Abschluss der umfassenden Revitalisierung
teilnehmer
erzeugt das Donaukraftwerk
Ybbs-Persenbeug Diana Ringhoff deutlich mehr erneuerbaren
Strom: „Das hier erfolgreich umgesetzte
t +49 201 8128 232
Erneuerungsprojekt ist ein Musterbeispiel
für unseren e vgbe-dampfturb@vgbe.energy
Kampf gegen die Klimakrise“,
sagt Achim Kaspar, als Mitglied im Vorstand
von VERBUND ausstellunG zuständig für Erzeugung,
Digitalisierung und Nachhaltigkeit.
angela langen
„Die Summe t +49 201 aus vielen 8128 großen 310 und kleinen
Maßnahmen e angela.langen@vgbe.energy
ermöglicht es, unseren
Bestandsanlagen zusätzliche, CO 2 -freie
Energie zu gewinnen. Die hier am Standort
gewonnene
vgbe
Mehrerzeugung
energy e. V.
entspricht der
Jahresproduktion Deilbachtal eines 173 durchschnittlichen,
| 45257 Essen | Deutschland
mittelgroßen Laufkraftwerks in Österreich!
Workshop
emissionsüberwachung
2023
3. Mai 2023
Essen
Website
w https://t1p.de/vgbe-emuew2023 (Kurzlink)
Fachliche Koordination
sven Göhring
t +49 201 8128 324
e vgbe-emission@vgbe.energy
anmeldunG & inFormationen
stephanie Wilmsen
t +49 201 8128 244
e vgbe-emission@vgbe.energy
be informed www.vgbe.energy
vgbe energy journal 10 · 2022 | 17

Members´News
WienEnergie: Neue Power-to-
Heat-Anlage verstärkt
Blackout-Vorsorge in Wien
(wienenergie) Wien Energie hat am Gelände
der Müllverbrennungsanlage Spittelau
eine neue Power-to-Heat-Anlage in Betrieb
genommen. Diese wandelt überschüssigen
Ökostrom in umweltfreundliche Fernwärme
um. Das ist etwa dann der Fall, wenn besonders
viel Wind weht und Windkraftanlagen
mehr Strom produzieren, als in diesem Moment
benötigt wird. Die Anlage ist damit ein
wichtiger Baustein zur Netzstabilisierung
und sorgt dafür, dass die wertvolle Energie
nicht verloren geht. Wien Energie hat 4,9
Millionen Euro in die Anlage investiert, die
ab sofort für noch mehr Versorgungssicherheit
in Wien sorgt.
Projektabschluss Revitalisierung Ybbs-Persenbeug: von li. nach re.: Bgm Gerhard Leeb
(Persenbeug), Bgm Friedrich Buchberger (Hofamt-Priel), Bgm Ulrike Schachner (Ybbs), COO
VERBUND Achim Kaspar, 2. Landtagspräsident Karl Moser, NRAbg. Alois Schroll, Michael
Amerer, VERBUND Hydro Power, Bezirkshauptfrau Daniela Obleser, Karl Heinz Gruber,
VERBUND Hydro Power, Militärkommandant Brigadier Martin Jawurek. CopyrightVERBUND
So wird das Kraftwerk Ybbs-Persenbeug
nach der damaligen historischen Leistung in
der Zeit des Wiederaufbaus erneut zu einem
Symbol für Generationen: als wichtiger Baustein
für unsere saubere, heimische und erneuerbare
Energiezukunft“, so VER-
BUND-COO Achim Kaspar.
Wasserkraft ist die tragende Säule <
der Energiewende
Michael Amerer, Geschäftsführer der VER-
BUND Hydro Power GmbH, erläutert die Bedeutung
der Revitalisierung: „Mit der Investition
von hundert Millionen Euro schaffen
wir nachhaltige Werte. Die Wasserkraft als
zuverlässigste aller Erneuerbaren Energien
ist die tragende Säule der Stromversorgung
in Österreich, die zusätzlich den Einsatz volatiler
Erzeugungsformen mit der notwendigen
Netzsicherheit stützt. Zusammen mit den
beiden aktuell laufenden Revitalisierungen
in Ottensheim-Wilhering und Wallsee-Mitterkirchen
ist das Erneuerungsprojekt hier
am Standort ein weiterer wichtiger Schritt
hin zu mehr Versorgungssicherheit.“
„Besonders stolz macht uns bei diesem
Erneuerungsprojekt die Leistung unserer
eigenen Mitarbeitenden. Hier im Kraftwerk
Ybbs-Persenbeug konnten wir den komplexen
Austausch von Maschinen, Elektrik und
Leittechnik im großen Stil mit unseren eigenen
Expert:innen durchführen. Das Wissen
um die Effizienzverbesserung, das wir hier
erworben haben, ist von unschätzbarem
Wert für weitere Projekte. Weil wir sukzessive
alle unsere Anlagen nach noch vorhandenen
Erzeugungspotenzialen untersuchen
und diese - wenn wirtschaftlich darstellbar
– auch gerne heben“, so Karl Heinz Gruber,
Geschäftsführer der VERBUND Hydro Power
GmbH. „Damit tragen wir unseren Teil
zur Erreichung der Wasserkraft-Ausbauziele
der Bundesregierung bei“.
Nachhaltiger Strom aus heimischer
Wasserkraft für kommende
Generationen
Die Errichtung des Kraftwerks Ybbs-Persenbeug
zählte nach dem 2. Weltkrieg zu
den Pionier-Projekten des Wiederaufbaus in
Österreich. Mit einer Investition in Höhe von
hundert Millionen Euro wurden alle sechs
aus den 1950er-Jahren stammenden Maschinensätze
des Kraftwerks erneuert, womit
sich die Erzeugung um mehr als 77 Mio.
Kilowattstunden (kWh) auf in Summe 1,4
Mrd. kWh erhöht und die Zuverlässigkeit
nochmals verbessert werden konnte. Die
damit erreichte Effizienzsteigerung von 6 %
entspricht dem Jahresstromverbrauch von
22.000 Haushalten und einer Einsparung
von jährlich 62.000 Tonnen CO 2 -Emissionen.
Und das alles, ohne baulich in die Umgebung
eingreifen zu müssen.
Ergänzend zur Effizienzsteigerung wurden
in den vergangenen Jahren im Umfeld des
Kraftwerks Ybbs-Persenbeug im Zuge des
LIFE-Projekts „Netzwerk Donau“ erfolgreich
Maßnahmen zur Verbesserung des Lebensraums
Donau umgesetzt. Weitere, noch
deutlich darüber hinausgehende Ökomaßnahmen
werden in den kommenden Jahren
im Rahmen des EU-LIFE-Projektes „Bluebelt
Danube-Inn“ realisiert. Dazu zählt u.a. auch
eine moderne Organismenwanderhilfe, damit
Fische und andere Wasserlebewesen das
Donaukraftwerk passieren können.
LL
www.verbund.com
„Die neue Power-to-Heat-Anlage hier in
der Spittelau vernetzt die Sektoren Strom
und Wärme intelligent und leistet damit einen
wichtigen Beitrag zur Blackout-Vorsorge
in Wien. Wien Energie sorgt mit der Anlage
für noch mehr Netzstabilität und erzeugt
dabei erneuerbare Fernwärme. So bringen
wir den Klimaschutz in der Stadt voran und
garantieren auch im Energiesystem der Zukunft
eine zuverlässige Energieversorgung
für alle Wiener*innen“, erklärt Peter Hanke,
Stadtrat für Finanzen, Wirtschaft, Arbeit,
Internationales und Wiener Stadtwerke.
„Riesen-Wasserkocher“ heizt auf
155 Grad Celsius
Wenn im Stromnetz ein Überangebot besteht,
dann erfolgt ein Abruf über den Übertragungsnetzbetreiber
Austrian Power Grid
(APG). Wien Energie aktiviert in so einem
Fall die Anlage innerhalb weniger Minuten.
Wie eine Art „Riesen-Wasserkocher“ nutzen
zwei Durchlauferhitzer mit jeweils 5 Megawatt
Leistung den überschüssigen Strom
und erhitzen Wasser auf rund 155 Grad Celsius.
Dieses Wasser wird dann für die Fernwärmeversorgung
in der Umgebung genutzt.
„Wien Energie arbeitet tagtäglich an einer
sicheren Energieversorgung und dem Weg
raus aus Gas bis 2040. In Zukunft wird es
immer wichtiger, für Gleichgewicht im
Energiesystem zu sorgen - und genau das
macht unsere neue Power-to-Heat-Anlage.
Wird mehr Strom erzeugt als im Moment
benötigt, können wir mit der Anlage diese
wertvolle Energie nahezu ohne Wirkungsverluste
in Fernwärme umwandeln. Damit
machen wir die Energieversorgung für die
Wienerinnen und Wiener sicherer, unabhängiger
und nachhaltiger“, so Karl Gruber,
Geschäftsführer von Wien Energie.
18 | vgbe energy journal 10 · 2022

save the date
Members´News
Anlagengebäude im Hundertwasser-
Stil und Urban Farming für
Mitarbeiter*innen
Das Gebäude der Anlage, die direkt am
Gelände der Müllverbrennungsanlage Spittelau
steht, ist dem Stil von Künstler Friedensreich
Hundertwasser angepasst. In Zusammenarbeit
mit der Stiftung Hundertwasser
hat Wien Energie die Fassadengestaltung
umgesetzt. Bei der Errichtung des
Gebäudes wurde zudem im Sinne der nachhaltigen
Kreislaufwirtschaft teilweise Ökobeton
verwendet. Diesem speziellen Beton
sind Baureste beigemischt, die beim Abbruch
alter Gebäude entstehen.
Am Dach der Power-to-Heat-Anlage ist zudem
eine Nutzfläche entstanden: Zwischen
Hochbeeten und Sträuchern können Wien
Energie-Mitarbeiter*innen gemeinschaftlich
Tomaten, Paprika oder Kräuter anpflanzen.
Bienenstöcke sorgen zudem für noch
mehr Biodiversität in der Umgebung.
Conference
materials & Quality
Assurance 2023
with Technical Exhibition
10 and 11 May 2023
Schloss Paffendorf
Wiener Blackout-Vorsorge: Mehrere
Anlagen sorgen für Stabilität
Die Power-to-Heat-Anlage Spittelau reiht
sich ein in mehrere Anlagen von Wien Energie,
die der Blackout-Vorsorge dienen. Wenn
im Stromnetz ein Ungleichgewicht zwischen
Angebot und Nachfrage gibt, muss dies ausgeglichen
werden. Ist zu wenig Strom vorhanden,
springt Wien Energie mit dem
Kraftwerk Simmering wie eine Art „Feuerwehr
fürs Stromnetz“ ein und stabilisiert das
Netz. Ist zu viel Strom vorhanden - wenn
etwa viel Wind geht und Windräder mehr
Strom erzeugen, als benötigt wird - braucht
es zusätzliche Abnehmer. Seit 2017 betreibt
Wien Energie deshalb bereits eine andere
Power-to-Heat-Anlage in der Leopoldau, die
mit Elektrodenkesseln arbeitet. Diese hat
seit der ContaCt Inbetriebnahme & registration
bereits über 38.000
Megawattstunden Wärme aus Überschussstrom
erzeugt faChliChe - das entspricht Koordination
dem jährlichen
Wärmebedarf von knapp 5.000 Wiener
stephanie Wilmsen
Haushalten.
t +49 201 8128 244
e kissy@vgbe.energy
Eckdaten Power-to-Heat-Anlage
Spittelau: teilnehmer
• Zwei Diana Durchlauferhitzer Ringhoffmit je 5 Megawatt
Leistung
t +49 201 8128 232
• Investition:
e vgbe-dampfturb@vgbe.energy
4,9 Millionen Euro
• Erhitzt mit überschüssigem Ökostrom
Wasser auf 155 °C Grad Celsius
ausstellung
• Direkte Einspeisung der Wärme in das
Fernwärmenetz angela langen
• Urban t Farming +49 201 am 8128 Dach 310 der Anlage für
Wien e Energie-Mitarbeiter*innen
angela.langen@vgbe.energy
LL
www.wienenergie.at (223321902)
vgbe energy e. V.
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland
Website
w https://t1p.de/vgbe-maqa2023 (shortlink)
Coordination of teChniCal Contents
Mr Jens Ganswind-Eyberg
registrattion & informationen
Ms Diana Ringhoff
t +49 201 8128 232
e vgbe-material@vgbe.energy
teChniCal exhibition
Ms Steffanie Fidorra-Fränz
t +49 201 8128 299
e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy
be informed www.vgbe.energy
vgbe energy journal 10 · 2022 | 19

Industry News
Industry
News
Company
Announcements
ANDRITZ receives the 15th
order to deliver a highefficiency
PowerFluid circulating
fluidized bed boiler to Japan
(andritz) ANDRITZ has received another
order from Toyo Engineering Corporation in
Japan to supply a 50-MW PowerFluid circulating
fluidized bed (CFB) boiler on EPS basis.
The boiler will be part of the biomass
power plant in Gobo, Wakayama Prefecture,
in Japan. Start-up is planned for 2025.
ANDRITZ will supply a biomass boiler and
flue gas cleaning system to Wakayama Gobo
Biomass Power Plant G.K. in Japan.
The ANDRITZ PowerFluid (CFB) will be
designed with a reheat system and high
steam parameters and integrated into a biomass-fired
power generation facility to be
fueled by wood pellets and palm kernel
shells. With its state-of-the-art technology, it
is the perfect solution to meet CO 2 reduction
targets and contribute towards carbon neutrality
in Japan. The biomass power plant
will be capable of supplying power for
roughly 110,000 Japanese households.
Biomass boilers and flue gas cleaning systems
are part of the comprehensive AN-
DRITZ product portfolio of sustainable solutions
that help customers to achieve their
own sustainability goals in terms of climate
and environmental protection.
This order once again confirms ANDRITZ’s
strong partnership with Toyo Engineering
Cooperation. The project is the 12th to be
conducted in cooperation with Toyo Engineering.
ANDRITZ is proud to be part of this
remarkable project and make another important
contribution towards the Japanese
power industry’s move from fossil fuel to
renewable energy resources.
LL
www.andritz.com (223321904)
Freudenberg Filtration
Technologies Efficient,
sustainable, inspired by nature
• Freudenberg Filtration Technologies’
newly developed spiderMaxx cassette filters
offer turbomachinery operators
maximum performance and operational
reliability.
(freudenberg) The only way to avoid costly
machine downtime and losses in efficiency
is to ensure that the intake air for gas turbines
and compressors is free of dust and
moisture. This also reduces unnecessary
CO 2 emissions and has a positive impact on
climate protection and the operators’ footprint.
Freudenberg Filtration Technologies’ innovative
new spiderMaxx cassette filters offer
all of the aforementioned advantages. Their
premium filtration performance ensures
clean air in gas turbines for power plants
and oil rigs as well as in compressors for a
range of industrial applications, e.g. air separation
plants. spiderMaxx cassette filters
offer this performance over a long period of
time with unprecedented availability and
reliability even at full load and during load
peaks. They are EPA (Efficient Particulate
Air) filter class and feature an increased dust
holding capacity and a service life that is
around 25 percent longer than the previous
standard cassette filter life.
The excellent performance of the new spiderMaxx
cassette filters is due to a series of
refinements to the design. The transfer of
phenomena from nature to technological
applications is called bionics. Spider webs’
naturally robust design and structure have
an extremely high level of resistance. These
graceful structures stand up to wind, weather,
and insects flying into them at full force.
The spider web is an excellent role model
for spiderMaxx cassette filters. Inspired by
nature, the leakproof casting of this innovative
filtration solution features extremely
high dimensional stability and resilience.
The concentric spider web design of the
casting distributes the fluctuating variable
mechanical loads that occur during operation
across the entire filter frame. This
means that the filters can withstand extremely
adverse environmental conditions,
even those in stormy coastal and offshore
regions.
Setting leakproofing standards
The filter frame, which comprises onepiece
front and back plates, sets the standard
for mechanical stability and torsional
rigidity. The frame is optimally sealed to
prevent dust from penetrating. The sophisticated
design, which features an integrated
channel in the front frame, ensures that the
foamed-on gasket fits perfectly, even in critical
areas, such as filter corners. The overall
leakage risk is close to zero. Water slopes
also provide effective water drainage towards
the air entry side.
The aerodynamic guide vanes between the
v-shaped pleat packages provide a contribution
to sustainability. They ensure a low-turbulence
airflow and effectively contain vortex
formation on the downstream side. This
ensures minimal flow resistance and reduced
pressure drop, which results in lower
CO 2 emissions during operation.
Turbomachinery usually uses multi-stage
filtration systems (gradually arranged filter
types arranged in two, and in many cases
three filter stages). When combined, they
first filter moisture, followed by coarser particles,
and finally fine dust from the intake
air. As the final filter stage, the new spider-
Maxx cassette filter is the cherry on top of
the cake of the complete filtration system. As
a high-end filter, it is responsible for efficient
filtration of the finest particles. Its high-performance
water-repellent filter medium
means the filter can withstand moisture
even when used on its own, making it ideal
for use in high humidity areas.
Freudenberg Filtration Technologies’ clipon
system makes it possible to connect the
individual filter stages of a filtration system
easily and in a space-saving manner. In the
case of the spiderMaxx cassette filter, an integrated
gripping lug and rounded shatterproof
contours also guarantee simple, safe
handling.
The filter specialists at Freudenberg Filtration
Technologies use decades of experience
and digital support to determine which filter
combination is right for the particular application.
They use simulation software, the
electronic Freudenberg Filter Efficiency Calculation
Tool (e.FFECT), to compare possible
solutions and configure individually optimized
intake air filtration systems for turbomachinery
operators. This is because the
more specifically a filtration system is tailored
to the respective system requirements,
the more powerful, safe, efficient, and economical
the operation of the entire turbomachinery
system. spiderMaxx cassette
filters should be part of any filtration system
that requires maximum performance and
operational reliability.
L L www.freudenberg-filter.com
(223321904)
20 | vgbe energy journal 10 · 2022

Call for Papers
Industry News
Siemens Energy to supply
world’s first emissions-reducing
gas/electric hybrid drive system
for an LNG plant
(siemens-eg) Northeast Energy Center
(NEC) and Chart Energy & Chemicals selected
Siemens Energy to supply a gas/electric
hybrid drive system for NEC’s LNG plant
being built in Charlton, Massachusetts. The
NEC project will be the first LNG facility in
the world to feature a system of this type,
which offers a significant advance in efficiency
no matter the weather or temperature.
Siemens Energy will serve as the single-source
supplier of the integrated drive,
providing all rotating equipment and associated
control systems.
The hybrid drive system will combine a Siemens
Energy low-emissions industrial gas
turbine, integrally geared compressor, and
electric motor-generator to ensure stable and
efficient operation of the plant’s main refrigeration/liquefaction
train throughout the
year while slashing emissions, reducing
costs, and increasing efficiency.
Available power from gas turbines decreases
as the ambient temperature increases. As
a result, units installed at industrial facilities
are often oversized to ensure sufficient power
during the hot and humid weather. However,
the same gas turbine may generate
much more power during cold time than is
required, leading to reduced efficiency and
increased emissions. The hybrid drive refrigeration
compressor system being supplied
for NEC offers a solution to this problem by
combining an electric motor-generator with
a gas turbine that features a dry-low emissions
(DLE) design with lowest achievable
NOx emissions levels. The same system allows
NEC an active and powerful tool in demand
side management and reduces its
ContaCt & registration
costs and the need to purchase power from
the grid, faChliChe while allowing Koordination
the sale of power
back to the utility.
Stephanie Wilmsen
The NEC t +49 project 201 is 8128 strategically 244 important
to the security e kissy@vgbe.energy
of energy supply of New England
that depends on imported LNG. The
NEC facility is expected to produce a baseload
of teilnehmer
170,000 gallons of LNG per day for
Boston Gas
Diana
under
Ringhoff
a firm contract and up to
250,000 gallons per day to other utilities. The
t +49 201 8128 232
gas turbine’s output will decrease when LNG
production e vgbe-dampfturb@vgbe.energy
increases to 250,000 gallons per
day on hot summer days when the motor-generator
will ausstellung
function as a motor to supply additional
power to the compression system.
angela langen
“The reality t +49 is 201 when 8128 it comes 310to facilitating
the energy e angela.langen@vgbe.energy
transition, natural gas can a
solution,” said Rich Voorberg, president of
Siemens Energy North America. “It will
serve as vgbe a reliable energy complement e. V. to renewable
energy Deilbachtal in many regions 173 of | the 45257 world. Essen The | Deutschland
combination of the gas turbine, integrally
Conference
Flue Gas Cleaning 2023
3 and 4 May 2023
Jalta Hotel Praha
Czech Republic
Website
w https://t1p.de/vgbe-fgc2023 (Kurzlink)
Coordination of teChniCal Contents
dr andreas Wecker
t +49 201 8128 316
e vgbe-flue-gas@vgbe.energy
registration & informationen
ms ines moors
t +49 201 8128 222
e vgbe-flue-gas@vgbe.energy
be informed www.vgbe.energy
vgbe energy journal 10 · 2022 | 21

Industry News
geared compressor, and motor-generator at
the NEC plant represents a highly flexible
solution that will enable the liquefaction
plant to operate efficiently year-round, regardless
of the ambient conditions. This will
significantly reduce overall energy consumption
over the plant’s life, resulting in a
lower carbon footprint.”
“The integrated hybrid drive solution provided
by Siemens Energy demonstrates the
next step in hybridization of the energy systems
in their decarbonization process,” said
Boris Brevnov, Manager and Developer of
NEC. “Building on this next generation design
and its environmental advantages, NEC
also offers local utilities a choice of L-RNG,
an LNG product made from renewable natural
gas.”
The plant has an onsite LNG storage capacity
of 2 million gallons. The LNG produced
will be available for delivery by truck and
used as a feedstock for utility distribution
companies and power generation facilities.
LL
www.siemens-energy.com (223321905)
Lhyfe entwickelt 200-MW-
Anlage in Delfzijl, Niederlande
(lhyfe) Lhyfe, einer der weltweiten Pioniere
in der Produktion von grünem Wasserstoff,
plant den Bau einer groß angelegten Wasserstoffproduktionsanlage
im Chemiecluster
Delfzijl, Groningen im Norden der Niederlande.
Die 200-MW-Anlage wird eine
jährliche Produktionskapazität von mehr als
20.000 Tonnen erneuerbaren grünen Wasserstoffs
erreichen. Das entspricht 55 Tonnen
pro Tag, die über einen Zeitraum von 10
Jahren 2,2 Millionen Tonnen CO 2 ersetzen
werden. Lhyfe hat sich bereits das erforderliche
Grundstück und den Anschluss an die
erneuerbaren Energien gesichert. Die Inbetriebnahme
ist frühestens 2026 geplant.
„Delfzijl ist ein idealer Standort für die
Produktion von grünem Wasserstoff, da es
durch die vor der Küste gelegenen Offshore-Windkraftanlagen
direkten Zugang zu
erneuerbaren Energien hat. Groningen ist
im Bereich Energiewende einer der Pioniere
in Europa. Ziel der Region ist es, das führende
Hydrogen Valley Nordwesteuropas zu
werden und eine komplette Wertschöpfungskette
von der Produktion über die
Speicherung bis zum Transport von grünem
Wasserstoff aufzubauen. Wir unterstützen
diese Entwicklung voll und ganz und sind
stolz darauf, Teil dieses Weges zu sein“, sagte
Luc Graré, Leiter von Mittel- und Osteuropa
bei Lhyfe.
Delfzijl ist ein wichtiger Standort für die
niederländische Industrie- und Chemieindustrie
und bereits jetzt ein großer Verbraucher
von Wasserstoff als chemischem
Grundstoff. Dieser Bedarf wird in Zukunft
noch erheblich steigen. Lhyfe kann Unternehmen
bei ihren Dekarbonisierungsbemühungen
unterstützen, indem es ihnen grünen
Wasserstoff liefert, der mit erneuerbarem
Strom aus der Region in Verbindung mit
dem Elektrolyseverfahren erzeugt wird.
„Grüner Wasserstoff als Energieträger
wird den Transport von offshore erzeugter
Energie durch das Land unterstützen und
dazu beitragen, ein bereits überlastetes
Stromnetz zu entlasten. Die Anlage von Lhyfe
in Delfzijl wird somit in der Lage sein,
grünen Wasserstoff in den gesamten Niederlanden
sowie an potenzielle Abnehmer in
Deutschland und anderen angrenzenden
Ländern zu liefern“, so Graré.
Die Niederlande wollen eines der europäischen
Pionierländer auf dem Gebiet des grünen
Wasserstoffs sein und ein Hydrogen
Backbone im ganzen Land einrichten. Dieser
wird auf der bestehenden Infrastruktur
des Groninger Gasnetzes sowie einigen Verbindungen
zu den Nachbarländern aufbauen.
In naher Zukunft wird eine Kaverne, die
zur Speicherung von Wasserstoff entlang
des Backbone gebaut wird, einen stetigen
Fluss von grünem Wasserstoff zu den industriellen
Abnehmern sicherstellen, falls an
manchen Tagen keine erneuerbare Energie
verfügbar ist.
Lhyfe arbeitet daran, den Markt für grünen
Wasserstoff in vielen europäischen Ländern
schnell zu erschließen. Lhyfe hat sich zum
Ziel gesetzt, ein führender europäischer
Hersteller von grünem Wasserstoff zu werden
und strebt bis 2030 eine installierte Gesamtkapazität
von 3 GW an. Um dieses Ziel
zu erreichen, baut das Unternehmen in ganz
Europa dezentrale Wasserstoff-Ökosysteme
mit unterschiedlichen Anlagengrößen auf –
darunter auch das Projekt in Delfzijl. Das
Unternehmen setzt auch neue Maßstäbe im
Offshore-Wasserstoffsektor und eröffnete
am 22. September das weltweit erste Offshore-Pilotprojekt
zur Erzeugung von grünem
Wasserstoff aus erneuerbaren Energien.
Die Projektdurchführung steht unter dem
Vorbehalt der Erteilung der erforderlichen
Betriebs- und Baugenehmigungen sowie der
Entscheidung über finanzielle Investitionen.
LL
de.lhyfe.com (223321906)
XERVON Wind meldet
erfolgreichen Abschluss der
Arbeiten zur Jahreswartung
2022 von zwei
Offshore-Windparks
(xervon) Die auf technische Dienstleistungen
für Windenergieanlagen an Land und
auf See spezialisierte XERVON Wind GmbH
hat Mitte September ihre Arbeiten zur Jahreswartung
von zwei Windparks in der deutschen
Nordsee abgeschlossen. Während des
mehrmonatigen Projekts inspizierte und
wartete das Unternehmen gemeinsam mit
Experten des Betreibers RWE sämtliche
Windenergieanlagen der Offshore-Windparks
Amrumbank West und Nordsee Ost
vor Helgoland. Für XERVON Wind war dies
das erste Großprojekt im Auftrag von RWE,
der weltweiten Nummer 2 im Bereich
Offshore-Wind.
XERVON Wind erbrachte Services sowohl
für mechanische als auch elektrotechnische
Komponenten der Windparks.
Alles in allem setzte XERVON Wind während
der Wartungskampagnen mehr als 60
Fachkräfte ein. In der operativen Umsetzung
wurden die Wartungsarbeiten sowohl
sea-based von einem Arbeitsschiff aus erbracht
als auch landgestützt, ausgehend von
der Insel Helgoland.
Der Windpark Amrumbank West liegt in
etwa 35 km nördlich von Helgoland und verfügt
über eine installierte Gesamtleistung
von 302 MW. Die Rotornabe seiner 80 Windenergieanlagen
befinden sich in einer
Höhe von ca. 90 m über dem Meeresspiegel.
Nordsee Ost liegt unweit entfernt und besteht
aus 48 Windenergieanlagen mit einer
installierten Gesamtleistung von 295 MW.
Beide Standorte gehören neben dem im Bau
befindlichen Offshore-Windpark Kaskasi zu
dem von RWE betriebenen Trident Cluster
und zählen zu den größten Windenergieprojekten
in deutschen Seegewässern.
Die zuvor über Monate hinweg akribisch
vorbereiteten Wartungseinsätze erfolgten in
vollem Umfang plangemäß, auch im Hinblick
auf die Einhaltung des Zeitrahmens.
Maik Schlapmann, Geschäftsführer von
XERVON Wind: „Der erfolgreiche Abschluss
der ebenso umfangreichen wie anspruchsvollen
Jahreswartungen auf See unterstreicht
unsere leistungsstarke Aufstellung. Knapp
ein Jahr nach Gründung des Unternehmens
haben wir damit deutlich unter Beweis gestellt,
dass XERVON Wind bereits fest im
Markt etabliert ist und den Newcomer-Status
ganz klar hinter sich gelassen hat.”
In das Wartungsprojekt mit eingebunden
war Rhenus Offshore Logistics. Das Schwesterunternehmen
von XERVON Wind ist unter
anderem auf den Transport von Komponenten
und Crews zu Offshore-Anlagen
22 | vgbe energy journal 10 · 2022

save the date
Industry News
spezialisiert. Durch die enge Zusammenarbeit
in der Gruppe kann XERVON Wind das
eigene Leistungsspektrum ideal mit ergänzenden
Logistikservices vernetzen. Die daraus
resultierenden Kundenvorteile bewährten
sich auch beim Einsatz im Trident Cluster
und sorgten bei den Jahreswartungen
der Windparks für schnelle Abstimmungen
und nahtlose Prozessabläufe.
LL
www.remondis-maintenance.de
www.xervon.com, www.buchen.net
(223321907)
Yokogawa selected as
MAC for construction of
europe’s largest renewable
hydrogen plant
(yokogawa) Yokogawa Electric Corporation
(TOKYO: 6841) announced today that it has
been selected by Shell Plc to be the main automation
contractor (MAC) for the construction
of its Holland Hydrogen I plant in the
Dutch port of Rotterdam.
The Holland Hydrogen I plant will produce
renewable hydrogen by using electricity
from an offshore wind farm and will be Europe’s
largest renewable hydrogen plant
once operational in 2025. In its role as MAC,
Yokogawa will optimize operations at the
plant by closely integrating its systems and
equipment.
The Holland Hydrogen I plant will have a
200 megawatts (MW) electrolyser that will
produce up to 60,000 kilograms of green
hydrogen per day. The green hydrogen produced
at this plant will be transported via a
pipeline to the Shell Energy and Chemicals
Park Rotterdam, where it will replace some
of the grey contact hydrogen & used registration
in the refinery,
partially decarbonizing the facility’s production
of energy products like gasoline, diesel
Fachliche Koordination
and jet fuel. stephanie Wilmsen
t +49 201 8128 244
Koji Nakaoka, Yokogawa vice president
e kissy@vgbe.energy
and head of the company’s Energy & Sustainability
Business Headquarters and Global
Sales teilnehMer
Headquarters, said, “Our company
aims to play a leading role in achieving a
world in
Diana
which systems
Ringhoff
are closely integrated,
based t +49 on the 201 system 8128 of 232 systems (SoS)
concept. e In vgbe-dampfturb@vgbe.energy
the hydrogen supply chain, there
are individual systems for functions such as
production, pipeline transport, storage, and
ausstellung
supply, each of which is owned by a different
entity. angela Through langen participation in projects
that help t our +49 customers 201 8128 achieve 310 progress in
their decarbonization strategies and add
e angela.langen@vgbe.energy
value to their enterprises, Yokogawa will
continue working to realize a sustainable
society.” vgbe energy e. V.
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland
LL
www.yokogawa.com (223321908)
Fachtagung
Kühlsysteme 2023
Verdunstungskühlkreisläufe,
Trockenkühler, Kondensatoren,
Wärmeübertrager, Kühlwasser
mit Fachausstellung
25. bis 26. April 2023
Dorint Am Nürburgring
27. april 2023: hygieneschulung
Website
w https://t1p.de/vgbe-ksys2023 (Kurzlink)
Fachliche Koordination
Wolfgang czolkoss
anna-Maria Mika
dr. andreas Wecker
anMeldung & inForMationen
ulrike troglio
t +49 201 8128 282
e vgbe-kuehlsysteme@vgbe.energy
Fachausstellung
Steffanie Fidorra-Fränz
t +49 201 8128 299
e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy
be informed www.vgbe.energy
vgbe energy journal 10 · 2022 | 23

News from Science & Research
News from
Science &
Research
KIT: Energiesystem der Zukunft:
Bundesforschungsministerin
startet Großsimulation am KIT
(kit) Mit dem Ziel der Klimaneutralität vor
Augen, haben Forschende im Energy Lab 2.0
am Karlsruher Institut für Technologie (KIT)
einen detaillierten „digitalen Zwilling“ des
deutschen Energiesystems aufgebaut. Unter
realer Einbindung von Zukunftstechnologien
wie Solarpark, Netzspeicher oder Power-to-X-Anlagen
nutzen sie diesen nun, um
virtuell das Energiesystem der Zukunft mit
all seinen Komponenten zu testen. Bundesforschungsministerin
Bettina Stark-Watzinger
startete die Simulation heute
(28.10.2022) bei ihrem Vor-Ort-Besuch.
mit dem Ziel der Klimaneutralität vor Augen,
haben Forschende im Energy Lab 2.0
am Karlsruher Institut für Technologie (KIT)
einen detaillierten „digitalen Zwilling“ des
deutschen Energiesystems aufgebaut. Unter
realer Einbindung von Zukunftstechnologien
wie Solarpark, Netzspeicher oder Power-to-X-Anlagen
nutzen sie diesen nun, um
virtuell das Energiesystem der Zukunft mit
all seinen Komponenten zu testen. Bundesforschungsministerin
Bettina Stark-Watzinger
startete die Simulation heute
(28.10.2022) bei ihrem Vor-Ort-Besuch.
Begleitet wurde die Ministerin bei ihrem
Besuch vom Parlamentarischen Staatssekretär
beim Bundesminister für Digitales und
Verkehr, Michael Theurer.
Die Forschung am Energy Lab 2.0 soll klären,
wie ein klimaneutrales und resilientes
Energiesystem konstruiert sein sollte und
wie es sich sicher und stabil steuern lässt.
Die Simulation basiert auf erneuerbaren
Energien sowie einem geschlossenen Kohlenstoffkreislauf,
also auf einem Energiesystem
wie es nach den Plänen der Bundesregierung
im Jahre 2045 Wirklichkeit sein
soll. Das Bundesministerium für Bildung
und Forschung (BMBF) finanziert die Arbeit
am Energy Lab 2.0 zu einem großen Teil.
„Der voranschreitende Klimawandel und
die Energiekrise machen deutlich, dass wir
bei der Transformation unserer Energieversorgung
mehr Tempo benötigen“, sagte Bundesforschungsministerin
Bettina Stark-Watzinger.
„Um unsere ehrgeizigen Ziele zu erreichen,
sind wir auf intensive Forschung
angewiesen. Die Energieforschung hier am
Start der Simulation am Energy Lab 2.0 (v. l. n. r.): Prof. Michael Decker, Leiter des Bereichs
Informatik, Wirtschaft und Gesellschaft des KIT; Bettina Stark-Watzinger, Bundesministerin für
Bildung und Forschung; Prof. Thomas Hirth, Vizepräsident für Transfer und Internationales des
KIT; Michael Theurer, Parlamentarischer Staatssekretär beim Bundesminister für Digitales und
Verkehr; Prof. Andrea Robotzki, Leiterin des Bereichs Biologie, Chemie und Verfahrenstechnik
des KIT. (Foto: Amadeus Bramsiepe, KIT).
KIT und in der Helmholtz-Gemeinschaft
leistet einen wichtigen Beitrag, um den Umbau
zu beschleunigen und die Energieversorgung
der Zukunft etwa in Form von Grünem
Wasserstoff zielgerichtet aufzubauen.“
„Mit dem Energy Lab 2.0 können wir zeigen,
dass ein klimaneutrales Energiesystem
perspektivisch möglich ist“, so Professor
Thomas Hirth, Vizepräsident für Transfer
und Internationales des KIT und Vertreter
des Präsidiums des KIT bei dem Besuch.
„Auch wenn Deutschland wohl immer ein
Energieimportland bleiben wird, können
wir die Technologien bereitstellen und das
Know-how aufbauen, um das international
und vor Ort zu realisieren. Die Energieforschung,
wie sie hier am Energy Lab 2.0
durchgeführt wird, macht im besten Sinne
deutlich, wie praxisnah sich die Wissenschaft
den großen Herausforderungen unserer
Zeit stellt.“
Das Energy Lab 2.0: Versuchsfeld für
die Sektorenkopplung
Das Energy Lab 2.0 ist Europas größte Forschungsinfrastruktur
für erneuerbare Energien
und Sektorenkopplung. Hier entstehen
unter anderem leistungsstarke Modelle, mit
denen ein flexibles Zusammenspiel von
elektrischen, thermischen und chemischen
Energieträgern realitätsnah simuliert wird.
So wird die intelligente Vernetzung von zukünftigen
Wasserstoffinfrastrukturen oder
geplanten Windparks mit realen Power-to-X-Anlagen,
Energiespeichern und anderen
Energiesystemkomponenten schon
heute eingeübt. Auf dem Campus zur Verfügung
stehen unter anderem Solarfeld und
Geothermie, innovative Energiespeicher,
Power-to-X-Anlagen, Wohnhäuser, Elektroautos
– und sehr viel Rechenpower. In den
nächsten Jahren wird hier eine neue Generation
von Fachleuten lernen, das vernetzte
Energiesystem der Zukunft sicher durch
Dunkelflauten und Angriffe von Cyber-Kriminellen
zu fahren.
Gemeinsam für mehr Tempo bei der
Energiewende
Bei der Technologieentwicklung spannt
die Forschung am Energy Lab 2.0 den Bogen
von der Grundlagenforschung bis zu fertigen
Prototypen. Egal ob Anlagen zur Produktion
von Treibstoffen aus erneuerbarer
Energie und dem CO 2 der Umgebungsluft,
Redox-Flow-Großspeicher oder Fertigungsstrategien
für diverse Schlüsselkomponenten
– vieles kann hier fertig entwickelt von
Unternehmen gekauft und produziert werden.
Die Industrie ist außerdem eingeladen,
die ausgefeilten Simulationswerkzeuge zu
nutzen, um Energiesystemkomponenten
aus eigener Entwicklung oder Kooperationsprojekten
in realistischer Umgebung zu testen.
Für die Politik wiederum steht das Energy
Lab 2.0 als Reallabor zur Verfügung: Hier
kann etwa rasch überprüft werden, wie der
Wegfall von Gaslieferungen aus Russland
durch erneuerbare Energien oder Einsparungen
abgefedert werden kann oder wie
ein Hochfahren der Wasserstoffwirtschaft
technisch organisiert werden sollte. (mhe)
LL
www.elab2.kit.edu (223321909)
24 | vgbe energy journal 10 · 2022

News fromScience & Research
Neue Windfeldmodelle bilden
Böen korrekt ab
• Oldenburger Forschende erzielen wichtigen
Fortschritt dabei, Schwankungen des
Windes korrekt zu modellieren.
(hs-o) Mit einem neuen statistischen Modell
ist es Forschenden der Universität Oldenburg
gelungen, turbulente Schwankungen
des Windes deutlich realistischer abzubilden,
als es bisher möglich war. Zudem entwickelte
das Team vom Institut für Physik
und vom Zentrum für Windenergieforschung
ForWind um Dr. Jan Friedrich eine
Methode, um aus Daten weniger Messpunkte
mit dem Modell vollständige, realitätsnahe
Windfelder zu berechnen. Wie sie in der
Zeitschrift PRX Energy der American Physical
Society berichten, eignet sich die Methode
nicht nur für Anwendungen im Bereich
der Windenergie, sondern könnte auch bei
der Berechnung von Aerosolkonzentrationen
oder Schadstoffverteilungen in turbulenten
Luftströmungen hilfreich sein.
Für Herstellerfirmen von Windkraftanlagen
ist es wichtig, die Windverhältnisse am
Rotorblatt möglichst genau beschreiben zu
können, um etwa die Belastung von Bauteilen
abzuschätzen. Auch Betreiberunternehmen
von Windparks müssen schon während
der Planung wissen, welche Windverhältnisse
zu erwarten sind, etwa um die elektrische
Leistung oder die Lärmentwicklung prognostizieren
zu können. Zu diesem Zweck
verwendet die Windindustrie mathematische
Modelle, die Schwankungen der Windgeschwindigkeit
anhand statistischer Gesetzmäßigkeiten
beschreiben. Diese sogenannten
Windfeldmodelle haben allerdings
ein großes Manko, sagt Friedrich: „In diesen
Modellen fehlen die Böen. Der Wind weht
darin wesentlich gleichmäßiger als in der
Realität.“
Dass extreme Schwankungen der Windgeschwindigkeit
in der natürlichen Umwelt
deutlich häufiger auftreten als in den üblicherweise
verwendeten Modellen, wies ein
Team um den Oldenburger Physiker Prof.
Dr. Joachim Peinke bereits 2012 nach. „Ein
Ereignis, das der üblicherweise angewandten
Gauß-Statistik zufolge alle 1250 Jahre
stattfinden sollte, ereignet sich in der Realität
einmal pro Stunde“, erläutert Peinke, der
auch an der aktuellen Studie beteiligt war.
Anders ausgedrückt: Ereignisse, die eigentlich
so unwahrscheinlich sein sollten wie ein
Sechser im Lotto – etwa Windböen, die einen
Baum entwurzeln – sind in Wirklichkeit
gar nicht selten. Bislang lässt sich dieses
Problem nur behelfsmäßig lösen: In Anwendungen
werden den Windmodellen künstlich
Böen hinzugefügt – was die Wirklichkeit
jedoch nur unzureichend nachbildet und
zudem viel Rechenzeit beansprucht.
Friedrich und seinen Oldenburger Kolleginnen
und Kollegen gelang es nun mit ihrem
neuen Modell, dreidimensionale, realitätsnahe
Windfelder inklusive Turbulenzen
mit relativ geringem Rechenaufwand anzufertigen.
Die entscheidende Leistung ihrer
Arbeit bestand darin, für jeden Raumpunkt
mehrere leicht voneinander abweichende
klassische Gauß-Statistiken nach dem Zufallsprinzip
zu überlagern. Die statistischen
Eigenschaften des daraus berechneten
Windfeldes – als superstatistisches Zufallsfeld
bezeichnet – kann das Team nach
Wunsch so einstellen, dass die Stärke und
Häufigkeit von Turbulenzen am jeweiligen
Standort der Wirklichkeit entsprechen.
In der Studie beschreibt das Team außerdem,
wie sich ihr Modell nutzen lässt, um
aus den Daten weniger Messpunkte ein vollständiges,
wirklichkeitsnahes Windfeld zu
errechnen. „Wir können den Raum zwischen
gitterartig angeordneten Messpunkten
sozusagen auffüllen“, erläutert Friedrich.
Diese neue Möglichkeit sei ebenfalls
für Anwendungen in der Windindustrie interessant,
erlaube es aber auch, wichtige
Forschungsfragen mit neuen Ansätzen anzugehen.
Die verwendete Methode, um vollständige
Felder physikalischer Messgrößen aus einer
begrenzten Menge von Daten zu rekonstruieren,
ist nach Angaben des Teams breit anwendbar.
So könnte sie sich beispielsweise
nutzen lassen, um die Konzentration von
Schadstoffen oder die Temperaturverteilung
in einer städtischen Umgebung aus
Daten weniger Messpunkte hochaufgelöst
zu modellieren.
Die Arbeit wurde teilweise durch das Bundesministerium
für Wirtschaft und Klimaschutz
im Rahmen der Vorhaben EMUwind
(03EE2031A) und PASTA (03EE2024B) gefördert.
Dr. Jan Friedrich ist Feodor-Lynen-Stipendiat
der Alexander von Humboldt
Stiftung.
LL
http://uol.de/twist
http://forwind.de (223321909)
Effizientere Brennstoffzellen
durch metallisches Papier
(fh-ft) Das Fraunhofer-Institut für Fertigungstechnik
und Angewandte Materialforschung
IFAM in Dresden entwickelt in einem
neuen Projekt ein innovatives Gas Diffusion
Layer (GDL) für mobile Brennstoffzellen,
das komplett aus Metall besteht. Gemeinsam
mit den Part-nern der Papierfabrik Louisenthal
GmbH, der balticFuelCells GmbH,
der FHR Anlagebau GmbH, der Papiertechnischen
Stiftung PTS sowie dem Deutschen
Zentrum für Luft- und Raumfahrt e. V. sollen
Verbesserungen sowohl in den Einsatz-
Aus den Daten von 16 Anemometern (angedeutet als graue Punkte) rekonstruierte das Team
ein dreidimensionales Windfeld. Hier ist ein Schnitt zu sehen. Blaue Farbtöne repräsentieren
niedrige Windgeschwindigkeiten, rote höhere Geschwindigkeiten.
vgbe energy journal 10 · 2022 | 25

News fromScience & Research
als auch den Montageei-genschaften der
GDL erreicht werden, aber auch in der Fertigbarkeit
selbst.
GDL sind die Gasdiffusionsschichten, die
in Brennstoffzellen-Stacks zwischen Bipolarplat-te
und Elektrode angeordnet sind.
Sie sorgen für eine optimale Gasverteilung
sowie den Abtransport von Wasser, Wärme
und Strom.
Derzeit verwendete Brennstoffzellen haben
diverse Verbesserungspotenziale: neben
einer Minimierung des Bauraums sind
die Senkung der Herstellungskosten und
eine Verlängerung der Lebensdauer Hauptthemen.
Die hier adressierten GDL sind dabei
für alle drei Bereiche relevant.
Ziel des Projekts „SinterGDL“ ist die Entwicklung
einer neuartigen PEM-Stack-Einheit,
die gleichzeitig kostengünstig und
kompakt ist. Dabei liegt ein spezielles Augenmerk
auf der einfachen Höherskalierung
für die Großserienproduktion aller Komponenten.
Der Clou dabei ist das verwendete Material
für die GDL, das sogenannte Sinterpapier.
Durch Prozesse, die aus der Papiertechnik
stammen, werden organische Faserstoffe,
Füllstoffe und Additive zusammen mit Metallpulver
zu einem flächigen Produkt verarbei-tet,
das dem klassischen Papier sehr
ähnlich ist. In der anschließenden Wärmebehand-lung
werden die organischen Bestandteile
entfernt und es bleibt ein rein
metallisches, poröses Material.
Vorrangig liegen die Einsatzbereiche der
neuartigen GDL in mobilen Brennstoffzellenan-wendungen
in Pkw, Lkw, Bus oder
Bahn. Auch in der Schifffahrt ist eine Nutzung
per-spektivisch möglich. Des Weiteren
lassen sich die Ergebnisse auch auf
PEM-Elektrolyseurkonzepte anpassen und
auf stationäre Anwendungen übertragen.
Das Projekt SinterGDL wird im Rahmen
des Nationalen Innovationsprogramms
Wasser-stoff- und Brennstoffzellentechnologie
mit insgesamt 2,82 Millionen Euro durch
das Bun-desministerium für Digitales und
Verkehr gefördert. Die Förderrichtlinie wird
von der NOW GmbH koordiniert und durch
den Projektträger Jülich (PtJ) umgesetzt.
LL
s.fhg.de/98F (223321910)
Grenzen der Lithiumgewinnung
aus Geothermie
(kit) Wasser aus der Tiefe pumpen, Lithium
abtrennen und daraus Batterien für die
Elektromobilität produzieren – die Idee vom
umweltverträglichen und regionalen Lithium
als Nebenprodukt der Geothermie
scheint vielversprechend. Doch inwiefern
sich der heimische Abbau wirklich lohnt,
war bislang nicht ausreichend geklärt. Ein
Team des Karlsruher Instituts für Technologie
(KIT) hat jetzt den Forschungsstand zusammengefasst,
Rohstoffmärkte analysiert
und Technologien bewertet. Demnach
könnten in Deutschland theoretisch Tausende
Tonnen Lithium pro Jahr gefördert werden,
zentrale Fragen müssen aber noch geklärt
werden.
Wasser aus der Tiefe pumpen, Lithium abtrennen
und daraus Batterien für die Elektromobilität
produzieren – die Idee vom umweltverträglichen
und regionalen Lithium
als Nebenprodukt der Geothermie scheint
vielversprechend. Doch inwiefern sich der
heimische Abbau wirklich lohnt, war bislang
nicht ausreichend geklärt. Ein Team des Karlsruher
Instituts für Technologie (KIT) hat
jetzt den Forschungsstand zusammengefasst,
Rohstoffmärkte analysiert und Technologien
bewertet. Demnach könnten in
Deutschland theoretisch Tausende Tonnen
Lithium pro Jahr gefördert werden, zentrale
Fragen müssen aber noch geklärt werden.
Für die Energiewende benötigt Europa viele
Batterien und dazu genügend Lithium,
um sie zu produzieren. Die Europäische Union
(EU) stuft Lithium entsprechend als kritischen
Rohstoff ein – es droht ein Lithiumdefizit.
„Wir sind dabei vollständig auf Importe
angewiesen, weltweit stammen 80
Prozent des Lithiums aus Chile und Australien“,
sagt Valentin Goldberg vom Institut für
Angewandte Geowissenschaften (AGW) des
KIT. „Gleichzeitig nehmen wir erhebliche
Umweltkosten beim konventionellen Abbau
in diesen Ländern in Kauf, etwa negative
Auswirkungen auf das Grundwasser.“ Bei
der Lithiumgewinnung in Geothermiekraftwerken
dagegen soll bestehende Infrastruktur
in Europa genutzt werden, mit der bereits
große Mengen Thermalwasser mit
teilweise hohem Lithiumgehalt gefördert
wird. Nach der Energieproduktion soll das
Lithium dabei technologisch abgetrennt und
das Wasser, wie im Kraftwerkbetrieb üblich,
in den Untergrund zurückgeführt werden.
„Grundsätzlich sehen wir die Technologie
sehr positiv. Flächenverbrauch und Umweltkosten
wären gering, genauso die Transportkosten“,
so Goldberg. Um zu klären,
welchen Beitrag heimisches Lithium zukünftig
realistisch leisten kann, hat er nun
gemeinsam mit einem Team am AGW das
verfügbare Wissen zusammengetragen,
analysiert und für Deutschland erstmals das
mögliche Potenzial berechnet.
Regionale Lithiumgewinnung als
ökologische Ergänzung
Wie viel Lithium gewonnen werden kann,
ist dabei nicht nur von den Lithiumkonzentrationen
im Wasser abhängig, sondern auch
von der standortabhängigen Fließrate und
der Reservoirgröße. Für ihre Schätzung haben
die Forschenden potenzielle Standorte
in Deutschland betrachtet, die Rohstoffmärkte
analysiert und unterschiedliche
Technologien hinsichtlich ihrer Effizienz,
Anwendbarkeit und Integrationsfähigkeit
für die geothermische Energieproduktion
bewertet. „Auf dieser Basis halten wir bei
einer optimistischen Abschätzung eine jährliche
Produktion von ungefähr 2 600 bis 4
700 Tonnen Lithiumkarbonat-Äquivalent
für möglich, wenn alle relevanten Geothermiestandorte
mit entsprechenden Anlagen
ausgerüstet werden“, sagt Dr. Fabian Nitschke
vom AGW, der ebenfalls an den Studien
beteiligt war. „Damit könnten wir etwa 2 bis
13 Prozent des Jahresbedarfs der geplanten
Batteriefertigung in Deutschland decken.“
Durch den Zubau weiterer Geothermiekraftwerke
sei eine Steigerung der Fördermengen
denkbar, allerdings dauere es mindestens
fünf Jahre, bis ein neu geplantes Kraftwerk
in Betrieb geht. „Angesichts des globalen
prognostizierten Lithiumdefizits und der
geplanten Batteriefertigung wird sich die
Lage speziell für Deutschland rasch zuspitzen.
Das Lithium aus der Geothermie kann
mittelfristig also nur eine Ergänzung darstellen“,
so Nitschke.
Unterschiedliche Technologien im
direkten Vergleich
Noch sind die Prognosen von vielen Unsicherheiten
geprägt: Die Größe und die Herkunft
der Lithiumvorkommen in den Geothermalsystemen
sowie die Reaktion der
Reservoire auf eine kontinuierliche Förderung
werden zurzeit erforscht. Zudem befinden
sich die Technologien zur Extraktion
in einem frühen bis mittleren Entwicklungsstadium
– entscheidende Entwicklungsstufen
sowie Langzeittests stehen noch aus. „Im
direkten Vergleich zeigten sich allerdings
bereits spezifische Vor- und Nachteile, die
für eine wirtschaftliche Lithiumextraktion
besonders relevant sind“, sagt Dr. Tobias
Kluge vom AGW, ein weiterer Autor der Studien.
„So wirken sich der Bedarf an zusätzlichen
Rohstoffen, Schäden durch Ablagerungen
an Bohrlöchern, Extraktionseinheiten
und der Energieverbrauch direkt auf die
Wirtschaftlichkeit aus.“
Voraussetzung ist eine
breite Akzeptanz
Ob die Lithiumgewinnung mittels Geothermiekraftwerke
in Deutschland letztendlich
realisiert wird, hängt aber nicht nur von
der weiteren Technologieentwicklung sowie
geeigneten Standorten ab. Vielmehr seien
auch gesellschaftliche Unterstützung und
Akzeptanz notwendig, betont Valentin
Goldberg: „Unsere Veröffentlichungen im
Magazin Grundwasser richten sich deshalb
nicht nur an ein Fachpublikum. Vielmehr
wollen wir Entscheidungsträgern in Politik
26 | vgbe energy journal 10 · 2022

Power News
und Wirtschaft aber auch allen interessierten
Bürgerinnen und Bürgern die Möglichkeit
geben, sich direkt und unabhängig über
Chancen und Herausforderungen zu informieren.“
Zudem biete ihre Arbeit nun eine
Basis für zukünftige Forschung und Entwicklung
zu diesem gesellschaftsrelevanten
Thema. Erstellt wurden die Studien im Rahmen
der von der Abteilung für Geothermie
und Reservoir-Technologie der AGW geleiteten
GeoEnergie Forschung im Helmholtz-Programm
Energie sowie des Forschungsprojektes
BrineMine des Bundesministeriums
für Bildung und Forschung
(BMBF). (mhe)
Geothermiestandorte mit Lithiumgehalten
und Fließraten sowie die geplante
Batteriezellfertigungen in Deutschland.
Goldberg et al. 2022
Als „Die Forschungsuniversität in der
Helmholtz-Gemeinschaft“ schafft und vermittelt
das KIT Wissen für Gesellschaft und
Umwelt. Ziel ist es, zu den globalen Herausforderungen
maßgebliche Beiträge in den
Feldern Energie, Mobilität und Information
zu leisten. Dazu arbeiten rund 9 800 Mitarbeiterinnen
und Mitarbeiter auf einer breiten
disziplinären Basis in Natur-, Ingenieur-,
Wirtschafts- sowie Geistes- und Sozialwissenschaften
zusammen. Seine 22 300 Studierenden
bereitet das KIT durch ein forschungsorientiertes
universitäres Studium
auf verantwortungsvolle Aufgaben in Gesellschaft,
Wirtschaft und Wissenschaft vor.
Die Innovationstätigkeit am KIT schlägt die
Brücke zwischen Erkenntnis und Anwendung
zum gesellschaftlichen Nutzen, wirtschaftlichen
Wohlstand und Erhalt unserer
natürlichen Lebensgrundlagen. Das KIT ist
eine der deutschen Exzellenzuniversitäten.
LL
www.kit.edu (223321911)
Power
News
Eurelectric: 24/7 Carbon-free
energy matching: shaping the
future of corporate energy
procurement
(eurelectric) The EU power sector has a key
role to play to end Europe’s addiction to imported
fossil fuels. It is this dependence that
triggered the current energy crisis and because
of it many households and businesses
across Europe are now experiencing unprecedented
pressure.
Energy savings, as shown in eurelectric´s
Power Barometer, are necessary to alleviate
the pressure and ensure supply security in
the short term. In the long-term however,
the only structural solution to future energy
crunches is to massively decarbonise our
energy system through clean and renewable
electrification.
One of the key drivers is corporate renewable
energy sourcing. More businesses are
now pledging to match their energy use with
100% renewable-based electricity. As a result,
the EU renewable share of electricity
consumption has steadily increased to reach
45% in 2020 compared to 22% in 2015.
The companies, however, are matching
their energy demand with renewable supply
on an annual basis, and the majority using
green tariffs or unbundled Guarantees of
Origin. This does not necessarily drive new
build renewable energy projects and maximise
decarbonisation.
A more ambitious corporate energy procurement
is to guarantee carbon-free energy
matching every hour of every day everywhere.
This is how the 24/7 energy matching
journey started. This approach aims at
complementing the 100% RES annual
matching by moving a step further.
Carbon-free energy demand and supply
can now be matched on an hourly or
sub-hourly basis, thanks to granular certificates
validated by timely meter and grid
data. Such granularity can increase the
transparency and clarity of energy procurement
as well as buyers’ confidence. Moreover,
24/7 creates a clear price signal for renewables
build-up and incentivises storage
development, flexibility, and innovation.
The good news is that several companies
have already embarked on this journey.
Google is leading the way, as explained by
Caroline Golin - Global Head, Energy Market
Development and Policy:
“If our goal is to actually drive decarbonisation
and if we truly believe that the grid is
the innovation space where we grow technologies
that will eventually get our entire
economy off fossil fuels, then we really need
to dig into the grid and figure out how we
can drive the most impact”.
It is this common goal that inspired Eurelectric
and its partners to launch the European
24/7 energy matching Hub, a platform
where energy buyers, suppliers, and policy
makers can meet to know more about 24/7,
receive technical training, and guidance in
its implementation.
If more and more energy users step up
their commitment to 24/7 energy matching,
the decarbonisation of the grid would accelerate.
Carbon-free grids are indeed the
linchpin for healthier carbon-neutral societies.
Yet, barriers to unleash its full potential
remain. Complexity, low awareness, and
lack of data access are some of the key challenges
to scale up this innovative procurement
approach. The most urgent, however,
is the need for a common regulatory framework.
The European Parliament’s has recently
approved the 45% renewable target increase
by 2030 and member states’ ability to issue
granular certificates, as a building block of
24/7. This is a promising start but in MEP
Morten Helveg Petersen words: “If we want
to drag the market [towards 24/7 energy
matching] then the framework has to be
common.”
It is now crucial that policymakers make
“24/7” the new framework for carbon-free
energy matching and shape the future of
electricity sourcing across Europe and beyond.
Allowing granular certificates, harmonised
standards, and a system of recognition
for businesses determined to take their energy
procurement to the next level are urgent
enablers.
Eurelectric and its partners have already
begun this challenging yet promising journey
towards 24/7, will you join us for the
ride? The first 24/7 Hub and Academy meeting
will take place on Friday 7 October at the
Re-Source event in Amsterdam.
More information on the European 24/7
Hub: 247.eurelectric.org
LL
www.eurelectric.org (223321923)
vgbe energy journal 10 · 2022 | 27

New storage technologies
in the energy market
Jan Weustink, Thorben Fohrmann, Sven Johannssen and Dagmar Thien
Abstract
Neue Speichertechnologien im
Energiemarkt
Der heilige Gral der Energiewende ist nicht
einzig der Ausbau der Solar- und der Windkraftanlagen,
sondern die Verfügbarkeit und
die Koordinierung von Energiespeichern.
Hierdurch wird der Überschuss an regenerativer
Energie an sonnigen und windigen Zeiten
gespeichert, mit dem Ziel diese abzugeben,
wenn sie wieder benötigt wird.
Die größere Herausforderung hierbei ist nicht
nur das Speichern der Energie für einen Tag
(Daily Storage), sondern für ganze Wochen,
bzw. Monate (Seasonal Storage).
Elektro-chemische Energiespeicher wie Batterien
sind teuer in der Produktion und begrenzt
in der Kapazität, wobei wir bereits einen großen
Preisverfall in der letzten Dekade ins-
Authors
Dipl.-Ing. (FH) Jan Weustink
Senior Key Expert for Plant
Simulation
Thorben Fohrmann
Strategic Analyst for Energy
Storage
Dipl.-Ing. Sven Johannssen
Sustainability Consultant &
Project Manager
Dr. rer. nat. Dagmar Thien
Senior Sales Manager for Design
of Energy Systems
Siemens Energy
Karlsruhe, Germany
besondere bei Li-Ion-Batterien beobachten
konnten.
Stattdessen zeigen sich neue Ideen auf dem
Markt, um die Herausforderungen der Energiespeicherung
zu lösen. Darunter sind auch
thermische Speicher, um bei Bedarf Wärmeenergie
über Wärmetauscher in Wasserdampf
umzuwandeln und damit konventionelle Turbinen
anzutreiben und/oder die Wärme für
industrielle Prozesse oder Fernwärmelösungen
bereitzustellen. Diese Speicher lassen sich
auf unterschiedlichste Weisen mit bestehenden
Kraftwerken kombinieren. Ein wichtiges Ziel
für Stromnetze mit hohem Anteil an erneuerbaren
Energien und integrierten Speichern ist
darüber hinaus eine verbrauchsgesteuerte Primär-
und Sekundärfrequenzregelung.
Auch die Sektorenkopplung, sowie Power to X
eröffnen viele weitere Möglichkeiten über die
reine Energiespeicherung hinaus, wie im folgenden
Artikel erläutert wird.
l
The holy grail of energy transformation is not
solely the extension of solar and wind parks. It
is also about the availability of energy when
needed. Therefore, energy storage solutions
are necessary to store the excessive renewable
energy on sunny and windy days to feed this
back into the grid when needed. The major
challenge here is not to store the energy for a
day but rather for weeks or even months as
seasonal storages: Electro-Chemical energy
storage like batteries is expensive in pro-duction
and limited in capacity, even if we already
see a huge decline in costs over the past decade
especially at Li-Ion batteries.
Instead, other technologies are evolving to
counter the challenges of storing energy.
Among these are thermal storages, where this
heat converts water into steam to drive conventional
steam tur-bines or the heat is used
for industrial processes or district heating solutions.
Beneficial is the aspect that these thermal
storages can be combined with existing
steam cycle power plants. An important topic
remains to support the national grids with
primary and secondary control. Sector coupling
and Power to X-technologies offer many
more opportunities beyond the energy storage
that also will be discussed in this article.
Introduction
For fighting (and ultimately stopping) climate
change on a global scale, we need to
push towards decarbonization fast. In this
regard, extending the renewables is the key.
Correspondingly several challenges for our
energy system will occur: Maintaining stable
grids for handling intermittent renewable
infeed. And shifting renewable energy in
times with high demand, thus ensuring a
24/7 availability of CO 2 -free energy. Some
renewables (wind, geothermal, tidal, biomass,
etc.) are available throughout the
year, while solar energy is mainly produced
in summer. However, most energy in the
northern hemisphere is needed in winter,
which requires an energy shift. Additionally,
a big deviation in daily (and even hourly)
cycles occurs, resulting in difficulties to obtain
a stable grid.
To solve these challenges, there is not a single
energy storage solution which fits to all
requirements and an entirely re-invented
energy system needs to be installed. But the
question is: Which storages to take or to
combine and what will the energy supply of
the future look like?
The basics
Besides the availability of renewable electricity,
we are furthermore facing the challenge
that the electricity demand is growing
rapidly, due to a growing market of battery
electric vehicles (BEV) and electrification of
industry (EoI) for further decarbonization 1 .
Due to the target to reduce greenhouse gas
(GHG) emissions, chemical industries, concrete
and cement industries and the steel
industry are looking out for alternative solutions
for their highly energy intensive processes,
e.g. chemically reducing of iron oxide
via usage of hydrogen instead of black
coal as done nowadays.
1
EOI describes the replacement of gas and oil
boilers in residential areas with electrical heaters
and heat pumps. Also, it covers the generation
of industrial process steam by using renewable
energy and convert it into required
heat by resistive heating instead of burning
fossil fuel.
28 | vgbe energy journal

New storage technologies in the energy market
In simple words: Energy must be available
and reliable just in time, when it is needed.
The production and consumption must always
be kept in balance: ∑ produced energy
= ∑ consumed energy
This works fine as long as dispatchable and
completely controllable conventional power
sources are in their control range. The cost
of electricity is well predictable, but the situation
changes, when we reach the limits of
their control range which stretches from the
minimum capable load to the maximum capable
load. This is the time, when we run
out of control margins and as we know, price
is a function of demand compared to the offer
in the market. Both, the minimum capable
load and the maximum capable load are
not fixed values. They vary over time, since
the production of renewable energy is taken
into account, as well as the types of power
plants and their amount that are in operation
at that very time. Looking at the situation
in Germany, conventional power plants
are not allowed to dump load by opening the
turbine bypasses. So, when they reach minimum
load, they must decide if they shut
down or stay online. Shutting down the
plants must be well considered, since restarts
cost time and fuel. This also leads to
the need of feeding storage partially from
conventional sources to avoid shut downs,
since a re-start means financial losses and an
increased CO 2 -production.
This relation can be seen in the energy price
development: In F i g u r e 1 the energy production
and the energy market prices at the
German spot-market are displayed for an
example time frame in 2020. Frequently we
can see peaks in the red line (energy market
price in €) whenever we have not enough
controllable energy sources (positive peaks)
and when we produce more energy than we
can consume (negative peaks).
So, does already energy arbitrage make
sense? Solely financially analyzed, the potential
financial turnover of storages can be
calculated based on the price differences
between the highs and the lows of the energy
prices multiplied with the stored energy
under consideration of the cycle efficiency,
taxes and fees.
∑ Revenue = (selling price-buying price-grid
fees,taxes,etc.) × stored energy ×
cycle efficiency
Capacity in GW
80
70
60
50
40
30
20
10
0
-10
-20
-50
01.01.2020 11.02.2020 24.03.2020 05.05.2020 15.06.2020 27.07.2020 07.09.2020 18.10.2020
Date in MEZ
Fig. 1. Energy prices (red line) in Germany for January 2020 till October 2020 [1].
Currently this calculation of arbitrage trading
barely justifies the construction and operation
of storages, since the events of extreme
cost differences are still too rare. But
this changes, when we look more detailed
into the technology and the physical constraints
of our national grids, where the situation
indicates a much more dramatic scenario.
Grids still require black start capabilities,
capacity reserves and ancillary services.
So, technology-wise this indicates that we
are facing the limits of our national grids,
caused by the imbalance of controllable devices
to “disturbances”. Now besides consumers,
we also got producers or even “Prosumers”
(artificial combination of producer
and consumer) which in control theory act
like disturbances to the grid and the remaining
controllable energy sources need to provide
more “control energy”. Control energy
here means the difference of maximum capable
load to minimum capable load (Delta
load in % or MW) under consideration of
load ramps (%/minute or MW/min). And a
certain control energy reserve is simply required
to maintain a stable power grid.
But there also is another perspective which
shows analogies to hybrid cars: Hybrid power
plants. Storages can optimize the operational
behavior of conventional power plants
or also act as a buffer to operate around optimal
working points. This is illustrated in
F i g u r e 2 based on a combined conventional
power plant and a battery energy storage
system, called SIESTARTTM.
F i g u r e 2 shows two different scenarios.
Light blue showing the “standard operation
line” of a gas turbine (GT). Power increase
can happen “slowly” only because power increase
at a GT is mainly driven by the turbine
inlet temperature. “Slowly” is of course
a relative term, as modern gas turbines from
Siemens Energy can handle load gradients
up to 50 MW/min at F-class engines and up
to 75 MW/min at HL-class. Fast temperature
changes mean stress for the material and
have an impact to the lifetime of the parts.
The huge advantage of batteries (in combination
with a capacitor) are the fast reaction
and accelerating times of power output –
they react within milliseconds. The purple
line shows the operation line of the hybrid
200
175
150
125
100
solution, where the benefits are combined.
The battery makes the system faster to react
to the grid, it helps if a black start of the engine
is necessary (battery instead of a diesel
engine) and additionally the batteries can
be used for short-term peak power bridging.
Furthermore, the batteries can be used as an
additional energy buffer, which allows the
gas turbine to also be operated in island
mode and thus makes it fit for use in microgrids.
Additionally, the battery helps the gas
turbine to be operated at optimal load behavior
with minimized CO 2 -footprint by
temporarily consuming the surplus energy
(that is not needed by the grid) or providing
the missing energy. The main advantage of
the GT is the uninterruptible and dispatchable
power supply over hours, weeks or even
years. Another hybrid solution could be a
thermal storage behind e.g., a gas turbine
where thermal energy will be stored from
the flue gas and could be released later,
when needed.
Back to the grid constraints: Previously we
discussed the limitations of conventional
power plants. But even when all classical energy
sources would have a 100 % control
range and an infinite load ramp capability,
we will one day reach a natural limit. Latest,
when renewable energy production exceeds
the energy consumption and/or when the
transmission systems are at their limits,
large consumers must contribute to the grid
stability. This may work in a certain range
with demand side management, e.g., with
controllable consumers in the steel production
or cooling houses and partially even
at home, when for example car chargers
are being controlled by the grid. But still
we may face imbalances that cannot be cov-
Peaking
Power Power Flex operation line (with SIESTAR TM )
Standard operation line
Frequency response PFR + SFR
Fast start
Black start
Fast ramp-up and
ramp-down support
Minimum environmental
load
Islanding, off-grid
Fig. 2. SIESTARTTM optimized performance opens new opportunities for conv. power plants.
Time
75
50
25
0
-25
Prices in Euro/MWh, Euro/tCO2
vgbe energy journal 10 · 2022 | 29

New storage technologies in the energy market
Network and system security measures for the years 2016 to 2020 in Germany
Downtime work Calculated approx,
of renewable
energies
[GWh]
Downtime mean
power [MW)
3,500.00
Downtime work of renewable energies [GWh]
2016 Q1
2016 Q2
1,524.00
534.00
43.49
15.24
3,000.00
2016 Q3
2016 Q4
551.00
1,134.00
15.72
32.36
2,500.00
2017 Q1
1,412.00
40.30
2,000.00
2017 Q2
1,364.00
38.93
2017 Q3
435.00
12.41
1,500.00
2017 Q4
2018 Q1
2,307.00
1,971.00
65.84
56.25
1,000.00
2018 Q2
2018 Q3
945.00
723.00
26.97
20.63
500.00
2018 Q4
2019 Q1
2019 Q2
1,764.00
3,205.00
875.00
50.34
91.47
24.97
-
2016 2016 2016 2016 2017 2017 2017 2017 2018 2018 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2020
Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1
2019 Q3
2019 Q4
2020 Q1
864.00
1,539.00
2,961.00
24.66
43.92
84.50
Downtime work of renewable energies [GWh]
Linear (Downtime work of renewable energies [GWh])
Fig. 3. Curtailment of wind power in Germany [3].
Megawatt
Net load in MW
28,000
26,000
24,000
22,000
20,000
18,000
16,000
14,000
12,000
10,000
28,000
26,000
24,000
22,000
20,000
18,000
16,000
14,000
12,000
10,000
Potential overgeneration
Net load - March 31
2018
2019
0
12am 3am 6am 9am 12pm 3pm 6pm 9pm
Hour
Distribution of RTD Energy Prices --- April, 2015
1,100
1,000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
-100
1 2 3 4 5 6 7 8 9
-200
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Hours
Fig. 4. “Duck Curve” and Energy Prices 2015 [4].
2012
(actual)
2013 (actual)
2014
2015
2016
2017
2020
Increased ramp
RTD energy prices €/MWh
ered anymore when we assume an increasing
production of renewable energy sources
and a reduction of conventional power
plants [2].
Every kWh, which then is produced on top,
when the control range is exceeded and the
storages are fully charged, must be dumped.
F i g u r e 3 shows an example of curtailment
of wind power in Germany. The phenomenon
is also known in other countries with
high amount of wind energy. On the other
hand, whenever the energy demands are
higher than production and we already
reached the (current) maximum capable
load either in the whole grid or more likely
of the transmission lines, only load shedding
= de-powering of certain districts will save
the grid from collapsing. Energy storage can
solve both issues – curtailment of renewable
energy sources and hedging the risk of no
sun and no wind for electricity pro-duction.
The impact of photovoltaic to electricity
market prices, is very well shown in the so
called “Duck Curve” from California where
we saw a huge rise of installed photovoltaic
power over the past years (cf. F i g u r e 4 ).
The curve shows, that during daytime when
the sun is shining, the additional electricity
demand is very low and is further shrinking
year per year. This leads to an ever increasing
steep ramp after sundown. Furthermore,
the high power production during daytime
leads to low electricity prices, as shown on
the lower graph exemplary for 2015.
The time frame, during which a lot of sunlight
is available, leads to a decrease of electricity
requests from conventional power
plants and corresponding lower prices at
noon in California (between 8 am and 4
pm). But because electricity is also needed
at the evening when the sun does not shine,
we see now much higher demands and prices
for electricity. Using storage technology
could lead to a flatter curve. Storage could
balance the costs across the day. There is a
multitude of different use cases in that regard,
e.g. on the side of generation, transmission,
or demand – generation optimization,
congestions relief, demand balancing
to name a few [5].
30 | vgbe energy journal 10 · 2022

New storage technologies in the energy market
Energy nexus
Electricity
Additional forms of Energy:
- Magnetical
- Radiation (e.g. light)
- Kinetical (e.g. gravity)
- Nuclear
Power plant
Electr. heater
Electrolysis
Fuel cell
Dynamo
Combustion
The good news is, that energy can be converted
back and forth between the different
energy states although (sometimes significant)
energy losses occur during each conversion
(F i g u r e 5 ). Therefore, energy
conversion with all its features is one of the
key factors in designing and evaluating energy
storage systems.
To put this into perspective, converting natural
gas with CCPPs into electric energy has
an efficiency of 50 - 65 %. But also roundtrip
efficiencies of storage can be almost anything
between 10 % and 90 % depending on
the energy conversion(s) used during charging
and discharging. Since we cannot afford
to waste energy, it must be stored and made
available when needed in the most efficient
manner. And with good energy storage designs,
we can get not just a good cycle efficiency,
but also a control range from maximum
power delivery (maximum capable
load = 100 % power delivery) to a maximum
charging power (minimum capable
load= -100 % of charging). So that means if
we simplify here, that a 100 MW energy storage
has a control range of 100-(-100) =
200 % of the nominal load (differentiation
and details later in this text). Here, the market
of energy storage systems begins to
spread. It becomes more and more complicated
to rate the different storage concepts
Heat
Gasification
Chemical
Gas turbine
Friction
Electric motor
Muscles
Mechanic
NOTE:
All written functions are
examples. There could be more
possible ways to transfer energy.
Fig. 5. The Energy Nexus exemplary overview of energy conversion possibilities. Conversion losses
appear as heat. They are not shown in this diagram.
Discharge
duration
Weeks
Days
Hours
Energy storage systems provide a great variety
of solutions for various use cases
Hydrogen storage
Thermal
Thermo-/
Mechanical
Minutes
Batteries
Seconds
Miliseconds
Rotating Grid
Stabilizers
10 kW 1 MW 100 MW 1,000 MW
Power
with the different advantages and disadvantages.
So before looking at the parameters more in
detail, we also must put the storage capacity
and the duration of storage into a perspective:
An often-seen representation of energy storage
is the diagram shown in F i g u r e 6 , in
which different types of storage are rated by
Power output [MW] on the X-Axis and the
discharge duration [time range] on the Y-
Axis. Not considered here are the previously
mentioned constraints like cycle efficiency
or controllability. Nevertheless, it helps to
visualize the operational range.
Clustering this representation, a little deeper
into the time dependency of the solutions,
we must segregate into short term storages,
mainly for primary frequency control for
grid stabilization, long term storages to carry
the energy into the winter season and the
intermediate or mid-term storages to ensure
secondary or tertiary frequency control to
stabilize the grid and to “buy” enough time
to activate other energy sources.
Short-term storages: Mostly used as shortterm
storages are batteries (e.g. Li-Ion) and
super-capacitors in wide ranges from local
home storages for prosumers to industrial
applications and grid stabilizing devices,
Long-term storage with green hydrogen enables the
efficient coupling of all sectors of the economy.
Thermal energy storage improves a plant's efficiency, it's
operational flexibility and provides high-quality process steam.
Compressed air energy storage (CAES) stores energy when
demand is low and reuses it when demand is high.
lt also enables long-term storage.
Batteries support fast and zero-carbon energy supply,
enable shifting to renewable energy and avoid curtailment.
Rotating Grid Stabilizers enable the grid to
handle fluctuating renewable infeed.
Fig. 6. Different storages rated on power output vs. duration of storage.
while hydro storages and flywheels currently
only apply for larger scales. In addition,
there are large consumers that store energy
for their processes like cooling houses or the
steel production but without feeding the energy
back into the electric grid.
Mid-term storages cover the range between
short term and long-term storage and therefore
also pumped hydro, pressure storages
(e.g. Compressed Air Energy Storage), large
consumers and thermal storages (stones,
concrete, molten salt, etc.) can be considered
here. If there is one type of storage that
fits best into this category, it probably would
be redox-flow batteries, since they are
well scalable to these needs and they have a
relatively high efficiency, since they do not
require a thermal conversion or large machinery.
Long-term storages: The range of long-term
storages is wide and the most challenging,
since especially heat is required in winter
times. Sector coupling must be considered
with green H 2 (Hydrogen with green electricity
via electrolysis) / green CH 4 (Methane
– catalytic reactions between green H 2
and CO 2 ) and green NH 3 (Ammonia – classic
NH 3 synthesis with green H 2 ). Green methane
and in certain ranges also hydrogen can
be added to national gas storages to replace
natural gas and NH 3 can be stored and transported
in tanks. The drawback of Power to
X and Power to Gas currently is the cycle
efficiency, the benefit though is an easy conversion
back to electricity via gas turbines,
combustion engines or fuel cells for energy
purpose, but also and especially for mobility
applications on land, sea or in the air.
Although metal fuels (e.g., Aluminum/
Aluminum Oxide) are emerging technologies,
although at the time of writing this article
without known commercial applications.
Which parameters are used to rate energy
storage:
In the following, the different features of the
mainly available types of energy storage
are clustered and rated based on control capability,
environmental and financial aspects.
Control capability:
––
Basic Offset / working point range (Minimum
charging/discharging load):
The basic offset is the working point
around which control energy can be provided.
To offer positive control energy,
turbines must be synchronized and deliver
a certain minimum load to avoid backenergizing
or overheating. Therefore, several
types of thermal storage with an attached
steam cycle have a dead-band
between minimum load of the steam process
and a minimum charging load. To
deliver control energy, the thermal storage
must avoid this dead-band, since they
cannot participate in load control during
this time.
vgbe energy journal 10 · 2022 | 31

New storage technologies in the energy market
––
Storage peak capacity in [MWh]:
Maximum amount of energy that can be
stored in the energy storage
––
Peak power output in [MW]:
Maximum discharge load to the grid
––
Peak power consumption while charging
in MW:
Maximum energy charging load from the
grid
––
Mean time to deliver Primary or Secondary
Frequency Control (load response
time):
Some types of energy storage offer “instant”
energy, some others require a startup
time, e.g. conventional power plants
must start and synchronize the turbine
before load can be delivered, while hydro
power storages open the gates and the energy
is almost instant, given the generators
are already synchronized at that time.
––
Charge/discharge cycles (n) / wear and
tear / ageing:
––
Several types of storage age over charging
cycles or time. This can be seen as degradation
of batteries or wear and tear in
thermal storage.
––
Requirement to fully charge/discharge after
n cycles:
We should avoid to fully charge/discharge
electro-chemical batteries, while some
types of thermal storage require full
charging/discharging on a regular basis
to recover the full capacity.
––
Changeover time from charging discharging
and from discharging charging:
––
E.g., Thermal storage requires switchover
times, since usually several dampers
and valves must be opened or closed.
Steam processes require a complete startup
process before the turbine can be synchronized.
With good control concepts
those changeover times can be reduced
or even eliminated, in case there can be
an overlap between charging and discharging.
Effectively this means that we
manipulate the working point of one
mode.
The same applies to mechanical storage
technologies like compressed air energy
storage (CAES), liquified air energy storage
(LAES) or pumped hydro storage.
Specific parameters for batteries or capacitors:
––
C-Rate as relation of power [MW] to storage
capacity [MWh]
Environment:
––
Environmental, Social, Government
(ESG) impacts (resources/mining/energy):
Which materials are required? Where and
with which labor conditions are they
mined? Are the components environmentally
friendly? Can they be recycled? How
much energy is required to produce those
energy storages? And where (which technology)
does it come from?
––
nominal efficiency η: MWh out / MW hin
The nominal efficiency varies vastly over
the different kind of energy storages.
Thermal storage with a steam cycle is limited
as described by the Carnot process,
but also chemical storage has thermal
losses, electrolyzers produce heat, converting
H 2 to Ammonia or Methane also
produces heat, mechanic storage produces
frictional losses, etc. All sums up to the
nominal efficiency.
––
Storage loss: Energy Loss over time:
––
Energy storage may have losses over time.
Losses can occur due to radiation, chemical
reactions, thermal losses, mechanical
losses, leakages, etc.
––
Energy density (MWh/m³ or MWh/m² or
MWh/kg):
––
Where shall the energy storage be erected?
How much real estate is available?
How much volume can be used? Are there
weight limitations?
Financial:
––
Heat and/or electrical storage:
Which revenue stream shall be served?
E.g. thermal storage can be used for thermal
use only or combined with cycle processes
for electricity and/or district chilling
(with combination of absorption chillers).
Is the target primary frequency
control or is a seasonal storage required?
(See next chapter)
––
Scalability:
Can the energy storage be (easily) extended
in regards of load and/or capacity?
––
Capital Expenditures (CAPEX):
Cost to build the storage
––
Operational Expenditures (OPEX):
Cost to operate and maintain the storage.
––
Levelized costs of storage (LCOS):
Combination of CAPEX, OPEX charging
and discharging price
––
Cycle Efficiency as combination of nominal
efficiency and storage loss over time as
mentioned under “Environment”
Other considerations
Energy Storage needs to serve a certain purpose,
so the previously mentioned categories
can be used to find the right product. In
many cases, not a single storage solution fits
all and often a combination of different
measures leads to the most suitable solution.
For example, load control means not
only producing load but also consuming
load in a controlled manner, therefore, load
consumption also can contribute to the load
control. Keeping the control devices in control
range can be achieved by shifting load
setpoints between the contributors in the
grid, e.g., charging batteries to induce consumption
to the grid so that a steam turbine
can leave minimum load. Also there is a high
potential due to sector coupling, or a thermal/mechanical
coupling, where thermal
storage is combined with CCPPs for a hybrid
operation to reduce CAPEX/OPEX. Battery
driven electric vehicles could be used as
short-term storages. Since a number of conventional
power plants will be shutdown (or
even just temporarily), converting such
power plants to add revenue even when
not in power generation mode may be a relevant
option. Concepts for such conversion
may be including thermal storage into an
existing steam cycle, converting power
trains to (hybrid) synchronous condenser
units with or without adding a flywheel
(mechanical storage to provide inertia to
the grid), adding battery energy storage systems
and / or super capacitors for more flexibility
electrically. Siemens Energy provides
solutions for all of those concepts, assists
in finding the optimum energy system
design for a specific site and integrates
the respective solution. Since energy storage
sites are most likely unmanned, integration
to the grid / remote connection and cyber
security become an issue. Eventually,
when scaling this down, it also leads to including
smart home devices / intelligent
prosumers (producer and consumer). More
households install energy storages and electric
mobility is on the rise. Therefore, the
charging / discharging eventually must be
integrated into the grid control strategy. In
virtual power plants, new financial models
may also become valid including blockchain
based payments, certificate trading and
more.
The extensive topics of microgrids, virtual
power plants, ... will be discussed in a separate
article.
Summary and result
In this article we discussed different types of
energy storage that are currently seen on the
market with their properties, advantages,
and disadvantages. However, this comparison
will never be complete: new technologies
are evolving, and existing technologies
are improving but also requirements change
over time. The storage market is democratizing
as more private households install battery
storage, more industries discover the
benefits of peak load shaving, conventional
power plants extend the primary and secondary
frequency support with storage, and
much more.
Investors must focus on their own use cases,
and some external use cases could extend
the business models even further. As
one example, the optimization targets
change, when the plant operators not only
optimize their local plant operation but
also look at energy trading on the spot market.
Most battery storage systems in small
to middle sized companies or private households
(=prosumers) start charging, when
the solar energy production exceeds the
house load and they start discharging, when
the house load exceeds the solar energy production.
But it would make more sense, if
the solar panels on the roof (and the battery,
too, if it is not empty) support the grid in the
32 | vgbe energy journal 10 · 2022

New storage technologies in the energy market
morning and in the evening, while the batteries
charge, when it is the best time from the
grid perspective. The usage for the prosumer
is the same, while the benefits for the grid
increase tremendously, which also should
pay off for all participants. Consider also using
energy storage to avoid unnecessary
plant startups or shutdowns of conventional
power plants. Therefore, both approaches
could help to reduce CO 2 and reduce costs.
Considering these use cases shows a much
greater benefit, but this requires the ability to
operate storage by a smarter storage control,
especially when multiple different storage
systems are connected. The route can be
paved by standard communication protocols
or APIs, new ways of trading also certificates
via crypto currencies or other distributed
ledgers and subsequently the combination
of multiple types of energy storage, producers
and controllable consumers to larger virtual
storage systems or virtual power plants
for which trading really makes sense. Storage
can help to shave peaks in the local energy
grids and balance energy transmission.
A few companies implement proprietary solutions,
which at the same time exclude numerous
other devices, but for sustainable
grids with a maximized portion of renewable
energies, as many controllable devices as
possible must participate.
Consequently, not only the storage technology,
but also their combination, the way to
connect, coordinate and the way how to operate
them is the key to a sustainable energy
revolution.
References
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2022].
[2] VGB-Fachtagung, Herausforderung Energiewende
– Rotierende Lösungen zur Netzstabilisierung
mit Fokus auf die Bereitstellung essenzieller
Systemdienstleistungen, in Gasturbinen
und Gasturbinenbetrieb, Potsdam, 2021.
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Systemsicherheit, 2020. [Online]. [Accessed
01 08 2022].
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and current system conditions, 26.07.2022.
[Online]. Available: http://www.caiso.
com/Documents/Briefing_DuckCurve_CurrentSystemConditions-ISOPresentation-July2015.pdf#search=duck%20curve.
[Accessed
26 07 2022].
[5] F. Baumgarte et al., Business Models and
Profitability of Energy Storage, iScience, vol.
23, no. 10, 202. l
VGB-Standard
Part 41: Power to Gas
Teil 41: Power to Gas
RDS-PP ® Application Guideline
Anwendungsrichtlinie
VGB-S-823-41-2018-07-EN-DE. German/English edition 2018
DIN A4, 160 pages, Price for VGB-Members* € 280.–, for Non-Members € 420.–, + VAT, ship ping and hand ling
The complete RDS-PP ® covers additionally the publications VGB-S-821-00-2016-06-EN and VGB-B 102;
the VGB-B 108 d/e and VGB-S-891-00-2012-06-DE-EN are recommended.
For efficient project planning, development, construction, operation and maintenance of any industrial plant,
it is helpful to structure the respective plant and assign clear and unambiguous alphanumeric codes to all assemblies
and components. A good designation system reflects closely the structure of the plant and the
interaction of its individual parts.
The designation supports, among others, an economic engineering of the plant as well as a cost-optimized
procurement because parts with similar requirements can be identified much easier and early on.
For operation and maintenance (O&M) a clear designation serves as an unambiguous address for O&M
management systems.
VGB-Standard
RDS-PP ®
Application Guideline
Part 41: Power to Gas
Anwendungsrichtlinie
Teil 41: Power to Gas
VGB-S-823-41-2018-07-EN-DE
Some international standards for the designation of industrial plants and its documentation exist already, in particular the series of
ISO/IEC 81346. The designation system called “Reference Designation System (RDS)” bases on these standards and can generally
be applied to all industrial plants.
For power plants, the sector specific standard ISO/TS 81346-10 was developed and constitutes the normative basis for the
“Reference Designation System for Power Plants” RDS-PP ® .
This sector specific standard covers the application for all engineering disciplines and for all types of plants of the energy supply sector.
This document covers the rules of the
RDS-PP designation system for the Power to Gas plants.
This guideline provides detailed specifi¬cations for the reference designation of plant parts that are specific to Power to Gas plants
(e.g. Electrolyzer, Methanation system).
For the designation of plant parts that vary from project to project, the guideline provides general guidance illustrated by examples,
which has to be applied correspondingly to the specific case. This applies in particular to auxiliary and ancillary systems.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB PowerTech e.V.
VGB PowerTech Service GmbH Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany
Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop
vgbe energy journal 10 · 2022 | 33

SFRA als zuverlässige Methode
zur Fehlerdiagnostik an
rotierenden Maschinen
Lukas Ranzinger
Abstract
SFRA as a reliable method for fault
diagnostics on rotating machinery
SFRA (sweep-frequency-response-analysis) is
a method for fault diagnosis, which is already
used for transformers due to its sensitivity to a
wide range of faults. Recent investigations
show promising results for the application of
the method on rotating machines. A basic behavior
could be determined and confirmed on
the basis of a model. Furthermore, a transferability
between different machine types and
power classes could be shown. The measurements
are highly accurate and reproducible.
SFRA thus offers the possibility of detecting
different and complicated fault types. The application
is very simple, universal and can be
carried out with little effort. The presented
characteristic trace is used for a better under-
Autor
Lukas Ranzinger
Fachhochschule München
München, Deutschland
Die SFRA ist bereits ein verbreitetes und
standardisiertes Verfahren zur Zustandsdiagnose
an Transformatoren. Sie zeichnet sich
durch eine gute Reproduzierbarkeit, sowie
der mobilen, einfachen und sicheren Anwendung
aus. Dabei wird eine sinusförmige
Spannung an eine Eingangsklemme des
Prüfobjektes angelegt. Die Amplitude ist
nicht-invasiv und bekannt (in diesen Untersuchungen
stets 10 Vpp), der Frequenzsweep
wird zwischen vorher festgelegten Grenzen
durchlaufen (hier 20 Hz – 2 MHz). An einer
gewählten Ausgangsklemme wird das Antwortsignal
gemessen, welches im Anschluss
mit dem Eingangssignal verglichen wird.
Daraus resultiert der Frequenzgang bestehend
aus Amplitudengang und Phasengang.
Die vorliegenden Untersuchungen beschränken
sich auf den Amplitudengang D
([D] = dB):
Die SFRA kann je nach Messaufbau bei rotierenden
Maschinen unterschiedlich ausgeführt
werden. Bei einer kapazitiven Koppstanding
of SFRA measurements on rotating
machines. In addition, two application cases
for concrete fault detection are presented.
Among other, the rotor angle is used for interpretation,
which enables the evaluation without
reference measurement.
l
SFRA (sweep-frequency-response-analysis)
ist eine Methode zur Fehlerdiagnostik, welche
auf Grund ihrer Sensibilität für unterschiedlichste
Fehler bereits häufig bei Transformatoren
eingesetzt wird. Neueste Untersuchungen
zeigen vielversprechende Ergebnisse
zum Einsatz der Methode bei rotierenden
Maschinen. So konnte ein grundlegender
Verlauf festgestellt und anhand eines
Modells bestätigt werden. Ferner konnte
eine Übertragbarkeit zwischen unterschiedlichen
Maschinentypen und Leistungsklassen
gezeigt werden. Die Messungen weisen
dabei eine hohe Genauigkeit und sehr gute
Reproduzierbarkeit auf. SFRA bietet demnach
die Möglichkeit, schwer detektierbare
Fehler messtechnisch zu erkennen. Dabei ist
die Anwendung sehr einfach, universell und
mit geringem Aufwand durchführbar. Der
vorgestellte allgemeinen charakteristischen
Verlauf dient dem besseren Verständnis von
SFRA Messungen an rotierenden Maschinen.
Zudem werden zwei Anwendungsfälle zur
konkreten Fehlererkennung vorgestellt. Zur
Interpretation dient dabei u.a. der Rotorwinkel,
was die Auswertung ohne Referenzmessung
ermöglicht.
1 Motivation
Die Anwendungsgebiete rotierender Maschinen
sind vielfältig. Beispielsweise sind
sie häufig fest im Produktionsablauf der Industrie
integriert. In Kraftwerken zur Stromerzeugung
werden sie zur Wandlung mechanischer
in elektrischer Energie oder als
Hilfsmotoren für Pumpen o.ä. eigesetzt. In
beiden genannten Fällen soll der Betrieb
nicht ungeplant durch einen Ausfall unterbrochen
werden, weshalb diagnostische
Methoden zur Fehlererkennung genutzt
werden. Ziel dabei ist eine möglichst belastbare
Aussage zum Zustand der Maschine
treffen zu können. Es gibt eine Vielzahl dieser
Methoden, die allerdings meist nur sensitiv
auf einen bestimmten Fehlertyp reagieren.
Um alle gängigen Problemquellen abzudecken,
müssen verschiedenste diagnostische
Methoden eingesetzt werden. Ferner
können bestimmte Fehlerarten aktuell nur
sehr eingeschränkt messtechnisch erfasst
werden, v.a. diejenigen, die nicht galvanisch
mit außenliegenden Messanschlüssen verbunden
sind. Die SFRA (sweep-frequencyresponse-analysis)
stellt hier einen vielversprechenden
Lösungsansatz dar. Sie ist sehr
einfach einsetzbar und kann ohne großen
Aufwand an jeder Maschine angewendet
werden. Das Messergebnis wird von diversen
elektrischen und magnetischen Parametern
der Maschine beeinflusst, sodass ein
guter Gesamtüberblick zum Zustand abgeleitet
werden kann.
2 Grundlagen der SFRA
34 | vgbe energy journal

SFRA als zuverlässige Methode zur Fehlerdiagnostik an rotierenden Maschinen
lung besteht zwischen Eingangs- und Ausgangsklemme
keine galvanische Verbindung.
Das ist z.B. dann der Fall, wenn der Sternpunkt
geöffnet ist und das Eingangssignal
an eine Klemme der Phase U angelegt wird
und die Antwort an der Phase V oder W gemessen
wird. Die Messungen werden dann
als „indirect“ bezeichnet. Alternativ kann
eine galvanische Verbindung gemessen werden,
d.h. Eingangs- und Ausgangsklemme
liegen jeweils an derselben Phase und werden
mit „direct“ bezeichnet.
Amplitude ratio (D in dB)
0
-10
-20
-30
-40
-50
SM 1: 37 kVA; p = 2
SM 2: 3,8 MVA; p = 2
SM 3: 260 MVA; p = 4
SM 4: 2,15 MVA; p = 12
SM 5: 6,3 MVA; p = 30
3 Charakteristischer
Amplitudengang
Um die erfolgreiche Anwendung der Methode
sicherzustellen, ist es zunächst nötig, den
allgemeingültigen und für rotierende Maschinen
charakteristischen Verlauf des Amplitudengangs
zu verstehen. Dazu werden an
Maschinen unterschiedlicher Leistungsklassen
und Typs Messungen durchgeführt. Die
folgenden Ta b e l l e 1 und Ta b e l l e 2 fassen
die Prüfobjekte zusammen. Die gezeigten
fünf Synchronmaschinen aus Ta b e l -
l e 1 haben Nennleistungen von 37 kVA bis
260 MVA. Die Polpaarzahlen weißen ebenfalls
große Unterschiede auf. SM 3 wird beispielsweise
als Antrieb eines Schwungradspeichers
mit p=4 eingesetzt. SM 4 und 5
hingegen sind Langsamläufer in Wasserkraftwerken
mit p=12 bzw. p=30.
10 2 10 3 10 4 10 5 10 6
Frequency (f in Hz)
Bild 1. ? Direct-Messkurven der SM am Beispiel der Phase U.
0
-10
Amplitude ratio (D in dB)
-20
-30
ASM 1: 6,8 kVA; p = 2
ASM 2: 1 MVA; p = 6
-40 ASM 3: 1,2 MVA; p = 6
ASM 4: 3,3 MVA; p = 7
-50 ASM 5a: 15 MVA; p = 2
ASM 5b: 15 MVA; = 2
-60
10 2 10 3 10 4 10 5 10 6
Frequency (f in Hz)
Bild 2. ? Direct-Messkurven der ASM am Beispiel der Phase U.
Auch die vorgestellten ASM haben unterschiedliche
Nennleistungen von 6,8 kVA bis
15 MVA. Die Polpaarzahlen variieren zwischen
p=2 und p=7.
Tab. 1. Leistungsdaten der Synchronmaschinen.
Spannung
Leistung
Alle Messkurven beginnen bei niedrigen
Frequenzen bei einer Dämpfung von 0 dB.
Anschließend tritt ein Tiefpassverhalten
auf, d.h. die Dämpfung steigt mit steigender
Drehzahl in
min -1
Polpaarzahl
SM 1 380 V 37 kVA 1500 2
SM 2 953 V 3,8 MVA 225 2
SM 3 10,5 kV 260 MVA 1500 4
SM 4 3,1 kV 2,15 MVA 250 12
SM 5 6,3 kV 6,3 MVA 100 30
Tab. 2. Leistungsdaten der Asynchronmaschinen.
Spannung
Leistung
Drehzahl in
min - 1
Polpaarzahl
ASM 1 400 V 6,8 kVA 1455 2
ASM 2 10 kV 1 MVA 496 6
ASM 3 10 kV 1,2 MVA 490 6
ASM 4 10 kV 3,3 MVA 420 7
ASM 6a 10 kV 15 MVA 1481 2
ASM 5b 10 kV 15 MVA 1481 2
In B i l d 1 sind zusammengefasst alle Messergebnisse
der SM dargestellt. Es sind jeweils
Direct-Messungen am Beispiel der
Phase U zu sehen. Die Leistungsklassen unterscheiden
sich deutlich, ebenso wie die
Bauweise der Maschinen, was an der Polpaarzahl
ersichtlich wird. Trotzdem sind in
den Kurven ähnliche Verhalten zu erkennen.
Frequenz. Es folgen mehrere Resonanzpunkte,
die als lokale bzw. globale Maxima
und Minima sichtbar werden.
Ähnliches Verhalten wie bei den SM ist auch
bei den ASM in B i l d 2 zu erkennen. Es
kommt zu einem Tiefpassverhalten, bevor
mehrere Resonanzpunkte auftreten. Aus
den Messungen ist zu erkennen, dass die
Kurven ähnlich sind, alle Maschinen aber
einen individuellen Verlauf aufzeigen. Daher
werden diese Messungen auch „Fingerprint-Messungen“
genannt, die in der späteren
Interpretation als Referenz der jeweiligen
Maschine verwendet werden können.
Die erläuterten SFRA-Messkurven der SM
und ASM wurden im Detail analysiert und es
konnte ein allgemeingültiger und charakteristischer
Verlauf für rotierende Maschinen
abgeleitet werden. Dieser ist in B i l d 3 ersichtlich
und kann in vier Frequenzbereiche
aufgeteilt werden. Alle Direct-Messungen
beginnen bei 20 Hz bei ca. 0 dB Dämpfung,
bevor im Bereich 1 ein Tiefpassverhalten
auftritt. Das wird deutlich, da die Messkurve
mit einer konstanten Steigung abfällt.
Das Tiefpassverhalten wird durch Bereich 2
unterbrochen und es ist eine Doppelresonanz
ersichtlich. Bei ASM oder SM mit kurzgeschlossener
Erregerwicklung gibt es diese
Doppelresonanz nicht. Im Bereich 3 ist ein
lokales Maximum zu sehen, bevor es im Bereich
4 zu einem globalen Minimum kommt.
Die vier Frequenzbereiche können sich zum
Teil überlagern und sind daher bei den Originalmessungen
nicht immer eindeutig detektierbar.
Ein wichtiger Einflussfaktor, den es bei rotierenden
Maschinen zu beachten gilt ist der
Rotorwinkel. Die relative Lage des Rotors
zum Stator beeinflusst den magnetischen
Kreis und hat damit auch Auswirkungen auf
die Frequenzantwort. Das ist auch dann der
Fall, wenn die Messleitungen ausschließlich
vgbe energy journal 10 · 2022 | 35

SFRA als zuverlässige Methode zur Fehlerdiagnostik an rotierenden Maschinen
Amplitude ratio (D in dB)
0
Simulation
-20
-40
-60
-80
2 1 3 4
-100
10 2 10 3 10 4 10 5 10 6
Frequency (f in Hz)
Bild 3. Charakteristischer Amplitudengang für Direct-Messungen bei geöffnetem Sternpunkt.
verwendet werden. Speziell bei rotierenden
Maschinen ergibt sich weiter die Möglichkeit,
den Drehwinkel zur Interpretation hinzuzufügen.
In bestimmten Fällen ist dann
keine Referenzmessung mehr nötig, d.h. die
SFRA kann bereits bei der ersten Anwendung
an einer Maschine erste Zustandsbewertungen
liefern.
Zunächst wird ein Beispiel zur Auswertung
von Messungen über den Phasenvergleich
gezeigt. Dazu wird je eine Messung an allen
Phasen durchgeführt und anschließend die
drei erhaltenen Ergebnisse miteinander verglichen.
Als Messobjekt dient ein defekter
Stator eines 500 MW Kraftwerkgenerators.
An der Innenseite des Stators sind Brandstellen
zu erkennen, die genaue Fehlerursache
ist allerdings nicht bekannt. Der Fehler
ist sowohl bei den direct als auch bei den
indirect-Messungen detektierbar, bei Letzteren
allerdings deutlicher, weshalb diese in
B i l d 6 dargestellt sind. Auffällig ist, dass
eine der drei Messungen bei niedrigen Frequenzen
stark von den anderen beiden abweicht.
Der flachere Verlauf der rot gepunkteten
Messung 3 ist untypisch für indirect-
Messungen und kann mit einem schwach
leitenden parallelen Pfad zwischen Eingangs-
und Ausgangsklemme begründet
werden. Grund dafür ist der Fehler, der dadurch
örtlich einer Phase zugeordnet werden
kann. Ferner können dessen Auswirkungen
auf die Messkurve in Modellen dis-
an Statorklemmen angeschlossen sind. Der
Messstrom erzeugt einen magnetischen
Fluss, der über das Ständerblechpaket und
den Rotor geführt wird. Um den Einfluss des
Rotorwinkels anschaulich darzustellen,
werden Messungen bei verschiedensten Rotorpositionen
in einem Diagramm zusammengefasst.
In B i l d 4 ist links beispielhaft
der Amplitudengang bei einem einzigen
Drehwinkel aufgetragen. Im rechten Teil der
Abbildung sind mehrere Messungen bei unterschiedlicher
Winkelpositionen in einem
Diagramm, indem eine dritte Achse mit dem
Titel „rotor angle“ eingefügt ist. Dadurch
wird die Abhängigkeit der Amplitudendämpfung
über der Frequenz und dem Rotorwinkel
darstellbar. Optional können die
einzelnen Messungen zu einer Oberfläche
zusammengefasst und zu einem Konturdiagramm
eingefärbt werden.
Die Relevanz der Rotorposition zeigt sich
beispielhaft in folgender B i l d 5 . Dargestellt
ist die direct-Messung der Phase U an
SM 1 bei geöffnetem Sternpunkt. Die Messung
beim Winkel 0° entspricht der aus Abbildung
1. Über den gesamten Drehwinkelbereich
von 0° bis 360° sind periodische Abhängigkeiten
zu erkennen. Diese sind nicht
bei allen Frequenzen, deutlich werden sie
v.a. in den Bereichen 2, 3 und 4, die mit Pfeilen
markiert sind. Auffällig ist, dass sind die
Messungen alle 90° wiederholen, d.h. es bildet
sich eine periodische, sinusförmige Abhängigkeit
aus. Die Anzahl der Perioden n
über den gesamten Drehwinkelbereich ist
abhängig der Polpaarzahl und kann mit der
Formel n = 360° /p berechnet werden. Der
konstruktive Grund dafür liegt im rotationssymmetrischen
Aufbau der Maschine mit
vier Polen.
4 Beispiele zur
Fehlerdetektion
Die Interpretation von SFRA Messungen erfolgt
üblicherweise durch den Vergleich einer
aktuellen Messung mit einer Referenzmessung.
Diese Referenzmessung ist im
Idealfall eine identische Messung an derselben
Maschine zu einem früheren Zeitpunkt.
Alternativ kann eine Messung an einer anderen
Phase oder einer Schwestermaschine
Amplitude ratio (D in dB)
0
-20
-40
-60
-80
-100
10 2 10 3 10 4 10 5 10 6
Frequency (f in Hz)
Bild 4. Visuelle Darstellung des Einflusses des Rotorwinkels.
Ratio (D in dB)
0
-10
-20
-30
-40
-50
360
270
180
90
Rotor angle (in o )
0
2 1 3 4
Frequency (f in Hz)
Simulation
10 2 10 3 10 4 10 5 10 6
Bild 5. Direct-Einzelphasenmessung der SM 1 (37 kVA, p = 2) der Phase U in Abhängigkeit der
Rotorposition.
kutiert werden, sodass die Fehlerursache
eingegrenzt werden kann.
Der Dämpferkäfig bei Synchronmaschinen
ist ähnlich aufgebaut wie ein Kurzschlusskäfig
von Asynchronmaschinen. Er besteht aus
axial angeordneten Stäben, die an beiden
Seiten über Kurzschlussringe kontaktiert
sind. Ein möglicher Defekt ist der Stabbruch,
d.h. einer oder mehrere Stäbe dieses
Dämpferkäfig sind gebrochen. Im schlechtesten
Fall können die gebrochenen Stäbe
aus dem Rotor hervorstehen und im Betrieb
erhebliche Schäden an der Statorinnenseite
hervorrufen. Um diesen Fehler nachzubilden
ist die SM 1 so modifiziert, dass solche
Fehler an fünf verschiedenen Stellen implementiert
werden können. Dazu sind im
36 | vgbe energy journal 10 · 2022

SFRA als zuverlässige Methode zur Fehlerdiagnostik an rotierenden Maschinen
Amplitude ratio (D in dB)
Frequency (f in Hz)
Bild 6. Indirect-Messungen an einem Stator eines 500 MW Synchrongenerators mit unbekanntem
Fehler.
Dämpferkäfig die jeweiligen Verbindungen
einzelner Stäbe zum Kurzschlussring getrennt.
Über schraubbare Bolzen können
diese wieder elektrisch kontaktiert werden.
Ein Beispiel, welche Auswirkungen der Fehler
auf den Amplitudengang der statorseitigen
Messung hat, zeigt B i l d 7. Die Messung
entspricht der aus B i l d 5 , d.h. der
Phase U bei geöffnetem Sternpunkt als Konturdiagramm.
Hier allerdings mit implementierten
dreifachem Stabbruch. Es ist
deutlich zu erkennen, dass die Periodizität
über dem Drehwinkel gestört ist. Im fehlerfreien
Zustand auf B i l d 5 bilden sich symmetrische
Wellen entlang der Rotorwinkel-
Achse aus. Nach der Fehlerimplementierung
in B i l d 7 ist v.a. im Bereich der Hauptresonanz
ein stark unsymmetrisches Verhalten
festzustellen. Hervorgerufen wird dieses
durch die eingebauten Stabbrüche, die den
konstruktiven Aufbau des Rotors aus magnetischer
und elektrischer Sicht verändern.
Das Beispiel zeigt, dass der Drehwinkel bei
Ratio (D in dB)
0
-20
-40
-60
-80
-100
0
-20
-40
-60
Messung 1 (indirect)
Messung 2 (indirect)
Messung 3 (indirect)
360
270
180
90
0
Rotor angle (in o )
10 2 10 3 10 4 10 5 10 6
der Durchführung von SFRA Messungen an
rotierenden Maschinen in jedem Fall berücksichtigt
werden muss. Dessen Einflüsse
auf den Amplitudengang sind teils sehr groß
und können Fehlinterpretationen hervorrufen.
Es ergibt sich dadurch allerdings auch
die Möglichkeit, Interpretationen ohne Referenzmessung
durchzuführen, was die Anwendung
der Methode an rotierenden Maschinen
bestärkt.
5 Zusammenfassung
Die SFRA Methode findet bisher noch keine
Anwendung bei rotierenden elektrischen
Maschinen. Das Potential ist groß, denn es
können mit einer Messung viele verschiedene
Bereiche der Maschine aufgenommen
und bewertet werden. Es kann ein guter Gesamtüberblick
über den Zustand der Maschine
gewonnen werden. Selbst Bereiche,
die nicht im direkten elektrischen Messkreis
liegen, beeinflussen das Messergebnis und
10 2 10 3 10 4 10 5 10 6
Frequency (f in Hz)
Bild 7. Direct-Messung der Phase U an SM 1 mit dreifachem Stabbruch.
III U1U2 "triple rod rupture"
fault at rotor angle of
0 o , 180 o , 190 o
sind somit abgebildet. Das ist besonders
dann interessant, wenn z.B. Probleme in
schwer zugänglichen Bereichen auftreten
und messtechnisch erfasst werden möchten.
Grundvoraussetzung für die erfolgreiche
Anwendung ist, dass alle relevanten Einflussfaktoren
bekannt sind und eine gute
Reproduzierbarkeit sichergestellt ist. Dazu
sind in dieser Arbeit viele Einzelmessungen
an Synchronmaschinen und Asynchronmaschinen
unterschiedlicher Bauart und Leistungsklasse
gezeigt. Die erhaltenen Messungen
werden nach einer empirischen Analyse
zu einem charakteristischen und allgemeingültigen
Amplitudengang zusammengefasst.
Alle wesentlichen Frequenzbereiche,
die bei allen Messungen an rotierenden Maschinen
auftreten, sind darin enthalten. Diese
Messung bildet allerdings nur den Verlauf
bei einer bestimmten Rotorposition ab. Da
diese relative Position des Rotors zum Stator
die Frequenzantwort deutlich beeinflussen
kann, müssen die Messungen entweder
immer bei der gleichen Rotorposition
durchgeführt werden, oder die Rotorposition
wird als weiterer Messparameter betrachtet.
Zur Verdeutlichung der grundsätzlichen Anwendbarkeit
der Methode zur Fehlerdiagnostik,
werden zwei Beispiele gezeigt. Zunächst
wird der Phasenvergleich genutzt,
um einen bisher unbekannten Fehler an einem
Stator eines 500 MW Kraftwerkgenerators
zu erkennen. Der Fehler wird dadurch
besser verstanden und kann durch die Messungen
örtlich eingegrenzt werden. Des
Weiteren wird gezeigt, wie ein Stabbruch im
Dämpferkäfig einer Synchronmaschine
ohne Referenzmessung detektiert werden
kann. Dazu wird die durch den Fehler hervorgerufene
Asymmetrie über den Rotorwinkel
ausgenützt. Besonders dieses Beispiel
verdeutlicht die Vorteile der SFRA-Methode.
Selbst Messungen an den Statorphasen
ermöglichen die Erkennung von
Fehlern im Dämpferkäfig, der im Rotor eingebaut
ist und nicht direkt messtechnisch
kontaktiert werden kann.
Wie erwähnt schaffen die Messungen also
einen sehr guten Gesamtüberblick über den
Zustand eines Betriebsmittels. Im Rahmen
der üblichen Diagnosemessungen können
die dadurch erhaltenen Informationen zu
einer effizienteren und sicheren Zustandsdiagnose
beitragen, da darauf aufbauend ggf.
auch andere Messmethoden sinnvoller eingesetzt
werden können.
l
vgbe energy journal 10 · 2022 | 37

vgbe Conference | Fachtagung
Instandhaltung in Kraftwerken 2023
Maintenance in Power Plants 2023
8. und 9. März 2023 in Karlsruhe
8 and 9 March 2023 in Karlsruhe / Germany
Instandhaltung In KraftwerKen 2023
Der Ausblick auf die konventionelle Kraftwerksflotte hat
sich gegenüber den letzten Konferenzen erheblich geändert.
Einerseits ist die Unsicherheit über Zeitpunkte für
dauerhafte Abschaltungen auf Grund des Ausstieges aus
konventionellen Energieträgern geblieben, andererseits
zeigt die Energiekrise deutlich, wie notwendig die Flotte, inklusive
der schon abgeschalteten Anlagen für die Sicherstellung
der Energieversorgung immer noch ist und wahrscheinlich
auf abseh bare Zeit noch bleiben wird.
Eine vernünftige, dauerhaft tragende Strategieentwicklung
der Instandhaltung ist bei den Preisschwankungen an den
Energiemärkten fast unmöglich, zumal viele der Betreiber
nicht nur im Bereich der Erzeugung tätig, sondern auch mit
der Versorgung aller Arten von Energien befasst sind. Hinzu
kommen kleinere dezentrale Erzeugungsformen, die in das
Portfolio der Unternehmen integriert werden müssen.
Der wirtschaftliche Druck auf die Instandhaltung hat somit
einen anderen Fokus bekommen. Galt es bisher die Anlagen
mit einem minimalen Budget auf einen Stilllegungszeitpunkt
hinzuführen, steht nunmehr die Verfügbarkeit der
Energieanlagen inklusive des minimalen Budgets wieder im
Fokus. Gleichzeitig sehen wir, dass uns langjährig begleitende
Servicefirmen ihre Tätigkeiten einstellen müssen.
Wichtig bleibt die Vorbereitung der letzten produktiven Betriebsphase
für abzuschaltende Anlagen, sowie die Vorbereitung
und die Durchführung der Außerbetriebnahme –
immer unter dem Aspekt möglichst flexibler
Handlungsalternativen für Änderungen bezüglich der tatsächlichen
Abschaltung, inklusive der Integration neuer Erzeugungsanlagen.
Ausführliche Berichte über Instandhaltungsvorgehen
werden mit Praxisbeispielen untermauert.
Unsere Aussteller präsentieren sich in der begleitenden
Fachausstellung. Mit den Spezialisten der Aussteller bietet
sich allen Teilnehmenden eine gute Gelegenheit, geschäftliche
Kontakte herzustellen oder zu vertiefen, weitere Diskussionen
mit Vortragenden anzugehen und über verschiedene
Aspekte und aktuelle Fragen zum Thema
Instandhaltung zu diskutieren.
vgbe energy | Veranstaltungsteam Instandhaltung 2023
Essen, im November 2022
MAinTenAnCe in POweR PlAnTs 2023
The view for the conventional power plant fleet has
changed considerably compared to the last conferences.
On the one hand, the uncertainty about the timing of permanent
shut-downs due to the phase-out of conventional
energy sources has remained, on the other hand, the energy
crisis clearly shows how necessary the fleet, including
the plants that have already been shut down, still is for securing
the energy supply will probably remain so for the
foreseeable future.
A sensible, sustainable strategy development of maintenance
is almost impossible with the price fluctuations on
the energy markets, especially since many of the operators
are not only active in the field of generation, but are also involved
in the supply of all types of energy. In addition, there
are smaller decentralised forms of generation that have to
be integrated into the portfolio of the companies.
The economic pressure on maintenance has thus taken on
a different focus. Whereas it used to be a matter of leading
the plants to a decommissioning date with a minimum
budget, the focus is now once again on the availability of
the energy plants, including the minimum budget. At the
same time, we are seeing that service companies that have
accompanied us for many years are having to discontinue
their activities.
It remains important to prepare the last productive operating
phase for plants to be shut down, as well as the preparation
and implementation of the decommissioning - always
under the aspect of the most flexible possible action alternatives
for changes regarding the actual shut-down, including
the integration of new generation plants. Detailed reports
on maintenance procedures are supported with
practical examples.
Our exhibitors will present themselves in the accompanying
trade exhibition. With the exhibitors‘ specialists, all participants
will have a good opportunity to establish or deepen
business contacts, to initiate further discussions with
speakers and to discuss various aspects and current issues
on the topic of maintenance.
vgbe energy | Event team Maintenance 2023
Essen, November 2022
Online-Registration / Anmeldung
https://register.vgbe.energy/22023/
Contact / Kontakt (Participation / Teilnahme)
Diana Ringhoff | t +49 201 8128-205 |
e vgbe-inst-kw@vgbe.energy

Tagungsprogramm
Conference Programme
Änderungen vorbehalten / Subject to change
Konferenzsprachen: Deutsch und Englisch
Conference languages: German and English
Ohne Simultanübersetzung* / Without simultaneous translation*
*Der erstgenannte Vortragstitel verweist auf die Vortragssprache.
*The first-mentioned lecture title indicates the lecture language.
MiTTwOCH, 8. MÄRZ 2023
wednesdaY, 8 MarCh 2023
10:00 Begrüßung und Eröffnung
Welcome and opening
Burkhard Cramer, PreussenElektra GmbH, Hannover
10:10 Situation der deutschen und
Europäischen Energiewirtschaft und
zukünftige Herausforderungen
Situation of the German and European
energy industry and future challenges
Dr. Georgios Stamatelopoulos,
EnBW Energie-Baden Württemberg AG, Stuttgart,
Vorsitzender des vgbe Board of Directors
Moderation: Dipl.-Ing. (FH) Thomas Dimter,
SWM Services GmbH, München
10:40
V1
11:00
V2
11:20
V3
Instandhaltung von Kraftwerken:
Risiko- und Versicherungsmanagement
Maintenance in power plants:
Risk and insurance management
Dr. Michael Härig, VMD-PRINAS GmbH
Versicherungsmakler, Essen
Omnivise Asset Management
Nicolas Droese,
Siemens Energy Global GmbH & Co. KG, Karlsruhe
Mobile Instandhaltung:
erfolgreich implementiert
Mobile maintenance: successful implementation
Harald Spliessgardt and Stefan Altbürger,
STEAG Energy Services GmbH, Essen
11:40
V4
Failure rate analysis of
biomass fired power generation unit
Ausfallratenanalyse einer mit Biomasse befeuerten
Stromerzeugungseinheit
PhD Eng. Filip Klepacki,
Pro-DAT, Siemianowice Śląskie/Poland
12:00 Mittagspause in der Ausstellung
Lunch break in the exhibition
Moderation: Dr. Thomas Porsche,
Lausitz Energie Kraftwerke AG, Peitz
13:30
V5
13:50
V6
14:10
V7
14:30
V8
15:00
–
17:00
19:00
–
23:00
Freischaltung mit SI/PAM
Isolation with SI/PAM
Dennis Wegner and Stefan Altbürger,
STEAG Energy Services GmbH, Essen
Mit Virtualisierungslösungen den neuen
Herausforderungen bei Anlagenwartung und
Anlagenbetrieb entgegentreten
Meeting the new challenges in plant maintenance
and operation with virtualization solutions
Matthias Fels,
Siemens Energy Global GmbH & Co. KG, Karlsruhe
PLANTLOGIQ „Bereit für die nächste
Generation der Instandhaltung?“
Stefan Kiene, Elena Craig and James Craig,
PLANTLOGIQ GmbH, Reute
UBIK – Mehr als papierloses Arbeiten
UBIK – More than paperless workflow
Philipp Lange,
Siemens Energy Global GmbH & Co. KG, Erlangen
Es ist Zeit für die Fachausstellung!
Führen Sie bei einer Tasse Kaffee oder Tee Gespräche
mit den Unternehmen in der Fachausstellung und
erfahren mehr über deren Produkte und
Dienstleistungen.
It is time for the exhibition!
Have a cup of coffee or tea, talk to the companies and
learn more about their products and services.
Abendveranstaltung
Evening event
vgbe energy e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
be informed
www.vgbe.energy

vgbe Conference | Fachtagung
Instandhaltung in Kraftwerken 2023
Maintenance in Power Plants 2023
8. und 9. März 2023 in Karlsruhe
8 and 9 March 2023 in Karlsruhe / Germany
DOnneRsTAG, 9. MÄRZ 2023
thursdaY, 9 MarCh 2023
09:00
V9
09:30
V10
10:00
V11
Moderation: Dipl.-Ing. Michael Lux,
STEAG GmbH, Bexbach
Funkenerosionsarbeiten vor Ort
Spark Erosion on-site
Stefan Wagner, wagner GmbH, Eschweiler
Ertüchtigung der Abgaskompensatoren
im GuD-Kraftwerk
Retrofitting of fabric exhaust expansion joints
in power plants
Ulf Pöhlmann, Frenzelit GmbH, Bad Berneck, and
Sascha Strassburg, BASF SE, Ludwigshafen
Erfahrungen bei der Reinigung von
Rohrbündelwärmeübertragern
Experiences in cleaning tube
bundle heat exchangers
Dipl.-Ing. Hans-Jürgen Kastner,
Umwelt-Technik-Marketing, Brake (Unterweser)
10:30 Kaffeepause in der Ausstellung
Coffee break in the exhibition
Moderation: Dipl.-Ing. Ralf Görs,
Stadtwerke Rostock AG, Rostock
11:00
V12
11:30
V13
12:00
V14
Modernste additive Fertigungstechnologien
für Vor-Ort-Reparaturen
Additive manufacturing onsite repair – ADDMORE
Christoph Döppe, Siemens Energy Global GmbH
& Co. KG, Mülheim an der Ruhr
3D-Vermessung und -Modellierung mit
Drohnen im Kraftwerk
3D measurement and modelling with drones
at the power plant
Susanne Kumm and Simon Kumm,
InspecDrone GmbH, Stuttgart
Praktische Umsetzung von Bauwerks- und
Anlagenprüfung an ausgewählten Beispielen
Selected examples for a practical implementation
of building and plant examination
Dipl.-Ing. Andreas Hemker and
Dr.-Ing. Alexander Fischer, HOCHTIEF Engineering
GmbH Consult IKS, Frankfurt am Main
12:30 Mittagspause in der Ausstellung
Lunch break in the exhibition
Moderation:
Burkhard Cramer, PreussenElektra GmbH, Hannover
14:00
V15
14:30
V16
15:00
V17
Steam turbine blade corrosion
and erosion protection
Korrosions- und Erosionsschutz
für Dampfturbinenschaufeln
Sam Drinkwater, EthosEnergy, UK
Schutz von Dampfturbinen
bei flexibler Fahrweise durch den
Einsatz filmbildender Amine
Protection of steam turbines during flexible
operation with film forming amines
Ronny Wagner,
REICON Wärmetechnik und Wasserchemie
Leipzig GmbH, Leipzig
Optimierte Kettenlösungen in Kraftwerken
Optimized chain solutions in power plants
Alexander Frankenstein,
FB Ketten Handelsgesellschaft mbH,
Kufstein/Österreich
15:30 Schlussworte
Closing words
Burkhard Cramer, PreussenElektra GmbH, Hannover
15:45 Ende der Veranstaltung
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Kongresszentrum Karlsruhe | Gartenhalle
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KOnFeRenZsPRACHe
Die Konferenzsprachen sind Deutsch und Englisch.
Eine Simultanübersetzung wird nicht angeboten.
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Teilnehmenden im Anschluss an die Veranstaltung zum
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erfolgt mit separater E-Mail.
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Alle Teilnehmenden sind herzlich zu einem gemeinsamen
Abend am 8. März 2023 eingeladen.
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will be handed out to the conference participants. The lectures
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separate e-mail will be sent to inform you of this.
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(Subject to change!)
All conference participants are invited to join the evening
event on 8 March 2023.
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Direkte und indirekte Steuerung
verfahrenstechnischer Anlagen mit
neuronalem Netz
Frank Gebhardt
Abstract
Direct and indirect control of process
engineering plants with neural network
This paper follows up on the presentation at
Uniper from KELI 2020: “Control of a waste
boiler with neural network – First experience
report” and presents further use cases for direct
and indirect control of process plants with
neural network.
This is another waste incineration plant for
indirect control with neural network and new
types of plants. Behind them are a biomass
plant (waste wood incineration), a fluidized
bed combustion plant and a gas-fired power
plant.
The following direct and indirect controls of
process plants with neural network are currently
being worked on:
Autor
Dipl.-Ing. Frank Gebhardt
Uniper Technologies GmbH
Gelsenkirchen, Deutschland
––
standard AI operator, which learns the control
interventions in the process engineering
process of the best human operator and can
then execute them independently after the
learning phase. After the learning phase,
this AI operator is, so to speak, the “digital
twin” of the best human operator. This concept
has already been successfully implemented
in pilot plant 1, see presentation by
Uniper at KELI 2020.
––
AI prediction with a new technology, which
can predict process-related process values
such as steam dips, boiler ceiling temperatures,
EMI values such as CO and NOx in the
range of up to half an hour (MW) with the
help of a control system.
This technology can be used to perform predictive
human place interventions in the process,
which in turn can be used to train a new neural
network as described in point 1. l
Dieser Beitrag knüpft an den Vortrag bei
Uniper von der KELI 2020: „Steuerung eines
Müllkessels mit neuronalem Netz- Erster Erfahrungsbericht“
an und stellt weitere Anwendungsfälle
für die direkte und indirekte Steuerung
verfahrenstechnischer Anlagen mit neuronalem
Netz vor.
Dabei handelt es sich um eine weitere Müllverbrennungsanlage
für die indirekte Steuerung
mit neuronalem Netz und um neue Anlagentypen.
Dahinter verbirgt sich eine Biomasseanlage
(Altholzverbrennung), eine Wirbelschichtfeuerungsanlage
und ein Gaskraftwerk.
Folgende direkte und indirekte Steuerungen
verfahrenstechnischer Anlagen mit neuronalem
Netz werden zurzeit bearbeitet:
––
Standard AI-Operator, der die Stelleingriffe
in den verfahrenstechnischen Prozess des
besten menschlichen Operators lernt und
diese dann nach der Lernphase selbstständig
ausführen kann. Dieser AI-Operator ist
nach der Lernphase sozusagen der „digitale
Zwilling“ des besten menschlichen Operators.
Dieses Konzept wurde bereits in der
Pilotanlage 1 erfolgreich umgesetzt, siehe
Vortrag von Uniper bei der KELI 2020.
––
AI-Prediction mit einer neuen Technologie,
welcher verfahrenstechnische Prozesswerte
wie z.B. Dampfeinbrüche, Kesseldeckentemperaturen,
EMI-Werte wie z.B. CO und NOx
im Bereich bis zu einer halben Stunde (MW)
mit Hilfe eines Leitsystems voraussagen
kann.
Mit Hilfe dieser Technologie können vorausschauende
menschliche Stelleingriffe in den
Prozess ausgeführt werden, die wiederum zum
Anlernen eines neuen neuronalen Netzes wie
unter Punkt 1 beschrieben, dienen.
1 Einleitung
Die Digitalisierung erhält langsam Einzug in
die Kraftwerkstechnik. Verglichen mit anderen
Branchen erfolgt dieser Prozess langsamer,
bedingt durch die Komplexität der technischen
Systeme und die hohen Anforderungen
an Cybersicherheit und Datenschutz.
Dieses Manuskript knüpft an den Vortrag
von Uniper von der KELI 2020 an und stellt
weitere Anwendungsfälle für die direkte
und indirekte Steuerung verfahrenstechnischer
Anlagen mit neuronalem Netz vor.
Dabei handelt es sich um eine weitere Müllverbrennungsanlage
für die indirekte Steuerung
mit neuronalem Netz und um neue
Anlagentypen. Dahinter verbirgt sich eine
Biomasseanlage (Altholzverbrennung), eine
Wirbelschichtfeuerungsanlage und ein Gaskraftwerk.
Es liegen weiterhin viele Anfragen
bezüglich eines Potentialchecks zur Anwendung
künstlicher Intelligenz in den Anlagen
vor.
Folgende direkte und indirekte Steuerungen
verfahrenstechnischer Anlagen mit neuronalem
Netz werden zurzeit u.a. von Uniper
bearbeitet:
––
AI-Operator
Der AI-Operator ist die KI-Standardsteuerung,
welche die Stelleingriffe in den verfahrenstechnischen
Prozess vom besten
menschlichen Operator lernt und diese
dann nach der Lernphase selbstständig
ausführen kann. Dieser AI-Operator ist
nach der Lernphase sozusagen der „digi-
42 | vgbe energy journal

Steuerung verfahrenstechnischer Anlagen mit neuronalem Netz
tale Zwilling“ des besten menschlichen
Operators und fällt unter Kategorie: „direkte
Steuerung“. Dieses Konzept wurde
bereits in der Pilotanlage 1 erfolgreich
umgesetzt, siehe Vortrag von Uniper bei
der KELI 2020. Hier gab es eine kontinuierliche
Verbesserung, die nun zu einer
umweltschonenden und wirtschaftlichen
Fahrweise der Pilotanlage geführt hat. Als
weitere praktische Erfahrung zeigt sich,
dass man bei der Konzeption dieser Art
von Steuerungen auf die Auswahl der
Lernmuster achten muss, hier speziell auf
Sommer- und Winterlernmuster und auf
Störeinflüsse, wie z.B. Dampfeinbrüche.
––
AI-Prädiktion
––
Die AI-Prädiktion ist eine Technologie,
welche verfahrenstechnische Prozesswerte
wie z.B. Dampfeinbrüche, Kesseldeckentemperaturen,
EMI-Werte wie z.B.
CO und NOx im Bereich bis zu einer halben
Stunde mit Hilfe eines Leitsystems
voraussagen kann.
––
Mit Hilfe dieser Technologie können vorausschauende
menschliche Stelleingriffe
in den Prozess ausgeführt werden, die
wiederum zum Anlernen eines neuen
neuronalen Netzes wie unter Punkt 1 beschrieben,
dienen.
Die neuronalen Netze wurden von Anfang
an zur Entlastung des Betriebspersonals
konzipiert und mit den Schichtführern der
Anlagen zusammen entwickelt, um eine
hohe Akzeptanz der Projekte sicherzustellen.
Die direkten und indirekten Steuerungen
werden auf Basis von zahlreichen aufgezeichneten
Datensätzen trainiert, um das
dynamische Verhalten der Anlagen zu erlernen
und flexibel auf Prozessänderungen reagieren
zu können. Der Lernprozess erfolgt
aus Sicherheitsgründen vollständig offline.
Zahlreiche Testläufe der ausgelernten neuronalen
Netze haben positive Rückmeldungen
aus den Betrieben erfahren.
Ohne verfahrenstechnische Mehraufwendungen
etwa für zusätzliche Messungen
oder Stellglieder können die neuronalen
Netz direkt in die bestehenden Leittechniken
implementiert werden. Die Implementierungen
nach Punkt 1 erfolgen schrittweise
beginnend mit dem AI-Assistant zur Beratung
der Schichten. Erst wenn die
Zuverlässigkeit des neuronalen Netzes im
betrieblichen Alltag nachgewiesen wurde,
kommt der AI-Operator zur Ausführung.
2 Praktische Beispiele
2.1 AI-Operator
2.1.1 Pilot-Müllverbrennungsanlage
Es handelt sich bei der Pilot-Müllverbrennungsanlage
(MVA) um einen älteren Müllkessel,
welcher vor 1990 errichtet worden ist.
Folgende Herausforderungen stellten sich:
––
Einschränkungen bei Messungen
––
Keine ideale Luftverteilung wegen Walzenrost
Das neuronale Netz
lernt das gesamte
Prozessabbild
24 Messwerte
80 Minuten
Historie
abgeleitete
We rte, z.B.
Steigung und
Krümmung
Bild 1. Neuronales Netz.
––
Schlechte Regelbarkeit durch hohe, teilweise
dynamische Totzeiten
––
Feuerleistungsregelung bisher nicht umsetzbar,
daher manueller Betrieb!
Seitens der Betriebsführung wurden folgende
Randbedingungen für den Piloteinsatz
zur Steuerung der Anlage mit künstlicher
Intelligenz definiert:
––
Steuern ohne Mehraufwand an Messungen
und an Stellgliedern
––
Reduzierung manueller Stelleingriffe
––
Gleichmäßiger O2- und Dampfmassenstrom
––
Sicherheit der Anlage durch Melden von
unzulässigen Betriebszuständen erhöhen
––
Steuerung zweier Primärluftklappen und
des Lastsollwertes, womit eine vollständige
autonome Steuerung für diesen Müllkessel
geplant war bei gleichzeitiger, vollständiger
und verantwortlicher Überwachung
durch den menschlichen Operator
––
TÜV-Abnahme
Neuronales Netz
Der spezifische Entwurf eines neuronalen
Netzes für diese Aufgabenstellung sieht aus
wie in B i l d 1 dargestellt.
Die Pilot-Müllverbrennungsanlage 1 war fast
2 Jahre erfolgreich in Betrieb und es wurde
laufend die Wissensbasis des neuronalen
Netzes optimiert. Im Dezember 2019
wurden bereits 10 % mehr Dampfproduktion
mit der Reduzierung von Verbrauchsstoffen
(Heizöl) und Emissionen (CO) erreicht.
Im Mai 2021 gelang sogar ein so bedeutender
Optimierungsschritt 2 , dass man schon
nach einer Woche in den betrieblichen Aufschreibungen
merkliche CO-Reduktionen,
Dampfeinbruchsvermeidungen und Einsparungen
von Stützfeuerheizöl feststellen
konnte. Das lässt jetzt auch eine merkliche
Verbesserung der wirtschaftlichen Situation
des Betriebes mit positiven Umweltschutzeffekt
erwarten.
TÜV-Abnahme
Folgende wichtige Punkte wurden vom TÜV
geprüft:
1
Deutschlandweit und unseres Wissens auch
weltweit erstes Pilotprojekt dieser Art
2
Mit Methoden von KI.2.0
INPUT HIDDEN OUTPUT
––
Menschlicher Bediener sitzt im Kontrollraum
– Kein Ersatz durch KI
––
AI-Operator kann jederzeit gestoppt werden
––
Anlagensicherheitssysteme nicht betroffen
––
Kein Hacking – Keine Möglichkeit, den AI-
Operator zu stören, da keine Verbindung
nach außen
CO-Reduktion
Die Reduktion von CO-Spitzen zeigen die
Diagramme in B i l d 2 und B i l d 3 .
2.1.2 Wirbelschichtfeuerungsanlage
Ein Folgeprojekt zum AI-Operator der Pilot-
Müllverbrennungsanlage wurde in 2022
umgesetzt. Hierbei geht es um die Herausforderung
die Temperatur im Feuerraum
konstant zu halten.
Die Verbrennung wird zur Zeit manuell gesteuert,
u.a. mit einer Regelklappe, einem
Gebläse, Schnecken und Zellradschleusen.
Als Automatisierung ist eine KI zur Steuerung
des erbrennungsprozesses zum Einsatz
gekommen, wobei hierdurch u.a.:
––
Höherer Durchsatz von Brennstoff
––
Gleichmäßigere Temperatur im Wirbelschicht-Ofen
––
Erleichterungen für das Wartenpersonal
als Zielsetzung gewählt wurden.
Die ersten Ergebnisse bestätigen auch hier
den erfolgreichen Einsatz eines neuronalen
Netzes, welches auf dem neuronalen Netz
der Pilot-Müllverbrennungsanlage beruht.
2.1.3 Gaskraftwerk
Steuerung
durch Kl
12 erlernte
Steuerausgänge
möglich
2 Primärluftklappen
und Lastsollwert
sind aktiviert
Ein weiteres Folgeprojekt zum AI-Operator
der Pilot-Müllverbrennungsanlage wurde in
2021/2022 umgesetzt.. Hierbei geht es um
die Herausforderung bei Volllast die Grenzwerte
für:
––
NOx-Emissionen
––
CO-Emissionen
einzuhalten.
Über manuelle Eingriffe kann die Verbrennung
vertrimmt werden, um die Grenzwerte
sicher einzuhalten.
Eine Möglichkeit zur Leistungssteigerung in
Abhängigkeit von den Emissionen ist die
Vertrimmung von Lambda (Brennstoff/
Luftverhältnis), welches die Aufgabenstellung
für den AI-Operator ist.
vgbe energy journal 10 · 2022 | 43

Steuerung verfahrenstechnischer Anlagen mit neuronalem Netz
Value
350
300
250
200
150
100
50
Vorhersage der CO-
Spitzen und Optimierung
der Verbrennungsluft:
Primärluftklappen
werden geschlossen
Reduzierte
CO-Spitze
0
08:00 08:10 08:20 08:30 08:40 08:50 09:00 09:10 09:20 09:30 09:40 09:50 10:00
Bild 2. Vermeidung von CO-Spitzen.
CO-Level
350
300
250
200
150
100
50
Die ersten Ergebnisse bestätigen hier ebenfalls
den erfolgreichen Einsatz eines neuronalen
Netzes, welches auf dem neuronalen Netz
der Pilot-Müllverbrennungsanlage beruht.
2.2 AI-Prädiktion
2.2.1 Müllverbrennung
Al-Operator
Reduzierte
CO-Spitze
Primär
luftklappe
4
Manuelle Fahrweise
Primär
luftklappe
5
0
08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Bild 3. Niedrigere und gleichmäßigere CO-Emission.
Beim Folgeprojekt zur Müllverbrennung ist
die Herausforderung, dass der Rost zu schmal
ist. Das führt zu fast täglichen kurzzeitigen
Dampfeinbrüchen, die mit Ölstützfeuer
behoben werden müssen.
Uniper hat zusammen mit der Anlage den
Einsatz einer KI (künstlichen Intelligenz)
geprüft, ob sie einen kommenden Dampfeinbruch
absehen kann. Ein Endziel des Projektes
ist es nun, dass die KI dann den
Dampfeinbruch verhindern kann, indem sie
zu diesem Zeitpunkt in den Prozess positiv
eingreift.
Vorprojekte mit anderen Ansätzen (keine
KI) hatten bisher keinen Erfolg und wurden
wieder zurückgebaut.
Erste Berechnungen von Uniper mit einem
neuronalen Netz sahen sehr vielversprechend
aus, sodass eine Projektumsetzung in
2021/ 2022 durchgeführt wurde. Die
Dampfvorhersage für 5-min und 15-min
Mittelwert hat sich als sehr zuverlässig erwiesen.
Zur Zeit wird mit dieser Vorhersage
und dem Indikator „Überschüttung Rost“
eine Warnmeldung erarbeitet, die die Operatoren
vor einer anstehenden Überschüttung
warnt und sie in die Lage versetzt vorrausschauend
einzugreifen. Das erspart Stützölfeuer!
Ein erster Ansatz, um die betriebswirtschaftliche
Wertigkeit des Einsatzes einer KI zu
ermitteln ist, wird das eingesparte Öl sein.
Die positiven Umweltaspekte sind dabei
auch zu beachten, da mit stark verringerten
CO-Peaks zu rechnen ist und unnötige Emissionen
aufgrund stark verringertem Öleinsatz
vermieden werden.
2.2.2 Biomasseverbrennung
Beim Pilotprojekt zur Biomasseverbrennung
ist die Herausforderung, dass die uerraumtemperatur
zu hoch ist. Das führt zu
höherer/ unvorteilhafterer Verschmutzung
des Kessels und Reduzierung der Reisezeit.
Uniper hat zusammen mit der Anlage den
Einsatz einer KI (künstlichen Intelligenz)
positiv geprüft, ob sie einen kommendenerraumtemperaturanstieg
absehen kann und
ist in 2022 in die Projektumsetzung gegangen.
Ein Endziel des Projektes ist es nun,
dass die KI dann den Feuerraumtemperaturanstieg
verhindern kann, indem sie zu diesem
Zeitpunkt in den Prozess positiv eingreift.
Erste Berechnungen von Uniper mit einem
neuronalen Netz sehen sehr vielversprechend
aus, sodass eine Projektumsetzung in
2022 erfolgt. l
vgbe Standards/
Positionspapiere
Datenbanken
be connected
Technische
Programme/
F&E-Projekte
Konferenzen und
Workshops
Technische
Dienstleistungen
44 | vgbe energy journal 10 · 2022

Effiziente Wege zum Brownfield Reengineering
Erhebung und Nutzung digitaler
Informationszwillinge für die
Wiederinbetriebnahme von
fossil-thermischen Kraftwerken
– Effiziente Wege zum Brownfield
Reengineering
Hans Preuss
Abstract
Collection and use of digital information
twins for the re-commissioning of
fossil-thermal power plants – Efficient
ways for brownfield reengineering
Scarce resources, changing personnel and
multi-shift operations demand intelligent
knowledge management. The depersonalisation
of information is indispensable for the
successful and safe operation of energy industry
plants. Digitalisation successes are there-
Autor
Hans Karl Preuss
Geschäftsführer
GABO IDM mbH
Erlangen, Deutschland
fore not only achieved by companies on the
cost side, but also in terms of data availability,
process optimisation and the use of external
human resources. The current political situation
and the associated challenges place further
demands on the digital twin of a fossilthermal
plant.
l
Knappe Ressourcen, wechselndes Personal
und der Mehrschichtbetrieb verlangen ein intelligentes
Wissensmanagement. Die Entpersonalisierung
von Informationen ist unverzichtbar
für den erfolgreichen und sicheren
Betrieb energiewirtschaftlicher Anlagen. Digitalisierungserfolge
erzielen Unternehmen daher
nicht nur auf der Kostenseite, sondern in
Bezug auf die Verfügbarkeit von Daten, die
Optimierung der Prozesse und die Nutzung
externer personeller Ressourcen. Die derzeitige
politische Lage und die damit verbundenen
Herausforderungen stellen weitere Anforderungen
an den digitalen Zwilling einer fossilthermischen
Anlage. Derzeit befinden sich
knapp 4000 MW Nettonennleistung (elektrische
Wirkleistung) allein an Steinkohlekraftwerken
in Deutschland in Netzreserve aufgrund
§ 13b EnWG. Prominente kürzliche
Stilllegungen wie das Kraftwerk Westfalen
oder das Kraftwerk Moorburg sind dabei nicht
mitberücksichtigt. Gemessen an den über
10.000 MW der in Betrieb befindlichen Gaskraftwerke
könnten, bei sich weiter verschlechternder
Versorgung mit Brennstoff, somit
knapp 40 % der Kapazitäten ausgeglichen
werden (vgb. B i l d 1 ).
So viel zur Theorie und den Möglichkeiten.
In der Praxis ergeben sich hier jedoch neue
Herausforderungen, die es zu meistern gilt.
Zum einen sind diese Kraftwerke meist älteren
Baujahres zum anderen sind die Mitarbeiter,
die diese Kraftwerke jahrelang betrieben
haben, häufig nicht mehr verfügbar. Die
Mitarbeiter des Betriebes und der Instandhaltung
haben den Arbeitgeber gewechselt
oder sind in Ruhestand gegangen. Das Wissen
um die Anlage und deren Eigenheiten
mit Ihnen.
So ergibt sich eine gänzlich neue Situation
mit einem bestehenden, sich in Netzreserve
befindlichem, Kraftwerk. Bei einem solchen
Szenario kann das Wissen um die Anlage
nicht „On the job“ bei der Inbetriebnahme
weitergegeben werden. Wartungspläne wiederkehrende
Prüfungen und eingespielte
Abläufe sind hier ausgesetzt und müssen gegebenen
Falls komplett neu erarbeitet und
an die Anforderungen angepasst werden.
Zusätzlich dazu wurden in der Regel, für
Anlagen deren Laufzeit endlich ist, keine
größeren Investitionen mehr getätigt. Sowohl
in die Technik der Anlage als auch in
Dokumentation. Das Wissensmanagement
entspricht hier nicht dem zur Aufgabe benötigten
Anforderungen.
Um in sehr kurzer Zeit einen Überblick der
vorhandenen Informationen zu bekommen
und auch um eventuelle Fehlstellen auszumachen
ist ein Digitaler Zwilling der Kraftwerksanlage
in Kombination mit einem Simulator
eine adäquate Lösung, um verschiedene
Ereignisse (Wiederinbetriebnahme,
Regulärer Betrieb, Störungsbehebung) zu
simulieren.
Siehe auch: Einsatzmöglichkeiten von anlagenspezifischen
1:1-Simulatoren für rostgefeuerte
Kraftwerke von Peter Lasch.
Für die oben beschrieben Ansatzpunkte fehlen
in der Regel dazu vor allem eines: Jede
Menge Daten.
vgbe energy journal 10 · 2022 | 45

Effiziente Wege zum Brownfield Reengineering
Leistung in MW
7.500
7.000
6.500
6.000
5.500
5.000
4.500
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
1.886
1.886
Sicherheits
bereitschaft
Kraftwerke außerhalb des Strommarktes
7.293
1.612
1.382
4.299
Netzreserve*
Diese Daten befinden sich in der Technischen
Anlagendokumentation, im Betriebsführungssystem
(z.B. SAP) und in diversen
Hilfslisten bzw. Datenbanken.
Zur Digitalisierung der Anlageninformationen
können mittlerweile Verfahren eingesetzt
werden die ein Brownfield Reengineering
(light) schnell und effizient ermöglich.
Eingesetzte und nicht eingesetzte Verfahren
zur Erhebung der benötigten Informationen
für den „Digitalen Zwilling“:
––
Scan der analogen Dokumente
––
KEIN 3D-Scan (Kosten/Nutzen-Verhältnis)
––
Vektorisierung zur kostengünstigen CAD-
Überführung
––
OCR-Erkennung als Basis zur digitalen Bearbeitung
und Informationsaggregation
Eingesetzte Verfahren zur Validierung:
––
Prüfung auf Logik
––
Prüfung auf Querverweise
––
Abgleich mit der Prozessleittechnik (PLS)
––
Abgleich mit dem Betriebsführungssystem
(BFS)
Nutzen des digitalen Zwillings
––
Konservierung von Anlagenwissen
––
Verkürzung der Entstörungszeit
––
Effizientes Arbeiten mit dem Instandhaltungssystem
durch valide Daten
––
Steigerung der Effizienz bei Arbeiten in
der Anlage
2.047
196
294
Vorläufig
Stillgelegt
Kapazitätsreserve**
Mineralöprodukte
Erdgas
Steinkohle
Braunkohle
* Systemrelevante Kraftwerke in der Netzreserve germ. § 13b EnWG und KVBG sowie Kraftwerke in der
Kapazitätsreserve germ. § 13e EnWG, die nur auf Anforderung der Übertragungsnetzbetreiber zu Zwecken der
Wahrung der Versorgungssicherheit betrieben werden. Es ist möglich, dass sich Anlagen gleichzeitig in § 13 b und
§13eEnWGbefmden.
**Leistung in der Kapazitätsreserve entspricht hier der Angabe des Kraftwerksbetreibers gem. MaStRV.
1.557
1.263
1.263
Stand: 31. Mai 2022
Quelle: Monitaringreferat der
Bundesnetz agentur
Bild 1. Kraftwerke außerhalb des Strommarktes mit jeweiligem Energieträger.
Quelle: https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/
Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/start.htm
Daten aus Marktstammdatenregister (Datenauszug vom 12.05.2022) Monitoring 2012
bis 2021 (Nicht-EEG-Anlagen) sowie EEG-Anlagen bis zum 31.12.2021
(Quellen EEG-Anlagen: AGEE-Stat Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in
Deutschland (AGEE-Stat, Februar 2022) und Marktstammdatenregister (Bundesnetzagentur,
Datenstand: 24.03.2022
––
Visualisierung von Vorgängen im Verfahrensfließbild
––
Effektiver Änderungsdienst
1.1 Wissen im Kopf – Direkter
Zugriff, sofern der Knowhow
Träger verfügbar ist
Der schnellste Zugriff auf Informationen erfolgt
aus dem Gedächtnis, ohne Recherche,
als direkt angewandtes Wissen. Das Arbeiten
mit Informationen aus der „Technischen
Dokumentation“ stellt sich bei vielen Anlagen
wie folgt dar:
Die Mitarbeiter wurden während der Errichtung
oder signifikanter Erneuerungen der
Anlagen eingestellt und konnten „On-The-
Job“ von den Inbetriebnehmern lernen.
Auch konnten neue Mitarbeiter häufig von
den Kollegen mit langjähriger Kraftwerkserfahrung
profitieren und im Team Erfahrungen
und Wissen austauschen.
So erfolgte der Wissenstransfer ohne Dokumentation
direkt von Inbetriebnehmer zu
Mitarbeiter und von Vorgänger zum Nachfolger.
Daraus ergab sich, dass selten Informationen
aus der Dokumentation benötigt wurden.
Nun stellt sich die Herausforderung, dass
beispielsweise bei Reaktivierung der Wartungspläne
im SAP häufig nur Kurzbeschreibungen
vorhanden sind, die mit dem Wissen
des Personals ergänzt die notwendige Tätigkeit
definierten. Das fehlende Detailwissen
muss bei Wiederinbetriebnahme aus den
Komponentenhandbüchern ergänzt werden.
Im regulären Betrieb war auch dieses Wissen
von den Inbetriebnehmern zur späteren Betriebsmannschaft
transferiert worden.
Somit ist hier gerade der mobile Zugriff von
entscheidender Bedeutung.
2.2 Herausforderung für den
(Wieder-)Betreiber
Bedingt durch das jetziges Fehlen der Knowhow-Träger
müssen diese im Bedarfsfall
durch nicht anlagenerfahrenen Mitarbeiter
adäquat ersetzt werden.
Für das Anlageninformations- und Instandhaltungsplanungssystem
(IPS) stellt sich
die Herausforderung, die für komplexe Vorgänge
benötigten Informationen einfach
und schnell zu erheben und später bereitzustellen.
Starre Betriebsführungssysteme können die
Aufgaben noch komplexer gestalten.
Der Fokus liegt hier auf einem smartes Wissen-Management
einen erfolgreichen Wissenstransfer.
2 Digitale Zwillinge
und technische
Anlagendokumentation –
Begriffsklärung
Die Prägung des Begriffs „Digitaler Zwilling“
ist noch recht neu. Das allgemeine Verständnis
dieser Prägung entstand 2002
durch Michael Grieves von der University of
Michigan und John Vickers von der NASA
(Bild 2).
Man spricht hier auch vom „Digitalen-Zwillings-Konzept“.
Der digitale Zwilling, im Digitalen-Zwillings-Konzept,
setzt sich im Großen und
Ganzen aus drei Teilen zusammen:
––
Den physischen Produkten im „realen
Raum“,
––
den virtuellen oder digitalen Produkten
im „virtuellen Raum“ und
––
den Daten- und Informationsverbindungen
die beide miteinander verbinden.
Vor der Definition des „Digitalen-Zwillings-
Konzepts“ ging es „nur“ um die digitale Abbildung
bzw. Repräsentanz eines realen Objektes
oder Prozesses (digitaler Informationszwilling)
(s.o.), in dem Konzept von
Grieves und Vickers geht es auch um die
Kommunikation zwischen dem realen und
virtuellen Objekt.
Die Daten, die von dem realen zum virtuellen
Objekt/Prozess fließen werden auch als
digital shadow oder digitaler Schatten bezeichnet.
Die Informationen, die vom virtuellen zum
realen Objekt/Prozess fließen, werden als
46 | vgbe energy journal 10 · 2022

Effiziente Wege zum Brownfield Reengineering
Reale Anlage
digital Trigger bzw. digitaler Impuls bezeichnet.
Aus dem Vergleich und der Analyse der
Abweichungen zwischen den realen und virtuellen
Objekten können die realen Objekte
wieder aneinander angepasst und die Prozesse
entsprechend reguliert werden.
Führend in diesem „Digitalen Zwillings-
Konzept“ ist das virtuelle Objekt, dem das
reale Objekt folgen bzw. sich anpassen
muss. Bei technischen Anlagen kann aus
den auftretenden Abweichungen eine Nachjustierung
einer Anlagenkomponente oder
bspw. auch eine vorausschauende Instandhaltung
(predictive maintenance) abgeleitet
werden.
Bei Prozessen oder sich bewegenden Objekten
können die Abweichungen durch die Veränderung
der Steuerungsgrößen (s.a. Stellgröße)
und/oder der Eingabeparameter
entsprechend wieder angeglichen werden.
Der Begriff „Digitaler Zwilling“ ist, wie auch
das Wort „KI“ (künstliche Intelligenz), mittlerweile
zunehmend abgenutzt.
Generell wird in zwei Arten unterschieden:
––
Digitaler Zwilling = Digitaler Informationszwilling
––
Digitaler Zwilling(skonzept) -=Digitales
Zwillings-Konzepte von Grieves und Vickers
Wobei beim „Digitalen Zwillings-Konzept“
der Prozess mitbetrachtet bzw. simuliert
wird und die Erkenntnisse aus der Simulation
für den „realen Zwilling“ genutzt werden.
Der „Digitale (Informations-)Zwilling“ ist
jedoch Voraussetzung für das Zwillings-
Konzept von Grieves und Vickers.
2.2 Zusammenhänge von
Instandhaltungsaufgaben und
dem „Digitalen
Informationszwilling“
Für die Betriebsführung und Instandhaltung
einer Kraftwerksanlage und den dabei anfallenden
Aufgaben werden zahlreiche Informationen
benötigt, die zu einem wesentlichen
Teil in Form von Dokumenten der technischen
Anlagendokumentation gebunden
sind.
Daten
Prozessinformationen
Bild 2. Digitales Zwillings-Konzept von Grieves und Vickers.
Virtuelle Anlage
Der „Digitale Informationszwilling“ stellt
diese, vorzugsweise plattformunabhängig,
webbasiert (z.B. in der privaten Cloud), bereit
und dient somit als Abstraktionsebene
(Bild 3).
2.3 Der Weg zum „Digitalen
Informationszwilling“ mit
KKS/AKZ
„Am Anfang steht das R&I (Rohrleitungsund
Instrumentenfließschema) und natürlich
auch das SIL (Single Line Diagramm -
Einlinienschaltbild)
Der Weg zum „Digitalen Zwilling“ muss
manchmal zum Sprint werden, um den Herausforderungen
des Projektes gerecht zu
werden.
Einer der größten Vorteile, den die Energiebranche
gegenüber anderen Branchen
hat, ist das Kraftwerkskennzeichensystem –
6
7
8
9
Störungsregistrierung
Auftragswesen
Wiederkehrende
Prüfungen/Aufgaben
Arbeitssicherungsmaßnahmen/Freischaltungen
1
Anlagenspiegel
der Komponenten
mit KKS
Bezeichnung
KKS/AKZ.
Hier nochmals vereinfacht, die Definition
des „Digitalen Informationszwillings“:
––
Ein digitaler Informationszwilling ist eine
digitale Repräsentanz der Informationen
über ein Objekt oder eines Prozesses aus
der realen Welt in der digitalen Welt.
––
Er wird im Lebenszyklus der Objekte für
das effiziente und kostenbewusste Betreiben
von Produkten, Anlagen und Dienstleistungen
genutzt.
Das KKS-System stellt ein etabliertes Datenbzw.
Funktionsmodel dar. Es beschreibt jedes
System, Teilsystem, Aggregat und Betriebsmittel
mit der dazugehörigen Funktion,
dem Einbau und Aufstellungsort anhand
von numerischen und alphanumerischen
Ziffern und Buchstaben.
Dadurch inkludiert es alle funktionalen Objekte
in einer Anlage bestehend aus:
––
Maschinentechnik
––
Verfahrenstechnik
––
Elektrotechnik
––
Leittechnik
––
Bautechnik.
Es ist ein weltweiter Standard und eignet
sich hervorragend als Ordnungssystem für
den „Digitalen (Informations-)Zwilling“.
= Verfahrenstechnik
+ Einbauorte
+ Aufstellungsorte
2
3
4
5
Dokumentmanagement
Produkte/Typ
Material- und
Verschleißteile
CAD/CAE Systeme
1. Anlagenspiegel: Alle Anlagenkomponenten der Maschinen-, Elektro-, Leit- und Bautechnik.
2. Dokumentenmanagement: Alle Dokumente der technischen Dokumentation die für Planung, Bau,
Betrieb und Rückbau der Anlagen notwendig sind.
3. Produkte/Typ: Alle Produkte, die als Anlagenkomponenten in die Anlage eingebaut werden.
4. Material- und Verschleißteile: Alle Materialien und Verschleißteile die für den Betrieb der Anlage
notwendig sind.
5. CAD- und CAE-Systeme wie AutoCAD oder E-Plan: CAD / CAE Systemschaltpläne
6. Störungsregistrierung: Alle Störmeldungen die beim Betrieb der Anlage erzeugt werden.
7. Auftragswesen Instandhaltungsplanung: Alle Arbeitsaufträge die für den Betrieb, die Wartung und
Instandhaltung notwendig sind.
8. WKP / WKM: Alle wiederkehrenden Prüfungen die nach den technischen Regeln des Gesetzgebers
oder des Herstellers notwendig sind.
9. Arbeitssicherheit / Freischaltung: Alle Arbeitssicherungsmaßnahmen die bei Außer- oder
Inbetriebnahmen von Komponenten, Systemen oder Teilsystemen notwendig sind.
Bild 3. Vorgänge im Zusammenhang mit dem Anlagenspiegel.
vgbe energy journal 10 · 2022 | 47

Effiziente Wege zum Brownfield Reengineering
2.4 Die Identifikation der
Funktionen (Systeme,
Aggregate) eines digitalen
Informationszwillings
Um die Eindeutigkeit der einzelnen Funktionen,
Teilfunktionen und deren Komponenten
unterscheiden zu können, bietet das
Kraftwerkskennzeichensystem KKS sowie
vergleichbare hierarchische ein-eindeutige
Tab. 1. Ebenenstruktur für einen digitalen Informationszwilling.
• Verfahrenstechnische- Objekte der Maschinentechnik
Ebene KKS Bezeichnung
Ebene 1 =0 Übergeordnete Anlagen
Ebene 2 =0P Kühlwasseranlage
Ebene 3 =0PA Hauptkühlwassersystem
Ebene 4 =0PAC Hauptkühlwasserpumpenanlage
Ebene 5 =0PAC10 Hauptkühlwasserpumpenanlage Strang 1
Ebene 6 =0PAC10 AP001 Hauptkühlwasserpumpe Strang 1
Ebene 7 =0PAC10 AP001 -Q01 Schalter der Hauptkühlwasserpumpe Strang 1
Ebene 7 =0PAC10 AP001 -M01 Motor der Hauptkühlwasserpumpe Strang 1
Ebene 7 =0PAC10 AP001 KP01 Pumpenaggregat Hauptkühlwasserpumpe Strang 1
• Verfahrenstechnische- Objekte der Elektrotechnik und Leittechnik
Ebene KKS Bezeichnung
Ebene 1 =1 Linie 1
Ebene 2 =1B Energieableitung und Eigenbedarf Linie 1
Ebene 3 =1BB MS Schaltanlage Linie 1
Ebene 4 =1BBA MS Schaltanlage 1 Linie 1
Ebene 5 =1BBA02 Feld 2 MS Schaltanlage 1 Linie 1
Ebene 6 =1BBA02 GS001 Einspeisung Feld 2 MS Schaltanlage Linie 1
Ebene 7 =1BBA02 GS001 -M01 Motor Einspeisung Feld 2 MS Schaltanlage Linie 1
• Einbauort- Objekte der Elektrotechnik und Leittechnik
Ebene KKS Bezeichnung
Ebene 1 +1 Linie 1
Ebene 2 +1B Felder der Energieableitung und Eigenbedarf Linie 1
Ebene 3 +1BB Felder der MS Schaltanlage Linie 1
Ebene 4 +1BBA Felder der MS Schaltanlage 1 Linie 1
Ebene 5 +1BBA01 Feld 1 der MS Schaltanlage 1 Linie 1
Ebene 6 +1BBA01.A 001 Platz 1 im Feld 1 der MS Schaltanlage 1 Linie 1
• Aufstellungsort- Objekte der Elektrotechnik und Leittechnik
Ebene KKS Bezeichnung
Ebene 1 ++1 Linie 1
Ebene 2 ++1U Bauwerk im Linie 1
Ebene 3 ++1UB Bauwerk für Energieableitung und EB im Linie 1
Ebene 4 ++1UBA Schaltanlagengebäude im Linie 1
Ebene 5 ++1UBA10 Ebene 0m des Schaltanlagengebäudes im Linie 1
Ebene 6 ++1UBA10 R 001 Raum 1 der Ebene 0m des Schaltanlagengebäudes im Linie 1
• Aufstellungsort- Objekte der Maschinentechnik
Ebene KKS Bezeichnung
Ebene 1 ++0 Übergeordnete Anlagen
Ebene 2 ++0U Bauwerk für Übergeordnete Anlagen
Ebene 3 ++0UQ Bauwerk für Kühlwasseranlage
Ebene 4 ++0UQA Kühlwasserpumpenbauwerk
Kennzeichensysteme, RDS-PP, AKS, AKZ,
etc., alle dazu notwendigen Funktionen.
Auch können hier zusammengehörige Objekte
miteinander referenziert und unterschieden
werden.
Ebene 5 ++0UQA10 Ebene 0m des Kühlwasserpumpenbauwerkes
Ebene 6 ++0UQA10 R 002 Raum 2 der Ebene 0m des Kühlwasserpumpenbauwerkes
Es werden dabei drei verschiedene Objekttypen
für die Identifikation der Systeme, Teilsysteme
und Komponenten unterschieden:
––
Verfahrenstechnische
Objekte – Vorzeichen „=“.
––
Einbauort- Objekte der
Elektro- und
Leittechnik – Vorzeichen „+“.
––
Aufstellungsortobjekte
der Bautechnik – Vorzeichen„++“.
Die Ebenenstruktur für diese Anlage sollte
sich wie in Ta b e l l e 1 dargestellt:
B i l d 4 zeigt ein Beispiel für eine Referenzierung
der verschiedenen Objektarten der
Anlagenkennzeichnung.
Durch die Referenzierung unterschiedlicher
Objektarten aggregiert sich Informationsgehalt
zu einem Objekt.
Beispiel:
Das Objekt
=0PAC10 AP001 ist aufgestellt im
++0UQA10 R002
der Schaltanlagenabzweig
=0PAC10 AP001 –Q01 ist im 10 kV Feld 1
+1BBA01.A001 eingebaut.
Diese Referenzierungen sind für den Aufbau
und die Nutzung des „Digitalen Zwillings“
unerlässlich (B i l d 5 ).
3 Praktische Umsetzung
ohne aufwendigen
Implementierungsprozess
in starre
Betriebsführungssysteme
Nur valide Daten sind nutzbare Daten. Um
einen Überblick der derzeit aktiven Funktionen
der Verfahrenstechnik zu erhalten, wird
im ersten Schritt, eine Aufnahme des aktuellen
Anlagenbestandes anhand der Rohrleitungs-
und Instrumentenfließschemas realisiert.
Die Ergebnisse des Digitalisates (vgl.
B i l d 6 ) anschließend nochmals validiert.
Zur effizienten Abarbeitung dieses Schrittes
waren verschiedene Verfahren notwendig:
––
Digitalisierung analoger R&Is durch
scann mit Großformatscanner
––
Vektorisierung für die spätere Bearbeitung
in CAD
––
Einbringung von Intelligenz (Kennzeichen
und Zeichnungsköpfe) in die Zeichnungen
für die Prüfung der Inhalte und
zur Qualitätssicherung
––
Prüfung der KKS:
––
auf Dopplungen über alle R&I Schemata
––
auf Stellenrichtigkeit
––
gegen den VGB Katalog bzw. AVA Velsen
spezifischen Katalog
––
hinsichtlich Unterschiede in den Verwendungskennzeichen
––
Auswertung der Ergebnisse und Rückschlüsse
für die weitere Bearbeitung des
Projektes
48 | vgbe energy journal 10 · 2022

Effiziente Wege zum Brownfield Reengineering
+OUQA10 R 002
Kühlwasserpumpenbauwerk
Raum 02
M
=0PAC10 AP001
Hauptkühlwasserpumpe
Strang 1
+1UBA10 R 001
Schaltanlagengebäude im Block 1
Raum1
Feld 1
+1BBA01
MS Schaltanlage Block 1 =1BBA
Bild 4. Referenzierung der verschiedenen Objektarten der Anlagenkennzeichnung.
Objekt CAD/CAE Systeme
Maschinentechnik
Elektrotechnik
Bautechnik
Objekt Anlagenkennzeichen
Objekt Dokument
Objekt Produkt
Objekt Material
Feld 2
+1BBA02
Bild 5. Darstellung der Zusammenhänge von Kennzeichen und Einbau- bzw. Aufstellungsort inkl.
Produkt und Material (nicht Teil des Artikels).
Datenherkunft Datenverwaltung Datennutzung
KKS-Kennzeichen
aus R&I-Fließbildern
KKS-Kennzeichen
aus CAE-Tools
KKS-Kennzeichen
aus Datenlisten
AVIS
Masterdatenbank
mit allen KKS-Kennzeichen
und kennzeichnungsführender
Dokumentation
Fig. Bild 6. Zusammenführung und Validierung verschiedener Quellen.
Technische Daten
aus Leittechnik
Technische Plätze
imBFS
Technische Plätze
imBFS
Die in oben beschriebenen Verfahren ermöglichen
einen schnellen und wirtschaftlichen
ersten Eindruck über Zustand der Anlagendokumentation
und weitere notwendige
Schritte für die Erstellung eines „Digitalen
Zwillings“.
Das hierzu speziell entwickelte Verfahren
der Vektorisierung generiert in mehreren
Stufen aus einer Papierzeichnung ein CAD-
Modell mit intelligenten Attributen.
Kennzeichnungs- (primär-) und Sekundärdaten
werden hierbei aus den Zeichnungen
automatisiert extrahiert (siehe B i l d 7 ).
Die Erstellung des „Digitalen Zwillings“
wird mit folgenden Teilschritten realisiert:
––
Sichtung und Bewertung des analogen
Archivs
––
Reduzierung der zu erfassenden Papierdokumentation
anhand der obigen Informationen
––
KKS-Scann von vielen tausend Dokumenten
––
Automatisierte Erkennung von vielen tausend
KKS-Kennzeichen
––
Automatisierte Erkennung von dem vielfachen
der Kennzeichen zu den KKS-Dokumentverknüpfungen
––
Validierung der erkannten Kennzeichen
mittels:
––
Daten aus der Prozessleittechnik
––
Daten aus dem Betriebsführungssystem
––
Daten aus informationsführenden Listen
(Armaturenlisten, Rohrleitungslisten
etc.)
––
AS BUILT-Aufnahme der Anlage
––
Ermittlung relevanter R&I Schemata
––
Vorbereitung der R&I Schemata für die
AS-BUILT-Aktualisierung
––
Extraktion der KKS Inhalte nach R&I
––
Betankung der AS-BUILT-App mit KKS-
Kennzeichen aus R&
––
Aktualisierung der R&I durch Redlining
im PDF
––
Kennzeichnung der Komponente bei
fehlender KKS mittels ID-Schild
––
KKS Neuvergabe bei fehlender KKS in
enger Abstimmung mit AVA Velsen
––
Erfassung Aufstellungsort pro Komponente
––
Erfassung Betriebsmittel, z. B. Schalter
einer Pumpe mit dessen Einbauort, ausgewählter
Komponenten
––
Qualitätsgesicherter Prozess durch:
––
ID vor Ort
––
ID in AVIS
––
ID für kompletten Beschilderungsprozess
––
Anlagenerfahrene Mitarbeiter in den
Bereichen
––
Elektrotechnik
––
Maschinentechnik
––
Bautechnik
––
Bereitstellung in einer webbasierten auf
Benutzerfreundlichkeit optimierten Plattform
vgbe energy journal 10 · 2022 | 49

Effiziente Wege zum Brownfield Reengineering
Kennzeichnungsdaten
Sekundärdaten
Kennzeichnungsdaten
Sekundärdaten
Bei der Begehung und dem AS-BUILT-Abgleich
der Anlage (vgl. B i l d 8 ) wurden viele
Stellen gefunden, an denen die Anlagenbeschilderung
verloren, falsch oder nie vorhanden
war. Dies kann zum Anlas
genommen werden, die Schilder QR-Code-
Norm (B i l d 9 ) umzustellen und die Nutzbarkeit
und Qualität der Mängelmeldungen
verbessert.
Masterdatenbank
mit Kennzeichen
und Unterlagenart
der Quelle
Valide Daten
für BFS und DMS
Bild 7. Extraktion von Kennzeichen- und Sekundärdaten aus dem R&I und SIL (Einlinienschaltbild).
AS-BUILT
Anlagenaufnahme
QR-Code
RFID-Schild
Anlagenerfassung
CAD-
Erstellung
Anlagenbeschilderung
Bestandsdokumentation
Bild 8. Optimierte AS-BUILT Erfassung, Prozess.
Bild 9. QR-Code mit ID-Schild an Typ und
Hersteller für AS BUILT Aufnahme.
Prüfung &
Auswertung
Zentrale
Validierungsstelle
Valide Daten und Dokumente
durch verfahrensbasierte
Anlagen-lnventarisierung
3.2 Nutzen: Gründe für den
digitalen Zwilling
Auswertungen
Compilerlisten
MOAs Transitdoku
Verwendung
Die Gründe für die Erhebung eines „Digitalen
Zwillings“ sind vielfältig in diesem Szenario
stehen die wissensbezogenen Anforderungen
im Vordergrund:
––
Neue Mitarbeiter erwarten zeitgemäßes
InformationsManagement.
––
Neue Mitarbeiter benötigen mit Beginn
der Tätigkeit valide Informationen, um
ihre Arbeit zu erledigen
––
Prozesse werden dadurch vereinfacht,
nachvollziehbar und personenunabhängig.
––
Routineaufgaben können automatisiert
werden.
––
Der Informationsfluss wird beschleunigt,
die Arbeit vereinfacht.
––
Alle vorangegangenen Schritte sind die
Basis für das Digitale-Zwillings-Konzept,
eine Simulation des Kraftwerks, die zu
folgenden weiteren Zwecken eingesetzte
werden kann:
––
1:1-Simulator als Validierungswerkzeug
––
1:1-Simulator als Engineering - Werkzeug
––
1:1-Simulator als Trainingswerkzeug
3.3 Software und Services für stetig
aktuelle Digitale (Informations-)
Zwillinge in der kritischen
Infrastruktur.
Die Erstellung eines „Digitalen (Informations-)Zwillings
ist ein ebenso aufwändiger
wie lohnender und manchmal unumgänglicher
Vorgang. Doch wie die Nachrichten verlieren
auch Informationen, mit der Zeit an
Wert, wenn diese nicht aktualisiert werden.
Um den „Digitalen Zwilling“ auf Stand zu
halten ist es wichtig in mit aktuellen Daten zu
versorgen, Dokumente zu aktualisieren, Dokumente
zu tauschen, wenn Umbauten stattfinden
oder Systeme, Bauteile Nebenanlagen
welche inaktiv sind zurückgebaut werden.
Diese Anforderung besteht gesetzlich für jedes
Dokumentationskonzept einer verfahrenstechnischen
Anlage, unabhängig ob
dieses traditionell analog oder eben in Form
eines digitalen Zwillings vorliegt. Allerdings
bietet der digitale Zwilling hier riesige Vorteile,
was die Ausführung, Implementierung
und Verfügbarkeit der aktualisierten Information
anbelangt.
Die damit verbundene Arbeit kann durch
ein eigenes technisches Büro oder über ein
virtuelles technisches Büro erfolgen.
Nach Abschluss der Arbeiten, beginnet die
Pflege des digitalen Modells. Die Anlage und
deren Systeme sind stetigen Veränderungen
ausgesetzt. Es gibt Erneuerungen, Optimierungen
und Umbauten. Diese sich in der Realität
ereignenden Dinge müssen in den digitalen
Zwilling nachgezogen werden, um
diesen auf Stand zu halten.
Eine andere Möglichkeit ist die externe Vergabe
der Informationsaktualisierung an einen
Dienstleister, der durch einen virtuellen
Mitarbeiter des technischen Büros unterstützt
wird.
Definition eines durch den virtuellen Mitarbeiter
gestütztes technisches Büro:
––
KI-basierte Software-Lösung zur Musterund
Metadatenerkennung
––
Prüfung der Dateien auf Duplikate
––
Erfassung der Dateien in einem Anlageninformationssystem
––
OCR Erkennung aller Dateien
––
Leistungsstarke Volltextsuche
––
KKS Extraktion aus den Dateien
––
Bereitstellung aktueller, intelligenter und
interaktiver R&Is und Dokumente im HT-
ML-Format
4 Den „Digitalen Informationszwilling“
nutzen
Die Nutzungsmöglichkeiten eines „Digitalen
Zwillings“ sind vielschichtig. Folgend werden
einige dieser Möglichkeiten aufgezeigt.
Zusammengefasst beinhaltet der „Digitale
Zwilling“ im Nebenprodukt ein zentrales Informationssystem
für Anlagen Information
und Instandhaltungsplanung.
50 | vgbe energy journal 10 · 2022

Effiziente Wege zum Brownfield Reengineering
Durch die Software- und Plattformunabhängigkeit
können hier alle Informationen zusammenfließen.
Diese Merkmale beschreiben den softwarebasierten
Digitalen Zwilling für Instandhaltungsplanung:
––
Alle Informationen in einer zentralen
Plattform
––
Maschinen-, verfahrens- und leittechnische
Informationen in einem Portal
––
Vorschausuche mit visueller Darstellung
des „Fundorts“ in der Gestalt des digitalen
Abbilds
––
Informationen aus Betriebsführungssystem,
Leittechnik, Planzahlen, Auslegungsparametern,
zentral nutz- und weiterverwendbar
––
Aufgaben und Eskalationssystem für kritische
Anwendungen
––
Schichtbuch, Arbeitsfreigaben, etc.
––
Mängelmeldungen
––
Verwaltung wiederkehrender Aufgaben
––
Webbasierte Bereitstellung ohne Softwareinstallation
Feststellung Störung
Erstellen Stör-/Mängelmeldung
Besprechung Meldung/Vorgehen
Anlegen Reparatur-Auftrag
Freischaltung
Reparatur-Auftrag
Materialbeschaffung
Durchführung Reparatur
Aufhebung Freischaltung
Rolle
Betriebspersonal
lnstandhalter
4.1 Digitaler (Informations-)Zwilling
für Schulung durch den Einsatz
eines Simulators
Der Einsatz des Simulators in der Ausbildung
des Bedienpersonals ist heute noch
aktueller als vor 40 Jahren. Dünne Personaldecken,
hoher Automatisierungsgrad und
die durch Netzschwankungen bedingte, oft
dynamische Fahrweise moderner Anlagen
sind heute eher die Regel als die Ausnahme.
Die Mitarbeiter, die mehrere Jahre die Anlage
betrieben haben, sind jetzt nicht mehr
verfügbar.
Hier bietet die 1:1-Simulation eine Abkürzung
für den Bediener. Die in der Fachtheorie
erlernten Zusammenhänge werden an
der eigenen Anlage mit den gewohnten Bedienbildern
erlebt. Mitarbeiter können mit
Betriebssituationen konfrontiert werden,
die nur selten im Normalbetrieb vorkommen.
Sie können die Störungsbeherrschung
trainieren und gemeinsam mit den Fachabteilungen
das bestmögliche Verhalten für
jeden Betriebspunkt der eigenen Anlage
durchdenken.
(Quelle Einsatzmöglichkeiten von anlagenspezifischen
1:1-Simulatoren für rostgefeuerte
Kraftwerke – Peter Lasch EcuSim)
Technischer Abschluss
Bild 10. Zusammenhänge in der Instandhaltung – Visualisierung der Freischaltungsplanung
im R&I.
4.2 Nutzung des digitalen
(Informations-)Zwillings in der
Instandhaltungsplanung
Der wohl offensichtlichste Zweck des digitalen
Zwillings ist die Nutzung aller vorhandenen
Informationen zur Instandhaltungsoptimierung.
Ein auf diesen Informationen basierendes
digitales Abbild ermöglicht echte
Instandhaltung 4.0 und anwendbare „predictive
maintenance“. Der Digitale Zwilling
ist Basis einer Instandhaltungsplanung und
aller weiteren Vorgänge in Bezug auf die Anlage
und die Aufgaben, die für deren Betrieb
notwendig sind.
4.3 Digitaler (Informations-)Zwilling
für Stör- und Mängelmeldung,
Arbeitserlaubnis,
Behälterbefahrschein,
Sicherungsschein und
Freischaltung
Die Stör- und Mängel-Meldung bzw. deren
Beseitigung erfolgte und erfolgt, in manchen
Anlagen, teilweise immer noch verbal
oder nur teildokumentiert.
Über lange Zeit wurde Wissen um diese Vorgänge
von einem Mitarbeiter zum anderen
weitergegeben oder bei der Inbetriebnahme
vermittelt.
Bei der Erstellung eines digitalen (Informations-)Zwillings
steht der Zweck der Anwendung
nach Fertigstellung im Fokus. Somit ist
es unerlässlich sich mit der Identifizierung
des benötigten Wissens in den Prozessen des
täglichen Betriebes, bzw. für die Wiederinbetriebnahme
zu befassen.
Zusätzlich dazu werden die erforderlichen
Rollen der Mitarbeiter, die die gestellten
Aufgaben später erfüllen können müssen,
benötigt.
Die untere Abbildung zeigt die Prozesse und
Rollen und die dafür benötigten Daten und
Dokumente, sowie die Visualisierung eines
R&Is zur Freischaltungsplanung (B i l d 10 ).
Arbeitsausführung
ohne
Freigabeverfahren
nein
nein
geplante Arbeit
Sicherungsmaßnahme
notwendig?
ja
Festlegung der Sicherungsmaßnahmen
(Sim)
Zustimmung zur
Durchführung der SIM
Durchführung der SIM
Freischaltung
Befahrerlaubnis
Feuererlaubnis
Strahlenschutz
Arbeitserlaubnis
Arbeitsfreigabe vor Ort
Durchführung der Arbeit
Funktionsprüfung
notwendig?
ja
Arbeitsunterbrechung
und Rückgabe
der Arbeitserlaubnis
Aufhebung der
Freischaltung
Funktionsprüfung
erfolgreich?
ja
Fertigmeldung der Arbeit
Aufhebung der SIM
Aufhebung der
Arbeitserlaubnis
Herstellen der
Betriebsbereitschaft
Bild 11. Workflow für eine Freischaltung,
Beispiel.
nein
vgbe energy journal 10 · 2022 | 51

Effiziente Wege zum Brownfield Reengineering
4.3.1.1 Störungsmeldung
Störungen werden nicht nur aufgenommen,
sondern aufbereitet und sofort an alle zuständigen
Bearbeiter im Unternehmen und
ggf. auch an Auftraggeber oder Dienstleister
weitergeleitet. Bei der Aufnahme von Mängeln
und Störungen können neben Texten
auch Fotos, Unterschriften, Spracheingaben
und GPS-Koordinaten erfasst werden.
Wer wann die Störung erfasst hat, ist jederzeit
nachvollziehbar. Erfasste Mängel können
in zu erledigende Aufgaben umgewandelt
werden und unterliegen dann dem normalen
Workflow.
4.3.1.2 Freischaltung (elektrisch)
Um z.B. einen Motor zu wechseln, muss dieser
Freigeschaltet werden. Das bedeutet, der
Gruppenleiter E-Technik muss in der Planung
„Freischaltung/Schaltauftrag“ erforderlich
wählen. Das intelligente System
kann die Freischaltung/Schaltauftrag direkt
bei der Arbeitserlaubnis in den Workflow
anhängen ( B i l d 11 ).
4.3.2 Variable Datenstrukturen für
digitales Formularwesen
Ein Großteil dieses Artikels beschäftigt sich
mit der Überführung analoger statischer Daten
in den digitalen Zwilling. Das prozessbezogene
Formularwesen stellt die digitale
Entsprechung vormals analoger Arbeitsscheine
dar. Auch hier werden etablierte
Prozesse inklusiver deren analoger Entsprechungen
in die digitale Welt überführt.
Beispiele hierfür sind:
––
Mängel und Störungen werden nicht nur
aufgenommen, sondern digital aufbereitet
und sofort an alle zuständigen Bearbeiter
im Unternehmen und ggf. auch an
Auftraggeber oder Dienstleister weitergeleitet.
––
Bei der Aufnahme von Mängeln und Störungen
können neben Texten auch Fotos,
Unterschriften, Spracheingaben und GPS-
Koordinaten im digitalen Schein erfasst
werden.
––
Wer wann den Mangel / die Störung erfasst
hat, ist jederzeit nachvollziehbar.
Erfasste Mängel können in zu erledigende
Aufgaben umgewandelt werden und unterliegen
dann dem normalen Workflow.
Mangelbeschreibungen können (auch)
als PDF abgerufen und an Externe zu Bearbeitung
weitergegeben werden.
4.3.2.1 Mängelmeldung
Die Mängelmeldung beschreibt einen Mangel
an einem Bauteil oder System. Die Definition
und der Einsatz sind, von Anlage zu
Anlage, unterschiedlich aber in großen Teilen
inhaltlich ähnlich.
Deshalb ist bei der Wahl des Werkzeugs auf
Flexibilität zu achten. Es muss jederzeit
mehrdimensional angepasst, um auf die Anforderungen
der jeweiligen Anlage optimiert
werden zu können.
Beispielhafter Ablauf:
Mängelmeldung (MM) fortlaufend (Nummerierung
automatisiert vom System generiert
und verwaltet)
––
Schichtleiter meldet einen Mangel anhand:
––
einer KKS (Katalog),
––
einem Freitextfeld,
––
Linie,
––
Priorität,
––
Zustand,
––
Betriebseinschränkung
und wählt die betroffene Disposition z.B.
E-Technik oder M-Technik aus. (alle Felder
frei konfigurierbar)
––
Der Schichtleiter speichert die MM.
––
Die MM wird in der Systemdatenbank angezeigt,
sodass nach E-Technik/M-Technik
gefiltert und der entsprechende Gruppenleiter
darauf eine Arbeitserlaubnis planen
kann.
––
Systembenachrichtigung an den entsprechenden
Gruppenleiter
4.3.2.2 Erstellung Arbeitserlaubnis
Arbeitserlaubnis (AE) fortlaufend (Nummerierung
automatisiert vom System generiert
und verwaltet)
––
Arbeitserlaubnis in Planung (1.Step =
Status: In Planung)
Wird durch z. B. Gruppenleiter E-Technik
oder M-Technik erstellt
Der Gruppenleiter E-Technik filtert nach
seiner Disposition und ihm werden alle
vorhandenen MM angezeigt oder hat diesen
Filter als „Default“ eingestellt.
––
Er ruft die MM auf und kann direkt über
einen Button „Arbeitserlaubnis erstellen“
zum nächsten Punkt springen.
Hier zeigt das System direkt die MM-Nr.,
KKS, KKS-Bezeichnung sowie Linie und
Ort der vorherigen MM an.
––
Das System erstellt eine Arbeitserlaubnisnummer
(AE)
––
Als nächstes wird vom Gruppenleiter E-
Technik festgelegt welche Maßnahmen
ergriffen werden müssen, um den Mangel
zu beseitigen.
––
Z.B. „Motor wechseln“.
––
Er kann sich direkt die Dokumentation
(über einen Button) aufrufen, um ggfs.
ein R&I oder Betriebsanleitung zu lesen.
––
Darüber hinaus muss er festlegen, welche
Gefahren bei den Arbeiten herrschen. Aktuelle
Gefährdungsbeurteilungen und Betriebsanweisungen
kann er zur Arbeitserlaubnis
hinzufügen. Das kann jeweils
eine, oder mehrere sein.
––
Um den o.g. Motor zu wechseln, muss dieser
Freigeschaltet werden.
––
Das bedeutet, der Gruppenleiter E-Technik
muss in der Planung „Freischaltung/
Schaltauftrag“ erforderlich wählen.
––
Das System hängt die Freischaltung/
Schaltauftrag direkt bei der Arbeitserlaubnis
in den Workflow.
––
Der Gruppenleiter E-Technik informiert
den Pförtner über einen möglichen
Dienstleister und die Schichtleiter per
Mail über die auszuführenden Arbeiten
anhand der AE-NR.
––
Erteilung Arbeitserlaubnis (2. Stepp =
Status: In Bearbeitung)
Wird durch Schichtleiter erstellt
––
Der Schichtleiter ruft beim Eintreffen
des Dienstleisters die AE in der Datenbank
auf kontrolliert die geplanten Arbeiten
und ergänzt diese ggfs. da er den
aktuellen Anlagenzustand beurteilen
kann.
––
Ist der Schichtleiter mit den geplanten
Maßnahmen einverstanden, wird er die
geplante Freischaltung des Motors veranlassen.
Hierbei muss das Protokoll
„Freischaltung“ mit Vermerk zur MM
und AE genutzt werden. Erst wenn die
Freischaltung durchgeführt, dokumentiert
und in der Arbeitserlaubnis vermerkt
wurde, kann er die Arbeiten für
den Dienstleister ausdrucken und freigeben.
Die PDF beinhaltet die Arbeitserlaubnis, alle
Betriebsanweisungen, Gefährdungsbeurteilungen
und mitgeltende Freigaben. Die technische
Dokumentation nicht.
Dieses komplette PDF kann zur KKS als Reiter
„Arbeitsfreigaben“ in der Datenbank gespeichert
werden.
––
Freigabe Arbeitserlaubnis (3. Stepp = Status:
Freigabe)
Wird durch die Schichtleiter veranlasst:
––
Alle geplanten Maßnahmen werden
umgesetzt. Der Motor wurde getauscht.
––
Der Dienstleister meldet die Arbeiten
als abgeschlossen.
––
Als nächster Schritt erfolgt die Zuschaltung
des Motors. Dies veranlasst wieder
der Schichtleiter.
––
Daraufhin erfolgt ein Probelauf. Verläuft
dieser positiv, kann der Dienstleister
sich abmelden
––
Der Schichtleiter erklärt die Anlage
wieder für betriebsbereit.
––
Abschluss Arbeitserlaubnis (4. Stepp =
Status: Abgeschlossen)
Der Schichtleiter meldet die Arbeitserlaubnis
als „abgeschlossen“. Die MM wird
als „abgeschlossen“ automatisch vom System
übernommen.
4.3.2.3 Behälterbefahrschein -
Befahrerlaubnisschein
Der Behälterbefahrschein ist notwendig um
in Behältern und engen Räumen (sind allseits
oder überwiegend von festen Wandungen
umgebene Bereiche, in denen aufgrund
ihrer räumlichen Enge, von zu geringem
Luftaustausch oder der in ihnen befindlichen
bzw. eingebrachten Stoffe, Gemische,
Verunreinigungen oder Einrichtungen besondere
Gefährdungen bestehen oder entstehen
können, die über das üblicherweise
an Arbeitsplätzen herrschende Gefahrenpo-
52 | vgbe energy journal 10 · 2022

20 >
Umschlag S-831-00-2015-05-DE_A3q.indd 1 13.10.2015 14:13:55
< 20 >
Umschlag S-831-00-2015-05-DE_A3q.indd 1 13.10.2015 14:13:55
Effiziente Wege zum Brownfield Reengineering
tenzial deutlich hinausgehen) arbeiten zu 4.3.3 Digitaler Informationszwilling bei Diese Dinge haben sich durch die Erstellung
können. Auch Bereiche, die nur teilweise der Revisionsplanung
des „Digitalen Zwillings“ verändert:
von festen Wandungen umgeben sind, in denen
sich aber aufgrund der örtlichen Gegebenheiten
oder der Konstruktion Gefahr-
Zur Steigerung der Effizienz in der Revisionsplanung
soll das Anlegen von Arbeitsaufrenen
Fachkräfte-Pool
Remote-Zugriff auf einen langjährig erfah-
VGB-Standard
stoffe ansammeln können bzw. Sauerstoffmangel
entstehen kann, sind enge Räume
trägen vereinfacht werden. Hierzu kann auf ––
Aktuelle und schnelle Informationsverfügbarkeit
durch AVIS.WEB
die Inhalte und Erfahrungswerte der letzten
im Lieferung Sinne dieser Regel. der Technischen Dokumentation
Revisionen zugegriffen werden.
––
Risikominimierung der Betriebsführung:
––
Revisionshistorie, Sicherstellung der Aktualität
der Dokumentation
(Technische Anlagendaten, Dokumente)
Zur Einhaltung und Kontrolle der dafür geltenden
für Anlagen Bestimmungen der dient Energieversorgung
der Behälter-
Zum Beispiel können hier auf Mustervorlagen,
Arbeitserlaubnisse repliziert und Vorgänge
digital erstellt, die dann real abgearbefahrschein.
––
Verbesserung der Datenqualität, VGB-Standard Reduzierung
von Fehlerquellen, Lieferung der Vermeidung Technischen von
Ausgabe/edition 2015 – VGB-S-831-00-2015-05-DE
beitet werden.
Dokumentation
4.3.2.4 DIN A4, Sicherungsschein
58 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der € 420,–, für Nicht mit glie der € 630,–, + Ver sand kos ten und MwSt. Mehrfachbearbeitung (Technische und Anlagendaten, Redundanzen
Dokumente) für DIN A4, 58 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 420.–, for In non der mem Revisionsübersicht € 630.–, plus VAT, sind ship ping alle and abzuarbeiten
deren Tätigkeiten Teilanlagen inkl. und Arbeitserlaubnis,
deren einzelnen Ausrüstungen schnelle Lokalisierung aller für die Anlage
hand ling. ––
Höhere Anlagenverfügbarkeit der Energieversorgung durch
Instandhaltungsarbeiten Mit der Lieferung von Anlagen dürfen der grundsätzlich
(Bauteile) erst dann im Rahmen beginnen, von wenn Projekten man und Gefähr-
bei Einzelaufträgen Sicherungsschein ist auch die usw. Lieferung hinterlegt. der Diese relevanten Informationen
Energieversorgung,
dungen für die durch Betriebsführung gefahrbringende und Instandhaltung Bewegungen
ausschließen kann.
Durch immer schwierigere, kalkulierbare
erforderlichen werden Dokumentation behandelt wie verknüpft. eine AE.
VGB-S-831-00-2015-05-DE
Diese ist erforderlich, um einen sicheren und wirtschaftlichen Betrieb der Energieversorgungsanlagen
zu gewährleisten.
Einflüsse auf unser tägliches Leben ist vorausschauendes
Handeln ein Faktor des Er-
Ein unbefugtes, irrtümliches und unerwartetes
5 Resümee
Während der Lieferumfang der Energieversorgungsanlagen bei Projekten präzise
beschrieben
Ingangsetzen
ist, bestehen
gefahrbringender
hinsichtlich der
Bewegung
kann nur durch Ausschalten und Ab-
zu liefernden Die Einsatzmöglichkeiten Dokumentation oft erhebliche
folgs und der Planbarkeit.
l
von digitalen
VGB PowerTech e.V. Fon: +49 201 8128 – 0
Klinkestraße 27-31 Fax: +49 201 8128 – 329
45136 Essen
www.vgb.org
Unterschiede zwischen den Erwartungen der Auftraggeber
schließen des Hauptschalters ausgeschlossen
werden.
Zwillingen
und
sind
den
vielseitig,
tatsächlichen
die von digitalen
Lieferungen der Auftragnehmer.
Zwillingskonzepten schier unbegrenzt, so
Dies liegt zum Teil an nicht vorgeschriebenen Dokumentationsstrukturen, an den nicht festgelegten Lieferumfängen der Dokumentation und des
dass ich die Frage kaum mehr stelle, ob ein
Weiteren an der Begriffsvielfalt bei der Beschreibung der Dokumentationen.
Dies bedeutet: Alle Beschäftigten müssen ein digitaler Zwilling realisiert werden sollte
eigenes
Zweck
Schloss
dieses VGB-Standards
haben. Für dieses
ist Festlegung
Schloss
eines Rahmens für:
sondern eher wann.
darf – Dokumentationsinhalte es nur einen passenden (Bedarf Schlüssel an Dokumenten geben. und Daten) – Dokumentationsstruktur und -form
Ein – Kennzeichnung Ersatzschlüssel von kann Dokumenten vorhanden sein,
Der Zeitpunkt – Zuordnung der Realisierung von Dokumenten sollte so gewählt
sein, dass sich im besten Falle die
zu Referenzkennzeichen (KKS, RDS-PP ® )
muss jedoch für andere Beschäftigte unzugänglich
aufbewahrt werden (z.B. bei der
– Lieferfristen, Übergabe- und Übernahmeprozedur – Anlagenbeschilderung.
Knowhow Träger noch aktiv im Unternehmen
befinden.
Mit der überarbeiteten Fassung des VGB-Standards VGB-S-831-00 (vormals VGB-R 171) aus dem Jahre 2010 wurde den oben genannten
zuständigen Produktionsleitung oder beim
Forderungen entsprochen. Die Erfahrungen der Anwendung verlangten jedoch eine weitere Präzisierung der Vorgaben und die explizite
zuständigen Integration des Meister Themas oder der bei Lieferung der Meisterin). von Technischen Das es Anlagendaten möglich ist als in zunehmend einem guten bevorzugten Kostennutzen
erfolgt Verhältnis weitgehend einen entsprechend digitalen Zwilling
Gegenstand der Dokumentation.
Wenn Die Klassifizierung das nicht gewährleistet der Technischen ist, besteht Anlagendaten die
Möglichkeit, internationalen dass Normen, eine Person wobei die eine Schlösser weitere Standardisierung für eine Bestandsanlage in Zusammenarbeit zu erstellen mit eCl@ss hat dieses
mit Beispiel dem Hauptverband gezeigt. der Bauindustrie e.V. und dem VGB-Fachausschuss „Bautechnik“
e. V. vorgenommen wird.
der Die Kollegen Belange der und Bautechnik Kolleginnen wurden öffnet, in Absprache die
dann berücksichtigt. wiederum gefährdet sein können.
Die speziellen Anforderungen der Windenergie für ihre Energieversorgungsanlagen sind in die vorliegende Fassung eingeflossen.
* Für Ordentliche Mitglieder des VGB ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.
VGB PowerTech Service GmbH
Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany
Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop
VGB-Standard
Lieferung der Technischen Dokumentation
(Technische Anlagen daten, Dokumente)
für Anlagen der Energieversorgung
Ausgabe/edition 2015 – VGB-S-831-00-2015-05-DE VGB-S-831-00-2015-05-EN)
DIN A4, 114 Seiten, Preis für Mit glie der des vgbe € 420,–, für Nicht mit glie der € 630,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
Mit der Lieferung von Anlagen der Energieversorgung, deren Teilanlagen und deren einzelnen Ausrüstungen
(Bauteile) im Rahmen von Projekten und bei Einzelaufträgen ist auch die Lieferung der für die
Betriebsführung und Instandhaltung erforderlichen Dokumentation verknüpft. Diese ist erforderlich,
um einen sicheren und wirtschaftlichen Betrieb der Energieversorgungsanlagen zu gewährleisten.
Zweck dieses VGB-Standards ist die Festlegung eines Rahmens für:
Dokumentationsinhalte (Bedarf an Dokumenten und Daten), Dokumentationsstruktur und -form,
Kennzeichnung von Dokumenten, Zuordnung von Dokumenten zu Referenzkennzeichen (KKS, RDS-
VGB-Standard
Lieferung der Technischen
Dokumentation
(Technische Anlagendaten,
Dokumente) für Anlagen
der Energieversorgung
VGB-S-831-00-2015-05-DE
VGB PowerTech e.V. Fon: +49 201 8128 – 0
Klinkestraße 27-31 Fax: +49 201 8128 – 329
PP ® ), Lieferfristen, Übergabe- und Übernahmeprozedur, Anlagenbeschilderung.
45136 Essen
www.vgb.org
Mit der überarbeiteten Fassung des VGB-Standards VGB-S-831-00 (vormals VGB-R 171) aus dem Jahre
2010 wurde den oben genannten Forderungen entsprochen. Die Erfahrungen bei der Anwendung verlangten jedoch eine weitere
Präzisierung der Vorgaben und die explizite Integration des Themas der Lieferung von Technischen Anlagendaten als zunehmend bevorzugten
Gegenstand der Dokumentation. Die speziellen Anforderungen der Windenergie für ihre Energieversorgungsanlagen sind
in die vorliegende Fassung eingeflossen.
vgbe energy journal 10 · 2022 | 53

Analysis of VERA core physics
benchmark problems with
DRAGON5 and DONJON5
computer codes
Amjad Ali, Meer Bacha, Ghayoor Ahmed, Umer Ali, Nadeem Shaukat and Rustam Khan
Abstract
Analyse der Kern-Benchmarks VERA
mit den Computercodes DRAGON5 und
DONJON5
In diesem Beitrag wird die Validierung der
Open-Source-Codes DRAGON5 und DON-
JON5 für Druckwasserreaktoren (DWR) anhand
von Benchmark-Problemen der virtuellen
Umgebung für Reaktoranwendungen
(VERA) für die Kernphysik vorgestellt. Ziel
dieser Studie ist die Validierung dieser Codes
vor der Analyse des Reaktorkerns und des
Brennstoffmanagements von in Betrieb befindlichen
Kernkraftwerken. Bei den für diese
Studie durchgeführten Analysen handelt es
sich um 2D-Brennstabzellen, Brennelemente
mit und ohne Steuerstäbe (Ag-In-Cd) und abbrennbarem
Neutronengift (Borosilikatglas
und Gadolinium) sowie um den Erstkern bei
Authors
Amjad Ali
Meer Bacha
Ghayoor Ahmed
Umer Ali
Rustam Khan
Department of Nuclear
Engineering
Pakistan Institute of Engineering
and Applied Sciences
Islamabad, Pakistan
Nadeem Shaukat
Center for Mathematical Sciences
Pakistan Institute of Engineering
and Applied Sciences
Islamabad, Pakistan
heißem Nullleistungsbetrieb (HZP). Die
Benchmark-Probleme wurden auf der Grundlage
der Kernkonfiguration und der Berechnungsanforderungen
von in Betrieb befindlichen
Kernkraftwerken ausgewählt. Die Kerndatenbibliothek
mit 281 Gruppen, die auf
ENDF/B-VII-0 ausgewerteten Kerndatendateien
basiert, wird für die Analysen verwendet.
Bei den 2D-Rechungen wird ein Anstieg
von k eff mit dem Anstieg der Brennstofftemperatur
beobachtet. Die maximale Reaktivitätsdifferenz
beträgt -263 pcm bei 1200 K.
Ein ähnlicher Trend wird bei den Gitterproblemen
beobachtet, mit einer maximalen Reak
tivitätsdifferenz von -303 pcm bei 1200 K
Brennstofftemperatur. Der relative Fehler in
den Leistungsverteilungen unter Verwendung
des DONJON5-Computercodes für das
Gitter beträgt ~3 %, während die unkontrollierten
und AIC (Ag-In-Cd) kontrollierten
Viertelkernauswertungen ~2,8 % bzw.
~6,6 % betragen. Die Übereinstimmung
mit der Referenz gilt als Nachweis für die Anwendung
dieser Codes auf derzeit in Betrieb
befindliche kommerzielle Leistungsreaktoren.
l
This paper presents the validation of open
source codes DRAGON5 and DONJON5 for
Pressurized Water Reactors (PWRs) through
Virtual Environment for Reactor Applications
(VERA) core physics benchmark problems.
The objective of this study is to validate these
codes prior to reactor core analyses and incore
fuel management of Pakistan’s operating
Nuclear Power Plants (NPPs). The analyses
performed for this study, are 2D pin cell, assemblies
with and without control rods (Ag-
In-Cd) and burnable poison (borosilicate glass
and gadolinium) as well as the initial startup
core at Hot Zero Power (HZP). The benchmark
problems have been selected based on the core
configuration and calculation needs of the operating
NPPs. The 281-group nuclear data library
based on ENDF/B-VII-0 evaluated nuclear
data files are used in the analyses. An
increase in k eff is observed with the rise in fuel
temperature in the pin cell problems. The maximum
reactivity difference is -263 pcm at
1200 K. Similar trend is observed in the lattice
problems, with the maximum reactivity difference
of -303 pcm at 1200 K fuel temperature.
The relative error in power distributions using
DONJON5 computer code for lattice is ~3 %
while the uncontrolled and AIC (Ag-In-Cd)
controlled quarter core problems is ~2.8 %
and ~6.6 % respectively. The agreement with
reference provides a valid justification for the
application of these codes to currently operating
commercial power reactors.
1 Introduction
Reactor Core Simulations are extensively
used to predict the neutronic behavior of the
reactor core for the safe and economical operation
of nuclear Power Plant. Numerical
methods applied are broadly classified as
Stochastic (or Monte Carlo) and Deterministic
methods. Stochastic methods provide accurate
results but are prohibitive in terms
computational costs for commercial applications.
Deterministic methods are therefore
applied to produce quick and multiple results
with reasonable accuracy.
Deterministic approach can be applied as
single step complete core calculations in
transport theory like nTRACER based on
subgroup as well as equivalence theory
method developed by Reactor Physics Laboratory
at Seoul National University, South
Korea [Jung, Shim et al. 2013, Bacha and
Joo 2015] or in two steps approach with assembly
calculations in transport theory followed
by core using diffusion equation. Due
to large computation time and memory requirement
involved in single step, normally
two step procedure is adopted for practical
calculations. DRAGON5 [G, Hébert et al.
2021] and DONJON5 [Hébert, Sekki et al.]
have been developed by École Polytechnique
de Montréal, Canada for application
of two-step procedure.
The study presented is aimed at validation
of DRAGON5 and DONJON5 codes for subsequent
use on GEN-II and GEN-III core calculations
of commercial PWRs. DRAGON5
54 | vgbe energy journal

Analysis of VERA core physics benchmark problems
has a modular structure and offers multiple
solvers for the neutron transport equation
on 1D or 2D geometry with different boundary
conditions. DONJON5 employs diffusion
and SPn solution schemes [Hebert,
1987] with ability to handle detailed modeling
such as thermal-hydraulic feedback
through THM module. For lattice calculations,
scheme of Canbakan and Hebert 2015
is used. To produce improved multi-group
cross sections for core calculation, B1 leakage
including homogenization and condensation
procedure have been considered.
Two-step flux computation are carried out
using Method of Characteristics (MOC) on
detailed geometry instead of collision probability
method [Hebert, 2020] for fast calculations.
The self-shielding methods incorporated
as sub-group method as well as the
equivalence theory method [Lamarsh and
Baratta 2001].
DRAGON and DONJON computer codes
have been validated on different core configuration
including PWRs. BEAVRS benchmark-initial
core at Hot Zero Power (HZP)
conditions [Horelik, Herman et al. 2018].
For typical PWRs core configuration DRAG-
ON5 and DONJON5 have been applied to
find criticality, axial and radial power distributions
[Sukarno 2021]. To perform comparative
studies for conversion from high
enriched uranium (HEU) to low enriched
uranium (LEU) in the reactor MNSR using
DRAGON4 [Al Zain, El Hajjaji et al. 2018].
For the analyses of IAEA benchmark titled
in-core fuel management code package validation
for WWERs [Rooijen, Khan et al.
2017]. to perform burnup dependent analysis
of plate type research reactors [Liu, Wang
et al. 2015]. For the assessment in predicting
pin power reconstruction and form factors
as lattice code [Grgić, Ječmenica et al.
2012]. Validation to perform the fuel depletion
on UO2 pin cell for prediction of infinite
multiplication factor, isotopic inventories
and activities [Al Zain, El Hajjaji et al. 2021].
the effect of asymmetric assemblies and different
reflectors [Fröhlicher, Salino et al.
2021], Nuclear Heat Reactor NHR-5 [El
Yaakoubi, Boukhal et al. 2021] are studied
earlier to benchmark or validate the codes
for various problem scenarios. To validate
DRAGON5 and DONJON5 computer codes
for application on PWRs from pin cell to core
configurations including different burnable
poison rods, Virtual Environment for Reactor
Applications (VERA) core physics benchmark
set of problems provides an excellent
reference.
The VERA Benchmark [Godfrey 2014] consists
of a series of Core Physics Progression
problems for Pressurized Water Reactor.
The VERA benchmarks comprise of the twodimensional
(2-D) pin cell problems at fixed
temperature, various 2-D lattice assembly
for different configurations as well as initial
startup core i.e., Hot Zero Power (HZP)
quarter core problem and three-dimensional
(3-D) hot full power (HFP) core depletion
problem. The benchmarks were proposed by
the Consortium for Advanced Simulation of
Light water reactors (CASL) to assist nuclear
software and methods developers and analysts
in assessing capabilities needed to
model LWR cores. In addition to problem
specification, reference solutions by continuous
energy Monte Carlo code KENO-VI are
also provided.
2 Computer codes
In this study for pin cell and fuel assembly
lattice calculation the DRAGON5 and for
core calculation the DONJON5 code is used.
The calculations have been performed at
Hot Zero Power operating conditions with
multi-group cross-sections (XSs) libraries
based on ENDF/B-VII.0.
2.1 DRAGON5
28 1 group Multi-group
Library (DRAGLIB)
Self-Shielded
Library
Next Bum up Step
USS:
FLU:
Multi cell Flux
Calculation
Energy
Condensation
(26 groups)
2 nd Level MOC
Flux Calculation
Condensation (2 groups)
Fuel Burn up
Database (COMPO)
Micro Lib Updated for
1 st Level
Fig. 1. Flow chart of calculation procedure.
The lattice code DRAGON5 is a deterministic
lattice computer code to solve the neutron
transport equation using collision probability
(CP) as well as Method of Characteristics
(MOC) to generate few-group
constants for later use in core calculations.
The DRAGON5 computer code consists
of a set of modules connected through
the GAN generalized driver Branch calculations
for moderator temperature, fuel
temperature, moderator density, boron concentration,
burnup and control variations
to accommodate the various core conditions.
DRAGON5 lattice computer code performs
the multi-dimensional, multi-group resonance
self-shielding calculations and neutron
flux calculations considering the neutron
leakage. It also performs transporttransport
or transport-diffusion calculations
and isotopic depletion calculations
[G, Hébert et al. 2021].
2.2 DONJON5
DONJON5 is a modular deterministic code
used for 3-dimensional core calculation developed
by École Polytechnique de Montréal
in Canada. The DONJON5 computer code
consists of a set of modules connected
through the GAN generalized driver [Roy
and Hébert 2000]. It solves the neutron diffusion
equations in few groups for core cal-
FLU:
Tracking
Tracking
Tracking
Simple
Geometry
Level1
Geometry
Level2
Geometry
vgbe energy journal 10 · 2022 | 55

Analysis of VERA core physics benchmark problems
culations using nodal technique. The database
for inventory and few group constants
for different core conditions are generated
by lattice computer code DRAGON. Various
modules are used in DONJON, mainly GEO:
to generate the geometry of a reactor and to
define the spatial locations of the reactor
material mixtures. TRIVAT: module is used
for 3-Dimensional numerical discretization
or tracking of the reactor geometry. TRIVAA:
is used to calculate the set of system matrices
with respect to the previously achieved
tracking information and FLUD: for numerical
solution to an eigenvalue problem. MA-
CINI: module is used to create an expanded
MACROLIB by combining the material properties
found in the two separate MACROLIB
objects. NCR: module is used for interpolation
of the nuclear properties from a previously
generated database. The flux and
power distributions, flux ratios relative to
thermal energy-group fluxes, mean, power
density and form factors over the reactor
core are computed and printed using FL-
POW: module.
3 Methodology
In this work, the two-level scheme as depicted
in F i g u r e 1 is implemented, which reduces
the execution time considerably for
the generation of database of multi-parameters.
In this methodology the first level flux
is calculated with interface current approximation
using GEO: module. Using the nuclear
data and tracking files to perform resonance
self-shielding calculation. The selfshielding
has been performed by the USS:
module which uses the sub-group method.
The 281 groups energy mesh are then used
for flux calculations using interface current
(IC) technique. In the second level, flux is
calculated by solving the neutron transport
equation based on Method of characteristics
(MOC) with 26 energy groups. SPH equivalence
method is used due to cross sections
collapsing, to correct the expected loss of accuracy
after the collapsing to 26 energy
groups, second level MOC flux calculation is
performed. Using this method convergence
at this level is achieved quickly because of
considering the first level flux as a starting
flux.
Level one tracking is performed on first level
geometry and the then the tracking is performed
on the second level geometry using
SYBILT: module. The SYBILT: module is
used for one-dimensional geometries
(plane, cylindrical or spherical) and interface
current tracking inside heterogeneous
block while for assembly tracking EXCELT:
NXT: modules are used. The PSP: module
generates a digital image of the geometry.
The maximum number of regions (MAXR)
to be considered during DRAGON5 calculation
was taken as 500, and the maximum
amount of memory required (MAXZ) to
store the integration line was taken as
1,000,000.
4 Results and discussion
The results obtained from DRAGON5/DON-
JON5 code for VERA benchmark problems
are presented and compared with the reference
results obtained by KENO-VI. The
benchmarks selected to be analyzed are
Problem # 1, Problem # 2 and Problem # 5
ranging from 2-D pin cell through assembly
and the quarter core problem. Problem
identifications have been kept same as
source for easy referencing. The detailed description
of the problems and their comparison
with the reference are given as follows:
4.1 Problem #1: 2D HZP BOC pin
cell problem
In this section the pin-cell problem of VERA
benchmark is analyzed and the multiplication
factors are compared with reference
value obtained by KENO-VI. In this problem
multiple cases (1A through 1D) of 2-D pincell
are modeled. In the pin cell, UO 2 fuel
with Zircaloy-4 clad and borated water as
Tab. 1. keff calculations for pin cell problem.
Problem
ID
Moderator
Density
(g/cc)
Fuel
Temperature
(K)
moderator are used, and there is a helium
gap between the fuel and clad material. The
fuel temperature of pin cell is increased from
565 K to 1, 200 K (1A-1D) in successive cases
[Godfrey 2014]. As shown in Ta b l e 1 , the
DRAGON5 and KENO-VI solutions for all the
cases are in good agreement. It is observed
that the maximum relative error is -263 pcm
which is quite favorable agreement with reference
value.
4.2 Problem #2: 2D HZP BOC fuel
assembly
The second problem analyzed in this paper
is lattice calculations of various VERA assemblies.
The assemblies consist of 17x17
lattice structure with 264 fuel pins, 24 guide
thimbles and one instrumentation thimble.
The fuel material is UO 2 and the material for
guide thimble clad is Zircaloy. The control
rods and Pyrex rods materials, in this case,
are AIC (Silver, Indium and Cadmium) and
borosilicate glass respectively [Godfrey
2014]. Ten (10) out of sixteen (16) fuel as-
KENO-VI
keff
DRAGON5
∆ρ
(pcm)
1A 0.743 565 1.18704 ± 0.000054 1.18560 -102
1B 0.661 600 1.18215 ± 0.000068 1.18071 -103
1C 0.661 900 1.17172 ± 0.000072 1.16903 -197
1D 0.661 1200 1.16260 ± 0.000071 1.15905 -263
Tab. 2. Calculation conditions for assembly problem.
Problem ID Description Moderator
Temperature
2A
2B
2C
2D
2E
2F
2G
2K
2O
2P
No poisons
12 Pyrex
24 Pyrex
24 AIC
Zoned + 24 Pyrex
12 Gadolinia
24 Gadolinia
Tab. 3. Results for fuel assembly problems.
Fuel
Temperature
Moderator
Density
565 K 565 K 0.743 g/cc
600 K
600 K
900 K
1200 K
0.661 g/cc
600 K 0.743 g/cc
Assembly Description keff ∆ρ
(pcm)
KENO-VI
DRAGON5
2A No poisons 1.18218 ± 0.000017 1.17881 -242
2B No poisons 1.18336 ± 0.000024 1.17972 -261
2C No poisons 1.17375 ± 0.000023 1.16992 -279
2D No poisons 1.16559 ± 0.000023 1.16149 -303
2E 12 Pyrex 1.06963 ± 0.000024 1.07025 54
2F 24 Pyrex 0.97602 ± 0.000026 0.97889 301
2G 24 AIC 0.84770 ± 0.000025 0.84533 -330
2K Zoned + 24 Pyrex 1.02006 ± 0.000025 1.02188 175
2O 12 Gd 1.04773 ± 0.000024 1.04663 -101
2P 24 Gd 0.92741 ± 0.000024 0.92656 -99
56 | vgbe energy journal 10 · 2022

Analysis of VERA core physics benchmark problems
Reference
Calsulated
% Error
Fig. 2. Comparison of relative power distribution for 2A assembly
Reference
Calsulated
% Error
Fig. 3. Comparison of relative power distribution for 2F assembly.
Reference
Calsulated
% Error
Fig. 4. Comparison of relative power distribution for 2G assembly
Reference
Calsulated
% Error
Fig. 5. Comparison of relative power distribution for 2K assembly.
semblies (FAs) with various configuration
and temperatures are analyzed. The calculation
conditions are given in Ta b l e 2 . Fuel
assemblies 2A to 2D are analyzed with varying
temperature conditions from 565 K to
1,200 K. The rest of problems have the same
temperature conditions (600 K). The simulated
results of various VERA assemblies are
given in Ta b l e 3 , which shows that the
maximum relative error in multiplication
factor is -330 pcm observed in 2G assembly.
It is clear from the comparison that error in
reactivity increases with increase in temperature
for no Pyrex assemblies and increase
in the number Pyrex rods. It is observed that
the maximum error is in AIC controlled assemblies.
For the Gadolinium (Gd) poisoned
assemblies, the reactivity difference is about
100 pcm, which is quite reasonable agreement
with reference value. The comparison
shows quite favorable agreement with the
reference which implies that DRAGON can
be confidently applied to two-dimension
Pressurized Water Reactors (PWRs) lattice
problems. The pin power distribution for the
varying temperature conditions (2A to 2D)
are calculated, but only the pin power distribution
for the no Pyrex assembly of 2A is
shown in F i g u r e 2 . In the no Pyrex cases,
the pin powers are close to the reference
with the maximum error of 0.34 %. The calculated,
reference power distribution and
percentage error for the assemblies with 12
and 24 Pyrex were evaluated. F i g u r e 3
show the relative error in assembly 2F (with
24 Pyrex rods). The percent relative errors
are in acceptable range with the maximum
value of 1.22 %. For the AIC controlled case,
the maximum underestimation is 2.75 % as
shown in F i g u r e 4 . For 2 K zoned assembly
with 24 Pyrex rods, the maximum overpower
estimation is 1.29 % as shown in F i g -
u r e 5 . In case of Gd based fuel, the 3.43 %
underestimation in power occurs in the Gd
pins in the assembly with 24 Gadolinia pins.
The pin power distribution for the Gd based
fuels show quite good agreement as shown
in Figure 6.
4.3 Problem #5-2D: 2D HZP BOC
Quarter Core
In this VERA benchmark, the HZP (Hot Zero
Power) two-dimensional reactor core is
analyzed to predict the criticality, power distribution
and control rod worth at BOL (Beginning
of Life) isothermal conditions. Ta -
b l e 4 shows the comparison of reactivity
for uncontrolled and controlled configuration.
The reactivity is underestimated in the
AIC controlled core by 663 pcm which is in
the acceptable range for the core configuration.
F i g u r e 7 and F i g u r e 8 show the
vgbe energy journal 10 · 2022 | 57

Analysis of VERA core physics benchmark problems
Tab. 4. K-eff comparison for uncontrolled and AIC controlled core.
Problem Description keff ∆ρ
(pcm)
KENO-VI DRAGON5
5A-2D Uncontrolled 1.004085 (8) 1.000749 -332
5B-2D AIC Controlled 0.991496 (8) 0.985022 -663
Acknowledgements
The author would like to acknowledge the
institute of Nuclear Engineering at École
Polytechnique de Montréal for their great
development of the open source codes
DRAGON and DONJON and their valuable
suggestions/help to complete this work.
Reference
Calsulated
% Error
Fig. 6. Comparison of relative power distribution for 2P assembly.
assembly power distribution for the uncontrolled
and AIC controlled cores respectively.
The maximum power error in the uncontrolled
core is -2.8 % and in the AIC controlled
core the powers are overestimated at
maximum up to 6.6 %, which still are in acceptable
limits. From the results it can be
deduced that these codes systems can be applied
for the lattice as well as core calculation.
5 Conclusions and future
work
This paper presents the VERA Benchmark
analyses performed for pin cell, assemblies
inclusive of Burnable poison (Borosilicate
Glass and Gd) Control structure and HZP
quarter core problems using the open source
computer codes DRAGON5 and DONJON5.
The reactivity calculated for pin cell and assemblies
using the lattice code DRAGON are
consistent with the referenced values. The
pin power distribution for all the analyzed
assemblies are in the acceptable limits.
The VERA quarter core results for effective
multiplication factor, flux and power distribution
are in good agreement with the reference
values from KENO-VI. These analyses
reveal that DRAGON5 and DONJON5 can be
used for the lattice calculation as well as
core calculation of PWRs. To extend the current
study the spacer grids will be modelled
in DRAGON. This code system will also be
checked for depletion calculations and coupled
thermal hydraulics calculations. This
system will be used to model Pakistan CNP-
300 NPPs and results will be published in
the next article.
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Fig. 7. Comparison of relative power distribution for uncontrolled core.
Fig. 8. Comparison of relative power distribution for AIC controlled core.
58 | vgbe energy journal 10 · 2022

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Sukarno, D. (2021). Neutronics analysis of PWR
core using DRAGON, TRIVAC, and DONJON
computer codes. Journal of Physics: Conference
Series, IOP Publishing.
l
VGB-Standard
Water in Nuclear Power Plants with Light-Water Reactors
Part 1: Pressurised-Water Reactors. Part 2: Boiling-Water Reactors.
(formerly VGB-R 401)
Edition 2020 – VGB-S-401-00-2020-05-EN (VGB-S-401-00-2020-05-DE, German edition)
DIN A4, Print/eBook, 92 Pages, Price for Members of vgbe € 180.–, for Non-Members € 270.–, + Shipping & VAT
Almost half a century after publication of the first edition of a VGB-Guideline for the Water in Nuclear
Power Plants with Light-Water Reactors and approx. 13 years after the third edition in 2006, the task
of a renewed adaptation of the Guideline for the Water in Light-Water Reactors as VGB-Standard arises.
This VGB-Standard shall be the common basis for the operation of the plants. It provides the framework
for operating manuals or chemical manuals, but is in no way intended to replace them.
The task of these manuals is, among other things, to consider plant-specific features and to make
specifications that go beyond this VGB-Standard.
This VGB-Standard describes the water-chemical specification for the safe operation of light-water
reactors based on the material concept of the Siemens/KWU and comparable plants.
The revision takes into account, where appropriate, the knowledge and experience gained over the
last decade in the national and international environment.
VGB-Standard
for the Water in Nuclear
Power Plants with
Light-Water Reactors
Part 1: PWR
Part 2: BWR
(Formerly VGB-R 401)
VGB-S-401-00-2020-05-EN
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of vgbe.
VGB-Standard
Wasser in Kernkraftwerken mit Leichtwasserreaktoren
Teil 1: DWR-Anlagen. Teil 2: SWR-Anlagen.
(vormals VGB-R 401)
Ausgabe 2020 – VGB-S-401-00-2020-05-DE (VGB-S-401-00-2020-05-EN, Englische Ausgabe)
DIN A4, Print/eBook, 94 S., Preis für VGB-Mit glie der € 180.–, für Nicht mit glie der € 270,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
Fast ein halbes Jahrhundert nach Erscheinen der ersten Ausgabe einer VGB-Richtlinie für das Wasser
in Kernkraftwerken mit Leichtwasserreaktoren und ca. 13 Jahre nach der dritten Ausgabe 2006, stellt
sich die Aufgabe einer erneuten Anpassung der Richtlinie für das Wasser in Leichtwasserreaktoren
als VGB-Standard.
Dieser VGB-Standard soll die gemeinsame Basis für den Betrieb der Anlagen sein. Er gibt den Rahmen
für Betriebshandbücher oder Chemiehandbücher vor, soll diese aber keinesfalls ersetzen. Aufgabe
dieser Handbücher ist es u. a., anlagenspezifische Besonderheiten zu berücksichtigen und über den
VGB-Standard hinaus gehende Festlegungen zu treffen.
Dieser VGB-Standard beschreibt die wasserchemische Spezifikation für den sicheren Betrieb von
Leichtwasserreaktoren basierend auf dem Werkstoffkonzept der Siemens/KWU und vergleichbaren
Anlagen.
VGB-Standard
für das Wasser in
Kernkraftwerken mit
Leichtwasserreaktoren
Teil 1: DWR-Anlagen
Teil 2: SWR-Anlagen
(vormals VGB-R 401)
VGB-S-401-00-2020-05-DE
Die Überarbeitung berücksichtigt, soweit angebracht, die im letzten Jahrzehnt gewonnenen Erkenntnisse und Erfahrungen im
nationalen und internationalen Umfeld.
Hinweis: Ein ergänzendes Hintergrundpapier (VGB-S-401-91-2020-05-EN) mit weiterführenden Hinweisen und Erfahrungen wird
voraussichtlich im Juli 2021 veröffentlicht.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of vgbe energy e.V.
* Für Ordentliche Mitglieder des vgbe energy e.V. ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.
vgbe energy journal 10 · 2022 | 59

Business models and incentives
for CCUS
Stephanie Metzger
Abstract
Geschäftsmodelle und Anreize
für CCUS
Die Internationale Energieagentur (IEA) und
der Zwischenstaatliche Ausschuss für Klimaänderungen
(IPCC) halten die Abscheidung, Nutzung
und Speicherung von Kohlenstoff (CCUS)
für unverzichtbar, um die Ziele zur Eindämmung
des Klimawandels zu erreichen. Die Einführung
von CCUS ist jedoch weltweit nur langsam
vorangeschritten, was zum Teil darauf
zurückzuführen ist, dass es keine angemessenen
kommerziellen Anreize gibt, um Investitionen
in neue Projekte zu fördern. Die Entwicklung
von Strategien und Anreizen zur Schaffung
eines überzeugenden Geschäftsmodells für
CCUS steht daher im Mittelpunkt der Bemühungen,
die Technologie voranzubringen. In
diesem Bericht werden die Hindernisse für die
Einführung von CCUS, potenzielle Eigentumsmodelle
sowie Geschäftsmodelle, Strategien
und Einnahmequellen untersucht, die Anreize
für die Nutzung von CCUS schaffen können. Zu
den Hindernissen gehören Wirtschafts- und
Marktrisiken, politische Risiken und regulato-
Author
Stephanie Metzger
International Centre for
Sustainable Carbon (ICSC)
London, United Kingdom
Full report available at https://
www.sustainable-carbon.org/
Carbon capture utilisation and storage
(CCUS) involves capturing carbon dioxide
(CO 2 ) from point sources, usually industrial
and power generation facilities, and injecting
it for permanent sequestration or reusing
it in other fuel and chemical processes.
CCUS is considered a key technology for
reaching emissions reduction goals, such as
net zero emission (NZE) commitments and
Paris Agreement targets. For example, the
Intergovernmental Panel on Climate Change
(IPCC) includes the use of CCUS in its projections
of limiting global temperature increase
to 1.5 °C [IPCC, 2018]. Only one IPCC
scenario achieves 1.5 °C warming without
the use of CCUS, at the societal cost of extreme
reductions in energy demand [Cornot-Gandolphe,
2019]. In the IEA Sustainable
Development Scenario, 115 gigatonnes
(Gt) of CO 2 are captured by 2060 (2018-
2060) to meet decarbonisation goals [IEA,
2019b], F i g u r e 1 . This amount represents
15 % of the total emissions reductions needed
compared to the business-as-usual scenario
(see F i g u r e 1 ) [IEA, 2020a]. Both
IEA and IPCC projections show CCUS being
used across a variety of sectors, including
power, industry, and transport fuels. Many
countries have also included CCUS in their
NZE transition plans, including Canada,
China, Europe and the USA [IEA, 2020a;
Turan and Zapantis, 2021].
CCUS, when added to fossil fuel dispatchable
electricity, can be used with variable rerische
Risiken. Es werden traditionelle und
neue Eigentumsmodelle untersucht, darunter
öffentliches Eigentum, öffentlich-private Partnerschaften
und das Hub-and-Cluster-Modell
mit gemeinsamem Transport und gemeinsamer
Lagerung. Anschließend werden potenzielle
Einnahmequellen und Anreize untersucht, die
die wirtschaftlichen Argumente für CCUS verbessern
können. Dazu gehören die öffentliche
Finanzierung, das Modell der regulierten Vermögensbasis,
Einspeisetarife und Differenzverträge,
die CO 2 -Nutzung, Kohlenstoffpreise, angebotsseitige
Speicherverpflichtungen und die
Regulierung durch Befehl und Kontrolle. Generell
ist eine Kombination von Anreizen erforderlich,
um Investitionen in CCUS anzukurbeln,
damit die vielfältigen Marktmängel in der
CCUS-Branche behoben werden können. Im
gesamten Bericht werden Fallstudien herangezogen,
um die verschiedenen Fördermethoden
näher zu beleuchten. Zu den Fallstudien gehören
die britischen Hub- und Cluster-Projekte,
die norwegischen CCUS-Projekte, die 45Q-
Steuergutschrift in den USA, das australische
Gorgon CCS-Projekt und andere. Abschließend
wird die Eignung der einzelnen Mechanismen
im breiteren Kontext der CCUS-Einführung erörtert.
l
Carbon capture, utilisation, and storage
(CCUS) is considered essential for meeting climate
change mitigation goals, according to
the International Energy Agency (IEA) and
the Intergovernmental Panel on Climate
Change (IPCC). However, deployment of
CCUS has been slow worldwide, partly due to
a lack of adequate commercial incentives to
encourage investment in new projects. The development
of policies and incentives to create a
compelling business model for CCUS has
therefore been at the centre of efforts to progress
the technology. This report examines the
barriers to CCUS deployment, potential ownership
models, and business models, policies,
and revenue streams that can incentivise the
use of CCUS. Barriers include economic and
market risks, policy risks, and regulatory
risks. Traditional and new ownership models
are explored, including public ownership,
public-private partnerships, and the hub and
cluster model with shared transport and storage.
Then, there is an examination of potential
revenue sources and incentives that can
improve the economic case for CCUS. These
include public financing, the regulated asset
base model, feed-in tariffs and contracts for
difference, CO 2 utilisation, carbon prices, supply-side
storage obligations, and command
and control regulation. Generally, a combination
of incentives is needed to spur investment
in CCUS in order to address the multiple market
failures in the CCUS industry. Throughout
the report, case studies are used to further illuminate
the various methods of support. Case
studies include the UK hub and cluster projects,
Norwegian CCUS projects, the USA’s
45Q tax credit, Australia’s Gorgon CCS project,
and others. Finally, there is a discussion
of the suitability of each mechanism in the
broader context of CCUS deployment.
Introduction
60 | vgbe energy journal

Business models and incentives for CCUS
GtCU 2 /y
0
-10
-20
-30
-40
2019 2030 2040 2050 2060 2070
Avoided demand Technology performance Electrification Hydrogen
Bioenergy Other renewables Other fuel shifts CCUS
Fig. 1. Global energy sector CO 2 emissions reductions by measure in the Sustainable Development
Scenario, 2019-70 [IEA, 2020b].
Tab. 1. Commercial CCUS facilities by number and total capacity [Turan and Zapantis, 2021].
Number of
facilities
Capture
capacity
(Mt/y)
Capacity of CCUS facilities, MtCO 2 /y
160
140
120
100
80
60
40
20
Operational Construction Advanced
development
Early development
Operation
suspended
Total
27 4 58 44 2 135
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
September
Early development Advanced development Under construction Operational
Fig. 2. Pipeline of commercial CCUS facilities by capture capacity, 2010-21 [Turan and Zapantis,
2021].
Market / commercial
- Lack of revenue model
- Lack of financia support
- Lack of carbon pricing
- Supply chain risks
Political / policy
- Regulations
- Storage liability risk
- Funding and incentives
Fig. 3. Types of barriers to CCUS.
36.6 3.1 46.7 60.9 2.1 149.3
Technical
- Large scale CO2 transport and storage
- Process R&D
- Long project lead times
Social
- Public education and acceptance
- Anti-fossil fuel sentiment
newable energy (VRE) to maintain a balanced,
low emissions power grid [Boston
and others, 2018; Pratama and Mac Dowell,
2019]. The use of CCUS also has other benefits.
It can bring carbon-intensive facilities
into compliance with climate change mitigation
policies, lowering the chance of asset
stranding. Furthermore, it can contribute to
the decarbonisation of emissions-intensive
industries, such as steel and cement [IEA,
2019b; IPCC, 2018] Despite its clear positive
impact, CCUS deployment has been slow. As
of 2021, there are only 27 operational CCUS
facilities with a further four under construction.
There are 102 new projects in various
stages of development, but most of these
have been added since 2020 following a period
of stagnation in the mid-2010s (see Ta -
ble 1 and Figure 2).
Technical, economic, and political barriers
have all contributed to the lack of CCUS infrastructure,
but high capital costs and the
lack of a sustainable business model have
been the biggest obstacle. Enhanced oil recovery
(EOR), a process where CO 2 is injected
into oil fields to boost production, has
provided the best business case for CCUS to
date. However, this model is not broadly applicable
to all CCUS opportunities, so further
consideration of the incentives and revenue
opportunities for CCUS is required.
CO 2 can also be used for enhanced gas recovery
(EGR).
This report aims to explore the business and
policy models that can be used to increase
the deployment of CCUS. In order to understand
the context in which such models will
be used, there is first an analysis of the benefits
of CCUS deployment and the current
barriers to CCUS. Then, ownership models
are examined. Finally, there is a discussion
of policies and incentives that can support
CCUS. (F i g u r e 3 )
Ownership models
Three ownership structures are explored:
state ownership, public-private partnerships
(PPPs), and a disaggregated business
model based on CCUS clusters (F i g u r e 4
and F i g u r e 5 ) with separately owned
transport and storage (T&S). All the ownership
structures are viable, but some countries
may prefer one model over another
depending on their preference for private or
public ownership.
––
Where public ownership is considered
normal, such as China, vertically integrated
projects with single ownership of
the entire CCUS value chain are more feasible.
Tab. 2. Revenue models for public-private partnerships (PPPs).
Revenue model Definition Example
User pays
Government pays
Consumers are charged for the service
provided
Government provides payments based
on service availability or usage
Toll for using a road
Tariff for using a utility
Free road with periodic government payments for availability and maintenanc
Capacity payments and power purchase agreement for a power plant
vgbe energy journal 10 · 2022 | 61

Business models and incentives for CCUS
Fig. 4. Cluster model, UK: HyNet map [HyNet, 2021].
Fig. 5. Cluster model, UK: East Coast Cluster map [East Coast Cluster, 2021].
––
PPPs allow governments to support firstof-a-kind
projects or projects of public
interest while maintaining the involvement
of private sector players. This strategy
can work in any country where governments
want to incentivise new projects;
the level of public participation and
ownership will depend on the national
preferences. (Ta b l e 2 )
––
Providing independently run T&S operations
allows businesses to focus on their
primary activities.
It also provides an opportunity to build
CCUS hubs around shared T&S infrastructure,
increasing cost-sharing and economies
of scale. (F i g u r e 6 and F i g u r e 7 )
and contracts for difference (CfDs), carbon
take-back obligation, regulated asset base,
CO 2 utilisation, and markets for CO 2 based
and low-carbon products. While all the
Business A
Steel plant
Business B
Steam methane
reformer
Business C
Gasification
plant
CO 2 collection hub
models can contribute to the uptake of
CCUS (F i g u r e 9 ), each project or location
will have unique conditions and require a
tailored set of supports. It is likely that a
combination of methods will be required to
overcome the barriers to CCUS deployment.
––
Both public and private finance should be
mobilised as soon as possible to increase
the use of CCUS. Public institutions will
probably have to provide the starting capital
for some projects to lower the risk for
private finance.
––
Some incentives will provide wrap-around
support but not directly incentivise CCUS
projects.
––
Carbon pricing is considered a key element
of climate change mitigation policies, but it
is a general instrument that cannot guarantee
any specific technological changes.
––
Creating a market for low carbon and CO 2 -
based products could provide a growing
source of revenue for CCUS projects, but
the opportunity to sell captured CO 2 may
not be a sufficient incentive to catalyse individual
projects.
––
Only enhanced oil recovery (EOR) has
provided a sufficient incentive for project
development in the past, but investors are
growing wary of relying on EOR as the sole
source of revenue because of the volatility
of oil markets.
––
Other methods provide more direct support
by boosting or guaranteeing tariff revenue.
––
In the regulated asset base model, regulators
allow a surcharge on consumer tariffs
before the infrastructure is operational,
redistributing future income to help with
upfront costs.
––
FiTs and CfDs also stabilise revenue
through price guarantees or government
contributions. Tax credits provide revenue
support, although it comes at the end of
the financial period.
––
There is also the approach of requiring
businesses to use CCUS.
––
Supply-side policies such as a carbon takeback
obligation require fossil fuel extrac-
Business D
Cement plant
Business J
CO 2 storage hub
Business E
Biomass
Business K
Offshore CO 2
storage
Incentives and revenue
streams
Nine methods of providing revenue,
through the market and policy supports,
are examined: public financing, command
and control regulation, tax credits (F i g -
u r e 8 ), carbon prices, feed-in tariffs (FiTs)
Business F
Fertiliser
plant
Business G
Natural gas
plant
Business H
Refinery
Business I
Future power
generation
Fig. 6. Hub and cluster business model [Zapantis and others, 2019].
Business L
Onshore CO 2
storage
62 | vgbe energy journal 10 · 2022

Business models and incentives for CCUS
tors to provide for carbon storage to account
for the emissions created by their
products. This method benefits the entire
CCUS value chain because it focuses on
storage as the end goal.
––
Governments also have the ability to mandate
the use of CCUS through regulation.
Conclusions
Large-scale facility
Small-scale facility or test centre
Note: Facilities are either in operation, completed, or under construction
Fig. 7. Regional CCUS hub locations [Dewar and Sudmeijer, 2019].
Type of CO 2
storage/use
Dedicated
geological
storage
Storage via
EOR
Other
utilisation
processes*
Minimum size of eligible carbon
capture plant by size, ktCO 2 /y
Power
plant
500
500
Other
industrial
facility
100
100
500
25 25 25
Direct air
capture
100
The hub and cluster model is the likely way
forward for most CCUS projects. Vertically
integrated ownership is usually only economical
for EOR projects. For other industries,
an independent T&S network is preferable.
Locating CO 2 transport hubs in preexisting
industry clusters with multiple
emitters provides economies of scale and
lowers cross-chain risk. Establishing CCUS
Relevant level of tax credit given
in operational year, US$/tCO 2
Most likely CCUS hubs
Potential CCUS hubs
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Later
100 28 31 34 36 39 42 45 47 50
17 19 22 24 26 28 31 33 35
17 19 22 24 26 28 31 33 35
* Each CO 2 source cannot be greater than 500 ktCO 2 /y. Any credit will only apply
to the portion of the converted CO 2 that can be shown to reduce overall emissions.
Fig. 8. 45Q tax credit values [Beck, 2020].
Breakeven CO 2 price for carbon
capture, US$/tCO 2
60
50
40
30
20
10
Ammonia
Natural gas processing
Ethanol
Hydrogen production
Estimated CO 2 available for capture in the USA today, MtCO 2
Index
linked
Range of tax credit value in 2026
Range of tax credit value in 2018
0
60 60 60 60 60 60 60 60 60
Fig. 9. Cost estimates for CCUS in various industries [Bennett and Stanley, 2018].
hubs and clusters can also be an incentive
for more companies to adopt CCUS as they
can buy into an operational system.
Work on CCUS projects needs to be ramped
up immediately. Various mechanisms can be
applied to CCUS projects to move them from
the feasibility study stage to reality. However,
as projects with long lead times and complex
financial requirements, investors need
to start planning now in order to realise the
full benefits of CCUS for power systems and
industrial decarbonisation. Businesses and
governments need to select the incentives
most appropriate to their situations and use
them to launch more projects. Public financial
support can taper off over time as costs
decline and markets mature, but policy intervention
is needed up front to enable this
development.
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iea.blob.core.windows.net/assets/c3dd-
fd83-9b65-425d-aa09-7707e97ed0b3/Role-
ValueofCCSReport.pdf 86 pp (Oct 2019)
Turan G., Zapantis A. (2021) Global Status of CCS
2021. Available from: https://www.globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/2021/
10/2021-Global-Status-of-CCS-Global-CCS-
Institute-Oct-21.pdf (Oct 2021).
Zapantis A., Townsed A., Rassool D. (2019) Policy
Priorities To Incentivise Large Scale Deployment
of CCS. Available from: https://www.
globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/
2019/04/TL-Report-Policy-prorities-to-in-
centivise-the-large-scale-deployment-of-
CCS-digital-final-2019.pdf 31 pp (Apr 2019).
This summary is based on the report: Business
models and incentives for CCUS by Stephanie
Metzger, IEA-ICSC Report Number ICSC/324,
ISBN 978–92–9029–647-8, Publication date
14 September 2022, Pages 72, Figures 17, Tables
8, www.sustainable-carbon.org.
The report has been produced by the International
Centre for Sustainable Carbon (ICSC)
and is based on a survey and analysis of published
literature and on information gathered
in discussions with interested organisations
and individuals. Their assistance is gratefully
acknowledged. It should be understood that the
views expressed in this report are ICSC´s own
and are not necessarily shared by those who
supplied the information, nor by ICSC´s member
organisations.
l
vgbe energy journal 10 · 2022 | 63

Pre-treatment of coal for efficiency
and emissions improvements
Colin Henderson
Abstract
Vorbehandlung von Kohle zur
Verbesserung von Effizienz und
Emissionen
Es wurden verschiedene Brennstoffadditive für
die Vorbehandlung von Kohle entwickelt. Ziel
dieser Zusätze ist es, die Verbrennungsleistung
von Kohle zu verbessern und die Schadstoffemissionen
zu verringern. Der Status von vier
Additiven wird überprüft: Sootaway, CETA-
LYST A, Addicoal und Silanite. Drei Entwickler,
Johnsen Chemicals AS Norwegen,
Combustion and Emissions Technologies, LLC,
in den USA und die Unterabteilung COAL-
TECH von MEA CAPITAL Ltd, scheinen weiterhin
in diesem Bereich aktiv zu sein. Der
Hauptmarkt dürften kleinere, ineffiziente
Heizkessel und Öfen sein. l
Author
Dr Colin Henderson
International Centre for
Sustainable Carbon (ICSC)
London, United Kingdom
Full report available at https://
www.sustainable-carbon.org/
Various fuel additives have been developed for
the pretreatment of coal. The aim of the additives
is to improve the combustion performance
of coal and reduce the emissions of pollutants.
The status of four additives is reviewed:
Sootaway, CETALYST A, Addicoal
and Silanite. Three developers, Johnsen
Chemicals AS Norway, Combustion and Emissions
Technologies, LLC, in the USA, and MEA
CAPITAL Ltd’s subdivision COALTECH appear
to remain active in the area. The main market
is likely to be smaller, inefficient boilers and
furnaces.
1 Introduction
Globally, coal provides the largest single
proportion of power generation, at around
38 %, and is likely to retain prominence for
some time during the energy transition towards
net zero CO 2 emissions, particularly
in emerging economies (IEA, 2020). Coal is
also still important in industrial heat and
steam production in various countries including
some of eastern Europe [Mills,
2022]. Energy policies are moving generally
towards the eventual elimination of coal,
but the Russia-Ukraine conflict has contributed
to an increase in the global use of coal
for power generation in 2022. Thus, policy
drivers to reduce further the impact of coal
on the environment continue to feature.
The use of any major energy resource such
as coal requires minimising the associated
emissions of pollutants to safe levels. Emissions
of sulphur dioxide (SO 2 ) have been
reduced dramatically over recent years
through the deployment of flue gas desulphurisation
(FGD), which commonly uses
liquid scrubbing of the flue gas systems. Nitrogen
oxides (NOx) are reduced by careful
control of air/fuel mixing before and during
combustion by applying selective catalytic
reduction (SCR) to the hot product gases.
Such processes are mandated on modern,
large combustion plants almost everywhere,
but they may be difficult to apply on some
older, smaller plants due to the capital costs.
Fuel additives that aim to provide more
modest improvements in coal combustion
performance in coal-fired plants have been
proposed at intervals over the years. The use
of such technologies may reduce emissions
from coal combustion to the extent that the
more resource-intensive or costly alternatives
such as flue gas clean-up systems are
not required. Some recent examples which
aim to achieve reduced emissions and greater
combustion efficiency are summarised in
this paper. They are based on application of
spray or powder additives to the coal before
firing.
Tests up to pilot scale, and, in some cases, at
medium-sized power generation plants
were reported up to 2019-20, shortly before
the Covid-19 pandemic. At that time developers
were seeking to attract more industrial
collaborators and sponsors in efforts to
move towards commercialisation at utility
pulverised coal combustion (PCC) units.
There have been changes in the intervening
period, and the current position is summarised
(August 2022). Brief descriptions of
the technologies are provided with comments
on their likely applicability and
potential to contribute to UN Sustainable
Development Goals (SDGs).
2 Technologies
The technologies described in this chapter
are Sootaway, CETALYST A, Addicoal and
Silanite.
2.1 Sootawy
Sootaway has been described by its developers,
Johnsen Chemicals AS Norway, as a
combustion catalyst that acts by attracting
oxygen to the surface of the fuel. The additive
is also described as an oxygen scavenger.
It contains manganese acetate hydrate,
acetic acid and dimethylaminoethanol
[Wrocław University of Technology, 2015].
The additive is applied as a liquid spray to
the coal at the rate of one gramme per kilogramme
of fuel.
Reduction of emissions of NOx and SO 2 have
been shown to be achievable [ADK
GreenTech LLC, 2022]. The reported emissions
savings are described as coming from
the catalyst enabling the boiler to operate
64 | vgbe energy journal

Cost estimates for carbon capture and storage
satisfactorily at reduced levels of oxygen
[Vebenstad, 2022]. Although Sootaway was
not designed specifically to reduce emissions
of CO 2 , some of the trials have reported
lower emissions of this greenhouse gas.
Status
Laboratory tests (thermogravimetric analyses)
were carried out in 2014 on treated and
untreated samples of a hard coal from the
Wieczorek mine, Poland [Pawlak-Kruczek
and Zgóra, 2014]. They showed an increased
combustion rate and greater heat release on
using the catalyst, with the effect greatest
when the coal had been freshly treated.
Domestic scale (home heating) boiler tests
at 15 kW th were carried out in 2016. An Orlignio
400 boiler was used to burn pinewood
sawdust in pelleted form. Both untreated
pellets and those that had been treated with
two versions of the Sootaway catalyst were
fired. The treated pellets showed a reported
30 % lower specific fuel consumption and
increased boiler output. NOx emissions
were lower with the catalyst-treated fuel,
but carbon monoxide (CO) emissions were
higher. The commercially marketed wood
pellet-burning stove was clearly operating at
a low combustion efficiency without the additive.
Trials were also carried out in 2015 at a
grate-fired boiler, dating from the 1960s but
modernised at intervals, in Jelcz, Poland.
The boiler, with a 10 kg/s coal feed rate, is
used for industrial hot water production
and district heating. The trials showed a reduction
in emissions of CO, SO 2 , NOx and
hydrogen cyanide (HCN) [Wrocław University
of Technology, 2015].
The tests confirmed that the catalyst increased
the speed of the combustion reaction,
allowing a more rapid and intense
combustion with a slightly higher burn-out.
This was shown by a reduction in loss on ignition
(LOI) of the ash discharge from
around 1 % to about 0.8 %, although with
large variations.
The calorific content of the ash was reduced
by 62 %, indicating an improved fuel
combustion efficiency [ADK GreenTech LLC,
2022]. At a constant airflow the level of oxygen
in the combustion gases was reduced by
18 %. The reduction in emissions of NOx and
SO 2 were attributed to the reduced availability
of oxygen in the boiler.
The tests at Jelcz showed emissions reduction
in nitrogen dioxide (NO 2 ) of 88 % and
34 % for SO 2 , but increasing or decreasing
the air supply could reduce or increase these
values markedly [Vebenstad, 2022]. An observed
reduction in slagging (up to 85 %
reduction in deposition potential) was also
reported [Vebenstad, 2022]. This could be
most relevant for cofiring biomass with coal
and, as one of the reports on the tests says,
there may be benefits to using the catalyst
for lower calorific value (CV) coals [Wrocław
University of Technology, 2015].
Trials at a power plant in Nowa Sol, Poland,
were reported to reduce the consumption
of coal by 35 %, attributed to increased
fuel burnout and reduced deposition.
At a power plant in Opole, Poland, it
was reported that the usage of the calorific
value in coal without treatment was 65 %
and it increased to 85 % with treatment,
while fuel efficiency increased by 31 % from
its previous low value [ADK GreenTech
LLC, 2022].
Trials were conducted in India aimed at increasing
fuel efficiency on a 135 MW circulating
fluidised bed combustion (CFBC) unit
at the Dongamouhua Captive Power Plant in
Reigarth [Vebenstad, 2019]. The 4 x 135 MW
CFBC captive power plant, dating from
2009, fires a low-quality Indian coal with
45 % ash and a CV of around 11 MJ/kg. The
trials showed that specific fuel consumption,
corrected for variations of calorific content,
was reduced by 10 % (Vebenstad, 2022), but
details of the measured effect on SO 2 emissions
were not given.
Comments
The system is simple, low-cost to install
and can result in reductions in emissions of
NOx and SO 2 that have varied at different
installations. The reductions in NOx and
SO 2 emissions appear to come from reduced
oxidation due to reduced oxygen levels, so
the sulphur content in the ash will be increased.
Sootaway appears to be primarily aimed at
poorly performing systems, which are less
likely to have SO 2 scrubbers fitted and are
likely to benefit most from the combustion
efficiency and emissions improvements.
It is possible that the system may increase
the types of usable coals or wastes.
2.2 CetalystTM A
Description
CETALYST A, from Combustion and Emissions
Technologies, LLC., in the USA, is a
combustion catalyst designed to improve
efficiency in coal-fired power generating
units by promoting the complete oxidation
of the coal in the combustor. As well as reducing
carbon losses to ash, it is also stated
to reduce the quantity of excess air required
and so reduce flue gas and fan power energy
losses. An improvement in heat rate of up to
4 % is said to be achievable. The formulation
of the material is varied according to the
characteristics of the coal fired to enable the
quantity added to be optimised. The material
is added to the coal as a dry powder or
can be introduced with some of the primary
air [CET, 2022].
NOx reductions of 3-15 % are said to come
from the reduced excess air required and
SO 2 and mercury emission reductions would
arise from the reduced specific coal consumption
(2 to 4 %) [CET, 2019]. Additional
reduction in mercury emissions would be
due to the increased capture of oxidised
mercury in the FGD unit.
The developers have not declared the composition
of CETALYST A, but it is described
to act by increasing the burn rate of
the char formed on devolatilisation under
reduced excess oxygen levels, providing both
the reduction in NOx as well as the heat rate
improvement. The developers have not reported
the effect on the various forms of
mercury but expected a substantial increase
in oxidation of the mercury, rendering it
more easily removable by the scrubbers [Kollin
2020].
Status
Initial experiments showed a reduction of
total carbon-in-ash of up to 90 %, while large
pilot tests at the Energy & Environmental Research
Center (EERC) in the USA showed a
decrease in carbon-in-ash from 22.5 % to
10 %. The excess air rate reduces flue gas
losses and fan power giving a further overall
heat rate improvement. A 3 % efficiency
gain was reported from the EERC pilot
tests, and it is stated that optimising the formulation
to suit the coal would have given
further gains while reducing the rate of additive
needed. Fly ash LOI was reduced by
more than 50 % while reducing the excess
oxygen levels from 3.25 % to 2.75 % with a
Northern Appalachian bituminous coal
[CET, 2022].
Demonstration tests on commercial plants
are the next stage required to confirm the
additive’s effectiveness. The company was
reported to be working with one of the largest
energy providers in the USA running bituminous
coal-fired power plants and hoped
to have a field trial completed within 3 to 5
months, as of April 2020. The main aims
of the trial would be to reduce carbon-inash
losses, to render the fly ash marketable,
and to reduce NOx and mercury emissions.
In response to an article published in India
in 2021, the company reported that they
were still looking for strategic partners for
further testing and additional investment
[Kollin, 2022].
Comments
The system is simple to implement and could
give some efficiency gains and emissions reductions
in older power plants in the USA.
However, there is limited information on
the levels of emissions reduction achievable.
A modern bituminous coal PCC plant operating
optimally would probably have less
potential to benefit from such an additive
than older, less efficient units with limited
environmental controls, and these
would probably be best for such a demonstration.
Costs are low.
2.3 ADDiCOAL
Description
COALTECH, a subdivision of MEA CAPITAL
Ltd is s a start-up project based in Latvia,
vgbe energy journal 10 · 2022 | 65

Cost estimates for carbon capture and storage
which involves another additive (AddiCoal)
giving efficiency and emissions benefits. Efficiency
is raised by 5 to 15 %, while emissions
of SOx and NOx are reduced by what
are described as several percentage points.
Claimed additional benefits are reduced
boiler slag deposits and less dust from coal
milling improving the safety of power plant
operations. The spray-applied additive
(mixed on site) is applied at a rate of 1 to 10
litres per tonne of coal to the pulverised coal
at the power plant (in the pulveriser), or to a
belt feeder, or it can be added to a coal cargo
before leaving the mining area, or at port
coal handling areas. The composition is adjusted
according to the type of coal and other
site-specific factors. The material can also
act as a dust suppressant for transport (MEA
CAPITAL, 2022).
Status
Laboratory tests were completed in 2020,
and a collaborating power plant operator is
being sought for testing at a plant. A previous
relationship based in Ukraine had to be
terminated because of the Russia-Ukraine
conflict of 2022.
Comments
This is a business start-up so there is little detail
on which to comment. The source of
the product is not stated. There are no operating
performance data from test rigs available
at the time of writing (August 2022).
An industrial testing partnership is being
sought.
2.4 SILANITETM
Description
The Silanite Fuel Enrichment System was
being developed by IIT UK Ltd with the Universities
of Leeds and Sheffield in the UK. It
entailed the addition of 3 to 4 % of a dry,
finely ground multi-oxide additive, based on
the slag from copper or nickel smelting, to
the fuel feed of a pulverised coal-fired plant.
However, the technology has now been
dropped, and IIT UK Ltd has been dissolved.
Published papers include that by Daood and
others (2017). The system was shown to be
capable of increasing carbon burnout (by
about 1 %), reducing NOx emissions by 8 to
10 %, and reducing corrosion and deposition
in the boiler.
Status
Combustion tests were carried out on a 100
kWth coal combustion test rig. These tests,
and full-scale tests carried out at the 230
MWth Wilton Power Station in the UK in
2016 demonstrated a reduction of NOx
emissions of more than 8 %.
Comments
The expected modest emissions reductions
and combustion efficiency gains would have
restricted the application of the technology
to plants where greater emissions reductions
were not required.
3 Contribution to achieving
sustainable development
goals
All the technologies discussed could be described
as helping achieve SDG3 – good
health and well-being, as they reduce harmful
emissions of air pollutants including
greenhouse gases. Meeting SDG7 – affordable
and clean energy and SDG 13 – climate
action would be aided by fuel savings and
emissions reductions. Benefits would be
most worthwhile from application to regions
with poorly performing coal-fired plants.
4 Energy policy
implications
Whilst many energy policies are generally
aimed at the eventual elimination of unabated
coal, during the interim, regulatory
measures to reduce further its impact on the
environment and human health have to be
maintained. These technologies fit within
this approach, but they will have greatest
relevance to countries where there are currently
large numbers of poorly performing
coal-fired installations.
5 Conclusion
Globally, coal still provides much of the
world’s energy and will do for decades.
Thus methods to reduce further its impact
on the environment remain essential.
Combustion additives have been investigated
as a means to improve coal combustion in
power and industrial plants for some years.
They work by promoting the ease of oxygen
take-up by the coal carbon. The aim has
been to achieve reductions in emissions of
sulphur dioxide and nitrogen oxides and improvements
in combustion efficiency at a
lower cost than the established, capital-intensive,
flue gas treatment systems. Three
developers, Johnsen Chemicals AS Norway,
Combustion and Emissions Technologies,
LLC, in the USA, and MEA CAPITAL Ltd’s
subdivision COALTECH appear to remain
active in the area.
Although some systems have shown useful
improvements in tests at large plants (hundreds
of megawatts electrical), the main
market appears to lie with smaller boilers
and furnaces that operate inefficiently at
present. Whilst the low capital and operating
costs would be a feature, the degree of
emissions reduction would depend on the
particular boiler installation, varying from
the order of 10 % to over 50 %. It is possible
that the firing of lower calorific value fuels
could be facilitated from these systems. Reductions
of specific emissions of CO2 would
only be major at very inefficient plants. On
plants and in countries where the strictest
abatement requirements apply, there is little
prospect of these technologies being required,
and this will be the main reason behind
the limited application.
References
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for solid fuel. Available from: Combustion
Catalyst For Solid Fuel | ADK GreenTech
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CET (2022) Products for clean combustion. Available
from: www.cetalyst.com (accessed Sep
2022).
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Wrocław University of Technology (2015) Study
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the hard coal combustion process, based on
the comparison of parameters obtained on the
boiler WR25 with and without the catalyst.
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IEA (2020) Electricity Information. Paris, France,
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communication (1 Apr 2020).
Kollin E. (2022) Huntington, WV, USA, Combustion
& Emissions Technologies, LLC, Response
to article “Mitigating Emissions from Coalbased
Power Plants” by P.K. Chatterjee, personal
communication (Aug 2022).
Lockwood T (2021) A technology roadmap for
HELE coal power plant. CCC/309. London,
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Carbon, 92 pp (Feb 2021).
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TREATMENT brochure. Attached to personal
communication from Martins Grotuss, MEA
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Mill S.J. (2022) Eastern Europe – energy security
and coal. ICSC/321. Available from: https://
www.sustainable-carbon.org/report/eastern-europe-energy-security-and-coal-icsc-321
London, UK, International Centre for
Sustainable Carbon, 107 pp (Jul 2022).
Pawlak-Kruczek H., Zgóra J. (2014) MNO Catalyst
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Seria PRE 4 2014, 2014_05_17, Polytecnica
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Vebenstad L. (2019) Johnsen Chemicals AS, personal
communication to Dr Andrew
Minchener (12 Nov 2019).
Vebenstad L. (2022) Johnsen Chemicals AS, personal
communication (18 Aug 2022).
This summary is based on the paper: Pretreatment
of coal for efficiency and emissions
improvements by Colin Henderson, 15
September 2022, Pages 12,
www.sustainable-carbon.org. l
66 | vgbe energy journal 10 · 2022

Report | vgbe Chemistry Conference 2022
Review vgbe-
Chemiekonferenz 2022
Review vgbe Chemistry
Conference in Dresden
––
Neue vgbe-Standards, Wasseraufbereitung, Kühlwasseraufbereitung
und Herausforderungen bei REA-Anlagen im Fokus
––
170 Teilnehmende aus dem In- und Ausland in Dresden.
Die vgbe-Chemiekonferenz fand in diesem Jahr zum 58.-mal statt.
Rund 170 Teilnehmenden aus dem In- und Ausland trafen sich vom
25. bis 27. Oktober 2022 in Dresden. Wie in den Vorjahren, wurde
auch die diesjährige Veranstaltung wieder von einer informativen
Fachausstellung begleitet, auf der 18
Aussteller ihre Produkte und Dienstleistungen
vorgestellt haben.
Nach der Eröffnung stand die Veranstaltung
zunächst ganz im Zeichen
des vgbe-Regelwerks. Die vgbe-Standards
reflektieren den Stand der
Technik für die Erzeugung und Speicherung
von Strom und Wärme. Vor
allem im Bereich der Kraftwerkschemie
hat der vgbe in den vergangen
Jahrzenten eine Reihe international
anerkannter Standards veröffentlicht.
Dazu zählen unter anderem
auch der vgbe-Standard VGB-S-010
„Speisewasser-, Kesselwasser und
Dampfqualität für Kraftwerke/Industriekraftwerke“ sowie die
„Kühlwasserrichtlinie“ VGB-R 455. In zwei Vorträgen hat Michael
Rzhia, der bei beiden Revisionen maßgeblich mitgewirkt hat, über
die Revision, bzw. die Überführung der VGB-Richtlinie VGB-R455 in
einen vgbe-Standard, referiert.
Der vgbe-Standard VGBE-S-010 wurde in 2011 als Revision für die
frühere „VGB-Richtlinie VGB-R 450 für Speisewasser-, Kesselwasserund
Dampfqualität für Kraftwerke bzw. Industriekraftwerke“ eingeführt.
Der VGBE-S-010 stellt die Summe der gesammelten Erfahrungen
aus der Kraftwerkschemie dar und deckt sämtliche Druckberei-
––
New vgbe-Standards, water treatment, cooling water treatment and
challenges of FGD plants in focus
––
170 participants from Germany and abroad in Dresden, Germany.
This year, the vgbe Chemistry Conference took place for the 58th
time from 25 to 27 October 2022 in Dresden with around 170 participants
from Germany and abroad. As in previous years, this year’s
event was again accompanied by an informative trade exhibition
where 18 exhibitors presented their
products and services.
After the opening, the event initially
focused on the vgbe rules. The vgbe
Standards reflect the state of the art
for the generation and storage of electricity
and heat. Especially in the field
of power plant chemistry, vgbe has
published a number of internationally
recognised standards over the past
decades. These include the vgbe
Standard VGBE-S-010 “Feedwater,
Boiler Water and Steam Quality
for Power Plants/Industrial Power
Plants” and the “Cooling Water
Guideline”
VGB-R455P. In two lectures, Michael Rzhia, who was significantly
involved in both revisions, reported about the revision, respectively
the transfer of the VGB Guideline VGB-R 455 into a vgbe Standard.
The vgbe Standard VGB-S-010 was introduced in 2011 revising the
former “VGB Guideline 450 for Feedwater, Boiler Water and Steam
Quality for Power Plants/Industrial Plants”. The VGBE-S-010 represents
the sum of accumulated experience from power plant chemistry
and covers all pressure ranges encountered in boilers for the
generation of heat, steam and/or electricity. Over the past 11 years,
this Standard has become established and acknowledged. However,
Blick in den Konferenzsaal, vgbe-Chemiekonferenz 2022 / View into the conference hall, vgbe Chemistry Conference 2022
vgbe energy journal 10 · 2022 | 67

Report | vgbe Chemistry Conference 2022
Michael Rzhia, PPCHEM AG Hinwil, Switzerland,
berichtete zu neuen VGBE-Standards /
Reported about new VGBE-Standards
Nana Mattiß, VPC GmbH, Berlin, Germany,
Vortragsthema: Eisenproblematik im
Wasser-Dampf-Kreislauf /
Iron problems in the water-steam cycle
André de Bache, Kurita Europe GmbH,
Düsseldorf, Germany: Kurita Dropwise
Technologie zur Verbesserung des Wirkungsgrads
von Kraftwerkskondensatoren /
Kurita Dropwise technology as efficiency improver
in power plant condensers
che ab, die bei Kesseln zur Erzeugung von Wärme, Dampf und/oder
Elektrizität anstehen. In den vergangenen 11 Jahren hat sich dieser
Standard etabliert. In 2020 wurde jedoch vereinbart, diesen
vgbe-Standard zu überarbeiten und dabei die neuesten technischen
Entwicklungen und Herausforderungen zu berücksichtigen,
wie z.B. den zyklischen Anlagenbetrieb, den verstärkten
Einsatz von Konditionierungs chemikalien auf Aminbasis sowie weitere
Konstruktionsmerkmale von Gas-und Dampf(GuD)-Anlagen
etc.
In dem Vortrag wurde der Stand der Überarbeitung vorgestellt: eine
international besetzte Arbeitsgruppe hat 80 Einzelthemen identifiziert,
die überarbeitet, zur weiteren Präzisierung umgeschrieben
oder auch als neue Informationen integriert werden sollen. Die
Überarbeitung ist nun weitgehend abgeschlossen, sodass mit einer
zeitnahen Veröffentlichung gerechnet werden kann.
In seinem zweiten Vortrag zum vgbe-Regelwerk hat Michael Rziha
über die Überarbeitung der VGB-Kühlwasserrichtlinie VGB-R 455
berichtet, die nun in einen neuen vgbe-Standard – VGBE-S-455 –
überführt wird. Diese Richtlinie wurde im Jahr 2000 als Ersatz für
die Ausgabe von 1990 veröffentlicht. Seit 2010 wurden mehrere Versuche
der Überarbeitung unternommen, diese mussten jedoch immer
wieder unterbrochen werden, unter anderem wurde auch die
Fertigstellung der 42. BImSchV und der VDI 2047 („Legionella“)
abgewartet, die mit eingearbeitet werden sollten. Seit Mai 2021 hat
eine neu aufgestellte Arbeitsgruppe den Standard nun zügig überarbeitet,
und auch hier ist mit der baldigen Veröffentlichung zu rechnen.
Im Vergleich zur bisherigen Richtlinie VGB-R 455, werden in
dem VGBE-S-455 mehr Aspekte über Kühlwassersysteme, Kühlwasseraufbereitung,
Materialien und andere relevante Themen abgedeckt.
Darüber hinaus konzentriert sich der Standard nicht nur auf
Kraftwerke, sondern behandelt auch den Betrieb und die Eigenschaften
anderer industrieller Kühlsysteme, wie Müll -und Biomasseverbrennungsanlagen,
Stahlwerke, Raffinerien, die chemische
Industrie usw. Soweit sinnvoll und möglich, wurden nicht nur deutsche,
sondern auch europäische und internationale Normen und
Vorschriften berücksichtigt.
Das gesamte Vortragsprogramm umfasste insgesamt 24 Beiträge.
Hier ist unter anderem die Präsentation von Nana Mattiß „Eisenproblematik
im Wasser-Dampfkreislauf“ zu erwähnen. In einer in 2019
neu errichteten GUD-Anlage kam es seit der Inbetriebnahme trotz
Einsatz einer Kondensatreinigungsanlage (mechanisch und physikalisch)
immer wieder zu Qualitätsproblem im Wasser, die durch
Verschmut zungen am Probenahmesystem sichtbar waren. Ursächlich
für diese Qualitätsdefizite waren höchstwahrscheinlich erhöhte
Eisenfrachten. In 2021 wurde ein Trübungsmessgerät eingesetzt. Es
konnten mehrere Abhängigkeiten zwischen Konditionierung und
Sauerstoffeintrag eindeutig nachgewiesen werden.
in 2020 it was agreed to revise this vgbe Standard to take into account
the latest technical developments and challenges, such as cyclic
plant operation, the increased use of amine-based conditioning
chemicals, and other design features of CCGT plants, etc.
In the presentation, the status of the revision was presented: an international
working group has identified 80 individual topics that
are to be revised, rewritten for further specification or also integrated
as new information. The revision is now largely complete, so that
publication can be expected in the near future.
In his second presentation on vgbe rules and regulations, Michael
Rziha reported on the revision of the VGB Cooling Water Guideline
VGB-R 455, which is now being transferred into a new vgbe Standard
– VGBE-S-455. This guideline was published in 2000 to replace
the 1990 edition. Since 2010, several attempts have been made to
revise it, but these had to be repeatedly interrupted, including completion
of the 42nd BImSchV and VDI 2047 (“Legionella”), which
had been waited for because these were to be incorporated. Since
May 2021, a newly established working group has now rapidly revised
the Standard, and publication can also be expected soon. Compared
to the previous Guideline VGB-R 455, the VGBE-S-455 covers
more aspects about cooling water systems, cooling water treatment,
materials and other relevant topics. Furthermore, the standard does
not only focus on power plants, but also covers the operation and
characteristics of other industrial cooling systems such as waste and
biomass incineration plants, steel plants, refineries, the chemical
industry, etc. As far as reasonable and possible, not only German but
also European as well as international standards and regulations
have been taken into account.
The entire lecture programme comprised a total of 24 contributions.
Among others, the presentation by Nana Mattiß “Iron problems in
the water-steam cycle” should be mentioned. Repeated quality problems
in the water of a CCGT plant newly constructed in 2019 have
been observed since commissioning, although a condensate polishing
system (mechanical and physical) has been in use. The impurities
have been visible through contamination on the sampling system.
In 2021, a turbidimeter was employed. Several dependencies
between conditioning and oxygen input could be clearly
demonstrated.
Furthermore, the effects of a rather short-term (of only a few minutes)
operation with “bad parameters” were very surprising and the
basic “side process” could be identified as the culprit.
This problem was also addressed in a contribution by Lars Dittmar.
In the paper “Behaviour and effects of corrosion products in plants
with frequent start-up processes and their monitoring – Turbidity
measurement as trend monitor for particulate corrosion products”,
the difficulties of online analysis for the detection of iron and other
68 | vgbe energy journal 10 · 2022

Report | vgbe Chemistry Conference 2022
Darüber hinaus haben die Auswirkungen einer recht kurzzeitigen
(von nur wenigen Minuten) Fahrweise mit „schlechten Parametern“
sehr überrascht und es konnte der grundlegende „Nebenprozess“ als
Verursacher identifiziert werden.
Diese Problemstellung wurde auch in einem Beitrag von Lars Dittmar
adressiert. In dem Beitrag „Verhalten und Auswirkungen von
Korrosionsprodukten bei Anlagen mit häufigen Anfahrvorgängen
und deren Überwachung – Trübungsmessung als Trendmonitor
für partikuläre Korrosionsprodukte“ wurden die Schwierigkeiten
bei der Online-Analyse zum Nachweis von Eisen und anderen Korrosionsprodukte
erläutert. In der Regel werden diese Analysen mit
großem Zeitaufwand im Labor durchgeführt. Eine Online-Trendanalyse
wird jedoch verstärkt notwendig und nachgefragt. In dem
Vortrag wurden neben den theoretischen Grundlagen auch die
Möglichkeiten des Einsatzes von ISO 7027-konformen Trübungsmessgeräten
zur kontinuierlichen Trendanalyse von Korrosionsprodukten
im Kraftwerksbetrieb dargestellt sowie deren Grenzen aufgezeigt.
Wirkungsgradverbesserungen sind stets Teil des kontinuierlichen
Verbesserungsprozesses bei jedem technischen Verfahren. André de
Bache hat in seinem Beitrag „Kurita Dropwise Technologie zur
Verbesser ung des Wirkungsgrads von Kraftwerkskondensatoren“
vorgestellt, wie die Wärmeübertragung verbessert werden kann.
Der in industriellen Kesselanlagen erzeugte Dampf wird je nach Verwendungszweck
des erzeugten Dampfes meist als Wasserfilm kondensiert,
z.B. in Wärmetauschern, Kondensatoren, Trockenzylindern
etc. Der so entstandene dünne Kondensatfilm wirkt wie
ein Isolator, der die Wärmeleitung im Produktionsprozess erheblich
behindert.
Es wurde dargestellt, wie der Flüssigkeitsfilm aus kondensiertem
Wasser auf Metalloberflächen durch die Anwendung der „Kurita
Dropwise Technology“ auf Basis filmbildender Substanzen reduziert
werden kann. Bei diesem Verfahren werden hydrophobe Oberflächenbedingungen
geschaffen und verlagern die filmartige Kondensation
in eine tropfenweise Kondensation, sodass die Wärmeübertragungseffizienz
erhöht wird.
Lieferengpässe, die mittlerweile die gesamte Industrie beeinträchtigen,
machen auch vor dem Kraftwerksbetrieb nicht Halt und stellen
die Kraftwerkschemiker vor besondere Herausforderungen. Dementsprechend
hat dieses Thema in den Diskussionen breiten Raum
auf der diesjährigen vgbe-Chemiekonferenz eingenommen. So wurde
ein Wechsel von Salzsäure auf Schwefelsäure mit den entsprechenden
Nachteilen diskutiert und auch der Einsatz von mobilen
Umkehrosmoseanlagen in Betracht gezogen. Allerdings gibt es hier
mittlerweile ebenfalls Lieferengpässe.
Der Beitrag von Anne Wiesel hat eindrucksvoll demonstriert, dass
Wissen um chemische Vorgänge im Wäscherbereich vorhanden ist
und genutzt werden kann. In ihrem Vortrag „Erhöhte Nitratkonzentration
im REA-Abwasser eines Steinkohlekraftwerks“ wurde die
corrosion products were explained. Usually, these analyses are carried
out in the laboratory at great expense of time. However, online
analysis is increasingly necessary and in demand. In addition to the
theoretical basics, the lecture also presented the possibilities of using
ISO 7027-compliant turbidimeters for continuous trend analysis
of corrosion products in power plant operation and pointed out their
limitations.
Efficiency enhancements are always part of the continuous improvement
process in any technical process. In the paper “Kurita Dropwise
technology as efficiency improver in power plant condensers”, André
de Bache has presented how heat transfer can be improved. The
steam generated in industrial boiler plants is usually condensed as
water film, e.g., in heat exchangers, condensers, dry cylinders, etc.,
depending on the intended use of the steam generated. Der so entstandene
dünne Kondensatfilm wirkt wie ein Isolator, der die
Wärmeleitung im Produktionsprozess erheblich behindert. The resulting
thin film of condensate acts like an insulator which considerably
impedes heat conduction in the production process.
It was shown how the liquid film of condensed water on metal surfaces
can be reduced by applying the “Kurita Dropwise Technology”
based on film-forming substances. In this process, hydrophobic
surface conditions are created shifting the film-like condensation
to dropwise condensation so that heat transfer efficiency is
increased.
Supply bottlenecks, which are now affecting the entire industry, do
not stop at power plant operations and pose particular challenges
for power plant chemists. Accordingly, this topic was intensively
discussed at this year’s vgbe Chemistry Conference. A change
from hydrochloric acid to sulphuric acid with the corresponding
disadvantages was discussed and the use of mobile reverse osmosis
plants was also considered. However, supply bottlenecks are also
arising.
vgbe-Chemiekonferenz /vgbe Chemistry Conference 2022: Impressionen von der Ausstellung/Views oft he exhibition
vgbe energy journal 10 · 2022 | 69

Report | vgbe Chemistry Conference 2022
Frage gestellt, welche unvorhergesehenen Überraschungen ein veränderter
Kohleeinsatz mit sich bringt? Neben den Lieferengpässen
zählt z.B. auch der Einsatz von Kohle geänderter Provenienzen zu
den Herausforderungen der aktuellen Energieversorgung. Im vorliegenden
Fall wurde der Einsatz schwefelarmer Steinkohle und der
festgestellte Anstieg der Nitratkonzentration im REA-Abwasser beschrieben.
Zum Verständnis des Ursache-Wirkungs-Prinzip und zur
möglichst raschen Beseitigung der Ursache ist ein tiefer Einstieg in
die Reaktionsgleichungen der REA-Chemie erforderlich und kann
auf das Wissen aus den 90er Jahren, das insbesondere von der Arbeitsgruppe
um Prof. Gutberlet erarbeitet wurde, zurückgegriffen
werden. In dem Beitrag von Anne Wiesel wurde ein Erklärungsansatz
geliefert, ohne vollständige und aufwändige Analytik der REA-
Prozesse.
Im Anschluss an die Vorträge gab es ausreichend Raum für Diskussionen,
die bereits beim Get-Together am Vorabend der Veranstaltung
begonnen hatten und bei der Abendveranstaltung am ersten
Konferenztag fortgesetzt wurden. Das „vgbe-Familientreffen der
Kraftwerkschemiker“, wie man diese traditionsreiche vgbe-Konferenz
durchaus bezeichnet kann, hat erneut gezeigt, wie wertvoll der
persönliche Kontakt und das Networking der Kraftwerkschemiker
ist. Dieses Veranstaltungsformat schafft den nötigen Rahmen, die
aktuellen Trends breit zu diskutieren und zu analysieren.
Das vgbe-Konferenzteam bedankt sich bei seinen Sponsoren Swan
Analytical Instruments AG, Kurita Europe GmbH und Purolite
GmbH sowie bei allen Teilnehmenden, Vortragenden und Austellern
für ihren wertvollen Beitrag zu dieser gelungenen Veranstaltung.
Die 59. vgbe Chemiekonferenz wird vom 24. Bis zum 26. Oktober
2023 im Maritim Hotel in Ingolstadt stattfinden. l
Anne Wiesel’s contribution impressively demonstrated that knowledge
about chemical processes in the scrubber sector is available
and can be used. In her presentation “Increased nitrate concentration
in the FGD wastewater of a hard coal-fired power plant”, the
question was posed as to what unforeseen surprises a changed of
coal might bring? In addition to supply bottlenecks, the use of coal
of different provenance, for example, is one of the challenges of current
energy supply. In the present case, the use of low-sulphur hard
coal and the observed increase in nitrate concentration in the FGD
wastewater were described. In order to understand the cause-effect
principle and to eliminate the cause as quickly as possible, a deep
dive into the reaction equations of FGD chemistry is necessary and
knowledge from the 1990s, which was developed in particular by
the working group around Prof. Gutberlet, can be used. Anne Wiesel
provided an explanatory approach without complete and elaborate
analysis of the FGD processes.
Following the lectures, there was ample room for discussions, which
had already begun at the get-together on the evening before the
event and continued at the evening event on the first day of the conference.
The “vgbe family reunion of power plant chemists”, as this
traditional vgbe conference can well be described, has once again
shown the value of personal contact and networking among power
plant chemists. This event format creates the necessary framework
to broadly discuss and analyse current trends.
The vgbe conference team would like to thank its sponsors Swan
Analytical Instruments AG, Kurita Europe GmbH and Purolite GmbH
as well as all participants, speakers and exhibitors for their valuable
contribution to this successful event.
The 59th Chemistry Conference will take place from 24 to 26 October
2023 at the Maritim Hotel in Ingolstadt.
l
VGB-Standard
Analysenverfahren im Kraftwerk
(vormals VGB-B 401)
Ausgabe 2020 – VGB-S-004-00-2020-10-DE
DIN A4, Print/eBook, 234 S., Preis für Mit glie der desa vgbe € 280.–, Nicht mit glie der € 420,–, + Ver sand und USt.
Die Kraftwerkschemie spielt in vielen Kraftwerksprozessen eine gewichtige Rolle. Sie unterstützt das
Kraftwerk bei dem sicheren, effizienten, umweltbewussten und auflagenkonformen Betrieb seiner Anlagen.
Sie hilft bei der Bewertung von Einsatzstoffen und im Kraftwerksprozess entstehenden Stoffen.
Um diesen Anforderungen gerecht zu werden, benötigt der Standort eine kompetente, personell gut
ausgestattete chemisch analytische Abteilung, die über die für eine qualitativ hochwertige Analytik
geeignete Analysengeräte verfügt. Die Analytik im Kraftwerk besitzt auch die Kompetenz Analysenwerte,
die von externen Labors erzeugt wurden, zu bewerten und die daraus notwendigen Handlungen
einzuleiten. Somit stellt die Analytik einen unverzichtbaren Kernbereich im Kraftwerk dar.
VGB-Standard
Analysenverfahren
im Kraftwerk
(vormals VGB-B 401)
VGB-S-004-00-2020-10-DE
Das „Handbuch der analytischen Kraftwerkschemie“ (VGB-B 401) existiert seit 1973. Seine Anfänge
liegen weit zurück, als der Einsatz von modernen elektronischen Medien hauptsächlich als Ersatz der
Schreibmaschine gesehen wurde. Inzwischen gab es bekanntermaßen eine rasante Entwicklung. Die
Allgegenwart des Internets ermöglicht eine schnelle Recherche von analytischen Sachverhalten. Diese Aktualität kann ein gedrucktes
Medium nie erreichen. Die Fachgruppe (TG) „Analytik“ erhielt deshalb durch das Technical Committee (TC) „Chemistry“ den Auftrag,
das Handbuch inhaltlich und konzeptionell zu überarbeiten und dem Einsatz neuer Medien Rechnung zu tragen. Zu diesem Zweck
wurde eine Projektgruppe gegründet, die das vorliegende Handbuch erstellt hat.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of vgbe energy e.V.
* Für Ordentliche Mitglieder des vgbe energy e.V. ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.
70 | vgbe energy journal 10 · 2022

Tagungs-Review Brennstoffe, Feuerungen und Abgasreinigung 2022
Tagungs-Review Brennstoffe,
Feuerungen und
Abgasreinigung 2022
––
Das Themenangebot war vielfältig und reichte von Sensoren-Einsatz
zur Schwingungsmessung über den Einsatz unterschiedlicher Werkund
Brennstoffe im Kesselbereich bis hin zur Reduzierung von
Quecksilber-, Staub- und SO 2 -Emissionen.
Die Fachtagung „Brennstoffe, Feuerungen und Abgasreinigung
2022“ hat am 28. und 29. September 2022 im Hotel Gastwerk in
Hamburg stattgefunden. Vor der historischen Kulisse des alten Gaswerks,
das vor rund 120 Jahren erstmals Licht in die Straßen und
Häuser Hamburgs brachte, wurde die diesjährige vgbe-Fachtagung
durchgeführt. Die ursprüngliche Veranstaltung wurde um den Part
der Abgasreinigung erweitert und ermöglicht somit eine integrale
Betrachtung der Brennstoffnutzung und die damit verbundenen
Auswirkungen auf entscheidende Anlagenkomponenten im Kraftwerk.
Vor allem im Hinblick auf die aktuelle Versorgungslage und
das Wiederanfahren bereits stillgelegter konventioneller Erzeugungskapazitäten,
rücken Anlagenflexibilität
und der Einsatz unterschiedlicher
Brennstoffe, unter Berücksichtigung der
Abgasreinigungskapazität verstärkt in
den Fokus. Auch wenn temporär fossile
Energieträger wieder vermehrt zum Einsatz
kommen, dürfen die ambitionierten
Klimaschutzziele, die auch mithilfe von
Brennstoffen neuer Provenienzen (H 2 ,
NH 3 ) und modernster Abgasreinigungstechniken
(Carbon Capture) erzielt werden,
gerade jetzt nicht außer Acht gelassen
werden.
Das Themenangebot war dementsprechend
vielfältig und reichte von Sensoren-Einsatz
zur Schwingungsmessung,
Feuerraumüberwachung und Korrosionsmessung
über den Einsatz unterschiedlicher
Werk- und Brennstoffe im Kesselbereich
bis hin zur Reduzierung von Quecksilber-,
Staub- und SO 2 -Emissionen.
Die Veranstaltung wurde von Dr. Thomas
Eck, Leiter des vgbe-Competence Centers
„Kraftwerkstechnologien und Umwelttechnik“,
eröffnet. In seinem Beitrag hat er
die Sicht des vgbe auf die Zukunft der konventionellen Kraftwerke erläutert.
So ist in Ermangelung großer, langfristiger Speicheroptionen
die konventionelle Erzeugung für die mittelfristige Versorgungssicherheit
nach wie vor unverzichtbar und die Kohlefeuerung eine der
Säulen der europäischen Strom- und Wärmeerzeugung. Aber auch
wenn das Zeitalter der Kohle zu Ende geht, könnte die Notwendigkeit
der Versorgungssicherheit den Übergang verlängern.
Hinsichtlich des Einsatzes von Sensoren ist der Beitrag von Adrian
Marx et al „Online-Korrosionsmonitoring in Kraftwerksanlagen“
hervorzuheben. Bei diesem Verfahren kommt ein Sensor zur quantitativen
Online-Erfassung der Korrosionsrate von Wandheizflächen
im Verdampferbereich von Kraftwerken zum Einsatz. Das vorgestellte
Verfahren konnte bis zur Marktreife entwickelt werden. Der passiv
gekühlte Korrosionssensor lässt sich durch minimalen Aufwand
Conference Review
Fuels, Firings and
Flue Gas Cleaning 2022
––
The range of topics was accordingly diverse and extended from the
use of sensors for vibration measurement to the use of different materials
and fuels in the boiler area and the reduction of mercury, dust
and SO 2 emissions.
The Conference “Fuels, Firings and Flue Gas Cleaning 2022” took
place on September 28 and 29, 2022 at the Hotel Gastwerk in Hamburg.
This year’s vgbe conference was held against the historic backdrop
of the old gasworks, which first brought light to the streets and
houses of Hamburg some 120 years ago. The original event was expanded
by the issue of flue gas cleaning, thus enabling an integral
view of fuel utilisation and the associated effects on crucial power
plant components. Particularly in view of the current supply situation
and the restarting of conventional generation capacities that
have already been shut down, the focus is increasingly on plant flexibility
and the use of different fuels, taking into account the flue gas
cleaning capacity. Even if fossil fuels are
increasingly used temporarily, the ambitious
climate protection goals, which are
also achieved with the help of fuels of
new provenance (H 2 , NH 3 ) and the most
modern flue gas purification technologies
(carbon capture), must not be disregarded
now.
The range of topics was accordingly diverse
and extended from the use of sensors
for vibration measurement, combustion
chamber monitoring and corrosion
measurement to the use of different materials
and fuels in the boiler area and
the reduction of mercury, dust and SO 2
emissions.
The event was opened by Dr Thomas Eck,
Head of the vgbe Competence Centre
“Power Plant and Environmental Technologies”.
In his contribution he explained
vgbe’s view of the future of conventional
power plants. For example, in
the absence of large, long-term storage
options, conventional generation is still
indispensable for medium-term security
of supply and coal-fired generation is one of the pillars of European
electricity and heat generation. Although the age of coal comes to
an end, the need for security of supply could prolong the transition
period.
With regard to the use of sensors, the contribution by Adrian Marx
et al “Online corrosion monitoring in power plants” is to be highlighted.
In this procedure, a sensor is used for the quantitative online
detection of the corrosion rate of wall heating surfaces in
the evaporator area of power plants. The presented method was
developed to market maturity. The passively cooled corrosion sensor
can be integrated at any point in an evaporator wall with minimal
effort, thus enabling optimal corrosion monitoring and making a
valuable contribution to optimised condition-based maintenance
(CBM).
vgbe energy journal 10 · 2022 | 71

Tagungs-Review Brennstoffe, Feuerungen und Abgasreinigung 2022
an jeder beliebigen Stelle in eine Verdampferwand integrieren und
ermöglicht somit ein optimales Korrosionsmonitoring und leistet
damit einen wertvollen Beitrag zur optimierten Condition-based
Maintenance (CBM).
Neben Beiträgen zu Werkstoffen von U. Schadow, in denen z.B. längsnahtgeschweißte
Alloy-Rohre anstelle von Kesselrohren mit Nickelbasis-Cladding
vorgestellt wurden, gab es interessante Einblicke in den
direkten Einfluss der Energiewende auf den Kraftwerksbetrieb und
mögliche Alternativen zu Wasserstoff als Brennstoff der Zukunft.
In seinem Beitrag „GKM und die Energiewende“ hat Peter Volkmann
die Auswirkungen auf einen Kraftwerksstandort eindrucksvoll dargestellt.
Die dabei zu beobachtenden Effekte im Hinblick auf Personal,
das insgesamt zu einem immer knapper werdenden Gut und
standortbestimmend wird, Anlagenfahrweise, Brennstoffsicherheit
etc. stellen die Betreiber vor enorme Herausforderungen, die von
den Teilnehmerintensiv diskutiert wurden.
Als Alternative zu möglichst grünem Wasserstoff rückt Ammoniak
als CO 2 -freier Brennstoff weiter in den Vordergrund. Dr. Jörg Leicher
hat in seinem Beitrag „Ammoniak als alternativer Brennstoff“
hervorgehoben, dass Ammoniak im großtechnischen Maßstab zur
Wärmeerzeugung eingesetzt werden kann, um die neuen Herausforderungen,
die sich aus dem Einsatz von Ammoniak für die Verbrennungstechnik
ergeben, wie z.B. die Stabilisierung von Flammen,
das Zündverhalten und wahrscheinlich hohe NOX-Emissionen,
bewerten und bewältigen zu können. Aber auch die seit Jahrzehnten
bewährte Wirbelschichtfeuerung bietet optimale Möglichkeiten,
ein breites Brennstoffband (Kohle, Biomasse, Klärschlamm, Abfall
etc.) einzusetzen, wie in dem Beitrag „Multifuel-Feuerung in der
zirkulierenden Wirbelschicht“ von Frank Leuschke vorgetragen.
Im Bereich Emissionsminderung wurde z.B. über die Ertüchtigung
der nassen Rauchgasentschwefelungsanlage (REA) am Standort
Lippendorf durch Dorian Rasche berichtet. Hier konnten durch den
Einbau einer Tray-Ebene oberhalb des Rohgaseintritts, ein neues
Suspendier- und Belüftungssystem und die Dosierung von Antischaummitteln
bei einem Schwefelgehalt in der Kohle von bis zu 2
% Schwefelabscheidungsgrade von bis zu 98 % erreicht werden.
Hinsichtlich Quecksilberemissionen (Hg) wurden unterschiedliche
technische Verfahren zur Reduktion von Hg-Emissionen bei der
Kohleverbrennung durch Dr. Jan Schütze vorgestellt und auf Anwendbarkeit,
Abscheidegrade und Kosten bewertet.
Nachdem die Veranstaltung durch ihren Zweijahresrhythmus und
pandemiebedingt vier Jahre nicht in Präsenz stattfinden konnte, war
die Resonanz bei den Teilnehmern sehr positiv. Das neue Format unter
Einbeziehung der Abgasreinigungstechnik wurde begrüßt.
In addition to contributions on materials by U. Schadow, in which
e.g. longitudinally welded alloy tubes were presented instead of
boiler tubes with nickel-based cladding, there were interesting insights
into the direct influence of the energy transition on power
plant operation and possible alternatives to hydrogen as the fuel of
the future.
In his contribution “GKM and the energy transition”, Peter Volkmann
impressively described the impacts on a power plant location.
The effects that can be observed with regard to personnel, which is
becoming an increasingly scarce commodity and decisive for locations,
plant operation, fuel safety, etc., present the operators with
enormous challenges, which were discussed intensively by the participants.
As an alternative to possibly green hydrogen, ammonia continues
to come to the fore as a CO 2 -free fuel. As an alternative to possibly
green hydrogen, ammonia continues to come to the fore as a
CO 2 -free fuel. In his paper ”Ammonia as an alternative fuel”, Dr Jörg
Leicher highlighted that ammonia can be used on an industrial
scale for heat generation in order to be able to evaluate and overcome
the new challenges arising from the use of ammonia for combustion
technology, such as flame stabilisation, ignition behaviour
and probably high NOXemissions. However, fluidised bed combustion,
which has been tried and tested for decades, also offers optimal
opportunities to use a wide range of fuels (coal, biomass, sewage
sludge, waste, etc.), as presented in the paper “Multifuel firing in the
circulating fluidised bed” by Frank Leuschke.
In the area of emission reduction, for example, Dorian Rasche reported
on the upgrading of the wet flue gas desulphurisation plant
(FGD) at the Lippendorf site. Here, the installation of a tray level
above the raw gas inlet, a new suspension and aeration system and
the dosing of antifoam agents enabled sulphur separation efficiencies
of up to 98 % to be achieved with a sulphur content in the coal
of up to 2 %.
With regard to mercury emissions (Hg), Dr. Jan Schütze presented
and evaluated different technical processes for reducing Hg emissions
during coal combustion in terms of applicability, separation
efficiencies and costs.
After the event could not take place in presence for four years due to
its biennial rhythm and the pandemic, the feedback from the participants
was very positive. The new format including waste gas
cleaning technology was welcomed.
vgbe events, such as the Fuels, Firings and Waste Gas Cleaning Conference,
offer participants an ideal platform for professional discussions
following the lectures and on the fringe of the event as well as
vgbe Fachtagung „Brennstoffe, Feuerungen und Abgasreinigung 2022“ –
Blick in den Tagungssaal.
vgbe Conference “Fuels, Firings and Flue Gas Cleaning 2022” –
View of the event hall.
vgbe Fachtagung „Brennstoffe, Feuerungen und Abgasreinigung 2022“ –
Dr. Thomas Eck, vgbe energy e.V.
vgbe Conference “Fuels, Firings and Flue Gas Cleaning 2022” “ –
Dr. Thomas Eck, vgbe energy e.V.
72 | vgbe energy journal 10 · 2022

Tagungs-Review Brennstoffe, Feuerungen und Abgasreinigung 2022
vgbe-Veranstaltungen, wie auch diese, bieten den Teilnehmern eine
ideale Plattform für fachliche Diskussionen im Anschluss an die Vorträge
und am Rand der Veranstaltung sowie beim Get-Together. Dabei
besteht die Möglichkeit, bestehende Kontakte auszubauen, aufzufrischen
sowie neue Beziehungen zu etablieren. Diese vgbe-Fachtagung
zeigte, dass die anstehenden Herausforderungen der
Energiewende und aktuell im Zusammenhang mit der Sicherung
der Energieversorgung nur gemeinsam mit allen Beteiligten – Hersteller,
Betreiber, Politik und Verbraucher – zu bewältigen sind. Für
die Lösung dieser Probleme und bei der Bewältigung dieser Aufgaben
bietet der vgbe als Fachverband einen technologieoffenen Rahmen,
der in Hamburger Gastwerk wieder optimal genutzt wurde.
Das vgbe-Organisationsteam bedankt sich bei allen Vortragenden
und Teilnehmern, die zum erfolgreichen Gelingen der Tagung beigetragen
haben.
Die nächste vgbe-Fachtagung „Brennstoffe, Feuerungen und Abgasreinigung“
ist für den Herbst 2024 geplant. Informationen dazu
werden rechtzeitig auf dem vgbe-Veranstaltungsportal, im vgbe
energy journal und im vgbe-Newsletter bekanntgegeben. l
at the get-together. Ample opportunity is provided to expand and
refresh existing contacts as well as to establish new relationships.
This vgbe conference showed that the upcoming challenges of the
energy transition and currently in connection with securing the energy
supply can only be overcome together with all parties involved,
i.e., manufacturers, operators, politicians and consumers. For the
solution of these problems and in coping with these tasks, vgbe offers
a technology-open framework, which was again optimally used
in Hamburg’s Gastwerk.
The vgbe organisation team would like to thank all speakers and
participants who contributed to the successful outcome of the conference.
The next vgbe conference on “Fuels, Firings and Flue Gas Cleaning”
is planned for autumn 2024. Information on this event will be announced
in good time on the vgbe event platform, in the vgbe energy
journal and in the vgbe newsletter.
l
VGB-Standard
Empfehlungen zum Management der funktionalen Sicherheit in
Dampfkesselanlagen und Anlagen des Wasser-Dampf-Kreislaufs
2. überarbeitete Ausgabe 2020
Ausgabe 2020 – VGB-S-008-00-2020-11-DE
DIN A4, Print/eBook, 166 S., Preis für Mit glie der des vgbe € 260.–, Nicht mit glie der € 390,–, + Ver sand und USt.
Mit den neuen Normen zur funktionalen Sicherheit auf Basis der EN 61508 wurde für die
Geräte anforderungen in Schutzkreisen das Management der funktionalen Sicherheit eingeführt.
Diese EN Normen bieten einen erheblichen Ermessensspielraum, der durch Hersteller und
Betreiber gestaltet werden muss.
Es ist erforderlich, die Anwendung dieser Normen in Kraftwerken zu konkretisieren. Es war daher
ein Ziel des Arbeitskreises „Funktionale Sicherheit“ beim VGB mit diesem VGB-Standard diese Hilfestellung
zu geben. Da es sich hier um die Erläuterung zum Hintergrund und zur Anwendung von
Teilbereichen des Managements der funktionalen Sicherheit handelt, wird dieser VGB-Standard nicht
als Bestellrichtlinie veröffentlicht. Hier ist jeder Hersteller und Betreiber gefordert, die Anforderungen
dieses Managements der funktionalen Sicherheit in seine Prozesse zu integrieren.
VGB-Standard
Empfehlungen zum
Management der funktio nalen
Sicherheit in Dampfkesselanlagen
und Anlagen des
Wasser-Dampf-Kreislaufs
2. überarbeitete Ausgabe 2020
VGB-S-008-00-2020-11-DE
Der Arbeitskreis (AK) hat ein Beispiel für eine Risikoanalyse einer Dampfkessel- und Druckanlage erarbeitet, da es zur eindeutigen Erläuterung
der Anwendung des Verfahrens als unabdingbar angesehen wurde. Die Empfehlungen können jedoch nur nach erneuter
Überprüfung im Rahmen eines Managements der funktionalen Sicherheit betrachtet werden.
Der VGB-Standard wendet sich sowohl an Betreiber von thermischen Kraftwerken wie auch an Hersteller und soll eine Hilfestellung
zur Anwendung der Normen zur funktionalen Sicherheit geben.
Diese Ausgabe ist ein Entwurf, da die EN 50156-1 zurzeit überarbeitet wird. Sobald der Entwurf der Norm veröffentlicht ist (voraussichtlich
2021), wird der Entwurf der VGB-S-008 auf Korrektheit in Bezug auf die EN 50156-1 Verweise geprüft und als finale Version
veröffentlicht. Diese finale Version der VGB-S-008 ist in einer aktuellen Bestellung enthalten.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of vgbe energy e.V.
* Für Ordentliche Mitglieder des vgbe energy e.V. ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.
vgbe energy journal 10 · 2022 | 73

Requirements for capacity
expansion and fuel supply for a
future-proof, secure and climatefriendly
electricity supply in
Germany
Hans-Wilhelm Schiffer, Stefan Ulreich and Tobias Zimmermann
Abstract
Anforderungen an Kapazitätsausbau
und Brennstoffversorgung für eine
zukunftsfeste, sichere und
klimagerechte Stromversorgung
in Deutschland
Das Stromsystem in Deutschland steht zwei
Herausforderungen gegenüber: eine deutliche
Steigerung der Nachfrage nach Strom, der zunehmend
für Wärme/Kälte und in der Mobilität
eingesetzt wird – und einen wachsenden
Anteil stark wetterabhängiger Stromerzeugung,
was zu einem komplexeren Abgleich zwischen
Stromerzeugung und -verbrauch führt.
Als Folge wird der Bedarf nach steuerbarer
Autors
Prof. Dr. Hans-Wilhelm Schiffer
Assistant professsor at
RWTH Aachen
Aachen, Germany
Prof. Dr. Stefan Ulreich
Hochschule Biberach
Biberach, Germany
Dr. Tobias Zimmermann
RWE Supply & Trading
Head Strategic Market Analysis
Essen, Germany
English version of the
original German article,
published in the vgbe energy
journal 8 (2022), pp. 30 to 45.
Leistung zumindest nicht sinken und stillzulegende
Kraftwerkskapazität muss durch neue
steuerbare Leistung ersetzt werden. Benötigt
wird sie für kurzfristige Schwankungen und
für saisonal einsetzbare Leistung, da z.B. die
Stromnachfrage für Heizungen die bisherige
Saisonalität verstärken wird. Neben anderen
Lösungen wie Lastfolge und Stromspeicher,
bieten sich zunehmend wasserstoffbefeuerte
Gaskraftwerke als Lösung an – in Kombination
mit der Nutzung von Gasspeichern und der
internationalen Infrastruktur zum Import
flüssiger oder gasförmiger Energieträger. l
Introduction
In traditional electricity systems, which prevail
in many countries in Europe, parts of
the USA and also in growth markets such as
China or India, thermal power plants (including
nuclear energy) dominate the generation
mix. Thermal power plants have the
advantage of providing energy as well as
secured output, i.e. capacity, at the same
time. For this, ‘only’ the technical availability
of the plants must be high and the fuel or
energy source used in the power plant must
be available reliably and in sufficient quantities
at all times.
The temporal structure of the demand curve
determines the optimal mix between more
base-load oriented power plants (high
CAPEX 1 , low SRMC 2 ) and peak-load power
plants (low CAPEX, high SRMC). There is an
as yet unresolved debate in science and practice
as to whether an energy-only market can
refinance sufficient power plant capacities or
whether additional capacity mechanisms are
necessary. Without being able or willing to
answer this question here in principle, it can
at least be stated that additional, capacityrelated
revenues in traditional power systems
need only be moderate. 3
In order to achieve the climate targets that
Germany and Europe have set themselves, it
is already clear that the burning of fossil fuels
will have to be greatly reduced in the
near future and that a large part of electricity
production will therefore have to be
based on renewable sources. These renewable
sources are – as of today – for the most
part not dispatchable and therefore provide
very cheap electrical energy but significantly
less or no secure power.
The aim of this article is to examine in general
– but also specifically for the situation in
Germany – whether there is a contradiction
between climate neutrality and security of
supply, and if so, how this can be resolved.
Even if much is still uncertain – and at best
should also be optimised and controlled via
market prices – it is already possible to make
reliable statements about which technologies
will be available and necessary in the
next few years based on today’s status. In addition
to fundamental considerations on
supply security during and after the conversion
of the electricity and energy system into
a CO 2 free system, we want to analyse how
the current gas supply crisis is to be classified
and what changes may result from it.
1 Current situation with
demand and its coverage
– crises and extraordinary
effect shape the
development since 2019
Energy consumption in Germany was
strongly influenced by the effects of the Co-
1
CAPEX = Capital Expenditures (Capital Expenditures)
2
SRMC = Short-Run Marginal Cost: short-term
marginal costs
3
See also example calculation in the section on
the Future Picture
74 | vgbe energy journal

Future-proof, secure and climate-friendly electricity supply in Germany
rona pandemic in 2020 and 2021. In particular,
for 2020 as a whole, the statistics show a
decrease in primary energy consumption, by
7.1 % compared to 2019. This trend was seen
for almost all energy sources and sectors; in
the transport sector and for oil products, the
Corona effects were particularly felt due to
reduced commuting and travel. Industry
also demanded less energy. The energy consumption
of private households stagnated.
Gross electricity consumption decreased by
3.5 % from 575 TWh to 555 TWh, mainly due
to Corona-related losses in industrial production.
4 It is also thanks to Corona-related
declines in demand that Germany was able
to achieve its climate targets for 2020.
Greenhouse gas emissions fell by 4.8 % compared
to 2019 to 729 million tonnes of CO 2
equivalents. This means that greenhouse gas
emissions in 2020 were 41.3 % below the
comparable 1990 level of 1,242 million t CO 2
equivalents. 5
Currently available statistics for 2021 show
a clear recovery in energy consumption.
Similar to the collapse caused by Corona,
the recovery is taking place across all energy
sources and sectors. For 2021 as a whole,
gross electricity consumption increased by
2.4 % to 569 TWh. The demand level before
the Corona crisis of 575 TWh in 2019 was
thus almost reached again in 2021. Unfortunately,
a comparable trend also applies to
greenhouse gas emissions, which increased
by 4.5 % compared to 2020 to 762 million t
CO 2 equivalents, but still remained 4.8 % below
the 2019 level (800 million t CO 2 equivalents).
Natural gas consumption in 2021 increased
by as much as 4.9 % and, at 3,288 PJ (112.2
million tce), exceeded the 2019 level by
2.3 %. Natural gas thus achieved a slightly
higher share of 26.8 % in total primary energy
consumption (2020: 26.4 %). 6 The
higher gas consumption was due to cool and
often windless weather in the first half of
2021: as a result, gas was needed more for
both heating and electricity generation.
With the outbreak of the Ukraine war and
actual and/or threatened supply stops from
Russia, natural gas is currently receiving
special attention and will continue to do so
for the next few years. Compared to ‘normal’
times, Russia has currently greatly reduced
its deliveries. For example, the share of supplies
from Russia has dropped to 35 % (January
2022) to 26 % (June 2022), and in July
and early August 2022 had contributed only
10 % to covering natural gas consumption
in Germany. 7 The latter figure is also ex-
4
Working Group on Energy Balances, data as of
April 2022
5
Federal Environment Agency, press release of
15 March 2022
6
Working Group on Energy Balances, Energy
Consumption in Germany in 2021
7
BDEW, Natural gas data current, as of
15.8.2022
DK/UK/Other
22 %
Netherlands
2011 2021
6 %
27 %
Norway
13 %
Domesticproduction
Russia
32 %
Source: H.-W. Schiffer (data basis: BAFA, Bruegel and own estimate)
plained by the temporary complete stop of
deliveries via Nord Stream 1 due to the revision.
8
Natural gas consumption in Germany decreased
by 14.7 % in the first half of 2022
compared to the corresponding period of
the previous year to 497 billion kWh. The
reasons include the significantly milder
weather compared to spring 2021, the
sharply increased price level and the noticeably
weakened economic growth. These factors
have led to a 3.5 % reduction in total
energy consumption in the 1st half of 2022
compared to the first six months of 2021.
The contribution of renewable energy to primary
energy consumption increased by
4.7 % in H1 2022. With exceptionally good
wind conditions, especially in February,
electricity generation from wind increased
by 18 % in H1 2022. Solar energy increased
by 20 %. Electricity generation from natural
gas has already been declining since mid-
2021. In the first half of 2022, around 12 %
less electricity was generated in gas-fired
power plants than in the corresponding period
of the previous year. 9
Admittedly, there have also been problems
with the fuel supply for individual energy
carriers and transport routes in the past. For
example, in the winter of 2021/22 – as in the
summer of 2022 – low water levels on the
Rhine did not allow the coal freighters to be
fully loaded. However, the coal storage facilities
at the power plants could be used
during this time. Such temporary failures or
bottlenecks in the supply of fossil fuels can
usually be bridged without major problems
for supply security due to the storage capacity
that exists in all fossil primary energy
sources.
A complete or almost complete failure of
Russia as a natural gas supplier cannot be
Netherlands
8 %
30 %
Norway
Domestic production
5 %
LNG 5 %
Fig. 1. Comparison of natural gas volumes for supply in Germany by origin 2011 and 2021.
8
Germany currently only imports natural gas by
pipelines, since there are no LNG hubs in Germany
so far.
9
BDEW, press release dated 16.8.2022 and
AGEB, press release dated 2.8.2022
Russia
52 %
compared in dimension and severity with
previous supply crises. Firstly, Germany is
dependent on Russian natural gas to a very
large extent. The share of Russian imports in
Germany’s natural gas consumption was a
good 50 % before the Ukraine war (F i g -
ure 1). 10 Secondly, Russian natural gas deliveries
to Germany are almost exclusively
pipeline-bound. This means that the import
infrastructure used for this cannot be used
by other potential gas suppliers. Thirdly,
‘cheap’ natural gas has a high importance in
Germany in providing space heating and as
an important energy source or chemical raw
material for German industry.
In the area of electricity generation, problems
with the supply of gas can currently
be best compensated for as long as sufficient
coal or nuclear power plants can stand
in. In the medium term, however, these
power plant capacities will at best be available
as a reserve for a few hours a year for
reasons of climate protection or other political
reasons.
In the short term, therefore, the federal government
must solve the problems with gas
supply, primarily with regard to buildings
and industry, but in the medium term it will
have to ensure that natural gas is also available
to the electricity sector again. Length
and size of this bridge depends on progress
in energy efficiency, the expansion of renewables
and the development of the hydrogen
economy.
The wholesale market price for electricity
has increased significantly in recent months
– even before the war between Russia and
Ukraine. While the annual average price for
base deliveries on EPEX SPOT was €37.67/
MWh in 2019 (2020: € 30.47/MWh), it was
already € 96.85/MWh in 2021. The main
driver for this was an increase in CO 2 prices
from 24.71 €/t in the annual average in
2020 to 53.68 €/t in the annual average in
10
BDEW, Natural gas data current, as of
15.8.2022
vgbe energy journal 10 · 2022 | 75

Future-proof, secure and climate-friendly electricity supply in Germany
2021. However, a shortage of power plant
capacities and price increases for fossil energy
sources also contributed to this. These
price developments, especially with regard
to CO 2 , can certainly be described as a kind
of normalisation, as the European CO 2 trading
system can now take effect and the necessary
investments in renewables, electricity
storage and clean back-up generation pay
off.
The now (impending) permanent default of
Russia, the most important natural gas supplier
from a European perspective, has led to
unprecedented price levels on the European
energy markets. The spot prices for gas on
the most important European trading
point TTF 11 rose on average in the first seven
months of 2022 (including the first
two weeks of August) by another 153 % to
€ 117.81/MWh compared to the annual average
in 2021, and this after a strong increase
already recorded in 2021. For example,
the price of natural gas on the EEX
spot market had been quoted at an average
of € 46.51/MWh in 2021 – compared to
€ 9.55/MWh in 2020 and € 13.74/MWh in
2019.
The situation is similar for (imported) hard
coal and oil. For example, the ARA 12
price for imported steam coal averaged
278 €/t in the first seven months of 2022
(including the first two weeks of August),
compared to 97 €/t in 2021, 42 €/t in 2020
and 50 €/t in 2019. The CO 2 price, on the
other hand, remains at a high level (83 €/t),
which was already reached before the
Ukraine war.
Due to marginal pricing in liberalised electricity
markets, electricity prices rise in particular
with gas and CO 2 prices. Marginal
pricing means that in each trading period
(usually hours in the day-ahead market),
the most expensive power plant needed to
cover demand in that hour sets the price.
However, this price does not only apply to
the most expensive, price-setting power
plant, but to all traded electricity quantities
and generators that buy or sell electricity on
the power exchange in the corresponding
hour. F i g u r e s . 2 t o 5 illustrate the merit
order effect of the increased CO 2 and fuel
prices. With fuel prices of 2020, the German
merit order would be quite flat and ‘well
mixed’. Depending on the hourly demand
and supply of renewables, hourly electricity
prices of at most approx. 100–150 €/MWh
and the historically observed annual average
price of approx. 30 €/MWh would result.
If the same analysis is carried out with
11
TTF (title transfer facility) is a virtual trading
point for natural gas in the Netherlands. Since
the Netherlands are/were a gas producer,
have excellent access to the European pipeline
system and also LNG terminals, the TTF market
is very competitive and liquid.
12
Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen (ARA)
are the three most important coal import harbours
in North-West Europe.
fuel prices from 2022, the picture shown in
F i g u r e 4 emerges. Compared to 2020, the
merit order is now significantly higher,
steeper and – due to the extreme increase in
gas prices – no longer ‘mixed’. Here, too, the
electricity price cannot be directly derived
graphically, as trading takes place on an
hourly basis and only average fuel and CO 2
SRMC in €/MWh
prices as well as the average availability of
the (renewable) generation plants are
shown in the graph. However, if we apply
marginal pricing at one point (on the right
half) of the merit order, we see that electricity
prices and revenues for all generators are
significantly higher than in F i g u r e 2 .
These additional revenues are greater the
Technology/ Efficiency CO 2 -emissions SRMC Capacity
Energy source from to from to from to case cumulative
% kg/MWh €/MWh GW
Renewable energies - - 0 0 2,5 2,5 33 33
Nuclear power - - 0 0 5 5 4 37
Lignite new 43 41 947 1,001 30 33 3 40
Lignite old 38 33 1,080 1,243 35 40 13 53
Hard coal new 47 44 731 776 31 33 8 61
Hard coal old 40 36 854 949 36 40 7 68
Natural gas new 58 45 345 448 27 35 13 81
Natural gas old 42 25 474 806 37 62 15 96
Oil and other fossil ener. - - - - 150 250 7 103
Price assumptions used
Approaches for renewable energies
Price hard coal: 42 €/t (6,000 kcal/kg)
Technology Capacity Availability Available
capacity
Price natural gas: 9.55 €/MWh th
GW h/a % GW
Costs lignite: 3 €/MWh th Wind offshore 8 3,500 40.0 3.20
Price CO 2 : 24.71 €/t
Wind onshore 56 2,250 25.7 14.38
Photovoltaic 59 900 10.3 6.06
Biomass 10 8,000 91.3 9.13
Sources: BAFA, EEX und NEP Strom 2017
Total 133 - - 32.77
Fig. 3. Approaches applied to create a merit order for Germany for the year 2020.
SRMC in €/MWh
120
100
80
60
40
20
Installed capacity in GW
SRMC = Short run marginal costs
Average available capacity for renewable energies applied
Source for price data: BAFA, EEX and NEP Electricity 2017
Fig. 2. Illustration of a merit order for Germany in 2020 SRMC (€/MWh).
750
650
550
450
350
250
150
50
Oil and other fossil energies
Gas
Hard coal
Lignite
Nuclear energy
Renewable energies
0
0 5,2 10,3 15,4 20,6 25,7 30,9 36 41,1 46,3 51,4 56,6 61,7 66,8 72 77,1 82,2 87,4 92,5 97,7
Oil and other fossil energies
Gas
Hard coal
Lignite
Nuclear energy
Renewable energies
-50 0 5,2 10,3 15,4 20,6 25,7 30,9 36 41,1 46,3 51,4 56,6 61,7 66,8 72 77,1 82,2 87,4 92,5 97,7
Installed capacity in GW
SRMC = Short run marginal costs
Average available capacity for renewable energies applied
Source for price data: BDEW, natural gas data as of 15.08.2022 and NEP Electricity 2017
Fig. 4. Illustration of a merit order for Germany in 2022 SRMC (€/MWh).
76 | vgbe energy journal 10 · 2022

Future-proof, secure and climate-friendly electricity supply in Germany
Technology/ Efficiency CO 2 -Intensity SRMC Power
Energy sources from to from to from to case cumul.
% kg/MWh €/MWh GW
Renewable energies - - 0 0 2,5 2,5 33 33
Nuclear energy - - 0 0 5 5 4 37
Lignite new 43 41 947 1,001 86 91 3 40
Old lignite 38 33 1,080 1,243 98 113 13 53
Hard coal new 47 44 731 776 146 155 8 61
Hard coal old 40 36 854 949 170 189 7 68
Natural gas new 58 45 345 448 249 324 13 81
Natural gas old 42 25 474 806 343 582 15 96
Oil and other fossil ener. - - - - 750 800 7 103
Price assumptions used:
Approaches for renewable energies
Price hard coal: 277 €/t (6,000 kcal/kg)
Technology Capacity Availability Available
capacity
Price natural gas: 116 €/MWh th
GW h/a % GW
Costs lignite: 3 €/MWh th Wind offshore 8 3,500 40.0 3.20
Price CO 2 : 83 €/t
Wind onshore 56 2,250 25.7 14.38
Photovoltaics 59 900 10.3 6.06
Biomass 10 8,000 91.3 9.13
Total 133 - - 32.77
Basis: BDEW, natural gas data as of 15.08.2022 and
NEP Electricity 2017
Fig. 5. Approaches used to create a merit order for Germany for the year 2022.
further to the left the corresponding power
plant is in the merit order – i.e. how ‘deep in
the money it is’. Consequently, renewables,
nuclear energy and coal-fired power plants
have the largest additional revenues. Gasfired
power plants, on the other hand, especially
if they are price-setting in the corresponding
hour, i.e. are exactly at the intersection
of demand and merit order, continue
to make no profits according to the merit
order principle, since the increase in revenue
only compensates for the increase in
fuel costs.
In fact, wholesale prices for electricity have
risen strongly. The first seven months of
2022 (including the first two weeks of August)
show another strong increase on EPEX
SPOT with an average value of € 217.82/
MWh for base deliveries. The future price
development can also be observed – at least
as the market sees it: The forward price
curve also showed a strong increase between
July and August 2022. In addition, it
is in a very clear “backwardation”, i.e. the
price for power delivery base in the next
year 2023 is (as of mid-August 2022) at its
highest with 512 €/MWh and then decreases
year by year to 321 €/MWh in 2024 and
218 €/MWh in 2025. The market thus expects
a certain easing of the situation in the
course of 2024. But the ‘end’ of the forward
curve is also significantly elevated compared
to prices before 2021, as a very strong
shift away from pipeline gas is expected, resulting
in a higher price level even in the
more distant delivery years (F i g u r e 6
and Figure 7).
In addition to the high gas prices, there are
also risk premiums – large consumers of energy
are currently willing to pay premiums
in order to have a guaranteed price for the
next few years. Therefore, the picture looks
even more extreme in terms of forward prices
for the next few years: These were (as of
mid-August 2022) at € 213/MWh for 2023,
at € 143/MWh for 2024 and at € 88/MWh
for the delivery year 2025 – and thus significantly
higher than in mid-July. The forward
prices are relevant for large consumers and
1,000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
-
August
September
October
Appointment
prices month
November
December
January
February
March
April
4Q22
1Q23
2Q23
3Q23
4Q23
1Q24
2Q24
3Q24
4Q24
municipal utilities, as they usually buy their
volumes forward several years in advance.
Energy consumers should therefore prepare
for a significantly higher energy price
level, both for natural gas and electricity
(Figure 8).
Politically, there is currently an intense debate
on whether marginal pricing should be
retained or replaced by other concepts due
to the sharp increase in profits for certain
producers and the sharp increase in costs for
consumers. This question cannot and should
not be discussed extensively and conclusively
in this article. However, it definitely makes
sense to take a closer look at the principles
and advantages of marginal pricing. Firstly,
at first glance it does not seem logical that all
producers are remunerated with the costs of
the most expensive power plant, even if
their own costs are significantly lower. However,
it must be considered that in marginal
pricing only short-term, variable costs are
ever taken into account, as only these are
relevant for the decision to ramp up a power
Forward
prices quarters
1Q25
2Q25
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Forward
prices years
Base (20.7.) Peak (20.7.) Base (17.8.) Peak (17.8.)
Fig. 6. Forward price curve power Germany EEX (20 July and 17 August 2022) – in € /MWh.
700
600
500
400
300
200
100
-
January
March
May
July
September
Month Quarter Year
November
January
March
2Q21
EPEX SPOT
4Q21
2Q22
4Q22
2Q23
4Q23
EEX
2Q24
4Q24
2Q25
2018
Fig 7. Power Germany average values spot exchange EPEX SPOT and forward prices EPEX
(17 August 2022) – in € /MWh.
2020
2030
2031
2032
2024
2026
2028
2030
2032
vgbe energy journal 10 · 2022 | 77

Future-proof, secure and climate-friendly electricity supply in Germany
250
200
Delivery month Delivery quarters Delivery years
will take some time. The extent to which the
high energy and electricity prices and the associated
savings in energy consumption are
possible or will take place without a widespread
recession or hardship in the distribution
of scarce gas volumes is not yet foreseeable.
250
100
50
0
August
September
October
November
4Q22
1Q23
plant or not. The inclusion of other costs in
the bid price is usually even interpreted as
an abuse of market power and sanctioned by
the regulator. However, this means that all
power-generating plants have to make some
profit from marginal pricing over the course
of their lifetime in order to cover their fixed
costs (especially capital costs). While this
seems to be more than the case in the current
(fuel price) situation. However, in times
of lower fuel prices, sufficient fixed cost recovery
is not guaranteed and has not always
been the case in the past. Therefore, certain
phases with increased profits from marginal
pricing are necessary to compensate for
worse phases with insufficient fixed cost recovery.
For the consumer, marginal cost
pricing over a longer period of time therefore
means no disadvantage and no increased
electricity costs. Secondly, it is
worth taking a look at which plants benefit
particularly from high fuel prices. Basically,
over- and under-returns in marginal pricing
always occur when the power plant fleet
does not optimally match the energy-economic
framework conditions, e.g. fuel prices;
the system is not economically in equilibrium.
If the system had the possibility to react
quickly and without friction to the
current situation, it would build significantly
more renewables to save fuel costs. However,
it is precisely these renewables that currently
generate the highest additional revenues
compared to 2020, as shown in F i g u r e 4 .
Marginal pricing thus ensures that the highest
profits are generated by the generators
that are most urgently needed for more efficient
and cheaper electricity production and
thus creates the highest incentives to invest
in precisely these technologies.
2Q23
20.7. 17.8.
Fig. 8. Derivatives market prices natural gas Germany THE EEX (20 July and 17 August 2022)
– in € /MWh.
3Q23
2023
2024
2025
2026
The price increases in recent weeks and
months have already led to various reactions.
In the residential customer sector,
there have been the first supplier failures;
customers suddenly prefer to switch to the
basic supply tariff 13 because it is becoming
more attractive in terms of price and, conversely,
basic suppliers are adjusting their
tariffs significantly. Industrial customers
who have bought electricity for the long
term are in a comparatively favourable situation,
but they are also looking ahead and
know they must continue to hedge their
bets. And there are also companies that have
repeatedly missed the right entry into hedging
and are now paying heavily into the spot
market. According to a DIHK survey 14 , considerable
quantities of gas for 2022 still had
to be procured in July. About half of the industrial
companies have already secured
their gas requirements. But more than a
third still had to purchase (as of July 2022)
more than 30 percent of their annual demand
for 2022. This corresponds to around
50 TWh of gas. However, industrial companies
have also often reacted extraordinarily
quickly: Evonik replaces up to 40 % of the
natural gas demand at its German sites with
LPG (Liquefied Petroleum Gas), including in
a natural gas power plant. 15
Should Russia continue to supply significantly
less gas or none at all, it is already
clear that the demand side will have to make
a relatively large contribution in the near
future to balance supply and demand. So,
depending on the weather, more or less gas
will have to be saved in the coming winters.
Alternative solutions such as ‘real’ efficiency
gains (i.e. the same output with less energy
consumption), the development of alternative
gas supply routes and infrastructure,
and the expansion of renewable energies
13
The basic supply tariff is a tariff that is available
for everyone also on short notice. After
liberalization this tariff was definitely not the
most competitive one, but the tariff of last resort
e.g. when a supplier defaulted and the
customers need immediate access to energy.
14
DIHK, Press release: Sharp rise in energy prices
jeopardises production in Germany,
25.7.2022
15
Evonik, Press release: Evonik substitutes up to
40 percent natural gas at German sites,
8.8.2022
For investors and operators of renewable energies
in particular, the situation has turned
very positive within a very short time. Before
the Covid-19 crisis, experts were thinking
that plants leaving the EEG 16 could no
longer be operated at the expected electricity
price level 17 . In the meantime, the use of
the so-called “Ü-20” plants is very much
continued by means of corporate PPAs for
two to three years. Similarly, other power
plants suddenly find a much better deal.
2 Current situation with
regard to electricity
generation capacity to
meet demand in Germany
As of 31 May 2022, Germany had a net installed
electricity generation capacity of
232.0 gigawatts (GW). 18 Of this, renewable
energy plants accounted for around 60 %
(138.6 GW) and conventional plants for
around 40 % (93.4 GW). Of the total installed
capacity, 12.5 GW of power plants
are located outside the electricity market.
These are lignite units in security standby,
system-relevant plants based on hard coal,
natural gas and petroleum products that are
only operated at the request of the transmission
system operators for the purpose of
maintaining security of supply (grid reserve),
temporarily decommissioned plants
based on natural gas and petroleum products,
and natural gas capacity in the capacity
reserve.
The net capacity of electricity generation
plants on the electricity market as of 31 May
2022 was 219.5 GW accordingly. Of this,
81.0 GW is accounted for by conventional
and 138.6 GW by renewable energy plants
(Table 1, Figure 9).
The highest load achieved in Germany in recent
years as measured by the transmission
system operators, which usually occurs in
the early evening of a winter month (and
16
The EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz) is
the legal basis for the promotion of renewable
energies for electricity generation in Germany
(promotion of plants up to 20 years).
17
B. Glensk, R. Madlener, Energiewende @
Risk: On the Continuation of Renewable Power
Generation at the End of Public Policy Support,
FCN Working Paper No. 05/2019 (May
2019).
18
Includes offshore wind power in the Exclusive
Economic Zone (offshore); in addition, the
reported data on electricity generation capacity
on the electricity market includes plants
that are installed in Austria, Luxembourg,
Switzerland or Denmark, but feed directly
into the German grid.
78 | vgbe energy journal 10 · 2022

Future-proof, secure and climate-friendly electricity supply in Germany
outside the holiday season), is around
80 GW. According to the Federal Network
Agency, the maximum load in 2021 was
reached on 30 November in the period 11:45
– 12:00 with a total of 81,368 MW. In 2020,
the peak load was 79,480 MW on 3 December
at 17:45 – 18:00. However, this ‘load
measurement’ based on hourly production
data from the TSOs is not complete for Germany.
The reason for this are industrial
power plants whose production is not fed
into the public grid. Estimates put the missing
quantities at 5-10 % of the hourly measured
demand, so that the actual peak load is
currently around 85 GW.
The security of supply is determined by the
extent to which electricity generation capacity
can be assumed to be reliably available at
the time of the peak load.
The share of secured capacity in installed
capacity varies for the different technologies.
For plants based on nuclear energy,
hard coal, lignite and natural gas, more than
90 % of the installed capacity can be classified
as secured 19 . At the other end of the
spectrum is photovoltaics (PV). The PV capacity
available at the time of the expected
peak load should be assumed to be zero,
since in Germany the peak load typically occurs
at a time when it is dark. The situation
is more favourable for wind energy – this applies
in particular to offshore plants. However,
it cannot be ruled out that there is a
wind lull at the time of the highest load
(F i g u r e 10 ). For this reason, the European
Network of Transmission System Operators
for Electricity ENTSO-E, for example,
sets the share of secured capacity in installed
capacity at

Future-proof, secure and climate-friendly electricity supply in Germany
Running and storage water
Biomass
Solar energy
Wind offshore
Wind onshore
Other energy
Pumped storage
Mineral oil
Natural gas
Hard coal
Lignite
Nuclear energy
Net capacity of plants
on the electricity
market in MW at the
start of 2022*
219,536
4,878
9,492
59,297
7,774
56,080
5,927
2,907 9,778
27,883
14,746
16,718
4,056
Secured capacity in
MW
Beginning 2022**
80,431
1,366 311
0 5,695 561
2,704 7,822
3,556
25,931
13,419
15,213 3,853
Secured capacity is
reduced to < 75,000 MW
by 2025 due to the
nuclear phase-out and
the regulations under the
Coal Phase-out Act.
The transmission system
operators assume a peak
load of 82,600 MW and
81,100 MW for 2021 and
2022, taking into account
the load reduction
potentials.
* Net capacity of electricity generation plants on the electricity market according to the power plant list of the Federal Network Agency,
as of 31.05.2022 (renewable energy plants recorded as of 31.12.2021). In addition, the Federal Network Agency has recorded 12,489 MW
plants outside the electricity market. These include plants on standby and grid reserve power plants.
** Calculated using the average failure rates for conventional power plants and non-availability rates for renewable energy plants.
According to the transmission system operators and ENTSO-E, these are 5 % for nuclear energy, 9 % for lignite and hard coal,
7 % for natural gas, 72 % for run-of-river, 40 % for biomass, 20 % for pumped storage, 99 % for wind onshore, 96 % for offshore wind and
100 % for photovoltaics.
Fig. 9. Derivation of the secured capacity from the net capacity of the power generation plants
in Germany.
Installed capacity (in MW)
Secured capacity (in %)
4,056
95 %
Nuclear power
18,898* 19,045**
91 % 91 %
Lignite
Hard coal
32,085***
93 %
Natural gas
Hydropower
Secured capacity or power credit is the percentage of a power plant's nominal capacity that, statistically speaking,
is reliably available at the time of the annual peak load.
* of which 1,886 MW in security reserve and 294 MW
** of which 4,299 outside the electricity market (grid reserve) and 1,263 MW
capacity reserve)
56,080
4,878
28 % 1 %
Wind onshore
wind offshore
59,297
Photovoltaics
Biomass
Hydro pumped
storage
*** of which 4,202 MW outside the electricity market provisionally
decommissioned (1,382 MW grid reserve and 1,557 MW
provisionally decommissioned plants)
Sources: Federal Network Agency, power plant list as of 31.05.2022 (EEG plants evaluated as of 31.12.2021); TSOs (outage rates for conventional power plants
or non-availability rates for renewable energies according to the report of the German transmission system operators on the power balance
2017 - 2021, 23 January 2019 as well as the report of the German transmission system operators on the power balance 2018 - 2022, as of 18.02.2020),
ENTSO-E (according to ENTSO-E, non-availabilities for wind vary between 96 and 98 %).
Fig. 10. Installed and secured capacity (31.05.2022).
in gigawatts
100
93,5*
7,774
Nuclear phase-out: - 4.1 GW
Safety readiness: - 1.8 GW
Coal phase-out**: - 5.4 GW
New build: + 4.0 GW
9,492 9,778
4 % 0 % 60 % 80 %
86,2
2022 2025
* Net installed capacity including power plants outside the electricity market of 12.5 GW
** Statutory closures (KVBG): Lignite phase-out path: 1,652 MW; third, fourth and fifth round tender: 3,681 MW
Source: Federal Network Agency, power plant list, as of 31.05.2022
Highest
grid load
2021
cording to KVBG. This would be almost a
halving compared to the status on 31 May
2022.
In the case of a complete coal phase-out
brought forward to 2030, only 41.7 GW of
the currently installed fossil-fired power
plant capacity – including 32.1 GW based on
natural gas – would remain (4.7 GW petroleum
products and 4.9 GW other non-renewable
energies), provided that no closures
in the area of these plants also take
place by then. Other capacities not based on
renewable energies are the pumped storage
power plants. Their total capacity as of 31
May 2022, including plants installed abroad
but feeding directly into the German grid, is
estimated at 9.8 GW. This would be almost
half the installed conventional capacity of
93.5 GW as of 31 May 2022.
The power plant fleet is also
changing in other European
countries
The dispatchable capacity that is currently
still abundantly available in some of our
neighbouring states will decrease. It is to be
expected that the capacity of coal-fired power
plants will be significantly lower than today
not only in Germany, but also in a number
of other states by 2030. This applies to
Poland, the Czech Republic, Slovakia, Hungary,
Romania, Greece, the Netherlands, Italy,
Great Britain, Ireland, France, Spain,
Finland and Denmark. In these countries –
with the exception of Poland – it has been
decided to end coal-fired power generation
by 2030 (F i g u r e 1 2 ). Depending on the
various scenarios modelled, the International
Energy Agency arrives at results that confirm
this trend (Ta b l e 2 ). For the EU-27 as
a whole – including Germany – a reduction
in coal-fired power plant capacity to 43.4 GW
by 2030 is assumed in the Stated Policy Scenario
(SPS) and to 23.7 GW in the Announced
Pledges (APS) and Sustainable
Development (SDS) scenarios. This would
be a reduction of between 92.5 and
112.2 GW compared to 2020. In addition,
there is a reduction in the capacity of nuclear
power plants, which is estimated at
16.5 GW (SPS) and 10.9 GW (GSP and SDS)
for the EU-27 by 2030 compared to 2020,
despite the expected capacity increase for
Finland and the unchanged capacity in the
Czech Republic. 21 Of this, 8.1 GW is attributable
to Germany. Part of this expected capacity
reduction in coal and nuclear energy
will be compensated by a gross increase in
natural gas-fired CHP plants in other European
countries by 2030.
In order to relieve the tense situation on the
energy markets, the Bundestag and the Bundesrat
adopted a bill on 7 and 8 July 2022,
respectively, to make replacement power
plants available and to reduce gas consumption
in the electricity sector. The aim of the
Fig. 11. Development of conventional power generation capacities in Germany until 2025
in gigawatts.
21
International Energy Agency (2021)
80 | vgbe energy journal 10 · 2022

Future-proof, secure and climate-friendly electricity supply in Germany
No use of coal for power
generation
Coal phase-out decided
Coal phase-out discussion
not yet started
Share of coal in total
electricity generation
2021 in %.
EU-27: 15.2 %
Quelle: Europe Beyond Coal (2022). Europe‘s Coal Exit, Overview of National Coal Phase out Commitments. Updated 2 June 2022;
https://beyond-coal.eu/europes-coal-exit/
Fig. 12. National pledges to phase out coal in Europe, indicating the date for the coal phase-out.
provides the lion’s share of output and energy:
6.2 GW are installed in Germany with
a storage volume of around 40 GWh. Battery
storage capacity amounted to around
4.5 GWh at the end of 2021. Home storage
systems with a capacity of up to 30 kWh
dominate stationary battery storage. Overall,
it is assumed that there will be 430,000
home storage systems in Germany at the end
of 2021. At that time, a total of 3.54 GWh of
battery storage capacity with 1,940 MW of
home storage capacity had been installed in
Germany 23 . Commercial storage is defined
as storage systems between 30 kWh and
1 MWh. The number of large-scale storage
systems (system class of 1 MWh or more) is
97 as of the end of 2021. The stock of EVs
(electric vehicles) is estimated at 1.27 million
at the end of 2021 (39.59 GWh with direct
current of 51.84 GW and alternating
current of 7.71 GW). However, these EV capacities
are only available for flexibility to a
limited extent: firstly, their use is only possible
if the electric car is also currently connected
to the grid and the technical controls
Tab. 2. Development of power generation capacities in the EU-27 according to scenarios of the International Energy Agency’s World Energy
Outlook 2021.
Year
Nuclear
energy
Hydrogen
Fossil
with
CCS
Coal
without
CCS
GW
Stated Policy Scenario
Natural gas
without
CCS
Oil
products
Renewwable
energies
Batterystorage
2020 510.1 109.1 0 0 135.9 182.8 34.7 2.5 975.1
2030 893.8 92.6 0 0 43.4 206.4 18.1 14.9 1,269.2
2035 1,010.6 84.4 0 0 20.6 212.3 14.3 40.4 1,382.6
2040 1,061.6 82.5 0 0 12.6 215.6 10.2 75.7 1,458.2
2045 1,086.6 82.5 0 0 12.3 194.8 7.8 99.8 1,483.7
2050 1,106.1 82.5 0 0 10.8 161.9 6.3 130.0 1,497.6
Announced Pledges und Sustainable Development Scenario
2020 510.1 109.1 0 0 135.9 182.8 34.7 2.5 975.1
2030 1,069.4 98.2 0 0.3 23.7 163.7 10.8 49.9 1,416.0
2035 1,317.2 94.6 0 4.0 1.4 137.0 0.9 92.7 1,647.7
2040 1,489.5 98.6 32.7 7.9 0.4 87.4 0 137.3 1,853.9
2045 1,588.1 99.4 71.2 10.7 0.0 26.2 0 170.6 1,966.3
2050 1,647.1 99.4 73.3 12.7 0 23.9 0 193.9 2,050.3
Source: International Energy Agency, World Energy Outlook 2021, Paris, October 2021
Total
so-called Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz
(EKBG) is to provide the electricity
market with additional generation capacities
using the energy sources hard coal, lignite
and mineral oil for a limited period of
time. For this purpose, power plants are to
be used that are currently only available to a
limited extent, would soon be shut down or
are in reserve. Since it can be assumed that
this is a temporary situation, the measures
will be limited in time. Furthermore, power
plants will only return to the electricity market
if this is necessary to avert a threat to the
gas supply system. This includes, among
other things, that the lignite-fired power
plant units Niederaussem E + F, Neurath C
and Jänschwalde E + F, which are currently
on standby in accordance with § 13g EnWG,
will be transferred to a supply reserve from
1 October 2022 until 31 March 2024 and can
participate in the electricity market again if
necessary to replace natural gas in electricity
generation. As a consequence, this not
only means that coal-fired power plants will
be kept in reserve for longer in extreme situations,
but also significantly higher electricity
production from coal and the associated
CO 2 emissions.
New options for short-term flexibility
are increasingly implemented
The capacity of storage and pumped storage
power plants is assumed to remain constant
for Germany until 2030. 22 Pumped storage
are set up for this. Secondly, this must also
be contractually regulated. But the potential
is obviously considerable.
Other flexibility options that can be considered
are network backup devices (NBD),
demand side management (DSM) and largescale
battery storage. NBD, which can be
used for emergency power supply (in case of
local supply interruptions), usually consist
of a diesel or natural gas powered engine
22
r2b energy consulting/Consentec/Fraunhofer
ISI/TEP Energy (2021)
23
E.ON ERC / RWTH Aachen, The development
of battery storage systems in Germany – A
market review (status 2022), Jan Figgener et
al. https://arxiv.org/abs/2203.06762
vgbe energy journal 10 · 2022 | 81

Future-proof, secure and climate-friendly electricity supply in Germany
and a generator. In a project report submitted
to the Federal Ministry for Economic Affairs
and Energy in April 2021, the installed
capacity that can be economically tapped in
Germany as a result is assumed to be in
the order of 4.5 GW. The economically exploitable
load reduction potential of industry
in Germany that exceeds the available
potential (voluntary load shedding by industry
in return for remuneration – DSM) is
extrapolated in the same study to 15.6 GW
for 2030. With regard to the development of
large-scale battery storage, this project report
assumes a capacity increase for Germany
from 0.6 GW in 2021 to 2 GW in
2030. 24
3 Current situation with fuel
supply
The consideration of supply security in the
above section focuses (as is traditionally the
case) on the availability of electrical power
in times of peak load or peak residual load.
Due to the complex interaction of fluctuating
renewable feed-in and electricity storage,
at least probabilistic methods and simulation
techniques are used to determine the
demand for secured thermal power. However,
this does not change the aforementioned
focus on electrical power.
Since the Russian invasion of Ukraine, the
focus has shifted to the sufficient supply (of
power plants) with fuels. This is because the
implicitly assumed guaranteed supply of fuels
to the power plants means precisely the
advantage of these plants over electricity
storage facilities, for example. In Texas, icing
of the gas infrastructure had led to problems
with the power supply in the cold snap
in March 2021. Here, too (for other reasons,
of course), the gas-fired power plants could
not be supplied with fuel, so that the security
of electricity supply was jeopardised despite
sufficient secured electrical power at
the time. Another example is the supply to
the hard coal-fired power plants along the
Rhine. In the summer of 2022, drought and
high temperatures caused the water level to
drop sharply. As a result, the supply of power
plants, especially in Hesse and Baden-
Württemberg, from the import ports of Amsterdam/Rotterdam/Antwerp
(ARA) was
restricted. Due to the low water levels, the
inland vessels could no longer be loaded according
to their full capacity.
These examples illustrate the advantage of
domestic energy sources – this applies in
particular to renewables and lignite, which
are not subject to comparable impairments.
Furthermore, the storability of fuels to cover
seasonal demand is essential. This applies,
for example, to hard coal or natural gas.
The fuel supply of power plants with lignite
is particularly favourable from the point of
24
r2b energy consulting/Consentec/Fraunhofer
ISI/TEP Energy (2021)
view of security of supply. Between the
years 2000 and 2020, up to 183 million
tonnes per year were extracted from the
opencast mines existing in Germany and
mainly converted into electricity. In 2021,
the production volume realised in the three
coalfields Rhineland, Lusatia and Central
Germany amounted to 126.3 million tonnes
corresponding to a calorific value of 39.3
million tonnes of hard coal units. Of this,
113.6 million tonnes, or about 90 %, were
used to generate electricity and heat in power
plants. Most of the power plants are located
in the immediate vicinity of the opencast
mines. They are supplied with raw lignite
via conveyor belts or by train. For the
most part, mining, power generation plants
and the associated infrastructure are all
bundled in one company. This is particularly
true of the Rhenish mining area. In principle,
the opencast mines are the storage facilities
that are accessed by means of extraction
to supply the power plants. To bridge
short-term fluctuations between the extraction
of lignite and the demand of the power
plants, reserves are kept in bunkers. This
system has always proven to be resilient,
even during periods of cold or heat. Instead
of drawing water from surface waters, lignite-fired
power plants can use mine water
that has been lifted and treated for cooling
purposes. This means that there is no need
to restrict the operation of the plants even
during periods of high heat and drought.
Nuclear energy is 100 % dependent on fuel.
However, in view of the fuel reserves with a
range of several years, nuclear energy can be
accorded the same importance as domestic
energy sources from the point of view of security
of supply. Accordingly, nuclear energy
is regularly counted as domestic energy in
international statistics, even when supplied
with fuel rods from abroad.
For hard coal, Germany has been 100 % dependent
on imports since the last mines
closed at the end of 2018. In 2021, 41.1 million
tonnes of hard coal had been imported
into Germany. Of this, 25.8 million tonnes
were steam coals, which are mainly used to
generate electricity. With a share of 70.5 %,
the Russian Federation was the most important
supplier of steam coal for Germany in
2021. The EU sanctions package of 8 April
2022 provides for an import ban on Russian
coal. According to this, the conclusion of
new coal import contracts is prohibited. All
existing contracts with Russian suppliers
had to be terminated within four months of
the regulations coming into force. This
meant that the transitional period for the
embargo to take effect on Russian coal ended
on 10 August 2022. Despite this situation,
no supply problems have arisen for hard coal
to supply the power plants. The world market
is sufficiently liquid. Supplies from Russia
can be replaced from countries such as
Colombia, the USA and South Africa in particular.
However, the generally tense situation
on the international energy procurement
markets has led to historic highs in the
prices of hard coal as well. Another factor
contributing to security of supply is that the
operators of hard-coal-fired power plants
usually keep fuel stocks for several weeks.
To avoid restrictions on the inland transport
of hard coal, the federal government has issued
an ordinance aimed at prioritising energy
transports over other supplies.
While lignite accounted for around 90 % of
total consumption in Germany in 2021 and
hard coal for almost half, the share of natural
gas used to generate electricity was 13 %.
Domestic production of natural gas contributed
only 5 % to the total in 2021. 95 % had
to be provided by imports. The vast majority
of this – more than 95 % – is pipeline gas.
The most important suppliers are Russia,
Norway and the Netherlands. Russia’s share
in meeting Germany’s demand had increased
from about one third in 2011 to a
good half in 2021. In the past, Germany has
relied on the supply of pipeline gas, which is
cheaper than LNG. The construction of LNG
import terminals had not presented itself as
an economic alternative. Security of supply
was considered to be given – despite the lack
of diversification of supply sources.
The invasion of Ukraine by Russian troops
on 24 February 2022 has completely
changed the situation. Efforts are now focused
on limiting the share of Russian supplies
to no more than 10 % by 2024 on the
one hand, and on creating the infrastructure
for the direct import of LNG to Germany on
the other. In addition, legal regulations have
now been put in place to ensure that specific
requirements for the filling levels of existing
gas storage facilities are adhered to.
Four floating liquefied natural gas terminals
(FSRU) have been leased within the first
half of 2022. Two of the regasification vessels
are to be available in Brunsbüttel and
Wilhelmshaven before the end of 2022 and
will be ready for operation at the turn of the
year 2022/2023. It is planned that up to 5
billion m 3 /year can then be fed into the gas
grid in Wilhelmshaven. The FSRU in Brunsbüttel
is also expected to have a regasification
capacity of 5 billion m 3 per year. Due to
restrictions in the gas grid, the maximum
value is not expected until winter 2023. The
FSRU vessels for the sites in Stade and Lubmin
are expected to be available from May
2023. The operational readiness of both
sites could be established by the end of
2023. In Lubmin, another and thus a total of
five LNG terminals are to be built in Germany
by the end of 2022, realised by a private
consortium. As early as December 2022, the
terminal should be able to feed 4.5 billion
m 3 into the German long-distance gas pipeline
network. In the long term, diversification
through further pipeline connections
between supplier countries and Germany is
also envisaged. Assuming that the FSRUs in
Stade and Lubmin also have a capacity of
5 billion m 3 , this gives a total capacity of
82 | vgbe energy journal 10 · 2022

Future-proof, secure and climate-friendly electricity supply in Germany
24.5 billion m 3 . By comparison, Nord Stream
1 has a nominal capacity of 55 billion m 3 .
However, the creation of these capacities
alone does not ensure the supply of natural
gas from alternative sources. Rather, the
necessary quantities must be procured on
the international markets. The USA and, in
the medium term, Canada, as well as countries
in the Middle East and on the African
continent in particular, can be considered as
suppliers. Alongside the USA and Qatar,
Australia is also one of the three largest suppliers
of LNG and could also be considered
as a supplier for Germany. Russia was in
fourth place in the ranking of the largest
LNG exporters in 2021. The most important
LNG exporters in 2021 also included countries
in Asia, such as Indonesia, Malaysia,
Papua New Guinea and Brunei, as well as
Trinidad & Tobago and Peru in Central and
South America 25 . In total, 19 exporting
countries were counted in 2021.
The contracts for the supply of LNG are often
long-term: around 30 % are traded on a
spot basis (term of the contracts less than
four years) – the volume-weighted contract
term of the longer-term contracts was 15.3
years in 2022. In addition, Germany and
also the EU have a clear climate agenda, i.e.
a long-term secure purchase of LNG is not to
be expected. Consequently, there are more
attractive buyers for potential exporters of
LNG or the contract price for LNG must compensate
for the disadvantages for exporters
to Germany. However, the higher willingness
to pay of German LNG buyers also leads
to shortages in other places where these
prices can no longer be paid 26 .
As another important step towards improving
security of supply, the German Bundestag
had passed an amendment to the Energy
Industry Act at the end of April 2022 to
introduce fill level requirements for gas storage
facilities (“Gas Storage Act”). The Act,
which came into force on 30 April 2022, is
intended to ensure that gas storage facilities
in Germany are sufficiently filled – within
the limits of the actual gas supply – at the
beginning of winter. The market players are
primarily responsible for this. With the ministerial
decree of 29 July 2022, the filling
level requirements were increased compared
to the requirements formulated in the
Storage Act. Thus, by 1 October the storage
facilities must be filled to 85 % (instead of
80 %), by 1 November to 95 % (instead of
90 %) and by 1 February still to 40 % 27 . A
new interim target of 75 % by 1 September,
25
International Group of LNG Importers, GI-
IGNL 2022 Annual Report
26
Matthias Peer, Klaus Ehringfeld, Wolfgang
Drechsler, Europe buys gigantic quantities of
liquefied gas - “That plunges millions of people
into darkness”, Handelsblatt, 30.7.2022
27
The industry association of gas storage operators
INES estimates that gas storage tanks
filled to 100 % are sufficient for two to three
cold winter months.
which was already reached in mid-August
2022, should lead to accelerated injection.
In practice, Trading Hub Europe GmbH
(THE) – THE is operationally responsible for
the injection, withdrawal and transport of
natural gas in the German high-pressure
pipeline system – will be obliged to gradually
fill the gas storage facilities. For this purpose,
THE will receive a comprehensive set
of instruments to ensure security of supply,
especially for the winter.
In the long term, the aim is to increasingly
replace natural gas with “green” hydrogen
and, if possible, to use the infrastructure
built up for natural gas. However, Germany
will also be predominantly dependent on
imports. Here, too, the aim should be to
achieve the broadest possible diversification
of suppliers. However, since the production
of hydrogen is less dependent on natural resources
than natural gas, a wider range of
exporters can be expected.
In addition to guaranteeing a broad range of
suppliers – as far as possible from politically
stable countries – a strategy based on security
of supply includes the greatest possible
use of domestic energy sources, openness to
technology and stockpiling, as has been regulated
by law for decades in the case of oil,
for example. In the past, Germany traditionally
did not fare badly in terms of the energy
sources used to generate electricity. All internationally
common primary energy
sources were used (lignite, hard coal, oil
(although only to a small extent), gas, nuclear
energy, wind, solar, bioenergy and hydropower).
For the future, however, lignite and hard
coal, and to a lesser extent oil, can no longer
be used or can only be used to a very limited
extent for climate protection reasons, and
nuclear energy is not wanted politically. It is
therefore clear that in the medium term
natural gas will have to play an even more
central role as a back-up and supplement to
renewables. This climate-friendly bridge
can actually only be eliminated if an alternative
is created with the development of a
hydrogen infrastructure.
4 Longer-term outlook –
Security of supply in a
decarbonised electricity
system and
transformation to
hydrogen-based thermal
generation
Even though the focus in the current situation
is understandably on the coming winters
and Germany’s secure energy supply, in this
article we want to look a little further ahead,
also to analyse which long-term trends and
predictions still make sense despite, or precisely
because of, the Ukraine war.
It is clear that greenhouse gas emissions
must be greatly reduced by 2030 in order to
achieve Germany’s climate targets. Thus, a
reduction of greenhouse gas emissions by
46 % by 2030 compared to 2019 (- 43 %
compared to 2021) to 438 million t CO 2
equivalents in 2030 is required. The reduction
target for the energy sector is even –
58% compared to 2019 and – 56 % compared
to 2021 to 108 million t CO 2 -equivalents
in 2030.
After the energy industry and the electricity
sector – starting from a high level – have already
made significant contributions to reducing
emissions in the past and must continue
to do so, other sectors such as transport,
industry and buildings are now coming
into focus. Only if all these sectors make
substantial contributions will Germany’s future
emissions targets be achievable. In addition
to a general reduction in energy demand
(e.g. through building insulation), it
will be important in the future to replace
carbon intense energy sources with lower
carbon intense ones.
A particularly strong effect is achieved by
replacing fossil energy sources with relatively
high CO 2 content, such as old oil and gas
heating systems or cars with high consumption,
with modern, electricity-powered applications.
Both replacing fossil heating systems
with heat pumps and using an electric
car can save up to 75 % of fossil energy consumption
compared to their fossil counterparts
due to the higher energy efficiency of
these systems. This means that, depending
on the end-user’s application, the additional
electricity demand replaces up to four times
the amount of oil, coal and gas in terms of
energy. 28
If the additionally required electricity is produced
100 % renewably, no further emissions
are produced and the effects on energy
consumption and emissions are particularly
high. Otherwise, the energy sources needed
to generate electricity and their emissions
must also be considered. However, the emissions
balance of electrification usually remains
positive, even if the additional electricity
demand cannot be met 100 % by renewables.
The additional gas quantities
required for electricity generation will
therefore dampen the savings effect in the
other sectors, but by no means overcompensate
for it.
Thus, the medium- and long-term plans for
electrification and sector coupling should
28
Energy consumption for production of batteries
etc. not considered. Example transport:
fuel consumption of combustion engine
~7.5 l/100 km or ~75 kWh/100 km vs. electricity
consumption of electric car
~20 kWh/100 km. Example heat: Efficiency
of modern gas heating with condensing technology
>90 % vs. ~350 % efficiency of modern
heat pump depending on technical conditions,
heat source and flow temperature. The
theoretical Carnot efficiency of the heat pump
process is even above 6, but is not achieved in
practice.
vgbe energy journal 10 · 2022 | 83

Future-proof, secure and climate-friendly electricity supply in Germany
continue to be pushed forward, even against
the backdrop of the Ukraine war; and even if
coal-fired power plants have to be operated
a little longer for security of supply reasons.
It is crucial that Germany makes faster progress
in the expansion of renewables and
succeeds in entering the hydrogen economy.
One challenge here is that a purely renewable
electricity supply as a basis for sector
coupling is affected by seasonality in two
ways: firstly, the demand for heat is high,
especially in winter (demand); secondly,
electricity production from PV is high in
summer (supply). We consider a typical
household in a single-family house to explain
this. For a four-person household in a
house with 230 m 2 living space, the following
data is assumed 29 : Annual electricity
consumption for previous applications
4,077 kWh, heat pump 3,361 kWh, electric
mobility 2,700 kWh. The electrification of
heating and transport certainly goes hand in
hand with efficiency gains – however, this
significantly increases the electricity consumption
of the household under consideration
by almost 150 % (+6,061 kWh). With a
PV system of 10 kW capacity and assumed
1,000 full load hours, the annual energy demand
of 10,138 kWh can be provided – however,
the seasonality of consumption and
production must also be taken into account.
PV electricity is available in large quantities
especially when it is least needed for heating
purposes: seasonal storage thus plays a key
role (F i g u r e 1 3 ). The surplus in summer
is around 3,300 kWh and would also be fully
needed in winter. Electric storage is only
partially suitable for this: technically, it loses
stored energy over time and is therefore not
the first choice for seasonal balancing 30 . The
quantities stored are also considerable: one
assumes 90 kWh for a Tesla S, i.e. seasonal
storage would require almost 40 electric
cars – or at least their storage capacity.
Hydrogen as an energy carrier would be the
more realistic choice for seasonal storage
here, especially if these storage facilities can
be used generally and not only by the residents
of self-sufficient houses. Moreover,
with hydrogen one would not only be dependent
on local production, but can also
import the additional demand for the winter.
In addition, hydrogen could also be
used in central units to generate electricity,
making electricity available to house-
29
pv-magazine.de, Why 20 kilowatts per house
is becoming the new paradigm (30 October
2019), Ralf Ossenbrink
30
In Germany, around 5 TWh of renewable energy
is currently being shut down per year,
which is around 1 % of the current electricity
consumption. It is therefore unlikely that sufficient
hydrogen can be produced here to
meet Germany’s energy needs. See also: Sebastian
Drünert, Ulf Neuling, Sebastian Timmerberg,
Martin Kaltschmitt, Power-to-X
(PtX) from “Surplus Electricity” in Germany -
Economic Analysis, Journal of Energy Economics
| Issue 3/2019
Additional consumption per
monththrough sector coupling
Power consumption in kWh
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
223 %
January
223 %
February
175 %
March
155 %
April
116 %
May
114 %
Juny
July
86 %
August
95 %
September
93 %
October
149 %
Car Heat Standard PV with 10 kWp
Orders of magnitude: Tesla S (90 kWh) „SonnenBatterie 10“ performance (55 kWh)
November
Source: pv-magazine, Why 20 kW per house is becoming the new paradigm? (30 October 2019);
Role of heat pumps - ewi/e-cube, 2030 Peak Power Demand in North-West Europe (September 2020).
Fig. 13. Seasonality in consumption and generation of a single-family house.
holds that do not have access to their own
PV modules. This can ultimately provide
the general public with an energy infrastructure
that allows for a secure supply – and
spreads the costs over a broader base, making
it affordable for all. So the question is
not whether there are examples of energy
self-sufficient houses – but whether these
energy self-sufficient houses exist for everyone.
If that is not the case, we need additional
solutions.
Capacity mechanisms: Is secured
power sufficiently financed?
163 %
December
179 %
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Monthly PV electricity
production in 10 kW p
The strong expansion of fluctuating renewable
energies for electricity generation (decentralised
or centralised does not really
matter) means that the dispatchable power
plants – unlike in the past – only have the
function of covering a residual load affected
by seasonal or even year-round fluctuations.
This has a negative effect on the utilisation
of these plants. In a number of European
countries, a modified market design has
been conceived or is being planned as a reaction
to this. According to this, payments are
made for the provision of secured capacity
– in addition to the revenues generated on
the electricity market and on the balancing
energy market. The mechanisms chosen include
capacity markets and strategic reserves
(F i g u r e 14 ).
Capacity markets can be centralised or alternatively
decentralised. Central capacity
markets exist in Great Britain and Poland.
The principle of operation is that a government
agency determines the amount of
guaranteed capacity that is deemed necessary
and determines the remuneration on
the market in auctions. In decentralised capacity
markets, electricity suppliers are
obliged by regulatory requirements to procure
a certain amount of guaranteed capacity.
This is the case in France.
In Belgium, Sweden and Finland, the instrument
of strategic reserves is used. Here, an
ex ante defined capacity is procured by the
TSO via tenders, whereby the awarded capacities
– these can also be flexible consumption
loads – receive payments for holding
capacity outside the electricity market
for a defined period of time.
In Germany, no capacity mechanisms have
been introduced so far. Rather, the concept of
the federal government to prevent a possible
shortage of electrical energy and secured
power is based on two pillars (EOM 31 2.0):
Pillar 1: Strong expansion of renewable
energies to meet the higher demand for
electricity and to replace, if possible,
100 % of the declining production from
coal and nuclear energy.
According to the coalition agreement of
SPD, Bündnis 90/DIE GRÜNEN and FDP of
November 2021, the tightened renewable
energy target of 80 % of gross electricity consumption
in 2030 is aimed at a higher gross
electricity consumption of 680 to 750 TWh in
2030. For comparison: In 2021, gross electricity
consumption in Germany was around
570 TWh. The Institute of Energy Economics
at the University of Cologne (EWI) puts the
gross electricity demand in 2030 at 725 TWh,
taking into account the goals of the coalition
agreement. This value is thus in the upper
range of the range shown in the coalition
agreement for 2030. This increase is justified
by the expected rise in electricity demand in
the transport, buildings and industry sectors
as well as for the production of hydrogen,
taking into account the electrolysis capacity
target of 10 GW in 2030 according to the coalition
agreement. 32
According to EWI calculations, in order to
achieve a renewable energy share in gross
electricity demand of 80% in 2030, wind onshore
plants with a capacity of 94 GW are
required – in addition to the expansion of PV
capacity to 200 GW and offshore wind capacity
to 30 GW targeted in the coalition
agreement.
31
Energy Only Market
32
Institute of Energy Economics at the University
of Cologne EWI (2021)
84 | vgbe energy journal 10 · 2022

Future-proof, secure and climate-friendly electricity supply in Germany
Energy-only market
Decentralised capacity market
Central capacity market
(Strategic) Reserve
Source: r2b energy consulting/Consentec/Fraunhofer ISI/TEP Energy (2021)
Fig. 14. Overview of implemented capacity mechanisms in the 14 European countries
considered.
Pillar 2: Strengthening and expanding
thermal power plant reserves outside
the electricity market.
In order to be able to ensure security of supply
even in times of a prolonged dark period,
Germany holds significant power plant capacities
as reserves, as mentioned above.
The Federal Network Agency is responsible
for security of supply in Germany and could
further increase these reserves if it deems it
necessary. To this end, lignite-fired units
have been transferred to a temporary security
reserve. In addition, a grid reserve was
formed from power plants outside the electricity
market, which are only operated at
the request of the transmission system operators
for the purpose of maintaining security
of supply.
Do we need a change in market
design and new construction of
thermal (gas) power plants in the
next few years?
From a physical point of view, there is nothing
to be said against a further increase in
reserve capacities. In an extreme case, it
would be conceivable that the majority of
the coal-fired power plants still active on the
market would be permanently held in reserve.
The available secured capacity would
hardly change and the system could presumably
be kept physically stable in any situation.
By prohibiting the marketing of these
plants on the electricity market, emissions
from the electricity sector would be reduced
independently of CO 2 and fuel prices. The
shortage on the electricity market would (finally)
help the remaining gas-fired power
plants to earn back their fixed costs and to
survive permanently on the market. Due to
these arguments, this concept was often
considered the most cost-effective solution
in the past.
However, due to the now adjusted assumptions
regarding electricity demand (significant
increase) and available secured capacity
on the electricity market (significant reduction,
as coal phase-out is “ideally”
targeted by 2030), this concept now involves
major economic risks. This is because
the permanent holding and frequent
activation of reserves, consisting of
relatively old coal-fired power plants, is ultimately
a very expensive solution to ensure
security of supply. In particular, the more
the targeted expansion of renewables is delayed,
the higher the risk of a weather-dependent
‘energy gap’, which would then
lead to frequent and longer activation phases
of power plant reserves and very high
electricity prices. Ultimately, it could even
be the case that just as much coal-fired electricity
is produced as in a scenario without a
ban on marketing coal-fired power plants on
the electricity market and/or corresponding
emissions are simply shifted to neighbouring
countries.
It is therefore foreseeable that the construction
of new efficient gas-fired power plants
(and securing the fuel supply) in the coming
years is not absolutely necessary from a
physical-technical perspective, but is urgently
required from an economic point of
view. For only by building such gas-fired
power plants can it be ensured at the same
time that
––
emission targets for all sectors are
achieved,
––
electricity prices and costs for consumers
do not explode and
––
security of supply is ensured at all times.
Solutions and scenarios that do not require
the construction of new gas-fired power
plants in the next 5-10 years are technically
conceivable and possible for Germany,
but they contradict at least one other dimension
of the energy industry’s triangle of
goals (security of supply, economic efficiency,
environmental and climate protection).
These contradictions become even greater
the more the expansion of renewable energies
is delayed and electricity demand increases.
This strongly economic argumentation and
the call for new, efficient gas-fired power
plants sounds implausible at first glance in
the wake of the Ukraine war and the associated
actual and feared supply bottlenecks in
gas supply, but it is not for the following reasons:
Firstly, the gas price will become significantly
cheaper in the next few years according
to current forward contracts and the
investments, e.g. in new LNG terminals,
should reduce the danger of a supply crisis
to an acceptable level in the next few years.
Longer use and higher utilisation of coalfired
power plants is still not an economic
alternative, as the European CO 2 trading
system will force a fuel switch to gas again in
the medium term. This effect can also be
seen in current forward contracts for later
years. In this context, only a reduction in energy
consumption and an increased expansion
of renewables will have a price- and
cost-reducing effect in the long term. If we
again take current forward contracts as a
yardstick, the Ukraine crisis and the associated
energy prices do not change anything
in the long-term scenarios and analyses, as
the price for clean, CO 2 -free energy sources
(especially hydrogen) is likely to be even
higher than the currently traded gas price
for the mid-first.
According to the EWI’s analysis, the dispatchable
capacity required in 2030
amounts to 71 GW. In the event of a phaseout
of coal-fired power generation by 2030,
a net addition of 23 GW of hydrogen-capable
gas-fired power plants would have to be
built by 2030. In addition to the currently
installed gas capacity of 31.7 GW, the
EWI reports 8 GW of capacity based on biomass,
5 GW based on hydropower and 3 GW
based on other conventional energies. The
dispatchable capacity of 71 GW guaranteed
by the addition of 23 GW of hydrogencapable
gas-fired power plant capacity
would be offset by a peak demand of 95 GW
in 2030. 33
This has now also been recognised by politicians.
According to the coalition agreement
33
EWI (2021), Effects of the coalition agreement
on the power sector in 2030
vgbe energy journal 10 · 2022 | 85

Future-proof, secure and climate-friendly electricity supply in Germany
Power Gas
Gas
connection
New
CCGT
"Brownfield
oGT/Gas
engine
"Brownfield
2022 2023 2024 2025 2026 2027
Advanced
planning power
station leads to
recognisable
planning needs
on the gas side.
Development plan
EPC
Development plan
EPC
Planning approval proc.
(two to three years)
Approval
of the SPD, Bündnis 90/DIE GRÜNEN and
FDP, the implementation of an accelerated
coal phase-out and compliance with the
tightened climate targets requires – in addition
to the massive expansion of renewable
energies – “the construction of modern gasfired
power plants in order to meet the rising
demand for electricity and energy over the
course of the next few years at competitive
prices.” To ensure this expansion, sufficient
investment incentives are needed so that a
market-driven process of planning, approval
and construction of corresponding plants
gets underway. However, there are doubts
that this can be achieved through the market
design currently in place in Germany. 34
Added to this is the uncertain regulatory environment.
It is currently not clear whether
and under what conditions investments in
gas infrastructure can be classified as sustainable
investments. In addition, there are
further uncertainties regarding the future
availability of green gases or hydrogen.
This results in the need for a competitively
organised control of the expansion of secured
gas-based capacity by means of a capacity
market. In order to ensure the construction
of a gas-based capacity that is considered
sufficient by 2030, the course for a
new electricity market design must be set as
early as 2022. Planning, licensing procedures
and construction of gas-fired power
plants namely require a time frame of at
least six years (F i g u r e 1 5 ). This applies in
the optimal case, which is not affected by
delays. In this context, gas-fired power
plants are also essential to compensate for
the seasonal fluctuations in electricity demand
between summer and winter or longer,
up to over-yearly fluctuations in green
power supply.
The introduction of a capacity market will
only marginally increase costs for consumers
compared to an ‘energy-only market’.
FID
Const. pipeline
(approx. 1 year)
Construction
Construction
Commissioning
This can be illustrated with a simple numerical
example: Multiplying the average dayahead
spot price for electricity (2021) by
German electricity demand yields: ~100 €/
MWh/year × 550 TWh = 55 billion €/year.
If there were a capacity market in Germany
in which new open gas turbines, without significant
revenues on the day-ahead market,
were needed and set prices, this would result
in additional costs of: ~85 GW ×
~50 €/kW/year = 4.25 billion €/year. Additional
costs for a capacity market would
thus currently amount to less than 10 % of
the current electricity generation costs and
would be sufficient for the construction of
new gas-fired power plants. In fact, the additional
costs for consumers are likely to be
even lower, as other costs, e.g. fixed costs for
holding (coal) capacity as reserves, would
be saved and wholesale electricity prices
would be lower.
5 Conclusion
Commissioning
Development plan (binding urban land use plan): Instrument of spatial planning in Germany
EPC: Engineering, Procurement and Construction, short EPC, (in German: Detail-Planung und Kontrolle,
Beschaffungswesen, Ausführung der Bau- und Montagearbeiten).
BImSchG: Federal Immission Control Act (long form: Act on Protection against Harmful Effects on the Environment Caused
by Air Pollution, Noise, Vibrations and Similar Processes)
FID: Final Investment Decision
CCGT: combined-cycle gas turbine power plant
oGT: Open gas turbine power plant
Fig. 15. Typical schedule for a gas-fired power plant.
34
Energate messenger (2021)
Approval
Greenhouse gas neutrality requires the increased
use of climate-neutral electricity:
the replacement of fossil fuels in the heating/cooling
sector as well as fuels in the mobility
sector with electricity – whether directly
or via electricity-based energy sources
– leads to a significant increase in demand
for electricity. Security of supply for electricity
thus also automatically means a secure
supply of heat in winter and energy for individual
mobility that is available at all times.
In addition to short-term security of supply
– which will mainly find answers to daily or
weekly recurring patterns (day-night, weekday-weekend)
– seasonal or even year-round
fluctuations in the available electricity from
wind and sun will increasingly have to be
compensated for. This will continue to require
dispatchable power in sufficient quantities,
with the help of which chemically
stored energy35 can be converted into electricity.
From today’s perspective, conventional
power plants based on energy carriers
that are operated with climate-neutral hydrogen,
i.e. directly with hydrogen or e-
methane or e-ammonia, are the most suitable.
Since these power plants can be dispatched
very well, but also the fuels can be
stored very well, they represent technically
and economically interesting solutions here.
Gas-fired power plants are therefore not
stranded investments or a “lock in” for GHG
emissions – if they are hydrogen-ready.
The Europe-wide balancing of electricity
through trading transactions – increasingly
also intra-day – will help to use the existing
secured capacities as cost-effectively as possible
and minimise the Europe-wide demand.
Global trading in hydrogen and energy carriers
produced from it will secure the supply of
the required energy quantities even in the
heating periods and during longer dark periods.
The decentralised climate-neutral solution
on site thus has a connection with the
European and the global energy system.
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Instandhaltungsempfehlungen für
Transformatoren und Drosselspulen
Ausgabe 2021 – VGB-S-169-12-2021-01-DE
DIN A4, Print/eBook, 54 S., Preis für VGB-Mit glie der € 130.–, Nicht mit glie der € 195,–, + Ver sand und USt.
Auf Initiative der VGB-Projektgruppe „Transformatoren“ wurde in einem Fachgespräch der Bedarf
eines VGB-Standards „Instandhaltungsempfehlungen für Transformatoren und Drosselspulen“ diskutiert.
Im Ergebnis entstand die Neuausgabe mit der Nummernsystematik VGB-S-169.
Der vorliegende VGB-Standard ist damit Bestandteil der Nummernreihe VGB-S-16X „Elektrotechnik in
Kraftwerken“ in Verantwortung der VGB-Fachgruppe „Elektrische Maschinen und Anlagen“, siehe
Die vorliegende Erstausgabe ist gemäß dem Stand der Technik erstellt. Dieser VGB-Standard ist dem
Wesen nach eine Empfehlung. Er erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit und dient zur Unterstützung
des Anwenders. Ein entsprechender Sachverstand des Anwenders wird vorausgesetzt und ist für
die Ausarbeitung eines Instandhaltungskonzeptes notwendig.
VGB-Standard
Instandhaltungsempfehlungen
für Transformatoren
und Drosselspulen
VGB-S-169-12-2021-01-DE
Die Verfügbarkeit von Transformatoren in Erzeugungsanlagen ist stark abhängig von der Instandhaltungsstrategie und den darin
verankerten Instandhaltungsmaßnahmen. Instandhaltungsstrategien sind nicht universell, sondern müssen individuell auf den
konkreten Anwendungsfall angepasst werden. Um den Anwendern bei der Erstellung derartiger Instandhaltungskonzepte eine Hilfestellung
zu geben, hat die VGB-Projektgruppe Transformatoren, basierend auf ihren langjährigen Erfahrungen, einen VGB-Standard
„Instandhaltungsempfehlungen für Transformatoren“ erstellt. Daneben existiert innerhalb des VGB-Regelwerks das VGB-Merkblatt
VGB-M 160 „Überwachungskonzept für ölgekühlte Transformatoren in Kernkraftwerken“, welches bei der Anwendung auch durch
Genehmigungsbehörden und Gutachter begleitet wird.
Die vorliegenden Instandhaltungsempfehlungen basieren auf einer Zusammenstellung von Instandhaltungsmaßnahmen in Tabellenform.
Neben der Begründung der Maßnahmen, erfolgt eine Klassifizierung hinsichtlich einer Instandhaltungsart und die Zuordnung
der Anwendbarkeit auf Transformatorentypen und ausgesuchte Transformatorkomponenten. Zusätzlich werden pauschale Angaben
über zeitliche Zyklen und die Durchführbarkeit der Maßnahmen in Abhängigkeit des Betriebszustandes gegeben.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of vgbe energy e.V.
* Für Ordentliche Mitglieder des vgbe energy e.V. ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten. www.vgb.org/vgbvs4om
vgbe energy journal 10 · 2022 | 87

Nuclear power plants: Operating results
Plants in direct exchange of experience with vgbe energy I August 2022
Nuclear
power plant
Country
Type
Nominal
capacity
Gross Net
MW
MW
Operating
time
generator
in h
Energy generated
(gross generation) MWh
Month Year 4 commis-
Since
sioning
Time
availability %
Unit capability
factor % 1
Energy unavailability
% 1
Energy
utilisation % 1
Planned 2 Unplanned 3
Month Year 4 Month Year 4 Postponable Not postponable Month Year 4
Month Year 4
Month Year 4 Month Year 4
GKN-II Neckarwestheim DE PWR 1400 1310 744 1 013 800 7 321 500 369 824 344 100.00 91.63 100.00 91.62 0 8.38 0 0 0 0 97.46 89.85 -
KKE Emsland DE PWR 1406 1335 744 1 029 188 7 324 280 387 691 564 100.00 92.30 100.00 92.24 0 7.76 0 0 0 0 98.38 89.31 -
KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 744 1 067 097 8 315 190 397 812 518 100.00 99.32 99.98 99.26 0.02 0.01 0 0 0 0.73 96.19 95.65
OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 671 604 4 472 212 289 173 124 100.00 84.01 100.00 83.29 0 13.59 0 3.02 0 0.10 98.12 83.37 -
OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 667 045 5 115 820 279 303 751 100.00 96.21 100.00 95.92 0 4.08 0 0 0 0 97.45 95.36 -
KCB Borssele NL PWR 512 484 744 365 550 2 675 644 178 572 397 99.87 91.00 99.87 91.00 0.13 9.00 0 0 0 0 95.80 89.65 -
KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 744 248 362 1 562 712 137 973 259 100.00 74.00 98.93 73.48 0 22.49 0 0 1.07 4.03 87.39 70.38 7
KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 406 120 738 2 004 310 145 349 571 54.57 94.20 52.68 93.96 47.32 6.04 0 0 0 0 41.82 90.32 1,7
KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 744 774 156 5 283 051 344 487 877 100.00 86.41 99.98 85.83 0.02 14.17 0 0 0 0 98.16 85.47 7
CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 744 778 030 5 144 398 277 097 339 100.00 84.36 99.93 84.08 0 13.53 0 0 0.07 2.39 97.08 82.15 -
Dukovany B1 CZ PWR 500 473 744 357 860 2 284 973 125 737 755 100.00 81.36 100.00 80.68 0 19.15 0 0 0 0.17 96.20 78.37 -
Dukovany B2 CZ PWR 500 473 744 354 965 2 387 515 120 779 358 100.00 84.39 100.00 83.86 0 16.14 0 0 0 0 95.42 81.89 -
Dukovany B3 CZ PWR 500 473 744 354 182 2 828 519 119 792 442 100.00 100.00 100.00 99.91 0 0.09 0 0 0 0 95.21 97.02 -
Dukovany B4 CZ PWR 500 473 744 361 420 2 215 390 120 457 714 100.00 77.21 100.00 77.14 0 22.37 0 0 0 0.48 97.16 75.99 -
Temelin B1 CZ PWR 1086 1036 744 805 382 4 924 103 142 500 941 100.00 77.69 99.98 77.38 0.02 22.54 0 0 0 0.08 99.68 77.76 -
Temelin B2 CZ PWR 1086 1036 0 0 5 284 308 138 729 876 0 82.73 0 82.65 100.00 16.55 0 0 0 0.81 0 83.45 2
Doel 1 BE PWR 467 445 744 340 394 2 350 859 146 121 859 100.00 87.74 100.00 87.04 0 11.39 0 0 0 1.57 98.00 86.42 -
Doel 2 BE PWR 467 445 744 336 959 2 386 596 144 667 221 100.00 89.44 100.00 88.70 0 11.10 0 0 0 0.20 96.67 87.43 -
Doel 3 BE PWR 1056 1006 744 692 567 6 110 452 285 724 136 100.00 100.00 100.00 99.99 0 0 0 0 0 0.01 86.86 98.51 -
Doel 4 BE PWR 1086 1038 744 792 352 6 284 584 292 083 034 100.00 100.00 100.00 99.97 0 0 0 0 0 0.03 96.46 97.91 -
Tihange 1 BE PWR 1009 962 0 0 2 710 118 319 353 349 0 46.16 0 46.08 0 18.51 0 0 100.00 35.41 0 46.23 2
Tihange 2 BE PWR 1055 1008 585 562 913 4 727 546 278 319 376 78.65 81.23 74.01 78.01 13.91 18.13 0 0 12.08 3.86 72.13 77.38 -
Tihange 3 BE PWR 1089 1038 744 783 229 4 979 514 301 027 557 100.00 80.99 99.98 80.45 0.02 19.53 0 0 0 0.01 96.41 78.39 -
Remarks
PWR: Pressurised water reactor
BWR: Boiling water reactor
1
Net-based values (Czech and Swiss nuclear
power plants gross-based)
2
Planned: the beginning and duration of
unavailability have to be determined more
than 4 weeks before commencement
3
Unplanned: the beginning of unavailability
cannot be postponed or only within 4 weeks.
All values were entered in the column not
postponable.
– Postponable: the beginning of unavailability
can be postponed more than 12 hours to 4
weeks.
– Not postponable: the beginning of unavailability
cannot be postponed or only within 12
hours.
4
Beginning of the year
5
Final data were not yet available in print
Remarks:
1 Refuelling
2 Inspection
3 Repair
4 Stretch-out-operation
5 Stretch-in-operation
6 Hereof traction supply:
7 Hereof steam supply:
KKB 1 Beznau
Month:
355 MWh
Since the beginning of the year: 11,713 MWh
Since commissioning:
601,231 MWh
KKB 2 Beznau
Month:
9 MWh
Since the beginning of the year: 2,138 MWh
Since commissioning:
138,650 MWh
KKG Gösgen
Month:
6,617 MWh
Since the beginning of the year: 50,088 MWh
Since commissioning:
2,597,362 MWh
8 New nominal capacity since January 2022
88 | vgbe energy journal 10 · 2022

Fachzeitschrift: 2019
· CD 2019 · · CD 2019 ·
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Essen | Deutschland | 2019
Technical Journal: 1976 to 2000
English Edition
· 1976 to 2000 · · 1976 to 2000 ·
All rights reserved.
© VGB PowerTech Service GmbH
Essen | Germany | 2019
Fachzeitschrift: 1990 bis 2019
· 1990 bis 2019 · · 1990 bis 2019 ·
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Essen | Deutschland | 2019
Stefan Loubichi
VGB-B 036
Media directory/Medienverzeichnis
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IV · 2022 (Excerpt/Auszug*)
New publications/Neuerscheinungen 2020-2022
vgbe energy journal – Technical Journal/Fachzeitschrift
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Bestell-Kennz.
K 001
PT-CD2021N
Title/Titel
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number
are available in English. Titel mit dem Bestellkennzeichen
„e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.
vgbe energy journal (successor of/Nachfolger der VGB POWERTECH)
– Technical Journal/Fachzeitschrift (Subscription/Abonnement)
International Edition – 11 issues yearly (about 1,100 p., rund 1.100 S.)
Annual subscription/Jahresabonnement plus Shipping and handling/Versandkosten:
Germany/Deutschland: 34,00 Euro; Europe/Europa: 46,00 Euro;
Other countries/andere Länder: 92,00 Euro
POWERTECH-CD: Technical journal/Fachzeitschrift VGB POWERTECH 2021
(Single user edition)
(For subscribers of the printed edition/Einzelplatzversion für Abonnenten
der Printausgabe)
Price for non-subscribers/Preis für Nicht-Abonnenten: 198,00 Euro
Prices/Preise
(net/netto) 1
vgbe Non-
Member/ Member/
vgbe-Mitglied Nichtmitglied
247,50 275,00
98,00/198,00
PT-DVD (1976-2000EN)
PT-DVD (2021)
POWERTECH-DVD: Technical journal | Volume 1976 to 2000 English Edition/
Fachzeitschrift VGB POWERTECH/VGB Kraftwerkstechnik
Jahrgänge 1976 bis 2000 Englischsprachige Ausgabe
(Single user edition/ Einzelplatzversion)
950,00 Euro (Subscriber/Abonnent vgbe energy journal; vgbe member/vgbe-Mitglied)
1.950,00 Euro (Non-subscriber/Nicht-Abonnent vgbe energy journal)
Multi-User-/Netzwerklizenz (Corporate License): vgbe-Mitgliederversion sowie
Lizenz Forschung und Lehre auf Anfrage (E-Mail: sales-media@vgbe.energy).
POWERTECH-DVD: Technical journal | Volume 1990 to 2021/
Fachzeitschrift VGB POWERTECH/VGB Kraftwerkstechnik Jahrgänge
1990 bis 2021 (Single user edition/ Einzelplatzversion)
950,00 Euro (Subscriber/Abonnent vgbe energy journal; vgbe member/vgbe-Mitglied)
1.950,00 Euro (Non-subscriber/Nicht-Abonnent vgbe energy journal)
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Lizenz Forschung und Lehre auf Anfrage (E-Mail: sales-media@vgbe.energy).
950,00 1.950,00
950,00 1.950,00
vgbe/VGB Standards, Books and Software
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vgbe Non-
Member/ Member/
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VGB-B 036
Cybersecurity
in der Energieerzeugung
Cybersecurity in der Energieerzeugung
Stefan Loubichi, Softcover, 176 S., 2020
978-3-96284-201-7
978-3-96284-202-4
47,00
47,00
47,00
47,00
* The full vgbe Media directory is available online, www.vgbe.energy ... [Services] ... [Publications] ... [Media catalogue]
Das komplette Medienverzeichnis steht online zum Download zur Verfügung, www.vgbe.energy ... [Dienstleistungen] ... [Publikationen] ... [Medienverzeichnis]
vgbe energy journal 10 · 2022 | 89

vgbe-Standard
Thermal
Nuclear
Renewables
Storage
P2X
VGBE-S-811-91-2021-12-EN
VGB-Be-105-007.4 (2021)
be informed www.vgbe.energy
vgbe-Standard
Energieanlagen, Allgemein
Thermische Kraftwerke
Gaskraftwerke
Kombikraftwerke (GuD)
Kernkraftwerke
Kohlekraftwerke
Wasserkraftwerke
Windenergieanlagen
Biomassekraftwerke
Photovoltaikanlagen
Solarthermische Kraftwerke
Geothermiekraftwerke
Power-to-X-Anlagen
Anlagen für Luftzerlegung und Gasabscheidung
VGBE-S-821-91-2021-12-DE
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vgbe Non-
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KKS Kraftwerk-Kennzeichensystem | KKS Identification System for Power Stations
VGB-Be 105-007.4
VGB-S-811-91-2021-012-EN
Pocketbook
KKS Pocketbook (English Edition),
84 p., 2021 (Fourth edition)
Einzelexemplare kostenlos/Single copies free of charge
Kostenloser Download/Free download: www.vgbe.energy
Sammelbestellung/Bulk orders: 10 Exemplare/copies: 19,90 Euro |
25 Exemplare/copies: 39,90 Euro | 50 Exemplare/copies: 59,90 Euro
978-3-96284-270-3
(4 th edition)
978-3-96284-271-0
(4 th edition)
―
VGB-B 105-007.4
VGB-S-811-91-2021-012-DE
iOS and
Android App
for KKS
KKS Pocketbook (Deutsche Ausgabe),
84 p./ 84 S., 2021 (Vierte Auflage)
Einzelexemplare kostenlos/Single copies free of charge
Kostenloser Download/Free download: www.vgbe.energy
Sammelbestellung/Bulk orders: 10 Exemplare/copies: 19,90 Euro |
25 Exemplare/copies: 39,90 Euro | 50 Exemplare/copies: 59,90 Euro
Kostenlose App für Smartphones und Tablets (iOS und Android)
zurDekodierung von KKS-Anlagenkennzeichen. Weitere Softwareoptionen
auf Anfrage.
Free smartphone and tablet app (iOS and Android) for decoding of
KKS-designations. Further services on request.
https://www.tipware.de/kks/index.html
978-3-96284-268-0
(4. Auflage)
978-3-96284-269-7
(4. Auflage)
―
Kostenlos/
Free of charge
RDS-PP ® | Reference Designation System for Power Plants
VGB-S-821-91-2021-12-EN
Pocketbook
RDS-PP ® Pocketbook (English edition),
76 p., 2021 (Second edition)
Einzelexemplare kostenlos/Single copies free of charge
Kostenloser Download/Free download: www.vgbe.energy
Sammelbestellung/Bulk orders: 10 Exemplare/copies: 19,90 Euro |
25 Exemplare/copies: 39,90 Euro | 50 Exemplare/copies: 59,90 Euro
978-3-96284-272-7
978-3-96284-273-4
(2 nd Edition)
―
VGB-S-821-91-2021-12-DE
iOS and
Android App
for RDS-PP ®
RDS-PP ® Pocketbook (Deutsche Ausgabe),
76 S., 2021 (Zweite Auflage)
Einzelexemplare kostenlos/Single copies free of charge
Kostenloser Download/Free download: www.vgb.org
Sammelbestellung/Bulk orders: 10 Exemplare/copies: 19,90 Euro |
25 Exemplare/copies: 39,90 Euro | 50 Exemplare/copies: 59,90 Euro
Kostenlose App für Smartphones und Tablets (iOS und Android) zur
Dekodierung von RDS-PP ® -Anlagenkennzeichen. Weitere Softwareoptionen
auf Anfrage.
Free smartphone and tablet app (iOS and Android) for decoding of
RDS-PP ® -designations. Further services on request.
https://tipware.de/rdspp/index.html
978-3-96284-274-1
978-3-96284-275-8
(2. Auflage)
―
Kostenlos/
Free of charge
VGB-S-823-32-2021-12-EN-DE
VGB-S-823-34-2020-12-EN-DE
VGB-S-002-01-2019-05-DE
VGB-S-002-01-2019-05-EN
RDS-PP ® – Application Guideline; Part 32: Wind Power Plants;
Anwendungsrichtlinie, Teil 32: Windkraftwerke,
2 nd edition/2. Ausgabe, 414 p./S., 2021
(replaces/ersetzt VGB-S-823-32-2014-03-EN-DE, 2014)
RDS-PP ® – Application Guideline; Part 34: Plants for Energy Supply
with Combustion Engines; Anwendungsrichtlinie, Teil 34: Anlagen
der Energieversorgung mit Verbrennungsmotoren, 260 p./S., 2021
Elektrizitätswirtschaftliche Grundbegriffe,
11. Auflage, 183 S., 2020
Basic Terms of the Electric Utility Industry,
11 th edition, 184 p., 2020
978-3-96284-258-1
978-3-96284-259-8
978-3-96284-237-6
978-3-96284-238-3
430,00
430,00
320,00
320,00
978-3-96284-167-6 Kostenlos/
Free of charge
978-3-96284-168-3 Kostenlos/
Free of charge
645,00
645,00
480,00
480,00
90 | vgbe energy journal 10 · 2022

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Member/ Member/
vgbe-Mitglied Nichtmitglied
VGB-S-002-01-2019-05-DE
VGB-S-002-01-2019-05-EN
VGB-S-002-03-2019-10-DE
VGB-S-002-03-2019-10-EN
VGB-S-002-03-2019-10-PT
Elektrizitätswirtschaftliche Grundbegriffe,
11. Auflage, 183 S., 2020
Basic Terms of the Electric Utility Industry,
11 th edition, 184 p., 2020
Technische und kommerzielle Kennzahlen für Kraftwerksanlagen,
9. Auflage, 155 S., 2020
Basic Terms of the Electric Utility Industry,
9 th edition, 152 p., 2020
Indicadores de desempenho técnicos e comerciais para
Centrais de Produção de Energia, 9ª Edição, 151 p., 2022
VGB-S-004-00-2020-10-DE Analysenverfahren im Kraftwerk (vormals VGB-B 401),
232 S., 2021
VGB-S-008-00-2020-11-DE
VGB-S-008-00-2020-11-EN
VGB-S-014-2011-EN
VGB-S-017-00-2018-09-EN
VGB-S-020-00-2017-12-EN
VGB-S-033-00-2017-07-LV
VGB-S-052-00-2020-06-DE
VGB-S-103-00-2020-02-DE
VGB-S-103-00-2020-02-EN
VGB-S-107-00-2018-03-DE
VGB-S-150-20-2020-08-DE
VGB-S-150-22-2020-10-DE
VGB-S-150-24-2020-08-DE
VGBE-S-150-26-2022-03-DE
VGBE-S-150-27-2022-03-DE
VGB-S-162-00-2020-02-DE
VGB-S-164-13-2021-03-DE
Empfehlungen zum Management der funktionalen Sicherheit
in Dampfkesselanlagen und Anlagen des Wasser-Dampf-Kreislaufs,
2. Auflage, 164 S., 2021
Recommendations for managing functional safety in
steam boiler plants and systems of the water/steam cycle,
2nd revised edition, 164 p., 2021
Construction, Operation and Maintenance
of Flue Gas Denitrification Systems (DeNOx),
186 p., 2021
Fire Protection in Onshore Wind Turbines,
1 st edition, 44 p., 2019
Determination of Measurement Uncertainty upon Acceptance and
Control Measurements, 1 st edition, 99 p., 2020
Atbilstības novērtējuma un darba aizsardzības prasību savstarpējā
iedarbība hidroelektrostacijās (Latvian edition)
(Interaction of Conformity Assessment and Industrial Safety
in Hydropower Plants, 2 nd edition) 104 p., 2021
Leitfaden für die Qualitätssicherung bei der Montage
von Flansch verbindungen, 18 S., 2020
Überwachungs-, Begrenzungs- und Schutzeinrichtungen
an Dampfturbinenanlagen, 86 S., 2020 (vormals VGB-R 103)
Monitoring, limiting and protection devices on steam turbine plants,
82 S., 2020 (formerly VGB-R 103e)
Bestellung und Ausführung von Armaturen in Wärmekraftwerken,
324 S., 2019 (vormals VGB-R 107)
Einführung und Überblick der VGB-Standards für Abnahmetests
und Kontrolluntersuchungen, 12 S., 2021
(Weiterentwicklung der VGB-R 123 Band I.2)
Messstellenliste für Abnahmeuntersuchungen mit Datenerfassungsanlagen,
12 S., 2021 (vormals VGB-R-123 C.2.2,
Übersicht s. VGB-S-150-20-2020-08-DE)
Auslegung, Prüfung und Montage von Durchflussmessstrecken
mit Drosselgeräten, 30 S., 2021 (vormals VGB-R-123 C.2.4,
Übersicht s. VGB-S-150-20-2020-08-DE)
Abnahme- und Kontrolluntersuchungen an Rauchgasreinigungsanlagen,
Teil 1: Rauchgasentschwefelung, 36 S., 2022
(vormals VGB-R-123 C.2.6, Übersicht s. VGB-S-150-20-2020-08-DE)
Abnahme- und Kontrolluntersuchungen an Rauchgasreinigungsanlagen,Teil
2: Anlagen zur Stickoxidminderung, 36 S., 2022
(vormals VGB-R-123 C.2.7, Übersicht s. VGB-S-150-20-2020-08-DE)
Elektrischer Blockschutz
80 S., 2020 (vormals VGB-S-025-00-2012-11-DE)
Einphasig gekapselte Generatorableitung
120 S., 2021
978-3-96284-167-6 Kostenlos/
Free of charge
978-3-96284-168-3 Kostenlos/
Free of charge
978-3-96284-173-7 Kostenlos/
Free of charge
978-3-96284-174-4 Kostenlos/
Free of charge
978-3-96284-280-2 Gratuito/Kostenlos/
Free of charge
978-3-96284-211-6
978-3-96284-212-3
240,00
240,00
420,00
420,00
978-3-96284-230-7 260,00 390,00
978-3-96284-232-1 260,00 390,00
978-3-96284-253-6
978-3-96284-254-3
978-3-96284-075-4
978-3-96284-076-1
978-3-96284-025-9
978-3-96284-094-5
978-3-96284-225-3
978-3-96284-226-0
978-3-96284-159-1
978-3-96284-160-7
978-3-96284-195-9
978-3-96284-196-6
978-3-96284-197-3
978-3-96284-198-0
978-3-96284-048-8
978-3-96284-049-5
978-3-96284-205-5
978-3-96284-206-2
978-3-96284-227-7
978-3-96284-228-8
978-3-96284-203-1
978-3-96284-204-6
978-3-96284-286-4
978-3-96284-287-1
978-3-96284-290-1
978-3-96284-291-8
978-3-96284-100-3
978-3-96284-101-0
978-3-96284-249-9
978-3-96284-250-5
160,00
160,00
120,00
120,00
180,00
180,00
180,00
180,00
80,00
80,00
180,00
180,00
180,00
180,00
320,00
320,00
Kostenlos/
Free of charge
60,00
60,00
90,00
90,00
90,00
90,00
90,00
90,00
180,00
180,00
200,00
200,00
240,00
240,00
180,00
180,00
270,00
270,00
270,00
270,00
120,00
120,00
270,00
270,00
270,00
270,00
480,00
480,00
90,00
90,00
135,00
135,00
135,00
135,00
135,00
135,00
270,00
270,00
300,00
300,00
vgbe energy journal 10 · 2022 | 91

Media directory/Medienverzeichnis
Ref. Ordering Number/
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Titel/Title
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number
are available in English. Titel mit dem Bestellkennzeichen
„e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.
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Prices/Preise
(net/netto) 1
vgbe Non-
Member/ Member/
vgbe-Mitglied Nichtmitglied
VGB-S-162-00-2020-02-EN
Electrical Generating Unit Protection
78 p., 2022 (formerly VGB-S-025-00-2012-11-EN)
978-3-96284-187-4
978-3-96284-188-1
180,00
180,00
270,00
270,00
VGB-S-167-00-2021-03-DE
Revisionsempfehlungen für Turbogeneratoren
70 S., 2021
978-3-96284-241-3
978-3-96284-242-0
130,00
130,00
195,00
195,00
VGB-S-169-12-2021-01-DE
Instandhaltungsempfehlungen für Transformatoren und
Drosselspulen
52 S., 2021
978-3-96284-245-1
978-3-96284-246-8
130,00
130,00
195,00
195,00
VGB-S-302-00-2013-04-EN
Guideline for the Testing of DeNOx-catalysts,
66 p., 2021 (formerly VGB-R 302e)
978-3-96284-221-5
978-3-96284-222-2
120,00
120,00
180,00
180,00
VGB-S-401-00-2020-02-DE
VGB-Standard für das Wasser in Kernkraftwerken mit Leichtwasserreaktoren.
Teil 1: DWR-Anlagen. Teil 2: SWR-Anlagen
94 S., 2020 (vormals VGB-R 401)
978-3-96284-209-3
978-3-96284-210-9
180,00
180,00
270,00
270,00
VGB-S-401-00-2020-02-EN
VGB Standard for the Water in Nuclear Power Plants with Light-Water
Reactors. Part 1: Pressurised-Water Reactors. Part 2: Boiling-Water
Reactors. 92 p., 2020 (formerly VGB-R 401 (German edition only))
978-3-96284-233-8
978-3-96284-234-5
180,00
180,00
270,00
270,00
VGB-S-415-00-2020-12-DE
Aufbereitung von REA-Abwasser,
60 S., 2021 (vormals VGB-M 415)
978-3-96284-119-5
978-3-96284-120-1
260,00
260,00
390,00
390,00
VGB-S-506-00-2019-02-DE
Zustandsüberwachung und Prüfung der Komponenten von Dampfkesselanlagen,
Druckbehälteranlagen und Wasser oder Dampf führende
Rohrleitungen für Wärmekraftwerke, 126 S., 3. Ausgabe, 2019
978-3-96284-239-0
978-3-96284-240-6
130,00
130,00
195,00
195,00
VGB-S-509-00-2019-11-DE
Inhalte wiederkehrender Prüfungen an Rohrleitungen und deren
Komponenten in Wärmekraftwerken, 48 S., 2020
(vormals VGB-R 509)
978-3-96284-189-8
978-3-96284-190-4
180,00
180,00
270,00
270,00
VGB-S-540-00-2020-07-DE
Dampfkühlung in Wärmekraftanlagen (Korrigendum der Ausgabe
2019-07, vormals VGB-R 540) 225 S., 2021
978-3-86875-235-2
978-3-86875-236-9
260,00
260,00
390,00
390,00
VGB-S-610-00-2019-10-DE
BTR. Bautechnik bei Kühltürmen. VGB-Standard für den bautechnischen
Entwurf, die Berechnung, die Konstruktion und die Ausführung
von Kühltürmen, 84 S., 2019, (vormals VGB-R 610)
978-3-86875-143-0
978-3-86875-144-7
180,00
180,00
270,00
270,00
VGB-S-610-00-2019-10-EN
Structural Design of Cooling Towers. VGB-Standard on the Structural
Design, Calculation, Engineering and Construction of Cooling
Towers, 82 p., 2019, (formerly VGB-R 610e)
978-3-96284-145-4
978-3-96284-146-1
180,00
180,00
270,00
270,00
VGB-S-104-O
Online-Leitfaden zur Umsetzung der Betriebssicherheitsverordnung
in Kraftwerken – 2007, laufend aktualisiert
Einzelplatzlizenz und Update. Netzwerklizenz für Mitglieder
(Fördernde, Außerordentliche) (Ordentliche Mitglieder, siehe
Hinweise unter www.vgb.org/vgbvs4om)
Preise für die Netzwerklizenz für Nichtmitglieder auf Anfrage.
290,00
950,00
390,00
VGB-TW | VGB Technical Scientific Reports/VGB Technisch-wissenschaftliche Berichte
VGB-TW 103Ve (2021) VGB – Availability of Power Plants 2010–2019,
Edition 2021, 254 p.
VGB-TW 103V (2021) VGB – Verfügbarkeit von Kraftwerken 2010–2019,
Ausgabe 2021, 254 S.
VGB-TW 103Ae (2021) VGB – Analysis of Unavailability of Power Plants 2010–2019,
Edition 2021, 138 p.
VGB-TW 103A (2021) VGB – Analyse der Nichtverfügbarkeit von Kraftwerken 2010–2019,
Ausgabe 2021, 138 S.
VGB-TW 103Ve (2020) VGB – Availability of Power Plants 2010–2019,
Edition 2020, 246 p.
VGB-TW 103V (2020) VGB – Verfügbarkeit von Kraftwerken 2010–2019,
Ausgabe 2020, 246 S.
VGB-TW 103Ae (2020) VGB – Analysis of Unavailability of Power Plants 2010–2019,
Edition 2020, 138 p.
VGB-TW 103A (2020) VGB – Analyse der Nichtverfügbarkeit von Kraftwerken 2010–2019,
Ausgabe 2020, 138 S.
978-3-96284-263-5 145,00 290,00
978-3-96284-261-1 145,00 290,00
978-3-96284-267-3 145,00 290,00
978-3-96284-265-9 145,00 290,00
978-3-96284-216-1 145,00 290,00
978-3-96284-213-0 145,00 290,00
978-3-96284-219-2 145,00 290,00
978-3-96284-217-8 145,00 290,00
92 | vgbe energy journal 10 · 2022

vgbe energy news
vgbe energy news
Israeli technologies for the
energy transition
• be connected – Israeli technologies for
the energy transition
• Pitch and networking event at the
Energy Campus
(vgbe) The Israeli economy is characterised
by its global orientation and high level
of technological development. Israel is
now second only to the United States in the
per capita ratio of start-ups with innovative,
market-oriented technology products
and can be described as a start-up nation
with 8,500 young companies, with a country
size roughly equivalent to the German
federal state of Hesse. Following the Israeli
government’s commitment in 2021 to reduce
Israel’s CO 2
emissions and complete
the transition from fossil fuels to renewable
energy by 2050, projects in the field of
Cleantech and sustainable energy supply
are on the rise. The young start-up companies
are launching innovative projects, especially
in the field of energy efficiency and
photovoltaics, which can also help other
nations identifying solutions for the transition
to a renewable, climate-neutral energy
supply.
The Israel Economic and Trade Mission in
Berlin and the Consulate General in Munich
promote the German-Israeli trade relations
and technological cooperation. As
part of these activities, an Israeli delegation
of seven innovative companies was
invited to Germany for a roadshow. Under
the title “Israeli technologies for the energy
transition”, this delegation also stopped at
the Energy Campus in Essen on October
25, 2022. Together with the Israel Economic
and Trade Mission in Berlin, the Israel
Export Institute, STEAG Energy Services
GmbH and vgbe energy e.V., an invitation
was extended to a pitch and networking
event. Thanks to its extensive network, especially
in the German and European energy
sector, vgbe energy e.V. was able to provide
the necessary platform for this event
in cooperation with the other hosts.
After the welcome address by Commercial
Attaché Ester Elias and Dr. Oliver Then,
Managing Director of vgbe energy e.V., as
well as Jan Fischer from STEAG Energy
Services GmbH, the representatives of the
Israeli companies
• Tigi | Solar thermal collectors with
particularly high efficiency
• Luminiscent | Efficient heat engines for
waste heat utilisation
• Augwind | Modular energy storage
systems using compressed air
• Brenmiller Energy | Granular-based
thermal energy storage systems
• FSight | AI-based solution for
decentralised energy management
• Airovation Technologies | Carbon
Capture
• Enwize | Process software for plant
maintenance
had the opportunity to present their
groundbreaking products and services.
Following the presentations, there was ample
space for intensive networking, which
was seen as a real win-win situation by the
around 40 participants. Thanks to the selected
group of participants, the representatives
of the Israeli companies and the experts
from the energy sector had the opportunity
to extensively discuss the issues
surrounding a sustainable, innovative and
secure energy supply and to establish future-oriented,
further contacts. At the end
of the successful event, the vgbe claim be
connected could be completed by be informed,
be inspired and be energised.
Israelische Technologien
für die Energiewende
• be connected - Israelische Technologien
für die Energiewende
• Pitch- und Netzwerkveranstaltung
am Energie-Campus Deilbachtal
(vgbe) Die israelische Wirtschaft zeichnet
sich durch ihre globale Orientierung und
ihren hohen technischen Entwicklungsstand
aus. Israel steht heute nach den Vereinigten
Staaten an zweiter Stelle in der
Pro-Kopf-Relation bei der Neugründung
von Firmen mit innovativen, marktorientierten
Technologieprodukten und kann
mit 8.500 jungen Unternehmen, bei einer
Landesgröße, die ungefähr dem Bundesland
Hessen entspricht, als Start-up-Nation
bezeichnet werden. Nachdem sich die
israelische Regierung 2021 verpflichtet
hat, die CO 2
-Emissionen Israels zu verringern
und bis 2050 den Übergang von fossilen
Brennstoffen zu erneuerbaren Energien
abzuschließen, sind vor allem Projekte
im Bereich Cleantech und nachhaltige
Energieversorgung auf dem Vormarsch.
Die jungen Start-up-Unternehmen bringen
innovative Projekte, im Bereich Energieeffizienz
und Photovoltaik, auf den
Weg, die auch anderen Nationen helfen
können, Lösungen für den Übergang zu
einer erneuerbaren, klimaneutralen Energieversorgung
zu finden.
Die Wirtschafts- und Handelsabteilungen
der Botschaft des Staates Israel in Berlin
und des Generalkonsulats in München
fördern die deutsch-israelischen Handelsbeziehungen
und die technologische Zusammenarbeit.
Im Rahmen dieser Aktivitäten
wurde eine israelische Delegation
aus sieben innovativen Unternehmen zu
einer Informationsveranstaltung nach
Deutschland eingeladen. Unter dem Titel
„Israelische Technologien für die Energiewende“
hat diese Delegation am
25.10.2022 auch am Energie-Campus in
Essen Halt gemacht. Gemeinsam mit den
Wirtschafts- und Handelsabteilungen der
Botschaft des Staates Israel, dem Israel
Export Institute, der STEAG Energy Services
GmbH sowie dem vgbe energy e.V.
wurde zu einer Pitch- und Netzwerkveranstaltung
eingeladen. Dank seines umfangreichen
Netzwerks, vor allem in der deutschen
und europäischen Energiebranche,
konnte vgbe energy e.V. in Kooperation
mit den anderen Gastgebern die erforderliche
Plattform für diese Veranstaltung
bereitstellen.
Nach der Begrüßung durch Handelsattaché
Ester Elias und Dr. Oliver Then, Geschäftsführer
des vgbe energy e.V. sowie
Jan Fischer von der STEAG Energy Services
GmbH, hatten die Vertreter der israelischen
Unternehmen
• Tigi | Solarthermische Kollektoren mit
besonders hoher Effizienz
• Luminiscent | Effiziente Wärmemotoren
zur Abwärmenutzung
• Augwind | Modulare Druckluft-
Energiespeicher
• Brenmiller Energy | Thermische
Energiespeicher auf Granulatbasis
• FSight | KI-basierte Lösung für
dezentrales Energiemanagement
• Airovation Technologies | Carbon
Capture
• Enwize | Prozess-Software zur
Anlageninstandhaltung
Gelegenheit, ihre wegweisenden Produkte
und Dienstleistungen vorzustellen.
Im Anschluss an die Präsentationen gab es
ausreichend Raum zum intensiven Netzwerken,
was von den rund 40 Teilnehmenden
als echte Win-Win-Situation gewertet
wurde. Dank des ausgewählten
Teilnehmerkreises, hatten die Vertretern
der israelischen Unternehmen und die anwesenden
Experten der Energiebranche
die Möglichkeit, die Themen rund um
eine nachhaltige, innovative und gesicherte
Energieversorgung ausgiebig zu
diskutieren und zukunftsweisende, weiterführende
Kontakte zu knüpfen. Am
Ende der gelungenen Veranstaltung,
konnte der vgbe-Claim um be informed,
be inspired und be energised komplettiert
werden.
LL
www.vgbe.energy
vgbe energy journal 10 · 2022 | 93

Inserentenverzeichnis
Media
News
vgbe service: Wir für Sie in 2023
Die Mediadaten des ab 2023 erscheinenden
vgbe energy journal – bislang VGB
POWERTECH – sind jetzt erschienen und
stehen als Download unter anderem mit
der Themenplanung auf unseren Webseiten
www.vgbe.energy und www.vgbe.
services zur Verfügung.
Martin Huhn unterstützt Sie gerne als Ansprechpartner
für Ihre Insertionen in unserer
internationalen Fachzeitschrift sowie
unseren weiteren Publikationen zu Veranstaltungen.
Kontakt: Martin Huhn ist über die bekannte
Durchwahl 0201 8128-212 und unter
der E-Mail ads@vgbe.energy zu erreichen.
LL
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und Speicherung von Strom, Wärme und Wasserstoff
sowie darauf aufbauenden Energieträgern
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Inserentenverzeichnis 10 l 2022
vgbe energy service GmbH
Titelseite
2. Branchentag Wasserstoff U IV
Rostock
BRAUER Maschinentechnik AG 9
SWAN Systems Engineeering 3
vgbe Fortbildungsveranstaltung
Abfall und Gewässerschutz 2023 13
vgbe Workshop
Emissionsüberwachung 2023 17
vgbe Conference
Materials &
Quality Assurance 2023 19
vgbe Conference
Flue Gas Cleaning 2023 21
vgbe Fachtagung
Kühlsysteme 2023 23
vgbe Fachtagung
Instandhaltung in Kraftwerken 2023
Maintenance in Power Plants 2023 38
94 | vgbe energy journal 10 · 2022

vgbe Events | Events
vgbe Events 2022/2023 | Please visit our website for updates!
– Sub ject to chan ge –
Congress/Kongress
vgbe Kongress 2023
vgbe Congress 2023
20 & 21 September 2023
Berlin, Germany
Contact
Ines Moors
t +49 201 8128-222
Angela Langen
t +49 201 8128-310
e vgbe-congress@vgbe.energy
Konferenzen | Fachtagungen
Instandhaltung in Kraftwerken
Maintenance in Power Plants 2023
mit Fachausstellung/
with Technical Exhibition
8 and 9 March 2023
Karlsruhe, Germany
Contact
Diana Ringhoff
t +49 201 8128-232
e vgbe-inst-kw@vgbe.energy
Gasturbinen 2023
Gas Turbines 2023
mit Fachausstellung/
with Technical Exhibition
6 and 7 June 2023
Koblenz, Germany
Contact
Diana Ringhoff
t +49 201 8128-232
e vgbe-gasturb@vgbe.energy
vgbe Chemiekonferenz 2023
vgbe Conference Chemistry 2023
mit Fachausstellung/
with Technical Exhibition
24 to 26 October 2023
Ingolstadt, Germany
Contact
Ines Moors
t +49 201 8128-222
e vgbe-chemie@vgbe.energy
Seminare | Workshops
Produkte aus der
thermischen Abfallverwertung
Workshop
6. und 7. Dezember 2022
Kassel, Deutschland
Kontakt
e vgbe-therm-abf@vgbe.energy
Basics Wasserchemie
im Kraftwerk
Online-Seminar
14. und 15. Februar 2023
Kontakt
Konstantin Blank
t +49 201 8128-214
e vgbe-wasserdampf@vgbe.energy
Wasseraufbereitung 2023
Seminar
21. und 22. März 2023
Kontakt
Konstantin Blank
t +49 201 8128-214
e vgbe-wasseraufb@vgbe.energy
Chemie im
Wasser-Dampf-Kreislauf 2023
Seminar
29. und 30. November 2023
Kontakt
Konstantin Blank
t +49 201 8128-214
e vgbe-wasserdampf@vgbe.energy
Abfall und Gewässerschutz 2023
Fortbildungsveranstaltung
25. bis 27. April 2023
Höhr-Grenzhausen
Kontakt
Diana Ringhoff
t +49 201 8128-232
e vgbe-abf-gew@vgbe.energy
Kühlsysteme 2023
& Hygieneschulung 2023
mit Fachausstellung
25. und 26. April 2023
Nürburgring, Deutschland
Kontakt
Ulrike Troglio
t +49 201 8128-282
e vgbe-kuehlsysteme@vgbe.energy
Information on all events
with exhibition/Aus kunft
zu allen Veranstaltungen
mit Fachausstellung
Flue Gas Cleaning 2023
Conference
3 and 4 May 2023
Praha, Czech Republic
Contact
Ines Moors
t +49 201 8128-222
e vgbe-flue-gas@vgbe.energy
t +49 201 8128-310/-299,
e events@vgbe.energy
Updates www.vgbe.energy
Exhibitions and Conferences
2. Branchentag Wasserstoff –
Lessons Learned?!
1. und 2. Februar 2023
Neuer Termin!
www.branchentag-wasserstoff.de/
E-world energy & water
23. bis 25. Mai 2023
Essen, Deutschland
www.e-world-essen.com
55. Kraftwerkstechnisches
Kolloquium
10. und 11. Oktober 2023
Dresden, Deutschland
vgbe energy journal 10 · 2022 | 95

Preview | Imprint
Preview 11 l 2022
Focus: Steam turbines and steam
turbine operation
Fokus: Dampfturbinen und
Betrieb von Dampfturbinen
Control valve 4.0 – Concept
Control valve very simple
Stellventil 4.0 – Konzept
Regelarmatur ganz einfach
Britta Daume
Prospects for coal in agriculture
Perspektiven für den Einsatz von Kohle
in der Landwirtschaft
Ian Reid
Determination of compliance costs for the
transposition of the BAT conclusions on
waste incineration into national law, taking
into account two emission scenarios
Ermittlung der Erfüllungskosten zur Umsetzung
der BVT-Schlussfolgerungen Abfallverbrennung
in nationales Recht unter Berücksichtigung
von zwei Emissions-Szenarien
Rudi Karpf and Sophie Kreuz
Cybersecurity Concepts of Industry 4.0
for Existing Power Plants
Cybersecurity Konzepte aus Industrie 4.0
für bestehende Anlagen
Karl Waedt, Josef Schindler, Ines Ben Zid
and Egor Dronov
Double-walled valve housing.
To be published in the article
“Control valve 4.0 – Concept
Control valve very simple”
by Britta Daume.
Imprint
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Dr. Georg Stamatelopoulos
Executive Managing Director:
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45257 Essen
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96 | vgbe energy journal 10 · 2022

EDITORIAL SCHEDULE 2023
Issue Focal points Additionally in each issue: Energy News, Calendar, People Advertisement and printing deadline
January/ Trends and Innovation in Power Generation – vgbe Congress 2022 | Energy system of the future | 2 February 2023
February Hydrogen and further energy carriers in energy supply and industry
Maintenance in Power Plants 2023, 8 and 9 March 2023, Karlsruhe, Germany
March Chemistry in power generation and storage | Fuels, furnaces and flue gas cleaning technology | 28 February 2023
New and subsequent use of energy sites, repurposing | Training and advanced training
April Digitisation in hydropower | Gas and diesel engines | 30 March 2023
IT and cyber-security in the energy sector | Decommissioning and dismantling of energy plants
Materials and Quality Assurance 2023, 10 and 11 May 2023, Schloss Paffendorf, Germany
May Nuclear power, nuclear power plants: operation and operating experience, decommissioning, waste disposal | Decarbonisation and energy technology 27 April 2023
Gas Turbines and Operation of Gas Turbines 2023, 6 and 7 June 2023, Koblenz, Germany
June Maintenance in power plants and energy installations | Redispatch and generation plants | 1 June 2023
Steam generators, heat exchangers | Knowledge management, documentation, data bases
July Materials and quality assurance | Power-2-X | Maintenance of wind power plants – onshore and offshore | 21 June 2023
Steam turbines and operation of steam turbines
August Gas turbines and operation of gas turbines | Combined cycle power plants (CCPP) | Cogeneration plants | 31 July 2023
Flexibility in power and heat generation | Control room technology
September Special issue vgbe Congress 2023, 20 and 21 September 2023, Berlin, Germany 23 August 2023
Renewables and distributed generation: Hydro power, on- and offshore wind power, solar-thermal power plants,
photovoltaics, biomass, geothermal generation | Know-how and preservation of competence
October Emissions reduction technologies | Fuel cells & battery storage | Asset management | Big data in power generation | 28 September 2023
Thermal waste and sewage sludge treatment, fluidised-bed combustion
vgbe Conference Chemistry 2023, 24 to 26 October 2023, Ingolstadt, Germany
November Electrical engineering, instrumentation and control | Occupational safety and health protection | 30 October 2023
Civil engineering for conventional power plants wind and hydropower plants
December vgbe Congress 2023, Berlin, Germany: Reports, impressions | Energy systems for the future | 29 November 2023
Research in power generation and storage | Repowering
Editorial deadline for technical papers: 2 months prior to publication of respective issue (please also refer to the “Guidelines for Authors”, www.vgbe.energy ... Publications)
Deadline for submission of technical papers: 1 month prior to publication
Editorial deadline for news: 4 weeks prior to publication of respective issue (please also refer to the “Guidelines for News”, www.vgbe.energy ... Publications)
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REDAKTIONSPLAN 2023
Ausgabe Themenschwerpunkte In jeder Ausgabe: Nachrichten aus Energiewirtschaft und -technik Anzeigen- und Druckunterlagenschluss
Januar/ Trends und Innovationen in der Stromerzeugung – vgbe-Congress 2022 | Energiesystem der Zukunft | 2. Februar 2023
Februar Wasserstoff und alternative Energieträger in Energieversorgung und Industrie
Instandhaltung in Kraftwerken 2023, 8. und 9. März 2023, Karlsruhe
März Chemie in der Energieerzeugung und -speicherung | Brennstoffe, Feuerungen und Abgasreinigungstechnik | 28. Februar 2023
Neu- und Nachnutzung von Energiestandorten, Repurposing | Aus- und Fortbildung
April Digitalisierung in der Wasserkraft | Gas- und Dieselmotoren | 30. März 2023
IT und Cybersecurity in der Energiewirtschaft | Stilllegung und Rückbau von Energieanlagen
Materials and Quality Assurance 2023, 10. und 11. Mai 2023, Schloss Paffendorf
Mai Kernenergie, Kernkraftwerke: Betrieb und Betriebserfahrungen, Rückbau und Entsorgung | Dekarbonisierung und Energietechnik 27. April 2023
Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb 2023, 6. und 7. Juni 2023, Koblenz
Juni Instandhaltung in Kraftwerken und Energieanlagen | Redispatch und Erzeugungsanlagen | 1. Juni 2023
Dampferzeuger, Wärmeübertrager | Wissensmanagement, Dokumentation, Datenbanken
Juli Werkstoffe und Qualitätssicherung | Power-2-X | Instandhaltung in der Windenergie – On- und Offshore | 21. Juni 2023
Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb
August Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb | Kombikraftwerke (GuD) | BHKW | 31. Juli 2023
Flexibilität in der Strom- und Wärmeerzeugung | Wartentechnik
September Spezialausgabe vgbe Congress 2023, 20. und 21. September 2023, Berlin 23. August 2023
Erneuerbare Energien und Dezentrale Erzeugung: Wasserkraft, On- und Offshore-Windkraft, Solarthermische Kraftwerke,
Photovoltaik, Biomasse und Biogas, Geothermie ... Neubau, Betrieb, Rückbau | Know-how- und Kompetenzsicherung
Oktober Emissionsminderungstechnologien | Brennstoffzellen & Batteriespeicher | Assetmanagement | Big data in der Energietechnik 28. September 2023
Thermische Abfall- und Klärschlammbehandlung, Wirbelschichtfeuerungen
vgbe-Chemiekonferenz 2023, 24. bis 26. Oktober 2023, Ingolstadt
November Elektro-, Leit- und Informationstechnik | Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz | 30. Oktober 2023
Bautechnik für Kraftwerke, Windenergieanlagen und Wasserkraftwerke
Dezember vgbe-Kongress 2023, Berlin: Berichte, Impressionen | Energiesysteme für die Zukunft | 29. November 2023
Forschung für die Energieversorgung: Stromerzeugung und Energiespeicherung | Repowering
Redaktionsschluss für Fachbeiträge: 2 Monate vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s. a. „Autorenhinweise“, www.vgbe.energy ... Publikationen ... vgbe energy journal)
Unterlagenabgabe: bis 1 Monat vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe
Redaktionsschluss für Pressemitteilungen / Nachrichten: 4 Wochen vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s. a. „Hinweise zu Pressemitteilungen“, www.vgbe.energy ... Publikationen)
Kontakt:
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Chefredakteur: Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann
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