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VGB POWERTECH 6 (2021) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 6 (2021). Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us! IT management. Flexibility.

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 6 (2021).
Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us!
IT management. Flexibility.

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International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

6 2021

Programme out !

Focus

• IT management

• Flexibility

VGB CONGRESS 2021

100 PLUS

ESSEN, GERMANY

22 AND 23 SEPTEMBER 2021

PLUS

Current aspects

of electrical

supply security

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.

Risk analyses:

Identifying and

managing the risks of

new energy projects

Secure IT-/OT-devices

according to

IEC 62443-4-2:

A worldwide solution

Photos ©: Grand Hall

Publication of VGB PowerTech e.V. l www.vgb.org

vgb-kongress2021 std-sponsoren ENG (A4 2021-05-01).indd 3 28.06.2021 15:42:03

ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition


53. KRAFTWERKSTECHNISCHES

KOLLOQUIUM

5. – 6.10.2021 | Internationales Congress Center Dresden

Ob vor Ort oder

digital – in jedem Fall

energetisch vernetzt!

PRÄSENZ

WEB

HYBRID

Die Energiebranche ist im Wandel und erfordert eine Profilierung der Ausrichtung von

Unternehmen und Forschungseinrichtungen sowie das Knüpfen von Kontakten und Bilden

von Netzwerken.

Mit dem Kraftwerkstechnischen Kolloquium und der dazugehörigen Firmenmesse bieten sich für

Sie hervorragende Möglichkeiten zur Wahrnehmung und Beurteilung von Trends sowie für persönliche

Treffen. Das im letzten Jahr begonnene Format einer hybriden Veranstaltung behalten

wir bei, sodass wir uns sowohl vor Ort als auch digital in jedem Fall energetisch vernetzen!

Programmauszug, 5. Oktober 2021

10:30 Uhr – 16:00 Uhr Plenarveranstaltung u. a. mit:

5.10. – 6.10.2021

Firmenmesse

▪ Dr. Gerd Lippold, Staatssekretär für Energie, Klimaschutz, Umwelt und Landwirtschaft, Dresden

▪ Professor Dr.-Ing. Georg Unland, Staatsminister der Finanzen a.D. Freistaat Sachsen, Dresden

und Rektor a.D. TU Bergakademie Freiberg

▪ Gunda Röstel, Geschäftsführerin Stadtentwässerung Dresden GmbH

▪ Professor Dr. Andrea Versteyl, avr – Andrea Versteyl Rechtsanwälte, Berlin

▪ Dipl.-Ing. Jürgen Fuchs, Vorsitzender der Geschäftsführung der BASF Schwarzheide GmbH

▪ Kurt-Christoph von Knobelsdorff, Geschäftsführer NOW GmbH, Berlin

▪ Arne Schönbohm, Präsident des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik, Berlin

5.10.2021 16:45 Uhr – 18:15 Uhr und

6.10.2021 08:30 Uhr – 15:00 Uhr Fachvorträge

(Themen: Wasserstoff, Digitalisierung,

Sektorenkopplung, Dampferzeuger, u.v.m.)

Weitere Informationen finden Sie auch auf unserer Internetseite

www.kraftwerkskolloquium.de

Gern nehmen wir Ihre Anmeldung entgegen und freuen uns schon

sehr darauf, Sie formatunabhängig zum 53. Kraftwerkstechnischen

Kolloquium begrüßen zu dürfen!

Juliane Jentschke, M.A.

Tel.: +49 (0)351 463-35308

E-Mail: juliane.jentschke@tu-dresden.de

Carolin Fiebelkorn

Tel.: +49 (0)351 463-32045

E-Mail: carolin.fiebelkorn@tu-dresden.de


VGB PowerTech 6 l 2021

Editorial

Digitalization as a technological

enabler for the future energy system

Dear Ladies and Gentlemen,

At the beginning of this year,

Clearly you have heard them

before, the key terms of

the digital world: big data,

data mining and data lakes,

smart meters and predictive

maintenance, AI and cyber

security, to name just a few.

Some of the technologies behind

them are already part

of everyday life for many of

us in the energy industry as

concrete applications; for

other technologies, the industry

is still at the beginning of their use. What all technologies

have in common is that they will play a decisive

role in the future energy system.

In our White Paper “Being Part of the Future Energy System”

published in September 2020, we described how VGB

PowerTech and its member companies envision the energy

system of the future, what contributions we as operators

of energy plants can make to shaping it, and what technological

and regulatory framework conditions we believe are

necessary to achieve this. One of the eight strategic fields of

action was digitalization in the energy supply system.

The energy system of the future is characterized by the interaction

of a wide variety of technologies and actors. Digitalization

– that is information technology networking in

the entire energy value creation process – makes it possible

to efficiently manage this complex system. Data exchange

forms the basis for networking energy systems with one another

and organizing system operation holistically. Highly

automated individual systems, with transparent operating

data and intelligent information processes, are required.

Energy supply plants are classified as critical infrastructure

and are therefore subject to special security requirements.

The topic of IT security plays a particularly crucial role. The

ongoing connection of control systems for plant instrumentation

& control with corporate IT business processes is one

of the main drivers for increasing demands being placed on

IT security. Automation and control technology are coming

more and more into the focus of cyber security. This is

shown by a rising number of discovered security vulnerabilities

and the appearance of specialized malware. The industry’s

special requirements are specified in Europe, for example,

in the corresponding Cyber Security Act. This contains

the minimum standards for IT security as well as guidelines

for risk assessment and the implementation of measures.

The VGB-Standard “IT Security for Power Plants” supports

operators to secure their plants against digital threats.

Digitalization is a key instrument for optimizing plant

operations. The use of highly complex modeling, e.g. for

weather forecasts or for combustion optimization – or artificial

intelligence – e.g. for evaluating a plant fleet’s operating

data– makes it possible to implement flexible operating

concepts as well as predictive maintenance and repair.

Systematic and uniform labelling of energy systems is the

basis for efficient data management – VGB´s reference designation

system for power plants RDS-PP and KKS offer the

perfect basis for this.

The merging of many smaller, decentralized plants into a

virtual power plant is another example of digitalization in

the energy industry. Such systems can generate electricity

from biogas, wind power, photovoltaic or hydropower

plants, but also electricity consumers, electricity storage or

Power-to-X plants.

In addition, digitalization is a prerequisite to the smoothly

integration of different flexibility options in the energy system

in order to to balance electricity supply and demand at

any time. Flexibility is essentially guaranteed by the four

options dispatchable generation, energy storage, power

grids and demand side management (DSM). The more flexible

an energy system, the better the integration of increasing

shares of photovoltaic and wind. For example, certain

technical requirements must be met to realize the potential

of DSM, including the accurate measurement of electricity

consumption and digitalized infrastructure for remotely

controlling loads.

For VGB and its members, digitalization is the focus of their

actions – above all because it is an important engine for

technological developments and system optimization. VGB

members, as plant operators, are aware of the responsibilities

of operating system-critical infrastructure. Therefore,

they take the topic of IT security very seriously. The future

competitiveness of VGB members will depend all the more

on their ability to generate added business value from the

extensive data they have. This applies both to the efficiency

of plant operation and to interaction with customers and

other players in the energy sector.

Dr. Oliver Then

Executive General Manager, VGB PowerTech, Essen

P.S. Please allow me to add a note on my own behalf:

On the topic of digitization, we have recently developed several

very successful event formats that have started the next round this

year. These include, for example, the VGB digi-Day, the digitalization

workshops for wind energy and hydropower (14 September

2021) as well as the series of events on IT security for energy plants

(28 and 29 September 2021).

1


Editorial VGB PowerTech 6 l 2021

Digitalisierung als technologischer Wegbereiter

für das Energiesystem der Zukunft

Liebe Leserinnen und Leser,

Wer hat Sie nicht schon gehört,

die Schlüsselbegriffe

der digitalen Welt: Big Data,

Data Mining und Data Lakes,

Smart Meter und Predictive

Maintenance, KI und Cybersecurity,

um nur einige

zu nennen. Manche der dahinter

steckenden Technologien

gehören für viele von

uns in der Energiewirtschaft

bereits als konkrete Anwendung

zum Alltag, bei anderen

Technologien steht die

Branche noch am Beginn der

Nutzung. Allen Technologien ist gemein, dass sie in der zukünftigen

Energieversorgung die entscheidende Rolle spielen

werden.

In unserem im September 2020 veröffentlichten White Paper

„Being Part of the Future Energy System“ haben wir beschrieben,

wie sich VGB PowerTech und seine Mitgliedsunternehmen

das Energiesystem der Zukunft vorstellen, welche

Beiträge wir als Betreiber von Energieanlagen zu dessen

Gestaltung leisten können und welche technologischen und

regulatorischen Rahmenbedingungen unseres Erachtens dafür

erforderlich sind. Eines der acht strategischer Handlungsfelder

war die Digitalisierung in der Energieversorgung.

Das Energiesystem der Zukunft ist durch ein Zusammenspiel

verschiedenster Technologien und Akteure gekennzeichnet.

Die Digitalisierung – also die informationstechnische Vernetzung

im gesamten Energiewertschöpfungsprozess – macht es

möglich, dieses komplexe System effizient zu managen. Der

Datenaustausch bildet das Fundament dafür, Energieanlagen

miteinander zu vernetzen und den Systembetrieb ganzheitlich

zu organisieren. Dafür braucht es hochautomatisierte

Einzelanlagen, in denen Betriebsdaten transparent sind und

die über eine intelligente Informationsverarbeitung verfügen.

Energieversorgungsanlagen zählen zur kritischen Infrastruktur

und unterliegen daher besonderen Sicherheitsvorgaben.

Daher spielt das Thema IT-Sicherheit eine besonders

wichtige Rolle. Die fortschreitende Verbindung der leittechnischen

Systeme zur Anlagensteuerung mit den in der Unternehmens-IT

abgebildeten Geschäftsprozessen ist einer

der wesentlichen Treiber für die stetig steigenden Anforderungen

an die IT-Sicherheit. In Hacker-Kreisen gerät die Automatisierungs-

und Leittechnik zunehmend in den Fokus.

Dies zeigt sich durch eine ansteigende Zahl von entdeckten

Sicherheitslücken sowie das Auftreten von spezialisierter

Malware. Den besonderen Anforderungen für die Branche

werden beispielsweise in Europa mit dem Cybersecurity Act

und in Deutschland mit dem IT-Sicherheitsgesetz Rechnung

getragen. Das Gesetz enthält Mindeststandards für die IT-Sicherheit

von Anlagen der kritischen Infrastruktur sowie Vorgaben

zur Risikoeinschätzung und zur Umsetzung von Maßnahmen.

Der VGB-Standard „IT Security for Power Plants“

unterstützt die Betreiber dabei, ihre Anlagen vor digitalen

Gefahren zu schützen.

Die Digitalisierung ist ein zentrales Instrument für die Optimierung

des Anlagenbetriebs. Der Einsatz hochkomplexer

Modellierungen – z.B. für Wetterprognosen oder für die Verbrennungsoptimierung

– oder der Künstlichen Intelligenz

– z.B. für die Auswertung von Betriebsdaten einer Anlagenflotte

– macht die Umsetzung flexibler Betriebskonzepte

sowie eine vorausschauende Wartung und Instandhaltung

möglich. Eine systematische und einheitliche Kennzeichnung

von Energieanlagen ist die Grundlage für ein effizientes

Datenmanagement – das Referenzkennzeichensystem

für Kraftwerke RDS-PP bzw. KKS vom VGB bietet dafür die

perfekte Basis.

Der Zusammenschluss vieler kleinerer dezentraler Anlagen

zu einem virtuellen Kraftwerk ist ein weiteres Beispiel für

die Digitalisierung in der Energiewirtschaft. Solche Anlagen

können Stromerzeuger wie z.B. Biogas-, Windkraft-, PVoder

Wasserkraftanlagen sein, aber auch Stromverbraucher,

Stromspeicher oder Power-to-X-Anlagen.

Zudem ist die Digitalisierung eine Voraussetzung dafür,

dass die verschiedenen dringend benötigten Flexibilitätsoptionen

im Energiesystem zusammenwirken können, um

Stromangebot und -nachfrage jederzeit auszugleichen.

Flexibilität wird im Wesentlichen durch die vier Optionen

regelbare Erzeugung, Energiespeicher, Stromnetze und

Demand Side Management gewährleistet. Je flexibler ein

Energiesystem ist, desto besser gelingt die Integration zunehmender

Anteile von PV und Wind. Um zum Beispiel das

DSM-Potenzial auszuschöpfen, müssen bestimmte technische

Voraussetzungen erfüllt sein, z.B. eine genaue Messung

des Stromverbrauchs und eine digitalisierte Infrastruktur

zur Fernsteuerung von Lasten.

Für den VGB und seine Mitglieder steht die Digitalisierung

im Fokus ihres Handelns – vor allem, weil sie einen wichtigen

Motor für technologische Weiterentwicklungen und die

Anlagenoptimierung darstellt. Die VGB-Mitglieder sind sich

ihrer Verantwortung bewusst, dass sie mit ihren Anlagen systemkritische

Infrastrukturen betreiben. Daher nehmen sie

das Thema IT-Sicherheit sehr ernst. Die Wettbewerbsfähigkeit

der VGB-Mitglieder wird zukünftig umso mehr von ihrer

Fähigkeit abhängen, aus dem reichhaltigen Datenfundus unternehmerische

Mehrwerte zu generieren. Dies gilt sowohl

für die Effizienz des Anlagenbetriebs als auch für die Interaktion

mit Kunden und anderen Akteuren des Energiesektors.

Dr. Oliver Then

Geschäftsführer, VGB PowerTech, Essen

P.S. Gestatten Sie mir bitte noch einen Hinweis in eigener Sache:

Zum Thema Digitalisierung haben wir in letzter Zeit mehrere sehr

erfolgreiche Veranstaltungsformate entwickelt, die in diesem Jahr

in die nächste Runde gestartet sind. Dazu gehören z.B. der VGB digi-Tag,

die Digitalisierungsworkshops für Windenergie und Wasserkraft

(14. September 2021) sowie die Veranstaltungsreihe zur IT-Sicherheit

für Energieanlagen (28. und 29. September 2021).

2


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Contents VGB PowerTech 6 l 2021

VGB Congress 2021 | VGB100 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.

| Programme out now.

Registration open.

International Journal for Generation

and Storage of Electricity and Heat 6 l 2021

Digitalization as a technological enabler for

the future energy system

Digitalisierung als technologischer Wegbereiter

für das Energiesystem der Zukunft

Oliver Then 1

Abstracts/Kurzfassungen6

Members‘ News 8

Events in Brief 34

System separation as a warning shot? –

Current aspects of electrical supply security

Systemtrennung als Warnschuss? –

Aktuelle Aspekte der elektrischen Versorgungssicherheit

Marc Oliver Bettzüge 36

Risk analyses: Identifying and managing the risks

of new energy projects

Risikoanalysen: Gefahren neuer Energieprojekte

erkennen und beherrschen

Thorsten Weidl 43

What does an industrial metallurgical power plant

do with a simulator?

Was macht ein Hüttenkraftwerk mit einem Simulator?

Peter Lasch 47

Secure IT-/OT-devices according to IEC 62443-4-2:

A worldwide solution

Sichere IT-/OT-Geräte nach IEC 62443-4-2: eine weltweite Lösung

Stefan Loubichi 51

Methods for the flexibilization of thermal power plants:

A literature review

Flexibilisierung thermischer Kraftwerken: Eine Literaturübersicht

Silas Heim and Lars Komogowski 57

KKS and RDS-PP® – VGB speaks the language

of power plant technology

KKS und RDS-PP® – VGB spricht die Sprache der Kraftwerkstechnik

Andreas Böser and Sabine Kuhlmann 67

Advances in non-energy products from coal

Fortschritte bei nicht-energetischen Produkten aus Kohle

Ian Reid 71

Increasing efficiency of pulverised coal-fired power plants

Steigerung des Wirkungsgrades von Kohlestaubkraftwerken

Malgorzata Wiatros-Motyka 73

4


VGB PowerTech 6 l 2021

Contents

Programme out !

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

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 std-sponsoren ENG (A4 2021-05-01).indd 3 28.06.2021 15:42:03

A technology roadmap for high efficiency,

low emissions coal power plant

Technologie-Roadmap für hocheffiziente,

emissionsarme Kohlekraftwerke

Toby Lockwood 75

VGB Congress 2021VGB100PLUS. Programme

VGB-Kongress 2021VGB100PLUS. Programm

VGB PowerTech 77

VGB – 100 PLUS

Firewall Systeme zum Schutz der Datenkommunikation

in Kraftwerken

P. Schönfeld 82

Operating results 89

VGB News 93

Personalien 93

Inserentenverzeichnis 94

Events 95

Imprint 96

Preview VGB PowerTech 7|2021 96

Zentrale oder dezentrale Anordnung der Elektro- und

Leittechnik-Einrichtungen

J. Seidel and M. Kastning 85

Annual Index 2020: The Annual Index 2020, as also of previous

volumes, are available for free download at

https://www.vgb.org/en/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html

Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020

der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:

https://www.vgb.org/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html

VGB POWERTECH online

With respect to the current Covid-19/Corona crises we continue with our

free online service at YUMPU. Read VGB POWERTECH at

https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech

VGB POWERTECH online

Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona

Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.

Lesen Sie die VGB POWERTECH online unter

https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech

5


Abstracts VGB PowerTech 6 l 2021

System separation as a warning shot? -

Current aspects of electrical supply security

Marc Oliver Bettzüge

The system split in the European electricity interconnected

grid on 8 January 2021 has shown

which supra-regional efforts may currently

already be necessary to ensure the security of

supply with electricity in case of emergency.

The challenges for supply security continue to

increase due to the transformation of the energy

system, not least driven by the (German) coal

phase-out and the European Clean Energy Package,

especially since the power system will remain

the decisive area for transformation in the

medium term. Therefore, the challenge in the

next years will be to identify and implement in a

timely manner those measures among the available

ones that can best support security of supply.

In addition to the promotion of renewable

energies, targeted investments in technologies

that make a high contribution to supply security

are therefore necessary. However, the question

remains to what extent the current institutional

and market framework can ensure such an adaptation

of the power system to maintain security

of supply

Risk analyses: Identifying and managing the

risks of new energy projects

Thorsten Weidl

New developments in energy technology are

not always adequately described by standards

and technical rules. For large special projects,

standardized procedures are sometimes not applicable.

To ensure a safe product or process,

manufacturers and operators must identify

its risks. Four examples show how diverse the

application possibilities and advantages are

for companies. The actual risk must therefore

be assessed according to a standard in order

to make it more concrete and translate it into

understandable quantities. In doing so, it has

proven useful to make an objective comparison

to already known and accepted techniques with

similar utility. This proof of equal safety has become

the standard for the introduction of new

technologies in Germany.

What does an industrial metallurgical power

plant do with a simulator?

Peter Lasch

A much-heard buzzword these days is the Digital

Twin, which brings numerous benefits to the operation

of power plant components. So why has

the concept of a dynamic simulator as the digital

twin of an entire plant not yet spread to the wide

circle of industrial customers? Industrial power

plants in particular are currently under a lot of

pressure. Companies want to decarbonize their

production, but at the same time they have to

ensure that downstream processes are reliably

supplied with energy and process steam or that

supply contracts for district heating are honored.

A dynamic high-fidelity simulator of the overall

process, which takes all aspects into account in

the modeling, provides a building block for optimization.

Due to a modular approach of such

a simulator, it can be adapted to new boundary

conditions of the reference plant again and

again and thus serves not only as a training tool,

but can also be used as an engineering tool.

Based on the project of voestalpine for the creation

of a simulator for their latest power plant

unit at the Linz site, details and implementation

are presented.

Secure IT-/OT-devices according to IEC

62443-4-2: a worldwide solution

Stefan Loubichi

Due to the increase in cyber-attacks on critical

infrastructures and the debate about the extent

to which IT/OT devices pose a disproportionate

threat, a solution is being sought worldwide on

how to assess the security of critical components

according to the same criteria. The political

rather than scientific thesis that a manufacturer’s

equipment is insecure only because it is

made in a particular country is too easy to see

through as economic protectionism and will not

stand up in the long run. The IEC 62443 series of

standards offers a way out by certifying products

according to IEC 62443-4-2 in conjunction with

IEC 62443-4-1. If this is followed by a black box

penetration test, this provides proof of secure

functionality without manufacturers having to

disclose their source code. This paper shows

how the challenges of the European NIS Directive

2.0 or the German IT Security Act 2.0 can be

solved relatively easily using proven normative

methods.

Methods for the flexibilization of thermal

power plants: A literature review

Silas Heim and Lars Komogowski

The course of the energy transition in industrialized

countries poses new challenges to convention-al

thermal power plants. The plants are

designed to operate in steady-state operation

mode. Due to renewable energy’s unforeseeable

and unsteady power supply, the demand in

conventional power supply changes from steady

supply to dynamic, flexible supply for which conventional

plants were not designed. To account

for these new operation modes, power plants

must be “flexibilized” by both structural and

process changes. This paper gives an overview

of the various flexibilization methods as a literature

review and categorizes these methods by

three differing main categories. This is to give a

foundation for discussion among fellow experts

on this topic as this subject is going to be drastically

increasing in popularity and importance.

Also, this may be used as a reference guide for

power plant operators as to which flexibilization

methods there might still be left to be performed.

KKS and RDS-PP ® – VGB speaks the

language of power plant technology

Andreas Böser and Sabine Kuhlmann

Regardless of the degree of industrialization,

power generation is undoubtedly one of the

most important and complex tasks of any society.

The reliable supply of energy and thus the

successful operation of each individual power

plant – regardless of the primary energy used

– requires an identification system for the consistent

identification of plant components and

processes. KKS and RDS-PP ® provide these capabilities

from planning to orderly dismantling.

Starting with project planning, through operation

of the plant and up to the planned end of operation,

all process participants speak the same

VGB language” and can thus communicate

with each other nationally and also internationally

without any problems. Thanks to this VGB

power plant language, data can be exchanged

irrespective of manufacturer and operator and

enable power plant operators to operate and

maintain their plants independently and, in the

end, to dismantle them in compliance with laws

and standards.

Advances in non-energy products from coal

Ian Reid

The global drive to net zero carbon is leading to

fundamental changes in the way fossil fuels are

used and regarded. New industries are emerging

that would have been unthinkable only a few

years ago. Vehicles with internal combustion engines

will soon be banned in many countries as

there is a global shift towards renewable power

and electrification of energy. What do these momentous

changes mean for the future for coal?

The demand for coal as a fuel supply is set to fall

and so it is a resource that will be both plentiful

and inexpensive, increasing its potential as an

attractive feedstock. For instance, coal contains

fragments of nanomaterials that are increasingly

seen as the future of materials science. Every

electric motor and battery require components

that can be obtained from coal. Increasingly

there is a shift in perspective towards coal as a

feedstock, to supply our new industries, whether

in sustainable agriculture, addressing shortages

in critical elements, or as a source of transformative

carbon-rich materials. Coal’s growth prospects

are as a feedstock rather than a fuel.

Increasing efficiency of pulverised coal-fired

power plants

Malgorzata Wiatros-Motyka

Increasing coal power plant efficiency means

burning less coal for the same amount of electricity

generated. Thus it is a way to reduce

fuel costs and to make significant cuts to CO 2

emissions. Coal-fired power plant efficiency

across different fleets varies widely; the current

global average is 37.5 %, whereas state-of-theart

plants such as RDK8 in Germany achieve efficiencies

of over 47 %. This means that around

2 GtCO 2 /y emissions could be saved if the gap

between the average and the state-of-the-art

was closed. Such a reduction would amount to

around 5 % of total global annual CO 2 emissions

or about 20 % of total annual emissions from

coal power plants. This report reviews technological

developments and options for increasing

the efficiency of both new and existing coal-fired

units.

A technology roadmap for high efficiency,

low emissions coal power plant

Toby Lockwood

Coal power is the world’s single largest source of

electricity and has remained at around 37 % of

global generation since 1990, even as total demand

has more than doubled. With the strengthening

of international efforts to reduce carbon

dioxide (CO 2 ) emissions, coal’s dominance over

power generation is expected to gradually decline,

but it will retain a major role in the sector

for the coming decades – particularly for emerging

economies with growing demand. However,

coal power contributes around a third of global

energy-related CO 2 emissions and is also a major

source of harmful atmospheric pollutants including

particulates, sulphur dioxide (SO 2 ), nitrogen

oxides (NOx), and heavy metals. High efficiency,

low emissions (HELE) technologies describe the

suite of state-of-the-art and emerging solutions

for generating power at lower carbon intensity

and effectively removing pollutants from flue

gas. As long as coal continues to be present in the

power sector, it is vital to maximise the uptake

and development of these technologies, which

can also pave the way for the more cost-effective

application of carbon capture.

6


VGB PowerTech 6 l 2021

Kurzfassungen

Systemtrennung als Warnschuss? –

Aktuelle Aspekte der elektrischen

Versorgungssicherheit

Marc Oliver Bettzüge

Der System-Split am 8. Januar 2021 hat gezeigt,

welche überregionalen Anstrengungen für die

Gewährleistung der Versorgungssicherheit mit

Strom im Notfall aktuell bereits notwendig sein

können. Die Herausforderungen für die Versorgungssicherheit

nehmen durch die Transformation

des Energiesystems, nicht zuletzt vorangetrieben

durch den (deutschen) Kohleausstieg

und das europäische Clean Energy Package,

weiter zu, zumal das Stromsystem mittelfristig

der entscheidende Bereich für die Transformation

bleiben wird. Daher besteht die Aufgabe

in den folgenden Jahren darin, unter den verfügbaren

Maßnahmen rechtzeitig diejenigen zu

identifizieren und umzusetzen, welche die Versorgungssicherheit

bestmöglich stützen können.

Neben der Förderung der erneuerbaren Energien

sind daher gezielte Investitionen in Technologien

notwendig, die einen hohen Beitrag zur

Versorgungssicherheit leisten. Es bleibt allerdings

die Frage, inwieweit der aktuelle institutionelle

und marktliche Rahmen eine derartige

Anpassung des Stromsystems zur Wahrung der

Versorgungssicherheit gewährleisten kann.

Risikoanalysen: Gefahren neuer

Energieprojekte erkennen und beherrschen

Thorsten Weidl

Neue Entwicklungen in der Energietechnik sind

nicht immer ausreichend durch Normen und

Technische Regeln beschrieben. Bei großen

Sonderprojekten sind standardisierte Verfahren

mitunter nicht anwendbar. Damit Hersteller

und Betreiber ein sicheres Produkt oder Verfahren

gewährleisten können, müssen sie dessen

Risiken ermitteln. Vier Beispiele zeigen, wie

vielfältig die Anwendungsmöglichkeiten und

Vorteile für Unternehmen sind. Entwickler neuer

Technologien und Hersteller innovativer Systeme

haben es oft schwer, die volle Akzeptanz

der Öffentlichkeit für ihre Produkte zu finden,

so lange keine Erfahrungswerte existieren und

die Technik grundsätzlich als kritisch eingestuft

wird. Das tatsächliche Risiko muss daher nach

einem Standard bewertet werden. Dabei hat es

sich bewährt, einen objektiven Vergleich herzustellen

zu bereits bekannten und akzeptierten

Techniken mit ähnlichem Nutzwert. Dieser

Nachweis der gleichen Sicherheit wurde zum

Standard bei der Einführung neuer Technologien

in Deutschland.

Was macht ein Hüttenkraftwerk

mit einem Simulator?

Peter Lasch

Ein viel gehörtes Buzzword heutzutage ist der

Digitale Zwilling, der zahlreiche Vorteile für den

Betrieb von Kraftwerkskomponenten bringt.

Warum hat sich also das Konzept eines dynamischen

Simulators als Digitaler Zwilling einer

ganzen Anlage noch nicht bis auf den großen

Kreis der Industriekunden ausgeweitet? Gerade

Industriekraftwerke stehen derzeit unter hohem

Druck. Die Unternehmen wollen Ihre Produktion

dekarbonisieren, müssen aber gleichzeitig

sicherstellen, dass die nachgelagerten Prozesse

sicher mit Energie und Prozessdampf versorgt

werden oder die Lieferverträge für Fernwärme

eingehalten werden. Einen Baustein zu Optimierung

liefert ein dynamischer high-fidelity Simulator

des Gesamtprozesses, welcher alle Aspekte

in der Modellierung berücksichtigt. Anhand

des Projektes von voestalpine für die Erstellung

eines Simulators für deren neusten Kraftwerksblock

am Standort Linz werden Details und Umsetzung

vorgestellt.

Sichere IT-/OT-Geräte nach IEC 62443-4-2:

eine weltweite Lösung

Stefan Loubichi

Aufgrund der sehr großen Zunahme von Cyberattacken

auf Kritische Infrastrukturen und

der Debatte darüber, inwieweit IT-/OT-Geräte

eine unverhältnismäßig große Gefahr darstellen,

wird weltweit nach einer Lösung gesucht,

wie die Sicherheit von kritischen Komponenten

nach gleichen Kriterien bewertet werden kann.

Die eher politisch denn wissenschaftlich- belegte

These, dass die Geräte eines Herstellers

nur deshalb unsicher sind, weil diese in einem

bestimmten Land hergestellt werden, ist zu

leicht als wirtschaftlicher Protektionismus zu

durchschauen und wird auf lange Sicht keinen

Bestand haben. Die Normenreihe der IEC 62443

bietet hier einen Ausweg über eine Produktzertifizierung

nach IEC 62443-4-2 in Verbindung mit

der IEC 62443-4-1. Schließt man hieran noch

einen Black-Box-Penetrationstest an, so hat man

hierdurch den Nachweis der sicheren Funktionalität,

ohne dass Hersteller ihren Quellcode offenlegen

müssen. Dieser Aufsatz zeigt, wie man

die Herausforderungen der europäischen NIS

Direktive 2.0 oder des deutschen IT-Sicherheitsgesetz

2.0 relativ einfach mit bewährten normativen

Wegen lösen kann.

Flexibilisierung thermischer Kraftwerken:

Eine Literaturübersicht

Silas Heim und Lars Komogowski

Die „Energiewende“ in den Industrieländern

stellt neue Herausforderungen an konventionelle,

thermische Kraftwerke. Die Anlagen

sind ursprünglich für den Betrieb bei vorrangig

gleichbleibender Leistung ausgelegt. Mit dem

fortschreitenden Zubau erneuerbarer Energien

ändert sich aufgrund der volatilen Einspeisung

der erneuerbaren Energien der Bedarf an konventioneller

Leistung von einer gleichbleibenden

hin zu einer dynamischen, flexiblen Einspeisung.

Um diesen neuen Betriebsarten Rechnung

zu tragen, müssen Kraftwerke sowohl durch

bauliche als auch durch verfahrenstechnische

Änderungen „flexibilisiert“ werden. Dieser Beitrag

gibt einen Überblick über die verschiedenen

Flexibilisierungsmethoden als Literaturübersicht

und kategorisiert diese Methoden in drei

unterschiedliche Hauptkategorien. Damit soll

eine Grundlage zu diesem Thema geschaffen

werden, da dieses in Zukunft an Popularität und

Bedeutung gewinnen wird.

KKS und RDS-PP® – VGB spricht die Sprache

der Kraftwerkstechnik

Andreas Böser and Sabine Kuhlmann

Unabhängig vom Grad der Industrialisierung,

zählt die Stromerzeugung zweifellos zu den

wichtigsten und komplexesten Aufgaben einer

Gesellschaft. Die zuverlässige Energieversorgung

und damit der erfolgreiche Betrieb eines

jeden einzelnen Kraftwerks – unabhängig von

der eingesetzten Primärenergie – benötigt ein

Kennzeichnungssystem zur konsistenten Identifikation

von Anlagenteilen und Prozessen.

KKS und RDS-PP® bieten diese Möglichkeiten

von der Planung bis zum geordneten Rückbau.

Angefangen bei der Projektierung, über

den Betrieb der Anlage und bis zum geplanten

Laufzeitende sprechen alle Prozessbeteiligten

dieselbe „VGB-Sprache“ und können so national

und auch international problemlos miteinander

kommunizieren. Dank dieser VGB-Kraftwerks-Sprache

können hersteller- und betreiberunabhängig

Daten ausgetauscht werden und

versetzen Kraftwerksbetreiber in die Lage, ihre

Anlagen selbstständig zu betreiben, zu warten

und am Ende auch gesetzes- und normenkonform

zu demontieren.

Fortschritte bei nicht-energetischen

Produkten aus Kohle

Ian Reid

Das weltweite Ziel einer kohlenstofffreien Energieversorgung

führt zu grundlegenden Veränderungen

in der Art und Weise, wie fossile

Brennstoffe genutzt und eingesetzt werden. Was

bedeuten diese folgenschweren Veränderungen

für die Zukunft der Kohle? Die Nachfrage nach

Kohle als Brennstoff wird sinken, so dass sie

eine Ressource sein wird, die sowohl reichlich

vorhanden als auch preiswert ist, was ihr Potenzial

als einen attraktiven Rohstoff erhöht.

Zum Beispiel enthält Kohle Fragmente von Nanomaterialien,

die zunehmend als die Zukunft

in den Materialwissenschaften angesehen werden.

Jeder Elektromotor und jede Batterie benötigen

Komponenten, die aus Kohle gewonnen

werden können. Zunehmend verschiebt sich

die Perspektive auf Kohle als Rohstoff, um neuen

Industriezweige zu versorgen, sei es in der

nachhaltigen Landwirtschaft, bei der Behebung

von Engpässen bei kritischen Rohstoffen oder

als Quelle für transformative kohlenstoffreiche

Materialien. Die Wachstumsperspektiven von

Kohle liegen daher eher in der Verwendung als

Rohstoff denn als Brennstoff.

Steigerung des Wirkungsgrades von

Kohlestaubkraftwerken

Malgorzata Wiatros-Motyka

Die Steigerung des Wirkungsgrads von Kohlekraftwerken

bedeutet, dass weniger Kohle für

die gleiche Menge an erzeugtem Strom eingesetzt

wird. Damit ist dies eine Möglichkeit, die

Brennstoffkosten zu senken und die CO 2 -Emissionen

deutlich zu reduzieren. Der Wirkungsgrad

von Kohlekraftwerken in verschiedenen Flotten

variiert stark; der derzeitige weltweite Durchschnitt

liegt bei ca. 37,5 %, während modernste

Anlagen wie RDK8 in Deutschland Wirkungsgrade

von über 47 % erreichen. Dies bedeutet,

dass etwa 2 GtCO 2 /Jahr eingespart würden,

wenn die Lücke zwischen dem Durchschnitt und

dem Stand der Technik geschlossen würde. Eine

solche Reduktion würde etwa 5 % der gesamten

globalen jährlichen CO 2 -Emissionen oder etwa

20 % der gesamten jährlichen Emissionen von

Kohlekraftwerken entsprechen. Aufgezeigt werden

technologische Entwicklungen und Optionen

zur Steigerung der Effizienz von neuen und

bestehenden Kohlekraftwerken.

Technologie-Roadmap für hocheffiziente,

emissionsarme Kohlekraftwerke

Toby Lockwood

Kohle trägt weltweit mit dem größten Anteil zur

Stromerzeugung bei und hat seit 1990 einen Anteil

von etwa 37 % an der globalen Stromerzeugung

obwohl sich die Gesamtnachfrage mehr

als verdoppelt hat. Mit der Verstärkung der internationalen

Bemühungen zur Reduzierung

der Kohlendioxid(CO 2 )-Emissionen wird die

Dominanz der Kohle bei der Stromerzeugung

voraussichtlich allmählich abnehmen, aber sie

wird auch in den kommenden Jahrzehnten eine

wichtige Rolle in diesem Sektor spielen – vor

allem für die Schwellenländer mit wachsendem

Bedarf. HELE-Technologien (High Efficiency,

Low Emissions) beschreiben eine Reihe von modernen

und neu in der Entwicklung befindlichen

Lösungen zur Stromerzeugung mit geringerer

Kohlenstoffintensität und mit effektiver Entfernung

von Schadstoffen aus dem Rauchgas. Solange

es Kohle im Energiesektor gibt, ist es von

entscheidender Bedeutung, die Einführung und

Entwicklung solcher Technologien zu maximieren,

die auch den Weg für die kostengünstigere

Anwendung der Kohlenstoffabscheidung ebnen

können.l

7


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Members´ News VGB PowerTech 6 l 2021

Members´

News

Alpiq: Ein ausgewogenes

Verhältnis zwischen Wasserkraftproduktion

und Naturschutz

(alpiq) Nach mehr als zehn Jahren fruchtbarer

Zusammenarbeit ziehen die Nant de

Drance SA, der WWF und Pro Natura eine

positive Bilanz: Die 15 Umweltkompensationsmassnahmen,

die im Rahmen des Baus

des Pumpspeicherkraftwerks Nant de

Drance vorgesehen sind, sorgen für einen

wirksamen Ausgleich der Auswirkungen

auf die Umwelt durch den Bau des Kraftwerks

und dessen Anschluss an das europäische

Stromnetz. Die beispielhafte Zusammenarbeit

und der konstruktive Dialog

zwischen der Wasserkraftgesellschaft und

den Umweltorganisationen ermöglichen,

dass Stromproduktion und Naturschutz im

Gleichgewicht sind.

Seit Projektbeginn arbeiten die Gesellschaft

Nant de Drance SA, der WWF und

Pro Natura eng zusammen, um die Umweltauswirkungen,

die mit dem Bau des Pumpspeicherkraftwerks

Nant de Drance und

dessen Anschluss an das Höchstspannungsnetz

verbunden sind, zu minimieren. Um

die ökologischen Auswirkungen auszugleichen,

realisiert die Nant de Drance SA 15

Umweltkompensationsmaßnahmen und

investiert dafür 22 Mio. CHF. Der WWF und

Pro Natura gehören zu einer Begleitgruppe,

in der zudem die betroffenen Gemeinden,

der Kanton Wallis und das Bundesamt für

Energie vertreten sind. Diese Begleitgruppe

erörtert die verschiedenen geplanten Massnahmen

und überwacht deren Umsetzung.

Jeder Teilnehmer bringt Ideen ein, wie die

Interessen der Natur bestmöglich gewahrt

werden können.

Die meisten der 15 Maßnahmen zur ökologischen

Aufwertung zielen darauf ab, in der

Region wertvolle Biotope wiederherzustellen,

insbesondere Feuchtbiotope. Dies soll

die Wiederbesiedelung durch Tier- und

Pflanzenarten, die in der Schweiz selten

vorkommen oder vom Aussterben bedroht

sind, begünstigen. Darüber hinaus kommen

die Investitionen der lokalen Wirtschaft zugute:

Denn Nant de Drance beauftragt für

diese Arbeiten – unter Einhaltung des gesetzlichen

Rahmens für das öffentliche Beschaffungswesen

– regionale Anbieter.

Schwerpunkt Feuchtbiotope

Einige der 15 Umweltkompensationsmaßnahmen

sind bereits abgeschlossen,

andere befinden sich derzeit in der Umsetzung

oder werden in Kürze ausgeführt. In

Vernayaz beispielsweise wurde der Canal

de la Lantze auf einem Abschnitt von 580 m

renaturiert. Die Fische erhalten dadurch

bessere Bedingungen für das saisonale Laichen

oder allgemein einen verbesserten

Lebensraum. An den neu geschaffenen

Ufern breiten sich bereits wieder Pflanzenarten

aus, die vorzugsweise auf zeitweise

überschwemmten Gebieten gedeihen, wie

Seggen, Simsen und Weidenröschen. In

unmittelbarer Nähe sind die Wurzeln des

Schwarzerlenwalds von Fond du Mont wieder

tief im Wasser; die vorübergehenden

Tümpel werden bereits von der Gelbbauchunke,

einem im Wallis seltenen

Froschlurch, bewohnt.

In Dorénaz, im Auslauf des Wildbachs

Alesse, wurde mit zwei Gewässern eine

neue Wasserlandschaft angelegt. Da der

Wasserstand dieser Gewässer je nach Pegelstand

der nahen Rhone schwankt, steht

das Ufer teilweise unter Wasser, teilweise

ist es trocken. Diese Uferbeschaffenheit ermöglicht

es einer für diese Art von Lebensraum

typischen Flora und Fauna sich dort

anzusiedeln.

Maßnahmen in sieben Gemeinden, vom

Flachland bis in die Berge

Wasser steht im Mittelpunkt der Kompensationsmaßnahmen.

Aber auch trockene

landwirtschaftliche Lebensräume gingen

nicht vergessen: In Salvan wurden Wiesen

und Weiden wieder freigegeben, um deren

Bewirtschaftung zu erleichtern und Brachflächen

entgegen zu wirken.

Insgesamt verteilen sich die 15 Kompensationsmaßnahmen

von der Ebene bis in

die Berge. Neben den bereits erwähnten

Gemeinden Vernayaz, Dorénaz und Salvan,

werden auch in den Gemeinden Finhaut,

Martigny, Saxon und Trient Maßnahmen

ausgeführt.

LL

www.nant-de-drance.ch

www.wwf-valaisromand.ch

www.pronatura-vs.ch

www.alpiq.com (211801435)

Alpiq erwirbt erstmals

Photovoltaik-Projekte in Spanien

(alpiq) Alpiq und ABO Wind haben einen

Vertrag über den Erwerb eines sich in Entwicklung

befindlichen 18-MW-Photovoltaikportfolios

in Toledo, Zentralspanien,

unterzeichnet. Damit übernimmt Alpiq

erstmals ein Portfolio im Bereich der erneuerbaren

Energien auf dem spanischen Festland.

Die Projekte stehen im Einklang mit

den ehrgeizigen Klimazielen des Landes.

Der Vertrag umfasst die Übernahme

sämtlicher Projektrechte von ABO Wind

durch Alpiq und sieht die Entwicklung

zweier Photovoltaikanlagen vor, welche

auf dieselbe Verbundnetz-Infrastruktur zurückgreifen.

Die beiden Projekte verfügen

über eine installierte Gesamtleistung von

18 MW und sollen Mitte 2022 in Betrieb

gehen. Sie befinden sich in Madridejos, einer

Gemeinde in der spanischen Provinz

Toledo innerhalb der Region Castilla-La

Mancha.

Experten von Alpiq in Spanien verhandelten

und unterzeichneten den Vertrag mit

ABO Wind, der Abschluss der Transaktion

erfolgte im Mai 2021. Über die Transaktionssumme

wurde beidseitiges Stillschweigen

vereinbart. Beide Projekte befinden

sich aktuell in einem fortgeschrittenen Entwicklungsstadium,

ABO Wind wird sie bis

zur Baureife entwickeln.

Erstes Portfolio im Bereich

erneuerbare Energien in Spanien

Mit Abschluss dieses Vertrags übernimmt

Alpiq erstmals ein Portfolio im Bereich der

erneuerbaren Energien in Spanien. Das

Unternehmen setzt seine Strategie um, einen

Beitrag zur CO 2 -freien Stromversorgung

zu leisten und nutzt seine Kompetenzen

bei der Portfolioentwicklung und -verwaltung

für erneuerbare Energien in betrieblicher

wie in kommerzieller Hinsicht.

Im Rahmen der fortschreitenden Energiewende

ergänzen einander erneuerbare

Energien und thermische Anlagen ideal.

Alpiq will ihr Portfolio im Bereich der erneuerbaren

Energien in Spanien künftig

weiter ausbauen, dies über eigene Anlagen

oder über Anlagen Dritter. Aktuell verwaltet

Alpiq auf dem spanischen Markt ein

Portfolio mit einer Gesamtleistung von

1,5 GW. Darin enthalten ist auch das eigene,

flexible 400-MW-Gas-Kombikraftwerk

Plana del Vent in Tarragona, rund 100 km

südlich von Barcelona gelegen.

Darüber hinaus versorgt das Unternehmen

Industriekunden mit mehr als 4 TWh

Gas und über 1 TWh Strom. Künftig will Alpiq

diese Mengen weiter steigern und ihre

Position im Flüssiggas-Markt ausbauen.

Beitrag zum Klimaschutz

Die Photovoltaik-Projekte stehen im Einklang

mit den ehrgeizigen Klimazielen des

Landes und sollen zu deren künftigen Umsetzung

beitragen. Im Kampf gegen den

Klimawandel verabschiedete Spanien im

Mai 2021 ein Gesetz, mit dessen Hilfe das

Land bis spätestens 2050 klimaneutral

werden soll. Das Gesetz sieht unter anderem

vor, die CO 2 -Emissionen bis 2030 um

23 % gegenüber 1990 zu verringern und

dass mindestens 42 %des Endverbrauchs

an Energie aus erneuerbaren Ressourcen

stammen sollen. Bis 2050 soll die gesamte

Energieerzeugung des Landes aus erneuerbaren

Quellen stammen, bereits 2030 soll

dieser Anteil auf 74 % steigen.

LL

www.alpiq.com (211801436)

8


VGB PowerTech 6 l 2021

Members´News

Axpo Iberia und Grupo Enhol

unterzeichnen PPA für

Windpark in Navarra

(axpo) Axpo Iberia baut ihr Geschäft mit

langfristigen Stromabnahmeverträgen

(Power Purchase Agreements, PPA) für erneuerbare

Energien in Spanien weiter aus:

Mit Grupo Enhol hat die spanische Tochtergesellschaft

von Axpo ein PPA mit einer

Laufzeit von fünf Jahren vereinbart. Im

Rahmen des PPA nimmt Axpo Iberia den

Strom aus einem neuen 50-MW-Windpark

in Buñuel (Ribera de Navarra) ab, der seit

dieser Woche in Bau ist und im Juli 2022 in

Betrieb genommen werden soll.

Die Vereinbarung mit Grupo Enhol sieht

vor, dass Axpo Iberia während der gesamten

Laufzeit des PPA für die Vermarktung

des Stroms der Anlage verantwortlich ist.

Damit unterstreicht Axpo ihre langfristige

Strategie auf dem spanischen Markt für erneuerbare

Energien und PPAs und festigt

darüber hinaus ihre seit mehr als einem

Jahrzehnt bestehende Geschäftsbeziehung

zu Grupo Enhol.

Ignacio Soneira, Managing Director Axpo

Iberia, kommentiert: „Wir arbeiten seit

2006 eng mit Grupo Enhol zusammen und

erbringen Dienstleistungen in den Bereichen

Stromverkauf, Dispatching und Ertragssicherung.

Mit diesem neuen Windpark

gehen wir einen Schritt weiter und

unterstützen ein spannendes Projekt.“

Axpo Iberia bietet ihren Kunden ein breites

Lösungsportfolio für ein langfristiges

Energiemanagement im Bereich der erneuerbaren

Energien an. Dadurch konnte die

spanische Tochtergesellschaft von Axpo

seit Anfang 2021 langfristige Verträge für

die Lieferung von mehr als 7 TWh Strom

aus erneuerbaren Quellen abschließen.

Erneuerbare Energien sind auch der

wichtigste Geschäftsbereich von Grupo

Enhol. Das Unternehmen mit Hauptsitz in

Navarra wurde in den 1930er Jahren gegründet

und befindet sich zu 100 % in Familienbesitz.

Grupo Enhol bietet umfassende

Dienstleistungen im Bereich der erneuerbaren

Energien an, von der Projektierung

über den Bau und Betrieb bis zur

Wartung und Optimierung der eigenen

Anlagen und der Anlagen von Dritten. Aktuell

betreibt das Unternehmen mehr als

700 MW an Windkraftanlagen in Spanien

und im Zuge seiner Internationalisierungsstrategie

auch in anderen Ländern

wie Bulgarien und Mexiko.

Diego Oliver Gimeno und Gonzalo Oliver

Amatriain, gemeinsame Geschäftsführer

von Grupo Enhol, freuen sich: „Der Bau eines

neuen Windprojekts in unserer Heimatregion

ist eine großartige Gelegenheit, um

sicherzustellen, dass Ribera de Navarra

weiterhin eine führende Rolle beim Übergang

zu einer grünen Wirtschaft durch die

Erzeugung von sauberer Energie spielt. Gemeinsam

mit Axpo wollen wir unsere langjährige

und nachhaltige Zusammenarbeit

weiter stärken.“

Die langfristigen Stromabnahmeverträge

sind ein wichtiges Wachstumsfeld im Energiesektor.

PPAs haben sich durch Kürzungen

oder Wegfall staatlicher Förderungen

für erneuerbare Energien und den stark

gesunkenen Gestehungskosten für Neuanlagen

in ganz Europa zu einem Megatrend

entwickelt. Die Nachfrage nach PPAs und

innovativen Energiedienstleistungen wird

im Zuge des raschen Ausbaus der erneuerbaren

Energien weiter zunehmen. Axpo

verfügt über fundierte Expertise im Bereich

der PPA und begleitet zahlreiche Firmenkunden

in rund 40 Märkten auf dem

Weg zu einem tieferen CO 2 -Ausstoss.

LL

www.axpo.com (211801455)

www.rohrdorfer.eu/karriere

AUF MORGEN BAUEN.

ROHRDORFER ist ein starker Baustoffpartner in der Region. An 140 Standorten mit 2.000 Mitarbeitern in Deutschland, Österreich, Italien und Ungarn

werden hochwertige Baustoffe aus den Bereichen Zement, Transportbeton, Fertigteile und Betonwaren hergestellt sowie Sand und Kies gewonnen.

Für unser ZEMENTWERK IN ROHRDORF suchen wir zum nächstmöglichen Zeitpunkt folgende Position:

LEITER INSTANDHALTUNG (M/W/D)

IHRE AUFGABEN:

• Disziplinarische u. fachliche Führung, Koordination und Förderung

der betrieblichen Instandhaltungsabteilung im Zementwerk

• Sicherstellung der Anlagenverfügbarkeit und -zuverlässigkeit

• Planung des Instandhaltungsbudgets inkl. Überwachung der

Ausgaben

• Gezielte Weiterentwicklung der Instandhaltungsorganisation

• Potenzialidentifizierung zur Verbesserung des Produktionsprozesses

• Systematischer Ausbau von Instandhaltungsarbeiten

• Verantwortung im Bereich Arbeitssicherheit und Umweltschutz

IHR PROFIL:

• Studium im Bereich Maschinenbau mit Schwerpunkt

Produktionstechnik bzw. Verfahrenstechnik o. ä.

• Erste Berufserfahrung in vergleichbarer Position

• Idealerweise SAP-Kenntnisse

• Kenntnisse in Bereich Instandhaltung, Anlagenbau, Hydraulik

• Hohes Maß an Belastbarkeit, Flexibilität, Teamgeist und

Einsatzbereitschaft

• Selbständige, prozessorientierte und strukturierte Arbeitsweise

• Verbindliche Kommunikation und Durchsetzungsstärke

WIR BIETEN:

• Einen sicheren Arbeitsplatz in einem wachsenden innovativen Industrieunternehmen

• Ein angenehmes Betriebsklima in einem positiven Arbeits- und Führungsumfeld

• Marktgerechte Vergütung und attraktive Sozialleistungen

Bitte senden Sie Ihre Bewerbungsunterlagen unter Angabe Ihres frühestmöglichen Eintrittstermins an bewerbung@rohrdorfer.eu.

Südbayerisches Portland-Zementwerk Gebr. Wiesböck & Co. GmbH | Sinning 1 | 83101 Rohrdorf | Julia Maak I Tel. 08032/182-387

9


Members´News VGB PowerTech 6 l 2021

BKW: Saisonstart ganz im Zeichen

des Neubeginns

(bkw) Am 5. und 6. Juni 2021 eröffneten

Espace découverte Energie (EdE), Tourismus

Berner Jura, die BKW sowie die Sternwarte

Mont-Soleil die Tourismussaison

2021 unter dem Motto „Neubeginn“. Nach

einem von der Covid-Pandemie geprägten

Jahr 2020 freut sich Richard Habegger, Gemeindepräsident

von Villeret und Präsident

von Espace découverte Energie, darauf, die

Saison 2021 zu eröffnen und symbolisch

die Gemeinden Sonvilier, Mont-Tramelan,

Cortébert und Corgémont zu begrüssen,

die EdE beigetreten sind. Dank eines entsprechenden

Covid-19-Schutzkonzepts

kann das Besucherzentrum Mont-Soleil

eine breite Palette an kostenlosen Aktivitäten

zum Thema Energie anbieten.

2020 war für Espace découverte Energie

ein besonderes Jahr, waren doch der Sentier

des Monts und der Sentier du Vallon

sehr beliebt bei Besuchern, die etwas im

Freien erleben wollten. Gleichzeitig erzielten

das Windkraftwerk und das Solarkraftwerk

mit 1.274 Reservationen im vergangenen

Jahr einen Negativrekord bei den Besucherzahlen,

der stark von den 10.000 Besuchen

abwich, die sonst pro Jahr im Durchschnitt

verzeichnet werden. Für 2021

stehen alle Zeichen auf Grün, und die Tage

der offenen Tür läuten symbolisch die Wiederaufnahme

der Aktivitäten von EdE ein.

Einschliesslich der vier Neumitglieder engagieren

sich nun neun Gemeinden für erneuerbare

Energien und den Tourismus.

Im Verbund soll das Angebot für die Besucherinnen

und Besucher ausgebaut werden:

Neue Grillplätze, ein neues Planetarium

in der Sternwarte, der „Savurando“ –

ein kulinarischer Spaziergang, ein Reisetagebuch,

das letztes Jahr eingeführt wurde,

um den Tourismus in der Region zu fördern,

und ein neues Fernrohr sind nur einige

Beispiele.

Des Weiteren finden am 5. und 6. Juni

2021 geführte Rundgänge durch die Sonnen-

und Windkraftwerke und durch die

Sternwarte statt. Hier, an diesem vom Regierungsrat

des Kantons Bern als „Kompetenzzentrum

für neue erneuerbare Energien“

anerkannten Ort, kann sich jeder und

jeder selbst von der zunehmend wichtigeren

Rolle der erneuerbaren Energien überzeugen.

Zudem werden zahlreiche weitere

Aktivitäten angeboten, um die regionalen

Besonderheiten kennenzulernen und mehr

über energiebezogene Themen zu erfahren.

Ausfahrten mit dem Pferdewagen,

Kinderanimation, Herdenschutzhunde,

Musik, „Go-Gy“-Workshops für die Kinder:

Hier kommen alle auf ihre Kosten. Schliesslich

wird ein grosses Gewinnspiel veranstaltet,

bei dem es eine Longines-Uhr im

Wert von 2‘800 Franken zu gewinnen gibt.

LL

www.espacedecouverte.ch/home

(211801515)

ČEZ presents clean energy of to morrow:

Its production portfolio is to

be rebuilt to low emissions by 2030

(čez) ČEZ has intensified its transition to

future emission-free energy. This is in line

with its strategy that primarily aims at

transforming its production portfolio to

low emissions by 2030, becoming carbon

neutral by 2050, and offering the best

energy solutions and customs experience

in the market. Vision 2030, referred to as

the Clean Energy of Tomorrow, confirms

CEZ Group’s ambition to be a leader in sustainable

development in the Czech Republic

as well as in the entire Central Europe.

In its accelerated VISION 2030 strategy,

CEZ Group commits to fulfilling its specific

environmental, social and corporate governance

targets by 2025 and 2030. “It is our

obligation toward our customers, employees

and society as a whole to reduce the

amount of power generated from coal and

substitute it with production from clean

sources. Therefore, we are going to increase

the capacity of emission-free sources to

6,000 MW by 2030,” says Daniel Beneš, CEZ

Group’s Chief Executive Officer and Chairman

of the Board of Directors. “It is a global

priority to try and prevent climate change

and, thereby, the social and political pressure

on the energy sector has been growing.

Decarbonization goals have not only become

stricter in Europe, but also in other

parts of the world. That is also why we have

accelerated our strategy and continue to

adapt our corporate governance to a rapidly

changing environment in order to continue

creating long-term sustainable values that

are key for the entire society,” Daniel Beneš

explains. This also relates to the company’s

approach to its social responsibility policy in

accordance with the current demands for its

ESG performance, which is today evaluated

by numerous rating agencies not just within

the energy sector.

By 2030, CEZ Group is going to reduce its

emissions by 55 % compared to 2019. In

2025, ČEZ plans to only generate 25% of its

total generated power from coal, and only

12.5 % in 2030. At the same time, the company

will focus on building new capacities

of renewable sources (RES), specifically 1.5

GW of RES installed capacity by 2025 and a

total of 6 GW in RES by 2030. Nuclear power

plants will remain a part of the carbon

neutral and stable portfolio. The company is

going to enhance their efficiency and, thus,

improve the energy security and self-sufficiency

of the Czech Republic. For this reason,

the plan also retains the construction of

a new nuclear unit in Dukovany.

Emission reduction will be supported by a

continued development of the currently

most extensive electromobile charging network

in the country. By 2025, ČEZ will operate

at least 800 public charging stations.

“We also expect to invest significantly in

smart grids and products that will allow

households to save energy and reduce

emissions,” added Pavel Cyrani, Vice-Chairman

of the Board of Directors and Sales

and Strategy Division Director.

VISION 2030 also emphasizes digitalization

and employee care in view of the

changing qualification requirements and

structure of production sources and services

provided by CEZ Group. “We are going

to support employee requalification and

transition of regions from coal-based energy

to new technologies. Employee loyalty

and satisfaction as well as customer satisfaction

are key for us. We want to be a leader

in energy services and clean decentralized

power generation and heating. All key

customer care processes will gradually become

available online by 2025,” added

Pavel Cyrani, Vice-Chairman of the Board

of Directors of CEZ Group.

BKW: Espace découverte Energie. Saisonstart ganz im Zeichen des Neubeginns

Mont-Soleil © madelinedewatteville

10


VGB PowerTech 6 l 2021

Members´News

EZ Group has significantly reduced its

power generation from coal during the

1990s when it shut down nearly 2,000 MW

of coal power plant capacity, which represented

a total of 19 obsolete coal units.

Presently, the group has been purposefully

reducing power generation from coal since

2016. Over the past year and a half, coal

units with a total capacity of some

1,000 MW were shut down. On the other

hand, ČEZ’s portfolio of renewable sources

accounts for 1,700 MW of the installed capacity

of RES, of which 1,000 MW is in the

Czech Republic (800 MW hydro, 125 MW

FVE, 118 biomass, 8 MW wind).

At the same time, ČEZ is the leading player

in modern ESCO energy services in the

region, developing its presence in the

Czech Republic, Slovakia, Germany, Italy,

Poland, and Romania. By means of its subsidiary

INVEN Capital, ČEZ has been developing

modern energy technologies across

Europe and on a global scale as well.

LL

www.cez.com (211801518)

EEW: Genehmigungsbehörde

erteilt EEW Stapelfeld die

„Zulassung vorzeitigen Beginns“

(eew) Das Landesamt für Landwirtschaft,

Umwelt und ländliche Räume (LLUR) hat

der EEW Energy from Waste Stapelfeld

GmbH (EEW) die Zulassung vorzeitigen

Beginns erteilt. Gleichzeitig hat die Behörde

die sofortige Vollziehung angeordnet.

Das Vorhaben für einen Ersatzneubau der

MVA Stapelfeld sowie den Bau einer Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage

(KVA)

liegt pandemiebedingt, aber auch wegen

notwendig gewordener Ergänzungen der

Antragsunterlagen, ein Jahr hinter dem

Zeitplan. Mit der jetzt vorliegenden behördlichen

Zulassung vorzeitigen Beginns

können insbesondere die wichtigen Gründungsarbeiten

beginnen.

Die zur EEW-Gruppe gehörende Zirkulierende Wirbelschichtfeuerungs-Anlage im Industriepark

Premnitz. Sie wird außer Betrieb genommen und durch die neu errichtete zweite

Rostfeuerungslinie am Standort ersetzt.

„Wir haben für die beschleunigte Umsetzung

unserer Vorhaben die Zulassung vorzeitigen

Beginns für die ersten Gründungsarbeiten

erhalten“, beschreibt Morten Holpert,

Technischer Geschäftsführer von

EEW Stapelfeld, das Ziel der jetzt beginnenden

Arbeiten. Im Zentrum stünden die

Pfahlgründungen, für die bereits zwei Spezialbohrgeräte

auf dem Baufeld vorgehalten

würden. „Die circa 20 Meter tiefen

Bohrlöcher benötigen wir für die Gründungspfähle,

die später das Fundament

der Anlagen tragen“, erklärt EEW-Projektleiter

Dr. Jens Meinhold.

Nach der erfolgten Freimachung und Nivellierung

des Baufelds hat EEW bereits die

dritte Zulassung vorläufigen Beginns erhalten.

Einen vorzeitigen Beginn kann eine

Genehmigungsbehörde etwa dann zulassen,

wenn eine Genehmigungserteilung in

der Hauptsache zu prognostizieren ist und

ein öffentliches Interesse oder ein berechtigtes

Interesse des Antragstellers vorliegt.

Morten Holpert: „Wir gehen weiter davon

aus, dass wir im Sommer 2021 die Genehmigung

vom LLUR erhalten.“ Dies setze

allerdings voraus, dass coronabedingte

Einschränkungen diese Zeitplanung nicht

verzögern.

EEW Stapelfeld ist Teil der EEW Energy

from Waste-Gruppe. EEW Energy from

Waste (EEW) ist ein in Europa führendes

Unternehmen bei der Thermischen Abfallund

Klärschlammverwertung. Zur nachhaltigen

energetischen Nutzung dieser

Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt

das Unternehmen Verwertungsanlagen

auf höchstem technologischem Niveau

und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen

und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.

In den derzeit 18 Anlagen der

EEW-Gruppe in Deutschland und im benachbarten

Ausland tragen 1150 Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter für das energetische

Recycling von jährlich bis zu 5 Millionen

Tonnen Abfall Verantwortung. EEW

wandelt die in den Abfällen enthaltene

Energie und stellt diese als Prozessdampf

für Industriebetriebe, Fernwärme für

Wohngebiete sowie umweltschonenden

Strom zur Verfügung. Durch diese energetische

Verwertung der in den EEW-Anlagen

eingesetzten Abfälle werden natürliche

Ressourcen geschont, wertvolle Rohstoffe

zurückgewonnen und die CO 2 -Bilanz entlastet.

LL

www.eew-energyfromwaste.com

(211801520)

EEW Premnitz: 2.

Rostfeuerungslinie übernimmt für

Wirbelschichtkessel –

Außerbetriebsetzung nach 20

Jahren erfolgreichem

Anlagenbetrieb

(eew) Die EEW Energy from Waste Premnitz

GmbH (EEW) hat ihre im Industriepark

Premnitz betriebene Zirkulierende

Wirbelschichtfeuerung (ZWSF) bei der zuständigen

Aufsichtsbehörde mit Wirkung

zum 1. Juli 2021 zur Außerbetriebnahme

angemeldet. „20 Jahre hat die Wirbelschicht

aufbereitete Abfälle thermisch verwertet

und damit ihren Beitrag für die

Energieversorgung des Industrieparks

Premnitz geleistet“, sagt der Technische

Geschäftsführer von EEW Premnitz Dr.

Klaus Piefke. Die wegfallende Verwertungskapazität

der ZWSF von 120.000

Tonnen pro Jahr wird die zweite Rostfeuerungslinie

kompensieren. Die 2018 als Ersatzinvestition

für die Wirbelschicht angekündigte

neue Linie befindet sich nach einer

Bauzeit von 27 Monaten aktuell im

Testbetrieb. Sie wird voraussichtlich im

Herbst den Regelbetrieb aufnehmen.

Mit Inbetriebnahme der zweiten Rostfeuerungslinie

am Standort wird die Behandlungskapazität

von EEW Premnitz für

Haus- und Gewerbeabfälle von derzeit

noch 270.000 Tonnen pro Jahr um 30.000

Tonnen ansteigen. „Der Kapazitätszuwachs

am Standort ist notwendig, um die Entsorgungslücke

zur wegfallenden Abfallmitverbrennung

in der Braunkohleverstromung

zu schließen“, sagt Rüdiger Bösing,

Kaufmännischer Geschäftsführer von EEW

Premnitz.

Bislang werden Abfälle in Kohlekraftwerken

mitverbrannt. Der beschlossene Ausstieg

aus der Kohleverstromung bedeutet

auch, diesen Entsorgungsweg zu schließen.

„Mit unserer Ersatzinvestition stärken

wir die regionale Entsorgungssicherheit“,

so Bösing weiter. In Premnitz verwertet

EEW unter anderem die Abfälle aus Haushalten

von fünf brandenburgischen Landkreisen.

11


Members´News VGB PowerTech 6 l 2021

„Am 30 Juni wird die Ära Zirkulierende

Wirbelschicht im Industriepark Premnitz

enden“, sagt Dr. Klaus Piefke und ergänzt:

„Wir haben Wort gehalten.“ Künftig würden

Strom, Fernwärme und Prozessdampf

aus der Energie des Abfalls von einem

Kraftwerk mit zwei Linien gewonnen.

EEW Premnitz ist Teil der EEW Energy

from Waste-Gruppe. EEW Energy from

Waste (EEW) ist ein in Europa führendes

Unternehmen bei der thermischen Abfallund

Klärschlammverwertung. Zur nachhaltigen

energetischen Nutzung dieser

Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt

das Unternehmen Verwertungsanlagen

auf höchstem technologischem Niveau

und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen

und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.

In den derzeit 18 Anlagen der

EEW-Gruppe in Deutschland und im benachbarten

Ausland tragen 1150 Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter für die energetische

Verwertung von jährlich bis zu 5 Millionen

Tonnen Abfall Verantwortung. EEW

wandelt die in den Abfällen enthaltene

Energie und stellt diese als Prozessdampf

für Industriebetriebe, Fernwärme für

Wohngebiete sowie umweltschonenden

Strom zur Verfügung. Durch diese energetische

Verwertung der in den EEW-Anlagen

eingesetzten Abfälle werden natürliche

Ressourcen geschont, wertvolle Rohstoffe

zurückgewonnen und die CO 2 -Bilanz entlastet.

LL

www.eew-energyfromwaste.com/

(211801522)

Energie aus Abfall als Beitrag

einer erfolgreichen Energie- und

Wärmewende:

Ministerpräsident Hans informierte

sich über Potentiale des

AHKW Neunkirchen

(eew) Ministerpräsident Tobias Hans hat

heute, 21. Mai, das zur EEW Energy from

Waste-Gruppe (EEW) gehörende Abfallheizkraftwerk

(AHKW) Neunkirchen besucht

und sich über Zukunftsprojekte zur

effizienteren energetischen Nutzung der

Ressource Abfall informiert. Im Zentrum

stand der Beitrag der Anlage zur Energieversorgung.

Mit einer größeren, innovativen

Turbine wird die Energieausbeute in

Form von Strom und Fernwärme künftig

um mehr als 25 Prozent zunehmen.

„Das AHKW Neunkirchen ist mit einer Betriebszeit

von mehr als 50 Jahren größter

Know-how-Träger innerhalb der EEW-Anlagenflotte

und steht beispielhaft für die

Innovationsfähigkeit thermischer Abfallbehandlungsanlagen

unserer Unternehmensgruppe“,

sagt Bernard M. Kemper,

Vorsitzender der Geschäftsführung von

EEW. Das AHKW sei seit seiner Inbetriebnahme

kontinuierlich modernisiert und

weiterentwickelt worden, für seine hohe

Energieeffizienz ausgezeichnet und werde

Blick auf die Dampfverteilung in der Turbinenhalle des Abfallheizkraftwerkes Neunkirchen (v.l.n.r.):

Ministerpräsident Tobias Hans informiert sich bei Gerhard Hans, Werkleiter AHKW Neunkirchen

(Mi.) und Axel Köhler, Kaufmännischer Geschäftsführer des AHKW Neunkirchen, über die

Nutzung von Dampf für die Strom und Fernwärmeerzeugung. Im Hintergrund die Turbine. Sie soll

ersetzt werden. Das 9,3 Mio. Euro teure Projekt wird künftig einen bis zu 25 Prozent höheren

Beitrag für die Fernwärme- und Stromerzeugung ermöglichen.

seinen Beitrag für die Energieversorgung

des Saarlandes künftig noch einmal steigern.

„Für mich liegt in der immer effizienteren

energetischen Nutzung der Ressource

Abfall auch ein Schlüssel zum Erfolg der

Energiewende“, betont Kemper.

Das Hauptaugenmerk müsse dabei auf

dem Wärmemarkt liegen, weil Deutschland

mehr als die Hälfte seiner Endenergie für

die Wärmeerzeugung verbraucht, bekräftigt

Dr. Joachim Manns, EEW-Technikchef

und Mitglied der Geschäftsführung. Positiv

sei dabei aus seiner Sicht zu werten, dass

Abfall als vorwiegend grüne Energiequelle

schon heute immer mehr fossile Energieträger

in deutschen Fernwärmenetzen ersetzt

und hinter dem fossilen Erdgas die zweitwichtigste

Wärmequelle ist. Die Potentiale

aus der thermischen Abfallverwertung seien

aber bei weitem nicht ausgeschöpft –

weder in Neunkirchen noch in Deutschland.

Die Politik fordern Kemper und

Manns auf, Energie aus Abfall verstärkt als

Chance für den Erfolg einer Energiewende

und als wichtigen Partner auf dem Weg zur

Klimaneutralität zu verstehen.

Ministerpräsident Tobias Hans: „Das Abfallheizkraftwerk

Neunkirchen ist seit Jahren

ein zuverlässiger Energielieferant für

Fernwärme in Neunkirchen. Damit ist es

ein hervorragendes Beispiel für eine vor

Ort gesicherte regionale Energieversorgung,

die energieeffizient arbeitet. Die Produktion

klimafreundlicher Energie ist ein

wichtiger Baustein im Kampf gegen den

Klimawandel. Mit der Erweiterung der Anlage

können zudem noch mehr Haushalte

in Neunkirchen und Umgebung versorgt

werden.“

„Wir im AHKW Neunkirchen stehen in

den Startlöchern, mehr grüne Energie für

Neunkirchen und das Saarland zu liefern“,

sagt Werkleiter Gerhard Hans. „Blickfang

unseres Zukunftsbildes wird die neue Turbine“,

so Gerhard Hans weiter. Sie werde

bei gleichbleibender Menge thermisch zu

verwertender Abfälle eine bis zu 25 Prozent

höhere Energieausbeute ermöglichen.

„Wir stärken damit die regionale Stromversorgung

und entlasten die CO 2 -Bilanz“, ergänzt

Axel Köhler, Kaufmännischer Geschäftsführer

des AHKW Neunkirchen. Das

künftige Potential für die Fernwärmeversorgung

steige dann von aktuell 2.400 auf

3.000 Haushalte und beim Strom um rund

6.000 auf mehr als 27.000 Haushalte.

Das AHKW Neunkirchen ist Teil der EEW

Energy from Waste-Gruppe. EEW Energy

from Waste (EEW) ist ein in Europa führendes

Unternehmen bei der Thermischen Abfall-

und Klärschlammverwertung. Zur

nachhaltigen energetischen Nutzung dieser

Ressourcen entwickelt, errichtet und

betreibt das Unternehmen Verwertungsanlagen

auf höchstem technologischem Niveau

und ist damit unabdingbarer Teil einer

geschlossenen und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.

In den derzeit 18 Anlagen

der EEW-Gruppe in Deutschland und im

benachbarten Ausland tragen 1150 Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter für das energetische

Recycling von jährlich bis zu 5

Millionen Tonnen Abfall Verantwortung.

EEW wandelt die in den Abfällen enthaltene

Energie und stellt diese als Prozessdampf

für Industriebetriebe, Fernwärme

für Wohngebiete sowie umweltschonenden

Strom zur Verfügung. Durch diese

energetische Verwertung der in den

EEW-Anlagen eingesetzten Abfälle werden

natürliche Ressourcen geschont, wertvolle

Rohstoffe zurückgewonnen und die

CO 2 -Bilanz entlastet.

LL

www.eew-energyfromwaste.com

(211801523)

12


VGB PowerTech 6 l 2021

Members´News

EDF submits to the Indian nuclear

operator NPCIL the French binding

techno-commercial offer to build

six EPRs at the Jaitapur site

(edf) EDF submitted to NPCIL the French

binding techno-commercial offer to supply

engineering studies and equipment for the

construction of six (6) EPR reactors at the

Jaitapur site, Maharashtra, India. This major

milestone for EDF, its partners and the

French nuclear industry will enable discussions

aimed at converging towards a binding

framework agreement in the coming

months.

The offer is the culmination of the work

carried out jointly with NPCIL further to

the signature of the Industrial Way Forward

Agreement on 10 March 2018 in Delhi

in the presence of the Prime Minister of

the Republic of India and of the President

of the French Republic, and to the submission

of EDF‘s non-binding proposal at the

end of 2018. On that basis, the offer from

EDF and its partners includes:

• the detailed technical configuration of

the reactors, taking into account the information

provided by NPCIL on the Jaitapur

site conditions and the joint comprehensive

work performed by EDF and

NPCIL;

• the associated comprehensive commercial

terms and conditions for the supply

of engineering studies and equipment

for six (6) EPR reactors.

The offer is based on the complementary

skills of EDF and NPCIL, and aims to build

a long-term partnership between the

French and Indian nuclear industries. Its

main principles are as follows:

• EDF provides the EPR technology: as

such, the Group supplies engineering

studies and equipment for the construction

of six (6) reactors. The Group relies

on the know-how of its subsidiary Framatome

to supply the engineering studies

and equipment for the six (6) nuclear

steam supply systems, and partners

with its historical partner GE Steam

Power for the supply of the engineering

studies and equipment of the six (6)

conventional islands, all of which are to

be equipped with the French ArabelleTM

steam turbine; EDF guarantees

the performance of each of the 6 EPR

units under specific conditions and for a

predefined period of time; finally, EDF

offers training services for NPCIL‘s future

operating teams. EDF is neither an

investor in the project nor in charge of

the construction.

• NPCIL is responsible for the construction

and the commissioning of each of

the six (6) units of the Jaitapur Nuclear

Power Plant, as well as for obtaining all

necessary permits and consents in India,

including the certification of the

EPR technology by the Indian safety

regulator, as the owner and future operator

of the plant; during the construction

phase, NPCIL may benefit from EDF

and its partners’ assistance, notably regarding

the sharing of other EPR project-related

lessons learned.

In line with the “Make in India” and “Skill

India” national initiatives and for the industrial

benefit of the project, EDF and its

partners also aim to encourage the involvement

of India’s industrial sector. In this

spirit, the EDF Group is deploying a strategy

based on:

• in-depth work to identify Indian companies

that could be selected as suppliers

of the project; to date, some 200 companies

have already been pre-qualified;

• the setup of an engineering platform in

India, in particular to carry out part of

the detailed engineering studies and all

execution plans;

• the launch of a pre-feasibility study,

conducted by EDF, I2EN (International

Institute of Nuclear Energy) and VJTI

(Veermata Jijabai Technological Institute),

for the establishment of a centre

of excellence in India aiming to train engineers

and technicians, and to support

the development of the necessary set of

skills for the project.

The socio-economic benefits of the project

for India would be significant, with the

creation of around 25,000 local jobs during

the construction phase for a pair of EPR

units, not to mention tens of thousands of

indirect and induced jobs. Moreover the

operation of the 6 EPR units would create

around 2,700 permanent jobs. The project

would also generate significant economic

benefits for the French nuclear industry

over the entire duration of the project (approximately

15 years), with tens of thousands

of jobs in the hundred or so involved

French companies.

The Jaitapur Nuclear Power Plant project

is a cornerstone of the bilateral cooperation

between France and India: with an

installed capacity of 9.6 GWe, the plant

would be the most powerful in the world;

it would generate up to 75 TWh per year

and cover the annual consumption of 70

million Indian households while avoiding

the emission of 80 million tons of CO 2 per

year*.

Jean-Bernard Lévy, Chairman and CEO of

the EDF Group, said: “The submission of

EDF‘s binding techno-commercial offer for

the Jaitapur project is a major step forward

for the Group and the French nuclear industry.

This key milestone has been

achieved thanks to the trust-based relationship

built over time with our Indian

partner, and the excellent collaboration

and continuous efforts of the EDF and NP-

CIL teams. This is yet another significant

step towards the materialization of this

flagship project for our great nations, and

the establishment of a long-term partner-

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Members´News VGB PowerTech 6 l 2021

ship in the civil nuclear field between both

our leading nuclear industries. As a leader

in low-carbon energy solutions and the

world‘s largest nuclear operator, we are

proud to support India in this major project,

which illustrates the Indian government‘s

determination to achieve 40% CO 2 -

free energy in its mix by 2030, and which

resonates perfectly with the Group‘s company

purpose.”

*Estimate based on a typical carbon dioxide

emission for a coal-fired plant,

equivalent to 1000g CO 2 /kWh. Based on

the average Indian energy mix AIE 2017,

the emissions avoided would be equal to

53 Mt CO 2 /year.

LL

www.edf.com (211801525)

EDP: PivotBuoy floating wind

platform prepares the start of

production tests

EDP: PivotBuoy floating wind platform prepares the start of production tests (Image: EDP).

(edp) EDP participates in a European consortium

that is promoting an innovative

project for the production of clean energy.

Platform will be tested on the high seas, off

the Canary Islands.

The PivotBuoy floating wind platform has

already arrived in the Canaries, after having

successfully completed the assembly

phase, and is now preparing to leave for the

high seas, where it will start testing energy

production. EDP is one of the partner companies

of the European consortium that is

developing this pilot project, led by X1

Wind, and which also has the participation

of DNV, INTECSEA, ESM and DEGIMA and

with the involvement of the research

centers WavEC, PLOCAN and DTU.

With the main objectives of testing and

dimensioning, in a real environment, an

innovative floating structure for the offshore

production of wind power, PivotBuoy

intends to demonstrate that it is possible to

reduce the energy production cost by up to

50%. To this purpose, a system was created

on a 1: 3 scale, to be tested in the Atlantic

Ocean, in the offshore testing center of

PLOCAN, the Canary Ocean Platform.

Like WindFloat, the floating wind farm off

the coast of Viana do Castelo (which came

into operation last year), PivotBuoy aims to

develop a technology that enables offshore

wind production in deep waters, using a

floating solution. In these two cases, the

systems are substantially different, but both

rely on semi-submersible technology on

their platform. On the other hand, this new

solution has the peculiarity of being totally

passive, running around a single mooring

point (the so-called single-point mooring

system) and positioning itself in the direction

of the strongest wind direction.

The PivotBuoy project also seeks to simplify

the logistics chain associated with the

transport and installation of devices at sea,

using smaller and less expensive vessels

and betting on maximizing the number of

operations on land. This innovative solution

also aims to substantially reduce the

quantities of materials to be used on these

platforms, reinforcing the environmental

advantages of these solutions for the production

of clean energy. In addition, by reducing

the weight per installed capacity

(tons per MW), it reinforces the cost reduction

potential of this technology.

The NEW vision for future technology

EDP, through NEW, the research and development

center of the EDP group, focuses

its participation in the project, leading the

work package related to the evaluation of

the cost of energy production of this technology,

the socio-economic impact and the

exploitation plan. Applying the perspective

of a possible end user to the project as a

whole, NEW seeks to assess the technical

and economic viability of PivotBuoy, on a

commercial scale, in the emerging floating

wind power market. This work contributes

to reinforcing the company‘s commitment

as a leader in the energy transition, investing

in renewable generation technologies,

contributing to achieving the carbon neutrality

goals and fulfilling the ambition of

being a 100% green company by 2030.

The choice of the Canary Islands Ocean

Platform to test this technology, is mainly

due to the characteristics of the ocean floor

that are the most appropriate for the type

of anchorage that will be made in this

demonstration project (anchoring by gravity).

The platform is also equipped with

infrastructures that allow for the energy

transport cable to be directly connected

here, which is another factor that contributed

to this choice.

The PivotBuoy concept, developed by X1

Wind, was tested in the laboratory - When

testing in a real environment, the project

will also validate more critical issues related

to assembly, installation, operation and

maintenance techniques.

PivotBuoy is an innovation project financed

at four million euros by the European

Commission‘s H2020 Program.

LL

www.pivotbuoy.eu

www.edp.com (211801531)

EDP collaborates in the world‘s

first best practice guide for

floating solar projects

International working group brought

together 24 major energy companies,

including EDP. The goal is to define the

most efficient and sustainable practices

for floating solar parks.

(edp) EDP is the only Portuguese company

in the international working group that has

defined the first global guide to best

practices for the creation and development

of floating photo-voltaic solar projects. The

group - led by DNV, a consultant specialized

in energy and active in more than 100

countries - has 24 major organizations working

in this energy area, among which are

companies such as EDF, Total, RWE, Acciona,

Equinor and Statkraft.

The energy produced from solar panels

installed in floating structures, such as reservoirs

or lakes, is a developing technology

in several countries and with strong potential

for the production of clean energy,

mainly in areas where there is a shortage of

land available to install. Although it is a

promising technology, there are still a

number of complexities associated with its

installation, development and management

that motivated the creation of this

document of “good practices.”

14


VGB PowerTech 6 l 2021

Members´News

Using the knowledge and experience that

companies like EDP hold in this area, several

recommendations were then defined that

help the promoters of floating solar parks to

develop their projects with maximum efficiency

and minimal environmental impact.

The guide, published this week, recommends

best practices to follow at all stages

of a project, from the location and design of

a solar plant, to technical issues such as

electrical safety, anchoring and mooring of

floating platforms, water quality monitoring

and environmental activities.

EDP is one of the world‘s pioneers in the

floating solar, having developed a pilot project

in Europe at the Alto Rabagão reservoir

in Montalegre, in a location chosen to

test the production of energy in the most

adverse conditions (as a deep vale with

rocky ground and significant variations at

the river levels). With 840 photo-voltaic

panels (about 220 kW), which occupy

2,500 m2 of the water mirror, this pilot

unit was built in 2016 and has successfully

tested the complementarity between solar

energy and water, as well as the environmental

advantages of this new technology.

Given the good results of the project in

the north of the country, EDP is now planning

the installation of a new floating solar

plant at Alqueva‘s reservoir in Alentejo,

with close to 12,000 panels (about 4000

kW). Once again, the objective is to ensure

the production of renewable energy, combining

solar with hydro-power, and reuse

existing infrastructure (such as connection

to the distribution network), always in line

with environmental and sustainability

standards.

On a global scale, this technology is gaining

in size. In 2015, the capacity of floating

solar energy was of only 10 MW, but it accelerated

significantly in recent years - by

the end of 2020, it already totaled 2 GW

and, by 2025, the estimate is that solar projects

could reach a total capacity of 10 GW.

LL

www.edp.com (211801533)

EDP presents investment of

470 million in Asturias for the

energy transition

• The plan includes the first floating wind

farm in Spain for Asturias and Soto de

Ribera as the green battery of the

region. It also promotes projects related

to green hydrogen and energy storage.

(edp) EDP accelerates the energy transition.

The company, which aims to be 100%

green in 2030, announces the first floating

wind farm in Spain for Asturias and promotes

projects related to green hydrogen

and energy storage in the Principality.

These are EDP‘s plans for the autonomous

community, where it wants to contribute

decisively to promoting the generation of

100% renewable energy and favoring industrial

decarbonization.

The plans of the company, which has its

main center for all Spain in Asturias, have

been presented to the President of the Government

of the Principality of Asturias,

Adrián Barbón, by the top managers of energy

in Spain, its president, Manuel Menéndez,

and its CEO, Rui Teixeira.

The directors of the company have presented

to the Asturian president EDP‘s commitment

to the region, where it has been

developing its activity for 20 years, boosting

the economy and generating quality

employment. Now, in the midst of the energy

transition, the company wants to reinforce

its leadership with ambitious projects

related to this transition, associated with

million-dollar investments in which the

support of the administration is key.

EDP has ambitious energy transformation

plans for Asturias, where it could develop

projects worth 470 million euros,

mainly at its Soto de Ribera and Aboño

sites, as well as at the first floating wind

farm in Spain.

Soto de Ribera, the green battery

of Asturias

EDP‘s plans in Soto de Ribera, for which

group 3 has already requested closure authorization,

also involve renewable energies.

The company could turn this site into a

reference center for the storage of renewable

energy and new uses of green hydrogen.

With regard to renewable generation,

EDP has already started the processing of a

mini-hydraulic power plant with hydroscrews

that would take advantage of the

waters of the Nalón, as it passes through

the plant. This installation will be added to

a photo-voltaic park that the company

plans to start on the site‘s grounds.

The renewable energy generated by both

facilities would be poured into the grid to

meet demand. It would allow the production

and storage of green hydrogen, and

the surplus would be stored in two types of

batteries: Lithium Ion and a combination

of RedOx and second-hand batteries - for

example, of vehicles. In addition, EDP is

working on various other projects for the

storage of liquid air to generate electricity.

As for the new uses of green hydrogen,

the company proposes different projects. It

plans to build a hydrogeneration station

-hydrogen gas station- with the aim of contributing

to the decarbonization of passenger

and freight transport; it will promote

the decarbonization of the surrounding

industries; and it will carry out tests in

combined cycles, in a scenario that would

facilitate the replacement of natural gas

currently used by green hydrogen.

Aboño, valley of green hydrogen

The Aboño thermal power plant has been,

for almost 50 years, a guarantee for the stability

of the electricity supply of Asturian

industry. EDP‘s plans include maintaining

this role in the energy transition.

The company, which has announced that

it will stop producing with coal in 2025,

plans to convert this strategic location into

the Asturian valley of green hydrogen. The

technical and market knowledge and the

privileged geographical location of the facility

would guarantee the production and

supply for the Asturian electricity and

green hydrogen industry necessary in its

manufacturing processes.

EDP contemplates the start-up of a photovoltaic

park in the current Aboño facilities,

which, added to the floating offshore wind

farm that the company projects on the Asturian

coast and together with easy access

to water, electrical infrastructures and the

port of El Musel, would allow the necessary

production and storage of green hydrogen

in Aboño.

This green hydrogen could also replace

fossil fuels that are currently used to support

the energy use of iron and steel gases,

a waste that would otherwise be burned in

a flare and be emitted directly into the atmosphere.

Thanks to green hydrogen, this

condition of circular economy and energy

revaluation would be maintained.

LL

www.edp.com (211801530)

enercity: Einigungsvorschlag zum

Kohleausstieg in Hannover

• Stadt Hannover will bis 2035 möglichst

klimaneutral werden und rund 800.000

Tonnen Kohlenstoffdioxid einsparen

• enercity unterstützt Vorhaben und

strebt schnellstmögliche Stilllegung des

Kohlekraftwerks Stöcken an

• Stadt und enercity stellen allein bis

2023 insgesamt 35 Millionen Euro für

CO 2 -mindernde Maßnahmen zur

Verfügung

• enercity-Chefin Zapreva: „Wollen die

Wärmewende nicht nur für, sondern

auch mit den Menschen gestalten“

(enercity) Raus aus der Kohle: Die Stadt

Hannover will die Energiewende vorantreiben

und bis 2035 möglichst klimaneutral

sein. Dem Kohlekraftwerk Stöcken kommt

dabei eine Schlüsselrolle zu. Deshalb soll

es so schnell wie möglich vom Netz gehen

− dieses Ziel strebt auch Betreiber enercity

an. In der aktuellen Diskussion über die

Abschaltung des Kraftwerks liegt nun ein

Vorschlag für eine Vereinbarung auf dem

Tisch, der den Ratsgremien und den Mitgliedern

des Bürger*innenbegehrens „hannover

erneuerbar“ zur Beratung vorgelegt

wird. Das teilt Oberbürgermeister Belit

Onay mit.

Demnach erklärt sich Energiedienstleister

enercity bereit, nachprüfbar so früh wie

möglich das Kohlekraftwerk stillzulegen –

angestrebt wird das Jahr 2026. Ein weiterer

Kernpunkt des Vorschlags ist, dass die

Stadt und enercity für die Jahre 2021 bis

2023 den Menschen in Hannover insgesamt

35 Millionen Euro zur Verfügung stel-

15


Members´News VGB PowerTech 6 l 2021

len, um CO 2 -mindernde Maßnahmen zu

finanzieren. Dazu zählen eine Initiative

zum Ölheizungstausch, eine Anschlusspflicht

für bisher fossile Heizanlagen ans

Fernwärmenetz (bei Neubauten oder Anlagentausch

bei Bestandsbauten), eine

Heizungseffizienz-Offensive sowie der

Plan, den ersten Block im Kohlekraftwerk

nach Möglichkeit ein Jahr früher als geplant,

also 2024, stillzulegen. Mit diesem

Bündel an Maßnahmen soll es gelingen,

bis 2035 rund 800.000 Tonnen Kohlendioxid

einzusparen. Dies entspricht mehr als

der Hälfte des CO 2 -Ausstoßes für das Kohlekraftwerk

in seiner bisher geplanten

Laufzeit bis 2030. Die Vereinbarung sieht

ferner vor, dass der Oberbürgermeister einen

Beirat mit Teilnehmer*innen vom Bürger*innenbegehren,

der Stadtverwaltung

und von enercity einberuft, um für alle Beteiligte

Transparenz über die Umsetzung

vereinbarter Maßnahmen herzustellen.

„Intensive und konstruktive Beratungen“

Für die Landeshauptstadt haben neben

dem Oberbürgermeister die Wirtschaftsund

Umweltdezernentin Sabine Tegtmeyer-Dette

sowie Finanzdezernent Dr.

Axel von der Ohe den Einigungsvorschlag

mit der enercity AG sowie mit Vertreter*innen

des Bürger*innenbegehrens

„hannover erneuerbar“ verhandelt. „Die

Beratungen waren intensiv und sehr konstruktiv“,

wie Belit Onay betont. „Alle Beteiligten

einte das gemeinsame Ziel, den

Kohleausstieg so schnell wie möglich zu

vollziehen, um einen wirksamen Beitrag

für mehr Klimaschutz zu leisten. Dieser

Kompromissvorschlag verbindet das Notwendige

mit dem Machbaren. Die Landeshauptstadt

macht vor, wie der Kohleausstieg

und eine klimafreundliche Wärmeversorgung

auf kommunaler Ebene gelingen

können. Wir schlagen vor, dafür die

erforderliche Anschubfinanzierung zu

leisten. Ich setze darauf, dass dieser Kompromiss

tragfähig ist.“

„Von dem Bündel an Maßnahmen profitieren

unsere Kundinnen und Kunden heute,

aber vor allem die Generationen von

morgen. Diese tragfähige Lösung war möglich

durch offenen und konstruktiven Dialog

und genau diesen wünsche ich mir

auch mit den Bürgerinnen und Bürgern in

Hannover im Rahmen der Genehmigungsprozesse

für die 10 bis 14 neuen Anlagen,

die in den kommenden Jahren gebaut werden.

Für uns ist und bleibt wichtig, die

Wärmewende nicht nur für die Menschen,

sondern auch mit den Menschen zu gestalten

− und zwar nachhaltig, leistbar und

zuverlässig“, sagt enercity-Vorsitzende Dr.

Susanna Zapreva.

Die vorgelegten Maßnahmen sind auch

deshalb für die Bürger*innen der Landeshauptstadt

von hoher Bedeutung, weil

durch den CO 2 -Preis die Kosten für Heizöl

und Erdgas kontinuierlich steigen werden.

Die Orientierung auf Fernwärme und

Wärmepumpen als Alternativen fördert damit

genau die Wärmeträger, die in Zukunft

für die Verbraucher*innen preiswerter sein

werden.

„Finanzielle Unterstützung von Bund

und Land notwendig“

Wenn alle Beteiligten dem Kompromiss

zustimmen, wird er durch einen Beschluss

des Rates sowie durch einen Vertrag zwischen

enercity und der Landeshauptstadt

in einen rechtsverbindlichen Rahmen

überführt. Nach dem Ratsbeschluss wird

das Bürger*innenbegehren „hannover erneuerbar“

keine weiteren Unterschriften

mehr sammeln und bei der Landeshauptstadt

einreichen. Die Initiative hatte sich

im Januar 2021 mit der Forderung gegründet,

in der Satzung von enercity verbindlich

festzulegen, dass das Kohlekraftwerk

in Stöcken schon 2026 abzuschalten ist

und möglichst bald auch auf Gas zu verzichten.

„Wir freuen uns sehr darüber, dass ein

Einigungsvorschlag erreicht wurde, mit

dem der Ausstieg aus der Kohleverbrennung

nun blockweise für 2024 und 2026

angestrebt wird und zugleich noch weitere

Maßnahmen anderer Bereiche der Wärmewende

voranbringen sollen. Es ist

großartig, dass dieses Ziel nun mit aller

Kraft vorangetrieben werden könnte –

und zwar gemeinsam. Es wäre ein großer

Erfolg für den Klimaschutz in Hannover,

wenn es gelingen würde, eine so breite Basis

zu schmieden für diese wichtige Weichenstellung

auf dem Weg Richtung Klimaneutralität

der Landeshauptstadt in

2035“, sagt Johanna Gefäller von hannover

erneuerbar.

„Wie schnell die Landeshauptstadt aus

der Kohle aussteigt, hängt auch davon ab,

wie aufwändig die Grundstückssuche und

die Genehmigungsverfahren für Ersatzanlagen

sind und ob es absehbar finanzielle

Unterstützung vom Bund oder vom Land

für die Umstellung auf alternative Energien

gibt“, erklärt Belit Onay. Der Kohleausstieg

in Hannover kostet einen dreistelligen

Millionenbetrag, allein enercity investiert

mehr als 500 Millionen Euro.

Erst vor wenigen Tagen hatte Hannovers

OB ein Schreiben an das Bundeskanzleramt

mit der Forderung gerichtet, der Bund

müsse die Kommunen bei der Energiewende

stärker unterstützen.

LL

www.enercity.de (211801542)

eine: Meilenstein der

Energiewende in Chemnitz:

Motoren für neue eins-

Heizkraftwerke sind da

(eins) Die Umgestaltung der Energieerzeugung

in Chemnitz durch eins hat bereits

seit einigen Jahren Fahrt aufgenommen –

in den letzten Wochen sogar im wahrsten

Sinne. Seit Anfang März 2021 wurden die

im Bau befindlichen Motorenheizkraftwerke

(MHKWs) in Altchemnitz auf der Südstraße

und am Standort Nord auf der Blankenburgstraße

mit hochmodernen Gasmotorenmodulen

bestückt.

„Wir sind sehr glücklich, dass nun alle

zwölf Module angeliefert sind. Für uns ist

das ein wahrer Meilenstein in der Chemnitzer

Energiewende“, freut sich Roland Warner,

Vorsitzender der eins-Geschäftsleitung,

beim Pressetermin am 18. Mai. Dort

wurde auf dem Kraftwerksgelände Nord

der letzte Motor von MAN Energy Solutions,

die als Generalunternehmer für Planung,

Errichtung und Inbetriebnahme der

beiden Motorheizkraftwerke verantwortlich

sind, vor das Gebäude gerollt. Alle anderen

Module wurden bereits in ihren Bestimmungsort

eingebracht.

Bis Ende 2022 sollen die beiden neuen

Motorenheizkraftwerke in Betrieb gehen

und damit die Voraussetzung für den Kohleausstieg

schaffen. Mit den beiden MH-

KWs gestaltet eins die Energieerzeugung

zukünftig noch umweltschonender und

deutlich flexibler. Die mit Methan betriebenen

MHKWs können Erdgas, Biogas, synthetisches

Gas und bis zu 20 Prozent Wasserstoff

im Gasgemisch verbrennen.

„Wir freuen uns sehr, dass wir zur emissionsarmen

Strom- und Wärmeversorgung

der Stadt Chemnitz beitragen können“,

sagt Dr. Uwe Lauber, Vorstandsvorsitzender

bei MAN Energy Solutions. Und weiter:

„Gasbetriebene Kraftwärmekopplungs-Anlagen

sind eine wichtige Brückentechnologie

für eine erfolgreiche Energiewende.

Denn Gasmotoren-Kraftwerke sind mit Gesamtwirkungsgraden

jenseits der 90 Prozent

hocheffizient und emissionsarm. Die

Motoren können zudem perspektivisch für

den Betrieb mit klimaneutralem, synthetischen

Erdgas aus Wasserstoff ertüchtigt

werden, sobald dieses zur Verfügung

steht.“

Am Standort Heizkraftwerk Chemnitz

Nord entsteht ein Motorenheizkraftwerk

mit insgesamt sieben Motormodulen, einer

thermischen Leistung von circa 80 MW

und einer elektrischen Leistung von circa

88 MW. Das typgleiche Motorenheizkraftwerk

in Altchemnitz wird aus fünf Modulen

bestehen und erreicht eine thermische

Leistung in Höhe von mindestens 55 Megawatt

und eine elektrische Leistung von

etwa 63 MW.

16


VGB PowerTech 6 l 2021

Members´News

Herzstück der Anlagen sind 12 riesige

Motorenmodule bestehend aus Motor, Generator

und Turbolader. 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

wurden sie logistisch herausfordernd einzeln

auf Schwerlasttransportern, deren Gesamtlänge

bei fast 38 Metern, einer Breite

von 3,60 Metern und 4,40 Metern Höhe

lag. Bei einer einzelnen Motoranlieferung

rollten sage und schreibe 179 Tonnen über

die Straßen.

LL

www.eins.de (211801549)

EnBW: Maschinenrevision im

Wasserkraftwerk Hirschhorn steht

kurz vor ihrem Abschluss

• Neue Turbine in Kürze einsatzbereit

(enbw) Die Neckar-AG hat ihre Revisionsarbeiten

im Wasserkraftwerk Hirschhorn

so gut wie abgeschlossen. Damit geht ein

vierjähriges Projekt zu Ende, in dessen Verlauf

die beiden Turbinen mitsamt Getriebe

und Generator komplett demontiert, überholt

und wieder eingebaut wurden. Bei der

Gelegenheit war die zweite Maschine beim

Hersteller in Herbrechtingen so umgebaut

worden, dass das Gefahrenpotenzial für Fische

erheblich reduziert ist. Außerdem

wurde im Zuge der Arbeiten die Elektround

Leittechnik erneuert.

Blick aus dem Saugschlauch auf das Herzstück

der Turbine, das neue Laufrad mit ca. 3 m

Durchmesser (Bild: EnBW/C. Schnabel)

Aufmerksame Beobachter werden bemerkt

haben, dass die Einlaufschütze der

wehrseitigen Turbine in den zurückliegenden

Tagen zeitweise wieder geöffnet waren

und Wasser in die Turbinenkammer einließen.

Seit Ende April ist dort die so genannte

nasse Inbetriebnahme der zweiten Turbine

durchgeführt worden. So bezeichnen

die Fachleute die Inbetriebnahme unter

realen Bedingungen zur Kontrolle des korrekten

technischen Betriebs. Dabei wird

die neu überholte Maschine zum ersten

Mal mit Wasser betrieben. Der Test ist insgesamt

erfolgreich verlaufen. In den kommenden

Tagen werden jetzt nur noch letzte

Feinjustierungen vorgenommen. Die Arbeiten

sollen noch im Laufe dieses Monats

abgeschlossen werden.

Technisch ist dann alles bereit für die

Wiederaufnahme einer treibhausgasfreien

und regenerativen, dezentralen Stromerzeugung.

Fehlt nur noch das Okay

vom Regierungspräsidium Darmstadt. Die

bisherige Betriebserlaubnis für das Wasserkraftwerk

Hirschhorn war zum Jahresende

2020 ausgelaufen. Aktuell arbeiten

die Ingenieure der EnBW gemeinsam mit

dem Umweltbereich des Unternehmens

und externen Fischökologen mit Hochdruck

an der Beantwortung zusätzlicher

Detailfragen, welche die Behörde zur abschließenden

Beurteilung des Hauptantrags

von Oktober 2020 ergänzend gestellt

hat. Es dürfte aber unwahrscheinlich

sein, dass eine Betriebserlaubnis noch im

ersten Halbjahr dieses Jahres erteilt wird.

Solange steht das Kraftwerk noch – quasi

in den Startlöchern.

Das Wasserkraftwerk Hirschhorn wird von

der Neckar AG, einem 82-prozentigen Tochterunternehmen

der EnBW, betrieben und

unterhalten. Die Anlage stammt aus den

1930er Jahren und verfügt über zwei Maschinen.

Eine Erneuerung der Maschinensätze

in der Wasserkraftanlage wurde in den

1990er Jahren durchgeführt. Mit einer installierten

Leistung von fünf Megawatt liefert

die Anlage Strom aus erneuerbarer Energie

für rund 7.000 Haushalte jährlich.

LL

www.enbw.com (211801553)

ENGIE puts forward a decarbonization

metric and makes it public,

innovating in the service of

companies and the public sector

(engie) ENGIE has developed a robust methodology

to objectively measure the

decarbonization of both the private and

public sector. Fulfilling a need for standardization

and shared in the public domain,

this innovation will boost and develop the

market for decarbonization products and

services.

ENGIE offers products and services that

allow its clients to reduce their carbon footprint.

Today, carbon performance has an

economic and environmental value, and

this initiative aims to quantify it objectively.

To this end, the Group has developed a

methodology based on its experience in

the decarbonization of its clients, both

public and private. This tool complements

and goes beyond the concept of carbon

footprint. ENGIE’s aim is for this metric to

be directly usable by the widest possible

range of players. By providing quality information,

it will help to boost the emerging

decarbonization market. By clearly

demonstrating the creation of economic

and environmental value, it will be a factor

in increasing investment and innovation.

To meet this need, ENGIE has identified 6

major guiding principles for such a measurement

system and has produced a detailed

guide. The Group – supported by

experts from the business world and civil

society, such as SUEZ, Entreprises pour

l’Environnement (EpE), the Solar Impulse

Foundation, the World Business Council

for Sustainable Development (WBCSD) – is

now sharing this tool in the public domain

so that it can serve as a starting point for a

future international standard, intended to

become the common measurement system

for decarbonization.

“With this jointly-developed tool, we are

laying the foundation for a common measurement

system that will, I hope, become a

cross-sectoral and international standard.

We are now calling on other companies

and organizations that share our conviction

to join this initiative. In 2020, ENGIE

already contributed to avoiding the emission

of around 20 million tons[1] of CO 2

through the application of its main decarbonization

products and solutions,” said

Cécile Prévieu, ENGIE’s Executive Vice

President in charge of client solutions.

To build on this initial work with experience

from other industries and civil society,

ENGIE is inviting all interested companies

and organizations to join this initiative. A

working group, named “Climate Value Accounting

for products, technologies and

services” co-founded by ENGIE, is being set

up within the WBCSD to broaden and scale

up the initiative through a collaborative

approach within different sectors.

LL

www.engie.com (211801559)

ESB and dCarbonX to partner on

green hydrogen storage

development

(esb) ESB and dCarbonX have signed a

Memorandum of Understanding for the

joint assessment and development of Irish

offshore green hydrogen subsurface storage.

This partnership represents another

milestone in Ireland’s emerging hydrogen

economy as part of its transition to a

low-carbon future.

Under this agreement, ESB and dCarbonX

will work together on licensing, environmental

studies, site selection, project

sanctioning, offshore infrastructure development,

commissioning and operations in

areas that are adjacent to ESB’s existing

and planned future infrastructure.

This partnership covers all subsea energy

storage offshore in Ireland and will also

support the creation of a proposed new

‘Green Hydrogen Valley’ centred around

the Poolbeg peninsula in Dublin, which

will enable green hydrogen production and

storage that can be used to decarbonise

heavy transport, shipping, industry and

power generation.

17


Members´News VGB PowerTech 6 l 2021

Padraig O’Hiceadha, ESB Strategy Manager,

Generation and Trading, said: “ESB

recognises that hydrogen produced from

renewable electricity will play a significant

role in the decarbonisation of many sectors.

To that end, we plan to use our existing

capabilities and future renewable

growth to become a leading player in large

scale renewable hydrogen production,

thereby enabling renewable electricity, in

the form of electrons or green molecules,

to meet the energy requirements of Ireland’s

future zero-carbon economy. We are

proud to partner with dCarbonX to develop

the many opportunities in this emerging

industry.”

Ireland’s clean energy transition requires

a balance of solutions which includes the

production of green hydrogen. When wind

farms produce more electricity than can be

used, the excess renewable electricity can

be converted into green hydrogen - without

producing greenhouse gas emissions -

and stored as a fuel to be later used for

when the wind isn’t blowing.

Tony O’Reilly, dCarbonX CEO, said: “The

large-scale underground storage of green

hydrogen is the critical element to Ireland

fully exploiting its significant indigenous

wind energy resources both for domestic

consumption and overseas export. Our

partnership with ESB leverages on our core

subsurface capabilities, offshore operating

expertise and project management skills to

deliver the required subsurface energy

storage solutions. We are excited to be

working with a company of the calibre of

ESB on this significant energy transition

project which is of Irish and European strategic

importance.”

The large-scale storage of green hydrogen

is a cornerstone of future low carbon, resilient

and reliable energy sectors. Storing

green hydrogen at scale in subsurface offshore

caverns is a safe and cost-effective

solution, enabling the large-scale deployment

of intermittent renewable energy

whilst also improving national security of

supply and reducing system energy losses.

LL

www.esb.ie (211801608)

www.dcarbonx.com

Eskom: Kusile Unit 3 achieves

commercial operation, bringing

half the project to completion

(eskom) Eskom is pleased to announce

that this week Unit 3 of the Kusile Power

Station achieved commercial operation

status. This brings to three the number of

generation units that have achieved commercial

status at the project, generating a

maximum 2 400MW to support the South

African power grid. Bringing the 800MW

unit to commercial status means construction

activity has come to an end on half the

eMalahleni, Mpumalanga project.

The achievement of this milestone follows

two years of rigorous testing and optimisation

since the unit was first synchronised

into the national grid in April 2019.

This significant milestone marks the contractual

handover of the unit from the principal

contractors under the Group Capital

Build project unit to the Generation division.

“Bringing this unit to commercial operation

is a major milestone for Eskom and the

employees involved in the project, who are

working hard to ensure Eskom fulfils its

promise of bringing stability to the power

system,” said Bheki Nxumalo, Eskom’s

Group Executive for Capital Projects.

The construction, testing and optimisation

activities on the remaining three units,

some of which are currently providing intermittent

power to support the grid, are

progressing well.

Commercial Operation status is conferred

on generation units that have met

the requirements for full technical, statutory,

safety and legal compliance.

Eskom is proud of its team at Kusile who

have delivered this third unit with extreme

dedication, and working under challenging

conditions during periods of loadshedding

and the COVID-19 restrictions. Over the

years, the team has worked hard for long

hours together with execution partners to

ensure that testing activities are done thoroughly

and successfully.

Kusile is the first power station in South

Africa and Africa to use wet flue gas desulphurisation

(WFGD) technology. WFGD is

the current state-of-the-art technology

used to remove oxides of sulphur (SOx),

for example, sulphur dioxide (SO2), from

the exhaust flue gas in power plants that

burn coal or oil. Eskom is fitting WFGD to

the Kusile plant as an atmospheric emission

abatement technology, in line with

current international practice, to ensure

compliance with air quality standards and

its commitments to some of the funders of

the project.

LL

www.eskom.co.za (211801614)

EVN: Kleinwasserkraftwerk

Aspang – bewährte Tradition

seit 120 Jahren

• Seit 120 Jahren erzeugen die zwei

Francis Spiralturbinen

umweltfreundlichen und sauberen

Strom für rund 150 Haushalte in der

Region

(evn) Ein perfektes Beispiel für die lange

Lebensdauer von Wasserkraftwerken ist

das 1901 in Betrieb genommene Kleinwasserkraftwerk

Aspang. Seit 120 Jahren erzeugen

die zwei Francis Spiralturbinen

umweltfreundlichen und sauberen Strom

für rund 150 Haushalte in der Region – und

das rund um die Uhr.

Das Krafthaus – das Herzstuck des

Kleinwasserkraftwerks © EVN Veith

Niederösterreich hat eine große Tradition

in der Nutzung der Wasserkraft. Durch die

topografischen Gegebenheiten und die

Größe der niederösterreichischen Fließgewässer

sind in Niederösterreich hauptsächlich

Kleinwasserkraftwerke im Einsatz.

Diese sind eine wichtige Energiequelle für

Niederösterreich. „Kleinwasserkraftwerke

wie hier in Aspang leisten einen wichtigen

Beitrag zur regionalen Stromerzeugung

und den Klimaschutz“, erzählt EVN Sprecher

Stefan Zach. „Wenn man sich die historischen

Fotos des Kraftwerks ansieht und

mit den heutigen Aufnahmen vergleicht

erkennt man nur wenig Unterschiede. Ein

Beweis für die Beständigkeit dieser Form

der Energiegewinnung.“

LL

www.evn.at (211801625)

Bild 4: Die zwei Francis Spiralturbinen

erzeugen seit 1901 Strom aus

umweltfreundlicher Wasserkraft © EVN Archiv

18


VGB PowerTech 6 l 2021

Members´News

Fortum installs innovative battery

solution at Landafors hydropower

plant in Sweden

(fortum) In development collaboration,

Fortum, Volvo Cars and Comsys have created

an innovative battery solution that is

now being installed at Fortum’s Landafors

hydropower plant on the river Ljusnan in

Sweden. The solution will also use batteries

from plug-in hybrid cars and other batteries

to extend the life of the hydropower

turbines and the batteries themselves.

The purpose is to improve the ability to

offer fast frequency reserve regulation to

the power markets. The pilot also aims to

find out how much capacity the batteries

need to have left to function in this new

“second life” role, where response time is

so important.

Today the Nordic electricity market is primarily

balanced with CO 2 -free hydropower

production, which has the ability to regulate

electricity over the course of a few seconds

to several months. However, there is

sometimes a need in the power system for

faster and more flexible regulation than

what the hydropower plant’s turbines can

handle. This need will become more common

as more weather-dependent production,

primarily wind power, enters the system.

Using batteries that can react in milliseconds,

followed up by the turbines’ slower

build-up, will improve the hydropower

plant’s ability to meet these future demands

in the electric grid.

This is Fortum’s second pilot project using

batteries as energy storage at its hydropower

plant. In Landafors, a number of out-ofservice

batteries from Volvo Cars plug-in

hybrids are used. Even if the batteries no

longer have enough capacity to function in

a vehicle, they can still be useful in electrical

storage. A total of 48 batteries will be

connected with a combined storage capacity

and power of 1 MW/250 kWh. The solution

is developed and built by the power

electronics specialist Comsys, a cleantech

company in Lund, Sweden.

“Our goal is to use and test a variety of

modern battery solutions to improve the

functionality of our energy system. It is a

high priority for us,” says Toni Kekkinen,

Vice President, Hydropower at Fortum’s

Generation division.

“This solution of using batteries that no

longer serve their original purpose is an

important opportunity. Extending the life

of these batteries before their material is

recycled has major positive effects on both

the environment and the economy. It

strengthens renewable hydropower’s role

in the energy system.”

“Volvo Cars has big ambitions with regards

to the circular economy and we are

putting great effort in finding new business

models that enable us to maximise battery

usage over the course of their entire life cycle.

This project is in line with those objectives

and will offer us new insight about the

batteries’ lifespan and how they can be

used outside of our cars,” says Susanne

Hägglund, Head of Volvo Car Service Business.

To contribute to a sustainable battery value

chain and to lower the environmental

impact of batteries, Fortum also offers the

possibility to recycle lithium-ion batteries

and recover the scarce metals by applying

low-CO 2 recycling technology.

LL

www.fortum.com (211810836)

Fortum involved in testing valve

produced using 3D printing

technology in Olkiluoto

(fortum) Fortum and Teollisuuden Voima

Oy (TVO) carry out a joint test of the first

valve featuring a 3D printed housing at the

Olkiluoto nuclear power plant. The supplier

of the valve housing is Neles Finland

Oy. The valve is installed by TVO.

The 3D printed valve housing, as well as

any other 3D components available in the

future, provides us with an alternative in a

situation where the number of suppliers for

nuclear power plants is being reduced. This

gives us the possibility to produce a unique

component by printing it ourselves, explains

Life Cycle Management Engineer

Dino Nerweyi from TVO.

Fortum, for its part, wishes to contribute

to the possibility of utilising 3D printing in

the manufacture of safety-classified components

for nuclear power plants, in particular.

When a component no longer is directly

available from manufacturers, 3D

printing may offer significant cost savings,

says Design Engineer Tomi Räihä from Fortum.

According to Nerweyi and Räihä, both the

technology and knowledge of 3D materials

have evolved to a sufficient degree to allow

the use of 3D printing also in the nuclear

power industry. Field tests provide a lot of

valuable information on whether 3D printing

could be used in the future to produce

components with considerably shorter delivery

times.

The size of the valve housing 3D printed

for the project is 20 x 40 centimetres. The

printer itself is the size of an SUV.

LL

www.fortum.com (211810835)

HELEN: Gigantic heat caverns in

Mustikkamaa have now been

filled with water

• The filling of underground heat caverns

in Mustikkamaa with water has been

completed,.

(helen) Helen started to fill the heat caverns

with tap water in early December.

The filling of the caverns took more than

three months due to their enormous total

volume of 320 million litres. The caverns

have such a large capacity that filling them

from an ordinary kitchen tap would have

taken more than 50 years.

The current estimated temperature of the

water storage facility is about +30 degrees.

Slow heating of the bedrock has started,

and actual heating of water in the heat cavern

will start in April. The aim is to connect

the heat caverns into the current district

heating system of Helsinki in July.

The heat caverns balance the consumption

peaks in the district heating network

throughout the year. For example, waste

heat from waste waters and properties can

be stored in the heat cavern and released

for use as and when required. In future, the

temperature of the water in the heat cavern

will vary between +45 and +100 degrees

according to usage situation.

Helen is proceeding fast towards a carbon-neutral

future, and the underground

heat caverns are an important step on this

path. The use of old oil caverns as an energy

storage facility is a good example of

Finnish innovation that is unique even on a

global scale. The emission-free energy system

of the future is made up of many pieces,

and storage is an important element in

the system. The heat caverns support all

heat production forms, says Helen’s Director

Timo Aaltonen.

Carbon-neutral production is also currently

built at Helen’s heating and cooling

plant in Sörnäinen with the arrival of two

new heat pumps. A seawater heat pump

and a bioenergy heating plant are being

built in Vuosaari. The construction of the

geothermal heating plant in Ruskeasuo

will start this spring. Helen is also investigating,

for example, waste heat from the

Kilpilahti industrial area and extensive utilisation

of seawater heat pumps.

Facts

The heat contained in the water in the

Mustikkamaa cavern heat storage facility

corresponds to the heating of 25,000

one-bedroom apartments all year round.

Heat will not escape from the heat caverns

because the bedrock that is tens of metres

deep acts as an excellent insulator.

The rock caverns will decrease Helen’s

carbon dioxide emissions by 21,000 tonnes

per year.

LL

www.helen.fi (211801629)

19


Members´News VGB PowerTech 6 l 2021

Helen’s new wind power farm will

be built together with clients

(helen) As a result of an agreement signed

by the real estate asset management company

Sponda and Helen, 100% of the electricity

consumption of Sponda’s properties

will be covered with emission-free wind

power. The agreement supports Sponda’s

objective of carbon neutrality.

It is great that together with Sponda, we

can promote a carbon-neutral future. We

want to offer our customers services that

renew the energy sector. The Lakiakangas

3 wind farm is a good example of a solution

in which customers can buy wind power

also in larger shares of the power plant‘s

production. The model is already in use

when selling solar power; now we are also

bringing it into wind power, says Anu-Elina

Hintsa, Director of Sales and Customer

Service at Helen.

Wind power is one of the most

environmentally friendly way

to generate electricity

From 2022 onwards, the wind power

used by Sponda will be generated at Helen’s

new Lakiakangas wind farm, which

will be constructed in Ostrobothnia. The

agreement between Sponda and Helen

covers 50% of Sponda’s total electricity

consumption. The rest of the required electricity

will be obtained from other Nordic

wind farms. The electricity is ensured to be

generated by wind power through guarantees

of origin, which are issued to electricity

that is produced from renewable energy

sources.

Wind power is renewable and emission-free

energy, and it plays an important

role in the achievement of climate targets.

In addition, it contributes to domestic energy

self-sufficiency. As a major operator in

the real estate sector, we have the opportunity

and duty to support the work to mitigate

climate change. It is great that we can

advance the achievement of our sustainability

targets together with Helen, says

Pirkko Airaksinen, Sustainability Manager

at Sponda.

The new wind power agreement supports

Sponda’s goal of emission-free electricity

supply.

Facts

• Lakiakangas 3 will consist of 20 wind

turbines, with a power output of 86

MW.

• The foundation work started in summer

2020.

• Energy generated by the new wind farm

will be available to Helen’s customers in

2022.

LL

www.helen.fi (211801631)

Hauptversammlung: Mainova

investiert nachhaltig in die Zukunft

• Gutes Geschäftsergebnis 2020 in einem

außergewöhnlichen Jahr

• Sondereffekte wirken Auswirkungen

der Covid-19-Pandemie entgegen

• Mainova investiert bis 2025 eine

Milliarde Euro für ihre Kunden, die

Stadt Frankfurt und den Klimaschutz

• Oberbürgermeister Feldmann und

Vorstandsvorsitzender Dr. Alsheimer:

„Anspruch, erste Wahl für

Energielösungen zu sein“

(mainova) Anlässlich der virtuellen Hauptversammlung

der Mainova AG betonte der

Mainova-Aufsichtsratsvorsitzende und

Frankfurts Oberbürgermeister Peter Feldmann

die Leistungsfähigkeit des regionalen

Energieversorgers: „Mainova hat im

letzten Jahr trotz der großen Herausforderungen

durch die Covid-19-Pandemie mit

einem bereinigten Ergebnis (EBT) von 160

Millionen Euro ein historisch hohes Geschäftsergebnis

erzielen können. Der erneut

hohe Wertbeitrag für die Stadt Frankfurt

und die hohen Investitionen in die

Energieinfrastruktur kommen nicht zuletzt

den Bürgerinnen und Bürger zugute. Diese

außerordentliche Leistung des Frankfurter

Energieversorgers wurde ermöglicht durch

das große Engagement der mehr als 2.850

Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter, die rund

um die Uhr die Energie- und Wasserversorgung

über das mehr als 14.000 Kilometer

umfassende Leitungsnetz sicherstellen.

Die zuverlässige Versorgung Frankfurts mit

Energie und Wasser gewährleistet das dynamische

Wachstum unserer Metropolregion“,

sagte er bei seiner Begrüßung. „Unternehmen,

Anteilseignerinnen und Anteilseigner

und alle Bürgerinnen und Bürger

können sich auf Mainova verlassen.

Dies ist gerade in der aktuell schwierigen

Zeit von enormer Bedeutung.“

Mainova blickt auf ein außergewöhnliches

Geschäftsjahr 2020 mit großen Herausforderungen

zurück. Dieses schloss das

Unternehmen mit einem bereinigten Ergebnis

(EBT) von 160 Millionen Euro ab.

Belastungen aufgrund der Auswirkungen

der Covid-19-Pandemie und einer wärmeren

Witterung wirkten dabei vor allem

zwei positive Sondereffekte entgegen: der

Verkauf der Anteile an der Gas-Union

GmbH sowie die Neubewertung der Gaskraftwerke,

nachdem das Gaskraftwerk Irsching

im vergangenen Jahr wieder für den

Strommarkt produzieren konnte.

In seiner Rede hob der Mainova-Vorstandsvorsitzende

Dr. Constantin H. Alsheimer

das Engagement des Unternehmens

für seine Kunden, die Stadt Frankfurt

und den Klimaschutz hervor. Bis 2025 investiert

Mainova demnach eine Milliarde

Euro „für die Zukunftssicherheit, die Lebensqualität

und die Versorgungssicherheit

des Lebens- und Wirtschaftsraums

Frankfurt Rhein-Main. Das ist ein starkes

Bekenntnis zur Region und unterstreicht

unseren Anspruch, erste Wahl für Energielösungen

zu sein“, sagte Dr. Alsheimer.

Rund 300 Millionen Euro investiert das

Unternehmen allein für den Umbau des

Heizkraftwerks West von Kohle- auf Gasbetrieb,

der bis 2026 abgeschlossen sein soll.

Dr. Alsheimer: „Dabei wird nicht nur ein

mustergültiges und hocheffizientes Kraftwerk

entstehen, sondern es wird auch auf

den Einsatz von CO 2 -freien Gasen wie beispielsweise

klimaneutral erzeugtem Wasserstoff

vorbereitet sein. Wir vollziehen

damit den Ausstieg aus der Steinkohle

rund zwölf Jahre früher als aktuell von der

Bundesregierung vorgesehen“. Infolge der

Umrüstung können dann jährlich rund

400.000 Tonnen CO 2 gegenüber einem

Durchschnittsjahr eingespart werden.

Gleichzeitig kündigte Dr. Alsheimer an,

die zuverlässige und umweltschonende

Fernwärme vor allem im Frankfurter Osten

entlang der Hanauer Landstraße bis zum

Biomassekraftwerk Fechenheim weiter

auszubauen. Mit der künftigen Einbeziehung

von Biomasse, aber auch von Wasserstoff,

erneuerbaren Energien und Abwärme

in das Fernwärmesystem setze Mainova

„nicht nur technologisch, sondern auch

bezüglich des Klimaschutzes neue Wegmarken.“

Darüber hinaus kündigte der Vorstandsvorsitzende

an, die erneuerbaren Energien

weiterhin stark auszubauen. Für die Windund

Solarparks der Mainova war bereits

2020 ein besonders gutes Jahr mit dem bisher

besten Ergebnis in dem entsprechenden

Segment.

In diesem Zusammenhang verwies Dr. Alsheimer

auch auf die Wiederinbetriebnahme

des Gaskraftwerks Irsching, das er als „eines

der effizientesten Kraftwerke Europas und

herausragender Ermöglicher der Energiewende“

bezeichnete. „Von Beginn an haben

wir an dessen nachhaltigen Markterfolg geglaubt“,

erklärte Dr. Alsheimer.

Vor dem Hintergrund erneuerte Dr. Alsheimer

seine Kritik an der Fusion von RWE

und E.ON, gegen die Mainova vor dem Europäischen

Gericht klagt: „Mit dem RWE-E.

ON-Deal entsteht ein anorganisch gewachsenes

Oligopol aus nationalen Champions

mit marktdominanter Stellung. Dadurch

wird der faire Wettbewerb konterkariert –

verbunden mit erheblichen Nachteilen für

die lokalen und regionalen Energieversorger

und den Verbraucher“, betonte Dr. Alsheimer.

Als gutes und wichtiges Instrument lobte

er die Einführung des CO 2 -Zertifikatehandels

sowie das auf politischer Seite inzwischen

„sehr viel höhere Maß an Offenheit

für sämtliche Technologien zur Bewältigung

der Energiewende“. Dies zeige sich

zum Beispiel an der Förderung von Wasserstoff,

der für zahlreiche Einsatzbereiche

und als einer der wirtschaftlichsten Ener-

20


VGB PowerTech 6 l 2021

Members´News

giespeicher prädestiniert sei. „Die Marktteilnehmer

sollten frei sein, die jeweils beste

und günstigste Technologie zur Erreichung

der energiepolitischen Ziele zu nutzen.

Wir sind überzeugt, dass dies zu

größtmöglicher Effizienz, Akzeptanz und

Geschwindigkeit bei der Reduktion der

Treibhausgase führt“, betonte Dr. Alsheimer

in diesem Kontext.

Ausblick

Insgesamt blickt der Vorstand der Mainova

positiv nach vorn, plant aber auch vor

dem Hintergrund der nicht absehbaren

Auswirkungen der Covid-19-Pandemie für

das laufende Geschäftsjahr mit einem bereinigten

EBT, das unter dem Niveau des

Vorjahres liegt.

Abschließend betonte Dr. Alsheimer:

„Wie auch immer sich die Pandemie entwickelt:

Die Mainova AG bleibt ein starker

Partner: für unsere Kundinnen und Kunden,

für unsere Anteilseignerinnen und

Anteilseigner, für die Region Frankfurt

Rhein-Main und für unsere Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter.“

Die Rede des Mainova-Vorstandsvorsitzenden

Dr. Constantin H. Alsheimer findet

sich im Internet unter

LL

www.mainova.de/

www.youtube.com/mainova.

(211801636)

Perspektiven für die Lausitz:

Energieunternehmen E.DIS,

enviaM und LEAG arbeiten künftig

bei Aus- und Weiterbildung in der

Region zusammen

(leag) Die Energieunternehmen E.DIS, enviaM

und LEAG stärken die Lausitz. Die

drei Gesellschaften haben eine Zusammenarbeit

bei der industriellen Aus- und Weiterbildung

in der Region beschlossen. Ziel

ist es, den notwendigen Bedarf an Fachkräften

gemeinsam in der Lausitz und für

die Lausitz zu sichern. Auf diese Weise wollen

die drei Partner einen wichtigen Beitrag

zur Stärkung und zum Erhalt des Industrie-

und Energiestandortes leisten und

die Weichen für eine attraktive und zukunftsfähige

Wirtschaftsstruktur stellen.

Die vereinbarte Kooperation hat drei

Handlungsschwerpunkte: erstens eine gemeinsame

berufliche Erstausbildung junger

Menschen, zweitens eine gemeinsame

Qualifizierung, Weiterbildung und Umschulung

von Mitarbeitern für den Einsatz

in neuen Beschäftigungsfeldern und drittens

eine gemeinsame mittel- und langfristige

Personalplanung.

Das Bündnis ist ausdrücklich offen für

weitere Partner. Unternehmen, die sich

dem Aus- und Weiterbildungspakt für die

Lausitz anschließen möchten, sind herzlich

eingeladen mitzuwirken.

Berufliche Erstausbildung

junger Menschen

Bei der beruflichen Erstausbildung junger

Menschen soll die vorhandene Ausbildungsinfrastruktur

künftig gemeinsam genutzt

werden. E.DIS verfügt in Brandenburg

an der Havel; enviaM in Falkenberg/

Elster und LEAG in Jänschwalde und

Schwarze Pumpe über eigene Ausbildungsstätten

in Brandenburg, die für die anderen

Unternehmen geöffnet werden. Im ersten

Schritt ist im Ausbildungsjahr 2021/2022

eine gemeinsame Ausbildungsklasse für

angehende Mechatroniker am Ausbildungsstandort

Jänschwalde der LEAG vorgesehen.

„Junge Menschen sind heute sehr viel heimatverbundener

als früher. Sie wollen in

ihrer Region leben und arbeiten und hier

etwas bewegen. Wir wollen ihnen als Energiewirtschaft

künftig gemeinsam noch attraktivere

Ausbildungsperspektiven in Berufen

bieten, mit denen sie die Energiewende

und den Klimaschutz vor Ort voranbringen“,

betont der scheidende enviaM-Personalvorstand

und Arbeitsdirektor

Ralf Hiltenkamp.

Eine wichtige Rolle spielt dabei die gemeinsame

Anpassung von Ausbildungsberufen

an die künftigen Bedürfnisse der

Energieversorgung insbesondere mit Blick

auf den jetzt verstärkt einsetzenden Strukturwandel

im Zuge des Kohleausstiegs bis

2038. Sie sollen noch besser an die Weiterentwicklung

der Energiewende von einer

Strom- zu einer Wärme- und Verkehrswende

und die dafür notwendige Digitalisierung

angeglichen werden.

„Die jungen Menschen von heute sind die

erste Generation der sogenannten Digital

Natives. Sie sind mit der Digitalisierung

groß geworden und wollen diese gestalten.

Sie sind damit wie geschaffen, den Wandel

der Energieversorgung voranzutreiben.

Denn hier ist Digitalkompetenz besonders

gefragt. Diese wollen wir durch die gemeinsame

Neuausrichtung unserer Ausbildungsberufe

gezielt fördern. Unser Anliegen

ist es, ein Lernumfeld zu schaffen, in

der unsere Fach- und Führungskräfte von

morgen ihre digitalen Fähigkeiten voll ausspielen

und so die Energiewelt von morgen

mitgestalten können“, unterstreicht die

künftige enviaM-Personalvorständin und

Arbeitsdirektorin Sigrid Nagl.

Qualifikation, Weiterbildung

und Umschulung

Der vereinbarte Kernenergie- und Kohleausstieg

führt zu einem grundlegenden

Wandel der Energiewirtschaft. Er verlangt

neue Qualifikationen und eine damit einhergehende

Weiterbildung und Umschulung

von Mitarbeitern für den Einsatz in

neuen Beschäftigungsfeldern. Auch dem

wollen die drei Energieunternehmen Rechnung

tragen. Die bestehende Weiterbildungsinfrastruktur

soll künftig verstärkt

gemeinsam genutzt und weiterentwickelt

werden. „Lebenslanges Lernen ist für die

Beschäftigten der Energiewirtschaft mehr

denn je ein Muss. Die Neuausrichtung der

Energieversorgung durch die Energiewende

zwingt jeden Einzelnen, sich ständig

weiterzubilden und sich bei Bedarf auch

umschulen zu lassen. Wir verfügen über

umfangreiche Qualifizierungsmöglichkeiten,

die wir gemeinsam allen Mitarbeitern

unserer Unternehmen zur Verfügung stellen

wollen, um sie so noch besser für die

Energiezukunft zu rüsten“, verdeutlicht

die E.DIS Personalvorständin Daniela

Zieglmayer.

Mittel- und langfristige Personalplanung

Die Neuausrichtung der Energiewirtschaft

macht außerdem eine mittel- und

langfristige strategische Personalplanung

erforderlich, welche die drei Energieunternehmen

künftig miteinander abstimmen

wollen. Unter anderem ist es das Ziel, für

die vom Kohleausstieg betroffenen Mitarbeiter

der LEAG neue Perspektiven und

eine Anschlussbeschäftigung im eigenen

Unternehmen oder in einem der Partner-Unternehmen

zu schaffen.

„Die LEAG ist ein modernes Energieunternehmen

im Umbau. Wir werden uns in

den nächsten Jahren mit einem wachsenden

Anteil erneuerbarer Energien, der digitalen

Steuerung und Vermarktung von

Energieerzeugungsanlagen sowie mit Infrastruktur-

und Servicedienstleistungen

breiter aufstellen. Dafür brauchen wir

hoch qualifizierte Mitarbeiter mit neuen

Spezialisierungen“, sagt der Personalvorstand

und Arbeitsdirektor der LEAG Jörg

Waniek.

„Unsere Ausbildung, der erst vor wenigen

Wochen von der IHK Cottbus erneut eine

exzellente Qualität bescheinigt wurde, ist

gut darauf vorbereitet, junge Menschen fit

für die Zukunft der Energiebranche zu machen.

Die Kooperation mit E.DIS und enviaM,

über die wir uns sehr freuen, ist aber

mehr als nur ein Ausbildungsverbund. Im

Zuge des Kohleausstiegs werden wir bei

LEAG zunehmend Beschäftigungsmöglichkeiten

in neu entstehenden Geschäftsfeldern

bieten. Durch die Partnerschaft mit

E.DIS und enviaM wird sich unseren jungen

Kollegen darüber hinaus die Chance

eröffnen, später hier in der Lausitz eine

Zukunft bei Unternehmen zu finden, die

ebenso wie wir bei LEAG für gute Arbeit

stehen“, so Waniek weiter.

Lob der Landesregierung

Die Zusammenarbeit der drei Energieunternehmen

bei der industriellen Aus- und

Weiterbildung in der Region wird auch von

der Brandenburger Landesregierung begrüßt.

„Das ist ein gutes Signal“, freut sich

Wirtschaftsminister Prof. Dr.-Ing. Jörg

Steinbach. „Die Zusammenarbeit hilft den

drei Unternehmen, vorhandene Synergien

effektiv zu nutzen. Die ungewöhnliche Kooperation

befördert zudem die Strukturentwicklung

in der Lausitz. Mit E.DIS, envi-

21


Members´News VGB PowerTech 6 l 2021

aM und LEAG schmieden Unternehmen ein

Bündnis für die Zukunft, die alle über umfangreiche

Kompetenzen und Erfahrungen

bei der Aus- und Weiterbildung verfügen

und in hohem Maße Verantwortung für

ihre Beschäftigten übernehmen.“

Positiv bewertet Steinbach zudem, dass

die drei Energieunternehmen gezielt Ausbildungsberufe

an die Bedürfnisse der zukünftigen

Energieversorgung anpassen

wollen. „Wenn die Energiewende ein Erfolg

werden soll, brauchen wir über die bisherige

Stromwende hinaus endlich auch

eine echte Sektorenkopplung mit den Bereichen

Wärme und Mobilität. Gut ausgebildete

Fachkräfte sind die Voraussetzung

dafür, dass dies gelingen kann. Mit der gemeinsamen

Neuausrichtung der Ausbildung

und gezielter Weiterbildung legen

die drei Unternehmen das Fundament für

die Gestaltung der Energieversorgung von

morgen.“

Großes Beschäftigungs- und

Ausbildungspotenzial

E.DIS, enviaM und LEAG beschäftigen aktuell

insgesamt rund 13.000 Mitarbeiter

und knapp 1.100 Auszubildende. E.DiS bietet

drei Ausbildungsberufe und fünf duale

Studiengänge; enviaM sieben Ausbildungsberufe

und vier duale Studiengänge

und LEAG acht Ausbildungsberufe und

zwei duale Studiengänge an. In vielen Ausbildungsberufen

und Studiengängen in

Brandenburg sind noch Plätze frei. Jugendliche,

die sich für eine berufliche Karriere

in der regionalen Energiewirtschaft

interessieren, können sich jederzeit bewerben.

Weiterführende Informationen sind

auf den Internetseiten der drei Energieunternehmen

zu finden.

E.DIS, enviaM und LEAG spielen für die

Energieversorgung in Brandenburg eine

wichtige Rolle. Sie sind an zahlreichen

Standorten angesiedelt und ein bedeutender

Wirtschafts- und Wertschöpfungsfaktor.

LEAG unterhält in der Region Braunkohlekraftwerke

und -tagebaue sowie Solaranlagen.

Mit der BigBattery Lausitz verfügt

der Konzern in Schwarze Pumpe über

den bislang größten Batteriespeicher Europas.

E.DIS und enviaM betreiben Strom-,

Gas- und Fernwärmenetze. enviaM ist darüber

hinaus für den Vertrieb von Energie

zuständig.

LL

www.leag.de (211801638)

LEAG setzt auf widerstandsfähigen

Waldmix in der Lausitz

• Frühjahrsaufforstung auf 141 Hektar

Reku-Flächen planmäßig abgeschlossen

(leag) Die seit Ende Februar laufende

Frühjahrsaufforstung der LEAG-Rekultivierung

in allen vier Lausitzer Tagebauen

sowie dem ehemaligen Tagebau Cottbus-Nord

und künftigen Cottbuser Ostsee

kann wie geplant bei idealem feucht-kühlen

Wetter bis Ende April abgeschlossen

werden. Insgesamt wurden dabei 141 Hektar

mit insgesamt ca. 900.000 Bäumen bepflanzt,

davon etwa 30 Hektar im ehemaligen

Tagebau Cottbus-Nord, 12 Hektar in

Jänschwalde, 20 Hektar in Nochten, 49

Hektar in Reichwalde und 30 Hektar in

Welzow-Süd. Unterstützt werden die Rekultivierer

der LEAG dabei von regionalen

Landwirten und Partnerunternehmen, die

mit Pflanzmaschinen die Setzlinge in die

Erde bringen – immerhin etwa 6000 Pflanzen

pro Hektar.

Die Auswahl und die Verteilung der jungen

Bäume erfolgt nach einem genauen

Plan. Bodenkundler haben zunächst kartiert

und farblich dokumentiert, wie sich,

je nach Herkunft der Böden, deren unterschiedliche

Qualität verteilt. Entsprechend

der Bodenbeschaffenheit wird die Aufwertung

der Standorte durch Kalkung (Ziel ist

ein pH-Wert von 5,5), Düngung und Melioration

angepasst. Der Pflanzplan wird

schließlich mit der jeweiligen Forstbehörde

abgestimmt.

„Wir haben es hier oft mit Kippenböden

zu tun, die arm an Nährstoffen sind und

schlecht Wasser halten“, erklärt LEAG-Revierförster

Swen Andrick, der die Aufforstung

im ehemaligen Tagebau Cottbus-Nord

leitet. „Am besten kommen damit

Baumarten wie Kiefer, Birke und Aspe

zurecht. Die Aspe, also die Zitterpappel,

hat zudem den Vorteil, dass sie schnell aufwächst

und den anderen Bäumen als

Windschutz dient. Ihre Blätter reichern zudem

den Boden zusätzlich mit Humus an.“

Auf den etwas nährstoffreicheren Standorten

lassen sich auch gut Trauben-, Stielund

Roteiche ansiedeln. Auch die Hainbuche

oder die Linde können hier einen Platz

finden. Die Waldränder werden mit

Straucharten wie Haselnuss und Hundsrose

oder kleinwüchsigeren Bäumen wie der

Eberesche bepflanzt, unter anderem, damit

der Wind nicht frontal auf die späteren

Waldbestände trifft, sondern stufenweise

nach oben abgleitet und somit die werdenden

Waldbestände sturmsicherer macht.

„Weitere Pflanzungen in ähnlicher Größenordnung

werden wir im Herbst und im

kommenden Frühjahr auf den Rekultivierungsflächen

der Tagebaue wiederholen“,

erklärt Swen Andrick. „Wir setzen dabei

auf eine gesunde widerstandsfähige Mischung

gebietsheimischer Pflanzen mit

den besten Voraussetzungen, sich an dem

jeweiligen Standort gut zu etablieren.

Auch den Einfluss des Klimawandels auf

die Standorte haben wir berücksichtigt,

denn wenn wir heute einen Wald pflanzen,

tun wir das nicht für uns, sondern für die

Generationen, die nach uns kommen.“

Mit etwa 7.500 Hektar gehört die LEAG

zu den großen Waldbesitzern in Brandenburg

und Sachsen. Auf den Rekultivierungsflächen

der LEAG-Tagebaue wurden

bislang insgesamt 31 Millionen Bäume gepflanzt.

LL

www.leag.de (211801639)

Pflanzmaschine der Agrargenossenschaft Heinersbrück e.G. im Einsatz auf der

Rekultivierungsfläche im ehemaligen Tagebau Cottbus-Nord.

22


VGB PowerTech 6 l 2021

Members´News

LEAG: 100 Tage Ostseeflutung ohne

Unterbrechung

(leag) In der aktuellen Flutungsphase des Cottbuser Ostsees

konnte dem See seit 100 Tagen unterbrechungsfrei Spreewasser

zugeführt werden. Dies ist damit die längste Flutungsdauer

am Stück für den Bergbaufolgesee, dessen Flutung am 13. April

2019 erstmalig startete. Zuvor konnte der Cottbuser Ostsee bereits

während drei Phasen geflutet werden. Die bislang längste

Flutungsphase dauerte 99 Tage und erstreckte sich vom 19. Dezember

2019 bis zum 26. März 2020. In der jetzigen vierten

Flutungsphase, die am 27. Januar 2021 begann, wurden bislang

rund 12,4 Millionen Kubikmeter Spreewasser eingeleitet.

Die Entscheidung über die wöchentliche Flutungserlaubnis

und das maximale Flutungswasserbudget trifft die Flutungszentrale

Lausitz, die dabei die vielfältigen Zusammenhänge

und Wechselwirkungen zwischen den Niederschlagsmengen,

dem für die Flutung nutzbaren Wasserdargebot in den Lausitzer

Flusseinzugsgebieten sowie den Sanierungs- und Baumaßnahmen

an den zukünftigen Seen im Lausitzer Seenland im

Blick hat.

VGB Workshop

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

C

M

Y

CM

MY

CY

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.

CMY

Spreewasser fließt am Einlaufbauwerk in Lakoma in den Cottbuser

Ostsee, Foto: LEAG

K

Der Wasserstand im Nordrandschlauch des Cottbuser Ostsees

betrug zum 30. April 2021 + 50,28 Meter NHN, der Zielwasserstand

des künftig 19 Quadratkilometer großen Ostsees liegt bei

+62,5 Metern NHN. Mitte der 2020er Jahre soll die Flutung

beendet sein. Dann wird das Wasservolumen im See 126 Millionen

Kubikmeter betragen. Neben Spreewasser füllt sich der

See zudem auch über das ihm zufließende Grundwasser. Das

Verhältnis wird mit Ende der Flutung bei etwa 80 Prozent

Spreewasser und 20 Prozent Grundwasser liegen.

LL

www.leag.de (211801640)

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

23

Neuer Termin!


Members´News VGB PowerTech 6 l 2021

EU-gefördertes Pilotprojekt

„INADAR“ zur ökologischen

Dammsanierung erfolgreich

abgeschlossen

Mehr Fisch- und Pflanzenarten an der Donau:

ODK, LEW Wasserkraft und weitere

Partner schließen das Pilotprojekt „IN-

ADAR“ zur ökologischen Dammsanierung

erfolgreich ab.

• Monitoring-Bericht bestätigt positive

Auswirkungen auf Flora und Fauna

• Projekt ist für LIFE-Awards der EU

nominiert

(lew) Den Hochwasserschutz verbessern

und gleichzeitig ökologisch wertvolle Lebensräume

für Tiere und Pflanzen schaffen

– dass diese beiden Ziele miteinander vereinbart

werden können, zeigt ein EU-gefördertes

Pilotprojekt an den Standorten der

Obere Donau Kraftwerke AG (ODK), unter

Koordination der LEW Wasserkraft GmbH

als Betriebsführer. Im Rahmen des Projekts

INADAR (Innovative approach for dam

restoration) hat LEW Wasserkraft zusammen

mit dem Kraftwerkseigentümer ODK

und weiteren Projektpartnern an der Donau

umweltfreundliche Alternativen für

die Dammsanierung und -erhöhung erprobt

und gleichzeitig Lebensräume für

Flora und Fauna geschaffen. Dazu wurden

an den Staustufen Oberelchingen und Offingen

auf einer Strecke von insgesamt einem

Kilometer sogenannte Öko-Bermen

eingebaut. Die Bilanz nach vier Jahren Projektlaufzeit

fällt positiv aus: Die Maßnahmen

haben den Lebensraum der dort heimischen

Tier- und Pflanzenwelt aufgewertet

und sorgen dafür, dass wieder mehr

Fisch- und Pflanzenarten im Fluss vorkommen.

Projekt für LIFE-Awards der EU nominiert

INADAR wurde von der Europäischen

Union im Rahmen des Programms LIFE gefördert.

Mit diesem Förderprogramm unterstützt

die EU Maßnahmen in den Bereichen

Biodiversität, Umwelt- und Klimaschutz.

Das Projekt INADAR hat damit

Vorbildfunktion für ähnliche Vorhaben in

Europa. Eine Fachjury wählte das Pilotprojekt

nun unter die 15 besten Projekte des

Jahres 2021 und nominierte es für die diesjährigen

LIFE-Awards der EU. INADAR ist

in der Kategorie Umwelt nominiert sowie

für den „Citizen‘s Award“, bei dem sich jeder

Interessierte an der Abstimmung beteiligen

kann.

www.lifeawards.eu/life-inadar/

Innovative Art der Dammsanierung

mit Öko-Bermen

Bisher war die Sanierung von Dämmen

mit erheblichen Eingriffen in die Natur verbunden.

Genau hier setzte das Projekt IN-

ADAR mit einer innovativen Art der

Dammsanierung an: Der Platz für den

Hochwasserschutz entsteht dabei nicht auf

der Landseite, sondern direkt am Ufer. Auf

diese Weise werden die angrenzenden Donauauwälder

geschont, der Flächenverbrauch

reduziert und der Uferbereich

gleichzeitig ökologisch aufgewertet.

Mehr Fisch- und Pflanzenarten

nachgewiesen

Bis Mitte letzten Jahres haben die Universität

Innsbruck und das Aueninstitut Neuburg

das Projekt evaluiert und dokumentiert.

Dabei haben die Wissenschaftler die

Auswirkungen auf die Umwelt ebenso untersucht

wie die Auswirkungen auf die

Dammstabilität und die Wirtschaftlichkeit

des Verfahrens. Die Bilanz des Projekts fällt

positiv aus:

Insgesamt haben die Projektpartner bei

der Umsetzung des Pilotprojekts zwei Hektar

neuen Lebensraum für Pflanzen und

Tiere geschaffen. Die Zahl der Fischarten

ist von acht auf 17 gestiegen – die Gesamtgröße

der Fischpopulation hat sich insgesamt

sogar verachtfacht. Bei Stichprobenuntersuchungen

im Stauraum Offingen

stieg die Anzahl der Fische von rund 170

vor dem Einbau der Öko-Bermen auf mehr

als 1.300 nach dem Einbau. Das zeigt, dass

die Strukturen der Öko-Bermen insbesondere

als Laich- und Rückzugsgebiete für

Jungfische die Strukturen genutzt werden.

Weiterhin konnten nach Abschluss des Projekts

unter anderem vier gefährdete Spezies

in den Öko-Bermen entdeckt werden:

Rapfen, Bachneunauge, Barbe und Bitterling.

Auch die Zahl der Pflanzenarten ist von

rund 15 auf bis zu 37 gestiegen, wobei die

Entwicklung noch nicht auf allen Flächen

abgeschlossen ist. Auch hier haben die Wissenschaftler

gefährdete Arten wie den Schmalblättrigen

Rohrkolben oder den Frühlings-Wasserstern

nachgewiesen, die vorher

kaum mehr vorkamen. Darüber hinaus

hat der Fluss durch die ökologische Ufergestaltung

auch an Attraktivität für Besucher

gewonnen, die jetzt wieder direkt am Uferbereich

verweilen können.

Effizienzsteigerungen

im baulichen Prozess

Die innovative Art der Dammsanierung

hat auch in der Bauphase ökologische Vorteile:

LEW Wasserkraft gestaltete die Dämme

beispielsweise mit eigenem Totholzund

Wurzel-Material, das sie aus früheren

Ausholzmaßnahmen gewonnen hatten.

Der Transport von zusätzlichem Material

entfiel größtenteils. Außerdem kam nur

wenig Beton zum Einsatz, der in der Herstellung

sehr energieintensiv ist. So war

der CO 2 -Ausstoß rund 45 Prozent geringer

als bei herkömmlichen Verfahren. Da

Dammsanierung und -erhöhung gleichzeitig

umgesetzt werden, ist das Verfahren

zudem besonders effizient. Dammstabilität

und Hochwasserschutz werden im selben

Maße gewährleistet wie bei herkömmlichen

Methoden.

Projekt mit europaweitem Vorbildcharakter

„Die enge wissenschaftliche Begleitung

war ein Kernelement des Projekts INADAR

und soll den Vorbildcharakter der Maßnahme

unterstreichen. Ziel des Projektes

ist schließlich auch, das Verfahren auf vergleichbare

Flüsse in Europa zu übertragen

und die Genehmigungsverfahren für solche

Maßnahmen zu vereinfachen. Mit den

positiven Erfahrungen und Ergebnissen

aus dem Pilotprojekt können wir Impulse

für eine nachhaltige Entwicklung der Wasserkraft

geben – weit über die Region hinaus“,

sagt Prof. Dr. Frank Pöhler, Geschäftsführer

von LEW Wasserkraft.

Europaweit eignen sich mehrere 1.000

Kilometer Flussstrecke für das ökologische

Dammsanierungsverfahren. Klassische Anwendungsgebiete

sind Staubereiche von

Kraftwerken, Schleusen oder Wasserstraßen.

Ablauf des Projekts und der

Baumaßnahmen

Bereits vor dem Start des Projekts IN-

ADAR wurde das Prinzip der Öko-Bermen

im Bereich der ODK getestet: Die Experten

haben zunächst an drei etwa 30 Meter langen

Musterstrecken an der Donau ökologische

Dämme angelegt und anschließend

eine mehrere hundert Meter lange Musterstrecke

bei Günzburg gebaut. Ab 2016 entstanden

dann die zwei Pilotstrecken von je

500 Metern Länge in den Staubereichen

der Donaukraftwerke Oberelchingen und

Offingen. In Oberelchingen wurde neben

der Sanierung auch die Dammerhöhung

mit der neuen Methode erprobt.

Die Baumaßnahmen gliederten sich im

Wesentlichen in zwei Abschnitte: In einem

ersten – technischen – Schritt wurde der

Damm verbreitert und auf der Wasserseite

mit Wurzelschutzmatten ausgestattet. Die

speziellen Matten haben eine Dichtungsfunktion

und schützen so die Dämme der

Staustufe. Anschließend wurden Kies und

Sedimente aufgeschüttet. Im zweiten

Schritt hat LEW Wasserkraft die ökologischen

Maßnahmen in Angriff genommen

und die Uferbereiche neugestaltet. Mit Hilfe

von Totholz, Kies und Wasserbausteinen

entstanden auf den Sedimenten naturnahe

Strukturen und damit wertvolle neue Lebensräume

für Tiere und Pflanzen. Nachdem

sich die Verbreiterung des Damms

gesetzt hatte, konnte der Damm erhöht

werden.

Öko-Bermen bereits in weiteren

Staubereichen umgesetzt

Nach den positiven Erfahrungen im Rahmen

des Projekts INADAR hat LEW Wasserkraft

das Verfahren bereits in anderen

Staubereichen an Donau und Lech eingesetzt.

Weitere Maßnahmen sind in Planung.

24


VGB PowerTech 6 l 2021

Members´News

Finanzierung und Projektpartner

Die Gesamtkosten für das Projekt IN-

ADAR betrugen rund 1,4 Millionen Euro.

Die EU unterstützte den ökologischen Teil

des Gesamt-Projekts INADAR mit 600.000

Euro. Die restlichen Kosten von rund

800.000 Euro trägt die Obere Donau Kraftwerke

AG (ODK), die Eigentümerin der

Kraftwerke in Offingen und Oberelchingen.

„Wasserkraft ist eine tragende Säule

der Energiewende. Sie ist umweltfreundlich,

ressourcenschonend, emissionsfrei

und vor allem sicher verfügbar. Die Dämme

und Deiche sind darüber hinaus wichtiger

Teil des Hochwasserschutzes“, sagt Dr.

Jörg Franke, Technischer Vorstand der

Obere Donau Kraftwerke AG und bei der

EnBW AG für die Stauanlagen zuständig.

„Um die Wasserkraft fit für die Zukunft zu

machen, sind Projekte wie INADAR ganz

entscheidend. Als Eigentümerin der Wasserkraftwerke

in Oberelchingen und Offingen

haben wir mit diesem Projekt Anlagensicherheit

und Ökologie optimal verknüpft.“

Am Projekt beteiligt waren neben LEW

Wasserkraft, der ODK, der Universität

Innsbruck und dem Auenistitut Neuburg

außerdem die Technische Universität München

und der VGB Powertech e.V. (Fachverband

der Strom- und Wärmeerzeuger).

LL

www.inadar.eu

cinea.ec.europa.eu

www.lew.de (211811622)

KKL: KKL geht für seine

Jahresrevision für gut fünf Monate

vom Netz

(kkl) Während der Jahreshauptrevision

2021 erneuert das Kernkraftwerk Leibstadt

den Kondensator und das Reaktorumwälzsystem.

Die Arbeiten werden voraussichtlich

155 Tage dauern.

Am Montag, 24. Mai 2021, ging das Kernkraftwerk

Leibstadt (KKL) in seine Jahresrevision.

Grund für die lange Abstellung ist

der Ersatz sowohl des Kondensators als

auch des Reaktorumwälzsystems.

Neuer Kondensator mit effizienteren

Komponenten

Der Kondensator ist der grösste Wärmetauscher

im KKL und im Maschinenhaus

direkt unter den drei Niederdruckturbinen

angeordnet. Er leitet die Wärme vom inneren

Reaktorkreislauf auf den äusseren

Kühlkreislauf mit dem Kühlturm. Mit einer

Länge von 22 Metern, einer Breite von 13,5

Metern und einer Höhe von 4,5 Metern ist

er so gross wie ein Ferienbungalow. Entsprechend

aufwändig sind die Demontageund

Montagearbeiten.

Dank der neuen, effizienteren Komponenten

steigt der Wirkungsgrad des Kondensators

und somit die elektrische Leistung

des Kraftwerks – bei gleichbleibender

Reaktorleistung – um rund 10 Megawatt.

Neue, drehzahlgeregelte

Reaktorumwälzung

Das zweite Modernisierungsprojekt betrifft

das Reaktorumwälzsystem, welches

die Zirkulation des Reaktorwassers im

Kern regelt. Anstelle der bisherigen Umwälzregelung

mit Regelventilen wird das

Umwälzsystem neu mit per Frequenzumrichter

betriebenen Motoren gesteuert.

Dieses neue System erlaubt eine hydraulisch

optimierte, effizientere Steuerung der

Umwälzung im Betrieb und vereinfacht das

An- und Abfahren der Anlage. Die zwei

neuen Motoren wiegen je rund 30 Tonnen

und die beiden Pumpen je rund 18 Tonnen.

Die beiden Frequenzumrichter sind jeweils

18 Meter lang und je 35 Tonnen schwer.

Im Rahmen der Jahreshauptrevision wird

das KKL 80 frische Brennelemente in den

insgesamt 648 Brennelemente fassenden

Reaktorkern einsetzen. Geplant ist zudem

die Fortführung von Erneuerungsarbeiten

an der Sicherheits- und Leittechnik. Weitere

Schwerpunkte der Revision sind Instandhaltungs-

und Inspektionsarbeiten

sowie wiederkehrende Prüfungen an Systemen

und Komponenten.

Über den gesamten Revisionszeitraum

von fünf Monaten verteilt werden bis zu

1000 externe Fachkräfte pro Tag auf dem

Kraftwerksareal anwesend sein. Um den

Abstand insbesondere beim Zutritt sicherzustellen,

arbeiten die Montageteams in 16

zeitversetzt startenden Schichten. Es gelten

wie schon im Vorjahr strenge Corona-Schutzmassnahmen

mit Abstandsvorschriften,

Maskenpflicht und Hygieneregeln.

Ergänzend werden dieses Jahr auch

Massentests durchgeführt.

LL

www.kkl.ch (211801644)

Ørsted and HOFOR enter into

agreement on green power for

groundbreaking hydrogen project

(orsted) Ørsted and HOFOR (Greater

Copenhagen Utility) entered into an agreement

that will secure green power for part

of the potential 1.3 GW Green Fuels for

Denmark project to produce sustainable

fuels in the Greater Copenhagen area.

As part of the agreement, Ørsted and HO-

FOR will work towards enabling Ørsted to

offtake the power produced at Aflandshage,

which is HOFOR‘s 250 MW offshore

wind farm project in the Oresund Strait. At

the same time, it has been agreed that HO-

FOR may place the offshore wind farm‘s

substation at the premises of Avedøre Power

Station. Together, Ørsted and HOFOR

will seek to realise both technical and trading-related

synergies between the two projects.

The future cooperation and the concrete

design of the link between the wind

farm and the PtX plant is subject to all regulatory

as well as grid connection matters

falling into place.

Provided that a framework is established

in Denmark promoting the development of

sustainable fuels, the power from Aflandshage

could enable parts of Green Fuels for

Denmark‘s second phase of 250 MW and

meet the power demand for the project‘s

first phase.

In addition to Green Fuels for Denmark,

the agreement on Aflandshage could potentially

also cover the power demand of

the electrolysis plant that will supply hydrogen

to DFDS‘s proposed hydrogen-powered

ferry between Copenhagen and Oslo,

if this project is realised.

Aflandshage is being developed, and subject

to regulatory approvals, HOFOR expects

the project to deliver first power in

2024/2025. The power can be brought onshore

at Avedøre Power Station, which is

owned by Ørsted, and where Green Fuels

for Denmark could be located.

Anders Nordstrøm, Head of Ørsted‘s hydrogen

activities, says: “The European ambitions

for renewable hydrogen and sustainable

fuels have increased dramatically

over the past year, mainly outside of Denmark,

but as a country, we can still play a

significant role in this part of the global

green transformation. Green Fuels for Denmark

is a large-scale flagship project ideally

suited to realising Denmark‘s great potential

as a producer of sustainable fuels

for heavy transport. The agreement with

HOFOR underlines the partnership‘s firm

belief that Green Fuels for Denmark can

contribute significantly to reducing greenhouse

gas emissions and create a new industrial

stronghold for Denmark.”

Jan Kauffmann, CFO of HOFOR, agrees.

He emphasises that the determining factors

for HOFOR have been the broad collaboration

on the green energy of the future

and the visionary coupling of sectors.

“If we‘re to succeed with the green transformation

of our combined energy supply,

it‘s important that major Danish players

work together on shared solutions. Not

least when it makes a lot of sense for both

parties. That‘s why we also see great potential

in this long-term agreement,” Jan Kauffmann

says, continuing:

“In my view, the next step will be to investigate

how the excess heat generated by

Power-to-X production can be incorporated

into the heating system in the Greater Copenhagen

area. At HOFOR, we see a strong

possibility for creating a stable supply of

district heating at a competitive price. Our

district heating system needs this, and at

the same time, we enter into a cooperation

with the largest possible impact on our climate

targets.”

The production of renewable hydrogen

and sustainable fuels has enormous potential

and can reduce carbon emissions from

the heavy transport sector significantly.

Sustainable fuels are more expensive to

produce than fossil-based fuels. To reduce

25


Members´News VGB PowerTech 6 l 2021

Avedøre Power Station, where the power from Aflandshage can be brought onshore.

the price, the production of sustainable fuels

must be matured and build-out at industrial

scale, and the costs must be reduced

- just as we have seen with renewable

energy technologies, such as offshore

wind, onshore wind, and solar PV over the

past decade. For this to be feasible, the industry

must join forces with governments

to create a framework that provides incentives

for private investments in large-scale

sustainable fuel production.

About Green Fuels for Denmark

Green Fuels for Denmark is Denmark‘s

most ambitious vision for the large-scale

production of sustainable fuels and has a

decarbonisation potential of 850,000

tonnes. Behind the project is a partnership

consisting of A.P. Moller - Maersk, DSV

Panalpina, DFDS, SAS, Copenhagen Airports,

and Ørsted.

Nel, Haldor Topsøe, and Everfuel have

partnered up on the first phase of GFDK

and on developing the second phase. In addition,

COWI is a knowledge partner on the

project. The project is backed by Molslinjen,

the City of Copenhagen, and the Capital

Region of Denmark.

The vision for the partnership is that

Green Fuels for Denmark will be built in

three phases with approximately 10 MW,

250 MW, and 1,300 MW in total electrolysis

capacity, respectively.

Ørsted will continue to pursue opportunities

to secure green power from additional

sources for Green Fuels for Denmark towards

the commissioning of the planned

energy hub at the Danish island Bornholm.

LL

www.orsted.dk (211801645)

www.hofor.dk

Ørsted and POSCO sign MoU to

strengthen collaboration on

offshore wind and renewable

hydrogen in Korea

(orsted) Ørsted, the world‘s most sustainable

energy company, and POSCO Group,

one of the largest conglomerates in Korea,

today announced the signing of a Memorandum

of Understanding (MoU) to expand

their relationship. POSCO and its affiliates

will apply the group‘s joint capabilities

to support the development of Ørsted‘s

1.6 GW offshore wind projects off the coast

of Incheon City. Moreover, Ørsted and

POSCO will conduct feasibility studies on

potential collaboration on renewable hydrogen.

Korea has set an ambitious target of installing

12 GW offshore wind capacity by

2030. In September 2020, Korean President

Moon Jae-in further announced the

Green New Deal which targets net zero

emissions by 2050. With this MoU, Ørsted

takes another significant step, in addition

to the company‘s flagship Incheon projects,

in pioneering renewable energy development

in Korea and supporting Korea in the

country‘s transition to clean energy.

Ørsted has a well-established relationship

with POSCO, whose steel business has

been one of the strategic global suppliers

and a trusted partner supplying over

100,000 tons of steel for Ørsted‘s Hornsea

1 and three other offshore wind farms. In

December 2020, POSCO Group joined the

Korean government‘s decarbonisation declaration,

announcing its ambition to become

a leading renewable hydrogen company

and reaching carbon neutrality by

2050.

Jung-son Chon, POSCO Group Senior Executive

Vice President, said, “POSCO has

placed its hydrogen business as one of our

growth engines for the group and is working

to discover renewable hydrogen business

opportunities. We hope to see our renewable

hydrogen business pick up speed

through this business collaboration with

Ørsted. Combining the operational knowhows

of Ørsted, a global company in the

field of offshore wind and renewable hydrogen,

with the business capabilities of

POSCO Group, which includes construction

and energy, both companies will be

able to create synergies for a win-win collaboration.”

Mads Nipper, Group President and CEO

of Ørsted, says: “With a vision of creating a

world that runs entirely on green energy,

Ørsted transformed from a fossil-fuel intensive

utility to the world‘s most sustainable

energy company. We are determined to

be a global catalyst for systemic change

and to help countries and companies undertake

their green transformation

through scaling existing green energy solutions

such as wind and solar and developing

and scaling new green solutions such as

hydrogen. It is wonderful that we could

announce the MoU with POSCO during the

P4G summit in Korea, which gathers global

thought leaders and decision-makers to

work towards achieving Sustainable Development

Goals and creating a more sustainable

world.”

Matthias Bausenwein, President of

Ørsted Asia-Pacific, says: “This MoU is a

major step for Ørsted to deepen our collaboration

with POSCO, which shares our

mindset of taking responsibility for reducing

CO 2 emissions. We look forward to

bringing in our experience and insights to

support Korea in achieving its energy transition

and decarbonisation goals. With the

Danish state as our majority owner, Ørsted

is committed to working with local partners

and suppliers across the value chain to

build a vibrant Korean offshore wind industry

through our 1.6 GW Incheon projects

and potential more buildouts in other

regions of the country. In addition to

greening the electricity mix, offshore wind

can become the feedstock for renewable

hydrogen which can help decarbonising

sectors that cannot be directly electrified

such as transport and heavy industry.”

Ørsted recently started construction of its

first renewable hydrogen demonstration

project H2RES in Denmark and is involved

in nine renewable hydrogen projects in

Denmark, Germany, the Netherlands, and

the United Kingdom.

LL

www.orsed.dk (211801646)

26


VGB PowerTech 6 l 2021

Members´News

Ørsted breaks ground on first

renewable hydrogen project

(orsted) Ørsted has started the onsite construction

work on the H2RES project in

Copenhagen.

Dan Jørgensen, the Danish minister for

Climate, Energy & Utilities, led the groundbreaking

ceremony of the H2RES project,

marking the onsite construction start of

Ørsted‘s first renewable hydrogen project.

H2RES will have a capacity of 2 MW and

will be situated on Ørsted‘s premises on

Avedøre Holme in Copenhagen. The project

will investigate how to best combine an

efficient electrolyser with the fluctuating

power supply from offshore wind, using

Ørsted‘s two 3.6 MW offshore wind turbines

at Avedøre Holme.

The facility will produce up to around

1,000 kg of renewable hydrogen a day,

which will be used to fuel zero-emission

road transport in the Greater Copenhagen

area and on Zealand. The project is expected

to produce its first hydrogen in late

2021.

In less than three years, Ørsted has, with

partners, established nine renewable hydrogen

projects in Denmark, Germany, the

Netherlands, and the United Kingdom so

far, spanning from demonstration projects

like H2RES to industrial-scale visions like

the potentially 1,300 MW ‚Green Fuels for

Denmark‘ project.

Anders Nordstrøm, Vice President and

Head of Ørsted‘s hydrogen and PtX activities,

says:

Photo from the virtual ceremony on which POSCO and Ørsted signed the

Memorandum of Understanding.

The Danish minister for Climate, Energy & Utilities, Dan Jørgensen, initiates the onsite construction

of H2RES. Photo: Filip Misiak Photography.

“H2RES will be a small, but very important

first step in realising Ørsted‘s large ambitions

for renewable hydrogen, which has

fast proven itself as a centrepiece in the

green transformation of the European

economy to net-zero emissions by 2050. At

Ørsted, we believe that renewable hydrogen

can become an industrial stronghold of

several European economies, including

Denmark, while also contributing significantly

to bringing down emissions from the

hard-to-abate sectors in transport and industry.”

The Energy Technology Development

and Demonstration Program (EUDP) under

the Danish Energy Agency has previously

awarded DKK 34.6 million to the development

of the H2RES project to Ørsted,

Everfuel Europe A/S, NEL Hydrogen A/S,

Green Hydrogen Systems A/S, DSV Panalpina

A/S, Hydrogen Denmark, and Energinet

Elsystemansvar A/S.

LL

www.orsted.dk (211801648)

Größter Solarpark des

Unternehmens – RheinEnergie

erhält Zuschlag für 19 Megawatt-

Anlage in Hemau, Bayern

(rheinenergie) Die RheinEnergie Solar,

eine 100%ige Tochter der RheinEnergie

AG, hat in der vergangenen Woche von der

Bundesnetzagentur den Zuschlag für die

Förderung eines Freiflächen-Solarparks

nach dem novellierten Erneuerbare-Energien-Gesetz

(EEG 2021) erhalten. Ein Teil

des Solarparks war bereits im Rahmen einer

Innovationsauschreibung nach dem

EEG 2017 unter eine Förderung gefallen.

Der komplette Solarpark hat eine Leistung

von rund 19 Megawatt (MW). Er liefert

genug Strom, um damit rechnerisch

rund 6.400 Haushalte ein Jahr lang zu versorgen.

Damit wird der neue Solarpark der

größte seiner Art des Kölner Energieversorgers.

Der neue Solarpark entsteht auf einer Fläche

von 20 Hektar in der bayerischen Stadt

Hemau. Nachdem auch die Stadt Hemau

als Genehmigungsbehörde Baurecht für

den Solarpark geschaffen hat, steht der

baldigen Errichtung nichts mehr im Wege.

Der Beginn der Bauarbeiten ist für Herbst

2021 geplant.

„Klimaschutz bedeutet nicht, darüber zu

reden, sondern zu handeln. Als RheinEnergie

bauen und betreiben wir seit vielen

Jahren eigene Wind-, Solar- und Biogasanlagen

und tragen dazu bei, die CO 2 -Emissionen

in Deutschland dauerhaft zu senken.

Der neue Solarpark in Hemau wird ein weiterer,

sichtbarer Teil unserer Klimaschutz-Strategie

sein; und er ist natürlich

nicht der letzte. Weitere Anlagen sind bereits

in der Planung“, sagt Dr. Dieter Steinkamp,

Vorstandsvorsitzender der RheinEnergie.

Im Rahmen ihrer Klimaschutz-Roadmap

hat sich die RheinEnergie verpflichtet, bis

zum Jahr 2040 ihre gesamte Wasser-,

Strom- und Wärmeversorgung sukzessive

27


Members´News VGB PowerTech 6 l 2021

klimaneutral zu stellen. Der zügige Ausbau

des eigenen Erneuerbare-Energien-Portfolios

ist ein wesentlicher Bestandteil dieser

Unternehmensstrategie. Insbesondere die

Solarenergie spielt dabei eine wichtige

Rolle. Neben zahlreichen Aufdachanlagen

entwickelt und betreibt die RheinEnergie

auch im gesamten Bundesgebiet große

Freiflächen-Solarparks.

Aktuell betreibt die RheinEnergie

deutschlandweit 26 Photovoltaik-Anlagen

auf Frei- und Dachflächen mit einer installierten

Leistung von ca. 36 Megawatt

(MW) sowie 26 Windparks mit insgesamt

107 Anlagen und einer anteilig installierten

Leistung von über 172 MW. Die so jährlich

erzeugte Strommenge reicht rechnerisch

aus, um rund 120.000 Haushalte zu

versorgen.

LL

www.rheinenergie.com

(211810841)

RWE, Equinor und Hydro

schließen Kooperation für

Offshore-Windprojekt in der

norwegischen Nordsee

• Gemeinsamer Antrag für die

Entwicklung von Offshore-

Windkraftanlagen im Gebiet Sørlige

Nordsjø II geplant

• Projekt soll Ausbau der Offshore-

Windenergie in Norwegen vorantreiben

• Partner bringen langjährige Expertise

und Erfahrung entlang der gesamten

Offshore-Wind-Wertschöpfungskette

ein

(rwe) RWE Renewables, Equinor und Hydro

REIN haben eine Vereinbarung zur Zusammenarbeit

im Bereich Offshore-Wind

in Norwegen unterzeichnet. Gemeinsam

wollen die Partner einen Antrag für die

Entwicklung eines großen Offshore-Windparks

in der norwegischen Nordsee in dem

Gebiet ‚Sørlige Nordsjø II‘ vorbereiten und

bei den norwegischen Behörden einreichen.

Das norwegische Ministerium für Erdöl

und Energie hat insgesamt zwei Gebiete für

Offshore-Windenergie ausgewiesen: ‚Utsira

Nord‘ und ‚Sørlige Nordsjø II‘. Derzeit

arbeiten die Behörden am Genehmigungsverfahren

für norwegische Offshore-Windkraftprojekte

auf diesen Flächen. Das ausgewiesene

Areal grenzt an das dänische

Gebiet der Nordsee und ist ideal gelegen,

um von dort aus verschiedene europäische

Länder mit Strom zu versorgen.

RWE, Equinor und Hydro bringen vielfältige

Erfahrungen und umfangreiches Fachwissen

aus der Planung und Realisierung

industrieller Großprojekte in die Partnerschaft

ein, die für die Entwicklung eines

großen Offshore-Windparks in ‚Sørlige

Nordsjø II‘ erforderlich sind. Außerdem

verfügen die Unternehmen über langjährige

Erfahrung in der Stromvermarktung.

„Die Nordsee hat mit die besten Windressourcen

der Welt. Ein großer Offshore-Windpark

in Sørlige Nordsjø II könnte

eine Schlüsselrolle beim Ausbau der Nordsee

als Drehscheibe für Offshore-Windenergie

spielen und neue industrielle Möglichkeiten

für Norwegen als Energienation

eröffnen. Equinor verfügt zusammen mit

RWE und Hydro über die industrielle Erfahrung

- von der Turbine bis zum Verbraucher

- um Werte zu schaffen und Europa

mit klimafreundlich erzeugter Energie zu

versorgen“, so Pål Eitrheim, Equinor Executive

Vice President ‚New Energy Solutions‘.

Anja-Isabel Dotzenrath, Chief Executive

Officer der RWE Renewables, ergänzt:

„Offshore-Windenergie ist der Schlüssel,

um die steigende Nachfrage nach Erneuerbaren

Energien zu decken. Sie unterstützt

die lokale Wirtschaft und hilft, neue, zukunftssichere

Arbeitsplätze zu schaffen.

Wir werden unsere 20-jährige Erfahrung

und Expertise in der Offshore-Windindustrie

mit der Kompetenz unserer Partner

Equinor und Hydro bündeln. Gemeinsam

wollen wir zur Erreichung der ambitionierten

Ziele Norwegens im Bereich Offshore-Wind

beitragen.“

„Offshore-Windenergie wird im zukünftigen

Energiemix für die Dekarbonisierung

Europas und die Erreichung der Ziele für

2050 eine wichtige Rolle spielen. Für Hydro

ist diese Kooperation Teil unserer Strategie

zur Diversifizierung und zur Erschließung

von Wachstumschancen im Bereich

der neuen Energien. Durch Hydro REIN

bringen wir unsere industriellen Fähigkeiten

und unser tiefes Wissen über die Energiemärkte

in die Partnerschaft ein. Wir

freuen uns auf die Zusammenarbeit mit

RWE und Equinor und sind überzeugt, dass

wir gemeinsam eine starke Partnerschaft

für die Erschließung von Sørlige Nordsjø II

bilden“, erläutert Arvid Moss, Executive

Vice President bei Hydro Energy.

Das Gebiet ‚Sørlige Nordsjø II‘, mit Wassertiefen

zwischen 53 und 70 Metern, verfügt

weltweit über eine der besten Windressourcen.

Das Areal besitzt das Potenzial,

eine beträchtliche Menge an klimafreundlich

erzeugtem Strom an Länder zu

liefern, die eine Umstellung ihres Energiemixes

anstreben. Die EU und Großbritannien

haben sich zum Ziel gesetzt, bis 2050

die Offshore-Wind-Kapazität auf 300 bzw.

100 Gigawatt zur Erreichung ihrer Klimaziele

auszubauen.

Partner verfügen über eine hervorragende

Expertise in allen Teilen der Offshore-

Wind-Wertschöpfungskette – von der

Entwicklung, Errichtung und Produktion bis

hin zur Vermarktung

Sowohl Equinor als auch RWE haben sehr

erfolgreich große Offshore-Infrastrukturprojekte

realisiert und betreiben diese effizient

bei gleichzeitiger Einhaltung höchster

Sicherheitsstandards. Gemeinsam haben

beide Unternehmen den 385-Megawatt-Offshore-Windpark

Arkona im deutschen

Teil der Ostsee realisiert, der seit

2019 grünen Strom für umgerechnet rund

400.000 deutsche Haushalte liefert.

Mit seinen globalen Geschäftsaktivitäten,

einer Platzierung unter den Top-Drei bei

der Stromerzeugung aus Erneuerbaren

Energien in Norwegen und umfangreichen

Betätigungen auf dem Strommarkt in den

nordischen Ländern und Brasilien bringt

Hydro weitreichende Erfahrung in der

Durchführung von Großprojekten und auf

dem Gebiet der Industrialisierung sowie

der Strommarkt-Optimierung in die Partnerschaft

ein. In den vergangenen Jahren

war Hydro weltweit einer der größten Abnehmer

von Strom aus Erneuerbaren Energien

und maßgeblich an der Erarbeitung

kommerzieller Konzepte beteiligt, die zum

Ausbau der Windenergie in Norwegen und

Schweden beigetragen haben. Die Beteiligung

von Hydro an der Partnerschaft wird

durch die neu gegründete Gesellschaft für

den Ausbau der Erneuerbaren Energien,

Hydro REIN, organisiert.

LL

www.rwe.com (211801651)

www.equinor.com

BASF und RWE wollen bei neuen

Technologien für Klimaschutz

kooperieren

• Grüner Strom und innovative

Produktionstechnik könnten den

Chemiestandort Ludwigshafen zu

einem Leuchtturm für Klimaschutz in

der chemischen Industrie machen

• Zusätzlicher Offshore-Windpark mit

einer Kapazität von 2 Gigawatt soll

BASF ab 2030 grünen Strom für

CO 2 -freie Produktionsverfahren liefern

• Absichtserklärung fokussiert auf

klimaneutrale Chemieindustrie und

CO 2 -freien Wasserstoff

(rwe) Dr. Martin Brudermüller (BASF)

und Dr. Markus Krebber (RWE) haben in

Ludwigshafen im Beisein des IG BCE-Vorsitzenden

Michael Vassiliadis eine Projektidee

vorgestellt, die zeigt wie industrielle

Produktion nachhaltig und zukunftsfähig

werden kann. Ein zusätzlicher Offshore-Windpark

mit einer Leistung von 2 Gigawatt

(GW) soll den Chemiestandort Ludwigshafen

mit grünem Strom versorgen

und zur CO 2 -freien Herstellung von Wasserstoff

dienen. Ziel ist, Produktionsprozesse

von Basischemikalien, die bisher auf

fossilen Energieträgern basieren, zu elektrifizieren.

Dabei sollen CO 2 -freie Technologien wie

zum Beispiel elektrisch beheizte Steamcrackeröfen

zur Herstellung von Petrochemikalien

zum Einsatz kommen, an deren

Entwicklung BASF bereits mit Partnern

arbeitet. Um das gemeinsame Vorhaben

voranzutreiben, haben die Vorstandsvorsitzenden

von BASF und RWE eine Ab-

28


VGB PowerTech 6 l 2021

Members´News

sichtserklärung über eine weitreichende

Kooperation für den Aufbau zusätzlicher

Kapazitäten für erneuerbaren Strom und

zur Nutzung innovativer Technologien für

den Klimaschutz unterzeichnet.

„Wir wollen gemeinsam den Weg zu einer

CO 2 -neutralen Chemieindustrie durch

Elektrifizierung und den Einsatz von

CO 2 -freiem Wasserstoff beschleunigen“,

erklärten Brudermüller und Krebber. Michael

Vassiliadis, Vorsitzender der IG BCE,

hob hervor: „Hier machen zwei starke Partner

klimagerechte Transformation und

Energiewende konkret und greifbar. Wir

stehen hinter diesem Großprojekt, weil es

ein Symbol sein kann für die Innovationskraft

der Industrie und ihrer Beschäftigten.

Sie arbeiten vielerorts mit viel Herzblut

und großer Kompetenz daran, den Wandel

zu gestalten. Dabei verdienen sie jede nur

mögliche Unterstützung.“

Mit dem Vorhaben könnten etwa 3,8 Millionen

Tonnen CO 2 -Emissionen pro Jahr

vermieden werden, bis zu 2,8 Millionen

Tonnen davon direkt bei BASF in Ludwigshafen.

Es zeigt ganz konkret, wie Klimaschutz

und Wettbewerbsfähigkeit in der

Chemieindustrie in Einklang gebracht werden

können. Eine finanzielle Förderung

durch die öffentliche Hand für den Bau des

Windparks wäre nicht erforderlich.

Martin Brudermüller, Vorsitzender des

Vorstands der BASF SE, betonte: „Ohne

ausreichende Mengen an Strom aus erneuerbaren

Quellen zu wettbewerbsfähigen

Preisen kann die vor uns liegende Transformation

nicht gelingen! Diese Aufgabe ist

nur durch eine neuartige und intensive Zusammenarbeit

zwischen Politik und Industrie

zu meistern. Und sie braucht die Zusammenarbeit

über Wertschöpfungsketten

hinweg. In unserer Partnerschaft zwischen

RWE als führendem Unternehmen in der

Stromerzeugung und BASF in der Chemie,

bringen wir die notwendigen Voraussetzungen

und den Willen zur Gestaltung zusammen.“

Markus Krebber, CEO von RWE, erläuterte:

„Einen neuen Offshore-Windpark schon

bei der Planung an einen industriellen Abnehmer

wie BASF zu koppeln, der auf dieser

Basis seine Produktion auf grünen

Strom und Wasserstoff umstellt, wäre für

Deutschland ein Novum. Eine Realisierung

unseres Vorschlags wäre eine echte Beschleunigung

des Ausbaus Erneuerbarer

Energien. Natürlich sind noch einige Fragen

offen, aber wir wollen das vorantreiben:

je schneller, desto besser. So gestalten

wir die Energiewende.“

Voraussetzung für die Realisierung des

Vorhabens ist ein entsprechender Regulierungsrahmen.

Die Politik hat angekündigt,

die Ausbauziele für Erneuerbare Energien

deutlich anzuheben und den Zubau zu beschleunigen.

Dafür müssten Flächen für

Offshore-Projekte ausgeschrieben werden,

deren Nutzung nach heutiger Planung erst

nach 2030 vorgesehen ist. Die Unternehmen

regen an, diese Flächen gezielt für

Ausschreibungen zu nutzen, die auf industrielle

Transformationsprozesse fokussieren.

Zudem sollte der grüne Strom von der

EEG-Umlage entlastet werden. Auch fehlt

derzeit noch der regulatorische Rahmen

für die CO 2 -freie Wasserstoffproduktion.

Mit dem heute vorgestellten Projekt zeigen

BASF und RWE, wie ein klug gemachter

Umbau des Industriestandorts Deutschland

gelingen kann. „Wir sind überzeugt:

Klimaneutrale Industrieproduktion „Made

in Germany“ stellt sicher, dass Wertschöpfung

und Beschäftigung in Deutschland

bleiben und sich hieraus Exportchancen

für neue Technologien eröffnen“, so Brudermüller

und Krebber.

Hinweis an die Redaktionen: Weiterführende

Unterlagen zum Projekt wie Video,

Grafik und Projektbeschreibung finden Sie

hier: www.rwe.com/RWE-BASF-Projekt

LL

www.rwe.com (211801653)

Müllheizkraftwerk Essen-Karnap:

Neue Wasseraufbereitungsanlage

nimmt Betrieb auf

• RWE investiert knapp 16 Mio. Euro in

neue Anlage und Leichtbauhalle

(rwe) Wasser marsch! 20 Monate nach

dem ersten Spatenstich hat RWE am Müllheizkraftwerk

Essen-Karnap eine neue

Wasseraufbereitungsanlage (WAB) in Betrieb

genommen. Die Anlage ist in einer

Leichtbauhalle untergebracht, die gegenüber

dem Verwaltungsgebäude des Kraftwerks

neu errichtet wurde. Gesamtkosten:

knapp 16 Millionen Euro.

„Die Investition ist ein klares Bekenntnis

zum Energie-Standort Karnap – wichtig für

unser Kraftwerk und die Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter vor Ort“, betont Kraftwerksleiter

Niklas Clemens. „Damit stellen

wir sicher, dass unsere gut ausgelastete Anlage

auch in Zukunft sicher und zuverlässig

ihre Kernaufgabe erfüllen kann: die energetische

Verwertung von Abfällen für die

Stromerzeugung.“

Die neue Anlage filtert und entsalzt Wasser

aus dem Rhein-Herne-Kanal für die

Verwendung im Kraftwerk. Dabei befreien

Kiesfilter pro Stunde mehrere hundert Kubikmeter

Wasser von Schwebstoffen. Eine

Entkarbonisierungsanlage senkt den Härtegrad

und die neue Vollentsalzungsanlage

demineralisiert stündlich bis zu 40 Kubikmeter

Wasser so weit, dass es für den Wasser-Dampf-Kreislauf

im Kraftwerk verwendet

werden kann. Die verschiedenen Aufbereitungsstufen

sind erforderlich, damit

sich Komponenten nicht mit Mineralien

zusetzen und korrodieren.

Die Technik der neuen Anlage entspricht

im Wesentlichen der in der bestehenden

WAB verwendeten Ionenaustauscher-Technik

mit vorgeschalteten Kiesfiltern. Diese

wird ergänzt um eine moderne Umkehr-Osmose

und eine Membranentgasung. Die

Leichtbauhalle der neuen WAB ist zehn

Meter hoch, bei einer Grundfläche von

mehr als 1.000 Quadratmetern.

Trotz Corona verliefen die Bauarbeiten

wie vorgesehen. „Wir haben unseren Zeitplan

eingehalten und sind unfallfrei, ohne

Infektionen und im Budget fertig geworden“,

betont RWE-Projektleiter Dr. Manfred

Schäfer, der das Neubauprojekt geleitet

hat.

LL

www.rwe.com (211801654)

Müllheizkraftwerk Essen-Karnap: Neue Wasseraufbereitungsanlage nimmt Betrieb auf

29


Members´News VGB PowerTech 6 l 2021

150-Megawatt-Solarprojekt in den

USA: RWE kooperiert mit

Facebook und TVA

• Projekt befindet sich in Shelby County,

Tennessee

• Facebook will 110 Megawatt für Betrieb

eines Rechenzentrums nutzen

• Inbetriebnahme für Ende 2023 erwartet

(rwe) RWE Renewables hat mit Facebook

und der Tennessee Valley Authority (TVA)

eine Kooperation vereinbart, um ein Solarprojekt

mit einer installierten Kapazität

von 150 Megawatt (MW) in Shelby County,

Tennessee in den USA zu realisieren. Nach

der Inbetriebnahme wird Facebook die Solarenergie

von 110 MW nutzen, um ein Rechenzentrum

in Tennessee auch mit grünem

Strom zu betreiben. Die Anlage wird

voraussichtlich Ende 2023 in Betrieb gehen,

der Baubeginn ist für Mitte 2022 vorgesehen.

Basis für die Realisierung des Solarprojekts

ist ein langfristiger Stromabnahmevertrag

(Power Purchase Agreement – PPA)

mit TVA. RWE wird 100% der Anteile an

der Anlage besitzen und diese auch betreiben.

Die Investitionsentscheidung für die

Solaranlage wird voraussichtlich getroffen,

sobald das Genehmigungsverfahren

abgeschlossen ist.

Die Tennessee Valley Authority ist eine

Körperschaft der Vereinigten Staaten, die

Strom für Geschäftskunden und lokale

Stromversorger bereitstellt und fast 10 Millionen

Menschen in Teilen von sieben

südöstlichen Bundesstaaten der USA versorgt.

Das Solarprojekt ist Teil des

Green-Invest-Programms von TVA zum

Ausbau der Erzeugungskapazitäten auf Basis

Erneuerbarer Energien in Shelby County,

Tennessee. Seit 2018 hat TVA so fast 2,7

Milliarden US-Dollar an Solarinvestitionen

angezogen und über 2.100 MW an Solaranlagen

im Auftrag seiner Kunden beschafft.

Langfristige Stromlieferverträge entwickeln

sich zunehmend zu einer Option für

die Betreiber bestehender und auch neuer

Erneuerbare-Energien-Anlagen. PPA-Modelle

bieten hierbei den Vorteil, dass keine

Teilnahme an Ausschreibungen für Fördertarife

erforderlich ist. Das führt zu mehr

Standortflexibilität, neue Projekte können

schneller realisiert werden. Zur direkten

Lieferung von Ökostrom hat RWE bereits

PPAs mit Unternehmen wie Volkswagen,

Deutsche Bahn oder Bosch geschlossen.

Die USA machen mehr als ein Drittel der

Kapazitäten des RWE Konzerns im Bereich

der Erneuerbaren Energien aus und spielen

damit eine Schlüsselrolle in der RWE

Strategie zum Ausbau des Geschäfts. RWE

baut, besitzt und betreibt einige der leistungsstärksten

Wind-, Solar- und Energiespeicherprojekte

in den USA.

RWE verfügt über umfangreiche Erfahrungen

im US-Onshore-Markt mit 27 in

Betrieb befindlichen Anlagen sowie weiteren

Projekten im Bau und errichtet das Solarprojekt

Hickory Park mit kombiniertem

Batteriespeicher.

Darüber hinaus ist RWE ein Joint Venture,

New England Aqua Ventus, eingegangen,

das sich auf schwimmende Offshore-Windkraftanlagen

im Bundesstaat Maine

konzentriert.

LL

www.rwe.com (211801655)

TIWAG: Gemeinschaftskraftwerk

Inn-Baustelle nimmt letzte Hürden

(tiwag) Die Bauarbeiten auf der Kraftwerksbaustelle

im Oberen Gericht gehen

ins Finale. Die Inbetriebnahme ist für das

nächste Jahr vorgesehen. Zuletzt konnte

der 23,2 km lange Triebwasserstollen über

den Zugangsstollen in Maria Stein fertig

ausgekleidet werden. Dieser führt das Wasser

künftig unterirdisch von der Wehranlage

in Ovella bis zum Krafthaus.

Auch die Arbeiten am Krafthaus in Prutz/

Ried sind soweit abgeschlossen, die Maschinen

zur Stromerzeugung installiert.

Mit einer installierten Leistung von 89 Megawatt

können jährlich rund 440 Gigawattstunden

Strom erzeugt werden. Das

entspricht dem durchschnittlichen Stromverbrauch

von 90.000 Haushalten.

„Wir produzieren mit unserem neuen

Kraftwerk wichtige Grundlast und leisten

damit einen wichtigen Beitrag für die Tiroler

Versorgungssicherheit“, erklärt GKI-Geschäftsführer

Johann Herdina: „Auch die

Betonierarbeiten in Ovella konnten in den

vergangenen Monaten durch die günstige

Witterung ohne Unterbrechungen weitergeführt

werden. Wir befinden uns voll auf

Kurs.“

Die massiven Betonbauteile für das Einlaufbauwerk,

das Dotierkraftwerk und die

Fischwanderhilfe wachsen derzeit zügig in

die Höhe. Der Bau der Anlagenteile auf der

rechten Uferseite ist durch die beengten

Platzverhältnisse eine große Herausforderung

für die ausführenden Firmen. Mit

dem weiteren Baufortschritt wird die Situation

vor Ort aber immer besser.

Bis Ende April 2021 konnten bereits ca.

4.500 m³ Beton verbaut werden. Die Anbindung

an den bereits fertiggestellten

Triebwasserstollen ist für August vorgesehen.

LL

www.tiwag.at (211801708)

German Federal Network

Agency: Uniper’s Heyden 4

power plant still needed

to secure power supply

• Federal Network Agency affirms coalfired

plant near Minden as essential

• Grid operator will use Heyden 4 as

reserve power plant 2022

• Uniper COO David Bryson: “Very good

news for jobs at the site”

• Due to the importance for the security

of supply, a conversion to a phase shifter

is foreseen thereafter

• Uniper ceased commercial electricity

generation at Heyden at end of 2020

(uniper) Uniper‘s Heyden 4 power plant in

Petershagen near Minden is now no longer

slated for decommissioning. The Federal

Network Agency announced today that the

facility is still needed to serve as a reserve

power plant in order to ensure the safe and

secure operation of the power supply system.

This means that Heyden 4, with its

875-megawatt capacity, is now officially

considered essential and is anticipated to

remain in operation as a reserve power

plant from July 8, 2021 to September 30,

2022. However, it is expected that the plant

will be put to use solely at the request of

grid operator TenneT — in particular when

needed to guarantee a secure supply of

electricity to the grid. After the expiry of

the system relevance at the end of September

2022, the BNetzA plans to convert the

power plant to a phase shifter to further

ensure security of supply.

The plant has been in a sort of reserve status

since the beginning of the year and has

not been generating electricity for the market.

It has nevertheless been put into operation

seven times since then in order to

stabilize the grid. Heyden 4 was awarded

the contract by the Network Agency in the

initial bid in accordance with the Act for

Reducing and Terminating Coal-Fired Generation

of August 13, 2020. Had Heyden 4

not been deemed essential, Uniper had

planned to close the plant on July 8, 2021.

By 2015, Uniper had already closed coalfired

power plants at its Datteln, Gelsenkirchen

Scholven, Knepper, Veltheim and

Shamrock sites, equating to an output of

around 2400 megawatts. According to the

plan for additional coal-fired plant closures

in Germany issued in January of 2020, CO 2

reductions of up to around 18-million

tonnes of CO 2 per year are targeted. The

Wilhelmshaven 1 power plant recently won

the second round of bids on terminating

coal-fired generation and will be decommissioned

this coming December. Uniper‘s

last coal-fired power plant in Germany will

be the Datteln 4 power plant. It is one of

the most modern coal-fired power plants

worldwide and owing to its outstanding efficiency

is a significant element of Uniper‘s

strategy for reducing CO 2 emissions.

30


VGB PowerTech 6 l 2021

Members´News

Uniper is developing forward-looking

and sustainable transformation concepts

for the energy supply of tomorrow that will

be implemented at the power plant locations

affected by the closures. This includes

plans for the construction and operation of

new gas-fired CHP plants to provide district

heating, innovative solutions for supplying

industrial customers with steam,

heating, cooling and electricity, and the

construction of plants for the industrial

production of hydrogen. As a part of this,

site development plans are currently being

drawn up for the Heyden plant.

David Bryson, COO of Uniper: “This is

great news for our employees at the site,

because it means we will be able to keep

them on for the time being. Every day for

years they have been making a valuable

contribution toward making sure people

have a secure supply of electricity. The

Heyden plant has the potential to remain

an important industrial site even after coalfired

power generation is completely

phased out. We have been in discussions

for some time about possible energy options

for the future and about how we can

continue to add value to this region. We are

currently working intensively to determine

the specific projects that will result from

these discussions as well as when we will

be able to implement them.”

LL

www.uniper.energy (211801713)

Pattern Energy and Uniper Sign

Long-Term Power Purchase

Agreement for

New Mexico Wind Project

(uniper) Pattern Energy Group LP (Pattern

Energy) and Uniper today announced they

have signed a 15-year power purchase

agreement for up to 219,000 MWh per year

of wind energy in New Mexico, enough to

power more than 20,000 homes annually.

The power will be delivered from Pattern

Energy’s 1,050 MW Western Spirit Wind

project, which is currently under construction

in New Mexico and represents the largest

single-phase renewable power build

out in U.S. history. Western Spirit Wind is

expected to be completed by the end of

2021.

“A large part of our business is about helping

communities, municipalities, cooperatives,

utility companies, and commercial

and industrial loads achieve their energy

decarbonization objectives in a cost-effective

manner,” said Marc Merrill, President

& CEO, Uniper North America. “We provide

customized energy solutions that collectively

address both reliability-of-supply

and environmental concerns, which is why

we’re happy to be working with Pattern Energy

to bring additional renewable generation

benefits to New Mexico and other

western states.”

Pattern Energy’s Clines Corner Wind project, which is part of the 1,050 MW Western Spirit Wind

project in New Mexico

“We welcome this partnership with Uniper

and look forward to providing New

Mexico wind power to New Mexico consumers

from our new Western Spirit Wind

project,” said Mike Garland, CEO of Pattern

Energy. “Construction on Western Spirit

Wind – the largest wind project in North

America – is on schedule with 1,000 workers

on site. The wind resource at Western

Spirit Wind is one of the strongest in the

country and has an evening ramp that creates

an ideal complement to daytime solar

power.”

Western Spirit Wind will be constructed

in conjunction with the Western Spirit

Transmission Line, an approximately 150-

mile 345kV AC transmission line that will

add much-needed accessibility for New

Mexico’s powerful wind resources to reach

the electricity grid in the state and the

broader western markets. The Western

Spirit Transmission line is being developed

jointly between Pattern Energy and the

New Mexico Renewable Energy Transmission

Authority (RETA) and will interconnect

directly into the Public Service Company

of New Mexico system (PNM). PNM

will acquire and operate the transmission

line upon its commissioning.

LL

www.uniper.energy (211801715)

LIQVIS GmbH and EnviTec Biogas

AG sign agreement for the supply

of bio-LNG

• From autumn 2022, LIQVIS will offer

carbon-neutral LNG as an alternative

fuel at its LIQVIS filling stations

• EnviTec Biogas enters into production of

advanced biofuels

• An important step on the road towards

further decarbonisation of heavy goods

vehicle transport in Germany

(uniper) LIQVIS GmbH and EnviTec Biogas

AG have signed an agreement for the supply

of bio-LNG. EnviTec Bioenergie

Güstrow GmbH, a wholly owned subsidiary

of EnviTec Biogas AG, will start supplying

LIQVIS with bio-LNG from the third

quarter of 2022. From autumn 2022, bio-

LNG will be produced at the biogas plant in

Güstrow: to date, this plant has been used

for the production of biomethane and is

now being converted to produce bio-LNG.

As the bio-LNG will be carbon-neutral, this

will lead to a further significant reduction

in CO 2 emissions compared with conventional

LNG. From October 2022 onwards,

the bio-LNG will be available from Liqvis

filling stations in Germany as an alternative

fuel for the heavy goods vehicle sector.

Sebastian Gröblinghoff, Managing Director

of LIQVIS GmbH: “The supply agreement

with EnviTec is a major milestone on

our way towards further decarbonising the

LIQVIS product portfolio. Since 2017, our

conventional LNG products have been

helping our customers make significant reductions

to their carbon footprint when

compared with the use of diesel fuel. Starting

in 2022, our partnership with this established

and experienced biogas generation

company will also let us offer a fully

carbon-neutral product at an attractive

31


Members´News VGB PowerTech 6 l 2021

price for the very first time. As supplies of

bio-LNG have been limited in the past, it’s

likely that we will not be able to meet customer

demand in full initially. However, we

are increasing the proportion of bio-LNG in

our portfolio as part of a continuous process

that will ensure we can offer an attractive

bio-LNG product to all of our customers.

If our efforts here are well-received by

our customers, this would signal real progress

towards decarbonising heavy goods

vehicle transport in Germany.”

Olaf von Lehmden, CEO of EnviTec Biogas

AG: “The implementation of RED II in

Germany is the first truly ambitious approach

to the energy transition in the

transport sector. The admixture of bio-LNG

or a complete conversion to this fuel can

make a hugely valuable contribution to the

decarbonisation of the rising volume of

heavy goods traffic in Europe. With the acquisition

and conversion of the Güstrow

Bioenergy Park, EnviTec is entering into

the production of advanced biofuels and

opening up a new business segment. Conversion

work on the Güstrow site requires

investment in a CO 2 liquefaction plant and

an LNG system for biomethane liquefaction,

as well as extensive capital spending

on replacements such as new roofs and agitators

amounting to EUR 35–40 million.”

Uniper subsidiary LIQVIS has been operating

LNG filling stations since 2017. These

stations are located at strategic transport

hubs that serve a particularly high volume

of heavy goods vehicles (including Berlin-Grünheide,

Hannover-Langenhagen,

Kassel-Lohfelden and Bönen). To meet the

increasing demand for this alternative fuel,

a systematic expansion of the company’s

German LNG filling station infrastructure

is planned over the next few years. Examples

of regions that will gain new LIQVIS

stations this year as part of this expansion

include Bad Honnef, Ulm-Seligweiler and

Magdeburg.

With their low figures for fine particulates

and nitrogen oxide, LNG vehicles already

easily meet the stringent environmental requirements

of the Euro 6 emissions standard.

Fuel costs for larger HGVs weighing

over 18 tonnes with an annual mileage of

at least 100,000 km are also significantly

lower than for diesel vehicles. Vehicles

powered by LNG also offer a further advantage:

they are exempt from motorway tolls

in Germany.

LL

www.uniper.energy (211801714)

Important step towards the “

Iconographic Future Power Plant “

in Hamburg-Moorburg: Planning

funds for co-financing released

(uniper) The energy transition in Hamburg-Moorburg

is taking concrete shape:

With its „Strategic Decision“ financing

commitment, Uniper SE is securing the

next project phase of the „Iconographic Future

Power Plant (IFPP) - HH2Europe“ project.

In concrete terms, this involves the

approval of project development costs in

the millions by Uniper SE in order to press

ahead with the further planning on the

way to a final investment decision. This

means that Uniper has now provided all

the planning and project development

funds required for the next project phase.

“We are very pleased that the successful

and close cooperation based on this strategic

decision can now be consolidated and

further intensified,” explains Alexander

Voigt, founder and CEO of HH2e AG. For

Uniper SE, board member David Bryson,

Chief Operating Officer and Chief Sustainability

Officer, will lead the project. By

joining the supervisory board of HH2e AG,

David Bryson, who has many years of operational

experience in the energy industry,

is making Uniper‘s commitment to the

“power plant of the future” even clearer.

The IFPP is scheduled to go into operation

in Hamburg as early as 2025.

Expansion of the Supervisory Board at

HH2e AG to include further experts:

Simultaneously with the launch of this

project phase, HH2e AG is expanding its

Supervisory Board to include additional

personalities from politics and business.

The Supervisory Board with its Chairman

Prof. Christian Held, as well as the members

of the Supervisory Board Dr. Markus

Klimmer, Markus Graebig and Dr. Albrecht

Reuter will be expanded by Dr. Barbara

Hendricks, MdB (former Federal Minister

of the Environment), David Bryson and Dr.

Peter Blauwhoff (long-standing Chairman

of the Management Board of Shell

Deutschland Holding GmbH and Chairman

of the Supervisory Board at Tata Steel

Nederland B.V. ).

“Uniper has set itself ambitious goals for

CO 2 neutrality with “Net-Zero 2035”. We

were convinced of the HH2Europe concept

from the very beginning and have been actively

involved in the project development

with great commitment since the initial

idea phase. The project will make an important

contribution to initiating the next

stage of the energy transition in Hamburg

and beyond. In cooperation with HH2e, we

are working to ensure that the technical

and economic feasibility, the approval situation

and the funding commitment make a

final investment decision possible”, explains

David Bryson.

Siemens Energy AG also continues to be

actively and intensively involved in the

planning and technical development work.

Together with the other project partners,

Siemens Energy is combining the innovative

elements of the “Iconographic Future

Power Plant” in Hamburg-Moorburg. After

a planning and construction period of only

four years, industry, households and mobility

are to be reliably supplied with green

heat and hydrogen from renewable energies.

“Hardly any other project stands so

clearly and extensively for innovation and

for a successful transformation of the energy

supply as this one. That is why Siemens

Energy is contributing its expertise as a

technology partner to the project with

great motivation,” emphasises Dr. Jochen

Eickholt, member of the Managing Board

of Siemens Energy AG.

HH2e AG is a highly specialised project

developer for the after-use and conversion

of fossil sites to sustainable energy production

and supply. In mid-February 2021,

HH2e AG and other project partners submitted

a detailed project outline in the context

of the expression of interest in the socalled

Important Projects of Common European

Interest (IPCEI). Together with

Uniper SE, Siemens Energy AG, Airbus

Operations GmbH and other partner companies

and institutions, HH2e AG intends

to initiate the next stage of the energy transition

at the power plant site in Hamburg-Moorburg

through an iconographic

power plant of the future.

The IFPP: High-temperature storage,

electrolyser and innovative gas turbine as

main components

At its core, the IFPP is about storing and

transforming large amounts of wind power

and providing tradable, green energy products

according to demand. Renewable energies

are integrated in this way on a large

industrial scale into the sectors of heat,

transport and to decarbonise industry. Part

of the stored energy is supplied to Hamburg‘s

industry as high-temperature heat in

the form of process steam. Another part is

converted into oxygen and hydrogen by an

innovative electrolysis technology. The gas

turbine provides green peak load as an innovative

power plant component.

The special feature: The renewable electricity

is absorbed by the future power

plant for an average of four hours a day and

provided over 24 hours as green heat, process

steam, hydrogen and hydrogen products

as well as oxygen. In this way, the system

adapts to the generation peaks of renewable

energies, thus optimising the

electricity purchase costs and minimising

the costs for hydrogen storage at the same

time.

32


VGB PowerTech 6 l 2021

Members´News

This makes it possible to supply large

quantities of green hydrogen directly to industry

and other customers, e.g. in the mobility

sector. In the long term, this will

make it possible to meet the hydrogen

needs of Hamburg‘s energy-intensive industry

completely without emissions. In

addition, delivery and heavy goods traffic

as well as ships in the port of Hamburg and

the surrounding area could be climate-neutral

in the future with green hydrogen or,

for example, green ammonia.

Another goal: a hydrogen trading

platform is to be established in Hamburg:

The development of an integrated energy

system is to be accompanied by the emergence

of a hydrogen trading platform,

which will become the international marketplace

for the physical and balance-sheet

trading of hydrogen. Other power-to-x energy

carriers derived from green hydrogen,

such as ammonia, methanol or synthetic

fuels, are also included. This planned platform

is intended to make an important contribution

to the development of a regionally,

nationally and globally networked hydrogen

economy, of which Hamburg will

be an important powerhouse and trading

centre.

About HH2e AG

HH2e AG combines pioneering spirit, innovative

strength, technical know-how,

energy industry expertise and around 30

years of experience with planning and implementing

projects to realise the energy

transition. HH2e AG is based in Hamburg.

LL

www.hh2e.de

www.uniper.energy (211811650)

Huntorf hydrogen hub: politicians

informing themselves on site

(uniper) The hydrogen hub planned by

EWE and Uniper in Huntorf has also attracted

the interest of federal politicians: On

Monday, Dr. Stefan Kaufmann MdB, Innovation

Officer „Green Hydrogen“ at the Federal

Ministry of Education and Research,

went on site to get an idea of the plans of

both companies. Kaufmann accepted the

invitation of Lower Saxony‘s Science Minister

Björn Thümler to visit selected sites in

Lower Saxony in the field of green hydrogen

production and storage. EWE CEO Stefan

Dohler and Uniper COO David Bryson

explained their plans to the two politicians

in Huntorf.

Stefan Kaufmann, Innovation Commissioner

for Green Hydrogen, is confident:

“Green hydrogen is the gamechanger for a

climate-friendly energy supply of tomorrow.

Germany has a unique opportunity to

become a thought leader and pioneer for

green hydrogen solutions. We can become

a global technology supplier. To do this, we

now need to quickly bring the enormous

knowledge from science into practice.

Informing themselves about the planned hydrogen hub in Huntorf Lower Saxony‘s Science

Minister Björn Thümler and Dr. Stefan Kaufmann, Innovation Officer “Green Hydrogen” at the

Federal Ministry of Education and Research. Here with EWE CEO Stefan Dohler and Uniper

COO David Bryson (from left).

That‘s what makes projects like the one in

Huntorf so important. The hydrogen hub

shows: Green hydrogen is feasible, the value

chains work. This is ensured by the excellent

expertise and innovative strength of

the partners involved. This is how energy

transition works!”

Lower Saxony‘s Minister for Science and

Culture Björn Thümler agrees: “Green hydrogen

is an indispensable building block

for the energy transition. That‘s why we are

funding five innovative research projects

across Lower Saxony with a total of six million

euros. Here in Huntorf, the DLR Institute

for Networked Energy Systems and

Clausthal University of Technology are

now using the compressed air storage power

plant to investigate the potential of using

green hydrogen in thermal processes.”

EWE and Uniper had recently announced

their intention to establish a hydrogen hub

in Huntorf, Lower Saxony. Both companies

have already signed a corresponding contract.

Accordingly, they plan to generate

hydrogen in Huntorf using renewable energy

(wind power), store it there and create

transport facilities to make it available to

industry and the mobility sector. The cooperation

between the two companies will

take place under the name CHESS (Compressed

Hydrogen Energy Storage Solution).

LL

www.uniper.energy (211801719)

VERBUND und Visiolar GmbH

entwickeln Photovoltaik-Projekte

mit bis zu 2.000 MW in

Deutschland

(verbund) VERBUND und Visiolar GmbH

planen, gemeinsam Flächen mit bis zu

2.000 Hektar für die Erzeugung elektrischer

Energie aus erneuerbaren Quellen,

insbesondere aus Photovoltaik, nutzbar zu

machen. In einem ersten Schritt wurden 13

Flächen mit rund 1.400 Hektar bzw. rund

1.400 MWp installierbare Leistung identifiziert.

Österreichs führendes Energieunternehmen

VERBUND startet eine Energie-Kooperation

mit der Visiolar GmbH. Visiolar

mit Sitz in Potsdam ist Teil der Lindhorst-Gruppe,

eine in der Landwirtschaft

erfahrene und langjährig tätige Unternehmensgruppe

in Niedersachsen/Deutschland.

Visiolar verfügt über umfangreiche

Liegenschaften für erneuerbare Energien

Projekte und sichert damit eine sehr zuverlässige

und ausbaufähige Plattform für die

gemeinsamen Aktivitäten.

Die Kooperationspartner setzen sich für

eine subventionsfreie, saubere Energieversorgung

in enger Zusammenarbeit mit

Landwirten, Kommunen und Bürgern ein.

Das erklärte Ziel ist, Energie nachhaltig

und CO 2 -neutral zu produzieren sowie für

die Städte und Gemeinden ökonomisch attraktiv

zu gestalten.

Geplant ist, einen Teil der Visiolar-Flächen

mit bis zu 2.000 Hektar für die Erzeugung

elektrischer Energie aus erneuerbaren

Quellen, insbesondere aus Photovoltaik,

nutzbar zu machen. Bis dato wurden

13 Flächen mit rund 1.400 ha (entspricht

maximal rund 1.400 MWp installierbare

Leistung) identifiziert und definiert. Die

Projekte sollen in den kommenden Jahren

stufenweise entwickelt, errichtet und in

33


Members´News VGB PowerTech 6 l 2021

Betrieb gesetzt werden. Damit kann ein

wesentlicher Beitrag zum Klimaschutz und

zur Erreichung der europäischen Treibhausgasminderungsziele

geleistet werden.

Das gemeinsame Ziel ist, Energie nachhaltig

und CO 2 -neutral zu produzieren sowie

für die Städte und Gemeinden ökonomisch

attraktiv zu gestalten.

„Bis 2030 will VERBUND rund ein Viertel

der Gesamterzeugung aus Photovoltaik

und Wind-Onshore abdecken“, so VER-

BUND-Vorstandsvorsitzender Michael

Strugl. „Die Kooperation mit Visiolar stellt

dabei einen wichtigen Schritt zur Erreichung

dieses Zieles dar. Wir freuen uns

sehr, für diesen richtungsweisenden

Schritt in der Erzeugung regenerativer

Energien mittels Photovoltaik einen kompetenten

Partner vor Ort gefunden zu haben.“

Mit der Realisierung der Projekte

avanciert VERBUND zudem zu einem der

führenden Photovoltaik-Player im Kernmarkt

Deutschland. VERBUND betreibt bereits

21 Wasserkraftwerke in Bayern an Inn

und Donau sowie einen 86 MW Windpark

in Rheinland-Pfalz.

LL

www.verbund.com (211801721)

Ybbs-Persenbeug: Neuer Rotor für

mehr Strom aus der Donau

Heikler Kran-Einsatz im VERBUND-Donaukraftwerk

Ybbs-Persenbeug: zwei Kräne

für den 236-Tonnen-Rotor in Millimeterarbeit.

Beide mächtigen Portalkräne des Donaukraftwerk

Ybbs-Persenbeug reichen gerade

aus, um den neuen Rotor für die Maschine

Nr. 3 zu heben. Selbst für die erfahrene

Kraftwerksmannschaft bleibt es eine Herausforderung,

das 10 Meter große Teil millimetergenau

in den Turbinenschacht zu

senken. Damit ist ein wichtiger Meilenstein

im Revitalisierungsprogramm Ybbs2020

erreicht.

Achim Kaspar, im Vorstand der VER-

BUND AG für den Bereich Erzeugung zuständig,

machte sich persönlich ein Bild

vom Fortschritt der Arbeiten. „Die Leistung

von Projektteam und Kraftwerksmannschaft

ist beeindruckend. Besonders stolz

bin ich darauf, dass es sich hauptsächlich

um Eigenpersonal handelt, das seine Ausbildung

in unserer eigenen Lehrwerkstätte

erhalten hat.“

Die Maschine Nr. 3 ist die vorletzte im

Maschinentauschprogramm Ybbs. Im kommenden

Herbst wird die letzte der Turbinen

aus den 1950er Jahren erneuert. „Wo

es uns möglich ist, revitalisieren wir unseren

Kraftwerksbestand. Gerade bei den

großen Donau-Kraftwerken ist noch Potenzial

vorhanden für einen spürbaren Beitrag

zur Energiewende“, so Achim Kaspar. Mehr

Strom aus Wasserkraft

Herzstück der elektrischen Stromerzeugung

ist der Generator. Ein stehender (Stator)

und ein beweglicher Ring (Rotor) werden

über die Turbine von der Donau angetrieben

und erzeugen so Strom aus Wasserkraft.

Die Komponenten sind allesamt noch

Erstbestand aus den 1950er Jahren und

werden von VERBUND Stück für Stück

durch neue Anlagenteile getauscht. Die Erneuerung

am Standort Ybbs-Persenbeug

umfasst zudem eine Erneuerung der Leittechnik,

Kabeln und Transformatoren.

Nach Projektende 2022 erzeugt das Kraftwerk

zusätzlichen Strom für 22.000 Haushalte.

Insgesamt investiert VERBUND am

Standort Ybbs-Persenbeug damit 144 Mio.

Euro.

LL

www.verbund.com (211801722)

Projekt Ybbs2020: Einhub Rotor Hauptmaschine 3 (Mai 2021)

CopyrightVERBUND

Projekt Ybbs2020: Einhub Rotor Hauptmaschine 3 (Mai 2021)

CopyrightVERBUND

Events in brief

MEORGA

MSR-Spezialmessen

MEORGA veranstaltet technologisch orientierte

Fachmessen mit begleitenden

Fachvorträgen für Produkte der Messtechnik,

Steuerungstechnik, Regeltechnik, Prozessleitsysteme

und Automatisierungstechnik

in der Prozess- und Fabrikautomation.

Die Aussteller werden dabei bei der

Suche neuer potenzieller Kunden durch

umfangreiche Werbeaktionen unterstützt.

In speziell ausgesuchten Wirtschaftsräumen

werden Aussteller und Besucher

punktgenau zusammengeführt, was an Effizienz

kaum zu überbieten ist. Für die Aussteller

ist jeder Besucher ein potentieller

Kunde. Dieses Konzept der punktgenauen

Zusammenführung von Anbietern und

Kunden ist der ideale Ort zur Darstellung

von Kompetenz und Know-how. Eintritt

und Imbiss sind für die Besucher kostenlos.

MEORGA führt seit Jahren die MSR-Spezialmessen

mit großem Erfolg durch.

Durch den wachsenden Kostendruck in

den Unternehmen und die damit einhergehenden

Restriktionen bei Dienstreisen finden

lokale Messen -vor der Haustür- immer

größeren Anklang und sind ein Gewinn für

Aussteller und Besucher.

Auf den Messen zeigen führende Firmen

der Branche ihr Leistungsspektrum, informieren

in Fachvorträgen und legen größten

Wert auf das lösungsorientierte Fachgespräch

in einer professionellen und serviceorientierten

Messeatmosphäre. Hier

werden Kundenkontakte neu aufgebaut,

Bestandskunden gepflegt.

MSR-Spezialmessen in 2021

Im Jahr 2021 sind Corona-bedingt folgende

Veranstaltungen geplant:

• Ludwigshafen am 15. September 2021

• Landshut am 27. Oktober 2021

Informationen dazu werden laufend im

Web aktualisiert.

LL

www.meorga.de

34


VGB PowerTech 6 l 2021

Members´News

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

35

Neuer Termin

in 2021!


Systemtrennung als Warnschuss? – Aktuelle Aspekte der elektrischen Versorgungssicherheit VGB PowerTech 6 l 2021

Systemtrennung als Warnschuss? –

Aktuelle Aspekte der elektrischen

Versorgungssicherheit

Marc Oliver Bettzüge 1

Abstract

System separation as a warning shot? -

Current aspects of electrical supply

security

The system split in the European electricity interconnected

grid on 8 January 2021 has

shown which supra-regional efforts may currently

already be necessary to ensure the security

of supply with electricity in case of emergency.

The challenges for supply security continue

to increase due to the transformation of

the energy system, not least driven by the (German)

coal phase-out and the European Clean

Energy Package, especially since the power system

will remain the decisive area for transformation

in the medium term. Therefore, the

challenge in the next years will be to identify

and implement in a timely manner those measures

among the available ones that can best

support security of supply.

System operation in particular will be challenged

by the shift from conventional generation

to fluctuating renewables. In addition to

the promotion of renewable energies, targeted

investments in technologies that make a high

contribution to supply security are therefore

necessary.

However, the question remains to what extent

the current institutional and market framework

can ensure such an adaptation of the

power system to maintain security of supply. l

Der Beitrag ist erschienen im Original in der

Schriftenreihe des Kuratoriums „Forum für Zukunftsenergien“,

Redundanzen, Resilienzen

und Nachhaltigkeit: Energie für die 20er Jahre,

Band 14 – Prof. Dr. Marc Oliver Bettzüge: Systemtrennung

als Warnschuss? – Aktuelle Aspekte

der elektrischen Versorgungssicherheit.

Mit freundlicher Genehmigung des Forum

für Zukunftsenergien e.V.,

www.zukunftsenergien.de .

Autor

Prof. Dr. Marc Oliver Bettzüge

Direktor und Geschäftsführer

Energiewirtschaftliches Institut an der

Universität zu Köln (EWI)

Köln, Deutschland

1 Ein Warnschuss?

Über die vergangenen Jahrzehnte hat das

europäische und insbesondere das deutsche

Stromsystem eine hohe Versorgungssicherheit

geboten [BNetzA, 2020a]. Ein

wichtiges Merkmal hierfür ist die sogenannte

N-1-Sicherheit des Systems, also

die Resilienz gegenüber dem Ausfall eines

einzelnen Betriebsmittels. Der jüngste

Störfall vom 8. Januar 2021 hat den Eindruck

bestätigt, dass diese Sicherheit nur

noch durch erhebliche Anstrengungen auf

Seiten der Netzbetreiber gewährleistet zu

sein scheint.

Auslöser des Störfalls war ein Umspannwerk

in Kroatien, in dem in Folge eines

Überstroms zwei Sammelschienen durch

das Auslösen eines Leistungsschalters voneinander

entkoppelt wurden. Die folgende

Kettenreaktion von Überströmen auf den

umliegenden Übertragungsleitungen resultierte

in einer Abschaltung entsprechender

Übertragungsleitungen und einer

Trennung des Europäischen Verbundsystems

in zwei voneinander entkoppelte Zonen.

Trotz eines daraus resultierenden

Leistungsungleichgewichts von rund 6 GW

konnten beide Teilsysteme stabilisiert und

weiterbetrieben werden. Dazu mussten allerdings

unter anderem abschaltbare Lasten

mit einer gesamten Leistung von rund

1,7 GW in Frankreich und Italien vom Netz

genommen werden [ENTSOE, 2021]. Nach

rund einer Stunde konnten beide Zonen

wieder synchronisiert werden. Das direkte

Eingreifen gemäß aufeinander abgestimmter

Handlungsroutinen sicherte die Stabilität

des Europäischen Verbundnetzes.

In diesem Fall konnte ein großflächiger

Stromausfall verhindert werden. Jedoch

ruft das aktuelle Beispiel die Relevanz der

Sicherheit der Stromversorgung in Erinnerung.

Zudem ist die europaweite Gewährleistung

der Versorgungssicherheit im laufenden

Transformationsprozess der Stromwirtschaft

zunehmenden Herausforde-

1

Mein Dank gilt Kirsten Krumrey, Nils Namockel,

Philipp Theile und Jonas Zinke für die

freundliche Unterstützung bei der Abfassung

dieses Beitrags.

rungen ausgesetzt, die im Folgenden

schlaglichtartig beleuchtet werden.

2 Bekannte Voraussetzungen

Maßgeblich für die Stabilität des Stromsystems

ist das kontinuierliche Gleichgewicht

zwischen Stromerzeugung und -verbrauch.

Zur Wahrung dieses Gleichgewichts muss

das Stromsystem unter anderem zwei

wichtige Voraussetzungen erfüllen. Zum

einen muss jederzeit genug steuerbare Erzeugungsleistung

zur Verfügung stehen,

um Residuallastspitzen zu decken. Das

Netz muss dabei hinreichend leistungsfähig

sein, um Erzeugung und Verbrauch

auch über größere Entfernungen hinweg

miteinander zu verbinden. Zum anderen

muss der Kraftwerkspark der Änderungsrate

der Residuallast, dem sogenannten

Gradienten, folgen können.

Im bisherigen System waren beide Anforderungen

erfüllt. Es standen (und stehen

noch) genügend steuerbare, konventionelle

Kraftwerke bereit, um beispielsweise bei

einer Dunkelflaute die Residuallast zu decken.

Die Standorte dieser Kraftwerke sind

zudem in geeigneter Weise auf die Lastzentren

und verfügbaren Netzkapazitäten abgestimmt.

Gleichzeitig mildern die rotierenden

Massen der konventionellen Kraftwerke

die aus der Änderung der Residuallast

entstehenden Frequenzgradienten,

so dass eine frühzeitige Korrektur der

Netzfrequenz selbst bei starken Änderungen

von Windverhältnissen oder solaren

Einspeiseraten bislang weiterhin möglich

blieb. Die Entwicklung der Netzleistungsfähigkeit,

der Spitzenlast und der Nachfrageflexibilität

sind in diesem Zusammenhang

entscheidende Parameter für die Kosten

der Erhaltung der Versorgungssicherheit.

3 Gesicherte Leistung

Das europäische und insbesondere das

deutsche Stromsystem befindet sich in einem

tiefgreifenden Transformationsprozess.

Während der Ausbau der fluktuierenden,

erneuerbaren Energien voranschreitet,

geht die Kapazität konventioneller,

steuerbarer Erzeuger seit einigen Jahren

deutlich zurück. Die zu Beginn des vorigen

36


VGB PowerTech 6 l 2021

Systemtrennung als Warnschuss? – Aktuelle Aspekte der elektrischen Versorgungssicherheit

Jahrzehnts noch komfortable Erzeugungsmarge

– also die Differenz zwischen installierter

gesicherter Leistung und zu erwartender

Spitzenlast – ist in den vergangenen

Jahren merklich geschrumpft [ENTSOE,

2018].

Ende 2022 wird in Deutschland das letzte

Atomkraftwerk vom Netz gehen. Mit dem

Kohleausstiegsgesetz wird außerdem der

schrittweise Ausstieg aus der Braun- und

Steinkohle-verstromung in Deutschland

umgesetzt. Die Braunkohle- und Steinkohlekapazitäten

werden demnach bis 2030

auf maximal 8 GW Steinkohle und 9 GW

Braunkohle verringert. Bis spätestens Ende

des Jahres 2038 wird die Kohleverstromung

in Deutschland vollständig beendet

werden. Der weitere deutsche Atom- und

Kohleausstieg wird also die Leistung konventioneller

Erzeugung in Zentralwesteuropa

zusätzlich reduzieren. Die verbliebenen

konventionellen Kraftwerke werden

durch den angestrebten weiteren Ausbau

von EE-Anlagen sowie die Entwicklungen

auf dem europäischen Markt für Emissionszertifikate

zudem zunehmend unter

Druck gesetzt, so dass gegebenenfalls weitere,

marktbedingte Abschaltungen erfolgen

könnten.

Dem gegenüber steht der Ausbau fluktuierender

erneuerbarer Energien, die jedoch

im Vergleich zu den konventionellen Kraftwerken

eine deutlich geringere statistische

Verfügbarkeit aufweisen. Eine spürbare

Kompensation für den Rückgang der konventionellen

Bestandskapazität hängt daher

insbesondere von einem möglichen

Zubau von Gaskraftwerkskapazitäten ab.

Mit dem gleichzeitigen Ausstieg aus der

Kohleverstromung und der Atomkraft visiert

Deutschland zwar den ambitioniertesten

Umbruch an, jedoch verfolgt auch

die Europäische Union mit dem „Green

Deal“ das Ziel, bis 2050 ein klimaneutrales

Energiesystem aufzubauen. In den kommenden

Jahren sollen weiterhin konventionelle

Kraftwerkskapazitäten zurück- und

erneuerbare Energien ausgebaut werden

[IEA, 2020]. Auch in den Nachbarländern

wird es dabei allein schon aus Altersgründen

zum Rückbau bestehender Kapazitäten

kommen. Insgesamt bedarf es substanzieller

Investitionen in die europäische gesicherte

Leistung.

4 Frequenzhaltung

Der Rückgang an konventioneller Erzeugungskapazität

reduziert dabei nicht nur

die Erzeugungsmarge, sondern führt zudem

zu einem Abbau von rotierenden Massen,

was insbesondere Auswirkungen auf

die Aufrechterhaltung der systemweiten

Netzfrequenz in Höhe von 50 Hz haben

kann, für die Erzeugung und Verbrauch zu

jedem Zeitpunkt ausgeglichen sein müssen.

Ein Leistungsungleichgewicht, wie

z.B. in Höhe von 6 GW beim System-Split

im Januar, führt zu Frequenzabweichungen,

die je nach Höhe die Stabilität des

Stromsystems gefährden.

Netzbetreiber nutzen die Regelleistung,

um kritische Frequenzabweichungen zu

verhindern. Jedoch benötigt selbst die

schnellste Regelleistung, die Primärregelung,

einige Sekunden bis zur vollständigen

Aktivierung. In der Zeitspanne zwischen

Störungseintritt und Aktivierung der

Regelleistung darf die Leistungsdifferenz

nicht zu einer kritischen Frequenzabweichung

führen, d.h. der Frequenzgradient

muss auf zulässige Größe begrenzt werden.

Bisher begrenzt die Momentanreserve

als inhärente Eigenschaft des Stromsystems

die Frequenzgradienten. Sie wird im

Wesentlichen von den Synchronmaschinen

der thermischen Kraftwerke bereitgestellt.

Deren träge Schwungmassen beeinflussen,

wie schnell sich Leistungsdifferenzen auf

die Netzfrequenz auswirken. Mit dem

Rückgang konventioneller Erzeugung

nimmt die verfügbare Trägheit im Stromsystem

ab. Neben der reinen Erzeugungsleistung

konventioneller Kraftwerke gilt es

also zusätzlich ihre systemprägenden Eigenschaften

wie die trägen Schwungmassen

adäquat zu ersetzen.

Aktuelle Studien zeigen, dass bereits ohne

System-Split die zulässigen Frequenzbereiche

in einzelnen Stunden des Modell-Jahres

2040 verlassen werden könnten [EWI,

2019; ef.Ruhr, 2020]. Um die heutige Frequenzstabilität

zu erhalten, wären daher

Gegenmaßnahmen notwendig.

5 Leistungsbedarf

Gleichzeitig bestehen auf der Nachfrageseite

Bestrebungen, weitere Teile der

Volkswirtschaft zu elektrifizieren, insbesondere

in den Bereichen Wärme (elektrische

Wärmepumpe) und Transport (Elektromobilität).

Hieraus würden sich zusätzliche

elektrische Lasten ergeben, die zudem

breit in der Fläche verteilt wären. Neben

der Entwicklung des Kraftwerkparks gilt es

daher bei der Ermittlung von möglichen

zukünftigen Kapazitätsdefiziten die sich

verändernden Rahmenbedingungen auf

der Stromverbrauchsseite zu berücksichtigen.

Vor allem mittel- und langfristig ist

der Grad der Elektrifizierung der Endverbrauchssektoren

von entscheidender Bedeutung

[EWI, 2020a].

Aktuell besteht jedoch Unsicherheit darüber,

wie hoch die Durchdringung von Wärmepumpen

und Elektrofahrzeugen in Zukunft

sein wird. Diese beiden strombetriebenen

Verbraucher werden bei einer hohen

Durchdringung das zukünftige Strombedarfsprofil

und somit die Spitzenlast maßgeblich

prägen. Ein wesentlicher Aspekt

dieser Veränderung ist die zunehmende

Wetterabhängigkeit der Last. Beispielsweise

verschlechtert sich der Wirkungsgrad

der Wärmepumpen bei niedrigen Temperaturen.

Dadurch steigt der ohnehin durch

die Elektrifizierung der Wärmeversorgung

erhöhte Strombedarf zusätzlich an. Daher

könnte schon im Jahr 2030 bei besonders

niedrigen Temperaturen eine Versorgungslücke

von mehreren Terrawattstunden auftreten,

wenn der Kraftwerkspark nicht an

die zusätzliche Stromnachfrage angepasst

wird [EWI, 2020a].

6 Monitoring der kontinuierlichen

Stromversorgung

Die substanziellen Veränderungen im

Stromsystem machen – vor allem vor dem

Hintergrund des liberalisierten Marktregimes

– ein kontinuierliches Monitoring

der Versorgungssicherheit erforderlich. In

Deutschland ist dafür nach §54 EnWG die

Bundesnetzagentur verantwortlich. In ihrem

jährlichen Monitoringbericht schlüsselt

sie den vergangenen und erwarteten

Kraftwerkszubau auf. So erwartet die Bundesnetzagentur

bis 2023 einen Zubau von

rund 2,5 GW an Gaskraftwerken [BNetzA,

2021].

Die Frage der Verfügbarkeit ausreichender

Erzeugungskapazitäten zur Deckung der

Stromnachfrage stellt sich aber nicht nur in

Deutschland. Sie unterliegt auch auf europäischer

Ebene ständiger Überprüfung.

Die Möglichkeit von kurz- und mittelfristigen

Engpässen werden in den Winter Outlooks

des Verbundes der europäischen

Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E)

thematisiert. Die Outlooks bewerten die

Angemessenheit der Erzeugungskapazitäten,

um Risiken für die Versorgungssicherheit

in der kurzen Frist zu mindern. ENT-

SO-E [2020] identifizierte unter anderem

mögliche Engpässe für die Wintermonate

in Frankreich. Für die weitere Zukunft

führt ENTSO-E derzeit den European Midterm

Adequacy Forecast (MAF) mit einem

Zeithorizont von zehn Jahren durch. Bis

2021 wird, wie im Clean Energy Package

vorgesehen, schrittweise eine europäische

Bewertung der Angemessenheit der Kraftwerkskapazitäten

(European Resource

Adequacy Assessment, ERAA) eingeführt.

Diese Bewertung soll sich als zentrales Instrument

bei der Feststellung von Kapazitätsdefiziten

auf europäischer Ebene etablieren.

Für die Umsetzung und damit verbunden

für das Tätigen entsprechender

Investitionen bleiben jedoch die Mitgliedstaaten

verantwortlich.

7 Mangel an Investitionstätigkeit

Zwar ist das Beobachten der Versorgungssicherheit

eine grundsätzlich wichtige

Vorsorgemaßnahme, jedoch liegt die zentrale

Herausforderung in der institutionellen

und marktlichen Organisation der notwendigen

Investitionen. Die an die Beobachtungspflichten

geknüpften

kurzfristigen Notfallmaßnahmen garantieren

weder einen effizienten Wandel des

Stromsystems noch einen nachhaltigen

Effekt auf die Versorgungssicherheit. Eine

37


Systemtrennung als Warnschuss? – Aktuelle Aspekte der elektrischen Versorgungssicherheit VGB PowerTech 6 l 2021

frühzeitige strategische Ausrichtung auf

die neuen Anforderungen des Stromsystems

könnte den Einsatz von Notfallmechanismen

vermeiden.

Momentan scheint jedoch unklar, wer die

Rolle des Auslösens und der Koordination

von Investitionen übernimmt. In der Theorie

könnte der Strommarkt für ausreichende

Investitionen sorgen, falls bestimmte

Bedingungen erfüllt sind, insbesondere

hinsichtlich der Preiselastizität der Nachfrage.

Ein angemessenes Niveau an Versorgungssicherheit

würde sich demnach selbst

im Markt durchsetzen können. Jedoch wird

diskutiert [u.a. EWI, 2020b] , warum in der

Realität des Jahres 2021 nicht alle theoretischen

Voraussetzungen uneingeschränkt

zu gelten scheinen. Regulatorische Preisobergrenzen

verhindern beispielsweise, dass

in Knappheitssituationen ausreichende

Preissignale gesendet werden. Zusätzlich

bleibt offen, inwieweit die Preiselastizität

der Nachfrage zukünftig in Knappheitssituationen

tatsächlich ausreichen wird, um

Knappheitspreise zu erzeugen.

In der Tat ist die tatsächliche und angekündigte

Investitionstätigkeit derzeit deutlich

geringer als der in vielen aktuellen Studien

ermittelte Neubaubedarf. Bis Ende der Dekade

wird von einem kumulierten Neubaubedarf

von mindestens 20 bis 27 GW (2020

bis 2030) ausgegangen [vgl. etwa: dena,

2019; Agora, 2020; EWI, 2020c]. Dies entspräche

grob einem Zubau in Höhe von

rund 2,0 bis 2,7 GW pro Jahr. Aktuell ist für

Deutschland allerdings laut BNetzA von

Januar 2021 bis zum Jahr 2023 nur ein Zubau

von rund 2,5 GW an neuer Kraftwerksleistung

geplant. Bislang ist also nicht erkennbar,

dass Investitionen im erforderlichen

Umfang und in der erforderlichen

Geschwindigkeit angegangen werden.

8 Mögliche Maßnahmen

Vor dem Hintergrund dieser Entwicklungen

gewinnt die Frage nach der mittel- und

langfristigen Gewährleistung von Versorgungssicherheit

mit Strom an politischer

Relevanz. Die Weichen für die Beantwortung

dieser Frage sollten schon bald gestellt

werden.

Aufgrund der knapper werdenden Erzeugungsmarge

wurden im Zuge der Diskussionen

um die Versorgungssicherheit bereits

verschiedene Reservearten auf nationaler

Ebene implementiert. Eine davon ist die in

der Reservekraftwerksverordnung (Netz-

ResV) geregelte Sicherheitsbereitschaft.

Sie setzt sich aus vorläufig stillgelegten

Braunkohlekraftwerken zusammen, die in

besonders kritischen Situationen hochgefahren

werden können. Im vergangenen

Jahr befanden sich rund 2,7 GW Kraftwerksleistung

in der Sicherheitsbereitschaft

[BNetzA, 2020b]. Bis zum Jahr 2023

wird diese Menge auf ca. 1,2 GW reduziert.

Im Jahr 2030 soll es keine entsprechende

Reserve mehr geben.

Ergänzt wird die Sicherheitsbereitschaft

mit der Kapazitätsreserve, der auch andere

konventionelle Kraftwerke, wie bspw. Erdgas-

und Steinkohlekraftwerke, angehören.

Die Kapazitätsreserve wird alle zwei

Jahre durch die Bundesnetzagentur ausgeschrieben.

Im vergangenen Jahr 2020 umfasste

diese Reserveart rund 1 GW an Kraftwerksleistung.

Für den Zeitraum 2022 bis

2024 sollen rund 2 GW ausgeschrieben

werden [BMWi, 2020a; BMWi, 2020b]. Beeinflusst

werden die zukünftigen Reservebedarfe

auch von der Umrüstung einiger

Braun- und Steinkohlekraftwerke auf Gaskraftwerke.

Für die Sicherstellung einer ausreichenden

Erzeugungsmarge auch in den 2020er Jahren

scheinen diese Maßnahmen allerdings

nicht mehr ausreichend zu sein. Normative

Szenarien wie der Ten-Year Network

Development Plan (TYNDP) der

ENTSO-E müssen sich dieser Problematik

widmen und dabei insbesondere realistische

Szenarien für die Entwicklung der

elektrischen Lasten unterstellen, um die

Gefahr möglicher Versorgungsunterbrechungen

in besonders kalten Wintern zu

minimieren.

Aus diesem Grund wird zunehmend die bereits

zu Beginn des vergangenen Jahrzehnts

im Zuge des Atomausstiegs geführte Diskussion

um die Einführung eines Kapazitätsmechanismus

in Deutschland aufgegriffen.

Die grundsätzliche Idee dabei ist,

dass Kraftwerke nicht nur für vermarktete

Energie vergütet werden, sondern zusätzlich

für die langfristige Vorhaltung von Erzeugungsleistung

[EWI, 2020b]. Damit

sollen Spitzenlastkraftwerke weiterhin in

der Lage sein, ihre Kapitalkosten zu decken.

Frankreich und Großbritannien haben bereits

Kapazitätsmechanismen eingeführt.

In der Zukunft wird es vor diesem Hintergrund

umso wichtiger sein, das Verhalten

von stromgeführten, wetterabhängigen

Verbrauchern zu kennen und Flexibilitäten

gezielt zu nutzen. Die vielfach diskutierte

Reform der Stromentgeltsystematik zur Erhöhung

der verbraucher- und speicherseitigen

Flexibilität [bspw. Jeddi & Sitzmann,

2019], wird daher an Bedeutung gewinnen.

Die Verantwortung für die Beherrschung

der Frequenzgradienten liegt bei den Übertragungsnetzbetreibern.

Hier stellt sich vor

allem die Frage, wie die Netzbetreiber den

Anforderungen der steigenden Gradienten

im System bei gleichzeitig zurückgehender

Massenträgheit begegnen wollen. Da die

Momentanreserve bisher als Nebenprodukt

der konventionellen Stromerzeugung

dem Netz bereitgestellt wurde, gibt es noch

keinen entsprechenden Ersatz. Grundsätzlich

sind sowohl Investitionen in technische

Betriebsmittel (z.B. rotierende Phasenschieber)

oder aber auch zusätzliche

Regelleistungsprodukte wie die Fast Frequency

Response in Finnland oder Irland

denkbar. Diese sehr schnelle Form von Regelleistung

wird aktuell weder am Markt

gehandelt noch in technischen Anschlussrichtlinien

gefordert. Sie reagiert schneller

als die heutige Primärregelleistung und

könnte selbst bei höheren Frequenzgradienten

eingreifen, bevor eine Frequenzabweichung

kritische Größe erreicht.

9 Ausblick

Der System-Split am 8. Januar 2021 hat gezeigt,

welche überregionalen Anstrengungen

für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit

mit Strom im Notfall aktuell

bereits notwendig sein können. Die

Herausforderungen für die Versorgungssicherheit

nehmen durch die Transformation

des Energiesystems, nicht zuletzt vorangetrieben

durch den (deutschen) Kohleausstieg

und das europäische Clean Energy

Package, weiter zu, zumal das Stromsystem

mittelfristig der entscheidende Bereich für

die Transformation bleiben wird. Daher besteht

die Aufgabe in den folgenden Jahren

darin, unter den verfügbaren Maßnahmen

rechtzeitig diejenigen zu identifizieren und

umzusetzen, welche die Versorgungssicherheit

bestmöglich stützen können.

Insbesondere die Systembetriebsführung

wird durch den Wandel von konventioneller

Erzeugung zu fluktuierenden erneuerbaren

Energien gefordert. Neben der Förderung

der erneuerbaren Energien sind

daher gezielte Investitionen in Technologien

notwendig, die einen hohen Beitrag zur

Versorgungssicherheit leisten. Da zudem

die Anforderungen an die Aufrechthaltung

der Netzfrequenz sowohl auf Übertragungsnetzebene

als auch auf Verteilnetzebene

steigen, müssen die Betriebsmittel

entsprechenden technischen Anforderungen

genügen. Für die digitalisierte Steuerung

dezentraler Anlagen (Erzeuger und

flexible Verbraucher) ist beispielsweise die

Erweiterung der Möglichkeiten in Zusammenhang

mit der Informations- und Kommunikationstechnik

notwendig. Die Absicherung

der Stromnetze und Erzeugungsanlagen

gegen Eingriffe Dritter ist dabei

stets zu wahren.

Es bleibt allerdings die Frage, inwieweit

der aktuelle institutionelle und marktliche

Rahmen eine derartige Anpassung des

Stromsystems zur Wahrung der Versorgungssicherheit

gewährleisten kann. Die

regulatorischen und marktlichen Strukturen,

die in der Phase der europäischen Liberalisierung

in den vergangenen 30 Jahren

etabliert worden sind, könnten für die

anstehenden Aufgaben nicht mehr optimal

geeignet sein. Zu überprüfen und weiterzuentwickeln

sind sowohl die Rollen und

Zuständigkeiten entlang der entflochtenen

Wertschöpfungskette als auch die Verteilung

der Kompetenzen und Aufgaben im

staatlichen Bereich – also zwischen der Europäischen

Union und ihren Mitgliedsstaaten

einerseits und den verschiedenen staatlichen

Akteuren und Behörden andererseits

[Bettzüge, 2020].

38


VGB PowerTech 6 l 2021

Systemtrennung als Warnschuss? – Aktuelle Aspekte der elektrischen Versorgungssicherheit

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019-00265-6.

l

VGB-Standard

Revisionsempfehlungen für Turbogeneratoren

(vormals VGB-R 167)

Ausgabe 2021VGB-S-167-00-2021-03-DE

DIN A4, Print/eBook, 70 S., Preis für VGB-Mit glie der € 130.–, Nicht mit glie der € 195,–, + Ver sand und USt.

Veränderungen in der Betriebsweise der Kraftwerksblöcke und in den Instandhaltungsstrategien der

Unternehmen, verbunden mit den Anwendungserfahrungen der VGB-Richtlinie „Revisionsempfehlungen

für Turbogeneratoren“ (VGB-R 167) aus dem Jahr 2010 bedingten deren Überprüfung.

Bei der Anwendung der vormaligen VGB-Richtlinie zeigte sich, dass eine direkte Beziehung der Revisionsintervalle

zur Leistungsgröße der Generatoren nicht immer zielführend ist. Die Berücksichtigung

eines Korrekturfaktors „Kühlungsart“ wurde geprüft und dieser eingeführt.

Auch eine Neubewertung der Lastwechsel wurde erforderlich. Eine Ausarbeitung der LEAG „Berechnung

des Beitrages zyklischer Lastwechsel zur äquivalenten

Betriebszeit von Turbogeneratoren mit dem Rainflow-Zählverfahren“ lieferte einen Ansatz für eine detaillierte

Analyse, jedoch blieb ebenso ein pragmatischer Ansatz über Vergleichstabellen Gegenstand

der Überarbeitung.

VGB-Standard

Revisionsempfehlungen

für Turbogeneratoren

(vormals VGB-R 167)

VGB-S-167-00-2021-03-DE

Grundsätzliche Überlegungen zur Verbesserung der Anwendbarkeit und zur Ergänzung einer vereinfachten Ermittlung der äquivalenten

Betriebsstunden wurden einbezogen und eine generelle Überprüfung der Bewertungsfaktoren, insbesondere für Start/Stopp

(T3), erfolgte.

Auf die Einbeziehung der Auswertung der VGB-Schadensdatenbank, vorgestellt z. B. in einer Präsentation anlässlich der KELI 2016,

wurde verzichtet, da sich die Ergebnisse sehr produktspezifisch zeigten. Das Thema blieb nur vom Grundsatz im Dokument erhalten.

Eine Beschreibung der Notwendigkeit zur Inspektion und Erstrevision (Garantierevision) für Neuanlagen wurde integriert.

Die VGB-Projektgruppe Generatoren setzte eine Untergruppe ein, in der auch Hersteller von Beginn an vertreten waren.

39


VGB-FACHTAGUNG

IT-SICHERHEIT IN ENERGIEANLAGEN

28. und 29. September 2021in Essen | Hotel Bredeney

IT-SICHERHEIT IN ENERGIEANLAGEN

Die Aktivitäten der VGB-Mitgliedsunternehmen, die unter dem Begriff

„IT-Sicherheit“ zusammengefasst werden, sind seit einigen Jahren

fester Bestandteil der operativen und strategischen Geschäftsaktivitäten.

Die VGB-Mitglieder sind sich dabei ihrer Verantwortung

bewusst, dass sie mit ihren Anlagen systemkritische Dienstleistungen

erbringen und nehmen das Thema IT-Sicherheit sehr ernst.

Der IT-Sicherheit wurde im Jahr 2015 durch das „Gesetz zur Erhöhung

der Sicherheit informationstechnischer Systeme (IT-Sicherheitsgesetz)“

ein ganz konkreter Rahmen gegeben, der in weiteren gesetzlichen

und regulatorischen Vorgaben konkretisiert und ständig

weiterentwickelt wird. Zur Betrachtung des Themas gab und gibt es

bereits verschiedenste Angebote von Herstellern und Dienstleistern,

um über Erkenntnisse, Produkte und Services zu informieren.

VGB sieht mit seinen zuständigen Arbeitsgremien darüber hinaus

den Bedarf, einerseits den konkreten Erfahrungsaustausch zur Umsetzung

der gesetzlichen und regulatorischen Anforderungen aus

Sicht der Anlagenbetreiber zu führen und andererseits frühzeitig

über neue Anforderungen zu diskutieren. Ergänzend werden Hersteller

und Dienstleister eingeladen, mit den Anlagenbetreibern

über ihre Produkte und Services zu diskutieren, Neuentwicklungen

vorzustellen und gemeinsame Handlungsfelder anzugehen.

Die Schwerpunkte der Fachtagung werden sein:

| ISMS nach IT-Sicherheitskatalog für Energieanlagen,

Zertifizierung nach Konformitätsbewertungsprogramm

| IT-Sicherheitsmaßnahmen nach BSI-Gesetz

| Betrachtungen IT-Sicherheit in

Kombination Technische IT (PDV, OT) und Büro IT

| IT-Sicherheitsgesetz 2.0, Erweiterung

des Geltungsbereiches (z. B. Abfallentsorgung)

| Einsatz von Systemen zur Erkennung von IT-Angriffen

| Änderungsverordnung KRITIS

| IT-Sicherheit für „Neueinsteiger“

(Unternehmen, die bisher nicht von der Regulierung,

für kritische Infrastruktur betroffen waren)

Wir freuen uns auf Ihre Teilnahme!

TAGUNGSPROGRAMM

(Änderungen vorbehaltens)

DIENSTAG, 28. SEPTEMBER 2021

ab 09:30

10:30 –

10:45

V1

10:45 –

11:15

V2

11:15 –

11:45

V3

11:45 –

12:00

13:00 –

13:20

V4

13:20 –

13:40

V5

13:45 –

14:30

RT1

RT1.1

Moderation: Andreas Jambor,

RWE Generation SE

Registrierung

Begrüßung, Einführung, Zielstellung,

VGB Gremiensicht

Dr. Thomas Eck und Jörg Kaiser,

VGB PowerTech e.V.

Risiken, Gefährdungen,

Bedrohungslage der Energiewirtschaft

Christine Hofer, Bundesamt für Sicherheit in der

Informationstechnik (BSI)

Cybersicherheit in der Energiewirtschaft:

Überblick über aktuelle gesetzliche Entwicklungen

Yassin Bendjebbour, BDEW

Beantwortung von Fragen,

Input zur Diskussion in den Round Tables

Angriffe erkennen im OT-Netzwerk:

Auf das Verhalten kommt es an

Arnold Krille, genua GmbH

Die IEC 62443 als ein gemeinsamer

Lösungsweg für Anlagenbetreiber

und Hersteller

Manuel Ifland,

Siemens Energy Global GmbH & Co. KG

Round Table 1

Moderation: Andreas Jambor,

RWE Generation SE

Erfahrungen im Zertifizierungsprozess nach IT-

Sicherheitskatalog der BNetzA

Erfahrungen der EnBW Erzeugung

als Betreiber kritischer Infrastrukturen

Matthias Heckenberger, EnBW AG

VGB PowerTech e.V., Veranstaltungsteam

und Gremien der IT-Sicherheit

RT1.2

Erfahrungen aus Sicht der RWE

Andreas Jambor, RWE Generation SE

Round Table Diskussion

Kontakt: Barbara Bochynski | Tel.: +49 201 8128-205 | Fax:+49 201 8128-321| E-Mail: vgb-it-security@vgb.org

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


13:45 –

14:30

RT2

RT2.1

Round Table 2, Info-Teil

Moderation: Martin Malik, STEAG GmbH

Zukünftige Anforderungen an „Neueinsteiger“

IT-Sicherheitsgesetz 2.0 und Änderungsverordnung

KRITIS: Welche Unternehmen der

Branche sind künftig zusätzlich konkret betroffen?

Ralf Hopf, plenum AG

RT2.2

15:00 –

15:20

V6

15:20 –

15:40

V7

15:45 –

16:30

RT3

RT3.1

RT3.2

Grundlagen einer regulierungskonformen

Umsetzung (Aufsetzen eines ISMS)

Martin Malik, STEAG GmbH

Beantwortung von Fragen

bzgl. Grundlagen „Neueinsteiger“

Von der zentralen Netzleittechnik bis zur Schaltanlage:

Ein ganzheitliches System zur Angriffserkennung

in Zeiten zunehmender Digitalisierung

Richard Stüber, Rhebo GmbH

Prozessdaten auf sicherer Reise

Eduard Bebernik, ABB AG

Round Table 3

Moderation: N.N.

Erfahrungen im Nachweisprozess nach

BSI-Gesetz §8a (Branchenstandards)

Umsetzungserfahrungen

im Bereich der Wasserkraft

Robert Wührer, Verbund

Umsetzungserfahrungen

im Bereich der Windkraft

N.N.

Round Table Diskussion

12:30

Please 15:45 – visit Round our Table website 4 (Fortsetzung for RT2) updates about VGB-Events!

16:30 Moderation: Martin Malik, STEAG GmbH

RT6 Awareness

Aktuelle RT4 Herausforderungen Informationen bei der Umsetzung zu unseren für Veranstaltungen

„Neueinsteiger“: Praxisgespräch

RT6.1

finden Sie auf unserer Webseite!

RT4.1

RT4.2

ab 18.00

Praktikable Vorgehensweise

Janis Zettel, Contechnet GmbH

Newsletter: www.vgb.org

Einbindung eines Dienstleisters

N.N.

Round Table Diskussion

Abendveranstaltung

im Restaurant Rhapsody, Hotel Bredeney

MITTWOCH, 29. SEPTEMBER 2021

09:00 -

09:30

V8

09:30 –

10:00

V9

Moderation: Andreas Jambor, RWE Generation SE

Gesamtheitliche IT-Sicherheit im Unternehmen

nach IT-Sicherheitskatalog der BNetzA,

BSI-Gesetz §8a und allgemeinen Anforderungen

für KRITIS-Betreiber

Dirk Meyer, Uniper

Umsetzung der Anforderungen zur Informationsund

IT-Sicherheit aus der

Betriebssicherheitsverordnung für Betreiber von

Energieerzeugungsanlagen

Katrin Gadow, Vattenfall Wärme Berlin AG

10:00 –

10:30

V10

11:00 –

11:20

V11

11:20 –

11:40

V12

11:45 –

12:30

RT5

RT5.1

RT5.2

11:45 –

Hacking des Leitstands von einem

Kraftwerk – praktische Erfahrungen

Rolf Strehle, ditis Systeme

Der schwarze Schwan – Unerwartete

physische Gefahren und Cybervorfälle

Alexander Schlensog, secunet

IT-Security ist mehr als nur ein Virenscanner

Matthias Fels, Manfred Lustig

und Ali Behbahani,

Siemens Energy Global GmbH & Co. KG

Round Table 5

Moderation: Andreas Jambor,

RWE Generation SE

Angriffserkennungssysteme

Angriffe erkennen und entgegenwirken

Stefan Menge, IFIT/Achtwerk

Impuls-Pitches

Dominique Petersen, secunet; Richard Stüber, Rhebo

GmbH; Arnold Krille, genua GmbH

Round Table Diskussion

Round Table 6

Moderation: Fabian Cholewa,

RWE Generation SE

Erfahrungen aus dem

Awareness-Programm bei RWE

Fabian Cholewa, AG

RT6.2 Security Awareness & IT-Operations –

Wie Ihnen die Verzahnung von Security

Awareness Training in die bestehende

Sicherheitslandschaft helfen kann,

nachhaltig das Nutzerverhalten zu ändern

und Ihre IT-Operations zu entlasten

Giovanni Pascale, Proofpoint GmbH

13:30-

14:00

V13

14:00-

14:15

V14

Round Table Diskussion

Wissensbasierte Anomalieerkennung

mittels Künstlicher Intelligenz

in Kritischen Infrastrukturen

Franka Schuster, BTU Cottbus

Anomalieerkennung und KI –

der Mensch bleibt am Steuer

Stefan Menge,

IFIT – Freies Institut für IT-Sicherheit e.V.

14:15 Resümee, Schlussworte,

Verabschiedung, Ausblick

Andreas Jambor, RWE Generation SE,

und Jörg Kaiser, VGB PowerTech e.V.

Aktuelle Informationen zu dieser Veranstaltung finden Sie auf unserer Webseite:

‣ www.vgb.org/veranstaltungen.html


8 >

Umschlag S-175-00-2014-04-DE_A3q.indd 1 15.04.2014 08:07:52

VGB FACHTAGUNG

IT-Sicherheit in Energieanlagen

ORGANISATORISCHE HINWEISE

VERANSTALTUNGSORT

Hotel Bredeney, Theodor-Althoff Str. 5, 45133 Essen

L www.hotel-bredeney.de, info@hotelbredeney.de

FACHAUSSTELLUNG

Wir bieten allen Teilnehmern die Möglichkeit, sich zusätzlich in

der begleitenden Fachausstellung zu präsentieren.

Kontakt: Steffanie Fidorra-Fränz

Tel.: 0201 8128-299, E-Mail: steffanie.fidorra-fraenz@vgb.org

ANMELDUNG

Die verbindliche Anmeldung, online, per Fax oder E-Mail,

wird bis zum 8. September 2021 erbeten.

Eine spätere Anmeldung ist möglich, falls die maxi male Teilnehmerzahl

nicht überschritten ist. Die Anmeldungen werden in der

Reihen folge ihres Eingangs berücksichtigt und durch Zusendung

einer E-Mail bestätigt.

Hinweis: Bei zu geringer Teilnehmerzahl behalten wir uns vor

die Veranstaltung zu stornieren.

TEILNAHMEBEDINGUNGEN

| Mitglieder 650,00 €

| Nichtmitglieder 850,00 €

| Hochschulen, Behörden 300,00 €

| Studierende frei mit Nachweis

Bei Teilnehmern von Unternehmen mit Sitz im Ausland innerhalb

der EU ist die Angabe der Umsatzsteuer-Identifikationsnummer

erforderlich. Die Teilnahmegebühren schließen die Tagungsunterlagen,

Pausengetränke und Mittagsimbiss während der Tagung,

sowie die Teilnahme an der Abendveranstaltung ein. Der Bewirtungskostenanteil

wird in der Rechnung mit Mehrwertsteuer ausgewiesen.

Nach der Veranstaltung werden die Vorträge zum

Download exklusiv für die Tagungsteilnehmer auf der VGB-

Homepage veröffentlicht.

ONLINE-ANMELDUNG

Bitte nutzen Sie die Online-Anmeldung.

L www.vgb.org/it_sicherheit2021.html

RÜCKTRITT

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.

HOTELEMPFEHLUNGEN

Im Tagungshotel ist unter dem Stichwort „VGB-Fachtagung“ ein

begrenztes Zimmerkontingent vorreserviert.

Hotel Bredeney, Theodor-Althoff Str. 5, 45133 Essen

info@hotelbredeney.de, 0201 769-0, www.hotel-bredeney.de

Einzelzimmer 99,00 Euro pro Nacht, inkl. Frühstücksbuffet

DATENSCHUTZHINWEISE

Detaillierte Informationen zu Teilnahmebedingungen sowie Datenschutzhinweise

entnehmen Sie bitte der VGB-Homepage: https://www.vgb.org

Fotonachweis: Titelseite, Fotolia © haidamac

Kontakt: Barbara Bochynski

Tel.: +49 201 8128-205

Fax:+49 201 8128-321

E-Mail: vgb-it-security@vgb.org

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen | Germany

www.vgb.org

VGB-Standard

IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen

Ausgabe/edition 2014 – VGB-S-175-00-2014-04-DE

DIN A4, 73 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 190,–, für Nicht mit glie der € 280,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

DIN A4, 73 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers* € 190,–, for non mem bers € 280,–, + VAT, ship ping and hand ling.

Der VGB-Standard VGB-S-175-00-2014-04-DE zeigt die relevanten Bedrohungen und Fehlerquellen

für den Betrieb der Erzeugungsanlagen. Daraus abgeleitet werden organisatorische und technische

Anforderungen zur Absenkung der Auswirkungen auf ein zu akzeptierendes Niveau, ergänzt durch

Handlungsempfehlungen und weitere Informationsquellen.

In Fachgesprächen mit namhaften Herstellern und dem BSI wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert

und seitens der Hersteller die Akzeptanz und die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt.

Mithilfe des VGB-S-175-00-2014-04-DE können die die IT-Sicherheit betreffenden organisatorischen

und technischen Strukturen und Prozesse bewertet und Hinweise für Erweiterungen und Neuinvestitionen

abgeleitet werden. Eine unternehmensinterne Anpassung und Präzisierung ist dabei unverzichtbar.

* Für Ordentliche Mitglieder des VGB ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.

VGB PowerTech Service GmbH

Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften

VGB PowerTech e.V.

Klinkestraße 27-31

45136 Essen

Fon: +49 201 8128 – 0

Fax: +49 201 8128 – 329

www.vgb.org

VGB-Standard

IT-Sicherheit für

Erzeugungsanlagen

VGB-S-175-00-2014-04-DE

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany

Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop


VGB PowerTech 6 l 2021

Risikoanalysen: Gefahren neuer Energieprojekte erkennen und beherrschen

Risikoanalysen: Gefahren neuer

Energieprojekte erkennen und

beherrschen

Thorsten Weidl

Abstract

Risk analyses: Identifying and managing

the risks of new energy projects

New developments in energy technology are not

always adequately described by standards and

technical rules. For large special projects, standardized

procedures are sometimes not applicable.

To ensure a safe product or process, manufacturers

and operators must identify its

risks. Four examples show how diverse the application

possibilities and advantages are for

companies.

Developers of new technologies and manufacturers

of innovative systems often find it difficult

to gain full public acceptance for their products

as long as no empirical values exist and the

technology is fundamentally classified as critical.

Meanwhile, objective criteria for when and

why a new technology will be rejected do not

exist, and potential rejection is therefore almost

impossible to predict.

The actual risk must therefore be assessed according

to a standard in order to make it more

concrete and translate it into understandable

quantities. In doing so, it has proven useful to

make an objective comparison to already

known and accepted techniques with similar

utility. This proof of equal safety has become the

standard for the introduction of new technologies

in Germany.

l

Autor

Thorsten Weidl

TÜV SÜD Industrie Service GmbH

Energie und Systeme

München, Deutschland

Neue Entwicklungen in der Energietechnik

sind nicht immer ausreichend durch Normen

und Technische Regeln beschrieben.

Bei großen Sonderprojekten sind standardisierte

Verfahren mitunter nicht anwendbar.

Damit Hersteller und Betreiber ein sicheres

Produkt oder Verfahren gewährleisten

können, müssen sie dessen Risiken

ermitteln. Vier Beispiele zeigen, wie vielfältig

die Anwendungsmöglichkeiten und

Vorteile für Unternehmen sind.

Entwickler neuer Technologien und Hersteller

innovativer Systeme haben es oft

schwer, die volle Akzeptanz der Öffentlichkeit

für ihre Produkte zu finden, so lange

keine Erfahrungswerte existieren und die

Technik grundsätzlich als kritisch eingestuft

wird. Objektive Kriterien, wann und

warum eine neue Technik abgelehnt wird,

gibt es derweil nicht und eine mögliche Ablehnung

ist daher kaum vorhersagbar.

Das tatsächliche Risiko muss daher nach

einem Standard bewertet werden, um es

greifbarer zu machen und in verständliche

Größen zu übersetzen. Dabei hat es sich

bewährt, einen objektiven Vergleich herzustellen

zu bereits bekannten und akzeptierten

Techniken mit ähnlichem Nutzwert.

Dieser Nachweis der gleichen Sicherheit

wurde zum Standard bei der Einführung

neuer Technologien in Deutschland.

Risiken definieren, verstehen,

beherrschen

Risikoanalysen ermöglichen eine erste

Aussage über das Gesamtrisiko. Dazu werden

Risiken systematisch identifiziert,

quantifiziert und bewertet. So lassen sich

Möglichkeiten für einen sicheren Betrieb

erschließen. Sicherheitskonzepte bündeln

technische und organisatorische Maßnahmen.

Um Risiken objektiv bewerten und vergleichen

zu können, wird der Begriff „Risiko“

in der Risikoanalyse durch konkrete Größen

definiert:

Risiko = Häufigkeit × Schadensausmaß

Während die Häufigkeit, also die Anzahl

der gefährlichen Zustände, klar zu benennen

ist, muss das Schadensausmaß im Einzelfall

bestimmt werden. Hier kommt es

auf die Zielsetzung der Analyse an: Sind

die monetären Folgen von Sachschäden zu

bewerten oder geht es um die Art und

Schwere der Schäden für Personen und

Umwelt?

Für eine risikobasierte Entscheidung muss

der Risikowert klassifiziert und mit allgemein

akzeptierten Risiken abgeglichen

werden. Ein Beispiel: Das Bewegen eines

Fahrzeugs stellt eine (zulässige) Gefahr

dar. Geschwindigkeitsbegrenzungen folgen

der grundsätzlichen Annahme, dass

sie die Häufigkeit von Unfällen und die

Auswirkungen ihrer Folgen auf ein akzeptables

Maß reduzieren.

Die Risikoanalyse kann auf empirischen

Daten (z.B. Unfallstatistiken) aufbauen

oder einem probabilistischen Ansatz folgen.

Die Empfehlungen beruhen dann auf

Wahrscheinlichkeitsrechnungen und dem

daraus ermittelten Risiko. TÜV SÜD nutzt

für die Risikoanalysen u. a. HAZID- (Hazard

Identification) und HAZOP-Studien

(Hazard and Operability), Auswirkungsund

Ereignisanalysen sowie die Monte-

Carlo-Simulation. Vier Beispiele zeigen,

wie dadurch Produkte sicherer und Projekte

planbarer werden.

Photovoltaikanlagen

Der Eigentümer einer 60-Kilowatt-Photovoltaik

(PV)-Anlage stellte fünf Jahre nach

Inbetriebnahme Risse auf der Rückseitenfolie

seiner 264 Module fest. Der Hersteller

untersuchte die Rückläufer vor dem Hintergrund

eigener Felderfahrungen. Das zu

den weltweiten Branchenführern zählende

Unternehmen musste feststellen, dass sich

unter bestimmten Bedingungen, insbesondere

sehr starker Sonneneinstrahlung, mosaikartige

Risse in der Folie eines bestimmten

Typs bildeten und sich diese dadurch

langfristig auflöste. Das Produkt war bereits

in weltweit verkauften PV-Anlagen

verbaut worden.

PV-Module sind mehrschichtig aufgebaut:

Die eigentlichen PV-Zellen werden von einem

Einbettungsmaterial getragen, das

43


Risikoanalysen: Gefahren neuer Energieprojekte erkennen und beherrschen VGB PowerTech 6 l 2021

diese mechanisch unterstützt, elektrisch

isoliert und vor Umgebungsmedien

schützt. Die Rückseite der Solarzelle wird

zusätzlich mit einer sogenannten Backsheet-Folie

abgedeckt. Diese meist dreischichtigen

Kunststofffolien (Polyamid,

Polyvinylfluorid oder Polyester) sollen Witterungseinflüsse

(z.B. Nässe) abhalten

und vor mechanischen Beschädigungen

schützen.

Eine gerissene Folie beeinflusst die Leistung

der PV-Anlage nicht unmittelbar.

Wenn allerdings dadurch die Isolierung

beeinträchtigt wird, schalten gegebenenfalls

die Wechselrichter automatisch ab. Im

schlimmsten Fall gelangt Wasser ins Modul,

es kommt zum Kurzschluss und die

Solarzelle brennt durch. So wird die mangelhafte

Folie langfristig zum Sicherheitsproblem.

Unabhängig von der Haftungsfrage

wollte das Unternehmen die möglichen

Gefahren, die von einer schadhaften

PV-Anlage ausgehen würden, ermitteln.

Unterschiedliche Umweltbedingungen

Weil aus verschiedenen Ländern unterschiedliche

Schadensbilder vorlagen,

nahm TÜV SÜD exemplarische Risikobewertungen

in drei Klimazonen vor. Australien

und Malaysia standen für Regionen

mit intensiver Sonneneinstrahlung. In Italien

wurden die mediterranen Umwelteinflüsse

untersucht. Nord- und Süddeutschland

repräsentierten die gemäßigt kühle

Westwindzone. Die untersuchten Proben

wurden unterschieden zwischen Dachinstallationen

und freistehenden Anlagen.

Zudem wurde berücksichtigt, ob die Anlagen

von qualifiziertem Personal aufgebaut

und gewartet wurden.

Analyse und Ergebnisse

Aufbauend aus diesen Eingangsdaten wurde

die Risikoentwicklung über die Einsatzjahre

der PV-Module berechnet. In den

sonnenintensiven Regionen ergab sich ein

hohes, nicht mehr akzeptables Risiko bereits

nach neun Betriebsjahren, im Mittelmeerraum

hingegen erst nach 22,5 und in

der gemäßigten Zone nach mehr als 25

Jahren. In den ersten beiden Fällen empfahlen

die Prüfer, nach viereinhalb Jahren

instand haltende Maßnahmen einzuleiten.

In Deutschland liegt das Risiko sogar nach

15 Jahren noch im tolerablen Bereich. Ein

inakzeptables Risiko wäre erst nach dem

Ende der Entwurfslebensdauer der Module

zu erwarten. Hier genügen daher organisatorische

Maßnahmen, wie etwa die Kunden

über das Risiko aufzuklären. Dennoch lautet

die Empfehlung, die Entwicklung zu beobachten

und die Maßnahmen anzupassen,

sollten die Schäden häufiger auftreten.

Das Gutachten zeigte dem Hersteller den

vorhandenen Handlungsspielraum auf und

half ihm, eine Langzeitstrategie im Umgang

mit den defekten Modulen zu erarbeiten

und Schaden von den Kunden ab-

zuwenden. Das Unternehmen hatte klare

Kennziffern zur Verfügung, welche Anlagen

nach welchen Betriebszeiten erneuert

werden mussten und konnte so einen genauen

Fahrplan für die technischen und organisatorischen

Maßnahmen erstellen.

Hochspannungsleitungen

Die Liberalisierung der Verteilnetze in Europa

sowie die zunehmende Einspeisung

von Strom aus erneuerbaren Energiequellen

verändern die technischen Rahmenbedingungen

für den Betrieb von Hochspannungsleitungen.

Wie etwa verhalten

sich die Kabel bei höherer Belastung? Wie

wirkt sich das auf die unmittelbare Umgebung

aus? Genügt die Auslegung der

Schaltanlagen?

Insbesondere eine gestiegene Leistungsübertragung

führt dazu, dass in der Planungsphase

getroffene Annahmen nicht

mehr gelten. Die neuen Bedingungen sind

noch nicht vollständig von Normen und

technischen Regeln erfasst. Verschiedene

Netzbetreiber ließen daher spezifische Risiken

für unterschiedliche Szenarien entwickeln.

Den Unternehmen ging es darum

Sachschäden zu vermeiden, die Netzintegrität

zu gewährleisten und nicht zuletzt die

Gefahr von Personenschäden ausschließen

zu können.

Durchhängende Freileitungen

Hochspannungsleitungen können insbesondere

für die Landwirtschaft ein Risiko

darstellen. Landwirten ist das in der Regel

bewusst und die Mindestabstände zwischen

den Kabeln und großen Landmaschinen

wie etwa Mähdreschern sind normalerweise

ausreichend. Neue Randbedingungen

verändern jedoch das Risiko: Wenn

frei hängende Kabel, wegen der vermehrten

Nutzung der Stromtrassen, höhere

Ströme führen als bei der Auslegung vorgesehen,

hängen sie stärker durch. Bei extremen

Wetterlagen werden die Leitungen

unter Umständen noch weiter gedehnt, so

dass sie den vorgeschriebenen Mindestabstand

zum Boden oder zu Gebäuden unterschreiten.

Netzbetreiber sind also mitunter gefordert,

die daraus resultierenden Gefahren einzudämmen.

Welche Maßnahmen dafür geeignet

wären und wie diese priorisiert werden

müssten, sollte durch eine Risikoanalyse

geklärt werden. Ein besonderer Fokus

lag dabei auf Gebäuden und der Nutzung

landwirtschaftlicher Großgeräte. Das Gutachten

berücksichtigte für den zweiten Fall

daher auch den Kenntnisstand in der Landwirtschaft

zu Hochspannungsfreileitungen.

Bei einem Spannungsüberschlag zu

einer landwirtschaftlichen Großmaschine

kann das richtige Verhalten der Fahrzeugführenden

für den daraus resultierenden

Personenschaden entscheidend sein.

Das Gutachten zeigte: Werden die Mindestabstände

unterschritten, steigt das Risiko

kontinuierlich. Allerdings gibt es abweichend

von den einschlägigen Normen

auch Mindestabstände, die ein noch tolerierbares

Risiko ergeben. Unter Normalbedingungen

genügt dafür beispielsweise ein

Abstand über landwirtschaftlicher Fläche

von mindestens 4,99 m bei 110 kV-Leitungen

bzw. 5,46 m bei 380 kV-Leitungen.

Ein unakzeptabel hohes Risiko entsteht

erst, wenn entweder der Netzbetreiber

oder auch die Maschinenführenden Vorschriften

missachten. Wenn etwa Leitungen

von vornherein zu tief hängen

oder Landmaschinen höher als erlaubt

sind genügt der Sicherheitsabstand gegebenenfalls

nicht mehr und Strom kann

überschlagen.

Im Hinblick auf den Mindestabstand zu

Gebäuden stellte sich heraus, dass die geltenden

Normen den Grenzbereich zum inakzeptablen

Risiko treffend beschreiben.

Vergleichbare Analysen zeigten, dass die

Risiken teilweise im tolerierbaren Übergangsbereich

liegen, sofern die Regeln der

Technik eingehalten werden.

Für den landwirtschaftlichen Bereich erhielt

der Netzbetreiber unter anderem die

Empfehlung einen 24h-Dienst einzurichten,

der Meldungen von Maschinenführenden

aufnimmt, so dass diese unverzüglich

sachgerecht und risikomindernd bearbeitet

werden können. Für bestimmte Betriebsbedingungen

empfahl TÜV SÜD

eine Begrenzung der Strombelastung auf

80 %.

Kurzschlussfestigkeit von

110 kV Freiluft-Schaltanlagen

Dass immer mehr Erzeuger Strom ins öffentliche

Netz einspeisen, strapaziert auch

die Schaltanlagen, in denen der Strom auf

das Netz verteilt wird. Unter Umständen

können Kurzschlüsse entstehen. Vor allem

das Wartungspersonal ist durch mechanisch

beschädigte Anlagen gefährdet. Dieses

Risiko wollte der Betreiber ermitteln

lassen, um geeignete Maßnahmen zu entwickeln

und zu priorisieren. Ein direkter

Vergleich zu ähnlichen Risiken lässt sich in

diesem Fall schwer ziehen. Das zugrunde

gelegte Akzeptanzrisiko bemisst sich deshalb

danach, was nach dem aktuellen

Stand der Technik möglich ist und erwartet

werden kann.

Ein zusätzlicher Risikofaktor ist die jeweilig

ausgeführte Tätigkeit: Arbeiten an der

Anlage sind eine wesentliche Ursache für

Kurzschlüsse. Dabei befinden sich in aller

Regel Personen in unmittelbarer Nähe der

Anlage. Deshalb war ein Ziel der Risikoanalyse,

besonders fehleranfällige Handlungen

zu ermitteln. Als Vergleichsmaßstab

wurde dazu das statistische Risiko eines

tödlichen elektrischen Schlags für

berufliche Tätigkeiten – abgeleitet aus dem

Risiko bei Heimwerkern (10-6) und um

den Faktor 10 nach oben korrigiert – herangezogen.

Demnach wären ab einem er-

44


VGB PowerTech 6 l 2021

Risikoanalysen: Gefahren neuer Energieprojekte erkennen und beherrschen

mittelten Risiko von 10-5 Maßnahmen erforderlich.

Bei einem Zehntel der untersuchten 151

Anlagen musste der Betreiber wegen zu hoher

Risiken unmittelbar tätig werden. Für

weitere 13 Anlagen empfahl TÜV SÜD

ebenfalls risikoreduzierende Maßnahmen.

Das unzulässige Risiko ergab sich in allen

Fällen daraus, dass die Kräfte bei einem

Kurzschluss die Auslegungskraft der Anlage

deutlich überschritten hätten.

Die Sorge des Netzbetreibers war also berechtigt.

Auf Basis der Risikoanalyse konnte

er die Ertüchtigung seiner Anlagen zeitlich

priorisieren und gefährliche Situationen

aufgrund riskanter Handlungen

weitestgehend reduzieren.

Entwicklung von

Wasserstoffantrieben

Ein deutscher Fahrzeughersteller entwickelte

eigene Konzepte für Fahrzeuge mit

Brennstoffzellenantrieb. Auf Basis eines

Serien-PKW sollten 15 Testfahrzeuge möglichst

seriennah aufgebaut werden. Aufgrund

des Entwicklungsstatus entsprachen

viele Komponenten und Sicherheitseinrichtungen

noch nicht den Serienanforderungen.

Das Ziel für diese Entwicklungsgeneration

war es, die Fahrzeuge an ausgewählte Flottenbetreiber

zu geben, um Erfahrungen zu

sammeln und die Alltagstauglichkeit zu

testen. Das setzte eine Straßenzulassung

voraus. Der Anspruch des Herstellers: Mit

dem Wasserstoffantrieb sollte kein höheres

Risiko verbunden sein als mit einem konventionellen

Antrieb – beispielsweise bei

einem Unfall.

Der Autobauer beauftragte TÜV SÜD, die

Sicherheit der Fahrzeuge zu bewerten. Ein

Teil der Beurteilung betraf das Sicherheitskonzept

für das Brennstoffzellenfahrzeug

mit Flüssigwasserstoffspeicher, das Sicherheitskonzept

der neu eingerichteten Labore

für die Prüfung von Brennstoffzellenund

Wasserstoffsystemen, die Benutzerdokumentation,

Fehlermöglichkeits- und

Einflussanalysen, die numerische Untersuchung

zum Ausströmverhalten von Wasserstoff

und zur Ermittlung von Wasserstoffkonzentrationen

in bestimmten Geometrien

sowie schließlich eine Top-Down-

Fehleranalyse.

Insbesondere war zu bewerten, ob die sicherheitstechnischen

Zielsetzungen erreicht

und der Stand der Technik erfüllt

werden. Die Top-Down-Fehleranalyse sollte

in Form einer quantitativen Gefährdungsanalyse

beurteilen, ob das Sicherheitskonzepts

des Brennstoffzellenfahrzeugs

mit Flüssigwasserstoffspeicher

geeignet ist. Für die Straßenzulassung

musste die Fahrzeugkonstruktion nach den

nationalen und internationalen Richtlinien

für Brennstoffzellenfahrzeuge geprüft

werden.

Risikofaktor Wasserstoff

Der Umgang mit Wasserstoff birgt unterschiedliche

Gefahren und erfordert daher

besondere Aufmerksamkeit: Wasserstoff

ist leicht entzündlich und explosiv. Flüssiger

Wasserstoff wird unter hohem Druck

und bei extrem niedrigen Temperaturen

gelagert. Außerhalb der gekühlten Lagerung

erwärmt sich das Gas und dehnt sich

aus. Wird kein Gas aus dem Tank entnommen,

hält ein Ventil den Druck im Tank

konstant. Ein katalytischer Brenner setzt

das abgeführte Gas zu Wasser um und erreicht

dabei Temperaturen bis zu 700 Grad

Celsius.

Atomarer Wasserstoff kann in Metall eindiffundieren

und das Material verspröden

sowie Spannungsrisskorrosion verursachen.

Durch den schnellen Übergang vom

flüssigen Wasserstoff in den Gaszustand

wird Sauerstoff verdrängt, wodurch Erstickungsgefahr

entstehen kann. Direkter

Hautkontakt mit flüssigem Wasserstoff

kann zu schweren Erfrierungen führen.

Die Betankung erfordert spezielle 2-flutige

Systeme, die ein Gaspendeln ermöglichen:

Das beim Tanken im Fahrzeug verdrängte

Gas kann so zur Zapfsäule zurückströmen.

Die Zapfpistole wird manuell angeschlossen

bevor fahrzeug- und tanksäulenseitig

jeweils ein Kugelhahn geöffnet wird. Um

den Tankvorgang zu starten, müssen Tankstelle

und Fahrzeug ein Freigabesignal senden.

Dafür müssen unter anderem die Zündung

ausgeschaltet und die Handbremse

angezogen sein. Auch darf ein bestimmter

Tankfüllstand nicht überschritten sein. Die

tankstellenseitige Freigabe erfordert u. a.

einen Dichtheitstest der Kupplung.

Methoden und Besonderheiten

TÜV SÜD konnte Schwachstellen analysieren

und Gegenmaßnahmen aufzeigen.

Eine Fehlerbaumanalyse diente dazu, die

technische Schadenshäufigkeit zu ermitteln.

Die Schadenszustände wurden mit

Ereignisablaufanalysen untersucht. Der

Ereignisablauf wird induktiv, also von einem

auslösenden Ereignis aus betrachtet.

Das kann ein Komponentenausfall, eine

Fehlbedienung oder eine äußere Einwirkung

sein. In einem Entscheidungsbaum

bekommen Schadenshäufigkeit und -radius

ein Schadensausmaß zugeordnet. Das

so ermittelte Risiko wird schließlich mit

dem konventioneller Fahrzeuge verglichen.

Bei der Analyse der Brandrisiken richtete

sich TÜV SÜD nach der Vorgehensweise

die in der DIN EN ISO 19353 [1] beschrieben

ist. Je nach Anwendung werden auch

die DIN EN 17124 [2], die DIN EN 17127

[3] oder artverwandte Regelwerke berücksichtigt.

Ergebnis

Für den Risikovergleich zogen die Experten

umfangreiche Quellen wie Fachliteratur,

Fallstudien oder amtliche Statistiken

heran. Sie kamen zu dem Ergebnis, dass

das Risiko, zum Zeitpunkt des frühen Entwicklungsstands,

zwar deutlich über dem

Referenzrisiko lag, allerdings dennoch im

Rahmen eines anzunehmenden gesellschaftlich

akzeptierten Risikos.

Technische Maßnahmen können die meisten

dieser Risiken ausreichend begrenzen.

Lediglich das Parken in Einzelgaragen wurde

ausgeschlossen, denn bei nicht ausreichender

Belüftung könnte sich eine gefährliche

Menge explosionsfähiges Gasgemisch

sammeln.

Dem Hersteller wurde deshalb empfohlen,

von einem Betrieb unter dem angestrebten

Nutzungsprofil als Serienfahrzeug abzusehen.

Ein Betrieb unter kontrollierten Bedingungen,

etwa im Rahmen eines Flottenbetriebs,

wäre jedoch möglich.

Produktion von

Lithium-Ionen-Batterien (LIB)

Die LIB-Produktion birgt mitunter Gefahren,

für die bisher keine allgemeinen

brandschutztechnischen Richtlinien, Regelwerke

und Schutzkonzepte definiert,

akzeptiert und zugänglich sind. Um dennoch

eine sichere Produktion zu gewährleisten,

ließ ein Hersteller und Vertreiber

die möglichen Schwachstellen und Gegenmaßnahmen

mit einer Gefährdungs- und

Risikoanalyse aufzeigen.

Mit der HAZID-Methode wurden die

grundsätzlichen Gefährdungen identifiziert

und mit HAZOP die spezifischen Prozessrisiken

analysiert. Ein eigenes Risikotool

von TÜV SÜD, das die Anforderungen

der ISO 31000 und der DIN EN ISO 12100

erfüllt, ermöglicht standardisierte Analysen

und belegt die Wirksamkeit der Maßnahmen.

Für die Analyse richtete sich

TÜV SÜD auch nach der in der Norm EN

ISO 19353 beschriebenen Vorgehensweise

für Brandrisiken.

Auf der Basis des Analysegutachtens erstellte

TÜV SÜD einen risikobasierten, generischen

Leitfaden, um Brand- und Explosionsgefahren

frühzeitig zu erkennen. Bauliche

oder technische Risikofaktoren

werden damit bereits in der Planungsphase

von Produktionsstandorten identifiziert

und können rechtzeitig behoben werden.

Aufwändige Umplanungen oder Umbauten

entfallen. Das spart dem Unternehmen

wertvolle Ressourcen.

45


Risikoanalysen: Gefahren neuer Energieprojekte erkennen und beherrschen VGB PowerTech 6 l 2021

Sicherheit mit Erfahrung

TÜV SÜD prüft nach internationalen Standards

– z.B. EN ISO 12100 oder RAPEX-

Richtlinie – und berücksichtigt nationale

Besonderheiten wie GAMAB/GAME (Globalement

au moins aussi bons/Globalement

au moins èquivalent) und das ALARP-

Prinzip (As low as reasonably practicable).

Dabei kann TÜV SÜD auf langjährige Prüferfahrung

zurückgreifen und dadurch Risiken

realistisch einschätzen. Die Vielzahl

durchgeführter Analysen liefert als „Quasi-

Standard“ eine gute Bewertungsgrundlage

für zahlreiche Fallkonstellationen. Für viele

Anforderungen hat der Prüfdienstleister

zudem selbst entwickelte, speziell zugeschnittene

Tools.

Kunden erhalten eine spezifische, auf ihre

Zielsetzung ausgerichtete und maßgeschneiderte

Risikoanalyse. Das zeigt Handlungsspielräume

auf. Bei Bedarf können

Unternehmen Sicherheitskonzepte direkt

ableiten und konkrete Maßnahmen für einen

sicheren Betrieb auf Basis der Analyse

entwickeln.

Literatur

[1] DIN EN ISO 19353: Sicherheit von Maschinen

– Vorbeugender und abwehrender Brandschutz.

[2] DIN EN 17124: Wasserstoff als Kraftstoff -

Produktfestlegung und Qualitätssicherung –

Protonenaustauschmembran (PEM)-Brennstoffzellenanwendungen

für Straßenfahrzeuge.

[3] DIN EN 17127: Wasserstofftankstellen im Außenbereich

zur Abgabe gasförmigen Wasserstoffs

und Betankungsprotokolle umfassend.

VGB-Standard

Empfehlungen zum Management der funktionalen Sicherheit in

Dampfkesselanlagen und Anlagen des Wasser-Dampf-Kreislaufs

2. überarbeitete Ausgabe 2020

Ausgabe 2020 – VGB-S-008-00-2020-11-DE

DIN A4, Print/eBook, 166 S., Preis für VGB-Mit glie der € 260.–, Nicht mit glie der € 390,–, + Ver sand und USt.

Mit den neuen Normen zur funktionalen Sicherheit auf Basis der EN 61508 wurde für die

Geräte anforderungen in Schutzkreisen das Management der funktionalen Sicherheit eingeführt.

Diese EN Normen bieten einen erheblichen Ermessensspielraum, der durch Hersteller und

Betreiber gestaltet werden muss.

Es ist erforderlich, die Anwendung dieser Normen in Kraftwerken zu konkretisieren. Es war daher

ein Ziel des Arbeitskreises „Funktionale Sicherheit“ beim VGB mit diesem VGB-Standard diese Hilfestellung

zu geben. Da es sich hier um die Erläuterung zum Hintergrund und zur Anwendung von

Teilbereichen des Managements der funktionalen Sicherheit handelt, wird dieser VGB-Standard nicht

als Bestellrichtlinie veröffentlicht. Hier ist jeder Hersteller und Betreiber gefordert, die Anforderungen

dieses Managements der funktionalen Sicherheit in seine Prozesse zu integrieren.

VGB-Standard

Empfehlungen zum

Management der funktio nalen

Sicherheit in Dampfkesselanlagen

und Anlagen des

Wasser-Dampf-Kreislaufs

2. überarbeitete Ausgabe 2020

VGB-S-008-00-2020-11-DE

Der Arbeitskreis (AK) hat ein Beispiel für eine Risikoanalyse einer Dampfkessel- und Druckanlage erarbeitet, da es zur eindeutigen Erläuterung

der Anwendung des Verfahrens als unabdingbar angesehen wurde. Die Empfehlungen können jedoch nur nach erneuter

Überprüfung im Rahmen eines Managements der funktionalen Sicherheit betrachtet werden.

Der VGB-Standard wendet sich sowohl an Betreiber von thermischen Kraftwerken wie auch an Hersteller und soll eine Hilfestellung

zur Anwendung der Normen zur funktionalen Sicherheit geben.

Diese Ausgabe ist ein Entwurf, da die EN 50156-1 zurzeit überarbeitet wird. Sobald der Entwurf der Norm veröffentlicht ist (voraussichtlich

2021), wird der Entwurf der VGB-S-008 auf Korrektheit in Bezug auf die EN 50156-1 Verweise geprüft und als finale Version

veröffentlicht. Diese finale Version der VGB-S-008 ist in einer aktuellen Bestellung enthalten.

* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB PowerTech e.V.

* Für Ordentliche Mitglieder des VGB PowerTech e.V. ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten. www.vgb.org/vgbvs4om

VGB-Standard

Einführung und Überblick der VGB-Standards für

Abnahmetests und Kontrolluntersuchungen

(1. Ausgabe August 2020, Weiterentwicklung der Reihe VGB-R 123)

Ausgabe 2020 – VGB-S-150-20-2020-08-DE

DIN A4, Print/eBook, 10 S., eBook (PDF-Datei), kostenloser Download

Der VGB-Standard VGB-S-150-20 „Einführung und Überblick der VGB-Standards für Abnahmetests

und Kontrolluntersuchungen“ wurde in Verantwortung der VGB-Fachgruppe „Abnahmetests und

Kontrolluntersuchen“ erarbeitet.

Im VGB-S-150-20 wird die Weiterentwicklung der betreffenden Regelwerke der Fachgruppe zu VGB-

Standards und die schrittweise Ablösung der entsprechenden VGB-Richtlinien dargestellt. Dies betrifft

insbesondere den Band VGB-R 123 I.2 „Abnahme- und Kontrolluntersuchungen“ aus der Sammlung

von VGB-Richtlinien und VGB-Empfehlungen für die Leittechnik.

Eine fortlaufende Aktualisierung in Abhängigkeit des Ausgabestandes einzelner Teile ist mit der dargestellten

Vorgehensweise erforderlich. Daher wird dieser VGB-Standard kostenfrei zum Download

bereitgestellt (www.vgb.org/shop).

VGB-Standard

Einführung und Überblick

der VGB-Standards für

Abnahmetests und

Kontrolluntersuchungen

1. Ausgabe August 2020

VGB-S-150-20-2020-08-DE

46


VGB PowerTech 6 l 2021

Was macht ein Hüttenkraftwerk mit einem Simulator?

Was macht ein Hüttenkraftwerk mit

einem Simulator?

Peter Lasch

Abstract

What does an industrial metallurgical

power plant do with a simulator?

A much-heard buzzword these days is the Digital

Twin, which brings numerous benefits to the

operation of power plant components. So why

has the concept of a dynamic simulator as the

digital twin of an entire plant not yet spread to

the wide circle of industrial customers?

Industrial power plants in particular are currently

under a lot of pressure. Companies want

to decarbonize their production, but at the

same time they have to ensure that downstream

processes are reliably supplied with energy and

process steam or that supply contracts for district

heating are honored. It is difficult to answer

questions such as how new components

such as electrolysers or energy and heat storage

systems can be integrated into an industrial

power plant and what effects this has on the optimal

operation of the overall system.

A dynamic high-fidelity simulator of the overall

process, which takes all aspects into account in

the modeling, provides a building block for optimization.

Due to a modular approach of such

a simulator, it can be adapted to new boundary

conditions of the reference plant again and

again and thus serves not only as a training

tool, but can also be used as an engineering

tool.

Based on the project of voestalpine for the creation

of a simulator for their latest power plant

unit at the Linz site, details and implementation

are presented.

l

Autor

Peter Lasch

Abteilungsleiter Simulator Engineering

EKu.SIM

Essen, Deutschland

www.ekusim.de

Wenn man den gegenwärtigen Energiemarkt

betrachtet, ist festzustellen, dass nur

sehr wenigen Betreibern von Energieerzeugungsanlagen

ein Simulator Ihrer Anlage

zur Verfügung steht. Derzeit beschränkt

sich dies auf einzelne Betreiber leistungsstarker

Kraftwerke sowie natürlich die über

gesetzliche Vorgaben geregelten Kernkraftwerke.

Einige Betreiber nutzen bereits

generische Simulationsangebote, welche

jedoch aber nicht das eigene Kraftwerk repräsentieren

und somit nur für Grundlagenschulungen

genutzt werden können.

Ein viel gehörtes Buzzword heutzutage ist

der Digitale Zwilling, der zahlreiche Vorteile

für den Betrieb von Kraftwerkskomponenten

bringt. Warum hat sich also das

Konzept eines dynamischen Simulators als

Digitaler Zwilling einer ganzen Anlage

noch nicht bis auf den großen Kreis der Industriekunden

ausgeweitet?

Gerade Industriekraftwerke stehen derzeit

unter hohem Druck. Die Unternehmen

wollen Ihre Produktion dekarbonisieren,

müssen aber gleichzeitig sicherstellen,

dass die nachgelagerten Prozesse sicher

mit Energie und Prozessdampf versorgt

werden oder die Lieferverträge für Fernwärme

eingehalten werden. Fragestellungen,

wie sich neue Komponenten wie z.B.

Elektrolyseure oder Energie- und Wärmespeicher

bei einem Industriekraftwerk einbinden

lassen und welche Auswirkungen

dies auf den optimalen Betrieb des Gesamtsystems

hat, lassen sich nur schwer

beantworten.

Einen Baustein zu Optimierung liefert ein

dynamischer high-fidelity Simulator des

Gesamtprozesses, welcher alle Aspekte in

der Modellierung berücksichtigt. Durch einen

modularen Ansatz eines solchen Simulators

kann dieser immer wieder an neue

Randbedingungen der Referenzanlage angepasst

werden und dient somit nicht nur

als Trainingswerkszeug, sondern kann

ebenfalls als Engineering-Werkzeug genutzt

werden. Die Prozesssimulation wird

mit einer Emulation der Original-Leittechnik

des Kraftwerks gekoppelt, sodass sich

für Bediener und Leittechniker kein Unterschied

zur Realanlage ergibt. Die Simulation

muss nicht bei einem Block enden, sondern

kann einen ganzen Industriepark umfassen,

sodass auch die Interaktion zwi-

schen Verbrauchern, Erzeugern, Speicher

und dem Netz analysiert werden kann. Der

Simulationsumfang kann so speziell an die

Bedürfnisse des jeweiligen Standorts angepasst

werden.

Unser Kunde voestalpine hat sich für die

Erstellung eines Simulators für deren neusten

Kraftwerksblock am Standort Linz entschieden.

Vornehmlich um den Generationenwechsel

zu schaffen und neue Anlagenfahrer

ausbilden zu können. Dies ist immer

noch die naheliegendste Nutzung eines Simulators.

Dennoch konnten in der Projektzeit

bereits Verbesserungen an der Leittechnik

vorgenommen werden und das

wertvolle Potential als Engineering-Tool

wurde schnell erkannt.

Lesen Sie nachfolgende ein Interview mit

der voestalpine über das Simulatorprojekt

mit EKu.SIM.

In Linz/Österreich betreibt die voestalpine,

einer der führenden Stahlproduzenten Europas,

ein voll integriertes Hüttenwerk –

mit sämtlichen Prozessstufen an einem

Standort: Kokerei, Hochofen, Stahlwerk,

Warm- und Kaltwalzwerk sowie Verzinkung

und Bandbeschichtung. Die von der

voestalpine gelieferten Produkte werden

für die Segmente Automobil-, Elektro-,

Haus- und Verarbeitende Industrie verwendet.

Im Interview: Herbert Pirklbauer, Verfahrens-

und Prozessingenieur, voestalpine,

und Roland Bogenhuber, Prozessverantwortlicher

Kraftwerk Betrieb, voestalpine.

Herr Pirklbauer, Herr Bogenhuber, Sie

haben sich für ein Schulungswerkzeug

in Form eines Digitalen Zwilling entschieden

und sind mit dem Stahlwerk in

Linz/ Österreich Kunde von EKu.SIM.

Wie kam es dazu?

Voestalpine: Wir sind auf der Suche nach

einer Technologie gewesen, die uns dabei unterstützt,

das „know how“ unsers Betriebspersonal

bestmöglich zu sichern und unsere

Anlagen so wirtschaftlich wie möglich zu betreiben.

Der digitale Zwilling ist für den neuesten

Ihrer Kraftwerksblöcke ausgelegt....

Voestalpine: Ja, das ist auch gleichzeitig unser

größter Block und der effizienteste von

47


Was macht ein Hüttenkraftwerk mit einem Simulator? VGB PowerTech 6 l 2021

Bild 1. Simulator im Einsatz für das Hüttenkraftwerk von voestalpine in Linz, Österreich.

insgesamt sechs. Mit ihm erhöhen wir deutlich

die Eigenstromerzeugung. An unserem

Standort in Linz können mit unserer Energieerzeugung

ca.75 % des Strombedarfs

des gesamten Standortes abgedeckt werden.

Daher ist uns die Aufrechterhaltung und

Weitergabe der Anlagenkenntnisse und die

Optimierung der Prozesse hier besonders

wichtig.

Worin liegt für Sie die größte Faszination

in der digitalen Modellierung?

Voestalpine: Faszinierend für uns ist, wie

rasant sich diese Technologie in den letzten

Jahren entwickelt hat. Prozesse und Abläufe

können in einem hohen Detailierungsgrad

abgebildet werden. Dies war für uns

ausschlaggebend einen Simulator zu beschaffen.

Als wir das erste Mal in Essen einen Blick darauf

werfen konnten waren wir begeistert,

wie nahe der Simulator bereits unseren

Vorstellungen entsprach. Dieses Erlebnis

hat uns bestätigt, dass wir uns für den richtigen

Partner für dieses Projekt entschieden

haben.

Bild 2. Planen und steuern mit dem Digitalen Zwilling.

Wie genau können wir uns den Einsatz

des digitalen Zwillings vorstellen?

Voestalpine: Uns geht es in erster Linie darum,

Sondersituationen wie Anfahrten und

Abfahrten oder Störfälle zu trainieren und

daraus resultierend das bestehende „know

how“ des Betriebspersonal zu sichern und

neuen Anlagenbediener schnellstmöglich einen

sicheren und optimalen Umgang mit

dem Block zu ermöglichen. Darüber hinaus

sehen wir auch ein großes Potential in den

Informationen der simulierten Anlagendaten,

um unsere hochautomatisierte Anlage

optimiert betreiben und verbessern zu können.

Dies wurde uns auch bereits in einer frühen

Phase der Implementierung bestätigt –

einzelne aufgebauten Module konnten wir

zeitnahe nutzen. (Bild 1)

Wie sind Sie auf das Angebot aus Essen

aufmerksam geworden?

Voestalpine: Das Simulatorzentrum in Essen

ist uns schon lange bekannt – durch die

Schulungen, die unser Kraftwerkspersonal

dort regelmäßig durchläuft. Auch deswegen

wissen wir: Die Experten auf dem Energiecampus

kennen sich durch und durch aus mit

kritischen Infrastrukturen. Sie genießen unser

vollstes Vertrauen. Da war der Schritt

nicht mehr weit, den digitalen Zwilling bei

EKu.SIM zu beauftragen.

Dieses Projekt zeigt, dass nicht nur Großkraftwerke

einen starken Nutzen von einem

Simulator haben können. Auch Industriekunden

mit Ihren Erzeugungsanlagen

haben durch das Angebot von EKu.SIM

die Möglichkeit einen Digitalen Zwilling

ihres Prozesses zu erhalten und damit

ein wichtiges Tool um für die zukünftigen

Herausforderungen gewappnet zu

sein.

Hervorgegangen aus der Abteilung Simulator-Engineering

der KSG Kraftwerks-Simulatorgesellschaft

mbH werden die Simulationsdienstleistungen

der KSG zukünftig

unter der neuen Marke EKu.SIM

vertrieben. Somit vereinen wir das über

40-jährige Know-How der Mitarbeitenden

mit den Chancen, die sich im Rahmen der

Energiewende bieten (B i l d 2 ). l

FIND & GET FOUND! POWERJOBS.VGB.ORG

ONLINE–SHOP | WWW.VGB.ORG/SHOP

48


VGB-FACHTAGUNG

DAMPFERZEUGER, INDUSTRIE- UND

HEIZKRAFTWERKE & BHKW 2021

mit Fachausstellung

(6.) 7. UND 8. SEPTEMBER 2021 | PAPENBURG

VERANSTALTUNGSORT

Hotel Alte Werft Papenburg

L www.hotel-alte-werft.de

Um die aktuellen und zukünftigen energiepolitischen Anforderungen mit

den bestmöglichen technologischen Entwicklungen zu begleiten, stellt

die VGB-Fachtagung „Dampferzeuger, Industrie- und Heizkraftwerke &

BHKW“ im Jahr 2021 die folgenden Themen in den Fokus:

| Erfahrungen beim Wechsel von Kohle zu Energien der Zukunft

| Energietechniken der Zukunft

| Geänderte Gesetzgebung im Zusammenhang mit den

zukünftigen Grenzwerten und technische Umsetzung

| Flexibilisierung

| Speichertechnologien

Aktuelle Betriebserfahrungen mit neuen Technologien sowie praktischen

Anwendungen werden diskutiert. Ziel dieser Fach tagung ist es, durch

einen aktiven Erfahrungsaustausch die Chance zu nutzen, auch zukünftig

optimale technische Maßnahmen zu definieren. Neben einem aktuellen

und zielgerichteten Vortrags programm soll ein intensives Networking

zwischen Betreibern und Herstellern stattfinden. Dazu präsentieren sich

unsere Kooperationspartner in der begleitenden Fachausstellung.

| Parallel zur Fachtagung findet am

7. September 2021

die Sektion „BHKW“ statt.

Der verstärkte dezentrale Einsatz von Blockheizkraftwerken (BHKW) ist ein

Weg, um stark schwankende Einspeisungen von erneuerbaren Energien

auszugleichen. Der Betrieb wird durch Förderungen des Kraft-Wärme-

Kopplungsgesetzes (KWKG) unterstützt.

Die Motorentechnik bietet die Möglichkeit, hohe Lastwechselgradienten

zu bedienen, bei kurzer Anfahrzeit und nur geringem technischen

Aufwand bei der Warmhaltung. Zunehmend kommen alternative

Gassorten zum Einsatz. Diesen Eigenschaften geschuldet, ist eine stark

wachsende Bedeutung der Verbrennungsmotoren im Bereich der

Strom- und Wärmeerzeugung festzustellen.

Nutzen Sie diese VGB-Veranstaltung als Plattform für Ihr Networking und

einen Erfahrungsaustausch unter Fachleuten.

Wir können die Herausforderungen des Wandels in der Energieerzeugung

gemeinsam meistern.

Auf Wiedersehen in Papenburg!

Ihr VGB-Team

TAGUNGSPROGRAMM

Konferenzsprache: Deutsch

(Änderungen vorbehalten)

MONTAG, 6. SEPTEMBER 2021

14:00- Sitzung „TG Industrie- und Heizkraftwerke “

16:00 Werner Hartwig und Swen Kaast, VGB PowerTech e.V.

11:00 - Sitzung „PG BHKW“

16:00 Andreas Böser, VGB PowerTech e.V.

DIENSTAG, 7. SEPTEMBER 2021

08:00 Registrierung & Besuch der Fachausstellung

V 01 –

V 05

Sektionsleitung 1:

Werner Hartwig, VGB PowerTech e.V., Essen

09:00 Begrüßung

Werner Hartwig, VGB PowerTech e.V., Essen

09:20

V 01

09:50

V 02

Wie geht es nach dem Kohleausstieg weiter?

Prof. Dr. Klaus Görner, Universität Duisburg-Essen

Die neue 13. BImSchV – Finden Luftreinhaltung

und Energiewende endlich zusammen?

Dr.-Ing. Martin Ruhrberg, BDEW Bundesverband der

Energie & Wasserwirtschaft e.V., Berlin

10:15 Kaffeepause in der Ausstellung

11:00

V 03

11:30

V 04

12:00

V 05

Gas in zukünftigen Energiesystemen

Dr. Anne Giese, Gas- und Wärme Institut Essen e.V.

Neuer Differenzialantrieb zur effizienten Drehzahlregelung

von Pumpen und Kompressoren

Maximilian Hehenberger, MBA, SET GmbH, Österreich

StoreToPower-Pilotanlage zur Entwicklung eines

Wärmespeicherkraftwerks im Rheinischen Revier

Dr. Witold Arnold, RWE Power AG, Essen

12:30 Networking-Lunch in der Ausstellung

V 06 –

V 08

14:00

V 06

14:30

V 07

Sektionsleitung 2:

Michael Schütz, RWE AG, Essen

Schäden im Wasser- und Dampfkreislauf

durch Abweichungen bei der Wasserchemie

Dr. Christian Ullrich, VGB PowerTech e.V., Essen

Konservierung systemrelevanter Kraftwerke

mit filmbildenden Aminen

Ronny Wagner, Reicon GmbH, Leipzig

ONLINEANMELDUNG & INFORMATIONEN

L www.vgb.org/dihkw_bhkw_21.html

Bleiben Sie mit uns in Kontakt, digital und aktuell!

‣ Newsletter subscription | www.vgb.org/en/newsletter.html


DAMPFERZEUGER, INDUSTRIE- UND

HEIZKRAFTWERKE & BHKW 2021

(6.) 7. UND 8. SEPTEMBER 2021

PAPENBURG

15:00

V 08

Anlagenschwingungen und Reduzierung von

Verbrennungspulsationen unter der Beachtung

schwankender Gasbeschaffenheiten

durch Integration von Wasserstoff

Philipp Pietsch, DBi Gas und Umwelttechnologie, Leipzig

16:10 Treffpunkt Tagungsbüro – Werftbesichtigung

19:00 Abendessen in der „Alten Werft“

DIENSTAG, 7. SEPTEMBER 2021

BHKW-Sektion (Raum Elbe 1)

B 01 –

B 08

Sektionsleitung:

Andreas Böser, VGB PowerTech e.V., Essen

09:00 Begrüßung der BHKW-Sektion

09:15

B 01

09:45

B 02

10:15

B 03

Technische Versicherung Allianz!

Schadenerfahrungen und Beispiele

von Versicherungslösungen für KWK-Anlagen

Birte Trefz, Hans-Jürgen Mader,

Allianz Versicherungs AG, Hamburg

Die Aufgaben des Schmieröls im Gasmotorenbetrieb

Thijs Schasfoort,

HollyFrontier Lubricants & Specialities, Niederlande

Gasmotoren KWK für erneuerbare Brennstoffe

Dr. Klaus Payrhuber, Dr. Michael Url,

INNIO Jenbacher GmbH & Co. OG, Österreich

10:45 Kaffeepause in der Ausstellung

11:30

B 04

12:00

B 05

Monitoring von Schmierstoffen und Gasmotoren –

Welchen Beitrag die Schmierstoffanalytik leistet

Stefan Mitterer, OELCHECK GmbH, Brannenburg

Der Begriff des Standes der Technik in Bezug auf

BImSchG und MVP-/LCP-Richtlinie mit Umsetzung

durch 44. sowie 13. BImSchV

Stefan Hüsemann, Betreuungsgesellschaft für

Umweltfragen Dr. Poppe AG, Kassel

12:30 Networking-Lunch in der Ausstellung

14:00

B 06

09:15

B 07

15:00

B 08

Chance der Sektorenkopplung

für großtechnische Verbrennungsanlagen

Marc Jedamzic,

Mitsubishi Power Europe GmbH, Duisburg

Umstellung eines Wärmestandortes von Kohle

auf Gas – HKW Stuttgart-Gaisburg

Jens Rathert, EnBW, Stuttgart

BHKW-Technologie für

„grün“ erzeugten Wasserstoff

Stefan Knepper, F&E 2G Energietechnik GmbH, Heek

15:30 Abschlussdiskussion

16:00 Ende der Veranstaltung

16:10 Treffpunkt Tagungsbüro – Werftbesichtigung

19:00 Abendessen in der „Alten Werft“

MITTWOCH, 8. SEPTEMBER 2021

08:00 Besuch der Fachausstellung

V 09 –

V 16

Sektionsleitung 3:

Thomas Bahde, Vattenfall Wärme AG, Berlin;

Swen Kaast, VGB PowerTech e.V., Essen

09:00 Begrüßung 2. Tag

Swen Kaast, VGB PowerTech e.V., Essen

09:15

V 09

09:45

V 10

Entwicklungspfade Thermischer Kraftwerke auf

dem Weg zur EU-Kohlenstoffneutralität:

Biomasse – Wasserstoff – Power to X

Dr.-Ing. Christian Bergins und

Prof. Dr.-Ing. Emmanouil Kakaras

Mitsubishi Heavy Industries EMEA, Ltd., Duisburg

Betriebserfahrungen mit dem ALSTOM

NID-Verfahren am Beispiel des

Biomasseheizkraftwerkes Emden

Jens Thomas Kraftwerk Emden, Statkraft

10:15 Kaffeepause in der Ausstellung

11:00

V 11

11:30

V 12

12:00

V 13

Drehrohröfen, die übersehene Alternative:

Verbrennung, Pyrolyse, Thermolyse, Gasifikation

Dirk Gerlach, Modis GmbH, Leipzig

Aktivkohle-Dosieranlage Lippendorf –

Konzept, Errichtung und Betrieb

Andreas Schröter,

LEAG Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus

„Gore System“ im Anwendungsfall

Erik Kühnel, eins-energie in sachsen, Chemnitz

12:30 Networking-Lunch in der Ausstellung

14:00

V 14

14:30

V 15

15:00

V 16

15:30

V 17

16:00

bis

16:30

Vorstellung der neuen Q 101 Dämmarbeiten

an Kraftwerkskomponenten

Thomas Ortlieb, G+H ISOLIERUNG GmbH, Römerberg

Großraumwasserkessel-Systemlösungen für flexible

Betriebsanforderungen

Dr. Wolfgang Sobbe,

VKK Standardkessel GmbH, Köthen

Technische Lösungen für zukünftige

Emissionsgrenzwerte

Thomas Schröder, SAACKE GmbH, Bremen

minus CO 2 – Dekarbonisierung durch Karbonisierung

Christoph Hiemer, carbonauten GmbH, Giengen

Abschlussdiskussion mit

anschließendem Farewell-Coffee

ORGANISATORISCHE HINWEISE

VERANSTALTUNGSORT

Hotel Alte Werft Papenburg

ONLINEANMELDUNG & INFORMATIONEN

L www.vgb.org/dihkw_bhkw_21.html

bis zum 16. August 2021 (Redaktionsschluss des Teilnahmeverzeichnisses,

spätere Anmeldung, auch vor Ort, möglich).

TEILNEHMERGEBÜHREN

Teilnahmegebühren

VGB-Mitglieder 790,00 €

Nichtmitglieder 990,00 €

Hochschule, Behörde, Ruheständler 300,00 €

ABENDVERANSTALTUNG

In der „Alten Werft“

Bleiben Sie mit uns in Kontakt, digital und aktuell!

‣ Newsletter | www.vgb.org/en/newsletter.html


VGB PowerTech 6 l 2021 Secure IT-/OT-devices according to IEC 62443-4-2

Secure IT-/OT-devices according to

IEC 62443-4-2: a worldwide solution

Stefan Loubichi

Kurzfassung

Sichere IT-/OT-Geräte nach

IEC 62443-4-2: eine weltweite Lösung

Aufgrund der sehr großen Zunahme von Cyberattacken

auf Kritische Infrastrukturen und der

Debatte darüber, inwieweit IT-/OT-Geräte eine

unverhältnismäßig große Gefahr darstellen,

wird weltweit nach einer Lösung gesucht, wie die

Sicherheit von kritischen Komponenten nach

gleichen Kriterien bewertet werden kann. Die

eher politisch denn wissenschaftlich- belegte

These, dass die Geräte eines Herstellers nur deshalb

unsicher sind, weil diese in einem bestimmten

Land hergestellt werden, ist zu leicht als wirtschaftlicher

Protektionismus zu durchschauen

und wird auf lange Sicht keinen Bestand haben.

Die Normenreihe der IEC 62443 bietet hier einen

Ausweg über eine Produktzertifizierung nach

IEC 62443-4-2 in Verbindung mit der IEC

62443-4-1. Schließt man hieran noch einen

Black-Box-Penetrationstest an, so hat man hierdurch

den Nachweis der sicheren Funktionalität,

ohne dass Hersteller ihren Quellcode offenlegen

müssen.

Dieser Aufsatz zeigt, wie man die Herausforderungen

der europäischen NIS Direktive 2.0 oder

des deutschen IT-Sicherheitsgesetz 2.0 relativ

einfach mit bewährten normativen Wegen lösen

kann.

Das Gute an diesem Ansatz besteht im Übrigen

auch darin, dass dieser Lösungsweg branchenunabhängig

ist und man nicht – wie bei den

Systemzertifizierungen – branchenbezogene Zusatznormen

wie zum Beispiel die IEC 27019 in

der (klassischen) Energiewelt benötigen würde.

Gegebenenfalls werden Lobbyisten gegen diese

Lösung einwenden, dass diese zu viel Geld kosten

würde und größere Hersteller von kritischen

Komponenten begünstigen würde. Da ein Blackout

deutlich teurer ist als die Kosten einer Produktzertifizierung

nach IEC 62443-4-2 und die

Europäische Union sicher einer Quersubvention

der Kosten zustimmen würde, wenn hierdurch

eine höhere Sicherheit erzeugt werden kann,

laufen die Verhinderungsargumente gegen die

IEC 62443-4-2 ins Leere.

l

Author

Prof. h.c. PhDr. Dipl.-Kfm./Dipl.-Vw.

Stefan Loubichi

international experienced lead auditor and

consultant for information management

systems (ISO 27001, § 8 BSI-Law and

IT-security catalogue § 11 I a/b EnWG)

and IT-OT senior security expert, more than

ten years of international experience in

implementing IT-/OT- security, key note

speaker and author

Essen, Germany

Introduction

At the latest since the dispute about whether

products from the company Huawei are

classified as secure regarding the expansion

of the 5G infrastructure in Europe, a

broad public has become aware that even

the best Intrusion Detection System or Intrusion

Prevention System is useless if the

device is not secure. In the new German IT

Security Act 2.0 [01] (May 2021), for example,

the legislator requires manufacturers

of critical components to provide a warranty

declaration on their devices. This

warranty declaration must refer to the entire

supply chain. In principle, you can first

certify everything on a piece of paper. But

ultimately it is a question of what the basis

for this security is. Security in Industrial

Automation and Control Systems (IACS) is

a core issue worldwide. Therefore, this

question should not be left to lawyers or

politicians but to standards experts, computer

scientists or engineers who prefer

uniform standards worldwide. IACS represents

all parts such as systems, components

and processes that are necessary for the

safe operation of a power plant. In addition

to the components above, software components,

applications and organisational

parts are also included.

Many people believe that certification according

to ISO/IEC 27001 [02] would already

provide them with a standard for

proving IT security and OT security. However,

ISO/IEC 27001 [02] is a system standard

and not a product-related standard. We

also need a standard for energy generation

or energy distribution that has an industrial

background. A globally valid series of

standards for the industrial environment is

the IEC 62443 family of standards. Since

we want to have a test basis with which we

can test and confirm the safety of a critical

component, the globally recognised IEC

62443-4-2 [03] is a suitable standard.

However, security already comes from development.

For this reason, the development

process must of course be integrated.

The development process is normatively

regulated in IEC 62443-4-1 [04]. Certification

according to IEC 62443-4-2 [03]

(based on IEC 62443-4-1 [04]), which

should be carried out by an accredited certification

body, would provide us with a

globally recognised basis for a safe critical

component.

One could still argue that it is not ensured

that accredited certification bodies really

deliver the same quality worldwide. For

this reason, it is suggested that a penetration

test would have to be carried out for

the national deployment of such a critical

component. Of course, the outcomes of

penetration tests vary depending on the

standards and methodologies used.

Standardising penetration tests worldwide

will certainly not succeed. In the end, this

is also not necessary, as you only test the

quality of the security of the product. Many

national authorities, such as the Federal

Office for Information Security in Germany,

do this for government units anyway, so

that there would only be an expansion of

testing activities.

Manufacturers of critical components invest

a lot of money in the development of

their products and are afraid that the

source code of their products could be lost

through industrial espionage during a penetration

test. But there is a solution for this

too: black box penetration tests, which do

not have to reveal any source code.

With product certification according to IEC

62443-4-2 [3] by internationally accredited

certification companies followed by a

black-box penetration test by a national authority,

it would be possible to achieve the

security everyone wants, based solely on

verifiable facts. Of course, all this costs

money. But security cannot be purchased

for free.

Product life cycle and the

IEC 62443 family

For our understanding, a product supplier

should develop products using process

compliant to IEC 62443-4-1 [04]. Conformity

to IEC 62443-4-2 [03] must be

achieved for this product. Those products

should be integrated later, usually by a system

integrator, into an Automation Solution,

using a process compliant to IEC

62443-2-4 [06]. Afterwards the Automation

Solution is installed at a particular site

and becomes part of an Industrial Automation

and Control System (IACS). Of course,

security measures according to IEC 62443-

3-3 [07] must be considered as well as the

IEC 62443-3-2 [05]. For the asset owner

IEC 62443-2-1 [08] and IEC 62443-2-4

[06] are relevant.

51


Secure IT-/OT-devices according to IEC 62443-4-2 VGB PowerTech 6 l 2021

Asset

Owner

System

Integrator

Operates (IEC 62443-2-1,

IEC 62443-2-4)

Integrates (IEC 62443-2-4,

IEC 62443-3-2)

Configured for intended environment

Product

Supplier Develops (IEC 62443-4-1)

Independent of the intended environment

Of course, this can only be a very simplified

representation of the interrelationships between

the relevant IEC 62443 standards.

Nevertheless, this representation and Figure

1 give an overview of the dependencies

between the individual standards.

Structure of the test/audit

according to IEC 62443-4.2

Industrial components according to IEC

62442-4-2 are divided into four device

types:

––

Embedded Devices

––

Host Devices

––

Network Devices

––

Applications

The way chosen here for a test according to

IEC 62443-4-2 is to select an SL level

with associated requirements (CR) and resistance

level. This allows the manufacturer’s

view of the Critical Component to be

followed. The manufacturer can carry out

an evaluation of the security properties

of the various possible applications. For

this purpose, the target level of the security

properties must be defined via the

SL level. This is preceded by an analysis

of the component’s operational environment.

The SL Capability (SL-C) is defined by:

––

defined attacker type

––

selection of requirements (CR)

IEC 62443-4-2 recognises the following

types of attacks:

––

SL-1: Protection against casual or coincidental

violation.

––

SL-2: Protection against intentional violation

using simple means with low resources,

generic skills, and low motivation.

––

SL-3: Protection against intentional violation

using sophisticated means with

moderate resources, IACS specific skills

and moderate motivation.

––

SL-4: Protection against intentional violation

using sophisticated means with

Industrial automation and control system (IACS)

Operational and maintenance

capabilities (policies and procedures)

Automation Solution (IEC 62443-3-3)

Complementary

Subsystem 1 Subsystem 2

hardware and

software

components

Includes a configured

instance of the Product

Product (IEC 62443-4-2)

system, subsystem, or component such as:

Applications

Embedded

devices

Fig. 1. Example of a product life cycle, Source: IEC 62443-4-1.

Network

components

Host

devices

extended resources, IACS specific skills

and motivation.

When dealing with SL-4, one cannot avoid

considering the specific safety concepts according

to IEC 62443-3-2 [05]. For a better

introduction to the subject, however, this

essay will not refer to them.

And once again, it is pointed out here that

the requirements for the secure development

process for manufacturers of critical

components in accordance with IEC

62443-4-1 [04] must be considered in any

case. For our testing scheme, the following

aspects from IEC 6244-4-1 should be used

in any case in our testing scheme according

to IEC 62443-4-2:

––

SM-6 (File Integrity)

––

SM-9 (Security requirements for externally

provided components)

––

SM-10 (Custom development components

from third party suppliers)

––

SR-1 (Product security context)

––

SR-2 (Threat Model)

––

SR-3 (Product security requirements)

––

SR-4 (Product security requirements

content)

––

SR-5 (Security requirements review)

––

SD-1 (Secure design principles)

––

SD-2 (Defense-in-depth design)

––

SD-3 (Security design review)

––

SD-4 (Secure design best practices)

––

SVV-1 (Security requirements testing)

––

SVV-2 (Threat mitigation testing)

––

SVV-3 (Vulnerability testing)

––

SVV-4 (Penetration testing)

––

SVV-5 (Independence of testers)

––

SUM-2 (Security update communication)

––

SUM-3 (Dependent component or operating

system security update documentation)

––

SG-1 (Product defense-in-depth)

––

SG-2 (Defense-in-depth measures expected

in the environment)

––

SG-3 (Security hardening guidelines)

––

SG-4 (Secure disposal guidelines)

––

SG-5 (Secure operation guidelines)

––

SG-6 (Account management guidelines)

––

SG-7 (Documentation review)

Components of the test/audit

according to IEC 62443-4.2

The following steps must be completed sequentially

during a component test according

to IEC 62443-4-2 [3]:

––

Intended Use Verification

––

Design Documentation

––

User Documentation

––

Conformity Assessment

––

Vulnerability Analysis

For step 1 we must:

––

define the component´s operational and

security requirements (e.g., assumptions

about the operational environment)

––

establish and define a security concept /

product security context (SR-1)

––

establish and define a threat model

(SR-2)

The component specification must include

at least:

––

Short component description

––

Component identification

––

Component label

––

Component version

––

Identification during operation, installation,

and updates

––

Proof of component integrity, primarily

software (SM-6)

––

Component category

––

Excluded parts of the component.

––

Component functionalities which are not

considered

––

Declaration of security requirements (by

stating a security level: SL-x or by listing

individual requirements)

––

Specification of the assumed attacker

type (resistance level) by stating a security

level: SL-x or by describing the attacker.

In step 1 we need documented information

of:

––

Security concept / product security context

(SR-1)

––

Use cases

––

Threat model (SR-2)

––

Operational environment

––

Product security requirements / Security

functionality (SR-3 / SR-4)

––

Implementation mechanism for security

properties

––

Information whether PKI techniques are

supported or not

––

For step 1 we must:

For step 2 we must:

––

make a direct reference is made between

the attack resistance and the absence of

vulnerabilities.

––

assigns the postulated design documentation

to the before mentioned levels

SL-x (resistance level).

52


VGB PowerTech 6 l 2021 Secure IT-/OT-devices according to IEC 62443-4-2

The technical implementation has been adequate

to the chosen security level (resistance),

which is to be represented by the

design documentation. This requirement

results from the definitions of the seven

Foundational Requirements (FR) given at

the beginning of each chapter of the IEC

62443-4-2 [03]:

In this step 2 we reflect as well first “only”

on the Component Requirements (CR) of

the seven Foundational Requirements

(FR), because these are the foundation for

defining control system security capability

levels:

FR-1: Identification and Authentication

Control:

––

CR 1.1 Human user identification and

authentication

––

CR 1.2 Software process and device

identification and authentication

––

CR 1.3 Account management

––

CR 1.4 Identifier management

––

CR 1.5 Authenticator management

––

CR 1.6 Wireless access management

––

CR 1.7 Strength of password-based authentication

––

CR 1.8 Public key infrastructure certificates

––

CR 1.9 Strength of public key authentication

––

CR 1.10 Authenticator feedback

––

CR 1.11 Unsuccessful login attempts

––

CR 1.12 System use notification

––

CR 1.13 Access via untrusted networks

––

CR 1.14 Strength of symmetric key-based

authentication

FR-2: Use Control:

––

CR 2.1 Authorization enforcement

––

CR 2.2 Wireless use control

––

CR 2.3 Use control for portable and mobile

devices

––

CR 2.4 Mobile code

––

CR 2.5 Session lock A

––

CR 2.6 Remote session termination

––

CR 2.7 Concurrent session control

––

CR 2.8 Auditable events A

––

CR 2.9 Audit storage capacity

––

CR 2.10 Response to audit processing

failures

––

CR 2.11 Timestamps

––

CR 2.12 Non-repudiation

––

CR 2.13 Use of physical diagnostic and

test interfaces

FR-3: System Integrity:

––

CR 3.1 Communication integrity

––

CR 3.2 Protection from malicious code

––

CR 3.3 Security functionality verification

––

CR 3.4 Software and information integrity

––

CR 3.5 Input validation

––

CR 3.6 Deterministic output

––

CR 3.7 Error handling

––

CR 3.8 Session integrity

––

CR 3.9 Protection of audit information

––

CR 3.10 Support for updates A

––

CR 3.11 Physical tamper resistance and

detection

––

CR 3.12 Provisioning product supplier

roots of trust

––

CR 3.13 Provisioning asset owner roots

of trust

––

CR 3.14 Integrity of the boot process

FR-4: Data Confidentiality:

––

CR 4.1 Information confidentiality

––

CR 4.2 Information persistence

––

CR 4.3 Use of cryptography

FR-5: Restricted Data Flow:

––

CR 5.1 Network segmentation

––

CR 5.2 Zone boundary protection

––

CR 5.3 General purpose person-to-person

communication restrictions

FR-6: Timely Response to Events

––

CR 6.1 Audit log accessibility

––

CR 6.2 Continuous monitoring

FR-7: Resource Availability:

––

CR 7.1 Denial of service protection

––

CR 7.2 Resource management

––

CR 7.3 Control system backup

––

CR 7.4 Control system recovery and reconstitution

––

CR 7.5 Emergency power

––

CR 7.6 Network and security configuration

settings

––

CR 7.7 Least functionality

––

CR 7.8 Control system component inventory

For step 3 the following content of the user

documentation is required:

––

installing security updates for the component

(SUM-2) additional independent

components or underlying operating systems

(SUM-3)

––

rolling out security updates (SUM-4)

––

describing the component’s defense-indepth

strategy (SG-1)

––

requirements of the defense-in-depth

strategy on the operational environment

––

performing security hardening via component

configuration (SG-3)

––

secure decommissioning/disposal (SG-

4)

––

secure operation (SG-5)

––

account management (SG-6)

According to IEC 62443-4-1 [04], 3.1.15

defense-in-depth is an approach to defend

the system against any attack using several

independent methods:

––

Security guidelines

––

Specification of security requirements

––

Security by design

––

Secure implementation

––

Security V&V testing

Step 4 refers to conformity assessment.

The IEC 62443-4-2 part of the standard

specifies requirements (Component Requirements,

CR). The requirements for the

test case must be specified for each concrete

component. Acceptance criteria are

defined for this purpose, which are taken

up as tester expectations during test case

creation. In contrast to the standard, the

acceptance criteria can be specified technologically.

It is possible to name currently

recommended technologies in concrete

terms.

The procedure model for transferring the

requirements looks as follows and would

also have to be documented accordingly:

––

requirements of the standard part

––

definition of the acceptance criteria

––

component-specific test cases

Let us look at how requirements are structured

normatively in IEC 62443-4-2. Each

component requirement consists of the following

subtitles:

––

Requirement

––

Rationale and supplemental guidance

––

Requirement enhancements

––

Security levels

For example, let us examine CR 3-1 (Communication

integrity):

For CR 3-1 we would have for SL-C1 the

requirement: “Components shall provide

the capability to protect integrity of transmitted

information.” For SL-C2 to SLC4 we

would have additionally the requirement:

“Components shall provide the capability

to verify the authenticity of received information

during communication”.

In this case we would define the following

acceptance criteria for SL-1 to SL-3:

SL-1:

––

capability to protect integrity of transmitted

information

––

use of CRC (protection against casual or

coincidental manipulation)

––

use of standardized cryptographic protocol

––

use of recommended protocols

SL-2:

––

capability to authenticate information

during communication

Not accepted would be in SL-2:

––

use of error detection codes, weak hashing

or weak signature functions

––

authentication of information is not possible

––

fallback to not recommended protocols

SL-3:

For SL-3 we would define no further requirements

In the test we would check connections for

https and FTP under predefined test conditions.

The following test steps would be:

––

Establish connection

––

Manipulate network packets

––

Observe is data is still transmitted, received,

and processed.

After these tests we have to our test results

with the test expectations. Only if all cases

are accepted, the result would be pass.

This process must be repeated for all requirements.

53


Secure IT-/OT-devices according to IEC 62443-4-2 VGB PowerTech 6 l 2021

Step 5, vulnerability analysis, is the supreme

discipline.

We begin with the vulnerability assessment

methods. The following methods can be

used:

––

ISO/IEC 18045 [09]

––

Common Methodology for Information

Technology Security Evaluation [10]

Now the most used assessment model is

the “Vulnerability Assessment (AVA) methodology

from the Common Methodology

for Information Technology Security Evaluation

(CEM). In order to apply the AVA

methodology to the IEC 62443 the security

levels of the IEC 62443 must be adapted to

the numerical values of CEM. For example:

Security Level Sufficient

Resistance Threshold

SL-1 > 0

SL-2 > 4

SL-3 > 14

The characteristics used as a basis for an attack

are:

––

Time needed for the design and for the

execution of the attack

––

Expertise

––

Knowledge of the component

––

Window of opportunity

––

Attacker´s equipment

The following IEC 62443-4-1 practices can

be used to identify vulnerabilities:

––

Threat model (SR-2)

––

Threat mitigation testing (SVV-2)

––

Vulnerability testing (SVV-3)

––

Penetration testing (SVV-4)

The goal must be achieved that all known

and exploitable vulnerabilities are assessed.

According to SVV-5 of IEC 62443-4-1 [04],

the auditor must have the necessary independence

in the performance and evaluation

of the results. The aim of the vulnerability

analysis must be that at the end of the

audit there are no vulnerabilities that

could be successfully exploited with the attacker

type defined via the SL levels of IEC

62443-4-2 [03].

In the context of the documentation of the

vulnerability analysis, not only the vulnerability

as such but also the entire path must

be documented. For the evaluation of possible

countermeasures, it is necessary to

refer to the security architecture according

to SD-2 of IEC 62443-4-1 [04]. For important

vulnerabilities there should be an evaluation

according to the Common Vulnerability

Scoring System (CVSS).

CVSS is a free and open industry standard

for assessing the severity of computer system

security vulnerabilities. The Common

Vulnerability Scoring System attempts to

assign severity scores to vulnerabilities, allowing

responders to prioritize responses

and resources according to threat. Scores

are calculated based on a formula that depends

on different metrics that approximate

ease of exploit and the impact of exploit.

Scores range from 0 to 10, with 10

being the most severe.

Metrics are:

––

Access Vector

––

Access Complexity

––

Authentication

––

Confidentiality

––

Integrity

––

Availability

A Common Vulnerability Scoring System

calculator can be found at:

https://nvd.nist.gov/vuln-metrics/cvss/

v3-calculator

Finally, let us look at how a conformity report

of a component should look in relation

to IEC 62443-4-2, so that comparability

can be achieved and a government

body has a basis for decision-making to

define whether a component is secure or

not.

Structure of a conformity report

according to IEC 62443-4.2

1. Scope

1.1 Introduction

1.2 Intended Operational Environment

1.3 Basic and extended Security-Level

1.4 Abbreviations

1.5 Definitions

1.6 References

2. System Architecture

2.1 Architecture

2.2 Lifecycle Phases

3. Component Definition

3.1 Component Scope Definition

3.1.1 Short Component Description

3.1.2 Component Identification and Label

3.1.3 Component Version

3.1.4 Security Functions in terms of IEC

62443-x-x

3.1.5 Additional Security Functions

3.2 Component Type

3.3 Component Security Assumptions

3.3.1 Physical Assumptions

3.3.2 Logical Assumptions

3.3.3 Assumptions on Integrators

3.3.4 Assumptions on Supplier

3.4 Component Threats

4. Security Requirements

4.1 Use-Case Security-Level Capability

4.2 Component Requirements (CR) and

Use-Case Security-Level Capability

4.2.1 Reasons for not selecting CR’s

4.2.2 Modification of CRs

4.3 Additional Requirements

5. Evaluation

5.1 Required Test Environment

5.2 Required Test Interfaces

5.3 Acceptance Criteria

5.3.1 Acceptance Criteria for IEC 62443

Requirements

5.4 Acceptance Criteria for Additional

Requirements

5.5 Binding Vulnerabilities

5.6 Countermeasure for Binding Vulnerabilities

5.7 CVSS classification

Evaluations would have to be carried out

and documented at periodic intervals, but

also when new vulnerabilities or a change

in the state of the art become known.

Black box penetration test

Without a black box penetration test national

authorities will (probably) not accept

a conformity report according to IEC

62443-4-2.

Even if we do not want to propose a specific

test, we would like to refer to the following

criteria of the Cybersecurity & Infrastructure

Agency [13], which are more

than excellent in their quality and quantity

to date:

Ease of use:

––

Intuitive and easy to use for users new to

automated testing tools

––

Easy to install

––

Tasks can be accomplished quickly, assuming

basic user proficiency

––

Easy to maintain automated tests, with a

central repository that enables users to

separate GUI object definitions from the

script

Tool customisation:

––

Fully customizable toolbars to reflect any

commonly used tool capabilities

––

Tool customisable

––

Fully customized editor with formats

and colours for better readability

––

Tool support for required test procedure

naming convention

Breadth of testing:

––

Can be used with non-Microsoft platforms

––

Tests for common website vulnerabilities

––

Evaluates the test environment as well as

the software

––

Supports standard web protocols for

fuzzing and domain testing

Test coverage and completeness:

––

Coverage refers to the ability of the tools

to test for all (known) categories of vulnerabilities

relevant to the product that

has been developed.

Accuracy/False-positive rate

––

Is there a large number of false positives?

––

Is there a large number of unidentified

vulnerabilities?

54


VGB PowerTech 6 l 2021 Secure IT-/OT-devices according to IEC 62443-4-2

Test language features:

––

Allows add-ins and extensions compatible

with third-party controls

––

Does not involve additional cost for addins

and extensions

––

Has a test editor/debugger feature

––

Test scripting language flexible yet robust;

allows for modular script development

––

Scripting language not too complex

––

Scripting language allows for variable

declaration and use and for parameter to

be passed between functions

––

A test script compiler or an interpreter

used?

––

Published APIs: Language Interface Capabilities

––

Tool is not intrusive

––

Allows data-driven testing

––

Allows automatic data generation

––

Allows adding timers for timing transaction

start and end

––

Allows adding comments during recording

––

Allows automatic or specified synchronization

between client and server

––

Allows object data extraction and verification

––

Allows database verification

––

Allows text (alphanumeric) verification

––

Allows wrappers (shells) whereby multiple

procedures can be linked and called

from one procedure

––

Allows automatic data retrieval from any

data source for data-driven testing

––

Allows use of common spreadsheet for

data-driven testing

––

Ease of maintaining scripts when application

changes

Test management:

––

Supports test execution management

––

Support for industry standards in testing

processes

––

Interoperability with tools being used to

automate traditional testing

––

Application requirements management

support integrated with the test management

tool

––

Requirements management capability

supports the trace of requirements to test

plans to provide requirement coverage

metrics

––

Test plans can be imported automatically

into test management repository from

standard text files

––

Can be customized to organization’s test

process

––

Supports planning, managing, and analyzing

testing efforts; can reference test

plans, matrices, product specifications,

in order to create traceability

––

Supports manual testing

––

Supports the migration from manual to

automated scripts

––

Can track the traceability of tests to test

requirements

––

Has built-in test requirements modules

––

Can check for duplicate defects before

logging newly found defects

––

Allows measuring test progress

––

Allows various reporting activities

––

Allows tracking of manual and automated

test cases

––

Has interface to software architecture/

modeling tool

––

Is integrated with unit testing tools

––

Has interface to test management tool

––

Has interface to requirements management

tool

––

Has interface to defect tracking tool

––

Has interface to configuration management

tool

––

Provides summary-level reporting

––

Includes error filtering and review features

––

Enables metric collection and metric

analysis visualization

Interoperability:

––

Major test automation suites provide

functionality that is useful in any largescale

testing process.

Load and stress test features:

––

All users can be queued to execute a

specified action at the same time

––

Automatic generation of summary load

testing analysis reports

––

Ability to change recording of different

protocols in the middle of load-recording

session

––

Actions in a script can be iterated any

specified number of times without programming

or rerecording of the script

––

Different connection speeds and browser

types can be applied to a script without

any rerecording

––

Load runs and groups of users within

load runs can be scheduled to execute at

different times

––

Automatic load scenario generation

based on load testing goals: hits/second,

number of concurrent users before specified

performance degradation, and so on

––

Cookies and session IDs automatically

correlated during recording and playback

for dynamically changing web environment

––

Allows for variable access methods and

ability to mix access methods in a single

scenario: modem simulation or various

line speed simulation

––

Ability to have data-driven scripts that

can use a stored pool of data

––

Allows for throttle control for dynamic

load generation

––

Allows automatic service-level violation

(boundary value) checks

––

Allows variable recording levels (network,

web, API, and so on)

––

Allows transaction breakdown/drilldown

capabilities for integrity verification

at the per client, per session, and per

instance level for virtual users

––

Allows web application server integration

––

Supports workload, resource, and/or

performance modelling

––

Can run tests on various hardware and

software configurations

––

Support headless virtual user testing feature

––

Requires low overhead for virtual user

feature (web, database, other?)

––

Scales to how many virtual users?

––

Simulated IP addresses for virtual

users

––

Thread-based virtual user simulation

––

Process-based virtual user simulation

––

Centralised load test controller

––

Allows for reusing scripts from functional

test suite

––

Compatible with SSL recording

––

Compatible with which network interaction

technologies?

––

Compatible with all relevant platforms?

Monitor test features:

––

Monitors various tiers: web server, database

server, and app server separately

––

Supports monitoring for server frameworks?

––

Supports monitoring of different platforms?

––

Monitors network segments

––

Supports resource monitoring

––

Synchronization ability in order to determine

locking, deadlock conditions, and

concurrency control problems

––

Ability to detect when events have completed

in a reliable fashion

––

Ability to provide client-to-server response

times

––

Ability to provide graphical results and

export them to common formats

Conclusion

With the application of IEC 62443-4-2 (in

conjunction with IEC 62443-4-1), we have

a way of demonstrating the conformity of

critical components with stringent safety

requirements. A final black box pentesting

then allows verification that the product

certification is sufficient to confirm the security

requirements.

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8 >

Umschlag S-175-00-2014-04-EN_A3q.indd 1 11.04.2014 13:07:48

Secure IT-/OT-devices according to IEC 62443-4-2 VGB PowerTech 6 l 2021

References

[01] IT-Security Law 2.0, https://www.gesetze-im-internet.de/bsig_2009/

BJNR282110009.html.

[02] ISO/IEC 27001 Information technology -

Security techniques– Information security

management systems– Requirements.

[03] ISO/IEC 62443-4-2 Security for Industrial

Automation and Control Systems, Part

4-2: Technical requirements for IACS components.

[04] ISO/IEC 62443-4-1 Security for Industrial

Automation and Control Systems, Part

4-1: Secure product development lifecycle

requirements.

[05] ISO/IEC 62443-3-2 Security for Industrial

Automation and Control Systems, Part

3-2: Security risk assessment for system

design.

[06] ISO/IEC 62443-2-4 - Security for Industrial

Automation and Control Systems Part

2-4: Security program requirements for

IACS solution providers.

[07] ISO/IEC 62443-3-3 Security for Industrial

Automation and Control Systems Part -

Part 3-3: System security requirements

and security levels.

[08] ISO/IEC 62443-2-1 Security for Industrial

Automation and Control Systems Part -

Part 2-1: Establishing an Industrial Automation

and Control System Security Program.

[09] ISO/IEC 18045 Information security, cybersecurity

and privacy protection – Evaluation

criteria for IT-security – Methodology

for IT-security evaluation.

[10] Common Methodology for Information

Technology Security Evaluation, April

2017, Version 3.1, Revision 5.

[11] Common Criteria for Information Technology

Security Evaluation, April 2017, Version

3.1 Revision 5, Part 1: Introduction

and General Model.

[12] Common Criteria for Information Technology

Security Evaluation, April 2017, Version

3.1 Revision 5, Part 2: Functional Security

Components.

[13] Common Criteria for Information Technology

Security Evaluation, April 2017, Version

3.1 Revision 5, Part 3: Assurance Security

Components.

[13] https://us-cert.cisa.gov/bsi/ articles/

tools/black-box-testing/black -box-security-testing-tools.

l

VGB-Standard

IT Security for Generating Plants

Edition 2014 – VGB-S-175-00-2014-04-EN (VGB-S-175-00-2014-04-DE, German edition)

DIN A4, 71 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 190,–, for non mem bers € 280,–, + VAT, ship ping and hand ling.

DIN A4, 71 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der € 190,–, für Nicht mit glie der € 280,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

The topic of IT security for power and heat producing plants (generating plants), especially for instrumentation

and control (I&C) systems, has increasingly moved into the focus of attention of users and

manufacturers.

The following trends have materially influenced this situation:

– The pervasive and unstoppable use of IT standard products in I&C systems;

– The progressive interlinking of the I&C systems with the business processes

mapped in the corporate IT;

– An increased focus of the hacker community on automation and I&C systems,

which is evident from an increasing number of security holes discovered

and the occurrence of specialized malicious software;

– The increasing activities of lawmakers and regulatory authorities

in the critical infrastructure sectors.

VGB PowerTech e.V.

Klinkestraße 27-31

45136 Essen

Fon: +49 201 8128 – 0

Fax: +49 201 8128 – 329

www.vgb.org

VGB-Standard

IT Security for

Generating Plants

VGB-S-175-00-2014-04-EN

However, apart from the hazards mentioned above, the increasing use of standard IT components also bears in itself the possibility

to solve the problems, provided that the specific features of I&C systems are duly considered.

If I&C systems are to be connected to the “IT environment” existing in generating plants, it always has to be carefully pondered

whether everything that is technically possible and desirable from the user’s point of view should actually be implemented.

In decision making, the expected benefit must in any case be weighed against the potential risks, and effective protection mechanisms

must be put into place.

The VGB Working Panel on Plant Management Systems assigned a project group with the task of updating the existing VGB Guideline

R 175 to reflect the current state of technical development. The present VGB Standard VGB-S-175-00-2014-04-EN starts with identifying

the relevant threats and error sources for the operation of generating plants and then proceeds to deriving from this organizational

and technical requirements for reducing the threats to an acceptable level, which is complemented by recommendations for

action and references to other sources of information.

The main aspects of this standard have been discussed in technical consultations with renowned manufacturers and the German

Federal Office for Information Security (Bundesamt für Sicherheit in der Informa tionstechnik, BSI), and their acceptance and general

practicability was confirmed by the manufacturers.

The present VGB Standard VGB-S-175-00-2014-04-EN explains fundamental concepts and compiles the threats and the security requirements

derived from them in a structured and clear manner. In addition,

recommendations for actions regarding the individual requirements have been compiled by way of

example for improved understanding and quick implementation. It is envisaged to provide in a library

both additional aids for practical application and advice in response to current events.

As the lifecycle of IT systems and the system threats are subject to rapid progress, this VGB Standard is limited to addressing fundamental

aspects. The listed sources of information are intended to help the user in delving deeper into the topic.

* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB. www.vgb.org/vgbvs4om

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VGB PowerTech 6 l 2021

Methods for the flexibilization of thermal power plants: A literature review

Methods for the flexibilization

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