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

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 3 (2021). Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us! Materials. Hydropower. Wind energy.

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 3 (2021).
Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us!
Materials. Hydropower. Wind energy.

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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


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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

Label über uns

Axpo produziert, handelt und vertreibt Energie zuverlässig für über 3 Millionen Menschen und mehrere tausend Unternehmen

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

zwei baugleichen Leichtwasserreaktoren mit einer elektrischen Nennleistung von je 365 Megawatt. Zusammen erzeugen

die beiden Reaktoren ca. 6000 Gigawattstunden Strom pro Jahr. Dank unseren rund 500 Mitarbeitenden liefert das KKB

seit mehr als 50 Jahren zuverlässig klimafreundlichen Strom. Darauf sind wir stolz!

Vielfalt wird im KKB geschätzt. Daher begrüssen wir Bewerbende unabhängig von Geschlecht, Nationalität, ethnischer

und sozialer Herkunft, Religion oder Weltanschauung, Behinderung, Alter, sexueller Orientierung und Identität.

Label Kontakt

Nadine Bühler

HR Manager

T +41 56 200 35 45

Gestalten Sie mit uns die Energiezukunft! Haben Sie Fragen? Rufen Sie uns an oder besuchen Sie

www.axpo.com/career.


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

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VGB POWERTECH online

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Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.

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5


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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

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Storage

The electricity sector

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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

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Essen | Deutschland | 2019

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Contact: Gregor Scharpey

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Essen | Deutschland | 2020

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Essen | Germany | 2019

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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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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.

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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

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Phone

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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

L www.vgb.org/dampfturbinen_betrieb_anmelden.html

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

L www.vgb.org/mitglied_werden.html

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

CONFERENCE LANGUAGE

The conference languages are German and English.

TECHNICAL EXHIBITION | ONLINE

VGB PowerTech Service GmbH

Deilbachtal 173

45257 Essen, Germany

Angela Langen

Tel.: +49 201 8128-310

E-mail: angela.langen@vgb.org

ONLINE REGISTRATION

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ATTENDANCE FEES

VGB-Members € 490.00

Non-Member * € 690.00

University, public authorities, retired € 190.00

* We will be pleased to submit an offer for a VGB membership on request.

Please contact us. You can find information on this in advance

on our website:

L www.vgb.org/en/becoming_a_member

The attendance fees are VAT free.

The attendance fees include the conference programme and participation

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.

The following processing fees will be charged for cancellation of the

registration:

Up to 14 days prior to the conference € 50.00

Within 14 days prior to the conference 100 %

Only written cancellations are accepted.

CONFERENCE DOCUMENTS/PUBLICATIONS

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.

Foto: © TGM Kanis Turbinen GmbH

ONLINE REGISTRATION & INFORMATION

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Kontakt/Contact: Diana Ringhoff | Tel.: +49 201 8128-232 | Fax: +49 201 8128-321| E-Mail: vgb-dampfturb@vgb.org

VGB PowerTech e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany | www.vgb.org

18


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.

References

[1] VGB-Standard-S-506-R-00, Essen: VGB

PowerTech e.V., 2012.

[2] G. Bühl, M. Kaum, U. Reiners und J. Weber,

Rohrleitungsüberwachung mit dem

Mannesmann Lifetime Monitoring System

– MLM, 3R International, Bd. 34, Nr. 9, pp.

464-472, 1995.

[3] J. Wagner, Online Diagnostics of Steam

Pipes and Thick-Walled Boiler Components

– A Comparison of Methods Based on Operational

Experience, Essen: STEAG Energy

Services GmbH, 2013.

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Band II: Berechnung, 3. Auflage, Essen:

Vulkan Verlag, 2014.

[5] K. Bauerbach und P. Grammenoudis, Betriebs-

und Lebensdauerüberwachung von

Kesselkomponenten und Rohrleitungssystemen

im Hochtemperaturbereich, VGB POW-

ERTECH Journal, 12 2018.

[6] Technische Regeln für Dampfkessel (TRD),

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

piping, Berlin: Beuth Verlag, 2002.

[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

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Demand Side Management

Wind Energy

Batteries

Biogas/-mass

Nuclear

Oil

Gas

Lignite

Hard coal

Hydropower

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Demand Side Management

Wind Energy

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Oil

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Lignite

Hard coal

Hydropower

FCR

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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-

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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.

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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-

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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.

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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.

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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:

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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.

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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.

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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

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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