VGB POWERTECH 3 (2021) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat
3 2021
Save the Date!
Focus
• Materials
• Hydropower
VGB CONGRESS 2021
100 PLUS
ESSEN, GERMANY
22 AND 23 SEPTEMBER 2021
PLUS
Consideration of
relaxation effects in
the assessment of
stresses and bearing
loads of high temperature
piping systems
l Recent and interesting information on energy supply.
l 100+ years of VGB. Future challenges and their solutions.
l Benefit from expertise and exchange with the community.
Hydropower indispensable
for secure power
supply in Europe
Wind energy:
Continued operation
often pays off
Photos ©: Grand Hall
Publication of VGB PowerTech e.V. l www.vgb.org
vgb-kongress2021 std-sponsoren ENG (A4 2020-10-20).indd 2 21.04.2021 15:58:50
ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition

Fachspezialist Alterungsüberwachung w/m
80% und mehr | Beznau
Aufgaben und Verantwortlichkeiten
• Beurteilung von alterungsrelevanten internen und
externen Erkenntnissen
• Erstellung, Aktualisierung und Nachführung der
Alterungsüberwachungsprogramme (inkl. Abstimmung
mit den Behörden)
• Beurteilung fachspezifischer Problemstellungen im
Bereich Werkstofftechnik, Korrosions- und Materialalterungsmechanismen
• Analyse und Beurteilung von Schadensfällen
• Unterstützung bei der Erstellung, Anpassung und
Überarbeitung von Wiederholungsprüfprogrammen
sowie bei der Durchführung der wiederkehrenden
Prüfungen
• Mitarbeit in internen und externen Fachgremien
sowie Kontaktpflege mit Herstellern und Kraftwerksbetreibern
Profil und Fähigkeiten
• Abgeschlossenes Ingenieurstudium, vorzugsweise in
der Fachrichtung Werkstofftechnik
• Gute Kenntnisse im Bereich von Schadens- und
Korrosionsmechanismen
• Berufserfahrung im Bereich Werkstofftechnik
wünschenswert
• Kenntnisse im Bereich Kernenergie (Praxiserfahrung in
einer Kernanlage wünschenswert)
• Zuverlässige, genaue und selbständige Arbeitsweise
• Fach- und Beratungskompetenz sowie gute Kommunikationsfähigkeit
• Sehr gute Deutsch- und Englisch-Kenntnisse
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in der Schweiz. Sie ist international führend im Energiehandel und in der Entwicklung massgeschneiderter
Energielösungen für ihre Kunden. Das Kernkraftwerk Beznau (KKB) gehört zum Kraftwerkspark der Axpo. Es besteht aus
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Label Kontakt
Nadine Bühler
HR Manager
T +41 56 200 35 45
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VGB PowerTech 3 l 2021
Editorial
Topic: Hydrogen
Dear Readers,
Hydrogen as an energy carrier
plays an important role
in achieving climate neutrality
and in the success of the
energy transition.
Hydrogen, the energy industry
and energy technology
can look back on a long
history and thus also have
extensive experience in handling
and using it. Hydrogen
has been studied and used
in science and technology
for more than 200 years. In
1806, the French inventor Francois Isaac de Rivaz constructed
the De Rivaz engine, the first internal combustion
engine powered by a hydrogen/oxygen mixture. Today,
hydrogen is an integral, important part of the refinery sector;
since 1975, the demand for hydrogen in this area of
energy and also raw material supply has tripled, whereby
the demand is still largely covered by the use of fossil primary
energy sources, i.e. about 6 percent of global natural
gas production and 2 percent of coal production are used to
produce hydrogen.
However, hydrogen can also be produced in a climate-neutral
way. In this case, climate-neutral energy sources would
have to be used for extraction or production, or the emissions
would have to be used as materials or stored. Renewable
energy sources are currently the main focus of interest
as energy sources, especially since their volatility can be
balanced to a certain extent via the chain of hydrogen production,
hydrogen storage and transport to consumption –
the hydrogen chain thus acts as a buffer, so to speak, an
important advantage of hydrogen use in the electricity–gas
combination.
Another advantage of hydrogen is that it can be used individually
in virtually all sectors of consumption and can
be coupled with other sectors. Hydrogen can also either
replace energy carriers with emissions or other, even new
technologies can be applied. A practical example is the
transport sector: hydrogen can be used emission-free in
conventional combustion engines, but can also provide propulsion
via fuel cell electricity.
This change in energy production and supply is therefore
an impetus for a growing number of countries worldwide
to also deal with the topic of hydrogen and to set up respective
hydrogen strategies. Depending on the availability of
primary energy resources, these are closely linked to the
opportunities of a hydrogen economy, either, for example,
with imports and climate and energy policy goals or as an
export product and the associated opportunities for business
and labour.
Therefore, in addition to climate and energy policy aspects,
sustainable jobs as well as new value creation potentials in
a growing global market are on the agenda.
On the technology side, a broad field of research and development
is opening up with the known and proven
processes. Power-to-gas and power-to-X technologies use
electricity – from low-emission sources – and electrolysis
processes. Four main technical processes are mentioned
today: Alkaline electrolysis (AEL), proton exchange membrane
electrolysis (PEM), anion exchange membrane electrolysis
(AEM) and high temperature electrolysis (HTEL).
Alkaline electrolysis has been known, proven and widely
used for more than one hundred years. The PEM process
is much younger and can be used commercially today. For
AEM and HTEL, experience is available beyond the laboratory
scale and pilot phase or introduction into commercial
use is pending. All these processes “deliver” “green hydrogen”,
i.e. emission-neutral in its overall balance, with an
emission-free supply of electricity. The well-known production
of hydrogen from hydrocarbons can be combined
with carbon capture and storage, i.e. geological storage of
the resulting carbon. This produces “blue” hydrogen with
comparatively lower emissions. One advantage lies in the
use of known and mature technical processes. The thermal
cracking of methane leads to “turquoise” hydrogen, since
elemental carbon is produced as a by-product. This does not
raise the challenges of geological storage of carbon dioxide.
To be sure, this list is incomplete. It is essentially intended
to show that there is considerable technical potential in the
central question of a hydrogen economy: how to produce it.
With its know-how, our industry therefore has an important
and responsible role to play in the development and broad
introduction of the hydrogen economy. At the beginning of
the hydrogen production chain lie essential building blocks
for success in technical implementation and wide market
introduction.
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann
Editor in Chief
VGB PowerTech
Essen, Germany
1

Editorial VGB PowerTech 3 l 2021
Thema: Wasserstoff
Liebe Leserinnen und Leser,
dem Energieträger Wasserstoff
wird bei der angestrebten
Klimaneutralität sowie
für den Erfolg der Energiewende
eine wichtige Rolle
zugeordnet.
Wasserstoff und die Energiewirtschaft
bzw. Energietechnik
blicken dabei auf eine
lange Geschichte zurück und
damit liegen auch umfassende
Erfahrungen im Umgang
und in seiner Nutzung vor.
Seit mehr als 200 Jahren wird Wasserstoff in Wissenschaft
und Technik untersucht und genutzt. Der französische Erfinder
Francois Isaac de Rivaz konstruierte im Jahr 1806 den
De Rivaz Motor, den ersten Verbrennungsmotor mit interner
Verbrennung, betrieben mit einem Wasserstoff/Sauerstoff-Gemisch.
Wasserstoff ist heute eine integrale, bedeutende
Komponente im Raffineriesektor; seit 1975 hat sich
der Wasserstoffbedarf in diesem Bereich der Energie- und
auch Rohstoffversorgung verdreifacht, wobei der Bedarf
heute noch wesentlich durch den Einsatz fossiler Primärenergieträger
gedeckt wird, d. h. etwa 6 Prozent der weltweiten
Erdgasgewinnung sowie 2 Prozent der Kohleförderung
werden zur Erzeugung von Wasserstoff aufgewendet.
Wasserstoff kann aber auch klimaneutral gewonnen werden.
Dabei muss auf klimaneutrale Energieträger bei der Gewinnung
bzw. Erzeugung zurück gegriffen werden oder anfallende
Emissionen müssten stofflich genutzt oder gespeichert
werden. Vorrangig stehen als Energiequellen aktuell vor
allem erneuerbare Energieträger im Fokus des Interesses;
insbesondere da ihre Volatilität über die Kette Wasserstofferzeugung,
Wasserstoffspeicherung und Transport zum
Verbrauch in gewissem Umfang ausgeglichen werden kann
– die Wasserstoffkette wirkt somit quasi als Puffer, ein wichtiger
Vorteil der Wasserstoffnutzung im Verbund Strom-Gas.
Ein weiterer Vorteil von Wasserstoff liegt in seiner individuellen
Einsetzbarkeit in quasi allen Verbrauchssektoren und
der möglichen Koppelung der Sektoren. Wasserstoff kann
dabei auch emissionsbehaftete Energieträger entweder ersetzen
oder andere, auch neue Technologien können zum
Einsatz kommen. Ein praktisches Beispiel ist der Verkehrssektor:
Wasserstoff kann emissionsfrei in herkömmlichen
Verbrennungsmotoren genutzt werden aber auch über den
Weg Brennstoffzelle–Strom den Antrieb liefern.
Dieser Wandel in der Energiegewinnung und -versorgung ist
daher für eine wachsende Zahl von Staaten weltweit Antrieb,
sich auch mit dem Thema Wasserstoff zu beschäftigen und
jeweilige Wasserstoff-Strategien aufzustellen. Diese sind je
nach Verfügbarkeit der Primärenergieressourcen eng verknüpft
mit den Chancen einer Wasserstoffwirtschaft, entweder
zum Beispiel mit dem Import und klima- sowie energiepolitischen
Zielen oder als Exportprodukt und den damit
verbundenen Chancen für Wirtschaft und Arbeit.
Daher stehen neben klima- und energiepolitischen Aspekten
auch zukunftsfähige Arbeitsplätze sowie neue Wertschöpfungspotenziale
in einem wachsenden globalen Markt an.
Auf Seiten der Technik eröffnet sich mit den bekannten und
bewährten Verfahren ein breites Forschungs- und entwicklungsfeld.
Power-to-Gas bzw. Power-to-X-Technologien greifen
dabei auf Strom – aus emissionsarmen Quellen – und
Elektrolyseverfahren zurück. Vier wesentliche technische
Verfahren werden heute genannt: Die alkalische Elektrolyse
(AEL), die Proton-Exchange-Membran Elektrolyse (PEM),
die Anionenaustauschmembran-Elektrolyseur (AEM) und
die Hochtemperaturelektrolyse (HTEL). Bekannt, bewährt
und breit eingesetzt ist seit mehr als einhundert Jahren die
alkalische Elektrolyse. Das PEM-Verfahren ist deutlich jünger
und heute kommerziell einsetzbar. Für AEM und HTEL
liegen Erfahrungen über dem Labormaßstab hinaus vor und
Pilotphase bzw. Einführung in den kommerziellen Einsatz
stehen an. All diese Verfahren „liefern“ bei emissionsfreier
Versorgung mit Strom „Grünen Wasserstoff“, also in seiner
Gesamtbilanz emissionsneutralen. Die bekannte Gewinnung
von Wasserstoff aus Kohlenwasserstoffen lässt sich mit Carbon-Capture-and-Storage
kombinieren, d.h. geologischer
Lagerung des anfallenden Kohlenstoffs. Sie liefert bei im
Vergleich geringeren Emissionen „blauen“ Wasserstoff. Ein
Vorteil liegt im Einsatz bekannter und ausgereifter technischer
Prozesse. Die thermische Spaltung von Methan führt
zu „türkisem“ Wasserstoff, da als Nebenprodukt elementarer
Kohlenstoff anfällt. Hier werfen sich nicht die Herausforderungen
einer geologischen Lagerung von Kohlendioxid auf.
Sicherlich ist diese Liste lückenhaft. Sie soll im wesentlichen
aufzeigen, dass ein erhebliches technisches Potenzial bei der
zentralen Frage einer Wasserstoffwirtschaft vorhanden ist,
dem Wie der Gewinnung.
Mit ihrem Know-how fällt unserer Branche daher eine wichtige
und verantwortungsvolle Rolle bei der Entwicklung und
breiten Einführung der Wasserstoffwirtschaft zu. Am Beginn
der Erzeugungskette für Wasserstoff liegen wesentliche Bausteine
des Erfolgs für die technische Umsetzung und breite
Markteinführung.
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann
Chefredakteur VGB PowerTech
Essen
2

VGB-Workshop
Veranstaltungsort
Hotel am Delft
Am Delft 27
26721 Emden
oder/und
Live & Online als Webinar
Kontakte
Dagmar Oppenkowski
Tel.
+49 201 8128-237
Guido Schwabe
Tel.
+49 201 8128-272
E-mail
vgb-arbeitsmed@vgb.org
11. Emder Workshop Offshore
Windenergieanlagen – Arbeitsmedizin
Ankündigung
17. und 18. September 2021
• Die medizinischen Versorgungsmöglichkeiten bei Offshore-
Arbeitsplätzen sind deutlich eingeschränkt.
Daraus ergeben sich besondere Anforderungen und Bedingungen
für die Eignungsuntersuchung und Betreuung der Mitarbeiter/innen.
• Dieser Workshop wendet sich an alle in dieser Branche Tätigen,
insbesondere an Ärzte/innen sowie andere Angehörige von
Gesundheitsberufen und (medizinischen) Rettungs- sowie
Beratungsdiensten, zu deren Aufgaben- oder Interessengebieten
die gesundheitliche Vorsorge und die medizinische Versorgung
an Offshore-Arbeitsplätzen gehört.
• Über die Teilnahme am Workshop wird eine Bescheinigung ausgestellt.
Weitere Informationen | Programm | Anmeldung
• www.vgb.org/offshore_arbeitsmedizin2021.html
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Foto: ©rost9 - stock.adobe.com
Hinweis: Sollte auch zu diesem Termin eine Präsenzveranstaltung weiterhin
nicht möglich sein wird ggf. eine Live & OnLine Veranstaltung angeboten
bzw. eine Kombination aus Präsenz- und OnLine-Veranstaltung.
www.vgb.org
Neuer Termin
in 2021!

Contents VGB PowerTech 3 l 2021
VGB Congress 2021 | 100 PLUS
| 22 and 23 September 2021
Grand Hall Zollverein
Essen, Germany
• Recent and interesting information on energy supply.
• Future challenges and their solutions.
• Benefit from expertise and
exchange with the community.
International Journal for Generation
and Storage of Electricity and Heat 3 l 2021
Topic: Hydrogen
Thema: Wasserstoff
Christopher Weßelmann 1
Abstracts/Kurzfassungen6
Members‘ News 8
A method for the consideration of relaxation effects
in the assessment of stresses and bearing loads
of high temperature piping systems
Verfahren für die Ermittlung von Relaxationseffekten
bei der Bewertung von Spannungen und Stützlasten
von Hochtemperatur-Rohrleitungssystemen
Thomas Schmidt 46
Wind energy: continued operation often pays off
Windenergie: Oft lohnt der Weiterbetrieb
Florian Weber 52
Hydropower indispensable for securepower supply in Europe
Wasserkraft – Ein unverzichtbarer Teil der sicheren
Stromversorgung in Europa
Peter Bauhofer and Mario Bachhiesl 55
Data protection in times of pandemic:
Claim, reality and practical aids
Datenschutz in Zeiten der Pandemie:
Anspruch, Wirklichkeit und Praxishilfen
Stefan Loubichi 60
Development of safety case data claimed
for laser cutting operations in nuclear decommissioning
Ermittlung der notwendigen Datenbasis zur Sicherheit
des Laserschneidens bei der Stilllegung von Kernkraftwerken
Howard Chapman, Julian Spencer, Stephen Lawton,
Andrew Gale and Matthew Clay 66
Studies on performance and degradation stability of chemically
degraded nuclear graded ion exchange materials by application
of radio analytical technique
Untersuchungen zur Leistungsfähigkeit und Degradationsstabilität
von Ionenaustauschermaterialien durch Anwendung radioanalytischer
Technik
Pravin U. Singare 71
4

VGB PowerTech 3 l 2021
Contents
For more information please contact us:
| Participation
Ines Moors
Tel.: +49 201 8128-274
E-mail: vgb-congress@vgb.org
Technical Exhibition and Sponsoring:
| Angela Langen
Tel.: +49 201 8128-310
E-mail: angela.langen@vgb.org
VGB CONGRESS 2021
100 PLUS VGB
ESSEN, GERMANY
22 AND 23 SEPTEMBER 2021
PLUS
l Recent and interesting information on energy supply.
l 100+ years of VGB. Future challenges and their solutions.
l Benefit from expertise and exchange with the community.
www.vgb.org
Photos ©: Grand Hall
vgb-kongress2021 sponsoren ENG (A4 2020-10-20).indd 1 30.10.2020 14:46:53
City of Essen establishes H2 advisory board
Top companies and research jointly drive the
hydrogen economy forward
Stadt Essen gründet H2-Beirat
Top-Unternehmen und Forschung treiben gemeinsam
die Wasserstoff-Wirtschaft voran 79
Operating results 86
VGB News 90
Personalien92
Energy consumption in Germany 2020 – Electricity supply
Energieverbrauch in Deutschland 2020 – Elektrizitätswirtschaft
Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen 82
Inserentenverzeichnis94
Events95
Imprint96
Preview VGB PowerTech 4|2021 96
Annual Index 2020: The Annual Index 2020, as also of previous
volumes, are available for free download at
https://www.vgb.org/en/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html
Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020
der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser
Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:
https://www.vgb.org/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html
VGB POWERTECH online
With respect to the current Covid-19/Corona crises we continue with our
free online service at YUMPU. Read VGB POWERTECH at
https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech
VGB POWERTECH online
Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona
Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.
Lesen Sie die VGB POWERTECH online unter
https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech
5

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Profount knowledge about electricity
and heat generation and storage.
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1/2 2012
European
Generation Mix
• Flexibility and
Storage
1/2 2012
International Journal for Electricity and Heat Generation
The electricity sector
at a crossroads
The role of
renewables energy
in Europe
Power market,
technologies and
acceptance
Dynamic process
simulation as an
engineering tool
European
Generation Mix
• Flexibility and
Storage
The electricity sector
at a crossroads
The role of
renewables energy
in Europe
Power market,
technologies and
acceptance
Dynamic process
simulation as an
engineering tool
Publication of VGB PowerTech e.V. l www.vgb.org
International Journal for Electricity and Heat Generation
ISSN 1435–3199 · K 123456 l International Edition
1/2 2012
European
Generation Mix
• Flexibility and
Storage
The electricity sector
at a crossroads
The role of
renewables energy
in Europe
Power market,
technologies and
acceptance
Dynamic process
simulation as an
engineering tool
Publication of VGB PowerTech e.V. l www.vgb.org
ISSN 1435–3199 · K 123456 l International Edition
International Journal for Electricity and Heat Generat
Publication of VGB PowerTech e.V. l www.vgb.org
ISSN 1435–3199 · K 123456 l International Edition
Fachzeitschrift: 1990 bis 2019
· 1990 bis 2019 · · 1990 bis 2019 ·
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© VGB PowerTech Service GmbH
Essen | Deutschland | 2019
© Sergey Nivens - Fotolia
VGB PowerTech
Contact: Gregor Scharpey
Tel: +49 201 8128-200
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The international journal for electricity and heat generation and storage.
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Fachzeitschrift: 2019
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Essen | Deutschland | 2020
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Essen | Germany | 2019
· CD 2020 · · CD 2020 ·
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© VGB PowerTech Service GmbH
Essen | Deutschland | 2020
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Abstracts VGB PowerTech 3 l 2021
A method for the consideration of relaxation
effects in the assessment of stresses and
bearing loads of high temperature piping
systems
Thomas Schmidt
Continuous monitoring of the piping and hanger
systems of modern coal-fired power plants is essential.
Because of high steam parameters creep
exhaustion as well as stress relaxation due to
creep deformation play crucial roles (e.g. with
respect to the pipe stresses) and the stress reserves
are low. An increased number of start-ups
and shut-downs moreover evokes low cycle fatigue
of the piping components. Thus, continuous
assessment of the degrees of exhaustion due
to creep damage and low cycle fatigue has to be
performed for the most critical parts. Therefore,
among other things it must be checked, whether
the pipe stresses are in an admissible range. This
is quite challenging, since during operation the
piping system is subjected to relaxation effects.
According to calculation standards it is assumed,
that these effects uniformly lower the operating
stresses throughout the pipe over time. Actual
operational measurements of rigid support forces
show however, that the relaxation is non-uniform
throughout the pipe and may thus at some
locations even increase the load. Therefore, this
contribution provides a method of how these relaxation
effects can be reflected in a pipe statics
analysis, based on actual measurements during
operation.
Wind energy: continued operation
often pays off
Florian Weber
The end of the design life of a wind turbine does
not have to mean immediate dismantling. It is
often more economical to exploit the lifetime reserves
and continue to operate the turbine for a
few more years. TÜV SÜD shows what is needed
to achieve this. There is much to be said for operating
existing wind turbines (WTGs) beyond the
estimated operating life of 20 years in most cases.
The prerequisite is a coherent marketing concept.
The topic is particularly relevant for operators of
German wind farms, as state subsidies for a large
part of the plants will expire in the coming years.
For the next five years alone, this will affect wind
turbines with a total capacity of 2.5 gigawatts
per year. However, the alternatives after expiry
of the estimated operating life are the same everywhere:
dismantling, repowering or continued
operation. TÜV SÜD has developed methods to
reliably determine the lifetime reserves of wind
turbines. The report shows exactly which specific
maintenance measures are required. This enables
operators to reliably calculate the necessary
investments and thus the profitability.
Hydropower indispensable for secure
power supply in Europe
Peter Bauhofer and Mario Bachhiesl
On January 8, 2021, Europe was on the verge of
a blackout. Once again, the significant contribution
of hydropower in stabilizing the European
power systems in critical situations was demonstrated
impressively. Thanks to the reserve it is
able to maintain and the balancing power, hydropower
is indispensable for the security of energy
supply in Europe. A frequency drop caused by the
tripping of an overcurrent protection in a substation
in Croatia on January 8, 2021, nearly led to
a large-scale blackout in the European power
grid. However, a blackout was avoided by targeted
countermeasures on due time. Given the
underfrequency in the northwestern subgrid,
large power plants of all generation types made
up for the generation deficit after the initial interception
by the flywheels of the rotating machine
sets (Synchronous Inertia) with rapid increase in
output. In addition, contracted loads, i.e. industrial
consumers with a total capacity of 1.7 GW,
were taken off the grid, primarily in France and
Italy. Automatic and manual countermeasures
were also activated in the southeastern subgrid
due to the increase in frequency. On the one
hand, excess power was reduced by withdrawing
generation and shutting down of generation
plants, and on the other hand, forced pumping
operation in pumped storage power plants was
initiated for this region in order to take energy
out of the system. ENTSOE’s recently published
interim report on this event gives evidence on the
substantial contribution of hydropower plants in
managing this critical system situation.
Data protection in times of pandemic:
Claim, reality and practical aids
Stefan Loubichi
The Corona pandemic has led to a new (probably
permanent) emphasis on home office, video
conferencing and remote control. Germany is
currently characterised by a reform backlog and
an overbearing bureaucracy that does not stop
at digitalisation. Not only did digital tracking
in Corona also fail in Germany because of data
protection, but in the areas of home office, videoconferencing
and remote control, data protection
prevents as well sustainable innovation. The
Emotet malware attack on the Kammergericht
in Berlin has shown that the German capital in
particular does not take information security
and data protection very seriously. Nevertheless,
more and more hurdles are being erected
by Berlin‘s data protection commissioner when
it comes to video conferencing. In this example,
we use MS Teams to show that this tool can be
operated in a legally compliant manner despite
the concerns of the Berlin authorities. The new
„Double Key Encryption“ procedure from Microsoft,
which is now used with Microsoft 365 E5,
plays an important role in this paper. The process
uses two keys to access protected content, one
held by Microsoft and the other by the E5 user.
The technical implementation is described in this
essay. Finally, this paper will argue why the new
draft of the Telecommunications Act would be a
step in the wrong direction and would harm the
competitiveness of German companies. Quite
apart from that, the new Telecommunications
Act would also not be an improvement of data
protection in Germany.
Development of safety case data claimed for
laser cutting operations in nuclear
decommissioning
Howard Chapman, Julian Spencer, Stephen
Lawton, Andrew Gale and Matthew Clay
Laser cutting for size reduction of redundant
vessels and pipework in nuclear facilities is considered
to be a novel process to most decommissioning
engineers, yet is a widely used technique
elsewhere in other manufacturing industries.
The use of laser cutting in the nuclear industry
requires demonstrable quantified solutions to
overcome subjective safety concerns in order for
end users to adopt the technology for decommissioning
purposes.
The National Nuclear Laboratory (NNL) has undertaken
a research programme to address these
safety concerns to understand the damage that
can be done by a direct or stray laser beam, if it
illuminates a variety of different materials commonly
found in a nuclear decommissioning environment.
NNL is currently developing a new
National Nuclear User Facility for Hot Robotics
(NNUF-HR) which will support the United Kingdom
by applying robotics to develop cheaper
and faster nuclear decommissioning systems,
nuclear new-builds, advanced modular fission
reactors and future fusion power plants. It is
concluded that innovations in data processing,
analytics and retrieval for laser cutting will offer
a significant improvement in problem solving capabilities
in design and safety case development
for future nuclear decommissioning challenges.
Studies on performance and degradation
stability of chemically degraded nuclear
graded ion exchange materials by
application of radio analytical technique
Pravin U. Singare
In the present investigation attempts was made
to study the stability and performance of chemical
degraded nuclear grade resins Purolite
NRW505 (R1) and Purolite NRW400 (R2) based
on kinetics and thermodynamics of ion-isotopic
exchange reactions performed by using fresh and
degraded resins. For the reactions performed by
equilibrating resins with 0.200M radioactive labeled
bromide ion solution at 30.0 oC, the values
of specific reaction rate k (min-1) for fresh
R1 (0.428 min-1) and R2 (0.356 min-1) resins
decreases to 0.420 and 0.330 min-1 respectively
for the reactions performed by using resins degraded
in 20% H2O2 medium; which further
decreases to 0.415 and 0.298 min-1 respectively
for the reactions performed by using resins degraded
in 30% H2O2 medium. Similarly trend
was observed for the resins degraded in 0.010 M
HClO4 medium. The higher k values for the R1
resin indicate their better performance stability
even under stringent degradation conditions.
City of Essen establishes H2 advisory board
Top companies and research jointly drive
the hydrogen economy forward
As the energy capital of Europe, Essen is home
to top companies and research institutions that
represent a complete hydrogen ecosystem. Now
the city is bringing them together in an H2 advisory
board. The aim is to combine forces at the
highest level, develop projects together and actively
implement them. The founding of the H2
Advisory Board of the City of Essen took place
today as an online event with high-ranking representatives
from Brenntag SE, con|energy AG,
Evonik Industries AG, Gas- und Wärme-Institut
Essen e.V., MESSE ESSEN GmbH, Open Grid
Europe GmbH, RAG-Stiftung, Ruhrbahn GmbH,
RWE AG, Stadtwerke Essen AG, thyssenkrupp
Industrial Solutions AG, TRIMET ALUMINIUM
SE and Westenergie AG. Concrete projects were
presented at the founding event - and Essen was
established as the headquarters of the hydrogen
makers.
6

VGB PowerTech 3 l 2021
Kurzfassungen
Verfahren für die Ermittlung von
Relaxationseffekten bei der Bewertung von
Spannungen und Stützlasten von
Hochtemperatur-Rohrleitungssystemen
Thomas Schmidt
Die kontinuierliche Überwachung von Rohrleitungs-
und Halterungssystemen moderner
Kohlekraftwerke ist essentiell, da aufgrund
hoher Dampfparameter Kriechermüdung und
Spannungsrelaxation infolge von Kriechdeformationen
eine wichtige Rolle spielen (z.B.
hinsichtlich der Rohrspannung) und die Spannungsreserven
gering sind. Zudem sind die
Rohrleitungskomponenten durch eine erhöhte
Anzahl an An- und Abfahrvorgängen zunehmend
Wechselerschöpfung ausgesetzt. Aus diesem
Grund muss für die kritischsten Bauteile
eine kontinuierliche Bewertung der Zeitstandund
Wechselerschöpfungsgrade erfolgen. Dafür
muss u.a. geprüft werden, ob die Rohrleitung im
zulässigen Spannungsbereich betrieben wird.
Letzteres stellt eine gewisse Herausforderung
dar, da das Rohrleitungssystem während des
Betriebes Relaxationseffekten unterworfen ist.
Gemäß den gängigen Berechnungsrichtlinien
wird angenommen, dass diese während des Betriebes
zu einer gleichmäßigen Absenkung der
Rohrleitungsspannungen über der Zeit führen.
Während des Betriebes durchgeführte Kraftmessungen
an starren Unterstützungen zeigen hingegen,
dass die Relaxation ungleichmäßig über
das Rohrleitungssystem erfolgt und demnach
an manchen Stellen auch eine Lasterhöhung zur
Folge haben kann. Daher wird in diesem Beitrag
eine Methode vorgestellt, mit der Relaxationseffekte
in einer Rohrstatikanalyse auf Basis gemessener
Unterstützungskräfte während des
Betriebes berücksichtigt werden können.
Windenergie:
Oft lohnt der Weiterbetrieb
Florian Weber
Das Ende der Entwurfslebensdauer einer Windenergieanlage
muss nicht den sofortigen Rückbau
bedeuten. Häufig ist es wirtschaftlicher, die
Lebensdauerreserven auszuschöpfen und die
Anlage noch einige Jahre weiter zu betreiben.
Was dazu nötig ist, zeigt TÜV SÜD. TÜV SÜD
hat Methoden entwickelt, die Lebensdauerreserven
von WEA zuverlässig zu ermitteln. Das
Gutachten zeigt exakt auf, welche konkreten Instandhaltungsmaßnahmen
dazu nötig sind. So
können Betreiber die nötigen Investitionen und
damit die Rentabilität verlässlich kalkulieren.
Das Besondere dabei: Mit einer neuen Industrielösung
lassen sich ganze Anlagenportfolios
anhand von Clustern pauschal bewerten. Bei
größeren Windparks reduziert das den Zeit- und
Kostenaufwand erheblich.
Wasserkraft – Ein unverzichtbarer Teil der
sicheren Stromversorgung in Europa
Peter Bauhofer und Mario Bachhiesl
Am 8. Januar 2021 stand Europa kurz vor einem
Blackout. Einmal mehr zeigte sich dabei, wie
Wasserkraft in Krisensituationen maßgeblich
zur Stabilisierung der europäischen Stromnetze
beiträgt. Sie bietet mit Reservehaltung sowie
Regelenergie ein unabdingbares Asset für die
Sicherheit der Energieversorgung in Europa.
Ein Frequenzabfall bedingt durch die Auslösung
eines Überstromschutzschalters in einem Umspannwerk
in Kroatien am 8. Januar 2021 führte
beinahe zu einem großflächigen Blackout
im europäischen Stromnetz. Durch rechtzeitig
und zielgerichtet eingeleitete Gegenmaßnahmen
konnte ein Blackout vermieden werden.
Angesichts der Unterfrequenz im nordwestlichen
Teilnetz glichen Großkraftwerke aller
Erzeugungsarten nach dem ersten Abfangen
durch die Schwungmassen der rotierenden Maschinensätze
(Synchronous Inertia) mit rascher
Leistungssteigerung das Erzeugungsdefizit aus.
Des Weiteren wurden dafür vertraglich vorgesehene
Lasten in Form von Industrieverbrauchern
mit einer Leistung von insgesamt 1,7 GW vor allem
in Frankreich und Italien vom Netz genommen.
Auch im südöstlichen Teilnetz wurden
aufgrund der erhöhten Frequenz automatische
und manuelle Gegenmaßnahmen aktiviert. So
wurde der Leistungsüberschuss einerseits mit
Hilfe der Rücknahme von Erzeugung und der
Abschaltung von Erzeugungsanlagen reduziert,
und es wurde andererseits ein forcierter Pumpeinsatz
in Pumpspeicherkraftwerken für diese
Region eingeleitet, um Energie aus dem System
zu nehmen.
Datenschutz in Zeiten der Pandemie:
Anspruch, Wirklichkeit und Praxishilfen
Stefan Loubichi
Die Corona-Pandemie hat zu einem neuen
(wahrscheinlich dauerhaften) Schwerpunkt von
Arbeit auf Homeoffice, Videokonferenzen und
Fernsteuerung geführt. Deutschland ist derzeit
geprägt von einem Reformstau und einer überbordenden
Bürokratie, die auch vor der Digitalisierung
nicht Halt macht. Nicht nur, dass digitale
Nachverfolgung in Corona auch in Deutschland
am Datenschutz gescheitert ist, auch in
den Bereichen Homeoffice, Videokonferenzen
und Fernsteuerung verhindert der Datenschutz
nachhaltige Innovationen. Der Emotet-Malware-Angriff
auf das Kammergericht in Berlin hat
gezeigt, dass gerade in der deutschen Hauptstadt
Informationssicherheit und Datenschutz
nicht sehr ernst genommen werden. Trotzdem
werden vom Berliner Datenschutzbeauftragten
immer mehr Hürden aufgebaut, wenn es um
Videokonferenzen geht. In diesem Beitrag wird
aufgezeigt anhand von MS Teams, dass dieses
Tool trotz der Bedenken der Berliner Behörden
rechtskonform betrieben werden kann. Das
neue „Double Key Encryption“-Verfahren von
Microsoft, das jetzt mit Microsoft 365 E5 zum
Einsatz kommt, spielt eine wichtige Rolle. Das
Verfahren verwendet zwei Schlüssel für den
Zugriff auf geschützte Inhalte, von denen einer
bei Microsoft und der andere beim E5-Nutzer
liegt. Natürlich ist weder Microsoft 365 E5 noch
Microsoft Azure etwas für Privatanwender, aber
für Betreiber kritischer Infrastrukturen ist der
Einsatz von DKE ein nachhaltiger Weg, um der
regulatorischen Datenschutzfalle zu entkommen.
Nach der Corona-Pandemie brauchen wir
funktionierende neue Arbeitswelten und keine
endlosen Datenschutzdebatten. DKE wäre ein
Weg, dies zu realisieren. Abschließend wird in
diesem Papier argumentiert, warum der neue
Entwurf des Telekommunikationsgesetzes ein
Schritt in die falsche Richtung wäre und der
Wettbewerbsfähigkeit deutscher Unternehmen
schaden würde. Ganz abgesehen davon wäre
das neue Telekommunikationsgesetz auch keine
Verbesserung des Datenschutzes in Deutschland.
Ermittlung der notwendigen Datenbasis zur
Sicherheit des Laserschneidens bei der
Stilllegung von Kernkraftwerken
Howard Chapman, Julian Spencer, Stephen
Lawton, Andrew Gale und Matthew Clay
Das Laserschneiden zur Zerlegung von Behältern
und Rohrleitungen in kerntechnischen Anlagen
wird von den meisten Experten als neuartiges
Verfahren angesehen, ist jedoch in anderen
Fertigungsindustrien weit verbreitet. Der Einsatz
des Laserschneidens in der Nuklearindustrie
erfordert nachweisbare, quantifizierte
Lösungen, um subjektive Sicherheitsbedenken
zu auszuräumen, damit die Endanwender die
Technologie für Stilllegungszwecke einsetzen
können. Das National Nuclear Laboratory (NNL)
hat ein Forschungsprogramm umgesetzt, das
sich mit Sicherheitsfragen befasst, um zu verstehen,
welchen Schaden ein direkter oder gestreuter
Laserstrahl anrichten kann, wenn er auf verschiedenste
Materialien trifft, die üblicherweise
im Umfeld einer in der Stilllegung befindlichen
Nuklearanlagen anzutreffen sind.
Innovationen in der Datenverarbeitung, -analyse
und -abfrage für das Laserschneiden liefern
eine signifikante Verbesserung der Datenbasis
und des Know-hows bei der Entwicklung von
Einrichtungen und Sicherheitsbetrachtungen
für zukünftige Herausforderungen bei der Stilllegung
von Kernkraftwerken.
Untersuchungen zur Leistungsfähigkeit und
Degradationsstabilität von
Ionenaustauschermaterialien durch
Anwendung radioanalytischer Technik
Pravin U. Singare
Im Rahmen der vorliegenden Untersuchung
wurde ermittelt, inwieweit die Stabilität und
Leistung von Purolite NRW505 (R1) und Purolite
NRW400 (R2) beeinflusst wird. Für die Reaktionen,
die mit 0,200 M radioaktiv markierter
Bromidionenlösung bei 30,0 °C durchgeführt
wurden, sinken die Werte der spezifischen Reaktionsgeschwindigkeit
k (min-1) für frische R1-
(0,428 min-1) und R2-Harze (0,356 min-1) auf
0,420 bzw. 0,330 min-1 für die Reaktionen, die
unter Verwendung von in 20%igem H2O2-Medium
abgebauten Harzen durchgeführt wurden;
diese Werte sinken weiter auf 0,415 bzw. 0,298
min-1 für die Reaktionen, die unter Verwendung
von in 30%igem H2O2-Medium abgebauten
Harzen durchgeführt wurden. Ein ähnlicher
Trend wurde für die Harze beobachtet, die in
0,010 M HClO4-Medium abgebaut wurden. Die
höheren k-Werte für das R1-Harz deuten auf ihre
bessere Leistungsstabilität auch unter strengen
Abbaubedingungen hin.
Stadt Essen gründet H2-Beirat
Top-Unternehmen und Forschung treiben
gemeinsam die Wasserstoff- Wirtschaft
voran
Als Energiehauptstadt Europas beheimatet Essen
Top-Unternehmen und Forschungseinrichtungen,
die ein komplettes Wasserstoff-Ökosystem
abbilden. Nun bringt die Stadt diese in einem
H2-Beirat zusammen. Ziel ist, die Kräfte auf
höchstem Niveau zu bündeln, gemeinsam Projekte
zu entwickeln und aktiv umzusetzen. Die
Gründung des H2-Beirates der Stadt Essen fand
heute coronabedingt als Online- Veranstaltung
mit hochrangigen Vertreter*innen von Brenntag
SE, con|energy AG, Evonik Industries AG, Gasund
Wärme-Institut Essen e.V., MESSE ESSEN
GmbH, Open Grid Europe GmbH, RAG-Stiftung,
Ruhrbahn GmbH, RWE AG, Stadtwerke Essen
AG, thyssenkrupp Industrial Solutions AG, TRI-
MET ALUMINIUM SE und Westenergie AG statt.
Im Rahmen der Gründungs-Veranstaltung wurden
konkrete Projekte vorgestellt – und Essen als
Sitz der Wasserstoff-Macher etabliert.
7

Members´ News VGB PowerTech 3 l 2021
Members´
News
Alpiq und RWE unterzeichnen
Direktvermarktungsvertrag
für RWE Wind- und
Wasserkraftanlagen in Spanien
(alpiq) Alpiq und RWE haben einen Vertrag
zur Direktvermarktung des 459-MW-
Wind- und Wasserkraftportfolios von RWE
auf dem spanischen Festland abgeschlossen.
Dieser sieht auch den Zugang zu den
spanischen Systemdienstleistungsmärkten
vor. Alpiq stärkt mit dem Vertrag ihre Position
als eine führende Dienstleistungsanbieterin
für erneuerbare Energien in Spanien.
Alpiq vermarktet im Jahr 2021 das spanische
Wind- und Wasserkraftportfolio von
RWE mit einer Gesamtleistung von 459
Megawatt auf dem lokalen Energiemarkt.
Zusätzlich bietet Alpiq Zugang zu den Systemdienstleistungsmärkten
in Spanien an.
Erneuerbare Energien sind für den spanischen
Energiemix von großer Bedeutung.
Alpiq bietet seit mehreren Jahren Direktvermarktung
im Bereich Solarenergie,
Kraft-Wärme-Kopplung und Biomasseanlagen
auf dem spanischen Festland an. Alpiq
vermarktet nun in Spanien eine installierte
Leistung von 1500 Megawatt, darin
enthalten ist auch das eigene, hochflexible
400-MW-Gas-Kombikraftwerk Plana del
Vent in Tarragona.
Meilenstein für den Ausbau
der Marktposition
Der Vertrag mit RWE markiert für Alpiq
einen Meilenstein, sowohl in Spanien als
auch Europa. Im Rahmen der fortschreitenden
Energiewende ergänzen einander
erneuerbare Energien und flexible, thermische
Anlagen ideal. Alpiq plant, ihre Position
als Anbieterin erneuerbarer Energien in
den europäischen Kernmärkten weiter auszubauen
und zu stärken.
Die Vermarktung des Wind- und Wasserkraftportfolios
von RWE ergänzt das Alpiq
Portfolio in Spanien optimal. Alpiq liefert
mehr als eine Terawattstunde Strom an
spanische Industriekunden. Darüber hinaus
versorgt Alpiq Industriekunden mit
mehr als 4 TWh Gas und will zudem ihre
Position im Flüssiggas-Markt ausbauen.
LL
www.alpiq.com (211101617)
BKW: Wasserkraftwerk
Sanetsch modernisiert
• Neue Leittechnik und Steuerung
ermöglichen Fernbedienung
(bkw) Die BKW hat das Wasserkraftwerk
Sanetsch in Innergsteig für rund 3 Millionen
Franken erneuert und digitalisiert. Die
neuen Steuerungselemente erlauben einen
größtenteils autonomen Betrieb des Kraftwerks.
Störungen lassen sich zudem nun
auch aus der Ferne beheben.
Von Oktober 2020 bis Ende Februar 2021
stand das Wasserkraftwerk Sanetsch für
die Umbauarbeiten still. Seit einigen Tagen
sind die neue Leittechnik und Steuerung
nun in Betrieb.
Der Einbau der neuen Leittechnik und
Steuerung ist ein wichtiger Schritt in der
Digitalisierung der Anlage. Ab sofort läuft
sie grösstenteils autonom und kann aus der
Ferne gesteuert und überwacht werden.
Kommt es beispielsweise zu einer Störung
im Kraftwerk und dieses schaltet sich aus,
so kann der diensthabende Pikettmitarbeitende
per Fernbedienung die Störung untersuchen
und unter Umständen das Kraftwerk
neu starten.
Das Kraftwerk Sanetsch produziert jährlich
rund 37 Gigawattstunden. Diese
Strommenge reicht für mehr als 8’000
Haushalte. Das Kraftwerk gehört zu je 50
Prozent der BKW und dem EWB.
(211101626)
LL
www.bkw.ch
Axpo setzt auf Batterien
und Wasserstoff
(axpo) Axpo baut für die Geschäftsfelder
Batterien und Wasserstoff jeweils eine eigene
Abteilung auf. Batteriespeicher werden
in Zukunft entscheidend dazu beitragen,
die Versorgungssicherheit beim Übergang
zu einer CO 2 -freien Energiewelt zu
gewährleisten, während sich mit klimafreundlich
hergestelltem Wasserstoff die
CO 2 -Emissionen in Industrie und Verkehr
deutlich verringern lassen.
Der kontinuierliche Ausbau der erneuerbaren
Energien, den Axpo als Projektentwicklerin
für Solaranlagen und Windparks international
schon seit Jahren forciert, muss
einhergehen mit dem Ausbau der Infrastruktur
für die Energiespeicherung und zusätzlichen
Lösungen zur weiteren Reduzierung
von CO 2 -Emissionen. Insbesondere Batteriespeicher
und der Energieträger Wasserstoff
werden in Zukunft eine bedeutende Rolle
für die erneuerbare Energiewelt spielen.
Deshalb hat Axpo die beiden neuen Abteilungen
Batteries und Hydrogen geschaffen,
die in der Division Renewables angesiedelt
sind. Entsprechende Teams werden in den
kommenden Monaten aufgebaut.
Christoph Sutter, Head Division Renewables
bei Axpo, freut sich: „Wir haben den
Ausbau unseres Geschäfts mit erneuerbaren
Energien in den vergangenen Jahren
stark vorangetrieben. In der Wind- und Solarenergie
sind wir mit den Tochtergesellschaften
Volkswind und Urbasolar sehr gut
aufgestellt. Um in Zukunft Strom aus erneuerbaren
Quellen permanent zur Verfügung
zu stellen, werden die Technologien
Batteriespeicher und Wasserstoff immer
wichtiger. Da ist es nur folgerichtig, dass
wir nun ganz gezielt in diese zukunftsträchtigen
Geschäftsfelder vordringen.»
BKW: Wasserkraftwerk Sanetsch modernisiert (211101626)
8

VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
Axpo ist als grösße Schweizer Produzentin
von erneuerbarer Energie, dank ihres
umfangreichen Know-hows im Energie-Management
und -Handel und aufgrund
ihrer starken internationalen Präsenz
in rund 40 Märkten sehr gut positioniert,
um auch in den Bereichen Batteriespeicher
und Wasserstoff erfolgreich sein
zu können.
Was Großbatterien angeht, ist Axpo
schon seit längerem im Bau, Betrieb sowie
in der Bewirtschaftung und Vermarktung
solcher Anlagen tätig. So hat das Unternehmen
in der Schweiz 2019 einen Batteriespeicher
mit einer Leistung von 2 MW in
Rapperswil-Jona realisiert und Ende 2020
den Bau eines 6,25-MW-Speichers in Rathausen/Luzern
angekündigt. International
vermarktet Axpo derweil die Flexibilitätsoptionen
eines 30-MW-Speichers im finnischen
Yllikkälä. Mittels einer IT-Plattform
lassen sich die Flexibilitätsoptionen von
Stromspeichern und dezentralen erneuerbaren
Anlagen auf den Märkten für Systemdienstleistungen,
Regelenergie sowie
im Day-Ahead- und Intraday-Handel vermarkten.
Die Dienstleistungen rund um
Batteriespeicher sollen nun auch international
gezielt weiter ausgebaut werden.
Im Bereich des grünen Wasserstoffs, welcher
mit Strom aus erneuerbaren Energiequellen
hergestellt wird, baut Axpo das
nötige Know-how auf und wird zusammen
mit Kooperationspartnern zukunftsweisende
Projekte realisieren. Grüner Wasserstoff
gilt als Schlüsseltechnologie für die
Energiewende und die Dekarbonisierung.
LL
www.axpo.com (211101620)
Axpo vermarktet Batteriespeicher
für Rhiienergie
(axpo) Axpo baut ihre Geschäftsaktivitäten
im Bereich Batteriespeicher weiter aus und
übernimmt die Bewirtschaftung und Vermarktung
eines Batteriespeichers in Domat/Ems.
Im Auftrag der Rhiienergie AG
wird Axpo die Anlage auf dem Markt für
Systemdienstleistungen zur Stabilisierung
des Stromnetzes anbieten und für das Senken
und Glätten von Lastspitzen einsetzen.
Die Axpo Gruppe ist schon seit längerem
im Bau, Betrieb sowie in der Bewirtschaftung
und Vermarktung von Großbatterien
tätig. International vermarktet das Unternehmen
seit 2020 die Flexibilitätsoptionen
eines 30-MW-Speichers im finnischen Yllikkälä.
In der Schweiz hat Axpo 2019 einen
Batteriespeicher mit einer Leistung
von 2 MW in Rapperswil-Jona realisiert,
Ende 2020 den Bau eines 6,25-MW-Speichers
bei CKW in Rathausen/Luzern angekündigt
und im Februar 2021 in Arbon den
grössten Indoor-Batteriespeicher des Landes
in Betrieb genommen. Axpo nutzt bei
der Vermarktung von Batterien ihr umfangreiches
Wissen im internationalen
Energiehandel, welches einen optimalen
Einsatz der Speicher auf den Märkten für
Systemdienstleistungen (Regelenergie) sowie
im Day-Ahead- und Intraday-Handel
ermöglicht. Insgesamt vermarktet das Unternehmen
heute europaweit fast 100 MW
an Batteriespeicher-Kapazitäten und will
in diesem Geschäftsfeld weiterwachsen.
Demnächst kommt eine weitere Anlage in
der Schweiz hinzu, die Axpo bewirtschaftet
und vermarktet: Sobald die Präqualifikation
bei Swissgrid erfolgreich bestanden
wurde, wird Axpo im Auftrag der Rhiienergie
AG einen neu gebauten 1,25-MW-Speicher
auf dem Markt für Regelenergie anbieten.
Aufgrund der sehr kurzen Reaktionszeiten
ist die Anlage in Graubünden
ideal geeignet, primäre und sekundäre
Regelenergie zum Ausgleich und zur Stützung
des Stromnetzes anzubieten.
Der Batteriespeicher, der sich auf dem
Gelände des Unterwerks Vial in Domat/
Ems befindet, wird auch für das so genannte
Peak Shaving eingesetzt: Dank des Senkens
und Glättens von Lastspitzen kann
das Verteilnetz mithilfe der Batterie im Bedarfsfall
entlastet und effizienter genutzt
werden.
Frank Amend, Head of Batteries & Hybrid
Systems bei Axpo, kommentiert: „Angesichts
des fortschreitenden Ausbaus von
volatilen erneuerbaren Energien werden
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9

Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
Batteriespeicher immer wichtiger, um die
Versorgungssicherheit beim Übergang zu
einer CO 2 -freien Energiewelt zu gewährleisten.
Es ist unser Ziel unsere Tätigkeiten
in diesem Geschäftsfeld nicht nur in der
Schweiz, sondern europaweit weiter auszubauen
und Axpo unter den führenden
Unternehmen zu positionieren.“
Erst kürzlich hatte Axpo bekannt gegeben,
dass sie für das Geschäft mit Batterien
und Wasserstoff innerhalb der Division Renewables
je eine neue Abteilung geschaffen
hat und in den kommenden Monaten
entsprechende Teams aufbauen wird.
LL
www.axpo.com (211101619)
ČEZ: the Tušimice battery
tested well
(cez) A sudden drop in power frequency in
the grid requires back-up sources capable
of restoring the balance within 30 seconds.
In their BAART project, ČEZ and ČEPS tested
the connection of a high-capacity battery
system for providing power balance
services, in particular automatic frequency
regulation. The first 16 scenarios tested
simulated actual operational situations
and conditions, including up to 37 activations
of automatic charging/draining of
the battery store per week – that is the balance
of the battery located at the Tušimice
Power Plant grounds. During the one-year
test, its reliability and ability to quickly respond
to frequency deviations was proven.
At the beginning was a question: Is a battery
system suitable for the automated frequency
regulation service? For that reason,
in 2019, ČEZ joined forces with ČEPS, the
operator of the transmission system, in the
BAART research project (Battery Accumulation
for Automatic Frequency Regulation
at Tušimice) and began testing diverse
methods of operating battery accumulation
systems. The battery, which has an
output of 4 MW, capacity of 2.8 MWh, and
power storage efficiency of nearly 90%, is
connected in a block with one of the
Tušimice power plant turbogenerators with
an output of 200 MW, which cooperates
with the accumulation unit in the coordinated
charging and draining of the battery.
If grid frequency drops below 50 Hz, the
battery system is drained; on the other
hand, if the frequency is higher than 50 Hz,
the battery system is charged. If this situation
persists for an extended period, a drop
or increase in the power accumulated outside
of the defined limits occurs, and the
related restriction of the desired response
to grid frequency changes. The set limits,
when power needs to be restored in the
battery store or drained from it, are stipulated
in the Charging Strategy. In that case,
the cooperating block enters the scene.
The one-year test has shown that the battery
system, in cooperation with the power
plant block, is able to automatically regulate
voltage frequency with a reliability of
over 95%. The tests were divided into 2
stages with a total of 16 basic test scenarios.
In them, the battery was gradually
drained down to 5% of its capacity at various
deviations from the standard 50 Hz
frequency, and on the other hand, it was
charged at an output of 0.75 to 3 MW to up
to 95% of its capacity. This tested in practice
also the safety limits of the battery
store during which guaranteed output is
reduced, with an impact on the quality of
the service. The outcome of the test is the
finding that the battery retains its better
ability to respond to excess frequency fluctuations
in the system in the event of operation
in a narrower band of battery charge
(40–60%) and with more frequent coordination
charging or draining. It was discovered
that the store is capable of a very
quick response to frequency changes, of up
to 8 kW within 40 milliseconds. Automatic
frequency regulation is an output balance
service that ČEPS uses to ensure a balance
between power generation and consumption
in the electrical grid. It means a precisely
defined change in power plant block
output, depending on how grid frequency
diverges from normal.
“Cooperation with ČEPS on this project
has shown a clear benefit and the suitability
of the battery store for the provision
of a support service to the Czech
power system. Nothing is finished,
though, as we carry on testing further, as
to how the battery stands up, e.g., in a
test of its reserve mode and other development
functions. Following standard
certification of a battery for the provision
of output balance services, we expect
transition to commercial operation
by 1 July. The project fully fits in the programme
of future use of existing power
plant locales for so-called new energy,”
said Tomáš Pleskač, member of the Management
Board and Director of the New
Energy and Distribution Division at ČEZ.
“In the project, we defined the conditions
for the provision of automated frequency
regulation services from battery systems,
such that the reliability and safety of operation
of the electrical grid would be ensured.
ČEPS used the results of the testing
to adapt the Rules for the Operation of the
Transmission Grid, known as the Transmission
System Code, Part II, which came into
force on 1 January 2021, and expand the
portfolio of output balance service suppliers,”
said Svatopluk Vnouček, Vice Chairman
of the Management Board of ČEPS
responsible for the management of the
Transmission System Strategy, Innovation,
and Development Section.
The project tests various types of operating
modes in diverse conditions and serves
to set the rules for batteries in an electrical
grid, so as to ensure long-term reliability of
their facilities and stability of the delivery
of output balance services.
ČEZ is the exclusive investor in the project
and ČEPS pays the price of frequency
regulation service in the pilot, in line with
the regulation methodology laid down by
the Energy Regulatory Office. The monitoring
operation will continue through to
the middle of this year. The store’s control
system and data transmission were implemented
to the highest cyber security standards
and connected directly to the Tušimice
power plant control system. The data is
then sent to ČEPS systems through the
power plants’ terminal.
ČEZ Group engages with the power accumulation
sphere on a comprehensive basis,
as is evinced, for example, by its activities
in the segment of public rapid charging stations
for electric cars as well as the joint
initiative with the Slovak company Inobat,
in the search of power storage potential in
Central and Eastern Europe.
ČEPS has long been involved in innovation,
research, and development. The company
implements many innovative projects
focused on new solutions for the reliable
operation of the Czech electrical grid.
Aside from the BAART projects, its current
projects concern output flexibility, adequacy,
and aggregation in the National Action
Plan for Smart Grids (NAP SG).
DID YOU KNOW THAT…
… battery unit prices, which were at
more than 1,100 USD/kWh in 2010, had
dropped to 165 USD/kWh last year and
they can be expected to decline to 100
USD/kWh by 2023? (source: BloombergNEF)
… by 2030, lithium-ion batteries will be
the least expensive option for power accumulation
for most applications? (source:
Imperial College London)
… that estimates say that the global output
of global battery power stores will grow
more than a hundred-fold by 2040? In
2018, stores were installed at the level of 9
GW/17 GWh, whereas in 2040 it will be
1,095 GW/2,850 GWh. (source: BloombergNEF)
… the average battery system effectiveness
in the USA (82%) is higher than that
of pumped-storage power plants (79%)?
(source: EIA)
LL
www.cez.cz (211101629)
ČEZ helps build Europe´s
hydrogen energy via Sunfire
(cez) Germany’s Sunfire, in the portfolio of
the ČEZ Inven Capital investment fund, is
launching major new projects. In France,
production of green aircraft fuel will be
launched, while in Spain, hydrogen will
help decarbonise the country’s ceramics
industry. Europe is increasingly focusing
on hydrogen as a substitute for fossil fuels.
Hydrogen production capacity of more
10

VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
than 1 GW is currently in operation in the
EU and another nearly 200 projects are in
the pipeline.
The French power company ENGIE presented
a plan this February for the development
of green aircraft fuel in Normandy. It
is a consortium with an ambitious plan to
start producing synthetic e-kerosine with
the use of power from renewable sources
and biogenic CO 2 . Aside from the aircraft
giants Airbus and Air France-KLM, the aircraft
equipment manufacturer Safran, and
the Paris airport operator Groupe ADP, the
consortium includes the German electrolyser
specialists Sunfire, in which ČEZ has
held an interest since 2015, through its Inven
Capital investment fund.
“Sunfire is a leader in contemporary
trends focused on integrating hydrogen
into the European energy sector. It takes
part in many pilot projects that pave the
way for a more massive use of hydrogen
within the framework of the continent’s
decarbonisation. Inven Capital was able to
estimate Sunfire’s potential back in 2015,”
says Tomáš Pleskač, member of the Management
Board of ČEZ and Director of the
New Energy and Distribution Division.
For Sunfire, the French project is the second
of its kind: last year, it became a member
of another consortium that will build a
demonstration unit for the generation of
green aircraft fuel in Norway. Europe’s
first “power-to-liquid” production plant
should, from the level of 10 million litres of
e-kerosene per year, gradually reach 100
million litres per year, by the year 2026.
The total estimated investment amounts to
EUR 500 mil.
At the beginning of the year, Sunfire
bought the Swiss corporation IHT Industrie
Haute Technology, which specialises in
the production of electrolyser equipment,
making it the third largest provider of hydrogen
technologies in Germany (next to
Thyssengruppe and Siemens). “Europe
takes hydrogen very seriously and Sunfire
plays a key role in this regard. That, too, is
why its CEO Nils Aldag has become a member
of the European Alliance for Clean Hydrogen,
namely of the advisory group responsible
for industrial use of hydrogen,”
said Ivo Němejc from Inven Capital.
North and South
Electrolysers made by Sunfire are also
used beyond Northern Europe. At the beginning
of February, the company announced
its participation in an association
of a total of 40 organisations from Spain,
Germany, Switzerland, Italy, and Greece
that strives to significantly decarbonise the
Spanish ceramics industry. At present, the
primary source of energy is natural gas.
Sunfire should supply an alkalic pressure
electrolyser with an output of 100 MW for
the production of green hydrogen.
The international project, which involves,
among other parties, the Italian energy
company Enel, wants to cover the entire
value chain, from generation and storage
of green hydrogen to distribution and end
users. The production plant will be built
near Castellon, where 95% of Spain’s ceramics
industry is concentrated, responsible
for 33% of carbon emissions in the Valencia
region. It could start operating as
early as 2024.
Sunfire’s projects fit perfectly with the
contemporary trend of support for the development
of Europe’s hydrogen economy.
The European Commission’s 2020 hydrogen
strategy plans on the installation of
electrolyser capacity of at least 6 GW within
four years. By 2030, it plans on the creation
of an output of 40 GW, capable of supplying
10 million tonnes of green hydrogen
per year. For a comparison, the present capacity
of Europe’s 107 hydrogen generators
is approximately 1GW, according to a DLA
Piper study.
LL
www.cez.cz (211101632)
IHR SPEZIALIST FÜR
HEIZFLÄCHENREINIGUNGSSYSTEME
Unsere Stärken
• Lieferung von Sonderteilen, auch wenn vom Hersteller nicht mehr lieferbar.
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11

Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
carbonclean und EEW
vertiefen Zusammenarbeit bei
Carnot Batterie
• EEW und carbonclean wollen aus der
Ressource Abfall gewonnene
Erneuerbare Energie für eine spätere
Nutzung in einer Carnot Batterie
speichern.
• Eine Carnot Batterie kann als
Hochtemperatur-Keramik-Speicher
Strom als Wärmeenergie speichern und
später wieder als Strom zur Verfügung
stellen
• Carnot Batterien flexibilisieren die
Stromproduktion in Kraftwerken und
spielen damit eine wichtige Rolle für
den aus volatilen Energiequellen
gespeisten regenerativen
Elektrizitätsmarkt der Zukunft.
(eew) Die EEW Energy from Waste GmbH
(EEW) hat die Carbon-Clean Technologies
GmbH (carbonclean) mit einer Machbarkeitsstudie
beauftragt. Beide Unternehmen
vertiefen damit ihre Zusammenarbeit.
Zwei erklärte Ziele sind, technische Erkenntnisse
über die Integration der Carnot
Batterie in energetische Abfallverwertungsanlagen
zu erlangen und wirtschaftliche
Betriebskonzepte für immer differenziertere
Strom- und Wärmemärkte zu entwickeln.
Die Machbarkeitsstudie wird aus
dem Europäischen Fonds für regionale
Entwicklung kofinanziert.
Bernard M. Kemper, Vorsitzender der Geschäftsführung
von EEW: „Zwei Dinge werden
für die Energiemärkte der Zukunft entscheidend
sein: Erneuerbarkeit der Energieträger
und Flexibilität der Energielieferanten.“
Energie, gewonnen aus der Ressource
Abfall, sei zu 50 Prozent biogenen
Ursprungs und gelte für diesen Anteil als
Die carbonclean Carnot Batterie im
Technikumsmaßstab am Institut für
Energiesysteme und Energietechnik der TU
Darmstadt. © 2020 carbonclean
(211101647)
Erneuerbare Energie. Die Flexibilisierung
energetischer Abfallverwertungsanlagen
stehe jedoch technologiebedingt noch
ganz am Anfang. Mit der Carnot Batterie
existiere aber eine Technologie, aus der regenerativen
Quelle Abfall erzeugten Strom
für Zeiten verfügbar zu machen, in denen
mehr Bedarf besteht als befriedigt werden
kann. Derzeit leisteten dies in erster Linie
konventionelle Kraftwerke.
carbonclean hat auf Basis einer thermokeramischen
Energiespeicherung eine
Technologie – die Carnot Batterie – entwickelt,
womit energetische Abfallverwertungsanlagen
als flexible Speicherkraftwerke
in den Elektrizitätsmarkt integriert
werden können. EEW ist Partner auf dem
Weg zur erstmaligen Erprobung dieser
Technologie in Deutschland.
Lars Zoellner, CEO von carbonclean: „Die
Zusammenarbeit mit EEW als Marktführer
auf dem Gebiet der energetischen Abfallverwertung
wird uns wertvolle Erkenntnisse
für die Entwicklung und den Betrieb
unserer Carnot Batterie liefern. Wir sehen
darin einen wesentlichen Schritt hin zur
Markteinführung unserer Technologie, die
einen entscheidenden Beitrag zur erfolgreichen
Umsetzung der Energie- und Wärmewende
leisten kann.“
Energetische Abfallverwertungsanlagen
werden nach der Abschaltung fossiler
Kraftwerke auch aufgrund ihrer Bedeutung
für die sichere und schadlose Abfallverwertung
im Elektrizitätsmarkt verbleiben.
Weiterentwickelt zu Speicherkraftwerken
können sie im künftigen regenerativen
Energiemarkt sowohl die Elektrizitätsversorgung
durch Erneuerbare
Energien (Energiewende) als auch die
Wärmeerzeugung durch Strom (Sektorenkopplung)
unterstützen.
EEW hat mit mehr als 50 Jahren Expertise
und Innovationskraft die thermische Abfallbehandlung
zu einem hocheffizienten
Prozess weiterentwickelt. „Heute leistet
EEW mehr, als Abfälle einfach nur sicher
und schadlos zu verwerten. Heute sind wir
wichtiger Teil der Kreislaufwirtschaft und
bauen Energy from Waste zu einem intelligenten
Baustein der Energiewende aus“,
bekräftigt Bernard M. Kemper. „Die innovative
Speichertechnologie von carbonclean
sehen wir als ein zukunftsweisendes
Element im Sinne unserer auf Nachhaltigkeit
ausgerichteten Unternehmensentwicklung.
Wir freuen uns auf die Zusammenarbeit
bei der Entwicklung und dem
Test der Technologie an einem unserer
Standorte.“
LL
www.eew-energyfromwaste.com
www.carbonclean.de
(211101647)
EDP creates units to exploit green
hydrogen and energy storage
(edp) The EDP Group has strengthened its
commitment to decarbonization by launching
two units that will exploit the potential
of green hydrogen and energy storage systems.
The H2 Business Unit (H2BU) will be
the Group‘s new arm for the development
of green hydrogen projects, while the dedicated
storage unit, built in EDPR NA, will
aim to achieve a storage capacity of 1 GW
within five years.
The green hydrogen market represents
one of the growth axes for EDP, the result of
not only the decarbonization objectives, but
also of the cost reduction that has been
achieved and is expected to achieve competitiveness
over the course of this decade. As a
leader in the energy transition, EDP efficiently
and dynamically supports the decarbonization
of all sectors of the economy.
With the creation of the new business
unit, EDP aims to strengthen the integration
of green hydrogen into the Group‘s
portfolio in a strategic and cross-cutting
way and promote investment in renewable.
H2BU will be led by Ana Quelhas, director
of Energy Planning of the EDP Group.
H2BU will focus its opportunity development
efforts for green hydrogen in promising
sectors such as the industries of steel,
chemistry, refineries and cements, as well
as long-haul heavy transports. Priority
markets will be the United States and Europe,
leveraging the existing renewable
and active pipeline and complementing the
decarbonization solutions that the Group
offers to its customers.
New unit to aggregate
energy storage projects
In strengthening its crucial role in the energy
transition, EDP Renováveis (EDPR)
has created a new business unit dedicated
to the development of energy storage technologies.
This unit, which will be associated
with EDPR‘s operation in the United
States, will focus on the analysis of storage
technology, and is another step in EDP‘s
commitment to innovation in clean energy
generation.
The creation of this unit comes to give
shape to EDP‘s plan in the United States,
called „Re-charge,“ which aims to achieve
1 GW in energy storage projects by 2026.
For EDP CEO, Miguel Stilwell de Andrade,
„the creation of these business units
reinforces EDP‘s leadership in the energy
transition. The growing penetration of renewable
energy sources increasingly requires
integration with storage systems,
such as batteries, to provide the necessary
flexibility to the electrical system and thus
enhance the growth of renewable energy
sources themselves. In addition, the combination
of renewable energy sources in electricity
generation with the electrification of
12

VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
consumption, will be the most cost-effective
way for decarbonization for most of
the final energy uses. But if we want to
meet the goals of carbon neutrality, we will
need to use other energy vectors, such as
green hydrogen, to respond to sectors
where electricity is not a technically viable
or economically attractive option. „
Strengthening ambition on an already
walked upon path
In the case of both green hydrogen and
energy storage, the EDP Group has undertaken
several initiatives that have served to
gain knowledge and test the potential of
these clean energy solutions.
In the case of hydrogen, EDP has a pilot
project in the Ribatejo Central, the partnership
in H2Sines and a collaboration with
Alenquer City Council, among other entities.
At an international level, EDP is developing
the Behyond project, a partnership
between Portugal and Norway to study the
feasibility of offshore hydrogen production,
and is also involved in creating an European
hydrogen market with European
Alliance Clean.
Also in energy storage, EDPR‘s commitment
to this technology is clear. In 2018,
the company opened a pioneering facility
for the storage of wind power in batteries
of the Cobadin wind farm, in Romania. As
early as 2019, EDPR launched a battery system
associated with a solar park, also in
Romania, and also announced the development
of the solar project Sonrisa, in the
state of California, corresponding to a PPA
of 200 MW and an energy storage capacity
of 40 MW.
LL
www.edp.com (211101649)
Energie AG verdreifacht Leistung
von Kraftwerk Dürnau
(energie-ag) „Oberösterreich wird zum
Land der erneuerbaren Energien. Dieses
wichtige Ziel wird nicht nur vom Land
Oberösterreich, sondern auch von der
Energie AG Oberösterreich verfolgt und ist
ein wichtiger Beitrag zur Energiewende
und zum Klimaschutz. Mit der Energie AG
gemeinsam wird derzeit an drei Schwerpunkten
gearbeitet: Adieu Öl – also Raus
aus dem Heizen mit Öl, Energie vom Dach
– volle Power für Sonnenstrom in OÖ sowie
verstärkte Nutzung der Wasserkraft als
Grundlage der oberösterreichischen
Stromversorgung“, erklärt Aufsichtsratsvorsitzender
Wirtschafts- und Energie-Landesrat
Markus Achleitner beim Pressegespräch
zum Ersatzneubau des Kraftwerks
Dürnau in Vöcklabruck. Das Kraftwerk
wird mit einer Leistung von 1,2 MW künftig
etwa 1.400 Haushalte mit Strom versorgen.
Die Energie AG und das Land Oberösterreich
forcieren gemeinsam den weiteren
Ausbau der Wasserkraft. Zwei weitere Projekte,
eines am Traunfall und eines in Weißenbach,
befinden sich derzeit in Planung.
In Oberösterreich sind wir in der glücklichen
Lage viele Gewässer als Energiequelle
nutzen zu können. Darüber hinaus ist die
Wasserkraft wichtig für die wirtschaftliche
Entwicklung unseres Landes und liefert
wichtige Beiträge zur Versorgungssicherheit
auch über die Grenzen von Oberösterreich
hinaus. „Oberösterreich ist ein Land
der Wasserkraft: 63 Prozent der Stromerzeugung
bzw. 87 Prozent des in OÖ erzeugten
erneuerbaren Stroms kommen aus
Wasserkraft“, so Landesrat Achleitner. Die
Wasserkraft hat zudem zahlreiche weitere
positive Effekte in den Bereichen Hochwasserschutz
bzw. -management, Sohlstabilisierung,
Lebens- und Erholungsraum,
Tourismus und Schifffahrt. „Darüber hinaus
haben Investitionen in Wasserkraft einen
sehr hohen heimischen Wertschöpfungsanteil:
Mehr als 80 Prozent der Investitionssumme
fließen in die österreichische
Gesamtwirtschaft. Auch zahlreiche oberösterreichische
Betriebe sind hier mit ihrem
Know-How führend tätig und können
durch Wasserkraftprojekte weitere Arbeitsplätze
in Oberösterreich schaffen bzw. absichern“,
hebt Wirtschafts- und Energie-Landesrat
Markus Achleitner hervor.
Von den Anfängen der Energie AG
bis zum heutigen Energie- und
Dienstleistungskonzern
Seit 1892 versorgen die Energie AG und
ihre Vorgängerunternehmen unser Land
mit elektrischer Energie. Mit dem Beginn
der Planungen für das Dampfkraftwerk in
St. Wolfgang wurde die Ära der öffentlichen
Stromversorgung in Oberösterreich
eingeläutet. Die Erfolgsgeschichte unseres
Landes ist somit eng mit der Geschichte
des Unternehmens verbunden. Im Sinne
des Mottos „Wir denken an morgen“
bestimmen Nachhaltigkeit und verantwortungsvoller
Umgang mit Ressourcen
über Generationen hinweg das Handeln
der Energie AG.
Heute ist die Energie AG Oberösterreich
mit ihren 4.500 Mitarbeitern viel mehr als
ein reiner Energieerzeuger und -versorger.
Mit einem breiten Spektrum an Dienstleistungen
und Produkten für Privat-, Gewerbe-,
Industrie- und Kommunalkunden hat
man sich zu einem modernen und leistungsfähigen
Umwelt- und Nachhaltigkeitskonzern
entwickelt. In den Bereichen
Strom, Gas, Wärme, Wasser sowie bei den
Entsorgungs-, Kommunikations- und Daten-Dienstleistungen
bedient die Energie
AG als verlässlicher Partner die Kunden
und insbesondere auch die Gemeinden in
ihrem Versorgungsgebiet.
„Die Energie AG ist stark in unserem Land
verankert und mit den Regionen verbunden.
Bei uns wird der Strom dort erzeugt,
wo er auch verbraucht wird. Das Kraftwerk
Dürnau ist dabei eines der ältesten im Anlagenverbund
der Energie AG.“
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Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
Gemeinsam unsere
Energiezukunft gestalten
„Die kommunizierten Ziele der Bundesregierung
sind sehr ambitioniert und stellen
hohe Anforderungen an unsere Erzeugungseinheiten“,
betont Generaldirektor
Werner Steinecker in Hinblick auf die Regierungsverhandlungen
zum Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz,
die sich lange über das
Ende der Begutachtungsfrist hinausgezögert
haben. Die endgültige Beschlussfassung
des Gesetzes im Nationalrat ist aufgrund
der erforderlichen 2/3-Mehrheit
weiterhin noch nicht absehbar. „Die fehlende
Planbarkeit erschwert zudem den gemeinsamen
Kampf für eine saubere Energiezukunft.
Jedenfalls kommt uns als Energie
AG zugute, bereits sehr früh eine Dekarbonisierungsstrategie
verfolgt zu haben“,
so Werner Steinecker. Das Vorhaben
der Bundesregierung, bis 2030 heimischen
Strom ausschließlich aus erneuerbaren
Energien zu erzeugen, erfordert einen raschen
Ausbau der Erzeugungsanlagen.
„Oberösterreich ist bereits das Wasserkraftbundesland
Nr. 1 in Österreich. Auch
im Bereich der Photovoltaik trägt die Energie
AG einen wesentlichen Teil dazu bei,
dass Oberösterreich eine Vorreiterrolle
einnimmt. Die Bedeutung der Windkraft
ist in unserem Bundesland aufgrund der
oberösterreichischen Topografie eine relativ
geringe, soll jedoch im Rahmen der
Möglichkeiten bestmöglich genützt werden“,
ist Steinecker überzeugt.
Damit Österreich das Ziel von 100 % Stromerzeugung
aus Erneuerbaren bis 2030
erreicht, ist eine Erhöhung der nachhaltigen
Energieproduktion um rund 50 % notwendig.
Dabei muss angemerkt werden,
dass das technische Ausbaupotenzial von
Wasserkraft in Oberösterreich bereits zu
über 90 % erreicht ist.
Wasserkraft hat hohen Stellenwert
in der Energie AG
Seit bald 130 Jahren setzt die Energie AG
auf nachhaltige Stromerzeugung. Wasserkraft
und andere erneuerbare Energiequellen
spielten damals wie heute eine wichtige
Rolle. 43 Wasserkraftwerke, 19 Photovoltaikanlagen
und 13 Windkraftanlagen
erzeugen CO 2 -freien sauberen Strom. Der
stetige Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren
Energieträgern und deren
bestmögliche Nutzung ist für die Energie
AG dabei selbstverständlich - Energie von
und für Oberösterreich.
Wasserkraft wichtige Säule der Produktion
Die 43 Wasserkraftwerke der Energie AG
reichen von Ranna im Mühlviertel über
zahlreiche Kraftwerke an Traun und Steyr
bis nach Großarl im Salzburgerland. Sie
sind heute – zum Teil mehr als 100 Jahre
nach Inbetriebnahme – die wesentliche
Säule für die Stromversorgung in Oberösterreich.
Von diesem generationenübergreifenden
Denken bei der Wasserkraftnutzung
profitiert heute das ganze Land.
„Wasserkraft ist die wesentliche Säule zum
Aufbau einer erneuerbaren Energiezukunft
und dafür zählt jeder Baustein!“, sagt
Technikvorstand Stefan Stallinger. So können
wir unsere Haushaltskunden mit unserer
Wasserkraft versorgen. Sie erhalten
Strom aus heimischer Wasserkraft – aus
eigenen Kraftwerken in Oberösterreich,
Salzburg und der Steiermark sowie aus
Kraftwerken in Österreich an denen die
Energie AG beteiligt ist bzw. Bezugsrechte
hat. In Summe verfügt die Energie AG über
eine saubere Stromerzeugung aus Wasserkraft
von rund 2.500 GWh im Jahr. Dies
entspricht dem durchschnittlichen Jahresverbrauch
von mehr als 700.000 Haushalten
und ist somit mehr als die Anzahl der
Haushalte in Oberösterreich.
Baustelle des Kraftwerks Dürnau. Generaldirektor Werner Steinecker, Technikvorstand Stefan
Stallinger, Landesrat Markus Achleitner und Geschäftsführer Norbert Rechberger
© Energie AG/Kressl
Energie AG forciert den Ausbau
von Energie aus Wasser
Wasserkraft ist der Champion der erneuerbaren
Energien. Die Energie AG forciert
daher gemeinsam mit dem Haupteigentümer
Land Oberösterreich den Ausbau der
sauberen Wasserkraft. Neben dem Ersatzneubau
des Kraftwerks Dürnau befinden
sich aktuell zwei weitere Projekte in Planung.
Es handelt sich dabei um den Ersatzneubau
des Kraftwerks Traunfall und die
Projektidee des Kraftwerks Weißenbach,
welche das Ziel verfolgt, in der Gemeinde
Bad Goisern den Hochwasserschutz mit
sauberer Stromerzeugung aus Wasserkraft
zu kombinieren. Mit den angeführten Wasserkraftwerks-Projekten
kann eine Steigerung
der Erzeugung von sauberem Strom
von bis zu 65 Mio. Kilowattstunden erreicht
werden. Dies würde eine Einsparung von
55.000 Tonnen CO 2 pro Jahr bedeuten.
Ersatzneubau Kraftwerk Dürnau
Das im Jahr 1897 errichtete Wasserkraftwerk
Dürnau war eines der ältesten Kraftwerke
der Energie AG und kann durch den
Ersatzneubau die Leistung verdreifachen.
Mit dem jetzigen Ersatzneubau beträgt die
Leistung des Kraftwerks 1,2 Megawatt. Das
entspricht dem Jahresstromverbauch von
rund 1.400 Haushalten, also in etwa der
Ortschaft Dürnau.
Am Schöndorfer-Werkskanal in Vöcklabruck
wurden bisher vier Kraftwerke in einem
aus der Ager ausgeleiteten Werkskanal
betrieben. Eines davon, das Kraftwerk
Dürnau, befindet sich im Besitz der Energie
AG und erforderte aufgrund der in die Jahre
gekommene Anlageninfrastruktur (Baujahr
1897) einen Neubau. Im Zuge dieses
Neubaus wurde der Werkskanal verlegt
und ein Laufkraftwerk direkt in der Ager
errichtet. Damit kann die Restwasserstrecke
in der Ager deutlich verkürzt und ökologisch
aufgewertet werden.
Das in den 70er Jahren aufgelassene ursprüngliche
Agerflussbett wird als neuer
Werkskanal für die drei verbleibenden Ausleitungskraftwerke
reaktiviert und nach
den heutigen gewässerökologischen Standards
gestaltet. Zum Schutz des Siedlungsgebiets
Dürnau wurde entlang der Ager
zusätzlich ein Hochwasserschutz errichtet.
Im September 2019 wurde mit der Errichtung
des neuen Werkskanals und weiteren
notwendigen Vorbereitungsmaßnahmen
für die Außerbetriebnahme des bestehenden
alten Kraftwerks Dürnau begonnen.
Mit Anfang März 2020 wurde die Ausleitung
für das bestehende Kraftwerk beendet
und mit den Arbeiten der Hauptbaugrube
des neuen Krafthauses begonnen.
Von September 2019 bis Februar 2020 wurde
der neue Werkskanal samt Einlaufbauwerk
im alten Agerflussbett errichtet. Zur
Überführung der Straße wurde eine Brücke
gebaut und auch die Querung der Wasserversorgungsleitung
wurde sichergestellt.
14

VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
Im Februar 2020 wurde die Altanlage stillgelegt und abgetragen
sowie der alte Werkskanal verfüllt. Anschließend wurde
mit dem Tiefenaushub und der Fundamentierung des neuen
Kraftwerkes begonnen. Zugleich wurde die Altanlage abgetragen
und der alte Werkskanal verfüllt.
Ende Jänner 2021 war das Krafthaus im Rohbau fertig gestellt.
Unmittelbar darauf folgend begann der Ausbau der
Energietechnik. Am 9. März 2021 begann der Einbau der Turbine,
welche im Mai 2021 erstmals in Probebetrieb gehen
wird.
Eckdaten Kraftwerk Dürnau
• Leistung
1,2 MW
• Jahreserzeugung
5,8 GWh
(ca. 1.400 Haushalten)
• Nutzbare Wassermenge 30 m 3 /s
• Fallhöhe
4,8 m
LL
www.evn.at (211101654)
eins hat alle Motorlieferungen
in Altchemnitz erhalten
(eins) Die Umgestaltung der Energieerzeugung in Chemnitz
nimmt weiter Fahrt auf – und das im wahrsten Sinne. Nachdem
in dieser Woche die Anlieferung des fünften und damit
letzten Motormoduls für das neue Motorenheizkraftwerk in
Altchemnitz abgeschlossen wurde, rollen ab morgen am
Standort Nord die Schwerlasttransporter an. Bis Mitte Mai
werden dort insgesamt sieben Motormodule angeliefert und
in das neue Gebäude eingebracht.
C
Mit den beiden Motorenheizkraftwerken (MHKWs) will eins M
die Energieerzeugung zukünftig noch umweltschonender und
Y
deutlich flexibler gestalten. Die mit Methan betriebenen MH-
KWs können Erdgas, Biogas oder synthetisches Gas verbren-Cnen.
Am Standort Heizkraftwerk Chemnitz Nord entsteht ein
MY
Motorenheizkraftwerk mit insgesamt 7 Motormodulen, einer
CY
thermischen Leistung von ca. 80 MW und einer elektrischen
Leistung von ca. 88 MW. Das typgleiche Motorenheizkraft-CMwerk
in Altchemnitz wird aus fünf Modulen bestehen und er-
K
reicht eine thermische Leistung in Höhe von mindestens 55
Megawatt und eine elektrische Leistung von ca. 63 MW.
Allein die Motoren wiegen jeweils 100 Tonnen und haben
Maße von 8,6 Metern Länge, 3,60 Metern Breite und 4,20 Metern
Höhe. Geliefert werden sie einzeln auf Schwerlasttransportern,
deren Gesamtlänge bei fast 38 Metern, einer Breite
von 3,60 Metern und 4,40 Metern Höhe liegen wird. Bei einer
Motorenlieferung rollen sage und schreibe 179 Tonnen über
die Straßen. Dazu kommen Generatoren, die zwar etwas
leichter sind, aber ebenfalls über Schwerlasttransporte angeliefert
werden.
LL
www.eins.de (211101658)
VGB Expert Event
Ecology and Environment
in Hydropower
Live & OnLine!
www.vgb.org
19 and 20 May 2021
The international event will bring together
experts from leading operators,
manufacturers and suppliers, authorities,
scientists as well as related stakeholders
to discuss important issues in the field
of ecology and environment in hydropower.
Check our website www.vgb.org
for more recent information!
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Informationen
Dr Hendrik Multhaupt
Eva Silberer
E-Mail
vgb-ecol-hpp@vgb.org
Phone
+49 201 8128-207/202
www.vgb.org
15
Live & OnLine

Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
VGB-FACHTAGUNG | VGB CONFERENCE
DAMPFTURBINEN UND DAMPFTURBINENBETRIEB 2021
mit Fachausstellung
STEAM TURBINES AND
OPERATION OF STEAM TURBINES 2021
with technical exhibition
(31. MAI) 1. UND 2. JUNI 2021 | (31 MAY) 1 AND 2 JUNE 2021
Live & OnLine
Die VGB-Fachtagung „Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb
2021“ findet am 31. Mai, 1. und 2. Juni 2021 statt.
Aufgrund der noch immer anhaltenden Corona-Situation haben
wir uns dazu entschieden, die Veranstaltung nicht, wie geplant,
als Präsenzveranstaltung in Köln, sondern OnLine durchzuführen.
Die im Zweijahresrhythmus stattfindende Veranstaltung richtet sich
an Hersteller, Planer, Betreiber, Versicherer und alle an der Technik
und deren Umfeld interessierte Fachleute, Forscher und Verantwortungsträger.
Die Unterstützung des Erfahrungsaustauschs ist ein wichtiger Aspekt
dieser Fachtagung, um den Dampfturbinenbetrieb auch in
Zukunft mit einer hohen Verfügbarkeit und guten Wirkungsgraden
zu gewährleisten.
Sich ändernde politische Weichenstellungen und nicht zuletzt damit
verbundene Umgestaltungen des Marktes bedingen entsprechende
Anpassungen auf der Hersteller- und Betreiberseite sowie
im gesamten Servicebereich.
Personen wechseln, junge Kollegen kommen hinzu. Hier kann der
Erfahrungsaustausch seinen Beitrag leisten, um die vor uns stehenden
Aufgaben zu meistern.
The VGB Conference “Steam Turbines and Operation
of Steam Turbines 2021” will take place on
31 May, 1 and 2 June 2021.
Due to the still ongoing Corona situation, we decided not to hold
the event as a face-to-face event in Cologne, as planned, but online.
This biennial event is addressed to all manufacturers, planners,
operators, insurers, researchers, authorities and experts, interested
in technology and its environment.
The aim of the conference is to ensure the steam turbine operation
on a high availability and effectiveness also in the future.
A changing political context and, not least, the associated changes
in the market require corresponding adjustments on the manufacturer
and operator side as well as in the entire service area.
People change, young colleagues join in. Against this background,
the exchange of experience can make its contribution
to mastering the tasks facing us.
TAGUNGSPROGRAMM
CONFERENCE PROGRAMME
(Änderungen vorbehalten/Subject to changes)
16:00
18:00
MONTAG, 31. MAI 2021
MONDAY, 31 MAY 2021
Besuchen Sie die Ausstellung und lernen Zummit kennen
Visit the exhibition and get to know Zummit
DIENSTAG, 1. JUNI 2021
TUESDAY, 1 JUNE 2021
Tagungsleitung | Conference chairs
Dipl.-Ing. Hartmut Strangfeld,
RWE Power AG, Grevenbroich,
Heiko Höhne, Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf,
Dipl.-Ing. Thomas-Michael Scholbrock,
BASF SE, Ludwigshafen, and
Dipl.-Ing. Peter Richter, VGB PowerTech e.V., Essen
Moderation
Dr. Bernhard Leidinger, leidinger.technology,
Mülheim an der Ruhr
08:00 Besuchen Sie die Ausstellung | Visit the exhibition
Lernen Sie Zummit kennen | Get to know Zummit
09:30 Eröffnung der Fachtagung
Opening of the conference by
Dipl.-Ing. Hartmut Strangfeld,
RWE Power AG, Grevenbroich
09:45
V01
10:15
V02
Erfahrungen beim Einsatz von flexiblen
Dampfturbinen bei der Nutzung von Dampf
aus der Klärschlammverbrennung
Experience with flexible steam turbines using steam
from sewage sludge incineration
Dipl.-Ing. Udo Attermeyer and
Dipl.-Ing. Cornelia Liebmann,
Howden Turbo GmbH, Frankenthal
Temporäre Druckanstiege in der Anzapfung
einer Industriedampfturbine
Temporary pressure rises in the extraction
of an industrial steam turbine
Dr. Ingolf Scholz, Siemens Energy, Goerlitz
Aktuelle Informationen zu dieser Veranstaltung finden Sie auf unserer Webseite:
‣ www.vgb.org/veranstaltungen.html
16

VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
10:45 Diskussion der Vorträge 1 und 2
Discussion of lectures 1 and 2
11:15 Mittagspause und Besuch der Ausstellung
Lunch break and visit of the exhibition
12:15
V03
12:45
V04
13:15
V05
Das Gleitlager – Plädoyer für ein
unterschätztes Maschinenelement
The bearing – plea for an underestimated
machine element
Dennis Brockhaus and Dr. Stefan Verstege
Gleitlagertechnik Essen GmbH, Essen
SCHWER eng! 13 to Generator-Stator eingebracht
HEAVY closely! 13 to generator-stator placed
Helmut Alborn, August Alborn GmbH & Co. KG, Dortmund
Innovative Reparaturmethoden
an Dampfturbinenteilen
Innovative repair methods on steam turbine parts
Volkmar Patig, PATIG GmbH, Philippsburg
13:45 Diskussion der Vorträge 3, 4 und 5
Discussion of lectures 3, 4 and 5
14:15 Besuch der Ausstellung
Visit of the exhibition
16:15 Ende des ersten Veranstaltungstages
End of the first conference day
MITTWOCH, 2. JUNI 2021
WEDNESDAY, 2 JUNE 2021
Tagungsleitung | Conference chairs
Please visit our website for updates about V11VGB-Events!
Dipl.-Ing. Hartmut Strangfeld,
Aktuelle
RWE Power
Informationen
AG, Grevenbroich,
zu unseren Veranstaltungen
Heiko Höhne, Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf,
Dipl.-Ing. finden Thomas-Michael Sie Scholbrock, auf unserer Webseite!
09:00
V06
09:30
V07
BASF SE, Ludwigshafen, and
Dipl.-Ing. Peter Richter, VGB PowerTech e.V., Essen
Moderation
Newsletter: www.vgb.org
Dr. Bernhard Leidinger, leidinger.technology,
Mülheim an der Ruhr
Betriebsvorteile und Anlagenvalidierung einer
elektrischen Begleitheizung für große Dampfturbinen
Operational benefits and plant validation of electrical
trace heating for large steam turbines
M.Sc. David Veltmann, Dr.-Ing. Yevgen Kostenko and
Dipl.-Ing. Martin Bennauer, Siemens Gas
and Power GmbH & Co. KG, Mülheim an der Ruhr
DT: Heizsysteme und Isolierung – Stillstand- und
Wartungskonzepte
ST: Heating Systems and Insulation – Hot Standby
and Maintenance Concepts
Andreas Riedinger, Heinrich Tapp GmbH, Mülheim an
der Ruhr, and Karl Funken, Thermoprozess Heating-Systems
GmbH, Mülheim an der Ruhr
10:00 Diskussion der Vorträge 6 und 7
Discussion of lectures 6 and 7
10:15 Besuch der Ausstellung
Visit of the exhibition
10:45
V08
11:15
V09
11:45
V10
Empfehlungen für die Ausrüstung der
Schwingungsüberwachung an Dampfturbinen
von 0,8 MW bis 800 MW
Recommendations for the equipment
for vibration monitoring on steam turbines
from 0.8 MW to 800 MW
Dr.-Ing. Matthias Humer,
Uniper Anlagenservice GmbH, Gelsenkirchen
Chancen und Risiken von
Predictive Maintenance Systemen
Opportunities and risks of
predictive maintenance systems
Dipl.-Ing. Stefan Thumm, Dipl.-Ing. Thomas Gellermann
and Dipl.-Ing. Harald Pecher, Allianz Risk Consulting
GmbH – Allianz Zentrum für Technik, München
„Black Box“ Turbine? Moderne
Diagnosemöglichkeiten für Anlagen
von 0,8 – 800 MW
“Black Box” steam turbine? Modern diagnostic
options for power plants from 0.8 – 800 MW
Dipl.-Ing. (FH) Clemens Bueren and
Dipl.-Ing. Jens Pfeiffer, Siempelkamp NIS Ingenieurgesellschaft
mbH, Essen
12:15 Diskussion der Vorträge 8, 9 und 10
Discussion of lectures 8, 9 and 10
12:45 Mittagspause und Besuch der Ausstellung
Lunch break and visit of the exhibition
13:45
14:15
V12
14:45
V13
Optimierung der Lebensdauer und Effizienz durch
innovative Schichtsilikat-basierte Schmierstoffadditive
Lifetime and efficiency optimisation through innovative
silicon-based lubricant Additives
Dipl.-Ing. Stefan Bill and Dr. Petr Chizhik,
REWITEC GmbH, Lahnau
Ölanalysen bei Dampfturbinen – Monitoring
von Schmierstoff und Turbine
Oil analyses in steam turbines – monitoring
of lubricant and turbine
Stefan Mitterer and Marcel Giehl,
OELCHECK GmbH, Brannenburg
Störungsdiagnose und -bewertung durch
Unterstützung der Laboranalytik
Fault diagnosis and evaluation by supporting laboratory
analysis
Heiko Fingerholz,
VGB PowerTech Service GmbH, Gelsenkirchen
15:15 Diskussion der Vorträge 11, 12 und 13
Discussion of lectures 11, 12 and 13
15:45 Ende der Fachtagung
End of the conference
ONLINE REGISTRATION & INFORMATION
L www.vgb.org/dampfturbinen_betrieb_2021.html
Aktuelle Informationen zu dieser Veranstaltung finden Sie auf unserer Webseite:
‣ www.vgb.org/veranstaltungen.html
17

VGB CONFERENCE
Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
DAMPFTURBINEN UND
DAMPFTURBINENBETRIEB
STEAM TURBINES AND
OPERATION OF STEAM TURBINES
PRACTICAL INFORMATION
TAGUNGSORT
Live & OnLine
KONFERENZSPRACHE
Die Konferenzsprachen sind Deutsch und Englisch.
FACHAUSSTELLUNG | ONLINE
VGB PowerTech Service GmbH
Deilbachtal 173
45257 Essen
Angela Langen
Tel.: +49 201 8128-310
E-Mail: angela.langen@vgb.org
ONLINEANMELDUNG
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TEILNAHMEBEDINGUNGEN
VGB-Mitglieder € 490,00
Nichtmitglieder * € 690,00
Hochschule, Behörde, Ruheständler € 190,00
* Auf Wunsch unterbreiten wir Ihnen gerne ein Angebot für eine VGB-
Mitgliedschaft. Bitte sprechen Sie uns an. Informationen hierzu können
Sie vorab unserer Website entnehmen
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Die Teilnehmergebühren sind mehrwertsteuerfrei.
Die Teilnahmegebühren schließen das Tagungsprogramm inkl. Teilnehmerverzeichnis
und den Tagungsband ein.
Für Teilnehmende von Unternehmen mit Sitz in einem Mitgliedsland der
Europäischen Union außerhalb von Deutschland ist zum Zwecke einer
korrekten Rechnungslegung die Angabe der Umsatzsteuer-Identifikations-
Nummer (Value-Added-Tax) zwingend erforderlich. Fehlt diese Angabe,
ist die Annahme der Anmeldung nicht möglich.
Bei Rücktritt werden folgende Gebühren einbehalten:
Bis 14 Tage vor Beginn der Veranstaltung € 50,00
Innerhalb von 14 Tagen vor Beginn der Veranstaltung 100 %
Es werden ausschließlich schriftliche Stornierungen akzeptiert.
TAGUNGSUNTERLAGEN/VERÖFFENTLICHUNGEN
Ein Tagungsprogramm inklusive Teilnehmerverzeichnis sowie ein
Tagungsband werden den Teilnehmern zur Verfügung gestellt. Die Vorträge
stehen den Teilnehmenden ab dem 7. Juni 2021 auf der VGB-Website
zum Download zur Verfügung. Der Hinweis hierzu erfolgt im Tagungsprogramm.
VENUE
Line & OnLine
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The conference languages are German and English.
TECHNICAL EXHIBITION | ONLINE
VGB PowerTech Service GmbH
Deilbachtal 173
45257 Essen, Germany
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on our website:
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listas well as lectures.
For participants of companies based in a member state of the European
Union outside of Germany, the indication of the value added tax identification
number (Value-Added-Tax) is mandatory for the purpose of correct
accounting. If this information is missing, acceptance of the registration is
not possible.
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registration:
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Within 14 days prior to the conference 100 %
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A conference programme, including a list of participants as well as the
conference proceedings, will be made available for the participants.
The lectures will be available for download on 7 June 2021 on the VGB
website. The information will be printed in the conference programme.
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VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
EnBW steigert erneut das Ergebnis
und erreicht trotz Corona die
wirtschaftlichen Ziele für das
Geschäftsjahr 2020
• Adjusted EBITDA im vierten Jahr in
Folge gesteigert
• Erneut deutliches Ergebniswachstum
bei den Erneuerbaren Energien
• Wirtschaftliche Ziele der Strategie
„EnBW 2020“ größtenteils übererfüllt
• Nur moderate Auswirkungen der
Corona-Pandemie auf das
Konzernergebnis
(enbw) Die EnBW hat im Geschäftsjahr
2020 trotz Corona ihr operatives Ergebniswachstum
fortgesetzt und das Konzernergebnis
zum vierten Mal in Folge gesteigert.
Das Geschäftsjahr 2020 markiert zudem
das Zieljahr der Strategie „EnBW 2020“,
mit der das Unternehmen sich seit 2013
nachhaltig an den Chancen der Energiewende
ausgerichtet und seitdem einen fundamentalen
Wandel vollzogen hat.
Die in der Strategie hinterlegten strategischen
und wirtschaftlichen Ziele hat das
Unternehmen nicht nur erreicht, sondern
teilweise auch übererfüllt. „Die EnBW ist
als Unternehmen nach Jahren des Umbaus
neu aufgestellt. Dank der kontinuierlichen
Anstrengungen des gesamten Teams in den
vergangenen acht Jahren ist unser Portfolio
konsequent an den Anforderungen der
Energiewende ausgerichtet. Die Organisation
ist nun auch auf die Herausforderungen
und Chancen der kommenden Jahre
vorbereitet“, erläutert EnBW-Chef Frank
Mastiaux. Gleichzeitig sei mit konkreten
neuen Projekten die Grundlage für weiteres
Wachstum über das Geschäftsfeld Energie
hinaus gelegt worden. „Wir kommen
sowohl in unseren etablierten Wachstumsfeldern,
zum Beispiel beim Ausbau der Erneuerbaren
Energien, als auch in neuen
Geschäftsfeldern, etwa der E-Mobilität
oder Telekommunikation, gut voran“, so
Mastiaux weiter.
Trotz Corona erzielte das Unternehmen
2020 ein deutliches Ergebnisplus. Das operative
Konzernergebnis steigerte sich dabei
um 14,3 Prozent auf 2,8 Milliarden Euro
(Adjusted EBITDA) für das vergangenen
Geschäftsjahr. “Wir haben erreicht, was
wir uns 2013 für das Jahr 2020 vorgenommen
haben, einen Großteil der Ziele sogar
übertroffen“, sagte Mastiaux bei der Vorlage
der Geschäftszahlen in Stuttgart. Als
Zielmarke für das Jahr 2020 war in der
Strategie ein operatives Ergebnis von mindestens
2,4 Milliarden Euro angestrebt
worden. In den vergangenen Jahren wurde
das Geschäftsportfolio vor allem hin zu erneuerbaren
Energien und Netzen erfolgreich
umgebaut, diese tragen heute rund
80 Prozent zum Ergebnis bei.
Das Ergebnis 2020 liegt ferner im Rahmen
der Jahresprognose von 2,75 bis 2,9
Milliarden Euro. Der Außenumsatz lag bei
rund 19,69 Milliarden Euro, dies entspricht
einem Plus von 1,3 Prozent gegenüber Vorjahr
(19,44 Mrd. Euro). Die Zahl der Mitarbeiter*innen
stieg auf 24.655, dies entspricht
einem Plus von 5,8 Prozent gegenüber
dem Vorjahr.
Finanzvorstand Thomas Kusterer ordnet
ein: „Maßgebliche Ergebnistreiber waren
neben den Netzen vor allem die Erneuerbaren
Energien, insbesondere unsere beiden
neuen Offshore-Windparks EnBW Hohe
See und Albatros. Fast jeden vierten Euro
unserer Gesamtinvestitionen investierten
wir 2020 in den Ausbau der Erneuerbaren
Energien, seit Beginn unseres Unternehmensumbaus
2012 in Summe annähernd
fünf Milliarden Euro.“
Die Corona-Pandemie habe dank des robusten
Geschäftsmodells nur moderate
Auswirkungen auf das operative Geschäft
gehabt, so Kusterer. „Unser erfolgreicher
Portfolioumbau spiegelt sich in unserer Ertragslage
und damit auch in unserer Dividendenentwicklung
wider. Nach einer herausfordernden
Phase in den vergangenen
Jahren können wir nun die Früchte unserer
Anstrengungen ernten.“ Das Unternehmen
verfüge über eine solide Innenfinanzierung
und einen guten Kapitalmarktzugang.
„Dies ist ein guter Ausgangspunkt für die
Umsetzung unserer Strategie 2025, in der
wir wachsen und unsere Ertragskraft weiter
ausbauen wollen,“ so Kusterer weiter.
Der Adjusted Konzernüberschuss für das
Geschäftsjahr 2020 sank gegenüber dem
Vorjahr um 104 Millionen Euro (-13,2 Prozent).
Der Rückgang ist wesentlich auf die
Marktbewertung von Wertpapieren zurückzuführen.
Damit erzielte die EnBW im
vergangenen Geschäftsjahr einen auf die
Aktionäre der EnBW AG entfallenden Adjusted
Konzernüberschuss von 682,8 Millionen
Euro. Auf der diesjährigen Hauptversammlung
wird die Ausschüttung einer
Dividende in Höhe von einem Euro je Aktie
vorgeschlagen.
Ausblick 2021: weitere
Ergebnissteigerung im Visier
Für das laufende Geschäftsjahr erwartet
die EnBW weiter ein leicht ansteigendes
Ergebnis. „Wir gehen davon aus, dass unser
Adjusted EBITDA voraussichtlich in einer
Bandbreite von 2,825 bis 2,975 Milliarden
Euro liegen wird – das entspricht einer
Steigerung von 2 bis 7 Prozent“, so Kusterer.
Dabei werden die bisherigen vier Geschäftssegmente
zukünftig in drei Geschäftsfeldern
geordnet: Für das Geschäftsfeld
„Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur“
(Erneuerbare und konventionelle
Erzeugung sowie Handel) wird ein Ergebnis
zwischen 1.375 und 1.475 Millionen
Euro erwartet. Der Geschäftsbereich „Systemkritische
Infrastruktur“ (Netze) bleibt
stabil und wird erwartungsgemäß rund 1,3
bis 1,4 Milliarden Euro zum Ergebnis beitragen.
Im Bereich „Intelligente Infrastruktur
für Kund*innen“ (Vertriebe) wird mit
einem Ergebnis zwischen 300 bis 375 Millionen
Euro gerechnet, verstärkt getrieben
durch den wachsenden Telekommunikationsbereich.
Perspektive: neues Wachstum in Richtung
2025
Der Blick nach vorne sei durch die Strategie
EnBW 2025 und das Zielbild eines
nachhaltigen Infrastrukturunternehmens
klar vorgezeichnet, so Mastiaux. Dabei stehen
die Zeichen auf Wachstum: „Wir wollen
2025 ein Ergebnis von über drei Milliarden
Euro realisieren und hierfür bis dahin
zwölf Milliarden Euro investieren – vornehmlich
in den weiteren Ausbau der Erneuerbaren
Energien, des Netz- sowie des
Breitbandgeschäfts, aber auch in neue Geschäftsfelder
wie E-Mobilität, Telekommunikation
und nachhaltige Quartiersentwicklung.“
so der EnBW-Chef. Erst vor wenigen
Wochen hat die EnBW mit dem Partner
bp den Zuschlag für zwei große Areale
in der Irischen See erhalten. Hier planen
die beiden Unternehmen gemeinsam zwei
Offshore-Windparks mit einer Leistung
von insgesamt drei Gigawatt zu entwickeln,
die ab 2028 in Betrieb gehen sollen.
Das Thema Nachhaltigkeit wird bei allen
unternehmensstrategischen Aktivitäten
zukünftig nochmals an Gewicht gewinnen.
Mastiaux: „Im vergangenen Jahr haben
wir unsere nachhaltige Unternehmensstrategie
weiter konkretisiert. Im Mittelpunkt
eines 25 Maßnahmen starken Programms
steht das Ziel, bis 2035 klimaneutral zu sein
– auch im Branchenvergleich ein ehrgeiziger
Anspruch. Bis 2030 werden wir unsere
CO₂-Emissionen halbieren. Für das Ziel einer
klimaneutralen EnBW richten wir künftige
Entscheidungen und Investitionen und
unser Wachstum noch konsequenter an Kriterien
der Nachhaltigkeit aus.“
Geschäftsjahr 2020: Entwicklung
der einzelnen Bereiche
Das Adjusted EBITDA des Segments Vertriebe
liegt für das vergangenen Geschäftsjahr
bei 335 Millionen Euro und stieg damit
um 2,8 Prozent gegenüber dem Vorjahr.
Dabei hat im Jahr 2020 das Telekommunikationsunternehmen
Plusnet erstmals
ganzjährig zum Ergebnis beigetragen.
Das Geschäftsfeld Netze blieb 2020 nahezu
auf Vorjahresniveau: Das Adjusted
EBITDA liegt bei 1.346,6 Millionen Euro
und ging damit um -0,6 Prozent gegenüber
dem Vorjahreszeitraum zurück. Wesentlichen
Einfluss auf die Ergebnisentwicklung
haben die gestiegenen Erlöse aus der Netznutzung,
insbesondere aufgrund gestiegener
Investitionen in die Versorgungssicherheit
und -zuverlässigkeit der Netze. Diesen
steht ein moderater Ergebnisrückgang im
Bereich der Verteilnetze gegenüber, der
von den Auswirkungen der Corona-Pandemie
beeinflusst ist.
19

Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
Im Segment Erneuerbare Energien stieg
das Adjusted EBITDA 2020 deutlich auf
835,6 Millionen Euro. Das entspricht einem
starken Plus von 67,4 Prozent gegenüber
dem Vorjahr. Diese Verbesserung ist
wesentlich auf die Ergebnisbeiträge der
Offshore-Windparks EnBW Hohe See und
EnBW Albatros zurückzuführen. Darüber
hinaus trugen bessere Windverhältnisse
bei den Onshore-Windparks in Deutschland
sowie das französische Tochterunternehmen
Valeco zu der positiven Ergebnisentwicklung
bei. Auch die aus den Laufwasserkraftwerken
gelieferten Strommengen
konnten am Terminmarkt zu höheren
Großhandelsmarktpreisen als im Vorjahr
abgesetzt werden.
Das Segment Erzeugung und Handel erreichte
im Geschäftsjahr 2020 ein Adjusted
EBITDA von 442,2 Millionen Euro. Dies
entspricht einem Anstieg von 3,7 Prozent.
Im Vergleich zum Vorjahr konnte der eigenerzeugte
Strom zu höheren Großhandelsmarktpreisen
abgesetzt werden, darüber
hinaus trugen Handelsaktivitäten positiv
zum Ergebnis des Segments bei.
Die Investitionen des EnBW-Konzerns lagen
2020 mit 2,53 Milliarden unter dem
Niveau des Vorjahres (3,32 Mrd.). Im Wesentlichen
ist dies auf die 2019 getätigten
Zukäufe des französischen Wind- und Solarunternehmens
Valeco und des Kölner
Telekommunikations-anbieters Plusnet sowie
die Fertigstellung der Wind-Offshore-Projekte
zurückzuführen. Von den gesamten
Bruttoinvestitionen entfielen rund
68 Prozent auf Wachstumsprojekte in erster
Linie in den Bereichen Netzausbau und
Erneuerbare Energien.
LL
www.enbw.com (211110805)
EnBW und MVV erhalten
Aufsuchungserlaubnis
für Feld „Hardt“
• In den kommenden rund 18 Monaten
stehen geologische Voruntersuchungen
zur Nutzung der Erdwärme im
Großraum Schwetzingen an
(enbw) Das zuständige Landesamt für
Geologie, Rohstoffe und Bergbau (LGRB)
am Regierungspräsidium Freiburg hat die
Aufsuchungserlaubnis für das sogenannte
Gebiet „Hardt“ an die EnBW und MVV vergeben.
Die beiden baden-württembergischen
Energieunternehmen wollen nun im
Rahmen ihres gemeinsamen Vorhabens die
Möglichkeiten zur Nutzung der Erdwärme
im Oberrheingraben untersuchen. Das
Aufsuchungsgebiet rund um Schwetzingen
umfasst eine Fläche von knapp 270 Quadratkilometern
und reicht rechtsrheinisch
vom Mannheimer Süden bis Reilingen. Die
Aufsuchungserlaubnis ist eine bergrechtliche
Erlaubnis, bei der es sich um das
grundlegende Recht handelt, das vorhandene
Potenzial in einem festgelegten Gebiet
zu untersuchen.
Der Fokus in dem langfristig angelegten
Projekt liegt auf der Wärmenutzung aus
der Erdwärme. Das regional vorhandene
Potenzial an Erdwärme leistet als erneuerbare,
klimaneutrale und CO 2 -freie Wärmequelle
einen wesentlichen Beitrag zu einer
nachhaltigen und klimafreundlichen Wärmeversorgung
der Zukunft und damit zur
Erreichung der Klimaziele. So soll die gewonnene
Energie in das durch das Erlaubnisfeld
führende Fernwärmenetz eingespeist
und so für die Region und ihre Bewohner
direkt nutzbar gemacht werden.
Die beiden Unternehmen wollen nun
nach der rechtskräftigen Erteilung der Aufsuchungserlaubnis
gemeinsam das vorhandene
Potenzial in der Region verantwortungsvoll
prüfen. Dazu planen EnBW und
MVV die Gründung eines Gemeinschaftsunternehmens,
das in den nächsten Tagen
auch beim zuständigen Bundeskartellamt
angemeldet werden wird. Das Unternehmen
soll seinen Sitz in Schwetzingen haben.
Zunächst stehen in den kommenden 18
Monaten grundlegende geologische und
hydrogeologische Voruntersuchungen
über das gesamte Aufsuchungsgebiet an.
Es kommen ausschließlich analytische und
sensorische oberirdische Messverfahren
sowie Laboruntersuchungen von Wasserproben
aus vorhandenen oberflächennahen
Brunnen zum Einsatz. Die dabei gewonnenen
aktuellen Messergebnisse werden
mit vorhandenen Messdaten abgeglichen
und ausgewertet. Ziel dieser ersten
Projektphase ist die Prüfung und Bewertung
der geologischen Gegebenheiten innerhalb
des Aufsuchungsgebietes. Hieraus
lassen sich dann potenzielle Standorte ableiten,
deren Eignung anhand weiterer Kriterien
zu prüfen sind. Danach erfolgt eine
Priorisierung dieser Standorte. Die Erschließung
der Erdwärme-Quellen setzt
entsprechende eigene Genehmigungsverfahren
voraus, um anschließend ein
Heizwerk planen und errichten sowie die
Anlage an das Fernwärmenetz anschließen
zu können.
Während des gesamten Projektverlaufs
legen MVV und EnBW besonders großen
Wert auf eine breite kontinuierliche Information
der beteiligten Kommunen, Bürgerinnen
und Bürger sowie Träger öffentlicher
Belange. So wird es ein breites Informationsangebot
und geeignete Veranstaltungen
geben, um einen offenen und transparenten
Dialog zu ermöglichen.
LL
www.geothermie-hardt.de
www.enbw.com (211110806)
Bei den Planungen zum Geothermieprojekt Hardt im Oberrheingraben hat die enge Abstimmung
mit Kommunen und Bürgern für die Energieversorger EnBW und MVV oberste Priorität
EnBW baut zwei weitere
Photovoltaik-Großprojekte
in Brandenburg
• Förderfreie Solarenergie für rund
90.000 Haushalte
• Tiefbau mit archäologischer Begleitung
• Tonnenweise Kampfmittel geborgen
• Größter deutscher Solarpark „Weesow-
Willmersdorf“ bereits in der Nähe
errichtet
(enbw) Die EnBW baut zwei weitere förderfreie
Photovoltaik-Großprojekte in
Brandenburg mit einer Leistung von jeweils
150 Megawatt (MW). Zuvor hatte die
EnBW bereits den derzeit größten deutschen
Solarpark „Weesow-Willmersdorf“
in Werneuchen in Brandenburg errichtet.
Die beiden neuen Projekte liegen nur
knapp 40 Kilometer entfernt im Landkreis
20

VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
Märkisch-Oderland auf jeweils rund 125
Hektar in Alttrebbin und in Gottesgabe.
„Mit dem Ausbau der Solarenergie können
wir die Energiewende weiter substantiell
voranbringen“, erklärt Thorsten Jörß,
Leiter Projektentwicklung Photovoltaik bei
EnBW. Ein jährlicher Zubau an Solarenergie
von mindestens 10 Gigawatt sei erforderlich,
um das für 2030 gesteckte 65-Prozent-Ziel
an Erneuerbaren Energien in
Deutschland zu erreichen. „Die beiden förderfreien
Solarparks in Alttrebbin und Gottesgabe
werden einen großen Beitrag zur
Energiewende leisten, ohne die Verbraucher
über die EEG-Umlage zu belasten“, so
Jörß weiter.
Die EnBW rechnet mit einem Jahr Bauzeit.
Insgesamt werden in beiden Parks
700.000 Solarmodule errichtet. Diese können
rechnerisch rund 90.000 Haushalte
mit regenerativem Strom versorgen. Jährlich
werden etwa 200.000 Tonnen CO 2 vermieden.
Zusammenarbeit von mehr als 40 Firmen
Der Bau der beiden Solarparks läuft parallel.
Mehr als 40 Firmen sind an dem Bau
beteiligt. Die Unterkonstruktion liefert
Schletter Solar. Die Solarmodule von LON-
Gi Solar werden neben der direkten Sonneneinstrahlung
auch indirektes Licht auf der
Modulrückseite zur Stromproduktion nutzen.
Die Zentralwechselrichter kommen
von Siemens. EnBW hat auch viele Firmen
aus Brandenburg beauftragt für den Wegeund
Leitungsbau, die Entsorgung, Vermessung,
ökologische Baubegleitung, landwirtschaftliche
Arbeiten und weitere Aufgaben.
Für die Netzanbindung baut die EnBW
eigene Umspannwerke. Zwei 110-Kilovolt-Erdkabel
werden bis zum Umspannwerk
Metzdorf Nord des regionalen Stromnetzbetreibers
e.dis laufen, das an der
B167 zwischen Gottesgabe und Metzdorf
liegt.
Archäologe eingebunden und über
hundert Hufeisen gefunden
„Jede Baustelle hat ihre Besonderheiten“,
sind sich die beiden EnBW-Projektleiter
Jens Darocha und Philipp Herrmann aus
Erfahrung einig. Auf der Fläche in Gottesgabe
könnten Bodendenkmäler auftauchen.
Deshalb arbeitet die EnBW eng mit
der Denkmalschutzbehörde zusammen.
Zudem begleitet ein Archäologe den Tiefbau.
Der Kampfmittelräumdienst hat an
beiden Orten tonnenweise Kampfmittel
geborgen. Er fand aber auch über hundert
Hufeisen. „Die bringen uns hoffentlich
Glück für den Bau und viele Sonnenstunden“,
sagt Herrmann.
LL
www.enbw.com (211110806)
EnBW: Brüchlinger Wald:
Forschung in 140 Metern Höhe
• EnBW testet am Windpark Langenburg
verschiedene Messtechniken für die
Qualitätsprüfung von
Windenergiestandorten
(enbw) Im Brüchlinger Wald nimmt die
EnBW einen neuen Windmessmast in Betrieb.
In der kommenden Woche beginnen
auf dem Gelände des Windparks Langenburg
die Montagearbeiten für die Stahlgitterkonstruktion,
die bis Ostern errichtet
sein soll. Der Eingriff in die Natur ist nur
minimal, da an der gewählten Stelle nur
geringfügige Rodungen notwendig waren.
Bis 2015 stand dort bereits ein vergleichbarer,
120 Meter hoher Mast. Mit diesem
wurde seinerzeit die Windhöffigkeit gemessen,
um zu prüfen, ob das Gebiet
nordöstlich der Stadt Langenburg für den
Betrieb von Windenergieanlagen geeignet
sei. Sein 20 Meter höherer Nachfolger nun
dient allerdings ausschließlich zu Forschungszwecken.
In den kommenden drei
Jahren will die EnBW dort verschiedene
Messverfahren prüfen und miteinander
vergleichen.
Im Fokus der Testreihen steht der Vergleich
von am Boden stationierten Li-
DAR-Messgeräten und Scannern mit Messungen,
die mittels meteorologischer Messmasten
auf Windrad-Niveau durchgeführt
werden. Besonderes Augenmerk wird dabei
auf die gemessene Turbulenz des Windes
im komplexen Gelände gelegt. Die in
der Branche geläufigen Richtlinien und
Standards, beziehen sich momentan nur
auf Turbulenzmessungen, welche mittels
so genannter Schalenstern-Anemometern
an Messmasten durchgeführt werden –
also mit herkömmlichen Windmessern,
wie man sie von Wetterstationen her kennt.
„Die LiDAR-Technologie hat sich in den
letzten Jahren für die Bestimmung des
Windpotentials in den Normen und Standards
etabliert. Die Bestrebungen, dieses
Verfahren auch für die Turbulenzmessung
zuzulassen, möchten wir mit unseren Forschungsvorhaben
unterstützen“, erklärt
Dr. Carolin Schmitt von der EnBW.
Optimaler Standort für
das Forschungsprojekt
Für ihre Untersuchungen greift die EnBW
auf den früheren Messstandort zurück, der
sich bereits für den Windpark Langenburg
bewährt hatte. So kann das Forschungsteam
auch die vorhandenen Daten des ersten
Windmessmastes in die Untersuchungen
mit einfließen lassen. Weiterhin können
die gemessenen meteorologischen
Werte direkt in Bezug zu der Leistung gesetzt
werden, welche die dortigen Windräder
während des Zeitraums der Messungen
erbringen. „Hier können wir unter Realbedingungen
beobachten, wie sich die meteorologischen
Verhältnisse auf den Betrieb
der bestehenden Windenergieanlagen auswirken.
Wir nehmen an, auf der Basis von
gezielten Messungen direkt an der Gondel
einer Anlage, den Betrieb noch besser steuern
und so den Leistungsertrag optimieren
zu können“, so die Projektleiterin. Die besonderen
Strömungsverhältnisse, für die
die Topographie des Jagsttals und die Flora
des Waldgebiets sorgen, machten die Messungen
im Brüchlinger Wald zusätzlich interessant.
Schmitt ist sich sicher: „Die Forschungsergebnisse
aus Langenburg werden
uns in unseren deutschlandweiten und
internationalen Windprojekten sehr nützlich
sein.“
Hintergrundinformation:
Windmessung mit LiDAR
Die LiDAR-Technologie (Abkürzung englisch:
light detection and ranging) hat sich
in den letzten Jahren in der Windbranche
durchgesetzt und entspricht neben der
Messung durch Messmasten dem aktuellen
Stand der Technik. Beim Fernerkundungsverfahren
mittels LiDAR werden Laserstrahlen
innerhalb kürzester Zeit nacheinander
in verschiedene Himmelsrichtungen
gesendet. Durch Rückstreuung an den Partikeln
in der Atmosphäre (Dopplereffekt)
können somit sehr genaue Rückschlüsse
auf die aktuelle Windgeschwindigkeit und
Windrichtung in verschiedenen Höhen bis
zu 200 Meter über Grund gezogen werden.
Zusätzlich zeichnen Sensoren die Temperatur
und Luftfeuchtigkeit sowie den Luftdruck
auf.
LL
www.enbw.com (211110807)
Forschungsmessmast Langenburg (Quelle:
EnBW, Markus Armbruster)
21

Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
Borusan EnBW Enerji nimmt in der
Türkei 20 Windkraftanlagen mit
insgesamt 72 Megawatt in Betrieb
• Borusan EnBW Enerji setzt seinen
Wachstumskurs beim Ausbau der
Erneuerbaren in der Türkei fort.
• Nach rund einjähriger Bauzeit wurde
mit der Inbetriebnahme von 20
Windkraftanlagen die Erweiterung des
Windparks Kiyiköy abgeschlossen.
(enbw) Das deutsch-türkische Gemeinschaftsunternehmen
Borusan EnBW Enerji
setzt seinen Wachstumskurs beim Ausbau
der Erneuerbaren Energien in der Türkei
weiter fort. An dem Unternehmen sind die
Partner EnBW und Borusan jeweils zur
Hälfte beteiligt.
Nach rund einjähriger Bauzeit wurde mit
der Inbetriebnahme von 20 Windkraftanlagen
des Typs Vestas V136 die Erweiterung
des Windparks Kiyiköy abgeschlossen.
Der Windpark im Nordwesten der Türkei
ist mit einer Leistung von 28 Megawatt
bereits seit 2015 in Betrieb. Mit dem Zubau
von weiteren 72 Megawatt verfügt der
Windpark nun über eine Gesamtleistung
von 100 Megawatt. Damit können jährlich
280 Gigawattstunden Strom erzeugt und
rechnerisch der Strombedarf von 90.000
Haushalten gedeckt werden.
Borusan EnBW Enerji mit Sitz in Istanbul
wurde im Sommer 2009 als Joint Venture
von EnBW und dem türkischen Unternehmen
Borusan gegründet. Ziel des Joint Venture
ist es, in der Türkei Erzeugungskapazitäten
im Bereich der erneuerbaren Energien
aufzubauen. Mit der nun erfolgten Erweiterung
haben EnBW und Borusan in der
Türkei Erzeugungsanlagen mit rund 577
Megawatt Leistung in Betrieb, darunter vor
allem Onshore-Windanlagen, aber auch ein
Wasserkraftwerk und zwei Solarparks.
Die Fertigstellung und vollständige Inbetriebnahme
eines weiteren Windparks (Saros)
mit 146 Megawatt ist im ersten Quartal
2021 geplant.
LL
www.enbw.com (211110809)
Orange joins forces with ENGIE to
deliver a global renewable energy
supply solution
(engie) Orange is joining forces with EN-
GIE, the leading developer of solar and
wind power in France, to deliver a global
renewable energy supply solution in the
country. This will involve creating new solar
energy production capacities, managing
the production of all renewable electricity
capacities contracted by Orange
with other producers and supplying additional
volumes to cater to Orange‘s actual
consumption.
The 15-year Corporate Power Purchase
Agreement (PPA) between Orange and EN-
GIE covers the development of two new
Der Windpark Kiyiköy im Nordwesten der Türkei deckt rechnerisch den Strombedarf von 90.000
Haushalten (Quelle: Borusan EnBW Enerji)
solar projects totalling 51 MWp in L’Epine
(38 MWp) and Ribeyret (13 MWp), both
located in the Hautes-Alpes region. These
two solar farms will be operational by 1
January 2023 at the latest.
The regions covered by these solar projects
will reap significant economic benefits:
local companies will build, operate
and maintain the sites, and rent will be collected
and tax income generated by the facilities.
Under this agreement, ENGIE will aggregate
all of the renewable energy produced
by the wind farms and solar plants for
which Orange France signed a power purchase
agreement. Furthermore, ENGIE will
put its expertise in energy management to
use to deploy a continuous energy strip
that caters as closely as possible to Orange‘s
actual consumption profile.
Fabienne Dulac, Orange‘s Executive
Vice-President and CEO of Orange France
said: “Reducing our environmental footprint
is a major part of Orange‘s strategy.
By 2025, the Group plans to reduce 30% of
its direct CO 2 emissions compared to 2015
and reach an electricity mix made up of
50% renewable energy. Signing this agreement
with ENGIE is extremely important in
this regard; it illustrates our desire to be a
major player in the field of power purchase
agreements in France. We are proud to
contribute to the country‘s energy transition
and also proud of the economic development
of the regions where new solar
power facilities will be built.“
“We are proud to work with Orange
France on building a prosperous, sustainable
and low-carbon future. This PPA contributes
to increasing the share of renewables
on French territory and thus contributes
to achieving the ambitious objectives
of the multi-year energy program. This innovative
contract illustrates ENGIE‘s expertise
across the entire renewable electricity
value chain and our ambition to accelerate
our clients‘ energy transition. „,
said Rosaline Corinthien, CEO of ENGIE
France Renewables.
LL
www.engie.com (211110815)
The Coalition for the Energy of the
Future unveils its first seven
concrete actions and welcomes
three new members
• 7 projects already being developed with
first milestones to be reached as early as
2021
• Airbus, Bureau Veritas and PSA
International join the coalition
• 14 members committed to accelerating
the energy transition in transport and
logistics
(engie) Launched in late 2019, the Coalition
for the Energy of the Future aims at
accelerating the development of future energies
and technologies to sustain new
green mobility models and reduce the impact
of transport and logistics on climate
change. The Coalition is pleased to announce
the first milestones to be reached in
2021.
2021: A year of milestones with the
development of the Coalition’s first
7 projects
2021 will be a structuring year for the Coalition
and its cross-industry working
groups with 7 projects to be developed:
Green hydrogen: capitalize on Carrefour
projects Cathyope and H2Haul to experiment
for the first time in Europe hydrogen-powered
fuel cell long distance zero-emission
trucks and propose a consolidated
order book for goods’ transportation
on French and European roads by end of
the first semester in order to accelerate hydrogen
availability,
Biofuel: propose and test the first biocrude
oil dedicated to maritime needs to
increase the use of Biofuel along the supply
chain and develop the use of 3rd generation
biofuels,
Carbon neutral liquefied natural gas
(LNG): draw a pathway for bioLNG toward
carbon neutrality, highlighting key issues
to be addressed,
Green electricity: identify & convert
along the global supply chain the key ele-
22

VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
ments (depots, terminals & warehouses…) into green
self-sustained entities to accelerate the electric conversion in
the transport chain,
Zero emission vehicles for road, air and sea transportation:
share by the end of the first quarter of 2021 a common vision
and roadmap to develop nnovative R&D projects around new
energies such as Hydrogen or Ammonia,
Digital ecocalculator of the global transport chain: develop
a digital eco-calculator certifying door-to-door CO 2 impact on
any given transportation routing as well as proposing
low-emission alternatives,
Intermodal green hubs: propose a business plan to sustain
port conversion into new green multimodal hubs using lower-impact
routing with greener energy by end of 2021.
The 14 companies will continue to work closely together
over the coming months to develop new concrete projects going
further in the fight against climate change.
Airbus, Bureau Veritas and PSA International join the
Coalition for the Energy of the Future
2021 also marks the entry into the Coalition of three global
companies recognized worldwide for their involvement into
the emergence of technological innovations:
• Airbus, an international reference in the aerospace sector
and a pioneer of sustainable aviation
• Bureau Veritas, a world leader in testing, inspection and
certification,
• PSA International, a leading global port group and trusted
partner to cargo stakeholders.
They join AWS, Carrefour, CMA CGM Group, Cluster Maritime
Français, Crédit Agricole CIB, ENGIE, Faurecia, Michelin,
Schneider Electric, Total and Wärtsilä in the Coalition.
Together, they will bring the Coalition additional resources
and talents to take up the challenge of tomorrow’s sustainable
transport and logistics.
“Airbus has a leading role to play in the ambition for sustainable
aviation, says Jean-Brice Dumont, Executive Vice President
Engineering, Airbus. „We are convinced of the benefits
that joint initiatives can bring in finding innovative solutions
to reduce the CO 2 emissions of our industry -- because we
know this challenge requires a collective effort. We believe
this coalition will foster the development of creative projects
with effective results that will pioneer new mobility models
across the sector.”
According to Matthieu de Tugny, President of Bureau Veritas
Marine and Offshore, “Innovative projects and joint development
programs will be certainly vital to make sure we are
ready for the future. The different stakeholders and experience
of this Coalition certainly brings real power across the
shipping sector & supply chains to develop the innovative
solutions we need. It is a collective approach and all our efforts
definitely need to be connected to sustain new green
transportation models.”
Mr TAN Chong Meng CEO, PSA International, declares:
“PSA is proud to be a part of the Coalition, which is in line
with our mission to enable greener logistics choices for all by
working with like-minded partners. We are excited to support
the development of future energies and technologies, and to
do our part to collectively create a more sustainable future for
transport and trade.”
With these additional members, the Coalition continues to
rally major industry leaders from different sectors and pursues
its ambition to accelerate the development of energies
and technologies sustaining new, lower-carbon models to
reach carbon-neutral objectives in transport and logistics.
VGB Webinar
Maintenance of Wind
Power Plants 2021
Programme out now!
www.vgb.org
18 May 2021
Live & OnLine
| Life time extension
| Service Optimization
| Digitization
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Contacts
Ulrich Langnickel
Akalya Theivendran
E-mail
vgb-maint-wind@vgb.org
Phone
+49 201 8128-230/-238
www.vgb.org
23

Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
An international coalition with a clear
pathway towards carbon neutrality
Launched in late 2019 during the French
Maritime Economy Conference (Assises de
l’Economie de la Mer), and supported by
French President Emmanuel Macron, the
Coalition for the Energy of the Future aims
at accelerating the development of future
energies and technologies to sustain new
green mobility models to reduce the climate
impact of transport and logistics.
To achieve genuine technological breakthroughs
with tangible results by 2030, the
Coalition’s three main goals are:
• To unlock a more extensive portfolio of
clean energy sources;
• To decrease the energy consumption per
kilometer-equivalent of goods mobility;
• To reduce the proportion of emissions
linked to transport and logistics.
LL
www.engie.com (211110815)
Salzgitter AG, E.ON und Linde
starten Betrieb einer industriellen
Wasserstoffproduktion auf Basis
von Strom aus Windkraft
(s-ag, eon, avacon, linde) Die drei Projektpartner
Salzgitter AG, E.ON Tochter Avacon
und Linde haben einen wichtigen und
bisher beispiellosen Schritt auf dem Weg
zur Dekarbonisierung der Stahlindustrie
vollzogen. Mit der Inbetriebnahme des in
Deutschland einzigartigen Sektorkopplungsprojekts
„Windwasserstoff Salzgitter
- WindH2“ wird auf dem Gelände des Hüttenwerks
in Salzgitter künftig grüner Wasserstoff
mit Strom aus Windenergie erzeugt.
WindH2 bildet einen zentralen Baustein
des von der Salzgitter AG entwickelten
Technologie-projektes SALCOS® – Salzgitter
Low CO 2 Steelmaking ab. SALCOS beschreibt
den effizientesten und zeitnah
umsetzbaren Weg zu einer Reduzierung
von CO 2 -Emissionen, langfristig sogar zu
einer fast CO 2 -freien Stahlherstellung. Dabei
wird regenerativ erzeugter Wasserstoff
den bislang für die Verhüttung von Eisenerzen
erforderlichen Kohlenstoff substituieren.
Die bislang betriebenen drei Hochöfen
müssen dafür schrittweise durch eine
Kombination aus Direktreduktionsanlagen
und Elektrolichtbogenöfen ersetzt werden.
Über eine solche Transformation der Stahlerzeugung
könnten deren CO 2 -Emissionen
bis zum Jahr 2050 um etwa 95 Prozent
verringert werden.
Die neu errichteten Anlagen wurden heute
in Salzgitter der Öffentlichkeit vorgestellt.
Bei der Eröffnung anwesend waren
unter anderem Staatssekretär Andreas
Feicht, Bundesministerium für Wirtschaft
und Energie; Dr. Bernd Althusmann, Niedersächsischer
Minister für Wirtschaft, Arbeit,
Verkehr und Digitales; Olaf Lies, Niedersächsischer
Minister für Umwelt, Energie,
Bauen und Klimaschutz; Dr. Johannes
Teyssen, Vorstandsvorsitzender E.ON SE;
Marten Bunnemann, Vorstandsvorsitzender
Avacon AG sowie Prof. Dr.-Ing. Heinz
Jörg Fuhrmann, Vorstandsvorsitzender
Salzgitter AG.
Avacon betreibt auf dem Gelände der
Salzgitter AG sieben neu errichtete Windkraftanlagen
mit einer Leistung von insgesamt
30 Megawatt (MW). Die Salzgitter
Flachstahl GmbH hat zentral auf dem
Werksgelände zwei Siemens 1,25 Megawatt-PEM-Elektrolyse-Einheiten
installiert,
die pro Stunde rund 450 Kubikmeter
(m3) hochreinen Wasserstoff erzeugen
werden. Schon heute wird in der Stahlherstellung
Wasserstoff für Glühprozesse und
in den Feuerverzinkungsanlagen eingesetzt.
Der Industriegasproduzent Linde liefert
das Gas zurzeit per Lkw und wird auch
künftig die kontinuierliche Versorgung des
Wasserstoffbedarfs absichern. Sämtliche
Anlagen sind derzeit im Probebetrieb. Mit
“WindH2“ wollen die Partner Know-how
sowie Erfahrungen mit der Vor-Ort-Produktion
von Windstrom und Wasserstoff,
sowie deren Integration in die komplexen
Abläufe und Prozesse eines integrierten
Hüttenwerks sammeln. Die Kosten für das
gesamte Projekt belaufen sich auf rund 50
Millionen Euro. Der Bau der Elektrolyse
wurde von der KfW gefördert.
Statements der Redner der
Eröffnungsveranstaltung:
Prof. Dr.-Ing. Heinz Jörg Fuhrmann, Vorstandsvorsitzender
der Salzgitter AG: „Wir
sind stolz darauf, Vorreiter der industriellen
Nutzung von grünem Wasserstoff in
der Stahlindustrie zu sein. Wie mit unserem
SALCOS-Projekt aufgezeigt, sind wir
technologisch in der Lage, mittels Wasserstoff
signifikante CO 2 -Reduzierungen zu
erzielen. Die bislang in Deutschland einzigartige
Sektorkopplung „Windwasserstoff
Salzgitter- WindH2“ ist ein bedeutender
Baustein auf dem Weg in eine klimafreundliche
Stahlproduktion.“
Staatssekretär Andreas Feicht, Bundesministerium
für Wirtschaft und Energie:
„Das Projekt „Windwasserstoff Salzgitter –
WindH2“ wurde durch das Bundesministeriums
für Wirtschaft und Energie mit 1,1
Millionen Euro aus der Bundesförderung
für Energieeffizienz in der Wirtschaft unterstützt.
Mit der Sektorkopplung von Windenergie
und Wasserstofferzeugung setzt
das Vorhaben eines der Ziele der Nationalen
Wasserstoffstrategie der Bundesregierung
um: Die Verwendung von klimafreundlich
hergestelltem Wasserstoff aus
erneuerbaren Energien ist ein Schlüsselelement
für die Dekarbonisierung in der Industrie.“
Dr. Johannes Teyssen, Vorstandsvorsitzender
E.ON SE: „Grüne Gase haben das
Zeug, zum „Grundnahrungsmittel“ der
Energiewende zu werden und einen erheblichen
Beitrag zur Dekarbonisierung von
Industrie Mobilität und Wärme zu leisten.
Das gemeinsam realisierte Projekt symbolisiert
einen Meilenstein auf dem Weg zu einer
nahezu CO 2 -freien Stahlherstellung
und zeigt, dass durch intelligente Sektorkopplung
fossile Brennstoffe ersetzt werden
können.“
Dr. Bernd Althusmann, Niedersächsischer
Minister für Wirtschaft, Arbeit, Verkehr
und Digitales: „Mit Blick auf die Klimaziele
ist die Dekarbonisierung der Stahlherstellung
mithilfe von grünem Wasserstoff
für die deutsche Stahlindustrie ein
Meilenstein. Umso mehr freue ich mich,
dass Niedersachsen durch die Salzgitter
AG bundesweit Wegbereiter dieser Entwicklung
ist und mit WindH2 ein vielversprechendes
Projekt an den Start bringt.
Salzgitter liefert mit seiner Pionierarbeit
die Blaupause für zukünftige klimaschonende
Produktionstechnologien am deutschen
Industriestandort und sichert damit
gleichzeitig qualifizierte Arbeitsplätze in
Niedersachsen.“
Marten Bunnemann, Vorstandsvorsitzender
Avacon AG: „Mit dem Windpark auf
dem Industriegelände der Salzgitter AG
liefern wir regenerativen Strom zur Produktion
von grünem Wasserstoff. Dieser
wird unmittelbar innerhalb der Produktionsprozesse
eingesetzt und ersetzt fossile
Energieträger. Der Einstieg in die Wasserstoffwirtschaft
entsteht in regionalen Insellösungen
wie in Salzgitter, die sich zunehmend
zu einem Gesamtsystem verbinden.
Wir werden diesen Prozess gemeinsam
mit unseren Partnern in Politik, Wissenschaft
und Industrie weiter
vorantreiben.“
Olaf Lies, Niedersächsischer Minister für
Umwelt, Energie, Bauen und Klimaschutz:
„Das, was viele vor einigen Jahren für eine
wilde Zukunftsvision gehalten haben, geschieht
hier: die schrittweise Dekarbonisierung
der Stahlerzeugung. Klimaschutz im
Energie- und Industriesektor ist viel mehr,
als nur Strom aus Erneuerbaren Quellen.
Hier geht es um die Sicherung von hochqualifizierten
Arbeitsplätzen und die Weiterentwicklung
unseres Industriestandortes.
Mit steigenden Kosten für CO 2 wird
auch grüner Stahl zudem immer wirtschaftlicher
werden. Die Welt schaut daher
gespannt darauf, was hier entsteht. Die
hier geleistete Pionierarbeit hat alle Chancen,
sich zu einem Exportschlager ‚Made in
Germany‘ zu entwickeln.“
LL
www.eon.com (211110817)
24

VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
Offshore-Windpark Rampion:
E.ON veräußert verbleibenden
20-Prozent-Anteil an RWE
• Erwerb erfolgt im Rahmen der
vollständigen Umsetzung der
Transaktion zwischen E.ON und RWE
• E.ON veräußert seinen verbleibenden
Anteil an der 400-Megawatt-Windfarm
vor der Küste von Sussex
(eon) E.ON hat seine verbleibenden 20
Prozent am britischen Offshore-Windpark
Rampion an RWE übertragen. Im Rahmen
der umfassenden Transaktion mit RWE waren
2019 bereits Anteile in Höhe von 30,1
Prozent an RWE übergegangen. Der
Offshore-Windpark wird bereits heute von
RWE betrieben. Der Abschluss der Transaktion
wird für das 1. Halbjahr 2021 erwartet.
Zum Kaufpreis wurde Vertraulichkeit
vereinbart.
Rampion befindet sich 13 Kilometer vor
der Küste von Sussex im Ärmelkanal. Die
Inbetriebnahme des Windparks mit 116
Turbinen erfolgte im April 2018. Die verbleibenden
49,9 Prozent an Rampion halten
ein von Macquarie geführtes Konsortium
(25 Prozent) und der kanadische Energiekonzern
Enbridge (24,9 Prozent).
LL
www.eon.com (211110818)
EVN: Forschungsprojekt
„Car2Flex“: E-Autos sollen Beitrag
zur Systemstabilisierung leisten
(evn) Das Projekt „Car2Flex“ betrachtet
nicht nur die Nutzung der E-Mobilität in
Privathaushalten, sondern in Firmenflotten
und im Zuge des Car Sharings.
Damit das Stromnetz stabil bleibt, müssen
die Erzeugung und der Verbrauch immer
im Gleichgewicht sein. Gerade in Zeiten
in denen die volatile Stromerzeugung
aus Wind und Sonne immer mehr zunimmt,
gewinnt die Verbraucherseite immer
mehr an Bedeutung, um ein stabiles
System weiterhin zu gewährleisten. Und
hier kommt als künftiger Großverbraucher
die E-Mobilität ins Spiel. „Es braucht smarte
und nachhaltige Mobilitätskonzepte, um
Elektromobilität in das Energiesystem von
morgen zu integrieren“, erläutert EVN-Experte
Wolfgang Vitovec.
Ein Beispiel: ein E-Autofahrer kommt
nach seiner Arbeit nach Hause und muss
sein Fahrzeug erst am nächsten Morgen
wieder nutzen. Ihm könnte es also egal
sein, ob das Fahrzeug in den Abend- oder
Morgenstunden geladen wird.
Die Idee hinter dem Forschungsprojekt
„Car2Flex“ liegt nun darin, das Laden auf
spätere Zeitpunkte zu verschieben, an denen
ausreichend Strom, im Idealfall 100%
Ökostrom, zur Verfügung steht und der
sonstige Verbrauch gering ist – wahrscheinlich
also eher in der Nacht und nicht
während der Abendstunden, in denen es
sowieso schon einen hohen Verbrauch gibt.
Für den Autofahrer hätte das den Vorteil,
dass er günstiger laden könnte. Für den
Netzbetreiber ist es eine Entlastung für das
Stromnetz. Bei einem einzigen Auto fällt
dieser Schritt wohl nicht ins Gewicht. Geht
man diesen Weg aber mit einer großen Anzahl
an Fahrzeugen, ist man schnell in Größenordnungen,
die einem Kraftwerk entsprechen:
„Werden beispielsweise 10.000
Autos, die an einer 11kW-Ladestation angesteckt
sind, zu einem anderen Zeitpunkt
geladen, sprechen wir hier von 110 MW
Leistung, die hier verschoben wird“, rechnet
Vitovec vor.
Autobatterie als Batteriespeicher
Noch interessanter aber auch komplexer
wird es, wenn man die Autobatterie als
Batteriespeicher nutzen und bei Bedarf
auch entladen könnte. „Auch wenn die Stecker
und Batterien in den aktuellen E-Autos
für diese Zwecke noch selten geeignet
sind, werden wir dieses Szenario in unserem
Projekt untersuchen“, so Vitovec.
Denn mit Lösungen, die beispielsweise den
Eigenverbrauch der eigenen Photovoltaik-Anlage
durch Zwischenspeicherung in
der Batterie eines Fahrzeugs steigern,
könnten neue finanzielle Anreize geschaffen
werden. „Durch diese optimierte, flexible
Batterie-Nutzung könnten der Anteil an
Ökostrom erhöht und Kosten gespart werden“,
erläutert Vitovec.
Die Batteriegröße eines E-Autos ist normalerweise
viel größer als ein Batteriespeicher
im Keller – nämlich aktuell ca. 5 bis 8
mal so groß. Wobei Praxistests zeigen, dass
nur in den seltensten Fällen die volle Kapazität
der Autobatterie benötigt wird. „Das
bedeutet, dass in Zukunft, wenn sehr viele
E-Autos unterwegs sind, die „freie“ Batteriekapazität
zum Ausgleich von Erzeugung
und Verbrauch genutzt werden kann. Voraussetzung
ist dabei natürlich, dass das
E-Auto am Stromnetz angesteckt ist“, so
der EVN Experte.
Intelligente Anwendungen
Alle diese Anwendungen haben eine Gemeinsamkeit:
es braucht Intelligenz beim
Ladevorgang und im Energiesystem. „Sowohl
Smart Meter als auch Apps wie unsere
Joulie sind die Basis, um solche Ideen in
die Wirklichkeit umzusetzen“, so der
EVN-Experte. Daneben braucht es aber
auch andere Komponenten und Partner,
wie etwa intelligente Wallboxen und geeignete
Stecker- und Batteriesysteme.
Car2Flex
Um sich diesen Zukunfts-Szenarien anzunähern,
hat sich im Rahmen des Innovationslabors
Green Energy Lab, unter der Leitung
der TU Wien – Institut für Energiesysteme
und Elektrische Antriebe ein schlagfertiges
Konsortium aus 19 Partnern gebildet:
3 Technologieunternehmen, 5
Energieversorger und Netzbetreiber, 5 potentielle
Anwender und 6 Forschungsinstitutionen.
Das Projekt „Car2Flex“ betrachtet
nicht nur die Nutzung der E-Mobilität in
Privathaushalten, sondern in Firmenflotten
und im Zuge des Car Sharings. „Car-
2Flex“ wird aus Mitteln des Klima- und
Energiefonds gefördert und im Rahmen
der FTI-Initiative „Vorzeigeregion Energie“
durchgeführt.
Über das Green Energy Lab
Green Energy Lab ist das größte Innovationslabor
für nachhaltige Energielösungen
in Österreich und Teil der „Vorzeigeregion
Energie“ des Klima- und Energiefonds. Das
Innovationslabor schafft durch seine
Struktur und durch die laufende Wissensgenerierung
zum nachhaltigen Energiesystem
einen erheblichen Mehrwert für alle
Kooperationspartner. Bereits jetzt stellt es
einen Magnet für mehr als 200 Partner dar
und bietet einen Informationspool zur
Bündelung von Wissen und Erfahrung aus
einer Vielzahl von Projekten.
EVN Experten Wolfgang Vitovec und Christian Lechner wollen gemeinsam mit einem
schlagkräftigen Konsortium und mit Hilfe von „Joulie“ für mehr Intelligenz im Energiesystem sorgen
Fotocredits: EVN / Daniela Matejschek
25

Ankündigung
Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
VGB-Konferenz „INSTANDHALTUNG
IN KRAFTWERKEN 2021“
23. und 24 Juni 2021 | Neu: Live & OnLine
Der Treffpunkt für alle Fachleute aus der konventionellen und nuklearen
Erzeugung, Instandhalter aus den Kraftwerken und Servicefirmen,
Gutachter und Behördenvertreter, die sich mit neuen Entwicklungen in den
Bereichen Wartung, Inspektion und Instandsetzung befassen.
Die VGB-Konferenz „Instandhaltung in Kraftwerken 2021“ findet am
23./24. Juni 2021 umständehalber Live & OnLine statt.
Die Veranstaltung richtet sich an alle Fachleute aus dem konventionellen
und nuklearen Bereich, an Instandhalter aus den Kraftwerken und
Servicefirmen, aber auch an Gutachter und Behördenvertreter, die sich mit
neuen Entwicklungen in den Bereichen Wartung, Inspektion und Instandsetzung
befassen. Sie soll die aktuellen Tagesthemen zur Diskussion
stellen und den intensiven Erfahrungsaustausch der Instandhalter von
Kraftwerken pflegen.
Ihre Ansprechpartnerin
Diana Ringhoff (Konferenz)
E-Mail
vgb-inst-kw@vgb.org
Telefon
+49 201 8128-232
Programm
Das Vortragsprogramm zu den aktuellen Themen:
ı Aktuelle Rahmenbedingungen
Arbeitssicherheit; Prüf-, Überwachungs-, und Instandhaltungskonzepte;
End-of-Life-Management; Industrie 4.0; Ressourcensteuerung;
Outagemanagement, Digitalisierung in der Instandhaltung, Abwicklung
von Revisionen unter Pandemiebedingungen
ı Qualitätssicherung
Projektüberwachung; Freischaltwesen; Fremdfirmenmanagement;
Mobile Instandhaltung, Dokumentation in der Instandhaltung
ı Techniken, Erfahrungen, Schäden
Kessel, Turbine, Generator, Nebenanlagen; Konservierung;
3D-Druck/Additive Fertigung, Abwicklung von Revisionen
Fachausstellung
Die begleitende Online-Fachausstellung bietet qualifizierte Informationen
aus erster Hand und die Möglichkeit zu Gesprächen mit Herstellern,
Lieferanten und Dienstleistern aus dem Fachgebiet Instandhaltung.
Konferenzsprachen
Deutsch und Englisch
ohne Simultanübersetzung
Alle Informationen zur Veranstaltung finden Sie hier:
www.vgb.org/instandhaltung_kraftwerken2021.html
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Deutschland
Wir bitten ebenfalls um Mitteilung,
falls Sie an einer Teilnahme als Aussteller interessiert sind:
Ihr Ansprechpartner: Angela Langen
E-Mail:
angela.langen@vgb.org
Telefon: +49 201 8128-310
VGB PowerTech Service GmbH
Deilbachtal 173
45257 Essen
Deutschland
26

Announcement
VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
VGB Conference
“MAINTENANCE IN POWER PLANTS 2021”
23 and 24 June 2021 | New: Live & OnLine
The meeting place of all experts of the conventional and nuclear division,
to the experts of maintenance in power plants and service companies and
to the independent inspectors and deputies of governments, who are concerned
with new developments in the divisions maintenance, inspection
and repair.
The VGB Conference "Maintenance in Power Plants 2021" takes place
Live & OnLine on 23/24 June 2021 due to the current Covid-19 crisis.
This event is addressed to all experts of the conventional and nuclear
division, to the experts of maintenance in power plants and service
companies and to the independent inspectors and deputies of governments,
who are concerned with new developments in the divisions
maintenance, inspection and repair. This conference is to put up the
current subjects in discussion and to cultivate the intensive exchange of
experiences especially for the experts of maintenance in power plants.
Your Contact
Diana Ringhoff (Conference)
E-mail
vgb-inst-kw@vgb.org
Phone
+49 201 8128-232
Programme
The following subjects are scheduled:
ı Current general requirements
Occupational safety; Test-, monitoring- and maintenance concepts;
End of Life Management; Industry 4.0; Resource management; Outage
management, Digitization in maintenance, Processing of revision under
pandemic conditions
ı Quality assurance
Supervision of projects; Isolation measures; Service companies
management; Mobile maintenance, Documentation in maintenance
ı Techniques, experiences, damages
Boiler, Turbine, Generator, Auxiliary plant units; Preservation;
3D-print/additive manufacturing, Processing of revision
Technical Exhibition
The accompanying virtual trade exhibition offers qualified first-hand information
and the opportunity to talk to manufacturers, suppliers and service
providers from the field of maintenance for the energy sector.
Conference languages
German and English
without simultaneous translation
All information can be accessed at:
www.vgb.org/en/instandhaltung_kraftwerken2021.html
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
We also ask you to let us know if you are interested
in participating as an exhibitor:
Your Contact: Angela Langen
E-mail:
angela.langen@vgb.org
Phone: +49 201 8128-310
VGB PowerTech Service GmbH
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
27

Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
Durch den direkten Zugang zu mehr als 5
Millionen Menschen über die als Gründungsmitglieder
beteiligten Energieversorgungsunternehmen
Wien Energie, EVN,
Energie Burgenland und Energie Steiermark
bietet das Green Energy Lab ForscherInnen
und Unternehmen eine einzigartige
Möglichkeit, angreifbare Musterlösungen
für die Energiezukunft auf ihre Markttauglichkeit
zu testen.
LL
www.evn.at (211110825)
www.greenenergylab.at
EVN: Müllverbrennungsanlage auf
Entschlackungskur
• Dafür arbeiten Fachkräfte in Tag- und
Nachtschichten insgesamt 4.500
Arbeitsstunden.
(evn) Den Frühling – der hoffentlich bald
ins Land ziehen wird – nutzen viele, um
sich von Ballast und Schadstoffen zu befreien.
Auch der Müllverbrennungsanlage
Dürnrohr steht eine solche Entschlackungskur
bevor. Doch während das im
persönlichen Bereich mit Fasten, Säften
und Co bewerkstelligt wird, regieren in
Dürnrohr Feuer, Stahl und Beton: Der 13
Meter lange, 7 Meter hohe und 50 Tonnen
schwere Nassentschlacker, der die Schlacke
aufnimmt, die während der Verbrennung
entsteht, wird per Schneidbrenner
und Plasmaschneider zerlegt. Dafür arbeiten
Fachkräfte in Tag- und Nachtschichten
insgesamt 4.500 Arbeitsstunden.
Eine recht aufwendige Entschlackungskur,
die aber Gott sei Dank nur alle rund
16-18 Jahre ansteht.
EVN Abfallverwertung NÖ:
Aus Müll wird Energie
Die Thermische Abfallverwertungsanlage
ist ein wichtiger Eckpfeiler des Energieknotens
Dürnrohr. Das Energiepotenzial der
Anlage beträgt 210 MW. Aus dem angelieferten
Abfall entsteht Dampf, welcher zur
Erzeugung von Strom sowie Fernwärme für
die Gemeinde Zwentendorf und zwei Drittel
der Landeshauptstadt St. Pölten verwendet
wird. Zusätzlich wird die AGRANA Stärke
GmbH mit Prozessdampf beliefert.
Durch Energie aus Abfall werden dadurch
fossile Energieträger eingespart. Ressourcenschonung,
Verminderung von Emissionen
und des Treibhauseffekts, eine erhöhte
Luftqualität in der Region und eine Verbesserung
der CO 2 -Bilanz sind das Ergebnis.
LL
www.evn.at (211110828)
EVN Biomasselager in Peisching
und Stockerau sichern
Naturwärme-Versorgung auch
bei klirrender Kälte
(evn) Der Winter hat Ostösterreich fest im
Griff. „Um auch bei den derzeit herrschenden
eisigen Temperaturen jederzeit eine
lückenlose Versorgung mit Naturwärme
garantieren zu können betreibt die EVN
zwei große Rundholzlager in Peisching
und Stockerau“, erzählt EVN Sprecher Stefan
Zach. Auf diesen beiden Standorten
kann bis zu 10 % des Jahresbedarfs gelagert
werden. Gelagert und getrocknet werden
Schadholzsortimente, die für die industrielle
Prozesskette nicht geeignet sind.
Die Lagerplätze bieten außerdem genügend
Fläche für kurzfristige Überkapazitäten
an Schnittgut, welche bei unvorhergesehenen
Ereignissen wie Windbruch oder
Borkenkäferbefall benötigt werden. Zusätzlich
gibt es noch an mehreren Standorten
kleine Holzlager welche zusätzlich die
Versorgung absichern.
„Am Standort des alten Kohle-Gaskraftwerks
Peisching kann man heute den Umbau
in ein erneuerbares Energiesystem besonders
gut erkennen. Wo bis 1987 Kohle,
Öl und Erdgas zur Stromerzeugung eingesetzt
wurden, lagert heute der Rohstoff für
Naturenergie aus heimischen Wäldern.
Dafür kommt ausschließlich Holz aus der
Durchforstung zum Einsatz.“
EVN Unternehmenssprecher Stefan Zach vor dem alten Kohle-Gaskraftwerk Peisching
Fotocredit: © EVN Matejschek
Naturwärme und Naturstrom
aus Biomasse
Die EVN betreibt heute mit Partnern aus
der Landwirtschaft und der Sägeindustrie
bereits 80 Biomasseanlagen in ganz Niederösterreich.
Mehr als zwei Drittel der
gelieferten kommunalen Fernwärme wird
aus Biomasse erzeugt. Als Österreichs
größter Naturwärmeversorger investiert
die EVN laufend in die Instandhaltung, die
Modernisierung und den Neubau vom Biomasseheizwerken.
Erst vor wenigen Wochen
erfolgte der Baustart für ein modernes
Biomasseheizkraftwerk in Krems.
Durch diese Anlagen mit kombinierter
Strom- und Wärmeproduktion können
künftig 15.000 Haushalte mit sauberem
Ökostrom und 30.000 Haushalte mit Naturwärme
versorgt werden. Und auch in
Biedermannsdorf im Bezirk Mödling plant
die EVN die Errichtung eines Biomasseheizkraftwerkes.
Diese Kraft-Wärme-Kopplunganlage
würde eine jährliche CO 2 -Einsparung
von 25.000 Tonnen ermöglichen.
Biomasse sichert die
regionale Wertschöpfung
Durch die enge Kooperation der EVN mit
der regionalen Land- und Forstwirtschaft
bleibt die Wertschöpfung der Region erhalten.
„Alleine in den letzten drei Jahren
wurden rund 25 Mio. Euro an regionaler
Wertschöpfung mit den eingesetzten Hackschnitzeln
generiert“, so Zach. Die EVN
setzt auf regionale Biomasse und arbeitet
nur mit österreichischen Partnern – in der
Regel aus einem Umkreis von maximal 70
km. Für die Versorgung werden 2,0 Millionen
Schüttraummeter eingesetzt. 40 %
dieser Menge wird durch regionale landwirtschaftliche
Genossenschaften zu den
jeweiligen Standorten geliefert. Die zwei
größten Lieferanten sind Waldverband
Niederösterreich und Maschinenring Niederösterreich.
Weitere wichtige Lieferanten
sind z.B. Stiftung Fürst Liechtenstein,
Forstverwaltung Stift Heiligenkreuz, Stift
Klosterneuburg, FWG Waldviertel, FWG
Krumbach, FWHG Bad Vöslau.
Ob Naturwärme oder Naturkälte – Biomasse
kommt in der modernen Energiegewinnung
eine immer größere Bedeutung
zu. Der Rohstoff Holz hat einen unschlagbaren
Vorteil gegenüber fossilen Brennstoffen
– die Ressource ist in Österreich in
mehr als bedarfsdeckender Menge verfügbar.
In unserem Bundesland sind 767.000
Hektar Wald verfügbar, das entspricht 40
% der Gesamtfläche von NÖ. Durch
Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) werden aus
Biomasse in einem Prozess sowohl Wärme
als auch Strom erzeugt. Bei der Verbrennung
von Biomasse wird nur so viel CO 2
freigesetzt, wie die Pflanzen während ihres
Wachstums aus der Luft aufgenommen haben,
so dass dieser Energieträger als
CO 2 -neutral bezeichnet wird.
LL
www.evn.at (211110829)
28

VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
VGB Workshop
EVN: Bild 2: Betriebsassistent Hans Linsmeyer vor dem Entschlacker
Fotocredit: © EVN Matejschek
EVN: Baustart für modernes
Biomasseheizkraftwerk in Krems
• Ab 2023 Ökostrom für 15.000 Haushalte und Naturwärme
für bis zu 30.000 Haushalte in der Region
(evn) Nach langer Wartezeit fällt nun endlich der Startschuss
für den Bau des EVN Biomasseheizkraftwerkes im östlichen
Kremser Industriegebiet. Direkt neben dem Gemeindeabwasserverband
soll bis Frühjahr 2023 Waldhackgut aus der Region
in wertvolle und nachhaltige Naturwärme und Ökostrom
für die Region verwandelt werden.
Ein Projekt, auf das die EVN und die Stadtgemeinde Krems
länger warten mussten, als gedacht: Denn obwohl das Projekt
C
von einem breiten überparteilichen Konsens getragen und der
M
Genehmigungsprozess 2015 ohne einen einzigen Einspruch
Y
abgeschlossen wurde, musste das Projekt über fünf Jahre auf
Mittel aus der Ökostromförderung warten.
CM
Umso mehr freut sich Bürgermeister Reinhard Resch, dass es
MY
nun endlich losgeht: „Krems hat sich ein ehrgeiziges energiepolitisches
Ziel gesetzt: Bis zum Jahr 2030 wollen wir rech-
CY
nerisch unabhängig von Energieproduzenten außerhalb des CMY
Bezirks werden, d.h. es soll jene Energie in unserer Stadt
K
selbst erzeugt werden, die wir im Schnitt täglich brauchen.
Das geplante Biomasse-Heizkraftwerk ist dafür ein unverzichtbarer
Meilenstein, weil es uns Strom und Wärme aus erneuerbaren
Quellen zur Verfügung stellen kann. Und es gilt,
keine Zeit zu verlieren.“
Diese Freude teilt Gerhard Sacher, Geschäftsführer der EVN
Wärme: „Wir haben in Krems eine sehr starke Nachfrage nach
unserer Naturwärme, die durch die geplanten Klimaziele der
Bundesregierung noch weiter steigen wird. Mit dem modernen
Biomasseheizkraftwerk können wir diesen Bedarf aus
nachhaltigen Rohstoffen aus der Region decken und auch das
immer noch anfallende Schadholz verwerten. Wir freuen uns,
dass wir endlich losstarten können.“
Die Arbeiten für das Biomasseheizkraftwerk starten Anfang
Februar. Wenn alles nach Plan läuft, soll die Anlage ab Anfang
2023 Ökostrom und Naturwärme aus der Region für die Region
liefern.
Zum Projekt:
• Leistungsdaten: elektrisch 5 MW, thermisch mind. 15 MW,
• Ökostrom für umgerechnet 15.000 Haushalte und
Naturwärme für umgerechnet bis zu 30.000 Haushalte
• CO 2 -Einsparung: rd. 25.000 t/Jahr
• Geplante Gesamt-Investitionen: rund 30 Mio. Euro, davon
mind. 15 Mio. aus Österreich (das entspricht 150
Personenjahren in Österreich)
• Regionale Wertschöpfung durch Biomasse (inkl.
Schadholz) aus der Region: jährlich mehr als 4 Mio. Euro -
das entspricht rund 25 Arbeitsplätzen
LL
www.evn.at (211110830)
ÖL IM KRAFTWERK
Verfahrenstechnik Turbinenbetrieb mit
Schwerpunktthema Ölsystem und
Reinigung, Schwingungsanalyse
während des Dampfturbinenbetriebes
Neuer Termin!
www.vgb.org
1. und 2. September 2021
Bedburg
Oftmals treten nach Revisionen Fehler auf.
Ziel des Workshops ist es, den Teilnehmern
Möglichkeiten einer Analyse zu
Schwingungsereignissen – verursacht durch
Ausrichtungsfehler, Lagergeometrien und
Ölqualität – aufzuzeigen.
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Informationen
Diana Ringhoff
E-Mail
vgb-oil-pp@vgb.org
Telefon
+49 201 8128-321
www.vgb.org
29
Neuer Termin!

Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
Helen is strengthening its position
in the wind power market: looking
for European growth companies in
addition to Finnish wind farm
investments
(helen) Helen’s wind power production
will increase five-fold as a result of its wind
farm investments last year. The company is
still seeking new, interesting wind farm
projects in Finland. It is also studying several
potential investment projects in European
growth companies in the wind power
sector.
Helen has for long produced wind power
through its associated company Suomen
Hyötytuuli Oy. In 2020, investment decisions
were made on wind power production,
as a result of which Helen’s wind power
capacity will increase five-fold in 2022.
Suomen Hyötytuuli is building two new
wind farms, and Helen is building its own,
new wind farm with CPC Finland.
There are currently several ongoing wind
power projects in Finland, and Helen wants
to be involved in them. The objective is to
increase wind power shares through associated
companies and with direct ownership.
The company is interested in both
onshore and offshore wind.
“The energy market is undergoing a transition,
and the production is reforming
strongly as a result of carbon neutrality targets.
Helen is seeking solutions not based
on combustion in order to replace fossil
fuels. We are studying, for example, industrial
waste heat and the utilisation of sea
water in the production of district heat.
More wind power is needed along with the
electrification of heating, and we want to
be building it ourselves. We also want to
develop the energy market through new
innovations, which are offered especially
by growth companies,” outlines Harri Mattila,
Helen’s director responsible for energy
procurement and wholesale.
Aiming to invest in European growth
companies in the wind power sector
Wind power has already established its
position in electricity production: it is utilised
and built widely throughout the
world. There are many interesting alternatives
and also many new innovations in
projects related to wind farms, for example,
potential electricity storage facilities or
solar power plants in connection with wind
farms. Electricity storage facilities can be
used for balancing the rapid variations in
wind speed or low wind conditions. Digitalisation
and artificial intelligence are also
taking wind power production forward.
“A strong line of growth companies has
developed around wind power, offering
potential for service development and new
innovations. Digitalisation plays a key role
also in wind power production. For example,
with artificial intelligence, it is easier
to optimise wind power when the amount
of wind power of variable output grows significantly.
We are interested in growth
companies related to artificial intelligence,”
says Terhi Vapola, Helen’s director
responsible for investment activities.
Facts
In 2020, Helen produced 86 gigawatt-hours
of wind power through its associated
company Suomen Hyötytuuli Oy.
Helen’s wind power production will increase
five-fold in 2022 as a result of investments
made last year: with the Lakiakangas
3 wind farm and the wind farms of
Alajoki-Peuralinna and Polusjärvi of Hyötytuuli
Oy, Helen’s wind power production
will grow to as high a level as 430 gigawatt-hours
per year.
Helen is still investigating suitable wind
power investment projects in Finland.
Helen Ventures, which is responsible for
Helen’s investment activities, is seeking
suitable investment projects among energy-related
growth companies on a global
scale also in relation to wind power.
Investments by Helen Ventures so far:
• Virta Oy, Finland, e-mobility
• EcoG, Germany, e-mobility
• Gradyent, the Netherlands, optimisation
of district heat with artificial
intelligence
• Think Outside, Norway, hydropower
production data and optimisation
LL
www.helen.fi (211110831)
A first in Belgium: INEOS Phenol
and ENGIE use hydrogen in
industrial plant in Antwerp
• Pilot project for the gradual
replacement of natural gas by hydrogen
• Tested for the first time in CHP
installation to which industrial plant is
connected in operation
• Demonstrates potential for conversion
of existing installations to hydrogen as a
springboard for further industrial upscaling
(ineos) For the first time in Belgium, hydrogen
will be used in a commercial scale
cogeneration plant designed to generate
electricity and heat from natural gas. The
aim of the pilot project by INEOS and EN-
GIE is to replace natural gas with hydrogen
used by the INEOS gas turbine.
Initially 10% of the gas feed will be replaced
by hydrogen. If this goes well the
feed will be increased to 20%. This is the
first time that such tests have been carried
out on an industrial scale in Belgium. The
CHP plant at the INEOS Phenol site in Doel,
one of the first to be built in Belgium, has
the ideal profile to realize this test.
Hydrogen is expected to become an important
link in the transition towards climate-neutral
energy across society. One
possible evolution in the coming decades is
the gradual replacement of natural gas by
hydrogen and in time ‘green hydrogen’
generated from renewable energy via electrolysis.
This will gradually reduce the CO 2
emissions of current processes based on
natural gas.
ENGIE is responsible for the design, installation
and operation of the technology
at the INEOS site. INEOS Phenol has experience
in handling hydrogen as a raw material
for its production processes and also
has the necessary permits for the hydrogen
project. The commercial scale project plays
a pioneering role in the energy transition
of the chemical industry. This practical exploration
by ENGIE and INEOS will provide
both partners with valuable insights and
data in the use of hydrogen in industrial
facilities such as monitoring efficiency and
measuring emissions during combustion,
which is essential in the development of a
next generation of burners.
ENGIE and INEOS are also joining forces
on the Power-to-Methanol project in the
Port of Antwerp. Both companies sit on the
consortium with other partners to produce
green methanol by reusing captured CO₂
in combination with sustainably generated
hydrogen. INOVYN, an INEOS business,
will operate this demonstration plant at
the Lillo site.
The initiative is part of the roadmap that
INEOS defined at the end of last year for its
Antwerp sites to become climate neutral by
2050 and to reduce emissions by 55% by
2030 compared to 1990. The roadmap consists
of a combination of measures such as
the reuse of hydrogen and CO 2 , further investments
in electrification, the switch to
recycled or bio-based raw materials where
possible, and the use of ‚green heat‘ and renewable
energy. To this end, last year INE-
OS concluded two major contracts for the
purchase of offshore wind energy, including
the largest Belgian industrial contract
ever with ENGIE.
Cedric Osterrieth, CEO ENGIE Generation
Europe, said, „ENGIE believes in hydrogen
as a key link to a carbon-neutral
economy and wants to take a pioneering
role with these industrial-scale tests, both
in terms of research and practical implementation.
We can again count on the expertise
and support of INEOS, a key partner
for ENGIE in the energy transition. This
pilot project will give us better insights into
the use of hydrogen to reduce carbon emissions,
bringing us one step closer to a carbon-neutral
future. It is a strong complement
to our already ongoing projects
across the country in which we are developing
hydrogen solutions for industrial
and mobility applications, starting from
our expertise in renewable energy production,
storage and infrastructure.“
30

VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
Hans Casier, CEO INEOS Phenol: „This
test is fully in line with INEOS‘ strategy to
avoid CO 2 emissions at source. It marks a
further step for INEOS Phenol in Doel,
where 20% green steam is already being
purchased via the connection to the Ecluse
network. Today, INEOS already produces
300,000 tons of hydrogen on an annual basis
as a ‚co-product‘ of its chemical processes.
This hydrogen is largely used as a
low-carbon fuel and as a raw material in its
own production processes so that fewer
fossil raw materials have to be used. INEOS
recently started a new business activity
that focuses on the development of ‚clean
hydrogen capacity‘. For this, INEOS can
rely on the expertise of INOVYN, which, as
a chlorine and PVC producer within the
group, specializes in electrolysis, an important
technology for producing hydrogen.“
LL
www.ineos.com (211110834)
BHKW der KMW –
offiziell in Betrieb
Bei den Luftkühlern auf dem Dach des BHKW, v.l.n.r.: Thomas Scherer, Betriebsratsvorsitzender
KMW AG, Oliver Malerius, Vorstandsvorsitzender KMW AG, Stephan Krome, Vorstand KMW
AG, Michael Ebling, Oberbürgermeister der Stadt Mainz, Gert-Uwe Mende, Oberbürgermeister
der Stadt Wiesbaden, Jörg Höhler, Vorstand KMW AG
(kmw) Am 12. Februar 2021 ist das Blockheizkraftwerk
(BHKW) der KMW auf der
Ingelheimer Aue offiziell in Betrieb gegangen.
Dieses Ereignis begleiteten auch Wiesbadens
Oberbürgermeister Gert-Uwe Mende
und Michael Ebling, Oberbürgermeister
von Mainz sowie die drei Vorstände der
KMW. Das BHKW verfügt über zehn gasbefeuerte
Motoren die insgesamt 100 Megawatt
elektrische und 90 Megawatt thermische
Leistung liefern. Die Investitionssumme
des im April 2017 gestarteten Baus liegt
bei 115 Millionen Euro und damit 5 Millionen
Euro unter Plan.
„Um die Auswirkungen des Klimawandels
in einem Rahmen zu halten, der von
Menschen bewältigt werden kann, müssen
wir den CO 2 -Ausstoß in den nächsten Jahren
deutlich reduzieren. Trotzdem sollen
Menschen und Industrie weiter zuverlässig
mit Strom und Wärme versorgt werden.
Beide Ziele gleichzeitig zu verwirklichen,
ist eine große Herausforderung. Die KMW
leistet mit dem neuen Blockheizkraftwerk
einen wichtigen Beitrag dazu.“ betont
Gert-Uwe Mende, der auch das Amt als
Aufsichtsratsvorsitzender bei der KMW AG
besetzt. Michael Ebling ergänzt „Das
BHKW liefert auf kurzem Weg rund 20 Prozent
der in Mainz benötigten Wärme für
die Gebäudeheizung. Dazu kommen Großabnehmer
– von der Uni bis zur OPEL ARE-
NA. Eine komfortable Lösung, denn die
Fernwärme steht ganzjährig zur Verfügung,
kann direkt genutzt werden.”
Das BHKW verfügt über zehn gasbefeuerte
Motoren, die insgesamt 100 Megawatt
elektrische und 90 Megawatt thermische
Leistung liefern. Die entstehende Wärme
wird in das Mainzer Fernwärmenetz eingespeist
– oder kann in den drei Wärmespeicher-Großtanks
auch mehrere Tage zwischengespeichert
werden. Noch eine gute
Nachricht für Anwohner im Umfeld der
Ingelheimer Aue: Dank modernster Technik
ist die Anlage sehr geräuscharm und
unterschreitet kontinuierlich die Emissionsgrenzwerte.
„Dank des schnellen Hochfahrens von unter
drei Minuten können wir besonders
kurzfristig auf die Anforderungen des
Energiemarkts reagieren,“ erklärt Jörg
Höhler, Mitglied des Vorstandes der KMW.
„Damit erreichen wir eine hohe Wertschöpfung
und stabilisieren letztendlich
das gesamte Stromsystem Deutschlands.
Das BHKW ist die ideale Ergänzung für die
Erneuerbaren Energien – so können wir die
Lücke schließen, wenn der Wind nicht
weht oder die Sonne nicht scheint.” Mit
diesem neuen Kraftwerk schreibe KMW
wieder ein Stück Zukunftsgeschichte zum
Umbau der Energieversorgung in Deutschland.
Und was ihn als Personalvorstand
besonders freue, sei die langfristige Sicherung
der Arbeitsplätze in schwierigen Zeiten.
„Mit dem heutigen Tag überqueren wir
endlich die Ziellinie eines bautechnischen
Marathons mit außergewöhnlich intensiven
Herausforderungen. Die Strecke hat
uns allen viel abverlangt. Jetzt aber können
wir mir Recht stolz sein auf das Endergebnis.“
betont Vorstandsmitglied Stephan
Krome.
Dr. Oliver Malerius, seit 1. Februar 2021
Vorstandsvorsitzender der KMW lobt: „In
unserem Blockheizkraftwerk wird die
Energie hocheffizient produziert. Neben
der für die Wärmeversorgung wichtigen
Fernwärme liefert das BHKW Strom, der
umweltbelastenden Kohlestrom verdrängt.
Wir blicken zuversichtlich nach vorne auf
mindestens 20 Jahre, in denen das BHKW
zuverlässig Strom und Fernwärme für die
Menschen in unserer Heimat liefert. Ich
freue mich, nun auch Teil dieses hochqualifizierten
Teams zu sein und bin mir sicher,
dass wir auch in Zukunft einiges bewegen
können. Für die Region – für die Menschen
– und für uns als KMW.“
LL
www.kmw-ag.de (211110836)
KELAG Energie & Wärme GmbH:
Spatenstich für einen großen
Pufferspeicher für die Fernwärme
Villach
(kelag) Die KELAG Energie & Wärme
GmbH realisiert in ihrem Fernwärmesystem
in Villach eine energiewirtschaftliche
Innovation.
Um die Abwärme der Kärntner Restmüllverwertungs
GmbH (KRV) aus Arnoldstein
und die Erzeugung der Biomasseanlagen
noch effizienter nutzen zu können, errichtet
das Tochterunternehmen der Kelag in
Villach-Warmbad einen großen Pufferspeicher.
Er hat ein Volumen von 450 m³ und
kann rund 20.000 kWh Wärme speichern.
Mit der Wärme aus dem Pufferspeicher
deckt die KELAG Energie & Wärme GmbH
in Zukunft kurzfristige Bedarfsspitzen in
ihrem Villacher Fernwärmesystem.
Am Spatenstich für dieses Klimaschutzprojekt
nahmen mehrere Ehrengäste teil,
unter ihnen Landeshauptmann Peter Kaiser,
Landesrätin Sara Schaar, der Villacher
Bürgermeister Günther Albel, der Vizebürgermeister
von Arnoldstein Reinhard Antolitsch,
der Villacher Magistratsdirektor
Christoph Herzeg, Kelag-Vorstandssprecher
Manfred Freitag, Kelag-Vorstand Danny
Güthlein und die Geschäftsführer der
KELAG Energie & Wärme GmbH, Adolf
Melcher und Michael Wagner.
31

Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
„Mit der Abwärme der KRV aus Arnoldstein
und der Wärme aus Biomasseanlagen
verfügen wir in Villach über grüne und umweltfreundliche
Wärmequellen“, sagt
Manfred Freitag, Sprecher des Vorstandes
der Kelag. „Trotzdem wird heute noch Erdgas
benötigt, um Bedarfsspitzen der Kunden
zu decken. In Zukunft wird diese Funktion
zu einem sehr großen Teil der neue
Pufferspeicher übernehmen“, erläutert
Freitag. „Wir können die Effizienz deutlich
verbessern, indem wir mehr Abwärme aus
Arnoldstein und mehr Wärme aus Biomasseanlagen
nutzen und gleichzeitig den Erdgaseinsatz
verringern. Dieser Schritt entspricht
genau unserer Unternehmensstrategie,
grüne Energie möglichst effizient
einzusetzen.“
Umweltfreundliche Wärme
für 1.000 Wohnungen
„Die Pufferspeicher-Anlage in Villach-Warmbad
ist eine sehr innovative Lösung“,
betont Adolf Melcher, Geschäftsführer
der KELAG Energie & Wärme GmbH.
„In Villach betreiben wir unser größtes
Fernwärmesystem mit einer sehr komplexen
Wärmeaufbringung. Wir beziehen Abwärme
aus verschiedenen Quellen, vor allem
aus Arnoldstein, erzeugen selbst Wärme
aus Biomasse und betreiben ergänzend
Erdgaskessel als Ausfallsreserve. Diese
Aufbringungsstruktur und die Größe des
Villacher Fernwärmenetzes sind die Voraussetzungen
dafür, dass sich der Pufferspeicher
wirtschaftlich rechnet und wir so
die Effizienz unseres Gesamtsystems deutlich
verbessern können. In Zukunft werden
die Erdgaskessel rund fünf Millionen Kilowattstunden
weniger Wärme bereitstellen,
weil wir diese Energie aus Abwärme und
Biomasse ersetzen können. So ersparen
wir der Umwelt rund 1.000 t CO 2 pro Jahr
und tragen aktiv zum Umweltschutz bei.
Damit Sie eine Vorstellung von der Größenordnung
haben: Fünf Millionen Kilowattstunden
Wärme entspricht dem Wärmebedarf
von 1.000 Wohnungen!“
Zahlen und Daten
Die Pufferspeicher-Anlage besteht aus
drei jeweils 16 m hohen, gedämmten Behältern
mit einem Durchmesser von 3,6 m.
Sie fassen jeweils 150 m³ Wasser. Das Wasser
wird mit der Abwärme aus Arnoldstein
und Wärme aus den Biomasseanlagen auf
bis zu 110 °C erhitzt. Ab September 2021
wird der Pufferspeicher kurzfristige Leistungsschwankungen
ausgleichen, die Temperatur
des Wasser im Speicher kann bis
auf 60 °C gesenkt werden. Bei einer Differenz
zwischen 110 Grad und 60 °C können
20.000 Kilowattstunden nutzbare Wärme
gespeichert werden. Bis zu 20 MW Leistung
kann innerhalb weniger Minuten in
das Villacher Fernwärmesystem eingespeist
werden. Zum Vergleich: Die Leistungsspitze
im Villacher Fernwärmenetz
beträgt rund 90 MW.
Die KELAG Energie & Wärme GmbH investiert
knapp 1 Mio. Euro in den Bau des
Pufferspeichers. Er ist als Tages- und Spitzenlastspeicher
konzipiert und kann sehr
flexibel auf die aktuelle Bedarfs- und Erzeugungssituation
reagieren. In Zeiten geringerer
Abnahme wird die Mehrleistung
der regenerativen Erzeugung gespeichert
und in Zeiten hoher Abnahme die gepufferte
Wärme mit einer Leistung von bis zu 20
MW bereitstellt. Mit dem Pufferspeicher
können alle Erzeugungs- bzw. Wärmebezugsanlagen
gleichmäßiger und effizienter
betrieben werden.
„Enkeltaugliche Klima- und Umweltpolitik“
Reinhard Antolitsch, Vizebürgermeister
der Marktgemeinde Arnoldstein wies beim
Spatenstich auf die Rolle seiner Gemeinde
für den Klimaschutz hin. „Enkeltaugliche
Klima- und Umweltpolitik ist nur gemeinsam
mit kompetenten und verlässlichen
Partnern möglich, wie es das Land Kärnten,
die Stadt Villach und die Kelag sind.
„Arnoldstein hat dies bereits vor Jahren
bewiesen, als es mit der nachhaltigen und
vorausschauenden Entscheidung für die
Restmüllverwertungsanlage Verantwortung
für Kärnten übernommen hat. Der
logische Schritt, dass durch die KELAG
Energie & Wärme GmbH Abwärme aus Arnoldstein
für die Fernwärmeversorgung in
der Stadt Villach genutzt wird, ist eine weitere
Maßnahme zur Reduktion von
CO 2 -Belastungen gewesen. Dieser Weg
wird nun mit der Errichtung des neuen
Pufferspeichers fortgesetzt.“
„Villach lebt grün“
Günther Albel, Bürgermeister der Stadt
Villach, unterstrich beim Spatenstich die
Bemühungen seiner Stadt um den Klimaschutz:
„Bereits vor sechs Jahren wurde Villach
von der EU für seine erstklassigen Umweltstandards
als vorbildliche Kleinstadt
ausgezeichnet. Das hatte und hat viel mit
dem hohen Grad an Fernwärme-Versorgung
zu tun. Mit der Kelag haben wir hier
den optimalen Partner. Dass nun durch den
Pufferspeicher weitere 1.000 t CO 2 pro Jahr
eingespart werden können, passt perfekt zu
unserem konsequent umweltbewussten
Weg. Die Initiative stärkt das Stadt-Motto
?Villach lebt grün? nachhaltig.“
Klimaschutz-Musterbeispiel
Umweltlandesrätin Sara Schaar betont
den Umweltaspekt des neuen Projektes in
Villach. „Mit gezielten Maßnahmen zur
Energieeffizienzsteigerung werden wir die
Energiewende schaffen! Dieses Projekt ist
ein Musterbeispiel, wie man klimaschädliches
CO 2 einsparen und die erzeugte Wärme
bestmöglich nutzen kann. Kärnten ist
Vorreiter im Bereich der erneuerbaren
Energien. Der Anteil der Wärme aus erneuerbaren
Quellen liegt bei über 70 %, jener
der Fernwärme gar bei rund 90 %. Auch in
Villach haben wir weitere Ausbaumöglichkeiten.
Ich rufe dazu auf, die Förderungen
des Landes in Anspruch zu nehmen!“
„Kelag leistet Beitrag zum Kärntner
Umwelt- und Klimaschutz“
Landeshauptmann Peter Kaiser sagte
beim Spatenstich: „Mit der Errichtung dieses
neuen Pufferspeichers beweist die Kelag
einmal mehr, welch wichtige Partnerin
in der Versorgung der Bevölkerung sie für
das Land Kärnten ist. Darüber hinaus, trägt
die Kelag damit auch dem Anspruch und
dem Ziel des Landes Rechnung, alles zu
tun, um unseren Kindern und Enkelkindern
eine gesunde und lebenswerte Umwelt
zu übergeben. Mit der konsequenten
Steigerung unseres Anteils erneuerbarer
Energie und mit zukunftsorientierten neuen
Technologien, wie sie auch in und mit
dem Pufferspeicher zur Fernwärmeversorgung
zur Anwendung kommen, leistet die
Kelag einen wesentlichen Beitrag zum
Kärntner Umwelt- und Klimaschutz.“
Fernwärme Villach
Die KELAG Energie & Wärme GmbH betreibt
seit 35 Jahren die Fernwärme in Villach.
Über das 120 km lange Netz werden
rund 190 Millionen Kilowattstunden Wärme
an die Kunden geliefert. Beim Fernwärmesystem
Villach handelt es sich um das
größte Fernwärmenetz der KELAG Energie
& Wärme GmbH und jenes mit der komplexesten
Erzeugungsstruktur. Im Jahr 2018
wurde durch die Einbindung der Transportleitung
von Arnoldstein nach Villach
die Erzeugungsstruktur um einen weiteren
sehr wesentlichen Einspeisepunkt erweitert.
Die KELAG Energie & Wärme GmbH, ein
Tochterunternehmen der Kelag, ist der
größte österreichweit tätige Anbieter von
Fernwärme auf der Basis von industrieller
Abwärme und Biomasse. Das Unternehmen
mit Sitz in Villach betreibt in Österreich
85 Fernwärmenetze und rund 900
Heizzentralen und liefert pro Jahr rund 1,8
Milliarden Kilowattstunden Wärme an ihre
Kunden. Die KELAG Energie & Wärme
GmbH investiert gezielt in die Nutzung von
Abwärme und Biomasse. In Kärnten betreibt
die KELAG Energie & Wärme GmbH
13 Fernwärmenetze.
LL
www.kelag.at (211110842)
32

VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
KELAG: Solarthermische
Großanlage für die Fernwärme
Friesach
(kelag) In Friesach betreibt die KELAG
Energie & Wärme GmbH ein Biomasseheizwerk
und liefert über ihr mehr als 10 km
langes Fernwärmenetz rund 15 Millionen
Kilowattstunden Wärme an ihre Kunden.
„Unser Kraftwerk“ errichtet große
Solarthermieanlage und Pufferspeicher
Auf einem Areal südlich von Friesach errichtet
„Unser Kraftwerk“ die solarthermische
Großanlage, sie wird die größte Anlage
dieser Art sein, die in Österreich bisher
in einem Stück konzipiert worden ist. Sie
besteht aus 436 großen Sonnenkollektoren
mit insgesamt 5.750 Quadratmeter Fläche,
die über eine 1,1 km lange Wärmeleitung
mit dem 1.000 Kubikmeter großen Pufferspeicher
verbunden werden, der beim bestehenden
Biomasseheizwerk der KELAG
Energie & Wärme GmbH situiert ist. Der
Pufferspeicher hat einen Durchmesser von
knapp 11 Meter und ist 11 Meter hoch, er
wird mit 30 cm Dämmmaterial ummantelt.
„Die Sonnenkollektoren haben eine maximale
Leistung von 4 MW, sie werden Wasser
auf bis zu 90 Grad Celsius erwärmen
und in den Pufferspeicher leiten“, erläutert
Gerhard Rabensteiner, Geschäftsführer
von „Unser Kraftwerk“. „Die Solarthermie
wird vor allem den Warmwasserbedarf der
Kunden im Sommer decken, in der Übergangszeit
aber auch zur Heizung beitragen.“
Die Kollektoren werden in den Boden
gerammt, beim Bau wird kein Beton verwendet,
sie können auch einfach wieder
demontiert werden. Doch das ist derzeit
kein Ziel, im Gegenteil. „Unser Kraftwerk“
und die KELAG Energie & Wärme GmbH
haben einen Wärmeliefervertrag mit einer
Laufzeit von 25 Jahren unterzeichnet.
Meilenstein für den Klimaschutz
Ab Sommer 2021 werden etwa 2,5 Millionen
Kilowattstunden Wärme pro Jahr in
Friesach aus Solarthermie kommen. „Das
entspricht 15 % des Jahresbedarfes unserer
Kunden beziehungsweise dem Jahresbedarf
von rund 500 Wohnungen — das ist
ein mutiger Schritt für den Klimaschutz in
Kärnten“, betont Adolf Melcher, Geschäftsführer
der KELAG Energie & Wärme GmbH.
„Ein Solarthermieprojekt für die Fernwärme
ist in dieser Größenordnung für Österreich
neu, auch in anderen Bundesländern
gibt es keine vergleichbaren Anlagen in
dieser Dimension. Es müssen mehreren Voraussetzungen
erfüllt sein, damit Solarthermie
im großen Stil in ein Fernwärmesystem
integriert werden kann“, erläutert
Melcher. „Im Fernwärmesystem muss
es auch im Sommer einen größeren Wärmebedarf
der Kunden geben, in Friesach ist
das der Fall. Zusätzlich sind geeignete Flächen
für die Sonnenkollektoren in der
Nähe des Fernwärmenetzes und einen großen
Pufferspeicher notwendig, um auch
einige Tage ohne Sonnenschein zu überbrücken.
Unser Partner ?Unser Kraftwerk?
erfüllt diese Voraussetzungen, sodass wir
uns freuen, bereits im kommenden Sommer
den kleineren Biomassekessel in unserem
Heizwerk nur noch sporadisch betreiben
zu müssen. In der Übergangszeit und
im Winter können wir mit der Nutzung des
großen Wärmespeichers den Einsatz der
beiden Biomassekessel optimieren, das ist
ein weiterer Vorteil.“
Kärntner Sonnenkollektoren für
Vorzeigeprojekt in Friesach
Die Sonnenkollektoren für die größte Solarthermieanlage
Österreichs produziert
und liefert die Firma GREENoneTEC aus
St. Veit an der Glan, Weltmarktführer in
der Produktion von thermischen Sonnenkollektoren.
Für Geschäftsführer Robert
Kanduth ist diese Anlage ein Vorzeigeprojekt.
„Diese Anlage ist mit ihrer Konzeption
die größte in Österreich. Nun müssen wir
mit Interessierten nicht mehr nach Dänemark
reisen, um ihnen zu zeigen, wie Solarthermie
im großen Stil funktioniert.“
Kanduth freut sich, dass drei heimische
Firmen dieses Projekt umsetzen, sein eigenes
Unternehmen, „Unser Kraftwerk“ und
die KELAG Energie & Wärme GmbH. „Solarthermie
ist die günstigste erneuerbare
Energie“, betont Kanduth. „80 % der Wertschöpfung
dieser Investition bleiben in
Kärnten, ich hoffe, dass noch weitere Biomasseheizwerke
mit Fernwärmesystemen
in Österreich mit Solarthermie kombiniert
werden.“
Bürgerbeteiligung für die Solarthermie
„Unser Kraftwerk“ finanziert die Investition
von rund zwei Millionen Euro in die Solarthermieanlage
und in den Pufferspeicher
über ein Bürgerbeteiligungsmodell.
Gerhard Rabensteiner: „Wir bieten interessierten
Kleininvestoren den Kauf einzelner
Sonnenkollektoren an und mieten sie gegen
eine fixe jährliche Pacht von 3 % der
Investitionssumme zurück. Es freut uns,
dass wir für unsere Bürgerbeteiligungsmodelle
sehr viele Investoren aus der Region
gewinnen können, bei PV-Projekten haben
wir sehr gute Erfahrungen mit dieser Form
der Bürgerbeteiligung gemacht, sodass wir
dieses Modell auch für die Solarthermie
Friesach anwenden.“
Grüne Stadt Friesach
Die Vorbereitungen für das Solarthermieprojekt
in Friesach haben einige Jahre in
Anspruch genommen, mit tatkräftiger Unterstützung
der Stadtgemeinde Friesach.
Bürgermeister Josef Kronlechner: „Als familienfreundliche
Gemeinde steht für uns
der Umweltschutz ganz oben auf der Prioritätenliste.
Wir freuen uns daher, ein
wichtiger Partner bei der Umsetzung dieses
Projektes zu sein.“
Partnerschaft für den Klimaschutz
„Das Beispiel der solarthermischen Großanlage
in Friesach zeigt, dass für große Klimaschutz-Schritte
oft die Zusammenarbeit
von mehreren Partnern notwendig ist“,
sagt Manfred Freitag, Sprecher des Vorstandes
der Kelag. „Damit meine ich nicht
nur ?Unser Kraftwerk?, GREENoneTEC
und unser Tochterunternehmen KELAG
Energie & Wärme GmbH, sondern auch die
Stadtgemeinde Friesach, unsere Kunden in
der Burgenstadt und auch die Politik, die
solche Vorhaben fördert. Gemeinsam ist es
möglich, Kärnten wieder ein Stück klimafreundlicher
zu machen, das entspricht
auch der Strategie unseres Unternehmens
zur verstärkten Nutzung erneuerbarer
Energieträger.“ „Das Beispiel Solarthermie
Friesach zeige auch, dass es für den Klimaschutz
notwendig ist, an neuen und innovativen
Lösungsansätzen zu arbeiten“, betont
Freitag.
Musterprojekt für den Klimaschutz Energie-
und Klimaschutzreferentin Landesrätin
Sara Schaar unterstreicht die Bedeutung
dieses Projektes für den Klimaschutz:
„Die Errichtung dieser Solarthermieanlage
ist ein Musterbeispiel dafür, wie große öffentliche
Einrichtungen (wie z. B. das
Krankenhaus Friesach) effizient mit emissionsfreier
Sonnenwärme versorgt werden
können. Gleichzeitig werden CO 2 eingespart
und die Luftgüte verbessert — ein
Musterprojekt im Sinne des Klimaschutzes
und ein weiterer Vorreiter in der Kärntner
Biomassefernwärmelandschaft!“
LL
www.kelag.at (211110843)
Sieben hessische Unternehmen
bieten Landesregierung
Unterstützung beim Aufbau einer
Wasserstoffwirtschaft an
(mainova) Wasserstoff soll gemäß der nationalen
und der europäischen Wasserstoffstrategie
im Energiesystem von morgen
eine zentrale Rolle spielen. Die Umsetzung
erfolgt dabei auf Landesebene. Sieben führende
hessische Unternehmen haben sich
deshalb zusammengefunden und bieten
der Landesregierung Unterstützung beim
Aufbau einer hessischen Wasserstoffwirtschaft
an. Dazu zählt auch die Mitarbeit bei
der Gestaltung einer technologieoffenen
und sektorübergreifenden Wasserstoffstrategie
für Hessen. Die Partner Heraeus Precious
Metals GmbH & Co. KG, Infraserv
GmbH & Co. Höchst KG, Mainova AG, Messer
Group GmbH, Opel Automobile GmbH,
Rhein-Main-Verkehrsverbund GmbH und
Viessmann Deutschland GmbH wollen gemeinsam
mit der Landespolitik Hessen zu
einem führenden Standort bei der Zukunftstechnologie
Wasserstoff entwickeln.
Wasserstoff birgt aus Sicht der beteiligten
Unternehmen enormes Potenzial. Zum einen
kann er einen signifikanten Beitrag zur
Dekarbonisierung Hessens leisten, da er
33

Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
fossile Energieträger in gleich mehreren
Sektoren – Strom, Wärme, Industrie und
Verkehr – ersetzen und somit wesentlich
zum Erreichen der Klimaneutralität bis
2050 beitragen kann. Zum anderen ergeben
sich durch den Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft
große Wachstumschancen
für die hessische Wirtschaft.
Für den Erfolg einer Wasserstoffstrategie
sind aus Sicht der Partner vier Bereiche
zentral. Erstens die Versorgung mit Wasserstoff
beispielsweise durch Erzeugung in
Hessen. Zweitens die Verteilung von Wasserstoff
durch Nutzung vorhandener
Transport- und Verteilnetze. Drittens die
sektorenübergreifende Nutzung von Wasserstoff
in möglichst allen Bereichen. Und
viertens der Ausbau von Forschung und
Entwicklung in Bezug auf Wasserstoff.
Zudem halten die mitwirkenden Unternehmen
hinsichtlich der inhaltlichen Ausgestaltung
der Wasserstoffstrategie zwei
Faktoren für wesentlich. So sollte bei der
Erzeugung des Energieträgers bis zur Erreichung
einer grünen Wasserstoffwirtschaft
auf Technologieoffenheit gesetzt
werden. Denn im Hinblick auf die bevorstehende
Dekarbonisierung sollte auch das
Klimaschutzpotenzial von blauem und türkisem
Wasserstoff genutzt werden. Gleichzeitig
ist Wasserstoff aus Sicht der Partner
neben Industrie und Verkehr auch in der
leitungsgebundenen Energiewirtschaft
und im Gebäudesektor langfristig unverzichtbar.
Zitate der Partner
„Edelmetalle sind bedeutende Rohstoffe
in der Erzeugung, im Transport und bei der
Nutzung von Wasserstoff. Daher braucht
jede erfolgreiche Wasserstoffstrategie
auch eine Rohstoffstrategie. Als der größte
Edelmetalldienstleister der Welt können
wir signifikante Beiträge zum Aufbau einer
erfolgreichen Wasserstoffwirtschaft leisten,“
sagt André Christl, CEO von Heraeus
Precious Metals.
In Sachen Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie
ist Infraserv Höchst, die
Betreibergesellschaft des 4,6 Quadratkilometer
großen Industrieparks Höchst,
schon seit vielen Jahren aktiv. So wurde
bereits 2006 am Industriepark die erste
Wasserstoff-Tankstelle für Pkw in Betrieb
genommen. „Wir sind sehr stolz darauf,
dass Infraserv Höchst und der Industriepark
Höchst bei der Weiterentwicklung
dieser Zukunftstechnologie einen Beitrag
leisten können“, sagte Dr. Joachim Kreysing,
Geschäftsführer von Infraserv
Höchst. Die Chemie sei traditionell eine
der Industriebranchen in Deutschland, die
innovative Technologien hervorbringt.
„Auch die drängenden Fragen zur Energieversorgung
und den Mobilitätskonzepten
der Zukunft werden nur mit der Chemieindustrie
beantwortet werden können“, sagte
Dr. Kreysing.
Dr. Constantin H. Alsheimer, Vorstandsvorsitzender
der Mainova AG, sagt: „Die
Energiewirtschaft spielt in der künftigen
Wasserstoffwirtschaft eine zentrale Rolle.
Über das bestehende Gasnetz kann Wasserstoff
transportiert und verteilt werden.
Gleichzeitig kann er darin auch gespeichert
und dann flexibel eingesetzt werden,
wenn erhöhter Bedarf an Energie besteht.
Zudem können in bisher fossilen Heizkraftwerken
Wärme und Strom dank dann grünem
Wasserstoff perspektivisch klimaneutral
erzeugt werden.“
Stefan Messer, Eigentümer und CEO der
Messer Group GmbH, sagt: „Wir fokussieren
uns auf die Entwicklung von Technologien,
die die Produktionsabläufe unserer
Kundschaft effizienter und umweltschonender
machen. Dazu gehört auch grüner
Wasserstoff. Als weltweit größter privat
geführter Industriegasespezialist mit Sitz
in Hessen ist es für uns eine Selbstverständlichkeit,
das Land auf dem Weg zur Klimaneutralität
effektiv zu unterstützen.“
Michael Lohscheller, CEO der Opel Automobile
GmbH, sagt: „Die Brennstoffzellen-Technologie
ist ein wichtiger Baustein
der emissionsfreien Mobilität der Zukunft.
Opel hat eine lange Tradition in der Entwicklung
von Wasserstoff-Fahrzeugen, auf
der wir nun aufbauen. Wir glauben an die
Brennstoffzelle – vor allem in größeren
Fahrzeug-Klassen – und werden bereits in
diesem Jahr eine Flotte von wasserstoff-betriebenen
Vivaro-Transportern an den
Start schicken. Um die Technologie allerdings
in die Masse zu bringen, bedarf es
noch großer gesamtgesellschaftlicher Anstrengungen,
vor allem beim Ausbau der
notwendigen Tankstellen-Infrastruktur.“
Prof. Knut Ringat, Geschäftsführer des
Rhein-Main-Verkehrsverbunds, sagt: „Egal,
ob auf der Schiene oder im Busverkehr –
Wasserstoffantriebe eröffnen uns neue
Möglichkeiten für eine noch klimafreundlichere
Mobilität. Die Fahrzeuge sind lokal
emissionsfrei unterwegs und dabei deutlich
leiser als vergleichbare Diesel-Züge
und -Busse. Der RMV hat deshalb 27 mit
Wasserstoff betriebene Züge bestellt und
bringt so die weltweit größte Zugflotte dieser
Art im Personenverkehr auf die Schiene.
Darüber hinaus beschaffen wir zwei
mit Wasserstoff betriebene Busse, um weitere
Erfahrungen zu sammeln, wie der öffentliche
Nahverkehr die Vorteile dieses
Treibstoffs noch besser nutzen kann.“
Max Viessmann, Co-CEO der Viessmann
Werke GmbH & Co.KG, sagt: „Wasserstoff
kann und wird einen immensen Beitrag zur
Gestaltung von Lebensräumen zukünftiger
Generationen leisten, doch sein Potenzial
im Wärmemarkt wird maßlos unterschätzt.“
LL
www.mainova.de (211110850)
Klimaschutzministerin Gewessler
besucht die illwerke vkw
(illw) Klimaschutzministerin Leonore Gewessler
hat im Rahmen ihres Vorarlberg-Aufenthalts
am Montag auch dem
größten Energiedienstleister des Landes,
der illwerke vkw, einen Besuch abgestattet
und sich mit den Vorständen Christof Germann
und Helmut Mennel über energiepolitische
Themen ausgetauscht.
„Gemeinsam arbeiten wir am Umbau unseres
Energiesystems – damit wir 2030 100
Prozent unseres Stroms aus Erneuerbaren
Energien produzieren“, sagt die für Energie
zuständige Klimaschutzministerin Gewessler.
„Vom Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz
bis hin zum Erhalt der Biodiversität
haben wir uns dazu heute über viele relevante
Themen ausgetauscht.“
„Der weitere ökologisch und ökonomisch
vertretbare Ausbau der Wasserkraft ist eine
wichtige Voraussetzung, um die gemeinsamen
energiepolitischen Ziele in Vorarlberg
zu erreichen“, so Helmut Mennel, Technikvorstand
der illwerke vkw. „Dass sich in
Vorarlberg alle Landtagsparteien zu diesen
Zielen bekennen, ist für die Realisierung
unserer Projekte von großer Bedeutung“,
ergänzt Christof Germann, Finanzvorstand
der illwerke vkw, „entscheidend sind aber
auch die gesetzlichen Rahmenbedingungen
auf Bundesebene. Darüber konnten
wir uns mit Klimaschutzministerin Gewessler
sehr konstruktiv austauschen.“
LL
www.illwerke.at (211110853)
LEAG plant mit EPNE Windpark
auf Lausitzer Rekufläche
• Bis zu 17 Windräder für Forst-Briesnig II
geplant
• Genehmigungsantrag im 1. Halbjahr
(leag) Ihr erstes Windparkprojekt in der
Lausitz plant die LEAG auf einer Rekultivierungsfläche
des Tagebaus Jänschwalde
in unmittelbarer Nachbarschaft des bestehenden
Windparks Forst-Briesnig I der
LHI-Gruppe. Derzeit bereitet der Projektentwickler
EP New Energies GmbH (EPNE)
das Vorhaben Windpark Forst-Briesnig II
für das Lausitzer Energieunternehmen vor.
Vorgesehen ist die Errichtung von bis zu 17
Windenergieanlagen mit einer Höhe von
bis zu 250 Metern. Erste Gespräche darüber
mit Vertretern des Amtes Peitz, der
Stadt Forst und der Anrainergemeinden
sind bereits erfolgt. In den nächsten Wochen
wird weiter über das Projekt informiert
werden. Ein entsprechender Genehmigungsantrag
mit Umweltverträglichkeitsuntersuchung
soll in der ersten Hälfte
des Jahres 2021 beim Landesamt für Umwelt
(LfU) eingereicht werden.
34

VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
Die Rekultivierungsfläche von etwa 320
Hektar, auf der Forst-Briesnig II entstehen
soll, befindet sich in der bergrechtlichen
Verantwortung der LEAG. Derzeit wird sie
gemeinsam mit der ARGE Heinersbrück für
die landwirtschaftliche Nutzung hergestellt.
Neben der landwirtschaftlichen Nutzung
sollen die Flächen der erneuerbaren
Energiegewinnung dienen. Derzeit werden
Eignung und Potentiale weiterer Flächen
zum Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung,
insbesondere auch im PV-Bereich,
geprüft..
Die Inbetriebnahme des Windparks
Forst-Briesnig II ist für Ende 2023 / Anfang
2024 geplant. Der Windpark geht dann mit
einer Kapazität ans Netz, mit der er etwa
270.000 MWh Strom im Jahr einspeisen
kann. Das entspricht rechnerisch dem Jahresstrombedarf
von 77.000 Drei-Personen-Haushalten.
Die EPNE ist die jüngste EPH-Tochter in
Deutschland. Sie entwickelt Erneuerbaren-Projekte
für die LEAG und die MIBRAG
in den Bereichen Sonne und Wind.
LL
www.leag.de (211110855)
LEAG investiert in Gaskraftwerk
Leipheim
• Projekt stützt Energiewende durch
Netzstabilität
(leag) Einen weiteren wichtigen Schritt hin
zu einem breit aufgestellten Energie- und
Serviceunternehmen will die LEAG künftig
mit Partnern in Süddeutschland gehen.
Hier erwirbt sie mit sofortiger Wirkung 100
Prozent der Anteile an der Gaskraftwerk
Leipheim GmbH & Co. KG (GKL), einer
Projektgesellschaft der SWU Stadtwerke
Ulm/Neu-Ulm GmbH, die das Projekt gemeinsam
mit ihren Partnern Siemens Energy
und STEAG entwickelt haben. Mit dem
Erwerb der GKL ist die Investition in ein
300-MW-Gasturbinenkraftwerk am Standort
Leipheim im Nordosten von Ulm verbunden.
Ausgangspunkt für den Kraftwerksneubau
ist ein Ausschreibungsverfahren
des Übertragungsnetzbetreibers
Amprion für ein besonderes netztechnisches
Betriebsmittel, um in Notfallsituationen
die Netzstabilität in Deutschland gewährleisten
zu können. Für dieses zukunftsweisende
Projekt hat die GKL heute
den Zuschlag erhalten.
Mit dieser Investition übernimmt die
LEAG als erfahrener Kraftwerksbetreiber
auch im Süden Deutschlands Verantwortung
für eine sichere Energieversorgung.
Wie auch die beiden bereits von der LEAG
betriebenen Gasturbinenkraftwerke Thyrow
und Ahrensfelde bei Berlin wird das
Gaskraftwerk Leipheim nach seiner Fertigstellung
der Netzstabilisierung dienen. Für
den stabilen Netzbetrieb und damit für das
Gelingen der Energiewende sind derartige
Anlagen dringend erforderlich.
„Die LEAG ist bestrebt, ihr Portfolio der
Energieerzeugung zu erweitern, und setzt
dies bereits u.a. in den Bereichen Erneuerbare
und Speicher erfolgreich um“, so Hubertus
Altmann, LEAG-Vorstand Kraftwerke.
„In Gaskraftwerken sehen wir einen
wichtigen Stützpfeiler der Energiewende,
der unsere Stromnetze angesichts abnehmender
gesicherter Kraftwerkskapazitäten
stabilisiert und so die Folgen des Atomund
Kohleausstiegs abfedert. Mit der Investition
in Leipheim können wir unsere Rolle
als Betreiber netzrelevanter Anlagen für
die Zukunft ausbauen und leisten unseren
Beitrag zum Erfolg der Energiewende in
Deutschland. Gleichzeitig dient die Investition
auch der Lausitz, denn mit ihr sichern
wir stabile Kapitalflüsse für die Wiedernutzbarmachung
von Bergbaufolgelandschaften.“
Die dafür vorgesehenen Vorsorgegesellschaften
wurden 2019 mit Brandenburg
und Sachsen gegründet, um parallel
zu den handelsrechtlichen Rückstellungen
des Unternehmens ein
Sondervermögen für die Rekultivierung
der Tagebaue zu bilden.
Das Gaskraftwerk Leipheim wird als besonderes
netztechnisches Betriebsmittel
(bnBm) gemäß § 11 Abs. 3 Energiewirtschaftsgesetz
(EnWG) im Netzgebiet der
Amprion errichtet. Derartige Anlagen sollen
überall dort entstehen, wo es die Sicherheit
und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungsystems
erfordert. In Süddeutschland
ist dies insbesondere vor dem
Hintergrund der bevorstehenden Stilllegung
der verbleibenden Kernkraftwerke
der Fall. Nach der geplanten Inbetriebnahme
im August 2023 ist ein Leistungszeitraum
von zehn Jahren vorgesehen. Am regulären
Strommarkt wird das bnBm in
Leipheim nicht teilnehmen, ein Aufruf dieses
Kraftwerkes ist nur durch den Übertragungsnetzbetreiber
Amprion erlaubt.
Nach dem positiven Bescheid für
Leipheim soll es nun zügig weitergehen.
Die immissionsschutzrechtliche Genehmigung
sowie die Planfeststellungsbeschlüsse
für die Gas- und Stromtrasse liegen bei
der GKL bereits vor. Bauvorbereitende
Maßnahmen für eine neue Anschlussstraße
laufen bereits und sollen noch im Februar
mit der Baufeldberäumung intensiviert
werden. Bereits im Sommer könnte Siemens
Energy mit der Errichtung der Anlage
beginnen. Betriebsführung und Instandhaltung
vor Ort soll später ebenfalls Siemens
Energy übernehmen, die Projektführung
erfolgt aus der Lausitz. Nach der Inbetriebnahme
wird die Anlage auch in das
Leitsystem des LEAG-Kraftwerks Schwarze
Pumpe eingebunden sein und von dort aus
mit überwacht.
LL
www.leag.de (211110855)
Baustart für LEAG-Solarpark
Zschornewitz
• Projektentwickler EPNE sieht 4,5-MW-
PV-Park voll im Plan
(leag) Es geht in großen Schritten voran
beim Solarpark „Altes Kraftwerk“ Zschornewitz:
Nachdem der Stadtrat Gräfenhainichen
(LK Wittenberg, Sachsen-Anhalt)
im vergangenen Dezember den Bebauungsplan
verabschiedet hatte, beginnen
heute die Bauarbeiten auf dem fünf Hektar
großen Areal. Im Herbst letzten Jahres hatte
die EP New Energies (EPNE) als Projektentwickler
für LEAG den Zuschlag für den
PV-Park im Rahmen einer Innovationsausschreibung
der Bundesnetzagentur erhalten.
„Mit dem heutigen Baubeginn sind wir
voll im Zeitplan für unsere erste multi-Megawatt
Solaranlage im Jahr 2021“, so EP-
NE-Geschäftsführer Dominique Guillou.
„Hiermit ist ein weiterer wichtiger Schritt
getan für die Errichtung einer Photovoltaik-Freiflächenanlage
auf dem früheren
Kraftwerksstandort. Wir stellen damit unter
Beweis, dass wir gemeinsam mit der
LEAG auch große PV-Projekte schnell und
effizient entwickeln können.“ Der PV-Park
wird nach seiner Inbetriebnahme eine installierte
Leistung von 4,5 MW haben. Mit
einer Produktion von etwa 4,6 Millionen
kWh im Jahr kann er rein rechnerisch rund
1.150 Vierpersonen-Haushalte mit grünem
Strom versorgen.
Auch Hubertus Altmann, LEAG-Vorstand
Kraftwerke, sieht das Energieunternehmen
auf einem guten Weg hin zu mehr erneuerbarer
Energieerzeugung: „Dies ist bereits
das dritte Projekt, das die LEAG zusammen
mit EPNE umsetzt, und das vierte Projekt
der LEAG im Bereich der erneuerbaren
Energien im Rahmen der Neuausrichtung
unseres Unternehmens, das damit seine
Kompetenzen als großer Energieerzeuger
und -vermarkter in Deutschland sinnvoll
und zukunftsorientiert nutzt. Die Vermarktung
der Stromerzeugung erfolgt im Rahmen
unserer virtuellen Kraftwerke, den
LEAG energy cubes.“
Der Standort des Solarparks „Altes Kraftwerk“
in Zschornewitz weist eine besondere
Historie auf. Hier stand eines der ältesten
Kraftwerke Deutschlands, das im Jahr
1915 in Betrieb ging. Nach der Stilllegung
des Kraftwerks im Jahr 1992 wird nun am
Standort in Zschornewitz erneut Strom
produziert werden – diesmal CO 2 -frei.
LEAG und EPNE machen dies zusammen
möglich. Die EP New Energies ist das 2019
gegründete Kompetenzzentrum für Erneuerbare
Energien der EPH-Gruppe. Sie bündelt
Know-how für die Entwicklung und
den Bau von Anlagen im Bereich PV und
Wind onshore im Auftrag der Lausitz Energie
Bergbau AG (LEAG) und MIBRAG.
LL
www.leag.de (211110856)
35

Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
H2@ICO: Mainsite startet
Wasserstoffprojekt
(mainsite) Am bayerischen Untermain gehen
die Überlegungen in Richtung Wasserstoff
als umweltfreundlicher und sauberer
Energieträger. Beteiligt daran ist auch das
Industrie Center Obernburg (ICO) als
wichtiger regionaler Industriestandort.
Gemeinsam mit den Landratsämtern der
Landkreise Aschaffenburg und Miltenberg,
den Kommunen und der heimischen Industrie
werden aktuell Möglichkeiten sondiert,
wie Wasserstoff als potenzieller
Energielieferant der Zukunft regional eingesetzt
werden kann.
Deshalb startete die Mainsite als Betreibergesellschaft
des ICO mit dem Kölner
Ingenieurbüro EMCEL GmbH, spezialisiert
auf die Themenfelder Brennstoffzelle,
Wasserstofftechnologie, E-Mobilität und
Power-to-Gas, das Projekt H2@ICO. Ziel ist
es, die regionalen Erzeugungs- und Einsatzmöglichkeiten
von Wasserstoff auszuloten.
Für das ICO, Nordbayerns einziger
großer Industriepark und größter Industriekomplex
mit Flächen für industrielle
Neuansiedlung, sieht Mainsite-CEO Dr. Johannes
Huber große Chancen: „Der Einstieg
in das Thema Wasserstoff ist für das
ICO ein großer Schritt in Richtung Zukunft.
Die chemische Industrie hat sich
zum Ziel gesetzt, bis 2050 klimaneutral zu
werden. Deshalb sind mittelfristig alternative
Prozesstechnologien des hohen und
bislang konventionell gedeckten Energiebedarfs
notwendig, um die Zukunft aktiv
zu sichern. Aufgrund seiner Lage und seiner
verkehrstechnisch sehr guten Anbindung
an Schiene, Straße und den Wasserweg
bietet das ICO als Chemiestandort
hierfür hervorragende Ausgangsbedingungen“.
Johannes Kuhn, Projektleiter des Ingenieurbüros
EMCEL erklärt: „Wir freuen
uns auf eine spannende Zusammenarbeit
mit Mainsite in dem Projekt H2@ICO und
sehen bereits jetzt großes Potenzial für den
Einsatz von Wasserstoff in der Region Bayerischer
Untermain“.
Jens Hümpfner, bei Mainsite Ansprechpartner
für das Thema Wasserstoff, erläutert
das zukünftige Vorgehen: „Erste standortinterne
Überlegungen zielen in die
Richtung, durch den Bau einer Wasserstofftankstelle
für den öffentlichen Personennahverkehr
(Busse und Bahn), für wasserstoffbetriebene
Entsorgungsfahrzeuge
und LKW, aber auch wasserstoffbetriebene
Privatfahrzeuge, das ICO zu einer regionalen
Mobilitätsdrehscheibe „Schiene-Straße“
auf der Basis von Wasserstoff zu entwickeln“.
Potenzielle Abnehmer für Wasserstoff
sind auch innerhalb des ICO denkbar. So
könnten mittelfristig die etwa 200 eingesetzten
Logistikfahrzeuge und Transportsysteme
auf Wasserstoffantrieb umgerüstet
oder einzelne Produktionsbereiche auf
H2-Energieeinsatz umgestellt werden. Voraussetzung
dafür ist allerdings, dass die
Versorgung mit Wasserstoff sichergestellt
ist. Langfristig könnte Wasserstoff auch ein
Bestandteil der in Kraft-Wärmekopplung
erzeugten Energien für das gesamte ICO
und die Region werden.
Miltenbergs Landrat Jens Marco Scherf
betont die Bedeutung der derzeit in Erarbeitung
befindlichen regionsweiten Wasserstoffstrategie
für den Wirtschaftsraum
Bayerischer Untermain und die sehr gute
Kooperation mit dem ICO. Wasserstoff ist
als Energieträger ein wichtiger Baustein
einer gelingenden Energiewende: „Ich begrüße
ausdrücklich, dass der bedeutende
Industriepark ICO hier eine treibende Kraft
ist, gerade mit den wichtigen Bereichen sowohl
der Einführung von Wasserstoff als
Energieträger in der chemischen Industrie
als auch im Bereich Verkehr für den Landkreis
Miltenberg!“
LL
www.mainsite.de (211110904)
KLKL: Gesteigerte Stromproduktion
bei geringfügig höheren
Produktionskosten
(kkl) Der Verwaltungsrat der Kernkraftwerk
Leibstadt AG hat den Jahresabschluss
genehmigt. Der Geschäftsbericht 2020 ist
online verfügbar.
Das Kernkraftwerk Leibstadt (KKL) produzierte
im 36. Betriebsjahr netto insgesamt
9’050 GWh Strom. Das um 2,6% höhere
Produktionsvolumen im Vergleich
zum Vorjahr (8‘820 GWh) ist auf den konstanten
Leistungsbetrieb bei hoher Anlagenverfügbarkeit
zurückzuführen.
Die normalisierten Produktionskosten,
ohne Berücksichtigung der kurzfristigen
Performance der Stilllegungs- und Entsorgungsfonds,
liegen mit 4,99 Rp./kWh etwas
über dem Vorjahreswert von 4,69 Rp./
kWh. Der Anstieg der normalisierten Jahreskosten
von 413,7 auf 451,6 Mio. CHF
geht auf die coronabedingte längere Jahreshauptrevision
2020 und den höheren
Personalaufwand zurück.
Unter Einbezug des Wertanstiegs der
Stilllegungs- und Entsorgungsfonds von
91,6 Mio. CHF (Vorjahr: 244,1 Mio. CHF)
stiegen die Jahreskosten um rund 177 Mio.
CHF auf 418,6 Mio. CHF. Dies entspricht
4,63 Rappen pro Kilowattstunde Strom
(Vorjahr: 2,73 Rp./kWh). Die Kernkraftwerk
Leibstadt AG zahlte im Jahr 2020
(gleich wie im Vorjahr) insgesamt 34,6
Mio. CHF in den Stilllegungs- und den Entsorgungsfonds
ein.
Die operativen Betriebskosten lagen über
den Vorjahreswerten. Grund dafür waren
insbesondere höhere Kosten für Material
und Fremdleistungen sowie grössere Personalaufwendungen.
Ende 2020 waren im
Kernkraftwerk Leibstadt 505,9 Vollzeitstellen
(Vorjahr: 489,5) besetzt.
Zur langfristigen Sicherstellung und kontinuierlichen
Erhöhung der Sicherheit und
Verfügbarkeit des Kraftwerks wurden im
Berichtsjahr insgesamt 67,0 Mio. CHF (Vorjahr:
53,8 Mio. CHF) in anlagentechnische
Verbesserungen, substanzerhaltende
Massnahmen und Brennelemente investiert.
Am 26. März 2020 feierte das KKL zudem
einen historischen Meilenstein: An diesem
Tag überschritt das Kraftwerk die Produktionsschwelle
von brutto 300 Terawattstunden
seit der Inbetriebnahme im Jahr
1984. Die Jahreshauptrevision fand vom
29. Juni bis 12. August 2020 statt.
Der Verwaltungsrat der Kernkraftwerk
Leibstadt AG hat den Jahresabschluss 2020
zuhanden der Generalversammlung vom
22. April 2021 verabschiedet.
LL
www.kkl.ch (211110905)
Ørsted: 10,000,000,000 kWh
on the meter
Thursday, February 4, 2021, the production
from the Horns Rev 2 Offshore Wind
Farm in Denmark topped the astronomical
figure of 10 billion kWh.
Since HRH The Crown Prince inaugurated
Ørsted‘s offshore wind farm Horns Rev
2 in 2009, the 91 wind turbines at the 35
km2-sized wind farm have generated
enough wind power to cover 3 % of the total
Danish power consumption.
Horns Rev 2 is located in the North Sea,
30 km off the Danish west coast, and was
the world‘s largest offshore wind farm at its
inauguration in autumn 2009 with a total
production capacity of 209 MW. At the
time, the wind farm was expected to supply
clean energy corresponding to the annual
power consumption of 200,000 Danish
households.
Exceptionally good location
However, Horns Rev 2 has exceeded all
expectations, explains Allan Due Overbeck,
Head of Operations at Horns Rev 2:
„Since 2009, the total power generated
by Horns Rev 2 corresponds to the annual
power consumption of more than 3 million
Danish households. Technically, this means
that over an 11-year period, Horns Rev 2
can document an exceptionally high capacity
factor* of approx. 50 %. This shows that
the North Sea holds fantastic wind power
potential and, given its size, is the perfect
location for offshore wind farms.“
At the same, Horns Rev 2 was also the
first offshore wind farm to be located so far
offshore and in waters with such high
waves. Consequently, there was considerable
focus on quality and logistics in designing
the wind farm right from the outset.
Therefore, the 91 wind turbines are
placed in a fan formation to better utilise
the wind, and the foundations are con-
36

VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
structed of both steel and concrete in order
to be able to withstand the extreme conditions
offshore. Moreover, it was the first
time in history that an accommodation
platform was installed in connection with
an offshore wind farm.
Horns Rev 2 proved that it was possible to
generate offshore wind power on a large
scale far from shore, and the experience
gained from the wind farm has contributed
to reducing the costs of renewable offshore
wind energy, so that the European offshore
wind projects being decided at the moment
are fully competitive with power generated
using fossil energy sources.
Horns Rev 2‘s O&M organisation is based
in Esbjerg and includes approx. 40 employees.
Allan Due Overbeck: „From the very start,
we‘ve had to develop new ways of working
and organising the service and maintenance
tasks as the wind farm is located
about one and a half hours away by boat
from the harbour in Esbjerg. Our dedicated
and skilled employees help to ensure that
we can always maintain a high level of
availability, while maintaining high safety
standards.“
The offshore wind farm produces most
electricity in the cold and windy winter
months when electricity consumption in
Denmark is also at its highest. However,
the wind conditions in the North Sea vary
greatly from month to month. The current
production record was achieved in January
2014 with 135,399,000 kWh, while production
during a normal winter month is
approx. 90,000,000 kWh.
LL
www.orsted.com (211110910)
How Ørsted works to ensure
a sustainable build-out of green
energy
(orsted) With renewable energy poised to
grow at unprecedented pace and scale,
Ørsted points to three sustainability challenges
at the core of driving a sustainable
green energy build-out. Read more in their
Sustainability report 2020.
The global deployment of renewable energy
has gathered pace over the past decade,
and is set to triple from about 1,600
GW of installed renewable capacity in
2020 to nearly 4,500 GW by 2030. An accelerated
green build-out is critical to halve
carbon emissions by the end of this decade
and limit global warming to 1.5 °C.
Ørsted, one of the world‘s largest renewable
energy companies, is committed to a
sustainable build-out of green energy. In its
Sustainability report 2020, the company
offers perspectives on the main sustainability
challenges the industry needs to address
to drive a rapid and sustainable green
energy build-out.
„As a global society, we have to undertake
a systemic shift, on a scale never before
seen, to create a net-zero emissions world,“
says Mads Nipper, CEO of Ørsted. „We
need to significantly increase the build-out
of green power generation, accelerate the
phase-out of fossil-fuelled power generation,
increase green electrification in sectors
currently running on fossil fuels, and
continue to increase energy efficiency in all
parts of society. Crucially, that action must
take place now.“
Mads Nipper continues: „Renewable energy
is the key solution to climate change,
but accelerating the deployment of green
energy poses important sustainability challenges
that we, as an energy industry, must
find ways to solve.“
Three key sustainability challenges
Having reduced carbon emissions by
87 % since 2006, Ørsted is on track to become
carbon-neutral in energy generation
and operations by 2025. That would make
Ørsted the first major energy company to
transform from fossil fuels and reach
net-zero emissions.
The company is also taking decarbonisation
beyond its own walls, with a target of
net-zero emissions in the entire carbon
footprint by 2040. This entails gradually
phasing out wholesale buying and selling
of natural gas and engaging closely with
strategic suppliers to decarbonise the supply
chain.
With these plans in place, Ørsted prioritises
three challenges it believes particularly
important for a sustainable green energy
build-out, and that the company will address
through sustainability programmes:
Decarbonising supply chains, which is essential
for greening the value chains in renewable
energy and helping realise a
net-zero emissions world.
Improving biodiversity protection, with a
stronger and more programmatic approach
to managing impacts on natural habitats
and local species as the company constructs
renewable energy on land and at
sea.
Creating shared value with local communities
by helping expand green energy in
ways that enhance shared local benefits.
By pursuing a programmatic and systematic
approach to address these sustainability
challenges, Ørsted continues to improve
the sustainability of its green energy portfolio.
Sharing company knowledge
on sustainability
Over the past decade, Ørsted has transformed
from a fossil-fuel-based energy
company to a global renewable energy
company. At the same time, Ørsted has
worked to address other pressing sustainability
challenges that affect its business.
Ørsted‘s Sustainability report 2020 dives
into five core work phases that identify and
address sustainability challenges of importance
to Ørsted‘s business and stakeholders
- and thereby help support the company‘s
performance and long-term value creation.
„We believe that only by sharing and engaging
in dialogue about company practices
can we help each other advance how we
work on sustainability. That‘s why we
chose, this year, to provide a much greater
level of detail on our approach to sustainability
than in our previous reports,“ says
Mads Nipper.
For more on Ørsted‘s approach to sustainability
and the company‘s sustainability
programmes, download the report: A sustainable
build-out of green energy.
Highlights of Ørsted‘s sustainability
performance in 2020
Ørsted is among the first energy companies
with carbon-emission reduction targets
aligned with what science says is needed
to limit global warming to 1.5 °C. These
targets were approved by the Science
Based Targets initiative (SBTi) in 2020.
Other sustainability highlights of the past
year include:
• carbon intensity of energy generation
reduced by 87 % as compared with
2006, with a target of 98 % by 2025
• 90 % of energy generation was from
renewable sources, with a target of 99
% by 2025
• 13 % reduction in emissions from
supply chain and wholesale buying and
selling of natural gas as compared with
2018, with a target of 50 % by 2032
• 9.3 GW renewable energy capacity
installed across offshore and onshore
wind, and solar PV
• 13.1 m tonnes CO 2 emissions avoided
annually by the company‘s green energy
generating assets
• 26 of 28 key strategic offshore wind
suppliers have successfully disclosed
their emissions to CDP as part of
Ørsted‘s supply chain decarbonisation
programme
• our role as co-founder of the Climate
Group‘s SteelZero initiative, with the
aim of driving the cross-sectoral
innovation journey needed to
decarbonise steel
• award of an ‚A‘ score by CDP for tackling
climate change, for the second year in a
row
• our ranking as the most sustainable
energy company and #2 overall in the
2021 Global 100 index.
LL
www.orsted.com (211110911)
37

Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
RWE in britischer Ausschreibung
um die Vergabe von Gebieten zur
Entwicklung neuer Offshore-
Windprojekte erfolgreich
• RWE erhält von der britischen Crown
Estate den Zuschlag für zwei
benachbarte Standorte mit einer
potenziellen Gesamtkapazität von 3
Gigawatt in der Nordsee auf der
Doggerbank, 110 Kilometer vor der
Nordostküste Englands
• Standorte in der Nähe des RWE
Offshore-Windprojekts Sofia
(rwe) RWE, eines der weltweit führenden
Unternehmen im Bereich Offshore-Wind,
ist in der britischen Auktion um die Vergabe
neuer Gebiete zur Entwicklung von
Offshore-Windprojekten, der sog. „Offshore
Wind Leasing Round 4“, als bevorzugter
Bieter für zwei benachbarte Standorte mit
einer potenziellen Gesamtkapazität von
3.000 Megawatt (MW) ausgewählt worden.
Der durchschnittliche Preis zur Pacht
der Standorte, für die das Unternehmen
den Zuschlag erhalten hat, war mit 82.552
GBP pro Megawatt (MW) und Jahr der
niedrigste Zuschlagspreis im Rahmen der
Auktion. Die bezuschlagten Standorte liegen
auf der Doggerbank, einer Sandbank
in einem flachen Bereich der Nordsee, 110
Kilometer von der Nordostküste Englands
entfernt. In der Nähe entwickelt RWE mit
Sofia bereits ein weiteres Offshore-Windprojekt
auf der Doggerbank.
Sven Utermöhlen, COO Wind Offshore
Global von RWE Renewables, sagte: „Die
beiden Standorte auf der Doggerbank, für
die wir den Zuschlag erhalten haben, passen
perfekt in unser britisches Offshore-Windportfolio.
Sie befinden sich in der
Nähe unseres Offshore-Windprojekts Sofia,
wodurch wir operative Synergien heben
können. Wir werden nun so schnell
wie möglich mit der Entwicklung der Projekte
und der Vorbereitung für die Genehmigung
beginnen und freuen uns auf die
Zusammenarbeit mit der Crown Estate und
allen anderen Stakeholdern, um unsere
neuen britischen Offshore-Windprojekte
voranzutreiben.“
Die Crown Estate wird nun eine Flora-Fauna-Habitat-Verträglichkeitsanalyse
durchführen (Habitat Regulations Assessment,
HRA), um mögliche Auswirkungen
von Offshore-Windprojekten in den zugeteilten
Gebieten zu bewerten. In Abhängigkeit
des Ergebnisses kann RWE Pachtverträge
für den Meeresboden mit der Crown
Estate abschließen. Dieser Schritt wird im
Frühjahr 2022 erwartet. Danach folgen die
notwendigen Entwicklungs- und Genehmigungsaktivitäten
gemäß der aktuellen
Richtlinien der britischen Regierung, zu
denen auch eine umfassende Stakeholderbefragung
gehört. Im Anschluss folgen die
Teilnahme an Auktionen für sogenannte
Contract-for-Difference-Vereinbarungen
(CfD), die finale Investitionsentscheidung
und dann die Bauphase. In Abhängigkeit
von der Verfügbarkeit des Netzanschlusses
könnten die Projekte am Ende dieses Jahrzehnts
vollständig in Betrieb gehen.
Großbritannien spielt eine Schlüsselrolle
in der Strategie von RWE, ihr Portfolio an
Erneuerbaren Energien auszubauen und
bis 2040 klimaneutral zu werden. Das Unternehmen
baut derzeit den
857-MW-Offshore-Windpark Triton Knoll
(RWE-Anteil: 506 MW) vor der Küste von
Lincolnshire, der voraussichtlich im ersten
Quartal 2022 vollständig in Betrieb gehen
wird. Außerdem entwickelt RWE das
1,4-Gigawatt-Offshore-Windprojekt Sofia
auf der Doggerbank. Damit erweitert RWE
sein Portfolio in Großbritannien, wo das
Unternehmen bereits neun Offshore-Windparks
betreibt. Darüber hinaus hat RWE
gemeinsam mit Partnern 2020 mit der
Crown Estate Pachtverträge zur Entwicklung
von Erweiterungsprojekten für vier
Offshore-Windparks geschlossen.
„Großbritannien ist einer der strategischen
Schlüsselmärkte, um unser Portfolio
an Erneuerbaren Energien zu erweitern
und unsere Position als ein weltweit führendes
Unternehmen im Bereich Offshore-Wind
zu stärken. Wir freuen uns sehr
über den Zuschlag der Crown Estate, mit
dem wir nun zwei weitere große Offshore-Windprojekte
entwickeln können.
Durch unser Engagement wird RWE einen
wichtigen Beitrag dazu leisten, dass Großbritannien
seine ambitionierten Ausbauziele
für Offshore-Wind von 40 Gigawatt
bis 2030 erreichen kann.“ Anja-Isabel Dotzenrath,
CEO von RWE Renewables
LL
www.rwe.com (211110914)
RWE unterzeichnet öffentlichrechtlichen
Vertrag zum
Braunkohleausstieg mit
Bundesregierung
• RWE setzt Fahrplan zum Ausstieg aus
der Braunkohle konsequent um: Erster
Kraftwerksblock bereits im Dezember
abgeschaltet – Drei weitere folgen in
diesem Jahr
• Klares Ziel: Bis 2040 ist RWE
klimaneutral
(rwe) „Der heute unterzeichnete Vertrag
mit der Bundesregierung ist der noch fehlende
Baustein für den Kohleausstieg in
Deutschland. Er schafft Rechtssicherheit
für unser Unternehmen und die Beschäftigten
in der Braunkohle. Der Ausstieg aus
der Kohle läuft bei RWE bereits. Ende 2020
haben wir einen Braunkohleblock in Niederaußem
stillgelegt. Die nächsten drei
Blöcke folgen in diesem Jahr. Das unterstreicht
unseren Kurs: Wir steigen
verantwortungs voll aus der Kohleverstromung
aus und investieren zugleich massiv
in Erneuerbare Energien, Speicher und
Wasserstoff. Dabei haben wir ein klares
Ziel: Bis 2040 ist RWE klimaneutral.“
Die Bundesregierung und RWE haben
heute in Berlin einen öffentlich-rechtlichen
Vertrag unterzeichnet, mit dem die gesetzlichen
Regelungen des Braunkohleausstiegs
auch vertraglich festgelegt werden.
Der Vertrag, der Ende letzten Jahres bereits
den Bundestag passiert hatte, regelt
den konkreten Fahrplan und die Bedingungen,
nach denen RWE ihre Braunkohlenkraftwerke
schrittweise abschaltet. Demzufolge
legt RWE bereits bis 2030 rund
6.000 Megawatt Braunkohlekapazität still.
Ferner werden zwei der drei Tagebaue im
Rheinischen Revier früher geschlossen als
geplant, und der Hambacher Forst bleibt
erhalten. Die Entschädigung in Höhe von
2,6 Milliarden Euro, die in gleich großen
Raten über 15 Jahre zu zahlen ist, wird laut
Vertrag zur fristgerechten Deckung der Tagebaufolgekosten
genutzt. Dieser Betrag,
der noch unter dem Vorbehalt der europäischen
Beihilfeprüfung steht, liegt deutlich
unterhalb des für RWE tatsächlich entstehenden
Schadens, der bereits zuvor auf
rund 3,5 Milliarden Euro beziffert wurde.
Vertraglich wurde ferner geregelt, dass
RWE auf Rechtsmittel gegen den von der
Bundesregierung beschlossenen Ausstieg
aus der Braunkohle verzichtet.
Infolge der gesetzlichen und vertraglichen
Regelungen fallen bei RWE Power bis
Ende 2022 über 3.000 Stellen weg; bis
2030 werden es insgesamt etwa 6.000 Stellen
sein. Dass dies sozialverträglich geschieht,
stellen Regelungen zum Anpassungsgeld
und zum Ausgleich entstehender
Rentennachteile in der gesetzlichen
Rentenversicherung sowie der Tarifvertrag
„Kohleausstieg“ sicher.
Rolf Martin Schmitz unterstreicht: „Unsere
Kolleginnen und Kollegen haben es verdient,
dass jetzt Klarheit und Sicherheit
herrschen. Sie tragen auch unter den
schwierigen Bedingungen der Corona-Pandemie
zu einer sicheren Stromversorgung
bei. Gleichzeitig muss es jetzt darum gehen,
die Energiewende voranzubringen.
Das tut RWE mit voller Kraft.“
LL
www.rwe.com (211110916)
RWE unterstützt ausdrücklich die
CO 2 -Reduktionsziele der
Niederlande
• RWE Generation erläuterte dem
Parlamentsausschuss für Wirtschaft und
Klimapolitik in Den Haag die Gründe
für das Schiedsgerichtsverfahren gegen
die Niederlande beim International
Centre for Settlement of Investment
Disputes in Washington
(rwe) „RWE unterstützt ausdrücklich die
Energiewende in den Niederlanden und
Maßnahmen zur CO 2 -Reduktion. Den vom
Parlament beschlossenen Kohleausstieg
stellen wir keinesfalls in Frage. Wir halten
es allerdings nicht für rechtens, dass das
38

VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
Gesetz für den damit verbundenen Eingriff
in das Eigentum der Unternehmen keine
Kompensation vorsieht. Deshalb haben wir
das Schiedsgerichtsverfahren gegen die
Niederlande beim International Centre for
Settlement of Investment Disputes eingereicht.
Wir sind weiter offen für Vorschläge
der Regierung. RWE steigt konsequent aus
der Kohle aus und investiert gleichzeitig
massiv in Erneuerbare Energien, Speicher
und Wasserstoff. Bis 2040 werden wir klimaneutral
sein.“ Roger Miesen, CEO von
RWE Generation
Anfang Februar hat RWE ein Schiedsgerichtsverfahren
gegen die Niederlande unter
dem Energiecharta-Vertrag beim International
Centre for Settlement of Investment
Disputes in Washington beantragt.
Vor dem niederländischen Parlamentsausschuss
für Wirtschaft und Klima hat Roger
Miesen, CEO der RWE Generation, heute
die Gründe für diesen Schritt erläutert:
2019 hat das Parlament ein Gesetz verabschiedet,
das den Einsatz von Kohle zur
Stromerzeugung ab spätestens 2030 verbietet.
Für diesen Eingriff in das Eigentum
der Unternehmen ist allerdings keine Kompensation
vorgesehen. Dagegen verwahrt
sich RWE und wird dies zeitnah auch vor
einem niederländischen Gericht geltend
machen.
2015 ist das Kraftwerk Eemshaven, das
auf Wunsch der damaligen niederländischen
Regierung errichtet wurde, in Betrieb
gegangen. Für die Anlage hat RWE
mehr als 3 Milliarden Euro investiert.
Durch das Kohleausstiegsgesetz und den
Umstand, dass Biomasse als Ersatzbrennstoff
ohne Fördermittel nicht wirtschaftlich
ist, wird RWE ab 2030 die Möglichkeit
für einen auskömmlichen Betrieb des
Kraftwerks genommen. Roger Miesen erklärte:
„Während des Gesetzgebungsverfahrens
haben wir mehrmals angeboten,
gemeinsam Lösungen zu finden, die sowohl
dem Staat als auch uns gerecht werden.
Bei entsprechenden Vorschlägen der
niederländischen Regierung sind wir dazu
weiter bereit.” In anderen Ländern, wie
zum Beispiel Deutschland, hat das Parlament
– auf Basis der Empfehlungen einer
unabhängigen, gesellschaftlich breit verankerten
Kommission – den betroffenen
Unternehmen Kompensationen gewährt.
Als eines der weltweit führenden Unternehmen
bei den Erneuerbaren Energien
investiert RWE massiv in Wind- und Solarprojekte,
um die Energiewende voranzutreiben.
Mit Investitionen in Höhe von 5
Milliarden Euro netto wird das Erneuerbaren-Portfolio
bis 2022 auf mehr als 13 Gigawatt
ausgeweitet. Außerdem engagiert
sich das Unternehmen in den Bereichen
Wasserstoff und Energiespeicher. Gleichzeitig
reduziert RWE konsequent ihre
CO 2 -Emissionen mit einem klaren Ziel: Klimaneutralität
bis 2040.
LL
www.rwe.com (211110916)
RWE: Offshore-Windpark Triton Knoll erzeugt ersten Strom
RWE: Offshore-Windpark Triton
Knoll erzeugt ersten Strom
• Einspeisung ins britische Stromnetz
dank erfolgreicher Inbetriebnahme des
parkeigenen Übertragungssystems
• Projekt trotz Corona-Pandemie voll im
Zeitplan
(rwe) „Triton Knoll hat den ersten Strom
termingerecht geliefert und das trotz der
Herausforderungen der Corona-Pandemie
– eine großartige Teamleistung. Ich danke
dem gesamten Projektteam und unseren
Partnerfirmen, dass wir diesen Meilenstein
im Projekt sicher und innerhalb des
Zeitplans erreicht haben. Das unterstreicht
unsere Expertise und Erfolgsbilanz, wenn
es darum geht, große Offshore-Windprojekte
zu realisieren. Ich bin sehr stolz darauf,
was wir als Team gemeinsam erreicht
haben. Wir sind auf einem sehr guten Weg,
die Inbetriebnahme der Turbinen 2021
fertigzustellen und Triton Knoll wie geplant
Anfang 2022 vollständig in Betrieb
zu nehmen.“ Sven Utermöhlen, Chief Operating
Officer Wind Offshore Global, RWE
Renewables
RWE hat mit der ersten Stromerzeugung
von Triton Knoll einen weiteren wichtigen
Meilenstein bei der Realisierung ihres
Offshore-Windprojets in der britischen
Nordsee erreicht. Nachdem die elektrische
Onshore- und Offshore-Infrastruktur bereits
pünktlich geliefert wurde, hat das von
RWE geführte Projektteam im Januar mit
der Installation der ersten von insgesamt
90 Turbinen begonnen. Mit dem erfolgreichen
Abschluss der Arbeiten für die Inbetriebnahme
des parkeigenen Übertragungssystems
liefert Triton Knoll nun den
ersten Strom ins britische Stromnetz.
Tom Glover, Chief Commercial Officer
RWE Renewables und RWE UK Country
Chair: „Die Inbetriebnahme von Triton
Knoll stärkt unsere Position als eines der
weltweit führenden Unternehmen im Bereich
Offshore-Wind. Damit unterstreichen
wir unser Engagement, beizutragen, dass
Großbritannien seine ambitionierten Ausbauziele
für Offshore-Wind von 40 Gigawatt
bis 2030 erreichen kann. Der heutige
Meilenstein ist das Ergebnis einer langjährigen
Zusammenarbeit mit unseren lokalen
und nationalen Partnerfirmen. Mit den
lokalen Gemeinden haben wir zudem gemeinsam
daran gearbeitet, dass auch diese
von unserem neuen Windpark profitieren.
Gleichzeitig investieren wir in die Grünstromversorgung
von mehr als 800.000
britischen Haushalten.“
Der Offshore-Windpark Triton Knoll befindet
sich rund 32 Kilometer vor der Küste
von Lincolnshire. Anteilseigener sind RWE
(59%), J-Power (25%) und Kansai Electric
Power (16%). RWE übernimmt im Auftrag
der Partner sowohl den Bau des Windparks
als auch den langfristigen Betrieb und dessen
Wartung. Das geplante Investitionsvolumen
beläuft sich auf insgesamt rund 2
Milliarden Britische Pfund.
Auf die erste Stromerzeugung folgt nun
die nächste Phase: fortlaufende Tests und
sukzessive Installation beziehungsweise
Inbetriebnahme der verbleibenden der insgesamt
90 Turbinen vom Typ Vestas V164-
9,5 MW. Alle Turbinen werden im Hafen
von Able Seaton in Teesside angeliefert
und für die Installation vorbereitet. Um die
entsprechenden Voraussetzungen dafür in
Teeside zu schaffen, wurde in den Ausbau
des Hafens investiert. Zudem werden in
Grimsby mehrere Millionen Britische
Pfund in eine neue Betriebsbasis für Triton
Knoll investiert. Der Betrieb des Offshore-Windparks
wird bis zu 70 neue, qualifizierte
Arbeitsplätze vor Ort schaffen.
Triton Knoll wird voraussichtlich im ersten
Quartal 2022 vollständig in Betrieb gehen
und über eine installierte Leistung von
857 Megawatt verfügen (Anteil RWE
39

Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
Salzburg AG: Datalake für Kraftwerk Diessbach
Technik im Kraftwerk Dießbach, Pumpe im Kraftwerk
pro-rata: 506 Megawatt). Rechnerisch
können dann mit dem dort erzeugten
Grünstrom über 800.000 britische Haushalte
pro Jahr versorgt werden. Triton
Knoll wird nach seiner Fertigstellung der
größte von RWE betriebene Offshore-Windpark
sein.
Neben Triton Knoll baut RWE ihr britisches
Offshore-Windportfolio kontinuierlich
aus: Auf der Doggerbank entwickelt
das Unternehmen das 1,4-Gigawatt-Projekt
Sofia, das weit fortgeschritten ist . Zudem
hat RWE für vier Erweiterungsprojekte
bereits mit der ersten Befragung von
Stakeholdern begonnen. Darüber hinaus
war RWE in der jüngsten Auktion der britischen
Crown Estate zur Vergabe neuer Gebiete
für die Entwicklung von Offshore-Windprojekten
erfolgreich und hat den
Zuschlag für zwei benachbarte Standorte,
ebenfalls auf der Doggerbank, mit einer
potenziellen Gesamtkapazität von 3 Gigawatt
erhalten.
Bis Ende 2022 will RWE ihr globales Erneuerbare-Energien-Portfolio
auf eine Kapazität
von mehr als 13 Gigawatt ausbauen
und wird dafür in den Jahren 2020 bis
2022 insgesamt 5 Milliarden Euro netto investieren.
Mit Partnern könnte sich das
Brutto-Investitionsvolumen auf bis zu 9
Milliarden Euro belaufen.
LL
www.rwe.com (211110917)
Salzburg AG: Datalake für
Kraftwerk Diessbach
• Salzburg AG setzt beim Monitoring auf
Cloud-Technologie
(s-ag) In bestehende Kraftwerke investieren,
um so ihre Kapazität zu erhöhen und
sie durch modernste Technik noch effizienter
und flexibler zu machen, das ist Teil der
Strategie der Salzburg AG. Auch bei der Instandhaltung
von Kraftwerken ist das Unternehmen
gerade dabei neue Wege in Richtung
digitale Revision zu gehen. Das Kraftwerk
Dießbach dient hier als Musterbeispiel
für die die Anwendung eines Datalakes, einer
Cloud, in der verschiedenste Messwerte
von Sensoren gesammelt werden.
Leistungsfähige Kraftwerke benötigen regelmäßige
Revisionen. Größere Wartungsarbeiten
finden rund alle sechs Jahre statt.
Die tägliche, wöchentliche und monatliche
Überwachung ist Aufgabe der Mitarbeiterinnen
und Mitarbeiter der einzelnen
Kraftwerksgruppen. Die Salzburg AG ist
aber gerade dabei diesen Prozess durch Digitalisierung
zu erleichtern. Mit Hilfe von
‚predictive maintenance‘, was so viel bedeutet
wie vorausschauende Instandhaltung,
will man den Revisionszeitpunkt optimal
gestalten können. Um diese vorausschauende
Revision noch zuverlässiger zu
machen, benötigt das System eine große
Menge an Daten von einzelnen Sensoren
des Kraftwerks. Hier kommt ein so genannter
Datalake in einer ,Azure Cloud‘ zum
Einsatz. Darin sammelt die Salzburg AG
alle verfügbaren Daten von Sensoren und
Leitsystemen.
3270 Sensoren für den Datalake
Im Kraftwerk Dießbach ist das System bereits
seit Oktober 2020 in Betrieb und hat
sich in den letzten Monaten gut bewährt.
Bisher speisen 3270 Sensoren des Kraftwerks
Daten in die ‚Azure Cloud‘ ein. So
konnte das System seither mehrere hundert
Millionen Aufzeichnungen registrieren
und auswerten. Um diese Fülle an Daten
zur Verfügung zu stellen, mussten einzelne
Leitsysteme des Kraftwerks in den
Datalake übertragen werden. Dazu rüstete
die Salzburg AG Hardware nach und führte
Softwareaktualisierungen an den Anlagen
vor Ort durch. Das Unternehmen entwickelte
für den Datalake eine einheitliche
Strukturierung der Daten, um diese so universell
wie möglich nutzbar zu machen.
Diese Technologie ist die Grundvoraussetzung
für eine tiefgreifende, strukturierte
und umfassende Datenanalytik von Kraftwerken.
Mit Hilfe des Datalake ist es nun
auch möglich in den Vollbetrieb der ‚predictive
maintenance‘ zu gehen.
Grundlage für weitere
Digitalisierungsmaßnahmen
Die in der Cloud gespeicherten Daten
können zukünftig nicht nur für ihre Ursprungsanwendung,
wie zum Beispiel zur
Steuerung der Anlagen, verwendet werden.
Die generierten Werte werden für viele
weitere Anwendungen verfügbar gemacht.
Der Datalake bietet also nicht nur
eine Basis für das Monitoring und die Visualisierung
von Kraftwerken, er ist auch
die Voraussetzung für weitere Digitalisierungsmaßnahmen.
Was mit dem Kraftwerk
Dießbach begonnen hat, wird bald
auch im Kraftwerk Wald Realität. Im 2.
Quartal 2021 wird die Azure Cloud auch
hier zum Einsatz kommen.
LL
www.salzburg-ag.at (211110919)
Solarenergie für Südeuropa
• STEAG SENS und KGAL bauen weitere
PV-Parks auf Sizilien und in Südspanien
(steag) Die Würzburger STEAG Solar Energy
Solutions GmbH (SENS) intensiviert die
Zusammenarbeit mit dem renommierten
Investor KGAL: Die Planungen für ein auf
Sizilien entstehendes Solarprojekt werden
noch einmal deutlich erweitert. Zugleich
entwickelt, plant und baut SENS für KGAL
zwei weitere Solarparks an Standorten
nahe den südspanischen Städten Granada
und Almeria.
Würde man all jene Solarmodule aneinander
reihen, die in Italien und Spanien
von der SENS bald installiert werden, so
könnte man die Strecke vom nordisizilianischen
Palermo bis nach Andalusien im Süden
Spaniens auf einer Straße von Modulen
zurücklegen. Insgesamt 3.520 Kilometer
Fußweg trennen die Projekte, die im
Auftrag der KGAL GmbH & Co. KG entstehen
werden. Das Großprojekt auf Sizilien
sollte ursprünglich eine Gesamtleistung
von 440 Megawatt umfassen. Zu dieser ohnehin
beachtlichen Kapazität kommen nun
jedoch noch einmal etwas mehr als 250
MWp hinzu. Die Erweiterung des Auftrags
wurde von Investor KGAL jetzt freigegeben,
so dass die Anlage künftig auf fast 700
MWp installierte Leistung kommen wird.
Erweitertes Sizilien-Projekt spart eine
halbe Million Tonnen CO 2 jährlich ein
„Dieses Leistungsvermögen entspricht in
etwa dem eines konventionellen Großkraftwerks.
Pro Jahr wird die Anlage mehr
als 1.400 Gigawattstunden (GWh) ins Netz
einspeisen“, berichtet SENS-Geschäftsführer
André Kremer. SENS beziehungsweise
das italienische Tochterunternehmen
SENS Italia fungiert im Auftrag der KGAL
in diesem Projekt als Projektentwickler,
EPC und Service-Dienstleister und festigt
40

VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
damit seine Position im italienischen
PV-Geschäft, das seit vielen Jahren ein
wichtiger Absatzmarkt für die PV-Experten
mit Hauptsitz in Würzburg (Unterfranken)
ist. „Wir schätzen die Zusammenarbeit mit
der KGAL auf allen Ebenen in besonderem
Maße. Pragmatisch, schnell und lösungsorientiert
– das passt einfach zu uns,“ so
André Kremer.
Der Baubeginn der ersten Teilabschnitte
ist für das dritte Quartal 2021 anvisiert,
derzeit laufen die Planungs- und Vorbereitungsmaßnahmen.
Egal ob Erdarbeiten,
Zulieferungen, Module oder Wechselrichter:
Es wird bei diesem Projekt definitiv in
großen Dimensionen gedacht. Gleiches gilt
auch für die Einsparung an CO 2 -Emissionen:
Gigantische 560.000 Tonnen des
schädlichen Treibhausgases wird die Anlage
künftig einsparen. Diese Ersparnis
reicht annähernd aus, um die durchschnittliche
Jahresemission an CO 2 zu kompensieren,
die bei den Starts und Landungen am
Flughafen München anfällt.
SENS und KGAL kooperieren
auch in Spanien
Doch damit nicht genug: Die erfolgreiche
und vertrauensvolle Zusammenarbeit von
SENS und KGAL mündet daneben in ein
weiteres gemeinsames Projekt in Südspanien.
An zwei Standorten nahe Granada
und Almeria entstehen in 2021 zwei weitere
Solarparks mit einer Gesamtleistung von
40 MWp. „Wir sind begeistert von der unkomplizierten
und engagierten Zusammenarbeit.
Gerade unter den aktuell erschwerten
Corona-Bedingungen hat sich
die SENS durch die hohe Lösungsorientierung
für weitere gemeinsame Projekte
empfohlen“, freut sich Matej Lednicky,
Head of Transaction Management bei der
KGAL.
Die Entwicklung und Umsetzung der beiden
Projekte liegt bei der landeseigenen
Tochtergesellschaft STEAG Solar Energy
Solutions Iberica mit Sitz in Madrid und
Sevilla. „Wie bei vergleichbaren Projekten
hat die SENS erneut ein Rundum-Sorglos-Paket,
von der Entwicklung bis zur
schlüsselfertigen Übergabe, für den Partner
KGAL geschnürt.“, so André Kremer.
Anschließend übernehme man den Betrieb
und die Wartung der Anlage. Die Parks in
der sonnenreichen Region werden jährlich
bis zu 84 Gigawattstunden (GWh) Grünstrom
produzieren.
Selbstgesteckte Ziele zum Greifen nah
Mit dem neuen Projekt in Spanien macht
SENS einen weiteren Schritt in Richtung
der Zielmarke von 500 MW installierter
Leistung auf dem spanischen Photovoltaikmarkt.
„Aufgrund der überdurchschnittlichen
Entwicklung der letzten Monate sind
wir deutlich früher als erwartet in dieser
Größenordnung angekommen und werden
unser Ziel daher erfreulicherweise deutlich
nach oben korrigieren können“, so André
Kremer über die ambitionierten Zukunftspläne
des Unternehmens, „bis 2023 werden
wir allein in Italien und Spanien aller
Voraussicht nach die 2 GWp-Marke überschreiten.“
LL
www.steag.com (211110928)
Grünes Wasserstoff-Projekt in
Duisburg-Walsum strebt IPCEI-
Förderung an
• thyssenkrupp und STEAG bewerben
sich mit dem Projekt „HydrOxy Hub
Walsum“ als „Important Project of
Common European Interest“
(steag) thyssenkrupp Steel Europe, thyssenkrupp
Uhde Chlorine Engineers und
STEAG planen zur Dekarbonisierung der
Stahlerzeugung am Standort Duisburg den
Bau und Betrieb einer Wasserstoffelektrolyse
mit 500 Megawatt (MW) Leistung.
Gemeinsam bemühen sich die Partner nun
um Anerkennung des Projekts als „Important
Project of Common European Interest“
(IPCEI) und eine damit verbundene Investitionsförderung
durch Bundes- und Landesmittel.
Mit der erklärten Absicht, mittels einer
Grünstrom-basierten Elektrolyse klimafreundlichen,
grünen Wasserstoff zur Dekarbonisierung
der Stahlproduktion von
thyssenkrupp am Standort Duisburg herzustellen,
erweist sich das Projekt „HydrOxy
Hub Walsum“ als wichtiger Impuls,
um basierend auf den in Duisburg gewonnenen
Erkenntnissen mittel- und langfristig
eine klimaneutrale Stahlproduktion in
ganz Europa in industriellem Maßstab zu
ermöglichen – und damit dauerhaft wettbewerbsfähig
zu erhalten. „In diesem Sinne
ist die geplante 500-MW-Elektrolyse am
größten Stahlstandort der EU in Duisburg
unstreitig ein wichtiges Projekt von gesamteuropäischem
Interesse – kurz: ein IPCEI“,
sagt Dr. Ralf Schiele, der in der Geschäftsführung
von STEAG die Bereiche Markt
und Technik verantwortet.
Auf Linie mit der deutschen und
europäischen Wasserstoffstrategie
Dass Wasserstoff aufgrund seiner vielfältigen
Einsatzmöglichkeiten eine wichtige
Rolle beim Gelingen der Energiewende
und der schrittweisen Dekarbonisierung
der Industrie oder auch Teilen des Mobilitätssektors
spielen wird, hat sich inzwischen
auch in detailliert ausgearbeiteten
Wasserstoffstrategien der Bundesregierung
und der Europäischen Union (EU)
niedergeschlagen.
Das von den Partnern thyssenkrupp und
STEAG entwickelte Projekt in Duisburg-Walsum
trägt dabei sowohl den Zielstellungen
der bundesdeutschen wie auch
der Wasserstoffstrategie der EU umfassend
Rechnung. Darüber hinaus trägt eine erfolgreiche
Umsetzung des Projekts unmittelbar
zum Erreichen der im Bundesklimaschutzgesetz
festgeschriebenen Ziele zur
schrittweisen Reduktion von Treibhausgasen
bei, indem künftig CO 2 -Emissionen in
erheblichem Umfang und dauerhaft vermieden
werden können.
IPCEI-Förderung als ein wesentlicher
Baustein für eine Investitionsentscheidung
„Das Projekt „HydrOxy Hub Walsum“
weist eine hohe Übereinstimmung mit den
politisch definierten Zielsetzungen zur klimafreundlichen
Umgestaltung der europäischen
Volkswirtschaften auf. Daher sehen
wir dem Bewerbungsverfahren optimistisch
entgegen“, so Ralf Schiele. Insofern
käme eine Bezuschlagung des Projekts im
Rahmen des IPCEI-Auswahlverfahrens einem
ersten, aber wesentlichen Baustein für
eine spätere Investitionsentscheidung
gleich.
„Die mögliche Einstufung des Vorhabens
als förderfähiges IPCEI-Projekt würde
nicht nur dessen gesamtgesellschaftliche
Relevanz, sondern auch eine wichtige politische
Rückendeckung dokumentieren, die
wiederum ein Signal für private Investoren
sein kann, dieses industrie- und energiepolitische
Schlüsselprojekt realisieren zu helfen“,
erinnert Kevin Galle, Projektleiter
„HydrOxy Hub Walsum“ bei STEAG daran,
dass die Projektpartner grundsätzlich offen
für das Engagement weiterer Kapitalgeber
sind.
Projektrealisierung hängt nicht von einer
IPCEI-Förderung alleine ab
Dennoch ist die Realisierung des Projekts
nicht allein an eine Förderung als IPCEI geknüpft,
im Gegenteil. „Losgelöst vom Ausgang
des Verfahrens treiben die Projektpartner
die Machbarkeitsstudie zum Projekt
weiter zügig voran. Diese ist die
Grundlage für die rasche Realisierung eines
Leuchtturmprojekts der Energie- und
Industriewende und sichert so qualifizierte
Industriearbeitsplätze“, so Kevin Galle.
Ideale Lage ermöglicht
zeitnahe Realisierung
Das Projekt „HydrOxy Hub Walsum“ besticht
zudem durch die räumliche Nähe
von Erzeugung und Verbrauch des grünen
Wasserstoffs. Daher ist es nicht auf den
Aufbau eines eigens für den Transport von
Wasserstoff ausgelegten Leitungsnetzes
angewiesen und kann somit schnell realisiert
werden. Geplant ist aktuell, dass die
Elektrolyse bereits ab 2025 ans Netz geht
und grünen Wasserstoff produziert. Wegen
dieser zusätzlich begünstigenden Umstände,
ist das Projekt prädestiniert, an der
Schnittstelle zwischen industrieller Produktion
und urbanem Lebensraum ein wesentliches
Rückgrat der zukünftigen Wasserstoffwirtschaft
in Deutschland und der
EU zu sein.
LL
www.steag.com (211110929)
41

Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
Wärme der AVA Velsen wird
zügig erschlossen
• Rohrleitungsarbeiten starten früher als
ursprünglich geplant
• Projekt liegt vor der Zeit
(steag) Im Sommer 2020 starteten die
STEAG New Energies GmbH und der Entsorgungsverband
Saar (EVS) ein gemeinsames
Projekt: Die Abfallverwertungsanlage
(AVA) Velsen wird so umgerüstet, dass
sie künftig nicht nur Strom, sondern auch
Wärme produziert, die in die Fernwärmeschiene
Saar eingespeist wird. Nun startet
der Rohrleitungsbau.
Nachdem zwischenzeitlich alle genehmigungsrechtlichen
Voraussetzungen vorliegen,
beginnt in Kürze die Verlegung der
etwas mehr als sechs Kilometer langen Anschlussleitung,
über die in Zukunft jährlich
rund 170.000 Megawattstunden (MWh)
an klimafreundlicher Wärme ins Fernwärmenetz
eingespeist werden.
Projekt sichert Fernwärme an der Saar
langfristig ab
Mit der Wärmeerschließung der AVA Velsen
treibt STEAG die Neuausrichtung des
Unternehmens hin zu ressourcenschonenderen
und damit umweltverträglicheren
Energieträgern und Wärmequellen weiter
voran. „Wir sorgen damit zugleich für den
Fall vor, dass das Steinkohlekraftwerk am
Standort Völklingen-Fenne in absehbarer
Zeit im Zuge des gesetzlich geregelten,
schrittweisen Kohleausstiegs stillgelegt
wird“, so Thomas Billotet, Sprecher der Geschäftsführung
der STEAG New Energies
GmbH mit Sitz in Saarbrücken.
Insofern sei das Projekt ein wichtiger Bestandteil
eines ganzen Maßnahmenbündels,
mit dem STEAG dafür sorge, die Fernwärmeversorgung
an der Saar langfristig
zu sichern und klimafreundlich aufzustellen.
Jüngst erst hatte STEAG eine innovative
Wärmelösung am Standort der ehemaligen
Grube Camphausen vorgestellt, bei der
Abwärme aus Grubenwasser gewonnen
und für die Fernwärmeversorgung nutzbar
gemacht wird.
Klimafreundliche Wärme aus Velsen
ab Herbst 2022
Parallel zum Rohrleitungsbau beginnen
auch die Arbeiten an der Turbine in der
AVA Velsen selbst. „Sofern es mit dem Projekt
weiterhin so gut vorangeht, wird die
Erschließung der Wärmeerzeugung der
AVA Velsen planmäßig bis zum Beginn der
Heizperiode im Herbst 2022 gelingen“, so
Florian Eder, der das Projekt bei STEAG
New Energies betreut.
Fernwärme mit deutlichem CO 2 -Vorteil
Dabei profitieren von der in Velsen nach
dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung
erzeugten Wärme nicht nur Umwelt und
Klima, sondern auch die Kunden von
STEAG bzw. des Fernwärmeverbundes
Saar (FVS). „Bislang lagen die CO 2 -Emissionen
für eine Kilowattstunde (kWh) Fernwärme
bei etwa 135 Gramm. Verglichen
mit einer Gas- oder Ölheizung, die etwa
200 bzw. sogar mehr als 260 Gramm freisetzen,
war schon dieser Wert deutlich
niedriger. Dank des hohen regenerativen
Anteils der künftig von der AVA Velsen gelieferten
170.000 Megawattstunden Wärme
wird sich dieser Wert noch einmal spürbar
verbessern“, erläutert Florian Eder.
Wegen der seit Januar 2021 geltenden
CO 2 -Abgabe bedeutet die weitere Absenkung
der CO 2 -Emissionen auch eine Kostenersparnis
für die Bezieher der klimafreundlichen
Fernwärme.
LL
www.steag.com (211110937)
Startschuss für die
Trianel Wind und Solar
• Gemeinsam mit rund 20 Stadtwerken
investiert Trianel in den Erneuerbaren-
Ausbau
(trianel) „Mit der neuen Projektgesellschaft
Trianel Wind und Solar GmbH & Co.
KG setzen Trianel und alle beteiligten
Stadtwerke ein weiteres Zeichen für den
kommunalen Ausbau der erneuerbaren
Energien und betonen ihr Engagement für
einen nachhaltigen Umbau der Energieversorgung“,
stellt Sven Becker, Sprecher der
Geschäftsführung der Stadtwerke-Kooperation
Trianel anlässlich der Gründung der
Erneuerbaren-Gesellschaft fest.
Die Trianel Wind und Solar (TWS) ist
bereits die fünfte von Trianel initiierte
rein kommunale Projektgesellschaft, um
den Ausbau der Erneuerbaren deutschlandweit
voranzutreiben. Trianel ist der
Projektentwickler für die TWS und mit
zwei Prozent an der neuen Gesellschaft
beteiligt. „Die TWS knüpft an die erfolgreiche
Zusammenarbeit mit Stadtwerken
in der Trianel Onshore Windkraftwerke,
der Trianel Erneuerbare Energien sowie
der Trianel Windpark Borkum und Trianel
Windpark Borkum II an und erweitert das
kommunale Gesamtportfolio um weitere
340 MW auf über 1.000 MW Produktionskapazität
erneuerbarer Energien“, so
Sven Becker weiter. „Das ist eine starke
kommunale Leistung, die uns bestärkt
auch in Zukunft gemeinsam neue klimaschonende
und profitable Projekte umzusetzen“,
betont Sven Becker.
Der offizielle Startschuss für die neue Gesellschaft
erfolgt am 1. Dezember 2020 mit
der digitalen Gründungsveranstaltung. Zu
Jahresbeginn 2021 geht die TWS an den
operativen Start und wird sukzessive Projekte
aus der Trianel Projektentwicklung
übernehmen. „Wir haben uns in den nächsten
zehn Jahren viel vorgenommen. Bis
2030 werden mit der TWS über eine halbe
Milliarde Euro investiert“, erläutert Sven
Becker.
Neben Trianel sind an der TWS rund 20
Stadtwerke beteiligt: Allgäuer Überlandwerk
GmbH, Energie- und Wasserversorgung
Bonn/ Rhein-Sieg GmbH, Energieund
Wasserversorgung Rheine GmbH,
ENNI Energie & Umwelt Niederrhein
GmbH, Gemeindewerke Steinhagen
GmbH. GSW Gemeinschaftsstadtwerke
GmbH Kamen Bönen Bergkamen. Hertener
Energiehandelsgesellschaft mbH,
Stadtwerke Aalen, Stadtwerke Bochum
Holding GmbH, Stadtwerke Detmold
GmbH, Stadtwerke Energie Jena-Pößneck
GmbH, Stadtwerke Georgsmarienhütte
GmbH , Stadtwerke Gronau GmbH, Stadtwerke
Hamm GmbH, Stadtwerke Heidelberg
Energie GmbH, Stadtwerke Herford
GmbH, Stadtwerke Herne AG, Stadtwerke
Mosbach GmbH, Stadtwerke Solingen
GmbH.
LL
www.trianel.com (211110943)
Uniper and Port of Rotterdam
Authority start feasibility study for
green hydrogen plant at
Maasvlakte
(uniper) Uniper and the Port of Rotterdam
Authority are investigating the possibilities
of large-scale production of green hydrogen
at the Maasvlakte area in Rotterdam.
The parties have the ambition to realise a
hydrogen plant on the site of Uniper by
2025 with a capacity of 100 MW and to expand
this capacity to 500 MW. The feasibility
study will be completed this summer.
Andreas Schierenbeck, CEO of Uniper:
“Our location at Maasvlakte is the perfect
place for large-scale production of green
hydrogen. This is where everything comes
together: large amounts of renewable energy,
the required infrastructure, and industrial
customers. A better place for green
hydrogen production is hardly imaginable.”
In the production of green hydrogen, renewable
energy is used to split water into
hydrogen and oxygen. This process is
called electrolysis. Maasvlakte is an ideal
location for the production of green hydrogen.
Renewable electricity from offshore
wind farms will come ashore here, and various
relevant facilities are already available
on the Uniper site.
After the successful prequalification for
the EU IPCEI (Important Projects of Common
European Interest) programme, the
conceptual design and the technical dimensions
of the new hydrogen plant will
be developed in the next few months. The
potential market for sustainable hydrogen,
both in the Rotterdam port area and in Germany,
will be looked into. In due course,
supply to major industrial complexes in
North Rhine-Westphalia will also be possible
through pipelines. The project team is
also looking at options for import, storage,
and export at Maasvlakte.
LL
www.uniper.energy (211110946)
42

VGB PowerTech 3 l 2021
Members´News
VERBUND Hydro Consulting:
Beratungsauftrag für ein
Pumpspeicherkraftwerk in Israel
(verbund) Unter dem Label VERBUND Hydro
Consulting bietet Österreichs größtes
Stromunternehmen nachhaltige Beratungsleistungen
im Bereich der Wasserkraft auch
für Drittkunden an. Der jüngste Auftrag umfasst
die Begleitung der Detailplanung und
Montage sowie die Unterstützung beim Betrieb
eines kurz vor dem Bau stehenden
Pumpspeicherkraftwerks in Israel.
Am 11. Februar 2021 erfolgte mit dem Financial
Closing der finanzierenden Banken
der offizielle Startschuss für das 156 Megawatt
Pumpspeicherkraftwerk Manara Cliff
im Norden Israels. Mit einem Investitionsvolumen
von umgerechnet 390 Mio. € liefert
die israelische Firma Ellomay Pumped
Storage Ltd einen wichtigen Baustein für
eine erneuerbare Energiezukunft im Land.
Der Baustart erfolgt im ersten Halbjahr
2021, ab 2026 soll das hochflexible Pumpspeicherkraftwerk
den Betrieb aufnehmen.
Für die Konzeption und Durchführung der
effizienten Betriebsführung ist ein erfahrenes
Konsortium, bestehend aus VERBUND,
Voith Hydro und dem staatlichen israelischen
Wasserversorger Merkorot, zuständig.
Im Rahmen einer internationalen Ausschreibung
wurde das Konsortium als Bestbieter
ausgewählt, wobei hier besonders die
umfassende Wasserkrafterfahrung von
VERBUND, insbesondere bei der Errichtung
und beim Betrieb von großen Pumpspeicherkraftwerken,
entscheiden war.
Der mehrjährige Beratungsumfang von
VERBUND umfasst neben der bauherrnseitigen
Begleitung der Montage und Inbetriebnahme
auch den Aufbau und die Einschulung
der Betriebsmannschaft und die
Erstellung von Wartungs- und Instandhaltungsabläufen.
Pumpspeicherkraftwerk Manara Cliff
Das Pumpspeicherkraftwerk Manara Cliff
wird im Norden Israels, in der Nähe der
Stadt Kiryat-Shmona, gebaut und ist Teil
eines landesweiten Energiespeicher- und
Flexibilitätssystems, welches als Ergänzung
zum massiven Ausbau von Windkraft
und Photovoltaik für eine erneuerbare
Energiezukunft in Israel in Umsetzung ist.
In dem unterirdischen Kavernen-Kraftwerk
wird Wasser in Zeiten von zu viel
Wind- und PV-Erzeugung über eine 156
MW starke Pumpturbine von einem Unterin
ein Oberbecken hochgepumpt bzw. in
Zeiten eines Strombedarfs dann zur Stromerzeugung
genutzt. Damit dient die Anlage
zur Systemstabilisierung für das staatliche
Energieversorgungsunternehmen Israel
Electric Corporation Ltd.
LL
www.verbund.com/
hydro-consulting (211120803)
VERBUND: Für Wasserkraft
und Artenschutz
(verbund) Mit einer oftmals einzigartigen
Artenvielfalt rund um die VERBUND-Wasserkraftwerke
stellt die Natur dem Unternehmen
selbst ein hervorragendes Zeugnis
aus. Flächen im Ausmaß von 4.000 ha wurden
nach Kraftwerkserrichtung unter Naturschutz
gestellt. Und VERBUND investiert
bis 2028 mit rund 280 Mio. Euro noch
weiter in die Verbesserung des Miteinanders
von Wasserkraft, Natur und Umwelt.
„Wasserkraft ist die effizienteste und zuverlässigste
Form der erneuerbaren Stromgewinnung“,
betont VERBUND-CEO Michael
Strugl den Stellenwert der Wasserkraft
für die Energiewende. Zwar stellen
die technischen Bauwerke unbestritten
Eingriffe in die Natur dar, allerdings wurden
die Gewässer in Österreich schon lange
vor der Wasserkraft im Zuge der Besiedelung
und etwa für den Schiffstransport
modifiziert. Auch hier, betont Strugl, hat
die Wasserkraft positive Stärken: „Mittlerweile
sind die VERBUND-Wasserkraftwerke
eine der treibenden Kräfte hinter der
ökologischen Aufwertung der heimischen
Gewässer und damit Unterstützer der Artenvielfalt.
Die gelebte nachhaltige Nutzung
der Wasserkraft bedeutet, für Mensch
und Umwelt einen Mehrwert zu schaffen.
Mit einer oftmals einzigartigen Artenvielfalt
rund um die VERBUND-Wasserkraftwerke
stellt die Natur dem Unternehmen
selbst ein hervorragendes Zeugnis aus.“
Artenvielfalt an der Donau steigt
An der Donau hat VERBUND die Federführung
für Renaturierungsprojekte von
europäischer Dimension übernommen.
Mit Unterstützung der europäische Kommission,
dem Bundesministerium für
Landwirtschaft, Regionen und Tourismus,
den Landesregierungen von Ober- und Niederösterreich
und den Landesfischereiverbänden
gelangen in den vergangenen Jahren
spektakuläre Erfolge.
Von den umfangreichen ökologischen
Projekten entlang der Donau profitierten
eine Vielzahl an Pflanzen und Tieren, insbesondere
die Leitfischarten Huchen und
Nasen ebenso wie seltene Amphibien und
Insekten. Als leuchtende Beispiele entstand
unter anderem die neue Traisenmündung
bei Altenwörth (NÖ) oder Europas
längste Fischwanderhilfe in Ottensheim-Wilhering
(OÖ). Untersuchungen
nach der Fertigstellung zeigen die enorme
Entwicklung von Menge und Artenvielfalt.
So wurden etwa 52 der 60 bekannten
Fisch-Arten bereits nachgewiesen..
Ziel von VERBUND ist nicht einfach die
reine Erfüllung gesetzlicher Vorgaben, sondern
eine Koalition aller Beteiligten für
großflächige Maßnahmen, die weit über
das eigentliche Projektgebiet ausstrahlen.
Die dafür bereit gestellten hohen Investitionen
schaffen ökologischen Mehrwert für
kommende Generationen. Weitere Projekte
mit EU-Beteiligung sind bereits eingereicht.
Lebensraum am bayerischoberösterreichischen
Inn
Der Inn, über weite Strecken Grenzfluss
zwischen Bayern und Österreich, zeigt
ebenfalls deutlich, wie der Mensch in den
vergangenen Jahrhunderten Flüsse verändert
hat. Ähnlich wie die Salzach ist auch
der Grenz-Inn stark davon geprägt, dass
neben der Landgewinnung, dem Hochwasserschutz
und der Schiffbarkeit vor allem
der Wunsch nach definierten, unveränderlichen
Grenzverläufen Anlass für flussbauliche
Veränderungen war.
Zugleich ist die Flussstrecke am Unteren
Inn aber Musterbeispiel für die Möglichkeit,
dass die Wasserkraft starke positive
Akzente für neue Lebensräume setzen
kann. Bekanntes Beispiel ist das bayerisch-oberösterreichische
Umweltschutzgebiet
im Umfeld von vier großen Innkraftwerken,
das sich innerhalb eines guten
halben Jahrhunderts zu einem Naturraum
von weltweiter Geltung entwickelt hat. Im
Europareservat Unterer Inn entstanden
große Flachwasserzonen und einzigartige
Auwald-Inseln – neue Lebensräume für
eine Vielzahl an einzigartige Pflanzen und
Tieren.
VERBUND arbeitet kontinuierlich weiter,
um ökologische Akzente zu setzen. So ist es
z. B. beim Kraftwerk Ering-Frauenstein gelungen,
durch eine großflächige, strukturierte
Gestaltung der Fischwanderhilfe auf
rund 2,6 km Länge Lebensräume (wieder)
zu erschaffen und an den Inn anzubinden.
Damit wird die substanzielle Wirkung auf
die Artenvielfalt am und im Hauptfluss neu
entfaltet.
Zudem ist VERBUND Partner des Interreg-Projektes
„Innsieme“, das sich unter
Federführung des WWF dem Artenschutz
und der Umweltbildung am Inn von der
Quelle bis zur Mündung widmet. Mit dem
Ende 2020 gestarteten EU-geförderten
Projekt „LIFE Riversacpe Lower Inn“ werden
sich VERBUND und die Projektpartnerinnen
und –Partner der Attraktiverung
der Flusslandschaft des Unteren Inn annehmen.
Alleine in die ökologische Aufwertung
des Lebensraums Inn in Bayern und an der
Grenzstrecke zwischen Bayern und Österreich
investiert VERBUND bis 2027 rund
80 Mio. Euro.
LL
www.verbund.at (211110952)
43

Members´News VGB PowerTech 3 l 2021
Ankündigung
VGB-Fachtagung „Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb
2021“
11. und 12. November 2021 | Dorint Hotel, Potsdam
Die VGB-Fachtagung „Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb 2021“ – mit
begleitender Fachausstellung – findet am 11./12. November 2021 im Dorint
Hotel in Potsdam statt.
Die sich im Kontext mit der Energiewende in kurzen Zeiträumen verändernden
Anforderungen im Strom- und Wärmemarkt sowie im öffentlichen Gastransportnetz
erfordern für den wirtschaftlichen, sicheren und umweltverträglichen
Betrieb von Gasturbinenanlagen eine rechtzeitige Anpassung operativer und
anlagentechnischer Konzepte.
Im Zweijahresrhythmus werden mit Gasturbinen befasste Fachleute der Betreiber,
Hersteller, Planer, Verbände, Versicherer, F&E-Zentren, Behörden und
in korrespondierenden Geschäftsbereichen vom VGB PowerTech e.V. dazu
eingeladen, durch Vorträge und umfassende Diskussion aktueller Fragen zur
Gasturbine und dem Gasturbinenbetrieb den Erfahrungs-, Erkenntnis- und
Gedankenaustausch zu intensivieren.
In einem breit gefächerten Themenportfolio werden wir uns aktuellen Fragen
aus dem Betrieb von Altanalgen, Bestandsanlagen und Neuanlagen sowie der
Planung neuer Gasturbinenanlagen und innovativen R&D-Projekten der gasturbinenbasierten
Energietechnik zuwenden.
Für das vorgesehene Vortragsportfolio bitten wir Sie, uns freundlicherweise zu
folgenden Themen Ihre Präsentationsvorschläge mit kurzgefasstem Abstract
zeitnah zu unterbreiten:
ı Energie- und Umweltpolitische Rahmenbedingungen für Gasturbinenanlagen,
u. a.
ELV-Anforderungen aus der Novelle der 13.BImSchV; KWK Gesetz; Anforderungen
aus dem Netzausbau; Gasturbinenbasierte Speicherkonzepte
ı Maßnahmen zur Flexibilitätssteigerung und deren Konsequenzen, u. a.
Absenkung der Mindestlast unter Einhaltung von Emissionsgrenzwerten;
Erhöhung der Lastgradienten; Brennstoff-Flexibilität, Einsatz von Wasserstoff,
Syngas, DME aus „Power to Gas“; Vermarktung von Alt- und Bestandsanlagen;
Einfluss vermehrter instationärer Beanspruchung der Gasturbine
auf Lebensdauer und Schadenhäufigkeit
ı Instandhaltung und Modernisierung, u. a.
Entstehung und Umgang mit Cr VI-Belägen auf Gasturbinenkomponenten;
Konzepte für flexiblere und längere Inspektions-/Revisionsintervalle, EOH-
Algorithmen; LTE- und Upgrade-Konzepte
ı Innovative Technologien und neue Produkte, u. a.
Kühltechniken und Werkstoffe für den Heißgaspfad; Brenner- und Brennkammerkonzepte
für die Emissionsminderung und H2-Mitverbrennung; Projekt-
und Betriebserfahrungen mit Gasturbinenanlagen; Additive Manufacturing
(3D-Druck) und Selective Laser Melting für Neufertigung und Refurbishment;
Konzepte der Digitalisierung für Betrieb und Instandhaltung von
Gasturbinen-Anlagen
Reichen Sie Vorschläge von Themen und Vortragenden per Onlineformular ein
unter:
https://www.vgb.org/gasturbinen_gasturbinenbetrieb_21_cfp.html
Einsendeschluss ist der 31. Mai 2021!
Um unseren hohen qualitativen Ansprüchen gerecht zu werden, bitten wir Sie
Verständnis dafür zu haben, dass Präsentationen mit verdecktem Marketing
und betonter Produktpräsentation keine Berücksichtigung finden können.
In der Fachausstellung erwarten Sie Spezialisten der zahlreich vertretenen
Firmen der Gasturbinenbranche zu Standgesprächen.
Ihre Ansprechpartnerin
Diana Ringhoff (Fachtagung)
E-Mail
vgb-gasturb@vgb.org
Telefon
+49 201 8128-232
Konferenzsprachen
Deutsch und Englisch
Simultanübersetzung ist vorgesehen
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Deutschland
Neuer Termin
in 2021!
44
Wir bitten ebenfalls um Mitteilung, falls Sie
an einer Teilnahme als Aussteller interessiert sind:
Ihre Ansprechpartnerin: Angela Langen
E-Mail: angela.langen@vgb.org
Tel.: +49 201 8128-310
VGB PowerTech
Service GmbH
Deilbachtal 173
45257 Essen
Deutschland

VGB PowerTech 3 l 2021
Announcement
VGB Conference „Gas Turbines and Operation of
Gas Turbines 2021“
11 and 12 November 2021 | Dorint Hotel, Potsdam/Germany
The VGB Conference "Gas Turbines and Operation of Gas Turbines 2021"
– with accompanying technical exhibition – takes place at the Dorint Hotel in
Potsdam/Germany on 11/12 November 2021.
In the context of the energy transition in a short period of time, the changing
requirements in electricity and heat market and the public gas transport network
require the timely adjustment of operational and plant engineering concepts
for economical, safe and environmentally operation of gas turbines.
In two-year intervals gas turbine experts from operators, manufacturers, planning
offices, associations, insurance companies, R&D centers, authorities and
corresponding business areas of VGB PowerTech e.V. are invited by VGB
PowerTech e.V. for intensifying the exchange of experience, findings and ideas
by lectures and comprehensive discussions in the area of gas turbines and
the gas turbine operation.
In a wide range of topics, we will address current issues from the operation of
old plants, existing plants and new plants, as well as the planning of new gas
turbine plants and innovative R&D projects in gas turbine-based energy technology.
For the provided topic portfolio we kindly ask you to submit your proposals for
presentations as short description in a reasonable time:
ı
ı
ı
ı
Energy and environmental policy framework conditions for gas turbine
plants, among other topics
ELV requirements from the amendment to the 13.BImSchV; CHP law; Requirements
from grid expansion; Gas turbine based storage concepts
Measures for increasing the effectiveness and its consequences,
among others topics
Reduction of the minimum load by compliance of the emission limit values;
Increase of the load gradient; Fuel flexibility, e.g. hydrogen, syngas, DME
from “power to gas”; Marketing of old plants and existing plants; Impact of
increased transient loads of the gas turbine on lifetime and frequency of
claims
Maintenance and modernization, among other topics
Creation and handling of Cr VI linings on gas turbine components; Concepts
for more flexible and longer revision intervals, EOH algorithms; LTE and upgrade
concepts
Innovative technology and new products, among other things
Cooling technologies and materials for the hot gas path; Burner and combustion
chamber concepts for emission reduction and H2 co-incineration;
Combustion chamber bypass as innovative concept for increase of flexibility;
Operational and project experiences with gas turbine plants; Additive
manufacturing (3D-printing) and Selective Laser Melting for new production
and refurbishment; Concepts of digitalization for operation and maintenance
of gas turbine plants
You are kindly ask to submit proposals for lectures and speakers online:
https://www.vgb.org/en/gasturbinen_gasturbinenbetrieb_21_cfp.html
The deadline for submission is 31 May 2021!
To fulfill our high quality standards, please do understand that presentations
with concealed marketing and emphasized product presentation cannot find
consideration.
In the exhibition, specialists from the numerous companies represented in the
gas turbine industry will be waiting to talk to you.
Members´News
Your Contact
Diana Ringhoff (Conference)
E-mail
vgb-gasturb@vgb.org
Phone
+49 201 8128-232
Conference language
German and English
simultaneous translation is forseen
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
We also ask you to let us know if you are interested
in participating as an exhibitor:
Your Contact: Angela Langen
E-mail:
angela.langen@vgb.org
Phone: +49 201 8128-310
VGB PowerTech
Service GmbH
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
New date
in 2021!
45

Relaxation effects in high temperature piping systems VGB PowerTech 3 l 2021
A method for the consideration of
relaxation effects in the assessment of
stresses and bearing loads of high
temperature piping systems
Thomas Schmidt
Kurzfassung
Verfahren für die Ermittlung von
Relaxationseffekten bei der Bewertung
von Spannungen und Stützlasten von
Hochtemperatur-Rohrleitungssystemen
Die kontinuierliche Überwachung von Rohrleitungs-
und Halterungssystemen moderner Kohlekraftwerke
ist essentiell, da aufgrund hoher
Dampfparameter Kriechermüdung und Spannungsrelaxation
infolge von Kriechdeformationen
eine wichtige Rolle spielen (z.B. hinsichtlich
der Rohrspannung) und die Spannungsreserven
gering sind. Zudem sind die Rohrleitungskomponenten
durch eine erhöhte Anzahl an
An- und Abfahrvorgängen zunehmend Wechselerschöpfung
ausgesetzt. Aus diesem Grund muss
für die kritischsten Bauteile eine kontinuierliche
Bewertung der Zeitstand- und Wechselerschöpfungsgrade
erfolgen. Dafür muss u.a. geprüft
werden, ob die Rohrleitung im zulässigen Spannungsbereich
betrieben wird. Letzteres stellt
eine gewisse Herausforderung dar, da das Rohrleitungssystem
während des Betriebes Relaxationseffekten
unterworfen ist. Gemäß den gängigen
Berechnungsrichtlinien wird angenommen,
dass diese während des Betriebes zu einer gleichmäßigen
Absenkung der Rohrleitungsspannungen
über der Zeit führen. Während des Betriebes
durchgeführte Kraftmessungen an starren Unterstützungen
zeigen hingegen, dass die Relaxation
ungleichmäßig über das Rohrleitungssystem
erfolgt und demnach an manchen Stellen
auch eine Lasterhöhung zur Folge haben kann.
Daher wird in diesem Beitrag eine Methode vorgestellt,
mit der Relaxationseffekte in einer
Rohrstatikanalyse auf Basis gemessener Unterstützungskräfte
während des Betriebes berücksichtigt
werden können.
l
Author
Dr.-Ing. Thomas Schmidt
Affiliation, where work has been conducted:
MMEC Mannesmann GmbH
(former Technip Germany GmbH)
Department Consulting/
Technical Calculations
Düsseldorf, Germany
Current affiliation:
SMS group GmbH
R&D Division
Düsseldorf, Germany
Continuous monitoring of the piping and
hanger systems of modern coal-fired power
plants is essential. Because of high steam parameters
creep exhaustion as well as stress
relaxation due to creep deformation play
crucial roles (e.g. with respect to the pipe
stresses) and the stress reserves are low. An
increased number of start-ups and shutdowns
moreover evokes low cycle fatigue of
the piping components. Thus, continuous assessment
of the degrees of exhaustion due to
creep damage and low cycle fatigue has to be
performed for the most critical parts. Therefore,
among other things it must be checked,
whether the pipe stresses are in an admissible
range. This is quite challenging, since during
operation the piping system is subjected to
relaxation effects. According to calculation
standards it is assumed, that these effects
uniformly lower the operating stresses
throughout the pipe over time. Actual operational
measurements of rigid support forces
show however, that the relaxation is nonuniform
throughout the pipe and may thus
at some locations even increase the load.
Therefore, this contribution provides a method
of how these relaxation effects can be reflected
in a pipe statics analysis, based on
actual measurements during operation.
1 Introduction
Modern coal-fired power plants are operated
at high steam parameters, in order to
increase the degree of efficiency, which is
accompanied by increased requirements
on the power plant’s piping and hanger systems.
In detail, live steam lines and hot reheat
lines are operated at temperatures
around 600 °C and pressures up to 300 bar.
Usually, therefor the highly-alloyed ferritic-martensitic
steel X10CrWMoVNb9-2 is
applied, which is e.g. characterized by
higher heat transfer and lower thermal expansion
coefficients as compared to austenitic
steels. At such high temperatures e.g.
creep exhaustion as well as stress relaxation
due to creep deformation play crucial
roles during operation time and the creep
strength is rather low, which results in low
stress reserves. On the other hand, the high
pressures require thick-walled components
leading to a high weight of the piping systems.
The latter fact together with the thermal
expansions of the piping put high demands
on the power plant’s hanger system.
Moreover, especially in Germany an increased
number of start-ups and shutdowns
can be expected in the future associated
with the energy turnaround. Therefore,
also contributions to the degree of
exhaustion through low cycle fatigue become
more relevant, which are more critical
for thick-walled components, since
higher thermal stresses are induced due to
higher wall temperature gradients. Respecting
the above considerations, a continuous
monitoring of the actual piping
behavior (as also recommended by the
VGB [1]) is advantageous, in order to
maintain the operation reliability, establish
maintenance and inspection intervals and
ensure a safe long-term operation. Different
monitoring systems (see e.g. [2], [3],
[4], [5]) are available, which besides the
measurements of temperatures and pressures
involve displacement measurements
at constant hangers as well as force measurements
at rigid supports of the piping
system. By means of the measured temperatures
and pressures a lifetime calculation
according to the TRD directives 301/508
[6], [7] or the more recent DIN EN 12952
[8] is conducted for selected thick-walled
piping components based on the Tresca
equivalent stress. This procedure is justified
whenever the Tresca equivalent stress
is not affected by system loads. The verification
of this boundary condition can be
attained through the monitoring of the
piping system. In advance, usually pipe
statics analyses of the as-build pipe geometry
(including correct weights, constant
hanger loads, etc.) are carried out by the
pipe constructor with help of the CAE software
ROHR2 [9]. Thereby, different load
scenarios as e.g. cold piping conditions and
several variants (with respect to friction,
hanger incline, etc.) for hot piping conditions
are investigated in terms of pipe displacements,
rigid support forces, bearing
loads and pipe stresses providing a predict-
46

VGB PowerTech 3 l 2021
Relaxation effects in high temperature piping systems
ed load range for the hanger and piping
system. These analyses assume linear elastic
material behavior and do not account
for the above described viscous material
effects. The obtained pipe stresses for cold
and hot piping conditions can however be
checked for admissibility according to the
FDBR directive [10] or the DIN EN 13480
[11], wherein also an equation for the
creep range is given, which reflects relaxation
in a formalized manner and assumes it
to be uniform throughout the pipe. If the
pipe stresses obtained from these preliminary
calculations are admissible and the
continuous measurement of rigid support
forces during operation conditions (hot)
yields values within the predicted range
between cold and hot piping conditions, it
can thus be deduced that also the current
pipe stresses are in an admissible range.
However, the experience of the MMEC
Mannesmann GmbH in conjunction with
the Mannesmann Lifetime Monitoring system
(MLM, [2], [4], [5]) shows, that the
actually measured forces at rigid supports
are often outside of the predicted range
which may have a variety of reasons (as,
for example, an erroneous model of the
piping system in terms of weights, constant
hanger loads and/or friction influences,
etc.). Another important observation is,
that the relaxation throughout the piping
system is actually non-uniform, which is
due to the stress dependency of the relaxation
effect. Hence, at some locations stresses
may even increase during operation due
to relaxation at other location with higher
stresses, which may e.g. result in inadmissible
connection loads at the turbine or
boiler. For this reason, it makes sense to
carry out an additional pipe statics analysis
under consideration of the actually measured
support forces during operation for a
saturated relaxed state. This paper provides
a methodology, of how measured
support forces (and thus relaxation effects)
can be reflected within the pipe statics
analysis. In detail, Section 2 gives a short
overview of the relevant piping systems in
a coal-fired power plant as well as of the
MLM system, Section 3 deals with relaxation
effects in piping systems, and Section
4 introduces the proposed methodology to
include these effects in a pipe statics analysis.
Sections 5 and 6 provide a calculation
example from actual practice and conclude
the paper, respectively.
2 Piping and hanger systems in
coal-fired power plants
600.0 o C
360.0 o C
constant hanger Za
spring
rigid support
fixed point
Ya Xa
height 66 m
force sensor
Fig. 1. Live steam line (red) and cold reheat line (green) of a coal-fired power plant.
Tab. 1. Parameters associated to the live steam line (LBA) and cold reheat line (LBC) in Figure 1.
Systems LBA LBC
Material X10CrWMoVN92 16MO3
Design Pressure 314 bar 84 bar
Design Temperature 610 °C 414 °C
Operation Pressure 284 bar 62,4 bar
Operation Temperature 600 °C 360 °C
Dimension 310 ID x 95 741 ID x 35
The piping of a coal-fired power plant is
mainly comprised of four systems: the live
steam line (LBA), the cold and hot reheat
lines (LBC and LBB), and the feedwater
line (LAB). The LBA system provides the
live steam to the turbine and is therefore
connected to the turbine and to the collector
pipe of the boiler. The LBB and LBC systems
provide a reheating of the steam by
leading the steam back through the boiler
from different turbine stages. The LAB system
provides feedwater from the condensator
to the boiler. In case that the piping is
equipped with the MLM system, basically
the LBA and LBB lines are monitored, since
there the steam temperatures are approx.
600 °C, such that exhaustion due to creep
and low cycle fatigue has to be analyzed.
F i g u r e 1 shows the ROHR2 model of the
LBA and LBC lines of an existing plant
equipped with the MLM system. The LBA
system is exemplarily analyzed in this paper
in terms of stress relaxation. It is connected
to the LBC system for bypass opera-
47

Relaxation effects in high temperature piping systems VGB PowerTech 3 l 2021
125
100
force
temperature
warm
cold
MLM data
700
600
500
250
200
force
temperature
warm
cold
MLM data
700
600
500
Force in kN
Force in kN
75
50
25
(a.I)
-30
-40
-50
-60
-70
-80
-90
force
temperature
warm
cold
Time
MLM data
400
300
200
100
0
700
600
500
400
300
200
100
Temperature in o C
Temperature in o C
Force in kN
Force in kN
150
100
50
(a.II)
250
200
150
100
force
temperature
warm
cold
Time
MLM data
400
300
200
100
0
700
600
500
400
300
200
100
Temperature in o C Temperature in o C
-100
(b.I)
Time
0
50
(b.II)
Time
0
Fig. 2. Forces measured by the MLM system and associated temperatures at the (a) upper and (b) lower vertical stops of the (I) first and (II) second
half duct of the live steam system (LBA) shown in Figure 1. The regarded time period is approx. 2 years. The red and blue lines indicate predicted
values for hot and cold piping conditions from preliminary pipe statics analyses, respectively.
tion and thus both lines are included in the
ROHR2 model, in order to account for their
connection loads. However, in the LBC system
only minor stress relaxation is expected
due to the much lower steam temperatures,
see also Ta b l e 1 . The LBB and LAB
systems are not shown here, in order to
avoid confusion. The upper ducts in x-direction
of the LBA and LBC systems in F i g -
u r e 1 connect to the boiler, respectively.
The LBA system finally separates into two
half ducts on the way down to the turbine,
whereas the one with the larger extend in
y-direction is here referred to as the second
duct. At the lower right of F i g u r e 1 the
three points marked as fixed points connect
to the turbine. The mounting of the pipe
between boiler and turbine is quite flexible
due to the predominant use of constant
hangers/supports. These apply a constant
force (±5% hysteresis due to actual pipe
support incline and friction (VGB guideline
VGB-R 510 [12])) to the pipe over a broad
range of deflections and enable movement
of the pipe, which is required in conjunction
with thermal expansions under operation
conditions. The rigid supports on the
other hand block the pipe movement in the
supported direction and therefore yield a
non-constant resulting force with respect
to cold and hot piping conditions. Of major
importance for the load transfer are the
two vertical stops (z-direction) per half
duct, hence four vertical stops in total
(marked by arrows in F i g u r e 1 ). These
carry significantly higher loads than the
rigid supports in x- and y-directions, which
are primary provided to stabilize the pipe
position and for the case of pressure
shocks.
2.1 Equipment with the MLM system
When equipping a power plant’s piping system
(mainly LBA and LBB lines) with the
MLM system usually around 70 displacement
measurements and 50 force measurements
are installed. The displacement
measurements are installed at constant
hangers, since there the deflections significantly
differ with respect to hot and cold
piping conditions. Thus, with help of the
displacement measurements, the operator
can check the behavior of the piping. The
range between hot and cold pipe conditions
as predicted from the preliminary
pipe statics analysis should basically remain,
although the pipe undergoes relaxation
processes. Hence, for example, restrictions
on the pipe movements can be prematurely
identified through the displacement
measurements. The force measurements
enable evaluation of the operating hysteresis
of the (constant) hangers/supports,
the hanger/support friction forces and the
state of relaxation. Force measurements
are applied at rigid supports and include
the equipment of the rigid strut with a
strain gage as well as the calibration. A
photograph of a force sensor is shown in
Figure 1.
All sensors (displacement and force measurements)
use the standard signals employed
in power plant monitoring technology
(4 to 20 mA current signals in two- or
four-core cable).
2.2 Exemplary measurements of the
MLM system
F i g u r e 2 shows exemplarily the temporal
development of the forces measured by
the MLM system at the four vertical stops
(marked with arrows) of the live steam system
(LBA) depicted in F i g u r e 1 , as well
as the associated temperatures of the respective
ducts. Moreover, the predicted
support forces for hot (red) and cold (blue)
piping conditions from preliminary (nonviscoelastic)
pipe statics analyses are indicated
as horizontal lines. The visualized
time period of the measurements is approx.
2 years. During that time period 8
shut-downs of the power plant occurred,
which can be identified from a gradual decrease
of the temperature below values of
approx. 150 °C. During shut-down it can be
observed, that the measured forces qualitatively
change into the direction from the
predicted hot piping conditions to the predicted
cold piping conditions. Furthermore,
the effect of relaxation is nicely observed
through the fact that the measured
forces during operation (hot) gradually
change with time into the direction from
hot piping conditions to cold piping conditions.
However, the measured forces are
48

VGB PowerTech 3 l 2021
Relaxation effects in high temperature piping systems
not consistently within the predicted range
of hot and cold piping conditions or even
completely outside of the predicted range
(cf. F i g u r e 2 b . I ). Moreover, it can be
seen that the effect of relaxation is not uniform
throughout the piping system.
Hence, a renewed conduction of a pipe
statics analysis under consideration of the
actually measured support forces during
operation (and therewith relaxation effects)
is advisable.
3 Relaxation of piping systems
The phenomenon of stress relaxation within
a power plant’s piping system can, for
example, be observed through force measurements
at rigid supports (cf. F i g u r e 2 ),
since these forces represent reactions to the
internal pipe stresses. The actual effect of
stress relaxation in the piping system is
qualitatively described in F i g u r e 3 .
There, a piping system is considered,
wherein local strains due to (prevented)
thermal expansion as well as resulting rigid
support forces are proportional to the applied
temperature difference. Because the
start-ups (1-2/4*-3*) and shut-downs (3*-
4*/3-4) of the plant are sufficiently fast to
neglect viscous effects, the material behavior
during start-ups and shut-downs can be
assumed as linear elastic, and therefore
also the local stresses are proportional to
the applied temperature difference. Thus,
during operation (at approx. 600 °C) the
piping system is besides the dead load (as
also present during cold piping conditions)
furthermore subjected to additional loads
(predominantly bending moments) due to
the thermal expansion. In conjunction with
this, for example, the FDBR directive [10]
and the DIN EN 13480 [11] differentiate
between so-called primary and secondary
loads. Roughly speaking, the primary loads
are always present (as e.g. dead load),
whereas secondary loads are due to the
thermal expansion and are therefore only
temporary present during operation. In
F i g u r e 3 the primary stress under cold
piping conditions is indicated as the blue
dashed line, whereas the sum of primary
and secondary stresses under hot piping
conditions is indicated as the red dashed
line. The secondary stress decreases over
time and can theoretically completely vanish,
if the operation time is long enough.
This effect is referred to as relaxation.
Remark: Formally, in standard text books,
a time-dependent stress decrease under
constant strain is denoted as relaxation,
whereas a time-dependent increase of
strain under constant stress is referred to as
creep. Here, these denominations are not
applied such strictly, since both effects base
on the same physical mechanism.
Note, that after a shut-down from a relaxed
state (point 3 or 3*), the piping is subjected
to a new extremal stress state (point 4
or 4*), which is not reflected in predicted
Pipe stresses/
rigid support
forces
1
4*
4
start-up
shut-down
values from preliminary (non-viscoelastic)
pipe statics analyses for hot and cold piping
conditions (red and blue dashed lines), respectively.
This new extremal stress state is
however not relevant for creep effects, since
the associated temperature is small and the
power plant’s piping system is usually not
subjected to cold conditions for long periods
of time. In [13] a method is proposed,
of how to reflect in a ROHR2 model the
stress state under cold piping conditions after
a complete relaxation of the complete
pipe (point 4) within the predicted stress
range (range between points 2 and 4). In
piping systems of real-existing power plants
a complete relaxation (point 3) of secondary
stresses is however usually not observed.
Hence, the FDBR directive [10] and
the DIN EN 13480 [11] each propose a formalized
equation to evaluate the stress under
hot piping conditions for the creep
range. In a simplified manner (under neglection
of magnification and safety factors)
Eq. (10-5) in [10] and Eq. (12.3.5-1)
in [11] read
(1)
respectively. Therein, p denotes the internal
pipe pressure, d and s the pipe’s diameter
and wall thickness, M A and M C stand for
bending moments due primary and secondary
loads, respectively, W is the pipe’s section
modulus and S m represents the creep
strength including a safety factor. In Eq. (1)
it is globally assumed, that one third of the
bending stresses due to thermal expansion
will remain in the creep range. Thus, no
complete relaxation is suggested, but the
state of relaxation is assumed to be uniform
throughout the pipe. This is in contrast to
actual support force measurements in power
plants’ piping systems by the MLM system
(cf. F i g u r e 2 ). Thus, an alternative
method to estimate stresses and bearing
loads of such relaxed piping systems under
consideration of measured support forces is
explained in the sequel.
4 Proposed calculation method
relaxation
0 200 400 600 800
(a)
Temperature in o (b) operation time
C
4.1 Substitute model
To understand the proposed method, it is
helpful to regard a substitute 1D model
2
3
3*
Fig. 3. Qualitative description of stress relaxation in a power plant’s piping system: (a) stress-temperature-diagram
for start-ups (1-2/4*-3*) and shut-downs (3*-4*/3-4); (b) relaxation of
secondary stress over operation time.
comprised of three sequential linear elastic
springs with different stiffnesses and force
measurements at the fixed points A and B
(see F i g u r e 4 a ). The system is massless
and the distances are chosen, such that at
the initial temperature T0 none of the
springs is deflected and the forces A cold =
B cold = 0 are measured. Then, the system is
heated up to a high temperature T1 and
hold at this temperature for a time period,
which is long enough to observe spring relaxation.
Hence, first an increase of the
forces to |A hot | ≠ |B hot | > 0 and then a
time-dependent decrease to some values
|A relax | < |A hot | and |B relax | < |B hot | are
measured, respectively. These forces A relax
and B relax in the relaxed state could also be
produced by a different scenario. Therefore,
the modified system in F i g u r e 4 b . I
is regarded, whereby the upper two springs
are shorter than in the initial system.
Then, first of all the positions of the clamps
as well as of the fixed connection points A*
and B* are adjusted (F i g u r e 4 b . I I ),
such that they are equivalent to the corresponding
positions in the initial system.
Thus, a pre-stressed system is obtained at
temperature T0, i.e. A* cold ≠ B* cold ≠ 0. Now,
heating up of the modified system to the
temperature T1 will result in measured
forces |A* hot | < |A hot | and |B* hot | < |B hot |,
because the pre-stresses of the modified
system have a different sign than the stresses
induced through (prevented) thermal
expansion of the springs. In order to reproduce
A* hot = A relax and B* hot = B relax , the required
spring shortening is uniquely identified
for the upper two springs. This means
on the other hand, that the third spring in
the modified model (F i g u r e 4 b ) retains
the same length as in the initial model and
will therefore be subjected to the same
stresses at temperatures T0 and T1 (before
relaxation) as in the initial model. Thus,
for the third spring there is so to say no relaxation
reflected, when reproducing the
relaxed forces A relax and B relax with the modified
system. Note, when comparing the upper
example with F i g u r e 3 , one so to say
went along the path (1-2-3* or 1-2-3) with
the initial model and along the path (4*-3*
or 4-3) with the modified model, in order
to produce the relaxed state, i.e. A relax and
B relax. In the second case the system is prestressed
to point 4* or 4, respectively, such
49

Relaxation effects in high temperature piping systems VGB PowerTech 3 l 2021
= 0
= 0
= 0
that the time-dependent material behavior
does not have to be reflected.
4.2 Transfer to piping system
Now, the substitute model is transferred to
the LBA system (F i g u r e 1 ). With respect
to the z-direction there are basically four
movement restrictions per duct: the connection
to the boiler, the upper and lower
vertical stops (marked by arrows), and the
connection to the turbine. When substituting
the piping system in between these
stops by springs with the respective stiffnesses,
this system basically corresponds to
the substitute model in F i g u r e 4 . The
lower part of the live steam system (from
the lower vertical stop to the turbine) then
corresponds to the lower spring in the substitute
model, for which no relaxation was
considered when modifying the substitute
model. This is also an acceptable simplification
for the LBA system, since the stresses
during operation in this lower part is
from experience much lower as in the upper
parts (especially as in the upper loops).
Since the relaxation is stress-driven, the
major observable effects can be expected in
the upper parts of the piping system. Moreover,
the aforementioned simplification
seems to induce conservatism. A difference
with respect to substitute model is, that the
upper “spring” of the LBA system also contains
hardly relaxing parts due to the connection
to the LBC system, where only negligible
relaxation effects take place, since
the temperatures are much lower. Therefore,
when modifying the LBA system in
order to reproduce the relaxed operation
conditions also hot piping conditions have
to considered, such that the connection
loads from the LBC are properly reflected.
As in the substitute model, the forces at the
two medial stops (the upper and lower vertical
stops) of the live steam system are
measured during operation (by the MLM
A
B
= 0
= 0
= 0
(a) (b.I) (b.II)
Fig. 4. Substitute model: (a) initial system; (b) modified system.
A*
B*
≠ 0
≠ 0
A*
B*
= 0
system). Thus, with the ROHR2 model of
the piping system at hand, one can follow
the same procedure as for the substitute
model and apply displacements to the vertical
stops, in order to reproduce the measured
rigid support forces during operation
(and hence the relaxed stress state of the
piping system). In detail, due to the two
half ducts four required displacements (of
the four vertical stops) have to be determined
from the corresponding four force
measurements. When neglecting friction
influences, which are anyhow difficult to
properly reflect in the calculation model,
the system behavior is linear. Thus, by applying
an arbitrary displacement ∆u i
* to
one of the vertical stops the change of force
per unit displacement K ji can be identified
for each vertical support force F j . Conducting
such a calculation for each vertical stop
provides the complete required coefficient
matrix
(2)
With help of Eq. (2) the required displacements
∆u i of the vertical stops, which reproduce
the desired ∆F j (differences between
the results of the non-modified
ROHR2 model and the measurement values),
can be uniquely identified. Note, that
due to the neglection of relaxation in the
lower part of the pipe the same ∆u i , which
are identified for the lower vertical stops,
also have to be applied to the corresponding
connection points to the turbine
(marked as fixed points in F i g u r e 1 ). In
more detail, these ∆u i have to be added
to the ∆u which are already applied in
the non-modified ROHR2 model to reflect
operation conditions. It should be emphasized,
that the ∆u i as identified from
Eq. (2) and applied to the ROHR2 model
do not represent actual displacements,
which could be measured at the corresponding
positions in the power plant.
They are a mean to estimate the current
pipe stresses and bearing loads for the relaxed
state during operation of the power
plant based on actually measured operational
data.
Remark: The same procedure as described
above can also be applied to the hot reheat
line (LBB), since the latter system also contains
four movement restrictions in vertical
direction (connection to boiler, upper and
lower vertical stops, connection to turbine/
condensator). The procedure could in principle
also be applied to the x- and y-directions
of the LBA/LBB system. As mentioned
before, however, the measured rigid support
forces in these directions are significantly
lower than the ones in z-direction.
Therefore, reflection of the x- and y-direction
will in most cases have only minor influence
on the result and is thus not benefiticial
considering the increased computational
cost.
5 Example from actual
practise
In order to demonstrate the proposed calculation
method, it is applied to the live
steam system shown in F i g u r e 1 , which is
monitored by the MLM system. F i g u r e 2
visualizes for approx. 2 years the measured
support forces at the four vertical stops
(marked as arrows in F i g u r e 1 ). The
ROHR2 model containing the as-build geometry
of the piping system was provided
by the pipe constructor. F i g u r e 5 a , b
(LBC is blanked) shows the predicted stress
distributions from preliminary pipe statics
analyses in the upper part of the live steam
system for cold and hot piping conditions,
respectively. These stress distributions are
assumed for the beginning of the operation.
The values of the rigid support forces in the
vertical stops, which are obtained from
these preliminary analyses are also depicted
in F i g u r e 2 through horizontal lines.
The values of the before mentioned measurements
at the end of the monitoring period
(where relaxation obviously saturated)
were identified and used within the
proposed calculation method (Section 4),
in order to estimate the stresses for the relaxed
state of the piping system, see F i g -
u r e 5 c . The results seem plausible, since
they show a significant relaxation of the
upper loops. These are the highly-stressed
parts due to thermal expansion during operation
(cf. F i g u r e 5 b ). Compared to the
highest stress of 50.2 MPa at the beginning
of operation (point 1750 in F i g u r e 5 b ),
the maximum stress decreased to 44.4 MPa
due to relaxation effects and is now at a different
location (point 1768 in F i g u r e 5 c ).
It is observed, that relaxation triggers a
harmonization of the stress distribution
over the pipe (the pipe is so to say “selfoptimizing”).
50

VGB PowerTech 3 l 2021
Relaxation effects in high temperature piping systems
SigV [N/mm 2 ]
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
It is however emphasized, that those effects
may also lead to an inadmissible load increase
at some locations of the pipe (e.g. the
connection points to boiler or turbine).
Therefore, a continuous monitoring of support
forces and renewed pipe statics analysis
for the saturated relaxed state is important.
6 Conclusion & outlook
Within this paper a method for the inclusion
of relaxation effects into pipe statics
analyses of live steam lines and hot reheat
(a)
Fig. 5. Stress distribution in a live steam system: (a) cold piping conditions at the beginning of
power plant operation; (b) hot piping conditions at the beginning of power plant operation;
(c) hot piping conditions after approx. 2 years of power plant operation.
(b)
(c)
lines of coal-fired power plants was derived.
The method bases on actual measurements
of operational data by the MLM
system and seems to be conservative, since
some parts of the pipe are assumed to not
relax. This is in contrast to current calculation
standards, which assume the relaxation
to uniformly decrease the operating
stress to a lower level over time at any location
of the pipe. However, measurement of
actual operational data (e.g. by the MLM
system) show, that this assumption is not in
any case conservative. The here proposed
method uses the measured rigid support
forces at the vertical stops after relaxation
of the piping system to estimate the relaxed
pipe stresses/bearing loads during operation.
It only requires five linear elastic calculations
(e.g. with ROHR2) with different
boundary conditions to get the estimate.
Thereby, the fact is used, that also after the
onset of relaxation processes, the instantaneous
stress response of the material is linear
elastic. When applying the proposed
calculation method, the piping system is
pre-stressed in a way, such that the actually
measured support forces during operation
are reproduced. The newly derived method
can be used to estimate stresses and bearing
loads in relaxed piping systems, which
is e.g. furthermore required for the computation
of exhaustion degrees.
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PowerTech e.V., 2012.
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und Lebensdauerüberwachung von
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im Hochtemperaturbereich, VGB POW-
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Berechnung auf Wechselbeanspruchung
durch schwellenden Innendruck bzw. durch
kombinierte Innendruck- und Temperaturänderungen
TRD 301, Anlage 1 und TRD
303, Anlage 1, Beuth Verlag, 1996.
[7] Technische Regeln für Dampfkessel (TRD),
Zusätzliche Prüfungen an Bauteilen, berechnet
mit zeitabhängigen Festigkeitskennwerten
TRD 508 und TRD 508, Anlage 1, Beuth
Verlag, 1978 / 1986.
[8] DIN EN 12952, Parts 1-16, Water-tube boilers
and auxiliary installations, Berlin:
Beuth Verlag, 2002.
[9] ROHR2: CAE System for Component analysis,
Engineering and Structure Analysis of
Piping Systems, Germany: SIGMA GmbH.
[10] FDBR-Richtlinie Berechnung von Kraftwerksrohrleitungen,
FDBR Fachverband
Dampfkessel-, Behälter- und Rohrleitungsbau
e.V., Essen: Vulkan-Verlag, 1987.
[11] DIN EN 13480, Parts 1-8, Metallic industrial
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[12] VGB-Richtlinie Rohrhalterungen VGB-R
510L, Essen: VGB PowerTech e. V., 1996.
[13] Tutorial Relaxation FAQ R2 07.03, Germany:
SIGMA GmbH, 2014.
l
51

Windenergie: Oft lohnt der Weiterbetrieb VGB PowerTech 3 l 2021
Windenergie:
Oft lohnt der Weiterbetrieb
Florian Weber
Abstract
Wind energy:
continued operation often pays off
The end of the design life of a wind turbine does
not have to mean immediate dismantling. It is
often more economical to exploit the lifetime
reserves and continue to operate the turbine for
a few more years. TÜV SÜD shows what is needed
to achieve this. There is much to be said for
operating existing wind turbines (WTGs) beyond
the estimated operating life of 20 years in
most cases. The prerequisite is a coherent marketing
concept. The topic is particularly relevant
for operators of German wind farms, as
state subsidies for a large part of the plants will
expire in the coming years. For the next five
years alone, this will affect wind turbines with a
total capacity of 2.5 gigawatts per year. However,
the alternatives after expiry of the estimated
operating life are the same everywhere:
dismantling, repowering or continued operation.
TÜV SÜD has developed methods to reliably determine
the lifetime reserves of wind turbines.
The report shows exactly which specific maintenance
measures are required. This enables operators
to reliably calculate the necessary investments
and thus the profitability. l
Autor
Florian Weber
TÜV SÜD Industrie Service GmbH
Wind Service Center
Regensburg, Deutschland
Das Ende der Entwurfslebensdauer einer
Windenergieanlage muss nicht den
sofortigen Rückbau bedeuten. Häufig ist
es wirtschaftlicher, die Lebensdauerreserven
auszuschöpfen und die Anlage
noch einige Jahre weiter zu betreiben.
Was dazu nötig ist, zeigt TÜV SÜD.
Vieles spricht dafür, bestehende Windenergieanlagen
(WEA) über die veranschlagte
Betriebsdauer von meist 20 Jahren hinaus
zu betreiben. Voraussetzung ist ein schlüssiges
Vermarktungskonzept. Für Betreiber
deutscher Windparks ist das Thema besonders
relevant, da dort in den kommenden
Jahren die staatliche Förderung für einen
Großteil der Anlagen ausläuft. Allein für
die kommenden fünf Jahre betrifft das
WEA mit einer Gesamtleistung von 2,5 Gigawatt
jährlich. Die Alternativen nach Ablauf
der veranschlagten Betriebsdauer sind
jedoch überall gleich: Rückbau, Repowering
oder Weiterbetrieb.
Vielerorts ist ein Repowering nicht möglich
oder es ist aus organisatorischen oder wirtschaftlichen
Gründen nicht erwünscht.
Z.B. können neue Abstandsregeln oder
eine Umwidmung der Fläche dagegensprechen.
Zum Rückbau kommt es langfristig
ohnehin, wenn die Instandhaltungskosten
die Einnahmen übersteigen. Bleibt die Option
Weiterbetrieb. Betreiber können so auf
einfachem Weg den Gesamtertrag über die
Laufzeit der Anlage steigern. Aus betriebswirtschaftlicher
wie auch aus logistischer
Sicht kann es sinnvoll sein, den endgültigen
Abriss hinauszuzögern beziehungsweise
den Termin dafür selbst zu bestimmen.
Gerade bei großen Windparks, wo für
viele Anlagen zeitnah der Rückbau ansteht,
können Betreiber die Arbeiten und die damit
verbundenen Kosten besser planen.
TÜV SÜD hat Methoden entwickelt, die Lebensdauerreserven
von WEA zuverlässig
zu ermitteln. Das Gutachten zeigt exakt
auf, welche konkreten Instandhaltungsmaßnahmen
dazu nötig sind. So können
Betreiber die nötigen Investitionen und damit
die Rentabilität verlässlich kalkulieren.
Das Besondere dabei: Mit einer neuen Industrielösung
lassen sich ganze Anlagenportfolios
anhand von Clustern pauschal
bewerten. Bei größeren Windparks reduziert
das den Zeit- und Kostenaufwand erheblich.
Das Gutachten
Das Gutachten von TÜV SÜD richtet sich
nach den Vorgaben des Bundesverbands
Windenergie (BWE). Dieser hat gemeinsam
mit Herstellern, Betreibern, Sachverständigen,
Behörden und Juristen die
„Grundsätze für eine Bewertung und Prüfung
über den Weiterbetrieb von Windenergieanlagen
(BPW)“ verfasst. Die BPW legen
Anforderungen an einen sicheren Betrieb
fest und geben Auskunft über die Lebensdauerreserven
und nötigen Instandhaltungsmaßnahmen.
Sie können als Eignungsnachweis
gegenüber den zuständigen
Genehmigungsbehörden und Versicherungen
dienen. Normative beziehungsweise
regulatorische Grundlagen
sind die aktuelle DIBt-Richtlinie, die DIN
EN 61400-1 und die Richtlinie DNV GL
2016.
Ziel des Gutachtens ist die Ermittlung möglicher
Lastreserven. Dazu gleichen die
Sachverständigen die bis dato herrschenden
Betriebsbedingungen am Standort mit
dem aktuellen technischen und baulichen
Zustand der WEA ab. Ausgangspunkt der
Betrachtungen sind immer die ursprünglichen
Auslegungsbedingungen. Die Begutachtung
unterteilt sich in eine theoretischanalytische
Berechnung und eine praktische
Bestandsaufnahme vor Ort. Spezialisten
aus zwei unterschiedlichen Fachbereichen
arbeiten dabei eng zusammen.
Lebenszeit berechnen
Im theoretischen Teil werden zuerst alle
für die Lebensdauer relevanten Daten gesammelt.
Neben den Leistungsdaten gehören
dazu auch Wetterdaten. Mittlere Windgeschwindigkeiten
und Turbulenzintensitäten
der vergangenen zwei Jahrzehnte
müssen berücksichtigt werden. Aber auch
Veränderungen in der Umgebung der Anlagen
spielen eine Rolle: Eine Erweiterung
des Windparks oder andere bauliche Ent-
52

VGB PowerTech 3 l 2021
Windenergie: Oft lohnt der Weiterbetrieb
Eine gezielte Schwachstellenanalyse und die Ergebnisse des analytischen
Gutachtens liefern wichtige Hinweise für die Begehung vor Ort.
Für eine Weiterbetriebsgenehmigung darf der im Gutachten dokumentierte
Rotorblattzustand nicht älter als 12 Monate sein.
wicklungen bis hin zur Rodung eines Waldes
etwa, verändern die Windbedingungen
und damit die Belastungen, die auf die
WEA einwirken.
Solche Veränderungen der Windbedingungen
haben nicht nur Einfluss auf die durchschnittliche
Windgeschwindigkeit. Sie erzeugen
auch Turbulenzen, die sich auf die
lastabtragenden Teile auswirken. Wo das
Gondelanemometer und andere Sensoren
der WEA nicht ausreichend Daten liefern,
greifen die Experten bisweilen auch auf die
Dokumentationen von Wetterdiensten zurück.
Oder sie nutzen Re-Analysedaten für
eine Langzeitextrapolation. Technische
Unterlagen, Wartungs-, Instandsetzungsund
Prüfprotokolle vervollständigen das
Bild der Betriebshistorie.
Die Experten errechnen die theoretische
Lebenszeit anhand der erfassten Daten und
der Auslegungsbedingungen, die der Konstruktion
zugrunde liegen. Grundlage ist
das WEA-Design, das die Typenprüfung
definiert. Die Konstruktionen werden eher
konservativ ausgelegt. Die WEA wird
also für eine höhere Belastung konstruiert,
als sie tatsächlich standhalten muss. Daher
ergeben sich meist schon durch die
computergestützten Berechnungen Lastreserven.
Die Konstruktion der Anlage gibt bereits
Hinweise darauf, welche Monitoring-Maßnahmen
helfen oder welche Komponenten
ausgetauscht werden können, um die Lebensdauer
zu verlängern. Einzelne Bauteile
sind zu erneuern, wenn sie für die Betriebs-
oder Standsicherheit essenziell
sind. Sie sind vor allem dann für die Lebensdauer
der gesamten Anlage entscheidend,
wenn sie konstruktionsbedingt eine
deutlich kürzere Lebensdauer haben als
alle anderen Komponenten.
Zustand bewerten
Gleichzeitig begutachten Sachverständige
die gesamte Anlage intensiv vor Ort – vom
Fundament über den Turm und die Gondel
bis zu den Rotorblättern. Besondere Aufmerksamkeit
erfahren dabei die lastabtragenden
Teile wie auch die Sicherheitseinrichtungen,
die Anlagensteuerung und die
Bremssysteme. Aus ihrer Erfahrung kennen
die Experten typische, konstruktionsbedingte
Schwachstellen bestimmter Anlagentypen
und können diese gezielt untersuchen.
Die Ergebnisse der wiederkehrenden
Prüfungen bei der Begehung werden
ebenso berücksichtigt wie die Berechnungen
aus dem theoretischen Gutachtenteil.
Die Experten prüfen auch die Umgebung
der Anlage auf eventuelle Einflussfaktoren,
die noch nicht in die rechnerische
Analyse eingeflossen sind.
Industrielösung statt
Einzelfallprüfung
Für Betreiber großer Windparks könnte die
Einzelfallprüfung selbst bei positivem Befund
schnell unrentabel werden. TÜV SÜD
hat deshalb eine Methode entwickelt, ganze
Anlagenbestände gesammelt zu prüfen.
Über mehrere Anlagen hinweg gleichmäßige
und über die Betriebsphase konstante
Standortbedingungen ermöglichen es, einen
Cluster zu entwickeln. Das spart Zeit
und Kosten. Darüber hinaus erhalten Be-
Die Betreiber sind für eine rechtzeitige Bewertung und Prüfung über den
Weiterbetrieb von Windenergieanlagen im letzten regulären Betriebsjahr
selbst verantwortlich.
Sachverständige begutachten die gesamte Anlage vom Fundament über
den Turm und die Gondel bis zu den Rotorblättern.
53

Windenergie: Oft lohnt der Weiterbetrieb VGB PowerTech 3 l 2021
Betreiber von großen Windparks verschaffen sich mit dem Weiterbetrieb
Zeit für den Rückbau einzelner Anlagen.
Bei größeren Windparks reduzieren Pauschalbewertungen ganzer
Anlagenporftolios den Zeit- und Kostenaufwand.
treiber einen Überblick über den Zustand
ihres Portfolios und wissen genau, welche
Aktionen wann für welche Anlagen eingeleitet
werden müssen.
Auf diese Weise können sie den Weiterbetrieb
bis zu diesem definierten Zeitpunkt
exakt planen – einschließlich der dafür nötigen
Modernisierungen und Reparaturen.
Anschließende Rückbau- oder Repowering-Maßnahmen
lassen sich aufeinander
abstimmen und finanziell und logistisch
besser planen. Bei Bedarf geben zusätzliche,
individuelle Betrachtungen Aufschluss
über die maximale Weiterbetriebsdauer
einzelner Anlagen.
Weil das Verfahren überwiegend automatisiert
abläuft, können Betreiber bereits nach
vier Wochen mit einem Gutachten rechnen.
Für die Computersimulationen und
Lastberechnungen verwendet TÜV SÜD
etablierte Industriesoftware. Für die Dokumentation
bei den Vor-Ort-Begehungen
kommt hingegen eine eigens entwickelte
App zum Einsatz. Sie erstellt aus den gesammelten
Daten automatisch und in Echtzeit
einen Prüfbericht.
Ergebnis
Die Erfahrung der Prüfexperten zeigt: oftmals
können WEA auch deutlich über das
Ende ihrer Entwurfslebensdauer hinaus
betrieben werden. Denn in aller Regel sind
sie für stärkere Windbedingungen ausgelegt,
als am Standort herrschen. Die Chancen
auf einen Weiterbetrieb stehen besonders
gut, wenn die Anlagen regelmäßig inspiziert
und gewartet und alle wiederkehrenden
Prüfungen ordnungsgemäß
vorgenommen wurden. Zudem herrschen
in kleineren und mittleren Windparks allgemein
günstige Bedingungen. Wenn die
Anlagen keinen oder wenigen Extremwetterereignissen
ausgesetzt waren, lassen sie
sich dann meist auch mit geringem Aufwand
in Stand setzen.
Im Rahmen des Gutachtens können die Experten
nicht nur aufzeigen, welche Komponenten
getauscht werden müssen. Sie prüfen
auch, ob geringere Maßnahmen ggf.
ausreichen, das Schutzziel über den definierten
Zeitraum zu erreichen. Das könnte
z.B. ein regelmäßiges Monitoring sein.
Häufig genügt es bereits, stark vom Verschleiß
betroffene Teile wie Kabelummantelungen
auszutauschen. Viele oberflächliche,
witterungsbedingte Schäden wie Korrosion
oder abblätternde Schutzanstriche
lassen sich ebenfalls leicht beheben.
Sobald kein Repowering möglich ist, lohnt
es grundsätzlich, die Möglichkeiten eines
Weiterbetriebs zu prüfen. Durch die Gesamtprüfung
eines ganzen Parks sparen
Betreiber Zeit und Kosten. Das Clusterverfahren
ermöglicht es, WEA direkt zu
vergleichen. Das hilft unter Umständen
auch bei der Entscheidung über ein Repowering
oder der Umstrukturierung des
Parks.
Rechtzeitig absichern
Für eine Weiterbetriebsgenehmigung muss
ein aktuelles, positives Gutachten vorliegen.
Das sollte idealerweise im letzten
regulären Betriebsjahr erstellt werden. Es
empfiehlt sich Betreibern, frühzeitig die
Begutachtung zu beauftragen und alle dafür
notwendigen Dokumente zusammenzutragen.
Das umfasst die Anlagengenehmigung,
Unterlagen zur Errichtung und
Inbetriebnahme. Aber auch alle erfassten
Daten zu Betrieb und Ertrag sowie sämtliche
Wartungs-, Reparatur- und Prüfberichte
bis hin zu den Schalt- und Hydraulikplänen
gehören dazu. Zudem muss
ein Gutachten vorliegen, das den aktuellen
Zustand der Rotorblätter dokumentiert
und nicht älter als zwölf Monate ist.
Abschließend erhalten die Auftraggeber
einen einzigen, einheitlichen Prüfbericht,
der die ganze Anlage umfasst und dabei
leicht verständlich ist. Ein logistischer und
finanzieller Vorteil: Die Auftraggeber müssen
nicht auf unterschiedliche Dienstleister
zurückgreifen, die nur einzelne Komponenten
oder Windparkabschnitte prüfen.
Zudem können sie mit der BPW die Kosten
für Wartung und Instandhaltung während
der Restlebensdauer realistisch abschätzen
und optimierte Wartungskonzepte aufstellen.
In der Regel ist der Prüfbericht auch
Voraussetzung für den Fortlauf von Versicherungen
oder die Zusammenarbeit mit
Servicedienstleistern nach Ablauf der Entwurfslebensdauer.
l
Über die Entwurfslebensdauer
Der Hersteller definiert für die WEA einen Betriebszeitraum. Dem legt er die angenommene
Last zugrunde, der die Anlage absehbar ausgesetzt sein wird: In die Berechnungen fließen u.a.
der Wind, die Witterung und Besonderheiten während des Betriebs mit ein. Alle betriebs-,
sicherheits- und konstruktionsrelevanten Komponenten sowie lastabtragenden Teile der Anlage
sind so konzipiert, konstruiert und dimensioniert, dass sie den Belastungen während dieses
Zeitraums standhalten. In der Regel beträgt diese Entwurfslebensdauer 20 Jahre, in Ausnahmefällen
25 Jahre. Wenn die Anlage vorschriftsmäßig gewartet, wiederkehrend geprüft
und Mängel unverzüglich beseitigt werden, können Betreiber in diesem Zeitraum grundsätzlich
auf die Standsicherheit der Anlage vertrauen.
Zum 31.12.2020 endete die Vergütung nach EEG für die ersten Bestandsanlagen. Die
anschließend erzielbaren Marktpreise beeinflussen die Entscheidung über den Weiterbetrieb
der Anlagen maßgeblich. Zwischen den Jahren 2021 bis 2026 steht jedes Jahr für etwa 1.600
Anlagen die Entscheidung über Rückbau, Repowering oder den Weiterbetrieb an. Absehbar
ist, dass insbesondere aufgrund des einzuhaltenden Abstands zur Wohnbebauung ein
Repowering nicht immer möglich ist. In diesen Fällen ist die Option für einen Weiterbetrieb
besonders attraktiv.
54

VGB PowerTech 3 l 2021
Background Report Hydropower / Hintergrundbericht Wasserkraft
Hydropower indispensable for secure
power supply in Europe
Wasserkraft – Ein unverzichtbarer Teil der
sicheren Stromversorgung in Europa
Peter Bauhofer and Mario Bachhiesl
On January 8, 2021, Europe was on the verge of a blackout.
Once again, the significant contribution of hydropower in stabilizing
the European power systems in critical situations was
demonstrated impressively. Thanks to the reserve it is able to
maintain and the balancing power, hydropower is indispensable
for the security of energy supply in Europe.
A frequency drop caused by the tripping of an overcurrent protection
in a substation in Croatia on January 8, 2021, nearly led to a
large-scale blackout in the European power grid. As a result of the
breaker tripping, a cascade of power line and switchgear failures
in southeastern Europe led to a crisis in the operating condition
of the interconnected European power grid, resulting in the automatic
disconnection of the southeastern from the northwestern
part of the grid. Since electricity had been exported from east to
west before the fault occurred, the generation surplus in the eastern
part resulted in a frequency rise to 50.60 Hz and the generation
deficit in the western part resulted in an underfrequency of
49.74 Hz. Since the European high-voltage power grid is normally
synchronized to 50 Hz, frequency deviations can lead to disconnections
and shutdowns of subgrids and thus also to power outages.
However, a blackout was avoided by targeted countermeasures on
due time. Given the underfrequency in the northwestern subgrid,
large power plants of all generation types made up for the generation
deficit after the initial interception by the flywheels of the
rotating machine sets (Synchronous Inertia) with rapid increase
in output. In addition, contracted loads, i.e. industrial consumers
with a total capacity of 1.7 GW, were taken off the grid, primarily
in France and Italy. Automatic and manual countermeasures were
also activated in the southeastern subgrid due to the increase in
frequency. On the one hand, excess power was reduced by withdrawing
generation and shutting down of generation plants, and
on the other hand, forced pumping operation in pumped storage
power plants was initiated for this region in order to take energy
out of the system. ENTSOE’s recently published interim report on
this event gives evidence on the substantial contribution of hydropower
plants in managing this critical system situation.
The decarbonization process of the European power system,
combined with the partial nuclear phase-out, is progressing rapidly
and will be further intensified in the coming years in order
to achieve the now more stringent EU climate targets. Together
with hydropower, the large thermal generation units currently
are the backbone for system flexibility in all time domains (for
the example of Germany, see F i g u r e 1 for prequalified reserve
capacity).
With the drop out of large thermal units, the system will gradually
lose a substantial part of its flexible services (flexibility facilities),
including inertia. The importance of hydropower, and in particular
of highly flexible storage and pumped storage power plants,
will therefore continue to increase. This topic is focused by the
regulatory framework of the EU (e.g. TEN-E Regulation) or the
strategic planning documents of ENTSO-E (Ten-Year Network
Development Plan TYNDP 2020 including accompanying docu-
Am 8. Januar 2021 stand Europa kurz vor einem Blackout.
Einmal mehr zeigte sich dabei, wie Wasserkraft in Krisensituationen
maßgeblich zur Stabilisierung der europäischen
Stromnetze beiträgt. Sie bietet mit Reservehaltung sowie
Regelenergie ein unabdingbares Asset für die Sicherheit der
Energieversorgung in Europa.
Ein Frequenzabfall bedingt durch die Auslösung eines Überstromschutzschalters
in einem Umspannwerk in Kroatien am 8. Januar
2021 führte beinahe zu einem großflächigen Blackout im europäischen
Stromnetz. Als Folge der Schalterauslösung führte eine
Kaskade von Ausfällen von Stromleitungen und Schaltanlagen in
Südosteuropa zu einer krisenhaften Entwicklung des Betriebszustandes
im europäischen Stromnetz, was zur automatischen Trennung
des südöstlichen vom nordwestlichen Netzteil führte. Da vor
Eintritt der Störung Strom von Ost nach West exportiert wurde,
führten der Erzeugungsüberschuss im Ostteil zu einem Frequenzanstieg
auf 50,6 Hz und das Erzeugungsdefizit im Westteil zu
einer Unterfrequenz von 49,74 Hz. Da das europäische Hochspannungsstromnetz
normalerweise auf 50 Hz synchronisiert wird,
können Frequenzabweichungen zu Abtrennungen und Abschaltungen
von Teilnetzen und somit auch zu Stromausfällen führen.
Durch rechtzeitig und zielgerichtet eingeleitete Gegenmaßnahmen
konnte jedoch ein Blackout vermieden werden. Angesichts
der Unterfrequenz im nordwestlichen Teilnetz glichen Großkraftwerke
aller Erzeugungsarten nach dem ersten Abfangen durch die
Schwungmassen der rotierenden Maschinensätze (Synchronous
Inertia) mit rascher Leistungssteigerung das Erzeugungsdefizit
aus. Des Weiteren wurden dafür vertraglich vorgesehene Lasten in
Form von Industrieverbrauchern mit einer Leistung von insgesamt
1,7 GW vor allem in Frankreich und Italien vom Netz genommen.
Auch im südöstlichen Teilnetz wurden aufgrund der erhöhten Frequenz
automatische und manuelle Gegenmaßnahmen aktiviert.
So wurde der Leistungsüberschuss einerseits mit Hilfe der Rücknahme
von Erzeugung und der Abschaltung von Erzeugungsanlagen
reduziert, und es wurde andererseits ein forcierter Pumpeinsatz
in Pumpspeicherkraftwerken für diese Region eingeleitet, um
Energie aus dem System zu nehmen.
Der Dekarbonisierungsprozess des europäischen Stromsystems,
verbunden mit dem teilweisen Atomausstieg schreitet rasch voran
und wird zur Erreichung der nunmehr verschärften EU-Klimaziele
in den kommenden Jahren weiter intensiviert. Gemeinsam mit der
Wasserkraft bilden derzeit die großen thermischen Erzeugungseinheiten
das Rückgrat für die Systemflexibilität in allen Zeitbereichen
(präqualifizierte Reserveleistung am Beispiel Deutschland
siehe B i l d 1 ).
Mit dem Ausscheiden großer thermischer Einheiten geht dem System
schrittweise ein wesentlicher Teil seiner flexiblen Leistungen
(Flexibility Facilities) samt Inertia verloren. Die Bedeutung der
Wasserkraft, hier vor allem die der hochflexiblen Speicher- und
Pumpspeicherkraftwerke, wird daher weiter steigen. Dieses Thema
liegt im Fokus des ordnungspolitischen Rechtsrahmens der EU
(z.B. TEN-E Regulation) bzw. der strategischen Planungspapiere
der ENTSO-E (Zehnjahresnetzentwicklungsplan TYNDP 2020
55

Background Report Hydropower / Hintergrundbericht Wasserkraft VGB PowerTech 3 l 2021
40
40
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[GW]
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Demand Side Management
Wind Energy
Batteries
Biogas/-mass
Nuclear
Oil
Gas
Lignite
Hard coal
Hydropower
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Wind Energy
Batteries
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Nuclear
Oil
Gas
Lignite
Hard coal
Hydropower
FCR
aFRR+
mFRR+
FCR
aFRR+
mFRR+
aFRR-
mFRR-
aFRR-
mFRR-
Fig. 1. Prequalified reserve capacity for the German power system,
Sept. 2020 (Ref.: www.regelleistung.net)
Reserve powers equalize fluctuations in the power grid within
seconds ”Frequency Containment Reserves (FCR)”, five minutes
”automatic Frequency Restoration Reserves (aFRR)” or quarter of
an hour ”manual Frequency Restoration Reserves (mFRR)”.
ments), in order to ensure the high level of stability of the European
power grid.
In countries with hydro storage and pumped hydro storage power
plants, this renewable source of energy is an integral part of technical
crisis management in grid operation. If a blackout occurs,
the European interconnected system will be disintegrated into
several subgrids in an extreme case and generation and loads will
be largely decoupled from the grid. In such a case, mainly with
the help of hydropower plants, which are – capable of black start,
grid islands are built up one after the other in accordance with
defined process steps. The load behavior is stabilized with pumps
if possible, conventional loads and further power plants are gradually
connected to the island, and subsequently the subgrids are
synchronized again to restore the pan-European system network.
Without any external power supply, plants, capable of black start,
can start-up themselves stably, provide voltage, balance the reactive
power budget and, when islanded, operate the grid island stably
(grid restoration). Large hydropower plants are particularly
suitable to perform this duty due to their large flywheel masses
(rotating inertia) and high controllability.
Even in normal, trouble-free operation, the role of hydropower in
ensuring security of supply and extremely far-reaching grid stability.
Depending on the location and technical equipment, the additional
grid services provided by hydropower plants vary. With regard
to the possible grid and system services (ancillary services),
three different types can be distinguished (see Ta b l e 1 ).
Tab. 1. Grid and system services (ancillary services).
Grid and system services
Bild 1. Präqualifizierte Reserveleistung für Deutschland, Sept, 2020
(Ref.: www.regelleistung.net)
Die Reserveleistungen gleichen die Schwankungen im Stromnetz
innerhalb von Sekunden („Primärreserve (PRL)/ Frequency Containment
Reserves (FCR)“), fünf Minuten („Sekundärreserve (SRL)/
automatic Frequency Restoration Reserves (aFRR)“) oder Viertelstunden
(„Minutenreserve (MRL)/ manual Frequency Restoration
Reserves (mFRR)“) aus.
samt Begleitdokumenten), damit das hohe Maß der Stabilität des
europäischen Stromnetzes weiterhin sicher gestellt wird.
Wo vorhanden, sind Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke integrativer
Bestandteil des technischen Krisenmanagements im
Netzbetrieb. Wäre es zu einem Blackout gekommen, wäre das
europäische Verbundsystem im Extremfall in mehrere Teilnetze
zerfallen und Erzeugung sowie Lasten weitreichend vom Netz
entkoppelt worden. In einem solchen Fall werden vor allem mit
Hilfe schwarzstartfähiger Wasserkraftanlagen nach definierten
Prozessschritten der Reihe nach Netzinseln aufgebaut, nach Möglichkeit
mit Pumpen das Lastverhalten stabilisiert, schrittweise
konventionelle Lasten und weitere Kraftwerke in der Insel herangeführt
und in weiterer Folge die Teilnetze wieder zum Systemverbund
synchronisiert. Ohne externe Stromversorgung können
schwarzstartfähige Anlagen selbst stabil hochfahren, Spannung
vorgeben, den Blindleistungshaushalt ausgleichen und bei Inselbetriebsfähigkeit
die Netzinsel stabil betreiben. Große Wasserkraftwerke
sind infolge ihrer großen Schwungmassen und hohen
Regelfähigkeit besonders für diesen Zweck geeignet.
Auch für den Normalbetrieb ist die Rolle der Wasserkraft zur Gewährleistung
der Versorgungssicherheit und Netzstabilität äußerst
weitreichend. Je nach Standort und technischer Ausrüstung
variieren die von den Wasserkraftwerken zusätzlich erbrachten
Netzdienstleistungen. Bezüglich der möglichen Netz- und Systemdienstleistungen
(Ancillary Services) lassen sich drei verschiedene
Arten unterscheiden, wie in Ta b e l l e 1 dargestellt.
Tab. 1. Mögliche Netz- und Systemdienstleistungen (Ancillary Services).
Netz- und Systemdienstleistungen
Frequency stabilization
Frequency maintenance refers to the provision of system
services in the form of primary control
(Frequency Containment Reserve – FCR), secondary
control (automatic Frequency Restoration Reserves –
aFRR) and minute reserve (manual Frequency
Restoration Reserve – mFRR).
Frequenzhaltung
Unter Frequenzhaltung versteht man die Erbringung von
Systemdienstleistungen in Form von Primärregelung (engl.
Frequency Containment Reserve – FCR), Sekundärregelung
(engl. automatic Frequency Restoration Reserves – aFRR)
und Minutenreserve (engl. manual Frequency Restoration
Reserve – mFRR).
Voltage maintenance
To maintain voltage, power plants provide reactive
power in so-called phase-shifting operation.
Spannungshaltung
Für die Spannungshaltung stellen die Kraftwerke im sogenannten
Phasenschieberbetrieb Blindleistung zur Verfügung.
Grid restoration
The grid is primarily restored by plants capable of
black start, which can start-up by auto-supply
(without external power supply) and without the
specification of a grid frequency. They are supported
by island-operational plants.
Netzaufbau
Der Netzaufbau erfolgt primär durch schwarzstartfähige
Anlagen, die aus eigener Kraft (ohne externe Stromversorgung)
und ohne Vorgabe einer Netzfrequenz anfahren
können. Sie werden von inselbetriebsfähigen Anlagen
unterstützt.
The services of hydropower for European grid stability and security
of supply can be detailed as shown in Ta b l e 2 .
Im Detail offeriert die Wasserkraft eine Fülle von Dienstleistungen
zur europäischen Netzstabilisierung und zur Aufrechterhaltung
der Versorgungssicherheit (Ta b e l l e 2 ).
56

VGB PowerTech 3 l 2021
Background Report Hydropower / Hintergrundbericht Wasserkraft
Tab. 2. Services of hydropower for European grid stability and security
of supply.
Tab. 2. Dienstleistungen der Wasserkraft zur europäischen Netzstabilisierung
und zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit.
Services
Contribution of hydropower
Dienstleistungen
Beitrag der Wasserkraft
Backup and
reserve capacity
Quick start
capability
Black start
capability
Redispatch
Short circuitpower
Power-frequency
control
Balancing
Voltage
maintenance,
reactive power
balance
High-capacity
change (load
alternation rate)
Peak load control
Rotating masses
(inertia)
Hydroelectric power plants can be reliably and predictably
held in reserve at low costs, emission-free without
needing fuel, can be started-up within seconds when
needed without external assistance, and can feed energy
into the electrical system.
The quick start capability of hydropower is unprecedented
and takes only a few seconds.
The black start capability of hydropower is almost unprecedented.
With restrictions and in combination with battery storage,
gas-fired power plants are also suitable.
With the aim of avoiding or eliminating grid bottlenecks,
the transmission system operator requires redispatch
capacity, which can be provided, for example, by pumped
storage power plants from standstill in the positive
(generation) or negative direction (consumption or load).
According to ENTSO-E requirements, a minimum level of
short-circuit power must be maintained in order to keep up
voltage and ensure grid protection. In this respect, hydropower
has always made a substantial contribution.
With the increasing retirement of thermal plants, the
importance of hydropower continues to grow.
Hydropower helps keeping frequency within specified
limits by continuously modulating active power and countering
moment-to-moment fluctuations in system power
demand. The fast response capability of hydropower
makes this energy particularly suitable to counter steep
(residual) load gradients (ramp rates) by fast load tracking
(i.e., generation change) in both energy directions.
These flexibility services are provided, among others, by
entire groups of power plants (flexibility facilities) inter alia
in the Alpine region for the European interconnected
system for all time ranges.
In addition to control functions for the benefit of system
operation, hydropower compensates for energy deficits in
all time ranges. The seasonal storage capability of large
hydropower storage and pumped storage to cover the
winter gap is of increasing importance, especially with
increasing PV generation. These flexibility services are
provided, among others, by entire power plant groups
(flexibility facilities) inter alia of the Alpine region for the
European interconnected system for all time ranges.
Hydropower plants can control the reactive power and
thus ensure the reactive power balance in the grid. This is
one of the essential prerequisites for stable grid voltage.
Hydropower storage and pumped storage can compensate
for power surges in the grid for a very short time
by means of fast and flexible starts and stops. With the
hydraulic short-circuit method, an extremely rapid change
in the operating state of pumped-storage power plants
from pumping operation (consumer) to turbine operation
(generation) can be brought about.
Hydropower storage and pumped storage can respond
highly flexible to load peaks.
Large hydropower plants have enormous flywheel masses
of their rotating machine sets (Synchronous Inertia). These
stabilize the interconnected system at the very beginning
of grid disturbance. With the increasing loss of thermal
units, so-called “synthetic inertia“ can be provided as a
conditional replacement with the aid of power electronics.
Backup- und
Reservekapazität
Schnellstartfähigkeit
Schwarzstartfähigkeit
Redispatch
Kurzschlussleistung
Leistungs-Frequenz-
Regelung
Balancing
Spannungshaltung,
Blindleistungshaushalt
Hohe Kapazitätsänderung
(Laständerungsrate)
Spitzenlastregelung
Rotierende
Massen (Inertia)
Wasserkraftwerke können ohne Brennstoffbedarf zuverlässig
und kalkulierbar vorgehalten werden, bei Bedarf
ohne fremde Hilfe binnen Sekunden hochfahren und
Energie in das elektrische System einspeisen.
Die Schnellstartfähigkeit von Wasserkraft ist beispiellos
und dauert nur wenige Sekunden.
Die Schwarzstartfähigkeit von Wasserkraft ist nahezu
beispiellos. Mit Einschränkungen und in Verbindung mit
Batteriespeichern sind auch Gaskraftwerke geeignet
Mit dem Ziel, Netzengpässe zu vermeiden oder zu beseitigen,
benötigt der Übertragungsnetzbetreiber eine Redispatch-Kapazität,
die etwa von Pumpspeicherkraftwerken
aus dem Stillstand in positiver (Erzeugung) oder negativer
Richtung (Verbrauch oder Last) bereitgestellt werden kann.
Zur Spannungshaltung und Gewährleistung des Netzschutzes
sind gemäß den ENTSO-E Anforderungen ein
Mindestmaß an Kurzschlussleistung vorzuhalten.
Die Wasserkraft trägt dazu seit jeher substanziell bei.
Mit zunehmendem Ausscheiden thermischer Anlagen
steigt die Bedeutung weiter.
Wasserkraft trägt dazu bei, die Frequenz durch kontinuierliche
Modulation der Wirkleistung innerhalb der vorgegebenen
Grenzen zu halten und Schwankungen des Systemleistungsbedarfs
von Moment zu Moment zu begegnen.
Die schnelle Reaktionsfähigkeit von Wasserkraft macht
diese besonders geeignet, steilen Lastgradienten (Rampenraten)
durch schnelle Lastverfolgung (d.h. Erzeugungsänderung)
zu begegnen. Diese Flexibilitätsdienstleistungen
werden unter anderem aus ganzen Kraftwerksgruppen
des Alpenraums für das europäische Verbundsystem für
alle Zeitbereiche erbracht.
Zusätzlich zu den Regelfunktionen zugunsten des Systembetriebs
gleicht die Wasserkraft Energiedefizite in allen
Zeitbereichen aus. Von zunehmender Bedeutung ist die
saisonale Speicherfähigkeit großer Wasserkraftspeicherund
Pumpspeicher zur Deckung der Winterlücke vor allem
bei zunehmendem PV-Anteil in der Erzeugung. Diese Flexibilitätsdienstleistungen
werden unter anderem aus ganzen
Kraftwerksgruppen des Alpenraums für das europäische
Verbundsystem für alle Zeitbereiche erbracht.
Wasserkraftwerke können die Blindleistung steuern und
damit den Blindleistungshaushalt im Netz sicherstellen.
Dies ist eine der wesentlichen Voraussetzungen für eine
stabile Netzspannung.
Wasserkraft- und Pumpspeicher können über schnelle und
flexible Starts bzw. Stopps sehr kurzzeitig Leistungssprünge
im Netz ausgleichen. Mit der Methode des
hydraulischen Kurzschlusses kann bei Pumpspeicherkraftwerken
eine extrem rasche Änderung des Betriebszustandes
von Pumpbetrieb (Verbraucher) in Turbinenbetrieb
(Erzeugung) herbeigeführt werden.
Wasserkraftspeicher und Pumpspeicher können höchst
flexibel auf Lastspitzen reagieren (Hydro-Peaking,
Schwall- und Sunkbetrieb).
Große Wasserkraftanlagen verfügen über enorme
Schwungmassen ihrer rotierenden Maschinensätze
(Synchronous Inertia). Diese stabilisieren das Verbundsystem
in den ersten Augenblicken einer Netzstörung.
Bei zunehmendem Wegfall thermischer Einheiten kann
als bedingter Ersatz mit Hilfe von Leistungselektronik
sog. „synthetische Inertia“ bereitgestellt werden.
Industry experts consider the latest incident on January 8,
2021as warning signal and further indication of the increasing
risk of a blackout. Crisis-prevention experts are already predicting
that a Europe-wide blackout can be expected within the next
five years unless further coordinated measures are taken immediately.
Switzerland is also acting bearing security in mind: In the latest
overall risk analysis for Switzerland, a blackout is identified
as one of the highest ranked potential hazards. To mitigate a
national blackout risk and to bridge the expected winter gap as
a result of the accelerated PV and wind power expansion programme,
the subsidized expansion of 2 TWh of large-scale stor-
Der jüngste Vorfall vom 8. Januar 2021 wird unter Branchenexperten
als Warnsignal und weiteres Indiz für das steigende Risiko
eines Blackouts gesehen. Auch Krisenvorsorgeexperten, prognostizieren
schon jetzt, dass binnen der nächsten 5 Jahre mit einem
europaweiten Blackout zu rechnen ist, sofern nicht umgehend
weitere koordinierte Maßnahmen vorgenommen werden.
Auch die Schweiz agiert sicherheitsorientiert: In der jüngsten
Risikogesamtanalyse für die Schweiz wird ein Blackout als eines
der am höchsten angesiedelten Gefährdungspotenziale erkannt.
Zur Dämpfung eines nationalen Blackout-Risikos und zur Überbrückung
der zu erwartenden Winterlücke infolge des forcierten
PV- und Windkraftausbauprogramms wurde der geförderte Aus-
57

Background Report Hydropower / Hintergrundbericht Wasserkraft VGB PowerTech 3 l 2021
age power has been decided and is planned to be enshrined in law
in 2021.
In addition to the expansion and conversion of the supply network,
a further intelligent combination of power generators and
consumers in the network is required. In this context, hydropower,
as part of the “renewable family”, has a key role to play as service
provider for security of supply and grid stability, in particular
because of its high efficiency, reliability, flexibility, and storage
capability. Therefore, hydropower remains an indispensable
renewable energy source that must be further developed and preserved
within the framework of an ambitious energy and climate
policy.
The report was prepared in cooperation with the members of VGB
PowerTech | Hydro.
bau von 2 TWh Großspeicherkraft beschlossen und wird 2021 gesetzlich
verankert werden.
Neben dem Aus- und Umbau des Versorgungsnetzes ist eine weitere
intelligente Kombination von Stromerzeugern und -verbrauchern
im Netz erforderlich. In diesem Zusammenhang kommt
der Wasserkraft als Teil der „erneuerbaren Familie“ insbesondere
wegen ihrer hohen Effizienz, Zuverlässigkeit, Flexibilität und
Speicherbarkeit eine Schlüsselrolle als Dienstleister für die Versorgungssicherheit
und Netzstabilität zu. Daher bleibt die Wasserkraft
eine unverzichtbare erneuerbare Energiequelle, die im
Rahmen einer ehrgeizigen Energie- und Klimapolitik weiterzuentwickeln
und zu bewahren ist.
Der Bericht wurde in Kooperation mit den Mitgliedern des VGB
PowerTech | Hydro erstellt.
What would happen in the case of a blackout?
Even though experts consider the risk of a large-scale power blackout
in Germany, lasting for many days or even weeks, to be very
low, it is worth thinking about possible incidents. What would happen
in case of a blackout? Researchers have studied the scenario
and its effects on order of the Office of Technology Assessment
at the German Parliament (TAB). They came to the conclusion: A
massive blackout would be a catastrophe that would quickly push
life in Germany to its limits:
––
Immediately after the power failure, trains would stop and elevators
would get stuck.
––
The lighting would fail – the same applies to traffic lights, leading
to traffic chaos. If cars had been parked in an underground
garage, drivers would have to wait until the blocking barriers
worked again.
––
Electrical doors, on the other hand, would open thanks to automatic
unlocking.
––
In security areas, such as banks, locks and video surveillance
would fail.
––
Television screens would remain black, only battery-powered
radios would be still receiving – as long as the radio stations can
be operated with emergency power.
––
Since the routers required for data traffic would fail, no more
information can be obtained via the Internet.
––
Most landline telephones would also no longer work, and the
mobile network is likely to reach its limit quickly due to congestion.
The TAB experts regard insufficient means of information
and communication as one of the major problems in case of a
blackout. Car radios can be an initial alternative to TV and the
Internet.
––
Since petrol stations also rely on electricity (electrical pumps),
there would soon be no fuel left.
––
Police and fire departments would be overloaded, for example,
because they would have to regulate traffic or rescue people
from stuck elevators.
––
In hospitals, diesel generators would start-up after a power outage
to provide emergency power for important medical care.
However, this would only work as long as fuel is still available.
In hospitals, there would be a stockpile of important medicines
that can be used to ensure emergency supply.
––
As logistics facilities would stand still, handling of goods would
come quickly to a standstill, and operations at airports also
would come to a halt. Aircraft landings would be still possible,
however, only thanks to emergency power.
––
In most factories and craft enterprises, as well as in many other
businesses, work would have to be stopped.
––
The situation would be difficult on farms that rely on electrical
appliances for e.g. milking, cattle feeding or ventilation.
If the blackout lasts for several days, many animals will risk
dying.
Was würde bei einem Blackout geschehen?
Auch wenn Experten das Risiko eines großflächigen und viele Tage
oder gar Wochen andauernden Stromausfalls in Deutschland für
sehr gering halten, lohnt es sich darüber nachzudenken. Was würde
bei einem Blackout geschehen? Für das Büro für Technikfolgen-
Abschätzung beim Deutschen Bundestag (TAB) haben Forscher
das Szenario und seine Auswirkungen untersucht. Sie kamen zu
dem Schluss: Ein massiver Blackout wäre eine Katastrophe, die
das Leben in Deutschland rasch an seine Grenzen führen würde:
––
Unmittelbar nach dem Stromausfall bleiben Züge stehen und
Aufzüge stecken.
––
Die Beleuchtung fällt aus – ebenso Ampeln, was zum Chaos im
Straßenverkehr führt. Wer mit seinem Auto in einer Tiefgarage
steht, muss warten, bis die blockierenden Schranken abgebaut
werden.
––
Elektrisch betriebene Türen hingegen öffnen sich dank automatischer
Entriegelung.
––
In gesicherten Bereichen, etwa bei Banken, versagen Schleusen
und Videoüberwachung.
––
Die Bildschirme der Fernsehgeräte bleiben schwarz, nur batteriebetriebene
Radios sind noch auf Empfang – solange die
Rundfunksender mit Notstrom betrieben werden können.
––
Da die für den Datenverkehr nötigen Router ausfallen, lassen
sich übers Internet keine Informationen mehr erhalten.
––
Auch die meisten Festnetztelefone funktionieren nicht mehr,
das Mobilfunknetz dürfte wegen Überlastung rasch ans Limit
geraten.
Die unzureichenden Möglichkeiten zur Information und Kommunikation
sehen die Fachleute des TAB als eines der größten Probleme
bei einem Blackout. Eine Alternative zu TV und Internet bietet
zunächst das Radio im Auto. Das wiederum ist nur noch für eine
begrenzte Strecke fahrbereit.
––
Da die Pumpen an den Tanks der Zapfsäulen streiken, gibt es an
der Tankstelle bald keinen Treibstoff mehr.
––
Polizei und Feuerwehr sind überlastet, weil sie etwa den Verkehr
regeln oder Menschen aus steckengebliebenen Fahrstühlen
befreien müssen.
––
In Krankenhäusern springen nach dem Stromausfall Dieselaggregate
an, die wichtige medizinische Geräte mit Notstrom versorgen.
Das funktioniert allerdings nur, solange noch Kraftstoff
verfügbar ist. In den Kliniken gibt es einen Vorrat an wichtigen
Medikamenten, mit dem sich die Notversorgung der Bevölkerung
für eine Weile sicherstellen lässt.
––
Weil die Anlagen fürs Be- und Entladen und die Logistik stillstehen,
kommt der Warenumschlag in den Häfen rasch zum
Erliegen, auch der Betrieb an Flughäfen ruht. Landungen von
Flugzeugen sind aber dank Notstrom noch möglich.
––
In den meisten Fabriken und Handwerksbetrieben sowie in vielen
anderen Unternehmen muss die Arbeit eingestellt werden.
Schwierig wäre die Situation in landwirtschaftlichen Betrieben,
die auf elektrischen Strom für Melkmaschinen, automatische Füt-
58

VGB PowerTech 3 l 2021
Background Report Hydropower / Hintergrundbericht Wasserkraft
––
As refrigeration would fail and would supply falter, supermarkets
would also run out of food after a few days.
––
Goods still available for purchase can no longer are paid without
cash, which can also no longer be withdrawn from ATMs.
––
Heating systems would fail in winter and air conditioning in
summer.
––
The supply of drinking water would also become a problem. In
many places, it is based on pumping stations that are no longer
running.
––
The lack of electricity would also negatively affect sewage treatment.
Wastewater would flow untreated into streams and rivers.
Together with lacking fresh water and toilet flushing, this would
lead to terrible hygienic conditions after some time.
––
After one or two weeks without electrical power, the consequences
of the blackout would take on dramatic dimensions:
––
Most stores would have to close because they no longer have
any goods to offer.
––
A comprehensive emergency power supply must be set up
for providing drinking water, firefighting water, food supply
and for medical care. Diesel fuel for generators and transport
trucks must be organized, sometimes over long distances.
––
Police would also suffer from fuel shortages and communication
problems – easing criminal offences.
Hopefully it will never become necessary to prove that precautionary
measures are sufficient in case of emergency. Thanks to the
high reliability of the German power grid, it is not very likely that
such emergency cases will occur.
l
terung oder Lüftung in den Ställen angewiesen sind. Dauert der
Blackout mehrere Tage an, drohen viele Tiere zu verenden.
––
Da die Kühlung ausfällt und der Nachschub stockt, werden nach
einigen Tagen auch die Lebensmittel in den Supermärkten knapp.
––
Was es noch zu kaufen gibt, lässt sich nicht mehr bargeldlos bezahlen.
Und auch die Scheine gehen allmählich zur Neige, da
Bankautomaten keine mehr hergeben.
––
Im Winter fallen die meisten Heizungen aus, im Sommer die
Klimaanlagen. Auch die Versorgung mit Trinkwasser wird ein
Problem. Sie basiert vielerorts auf Pumpstationen, die nun nicht
mehr laufen.
––
Der fehlende Strom lässt zudem Klärwerke versagen. Abwässer
fließen deshalb ungereinigt in Bäche und Flüsse. Zusammen mit
dem Mangel an frischem Wasser und dem Ausfall der Toilettenspülung
führt das nach einiger Zeit zu schlimmen hygienischen
Verhältnissen.
––
Nach ein bis zwei Wochen ohne elektrische Energie nehmen die
Folgen des Blackouts dramatische Dimensionen an:
––
Die meisten Geschäfte müssen schließen, weil sie keine Waren
mehr anzubieten haben.
––
Für Trinkwasser, Löschwasser, die Versorgung mit Lebensund
Arzneimitteln sowie den Betrieb medizinischer Geräte
muss eine umfassende Notstromversorgung aufgebaut werden.
Der Dieselkraftstoff für die dazu genutzten Generatoren
und die Transport-Lkw muss teils über weite Strecken herbeigeschafft
werden.
––
Auch die Polizei leidet unter Treibstoffmangel und Kommunikationsproblemen
– das erleichtert Dieben, Einbrechern und
anderen Kriminellen ihr Geschäft.
Ob Vorsorgemaßnahmen für eine solche Notsituation ausreichen,
muss sich hoffentlich nie in der Praxis zeigen. Die Wahrscheinlichkeit,
dass der Ernstfall eintritt, ist dank der hohen Ausfallsicherheit
des deutschen Stromnetzes sehr gering.
l
Contact
VGB PowerTech e.V.
Dr. Mario Bachhiesl
(Head Renewables and
Distributed Generation)
Phone: +49 201 8128 270
E-mail: mario.bachhiesl@vgb.org
TIWAG-Tiroler Wasserkraft AG
Dr. Peter Bauhofer
(Head Energy Policy and
Energy Efficiency)
Phone: +43 50607 21511
E-mail: peter.bauhofer@tiwag.at
Kontakt
VGB PowerTech e.V.
Dr. Mario Bachhiesl
(Leiter Erneuerbare Energie und
Dezentrale Erzeugung)
Tel.: +49 201 8128 270
E-mail: mario.bachhiesl@vgb.org
TIWAG-Tiroler Wasserkraft AG
Dr. Peter Bauhofer
(Leiter Abteilung Energiestrategie
und Energieeffizienz)
Tel.: +43 50607 21511
E-mail: peter.bauhofer@tiwag.at
59

Datenschutz in Zeiten der Pandemie: Anspruch, Wirklichkeit und Praxishilfen VGB PowerTech 3 l 2021
Datenschutz in Zeiten der Pandemie:
Anspruch, Wirklichkeit und
Praxishilfen
Stefan Loubichi
Abstract
Data Protection in Times of Pandemic:
Claim, reality and practical aids
The Corona pandemic has led to a new (probably
permanent) emphasis on home office, video
conferencing and remote control. Germany is
currently characterised by a reform backlog and
an overbearing bureaucracy that does not stop
at digitalisation. Not only did digital tracking in
Corona also fail in Germany because of data
protection, but in the areas of home office, videoconferencing
and remote control, data protection
prevents as well sustainable innovation.
The Emotet malware attack on the Kammergericht
in Berlin has shown that the German capital
in particular does not take information security
and data protection very seriously. Nevertheless,
more and more hurdles are being
erected by Berlin‘s data protection commissioner
when it comes to video conferencing. In this
example, we use MS Teams to show that this
tool can be operated in a legally compliant
manner despite the concerns of the Berlin authorities.
The new „Double Key Encryption“ procedure
from Microsoft, which is now used with Microsoft
365 E5, plays an important role in this paper.
The process uses two keys to access protected
content, one held by Microsoft and the other
by the E5 user. The technical implementation is
described in this essay.
Of course, neither Microsoft 365 E5 nor Microsoft
Azure is something for private users, but for
operators of critical infrastructures, the use of
DKE is a sustainable way to escape the regulatory
data protection trap. After the Corona pandemic,
we need functional new working worlds
and not endless debates about data protection.
DKE would be one way to implement this.
Autor
Prof. h.c. PhDr. Dipl.-Kfm./Dipl.-Vw.
Stefan Loubichi
international experienced lead auditor and
consultant for information management systems
(ISO 27001, § 8 BSI-Law and IT-security
catalogue § 11 I a/b EnWG) and IT-OT
senior security expert, more than ten years of
international experience in implementing IT-/
OT-security, senior expert od data protection
as well as key note speaker and author
Essen, Deutschland
Finally, this paper will argue why the new draft
of the Telecommunications Act would be a step
in the wrong direction and would harm the
competitiveness of German companies. Quite
apart from that, the new Telecommunications
Act would also not be an improvement of data
protection in Germany.
l
Wasser predigen und Wein
trinken
Der Senat in Berlin beglückt Industrie und
Wirtschaft nicht nur seit Beginn der Corona-Pandemie
regelmäßig mit Hinweisen,
warum man welches Online-Tool auf keinen
Fall benutzen könne und was man
auch sonst alles lassen sollte, da es weder
mit der Informationssicherheit noch mit
dem Datenschutz vereinbar Viele Unternehmen
in Deutschland kämpfen derzeit
um das Überleben und versuchen sich
durch umfangsreiches Home Office am Leben
zu halten. Aus diesem Grunde sei zuerst
einmal ein Blick darauf erlebt, wie die
Senatsverwaltung in Berlin – derzeit am
aktivsten und in den Medien präsenteste
Einrichtung der öffentlichen Hand- mit
diesem Thema umgeht.
Viele von uns erinnern sich noch daran,
dass am 20. September 2019 das Kammergericht
in Berlin durch Emotet befallen
wurde. Gemäß des Gutachtens des Cyber
Emergency Response Teams von T-System
konnten die Angreifer über mehrere Tage
hinweg im Netz des Kammergerichtes wüten
und alle Daten abziehen. Die Analyse
zeigte diverse Schwachstellen in der Infrastruktur,
vom Versagen der Endpoint-
Protection, fehlende Filter und eine
unzureichende Netzwerksegmentierung,
Herausforderungen in Sachen Administratorenrechte
sowie mangelnde Log-
Dateien.
Der Berliner Tagesspiegel nahm sich im Januar
2020 des Sachverhaltes an und berichtete
hierzu am 11.1.2020 wie folgt:
„In den Verwaltungsbehörden des Landes
Berlin entspricht nur jeder zweite der etwa
82 000 Dienstrechner den geltenden Sicherheitsbestimmungen.
Das geht aus einem IT-
Sicherheitsbericht hervor, den Innensenator
Andreas Geisel im Dezember verfasst hatte
und der dem Tagesspiegel vorliegt.
Dem Papier zufolge liegt der durchschnittliche
Umsetzungsgrad der 2017 festgelegten
Leitlinie zur Informationssicherheit der
Landesverwaltung bei 52,18 Prozent. Die
andere Hälfte der Rechner entspricht demnach
nicht den im September 2017 durch
die Staatssekretärin für Informations- und
Kommunikationstechnologie, Sabine
Smentek, festgesetzten Leitlinien.“
Quelle. Tagesspiegel 11.1.2020, „Nur jeder
zweite Rechner ist sicher“
Bis Mitte 2020 war dann immer noch nicht
viel passiert, wie man aus einem Bericht
des Tagesspiegels vom 29. Juni 2020 entnehmen
konnte:
––
Von 1.000 Richter der ordentlichen
Gerichtsbarkeit in Berlin haben nur 210
einen Bootstick, mit dem eine sichere
Einwahl in das Berliner Landesnetz möglich
ist, allerdings nur vom Privatrechner.
––
Durch den Emotet-Angriff mussten 550
Rechner und das gesamte Rechenzentrum
entsorgt werden.
––
Erst nach dem Emotet Angriff wurde am
Kammergericht Berlin das Fachverfahren
„Aulak“ ausgemustert. Aulak basiert
auf Word 95, so dass es hier Angreifer
wirklich nicht sehr schwer haben.
Quelle. Tagesspiegel 29.6.2020, „Wie ein
Computervirus das Berliner Kammergericht
seit Monaten im Griff hat“
Wir schreiben den März 2021, mehr als ein
Jahr nach dem Emotet-Befall des Kammergerichtes
in Berlin und des Artikels im Tagesspiegel.
Der ehemalige Vorsitzende der
Piratenpartei und jetzige Abgeordnete im
Berliner Abgeordnetenhaus Bernd Schlömer
hatte im Dezember 2020 bei der Berliner
IT-Staatssekretärin Sabine Smentek
nachgefragt, wie viele Behörden des Landes
Berlin die Informationssicherheitsrichtlinie
des Senats ganz oder teilweise
umgesetzt habe.
Die Antwort der IT-Staatssekretärin ist
zum Zeitpunkt des Verfassens dieses Artikels
nicht veröffentlicht, gleichwohl sind
die Inhalte in einschlägigen Datenschutz-
60

VGB PowerTech 3 l 2021
Datenschutz in Zeiten der Pandemie: Anspruch, Wirklichkeit und Praxishilfen
kreisen bekannt und wurde auch im Tagesspiegel
veröffentlicht.
Gemäß der Antwort der Berliner IT-Staatssekretärin
haben in Berlin folgende Entitäten
die eigenen Vorgaben in Sachen IT-Sicherheit
zu 75 % und mehr erfüllt:
IT-Dienstleistungszentrum Berlin (100 %),
––
Bezirksamt Reinickendorf (78,34 %)
––
Landesamt für Gesundheit und Soziales
(82,45 %)
––
Landesarbeitsgericht (82,18 %)
––
Polizeipräsidium Berlin (87,29 %)
––
Sozialgericht (86,94 %)
––
Justizvollzugsanstalten (81,20 %)
––
Senatsverwaltung für Wirtschaft Energie
und Betriebe (81,76 %).
Diese Zielmarken hat jedoch die Innenverwaltung
in unserer Bundeshauptstadt Berlin
nicht erreicht.
Wäre dieses Faktum bei einem Betreiber
einer Kritischen Infrastruktur, so wären die
Folgen sicher andere.
Die Datenschutzbewertung für
Videokonferenzsysteme
Betrachten wir uns an dieser Stelle einmal
wie die Berliner Datenschutzbeauftragte
die Nutzung von Tools von Videokonferenzen
i.a. sieht, welche in Zeiten der Corona-
Krise für die Existenz von Unternehmen
(auch der Kritischen Infrastruktur) von
unabdingbarer Relevanz ist.
Laut einer Februar-Veröffentlichung der
Computerwoche sind derzeit die wichtigsten
Videokonferenzsysteme:
––
Zoom
––
Microsoft Teams
––
Google Meet
––
GoToMeeting
––
Cisco Webex
––
Jitsi Meet
––
BlueJeans
––
Slack
Am 19.2.2021 hat die Berliner Datenschutzbeauftragte
Maja Smoltczyk eine
Neubewertung der Videokonferenzsysteme
vorgenommen. Dabei werden zwei Prüfungen
durchgeführt:
––
rechtliche Prüfung
––
Prüfung der technisch-organisatorischen
Maßnahmen
Eine Prüfung der technisch-organisatorischen
Maßnahmen erfolgt jedoch nur,
wenn die rechtliche Prüfung zu keinem negativen
Ergebnis führte.
Die Bewertung der rechtlichen Anforderungen
erfolgt dabei in einem Ampelsystem
mit nachfolgender Kategorisierung:
Rote Ampel:
Es liegen Mängel vor, die eine rechtskonforme
Nutzung des Dienstes ausschließen
und deren Beseitigung vermutlich wesentliche
Anpassungen der Geschäftsabläufe
erfordert.
Gelbe Ampel:
Es liegen Mängel vor, die eine rechtskonforme
Nutzung des Dienstes zwar ausschließen,
deren Beseitigung allerdings
vermutlich ohne wesentliche Anpassungen
der Geschäftsabläufe möglich ist.
Grüne Ampel:
Es wurden keine Mängel gefunden.
Videokonferenzsysteme mit roter Ampel:
––
A-Conti
––
Alfaview
––
mailbox.org
––
meetzi
––
NETWAYS Web Services Jitsi
––
OSC BigBlueButton
––
TixeoCloud
––
Werk21 BigBlueButton
––
WirePro
Videokonferenzsysteme mit gelber Ampel:
keine
Videokonferenzsysteme mit grüner Ampel:
––
Cisco Webex Meeting
––
frei verfügbare Jitsi-Angebote
––
Google Meet
––
GoToMeeting
––
Microsoft Teams
––
Skype
––
Skype for Business Online
––
TeamViewer Meeting
––
Zoom
Bei der technischen Prüfung wurden dann
drei Anwendungsfälle verifiziert, wobei
nur folgende Systeme drei grüne Ampeln
erhielten:
––
Alfaview
––
OSC BigBlueButton
––
Werk21 BigBlueButton
––
WirePro
Nur diese vier Systeme entsprechen den
Anforderungen der Berliner Datenschutzbeauftragten.
Diese Systeme werden aber
allenfalls rudimentär eingesetzt. Im Umkehrschluss
bedeutet dies, dass die von
den meisten Unternehmen eingesetzten
Videokonferenzsystemen nicht den datenschutzrechtlichen
Anforderungen der Berliner
Datenschutzbeauftragten entsprechen.
Mehr als lustig – oder es ist doch zum Weinen-
ist der Umstand, dass Berlin Partner
für Wirtschaft und Technologie, zu neudeutsch
die Wirtschaftsförderung jedoch
aktiv MS Teams zu nutzen scheint und auch
unter https://www.berlin-partner.de/ fileadmin/
user_ upload /01_chefredaktion/02_pdf/03
_meta/33/DS_Erklaerung_
V1.2_Videokonferenzteilnehmer_160620
20.pdf eine Datenschutzerklärung für Microsoft
Teams zum Download im Internet
bereit hält. Gegebenenfalls hat sich
die Berliner Wirtschaftsförderung an Altbundeskanzler
Konrad Adenauer gedacht:
„Was kümmert mich mein Geschwätz
von gestern, nicht hindert mich weiser zu
werden.“
Die Bewertung am Beispiel von
Microsoft Teams
Betrachten wir uns in diesem Zusammenhang
die Ereignisse der Konferenz der unabhängigen
Datenschutzaufsichtsbehörden
des Bundes und der Länder in seinem
Arbeitskreis Verwaltung zur Auftragsverarbeitung
bei Microsoft 365.
Der Arbeitskreis hatte „die dem Einsatz des
Produktes Microsoft Office 365 zu Grunde
liegenden Online Service Terms (OST) sowie
die Datenschutzbestimmungen für Microsoft
Onlinedienste (Data Processing
Addendum / DPA), jeweils Stand: Januar
2020“ geprüft. Das Papier kommt zu dem
Ergebnis, dass auf Basis der genannten Unterlagen
kein datenschutzgerechter Einsatz
von Microsoft Office 365 möglich ist.
Die Entscheidung der Datenschutzkonferenz
erging mit einer knappen Mehrheit
von 9 Stimmen bei 8 Gegenstimmen. Gegen
die uneingeschränkte Zustimmung
sprachen sich unter anderem die Landesbeauftragten
für den Datenschutz Baden-
Württemberg, Bayern, Hessen und im
Saarland sowie der Präsident des Bayerischen
Landesamts für Datenschutzaufsicht
aus.
Der Arbeitskreis Verwaltung hat seine Bewertung
auf der Grundlage von Vertragsbestimmungen
getroffen, die Microsoft
zwischenzeitlich bereits zweimal überarbeitet
hat. Schließlich konnten noch nicht
die Feststellungen des Europäischen Gerichtshofs
zu den Anforderungen der Datenschutz-Grundverordnung
an internationale
Datentransfers berücksichtigt werden.
Dass die Bewertung der Berliner Datenschutzbeauftragten
nicht eindeutig ist,
lässt sich heraus ersehen. Inwieweit diese
Bewertung gegebenenfalls politisch
motiviert ist, lässt sich ebenfalls nicht ersehen.
Verwendet man Microsoft Teams werden
in der Regel auch Daten der Kunden oder
Mitarbeiter an Microsoft übertragen. Daten
aus der Europäischen Union zu exportieren,
ist nach der DSGVO aber nur dann
erlaubt, wenn von der EU für das Empfängerland
ein gleichwertiger Datenschutz
festgestellt wurde. Diese Feststellung erfolgte
im Falle der USA bis vor kurzem
durch Privacy Shield Abkommen, welches
aber durch Schrems II Urteil des Europäischen
Gerichtshofes für unwirksam erklärt
wurde.
Formaljuristisch korrekt, aber von vielen
als unerwünschter juristischer Winkelzug
klassifiziert, hat Microsoft die europäische
Tochter in Irland zum Datenverarbeiter
mit der Folge erhoben, so dass kein
Datenexport aus der EU heraus mehr stattfindet.
Gleichwohl werden von Microsoft
auch weiterhin Daten an die eigene
Muttergesellschaft in den USA weiter gegeben.
61

Datenschutz in Zeiten der Pandemie: Anspruch, Wirklichkeit und Praxishilfen VGB PowerTech 3 l 2021
Diese erfolgt nach dem Microsoft Online
Services Data Processing Agreement auf
Grundlage der Standardvertragsklauseln
der EU. Gemäß des Europäischen Gerichtshofes
sind diese weiterhin eine zulässige
Grundlage für einen Datenexport auch in
die USA. Aus diesem Grunde kann Microsoft
Teams auch nach dem EuGH Urteil
zur Unwirksamkeit von privacy shield weiterhin
genutzt werden, gleich ob dies der
Berliner Datenschutzbeauftragten gefällt
oder nicht.
Ein weiterer – vermeintlich strittiger- Punkt
ist die Frage, ob wirklich eine Auftragsdatenverarbeitung
mit Microsoft vorläge.
Wenn man Microsoft Onlinedienste (Office
365/ Azure) bezieht, vereinbart man automatisch
bei der Buchung des Microsoft-
Kundenvertrags das Microsoft Customer
Agreement (MCA) für die Nutzung der
Microsoft Onlinedienste mit Microsoft.
Dabei wird auch eine Auftragsverarbeitungsvereinbarung,
sowie die sog.
EU Standardvertragsklausel über die Nutzung
der Microsoft Onlinedienste (Office
365/ Azure) direkt mit Microsoft abgeschlossen.
Da bei jeder Nutzung eines Videokonferenzsystems
zumindest die IP-Adresse
des Nutzers übermittelt wird, muss MS
Teams in die eigene Datenschutzerklärung
integriert werden. Diese Notwendigkeit
wird aber auch dadurch verstärkt, dass in
der Regel neben der IP-Adresse noch viele
weitere personenbezogene Daten übertragen
werden, angefangen von der E-Mail-
Adresse über gegebenenfalls gefilmte Gesichter
von Teilnehmenden oder Gesprächsinhalten
mit schützenswürdigen
personenbezogenen Daten. Darüber hinaus
sind Videokonferenzen mit MS Teams
natürlich DSGVO konform zu verschlüsseln,
d.h. per se ist jede Website, auf der
Nutzer personenbezogene Daten eingeben,
nach Art. 5 Abs. 1 lit. 5 DSGVO zu verschlüsseln.
Im Übrigen hat zum Beispiel Microsoft reagiert
und eine sehr starke technischen Lösung
bereitgestellt, über die aber nur minimalst
berichtet wird, das 2-Schlüssel-Verfahren.
Das 2 Schlüssel Verfahren kann dabei als
technisch-organisatorische Maßnahme im
Sinne des Datenschutzes angesehen werden,
um den Zugriff auch von Microsoft zu
begrenzen. Selbst wenn Microsoft seinen
Schlüssel an irgendwelche US-Behörden
geben würde, so könnten diese nichts erreichen,
da ihnen der zweite Schlüssel fehlen
würde. Das einzige, was Microsoft aufgrund
einer Anordnung einer US-Behörde
in einem derartigen Falle tun müsste, wäre
somit die Herausgabe verschlüsselter Daten.
Die Herausgabe verschlüsselter Daten
würde aber –nicht nur nach diesseitiger
Sicht- keine Datenschutzverletzung darstellen.
Die Doppelschlüsselverschlüsselung ist als
Teil der Microsoft 365 E5 verfügbar.
Die Doppelschlüsselverschlüsselung
von Microsoft 365 /
MS Office 365
Double Key Encryption, DKE verwendet
zwei Schlüssel für den Zugriff auf geschützte
Inhalte. Microsoft speichert einen Schlüssel
in Microsoft Azure, und der Microsoft
Kunde hat den anderen Schlüssel. Man behält
somit die vollständige Kontrolle über
einen der Schlüssel mithilfe des Diensts für
die Verschlüsselung von Doppelschlüsseln.
Hierzu wendet man den Schutz mithilfe
des Azure Information Protection einheitlichen
Bezeichnungsclients auf die
hochgradig vertraulichen Inhalte an.
Die Verschlüsselung mit Doppelschlüssel
unterstützt Cloud- als auch lokale Bereitstellungen.
Die Bereitstellungen ermöglichen,
dass verschlüsselte Daten undurchsichtig
bleiben, unabhängig davon, wo die
geschützten Daten gespeichert werden. Es
sollte hierbei jedoch berücksichtigt werden,
dass die Verschlüsselung mit Doppelschlüssel
nur für hochsensitive Daten erfolgt.
Für nicht so sensitive Maßnahmen
bieten sich Microsoft Information Protection
mit von Microsoft verwalteten Schlüsseln
bzw. BYOK. Diese Lösungen sind hinreichend,
wenn nicht erweiterten Schutzund
behördlichen Anforderungen definiert
sind.
Die Verschlüsselung mit Doppelschlüsseln
ist in Microsoft 365 E5 verfügbar.
DKE-Vertraulichkeitsbezeichnungen werden
Endbenutzern über das Menüband für
Vertraulichkeit in Office Desktop Apps zur
Verfügung gestellt. Hierzu müssen diese
erforderlichen Komponenten auf jedem
Clientcomputer, auf dem man relevante Informationen
schützen und verwenden
möchten, installiert sein.
Zum Einrichten DKE müssen die nachfolgenden
Schritte ausgeführt werden:
––
Bereitstellung des DKE Dienstes
––
Erstellung einer Bezeichnung mit doppelter
Schlüsselverwaltung über die Option
Informationsschutz im Microsoft
365 Compliance Center.
––
Verwendung der Doppelschlüssel
Folgende 11 Schritte, welche wir uns noch
dezidiert anschauen, müssen ausgeführt
werden, um die Doppelschlüsselverwaltung
einzurichten:
––
Installieren der erforderlichen Software
für den DKE Dienst
––
Klonen des GitHub-Repositorys für die
Doppelschlüsselverschlüsselung
––
Ändern von Anwendungseinstellungen
––
Erstellen von Testschlüsseln
––
Erstellen des Projektes
––
Bereitstellen des DKE-Dienstes und Veröffentlichung
des Schlüsselspeichers
––
Überprüfung der Bereitstellung
––
Registrierung des Schlüsselspeichers
––
Erstellen von Vertraulichkeitsbezeichnungen
mit Hilfe von DKE
––
Aktivieren von DKE im Client
––
Migrieren geschützter Dateien von den
HYOK Bezeichnungen zu den DKE Bezeichnungen
Zu 1.:
Herunterladen des SDK von Download .
NET Core 3.1 und Installation
Herunterladen von Visual Studio Code und
Installation. Hiernach Ausführen des Visual
Studio Code und Installation der Erweiterungen:
C# für Visual Studio Code
NuGet Paket Manager
Download und Installation einer der nachfolgenden
Git-Ressourcen: Git, GitHub
Desktop, GitHub Enterprise
Installation von OpenSSL (, um Testschlüssel
zu generieren, nachdem DKE bereitgestellt
ist)
Zu 2.:
Microsoft stellt die DKE-Quelldateien in einem
GitHub-Repository bereit. Es muss
das Repository geklont werden, um das
Projekt zur Verwendung in der Organisation
lokal zu erstellen. Das DKE-GitHub-Repository
befindet sich unter
https://github.com/Azure-Samples/Double
KeyEncryptionService
Zu 3.:
Die nachfolgenden Anwendungseinstellungen
müssen nun geändert werden:
––
Zugriffseinstellungen für Schlüssel
––
Mandanten- und Schlüsseleinstellungen
Bezüglich der Authentifizierungsverfahren
müssen Sie hiernach auswählen zwischen:
––
E-Mail-Authorisierung
––
Rollenautorisierung
Bzgl. der Mandanten- und Schlüsseleinstellungen
wären in der Datei appsettings.
jsp folgende Einstellungen vorzunehmen:
––
Ersetzen von durch die
Mandanten-ID in der ValidIssusers Einstellung
von JSON.
––
Ersetzen von durch
den Hostnamen des Computers, auf dem
der DKE-Dienst ausgeführt wird (JwtAudience)
––
TestKeys: Name -> Eingabe eines Namens
für den Schlüssel
––
TestKeys:Id -> Erstellung einer GUID
und Eingabe eines entsprechenden Wertes.
Hierzu kann auch eine Website wie
der Online-GUID-Generator genutzt
werden.
Zu 4.:
Ausführen der OpenSSL-Eingabeaufforderung
im Startmenü von Windows und
Wechsel zu dem Ordner, in dem der Testschlüssel
gespeichert werden soll. Hiernach
müssen folgende Befehle in der Konsole
eingegeben werden:
openssl req -x509 -newkey rsa:2048 -keyout
key.pem -out cert.pem -days 365 (Generierung
des neuen Testschlüssels)
62

VGB PowerTech 3 l 2021
Datenschutz in Zeiten der Pandemie: Anspruch, Wirklichkeit und Praxishilfen
openssl rsa -in key.pem -out privkeynopass.
pem (Generierung des privaten Schlüssels)
openssl rsa -in key.pem -pubout > pubkeyonly.pem
(Generierung des öffentlichen
Schlüssels)
Hiernach ist pubkeyonly.pem zu öffnen
und mit Ausnahme der ersten und letzten
Zeile ist der Inhalt in den Abschnitt appsettings.js
PublicPem zu kopieren. Das gleiche
ist nun mit dem Inhalt der Datei privkeynopass.pem
zu realisieren, hier jedoch in den
Abschnitt appsettings.js PrivatePem
Alle Leerzeichen und Zeilenlinien in den
PublicPem und PrivatePem Abschnitten
sind dann zu entfernen.
In der Datei Startup.cs sind nun die Zeilen:
#if USE_TEST_KEYS
#error !!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!! Use of test keys is
only supported for testing,
DO NOT USE FOR PRODUCTION
!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!
services.AddSingleton();
#endif
zu ersetzen durch:
services.AddSingleton();
Zu 5.:
Wählen Sie im Visual Studio Code im RE-
POSITORY des DKE-Diensts die Option
„Befehlspalette anzeigen“ aus und geben
Sie dann > build an der Eingabeaufforderung
ein. Dann wählen Sie bitte in der Liste
„Tasks: Run Build task“ aus.
Wählen Sie dann > „Debuggen ausführen“
aus, um den Prozess zu debuggen.
Wenn Sie aufgefordert werden, eine
Umgebung auszuwählen, wählen Sie .NET
Core aus.
Der .NET Core-Debugger wird in der Regel
mit https://localhost:5001 gestartet. Zum
Anzeigen des Testschlüssels wechseln Sie
und fügen einen Schrägstrich (/) und den
Namen hhttps://localhost:5001 Ihres
Schlüssels an. Dies könnte zum Beispiel
sein:
https://localhost:5001/TestKey1
Der Schlüssel sollte im JSON-Format angezeigt
werden. Das Setup ist nun abgeschlossen.
Bevor Sie den Keystore in appsettings.json
für die Einstellung JwtAudience
veröffentlichen, stellen Sie bitte
sicher, dass der Wert für hostname genau
mit Ihrem App-Dienst-Hostnamen entspricht.
Zu 6.:
Stellen Sie den Dienst für Produktionsbereitstellungen
entweder in einer Drittanbieter-Cloud
oder in einem lokalen System
zur Veröffentlichung zur Verfügung.
Zu 7.:
Überprüfen Sie nach der Bereitstellung
von DKE die Bereitstellung und die wichtigsten
Speichereinstellungen:
src\customer-key-store\scripts\key_store_
tester.ps1 dkeserviceurl/mykey
key_store_tester.ps1 https://mydkeservice.com/mykey
Wenn Sie bereit sind, registrieren Sie Ihren
Schlüsselspeicher.
Bei dem Schlüsselnamen wird die Kleinschreibung
beachtet.
Zu 8.:
Die Registrierung Ihres DKE-Diensts ist der
letzte Schritt bei der Bereitstellung von
DKE, bevor Sie mit dem Erstellen von Bezeichnungen
beginnen können. Hierzu
geht man wie folgt vor:
Öffnen Sie in Ihrem Browser das Microsoft
Azure-Portal und wechseln Sie zu „All Services
> Identity > App Registrations“.
Wählen Sie „Neue Registrierung“ aus, und
geben Sie einen aussagekräftigen Namen
ein.
Wählen Sie einen Kontotyp aus den angezeigten
Optionen aus.
Wählen Sie unten auf der Seite „Registrieren“
aus, um die neue App-Registrierung
zu erstellen.
Wählen Sie in Der neuen App-Registrierung
im linken Bereich unter „Verwalten“
die Option „Authentifizierung“ aus.
Wählen Sie „Plattform hinzufügen“ aus.
Wählen Sie im Popup „Plattformenkonfigurieren“
die Option „Web“ aus.
Geben Sie unter „Umleitungs-URIs“ den URI
des Verschlüsselungsdiensts mit Doppelschlüssel
ein. Geben Sie die App-Dienst-URL
ein, einschließlich Hostname und Domäne.
Aktivieren Sie unter Implizite Gewährung
das Kontrollkästchen „ID-Token“.
Wählen Sie Speichern aus, um Ihre Änderungen
zu speichern.
Wählen Sie im linken Bereich „API verfügbar
machen“ und dann neben „Anwendungs-ID-URI“
die Option „Festlegen“ aus.
Wählen Sie auf der Seite „API verfügbar
machen“ in den von diesem API-Bereich
definierten Bereich die Option „Bereich
hinzufügen“ aus.
Wählen Sie auf der Seite „API verfügbarmachen“
im Bereich „Autorisierte Clientanwendungen“
die Option „Clientanwendung
hinzufügen“ aus.
Der DKE Dienst ist jetzt registriert.
Zu 9.:
Erstellen Sie im Microsoft 365 Compliance
Center eine neue Vertraulichkeitsbezeichnung,
und wenden Sie die Verschlüsselung
wie andernfalls an. Wählen Sie „Doppelschlüsselverschlüsselung
verwenden“ aus,
und geben Sie die Endpunkt-URL für Ihren
Schlüssel ein.
Zu 10.:
Aktivieren Sie DKE für Ihren Client, indem
Sie die folgenden Registrierungsschlüssel
hinzufügen:
[HKEY_LOCAL_MACHINE\SOFTWARE\
WOW6432Node\Microsoft\MSIPC\flighting]
„DoubleKeyProtection“=dword:00000001
[HKEY_LOCAL_MACHINE\SOFTWARE\
Microsoft\MSIPC\flighting]
„DoubleKeyProtection“=dword:00000001
Zu 11.:
Wenn Sie möchten, können Sie nach Abschluss
der Einrichtung von DKE Inhalte,
die Sie mithilfe von „HYOK“-Bezeichnungen
geschützt haben, zu den DKE-Bezeichnungen
migrieren. Zum Migrieren verwenden
Sie den AIP-Scanner.
Irrungen und Wirrungen in
Sachen des neuen
Telekommunikationsgesetzes
Über den § 175 TKModG versucht der Gesetzgeber
erneut eine Vorratsdatenspeicherung
einzuführen. In verschiedensten
Fällen und über Jahre ist die Einführung
einer anlasslosen Vorratsdatenspeicherung
vom Bundesverfassungsgericht als
verfassungswidrig bzw. vom Europäischen
Gerichtshof als unionsrechtswidrig bewertet
worden. Es ist mehr als irritierend, dass
der aktuelle Gesetzesentwurf nicht einmal
ansatzweise erkennen lässt, dass den Bedenken
dieser hohen Gerichte auch nur
ansatzweise Rechnung getragen wurde.
Es finden sich keine Einschränkungen der
Verwertungsmöglichkeiten, beispielsweise
in Hinblick auf eine Limitierung auf schwere
Straftaten. Gleichzeitig werden fast ausnahmslos
unbeteiligte Nutzer präventiv erfasst.
Bereits heute ist davon auszugehen,
dass sowohl Bundesverfassungsgerichtshof
als auch der Europäische Gerichtshof dieses
Gesetz zu Fall bringen werden.
Provider mit mehr als 100.000 Nutzer gelten
zukünftig als kritische Infrastruktur im
Sinne der §§ 183 ff. TKModG-E. Im
TKModG-E wird der Begriff des Kunden
durch den Begriff des „Nutzers“ ersetzt,
was nun bedeutet, dass jede E-Mail-Adresse
einzeln gezählt. Welche umfangreichen
Auswirkungen eine Zuordnung als Kritische
Infrastruktur nach sich zieht (z.B.
Prüfungen nach § 8a BSI-G o.a.) sind bekannt.
Dass der Begriff der Nutzer hier
falsch gewählt ist, mag an dem nachfolgenden
einfachen Beispiel ersehen werden:
Wenn die Senatsschulverwaltung Berlin
einen Provider mit dem Betrieb der Schülerpostfächer
von Berlin beauftragen würde,
wäre dies nach alter Rechtslage „ein
Teilnehmer“ gewesen, nach neuer Rechtslage
wäre mit rund 366.000 Nutzern zu
rechnen. Die Installation würde demnach
unter die „Notfallvorsorge“ der §§183ff.
TKModG-E fallen.
§184 TKModG-E, d.h. die Kommunikationssicherstellungspflicht,
ist „geeignet“,
für kleinere und mittlere Unternehmen
und innovative Startups als Marktzutritts-
63

Datenschutz in Zeiten der Pandemie: Anspruch, Wirklichkeit und Praxishilfen VGB PowerTech 3 l 2021
behinderung zu wirken. Und auch der Begriff
des „E-Mail-Dienstes“ aus §184 Abs. 1
Nr. 4 TKModG-E ist zu unspezifiziert. Der
Betrieb eines werbefinanzierten Gratis-
Anbieters, der temporär gültige Wegwerf-
Mailadressen zur Umleitung auf das eigene
echte Mailpostfach zur Verfügung stellt,
kann selbst bei siebenstelligen Nutzerzahlen
kaum als „kritische Infrastruktur“ i.S.d.
§§ 183 TKModG-E verstanden werden.
Die vorliegende Regelung des TKModG-E
verpflichten im Übrigen nur deutsche Provider
zu Maßnahmen wie in den §§ 169,
171, 172 TKModG-E vorgesehen. Zur Erinnerung:
§§ 169, 171 TKModG-E befassen
sich dem Auskunftsverfahren. Dies ist nicht
nur ein eklatanter Nachteil im internationalen
Wettbewerb sondern auch eine eindeutige
Benachteiligung kleiner Anbieter, weil
auch jene die Kosten der verpflichtenden
Maßnahmen selbst schultern müssten. Anbieter
aus dem Ausland brauchen sich da
nicht daran halten was auch ein harter
Schlag gegen den Standort Deutschland
mit seinem guten Datenschutznormen.
Gemäß §§169ff. TKModG-E, TR TKÜV) sollen
die Telekommunikationsanbieter verpflichtet
werden, eine „präventiv installierte
Überwachungsschnittstelle“ vorzuhalten.
Die kostet 75.000 bis 100.000 Euro im
Jahr, ein Betrag den Startups oder mittelständische
Anbieter nur schwer aufbringen
können.
Was sich der Gesetzgeber hier gedacht hat,
kann nicht nachvollzogen werden.
Erschreckend und nahezu kaum zu glauben
sind auch die nachfolgenden Forderungen
des Bundesministerium des Inneren
vom 23.2.2021 in Sachen TKG-Novelle,
welche jedoch keine Zustimmung im Kabinett
fanden:
TK-Dienste zur Mitwirkung bei der QTKÜ/
ODS verpflichten:
TK-Dienste, die Internetzugangs- oder Signalübertragungsdienste
anbieten, sollen im
Rahmen einer Quellen-TKÜ bzw. Online-
Durchsuchung verpflichtet werden, Auskünfte
zu erteilen und Hilfestellung zu gewähren
(Mitwirkungspflichten bei QTKÜ/ODS). Die
QTKÜ/ODS ist erforderlich, um beispielsweise
nicht erfassbare Kommunikationsprogramme
oder spezielle Eigenentwicklungen
überwachen zu können
Nummernunabhängige TK-Dienste zur
Speicherung von Identizierungsmerkmalen
verpflichten:
Diese Forderung basiert auf einer Forderung
der Innenministerkonferenz (NdS / MVP).
TK-Dienste sollen verpflichtet werden, Identifizierungsmerkmale
zu erheben, zu verifizieren
und im Einzelfall den Sicherheitsbehörden
zur Verfügung zu stellen. Somit kann zur
Aufklärung von Straftaten im Einzelfall die
Anonymität aufgehoben werden.
TK-Dienste zur unverzüglichen, vollständigen
Übermittlung von Bestandsdaten verpflichten:
Übernahme der im aktuell geltenden TKG bereits
bestehenden Verpflichtung zur unverzüglichen
und vollständigen Übermittlung
von Bestandsdaten. Im derzeit geltenden
TKG ist diese Verpflichtung noch enthalten.
Im dem vom Kabinett am 16.12.2020 beschlossenen
Entwurf fehlt diese Regelung.
Regelungen der Pflichten für TK-Dienste
anbieter im TKG:
Es muss auch zukünftig in der Gesetzesbegründung
klar formuliert werden, wie das
Verhältnis bzw. die Systematik zwischen TKG
und den jeweiligen Fachgesetzen (bspw.
BPolG oder BKAG) ist.
Begriffsbestimmung Bestandsdaten anpassen
Beibehaltung der Begriffsbestimmung des geltenden
TKGs, damit von der Begriffsdefinition
alle Bestandsdaten umfasst werden, die durch
den TK-Diensteanbieter erhoben werden.
Begriffsbestimmung Verkehrsdaten anpassen
Beibehaltung der Begriffsbestimmung des
geltenden TKGs, damit von der Begriffsdefinition
alle Verkehrsdaten umfasst werden,
die durch den TK-Diensteanbieter erhoben
werden.
Verpflichtung zur Datenerhebung für Auskunftsersuchen:
Die bestehenden Regelungen des aktuell geltenden
TKG (§ 111 TKG) sind in das Gesetz
zu übernehmen, damit auch künftig u.a. diejenigen
von der Datenerhebungspflicht erfasst
werden, die an einem TK-Dienst mitwirken.
Ziel ist es, auch zukünftig alle wesentlichen
Anbieter von TK-Diensten zu
verpflichten, beispielsweise Rufnummern,
Anschlusskennungen und Anschrift des Anschlussinhabers
herauszugeben. Wichtig ist
zudem aus Sicht der Sicherheitsbehörden,
dass auch die Internetzugangsdienste hier als
Verpflichtete explizit im Gesetzeswortlaut
aufgenommen werden.
Zusammenhängende und vollständige
Überwachungskopie:
Bereits heute liegen bei Telekommunikationsüberwachungsmaßnahmen
(TKÜ-Maßnahmen)
oftmals Überwachungskopien vor,
die bsp. in verschiedene Fragmente aufgeteilt
oder passagenweise gedoppelt sind. Es wird
daher gefordert, dass im Rahmen einer TKÜ
nicht nur eine vollständige, sondern genau
eine zusammenhängende Überwachungskopie
durch den Anbieter von TK-Diensteanbieter
an die Sicherheitsbehörde auszuleiten ist.
TK-Dienste zur unverschlüsselten Ausleitung
in Roaming-Fällen verpflichten:
Strafverfolgungsbehörden sollen auch bei
Roaming von ausländischen Endgeräten/
SIM-Karten, die in DEU eingesetzt werden,
eine unverschlüsselte Überwachungskopie
erhalten.
Unentdeckte Nutzung des IMSI-Catchers
sicherstellen:
Es ist durch die Mobilfunknetzbetreiber sicherzustellen,
dass die Sicherheitsbehörden
IMSI-Catcher einsetzen können, ohne dass
dies dem Endnutzer bekannt wird.
Erhebung von genaueren Standortdaten:
Die Provider sollten verpflichtet werden in
spezifischen Gefahrenlagen (Terrorlagen,
Entführungen, suizidgefährdete Personen),
alle vorhandenen Daten nach dem Stand der
Technik und mit der größtmöglichen Genauigkeit
zum Standort eines Endgeräts an die
Sicherheitsbehörden zu übermitteln. Derzeit
werden von den Providern nur die Standortdaten
der Funkmasten aber nicht die Standortdaten
der Mobilfunkendgeräte übermittelt.
Diese Daten sind bei spezifischen Gefahrenlagen
aber viel zu ungenau.
Erreichbarkeiten der TK-Dienste verbessern:
Die Erreichbarkeit von TK-Diensten im Rahmen
der manuellen Bestandsdatenauskunft
ist zu verbessern. Eine Regelung ist nun notwendig,
da sich auf dem Markt neben den
etablierten Diensteanbietern (mit guter Erreichbarkeit)
inzwischen weitere Diensteanbieter
hinzugekommen sind.
TK-Dienste zur Erteilung von Auskünften
u.a. zu Netzstrukturen verpflichten:
Netzbetreiber, Betreiber von TK-Anlagen und
Anbieter von TK-Diensten – auch Anbieter
von Messengerdiensten (Over-The-Top-Dienste)
– sollen verpflichtet werden, Sicherheitsbehörden
Auskünfte über die Struktur der
Netze, Anlagen und Dienste zu erteilen, damit
die Überwachungsmaßnahmen durchgeführt
werden können. Diese Auskünfte sind
erforderlich, da die heutigen Netzstrukturen,
Anlagen und Dienste zunehmend komplexer
werden und somit die Überwachungstechnik
individueller auf die jeweiligen Architekturen
und Szenarien abgestimmt werden muss.
Fazit
Es herrscht mittlerweile eine Diskrepanz,
was Behörden wie das Büro der Datenschutzbeauftragten
in Berlin verlangt und
was die übergeordnete Stelle, d.h. der Senat
in Berlin selbst tut. In Zeiten der Corona-Pandemie
müssen (um das Überleben
kämpfende) Unternehmen flexibel agieren,
auch in Sachen Home Office, Video Conferencing
oder Fernsteuerung. Es macht hier
keinen Sinn alles zu verbieten, sondern man
muss nach Lösungen suchen. MS Teams ist
nach diesseitiger Sicht normkonform anwendbar
und die DKE Technologie –welche
ohne Corona sicher nicht so schnell gekommen
wäre- stellt einen Meilenstein in Sachen
Informationssicherheit und Datenschutz
dar. Gesetzliche Vorgaben wie der
Entwurf des TKG können dies jedoch nicht
von sich behaupten. Vielmehr ist jetzt bereits
absehbar, dass sowohl das Bundesverfassugnsgericht
als auch der Europäische
Gerichtshof Passagen des neuen TKG ablehnen
werden. In diesen schwierigen Zeiten
benötigen Unternehmen aber Planungssicherheit.
Das derzeitige Agieren von Datenschutzbehörden
und Gesetzesentwürfe wie
64

8 >
Umschlag S-175-00-2014-04-DE_A3q.indd 1 15.04.2014 08:07:52
VGB PowerTech 3 l 2021
Datenschutz in Zeiten der Pandemie: Anspruch, Wirklichkeit und Praxishilfen
das neue TKG sind zum Erzielen dieser Planungssicherheit
nicht geeignet.
Referenzen
https://www.heise.de/security/meldung/Emo-
tet-IT-Totalschaden-beim-Kammergericht-
Berlin-4646568.html
https://www.tagesspiegel.de/berlin/it-sicherheitsbericht-bestaetigt-nur-jeder-zweiterechner-ist-sicher/25421544.html
https://www.tagesspiegel.de/berlin/naechsterhack-eine-frage-der-zeit-kaum-eine-berliner-behoerde-erfuellt-vorgaben-der-it-sicherheit/26998758.html
https://www.itdz-berlin.de/unter nehmen/profil/organe/unterneh
mensdaten-2019.pdf
https://www.tagesspiegel.de/berlin/die-folgen-der-emotet-attacke-wie-ein-computervirus-das-berliner-kammergericht-seit-monaten-im-griff-hat/25959200.html
https://www.heise.de/news/Viel-Rot-Berliner-
Datenschutzbeauf tragte-aktualisiert-Videokonferenz-Liste-5060322.html
https://www.computerwoche.de/a/diewichtigsten-videokonferenz-systeme,3548
602
https://www.datenschutz-bay ern.de/presse/20201002_365.pdf
https://www.microsoftvolumelicensing.com/
DocumentSearch.
aspx?Mode=3&DocumentTypeId=67
https://docs.microsoft.com/en-us/compliance/
regulatory/gdpr
https://techcommunity.microsoft.com/t5/microsoft-security-and/announcing-publicpreview-of-double-key-encryption-for-microsoft/ba-p/1534451
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KeyEncryptionService
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https://www.berlin-partner.de/ fileadmin/
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pdf/03_meta/ 33/DS_Erklaerung_V1.2_Videokonferenzteilnehmer_16062020.pdf
https://netzpolitik.org/2021/tkg-novelle-seehofer-will-personal
ausweis-pflicht-fuer-e-
mail-und-messenger-einfuehren/#2021-02-
23_BMI_TKG-Novelle_Beratungs unterlage l
VGB-Standard
IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen
Ausgabe/edition 2014 – VGB-S-175-00-2014-04-DE
DIN A4, 73 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 190,–, für Nicht mit glie der € 280,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
DIN A4, 73 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers* € 190,–, for non mem bers € 280,–, + VAT, ship ping and hand ling.
Das Thema der IT-Sicherheit für die Anlagen der Strom- und Wärmeerzeugung (Erzeugungsanlagen)
rückt insbesondere für die Systeme der Leittechnik immer mehr ins Blickfeld der Anwender und Hersteller.
Folgende Entwicklungen haben diesen Zustand maßgeblich beeinflusst:
– Der immer weiter um sich greifende und auch nicht mehr aufzuhaltende Einsatz von IT-Standardprodukten
in den Systemen der Leittechnik (LT)
– Die fortschreitende Verbindung der LT-Systeme mit den Geschäftsprozessen, die in der Unternehmens-IT
abgebildet werden
– Ein stärkerer Fokus der Hackerkreise auf die Automatisierungs- und Leittechnik; dieser zeigt
sich durch eine ansteigende Zahl von entdeckten Sicherheitslücken sowie das Auftreten von
spezialisierter Malware
– Die verstärkten Aktivitäten aus Politik und Regulierungsbehörden im Sektor der kritischen
Infrastruktur
Der zunehmende Einsatz von Standard-IT-Komponenten in den Systemen der LT bringt jedoch neben
den geschilderten Gefährdungen gleichzeitig auch die Möglichkeit zur Lösung der Probleme, wobei
die leittechnischen Spezifika besonders berücksichtigt werden müssen.
Bei der Kopplung der LT mit dem in den Erzeugungsanlagen vorhandenen „ITUmfeld“ ist stets
sehr sorgfältig abzuwägen, ob alles technisch Mögliche und aus Sicht des Anwenders ggf. auch
Wünschenswerte realisiert werden sollte. In jedem Fall sind bei der Entscheidungsfindung dem erwarteten
Nutzen die möglichen Gefährdungen gegenüber zu stellen und wirksame Schutzmechanismen
vorzusehen.
Der VGB-AK „Betriebsführung und Informationssysteme“ setzte eine Projektgruppe ein, um die
vorhandene VGB-Richtlinie VGB-R 175 auf den neuesten technischen Stand zu bringen. Der nun
vorliegende VGB-Standard VGB-S-175-00-2014-04-DE zeigt zuerst die relevanten Bedrohungen
und Fehlerquellen für den Betrieb der Erzeugungsanlagen.
Daraus abgeleitet werden organisatorische und technische Anforderungen zur Absenkung der Auswirkungen
auf ein zu akzeptierendes Niveau, ergänzt durch Handlungsempfehlungen und weitere
Informationsquellen.
In Fachgesprächen mit namhaften Herstellern und dem BSI wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert
und seitens der Hersteller die Akzeptanz und die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt.
Der vorliegende VGB-S-175-00-2014-04-DE erläutert grundlegende Begriffe und stellt Bedrohungen
und abgeleitete Anforderungen strukturiert und übersichtlich zusammen. Ergänzend sind Handlungsempfehlungen
zu den einzelnen Anforderungen zum besseren Verständnis und für die schnelle Umsetzung
im Sinne von Beispielen aufgeführt. Es ist geplant, weitere Hilfestellungen für die praktische
Anwendung und zeitnahe Hinweise auf aktuelle Ereignisse in einer Bibliothek bereit zu stellen.
Da der Lebenszyklus der IT-Technik und die Systembedrohungen einem rasanten Fortschritt unterliegen,
kann bzw. soll dieser VGB-Standard nur grundlegende Themen aufzeigen. Durch Nutzung
der aufgeführten Informationsquellen kann die Bearbeitung der Thematik weiter vertieft werden.
Mithilfe des VGB-S-175-00-2014-04-DE können die die IT-Sicherheit betreffenden organisatorischen
und technischen Strukturen und Prozesse bewertet und Hinweise für Erweiterungen und Neuinvestitionen
abgeleitet werden. Eine unternehmensinterne Anpassung und Präzisierung ist dabei unverzichtbar.
* Für Ordentliche Mitglieder des VGB ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.
VGB PowerTech e.V.
Klinkestraße 27-31
45136 Essen
Fon: +49 201 8128 – 0
Fax: +49 201 8128 – 329
www.vgb.org
VGB-Standard
IT-Sicherheit für
Erzeugungsanlagen
VGB-S-175-00-2014-04-DE
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
Mail: mark@vgb.org
65

Laser cutting operations in nuclear decommissioning VGB PowerTech 3 l 2021
Development of safety case data
claimed for laser cutting operations in
nuclear decommissioning
Howard Chapman, Julian Spencer, Stephen Lawton, Andrew Gale and Matthew Clay
Kurzfassung
Ermittlung der notwendigen Datenbasis
zur Sicherheit des Laserschneidens bei
der Stilllegung von Kernkraftwerken
Das Laserschneiden zur Zerlegung von Behältern
und Rohrleitungen in kerntechnischen Anlagen
wird von den meisten Experten als neuartiges
Verfahren angesehen, ist jedoch in anderen
Fertigungsindustrien weit verbreitet. Der Einsatz
des Laserschneidens in der Nuklearindustrie
erfordert nachweisbare, quantifizierte Lösungen,
um subjektive Sicherheitsbedenken zu
auszuräumen, damit die Endanwender die
Technologie für Stilllegungszwecke einsetzen
können.
Das National Nuclear Laboratory (NNL) hat
ein Forschungsprogramm umgesetzt, das sich
mit Sicherheitsfragen befasst, um zu verstehen,
welchen Schaden ein direkter oder gestreuter
Laserstrahl anrichten kann, wenn er auf verschiedenste
Materialien trifft, die üblicherweise
im Umfeld einer in der Stilllegung befindlichen
Nuklearanlagen anzutreffen sind.
Es fehlt an verlässlichen Daten darüber, wie sich
viele in der Nuklearindustrie üblicherweise verwendete
Materialien und Komponenten bei der
Anwendung von Laserschneiden und -bearbeitung
verhalten. Der Zweck dieses Beitrags ist es,
eine Quelle nützlicher Daten aus Laserschneidversuchen
zu präsentieren, die von NNL zusammen
mit Partnerorganisationen durchgeführt
wurden. Diese können als Nachweis verwendet
werden, die bei der Erstellung zukünftiger Sicherheitsbetrachtungen
für den Einsatz des Laserschneidens
bei nuklearen Stilllegungsarbeiten
gemacht werden, und sie liefern einen Kommentar
über die Notwendigkeit eines zukünftigen
Datenmanagements für diese Technologie.
Authors
Howard Chapman
Julian Spencer
Stephen Lawton
National Nuclear Laboratory
Birchwood Park
Warrington, United Kingdom
Andrew Gale
University of Cumbria
Lancaster, United Kingdom
Matthew Clay
Health and Safety Executive
Liverpool, United Kingdom
Innovationen in der Datenverarbeitung, -analyse
und -abfrage für das Laserschneiden liefern
eine signifikante Verbesserung der Datenbasis
und des Know-hows bei der Entwicklung von
Einrichtungen und Sicherheitsbetrachtungen
für zukünftige Herausforderungen bei der Stilllegung
von Kernkraftwerken.
l
Laser cutting for size reduction of redundant
vessels and pipework in nuclear facilities
is considered to be a novel process to
most decommissioning engineers, yet is a
widely used technique elsewhere in other
manufacturing industries. The use of laser
cutting in the nuclear industry requires demonstrable
quantified solutions to overcome
subjective safety concerns in order
for end users to adopt the technology for
decommissioning purposes.
The National Nuclear Laboratory (NNL)
has undertaken a research programme to
address these safety concerns to understand
the damage that can be done by a
direct or stray laser beam, if it illuminates a
variety of different materials commonly
found in a nuclear decommissioning environment.
NNL has previously reported on the deployment
of robotic laser cutting methods
on a nuclear licensed site. “NNL has brought
the Technology Readiness Level (TRL) of this
method from proof of concept TRL 3, to demonstration
in a relevant nuclear environment
TRL 6, in anticipation of making this technology
ready for wider deployment throughout
the nuclear industry” [1].
NNL is currently developing a new National
Nuclear User Facility for Hot Robotics
(NNUF-HR) which will support the United
Kingdom by applying robotics to develop
cheaper and faster nuclear decommissioning
systems, nuclear new-builds, advanced
modular fission reactors and future fusion
power plants.
There is a lack of reliable data on how
many materials and components commonly
used in the nuclear industry perform
during the application of laser cutting and
processing. The purpose of this paper is to
present a source of useful data found from
laser cutting trials undertaken by NNL
alongside partner organisations. These
could be used as reliable evidence in the
support of claims and arguments about
time to failure made in the production of
future safety cases for the deployment of
laser cutting used in nuclear decommissioning
operations and provide commentary
on the need for future data management
for this technology.
It is concluded that innovations in data
processing, analytics and retrieval for laser
cutting will offer a significant improvement
in problem solving capabilities in design
and safety case development for future nuclear
decommissioning challenges.
Introduction
Laser cutting is defined as the direction of a
high powered class 4 laser beam on to a
material with the intention of heating the
material to its melting point to produce a
kerf (cut). Assist gas is used to enhance the
removal of molten material from the kerf
and hence improve the possible cutting potential
of a given laser power. The assist gas
gives rise to a fume with a particle size distribution,
extending to sub-micron diameters
[2], and can pose a respiratory hazard.
The laser cutting data presented in this paper
are based on the use of an assist gas and
a robotic means to control standoff distance
and beam traverse rate i.e. cutting speed.
The data presented in this paper include
the safe distance at which common materials,
expected in a nuclear environment can
withstand a worst case direct laser beam of
5 kW from a Neodymium Yttrium Aluminium
Garnet (Nd YAG) 1064 nanometer
(nm) laser for 10 seconds and includes materials
found typically when decommissioning
facilities such as cables, hoses,
master slave manipulator (MSM) gaiters,
etc. It also provides commentary on
1064 nm laser light transmission data for
zinc bromide and lead glass shielding windows,
found in nuclear cell environments
and explains why both shielding window
types may require in‐cell internal shuttering
to prevent inadvertent laser strikes on
the window.
66

VGB PowerTech 3 l 2021
Laser cutting operations in nuclear decommissioning
––
Removal of fixed (volatile) radionuclide
contamination from the surfaces of the
material being cut on either side of a kerf
region, as a result of induced thermal effects
caused by laser cutting or by direct
laser light illumination.
––
Potential preferential concentration of
hazardous materials into specific particle
size regions of the fume.
––
Management of a laser beam that is not
visible to the naked eye.
NNL has previously reported on an Integrated
Approach to the production of a
Safety Case for Laser Cutting used for Nuclear
Decommissioning [1].
Previous hazard identification studies have
highlighted a number of shortfalls in available
evidence based data to support the
Safety Case claims. In particular, the damage
that can be done by a direct laser beam,
if it illuminates the walls and other materials
commonly expected to be found in typical
environments where decommissioning
activities are expected to take place, including
lead glass or zinc bromide shielding
windows.
NNL has undertaken a research programme
using various facilities for inactive
trials at The Welding Institute (TWI) and in
house at the NNL Workington site. Active
trials have also been undertaken at the
Springfields site to address these safety issues
and understand the damage which
can be done by a direct laser beam.
These research themes continue with two
ongoing PhD studies to investigate dust
and fume arising during laser cutting with
funding from the Nuclear Decommissioning
Authority (NDA). This will build on
work reported on aerial effluent (i.e. fume/
dust) which reported the first estimate of
the radioactive species volatilised during
laser cutting [3].
A series of measurements were made to determine
how long materials could withstand
direct illumination before damage
thresholds are observed and quantify the
Nominal Material Safety Distance (NMSD).
The NMSD is defined as the minimum
stand-off distance (from the focal point)
beyond which materials suffer damage
from illumination in one of five levels, Off-
Gassing (OG), Ablating (A), Melting (M),
Ignition (I), and Piercing (P). NMSD is
based on an exposure time, set for the purposes
of safety assessment. For the safety
assessment a maximum laser dwell time of
10 seconds has been assumed. This work
focuses on laser exposure under fault conditions,
rather than optimising cutting of
target materials, which is more widely reported
[4][5][6].
Illumination of target materials
Fig. 1. NNL Springfields Robot Controlled Laser Cutting Facility.
NNL’s Robot Controlled Laser Cutting Facility
(CLCF) at their Springfields site employs
an industrial robot arm with a 5 kW
infra-red laser, equipped with a series of
two fibre optic cables connected in series,
and an air-cooled laser cutting head. The
facility is equipped with a local exhaust
ventilation (LEV) system and has been
used to perform a variety of novel trials
providing a unique set of data to support
the production of safety cases.
F i g u r e 1 shows a Computer Aided Design
(CAD) model of NNL’s CLCF.
The new NNUF Robot controlled laser cutting
capability, located at NNL’s non-active
Workington site facility, is driven by an industry
challenge to cut and sort waste. The
rig will incorporate lessons learnt from
previous similar rigs built at NNL and will
incorporate a tool changer and various
tools such as a gripper, for grasping and
sorting waste.
Main hazards of laser cutting in a
decommissioning application
The use of laser cutting, can give rise to a
number of safety concerns, some laser
based and others are radiological, including:
––
Production of aerosol/fume concentration
by the assist gas (g/m³ of assist gas).
––
Fraction of aerosol/fume generated in
the respirable region (0.1 to 10 µm diameter
particles inclusive).
––
Direct laser light illumination (energy
densities lower than at the focal point
used for cutting; i.e. further away from
the laser head than the focal point as the
laser beam diverges).
––
Scattering/reflection of laser light, leading
to damage to other equipment.
––
Loose contamination disturbance by the
assist gas, from the surfaces of the material
either side of the kerf.
Working in collaboration with TWI, a series
of trials has been undertaken by NNL
involving the direct illumination of different
materials exposed to a 5 kW laser beam
source. The beam was focussed with
250 mm focal length final optic, this gave a
focus spot of 1 mm only 15 mm from the
end of the cutting head.
Target Material 304L and 316 stainless
steel
The NMSD for 304L /316 stainless steel
plate of 6, 12 and 32 mm thickness is recorded
in Ta b l e 1 .
Tab. 1. NMSD for Melting (NMSD M 10s ) and
Piercing (NMSD P 10s ) 304L SS.
Material
304 / 316 stainless
steel – 6 mm thick
304 /316 stainless
steel – 12 mm thick
304 / 316 stainless
steel – 32 mm thick
10s
NMSD M
(mm)
10s
NMSD P
(mm)
750 750
500 500
500 250
Target Material: Graphite plate
Graphite, neither gasses-off, melts, nor ignites
under laser application; instead it ablates.
At high incident power densities, the
rate of ablation (in terms of mass removed)
from the surface is not constant over the
time of the illumination. One possible explanation
for this behaviour could be the
development of a plasma, or plume, above
the surface of the graphite, which absorbs
a part of the incident laser radiation and
therefore is a self-limiting process.
For an illumination duration of 10 seconds
associated with a graphite block, to avoid
surface ablation, a minimum NMSD 10s A of
500 mm is necessary. For piercing, a minimum
NMSD 10s P of 250 mm it is necessary for
a thickness of 18 mm.
Target Material: Concrete
Trials were undertaken on inactive aged
concrete samples taken from a typical nu-
67

Laser cutting operations in nuclear decommissioning VGB PowerTech 3 l 2021
clear structure, with diameters ~90 mm
and lengths ranging from ~60 to 100 mm.
Concrete has by its very nature a wide
range of formulations, aggregates, heterogeneity,
densities and porosities. As a result,
the effect of laser radiation on concrete
samples depends on the illumination
time, the incident power density and the
factors noted above. Generally, the different
effects observed were:
––
a change in the surface colour;
––
scabbling, which describes the process of
small concrete flakes being ejected from
the surface;
––
melting and subsequent vitrification,
and
––
piercing of the concrete, following a
melting phase.
For an illumination duration of 10 seconds,
associated with aged cast concrete samples,
to avoid surface ablation, a minimum
NMSD 10s A , somewhere between 1000-
2000 mm, is necessary. At a standoff of
500 mm the laser did just penetrate
through 120 mm concrete.
Where concrete is used as a shield wall in
cave environments it is usually significantly
thicker and often greater than 1000 mm. It
is expected that in thicker shield walls that
penetration would be self-limiting and not
occur, as the viscous molten concrete and
lower power density, as the beam diverges,
would prevent failure. In very thin concrete
walls, which are under 150 mm thick,
additional justification or explicit trials of
the concrete may be required.
Target Material: Hydraulic hose
Three types of commonly used black polyvinyl
chloride (PVC) hydraulic hose have
been illuminated:
––
MANULI TRACTOR 3/8 T2, 18.38 mm
diameter, with a 4.5 mm wall thickness;
––
2340n Parker Polyflex, 12.45 mm diameter
with a 3.4 mm wall thickness, and
––
MANULI HOSE ¾ 4SP, 32.4 mm diameter
with a 6.5 mm wall thickness.
The three hydraulic hoses tested, all reacted
quite similarly to the incident laser light.
At an illumination distance of 2000 mm, all
of the hoses tested as charred in a time less
than 55 seconds. A two second exposure
was sufficient for all the hoses to char at an
illumination distance of 1000 mm. Strong
off-gassing occurred, producing particularly
pungent fume, as did the electrical
cables. The fume produced large amounts
of ash released into the air. For some experiments
the metal reinforcing wire below
the outer rubber layer, could be seen to
glow red hot.
Target Material: MSM gaiters and
PVC sheeting
PVC sheeting as used for suits and barriers,
and three types of MSM gaiter have been
illuminated. These are:
––
Polyurethane (PUR) Transparent sheet
––
Platilon Thermoplastic Polyurethane
(TPU) sheet
––
PVC 30/100 grade sheeting of two thicknesses;0.27
mm and 0.5 mm
––
Tuftane TF 420 polyether polyurethane
sheet
––
PUR Bellows Beige tube
––
PUR Green “Hypalon” tube
––
PVC Grit Foil sheet
Polymers can either transmit or absorb incident
laser light, depending on their composition,
thickness and pigmentation.
A recursive experimental approach was
used during most of these trials. For a given
exposure time, if the material was not affected
by the illumination – i.e. no obvious
deformation or reaction of the material
surface, the exposure duration of the next
trial was doubled, otherwise it was halved.
This approach generally allowed a reasonably
accurate determination of the time to
melt, off-gassing and ignition. For some
materials, e.g. the hydraulic hoses, this
technique was not used. In such cases, illumination
was made, simply up to a set
time and the interactions seen recorded on
a single video.
The experiments concluded the following:
––
The most laser resilient materials tested
were all in sheet form and were, PUR
transparent, Platilon TPU, PVC 30/100
and PVC 50/100, in that order. After
240 seconds exposure at illumination
distances of 2000 mm, only PUR transparent,
Platilon TPU and PVC 50/100
showed no melting, no visible off-gassing
and no ignition. It is possible that
PVC 30/100 would also exhibit the same
but this material was only tested at
2000 mm for 120 seconds exposure.
––
At an illumination distance of 500 mm,
all materials melted in a time less than
14 seconds. Of these, only Platilon TPU
produced no visible off-gassing.
––
Perhaps surprisingly, for most materials
tested, melting was observed at the same
time as, or before off-gassing.
––
Coated or loaded materials, such as PUR
Green and PVC Grit foil, ignited quickly,
under three seconds at an illumination
distance of only 1000 mm.
––
PUR transparent, TPU Platilon and Tuftane
TF420 appeared to withstand the
10 seconds exposure test at z=500 mm.
At z=1000 mm, PVC 50-100 and PVC 30-
100 can be added to this list. For
z=2000 mm, PUR Bellows Beige, can
also be added to the list.
Target Electrical Cabling
The following types of electrical cabling
have been illuminated:
SY power control cable 1.0 mm 2
DEFSTAN 7 Core 0.5 mm 2
DEFSTAN 12 Core 0.5 mm 2
SWA 4 CORE 0.75 mm 2
The experiments concluded the following:
––
There was a significant quantity of offgases
produced during each illumination
trial. In most cases, the smoke was thick
and opaque, indicating that gases were
composed of carbon-based components.
According to manufacturer’s datasheets
for each cable, combustion products
include toxic gases, which could
harmful health effects to workers. As for
the illumination of gaiters and PVC,
identifying the time difference between
melting and off-gassing was not possible;
the two appearing to occur simultaneously.
––
Another condition that was not easy to
determine was the beginning of ignition
for some illuminations. It appeared that
the smoke produced would ignite, leading
to the cable coating igniting.
––
All the electrical cables ignited at an illumination
distance of 2000 mm or under,
apart from SWA 4 Core cable, which
ignited at 3000 mm after 125 seconds.
All the cables ignited almost immediately
at a distance of 1000 mm. It should be
noted that only the polymer layers on all
of the wires illuminated were damaged,
metallic, either steel or copper reinforcing,
or current carrying, parts of the cables
remained intact.
––
The polymer pigmentation is a key factor
concerning the capacity to absorb laser
light. Among the cables tested, the most
resistant to laser light exposure were
those which have transparent plastics or
light colour filled plastics. Black carbon
filled cables, such as DEFSTAN 12 Core
or SWA 4 Core, are the most absorbent
cables.
Zinc Bromide Glass Cell Windows
The transmission of the electromagnetic
spectrum through zinc bromide solution
can be used to determine the absorption of
laser light within older style nuclear cell
shielding windows, of this type, made of
zinc bromide solution. Nuclear grade zinc
bromide solution has 77 % wt/wt of zinc
bromide (ZnBr). ZnBr solution goes cloudy
over long periods of time, although it can
be filtered to remove the solids and hence
recover the clarity and allow reuse. Trials
were undertaken with both clear and unfiltered
solutions. F i g u r e 2 shows results
for the clear filtered sample of ZnBr. Similar
values were determined with the cloudy
ZnBr liquor. However, the attenuation was
only measured up to 500 mm and the typical
shielded windows are thicker. There are
other experimental uncertainties but if the
results are extrapolated to a thickness of
ZnBr solution of 1000 mm then a 1 kW input
beam would be attenuated by 99.98-
99.99 %, which is equivalent to being reduced
down to 0.2 W‐0.1 W.
Thus from an eye safety viewpoint a
1000 mm ZnBr shielded window would attenuate
Nd:YAG laser light to a safe level.
68

VGB PowerTech 3 l 2021
Laser cutting operations in nuclear decommissioning
Power in mW
20
18
16
14
12
10
8
6
1064 nm laser attenuation by clear nuclear
grade zinc bromide solution
y = 36.089e -0.013x
R 2 = 0.8144
4
y = 27.731e -0.013x
2
R 2 = 0.9279
0
0 100 200 300 400 500
mm Zn Br
Fig. 2. Attenuation of 1064 nm laser light through ZnBr solution.
However, there are several remaining safety
issues:
––
If the light energy is absorbed into the
ZnBr solution it could boil or thermally
expand and cause the shielding window
to fail. For transient laser beams
this might not be an issue, but a continuous
multi-kW beam might be a problem.
––
The absorption of laser light by the zinc
bromide retaining glass windows or the
associated impact prevention safety glass
on a cell window of this type has not
been tested for tolerance to powerful
beams of 1064 nm laser light.
Thus, it is recommended that ZnBr shielded
windows should be shuttered, ideally on
the active side, during any multi-kW laser
processing and all work be controlled by in
cell cameras. The full shielded window
Tr(intr)curve
100mm
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
1064 nm first rund
1064 nm second run
Expon. (1064 nm first run)
Expon. (1064 nm second run)
needs to be shown able to tolerate the impact
of any potential laser beam before operations
can proceed without shielding. In
reality any in cave robot processing requires
in cell cameras in the visible spectrum
to be effective. Thus, this requirement
is not a restriction.
The trials suggest that both a thick layer of
graphite and/or stainless steel would be a
suitable shutter material. The exact thickness
required would depend the minimum
possible distance from laser focus to the
shielding window.
Lead Glass Cell Windows
The manufacturer’s data on transmission
of the electromagnetic spectrum through
lead glass cell window components can be
used to estimate the absorption of laser
light within the various types of lead glass,
Internal Transmission Curve under 100 mm
Wavelength(nm)
RS
25
RSG
32
RW3
6
1
101
201
301
401
501
601
701
801
901
1001
1101
1201
1301
1401
1501
1601
1701
1801
1901
2001
2101
2201
2301
2401
2501
2601
2701
Fig 3. Laser light transmission vs Laser light wavelength for nuclear grade Corning lead glass
windows.
(illustrated for RS25, RSG32 and RW36
in F i g u r e 3 ). There is some uncertainty
as to whether the attenuation can
be scaled linearly from the 100 mm values
to the varying glass thickness layers normally
found in a composite shielding
window which frequently has four or more
layers of differing thickness. Furthermore,
there is no quantification of any assumed
reflection losses at the interfaces
between the lead blocks in a composite
window.
The spectral curves suggest that at 1064 nm
there may be some limited attenuation.
This was confirmed by empirical trials carried
out at Workington using a spare cell
shielding window, which had 5 layers and
showed an attenuation of approximately
35 % in the total power. Thus, if for example,
a 5 kW laser beam was incident on the
window then a significant proportion
would be transmitted and would have the
potential to be a major safety hazard to users
in the line of sight.
In addition, the trials were undertaken
with a 50 mW Nd:Yag laser and if scaled
up to 5 kW there is potential that at higher
power densities that one or more
glass layers might shatter if enough energy
was absorbed locally. Dust or flaws have
the potential to locally enhance absorption.
Thus, given these uncertainties and the
fact that there is still significant transmission
of 1064 nm laser light through lead
glass shielded windows it is recommended
that they be shuttered with protection to
prevent any 1064 nm light reaching the
windows.
Future use of data
Laser cutting and processing offers innovative
cost-effective possibilities, but comes
with safety considerations, new and therefore
challenging in the nuclear sector culture.
Accessing meaningful, accurate data
on the performance of laser cut or processed
materials is of importance to the effective
deployment of laser and robotic
technologies.
Engineering problem solving, design
and implementation requires reliable
data on all the materials involved in a given
situation; e.g. cutting or processing
of cables, glove boxes, etc. Prior to undertaking
any work, the safety case needs to
be convincing and a major component
of this will be meaningful data on time
to failure of all materials involved,
including shielding, rig construction and
waste or components to be cut or processed.
These challenges do not sit well in the nuclear
context, where, new and change represent
an apparent risk. Add to this is a
lack of reliable data on how materials
and components perform during the appli-
69

Laser cutting operations in nuclear decommissioning VGB PowerTech 3 l 2021
cation of laser cutting and processing.
A starting point, to address these challenges,
needs to be the acquisition of reliable
data. The data accumulated from experimentation
needs to be curated in a meaningful
way. Innovations in data processing,
data analytics and data retrieval offer a
significant improvement in problem solving
capabilities in design and safety case
development.
Laser cutting trials undertaken at NNL
have allowed the development of a library
of data for the behaviour of materials cut
and processed by lasers. These data are
contained within internal NNL reports, a
selection is provided within this paper.
NNL facilities continue to provide the research
capability to further investigate the
potential laser damage to structures and
equipment alongside the release of particulate
and fume generated during laser cutting.
Furthermore, the NNUF-HR facility
has been designed to allow for use by
external industry and academic researchers
to assist the development and adoption
of laser cutting within the nuclear industry.
It is the aim of NNL to provide reliable data
on the performance of materials in relation
to the application of robot controlled laser
cutting technologies. This will enhance opportunities
for innovation in nuclear decommissioning.
The aspiration is to establish
a library of data, enabling data analytics.
The intention will be to create a
comprehensive source of laser cutting data
and information using recognised processing
techniques. Ideally this will allow extrapolation
of the data for new scenarios or
highlight data gaps. This will enable the
identification of any new trial requirements
which can be undertaken by NNL. It
is proposed that a future programme of research,
using NNL’s test facilities, will provide
data and information from trials undertaken
in support of engineered solutions
for nuclear industry decommissioning
activities.
Acknowledgments
NNL collaborated with project partners,
OC Robotics, TWI, ULO Optics and Laser
Optical Engineering in the nuclearisation
and development of this unique solution in
response to the growing appetite to increase
the use of robotics and automation
in the nuclear decommissioning sector
coupled with a specific requirement to provide
size reduction and packaging of contaminated
vessels.
This is the largest funded project from Innovate
UK, with additional funding provided
by the NDA and the Department
for Business Energy and Industrial Strategy
(BEIS) which all advocate the inclusion
of small to medium enterprises in the nuclear
decommissioning sector. The advancement
of this project has allowed
NNL’s partnering companies to be involved
in the decommissioning of large
quantities of contaminated metal vessels
and pipework on active nuclear sites going
forward.
NNL would like to acknowledge former
NNL employee Owen Horsfall for leading
the experimental work undertaken with
their partner organisations.
Disclaimer
This paper was internally funded by the National
Nuclear Laboratory (NNL) and contributed
to by Health & Safety Executive
(HSE) and University of Cumbria (UoC)
staff. Its contents, including any opinions
and/or conclusions expressed do not necessarily
reflect the policy of HSE or UoC.
References
1 Chapman, H., Lawton, S., & Fitzpatrick, J.
(2018). Laser cutting for nuclear decommissioning
An integrated safety approach. Atw
Internationale Zeitschrift fuer Kernenergie,
63(10), 521-526.
2 Dazon, C. et al. Characterization of chemical
composition and particle size distribution of
aerosols released during laser cutting of fuel
debris simulants. Journal of Environmental
Chemical Engineering. Volume 8, Issue 4,
August 2020, 103872.
3 Dodds, J.M., Rawcliffe, J. (2020). Radionuclide
distribution during ytterbium doped fibre
laser cutting for nuclear decommissioning.
Progress in Nuclear Energy, 118, 103122.
4 Jae Sung, S. et al. Cutting Performance of
Thick Steel Plates up to 150 mm in Thickness
and Large Size Pipes with a 10-Kw Fiber Laser
for Dismantling of Nuclear Facilities. Annals
of Nuclear Energy Volume 122, December
2018, Pages 62-68.
5 Jae Sung, S. et al. Underwater Laser Cutting
of Stainless Steel up to 100 mm Thick for Dismantling
Application in Nuclear Power
Plants. Annals of Nuclear Energy Volume
147, November 2020, 107655.
6 Nisar, S. et. al. The effect of material thickness,
laser power and cutting speed on cut
path deviation in high-power diode laser chipfree
cutting of glass. Optics & Laser Technology
Volume 42, Issue 6, September 2010. 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, 92 Pages, Price for VGB-Members € 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.
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
The revision takes into account, where appropriate, the knowledge and experience gained over the last decade in the national and international
environment.
Notice: A background paper (VGB-S-401-91-2020-05-EN) with further notes and summarised experiences will be available in May/June 2021.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB PowerTech e.V.
70

VGB PowerTech 3 l 2021
Studies on performance and degradation stability of chemically degraded nuclear graded ion exchange materials
Studies on performance and
degradation stability of chemically
degraded nuclear graded ion
exchange materials by application
of radio analytical technique
Pravin U. Singare
Kurzfassung
Untersuchungen zur Leistungsfähigkeit
und Degradationsstabilität von
Ionenaustauschermaterialien durch
Anwendung radioanalytischer Technik
Im Rahmen der vorliegenden Untersuchung
wurde ermittelt, inwieweit die Stabilität und
Leistung von Purolite NRW505 (R1) und Purolite
NRW400 (R2) beeinflusst wird. Für die Reaktionen,
die mit 0,200 M radioaktiv markierter
Bromidionenlösung bei 30,0 °C durchgeführt
wurden, sinken die Werte der spezifischen
Reaktionsgeschwindigkeit k (min -1 ) für frische
R1- (0,428 min -1 ) und R2-Harze (0,356 min -1 )
auf 0,420 bzw. 0,330 min -1 für die Reaktionen,
die unter Verwendung von in 20%igem H 2 O 2 -
Medium abgebauten Harzen durchgeführt wurden;
diese Werte sinken weiter auf 0,415 bzw.
0,298 min -1 für die Reaktionen, die unter Verwendung
von in 30%igem H 2 O 2 -Medium abgebauten
Harzen durchgeführt wurden. Ein ähnlicher
Trend wurde für die Harze beobachtet,
die in 0,010 M HClO 4 -Medium abgebaut wurden.
Die höheren k-Werte für das R1-Harz deuten
auf ihre bessere Leistungsstabilität auch
unter strengen Abbaubedingungen hin. l
Author
Dr. P.U. Singare
Department of Chemistry
N.M. Institute of Science
Bhavan’s College
Munshi Nagar, Andheri (West)
Mumbai, 400058, India
In the present investigation attempts was
made to study the stability and performance
of chemical degraded nuclear grade resins
Purolite NRW505 (R1) and Purolite
NRW400 (R2) based on kinetics and thermodynamics
of ion-isotopic exchange reactions
performed by using fresh and degraded resins.
For the reactions performed by equilibrating
resins with 0.200 M radioactive labeled
bromide ion solution at 30.0 o C, the
values of specific reaction rate k (min -1 )
for fresh R1 (0.428 min -1 ) and R2 (0.356
min -1 ) resins decreases to 0.420 and 0.330
min -1 respectively for the reactions performed
by using resins degraded in 20 %
H 2 O 2 medium; which further decreases to
0.415 and 0.298 min -1 respectively for the
reactions performed by using resins degraded
in 30 % H 2 O 2 medium. Similarly trend
was observed for the resins degraded in
0.010 M HClO 4 medium. The higher k values
for the R1 resin indicate their better performance
stability even under stringent degradation
conditions.
Keywords: ion-isotopic exchange; reaction
kinetics; reaction thermodynamics; chemical
degradation; tracer isotopes; anion exchange
resin.
1. Introduction
Ion exchange materials plays a crucial role
in various industrial processes like electrodialysis
used for purification and separations
of high level of anionic impurities
present in water [1-8]. In nuclear industries
particularly for CANDU type reactors,
ion exchange materials play vital role in
maintaining the high purity level of heavy
water which is commonly used as a moderator/coolant.
By removal of both radioactive
and non-radioactive impurities from
water, the resins ensure the low level of
important water quality parameters namely
pH and salt content responsible for specific
electrical conductivity. The prolonged
use of ion exchange materials will finally
leads to the fall in quality of water and reduction
in throughput. From the very beginning
of using organic ion exchangers it
was well known that washing out of water
soluble degraded organic compounds from
the resin materials will contaminate the
treated water thereby affecting the water
quality parameters to the great extent [9].
This is associated with the fact that the
degradation of strongly basic anion exchange
materials and sulfonic acid cation
exchange materials releases quanternary
ammonium bases and sulfonic acids respectively
as a major degradation product.
Such resin degradation products entering
the coolant water get deposited on the
blades of turbine there by inducing corrosion
[9, 10]. There have been prolonged
debates on the reasons behind accumulation
of foreign matter on the resin and their
oxidative degradation leading to in service
deterioration in performance of resins. The
resin materials will degrade under service
conditions mainly due to combination of
thermal and chemical degradation. The
chemical degradation of resins has a great
impact on their performance and degradation
chemistry is well known. The mechanism
of degradation is the same irrespective
of the relative strength of oxidising
agents such as free chlorine, nitric acid and
dissolved oxygen [11]. These oxidising
agents during degradation will first attack
the weakest bond in the resin were the
functional group attaches to the backbone.
The rupture of functional group from
the S-DVB matrix will increase the resin
internal water retention capacity thereby
weakening the resin beads; reducing the
kinetic performance thereby lowering the
operational capacity and increased leakage.
Increase in resin water retention capacity
will increase the compressibility of
resin leading to channelling in the resin
column, poor distribution of regenerant
and short runs. In order to ensure the average
resin life, it is usually recommend having
low level of oxidants in the influent
water entering the ion exchange column.
71

Studies on performance and degradation stability of chemically degraded nuclear graded ion exchange materials VGB PowerTech 3 l 2021
Based on the earlier research it was reported
that the presence of peroxide coupled
with the metals exchanged on the resin
surface will accelerate the resin degradation
[12].The results of this research was
supported from reactor data and laboratory
experiments, along with published data
on the Fugen reactor (Japan) [13] which is
configurationally similar to CANDU reactor.
Consequences of in service resin degradation
include fouling of the resin due to
loss in exchange capacity which is expected
to take place after long service times and
premature saturation with ions due to impurity
removal which takes place irrespective
of damage to resin materials. Both loss
in resin exchange capacity and premature
saturation affect the resin useful service
life. The degradation of resin materials has
adverse economical and environmental implications.
From the designing and operational
point of view it is essential to have
first hand knowledge regarding deterioration
in performance of resin materials over
repeated cycles of elution and water processing.
The information regarding resin
deterioration will help to estimate their
useful service life, their consumption rate
and also amount of spent resin material for
final disposal [14]. From many years the
importance of having the first hand information
regarding performance deterioration
of the resin materials is well known;
however, the problem of monitoring resin
degradation and developing suitable monitoring
procedure remains unexplored [9,
15, 16].
In past the research work was performed to
investigate the structural changes in the
spent low level radioactive resin during
oxidation and application of theromgravimetric
analysis to study oxidation kinetics
of resins [17]. Study was also performed
on non-isothermal degradation of acrylic
ion-exchange resins in air and nitrogen atmosphere
up to 600 °C to characterize the
resins decomposition steps and the degradation
products [18]. Experiments were
also performed to investigate the mechanism
and rate of polymer degradation at
high temperatures [19]. The research work
was also performed to understand changes
in bulk mechanical properties, surface
chemistry and surface morphology of the
polymeric materials exposed to UV radiations
for different exposure period [20,
21]. Research work was also carried out to
investigate the role of photo-sensitizers in
speeding up the UV radiation degradation
efficiency and the mechanism of photo-oxidative
and photolysis degradation processes
in polymeric materials [22, 23]. A
detailed review was also published on the
role of stabilisers in photo degradation of
polystyrene polymers and their degradation
mechanism [24]. However, very few
research work is conducted to understand
the performance of chemically degraded
resin particularly under in service temperature
conditions [25]. Therefore in the present
investigation, attempts were made to
study the degradation stability and performance
of chemically degraded nuclear
grade resin materials on the basis of thermodynamics
and kinetics data of ion-isotopic
exchange reactions for which nondestructive
radio-analytical technique was
successfully applied. It is expected that the
results of present study will help to understand
the performance of resin materials
exposed to stringent oxidising conditions
at operating temperature.
2. Materials and Methods
2.1 Ion exchange resin
Purolite NRW505 was the polystyrenic macroporous
resin having total exchange capacity
of 0.9 eq/L (here after referred as
R1), while Purolite NRW400 was the gel
polystyrene resin having total exchange capacity
of 1.0 eq/L (hereafter referred as
R2). Both the resins are nuclear grade Type
I strong base anion exchange resin in OHform
having quaternary ammonium functional
group with divinylbenzene crosslinking
having particle size in the range of 425-
1200 µm, operating below the maximum
temperature of 60 o C. Purolite NRW400
resins as supplied by the manufacturer was
having moisture content of 48%, and specific
gravity of 1.07, while Purolite NRW505
was having moisture content of 58 % and
specific gravity of 1.09. Both the resins
were supplied by Purolite International India
Private Limited, Pune, India.
2.2 Radio tracer isotope
The radioactive tracer isotope used in the
present study was 82 Br supplied by Board
of Radiation and Isotope Technology
(BRIT), Mumbai, India. In chemical form,
the isotope consists of ammonium bromide
aqueous solution in dilute ammonium hydroxide
having t 1/2 of 36 d, 5mCi radioactivity
and 0.55 MeV γ- energy [26].
2.3 Treatment of the ion exchange
resin
The resin particles of uniform particle size
(30-40 mesh size) were used for the entire
experimental work. The soxhlet extraction
technique using distilled deionised
water was used to remove the soluble impurities
of the resin. The non-polymerized
organic impurities of the resins were removed
by using distilled methanol. The
conversion of resin from hydroxide form
into bromide form was performed by passing
10 % potassium bromide solution
through column packed with the resin. After
complete conversion of resins in bromide
form they were repeatedly washed
with distilled deionized water for making
them free of halides. The treated resins in
the bromide form were air dried over P 2 O 5
and used for further study (hereafter referred
as fresh resin).
2.4 Chemical degradation of anion
exchange resins
The dried and conditioned resins in bromide
form weighing 10 g were degraded by
equilibrating them separately for 24 h with
20 % and 30 % H 2 O 2 solution as well as
with 0.005 M and 0.010 M HClO 4 under
uniform mechanical stirring at a constant
temperature of 30.0 o C. After 24 h, the resins
were washed alternately with distilled
methanol/distilled deionised water, further
air dried over P 2 O 5 and preserved for
further study (hereafter referred as chemically
degraded resin).
2.5 Study on amount of bromide ions
exchanged and reaction kinetics
During the experiment, 0.200 M bromide
ion solution (200 mL) was labeled with radioactive
82Br isotope solution in the same
way as explained previously [27-30]. The γ
-ray spectrometer coupled with NaI (Tl)
scintillation detector was used to measure
the initial radioactivity of the solution (A i )
in counts per minute (cpm). In a closed
bottle, 1.000 g of the fresh resins in bromide
form was equilibrated with the above
solution of known initial radioactivity at a
constant temperature of 30.0 o C. The temperature
was maintained constant by using
an in-surf water bath. The bromide ionisotopic
exchange reaction taking place
here can be represented as follows:
(1)
In the above reaction, R represents ion exchange
resin in bromide form; Br*- represents
radioactive tracer isotope.
The radioactivity in cpm of 1.0 mL reaction
medium was measured for 3 h at a regular
interval of every 2 minutes. The solution
was transferred back to the same bottle after
measuring the radioactivity. The final
radioactivity of the reaction medium (A f )
was recorded after 3 h. The background radioactivity
was subtracted from radioactivity
of solution recorded at different time
intervals to give the corrected radioactivity.
From the knowledge of A i , A f and the
amount of exchangeable bromide ions in
200 mL of reaction medium, the amount of
bromide ions exchanged on the resin
(mmol) and percentage of bromide ions
exchanged were calculated. Similar study
was also repeated for chemically degraded
resins. The study was also extended further
by equilibrating the fresh/chemically degraded
resins with 0.300 M and 0.500 M
labeled bromide ion solution at a constant
temperature of 30.0 o C. Similar experimental
sets were also repeated at a higher temperatures
extending up to 45.0 o C.
3. Results and discussion
In the present investigation rapid decrease
in radioactivity of the labeled solution was
observed that during the initial stage due
72

VGB PowerTech 3 l 2021
Studies on performance and degradation stability of chemically degraded nuclear graded ion exchange materials
Tab. 1. Effect of temperature of reaction medium on ion-isotopic exchange reaction kinetics using fresh and chemically degraded resins.
Amount of degraded ion exchange resin in bromide form = 1.000 g; Concentration of labeled bromide ion reaction medium = 0.200 M; Volume of labeled bromide ion reaction medium = 200 mL;
Amount of exchangeable bromide ions in 200 mL labeled reaction medium = 40.0 mmol
Temperature
of reaction
medium
Fresh resin 20 % H 2 O 2 30 %H 2 O 2 0.005 M HClO 4 0.010 M HClO 4
reaction Amount of % of reaction Amount of % of reaction Amount of % of reaction Amount of % of reaction Amount of
o C
rate of
rapid ionisotopic
exchange
(min -1 )
bromide
ions
exchanged
(mmol)
bromide
ions
exchanged
rate of
rapid ionisotopic
exchange
(min -1 )
bromide
ions
exchanged
(mmol)
bromide
ions
exchanged
rate of
rapid ionisotopic
exchange
(min -1 )
bromide
ions
exchanged
(mmol)
bromide
ions
exchanged
rate of
rapid ionisotopic
exchange
(min -1 )
bromide
ions
exchanged
(mmol)
bromide
ions
exchanged
rate of
rapid ionisotopic
exchange
(min -1 )
bromide
ions
exchanged
(mmol)
% of
bromide
ions
exchanged
R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2
30.0 0.428 0.356 33.5 29.8 83.8 74.5 0.420 0.330 32.0 27.7 80.1 69.3 0.415 0.298 31.2 24.0 78.0 60.1 0.410 0.231 32.6 28.5 81.5 71.2 0.389 0.173 31.8 27.6 79.6 68.9
35.0 0.400 0.345 31.2 25.3 78.0 63.3 0.391 0.325 28.1 22.2 70.3 55.6 0.400 0.296 26.9 19.5 67.3 48.7 0.367 0.220 29.0 24.4 72.6 60.9 0.344 0.164 26.8 22.0 67.1 55.1
40.0 0.387 0.336 28.7 21.6 71.8 54.0 0.380 0.320 26.1 17.9 65.2 44.7 0.384 0.289 24.0 13.0 59.9 32.5 0.365 0.218 26.1 20.9 65.2 52.3 0.343 0.163 24.1 17.5 60.3 43.8
45.0 0.370 0.327 26.5 18.9 66.3 47.3 0.365 0.310 24.0 13.6 60.1 33.9 0.365 0.286 20.6 8.6 51.5 21.4 0.360 0.216 23.4 16.4 58.4 41.1 0.342 0.161 20.0 12.9 50.1 32.3
R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2
Energy of
Activation
(kJ.mol -1 )
-7.54 -4.51 -7.22 -3.25 -6.82 -2.36 -6.39 -2.96 -6.30 -2.90
Enthalpy of
activation
(kJ.mol -1 )
-10.12 -7.09 -9.80 -5.83 -9.40 -4.94 -8.97 -5.54 -8.88 -5.49
Free energy
of activation
(kJ.mol -1 )
61.33 63.23 61.53 64.03 61.76 64.64 62.05 64.60 62.16 64.90
Entropy of
activation
(kJ.K -1 mol -1 )
-0.236 -0.232 -0.235 -0.231 -0.235 -0.230 -0.234 -0.231 -0.234 -0.230
Tab. 2. Concentration effect on ion-isotopic exchange reaction kinetics using fresh and chemically degraded resins.
Amount of degraded ion exchange resin in bromide form= 1.000 g; Volume of labeled bromide ionic reaction medium = 200 mL; Temperature of reaction medium = 30.0 o C
Concentration
of
ions in
the
reaction
medium
(M)
Amount
of ions
in
200 mL
labeled
solution
(mmol)
reaction
rate of
rapid ionisotopic
exchange
(min -1 )
Fresh resin 20 % H 2 O 2 30 %H 2 O 2 0.005 M HClO 4 0.010 M HClO 4
Amount of
bromide
ions
exchanged
(mmol)
% of
bromide
ions
exchanged
reaction
rate of
rapid ionisotopic
exchange
(min -1 )
Amount of
bromide
ions
exchanged
(mmol)
% of
bromide
ions
exchanged
reaction
rate of
rapid ionisotopic
exchange
(min -1 )
Amount of
bromide
ions
exchanged
(mmol)
% of
bromide
ions
exchanged
reaction
rate of
rapid ionisotopic
exchange
(min -1 )
Amount of
bromide
ions
exchanged
(mmol)
% of
bromide
ions
exchanged
reaction
rate of
rapid ionisotopic
exchange
(min -1 )
Amount of
bromide
ions
exchanged
(mmol)
% of
bromide
ions
exchanged
R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2
0.200 40.00 0.428 0.356 33.5 29.8 83.8 74.5 0.420 0.330 32.0 27.7 80.1 69.3 0.415 0.298 31.2 24.0 78.0 60.1 0.410 0.231 32.6 28.5 81.5 71.2 0.389 0.173 31.8 27.6 79.6 68.9
0.300 60.00 0.453 0.368 52.1 46.9 86.8 78.1 0.436 0.342 51.2 43.6 85.3 72.6 0.426 0.303 49.4 38.0 82.4 63.3 0.421 0.239 49.3 43.5 82.1 72.5 0.397 0.177 48.2 40.7 80.4 67.8
0.500 100.00 0.471 0.381 93.9 83.3 93.9 83.3 0.451 0.353 88.6 75.8 88.6 75.8 0.437 0.309 85.7 65.5 85.7 65.5 0.433 0.247 84.6 74.2 84.6 74.2 0.406 0.182 81.5 70.8 81.5 70.8
73

Studies on performance and degradation stability of chemically degraded nuclear graded ion exchange materials VGB PowerTech 3 l 2021
Tab. 3. . Correlation between temperature and reaction kinetics parameters for the ion-isotopic reactions performed by using fresh and chemically
degraded resins.
R1
R2
Temperature reaction rate Amount of
bromide ions
exchanged
% of
bromide ions
exchanged
Temperature reaction rate Amount of
bromide ions
exchanged
% of
bromide ions
exchanged
Temperature 1.000 Temperature 1.000
Reaction rate -0.736a 1.000 Reaction rate -0.098 a 1.000
Amount of
bromide ions
exchanged
-0.891 a 0.804 a 1.000
Amount of
bromide ions
exchanged
-0.880 a 0.133 a 1.000
% of bromide
ions exchanged
-0.891 a 0.802 a 1.000 a 1.000
% of bromide
ions exchanged
-0.879 a 0.133 a 1.000 a 1.000
Tab. 3. . Correlation between temperature and reaction kinetics parameters for the ion-isotopic reactions performed by using fresh and chemically
degraded resins.
R1
R2
reaction rate
Amount of
bromide ions
exchanged
% of
bromide ions
exchanged
Concentration
Concentration
reaction rate
Amount of
bromide ions
exchanged
% of
bromide ions
exchanged
Concentration 1.000 Concentration 1.000
Reaction rate 0.513 b 1.000 Reaction rate 0.097 1.000
Amount of
bromide ions
exchanged
0.994 a 0.590 a 1.000
Amount of bromide
ions exchanged
0.980 a 0.176 a 1.000
% of bromide
ions exchanged
0.646 a 0.905 a 0.723 a 1.000
% of bromide
ions exchanged
0.372 a 0.396 a 0.539 a 1.000
a
Correlation significant at the P< 0.01 level (2-tailed).
b
Correlation significant at the P< 0.02 level (2-tailed).
to the rapid ion-isotopic exchange reaction.
In final stage of the reaction, due to
slow ion-isotopic exchange the radioactivity
of the solution was observed to decreases
slowly which latter on remains nearly
constant. Our previous research work has
demonstrated that these ion-isotopic exchange
reactions are of first order in which
the rapid and slow ion-isotopic exchange
reactions were occurring simultaneously
[27-30]. As a result a graph of log radioactivity
(cpm) as a function of time (min) was
a composite curve in which initial radioactivity
decrease sharply and latter on very
slowly giving nearly straight line curve. On
resolution of this composite curve, the radioactivity
exchanged due to rapid and
slow ion-isotopic exchange reactions
as well as the specific reaction rate (k) in
min -1 of rapid process were calculated [27-
30]. From the knowledge of initial and final
radioactivity of solution as well as the
amount of ions in 200 mL labeled solution,
the amount of bromide ions exchanged on
the resin surface (mmol) were calculated.
3.1 Stability and performance
evaluation of chemically degraded
resins based on kinetics of
ion-isotopic exchage reaction
It was observed that, under identical experimental
conditions, with rise in temperature
from 30.0 °C to 45.0 °C, the k values
(min -1 ) for bromide ion-isotopic exchange
reactions were observed to decrease
for fresh as well as chemically degraded
resins which were degraded in
H 2 O 2 / HClO 4 medium of increasing
strength (Ta b l e 1 ). Thus for 0.200 M radioactive
labeled bromide ion concentration,
when the temperature was raised
from 30.0 o C to 45.0 o C, the respective k
values for R1 and R2 resins decreases from
0.428 to 0.370 min -1 and 0.356 to 0.327
min -1 for fresh resin; from 0.420 to 0.365
min -1 and 0.330 to 0.310 min -1 for resins
degraded in 20 % H 2 O 2 medium; from
0.415 to 0.365 min -1 and 0.298 to 0.286
min -1 for resins degraded in 30 % H 2 O 2 medium;
from 0.410 to 0.360 min -1 and 0.231
to 0.216 min -1 for resins degraded in
0.005 M HClO 4 medium; from 0.389 to
0.342 min -1 and 0.173 to 0.161 min -1 for
resins degraded in 0.010 M HClO 4 medium
(Ta b l e 1 ). From the results, it appears
that under identical experimental conditions,
bromide ion-isotopic exchange reaction
rate decreases sharply with increase in
strength of H 2 O 2 / HClO 4 degradation medium.
Thus under identical experimental
conditions of 0.200 M radioactive labeled
bromide ion concentration at a constant
temperature of 30.0 o C, the k values
in min -1 for reactions performed by using
fresh R1 (0.428 min -1 ) and R2 (0.356
min -1 ) resin decreases to 0.420 and 0.330
min -1 respectively for the reactions performed
by using resins degraded in 20 %
H 2 O 2 medium, which further decreases to
0.415 and 0.298 min -1 respectively for the
reactions performed by using resins degraded
in 30 % H 2 O 2 medium (Ta b l e 1 ).
Similarly trend was observed for the reactions
performed by using resins degraded
in HClO 4 degradation medium in which
the k values obtained for the fresh R1
and R2 resins decreases to 0.410 and 0.231
min -1 respectively for the resins degraded
in 0.005 M HClO 4 medium, which further
decreases to 0.389 and 0.173 min -1 respectively
for the resins degraded in 0.010 M
HClO 4 medium (Ta b l e 1 ).
It was observed that, for the reactions performed
at the constant temperature of
30.0 o C, with rise in concentration of exchangeable
bromide ions in the solution
from 0.200 M to 0.500 M, the k values
(min -1 ) for bromide ion-isotopic exchange
reactions were observed to increase for
fresh as well as for chemically degraded
resins (Ta b l e 2 ). Thus for constant temperature
of 30.0 o C, with rise in concentration
of exchangeable bromide ions in the
solution, the respective k values for R1 and
R2 resins increases from 0.428 to 0.471
min -1 and 0.356 to 0.381 min -1 for the reactions
performed by using fresh resin; from
0.420 to 0.451 min -1 and 0.330 to 0.353
min -1 for the reactions performed by using
resins degraded in 20 % H 2 O 2 medium;
from 0.415 to 0.437 min -1 and 0.298 to
0.309 min -1 for the reactions performed by
using resins degraded in 30 % H 2 O 2 medium;
from 0.410 to 0.433 min -1 and 0.231 to
0.247 min -1 for the reactions performed by
using resins degraded in 0.005 M HClO 4
medium; from 0.389 to 0.406 min -1 and
0.173 to 0.182 min -1 for the reactions performed
by using resins degraded in 0.010 M
HClO 4 medium (Ta b l e 2 ). Thus from the
74

VGB PowerTech 3 l 2021
Studies on performance and degradation stability of chemically degraded nuclear graded ion exchange materials
results it appears that under identical experimental
conditions the k values (min -1 )
for R1 resin were higher than R2 resin indicating
their better performance and stability
of R1 resin even under the stringent
degradation condition (Ta b l e s 1 and 2 ).
3.2 Stability and performance
evaluation of chemically degraded
resins based on the percentage of
bromide ions exchanged
For the ion-isotopic exchange reactions
performed by using fresh as well as chemically
degraded R1 and R2 resins, the percentage
of bromide ions exchanged was
observed to decrease with rise in temperature
of the reaction medium (Ta b l e 1 ).
Thus for the reactions performed by equilibrating
fresh resins with 0.002 M exchangeable
bromide ion solution, with rise
in temperature of the reaction medium
from 30.0 o C to 45.0 o C the percentage of
bromide ions exchanged decreases from
83.8 % to 66.3 % for fresh R1 resin and
from 74.5 % to 47.3 % for fresh R2 resin.
This corresponds to the decrease by 17.5 %
and 27.2 % respectively for the two resins.
Similarly with rise in temperature of reaction
medium, the percentage of bromide
ions exchanged decreases by 20.0 and
35.4 % respectively for resins degraded in
20 % H 2 O 2 medium; by 26.5 and 38.7 %
respectively using resins degraded in 30 %
H 2 O 2 medium; by 23.1 and 30.1 % respectively
using resins degraded in 0.005 M
HClO 4 medium; by 29.5 and 36.6 % respectively
using resins degraded in 0.010 M
HClO 4 medium. The percentage decrease
in bromide ions exchanged as a function of
temperature for the ion-isotopic exchange
reactions performed by using fresh resins
and resins degraded in H 2 O 2 and HClO 4
medium of different strength is graphically
represented in F i g u r e 1 . From the F i g -
u r e 3 it is clear that during the ion-isotopic
exchange reactions performed by using
the resins degraded in the degradation medium
of increasing strength, the decrease
in percentage of bromide ions exchanged
was more for R2 resins as compared to R1
resins.
For the ion-isotopic exchange reactions
performed by using fresh as well as chemically
degraded R1 and R2 resins, the percentage
of bromide ions exchanged was
observed to increase with rise in concentration
of reaction medium from 0.200 M
to 0.500 M (Ta b l e 2 ). Thus for the reactions
performed at 30.0 o C, as the concentration
of the reaction medium was gradually
increase, the percentage of bromide
ions exchanged increases from 83.8 % to
93.9 % using fresh R1 resin and from
74.5 % to 83.3 % using fresh R2 resin which
corresponds to increase by 10.1 % and
8.8 % respectively. Similarly with rise in
concentration of reaction medium the percentage
of bromide ions exchanged by using
R1 and R2 resins increase by 8.5 and
50.0
40.0
30.0
20.0
10.0
0.0
17.5
27.2
20.0
35.4
R1
R2
26.5
38.7
Fresh 20% H202 30%H202 0.005M HCI04 0.010M HCI04
Degradation medium
36.6
30.1 29.5
23.1
Fig. 1. Percentage decrease in bromide ions exchanged as a function of temperature for the ionisotopic
exchange reactions performed by using fresh resins and resins degraded in H 2 O 2
and HCI0 4 medium of different strength.
Amount of degraded ion exchange resin in bromide form = 1.000 g; concentration of
labeled bromide ion reaction medium = 0.200 M; volume of labeled bromide ion reaction.
medium = 200 ml; amount of exchangeable bromide ions in 200 ml labeled reaction
medium = 40.0 mmol; temperature range of reaction medium = 30.0 o C -45.0 o C.
% increase in bromide
Ions exchanged
15.0
10.0
5.0
0.0
10.1
8.8 8.5
6.5
7.7
5.4 5.1
Fresh 20% H202 30%H202 0.005M HCI04 0.010M HCI04
Degradation medium
Fig. 2. Percentage increase in bromide ions exchanged as a function of concentration for the
ion-isotopic exchange reactions performed by using fresh resins and resins degraded in
H 2 O 2 and HCIQ 4 medium of different strength.
Amount of degraded ion exchange resin in bromide form = 1.000 g; volume of labeled
bromide ionic reaction medium= 200 mL; temperature of reaction medium= 30.0 o C;
concentration range of ionic medium= 0.200 M -0.500 M.
log 10 (k)
Fresh (R1) Fresh (R2) 20% H202 (R1) 30%H202 (R1) 30%H202 (R2)
0.005M HCI04 (R1) 0.005M HCI04 (R2) 0.010M HCI04 (R1) 0.010M HCI04 (R2)
-0.300
0.00310 0.00315 0.00320 0.00325 0.00330 0.00335 0.00340
-0.350
-0.400
-0.450
-0.500
-0.550
-0.600
-0.650
-0.700
1/T (K -1 )
Fig. 3. Arrhenius plot to determine energy of activation (Eac) for bromide ion-isotopic exchange
reactions performed by using fresh resins.
Amount of ion exchange resin in bromide form = 1.000 g;
temperature range = 30.0-45.0 o C; concentration of labeled exchangeable bromide ion
solution= 0.200 M; volume of labeled bromide ion solution = 200 ml; amount of
exchangeable bromide ions in 200 ml labeled solution = 40.0 mmol.
3.0
3.9
1.9
75

0.32
0.32
0.2
20%H202
1.26
1.26
1.26
20%H202
0.8
0.72
0.72
0.43
30%H202
2.15
2.15
30%H202
1.41
1.15
1.15
0.005M 1HCl04
0.72
1.55
1.55
1.37
0.005M 1HCl04
1.24
1.24
0.010M1HCl04
0.83
1.61
1.6
1.67
0.010M1HCl04
Studies on performance and degradation stability of chemically degraded nuclear graded ion exchange materials VGB PowerTech 3 l 2021
log 10 (k/T)
Fresh (R1) Fresh (R2) 20% H202 (R1) 20%H202 (R2) 30%H202 (R1)
30%H202 (R2) 0.005M HCI04 (R1) 0.005M HCI04 (R2) 0.010M HCI04 (R1) 0.010M HCI04 (R2)
-2.80
0.00310 0.00315 0.00320 0.00325 0.00330 0.00335 0.00340
-2.90
-3.00
-3.10
-3.20
-3.30
-3.40
1/T (K -1 )
Fig. 4. Eyring-Polanyi plot to determine the enthalpy of activation entropy of activation ∆S* for
bromide ion-isotopic exchange reactions performed by using fresh resins.
Amount of ion exchange resin in bromide form = 1.000 g;
temperature range= 30.0-45.0 o C; concentration of labeled exchangeable bromide ion
solution = 0.200 M; volume of labeled bromide ion solution = 200 ml; amount of
exchangeable bromide ions in 200 ml labeled solution = 40.0 mmol.
Increase in thermodynamic
parameters
2.5
2
1.5
1
0.5
0
Energy of Activation Enthalpy of activation Free energy of activation
R1 R2 R1 R2 R1 R2 R1 R2
Fig. 5. Increase in values of thermodynamic parameters with respect to fresh resins for the
ion-isotopic exchange reactions performed by using resins degraded in degradation
medium of increasing strength.
Amount of degraded ion exchange resin in bromide form = 1.000 g; Concentration of
labeled bromide ion reaction medium = 0.200 M; Volume of labeled bromide ion reaction
medium = 200 mL; Amount of exchangeable bromide ions in 200 mL labeled reaction
medium = 40.0 mmol
6.5 % respectively for resins degraded in
20 % H 2 O 2 medium; by 7.7 and 5.4 % respectively
by using resins degraded in 30 %
H 2 O 2 medium; by 5.1 and 3.0 % respectively
by using resins degraded in 0.005 M
HClO 4 medium; by 3.9 and 1.9 % respectively
by using resins degraded in 0.010 M
HClO 4 medium. The percentage increase in
bromide ions exchanged as a function of
concentration of reaction medium for the
ion-isotopic exchange reactions performed
by using fresh resins and resins degraded
in H 2 O 2 and HClO 4 medium of different
strength is graphically represented in F i g -
u r e 2 . From the F i g u r e 4 it is clear that
during the ion-isotopic exchange reactions
performed by using the resins degraded in
the degradation medium of increasing
strength, the increase in percentage of bromide
ions exchanged was more for R1 resins
as compared to R2 resins.
Thus on the basis of percentage of bromide
ions exchanged with rise in temperature
and concentration of reaction medium it
can be concluded that R1 resin show excellent
performance than R2 resin even under
stringent degradation conditions.
3.3 Stability and performance
evaluation of chemically degraded
resins based on thermodynamics of
ion-isotopic exchange reaction
From the results obtained for the bromide
ion-isotopic exchange reactions performed
by using fresh and chemically degraded
resins, various thermodynamic parameters
namely energy of activation, enthalpy, entropy
and free energy of activation were
calculated. Based on the Arrhenius equation
k = A x e -E(ac)/RT (2)
the graph of log (10) k against 1/T was plotted
(F i g u r e 3 ) from the slope of which
the energy of activation (E ac ) for the bromide
ion-isotopic exchange reactions was
calculated [31].
By using Eyring-Polanyi equation,
log 10 k/T = -ΔH*/2.303RT +
log 10 kB/h + ΔS* /2.303R (3)
the straight line graph of log 10 k/T
against 1/T was plotted (F i g u r e 4 ). The
enthalpy of activation ΔH* was calculated
from the slope of the graph, while the entropy
of activation ΔS* was calculated from
the intercept of the graph [31, 32] using
the equation
Intercept = 2.303 x log 10 (kB/h) + ΔS*/R
(4)
In the above equations, k is the reaction
rate constant; T is the absolute temperature
(in Kelvin); R is the gas constant having
value 8.314J.K -1 .mol -1 ; k B is the Boltzmann
constant having value 1.3806 ×
10 -23 JK -1 ; h is the Planck’s constant having
the value 6.6261×10 -34 J s.
From the value of ΔH* and ΔS*, free energy
of activation ΔG* for bromide ion-isotopic
exchange reactions was calculated.
It was observed that for ion-isotopic exchange
reaction performed by using fresh
R1 resin, the values of energy of activation,
enthalpy of activation, free energy of
activation and entropy of activation was
-7.54 kJ.mol -1 , -10.12 kJ.mole -1 , 61.33 kJ.
mol -1 and -0.236 kJ.K -1 mol -1 which was
less than the respective values of -4.51
kJ.K -1 mol -1 ,-7.09 kJ.K- 1 mol -1 , 63.23 kJ.
mole -1 and -0.232 kJ.K -1 mol -1 obtained for
fresh resin R2. Similar trend was observed
for the reactions performed by using
both resins degraded in H 2 O 2 / HClO 4
medium of increasing strength (Ta b l e
1 ). The values of above thermodynamic
parameters gradually increases for the reactions
performed by using fresh resins
and resins degraded in degradation medium
of increasing strength (Ta b l e 1 ), indicating
decrease in thermodynamically
feasibility of the reactions. Also the increase
in values of above thermodynamic
parameters for the reactions performed by
using fresh and degraded R1 resin was less
than that obtained for the reactions performed
by using fresh and degraded R2
resin (F i g u r e 5 ). This indicate that the
bromide ion-isotopic exchange reactions
are thermodynamically more feasible using
R1 resin in comparison to R2 resin
thereby suggesting that the superior performance
of R1 resin even under stringent
degradation conditions.
76

VGB PowerTech 3 l 2021
Studies on performance and degradation stability of chemically degraded nuclear graded ion exchange materials
3.4 Statistical analysis
The statistical analysis of the experimental
data was made by using one way ANOVA
method. Criterion of significance selected
was P

Studies on performance and degradation stability of chemically degraded nuclear graded ion exchange materials VGB PowerTech 3 l 2021
[17] Y.J. Huang, H.P. Wang, C.C. Chao, H.H.Liu,
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thin film growth: systematic investigation of
HKUST-1 deposition on QCM electrodes,
Chem. Sci., 3 (2012) 1531-1540, https://
doi.org/10.1039/C2SC20065A. l
VGB-Standard
Preservation of Steam andGas Turbo-Generator Sets
(2 nd edition)
Edition 2017 – VGB-S-036-00-2017-04-EN
DIN A4, 42 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers* € 190.–, for non mem bers € 280.–, + VAT, ship ping and hand ling
DIN A4, 42 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 190,–, für Nicht mit glie der € 280,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
The present VGB-Standard covers all aspects of preservation. This standard provides operators, manufacturers
and planners with a basic framework on how and to what extent the steam turbines, gas turbines and
generators are to be treated.
The editorial team has decided to take the steam turbine and the generator from the VGB-R 116 “Preservation
of Power Plants” (republished as VGB-S-116-00-2016-04-EN “Preservation of Power Plants”),
to add a section on the gas turbine and to publish both together in this revised VGB standard “VGB-
S-036-00-2017-04”.
This VGB-Standard can be used analogously to protect other plant components in the power plant against
corrosion. It is prepared to the best of our professional knowledge, but does not claim to be complete.
By its very nature, this VGB-Standard is a recommendation and therefore cannot replace the expertise of the
users.
In principle, however, in addition to the recommendations and measures for protecting the assets by preservation
as described below, the manufacturer’s instructions and the specifications from the operating manuals
must also be observed.
VGB-Standard
Preservation of Steam and
Gas Turbo-Generator Sets
2 nd Edition
VGB-S-036-00-2017-04-EN
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members of VGB PowerTech e.V.
VGB PowerTech Service GmbH
Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany
Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop
78

VGB PowerTech 3 l 2021
Forum Technik: Unternehmen und Forschung treiben gemeinsam die Wasserstoff-Wirtschaft voran
Stadt Essen gründet H2-Beirat
Top-Unternehmen und Forschung treiben gemeinsam die
Wasserstoff- Wirtschaft voran
Abstract
City of Essen establishes H2
advisory board
Top companies and research jointly drive
the hydrogen economy forward
As the energy capital of Europe, Essen is home to
top companies and research institutions that
represent a complete hydrogen ecosystem. Now
the city is bringing them together in an H2 advisory
board. The aim is to combine forces at the
highest level, develop projects together and actively
implement them. The founding of the H2
Advisory Board of the City of Essen took place
today as an online event with high-ranking representatives
from Brenntag SE, con|energy AG,
Evonik Industries AG, Gas- und Wärme-Institut
Essen e.V., MESSE ESSEN GmbH, Open Grid
Europe GmbH, RAG-Stiftung, Ruhrbahn
GmbH, RWE AG, Stadtwerke Essen AG, thyssenkrupp
Industrial Solutions AG, TRIMET ALU-
MINIUM SE and Westenergie AG. Concrete projects
were presented at the founding event - and
Essen was established as the headquarters of the
hydrogen makers.
l
Als Energiehauptstadt Europas beheimatet
Essen Top-Unternehmen und Forschungseinrichtungen,
die ein komplettes Wasserstoff-
Ökosystem abbilden. Nun bringt die Stadt
diese in einem H2-Beirat zusammen. Ziel ist,
die Kräfte auf höchstem Niveau zu bündeln,
gemeinsam Projekte zu entwickeln und aktiv
umzusetzen. Die Gründung des H2-Beirates
der Stadt Essen fand heute coronabedingt
als Online- Veranstaltung mit hochrangigen
Vertreter*innen von Brenntag SE,
con|energy AG, Evonik Industries AG, Gasund
Wärme-Institut Essen e.V., MESSE ES-
SEN GmbH, Open Grid Europe GmbH, RAG-
Stiftung, Ruhrbahn GmbH, RWE AG, Stadtwerke
Essen AG, thyssenkrupp Industrial
Solutions AG, TRIMET ALUMINIUM SE und
Westenergie AG statt. Im Rahmen der Gründungs-Veranstaltung
wurden konkrete Projekte
vorgestellt – und Essen als Sitz der Wasserstoff-Macher
etabliert.
In Essen arbeiten Stadt, Unternehmen und
Forschung Hand in Hand an der Wasserstoff-Zukunft.
Das Besondere: Durch die
hohe Dichte an namhaften Unternehmen
aus der Energiewirtschaft nimmt die Stadt
deutschland- und europaweit eine führende
Branchen-Position ein. In Verbindung
mit einer Vielzahl von Universitäten und
Forschungseinrichtungen im Ruhrgebiet
sind dies ideale Bedingungen, um das
Wasserstoffzeitalter Wirklichkeit werden
zu lassen. Dazu riefen Oberbürgermeister
Thomas Kufen und Andre Boschem, Geschäftsführer
der EWG – Essener Wirtschaftsförderungsgesellschaft
mbH, heute
den H2-Beirat der Stadt ins Leben. Hochrangige
Unternehmens vertreter *innen
treffen sich zukünftig in diesem Beirat in
regelmäßigen Abständen, um die strategische
Entwicklung der Wasserstoff-Wirtschaft
sowie die konkrete Realisierung
von Projekten in Essen voranzubringen.
Zusätzliche Expertise bringt die Grüne
Hauptstadt Agentur (GHA) ein. Die GHA
setzt als Stabsstelle der Stadt Essen die
Umwelt-Zielsetzungen der „Grünen
Hauptstadt Europas – Essen 2017“ fort.
Denn die Wasserstoff-Wirtschaft wird
nicht zum Selbstzweck gefördert, sondern
als wichtiger Bestandteil einer integrierten
Energiewende.
Essens Oberbürgermeister Thomas Kufen
sagt: „Wasserstoff ist eine bedeutende Zukunftschance
für den Energie- und Umweltstandort
Essen und ein Treiber für die
Energiewende. Mit dem neu gegründeten
H2-Beirat werden wir noch intensiver an
einer nachhaltigen und klimafreundlichen
Ausrichtung Essens arbeiten.“
Autoren
HyExpert: www.essen.de
HyGlass: www.gwi-essen.de
Hybrid-SOFC-System: www.gwi-essen.de
Kontakt
EWG – Essener Wirtschaftsförderungsgesellschaft
mbH
Markus Pließnig
Leiter Kommunikation und Internationales
Essen, Deutschland
www.ewg.de
Essens Oberbürgermeister Thomas Kufen (rechts) und EWG-Geschäftsführer Andre Boschem (links)
treiben mit dem H2-Beirat die Wasserstoffwirtschaft in Essen voran. Die Gründung des Beirates
fand coronabedingt online statt. Dr. Klaus Altfeld (Bildmitte) von der evety GmbH moderierte die
Gründungsveranstaltung. Foto: Elke Brochhagen, Stadt Essen.
79

Forum Technik: Unternehmen und Forschung treiben gemeinsam die Wasserstoff-Wirtschaft voran VGB PowerTech 3 l 2021
Energiehauptstadt Europas bündelt
Kräfte
Durch den H2-Beirat wird Essen in seiner
Rolle als Energiehauptstadt Europas weiter
gestärkt. Hier sind die Unternehmen vor
Ort, die die Wasserstoff-Wirtschaft entscheidend
voranbringen und Projekte umsetzen
können. EWG-Geschäftsführer Andre
Boschem erläutert: „Essen ist von jeher
eine Stadt der Macher. Im H2-Beirat treffen
sich deshalb ab sofort die führenden
Wasserstoff-Verantwortlichen des Standortes
und entwickeln aktiv konkrete Projekte
– für die Stadt und die Region, aber
mit nationaler und internationaler Perspektive.
Wir möchten dazu die maßgeblichen
Akteure von Wirtschaft, Wissenschaft
Wasserstoff-Projekte in Essen:
HyExpert – HyGlass –
Hybrid-SOFC-System
Der H2-Beirat ist als dauerhafte Einrichtung
vorgesehen und wird halbjährlich
stattfinden. Bereits in der ersten Sitzung
zeigten konkrete Projekte die Stadt als Sitz
der H2-Macher. So ist Essen als HyExpert-
Region durch das Bundesministerium für
Verkehr und digitale Infrastruktur ausgezeichnet
worden. Im Rahmen einer Machbarkeitsstudie
wird nun ein Konzept für ein
Wasserstoff-Ecosystem für emissionsfreie
und nachhaltige Mobilität in Ballungsgebieten
am Beispiel der Stadt Essen entwickelt.
Das Konzept erfolgt am Beispiel des
öffentlichen Personennahverkehrs (ÖPNV).
schenden mittels umfangreicher Prozesssimulationen
und Standortanalysen die
Wasserstoffpotenziale für die NRW-Glasindustrie.
Am GWI entsteht außerdem das
erste Hybrid-SOFC-System (Solid Oxide
Fuel Cell) in Europa. Für dieses System zur
hocheffizienten und umweltschonenden
Energieerzeugung bietet das Gas- und
Wärme-Institut Essen die Forschungsinfrastruktur.
Die benötigte Technologie liefert
die Mitsubishi Power Europe GmbH. Das
Hybrid-SOFC-System soll bis März 2022 in
Essen in Betrieb genommen werden. Weitere
Informationen zu den Projekten unter:
––
HyExpert: www.essen.de
––
HyGlass: www.gwi-essen.de
––
Hybrid-SOFC-System: www.gwi-essen.de
Gründungsmitglieder und Zitate
Essen ist Sitz der H2-Macher: Hier werden Strategien und Projekte vorangetrieben. Hier arbeiten
Stadt, Unternehmen und Forschung Hand in Hand, um das Wasserstoffzeitalter Wirklichkeit werden
zu lassen. Foto: EWG, Johannes Kassenberg.
und Stadt Essen zusammenbringen und
mit einer stringenten Wasserstoff-Strategie
vorangehen.“
Essens Stellenwert als Treiber der Wasserstoff-Wirtschaft
unterstreicht die Zusammensetzung
des Nationalen Wasserstoffrates,
in dem mit Katherina Reiche (Vorsitzende
des Vorstandes, Westenergie), Dr.
Jörg Bergmann (Sprecher der Geschäftsführung,
OGE) und Dr. Arnd Köfler (Chief
Technology Officer, thyssenkrupp Steel
Europe) drei Essener Akteur*innen vertreten
sind.
Katherina Reiche: „Wasserstoff ist das
Schlüsselelement der Energiewende.
Durch den neu gegründeten H2-Beirat
wollen wir die Potenziale in Essen optimal
nutzen. Wir bündeln alle Kräfte der Stadt,
um beim Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft
in der Spitzengruppe zu sein. Als
Energiehauptstadt Europas besitzt Essen
beste Voraussetzungen, um eine führende
Rolle bei der Entwicklung dieser Technologie
zu spielen.“
Partner sind deshalb unter anderem auch
die Stadtwerke Essen AG sowie die Ruhrbahn
GmbH. Die Einsatzmöglichkeiten im
Bereich des öffentlichen Nahverkehrs erläuterte
Michael Feller (Geschäftsführer,
Ruhrbahn GmbH). Ein Meilenstein: Aktuell
testet das Unternehmen im Essener Bedienungsgebiet
einen Brennstoffzellenbus der
Firma Solaris auf Zuverlässigkeit, Reichweite
und technische Anforderungen.
Im Bereich der Wissenschaft ist das Gasund
Wärme-Institut Essen (GWI) als international
tätiges Forschungsinstitut hervorzuheben.
Das GWI mit Prof. Klaus Görner
als wissenschaftlichem Vorstand bearbeitet
unter anderem Fragestellungen der nationalen
Wasserstoff-Strategie. Prof. Görner
stellte im H2-Beirat HyGlass vor – ein
Projekt, das sich mit Wasserstoffnutzung in
der Glasindustrie als Möglichkeit zur Reduzierung
von CO 2 -Emissionen und des
Einsatzes erneuerbarer Gase beschäftigt.
Hierzu werden verschiedene Experimente
an einem Hochtemperaturofen des GWI
durchgeführt. Zudem untersuchen die For-
(in alphabetischer Reihenfolge)
Dr. Jörg Bergmann (Sprecher der Geschäftsführung,
Open Grid Europe GmbH):
„OGE bringt die Infrastruktur für den
Transport von Wasserstoff ein und leistet
damit über die Vernetzung von Produzenten
und Verbrauchern einen zentralen Beitrag
für das Gelingen der Energiewende.“
Andre Boschem (Geschäftsführer, EWG -
Essener Wirtschaftsförderungsgesellschaft
mbH): „Essen ist von jeher eine Stadt der
Macher. Im H2-Beirat treffen sich deshalb
ab sofort die führenden Wasserstoff-Verantwortlichen
des Standortes und entwickeln
aktiv konkrete Projekte – für die Stadt
und die Region, aber mit nationaler und
internationaler Perspektive. Wir möchten
dazu die maßgeblichen Akteure von Wirtschaft,
Wissenschaft und Stadt Essen zusammenbringen
und mit einer stringenten
Wasserstoff-Strategie vorangehen.“
Dr. Roman Dudenhausen (Vorstand,
con|energy AG): „Wir haben uns bei
con|energy einer nachhaltigen Energiezukunft
verschrieben. Daher wollen wir das
Thema Wasserstoff als bedeutenden Bestandteil
einer grünen Energieversorgung
vorantreiben.“
Michael Feller (Geschäftsführer, Ruhrbahn
GmbH): „Durch die Bündelung der
Kompetenzen im H2-Beirat verspreche ich
mir für die Ruhrbahn, dass die erforderliche
Versorgungsinfrastruktur schneller
verfügbar ist und der notwendige Markthochlauf
von grünem Wasserstoff gewährleistet
wird. Dieses sind wichtige Voraussetzungen,
um Wasserstoff als Schlüsseltechnologie
für einen klimaneutralen ÖPNV
nutzbar zu machen.”
Prof. Dr.-Ing. Klaus Görner (Wissenschaftlicher
Vorstand, Gas- und Wärme-Institut
Essen e.V.): „Das Gas- und Wärme-
Institut Essen e.V. (GWI) bearbeitet als
Branchenforschungsinstitut der Gasindustrie
das Thema Wasserstoff entlang der
gesamten Wertschöpfungskette, von der
Erzeugung über die Verteilung bis zur
Endanwendung und ist damit der zentrale
80

VGB PowerTech 3 l 2021
Forum Technik: Unternehmen und Forschung treiben gemeinsam die Wasserstoff-Wirtschaft voran
Kompetenz- und Know How-Träger in der
Forschung am Standort Essen.“
Jörg Kerlen (Communication & Policy, Political
Affairs & Corporate Responsibility,
RWE AG): „RWE als einer der weltweit führenden
Anbieter von Erneuerbaren Energien
will Treiber für H2 sein. Dafür haben wir
alles unter einem Dach: Grünen Strom,
Produktions-Knowhow, Speicherkapazitäten
und Handelsexpertise.“
Dr. Christian Kohlpaintner (Vorsitzender
des Vorstandes, Brenntag SE): „Mit der Innovationskraft
und dem Knowhow der hier
angesiedelten Unternehmen sind Essen
und das Ruhrgebiet prädestiniert, gemeinsam
ein effizientes Gesamtsystem für Wasserstoff
zu entwickeln. Brenntag als Distributionsexperte
setzt sich für nachhaltige
Lieferketten ein und wir unterstützen daher
gern diese Initiative.“
Thomas Kufen (Oberbürgermeister der
Stadt Essen und Initiator des H2-Beirates):
„Wasserstoff ist eine bedeutende Zukunftschance
für den Energie- und Umweltstandort
Essen und ein Treiber für die Energiewende.
Mit dem neu gegründeten H2-Beirat
werden wir noch intensiver an einer
nachhaltigen und klimafreundlichen Ausrichtung
Essens arbeiten.“
Oliver P. Kuhrt (Geschäftsführer, MESSE
ESSEN GmbH): „Der H2-Beirat bündelt das
Wissen und die Innovationskraft aller Akteure,
die das Konzept eines lokalen Wasserstoff-Ecosystems
in Essen gemeinsam
vorantreiben wollen. Ich freue mich sehr,
Teil dieses Modellprojekts zu sein.”
Dr. Sami Pelkonen (CEO, Chemicals and
Process Technologies thyssenkrupp Industrial
Solutions AG): „Mit unseren Technologien
zur Produktion von grünem Wasserstoff
und grünen Chemikalien haben wir
die Schlüssel zur Dekarbonisierung des Industriesektors
in der Hand, da diese besonders
für großskalige Installationen geeignet
sind.“
Katherina Reiche (Vorsitzende des Vorstandes,
Westenergie AG): „Wasserstoff ist
das Schlüsselelement der Energiewende.
Durch den neu gegründeten H2-Beirat wollen
wir die Potenziale in Essen optimal nutzen.
Wir bündeln alle Kräfte der Stadt, um
beim Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft in
der Spitzengruppe zu sein. Als Energiehauptstadt
Europas besitzt Essen beste Voraussetzungen,
um eine führende Rolle bei
der Entwicklung dieser Technologie zu
spielen.“
Dr. Peter Schäfer (Vorstandsvorsitzender,
Stadtwerke Essen AG): „Die Stadtwerke Essen
beabsichtigen, für die Stadt Essen ein
Wasserstoffnetz zu bauen und zu betreiben.
Dabei wollen wir nicht nur eine belastbare
Infrastruktur schaffen, sondern potenziellen
Wasserstoffanwendern auch unsere Beratung
und Unterstützung anbieten.“
Philipp Schlüter (Vorsitzender des Vorstandes,
TRIMET ALUMINIUM SE): „Essen
steht für den Industriestandort Deutschland
und für Strukturwandel. In keiner anderen
Region bilden Energiewirtschaft,
Grundstoffhersteller und verarbeitende Industrie
ein so dichtes Netz. Wo, wenn nicht
hier, kann die anstehende Transformation
gelingen?“
Bernd Tönjes (Vorstandsvorsitzender der
RAG-Stiftung): „Die RAG-Stiftung setzt
schon vor dem Hintergrund ihrer bestehenden
Aufgaben nachhaltige Impulse für die
gelingende Transformation der ehemaligen
Bergbauregionen. Das Thema Wasserstoff
kann ein zusätzlicher sehr perspektivenreicher
Treiber des Wandels sein. Dafür müssen
wir die bestehenden Kräfte bündeln.
Deshalb bringen wir uns hier gerne ein.“
Thomas Wessel (Mitglied des Vorstandes,
Evonik Industries AG): „Das Ruhrgebiet
bündelt bereits heute Wissen, Industrie und
Technik, um die grüne Wasserstoff-Wirtschaft
voranzutreiben. Produkte und Technologien,
die wir bei Evonik entwickeln,
ermöglichen eine wettbewerbsfähige Herstellung
und Nutzung von Wasserstoff aus
regenerativen Quellen.“
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.
81

Energieverbrauch in Deutschland 2020 – Elektrizitätswirtschaft VGB PowerTech 3 l 2021
Energieverbrauch in Deutschland
2020 – Elektrizitätswirtschaft
Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen
Abstract
Energy consumption in Germany 2020 –
Electricity supply
Energy consumption in Germany in 2020 fell by
8.7 percent compared to the previous year,
reaching a historic low of 11,691 petajoules
(PJ) or 398.8 million tonnes of hard coal equivalent
(MtCE). Compared to 2006, the year with
the highest energy consumption in Germany so
far since reunification, the decline amounts to
about 21 per cent, reports the Working Group
on Energy Balances. As a result of the decline in
consumption and further shifts in the energy
mix in favour of renewables and natural gas,
the AG Energiebilanzen expects a decrease in
energy-related CO 2 emissions in the order of
about 80 million tonnes. This corresponds to a
reduction of around 12 percent compared to the
previous year.
l
Autor
Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V.
Berlin, Deutschland
Auszug aus dem ausführlichen Bericht
„Energieverbrauch in Deutschland im Jahr
2020“, Berlin
Primärenergieverbrauch insgesamt
Der Primärenergieverbrauch in Deutschland
betrug im Jahr 2020 insgesamt
11.784 PJ oder 402,1 Mio. t SKE; gegenüber
dem Vorjahr nahm er damit um 8,0 % ab
(vgl. Tabelle 1).
Das Niveau des Energieverbrauchs sowie
seine Zusammensetzung (Energiemix)
werden auch politisch und regulatorisch
beeinflusst. Für die mittel- bis längerfristige
Entwicklung sind u.a. der schrittweise
Ausstieg aus der Kernenergie bis Ende
2022, der geplante Ausstieg aus der Kohleverstromung
(bis Ende 2038) sowie die
fortgesetzte Förderung des Ausbaus erneuerbarer
Energien bedeutsam. Auf europäischer
Ebene sind u.a. die Absenkung der
Emissionsobergrenze in der laufenden
3. Handelsperiode 2013 bis 2020 innerhalb
des EU-ETS sowie die Zielsetzungen für
den Klimaschutz im Nicht-ETS-Bereich, die
Vorgaben zur Verbesserung der Energieeffizienz
(z.B. EU-Energieeffizienz-Richtlinie
(EED)) sowie verbindliche Ziele zum fortschreitenden
Ausbau erneuerbarer Energien
(EU-Richtlinie für erneuerbare Energien
(Richtlinie 2009/28/EG)) von Relevanz.
Wichtigster Energieträger blieb auch 2020
das Mineralöl mit einem Anteil von 33,7 %.
Es folgte das Erdgas mit einem auf 26,6 %
leicht gestiegenen Anteil (2019: 25,1 %).
Ihre Position an dritter Stelle konnten die
erneuerbaren Energien auf 16,6 % ausweiten,
2019 waren es noch 14,9 % gewesen.
Der Primärenergieverbrauch von Steinund
Braunkohle ist 2020 mit jeweils 16,6 %
bzw. 17,8 % spürbar gesunken, so dass
Braunkohle 2020 nur noch etwa 8,1 % und
Steinkohle noch 7,7 % des Primärenergiebedarfs
hierzulande deckten. Der Primärenergieverbrauch
der Kernenergie ist 2020
gegenüber dem Vorjahr um 14,2 % gesunken
(Stilllegung des Kernkraftwerks Philippsburg
am 31. Dezember 2019). Damit
deckt die Kernenergie aktuell noch ca. 6 %
des Primärenergiebedarfs. Der Überschuss
bei den Stromflüssen in das Ausland hat
sich 2020 weiter verringert. Infolgedessen
wirkte sich der Stromaustauschsaldo auch
im Jahr 2020 verbrauchsmindernd (um
0,6 Prozentpunkte) auf den Primärenergieverbrauch
aus.
Elektrizitätswirtschaft
2020 wurden nach vorläufigen Zahlen in
Deutschland brutto 572,2 Mrd. kWh Strom
erzeugt. Damit ging die Stromproduktion
gegenüber ihrem Vorjahreswert um 6,1 %
zurück. Die Stromerzeugung aus den einzelnen
Energieträgern entwickelte sich jedoch
uneinheitlich. Aus erneuerbaren
Energien insgesamt sowie aus Erdgas wurde
2020 mehr Strom gewonnen als im Vorjahr.
Die Stromerzeugung der Kohlekraftwerke
hingegen war stark rückläufig. Der
Beitrag der Kernenergie zur Stromerzeugung
in Deutschland ging um 14,2 % zurück.
Der Bruttostromverbrauch nahm
nach vorläufigen Schätzungen der AG
Energiebilanzen für das Berichtsjahr um
4,3 % auf 552,2 Mrd. kWh ab (2019:
576,7 Mrd. kWh) (vgl. Ta b e l l e 2 ).
Die Braunkohlekraftwerke erzeugten 2020
knapp 92 Mrd. kWh Strom. Das entspricht
einem Rückgang von 19,4 %, nachdem die
Erzeugung bereits 2019 um mehr als ein
Fünftel zurückgegangen war. Am Jahresende
war nach vorläufigen Daten eine Netto-Kraftwerksleistung
von 20.709 MW installiert;
davon befanden sich allerdings
2.378 MW in der Braunkohlensicherheitsbereitschaft
und damit nicht mehr im
Markt. Weitere 297 MW werden zum
31.12.2020 gemäß den Vereinbarungen
zum Kohleausstieg stillgelegt. Der Beitrag
der Braunkohlekraftwerke zur Bruttostromerzeugung
betrug 16,1 %.
Aus Erdgas erzeugen Kraftwerke der Stromversorger,
der Industriebetriebe und Blockheizkraftwerke
sonstiger Stromerzeuger
voraussichtlich 91,9 Mrd. kWh Strom. Die
Stromerzeugung der Gaskraftwerke steigt
damit trotz insgesamt geringerer Stromerzeugung
um 2,1 % an. Insbesondere unterjährig
deutlich gesunkene Spotmarkt-Preise
für Gas sowie ein anhaltend hohes Preisniveau
für CO 2 -Zertifikate stärkten ihre
Wettbewerbsposition gegenüber Kohlekraftwerken,
sodass sich Gaskraftwerke
besser im Markt behaupten konnten. Die
installierte Leistung (netto) ist im Vergleich
zum Vorjahr leicht auf 30.158 MW angestiegen.
Davon befinden sich derzeit allerdings
2.747 MW in der Netzreserve. Weitere
1.262 MW wurden für die seit 1. Oktober
2020 bestehende Kapazitätsreserve bezu-
82

VGB PowerTech 3 l 2021
Energieverbrauch in Deutschland 2020 – Elektrizitätswirtschaft
Tab. 1. Primärenergieverbrauch in Deutschland 2019 und 2020 1) .
Energieträger 2019 2020 2019 2020 Veränderungen 2020 geg. 2019 Anteile in %
Petajoule (PJ) Mio. t SKE PJ Mio. t SKE % 2019 2020
Mineralöl 4.511 3.973 153,9 135,6 - 538 - 18,4 - 11,9 35,2 33,7
Erdgas 3.214 3.136 109,7 107,0 - 78 - 2,7 - 2,4 25,1 26,6
Steinkohle 1.084 904 37,0 30,8 - 180 - 6,1 - 16,6 8,5 7,7
Braunkohle 1.164 956 39,7 32,6 - 207 - 7,1 - 17,8 9,1 8,1
Kernenergie 819 702 27,9 24,0 - 117 - 4,0 - 14,2 6,4 6,0
Erneuerbare Energien 1.904 1.961 65,0 66,9 57 1,9 3,0 14,9 16,6
Stromaustauschsaldo - 118 - 72 - 4,0 - 2,5 46 1,6 - - 0,9 - 0,6
Sonstige 228 224 7,8 7,6 - 4 - 0,1 - 1,8 1,8 1,9
Insgesamt 12.805 11.784 436,9 402,1 - 1021 - 34,8 - 8,0 100,0 100,0
1)
Alle Angaben vorläufig, Abweichungen in den Summen rundungsbedingt Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V.; AGEE-Stat (für erneuerbare Energien)
Tab. 2. Preise ausgewählter Energieträger.
2020 und 2019, Veränderungen in %
2019 2020
1 Vj. 2. Vj 3.Vj 4.Vj Durchschnitt
Einfuhrpreise
Erdöl - 2,3 - 15,5 - 56,4 - 29,4 - 33,2 - 34,1
Erdgas - 20,6 - 33,9 - 40,0 - 24,0 - 8,4 - 27,1
Steinkohle - 13,3 - 26,8 - 24,4 - 25,5 - 15,3 - 23,3
Verbraucherpreise
Heizöl, leicht - 2,5 - 10,2 - 26,9 - 34,6 - 32,0 - 25,9
Erdgas 3,9 2,4 1,6 - 0,9 - 1,8 0,3
Strom 3,4 4,3 4,3 2,0 1,6 3,0
Quelle: Statistisches Bundesamt
schlagt und nehmen daher ebenfalls nicht
am Markt teil.
Die Steinkohlekraftwerke lieferten 2020
mit 43,2 Mrd. kWh ebenfalls erneut weniger
Strom als im vorangegangenen Jahr. Ihre
Stromerzeugung ging 2020 um weitere
24,8 % zurück, nachdem diese bereits im
Vorjahr um über 30 % gesunken war. Zum
Jahresende betrug die installierte Leistung
der Steinkohlekraftwerke 23.957 MW. Der
Anstieg der installierten Leistung resultiert
vor allem aus der Inbetriebnahme des Kraftwerks
Datteln 4. Allerdings werden zum
Jahresende 4.788 MW aus dem Markt genommen,
da diese Kraftwerke in der ersten
Ausschreibung zum Kohleausstieg einen
Zuschlag erhalten haben. Weitere 2.734 MW
befinden sich derzeit in der Netzreserve, sodass
zum Jahresbeginn 2021 lediglich gut
16.400 MW im Markt agieren. Der Anteil
der Steinkohle am Energieträgermix der
Stromversorgung betrug damit 11,3 %.
Die Kernkraftwerke in Deutschland erzeugten
im Berichtsjahr 64,4 Mrd. kWh Strom
und damit 14,2 % weniger als im vergangenen
Jahr. Der Rückgang ist überwiegend
auf die Stilllegung des Kernkraftwerks Philippsburg
2 zum 31. Dezember 2019 zurückzuführen.
Damit reduzierte sich die
installierte Leistung zum Jahresbeginn
2020 um 1.402 MW auf nunmehr 8.113 MW.
Insgesamt wurden im Berichtsjahr 2020
rund 251 Mrd. kWh Strom aus erneuerbaren
Energien gewonnen. Der Beitrag der
erneuerbaren Energien zur Deckung des
Bruttostromverbrauchs belief sich 2020 somit
auf 43,9 % (2019: 39,8 %).
Die Windenergie konnte ihre Vorrangstellung
als bedeutendste erneuerbare Energiequelle
2020 weiter ausbauen. Die
Onshore-Windkraftanlagen produzierten
mit 103,7 Mrd. kWh rund 2,5 % mehr Strom
als 2019. Auch die Offshore-Anlagen lieferten
mit 27,3 Mrd. kWh mehr Strom als noch
im Vorjahr (+ 10,3 %). Zuwachsraten in
dieser Größenordnung sind in den nächsten
Jahren allerdings nicht mehr zu erwarten,
da substanzielle Kapazitätszuwächse
bei Windenergie auf See erst wieder in den
Jahren 2023 bis 2025 anstehen. Die installierte
Leistung der Windenergie an Land
stieg 2020 um knapp 1.800 MW auf nunmehr
55.100 MW; auf See wurden gut
200 MW neu ans Netz angeschlossen. Damit
beträgt die installierte Offshore-Windleistung
in Deutschland inzwischen
7.725 MW.
Photovoltaikanlagen lieferten 2020 mit
50,6 Mrd. kWh rund 9,1 % mehr Strom als
noch 2019. Diese Strommenge beinhaltet
nicht nur die Einspeisungen in das Netz der
allgemeinen Versorgung, sondern auch den
Selbstverbrauch aus Eigenanlagen vor Ort,
unabhängig davon, ob dieser EEG-vergütet
wird oder nicht. Im Jahr 2020 wurden rund
4.400 MWp Photovoltaikleistung hinzugebaut,
am Jahresende waren damit
53.300 MWp installiert.
Aus fester, flüssiger und gasförmiger Biomasse
(einschließlich Deponie- und Klärgas
sowie Klärschlamm) wurden
44,9 Mrd. kWh Strom im Jahr 2020 gewonnen
und damit geringfügig mehr als im
Vorjahr (+ 1 %). Ihr Anteil am Energieträgermix
der deutschen Stromerzeuger betrug
damit insgesamt 7,8 %.
Aufgrund geringer Niederschlagsmengen
im 1. Halbjahr 2020 sank die Stromerzeugung
aus Wasserkraft 2020 gegenüber dem
Vorjahr um 5,6 % auf 18,6 Mrd. kWh.
Stromspeicher (ab 1 MW Nettonennleistung
bzw. 1 MWh Speicherkapazität) nahmen
2020 voraussichtlich in Summe
8,9 Mrd. kWh Strom auf und gaben
6,6 Mrd. kWh wieder ab. Den größten Anteil
haben daran bisher die Pumpspeicher.
Einer Pumparbeit von 8,0 Mrd. kWh stand
eine Ausspeisung von 6,1 Mrd. kWh gegenüber.
Die Ausspeiseleistung dieser Speicheranlagen
beträgt insgesamt 6,8 GW,
darunter 6,5 GW Pumpspeicherwerke.
Der Trend der stetigen Zunahme des negativen
Stromaustauschsaldos Deutschlands
ist seit 2018 gebrochen. Nach Angaben des
BDEW, dessen Daten eine leicht abweichende
Abgrenzung im Vergleich zu den
Daten des Statistischen Bundesamtes haben,
lag der Saldo 2020 mit einem Ausfuhrüberschuss
von 21 Mrd. kWh erneut
unter dem Vorjahreswert (2019:
34,9 Mrd. kWh) (vgl. B i l d 1 ). Die größten
Stromexporte flossen Richtung Österreich,
gefolgt von der Schweiz und Polen
(Österreich: 15,2 Mrd. kWh, Schweiz:
12,3 Mrd. kWh, Polen: 11,2 Mrd. kWh). Die
größten Stromimportmengen kamen 2020
ausFrankreich nach Deutschland, gefolgt
von den Niederlanden und der Schweiz
(Frankreich 13 Mrd. kWh, Niederlande
8,7 Mrd. kWh, Schweiz 7,4 Mrd. kWh).
Insgesamt flossen aus deutschen Stromnetzen
68,6 Mrd. kWh ins Ausland (2019:
74,5 Mrd. kWh), aus dem Ausland bezog
Deutschland 47,6 Mrd. kWh (2019:
39,6 Mrd. kWh). Zu bemerken ist, dass es
sich bei einem großen Teil der grenzüberschreitenden
Stromflüsse nicht um ver-
83

Frankreich
Luxemburg
Niederlande
Belgien
Österreich
Schweiz
Dänemark
Tschechien
Schweden
Norwegen
Polen
Summe
Energieverbrauch in Deutschland 2020 – Elektrizitätswirtschaft VGB PowerTech 3 l 2021
Austauschsaldo in Mrd. kWh
2015 2016 2017 2018 2019 2020
Quelle: Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.
Bild 1. Entwicklung des Stromaustauschsaldos mit Partnerländern von 2015 bis 2020.
traglich vereinbarte Lieferungen handelt,
sondern um Transitmengen und Ringflüsse.
So geht ein Teil der Stromflüsse von
Deutschland nach den Niederlanden weiter
in Richtung Belgien und Großbritannien.
Darüber hinaus ist zu erwähnen, dass
in der zweiten Jahreshälfte zwei neue Leitungen
in Betrieb genommen wurden. So
tauscht Deutschland nunmehr auch Strom
mit Norwegen und Belgien direkt aus.
Der Stromverbrauch im Bergbau und verarbeitenden
Gewerbe (ohne den Einsatz von
Strommengen, die in der Energiebilanz dem
Umwandlungssektor zugerechnet werden,
wie z.B. Raffinerien oder Kokereien u.a.)
ging nach ersten Abschätzungen 2020 in
erster Linie verursacht durch den Konjunkturabschwung
im Gefolge der Covid-19-Pandemie
von 218,4 Mrd. kWh im Vorjahr um
7,2 % auf 202,6 Mrd. kWh zurück. Insbesondere
Wirtschaftszweige wie der Fahrzeugbau
(- 27,7 %), der Maschinenbau (- 12,9 %)
und die Metallbearbeitung (- 12,7 %) weisen
hohe zweistellige prozentuale Verbrauchsrückgänge
(verglichen mit dem Vorjahr)
auf. Hingegen nahm der Stromverbrauch in
den Sektoren „Verarbeitung von Steinen
und Erden“ sowie „Ernährung und Tabak“
um 3,6 bzw. 3,2 % gegenüber 2019 zu. Für
den Sektor der privaten Haushalte ergeben
erste Zahlen im Vergleich zum Vorjahr einen
leichten Verbrauchsanstieg von 0,9 %
auf ca.126,8 Mrd. kWh (2020). Für den
Sektor Gewerbe, Handel, Dienstleistungen
deuten erste Zahlen hingegen auf einen
spürbaren Rückgang des Stromverbrauchs
um rund 5,6 % auf136,2 Mrd. kWh hin. Der
Verbrauch im Verkehr lag ebenfalls leicht
über dem im Vorjahr.
Im Ergebnis errechnet sich aus alledem für
das Berichtsjahr 2020 ein Nettostromverbrauch
in Deutschland in Höhe von 487,7
TWh. 2019 lag der Nettostromverbrauch
noch bei 511,1 TWh (dies entspricht einem
Minus von 4,6 % (vgl. Ta b e l l e 3 ).
Die Anzahl der Unternehmen, die in der
Elektrizitätswirtschaft tätig sind, steigt seit
Beginn der Liberalisierung 1998 kontinuierlich.
Ende Dezember 2019 waren 1.952 Unternehmen
mit der Stromversorgung befasst,
bis zum Jahresende 2020 nahm die
Zahl der Unternehmen auf 1.978 zu. Im
Detail waren von den Unternehmen, die
2020 im Elektrizitätsmarkt aktiv waren, 96
als Erzeugergesellschaften mit einem Kraftwerkspark
größer 100 MW, 903 als Stromverteilnetzbetreiber,
vier als Übertragungsnetzbetreiber,
123 als Betreiber von Stromspeichern,
60 als Stromgroßhändler und
1.350 als Vertriebsgesellschaften im Letztverbrauchergeschäft
tätig. (Eine Addition
ist nicht möglich, da viele der Unternehmen
auf mehreren Wertschöpfungsstufen tätig
sind und somit mehrfach erfasst wurden.)
Die Zahl der Beschäftigten in den Unternehmen
der Elektrizitätswirtschaft stieg
2020 im Vergleich zum Vorjahr mit
139.900 leicht an (+0,3 %).
Die Strompreise für Industriekunden (Versorgung
in der Mittelspannung, Jahresverbrauch
160.000 bis 20 Mio. kWh) nahmen,
vor allem bedingt durch die Verringerung
der Kosten für Beschaffung, Vertrieb und
Netznutzung um etwa 10 %, insgesamt um
rund 3,6 % ab. Gleichzeitig erhöhten sich
die Belastungen der Industrie durch Steuern,
Abgaben und Umlagen im Jahr 2020
um etwa 3,7 %. Im Ergebnis erhöhte sich
der Anteil der staatlichen Belastungen am
Strompreis für Industriekunden 2020 auf
rund 52 % gegenüber noch 48,6 % im Jahr
2019 (inkl. Stromsteuer).
Die Strompreise für Haushalte stiegen
2020 um 6,3 % an. Grund dafür waren die
gestiegenen Beschaffungskosten am Großhandelsmarkt
sowie der Anstieg der Netznutzungsentgelte.
Der Anteil von Steuern,
Abgaben und Umlagen am Strompreis der
Haushalte sank 2020 auf 52 % (auch aufgrund
der temporären Absenkung der
Tab. 3. Saldo des Außenhandels mit Energieträgern in Deutschland von 2015 bis 2020.
2015 2016 2017 2018 2019 2020 Veränderung 2020
gegenüber 2019
Mrd. € %
Kohle, Koks und Briketts 4,0 3,5 5,2 5,0 4,1 2,3 - 1,8 - 43,5
Erdöl, Erdölerzeugnisse
und verwandte Waren
38,0 29,0 36,1 43,8 42, 26,9 - 15,9 - 37,2
Gas 1) 20,5 16,1 15,0 18,0 15,9 13,0 - 2,9 - 18,4
Summe fossile Energien 62,5 48,6 56,3 66,8 62,9 42,2 - 20,7 - 32,9
Elektrischer Strom - 2,1 - 1,7 - 1,8 - 1,9 - 1,6 - 0,9 0,7 - 43,9
Insgesamt 60,4 46,9 54,5 64,9 61,3 41,3 - 20,0 - 32,6
1)
Einschließlich Transitmengen
Quelle: Statistisches Bundesamt, Fachserie 7, Reihe 1 (Werte nach Abschnitten des Internationalen
Warenverzeichnisses für den Außenhandel [SITC -Rev. 4]), Quelle ab 2017: Fachserie 7, Reihe 1
(Zusammenfassende Übersichten über den Außenhandel, Tabellen 7.2 (Importe) u. 7.1 (Exporte))
84

VGB PowerTech 3 l 2021
Energieverbrauch in Deutschland 2020 – Elektrizitätswirtschaft
Januar 2010 = 100
155
145
135
125
115
105
95
Mehrwertsteuer) gegenüber noch 53 % im
Vorjahr. Dennoch bildet diese Position
2020 aber weiterhin den größten Posten
auf der Kundenrechnung (vgl. B i l d 2 ).
Verfolgt man die monatliche Entwicklung
der Börsenpreise für Strom seit 2009, so
zeigt sich nach einem Zwischenhoch im
Anfang 2011 zunächst ein trendmäßiger
Rückgang bis etwa Februar 2016, wo die
Abgabe an Haushalte SV-Kunden Niederspannung SV-Kunden Hochspannung
2017 2018 2019 2020
Quelle: Statistisches Bundesamt
Bild 2. Strom-Erzeugerpreisindex für Sondervertragskunden und Abgabe an Haushalte in
Deutschland von 2017 bis 2020.
Strompreise in Euro/MW
70
60
50
40
30
20
10
0
2017
Phelix Base Futures (Front-Jahr)
EEX-Spotmarkt Phelix Base
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie
Bild 3. Entwicklung der Strompreise auf dem EEX-Spotmarkt und -Terminmarkt (Front-Jahr)
von 2009 bis 2020.
Zertifikatspreise in Euro je t CO 2
EU Emission Allowances: Futures EU Emission Allowances: Spotmarkt
35
30
25
20
15
10
5
0
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie
Bild 4. EU Emission Allowances auf dem EEX-Spotmarkt von 2008 bis 2020.
Beschaffungskosten unter die Marke von
25 €/MWh gefallen sind. Im Anschluss an
diese Preissenkungstendenz ist ein vorübergehender
Anstieg des Börsenpreises zu
beobachten, der seinen Höhepunkt bei einem
Preis von 54 €/MWh im Dezember
2018 erreichte. Seither sind die Großhandelspreise
unter Schwankungen bis Mai
2020 wieder auf eine Größenordnung
knapp unter 37 €/MWh gefallen. Allerdings
zeigten sich in der zweiten Hälfte des Berichtsjahres
2020 wieder deutliche Preissteigerungstendenzen,
so dass der Großhandelspreis
im Dezember 2020 wieder die
Grenze von 44 €/MWh übertraf (vgl.
Bild 3).
Für die Elektrizitätswirtschaft, immerhin
die mit Abstand größte Emittentengruppe
in Deutschland, spielt die Entwicklung der
Zertifikatspreise für CO 2 , die sich im Rahmen
des europäischen Emissionshandels
bilden, eine bedeute Rolle. Hohe CO 2 -Preise
fördern die Wettbewerbsfähigkeit moderner
und emissionsarmer Gas- und Dampfkraftwerke
und verdrängen kohlenstoffintensive
bzw. weniger effiziente Kraftwerke
aus der Erzeugung. Inzwischen liegt eine
geschlossene Zeitreihe der CO 2 -Zertifikatspreise
für die zweite Handelsperiode von
2008 bis 2012 und nun auch für die dritte
Handelsperiode von 2013 bis 2020 vor.
Mit Inkrafttreten der Novelle des Treibhausgasemissionshandelsgesetzes
im April
2018 hat Deutschland die neue Emissionshandelsrichtlinie
(diese dient der Neuregelung
des EU-Emissionshandels für die 4.
Handelsperiode, also ab 2021) umgesetzt.
Die wichtigsten Elemente der Neuregelung
betreffen die Einrichtung einer Marktstabilitätsreserve
(soll Anpassungen der jährlichen
Auktionsmenge auslösen, sofern die
im Umlauf befindliche Menge an Zertifikaten
außerhalb einer vordefinierten Bandbreite
liegt) und das Emissionsbudget sinkt
in Zukunft schneller als zuvor (und zwar
um 2,2 % p.a. anstatt wie in der 3. Handelsperiode
mit 1,7 % p.a.). Eine weitere Neuregelung
gibt Mitgliedstaaten die Möglichkeit
durch Kraftwerksstilllegungen verursachte
CO 2 -Zertifikate zu löschen, damit die frei
werden Emissionsrechte nicht an anderer
Stelle genutzt werden können und auf diese
Weise Emissionsminderungen zunichtemachen
würden.
Nach Beschluss der skizzierten Strukturreform
des Emissionshandels im April 2018
hat sich der Preis für Emissionszertifikate
von durchschnittlich 5 Euro je Tonne CO 2
im Jahr 2017 zunächst auf 15 Euro im Jahr
2018 verdreifacht. Zum Jahresbeginn 2019
ist der Preis weiter angestiegen und bewegte
sich zwischen 20 und 26 Euro je Tonne
CO 2 . Dieses vergleichsweise hohe Niveau
hat der CO 2 -Preis unter Schwankungen bis
Ende 2019 beibehalten (den Höchststand
2019 erreichte der CO 2 -Preis mit mehr als
28 Euro je Tonne CO 2 im Juli des Jahres).
Das Jahr 2020 war zunächst geprägt durch
einen kräftigen Rückgang des CO 2 -Preises,
der in den Monaten März, April und Mai sicherlich
auch unter dem Eindruck der konjunkturellen
Auswirkungen der Maßnahmen
zur Einschränkung der Covid-19-Pandemie
auf Werte um 20 Euro je Tonne
gesunken ist. Seit Juni 2020 ziehen die Preise
für Emissionsrechte wieder an; sie erreichten
im Dezember 2020 mit 31 Euro je
Tonne einen Höchststand (vgl. B i l d 4 ). l
85

VGB PowerTech 3 l 2021
Plants in direct exchange of experience with VGB I January 2021
Nuclear
power plant
Country
Type
Nominal
capacity
Gross Net
MW MW
Operating
time
generator
in h
Energy generated
(gross generation) MWh
Month Year 1 commis-
Since
sioning
Time Unit capability
availability % factor %*
Energy unavailability
%*
Energy
utilisation %*
1 1 Postponable Not postponable Month Year 1
Planned** Unplanned***
Month Year Month Year
Month Year 1
Month Year 1 Month Year 1
GKN-II Neckarwestheim DE PWR 1400 1310 744 1 043 800 1 043 800 352 395 344 100.00 100.00 99.94 99.94 0.06 0.06 0 0 0 0 100.51 100.51 -
KBR Brokdorf DE PWR 1480 1410 744 1 022 093 1 022 093 372 285 422 100.00 100.00 99.96 99.95 0.05 0.05 0 0 0 0 92.68 92.68 -
KKE Emsland DE PWR 1406 1335 744 1 060 391 1 060 391 370 071 092 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 101.54 101.54 -
KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 744 1 109 273 1 109 273 378 538 316 100.00 100.00 99.98 99.98 0.02 0.02 0 0 0 0 100.22 100.22 -
KRB-C Gundremmingen DE BWR 1344 1288 744 1 006 019 1 006 019 351 483 785 100.00 100.00 99.53 99.53 0.47 0.47 0 0 0 0 99.94 99.94 -
KWG Grohnde DE PWR 1430 1360 744 1 011 008 1 011 008 399 771 357 100.00 100.00 99.90 99.90 0.02 0.02 0.05 0.05 0.04 0.04 94.53 94.53 -
OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 690 677 690 677 277 725 394 100.00 100.00 99.98 99.98 0 0 0.01 0.01 0 0 100.91 100.91 -
OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 689 661 689 661 267 592 383 100.00 100.00 99.91 99.91 0.09 0.09 0 0 0 0 100.76 100.76 -
KCB Borssele NL PWR 512 484 744 377 837 377 837 172 446 634 99.99 99.99 99.99 99.99 0.01 0.01 0 0 0 0 99.37 99.37 -
KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 744 286 314 286 314 133 497 700 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 101.33 101.33 7
KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 744 283 945 283 945 140 660 246 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 100.46 100.46 7
KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 709 746 452 746 452 331 633 041 95.23 95.23 93.78 93.77 0.02 0.02 6.20 6.20 0 0 94.65 94.65 7
CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 744 772 401 772 401 264 796 249 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 96.60 96.60 -
Dukovany B1 CZ PWR 500 473 0 0 0 119 644 439 0 0 0 0 22.58 22.58 0 0 77.42 77.42 0 0 -
Dukovany B2 CZ PWR 500 473 744 371 307 371 307 114 983 222 100.00 100.00 99.75 99.75 0.25 0.25 0 0 0 0 99.81 99.81 -
Dukovany B3 CZ PWR 500 473 744 366 899 366 899 113 727 456 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 98.63 98.63 -
Dukovany B4 CZ PWR 500 473 744 372 188 372 188 114 938 089 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 100.05 100.05 -
Temelin B1 CZ PWR 1082 1032 744 809 093 809 093 130 380 383 100.00 100.00 99.99 99.99 0.01 0.01 0 0 0 0 100.51 100.51 -
Temelin B2 CZ PWR 1082 1032 744 820 496 820 496 126 409 400 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 101.55 101.55 -
Doel 1 BE PWR 454 433 744 353 922 353 922 140 367 763 99.66 99.66 99.66 99.66 0.34 0.34 0 0 0 0 102.10 102.10 -
Doel 2 BE PWR 454 433 744 352 034 352 034 138 962 099 99.99 99.99 99.99 99.99 0.01 0.01 0 0 0 0 101.16 101.16 -
Doel 3 BE PWR 1056 1006 744 805 137 805 137 272 017 448 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 101.97 101.97 -
Doel 4 BE PWR 1086 1038 744 818 400 818 400 278 178 389 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 100.01 100.01 -
Tihange 1 BE PWR 1009 962 744 761 142 761 142 308 628 118 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 101.67 101.67 -
Tihange 2 BE PWR 1055 1008 237 183 382 183 382 265 887 199 23.13 23.13 23.13 23.13 8.76 8.76 0 0 68.11 68.11 23.24 23.24 -
Tihange 3 BE PWR 1089 1038 744 805 324 805 324 287 458 983 99.99 99.99 99.99 99.99 0.01 0.01 0 0 0 0 99.97 99.97 -
Remarks
1
PWR: Pressurised water reactor
Beginning of the year
2
BWR: Boiling water reactor
Final data were not yet available in print
* Net-based values (Czech and Swiss nuclear power plants gross-based)
** Planned: the beginning and duration of unavailability have to be determined more than 4 weeks before commencement
*** 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.
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:
4,113 MWh
Since the beginning of the year: 4,113 MWh
Since commissioning: 571,095 MWh
KKB 2 Beznau
Month:
73 MWh
Since the beginning of the year: 73 MWh
Since commissioning: 134,827 MWh
KKG Gösgen
Month:
7,587 MWh
Since the beginning of the year: 7,587 MWh
Since commissioning: 2,474,505 MWh
8 New nominal capacity since January 2021
86

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VGB PowerTech 3 l 2021

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87

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----
VGB-S-002-01-2019-05-EN Basic Terms of the Electric Utility Industry, 11 th edition, 184 p., 2020 978-3-96284-168-3 Kostenlos/Free of charge
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VGB-S-162-00-2020-02-DE
VGB-S-401-00-2020-02-DE
VGB-S-509-00-2019-11-DE
VGB-S-540-00-2019-07-DE
VGB-S-610-00-2019-10-DE
VGB-S-610-00-2019-10-EN
VGB-S-104-O
VGB-S-104-O
Technische und kommerzielle Kennzahlen für Kraftwerksanlagen,
9. Auflage, 155 S., 2020
Basic Terms of the Electric Utility Industry,
9 th edition, 152 p., 2020
Leitfaden für die Qualitätssicherung bei der Montage von Flanschverbindungen,
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 (vormals VGB-R 103e)
Bestellung und Ausführung von Armaturen in Wärmekraftwerken,
324 S., 2019 (vormals VGB-R 107)
Maßnahmen zur Vermeidung und Beherrschung von Leittechnikausfällen,
22 S., 2019 (vormals VGB-R 170 A1)
Measures for the avoidance and handling of instrumentation and control
equipment failures, 22 p., 2019 (formerly VGB-R 170 A1e)
Elektrischer Blockschutz
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Teil 1: DWR-Anlagen. Teil 2: SWR-Anlagen
94 S., 2020, (vormals: VGB-R 401)
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Dampfkühlung in Wärmekraftanlagen,
220 S., 2019 (vormals VGB-R 540)
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)
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)
Online-Leitfaden zur Umsetzung der Betriebssicherheitsverordnung
in Kraftwerken – 2007, laufend aktualisiert
Einzelplatzlizenz und Update
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(Ordentliche Mitglieder, siehe Hinweise unter www.vgb.org/vgbvs4om)
Preise für die Netzwerklizenz für Nichtmitglieder auf Anfrage.
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80,00
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180,00
180,00
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320,00
90,00
90,00
90,00
90,00
180,00
180,00
180,00
180,00
180,00
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260,00
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950,00
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270,00
270,00
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480,00
140,00
140,00
140,00
140,00
270,00
270,00
270,00
270,00
270,00
270,00
390,00
390,00
270,00
270,00
270,00
270,00
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VGB-TW VGB Technical Scientific Reports /
VGB Technisch-wissenschaftliche Berichte
VGB-TW 530
VGB-TW 530e
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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.
Empfehlungen zum Betrieb und zur Überwachung von Kesselumwälzpumpen
Basierend auf den umfangreichen Nachuntersuchungen zum Schadensereignis
2014, 96 S., 2019
Recommendations for the operation and monitoring of boiler circulating
pumps - Based on extensive follow-up examinations relating to the damage
event in 2014, 96 S., 2019
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.
VGB-TW 103Ve (2019) VGB – Availability of Power Plants 2009 – 2018,
Edition 2019, 246 p.
VGB-TW 103V (2019) VGB – Verfügbarkeit von Kraftwerken 2009 – 2018,
Ausgabe 2019, 246 S.
VGB-TW 103Ae (2019) VGB – Analysis of Unavailability of Power Plants 2009 – 2018,
Edition 2019, 138 p.
VGB-TW 103A (2019) VGB – Analyse der Nichtverfügbarkeit von Kraftwerken 2009 – 2018,
Ausgabe 2019, 138 S.
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ISBN eBook*
978-3-96284-177-5
978-3-96284-178-2
978-3-96284-179-9
978-3-96284-180-5
Prices/Preise (net/netto)*
VGB-Member Non-Member
VGB-Mitglied Nichtmitglied
180,00
180,00
180,00
180,00
270,00
270,00
270,00
270,00
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
978-3-96284-154-6 145,00 290,00
978-3-96284-152-2 145,00 290,00
978-3-96284-158-4 145,00 290,00
978-3-96284-156-0 145,00 290,00
VGB Facts and Figures – Eletricity Generation | Zahlen und Fakten zur Stromerzeugung
ZuF2020
ZAHLEN UND FAKTEN
STROMERZEUGUNG
FaF2020
FACTS AND FIGURES
ELECTRICITY GENERATION
2020|2021
2020|2021
VGB Zahlen und Fakten zur Stromerzeugung 2020/2021
18. überarbeitete und aktualisierte Auflage, 24. S
Einzelexemplare kostenlos/Single copies free of charge
Kostenloser Download/Free download: www.vgb.org
Sammelbestellung/Bulk orders:
10 Exemplare/copies: 14,90 Euro; 25 Exemplare/copies: 19,90 Euro
50 Exemplare/copies: 39,90 Euro; 100 Exemplare/copies: 49,90 Euro
VGB Facts and Figures – Electricity Generation 2020/2021
18 th revised and completed edition, 24 p.
Single copies free of charge/Einzelexemplare kostenlos
Free download/Kostenloser Download: www.vgb.org
Sammelbestellung/Bulk orders:
10 Copies/Exemplare: 14.90 Euro; 25 Copies/Exemplare: 19.90 Euro
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VGB News | Personalien VGB PowerTech 3 l 2021
VGB News
VGB Innovation Award 2021 –
Submit your proposal now
The VGB Innovation Award honours outstanding
performance of young university
graduates working in the field of power and
heat generation (age limit: 35 years). The
work that is to be honoured in this way can
relate either to
the generation
and storage of
power and heat,
or to innovative
research findings
in this field.
The VGB Innovation Award of the VGB
Research Foundation is endowed with in
total 10,000 € and is presented on the occasion
of the VGB Congress 2021 – 100 Plus
of VGB.
The prize is awarded in two different categories
(Application and Future).
All VGB member companies as well as the
members of the VGB Scientific Advisory
Board have the right to propose candidates.
More information:
http://www.vgb.org/en/
fue_innovation_award.html
| www.vgb.org
White Paper SSTI – Betrachtung
möglicher Auswirkungen des
Betriebes von HGÜ-Systemen im
Netz auf die Wellenstränge von
Turbosätzen in Kraftwerken
Die Anzahl leistungselektronischer
Stellglieder in den Stromnetzen in Europa
und insbesondere in Deutschland erhöht
sich in den nächsten Jahren weiter deutlich,
um die Integration volatiler, erneuerbarer
Energien und die Versorgungssicherheit
zu gewährleisten. Der Stromtransport
per Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung
(HGÜ) wird mit der wachsenden Einspeisung
sowohl von Offshore- als auch
von Onshore-Windenergieanlagen immer
wichtiger.
Bestehende Erzeugungsanlagen, z. B.
thermische Kraftwerke und deren Regelungssysteme,
interagieren mit Regelungen
der HGÜ-Systeme. Die Wechselwirkung
von Torsionsschwingungen des Wellenstranges
eines Turbosatzes von Kraftwerken
und der über das Übertragungsnetz
verbundenen HGÜ-Systeme wird als
Sub Synchronous Torsional Interaction
(SSTI) bezeichnet. Berücksichtigt die Auslegung
und Parametrierung der im Eingriff
befindlichen Regelungssysteme nicht die
VGB Innovation Award 2021 –
Jetzt Vorschläge einsenden
Der VGB Innovation Award zeichnet herausragende
Leistungen junger Hochschulabsolventen
aus, die auf dem Gebiet der Erzeugung
und Speicherung von Strom und Wärme
tätig sind (Altersgrenze: 35 Jahre). Die
auszuzeichnende
Arbeit kann sich sowohl
auf den Betrieb
von Anlagen
zur Erzeugung und
Speicherung von
Strom und Wärme
beziehen als auch auf innovative Forschungsergebnisse.
Der VGB Innovation Award der VGB-FOR-
SCHUNGSSTIFTUNG ist mit insgesamt
10.000 € dotiert und wird im Rahmen des
VGB KONGRESS 2021 verliehen. Der Preis
wird in zwei unterschiedlichen Kategorien
vergeben (Anwendung und Zukunft).
Alle VGB-Mitgliedsunternehmen und die
Mitglieder des Wissenschaftlichen Beirates
des VGB können Kandidaten für diese Auszeichnung
benennen.
Weitere Informationen:
http://www.vgb.org/
fue_innovation_award.html
Charakteristika der jeweils anderen Komponenten,
können u. a. unzulässige Belastungen
am Wellenstrang in den Kraftwerken
auftreten.
Das White Paper wurde gemeinsam von
den deutschen Übertragungsnetzbetreibern
(ÜNB) und Kraftwerksbetreibern unter
Einbeziehung von Hochschulen sowie
Herstellern erstellt.
Einleitend werden in einer Übersicht die
derzeitigen Netzmodifikationen im deutschen
Übertragungsnetz dargestellt. Weiter
werden Abläufe sowie Vorgehensweisen
zur Einbindung von HGÜ-Systemen durch
Informationsaustausch und Zusammenarbeit
zwischen ÜNB, HGÜ-Betreibern und
Kraftwerksbetreibern erläutert. Notwendige
Analysen zur Absicherung der Auslegung
der HGÜ-Systeme werden beschrieben
und präzisiert. Ein Überblick zu Anforderungen
an HGÜ-Regelungen und Schutzsysteme
schließt das White Paper ab.
Somit werden grundsätzliche Zusammenhänge
zum Thema Sub Synchronous
Torsional Interaction dargelegt und gemeinsame
Empfehlungen zur Vorgehensweise
für die Vermeidung unzulässiger
SSTI-Beanspruchungen aufgezeigt.
LL
Download: www.vgb.org
White Paper SSTI – Consideration
of possible effects of the operation
of HVDC systems in the network
on the shafts of turbo sets in
power plants
The number of power-electronic actuators
in the power grids in Europe and especially
in Germany will continue to increase significantly
in the next few years in order to
ensure the integration volatile, renewable
energies and the security of supply.
White Paper SSTI
Consideration of possible
impacts of the operation of
HVDC systems in the grid
on the shaft trains of
turbine-generator sets
in power plants
1 st edition October 2020
Prepared by power plant operators in
VGB PowerTech and by the German transmission
system operators, with the involvement of
universities and manufacturers
The transport of power via high voltage
direct current transmission (HVDC) will
become increasingly important with the
growing feed from both offshore and of onshore
wind turbines.
Existing plants, e.g. thermal power plants
and their control systems are interacting
with the control of the HVDC systems. The
interaction of torsional vibrations of the
shaft train of a turbo set of power plants
and the HVDC systems connected via the
transmission network is designated as Sub
Synchronous Torsional Interaction (SSTI).
If the design and parameterization of the
control systems in operation does not take
into account the characteristics of the other
components, inadmissible stress could
occur on the shaft train in the power plants.
The White Paper was jointly developed by
the German Transmission System Operators
(TSO) and power plant operators and by involvement
of universities and producers.
As an introduction, the current network
modifications in the German transmission
system are presented in an overview. Further,
the processes and procedures for the
integration of HVDC systems through exchange
of information and cooperation between
TSOs, HVDC operators and power
plant operators are explained. Necessary
analyzes to secure the design of the HVDC
systems are described and specified. The
White Paper concludes with an overview of
the requirements for HVDC control and
protection systems.
Thereby the basic contexts of the subject
Sub Synchronous Torsional Interaction are
described and joint recommendations to
the procedure of avoidance of inadmissible
SSTI stresses are shown.
90

VGB PowerTech 3 l 2021
VGB News | Personalien
Special Prints / Reprints from journal VGB PowerTech
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91

VGB News | Personalien VGB PowerTech 3 l 2021
Personalien
Executive Management changes
at Uniper: Klaus-Dieter Maubach
becomes new CEO –
Tiina Tuomela is the new CFO
(uniper) Uniper SE got a new Chief Executive
Officer, Klaus-Dieter Maubach, and new
Chief Financial Officer, Tiina Tuomela.
Klaus-Dieter Maubach succeeds Andreas
Schierenbeck, who has agreed with the Supervisory
Board of Uniper to step down with
immediate effect. Tiina Tuomela is the successor
of Sascha Bibert who is also leaving
Uniper. Andreas Schierenbeck and Sascha
Bibert leave Uniper amicably after having
successfully set the course for the strategic
redirection and towards decarbonization of
the company. David Bryson will continue to
serve on the Uniper Management Board as
Chief Operating Officer and Chief Sustainability
Officer. Similarly, Niek den Hollander
will continue as Chief Commercial Officer
on the Management Board of Uniper.
The new CEO Klaus-Dieter Maubach
brings decades of experience in the German
and European energy industries. Having
served as Uniper’s Supervisory Board
Chair and a Board member of Uniper’s parent
company Fortum Group, he is familiar
with both organizations. He is a proven energy
expert and has worked for many years
as an independent consultant and investor
specifically in the field of energy supply
and energy transition.
Uniper’s new CFO Tiina Tuomela has extensive
experience from various senior finance
and business leadership roles in energy.
Since 2016 she has headed Fortum’s
Generation division and has served on the
Fortum Executive Management team since
2014. Since 2020, she has served on the
Uniper Supervisory Board from which she
will step down.
Markus Rauramo, the new Chair of the
Uniper Supervisory Board acknowledged
the achievements of both previous Management
Board members: “Andreas Schierenbeck
together with his management
board has steered the company during
challenging times and started the strategic
redirection and decarbonization of the
company against the backdrop of the energy
transition. He brought about important
decisions, such as the focus on hydrogen.
Sascha Bibert, as CFO, has been instrumental
in ensuring that Uniper’s financial
performance has been solid to enable good
strategy execution.”
On his appointment Klaus-Dieter
Maubach said: “I am honored to be entrusted
with this role and look forward to working
closely with my Management Board
colleagues and all employees on accelerating
the execution of the existing joint strategy
and closer cooperation with Fortum.
Uniper is a company with great potential,
highly talented people, and opportunities
to actively shape the European energy
transition and become a clean energy
champion as part of Fortum Group.” The
new CEO underlined that the existing contracts
between Uniper as employer and its
employees would remain unaffected by the
management changes.
Tiina Tuomela said: “I am really excited
about my new role as Uniper’s CFO. A key
focus for me will be to work with my team
to support our business so we can continue
the strong financial performance of Uniper.
I look forward to exploring a more integrated
way of working with our colleagues
within the Fortum Group. My goal is to find
the best practices from both organisations
and build on those to develop world-class
finance, risk management and IT functions
together with my teams.”
Andreas Schierenbeck, who took over as
CEO in June 2019, thanks the employees of
Uniper and his colleagues on the Management
Board for their dedication, trust and
cooperation. “We have achieved a great
deal together. Uniper is now well prepared
for future challenges of the energy transition,”
he said.
Sascha Bibert said: “Uniper’s financial performance
over the past years has exceeded
our and the market’s expectations, the Uniper
stock trades at an all-time high, and the
balance sheet offers flexibility to execute
our strategy. I would like to express my
deepest gratitude for having had the chance
to serve this great company and being part
of an outstanding team. Furthermore, I
would like to thank all external partners for
the continuous support of Uniper.”
LL
www.uniper.energy (211111135)
KMW verlängert Vertrag des
Vorstands Jörg Höhler
• Aufsichtsrat beschließt Verlängerung
um weitere fünf Jahre.
(kmw) Der Aufsichtsrat der KMW AG hat
beschlossen, den Vertrag mit dem Vorstand
Jörg Höhler um weitere fünf Jahre ab dem
01.01.2022 zu verlängern. Damit läuft sein
Vertrag läuft nun bis zum 31.12.2026. Das
Kontrollgremium des Energieerzeugers bekräftigt
mit dieser Personalentscheidung
seine Anerkennung für die gute Entwicklung
der KMW und verbindet damit das
Ziel, die KMW auch künftig erfolgreich
weiter zu bringen.
„Jörg Höhler steht für innovativen Kurs
und hat das Unternehmen in den letzten
Jahren mit viel Engagement auf eine nachhaltige
Entwicklung ausgerichtet. Er ist in
der Branche hervorragend vernetzt und
anerkannt. Wir freuen uns deshalb, auch in
den kommenden Jahren seine Erfahrung
weiter nutzen zu können. Im Namen des
gesamten Aufsichtsrats wünsche ich ihm
sowie dem gesamten Vorstand dafür viel
Erfolg für seine Arbeit“, betont Gert-Uwe
Mende, Vorsitzender des Aufsichtsrats der
KMW AG und Oberbürgermeister der Landeshauptstadt
Wiesbaden.
LL
www.kmw-ag.de (211111137)
KKG: Neues Mitglied für den
Verwaltungsrat
(kkg) Die Alpiq AG hat Amédée Murisier
als neues Mitglied für den Verwaltungsrat
und Nachfolger von Thomas Bucher nominiert.
Die Alpiq AG nominiert Amédée Murisier
als neues Mitglied für den Verwaltungsrat
der Kernkraftwerk Gösgen-Däniken AG
(KKG). Amédée Murisier ist Leiter Hydro
Power Generation der Alpiq AG. Die Wahl
erfolgt anlässlich der ordentlichen Generalversammlung
des KKG am 26. Mai 2021.
Amédée Murisier tritt die Nachfolge von
Thomas Bucher an, der für die kommende
Amtsperiode nicht mehr zur Wiederwahl
antritt.
LL
www.kkg.ch (211111138)
STEAG intensiviert
Transformationsprozess
• Carsten König neu in Geschäftsführung
des Energieunternehmens berufen
(steag) Das Essener Energieunternehmen
STEAG treibt seine Neuausrichtung auf
Wachstumsfelder jenseits des bisherigen
Kerngeschäfts konsequent voran. Dazu hat
der Aufsichtsrat der STEAG GmbH Carsten
König neu in die Geschäftsführung berufen.
Der studierte Wirtschaftsingenieur
wird als Chief Transformation Officer den
bisher erfolgreich verlaufenen Prozess der
Neuausrichtung weiter voranbringen.
Carsten König ist der vierte neue Geschäftsführer
der STEAG GmbH innerhalb
eines knappen Jahres. Seit Mai 2020 wurden
nacheinander Dr. Heiko Sanders
(Kaufmännischer Bereich), Dr. Andreas
Reichel (Personal und Arbeitsdirektor)
und Dr. Ralf Schiele (Markt und Technik)
neu in das Gremium berufen. Joachim
Rumstadt ist seit 2009 Vorsitzender der
Geschäftsführung der STEAG GmbH.
Neue Märkte und Geschäftsfelder
im Blick
Mit dem im Herbst 2020 begonnenen
Transformationsprozess will sich STEAG
neue Geschäftsfelder und Märkte eröffnen.
Im Fokus stehen dabei smarte, ganzheitliche
Energielösungen, das Geschäft
mit erneuerbaren Energien und die Entwicklung
digitaler Geschäftsmodelle. Zudem
sieht STEAG ein großes Wachstumspotential
bei der Dekarbonisierung der
Industrie, deren Partner das Energieunternehmen
seit seiner Gründung ist. „Wir haben
die maßgeblichen Grundlagen für
eine Restrukturierung geschaffen. Nun
92

VGB PowerTech 3 l 2021
VGB News | Personalien
freuen wir uns, dass uns mit Carsten König
ein ausgewiesener Experte für diesen Bereich
in unseren Anstrengungen, STEAG
neu zu positionieren, unterstützen wird“,
sagt Joachim Rumstadt.
Carsten König blickt auf zwei Jahrzehnte
Erfahrung in der Restrukturierung und
Neuausrichtung von Industrieunternehmen
zurück. Der 49-Jährige ist Managing
Director der internationalen Unternehmensberatung
Alix Partners und Experte
für finanzielle und operative Reorganisationen
und Transformationen von Unternehmen.
Zusätzliche Unterstützung durch
ausgewiesenen Transformationsexperten
Guntram Pehlke, Vorsitzender des Aufsichtsrats
der STEAG GmbH, ist zuversichtlich,
dass es gelingen kann, die STEAG
GmbH, die in vielen Bereichen bereits heute
gut aufgestellt ist, durch gezielte Maßnahmen
zukunftsfähig auszurichten und
erfolgreich im Wettbewerb zu positionieren.
„Die Arbeit am Restrukturierungsprogramm
kommt allerdings on top. Deshalb
haben wir uns entschieden, die STEAG-Geschäftsführung
personell noch einmal zu
verstärken“, so Guntram Pehlke. „Wir sind
froh, für die Position des Chief Transformation
Officer einen absoluten Experten gefunden
zu haben. Carsten König verfügt
über große Erfahrung mit Restrukturierungsprozessen
und hat wiederholt nachgewiesen,
dass er mit Unternehmen den
Turnaround schaffen kann. Ich bin sicher,
dass er mit den Kollegen in der STEAG-Geschäftsführung
gut zusammenarbeiten
wird.“
Olivia Schauerhuber neue
Leiterin VERBUND Corporate
Development
Nachruf
Wir trauern tief erschüttert um unseren langjährigen Geschäftsführer, unseren
Arbeitskollegen und Vertrauten
Dr.-Ing. Gerhard Schlegel
Er verstarb nach langer Krankheit am 10. März 2021 im Alter von 81 Jahren.
Seine Tätigkeit bei der KRAFTWERKSSCHULE E.V. (KWS) begann 1973 als
Projektleiter für den Bau der ersten Kernkraftwerkssimulatoren. 1978 wurde er zum
Abteilungsdirektor und Schulungsleiter berufen, 1988 folgte die Ernennung zum stv.
Geschäftsführer.
In den mehr als 30 Jahren seiner aktiven Zeit fielen richtungsweisende
Entscheidungen für die KWS. So wurden unter der Leitung von Dr. Schlegel der
Einstieg in die Simulatorschulung, sowohl für die kerntechnische als auch für die
konventionelle Kraftwerkstechnik, vollzogen, das Schulungszentrum in Essen-
Kupferdreh errichtet sowie neue nationale und internationale Tätigkeitsfelder für die
KWS erschlossen.
Aufgrund seines großen Engagements für die Ausbildung von Kraftwerkspersonal
wurde Dr. Schlegel 2004 mit der VGB Ehrennadel in Gold ausgezeichnet.
Sein Tod hinterlässt eine große Lücke. Noch lange werden uns seine Leistungen an
ihn erinnern. Wir werden Dr. Schlegel stets ein ehrendes Andenken bewahren.
Unser Mitgefühl gilt seiner Ehefrau, seinen Kindern und der Familie.
Vorstand, Geschäftsführung und Mitarbeitende der
KRAFTWERKSSCHULE E.V. (KWS), Essen
(verbund) Olivia Schauerhuber übernimmt
die Bereichsleitung Corporate Development
der VERBUND AG
Mit Mai 2021 übernimmt Olivia Schauerhuber
die Leitung des neu aufgestellten
VERBUND-Unternehmensbereichs Corporate
Development. Sie verantwortet damit
die Bereiche Strategie, Energiewirtschaft
und M&A von Österreichs führendem
Energieunternehmen.
Die gebürtige Wienerin blickt auf eine
langjährige Karriere in der Telekommunikationsbranche
zurück und bringt umfassende
Erfahrung im strategischen und operativen
Management mit den Schwerpunkten
Strategie, Marketing & Vertriebssteuerung
und Business Transformation ein.
Olivia Schauerhuber startete nach abgeschlossenem
Betriebswirtschaftsstudium
an der Wirtschaftsuniversität Wien 2003
bei T-Mobile (heute: Magenta Telekom)
und durchlief dort mehrere Bereiche von
Controlling bis Marketing und Strategie in
verschiedenen Führungsrollen. In ihrer
Rolle als Bereichsleiterin Corporate Strategy
& Portfolio Management war sie verantwortlich
für die milliardenschwere Akquisition
von UPC Austria und die erfolgreiche
Integration beider Unternehmen
unter der neu geschaffenen Marke Magenta.
Zuletzt war sie als Leiterin Consumer
Marketing & Channel Management für die
Weiterentwicklung des Unternehmens als
konvergenter Anbieter von Festnetz, Mobilfunk
und Entertainment sowie für die
kommerzielle Einführung des neuen Mobilfunkstandards
5G verantwortlich.
LL
www.verbund.com (211111149)
Changes to Fortum Executive
Management team as part of a
more integrated leadership
approach across the Group
(fortum) In order to accelerate strategy execution
across the Group and following the
Management Board changes at Uniper,
Fortum and Uniper are now initiating
group-wide concrete steps with the joint
ambition to drive the clean energy transition
in and for Europe.
These steps include a more diverse and
pan-European leadership team to leverage
existing experience and expertise more
widely and to develop a joint culture. The
aim is also to build an evolved governance
across the Group within the current setup
that supports more integrated business operations
and faster value creation.
Further structures will be defined to foster
fast decision making, disciplined capital
allocation, and asset rotation as well as
shortened project realisation timeframes
while considering the group-wide perspective
and securing the best interest of both
companies. As a first step, a group investment
forum, comprising relevant executives
from both companies, will coordinate
growth and maintenance investments, divestments,
and major acquisitions. All decisions
with respect to investment or divestment
activities will be made under the established
governance policies of the respective
companies.
As of 1 May, Fortum Executive Management
consists of:
• Markus Rauramo, President and Chief
Executive Officer (CEO)
• Bernhard Günther, Chief Financial
Officer (CFO)
• Simon-Erik Ollus, EVP Generation
division
• Alexander Chuvaev, EVP Russia division
• Per Langer, EVP City Solutions division
• Mikael Rönnblad, EVP Consumer
Solutions division
• Arun Aggarwal, SVP Business
Technology
• Eveliina Dahl, SVP People
• Arto Räty, SVP Corporate Affairs and
Group Communications, will be
replaced by Nebahat Albayrak, SVP
Corporate Affairs, Safety and
Sustainability at the latest on 1 July
• Nora Steiner-Forsberg, General Counsel
and Secretary of the Board of Directors
LL
www.fortum.com (211111151)
93

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und Speicherung von Strom und Wärme
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Salzgitter Energy Services GmbH 9
Salzgitter-Kesselservice GmbH 11
VGB-Workshop3
11. Emder Workshop Offshore
Windenergieanlagen – Arbeitsmedizin
VGB Expert Event| Live & OnLine 15
Ecology and Environment in Hydropower
VGB-Fachtagung16/17/18
Dampfturbinen und
Dampfturbinenbetrieb 2021
VGB Webinar 23
Maintenance of
Wind Power Plants 2021
VGB-Konferenz26/27
Instandhaltung in Kraftwerken 2021
Maintenance in Power Plants
VGB-Workshop29
Öl Im Kraftwerke 2021
VGB-Fachtagung44/45
Gasturbinen und
Gasturbinenbetrieb 2021
94

VGB PowerTech 3 l 2021
VGB Events | Events
VGB Events 2021 | Please visit our website for updates!
– Sub ject to chan ge –
Congress/Kongress 2021
VGB Kongress | 100 PLUS
VGB Congress | 100 PLUS
mit Fachausstellung/
with technical exhibition
PLUS
22 and 23 September 2021
Essen, Germany
Contact:
Ines Moors
T: +49 201 8128-274
E: vgb-congress@vgb.org
Technical exhibition:
Angela Langen
T: +49 201 8128-310
E: angela.langen@vgb.org
Konferenzen | Fachtagungen
2021
VGB-Konferenz
Dampfturbinen und
Dampfturbinenbetrieb 2021
VGB Conference
Steam Turbines and Operation
of Steam Turbines 2021
mit Fachausstellung/with technical exhibition
1 and 2 June 2021
Live & OnLine - Webconference
Contact:
Diana Ringhoff
T: +49 201 8128-232
E: vgb-dampfturb@vgb.org
VGB-Konferenz
Instandhaltung
in Kraftwerken 2021
VGB Conference
Maintenance in Power Plants 2021
mit Fachausstellung/with technical exhibition
23 and 24 June 2021
Live & OnLine - Webconference
Contact:
Diana Ringhoff
T: +49 201 8128-232
E: vgb-inst-kw@vgb.org
VGB-Fachtagung
Dampferzeuger, Industrieund
Heizkraftwerke, BHKW 2021
mit Fachausstellung/with technical exhibition
7. und 8. September 2021,
Papenburg, Deutschland
Kontakte:
Fachliche Koordination
Werner Hartwig (DIHKW)
T: +49 201 8128 235
Andreas Böser (BHKW)
T: +49 201 8128 247
Teilnahme
Barbara Bochynski
T: +49 201 8128 205
E: vgb-dihkw@vgb.org
VGB-Fachtagung
Brennstofftechnik und
Feuerungen 2021
mit Fachausstellung
9. und 10. September 2021,
Hamburg
Kontakt:
Barbara Bochynski
T: +49 201 8128-205
E: vgb.brennstoffe@vgb.org
VGB Chemiekonferenz 2021
VGB Conference
Chemistry 2021
mit Fachausstellung/with technical exhibition
26 to 28 October 2021
Ulm, Germany
Contact:
Ines Moors
T: +49 201 8128-274
E: vgb-chemie@vgb.org
VGB-Fachtagung
Gasturbinen und
Gasturbinenbetrieb 2021
VGB Conference
Gas Turbines and Operation
of Gas Turbines 2021
mit Fachausstellung/with technical exhibition
11 and 12 November 2021
Potsdam, Germany
Contact:
Diana Ringhoff
T: +49 201 8128-232
E: vgb-gasturb@vgb.org
Seminare | Workshops
VGB-Fortbildungsveranstaltung
Abfall und Gewässerschutz
20. und 21. April 2021,
Live & OnLine
Kontakt:
Diana Ringhoff
T: +49 201 8128-232
E: vgb-abf-gew@vgb.org
VGB Web-Conference
Ecology and Environment
in Hydropower
19 and 20 May 2021
Web-Workshop
Contact:
Eva Silberer
T: +49 201 8128-202
E: vgb-ecol-hpp@vgb.org
VGB Wokshop
Flue Gas Cleaning
1 and 2 September 2021
Dresden, Germany
Contact:
Ines Moors
T: +49 201 8128-274
E: vgb-flue-gas@vgb.org
VGB-Workshop
Öl im Kraftwerk
1. und 2. September 2021,
Bedburg, Landhaus Danielshof
Kontakt:
Diana Ringhoff
T: +49 201 8128-232
E: vgb-oil-pp@vgb.org
VGB-Workshop
11. Emder Workshop Offshore
Windenergieanlagen – Arbeitsmedizin
17./18. September 2021
Emden, Deutschland
(und/oder Live & OnLine)
Kontakt:
Dagmar Oppenkowski
T: +49 201 8128-237
Guido Schwabe
T: +49 201 8128 272
E: vgb-arbeitsmed@vgb.org
VGB-Fortbildungsveranstaltung
für Immissionsschutzund
Störfallbeauftragte
23. bis 25. November 2021,
Grenzau, Deutschland
Kontakt:
Stephanie Wilmsen
T: +49 201 8128-244
E: vgb-immission@vgb.orgVGB Wokshop
Aus kunft zu allen Ver an stal tun gen
mit Fachausstellung:
Updates: www.vgb.org/veranstaltungen.html
Telefon: +49 201 8128-310/299,
E-Mail: events@vgb.org
VGB Po wer Tech e.V., Deilbachtal 173, 45257 Essen, Telefon: +49 201 8128-0,
Fax: +49 201 8128-350, E-Mail: in fo@vgb.org, In ter net: www.vgb.org
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Preview | Imprint VGB PowerTech 3 l 2021
Preview 4 l 2021
Focus: I&C technology,
information technology
Power-2-X
Fokusthema: Elektro-, Leit- und
Informationstechnik
Power-2-X
Hydrogen – Important element for the
realisation of climate neutrality”
Wasserstoff – Wichtiger Baustein zur
Realisierung der Klimaneutralität
Hans-Wilhelm Schiffer and Stefan Ulreich
Utilization of an online corrosion measurement
system for membrane walls at the
MHKW Berlin-Ruhleben
Einsatz eines Online-Korrosionsmesssystems für
Membranwände im MHKW Berlin-Ruhleben
Andreas Müller, Adrian Marx, Bernd Epple,
Falk-Olaf Ewert andJens Peitan
GRP container in the waste-to-energy plant
Condition assessment for assured plant
availability
GFK-Behälter im Müllheizkraftwerk
Zustandsbewertung für gesicherte Anlagenverfügbarkeit
Markus Maiwald
Zahl der Wasserstoffprojekte nach Weltregionen
Nordamerika
19
Lateinamerika
5
Europa
126
Naher Osten/Afrika
8
Quelle: McKinsey für den Hydrogen Council
Produktion 120,1
80 Mrd. US$
Verteilung 44,3
Fortgeschrittenes Investment
Verwendung 97,4
28 5,5 2,1
14,13
30,6
Angekündigt In Planung Umgesetzt
Asien
46
Ozeanien
Number of hydrogen projects worldwide by
region. To be published in the article
“Hydrogen – Important element for the realisation
of climate neutrality”
by Hans-Wilhelm Schiffer and Stefan Ulreich
24
Imprint
Publisher
VGB PowerTech e.V.
Chair:
Dr. Georg Stamatelopoulos
Executive Managing Director:
Dr.-Ing. Oliver Then
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Germany
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Editorial planning | Topics 2021
REDAKTIONSPLAN · 2021 · Aktualisierungen und Veranstaltungstermine finden Sie auf unserer Webseite · www.vgb.org
FACHZEITSCHRIFT
Ausgabe Themenschwerpunkte ∙ In jeder Ausgabe: Nachrichten aus Energiewirtschaft und -technik Anzeigen- und Druckunterlagenschluss
Januar/ Innovationen in der Stromerzeugung | Cyber-Security in der Energiewirtschaft | 5. Februar 2021
Februar Sektorkopplung und Stromerzeugung
März Chemie in der Energieerzeugung und -speicherung | Werkstoffe für thermische Kraftwerke 2. März 2021
April Elektro-, Leit- und Informationstechnik, Wartentechnik | 30. März 2021
Aus-, Fort- und Weiterbildung für die Energieerzeugung | Know-how- und Kompetenzsicherung
Mai Wissensmanagement, Dokumentation, Datenbanken | Digitalisierung in der Energieerzeugung | 28. April 2021
Kernenergie, Kernkraftwerke: Betrieb und Betriebserfahrungen, Rückbau und Entsorgung
Juni Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb | Kombikraftwerke (GuD) | Big Data in der Stromerzeugung | 28. Mai 2021
Regel- und Ausgleichsenergie | Erzeugungsoptimierung, Vertikale Integration
Juli Industrie- und Heizkraftwerke, Blockheizkraftwerke | Gas- und Dieselmotoren | Bautechnik für Kraftwerke, Windenergieanlagen 25. Juni 2021
und Wasserkraftwerke | Kraft-Wärme-Kopplung
August Wasserstoff: Technologien | Power-2-X | Flexibilität in der Strom- und Wärmeerzeugung | 16. Juli 2021
Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz | Umwelttechnik, Emissionsminderungstechnologien
September Spezialausgabe VGB-Kongress 2021 „VGB100PLUS“, 22. und 23. September 2021, Essen/Deutschland 27. August 2021
Erneuerbare Energien und Dezentrale Erzeugung:
Wasserkraft, On- und Offshore-Windkraft, Solarthermische Kraftwerke, Photovoltaik, Biomasse, Geothermie
Oktober Instandhaltung in der Stromerzeugung | Qualitätssicherung | Werkstoffe: Neue Entwicklungen und Erfahrungen in der Stromerzeugung 27. September 2021
November Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb | Dampferzeuger | Digitalisierung in der Wasserkraft | 25. Oktober 2021
Stillstandsbetrieb und Konservierung | Rückbau in der konventionellen Kraftwerkstechnik
Dezember VGB-Kongress 2021 „VGB100PLUS“, 22. und 23. September 2021, Essen/Deutschland: Berichte, Impressionen | 26. November 2021
Forschung für Stromerzeugung & Speicherung | Brennstofftechnik und Feuerungen
Redaktionsschluss für Fachbeiträge: 2 Monat vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s.a. separate „Autorenhinweise“, www.vgb.org Menü: Publikationen).
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.vgb.org Menü: Publikationen).
Kontakt: VGB PowerTech Service GmbH, Deilbachtal 173, 45257 Essen | Chefredakteur: Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann
Redaktion: Tel.: +49 201 8128-300 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: pt-presse@vgb.org
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Im WWW: www.vgb.org/mediadaten.html
Media-Informationen 2021
Die Media-Informationen 2021
der VGB POWERTECH mit
– Kurzcharakteristik
der technischen Fachzeitschrift
– Themenschwerpunkten 2021,
– Anzeigenpreisen
und
– Kontaktdaten
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The Media Information 2021
of VGB POWERTECH are available.
– Main characteristics
of the technical journal
– Main topics in 2021
– Advertisement rate card
and
– Contact data
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| Internationale Fachzeitschrift für die Erzeugung
und Speicherung von Strom und Wärme
| Sonderpublikationen zu VGB-Veranstaltungen
| Mediapartner Ihrer Veranstaltung
| Online-Werbung und Jobörse
Kurzcharakteristik ∙ Themen ∙ Anzeigenpreisliste ∙ Kontakte
MEDIADATEN 2021
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NARWHAL RS1
Developed in collaboration with CST, focus on
optical measurements since 1981,
TRACE Analysis introduce the RS1.
Online colorimetric analyzer for automatic
monitoring of a wide variety of parameters: Silica,
Manganese, Phosphate, Aluminum, Ammonia,
Copper, Iron, Hardness and Hydrazine, in multiple
applications, up to 4 streams.
Without Peristaltic pump or solenoid valve, the
RS1 analyzer is equipped with a very high
precision digital syringe and a multi-way rotary
valve which allows the careful sampling of small
water samples and the use of up to 3 reagents.
The use of UV-VIS LEDs, the automatic cleaning
function enables reliable and unattended operation
of all measuring points and considerably reduces
the maintenance of the device.
7” intuitive touch screen display with easy-to-use
software allows users to calibrate and view data.
calibrations.
Dual compartment enclosure ensures complete
separation between electronics, sample and reagents.
Standard data outputs include MODBUS, 4-20mA and
USB.
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TRACE Analysis – 548, Chemin de Simandre – F-38850 PALADRU – France – Phone +33 971 24 86 89 – contact@trace-analysis.com