17.12.2021 Views

VGB POWERTECH 10 (2021) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 10 (2021). Technical Journal of the vgbe energy/VGB PowerTech Association. Energy is us! Digitisation and I&C | Maintenance

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 10 (2021).
Technical Journal of the vgbe energy/VGB PowerTech Association. Energy is us!
Digitisation and I&C | Maintenance

SHOW MORE
SHOW LESS
  • No tags were found...

Create successful ePaper yourself

Turn your PDF publications into a flip-book with our unique Google optimized e-Paper software.

International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

10 2021

Focus

• Digitisation

and I&C

• Maintenance

RoCoF requirements

for generation plants

Digital Twin for the

inspection process

of a cell cooling tower

SAVE THE DATE

vgbe Conference

Thermische Abfall-,

Klärschlammbehandlung und

Wirbelschichtfeuerungen 2022

23. und 24. März 2022

Hamburg

Securing qualified test

programmes for

boiler systems

Definition of the

“Ecological Flow”

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

vgbe thav2022-std.indd 1 16.11.2021 13:29:51

ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition


75

years

Quality

Reliability

Safety

75

years

Quality

Reliability

Safety

Sampling & Analysing Systems

Sampling & Analysing System

Steam and Water Analysing Systems – SWAS

competence and know-how

Steam and Water Analysing Systems – SWAS

competence and know-how

VGB Conference Chemistry 2021

VGB Conference Chemistry 2

VGB-Conference „Chemistry in Power Plan

(22.) (26.) 23. 27. + + 24. 28.October 2019 2021 Würzburg Ulm | Germ | VGB-Conference „Chemistry in Power Plants 2019“

(22.) (26.) 23. 27. + + 24. 28.October 2019 2021 Würzburg Ulm | Germany |


VGB PowerTech 10 l 2021

Editorial

Flexibility. (Not) an issue any more?

Dear Readers,

An uninterruptible power

supply is essential for our

lives today, also in view of

the advancing digitalisation.

Our communication as well

as the control and regulation

of fundamental processes

in our lives are increasingly

based on digitalisation. Increasingly

powerful communication

networks also play a

central role in this, because

they should ultimately enable

interactions under real-time

conditions. An interruption in the power supply to

these facilities, even for a few fractions of a second, would

bring these processes to a standstill. Thanks to a reliable

interplay of many power generation technologies today, as

well as power grids connecting and regulating consumers

and generation, the security of supply has even increased in

recent years. If one chooses the duration of power interruptions

as a measure of reliability, this was, for example, only

10.7 minutes in Germany last year 2020, even lower than

the previous year’s value. A fact rarely mentioned in public,

of which all employees can be proud.

But with the challenges of the future and, above all, the

changes in the generation structure, this secure power supply

must not be lost sight of. The Europe-wide grid disturbance

of 8 January 2021 – triggered in a transformer station

– had shown how far reserves of flexible generation had

been exhausted and that there was little scope for further

balancing in generation. Thanks in part to existing capacities

of hydropower geographically close to the location of

the fault, the tangible consequences were limited throughout

Europe.

Eurelectric – also with a view to the development of a grid

code for demand-side flexibility by the European Commission

– addresses the issues of security of electricity supply

and a definition of “flexibility” in its current study “A flexible

power system in Europe – Integrated vision for flexibility

to enable the clean energy future“*. The outlined boundary

conditions of an accelerated expansion of renewable energies

and decentralised generation as well as the decommissioning

of conventional power plants are associated with a

necessary development for new concepts of grid operation

and the availability of generation-side grid services.

In this context, Eurelectric defines flexibility as the ability of

a market participant – and here Eurelectric sees not only the

“classical” generator but also the consumer – to adjust the

level of feed-in and/or consumption of an individual plant

or a group of plants to a chosen value in order to provide a

service to a grid operator and to facilitate current grid management

and grid expansion planning, especially on the part

of distribution grid operators.

Procuring flexibility services according to a market-based

approach means that network users (active customers, flexible

demand, operators of small generation plants and storage

facilities) can meaningfully “trade” the possibility to set

the level of feed-in/consumption of their plants to a chosen

value that corresponds to the needs of network operators for

daily network operations.

Eurelectric therefore sees a great need for action in the direction

of consumption and the design or legislative regulation

of markets, i.e. in sectors that have so far been of secondary

importance – thanks to sufficient reserves on the

generation side.

And we must not ignore these, even with all the benefits of

consumer-side and grid-side contributions to “flexibility”.

Whether low-emission thermal plants, battery storage or

storage solutions based on Power-2-X, generation is always

required and thus also in the current situation, i.e. with the

progressive decommissioning of thermal capacities, a necessary

new and additional construction of corresponding

plants for the power supply.

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann

Editor in Chief

vgbe energy**

Essen, Germany

* www.eurelectric.org

** vgbe energy has been the new brand identity of

VGB PowerTech since September 2021.

1


Editorial VGB PowerTech 10 l 2021

Flexibilität. (K)ein Thema mehr?

Liebe Leserinnen und Leser,

eine unterbrechungsfreie Stromversorgung

ist für unser heutiges

Leben unerlässlich, auch

mit Blick auf die fortschreitende

Digitalisierung. Unsere Kommunikation

sowie Steuerung

und Regelung grundlegender

Prozesse in unserem Leben basieren

immer tiefgreifender auf

Digitalisierung. Dabei spielen

auch immer leistungsfähigere

Kommunikationsnetze eine

zentrale Rolle, denn sie sollen

schlussendlich Interaktionen

unter Echtzeitbedingungen ermöglichen.

Eine Unterbrechung

der Stromversorgung dieser Einrichtungen, selbst für einige wenige

Bruchteile einer Sekunde würde diese Prozesse zum Erliegen

bringen. Dank eines verlässlichen Zusammenspiels heute vieler

Stromerzeugungstechnologien sowie den Verbraucher und die Erzeugung

verbindender und regelnder Stromnetze ist die Sicherheit

der Versorgung in den vergangenen Jahren sogar immer weiter gestiegen.

Wählt man die Dauer der Stromunterbrechung als Maßstab

für die Verlässlichkeit, so lag diese zum Beispiel in Deutschland

im letzten Jahr 2020 mit nur 10,7 Minuten noch niedriger als

der Vorjahreswert. Eine öffentlich selten genannte Tatsache, auf

die alle Mitarbeitenden stolz sein können.

Doch mit den Herausforderungen der Zukunft und vor allem den

Veränderungen der Erzeugungsstruktur darf diese sichere Stromversorgung

nicht aus den Augen verloren werden. Die europaweite

Netzstörung vom 8. Januar 2021 – ausgelöst in einem Umspannwerk

– hatte gezeigt, wie weit Reserven flexibler Erzeugung ausgereizt

waren und dass nur noch wenig Spielraum für weiteren

Ausgleich in der Erzeugung vorhanden war. Unter anderem Dank

vorhandener Kapazitäten an geografisch nahe am Ort der Störung

liegenden Wasserkraft waren die fühlbaren Folgen in ganz Europa

begrenzt.

Eurelectric befasst sich – auch mit Blick auf die Erarbeitung eines

Netzkodexes für nachfrageseitige Flexibilität seitens der Europäischen

Kommission – in seiner aktuellen Studie „Ein flexibles

Stromsystem in Europa – Integrierte Vision für Flexibilität einer

sauberen Energiezukunft“* mit den Themen Stromversorgungssicherheit

und einer Definition für „Flexibilität“. Mit den skizzierten

Randbedingungen eines forcierten Ausbaus erneuerbarer Energien

und dezentraler Erzeugung sowie der Stilllegung konventioneller

Kraftwerke verbunden ist eine erforderliche Entwicklung für

neue Konzepte von Netzbetrieb und der Verfügbarkeit von erzeugungsseitigen

Netzdienstleistungen.

Eurelectric definiert dabei Flexibilität als die Fähigkeit eines Marktteilnehmers

– und hier sieht Eurelectric nicht nur den „klassischen“

Erzeugen sondern auch den Verbraucher –, die Höhe der Einspeisung

und/oder des Verbrauchs einer einzelnen Anlage oder einer

Gruppe von Anlagen auf einen gewählten Wert einzustellen, um

eine Dienstleistung für einen Netzbetreiber zu erbringen und das

aktuelle Netzmanagement und die Netzausbauplanung zu erleichtern,

vor allem auf Seiten der Verteilnetzbetreiber.

Die Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistungen nach einem

marktorientierten Ansatz bedeutet, dass die Netznutzer (aktive

Kunden, flexible Nachfrage, Betreiber von kleinen Erzeugungsanlagen

und Speicheranlagen) die Möglichkeit, die Höhe von

Einspeisung/Verbrauch ihrer Anlagen auf einen gewählten Wert

einzustellen, der dem Bedarf der Netzbetreiber für den täglichen

Netzbetrieb entspricht, sinnvoll „handeln“ können.

Eurelectric sieht von daher einen hohen Handlungsbedarf in

Richtung Verbrauch sowie Ausgestaltung bzw. gesetzgeberischer

Regelungen von Märkten, also in Sektoren, die bislang eher von

nachrangiger Bedeutung waren – dank ausreichender Reserven

auf Seiten der Erzeugung.

Und diese dürfen wir auch mit allen Gewinnen verbraucherseitiger

sowie netzseitiger Beiträge zu „Flexibilität“ weiterhin nicht außer

acht lassen. Ob emissionsarme thermische Anlagen, Batteriespeicher

oder Speicherlösungen auf Grundlage von Power-2-X, immer

ist die Erzeugung gefordert und damit auch in der aktuellen Situation,

d.h. mit der fortschreitenden Stilllegung thermischer Kapazitäten,

ein erforderlicher Neu- und Zubau von entsprechenden

Anlagen für die Stromversorgung.

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann

Chefredakteur

vgbe energy**

Essen, Deutschland

* www.eurelectric.org

** vgbe energy ist seit September 2021 der neue Markenauftritt

des VGB PowerTech.

2


UMFANGREICHES KNOW-HOW FÜR DIE BRANCHE

WÖRTERBUCH MIT

LEXIKONCHARAKTER

Dieses Wörterbuch unterstützt bei:

• Der Abwicklung von Exportaufträgen, der Auswertung und

Anwendung ausländischer, technischer Regelwerke und

Dokumentationen sowie bei technischen Übersetzungen

• Dampfturbinen, Gasturbinen, Expander, Verdichter,

Wasserturbinen und verwandte Technologien

Jetzt im

Shop bestellen

und Wissen sichern!

www.vulkan-shop.de

Heinz-Peter Schmitz

1. Auflage 2020

Artikelnummer: 35073

Auch als eBook erhältlich.

Preis: € 180,-

Hochaktuell und top-relevant:

Brandneu erschienen!

VULKAN VERLAG. FÜR ALLE, DIE MEHR WISSEN WOLLEN.

www.vulkan-verlag.de


Contents VGB PowerTech 10 l 2021

vgbe Fachtagung

Thermische Abfall-, Klärschlammbehandlung

und Wirbelschichtfeuerungen 2022

Save the date!

| 23. und 24. März 2022

Hamburg, Deutschland

Die thermische Abfallverwertung ist in Deutschland eine der

tragenden Säulen der Abfallentsorgung, die vorwiegend in

Rostfeuerungsanlagen durchgeführt wird.

Die Wirbelschichtfeuerung hat den Vorteil eines breiten Brennstoffbandes

von der Kohle über Biomasse bis hin zu Ersatzbrennstoffen.

Beide Anlagentypen haben Gemeinsamkeiten, wie etwa gleiche

Anlagengröße, Kesselkorrosionen und in der Regel die Auskopplung

von Fernwärme oder Prozessdampf, die zu vielen ähnlichen

Herausforderungen beim Betrieb der Anlagen führen.

International Journal for Generation

and Storage of Electricity and Heat 10 l 2021

Flexibility. (Not) an issue any more?

Flexibilität. (K)ein Thema mehr?

Christopher Weßelmann 1

Abstracts/Kurzfassungen 6

Members‘ News 8

RoCoF requirements for generation plants –

Parameter influences on the behaviour of turbo generators

on the grid at increasing rates of frequency change

RoCoF-Anforderungen an Erzeugungsanlagen –

Parametereinflüsse auf das Verhalten von Turbogeneratoren

am Netz bei steigenden Frequenzänderungsgeschwindigkeiten

Hamed Naghavi, Melanie Herzig and Jens Paetzold 46

Securing qualified test programmes for boiler systems

through online and offline service life calculation

Sicherung qualifizierter Prüfprogramme für Kesselsysteme

durch Online- und Offline-Lebensdauerberechnung

Thomas Hauke, Peter Jentsch and Patrick Kozlowski 59

Definition of the Ecological Flow by experimentation in the

hydrographic reticulum characterized by Enel’s water intakes

Festlegung der ökologisch verträglichen Wasserentnahme

im hydrographischen Netz der ENEL durch Experimente

Stefano Savio and Luca Carraro 64

Legal requirements for information security

and data protection in China

Gesetzliche Anforderungen an Informationssicherheit

und Datenschutz in China

Stefan Loubichi 67

Digital Twin for the inspection process of a cell cooling tower

Digitaler Zwilling für den Inspektionsprozess eines Zellenkühlturms

Steffen Kunnen, Arun Nagarajah, Alfred Heimsoth

and Karsten Grasemann 54

CFD Simulations of single phase pressurized thermal shock

in an PWR RPV

CFD-Simulationen eines thermischen Druckstoßes für einen DWR-RDB

Numan Iqbal, Rab Nawaz, Kamran Rasheed Qureshi,

Ammar Ahmed and R. Khan 72

4


VGB PowerTech 10 l 2021

Contents

SAVE THE DATE

| Fachliche Koordination:

Dr. Andreas Wecker und Christian Stolzenberger

vgbe-therm-abf@vgbe.energy

| Registrierung/Konferenz:

Barbara Bochynski

vgbe-therm-abf@vgbe.energy

| Fachausstellung/Organsiation:

Steffanie Fidorra-Fränz

steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy

vgbe Conference

Thermische Abfall-,

Klärschlammbehandlung und

Wirbelschichtfeuerungen 2022

23. und 24. März 2022

Hamburg

LL

www.vgbe.energy

vgbe thav2022-std.indd 1 16.11.2021 13:29:51

Artificial Intelligence (AI) based risk analysis for

the operations of nuclear power plant (NPP) by robotics

Auf künstlicher Intelligenz (KI) basierende Risikoanalyse

für den Betrieb von Kernkraftwerken (KKW) durch Robotik

Kyung Bae Jang, Chang Hyun Baek and Tae Ho Woo 78

IEA – World Energy Outlook 2021 – Executive Summary

IEA – World Energy Outlook 2021 – Zusamenfassung

International Energy Agency – IEA 84

Operating results 92

Personalien 93

Inserentenverzeichnis 94

Events 95

Reducing mercury emissions from the coal combustion

sector in Indonesia

Verringerung der Quecksilberemissionen aus

der Kohleverbrennung in Indonesien

IEA CCC 89

Imprint 96

Preview VGB PowerTech 11|2021 96

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

volumes, are available for free download at

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

Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020

der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:

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

VGB POWERTECH online

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

free online service at YUMPU. Read VGB POWERTECH at

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

VGB POWERTECH online

Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona

Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.

Lesen Sie die VGB POWERTECH online unter

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

5


Abstracts VGB PowerTech 10 l 2021

RoCoF requirements for generation plants -

Parameter influences on the behaviour of

turbo generators on the grid at increasing

rates of frequency change

Hamed Naghavi, Melanie Herzig

and Jens Paetzold

As part of the changes in the European energy

system, the number of type 1 generating units

(GUs) in the grid drops while the amount of

type 2 GUs from increases. Thus, the proportion

of rotating mass in the grid decreases. Consequently,

the system becomes more vulnerable

to mains frequency fluctuation. Therefore, the

European Network of Transmission System

Operators for Electricity (ENTSO-E) set new

requirements for GUs regarding their capability

to withstand high rates of change of frequency

(RoCoF). In this study, GUs in a network model

have been tested for their ability to fulfil the

new RoCoF requirements. Based on this, the

minimum requirements for the rotating mass

have been investigated in order to guarantee the

stability of electrical power grids. For this purpose,

an interconnected network model is used.

Digital Twin for the inspection process

of a cell cooling tower

Steffen Kunnen, Arun Nagarajah,

Alfred Heimsoth and Karsten Grasemann

Within the framework of the research project

“Digital Twin for the Maintenance Phase of an

industrial plant” (DT4M), the project team is addressing

the question of how the maintenance

process of industrial plants can be designed

in the future. In the DT4M research project, a

system was developed that supports inspection

by using state-of-the-art technologies to ensure

an end-to-end digital information flow. For this

purpose, a PDM system was bidirectionally connected

to an augmented reality device to enable

a continuous digital information exchange in all

phases of the inspection. With this system, the

planning and post-processing of the inspection

can be made more efficient and the digitally

supported documentation of the results more

effective. The technical implementation and

validation were carried out using the example

of a cell cooling tower.

Securing qualified test programmes for

boiler systems through online and offline

service life calculation

Thomas Hauke, Peter Jentsch

and Patrick Kozlowski

The components of condition monitoring are

described in VGB-S-506 “Condition Monitoring

and Inspection of Components of Steam Boiler

Plants, Pressure Vessel Installations and Wateror

Steam-Pipes in Thermal Power Plants”. One

component is the condition assessment on the

basis of the “Regelwerksbasierten periodischen

Lebensdauerüberwachung”. The current degree

of fatigue of selected highly stressed pressurebearing

components calculated in this process is

an essential basis for the planning, commissioning

and performance of recurring external and

internal inspections in accordance with BetrSichV.

For the plausibility of the results from the

fatigue calculations, special attention must be

paid to the quality of required data. By assessing

the increase of fatigue and evaluating the

operating conditions, conclusions can be drawn

about the operating mode, but also about faulty

measurements. In the article, the structure, the

scope of the database, the program management,

settings and the result overviews for the

modified offline calculation will be presented.

Finally, it will be shown how the comparison of

the inspection results with the results of the fatigue

calculation is important for the creation of

the inspection programs and for the evaluation

of the results of the fatigue calculation as well as

the system operation.

Definition of the Ecological Flow

by experimentation in the hydrographic

reticulum characterized by Enel’s

water intakes

Stefano Savio and Luca Carraro

Enel’s water intakes are part of a complex and

strictly interconnected water resource utilization

system, that was implemented more than

100 years ago. Reservoirs play a key role, not

only in terms of energy production, but also

in terms of water storage for agriculture, flood

retention basins and economic resource for the

local touristics. A first application of the new

calculation methodology has provided Ecological

Flow (e-flow) values which significantly

increase flow release values sometimes up to

260 % of actual. The scope of this experimentation

is to verify the achievement of ecological

objectives fixed for each water bodies, as a

balanced trade-off between the latter and the

socio-economic needs of this area.

Legal requirements for information security

and data protection in China

Stefan Loubichi

Knowing that the People’s Republic of China

is an important market for the German energy

industry, it is also of great relevance to know

the legal provisions of the People’s Republic of

China in terms of information security and data

protection. Only if you know and understand

the laws can you apply them and prevent legal

disputes. This essay aims to show the current legal

requirements in terms of information security

and data protection in the People’s Republic

of China in their basic features. Incidentally,

this work does not in any way want to assess or

compare whether the normative and/or legal

requirements for information security and data

protection in Germany or China are better or

worse. The only thing here is to explain the current

situation of the legal requirements in China

for information security and data protection,

with special consideration of the requirements

of the energy industry.

CFD Simulations of single phase pressurized

thermal shock in an PWR RPV

Numan Iqbal, Rab Nawaz, Kamran Rasheed

Qureshi, Ammar Ahmed and R. Khan

This paper presents the computational fluid

dynamics (CFD) simulation of pressurized thermal

shock (PTS) in the reactor pressure vessel

(RPV) of a nuclear power plant (NPP) using

ANSYS FLUENT. PTS challenges the integrity of

the RPV structure, which causes a disturbance

in the estimation of plant life. The highly critical

situation takes place during the cold-water

introduction in the cold legs after a proposed

loss of coolant accident (LOCA). PTS study involves

the determination of the probability of

overcooling events, thermal-hydraulics study

and structural analysis of RPV. In the present

work, thermal-hydraulics study and structural

analysis of RPV has been conducted. For the

validation purpose, RPV model of two-loop

Westinghouse type pressurized water reactor

(PWR) has been used. Results of temperature

distribution were compared with the published

results. Thermal hydraulics studies show the

three-dimensional conduct of the flow area and

temperature distributions in the RPV. Structural

analysis results show that the maximum stress

region occurs at the exit of the inlet nozzle in

the downcomer. The maximum value of stress

obtained was less than the design value of RPV

material so RPV is safe for this accident.

Artificial Intelligence (AI) based risk analysis

for the operations of nuclear power plant

(NPP) by robotics

Kyung Bae Jang, Chang Hyun Baek,

and Tae Ho Woo

The cognitive architecture is investigated for the

managements in the nuclear power plant (NPP)

site. The normal operation and accident are

modeled for the simulations incorporated with

the robot intelligence algorithm where the random

sampling is a major role of the quantifications.

The Accident Dynamics Simulator paired

with the Information, Decision, and Action in

a Crew context cognitive model (ADS-IDAC)

and the Cognitive skill for plant operations are

calculated for the study. Simulations show the

ADS-IDAC modeling and simulation results of

two peaks in 21st and 21.75th sequences. Otherwise,

there are several peaks with one big

peak in 13.25th sequences. The big peak is in

25.75th sequence in Mental State, Circumstances,

and Identity. Nuclear accident is investigated

by the designed modeling in which the actions

of robots are quantified by the artificial brain.

IEA – World Energy Outlook 2021

Executive Summary

International Energy Agency – IEA

The World Energy Outlook (WEO) is usually

published in November. However, for the second

year in a row, the International Energy

Agency (IEA) is releasing their flagship report

a month early, in October. The IEA did this last

year because it was an exceptional year defined

by the Covid-19 crisis. This year is another exceptional

year because of the COP26 Climate

Change Conference meeting in Glasgow. This

year’s edition of the WEO has been designed,

exceptionally, as a guidebook to COP26.

Reducing mercury emissions from the coal

combustion sector in Indonesia

IEA CCC

The IEACCC has been awarded a significant

US State Department project to evaluate emissions

of mercury from the coal sector in Indonesia

and to provide capacity building which

will enable the development of a cost-effective

emission reduction plan for the utility coal

fleet. These are the results from Phase 1 of this

3-phase project. Indonesia is committed to

potentially doubling its coal capacity over the

next decade to guarantee power to its growing

population. At the same time, the country has

tightened emission standards and ratified the

Minamata Convention on Mercury, pledging to

‘control and, where feasible, reduce’ emissions

of mercury. The results from the presented work

will be used to inform future policy on mercury

reduction strategies in Indonesia and will form

the basis of the development of the Indonesian

National Action Plan for the coal sector under

the Minamata Convention.

6


VGB PowerTech 10 l 2021

Kurzfassungen

RoCoF-Anforderungen an

Erzeugungsanlagen – Parametereinflüsse

auf das Verhalten von Turbogeneratoren am

Netz bei steigenden

Frequenzänderungsgeschwindigkeiten

Hamed Naghavi, Melanie Herzig

und Jens Paetzold

Im Zuge der Veränderung des gesamten europäischen

Energiesystems werden immer weniger

Erzeugungsanlagen (EZA) mit direkt gekoppelten

Synchrongeneratoren (EZA von Typ 1)

eingesetzt. Die rotierende Masse im Netz sinkt,

wodurch das Netz anfälliger für Netzfrequenzschwankungen

wird. Dies kann gegebenenfalls

zu Überbelastungen elektrischer EZA führen.

Der Verband europäischer Übertragungsnetzbetreiber

(ENTSO-E) hat neue Anforderungen

an die Fähigkeit von EZA gestellt, hohen Frequenzänderungsraten

standhalten zu können.

In dieser Studie werden EZA in einem Verbundnetzmodell

auf ihre Fähigkeit hin getestet, die

neuen Anforderungen an das Rate of Change of

Frequency (RoCoF)-Vermögen erfüllen zu können.

Dazu werden verschiedene Frequenzänderungsszenarien

mithilfe von RMS-Simulationen

nachgebildet und deren Auswirkungen auf elektrische

Kenngrößen untersucht.

Digitaler Zwilling für den

Inspektionsprozess eines Zellenkühlturms

Steffen Kunnen, Arun Nagarajah,

Alfred Heimsoth und Karsten Grasemann

Im Rahmen des Forschungsprojektes „Digitaler

Zwilling für die Wartungsphase einer Anlage

(DT4M)“ beschäftigt sich das Projektteam mit

der Fragestellung, wie der Wartungsprozess

von Industrieanlagen zukünftig, mit fortschreitender

Digitalisierung, gestaltet werden kann.

Im Rahmen des Forschungsprojektes DT4M soll

eine Lösung entwickelt werden, die eine Inspektion

durch den Einsatz von modernsten Technologien

unterstützt und so einen durchgängigen

digitalen Informationsfluss über sämtliche Phasen

des Inspektionsprozesses gewährleistet. Diese

Art der Inspektionsdurchführung reduziert

die aufwändige Vor- und Nachbereitung der Inspektion

und kann gleichzeitig die Qualität der

Inspektionsergebnisse steigern.

Sicherung qualifizierter Prüfprogramme

für Kesselsysteme durch Online- und

Offline-Lebensdauerberechnung

Thomas Hauke, Peter Jentsch

und Patrick Kozlowski

Im VGB-S-506 „Zustandsüberwachung und

Prüfung der Komponenten von Dampfkesselanlagen,

Druckbehälteranlagen und Wasser

oder Dampf führenden Rohrleitungen in Wärmekraftwerken“

sind die Komponenten der Zustandsüberwachung

beschrieben. Ein Baustein

ist die Zustandsbewertung auf Basis der „Regelwerksbasierten

periodischen Lebensdauerüberwachung“.

Der dabei rechnerisch ermittelte

aktuelle Erschöpfungsgrad ausgewählter hochbelasteter

drucktragender Bauteile ist eine wesentliche

Grundlage für die Planung, Beauftragung

und Durchführung von wiederkehrenden

äußeren und inneren Prüfungen gemäß Betr-

SichV. Für die Plausibilität der Ergebnisse aus

den Erschöpfungsberechnungen ist ein besonderes

Augenmerk auf die Qualität erforderlicher

Daten zu legen. Im Beitrag werden die Struktur,

der Umfang der Datenbasis, die Programmführung,

Einstellungen und die Ergebnisübersichten

für die modifizierte Offline-Berechnung vorgestellt.

Abschließend soll gezeigt werden, wie der

Abgleich der Prüfergebnisse mit den Ergebnissen

der Erschöpfungsberechnung für die Erstellung

der Prüfprogramme und für die Bewertung der

Ergebnisse der Erschöpfungsberechnung sowie

der Anlagenfahrweise von Bedeutung ist.

Festlegung der ökologisch verträglichen

Wasserentnahme im hydrographischen Netz

der ENEL durch Experimente

Stefano Savio und Luca Carraro

Die Wasserentnahmestellen von ENEL sind Teil

eines komplexen und eng vernetzten Systems

zur Nutzung der Wasserressourcen, das vor

mehr als 100 Jahren eingeführt wurde. Die Stauseen

spielen eine Schlüsselrolle, nicht nur in

Bezug auf die Energieerzeugung sondern auch

als Wasserspeicher für die Landwirtschaft, als

Hochwasserrückhaltebecken und als wirtschaftliche

Ressource für den lokalen Tourismus. Eine

erste Anwendung der neuen Berechnungsmethode

hat Werte für den ökologischen Durchfluss

(E-Durchfluss) ergeben, die die möglichen

Abflussmengen deutlich erhöhen, manchmal bis

zu 260 % der tatsächlichen aktuellen zulässigen

Mengen. Mit diesen Versuchen soll überprüft

werden, ob die für die einzelnen Wasserkörper

festgelegten ökologischen Ziele erreicht werden,

wobei ein ausgewogener Kompromiss zwischen

diesen Zielen und den sozioökonomischen Bedürfnissen

des Gebiets (z.B. Tourismus, landwirtschaftliche

Nutzung) gefunden werden soll.

Gesetzliche Anforderungen an

Informationssicherheit und

Datenschutz in China

Stefan Loubichi

Da die Volksrepublik China ein wichtiger Markt

für die deutsche Energiewirtschaft ist, ist es

auch von großer Relevanz, die rechtlichen Bestimmungen

der Volksrepublik China in Bezug

auf Informationssicherheit und Datenschutz

zu kennen. Nur wer die Gesetze kennt und versteht,

kann sie auch anwenden und Rechtsstreitigkeiten

vermeiden. Ziel dieses Beitrags ist es,

die aktuellen rechtlichen Anforderungen an die

Informationssicherheit und den Datenschutz in

der Volksrepublik China in ihren Grundzügen

darzustellen. Im Übrigen soll dieser Beitrag keineswegs

bewerten oder vergleichen, ob die normativen

und/oder rechtlichen Anforderungen

an Informationssicherheit und Datenschutz in

Deutschland oder China besser oder schlechter

sind. Es geht lediglich darum, die aktuelle Situation

der rechtlichen Anforderungen in China an

die Informationssicherheit und den Datenschutz

unter besonderer Berücksichtigung der Anforderungen

der Energiewirtschaft darzustellen.

CFD-Simulationen eines thermischen

Druckstoßes für einen DWR-RDB

Numan Iqbal, Rab Nawaz, Kamran Rasheed

Qureshi, Ammar Ahmed, und R. Khan

In diesem Beitrag wird die numerische Strömungssimulation

(CFD) des thermischen

Druckstoßes (PTS) im Reaktordruckbehälter

(RDB) eines Kernkraftwerks (KKW) mit ANSYS

FLUENT vorgestellt. Ein PTS stellt die Integrität

der RDB-Struktur in Frage, was die Lebensdauer

der Anlage beeinflussen kann. Diese zu berücksichtigende

Situation findet während der Kaltwassereinspeisung

in den kalten Strang nach

einem Kühlmittelverluststörfall (LOCA) statt.

Diese PTS-Studie umfasst die Bestimmung der

Wahrscheinlichkeit von Unterkühlungsereignissen,

eine thermohydraulische Analyse und eine

Strukturanalyse des RDB. In der vorliegenden

Arbeit wurden eine thermohydraulische Studie

und eine Strukturanalyse des RDB durchgeführt.

Für die Validierung wurde das RDB-Modell

eines Druckwasserreaktors (DWR) vom Typ

Westinghouse mit zwei Kreisläufen verwendet.

Die Ergebnisse der Temperaturverteilung wurden

mit den veröffentlichten Ergebnissen verglichen.

Thermohy draulische Studien zeigen

das dreidimensionale Verhalten der Strömung

und der Temperaturverteilungen im RDB. Die

Ergebnisse der Strukturanalyse zeigen, dass der

maximale Spannungsbereich am Ausgang des

Einlaufs auftritt. Der ermittelte Maximalwert

der Spannung lag unter dem Auslegungswert

des RDB-Materials, so dass der RDB für dieses

Szenario als sicher anzusehen ist.

Auf künstlicher Intelligenz (KI) basierende

Risikoanalyse für den Betrieb von

Kernkraftwerken (KKW) durch Robotik

Kyung Bae Jang, Chang Hyun Baek,

und Tae Ho Woo

Die kognitive Architektur wird für die Regelung

in einem Kernkraftwerk (KKW) untersucht.

Der Normalbetrieb und der Unfall werden für

die Simulationen mit einem „Roboterintelligenz-Algorithmus“

modelliert, wobei die Zufallsstichproben

eine wichtige Rolle bei den

Quantifizierungen spielen. Der Unfalldynamiksimulator,

gekoppelt mit dem kognitiven

Modell „Information, Decision, and Action in a

Crew context“ (ADS-IDAC), und die kognitiven

Fähigkeiten für den Betrieb des Kraftwerks werden

für die Studie berechnet. Die Simulationen

zeigen, dass die ADS-IDAC-Modellierung und

die Simulationsergebnisse zwei Peaks in der 21.

und 21,75. Sequenz aufweisen. Ansonsten gibt

es mehrere Peaks mit einem großen Peak in der

13.25 Sequenz. Der große Peak befindet sich in

der 25.75. Sequenz in den Bereichen Mental State,

Circumstances und Identity. Der Störfall wird

durch die entworfene Modellierung untersucht,

bei der die Aktionen der Roboter durch künstliche

Intelligenz quantifiziert werden.

IEA – World Energy Outlook 2021

Zusamenfassung

IEA

Der World Energy Outlook (WEO) wird normalerweise

im November veröffentlicht. Das zweite

Jahr in Folge veröffentlicht die Internationale

Energieagentur (IEA) ihren Leitbericht jedoch

einen Monat früher, im Oktober. Im letzten Jahr

erfolgte dies, weil es ein außergewöhnliches

Jahr war, das durch die Covid-19-Krise geprägt

war. Dieses Jahr ist ein weiteres außergewöhnliches

Jahr, weil die COP26-Klimakonferenz in

Glasgow stattfindet. Die diesjährige Ausgabe des

WEO wurde daher als Leitfaden für die COP26

konzipiert.

Verringerung der Quecksilberemissionen

aus der Kohleverbrennung in Indonesien

IEA ICSC

Das IEACCC erhielt den Zuschlag für ein Projekt

des US-Außenministeriums zur Bewertung der

Quecksilberemissionen aus dem Kohlesektor in

Indonesien und zum Aufbau von Kapazitäten,

die die Entwicklung eines kosteneffizienten

Emissionsreduktionsplans für die Kohleflotte ermöglichen

sollen. Indonesien hat sich verpflichtet,

seine Kohlekapazitäten in den nächsten zehn

Jahren zu verdoppeln, um die Stromversorgung

seiner wachsenden Bevölkerung zu gewährleisten.

Gleichzeitig hat das Land die Emissionsnormen

verschärft und das Minamata-Übereinkommen

über Quecksilber ratifiziert, in dem

es sich verpflichtet, die Quecksilberemissionen

zu kontrollieren und, soweit möglich, zu reduzieren.

Die Ergebnisse der vorgestellten Arbeit

werden als Grundlage für künftige Strategien

zur Reduzierung von Quecksilber in Indonesien

dienen und die Basis für die Entwicklung des

indonesischen nationalen Aktionsplans für den

Kohlesektor im Rahmen des Minamata-Übereinkommens

bilden.

7


VGB POWERTECH as printed edition,

monthly published, 11 issues a year

Annual edition as CD or DVD

with alle issues from 1990 to 2020:

Profount knowledge about electricity

and heat generation and storage.

Order now at www.vgb.org/shop

1/2 2012

European

Generation Mix

• Flexibility and

Storage

1/2 2012

International Journal for Electricity and Heat Generation

The electricity sector

at a crossroads

The role of

renewables energy

in Europe

Power market,

technologies and

acceptance

Dynamic process

simulation as an

engineering tool

European

Generation Mix

• Flexibility and

Storage

The electricity sector

at a crossroads

The role of

renewables energy

in Europe

Power market,

technologies and

acceptance

Dynamic process

simulation as an

engineering tool

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

International Journal for Electricity and Heat Generation

ISSN 1435–3199 · K 123456 l International Edition

1/2 2012

European

Generation Mix

• Flexibility and

Storage

The electricity sector

at a crossroads

The role of

renewables energy

in Europe

Power market,

technologies and

acceptance

Dynamic process

simulation as an

engineering tool

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

ISSN 1435–3199 · K 123456 l International Edition

International Journal for Electricity and Heat Generat

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

ISSN 1435–3199 · K 123456 l International Edition

Fachzeitschrift: 1990 bis 2019

· 1990 bis 2019 · · 1990 bis 2019 ·

Diese DVD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.

© VGB PowerTech Service GmbH

Essen | Deutschland | 2019

© Sergey Nivens - Fotolia

VGB PowerTech

Contact: Gregor Scharpey

Tel: +49 201 8128-200

mark@vgb.org | www.vgb.org

The international journal for electricity and heat generation and storage.

Facts, competence and data = VGB POWERTECH

www.vgb.org/shop


VGB-PowerTech-DVD

More than 25,000 digitalised pages with data and expertise

Volumes 1990 to 2020 , incl. search function for all documents.

Volumes 1976 to 2000 | English edition available now!

Technical Journal: 1976 to 2000

Fachzeitschrift: 1990 bis 2020

English Edition

· 1976 to 2000 · · 1976 to 2000 ·

Fachzeitschrift: 2020

· 1990 bis 2020 · · 1990 bis 2020 ·

Diese DVD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.

© VGB PowerTech Service GmbH

Essen | Deutschland | 2018

All rights reserved.

© VGB PowerTech Service GmbH

Essen | Germany | 2019

· CD 2020 · · CD 2020 ·

Diese CD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.

© VGB PowerTech Service GmbH

Essen | Deutschland | 2018

VGB-PowerTech-CD-2020

Volume 2019 of the international renowed technical journal

VGB POWERTECH digital on CD.

Place your order in our shop: www.vgb.org/shop


Members´ News VGB PowerTech 10 l 2021

Members´

News

Axpo: Energiewende und

Stromversorgungssicherheit

gleichzeitig möglich – mutige

Entscheide der Politik

vorausgesetzt

(axpo) Axpo CEO Christoph Brand und

Chefökonom Martin Koller haben ein Szenario

präsentiert, wie und zu welchen Kosten

die Schweiz die Energiewende bei

gleichzeitig hoher Stromversorgungssicherheit

erreichen kann. Sie zeigten, dass

der notwendige Ausbau erneuerbarer

Energien möglich ist – wenn Bewilligungsverfahren

und Finanzierungsmöglichkeiten

dies zulassen.

Die Schweiz will aus der Kernenergie aussteigen

und den CO 2 -Ausstoß auf Netto-Null

reduzieren. Dafür sollen die einheimischen

erneuerbaren Energien gemäß

Energiestrategie 2050 deutlich ausgebaut

werden. Doch die Schweiz kommt kaum

voran – die Ausbaugeschwindigkeit müsste

sich vervielfachen. Stromversorgungsunterbrüche

könnten schlimmstenfalls bereits

ab 2025 Realität werden. Erhöht sich

das Ausbautempo nicht, müsste bereits ab

2035 fast ein Drittel des Stroms importiert

werden. Wenn die Versorgungssicherheit

gewährleistet bleiben soll, muss die

Schweiz jetzt entscheiden, mit welchem

Strommix die Jahrhundertaufgabe gelingen

kann, wie die gewünschten Stromquellen

im notwendigen Ausmaß zugebaut

werden können und welche Kosten dabei

entstehen dürfen.

Gestützt auf ihre Expertise aus dem Inund

Ausland hat Axpo als größte Stromproduzentin

der Schweiz heute einen Beitrag

zu dieser Diskussion präsentiert. CEO

Christoph Brand und Chefökonom Martin

Koller stellten interessierten Kreisen aus

Medien, Politik, Verwaltung, Forschung

und Branche ein Szenario vor, mit dem die

Energiewende bei gewährleisteter Stromversorgungssicherheit

erreicht werden

kann.

Axpo Szenario für eine sichere

Stromversorgung mit

erneuerbaren Energien

Annahmen des Szenarios:

• Die Nachfrage steigt bis 2050 um über

35 Prozent, da Elektroautos,

Wärmepumpen und die

Wasserstoffproduktion sowie die

wachsende Bevölkerung mehr Strom

verbrauchen, als durch

Effizienzmaßnahmen eingespart

werden kann.

• Die Schweiz ist im Winter in jedem Fall

auf Importe angewiesen, um den

Strombedarf in einzelnen Momenten

effizient decken zu können. Das Axpo-

Szenario definiert eine Limit von

10 TWh Importen. Das Ziel einer

vollständig autarken Schweiz wäre mit

viel zu hohen Kosten und

gesellschaftlichen Widerständen

verbunden.

• In der Produktion sieht das Axpo-

Szenario die Nutzung diverser CO 2 -

neutraler Technologien vor und setzt

neben einem starken Ausbau von PV auf

Dächern auch flankierend auf alpine PV,

Wind, Geothermie und Biomasse. Im

Vergleich zu einem Fokus auf eine

einzelne Technologie nutzt dieser

diversifizierte Ansatz alle Potenziale

und führt zu einer stärkeren

Stromeinspeisung im Winter. Es gibt

keine einzelne Technologie oder

Maßnahme, die das Problem integral

lösen könnte. Nur mit einem

Zusammenspiel gelingt eine sichere

Energiewende rechtzeitig. Für die

Wasserkraft trifft das Szenario die eher

optimistische Annahme, dass sich

Restwassersanierungen und Ausbau in

etwa ausgleichen und die Produktion

auf dem heutigen Niveau verharren

wird.

• Ab 2040 werden in den Wintermonaten

zusätzlich Gaskraftwerke basierend auf

CO 2 -neutralem Gas eingesetzt, um die

drohende Knappheiten zu decken, wenn

die Kernkraftwerke nach 60 Jahren

Laufzeit zu ersetzen sind.

• Mit diesem Mix ist die Schweizer

Jahresbilanz ungefähr ausgeglichen, es

wird im Inland in etwa so viel Strom

erzeugt wie verbraucht.

• Während einer „Dunkelflaute“, einer

Extremsituation mit sehr wenig

Photovoltaik und sehr wenig Wind,

kann sich die Schweiz dank einer

Speicherreserve – einer Rückhaltung

von Wasser zur Stromproduktion –

während mindestens zwei Wochen

versorgen.

• Im Axpo-Szenario müsste sich der

Netzzuschlagsfonds mit maximal rund

elf Milliarden Franken im Jahr 2046

verschulden können, was zurzeit nicht

möglich ist. Anschließend beginnt der

Verschuldungsgrad wieder abzusinken.

Diese Kosten könnten durch einen

stärkeren Fokus auf eine Technologie

(PV) und durch mehr Stromimporte

zwar reduzieren werden, doch dies

würde die Importabhängigkeit

verschärfen und im Stressfall zu

Versorgungsengpässen führen. In jedem

Fall aber gilt: Die Finanzierungskosten

sind im Vergleich zu einer

Strommangellage vernachlässigbar.

• Das Szenario geht von einer

substanziellen Beschleunigung der

Verfahren gegenüber dem Status Quo

aus. Mit weiteren Verbesserungen bei

den langwierigen Prozessen könnten

die erneuerbaren Energien Wasser und

Wind stärker ausgebaut werden.

Neben der Präsentation des Szenarios

und des zugrundeliegenden Berechnungs-Tools

„Power Switcher“ wies Axpo

CEO Christoph Brand auf verschiedene

Hürden hin. „Technisch wäre der notwendige

Ausbau erneuerbarer Energien machbar.

Doch lange Bewilligungsprozesse und

fehlende Wirtschaftlichkeit verhindern ein

rasches Vorankommen. Die Schweiz muss

diese Probleme nun lösen, damit der Ausbau

endlich richtig vorwärtsschreitet.“

Den eigenen Strommix erstellen – mit dem

„Power Switcher“

Berechnet und dargestellt wurde das Axpo-Szenario

mit dem neuem „Power Switcher“.

Mit dem öffentlich zugänglichen

online Tool konfigurieren Interessierte den

Ausbau verschiedener Stromquellen. Sie

erstellen so individuell den Schweizer

Strommix der Zukunft. Sie erkennen, ob

ihr Strommix die künftige Nachfrage decken

kann oder wieviel Importe notwendig

wären, um ein Blackout abzuwenden. Neben

dem Axpo-Szenario sind auch diejenigen

des Bundesamts für Energie sowie von

SP-Nationalrat Roger Nordmann, GLP-Nationalrat

Jürg Grossen und alt SP-Nationalrat

Rudolf Rechsteiner dargestellt. Und

schließlich ist ebenfalls ersichtlich, wie

sich ein „Weiter wie bisher“ auswirken

würde.

Die Berechnungen erfolgen basierend auf

transparenten und nachvollziehbaren Daten.

Sämtliche Annahmen werden offengelegt.

Axpo entwickelt den Power Switcher

stetig weiter.

LL

powerswitcher.axpo.com

(213201542)

Alpiq: Hüscherabach:

Ein modernes Kleinwasserkraftwerk

im Einklang mit

Energiestrategie und Umwelt

(alpiq) Alpiq und die Gemeinde Rheinwald

haben in Splügen (GR) gemeinsam

das komplett erneuerte Kleinwasserkraftwerk

Hüscherabach eingeweiht. Das modernisierte

und leistungsmäßig stark erweiterte

Wasserkraftwerk produziert neu

rund 6,1 Millionen Kilowattstunden (kWh)

Strom aus erneuerbarer Energie pro Jahr.

Dies entspricht dem durchschnittlichen

Jahresverbrauch von 1500 Haushalten.

Seit Juli 2021 und nach nur 16 Monaten

Bauzeit nutzt das komplett erneuerte

Kleinwasserkraftwerk in Splügen wieder

das Wasser des Hüscherabachs zur Produktion

von Strom aus erneuerbarer Energie.

Heute Samstag wurde es mit festlichen Reden

von Christian Simmen-Schumacher

(Gemeindepräsident Gemeinde Rheinwald),

Thomas Schmid (Amtsleiter Amt

8


VGB PowerTech 10 l 2021

Members´News

Alpiq – Einweihung des neuen Wasserkraftwerks Hüscherabach (von links): Xavier Sinnhuber

(Verwaltungsratspräsident Wasserkraftwerk Hüscherabach AG), Christian Simmen-Schumacher

(Gemeindepräsident Gemeinde Rheinwald), Matthias Zwicky (Leiter internationale

Stromproduktion und erneuerbare Energien, Alpiq) und Thomas Schmid (Amtsleiter Amt für

Energie und Verkehr des Kantons Graubünden). Foto: Mathias Kunfermann.

für Energie und Verkehr des Kantons Graubünden),

Xavier Sinnhuber (Verwaltungsratspräsident

Wasserkraftwerk Hüscherabach

AG) und Matthias Zwicky (Leiter internationale

Stromproduktion und erneuerbare

Energien, Alpiq) offiziell eingeweiht.

Die Bevölkerung erhielt im Rahmen

eines Tages der offenen Tür die Gelegenheit,

hinter die Kulissen der umweltfreundlichen

Stromproduktion zu blicken.

Deutlich mehr Strom: statt 1,1 neu 6,1

Millionen kWh pro Jahr

Das neue, hochmoderne Kraftwerk ersetzt

die alte, zur Gemeinde Rheinwald gehörende

Anlage aus den 1930er Jahren.

Mit dem neuen Kraftwerk wird die Produktion

von erneuerbarer, einheimischer Energie

beinahe auf das Sechsfache gesteigert.

Die Energieproduktion wird von 1,1 Millionen

auf rund 6,1 Millionen kWh pro Jahr

erhöht, was dem durchschnittlichen Jahresverbrauch

von rund 1500 Haushalten

entspricht.

Der Neubau ist also mit einer markanten

Leistungs- und Produktionssteigerung verbunden

und ist somit ganz im Sinn der

Energiestrategie 2050 des Bundes. Wasserkraft

ist die wichtigste erneuerbare Energieressource

der Schweiz. Ihr Potenzial soll

möglichst optimal genutzt werden – unter

anderem mit der erheblichen Erweiterung

bestehender Anlagen wie dies nun am Hüscherabach

der Fall ist.

Das Kleinwasserkraftwerk mit großer

Fallhöhe (238 m) nutzt den Hüscherabach,

der bei Splügen in den Hinterrhein mündet.

Die Hochdruckanlage besteht aus einer

Wasserfassung, einer 2’240 Meter langen

Druckleitung und der Zentrale, in welcher

eine Peltonturbine mit 1,95 MW Leistung

untergebracht ist. Die Arbeiten dauerten

trotz den Herausforderungen, welche

die Corona-Pandemie mit sich gebracht

hat, lediglich 16 Monate. Beim Bau haben

auch lokale Unternehmen mitgewirkt.

Bestätigung der Partnerschaft

Alpiq und die Gemeinde Rheinwald investierten

rund 8 Millionen Franken in den

Bau des Kleinwasserkraftwerks. Die beiden

Partner halten 60 bzw. 40 Prozent an der

Wasserkraftwerk Hüscherabach AG. Das

Projekt wird durch das Investitionsförderprogramm

des Bundes zur Produktion von

Strom aus erneuerbaren Energiequellen

unterstützt. Alpiq und die Gemeinde

Rheinwald sind langjährige Partner und

betreiben seit 2012 in Splügen das Kleinwasserkraftwerk

Tambobach. Diese beispielhafte

und fruchtbare Zusammenarbeit

ermöglicht es der Gemeinde, die lokale

Wirtschaft neben Tourismus und Landwirtschaft

weiter zu entwickeln.

Massnahmen zugunsten der Umwelt

Der Neubau des bestehenden Wasserkraftwerks

wurde durch Umweltspezialisten

begleitet. Es wurden mehrere Maßnahmen

zur Verringerung der Umweltauswirkungen

des Kraftwerks getroffen. Sie betreffen

unter anderem den Fischschutz: An

der Wasserfassung, die sich bei der Marmorbrücke

an der Splügenstrasse befindet,

können Fische in ein Becken absteigen und

sorgt ein Feinrechen dafür, dass keine Fische

in das Triebwassersystem gelangen

können. Zudem ist dank einer abflussdynamischen

Dotierung eine natürliche Restwassermenge

im Bach sichergestellt.

Die Wasserkraftwerk Hüscherabach AG

trägt zudem finanziell zu einem umfassenden

ökologischen Ausgleichsprogramm

zur Revitalisierung des Hinterrheins

auf dem Gebiet der Gemeinde

Rheinwald bei. Mit diesem Projekt wird

das Flussbett des Hinterrheins verbreitert

und dadurch eine möglichst ursprüngliche

Morphologie mit verzweigtem Flusslauf

wiederhergestellt. Die Revitalisierung

des Hinterrheins im Gebiet Aebi wird

die Vielfalt der aquatischen und terrestrischen

Lebensräume fördern sowie eine

Aufwertung der Landschaft und eine Attraktivitätssteigerung

als Naherholungsgebiet

für die Bevölkerung und für Touristen

mit sich bringen. Es soll in den kommenden

Jahren realisiert werden.

LL

www.alpiq.com (213201520)

Axpo UK unterzeichnet PPA mit

Slough Multifuel für neue

Abfallverbrennungsanlage in

England

(axpo) Axpo baut ihre Präsenz auf dem britischen

Energiemarkt weiter aus: Ihre

Tochtergesellschaft Axpo UK Ltd. und die

Slough Multifuel Ltd. haben einen langfristigen

Stromabnahmevertrag (Power

Purchase Agreement, PPA) abgeschlossen.

Axpo UK wird den gesamten Strom aus einer

Abfallverbrennungsanlage mit einer

installierten Leistung von 50 MW abnehmen,

die derzeit im Industriegebiet Slough

Trading Estate in der englischen Grafschaft

Berkshire gebaut wird.

Im Rahmen der Vereinbarung wird die

Stromabnahme für einen Zeitraum von 15

Jahren nach der Inbetriebnahme der Anlage

geregelt. Das Kraftwerk im Besitz von

SSE Thermal und Copenhagen Infrastructure

Partners profitiert dabei von einem

flexiblen PPA, mit dem sich die Einspeisung

des gesamten erzeugten Stroms in

das öffentliche Verteilernetz steuern lässt.

Zudem bietet das PPA von Axpo dem Erzeuger

die Möglichkeit, Strom und Wärme

an lokale Konsumenten zu verkaufen. Dies

ist für Slough Multifuel insofern von Vorteil,

als sich die Anlage in einem Gewerbegebiet

mit zahlreichen industriellen Großverbrauchern

befindet.

Ross McHardy, Senior Originator bei

Axpo UK, kommentiert: „Wir freuen uns

sehr über die Unterzeichnung dieses PPA

für die neue Abfallverbrennungsanlage

von Slough Multifuel. Dieser Vertragsabschluss

zeigt, dass Axpo in der Lage ist, ihren

Kunden auch für physische Stromlieferungen

und andere komplexe Anliegen

maßgeschneiderte Angebote zu machen.“

Axpo ist seit 2008 in Großbritannien präsent.

Die Tochtergesellschaft für den britischen

und irischen Markt bietet Dienstleistungen

in den Bereichen Energieversorgung,

Marktzugang und Risikomanagement

an. Zu ihren Kunden gehören Energieversorger,

Gas- und Stromerzeuger und

große Industrieunternehmen. Die Geschäftsaktivitäten

in Großbritannien sind

Teil der Strategie von Axpo, ihre internationale

Präsenz weiter auszubauen.

LL

www.axpo.com (213201536)

9


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

Axpo: Größte alpine Solaranlage

der Schweiz produziert erstmals

Strom

(axpo) Zusammen mit Energieministerin

Simonetta Sommaruga haben Axpo, IWB

und Denner heute einen Meilenstein des

Pionierprojekts AlpinSolar gefeiert. Die Solaranlage

an der Muttsee-Staumauer produzierte

erstmals Strom. Die anschließende

Podiumsdiskussion zeigte: Für eine erfolgreiche

Energiewende in der Schweiz

braucht es genau solche Anlagen. Ähnlichen

Projekten stellen sich allerdings erhebliche

Herausforderungen.

AlpinSolar, das Pionierprojekt von Axpo

und IWB an der Muttsee-Staumauer, ist im

Bau bereits weit fortgeschritten und hat

heute erstmals Strom produziert. Dies haben

die Partner Axpo und IWB zusammen

mit dem künftigen Stromabnehmer Denner

in Linthal GL gefeiert. In seiner Begrüßung

zeigte sich Axpo Verwaltungsratspräsident

Tom Sieber stolz: „Es ist uns mit AlpinSolar

gelungen, ein Pionierprojekt umzusetzen.

Es war eine Knacknuss, aber

heute feiern wir einen Meilenstein.“.

In ihrer Ansprache an die rund 70 Teilnehmenden

würdigte Bundesrätin Simonetta

Sommaruga das Projekt: „Die neue

alpine Solaranlage ist ein zukunftsweisendes

Projekt, weil hier vor allem für den

Winter produziert wird, wenn wir verstärkt

einheimischen Strom brauchen. Die Anlage

zeugt vom Willen, in der Schweiz in den

Ausbau der erneuerbaren Energien zu investieren

– und damit unsere Versorgungssicherheit

zu stärken.“

Die anschließende Podiumsdiskussion

mit Bundesrätin Simonetta Sommaruga,

Axpo CEO Christoph Brand, IWB CEO

Claus Schmidt und Denner CEO Mario Irminger

machte deutlich, wie dringend es

Anlagen wie AlpinSolar braucht. Will die

Schweiz die Energiewende schaffen, sind

– vor allem im Winter – zusätzliche erneuerbare

Produktionskapazitäten nötig. Ähnlichen

Projekten stellen sich allerdings erhebliche

Herausforderungen. Um solche

zu realisieren, benötigen Investoren einfachere

und schnellere Bewilligungsverfahren

sowie einen Förderrahmen, der den

Bau von Großanlagen wirtschaftlich

macht.

Viel Solarstrom – auch im Winter

Die 2,2-Megawatt-Solaranlage auf 2.500

Metern über Meer an der Muttsee-Staumauer

des Pumpspeicherwerks Limmern

wird pro Jahr rund 3,3 Millionen Kilowattstunden

Strom produzieren. Gegen 5.000

Solarmodule montieren die Spezialisten

an der Staumauer, die optimal nach Süden

ausgerichtet ist. Dank ihrer alpinen Lage

wird die Anlage rund die Hälfte ihrer Produktion

während des Winterhalbjahres liefern.

Die Bauarbeiten hätten diesen Herbst

beendet werden sollen, doch schlechte

Wetterverhältnisse und Verzögerungen in

den weltweiten Lieferketten verlangsamten

den Baufortschritt. Die Anlage wird im

August 2022 vollständig in Betrieb gehen.

Die beiden Energieunternehmen Axpo und

IWB erstellen die Anlage im Rahmen einer

Partnerschaft. Denner, der größte Discounter

der Schweiz, wird den alpinen Solarstrom

während 20 Jahren mittels Stromabnahmevertrags

(Power Purchase

Agreement PPA) beziehen.

LL

www.axpo.com

www.alpinsolar.ch. (213201537)

Größte alpine Solaranlage der Schweiz produziert erstmals Strom; Fotos aus der Bauphase.

(Fotos: Alpiq)

Axpo US unterzeichnet PPA mit

Cypress Creek für ein 270-MW-

Solarstromprojekt in Texas

(axpo) Im Rahmen eines Commodity-Hedges

hat Axpo U.S. LLC einen langfristigen

Stromversorgungsvertrag (PPA) mit dem

führenden Solar- und Energieunternehmen

Cypress Creek Renewables für ein

neues Solarkraftwerk (Shakes Solar) unterzeichnet,

das derzeit in Dimmit County

im US-Bundesstaat Texas errichtet wird.

Während der Vertragsdauer wird Axpo

die von Shakes erzeugte Energie sowie die

entsprechenden Grünstromzertifikate

(REC) aufkaufen. Damit werden die Investitionen

im Zusammenhang mit dem

Bau und der Projektentwicklung des Solarkraftwerks

Shakes gesichert. Für Axpo

stellt der Vertrag einen wesentlichen Meilenstein

in ihrem Bestreben dar, das

PPA-Geschäft in den USA weiter auszubauen.

Nach einem turbulenten Winter waren in

Texas Zusammenarbeit und innovative Lösungen

gefragt, um die Finanzierung von

Shakes erfolgreich abzuschliessen. Jeremy

Wodakow, der das US-Geschäft der Axpo

leitet, sagt dazu: „Nach den Marktverwerfungen

aufgrund der Winterstürme in

Texas sind sowohl die Risikobereitschaft

als auch die Anforderungen an das Risikomanagement

gestiegen. In enger Zusammenarbeit

mit Cypress Creek konnten wir

eine Lösung erarbeiten, die allen Projektbeteiligten

entgegenkommt und gleichzeitig

den Abschluss der Finanzierung ermöglicht.

Axpo möchte ihre umfassende Erfahrung

in der Ausgestaltung individueller

Energielösungen einbringen, um die Energiewende

in Texas und den USA insgesamt

voranzubringen.“

Sarah Slusser, CEO von Cypress Creek,

sagte: „Mit 270 MW ist Shakes ein bedeutendes

Projekt für Cypress Creek Renewables

und ein Aushängeschild dafür, dass wir

die Energiewende mithilfe verschiedener

Großprojekte unterstützen. Wir freuen uns

sehr, erneut mit Morgan Stanley, Nord/LB

und der Rabobank, aber auch mit neuen

Partnern wie Axpo US, Helaba und der kanadischen

Zentralbank zusammenarbeiten

zu können, um die Finanzierung eines Projekts

sicherzustellen, das künftig Energie

für fast 40.000 Haushalte pro Jahr bereitstellen

wird.“

Axpo hat im PPA-Markt weltweit eine

Führungsrolle inne und baut ihr US-Geschäft

weiter aus, indem das Unternehmen

seine Kunden auf dem Weg zu einer erneuerbaren

Energieversorgung begleitet.

Langfristige Stromversorgungsverträge,

sogenannte PPA, gehören zu den wenigen

Risikomanagementinstrumenten, die Projektentwicklern

und ihren Geldgebern die

nötige Flexibilität und finanzielle Sicherheit

bieten, um Projekte wie Shakes umzusetzen.

10


VGB PowerTech 10 l 2021

Members´News

Die seit 2016 aktive US-Regionalgesellschaft

der Axpo mit Sitz in New York bietet

Stromerzeugern, Projektentwicklern, Investoren

und Verbrauchern umfassende

und maßgeschneiderte Risikomanagementlösungen

an. Mit ihrem erfolgreichen

Geschäft leistet die Gesellschaft einen

wichtigen Beitrag zur Rentabilität des in

40 verschiedenen Märkten in Europa, den

USA und Asien vertretenen internationalen

Energiehandelsgeschäfts der Axpo.

LL

www.axpo.com (213201540)

BKW: Fischlift Wasserkraftwerk

Mühleberg in Betrieb

• Die erste von 40 Maßnahmen für

Fischgängigkeit bei BKW

Wasserkraftwerken ist abgeschlossen

(bkw) Der Fischlift beim Wasserkraftwerk

Mühleberg hat seinen Betrieb aufgenommen.

Er ermöglicht den Fischen die Wanderung

von der Aare flussaufwärts über

das rund 20 Meter hohe Wehr in den Wohlensee.

Der Fischlift in Mühleberg ist die

erste von rund 40 Maßnahmen, welche die

BKW voraussichtlich bis 2030 für die ökologische

Sanierung ihrer Wasserkraftwerke

umsetzt.

Das revidierte Gewässerschutzgesetz verlangt

von Betreiberinnen von Wasserkraftwerken,

diese bis 2030 ökologisch zu sanieren

und so besser mit der Natur in Einklang

zu bringen. Insbesondere sollen entsprechende

Maßnahmen die freie Fischwanderung

sicherstellen. Heute sind

Stauwehre oftmals unüberwindbare Hindernisse

für Fische.

Neben den Maßnahmen für die freie Fischwanderung

verbessert die BKW im Rahmen

der ökologischen Sanierung der Wasserkraftwerke

Beeinträchtigungen durch

Schwall und Sunk – also den unregelmäßigen

Abfluss – sowie den Geschiebehaushalt

unterhalb der Kraftwerke. Die Investitionssumme

für die insgesamt rund 40 Projekte

beläuft sich auf 300 Millionen Franken und

wird vom Bund getragen.

Fischlift Wasserkraftwerk Mühleberg

Als erstes Projekt hat die BKW beim Wasserkraftwerk

Mühleberg einen Fischlift erstellt,

der nach rund elf Monaten Bauzeit

sowie der Testphase im September 2021

den Betrieb aufgenommen hat. Unterhalb

des Wasserkraftwerks finden die Fische

nun dank einer Lockströmung zu den beiden

neuen Einstiegskanälen. Von dort gelangen

die Fische in eine Wanne. Diese

transportiert sie rund 20 Meter in die Höhe

über das Stauwehr und in den Wohlensee.

Mit dieser Höhe gehört der Fischlift beim

Wasserkraftwerk Mühleberg zu den größten

dieser Anlagen in Europa.

Der Fischlift ist so gebaut, dass er möglichst

vielen in der Aare lebenden Fischarten

die Wanderung ermöglicht. In Mühleberg

sind Lachs, Seeforelle und Barbe die

Leitfischarten. Nach diesen Arten richten

sich die Beckengröße, die Steigung und die

Fließgeschwindigkeit in den Einstiegskanälen.

Um zu prüfen, ob die Fische den Lift nutzen,

werden sie statistisch erfasst und mit

Kameras auf ihrer Wanderung in den Einlaufkanälen

und in der Wanne beobachtet.

So kann der Lift optimal für die Fischwanderung

der betroffenen Arten eingestellt

und laufend justiert werden.

Weitere Maßnahmen für das

Zusammenspiel zwischen Natur

und Wasserkraftwerken

Neben den vom Gewässerschutzgesetz

geforderten Maßnahmen zur ökologischen

Sanierung der Wasserkraftwerke setzt die

BKW weitere Maßnahmen um, um ihre Anlagen

in Einklang mit der Natur zu bringen.

Finanziert werden diese zusätzlichen Maßnahmen

zu einem Teil aus dem BKW Ökofonds.

Die Fondsgelder stammen aus dem

Verkauf von „naturemade star“-zertifizierter

Wasserkraft. Pro Kilowattstunde Strom

fliesst ein Rappen in den BKW Ökofonds –

pro Jahr rund 1,6 Millionen Franken.

LL

www.bkw.ch (213201622)

BKW: Wasserkraftwerk

Wiler-Kippel und die ARA Furä

gehen in Betrieb

(bkw) Entlang der Lonza ist in den letzten

drei Jahren das Wasserkraftwerk Wiler-Kippel

entstanden. Ab sofort versorgt es

rund 2’800 Haushalte mit erneuerbarem

Strom. Während der Bauarbeiten hat die

Kraftwerksgesellschaft Wiler-Kippel AG

auch diverse Uferbereiche der Lonza renaturiert

und aufgewertet. In der gleichen

Phase ist auch die neue Abwasserreinigungsanlage

der Gemeinden Wiler, Kippel

und Ferden sowie der Camping Lötschental

realisiert worden. Die Einweihungen der

Anlagen finden am 23. Oktober statt.

Das Wasserkraftwerk Wiler-Kippel im

Lötschental nimmt am Samstag, 23. Oktober

2021, offiziell seinen Betrieb auf. Mit

einer Einweihung mit geladenen Gästen

sowie einem Tag der offenen Tür für die Bevölkerung

wird der Start gebührend gefeiert.

Ab dann liefert das Kraftwerk erneuerbaren

Strom für rund 2’800 Haushalte in

der Region. Das Wasser der Lonza wird in

Wiler gefasst und über eine 1,5 Kilometer

lange Druckleitung zur Zentrale in Kippel

geführt. In der Zentrale, die optisch gut in

die Umgebung eingebunden ist, produzieren

zwei Turbinen und Generatoren Strom.

Die Bauarbeiten dauerten rund drei Jahre.

Ökologische Aufwertungen an der Lonza

Im Zuge des Kraftwerkbaus wertete die

Kraftwerksgesellschaft Wiler-Kippel AG

den Uferbereich der Lonza im Bereich des

Kraftwerks auf: Neben den Hochwasserschutzmaßnahmen

wurde der Fluss

linksufrig stellenweise verbreitert und die

KRAFTWERKS-

SERVICE UND

ANLAGENBAU

↘ Engineering und Konstruktion

↘ Verfahrenstechnische

Berechnungen

↘ Serviceverträge für Revisionen

und kontinuierliche Instandhaltung

↘ Lieferung und Montage von

Ersatzteilen und Austauschkomponenten

↘ Reparatur-, Wartungs- und

Umbaumaßnahmen

↘ Unsere fahrende Werkstatt

zum sofortigen Einsatz bei

Ihnen.

IHRE 24-H-HOTLINE

0172 - 4380 330

www.borsig.de/bs

BORSIG Service GmbH

Tel.: 030 4301-01

Fax: 030 4301-2771

E-Mail: info@bs.borsig.de

11


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

Umgebung mit naturnahen Nebengerinnen

und Teichlandschaften versehen. Die

Lonza erhielt zudem an diversen Stellen

Kiesbänke und Schotterflächen, die für Flora

und Fauna von Nutzen sind, aber auch

Spaziergänger zum Verweilen einladen.

Dank klaren Richtlinien wird die Lonza immer

genügend Restwasser führen.

Kraftwerke Wiler-Kippel AG

Die Kraftwerke Wiler-Kippel AG mit Sitz

in Kippel ist eine Partnergesellschaft der

Gemeinden Wiler (33 %), Kippel (33 %)

und der BKW (34 %). Die Gesellschaft hat

das Ziel, das hydraulische Potenzial der

Lonza auf dem Gebiet der Gemeinden Wiler

und Kippel zu nutzen.

Das Kraftwerk wird mit einer installierten

Leistung von 2 x 2.6 Megawatt jährlich

rund 14,4 Gigawattstunden Strom produzieren.

Das entspricht dem Verbrauch von

gut 2’800 Haushalten. Die Investitionskosten

belaufen sich auf knapp 22 Millionen

Franken.

LL

www.bkw.ch (213201624)

INVEN capital becomes the first

carbon-neutral company from

ČEZ group

(cez) The Inven Capital venture capital

fund has officially become the first holder

of a carbon-neutral business certificate in

ČEZ Group. It has purposefully tracked and

reduced its carbon footprint since 2018,

and last year it joined the European Leaders

for Climate Action initiative, whose

members are committed to climate neutrality

and to promoting the principles of

sustainability in business. The ČEZ Group

signed up for carbon neutrality back in

2015 as part of the Paris Agreement and

announced a significant acceleration of its

transition away from coal, as part of its

new Vision 2030 this May.

In fulfilling its decarbonisation targets, ČEZ

Group focuses primarily on a gradual phasing

out of coal sources or on their transformation

into low-emission sources, and on

reducing emissions through energy savings.

It also focuses on “office emissions”, i.e.,

emissions not generated through production

but for example in administrative buildings.

Inven Capital became the first company in

ČEZ Group to focus on the matter.

“By the very nature of its work, Inven

Capital is well aware of current trends,

both in the energy sector and beyond, and

tries to introduce them to the Czech corporate

environment. Companies in Western

Europe address carbon neutrality rather

intensively, it is something that is expected

of companies and on which they work proactively.

After all, decarbonisation concerns

everyone and every effort counts in

the final result,” said Board Member and

Director of the New Energy Division Tomáš

Pleskač.

Inven Capital started to monitor its carbon

footprint in 2018 and it has been gradually

implementing measures to reduce it.

Before the pandemic, for example, it reduced

the number of flights: in particular

transoceanic flights that generate the

greatest volume of emissions, replacing

them with video conferences as frequently

as possible and preferably taking the train

when travelling to meetings in neighbouring

countries. The fund has also switched

to Green Electricity from ČEZ, which comes

exclusively from renewable sources; instead

of bottled water, filter jugs are available

in the offices; printing is kept at a minimum,

and, if done, recycled paper is used

exclusively.

“The common denominator of all our investments

in the sphere of new energy and

hi-tech solutions thus far has been the emphasis

on sustainable development and environmental

impact reduction. Hence, it

feels natural to us to strive for a carbon-neutral

operation ourselves,” said Director

of Inven Capital Petr Míkovec.

In 2020, the Fund joined the international

Leaders for Climate Action (LFCA) initiative,

which strives to fight global climate

change by the decarbonisation of its member

companies. The originally local German

initiative based in Berlin has grown to

include nearly 1,500 companies from all

over the world in the two years since its establishment

– it is estimated to represent

more than 170,000 employees.

The LFCA provides its members with a

certified carbon footprint calculation

method, advice for effective footprint reduction,

and recommendations for offsetting

emissions. Thanks to all this, its members

have collectively reduced their emissions

by more than 20%, and by investing

more than 13.5 million dollars into offsets,

they have saved an estimated 900,000

tonnes of CO 2 . Inven Capital has decided

to implement its offsets by itself and locally,

i.e., in the Czech Republic, specifically

by planting trees in cooperation with the

non-profit organisation Sázíme stromy.

As an LFCA member, Inven also commits

to integrating a clause in the contractual

documentation for its new investments,

stating that the portfolio company must

monitor and strive to reduce its carbon

footprint and generally strive to carry on its

business in a sustainable manner. Three

German companies from the fund’s portfolio

– Zolar, tado°, and Forto – are active

LFCA members themselves. But others

also contribute to global emissions reduction:

for example, Sunfire helps generate

green hydrogen for more environmentally

friendly transport and heavy industry, Vulog

and Driivz are engaged in the field of

shared mobility and e-mobility, and

Cloud&Heat works on improving the efficiency

of data centre cooling.

This year, Inven Capital also joined VentureESG,

a community of European venture

capital funds dedicated to the consolidation

of principles for sustainable investments

and support for portfolio companies

in implementing best practices in the

sphere of the environment, the social

sphere, and in corporate governance (Environmental,

Social, Governance).

The ČEZ Group was one of the first Czech

companies to sign up to commit itself to

carbon-neutral production by 2050 as part

of the adoption of the Paris Agreement in

2015. In its Green Deal strategy announced

in December 2018, the European Union

aims for the same date. This May, ČEZ responded

to the accelerated rate of climate

change by refining and accelerating its

long-term strategy, announcing its ambitious

decarbonisation goals in its Vision

2030 Clean Energy of Tomorrow. ČEZ

Group’s accelerated strategy is also based

on ESG principles, aiming to move up in

the international ESG rating to the level of

the best energy companies.

LL

www.cez.cz (213210903)

ČEZ: Westinghouse to upgrade

Temelín‘s control

and monitoring systems

(cez) In terms of technical complexity, it

will be one of the most demanding projects

in the history of the Czech Republic, worth

billions of crowns. The important project

must not disrupt the operation of the key

Czech emission-free power plant. Selected

control and management systems will be

partially renewed and upgraded by Westinghouse

as their original supplier. Westinghouse

has the greatest knowledge of its

system, apart from CEZ itself, which

strengthens the safe course of the upgrade.

In 1993, the Government decided to complete

two of the four Temelín generating

units that were under construction and to

replace the original system with Westinghouse‘s

then state-of-the-art digital control

and management system. This was one of

the world‘s first links between an Eastern

and American project. Since the first unit

was commissioned, it has operated here

with only routine modifications and updates.

A part of the system will now undergo

its first major upgrade.

“Although this is an upgrade of systems,

negotiations with the existing supplier

took more than a year. Our first priority is

of course to ensure safety, but we also insist

that the work should not affect the operation

of Temelín itself. All this had to be

carefully prepared and formulated in the

contract,” says Daniel Beneš, Chairman of

the Board of Directors and Chief Executive

Officer of ČEZ.

In practice, experts will replace some systems

and some of the fixed equipment, including

the buses and control elements in-

12


VGB PowerTech 10 l 2021

Members´News

volved. Most of these are not only physically

separated from each other, but also from

all external networks.

“In fact, it is a complex of several independently

backed-up systems that have

been operating reliably at Temelín since

2000. This upgrade is not a solution to a

sudden need, but a carefully prepared step

in the gradual renewal of the equipment

with a view to the planned sixty-year and

possibly even longer operation. This is why

the entire project is spread out until 2029,”

explains Bohdan Zronek, Member of the

Board of Directors and Director of the Nuclear

Power Division.

The contract for the control and management

system upgrade was signed by representatives

of ČEZ and Westinghouse on

Monday, September 13.

“This agreement requires full cooperation

at all levels during the complete renewal

of the affected parts of the control

system,” says Tarik Choho, President of

Westinghouse Europe, Middle East and Africa.

“We are proud to be working with

ČEZ on this significant upgrade of information

and control systems that will not disrupt

the operation of this key Czech emission-free

power source,” he adds.

ČEZ has been preparing the control and

management system upgrade project for

three years, when specialists specified the

needs and, above all, the schedule of work.

The physical work itself will start together

with Westighouse this year, but some of the

activities will only be possible during the

planned major outages for fuel replacement.

The next one is due at Temelín in

April next year.

LL

www.cez.cz (213210904)

ČEZ plans to go after hackers. it

puts tens of millions into increasing

its cyber security every year

• Last year, ČEZ detected 6.5 times more

suspicious activity in its networks than

three years ago.

• The newly launched security

monitoring centre – the iSOC

(Integrated Security Operations Center)

oversees the protection of ČEZ Group in

terms of physical, information, and

cyber security.

• The protection of critical information

infrastructure in the Czech Republic is

one of the priorities of the newly

established National Coordination

Centre for Research and Development

in the Field of Cyber Security.

(cez) The energy company ČEZ opened its

new Integrated Security Operations Center

– iSOC, which oversees the cyber security

of ČEZ Group’s information systems, in the

presence of senior representatives of the

National Cyber and Information Security

Agency (NÚKIB), Military Intelligence

(VZ), and Czech Police (PČR). The centre’s

task is not only to detect security events

and incidents and activate the necessary

countermeasures as quickly as possible,

but also to oversee their effective resolution

and, above all, to prevent security

events in the future.

The launch of the iSOC centre has completed

one of the stages of the comprehensive

improvement of cyber security at ČEZ

Group, which started in 2016. It involved

primarily the setting up cybersecurity processes,

including ISMS (Information Security

Management System) certification,

raising security awareness among employees,

building teams of cyber security specialists,

and implementing numerous technical

measures.

How does it all work? Security log data

from office, technological, and security

systems of the entire ČEZ Group travel online

to the new centre. The information

gathered by modern security technologies

is immediately evaluated by iSOC operators

and specialists of the ČEZ Group’s Security

Department. When necessary, they

consult the outputs with NÚKIB, VZ, and

PČR security specialists. The synergy of

properly set up processes, competent and

highly qualified people, and modern technology

makes it possible to reduce the risk

MIT E.FFECT LEISTEN

GASTURBINEN MEHR

Leistungsabfall und ungeplante Stillstandzeiten vermeiden.

Mit dem e.FFECT Filtersimulator einfach und schnell die beste

Filterlösung finden – standort- und anlagenoptimiert.

Erfahren Sie mehr

e.FFECT_Turbo@freudenberg-filter.com

www.freudenberg-filter.de

FREUDENBERG

FILTRATION TECHNOLOGIES

13


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

Die thermische Abfallverwertungsanlage von EEW im niederländischen Delfzijl.

of threats, to quickly take effective measures

to eliminate attacks, and prevent economic

losses.

“We take cyber security threats and risks

very seriously. We want to be a leader in

this area and therefore we continuously

strengthen the security of our systems

against cyber attacks. Thus far, we have

always faired well, but there can never be

one-hundred-percent satisfaction in this

discipline. We must keep updating our security

measures, such as to ensure that

they stand up to to evolving threats. We

are cooperating with a wider range of partners,

led by the NÚKIB, Military Intelligence,

and the National Headquarters for

Combatting Organised Crime of the Police

of the Czech Republic. In the coming years,

we expect to spend hundreds of millions of

crowns in this area,” says Daniel Beneš,

Chairman of the Board of Directors and

CEO of ČEZ.

“We have repeatedly stressed two things:

that cyber security must be addressed at

the level of top management and that cyber

security is based on the cooperation of all

stakeholders. In our experience, ČEZ has

successfully striven to fulfil both, and the

newly opened integrated security monitoring

centre, which will also enable a more

comprehensive approach to cyber security,

by linking different areas of security, is

proof of this,” says Lukáš Kintr, Deputy of

NÚKIB’s National Cyber Security Centre

Section.

Over the past few years, the number of

alerts, warnings identified and evaluated

by ČEZ security monitoring as a potential

cyber threat, has increased dramatically.

Last year’s 19,971 cases are 6.5 times more

than in 2017. Therefore, ČEZ Group keeps

strengthening its cyber defences. Cyber security

has also become an integral part of

all recent investment projects, for example,

the renewal of the technical system for the

physical protection of the Dukovany nuclear

power plant, the construction of a modern

data centre at Tušimice, or the new

technological control centre for hydroelectric

power plants in Štěchovice.

In 2017, global losses from cyber crime

amounted to USD 1.5 billion, last year they

up to USD 4.2 billion.

The number of crimes in this category in

the Czech Republic was 8,417, which is

3,073 more than three years prior.

The number of attacks on hospitals, state

administration and local self-administration

networks, and larger industrial enterprises

has increased.

In the Czech Republic, ensuring cyber security

is the responsibility of the NÚKIB.

The line of defence is provided by the Military

Intelligence Service, which falls under

the Ministry of Defence. The National Coordination

Centre for Research and Development

in the Field of Cyber Security

should fall under the European Cybersecurity

Industrial, Technology and Research

Competence Centre, which coordinates the

network of national coordination centres

within the EU.

Did you know that…

… only 33 percent of Czech companies

have a comprehensive security strategy?

(source: IDC)

… only 25% of employees in the Czech

Republic have undergone cyber security

training offered by their company (source:

Kaspersky)

… last year, hackers attacked every fifth

hospital in the Czech Republic (source: Police

of the Czech Republic) and the number

of attacks against medical facilities in Central

Europe grew by 135% last year?

(source: Check Point)

…theft of sensitive data, ransomware encrypting

data, or DDoS that overwhelm

companies’ websites are at the top of the

ranking of global cyber crime? (source:

Comsec Global)

LL

www.cez.cz (213210906)

EEW: Niederländischer Staatsrat

schafft Rechts- und

Investitionssicherheit

(eew) Das höchste niederländische Gericht

Raad van State hat gestern in letzter Instanz

bestätigt, dass die Naturschutzgenehmigung

von EEW Energy from Waste Delfzijl

B. V. (EEW) aus dem Jahr 2007 weiter

Bestand hat. Bernard M. Kemper, CEO der

EEW-Gruppe, begrüßt das Urteil in einer

ersten Reaktion: „Das Urteil bestätigt unwiderruflich

die Genehmigung der Linien

1 und 2 aus dem Jahr 2007, die darin festgelegten

Emissionsgrenzen und klärt abschließend,

dass die interne Saldierung

EU-rechtskonform ist. Damit trägt das Gericht

ganz wesentlich zu mehr Rechts- und

Investitionssicherheit in den Niederlanden

bei.“

Die jetzt gewonnene Klarheit über die geltenden

Emissionsgrenzen in Verbindung

mit der bestätigten Rechtmäßigkeit der internen

Saldierung setze zugleich den Rahmen

sowohl für die Wiedererlangung einer

Genehmigung für die dritte Linie als auch

alle weiteren Vorhaben am EEW-Standort

Delfzijl, so Bernard M. Kemper weiter. Die

Neugenehmigung der dritten Linie ist aus

Sicht des Gerichts erforderlich, weil die

bisherige Genehmigung aus dem Jahr 2019

noch keine Emissionen der Schiffstransporte

berücksichtigt hatte. EEW werde bei

der Provinz Groningen umgehend eine

neue, diesen Aspekt berücksichtigende,

Genehmigung beantragen, bekräftigt CEO

Bernard M. Kemper.

Die Rechtmäßigkeit der Saldierung von

Emissionen wird sich auch auswirken auf

das Klageverfahren gegen die im Oktober

vergangenen Jahres erteilte Genehmigung

für den Bau und den Betrieb einer Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage.

„Wir

rechnen vor dem Hintergrund der jüngsten

höchstrichterlichen Rechtsprechung mit

einem positiven Ausgang des Verfahrens

auch deshalb, weil die Anlage ausschließlich

kommunale Klärschlamme verwerten

wird“, erklärt Kemper. Emissionen aus

Schiffstransporten kämen dabei nicht in

Betracht.

Hintergrund der jüngsten Entscheidung

des Raad van State ist ein Urteil des Bezirksgerichtes

der Nordniederlande vom 8.

Oktober 2020. Das Gericht hatte damals

den Klagen von Umweltverbänden aus

Deutschland und den Niederlanden, die

14


VGB PowerTech 10 l 2021

Members´News

sich gegen die Provinz Groningen richteten

und Auswirkungen auf die seit 2007 bestehende

Naturschutzgenehmigung hatten,

stattgegeben. Gegen dieses Urteil hatten

die Provinz Groningen und EEW Delfzijl

Rechtsmittel eingelegt.

EEW Delfzijl ist Teil der EEW Energy from

Waste-Gruppe. EEW Energy from Waste

(EEW) ist ein in Europa führendes Unternehmen

bei der Thermischen Abfall- und

Klärschlammverwertung. Zur nachhaltigen

energetischen Nutzung dieser Ressourcen

entwickelt, errichtet und betreibt das

Unternehmen Verwertungsanlagen auf

höchstem technologischem Niveau und ist

damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen

und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.

In den derzeit 17 Anlagen der EEW-Gruppe

in Deutschland und im benachbarten Ausland

tragen 1.250 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

(213210911)

EEW: Turbinenrevision im

MHKW Göppingen

(eew) Das Müllheizkraftwerk (MHKW)

Göppingen hat die Kraftwerksrevision erfolgreich

beendet und hat den Betrieb wieder

aufgenommen. Parallel zur Kesselrevision

fanden turnusmäßige Instandhaltungsarbeiten

an der Turbine statt. Deshalb

hat die Anlage für etwa drei Wochen im

sogenannten Umleitbetrieb arbeiten müssen,

wobei Lärmentwicklung möglich sei.

„Während des Umleitbetriebs wird der im

Kessel erzeugte Dampf an der Turbine vorbei

direkt in den Kondensator geleitet“, erklärt

Kai Störkel, Technischer Geschäftsführer

des MHKW Göppingen.

Er rechne jedoch damit, dass sich eine

mögliche Geräuschentwicklung im Rahmen

halten werde. Alle dafür möglichen

Maßnahmen seien ergriffen worden, ergänzt

Sabrina Poschinger, Immissionsschutzbeauftrage

des MHKW. Bereits zu

Beginn des Jahres habe ein beauftragtes

Ingenieurbüro Schallmessungen durchgeführt

und Empfehlungen abgegeben, wo

Schallisolierungen angebracht werden

sollten. Sämtliche Abdampfleitungen seien

daraufhin vorbeugend isoliert worden.

„Wir werden die Turbinenrevision so gewissenhaft

wie nötig und so schnell wie

möglich durchführen“, bekräftigt MH-

KW-Chef Kai Störkel. Alle betroffenen bitte

EEW: Turbinenrevision im MHKW Göppingen.

Ansicht innerhalb der Anlage.

er um Verständnis, sollte es trotz aller

Lärmminderungsmaßnahem zu laut werden.

Verläuft alles nach Plan, wird die

frisch überholte Turbine dann wieder ihren

Dienst verrichten und den Generator zur

Stromerzeugung antreiben.

Das MHKW Göppingen ist Teil der EEW

Energy from Waste-Gruppe. EEW Energy

from Waste (EEW) ist ein in Europa führendes

Unternehmen bei der Thermischen Abfall-

und Klärschlammverwertung. Zur

nachhaltigen energetischen Nutzung dieser

Ressourcen entwickelt, errichtet und

betreibt das Unternehmen Verwertungsanlagen

auf höchstem technologischem Niveau

und ist damit unabdingbarer Teil einer

geschlossenen und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.

In den derzeit 17 Anlagen

der EEW-Gruppe in Deutschland und im

benachbarten Ausland tragen 1.250 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

(213210913)

EDF submits a non-binding

preliminary offer to the Polish

Government for the construction

of 4 to 6 EPR reactors in Poland,

with a total capacity

of 6.6 to 9.9 GWe

(edf) On 13 October 2021 EDF submitted a

non-binding preliminary offer to the Polish

government for the supply contract of Engineering,

Procurement and Construction

(EPC) activities for four (4) to six (6) EPR

reactors in Poland, representing respectively

Raoul Ammenhäuser, a total Elektromeister, installed EEW Energy capacity from Waste Göppingen of 6.6 GmbHto 9.9

GWe across two (2) to three (3) sites.

This

Ergänzende

preliminary

Daten

offer covers all key parameters

of the programme such as plant

Inbetriebnahme 1975

Inbetriebnahme Ersatzlinie 1998

configuration, Gesamtinvestitionen industrial 75 Mio. scheme, Euro plans for

168.000 Tonnen/Jahr

Kapazität

the development of the im local 3-Jahres-Durchschnitt supply chain,

Anzahl Verbrennungslinien 1

cost estimate and schedule.

Speichervolumen Abfallbunker

6.400 Kubikmeter ≈ 3.200 Tonnen

Heizwertbereich des Abfalls

9 - 11 Megajoule/Kilogramm

The offer aims at meeting the objectives

87.000 Megawattstunden/Jahr

Stromerzeugung

of the Polish Nuclear ≈ Power 25.000 Haushalte Programme

Fernwärmeerzeugung

51.000 Megawattstunden/Jahr

(PPEJ) adopted by the Polish government

in October 2020. It aims at setting the principles

for a Polish-French strategic partner-

7

ship framework in support of Poland’s ambitious

energy transition plan, aligned with

the European carbon neutrality target.

This EPR-based nuclear programme

would bring numerous benefits to the Polish

economy, contributing to the country’s

energy independence, providing electricity

for at least 60 years and satisfying up to 40

% of the Polish current electricity demand.

It would significantly contribute to the

path towards net-zero by avoiding up to 55

million tons of CO 2 emissions1 per year,

thanks to a safe, reliable, dispatchable and

CO 2 -free energy source.

The EPR-based programme would also

provide significant long-term growth opportunities

to the Polish industry thanks to

EDF’s experience in supporting the development

of local supply chains. EDF’s approach

aims to embark local businesses on

a significant scale, support the development

of local industrial capabilities and

highly qualified jobs. It is estimated that

approximately 25,000 local jobs per twin of

EPR could be created during the construction

phase, as well as tens of thousands of

indirect jobs.

Finally, the programme would benefit

from significant synergies with other EPR

projects across Europe, in the spirit of a

long-term European partnership between

the Polish and French nuclear industries.

EDF is committed to partner for the Polish

Nuclear Power Programme since its inception,

with the full support of the French

government.

LL

www.edf.com (213210919)

15


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

EDF Group and AME finalise

financing for Chile‘s largest

solar plant

(edf) On 30 September, EDF Group and its

Chilean partner AME, in a 50/50 joint

venture, finalised the financing of Chile‘s

largest solar plant with a capacity of 480

MW. With this project, which is emblematic

of Chile‘s energy transition, the EDF

Group is strengthening its position in a

country with strong potential in terms of

renewable energy.

Located in the Antofagasta region, in the

Atacama Desert, the CEME1 solar power

plant will be the largest in the country in

terms of installed capacity. Benefiting

from exceptional levels of solar irradiation,

it will be able to supply around

400,000 Chilean homes while avoiding

the emission of 280,000 tonnes of CO 2 per

year. The solar park will consist of 860,000

photovoltaic modules and will cover approximately

400 hectares, the equivalent

of 370 football fields.

This project is fully in line with Chile‘s energy

transition, which aims to gradually

move away from its dependence on coal by

developing large-scale renewable projects

backed up by gas-fired power stations to

ensure continuity of supply. Hence, the financing

plan built by the two industrial

partners will also allow for the conversion

of an old diesel power plant into a gas power

plant.

The project, for a total amount of USD 980

million, is based on equity financing provided

up to 20% by EDF and AME, and in debt

up to 80% provided by a banking pool.

Construction work is expected to begin in

late 2021 for commissioning in 2023

With this project, the EDF group is significantly

strengthening its positions in Chile, a

country where the Group is already well established,

particularly in the renewable sector

with an installed capacity of 376 MW.

Philippe Castanet, EDF‘s Director for the

Americas, said: “Five years after the inauguration

of our first solar park – at the time

the most powerful solar power plant in

Chile – we are proud to announce a new

record. The signing of the financing contract

for this hybrid gas and solar project is

a concrete example of the EDF Group‘s ambition

to share and develop its multi-business

expertise internationally, particularly

in Chile where the government‘s objective

is to achieve 75 % renewable energy by

2030 and 95 % by 2050.”

About EDF in Chile : EDF is present in

Chile since 2014 with the objective to help

the country in its transition towards a carbon-free

and sustainable energy future.

The main projects in Chile are:

• Bolero solar plant (146 MWp): jointly

owned by EDF Renewables Chile and

Marubeni, its Japanese partner. Its

annual output equates to the power

used by 191,000 Chilean households

over a one-year period. It comprises

475,000 photovoltaic modules equipped

with trackers to follow the course of the

sun. It covers an area of more than 500

hectares. Located in the Atacama

Desert, the Project benefits ofthe

world’s highest levels of solar

irradiance.

Cabo Léones: 115-MW wind farm jointly

and equally owned by EDF Renewables

Chile and the Spanish developer of renewable

energy facilities, Ibereólica. It is located

on the coast in northern Chile’s Atacama

region and comprises 55 turbines, each

with a capacity of 2.1 MW.

Santiago Solar: 115-MWp solar park located

50 km to the north of the country’s

capital, right at the heart of Chile’s most

densely populated energy-consumption

area. Comprising approximately 400,000

modules, it covers an area of more than

200 hectares. Its annual output equates to

the power used by 90,000 Chilean households.

The facility is jointly and equally

owned by EDF Renewables Chile and AME.

Flexible power generation capacities (gas

and peak), comprising: Nueva Renca, a

combined cycle natural gas (379 MW),

then three peak combustion turbines: Los

Vientos (132 MW), Santa Lidia (139 MW)

and Renca (100 MW), assets jointly controlled

with AME.

LL

www.edf.com (213210921)

EDP in global task force

to invest over 400 billion in

sustainable development

• CFO committee created to drive

Sustainable Development Goals rolls

out campaign to bring more companies

together around the UN sustainability

goals. EDP is the only Portuguese

company in the group at CFO level.

(edp) The UN Global Compact CFO Task

Force for SDGs, a global committee of chief

financial officers created to drive Sustainable

Development Goals (SDGs), has

pledged to invest more than €400 billion to

help achieve the goals set by the United Nations

(UN). EDP, represented by Rui Teixeira,

is the only Portuguese company at this

level of the committee, which will kick off

with a campaign at this week‘s UN Global

Compact event to gather more support for

sustainable finance policies.

Created in 2019, this committee currently

brings together the CFOs of about 60 major

companies, which have now decided to

ramp up their SDG efforts by agreeing to

invest € 420 billion over the next five years.

They have also decided to link close to

50 % of all corporate funding to sustainability

performance, with plans to issue

hundreds of billions in new sustainable finance

instruments, including SDG bonds.

These commitments are only a starting

point, as the committee‘s most important

challenge is the full integration of UN SDG

goals into corporate finance.

Against the backdrop of next week‘s UN

Global Compact event, the task force –

which boasts an overall market cap of more

than €1.4 billion – is set to roll out a coordinated

campaign with the aim of persuading

hundreds of companies to adopt similar

strategies in the coming years. Only thus

will it be possible to create a financial structure

to ensure compliance with the SDGs.

The World Bank estimates that the global

business sector allocates almost €15 billion

each year to corporate investments, and

the goal of the CFO Task Force is to substantially

increase the percentage allocated

to sustainability projects. The UN estimates

that it will take € 2.5 to € 4.3 billion every

year to achieve the SDGs by 2030. And this

committee of global financial officers believes

that if this campaign is successful in

mobilizing more CFOs and their companies

for this common effort, it will be possible to

obtain the necessary investment for areas

such as sustainable infrastructure, renewable

energy, water, health, food and agriculture,

and decent work.

“With its involvement in the UN Global

Compact CFO Task Force for SDGs, EDP is

reaffirming its clear, unequivocal commitment

to sustainability and, in particular,

decarbonization. The group was one of the

first to invest in renewable energy and continues

its efforts to build a more sustainable

future for all, in which the UN SDGs

play a crucial role. In this context, our financial

policy is increasingly aligned with

the ambitious energy transition targets we

have set for ourselves,” says the CFO of

EDP, Rui Teixeira.

The CFO Task Force is one of the various

UN Global Compact initiatives taking place

this week for which EDP has been invited.

Over the next few days, this UN-sponsored

global conference will bring together heads

of state, corporate leaders, experts and UN

representatives to debate climate change,

social inequalities, and the need to build a

fairer, more equitable world based on international

cooperation. In addition to this

intervention, EDP will participate in the

meeting by presenting some of its most relevant

sustainability projects and commitments

and by taking part in top-level climate

action discussions.

LL

www.edp.com (213210923)

16


VGB PowerTech 10 l 2021

SAVE THE DATE

Members´News

EDP Carregado power plant to

use an innovative robot system to

demolish the three chimneys

(edp) The decommissioning of the deactivated

thermoelectric plant is set to enter its

final stage, using an innovative system to

demolish three 100-meter-high structures.

The process will take about two months.

The demolition of the three iconic chimneys

at EDP‘s old thermoelectric plant in

Carregado is about to enter its last stage

before vanishing from the landscape they

have dominated over the past 50 years.

This is yet another step towards the decommissioning

of this fuel oil plant, as well as

an important contribution to the group‘s

decarbonization strategy.

Over the next two months, these 100-meter-high

concrete structures will be demolished

by means of a system involving a remote-controlled

robot. The demolition

process will use a long-range hydraulic arm

with multipurpose scissors to break and

knock down the three chimneys, one by

one. This operation follows the first phase

of the process, in which the robot – suspended

on a crane at about 110 meters

from the ground – removed the materials

inside the chimneys over a period of three

and a half months.

This innovative chimney demolition process

has replaced traditional methods involving

explosives (as in the recent demolition

of the two chimneys at EDP‘s Setúbal

plant) or mechanical interventions. In both

phases, both inside and outside, the work is

controlled remotely through a camera on

top of a crane, making it possible to monitor

all the robot‘s movements. This new method

therefore protects the safety of workers

and nearby structures while reducing the

demolition‘s environmental impact.

Deactivated in 2010, after 42 years in operation,

this former fuel oil plant has now

reached its final decommissioning phase.

Once the demolition of the three chimneys

has been completed, the remaining buildings

will be razed to the ground and, following

an evaluation of the soil‘s condition,

the site will be leveled. As in previous operations,

the materials resulting from the

plant‘s demolition process – such as metal,

plastic, etc. – will be sent for recycling.

With six 125 MW fuel oil units working

24 hours a day, Carregado Plant was quite

innovative back in its day and significantly

helped create jobs and drive the region‘s

economy. In 1997 it became the first plant

in Portugal to transition to natural gas,

with two generator groups being repurposed

to burn this more sustainable alternative.

Carregado Plant was decommissioned at

a time when electricity production was becoming

increasingly dependent on renewable

energy sources and the sector was

live &

online

vgbe Basisseminar

Basics

Wasser chemie im

Kraftwerk 2022

22./23 Februar 2022

Der Betrieb von Kraftwerksanlagen

kann durch chemisch bedingte Probleme

im Bereich des Wasser-Dampf-

Kreislaufs negativ beeinflusst werden.

Daher ist es wichtig, die grundlegenden

Zusammenhänge zu kennen und die

chemische Fahrweise entsprechend

der betrieblichen Belange einzustellen.

KONTAKT

Konstantin Blank

e konstantin.blank@vgbe.energy

t +49 201 8128-214

VGB PowerTech e. V.

VGB PowerTech Service GmbH

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland

be inspired www.vgbe.services

17


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

inauguration, that took place today, was

attended by the group‘s executive president,

Miguel Stilwell d‘Andrade, Rodrigo

Garcia, deputy governor of the State of São

Paulo, and Cassiano Quevedo Rosas de Ávila,

under State Secretary for Energy and

Mining.

The solar complex, comprising five parks,

will have an annual production capacity of

547,000 MWh, distributed over nearly

600,000 photo-voltaic panels. The annually

generated energy will be enough to supply

a city with over 750,000 inhabitants.

The photo-voltaic park has a strong impact

on the region‘s socio-economic development,

as it contributes sustainability to

job creation: it has generated 1500 thousand

jobs, more than half (56 %) at the regional

level. And it is also fully in line with

the ambitious energy transition commitments

assumed by EDP, estimating that it

will avoid the emittance of more than 150

tons of CO 2 , annually.

“Pereira Barreto represents the company‘s

bet on diversification, in this case, in

photo-voltaic solar energy. Brazil is a key

market for the realization of our Business

Plan. The expectation is even to inaugurate,

in the medium and long term, other

similar projects in the region, generating

even more jobs and contributing to the environments‘

health. We want to change tomorrow,

today”, says Miguel Stilwell d‘Andrade,

Executive President of EDP and EDP

Renováveis.

The company that will commercialize the

green energy of this large solar project will

be EDP Brasil (ENBR3), through its distributor,

the third-largest private trader and

the largest retail trader in the Brazilian

market.

This new EDP Renováveis park materializes

another step in the solid path that the

group has been following, for over a decade,

in favor of sustainable alternatives

that guarantee the decarbonization of the

planet. EDP is committed to being an active

and effective voice in this field, betting on

renewable projects, but also promoting the

needed collective effort to build a greener

future for all. It is in this context that it will

reach COP 26, which will start at the end of

this month, with the even stronger ambition

of being a leader in the energy transition.

LL

www.edp.com (213210927)

EDP and Repsol enter an

agreement to implement

renewable hydrogen projects in

the Iberian Peninsula

EDP Carregado power plant to use an innovative robot system to demolish the three chimneys

adopting more sustainable alternatives.

EDP thus maintains the ambition of leading

the energy transition process by creating

value, with an investment plan focusing

on renewable energies and the

strengthening of electricity grids, and remains

firmly committed to its sustainability

targets: abandoning coal-based production

by 2025, reducing specific CO 2 emissions

by 98 %, and becoming a fully green

company by 2030.

Carregado Plant in numbers

• 1964 commencement of construction

• 1968 first generator groups begin

operating

• 1997 repurposing of two generator

groups from fuel oil to natural gas

• 2010 end of the plant‘s lifespan and

deactivation

• 6 generator groups with 125 MW each

• 28.5 tonnes/hour of fuel oil burned by

each group

• 3 100-meter-high chimneys

LL

www.edp.com (213210925)

EDP inaugurates in Brazil the

group‘s largest solar complex

(edp) EDP Renováveis project, located in

the State of São Paulo, has a 252 MWdc installed

capacity and allowed for the creation

of 1500 jobs. The inauguration held

today was attended by the group‘s executive

president, Miguel Stilwell d‘Andrade.

Today, EDP inaugurated its largest solar

park in Brazil. With an installed capacity of

252 MWdc, the EDP Renováveis complex, a

subsidiary of the group and the fourth-largest

producer of clean energy in the world,

is located in Pereira Barreto, in the State of

São Paulo.

This project will thus be the largest ever

developed, built, and operated by EDP, being

the fifth largest solar park in Brazil. The

• The agreement focuses on the

assessment of investment opportunities

for the two companies in renewable

hydrogen projects across Portugal and

Spain. Sines, Asturias and the Basque

Country are the first planned locations.

(edp) EDP, through its subsidiary EDP Renewables

(EDPR), the fourth largest producer

of renewable energy in the world,

and Repsol, the multienergy company,

leading the mobility and industrial sector in

the Iberian Peninsula, are set to work together

to assess new investment opportunities

in renewable hydrogen projects across

the Iberian Peninsula. The memorandum of

understanding – signed by the Chief Executive

Officers of the two companies, Miguel

Stilwell d’Andrade and Josu Jon Imaz, at

the Spanish Embassy in Lisbon this week –

marks the beginning of talks between the

two parties to implement renewable energy

projects in the Iberian Peninsula.

The agreement recognizes three potential

locations for further assessment, one in

Portugal and two in Spain. In the first case,

the plan is to exploit renewable hydrogen

production in Sines, taking advantage of

the complementarity between Repsol‘s operations

at the same location through its

industrial complex – as a potential renewable

gas user – and EDP‘s role as an energy

supplier.

Two projects have been identified in

Spain. One of them, headed by EDP, is the

Aboño project, which aims to create a ‚Hydrogen

Valley‘ in Asturias – one of the

mainstays of the energy transition plan designed

for this province. Repsol leads the

project in the Basque Country, also with a

large-scale electrolyzer, as part of the

‚Basque Hydrogen Corridor‘ project.

In identifying these initial projects, the

two companies are ramping up their interest

in exploring synergies for the management

and operation of renewable hydrogen

projects in the Iberian Peninsula, in a

period of energy transition in which collaboration,

not only between companies, but

also between the public and private sectors,

will be decisive.

18


VGB PowerTech 10 l 2021

Members´News

In order to become carbon neutral and a

fully green company by 2030, EDP has

been investing in renewable energy (namely

renewable hydrogen) projects in various

regions, thus making a decisive contribution

to decarbonizing the industry and accelerating

the energy transition process in

sectors of the economy where it is particularly

difficult to reduce emissions. To

achieve this goal, working with other major

companies and industrial partners is absolutely

crucial.

For Miguel Stilwell d’Andrade, Chief Executive

Officer of EDP, “this partnership

represents a great opportunity to promote

decisive projects in the area of renewable

hydrogen in Iberia. By joining the best

knowledge, teams and experience of two

major companies, which also share ambitious

sustainability goals, I am confident

that we will be contributing to a faster and

more efficient energy transition”.

Repsol was the first company in its sector

to commit to become a net zero emissions

company by 2050 and hydrogen will be a

key lever to transform its industrial complexes

into multi-energy hubs. Repsol aims

to lead renewable hydrogen production in

the Iberian Peninsula and play a leading

role in Europe with the target of having an

equivalent capacity of 552 MW by 2025

and 1.9 GW by 2030.

According to Josu Jon Imaz, Chief Executive

Officer of Repsol, “this agreement will

bring together the complementary capabilities

of two major companies to accelerate

the decarbonization of the Spanish and

Portuguese economies. The synergies and

the will to create value in the production

and commercialization of renewable hydrogen

will help to develop an emerging

market that still has technological and regulatory

challenges.”

This is not the first time that EDP and

Repsol work together. The two companies

are partners in the Windfloat Atlantic project

– continental Europe‘s first floating offshore

wind farm, located off the coast of

Viana do Castelo. The Spanish multinational

owns a 13.6% stake in the project,

which is led by Ocean Winds – a joint venture

created by EDPR and Engie.Other

wind energy production projects, such as

the offshore parks of Inch Cape or MORL,

both in the UK, were also driven by a partnership

between the two companies.

LL

www.edp.com (213210928)

Energie AG und Energy Globe

präsentieren die besten

österreichischen Umweltprojekte

(e-ag) Der sorgsame Umgang mit der Umwelt

und den vorhandenen Ressourcen sowie

das Bekenntnis zum ökologischen,

nachhaltigen und effizienten Wirtschaften

gehören zu den Leitlinien der Energie AG

Oberösterreich. Von Beginn an unterstützt

das Unternehmen aus diesem Grund den

Energy Globe, den Nachhaltigkeitspreis,

der diesen Anspruch in höchstem Maße erfüllt.

Der Energy Globe ist untrennbar mit den

Themen Energieeffizienz und Nachhaltigkeit

verbunden. Er gilt weltweit als der bedeutendste

Preis in diesem Bereich und

wurde von der Energie AG von Beginn an

unterstützt. Nachhaltigkeit, Energieeffizienz

und Ressourcenschonung zählen zu

den strategischen Leitplanken des Unternehmens,

der Ausbau von Erneuerbaren

Energien ist ein weiterer.

22. Energy Globe-Verleihung

wieder digital

Seit vielen Jahren rückt die Verleihung

des Energy Globes wichtige Energie-Themen

in den Mittelpunkt des öffentlichen

Interesses. Heuer wird die Auszeichnung

bereits zum 22. Mal vergeben. Die Verleihung

findet wie im vergangenen Jahr online

statt.

Die Qualität und Vielfalt der eingereichten

Projekte schlagen auch heuer wieder

alle Rekorde. Schon die Vorausscheidungen

in allen Bundesländern zeigten, wie

hier von kreativen und umweltbewussten

Menschen und Unternehmen Lösungen für

die Umwelt in Form von Best Practice und

Geschäftsmodellen umgesetzt werden.

Österreichweit wurden ca. 300 Umweltprojekte

aus allen Lebensbereichen eingereicht,

weltweit waren es heuer knapp

2.900 Umweltprojekte aus 187 Ländern.

Vergeben wird der Energy Globe Award

in den Kategorien Erde, Feuer, Wasser, Luft

und Jugend sowie in den Sonderkategorien

Nachhaltige Gemeinde und Massiv-Ökologisch.

„Die Themen Energieeffizienz und Nachhaltigkeit

sind aktueller denn je. Die Energie

AG ist von Beginn an Partner und Unterstützer

dieser Initiative“, so Werner

Steinecker.

Energie AG Oberösterreich als

Schrittmacher in die Energiezukunft

„Eine innovative Produktwelt rund um

Strom, Gas, Wärme und Telekom aus einer

Hand – das ist unser Angebot für unsere

Kunden. Wir punkten aber auch mit regionaler

Stärke. Mit dem Ausbau Erneuerbarer

Energiequellen leisten wir zudem einen

wichtigen Beitrag zur Energiewende und

unterstützen so aktiv die Erreichung der

ambitionierten, politischen Ziele“, beschreibt

Energie AG-Generaldirektor Werner

Steinecker die Ausrichtung des Unternehmens.

Auf Erzeugungsseite bekennt sich die

Energie AG seit Jahren zu einer nachhaltigen

Energieversorgung – für jetzige und

zukünftige Generationen. Ziel des Unternehmens

ist es, durch nachhaltige strategische

Entscheidungen die Vorgaben des aktuellen

Regierungsprogramms zu erfüllen,

das unter anderem eine zu 100 % (national

bilanziell) aus erneuerbaren Energiequellen

gespeiste Stromversorgung bis 2030

vorsieht. Dazu ist die Umsetzung einer Reihe

von Kraftwerksprojekten in den Bereichen

Wasserkraft, Photovoltaik und Windkraft

in Planung. Diese Vorhaben stellen

einen erheblichen Beitrag zur erneuerbaren

Stromerzeugung dar und werden vorwiegend

in Oberösterreich realisiert. Die

Energie AG trägt damit zur Erreichung der

Klimaneutralität und Versorgungssicherheit

für die Zukunft bei.

„Wir waren und sind immer Frontrunner

bei der Einführung neuer Technologien gewesen,

das ist Teil unserer Unternehmensgeschichte“,

sagt Steinecker. Das betrifft

die Nutzung und Weiterentwicklung neuer

Techniken, aber auch die Beratung der

Kunden, die Entwicklung von Produkten

und Serviceleistungen und vor allem auch

die Sensibilisierung für Energieeffizienz,

saubere Energie und innovative Angebote.

Die Energie AG ist Allrounder im Bereich

einer nachhaltigen Energieversorgung.

Ging es in der Vergangenheit insbesondere

um die Versorgungssicherheit, steht heute

der Umbau des Energiesystems auf Erneuerbare

im Mittelpunkt. Der Fokus liegt auf

den Bereichen Wasserkraft, Windenergie

und Photovoltaik.

Aktuell sind im Bereich Wasserkraft drei

Projekte zum Erreichen dieser Ziele vorgesehen:

• Wasserkraftwerk Dürnau:

Der Neubau wurde im September

eröffnet, die Leistung wurde um

das Dreifache erhöht

• Neubau Kraftwerk Weißenbach/

Bad Goisern

• Ersatzneubau Traunfall/Roitham

Im Bereich der Windenergie stellt die Erweiterung

um 200 GWh ab 2025 aufgrund

der oberösterreichischen Topografie einen

sehr anspruchsvollen Ausbaupfad dar und

erhöht um rd. 500 % die gegenwärtige Erzeugung

aus Wind.

Der Photovoltaik-Ausbau soll einerseits

durch PV-Eigenanlagen erfolgen, vorwiegend

auf vorgenutzten Flächen wie Deponien,

Altlastenflächen sowie in stillgelegten

Bergbaugebieten, andererseits durch

PV-Contracting-Anlagen auf Dächern im

Gebäudebereich. Die Energie AG geht damit

im Einklang mit der „OÖ Photovoltaik

Strategie 2030“ vor, welche prioritär PV

auf Gebäuden und anders kaum zu nutzenden

Freiflächen vorsieht. Bis 2030 soll auf

diese Weise die unternehmenseigene Sonnenstromproduktion

um über 1.500 % gegenüber

dem Status quo erhöht werden.

SolarCampus Eberstalzell verdoppelt PV-

Fläche und vervierfacht Leistung

Seit 2010 liefert Österreichs größte Photovoltaik-Forschungsanlage

– der SolarCampus

in Eberstalzell – umweltfreundlichen

Strom aus der Sonne. Die bestehende Anla-

19


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

ge wird seit September 2021 durch eine

zweite, technisch unabhängige Anlage ergänzt.

Die neuen Module werden dabei

zwischen den Reihen der Bestandsanlage

montiert, sodass die vorhandene Grundstücksfläche

vollständig zur Stromerzeugung

genutzt wird. Durch den Einsatz von

deutlich leistungsfähigeren Modulen und

einer optimierten Aufstellung, verbessert

die neue Anlage die Leistung auf 4,32 MWp

vervierfacht werden, d.h. es kann ein

CO 2 -Jahresausstoß von bis zu 4.000 Tonnen

eingespart werden. Der SolarCampus

versorgt künftig statt 300 etwa 1.200 Haushalte

mit Sonnenstrom. Das sind mehr

Haushalte, als es in der Gemeinde Eberstalzell

gibt. Das Projekt soll noch 2021 in Betrieb

gehen. Es werden ca. 2,3 Millionen

Euro in die Erweiterung investiert.

Auch die Unterstützung für Endkunden

im Bereich Photovoltaik wird mit innovativen

Angeboten, wie dem PV-Super Deal

oder der E-Fairteiler-App fortgesetzt.

Neben dem Ausbau der Wasserkraft, der

Windenergie und der Photovoltaik braucht

die Energiewende aber vor allem auch

Speicherkapazitäten, um die volatile Stromerzeugung

aus Sonne und Wind ausgleichen

zu können. Hierbei spielt das Kraftwerk

Timelkam im Rahmen des Engpassmanagements

bzw. als Netzreserve eine

entscheidende Rolle. Für die kurzfristige

Flexibilitätsbereitstellung, welche z.B.

durch Prognoseungenauigkeiten über das

tatsächliche Windangebot bzw. die Sonneneinstrahlung

eintreten, verfügt die Energie

AG über ein baureifes Pumpspeicherkraftwerksprojekt

in Ebensee. Mit dem

Beschluss das Vorprojekt zu starten, wurde

erst kürzlich die Umsetzungsphase des

Kraftwerksprojektes eingeleitet.

Ebensee: Eine grüne Batterie für

Oberösterreichs Energiezukunft

Das Kraftwerk ist als Kavernenkraftwerk,

am Fuße des großen Sonnsteins, mit einer

reversiblen Pumpturbine geplant. Als

Oberwasserspeicher ist im Rumitzgraben

ein ca. 60 m hoher Naturschüttdamm vorgesehen.

Als Unterwasserspeicher dient

der Traunsee. Die Energieableitung zur bestehenden

110-kV-Freileitung Steinkogl –

Gmunden erfolgt über einen getrennten

Energieableitungsstollen mittels einer gesonderten

110-kV-Ausleitung und einem

eigenen Schaltwerk. Die Genehmigungen

für den Netzanschluss liegen vor.

Das geplante Kraftwerk mit einer Fallhöhe

von fast 500 Metern und einem Speicherinhalt

von 1,32 Millionen Kubikmetern

verfügt über eine Leistung von rund 170

Megawatt. Der Speicherinhalt ermöglicht

eine Betriebszeit zur Stromerzeugung von

10 Vollaststunden. Die reine Bauzeit beträgt

rund 4 Jahre.

Es wird mit einem Investitionsvolumen

von rund 235 Millionen Euro die größte

Einzelinvestition in der Geschichte der

Energie AG sein.

Energy Globe Austria Wolfgang Neumann (Energy Globe), Generaldirektor Werner Steinecker.

© Energie AG/Hermann Wakolbinger

Der Kunde im Fokus auf dem Weg zur

nachhaltigen Energiewende

Die Energie AG bietet ihren Kunden seit

vielen Jahren Unterstützung von energieeffizienten

oder innovativen Anwendungen

durch Förderungen. Beispielhaft für

diese Maßnahmen sind:

• Der online-Heizungsberater „HEINZi“

unterstützt beim Heizungstausch und

hilft mit zielgerichteten Informationen

zu möglichen Bundes- und

Landesförderungen.

• Der „PV-Kalkulator“ berechnet für den

Kunden die Wirtschaftlichkeit und Dimen

sionierung einer eigenen PV-Anlage

und setzt damit den ersten Schritt zur

Umsetzung der eigenen Anlage.

• Die App „E-Fairteiler“ ermöglicht den

selbst produzierten Strom innerhalb

von Gruppen weiter zu geben (peer-topeer

Handel). Dadurch können auch

Kunden, die keine Möglichkeit für eine

eigene Anlage haben, lokalen

Photovoltaik-Strom beziehen.

• Projekt „e-waste-box“: Es werden

kundenfreundliche Sammelpunkte

aufgebaut, um bisher nicht gesammelte

Elektroaltgeräte, die z.B. bisher im

Hausmüll landeten, in die Verwertung

umzulenken.

Energieversorgern stehen

herausfordernde Zeiten bevor

Die Transformation unseres Energiesystems

ist bereits in vollem Gange. Mit dem

Erneuerbaren-Ausbau-Gesetzespaket wurde

im Juli 2021 nun auch eine rechtliche

Grundlage für das Erreichen des „100 %

Erneuerbaren Strom“-Ziels bis 2030 geschaffen.

In den kommenden neun Jahren

soll auf diese Weise 50 % mehr Ökostrom

erzeugt werden als bisher.

Das ambitionierte Ziel bietet zahlreiche

Chancen – in etwa Marktfördermodelle für

PV-Anlagen auf bereits vorgenutzte Gebieten,

wie Deponien und Altlastenflächen –

birgt aber auch diverse Risiken und Hürden

für Energieversorgungsunternehmen.

„Um die ambitionierten Energie- und Klimaziele

zu erreichen, sind mehr Pragmatismus

und Technologieoffenheit anstelle

bürokratischer Gesetze und Verbote gefragt.

Außerdem wird die Verfügbarkeit

von qualifizierten Fachkräften entscheidend

für das Gelingen der Energiewende

sein“, so Werner Steinecker.

LL

www.energyglobe.at

www.energieag.at (213210932)

enercity: Klimaneutrale Wärme

sorgt für kühle Köpfe in der

HafenCity

• enercity liefert nun auch klimafreundliche

Kälte in der Hamburger HafenCity

• Neues Schulungszentrum zweier

Berufsgenossenschaften in der

HafenCity bezieht als erstes Gebäude

Kälte von enercity

• Kälte für die Gebäudeklimatisierung

entsteht aus nahezu CO 2 -freier

industrieller Abwärme von Aurubis

(enercity) Im Sommer kühl, im Winter

warm – und immer mit nachhaltiger Energie:

In der östlichen HafenCity wird bald das

erste Gebäude neben klimaneutraler Wärme

auch Kälte von enercity contracting beziehen.

Die Berufsgenossenschaft für Gesundheitsdienst

und Wohlfahrtspflege

(BGW) und die Verwaltungs-Berufsgenossenschaft

(VBG) errichten bis 2023 ein gemeinsames

Schulungs- und Präventionszentrum

in der Hamburger HafenCity mit einem

innovativen Gebäudeklima-Konzept.

In dem modernen Neubau werden etwa 180

Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter der beiden

Berufsgenossenschaften dauerhaft arbeiten

sowie jährlich 30.000 bis 35.000 Seminar-

und Veranstaltungsgäste Bildungs-

20


VGB PowerTech 10 l 2021

SAVE THE DATE

Members´News

angebote wahrnehmen. In dem über 60

Meter hohen Turmbau ist außerdem ein

Hotel für die Tagungsgäste integriert.

Neue Komponente für

Energiekonzept der HafenCity

Damit alle in dem Gebäude auch im Sommer

wohltemperiert arbeiten, übernachten

und den Vorträgen mit kühlem Kopf folgen

können, stellt enercity energieeffizient Kälte

für die Gebäudeklimatisierung bereit. In

der kälteren Jahreszeit sorgt enercity wiederum

für die angenehme Wärme. Die

Grundlage der klimafreundlichen Wärmeund

Kälteversorgung ist die nahezu CO 2 -

freie industrielle Abwärme des Multimetallproduzenten

Aurubis. Diese erste klimafreundliche

Kältelieferung in der HafenCity

ist im Frühjahr 2023 geplant.

Das anspruchsvolle Energiekonzept des

nachhaltigen Stadtteils HafenCity wird damit

um eine weitere technische Komponente

bereichert. Geschäftsführer Giselher

Schultz-Berndt von der HafenCity Hamburg

GmbH zeigt sich deshalb erfreut über

den Neubau in der HafenCity mit klimafreundlicher

Kälteversorgung: „Der Klimawandel

macht CO 2 -freies Kühlen in Städten

zum Thema. Wir freuen uns, dass in der

östlichen HafenCity fast CO 2 -freie industrielle

Abwärme durch enercity zum Einsatz

kommen kann.“

vgbe Workshop

Materials and Quality

Assurance 2022

with Technical Exhibition

4/5 May 2020

Schloss Paffendorf, Germany

enercity: Klimaneutrale Wärme sorgt für kühle

Köpfe in der HafenCity

Energieeffiziente Kälteerzeugung

Durch den Einsatz einer sogenannten Absorptionskälteanlage,

welche die klimafreundliche

Fernwärme in Kälte umwandelt,

wird im Vergleich zu anderen Kälteerzeugungskonzepten

deutlich Strom gespart.

Im Gegensatz zu einem elektrisch

betriebenen Kompressor wird bei einer

Absorptionskälteanlage Wärme eingesetzt,

um das Kältemittel zu verdampfen. Konventionelle

Kältebereitstellung erfolgt

selbst in Neubauten allein durch Kompressionskälteanlagen

und benötigt deutlich

mehr elektrische Energie. In dem Neubau

der beiden Berufsgenossenschaften in der

HafenCity soll eine innovative Absorptionskälteanlage

vom Typ „Hummel“ zum

Einsatz kommen, die sich bei enercity contracting

bereits anderenorts bewährt hat

(siehe Fotos mit gelb-schwarzer Anlage).

„Industriewärme steht das ganze Jahr zur

Verfügung. Sie wird aber meist nur als

CONTACTS

Technical coordination

Jens Ganswind-Eyberg

Workshop

Diana Ringhoff

e vgbe-material@vgbe.energy

Exhibition

Steffanie Fidorra-Fränz

e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany

be informed www.vgbe.energy

21


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

Wärme zum Heizen und für Warmwasser

insbesondere in den kalten Jahreszeiten

genutzt. Die hier geplante Absorptionskältemaschine

kann Wärme in Kälte umwandeln,

sodass wir die industrielle Abwärme

nun auch im Sommer sinnvoll nutzen können“,

sagt Sascha Brandt, Vertriebsleiter

der in Hamburg ansässigen enercity contracting.

Der Strombedarf fällt um mindestens 50

Prozent geringer aus, denn beim enercity-Konzept

entstehen 80 Prozent der Kälte

aus Fernwärme sowie durch freie Kühlung,

die kalte Umgebungsluft nutzt. Lediglich

rund 20 Prozent Spitzenlastbedarf stammt

aus einer Kompressionskälteanlage. Letztlich

machen die Absorptionskälteanlage

und die freie Kühlung nur 30 Prozent der

Kälteanschlussleistung aus, obwohl sie mit

80 Prozent den Großteil der Kühlung übernehmen.

Technische Daten Kälteanlage

• Kälteanschlussleistung:

• 941 kW

• Voraussichtlicher Kältebedarf:

• 480 MWh/a

• Einsatz Fernwärme für Kälteerzeugung:

• 483 MWh/a

• Absorptionskältemaschine:

• Fabrikat Baelz, Typ Hummel

LL

www.enercity.de (213210936)

EnBW: Ausbildung im Cyberspace

und an der Werkbank

• EnBW weiht neuen Aus- und

Weiterbildungscampus in Karlsruhe

offiziell ein

(enbw) Nach rund zweijähriger Bauzeit

wurde auf dem EnBW-Gelände am Karlsruher

Rheinhafen der neue Aus- und Weiterbildungscampus

eingeweiht.

EnBW-Personalvorständin Colette Rückert-Hennen

begrüßte vor Ort unter anderem

Bürgermeister Dr. Albert Käuflein

sowie Vertreter*innen der Industrie- und

Handelskammer Karlsruhe und verschiedener

Berufsschulen.

In dem dreigeschossigen Multifunktionsgebäude

an der Fettweisstraße 42 befinden

sich auf einer Gesamtfläche von rund 3.900

Quadratmetern hochmoderne Werkstattbereiche,

Flächen für agiles Arbeiten sowie

Schulungsräume für rund 100 Auszubildende

und ihre Ausbilder*innen. „Wir setzen

bewusst auf die eigene qualifizierte

Berufsausbildung, um unseren Fachkräftebedarf

gerade für die technischen Berufe in

der Zukunft decken zu können. Karlsruhe

als offizieller Konzernsitz ist dabei für unsere

Ausbildung ein wichtiger Standort und

es daher nur logisch, dass wir hier einen

modernen Aus- und Weiterbildungscampus

aufgebaut haben“, so EnBW-Personalvorständin

Colette Rückert-Hennen. In dem

für rund 19 Millionen Euro errichteten

Campus werden Elektroniker*innen für Be-

Funkelnagelneu und frisch herausgeputzt: die elektrotechnische Werkstatt im Aus- und

Weiterbildungscampus der EnBW in Karlsruhe. (Foto: EnBW/ Andrea Fabry)

triebstechnik und Mechatroniker*innen

ausgebildet.

Das Gebäude teilt sich die Ausbildung mit

anderen Konzernbereichen. Im Erdgeschoss

sind die Werkstätten des benachbarten

Rheinhafen-Dampfkraftwerks Karlsruhe

(RDK) und die Mechanische Ausbildung

untergebracht. Im ersten Obergeschoss befinden

sich die Elektrowerkstätten sowie

Schulungs- und Verwaltungsräume. Das

zweite Obergeschoss gehört dem Zählerwesen

der Netze BW.

Werkbank und Cyberspace

Auf dem Campus trifft Tradition auf Innovation.

Denn sowohl Lötkolben und Feile

auf der einen Seite als auch „Augmented

und Virtual Reality“, 3D-Druck und Drohnen

auf der anderen Seite werden elementare

Bestandteile der Ausbildung sein. „Die

Digitalisierung unserer Ausbildung ist in

vollem Gange“, so Simone Friedrich, verantwortlich

im Konzern für Transformation

und Innovationen in der Ausbildung. In

modernen Lernwelten werden immer

mehr digitale Techniken und Medien genutzt,

um realitätsnah für die Arbeitswelt

und die Jobs von morgen zu trainieren.

Diese Erfahrungen im Cyberspace ergänzen

mehr und mehr das Erlernen grundlegender

Fertigkeiten an der Werkbank.

„Virtual Reality eröffnet uns ganz neue

Möglichkeiten“, erklärt Karsten Wagner,

Leiter Ausbildung und Business-Qualifizierung

bei der EnBW. So ließen sich unterschiedliche

Situationen simulieren und

trainieren, um die Auszubildenden praxisnah

auf ihre zukünftigen Einsatzbereiche

vorzubereiten.

Außer in Karlsruhe haben EnBW und Netze

BW auch in neue Ausbildungszentren in

Esslingen, Biberach und Tuttlingen investiert.

LL

www.enbw.com/unternehmen/

karriere/ausbildung-und-studium

www.enbw.com (213210956)

28 Megawatt-Solarpark der

EnBW in Maßbach eingeweiht

(enbw) Nach einem Jahr Bauzeit ist der Solarpark

nun fertig gebaut und wurde offiziell

eingeweiht. Thorsten Jörß, Leiter Projektentwicklung

Photovoltaik bei EnBW,

begrüßte vor Ort die Gäste, darunter auch

der Landrat des Landkreises Bad Kissingen

Thomas Bold und Markt Maßbachs Bürgermeister

Matthias Klement. Jörß erklärte,

dass für das Projekt ein langer Atem notwendig

war. Schon vor elf Jahren sollte der

Solarpark gebaut werden, damals unter der

Federführung von 1A-Solar. Es gab sogar

ein Aufstellungsbeschluss. Dann aber musste

das Projekt wegen planungsrechtlicher

Änderungen wieder auf Eis gelegt werden.

Bürgermeister Klement erinnerte sich daran,

wie Tim Morath, EnBW-Projektentwickler,

vor zwei Jahren auf ihn zukam mit den

Worten „jetzt kriegen wir´s hin“.

Anfang 2020 bekam die EnBW den Förderzuschlag

für eine 9,7 MW große Solaranlage

in Maßbach. Da der bewilligte Netzverknüpfungspunkt

an eine Hochspannungsleitung

(110.000 V) der Bayernwerk

Netz GmbH sehr weit entfernt lag, nutzte

die EnBW zusätzlich verfügbare Flächen

und vergrößerte das Projekt um weitere

18,3 MW – ohne Förderung.

Landrat Thomas Bold betonte, dass Gemeinden

bei den Erneuerbaren Energien

immer mehr eine Steuerungsfunktion

übernehmen müssen, indem sie zum Beispiel

entsprechende Flächen ausweisen.

Markt Maßbach habe das hier vorbildlich

gemacht, lobte er.

Zinsen vom Solarpark

Die EnBW bietet Bürger*innen aus den

Gemeinden Maßbach, Thundorf und Rannungen

n, sich finanziell zu beteiligen. Die

festverzinsliche Anlage über eine Laufzeit

von sieben Jahren wird mit jährlich drei

Prozent verzinst.

22


VGB PowerTech 10 l 2021

Members´News

Solarenergie für rund 8.800 Haushalte

Nach dem offiziellen Teil der Veranstaltung

bot das Unternehmen Führungen für

die Besucher*innen an. Etwa 100 Gäste

nutzten die Gelegenheit am Tag der Einweihung,

den Solarpark in Augenschein zu

nehmen. Rund 8.800 Haushalte kann der

Solarpark jährlich mit klimafreundlichem

Strom versorgen. Damit lassen sich rund

21.500 Tonnen CO 2 pro Jahr vermeiden. In

die ehemals intensiv landwirtschaftlich genutzte

Fläche – insgesamt 42 Hektar – säht

die EnBW nächstes Frühjahr heimisches

Saatgut ein. Hieraus soll sich ein artenreiches

Grünland entwickeln, das Heimat und

Nahrungshabitat vieler Tiere und Pflanzen

werden soll.

LL

www.enbw.com (213211002)

EnBW wird Kohle-Kraftwerksblock

RDK 7 in Karlsruhe bis Mitte 2022

zur Stilllegung anmelden

• Weiterer Schritt in Richtung

Klimaneutralität bis 2035 / Absicherung

der Beschäftigten durch Tarifvertrag

und Rahmenbetriebsvereinbarung

• Kohleausstieg bei der EnBW schreitet

voran – Block 7 des RDK in Karlsruhe

soll bald stillgelegt werden

(enbw) Die EnBW Energie Baden-Württemberg

AG wird bis spätestens Mitte 2022 den

Block 7 des Rheinhafen-Dampfkraftwerks

(RDK) zur Stilllegung anmelden und damit

den bisherigen Ausstieg aus der Kohle fortsetzen.

Der Aufsichtsrat hat dem Vorhaben

gestern zugestimmt. „Die geplante Stilllegung

ist ein weiterer konsequenter Schritt

zur Umsetzung der Nachhaltigkeitsziele der

EnBW“, erklärt Georg Stamatelopoulos,

Vorstand für Nachhaltige Erzeugungs-Infrastruktur

bei der EnBW. „Wir wollen bis 2030

die CO 2 -Emissionen um mindestens 50 Prozent

reduzieren und sie bis 2035 auf Netto-Null

senken. Seit 2013 haben wir uns bereits

von neun konventionellen Kraftwerksblöcken

getrennt und parallel die Wind- und

Solarenergie mit heute insgesamt 4.900

MW installierter Leistung ausgebaut.“

Bundesnetzagentur entscheidet

abschließend über Systemrelevanz und

Stilllegung

RDK 7 ist ein Steinkohle-Kraftwerksblock,

der 1985 mit einer elektrischen Leistung

von 517 Megawatt und bis zu 220 Megawatt

Fernwärmeleistung in Betrieb genommen

wurde. Die geplante Außerbetriebnahme

des Blocks wird bis spätestens

Sommer 2022 bei der Bundesnetzagentur

und dem zuständigen Übertragungsnetzbetreiber

angezeigt werden. Die Bundesnetzagentur

entscheidet nach Prüfung

durch den Übertragungsnetzbetreiber abschließend,

ob der Kraftwerksblock stillgelegt

werden kann oder zeitlich befristet

aufgrund von Systemrelevanz unter die

Netzreserveverordnung fällt. Im Rheinhafen-Dampfkraftwerk

befindet sich neben

Solarpark Maßbach: Der zweite Solarpark der EnBW in Bayern wurde heute eingeweiht. Vlnr.

Markt Maßbachs Bürgermeister Matthias Klement, Landrat des Landkreises Bad Kissingen Thomas

Bold und Thorsten Jörß, Leiter der Projektentwicklung Photovoltaik bei der EnBW

dem Block 7 noch der 2014 in Betrieb genommene

Block 8 zur Strom- und Fernwärmeerzeugung,

der von der Stilllegung

nicht betroffen ist.

Belegschaft bei Stilllegung abgesichert

Die Belegschaft am Standort Karlsruhe

wurde über die geplante Anmeldung zur

Stilllegung informiert. Wenn RDK7 endgültig

stillgelegt wird, greift für die 90

Mitarbeiter*innen am Standort eine Regelung,

die aktuell mit Verdi und den Betriebsräten

vereinbart wurde und den sozialverträglichen

Ausstieg aus der Kohleerzeugung

regelt. Sie besteht aus einem

Tarifvertrag für alle Beschäftigten des Arbeitgeberverbandes

der Elektrizitätswerke

Baden-Württemberg zum Kohleausstieg

sowie einer Rahmenbetriebsvereinbarung

für den EnBW Konzern. Die Vereinbarungen

reichen von einem Ausschluss

betriebsbedingter Kündigungen

über Maßnahmen zur Qualifizierung bis

hin zu Altersteilzeitmodellen. Sie gelten

für alle konventionellen Erzeugungsanlagen

der EnBW, sobald ein Steinkohleblock

endgültig abgeschaltet ist.

Hintergrund Netzreserveverordnung

Das Energiewirtschaftsgesetz und die

Netzreserveverordnung sehen vor, dass

vorläufige und endgültige Stilllegungen

mindestens 12 Monate vorher dem zuständigen

Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB)

und der Bundesnetzagentur (BNetzA) angezeigt

werden müssen. Der ÜNB prüft

dann in einem nächsten Schritt die Systemrelevanz

der Kraftwerke und legt in Abstimmung

mit der BNetzA die Dauer der

möglichen Systemrelevanz fest. Erst nach

Wegfall der Systemrelevanz können die

Kraftwerke außer Betrieb genommen werden.

Systemrelevante Kraftwerke dienen

bis zur Stilllegung als Netzreserve im Rahmen

der Netzreserveverordnung.

LL

www.enbw.com (213210959)

EnBW will Kraftwerk Altbach/

Deizisau bis 2026 kohlefrei und

langfristig klimaneutral machen

• Pläne für „Fuel Switch“ in den

Gemeinderäten vorgestellt

(enbw) Windräder und Solaranlagen liefern

klimafreundliche Energie – solange

ausreichend der Wind weht und die Sonne

scheint. Bisher sorgen andernfalls insbesondere

Kohlekraftwerke dafür, dass zuhause

das Licht nicht ausgeht oder die Heizung

kalt wird. Damit der Kohleausstieg

zügig gelingt, plant die EnBW nach Stuttgart-Münster

und Heilbronn jetzt auch am

Standort Altbach/Deizisau die schnelle

Ersetzung des dortigen Kohlekraftwerks.

Entsprechende Pläne für den sogenannten

„Fuel Switch“ – zunächst und für eine begrenzte

Zeit auf Erdgas und perspektivisch

auf grüne Gase – stellte die EnBW Anfang

der Woche in den Gemeinderäten von Altbach

und Deizisau vor.

Vorgesehen ist der Bau einer emissionsarmen

Gas- und Dampfturbinenanlage

(GuD-Anlage), die mit Erdgas betrieben

wird. Sie soll über eine elektrische Leistung

von bis zu 750 Megawatt und eine Wärmeleistung

von rund 170 Megawatt verfügen

und könnte in fünf Jahren die bestehenden

Kohleblöcke ablösen. In der neuen Anlage

wäre die Stromproduktion mit 63 Prozent

weniger CO 2 -Ausstoß verbunden. Bei

einer geplanten Erzeugung von etwa 4,5

Mio. MWh Strom könnte das Projekt jährlich

etwa 2,9 Mio. Tonnen CO 2 einsparen.

„Wir haben uns einiges vorgenommen:

Bis 2026 soll der Standort Altbach/Deizisau

vollständig kohlefrei sein“, erklärt Georg

Stamatelopoulos, Vorstand für Nachhaltige

Erzeugungs-Infrastruktur bei der

EnBW. „Erdgas sehen wir dabei als Brückentechnologie

auf dem Weg zur Klimaneutralität

bis 2035. Ein flexibel steuerbares

Gaskraftwerk ist auf Knopfdruck ein-

23


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

satzbereit und ergänzt die Erneuerbaren

Energien damit ideal. Denn es springt dann

ein, wenn Wind- und Sonnenstrom nicht

ausreichend zur Verfügung steht.“

Die unternehmerische Investitionsentscheidung

ist erst zu einem späteren Zeitpunkt

vorgesehen.

Energiegewinnung mit Wasserstoff

eingeplant

Das langfristige Ziel der EnBW heißt Klimaneutralität.

Daher wird mit klimafreundlicherem

Erdgas die Energieerzeugung

in Altbach/Deizisau solange sichergestellt,

bis ausreichend Wasserstoff oder

andere grüne Gase verfügbar sind. Dieser

Zwischenschritt verschafft Zeit für den

Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur und

den für die Wasserstoffproduktion erforderlichen

weiteren Ausbau der Erneuerbaren

Energien. Mit Hilfe des grünen Brennstoffs

könnte so auch die GuD-Anlage in

Altbach/Deizisau etwa ab Mitte der 2030er

klimaneutral betrieben und weiterhin flexibel

zur Energiegewinnung eingesetzt

werden.

Fernwärme als nachhaltiges

Nebenprodukt

Das Kraftwerk Altbach/Deizisau versorgt

die Region Stuttgart nicht nur mit Strom,

sondern produziert dabei zugleich Wärme

für das Fernwärmenetz am Mittleren Neckar.

Die Verbrennung von Erdgas bzw. perspektivisch

grünem Wasserstoff ermöglicht

es, diese Wärmeversorgung zu erhalten.

„Wir schaffen mit dem Umstieg von Kohle

auf Gas in Altbach/Deizisau und Münster

den Kohleausstieg für die komplette sogenannte

‚Mittlere Neckarschiene‘. Damit

wird das größte übergreifende Fernwärmesystem

in Süddeutschland bereits 2026

kohlefrei“, freut sich Andreas Pick, bei der

EnBW übergreifend verantwortlich für die

so genannten „Fuel Switch“-Projekte.

Zusammen mit den Heizkraftwerken in

Gaisburg und Stuttgart-Münster sowie

dem Heizwerk Marienstraße versorgt die

derzeitige Anlage in Altbach/Deizisau

rund 25.000 Haushalte, 1.300 Firmen und

300 öffentliche Einrichtungen in Stuttgart

und Umgebung mit kostengünstiger und

umweltschonender Fernwärme.

Info: Das Heizkraftwerk in

Altbach/Deizisau

Das Heizkraftwerk besteht aus zwei Heizkraftwerksblöcken,

die mit Steinkohle betrieben

werden, einem Gas-Öl-Kombiblock

sowie zwei Gasturbinen. Zur optimalen

Brennstoffausnutzung wird in Altbach/

Deizisau gleichzeitig Strom und Fernwärme

nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung

erzeugt. Insgesamt verfügt

der Standort Altbach/Deizisau derzeit

über eine elektrische Leistung von 1.022

Megawatt und kann bis zu 407 Megawatt

Fernwärme auskoppeln.

LL

www.enbw.com (213211005)

So könnte die neue GuD-Anlage der EnBW in AltbachDeizisau aussehen. Bild EnBWFotomontage

SCG-Architekten

EXPO 2020 Dubai: ENGIE

participates in the inauguration of

the France Pavilion as first

Ambassador and offers visitors an

immersive experience at the heart

of its innovations

(engie) As an early partner of the French

Pavilion at the World Expo, which runs

from October 1 to March 31, 2022 in Dubai,

ENGIE participated in its inauguration

on October 2, 2021 in the presence of

Jean-Yves Le Drian, French Minister of Europe

and Foreign Affairs, Franck Riester,

Minister Delegate for Foreign Trade and

Attractiveness, and Jean-Pierre Clamadieu,

Chairman of the Board of Directors

of ENGIE.

Through its slogan, “Inspiration at the

speed of light”, the France Pavilion puts

progress, innovation and creation in the

spotlight. A showcase for France‘s knowhow

and talent, it also echoes its commitment

to a new economic, social and cultural

model based on three values: courage,

optimism and cooperation.

On the permanent exhibition of the

France Pavilion, ENGIE will offer the millions

of visitors expected to attend, cycles

of conferences and an immersive experience

to discover its solutions for an increasingly

low-carbon economy. Created in partnership

with the Île-de-France Region, this

tour illustrates the use of the digital twin

developed by Siradel, an ENGIE subsidiary,

and highlights the progress made today by

the Group to improve the Region of tomorrow.

The visitor is thus immersed in an original

journey, projected on a giant screen

through emblematic sites such as the Seine

Valley, the Château de Versailles and Saclay.

It is an opportunity for the public to

discover ENGIE‘s solutions in terms of energy

and sustainable mobility, and their

positive effects on the territory, its inhabitants,

its heritage and its biodiversity. All of

this reflects a more sustainable worldview,

with a focus on hydrogen, biomethane,

electric power, as well as smart street lighting,

solar energy, district heating, data use,

digital technologies and 3D modeling.

This event will also be an opportunity for

ENGIE to showcase its decarbonization, renewable

energy, green hydrogen and desalination

solutions.

Commenting on Expo 2020, Jean-Pierre

Clamadieu, Chairman of the Board of Directors

of ENGIE, said: “We are happy to

celebrate our national heritage as the first

Ambassador of the France Pavilion, and to

mark our presence for over 30 years in the

United Arab Emirates. It is a great adventure,

of which the inauguration of the

France Pavilion was one of the highlights.

This partnership allows us to illustrate our

ambition to be a leader in energy transition

and a pioneer in low-carbon innovation.”

With a presence in the Middle East for

some 30 years, ENGIE is now the leading

independent energy partner in the region.

With a total capacity of 30.5 GW of electricity

and 5.8 million m3 of desalinated drinking

water, the Group is also the number

one independent water and electricity producer

in the Gulf Cooperation Council

countries.

LL

www.engie.com (213211038)

24


VGB PowerTech 10 l 2021

SAVE THE DATE

Members´News

E.ON plant den Aufbau eines

Wasserstoff-Netzes für das

Ruhrgebiet

• Projekt „H2.Ruhr“ soll jährlich bis zu

80.000 Tonnen grünen Wasserstoff und

Ammoniak zu Kunden im Ruhrgebiet

bringen

• E.ON ermittelt im Rahmen einer

Markterhebung den Bedarf von

Industrie und Kommunen

• Energieunternehmen Enel und Iber drola

stellen im Rahmen der CEO Alli ance

grünen Strom und Ammoniak bereit

(eon) Der Energiekonzern E.ON plant im

Rahmen eines europäischen Kooperationsprojekts

den Aufbau eines Verteilnetzes

und entsprechender Infrastruktur für Wasserstoff

und Ammoniak im Ruhrgebiet. Mit

dem Projekt „H2.Ruhr“ soll kommunalen,

mittelständischen und Industrieunternehmen

in der Region perspektivisch der Zugang

zu CO 2 -freiem Wasserstoff und grünem

Ammoniak ermöglicht werden.

Den Aufbau einer europäischen Wasserstoff-Wertschöpfungskette

plant E.ON gemeinsam

mit den Energiekonzernen Enel

und Iberdrola. Die hierfür notwendige

Energie soll maßgeblich aus neu gebauten

Photovoltaik- und Windkraftanlagen in Italien

und Spanien kommen. Ab 2032 könnten

so bis zu 80.000 Tonnen Wasserstoff

pro Jahr für regionale Kunden zur Verfügung

stehen. Das Vorhaben ist Teil der CEO

Alliance, in der zwölf führende europäische

Konzerne gemeinsam branchen- und

länderübergreifende Projekte für mehr Klimaschutz

vorantreiben.

Leonhard Birnbaum, CEO von E.ON:

„Grüner Wasserstoff ist die einzige wirklich

nachhaltige Option zur Dekarbonisierung

der Industrie. Dafür werden wir in Deutschland

langfristig viel mehr Wasserstoff benötigen,

als wir selbst produzieren können.

Was wir brauchen, sind starke paneuropäische

Partnerschaften und leistungsfähige

Lieferketten, die jetzt etabliert werden müssen.

Unser Anspruch bei E.ON ist, beim Aufbau

einer grünen Wasserstoffwirtschaft

schnell und konkret voranzugehen. H2.

Ruhr ist dafür ein gutes und wegweisendes

Beispiel.“

Im Ruhrgebiet ist zukünftig mit einem erheblichen

Anstieg der Nachfrage nach

Wasserstoff zu rechnen: von derzeit jährlich

17 auf bis zu 150 Terrawattstunden im

Jahr 2050. Immer mehr kommunale Unternehmen,

Mittelständler und Konzerne

wünschen sich kurzfristig Bezugsmöglichkeiten

für grünen Wasserstoff, um ihre betrieblichen

Prozesse klimafreundlich zu

gestalten. Ein wesentliches Ziel des Projekts

liegt daher im Aufbau eines geplanten

Pipelinenetzes zur effizienten Verteilung

und kostenoptimalen Versorgung regionaler

Kunden. Die notwendige Infrastruktur

soll bis 2032 in mehreren Ausbaustufen

entstehen.

live &

online

vgbe Expert Event

Ecology and

Environment

in Hydropower

1/2 June 2022

KONTAKT

Melanie Schreiner

e vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy

t +49 201 8128-230

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland

be inspired www.vgbe.services

25


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

E.ON will die Unternehmen im Ruhrgebiet

auf dem Weg in eine klimaneutrale Zukunft

unterstützen. In der nun gestarteten Phase

des Projekts H2.Ruhr geht es zunächst darum,

konkrete Bedarfe in der Region zu ermitteln.

Dafür tritt E.ON aktiv an bestehende

und potenzielle Kunden heran. Über die

eigens geschaffene Projektwebsite www.

eon.com/de/h2ruhr können Unternehmen

Kontakt aufnehmen und sich beteiligen.

Katherina Reiche, Vorstandsvorsitzende

der Westenergie AG und Vorsitzende des

Nationalen Wasserstoffrates: „Neben den

großen Konzernen benötigen vor allem

auch die vielen mittelständischen Unternehmen

in der Region grünen Wasserstoff.

Nur so können sie ihre Klimaziele erreichen.

Der Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft

ist für einen Großteil des industriellen

Mittelstandes essenziell – und damit

für hunderttausende Arbeitsplätze in

Deutschland. Mit H2.Ruhr bieten wir diesen

Unternehmen eine Perspektive für ihre

Zukunft und leisten einen zentralen Beitrag,

um das Ruhrgebiet als das industrielle

Herz Deutschlands zu erhalten. Je mehr

Unternehmen früher in die Umstellung auf

grünen Wasserstoff einsteigen, desto wirtschaftlicher

kann sie erfolgen.“

Projektvorhaben im Detail: Mit Wasserstoff

und Ammoniak in die grüne Energiezukunft

Das Projekt sieht die Produktion von grünem

Strom in Photovoltaik- und Windanlagen

in Italien und Spanien vor, um so von

der besseren Verfügbarkeit erneuerbarer

Energien in diesen Ländern zu profitieren.

Der Strom wird genutzt, um mittels Elektrolyse

grünen Wasserstoff herzustellen. In

Spanien wird der Wasserstoff für die Erzeugung

von Ammoniak eingesetzt, der

dann per Schiff nach Deutschland transportiert

wird. Der Import soll voraussichtlich

ab 2024 starten. Je nach Bedarf wird

das grüne Ammoniak unmittelbar an Kunden

geliefert oder für eine spätere Nutzung

zwischengespeichert. Gleichzeitig untersucht

E.ON im Rahmen des Projekts, inwieweit

Ammoniak im Ruhrgebiet effizient

wieder in Wasserstoff rückgewandelt und

genutzt werden kann.

Aus Italien soll grüner Storm exportiert

und zur Wasserstofferzeugung in Deutschland

genutzt werden. Dafür ist bis zum Jahr

2025 der Bau eines lokalen Elektrolyseurs

mit einer Startkapazität von 20 Megawatt

geplant, die konstant ausgebaut werden

soll. Der aus Ammoniak gewonnene oder

mittels Elektrolyse erzeugte grüne Wasserstoff

wird direkt in das neue Wasserstoffnetz

eingespeist und an Unternehmen verteilt.

Bis 2032 soll so sukzessive ein neues

regionales Wasserstoff-Pipelinenetz zwischen

Duisburg und Dortmund entstehen.

Das H2.Ruhr Projekt steht unter dem Vorbehalt

der Verfügbarkeit von Fördermitteln

und einer Prüfung der europäischen Kartellbehörde.

LL

www.eon.com (213211041)

ESB Trading enters agreement with

Highfield Solar

(esb) ESB Trading has signed a long-term

power purchase agreement (PPA) with

Highfield Solar for the output of their

RESS-1 solar portfolio that will begin commercial

operation in 2022.

A leading developer of solar projects in

Ireland, Highfield has agreed 15-year deals

with ESB across three solar sites in South-

East Ireland, with a combined installed capacity

of 282MWp.

ESB Trading will be responsible for the

trading and balancing risk of each solar

farm’s energy in the Irish Single Electricity

Market on a 24/7 basis. The deal demonstrates

ESB Trading’s expertise in, and

commitment to, leading the transition to a

Brighter Future, by supporting the growth

of sustainable energy through providing

route-to-market services.

ESB Trading is the energy trading business

unit within ESB Group based in Dublin.

ESB Trading provides route-to-market

services for existing and new renewable

generation projects in Ireland & the UK in

addition to providing trading services and

managing commodity risk for ESB assets.

LL

www.esb.ie (213211055)

ESB Networks unveils

transformative plan to deliver

a low carbon electricity system

by 2030

• Multi-million-euro programme will see

Ireland’s electricity network optimised

for customer, community and

renewable participation

• Future smart network will be a key

enabler to Ireland achieving its climate

change ambitions

(esb) The Minister for Environment, Climate

and Communications, Eamon Ryan

TD has today unveiled a major new initiative

by ESB Networks. The National Network,

Local Connections Programme, part

of the €4bn plus network investment programme

to 2025, will transform how energy

on Ireland’s electricity network is managed

and consumed at a local level by customers

and communities across the country,

and will be a key enabler to Ireland

achieving its climate change ambitions.

The multi-million euro programme provides

the first step to collaborating across

the energy sector, to create new opportunities

for customers to use and store electricity

locally in a way that makes the best use

of renewable energy sources.

To redesign and optimise the electricity

network for renewable, customer and community

participation, ESB Networks is actively

engaging with organisations across

the energy sector including emerging energy

companies, renewable energy generators,

technology developers and manufacturers.

In tandem, it is actively consulting

with communities, consumers and representative

bodies that will be crucial to the

adoption of evolving technologies, products

and services that are coming on stream

such as solar panels, heat pumps, electric

vehicles and the smart electricity plans and

products facilitated by the National Smart

Metering Programme.

Commenting, Minister Eamon Ryan said:

“I’m delighted to announce this major

transformation of our electricity distribution

network by ESB Networks. It will facilitate

the use of more renewable energy and

will support the increased electrification of

heat and transport, along with sustainable

electrification technologies for homes,

farms and businesses across Ireland. “The

National Network, Local Connections Programme

will make a secure, low-carbon

network a reality for us all. It is an initiative

that is to be applauded and engaged with

by all in society over the coming years, as

we begin to change how we manage our

electricity usage. In doing so this programme

will assist greatly in Ireland hitting

its climate goals.”

Nicholas Tarrant, Managing Director of

ESB Networks, said: “Today’s announcement

is a significant milestone for ESB Networks,

where a low carbon electricity system

will be delivered over the next decade.

Through this Programme, ESB Networks is

firmly committed to investing in and transforming

the distribution system and are

proud that this initiative will play a critical

role in achieving the 2030 targets set out in

the Government’s Climate Action Plan and

our path to net zero.”

Commenting, the Programme Manager

of the National Network, Local Connections

Programme, Ellen Diskin said: “This

programme will create new opportunities

for customers, from renewable generators

to homes, farms, communities and businesses,

as they adopt new technologies,

manage their energy costs and drive down

their carbon footprint. With more renewable

generation and more efficient consumption

of electricity, and active participation

from stakeholders and consumers,

the National Network, Local Connections

Programme will put in place a smart electricity

system that is safe and secure, responsive

to new local and regional needs,

and make a positive impact in the fight

against climate change.”

ESB Networks

ESB Networks employs over 3,200 people,

which includes specialist network

technicians on the front line connecting,

maintaining and repairing the electricity

system for Ireland’s homes, farms and businesses

to create one of the world’s most

resilient energy networks. www.esbnetworks.ie.

LL

www.esb.ie (213211057)

26


VGB PowerTech 10 l 2021

Members´News

Standort MVA Dürnrohr nun im EMAS-Register

eingetragen.

Geschäftsführer Gernot Alfons: „Unsere

Tätigkeit ist naturgemäß mit Beeinflussungen

der Umwelt verbunden. Wir haben uns

jedoch schon früh konsequent ökologisch

ausgerichtet und sind bestrebt, diese durch

Optimierung der Energie- und Abfallstrome

so weit wie möglich zu minimieren

bzw. zu vermeiden. Bei jährlichen Auditierungen

wird überprüft, ob Mängel ausgeräumt,

die Normen eingehalten und weitere

ökologische Verbesserungen erzielt wurden.“

Die Thermische Abfallverwertungsanlage

ist ein wichtiger Eckpfeiler des Energieknotens

Dürnrohr. Durch die kürzlich fertiggestellte

Verbindungsstraße zwischen

der Müllverbrennungsanlage und dem

ehemaligen Kohlekraftwerk Dürnrohr sind

diese zwei Standorte zukünftig noch besser

vernetzt.

LL

www.evn.at (213211221)

HELEN: Construction of

geothermal heating plant under

way in Ruskeasuo, Helsinki,

drilling of heat well to begin

EVN: 40 Tonnen, 900 Rohre und eine neue Verbindungsstraße: Energieknoten Dürnrohr ist

zukunftsfit. Die Anlagenteile finden ihren Platz.

EVN: 40 Tonnen, 900 Rohre

und eine neue Verbindungsstraße:

Energieknoten Dürnrohr ist

zukunftsfit

• Dafür waren Fachkräfte in Tag- und

Nachtschichten insgesamt 1.700

Arbeitsstunden im Einsatz

(evn) Die thermische Abfallverwertungsanlage

ist ein wichtiger Eckpfeiler des

Energieknotens Dürnrohr. Aus dem angelieferten

Abfall entsteht Dampf, der zur

Erzeugung von Strom sowie Fernwärme

für die Gemeinde Zwentendorf und zwei

Drittel der Landeshauptstadt St. Pölten

verwendet wird.

Der Überhitzer ist ein wesentliches Bauteil

des Kessels um den Dampf auf die nötige

Temperatur zu bringen um in der nachgeschalteten

Turbine Strom zu erzeugen.

„Rund alle sechs Jahre muss das komplette

Paket – bestehend aus 900 Einzelrohren –

erneuert werden. „Das insgesamt 7 m lange,

8 m hohe und 2,5 m tiefe Anlagenteil ist

40 Tonnen schwer und wurde stückweise

mit einem eigens dafür bereitgestellten

Kran über das Kesselhausdach getauscht.

Dafür waren Fachkräfte in Tag- und Nachtschichten

insgesamt 1.700 Arbeitsstunden

im Einsatz“, erzählt Werksleiter Bernhard

Bogner. Durch die verbesserte Konstruktion

des Überhitzers wird sich in weiterer

Folge auch der Druckverlust der Anlage

minimieren und positiv auf den Stromverbrauch

auswirken.

Müllverbrennungsanlage Dürnrohr

EMAS zertifiziert

Mit ausgeprägtem Qualitätsbewusstsein

und zur Optimierung der umweltrelevanten

Aktivitäten am Standort der Müllverwertungsanlage

Dürnrohr hat die EVN

Wärmekraftwerke GmbH ein Managementsystem

eingeführt und dieses nach

verschiedenen Regelwerken zertifizieren

lassen. So ist die MVA Dürnrohr seit 2005

ein zertifizierter Entsorgungsfachbetrieb.

Das Qualitäts- und Umweltmanagement

wurde in den Jahren 2011 bzw. 2013 erstmals

nach ISO 9001 und ISO 14001 auditiert

und zertifiziert. 2015 wurde seitens

der Unternehmensleitung beschlossen, zusätzlich

die Zertifizierung nach EMAS anzustreben,

um das Qualitäts- und Umweltbewusstsein

noch stärker nach außen zu

kommunizieren. Seit Jänner 2017 ist der

(helen) The drilling of Helsinki‘s first medium-depth

geothermal well started in Ruskeasuo

at the beginning of September. The

Ruskeasuo geothermal plant will serve as

Helen‘s pilot site, where drilling technology

and other technical solutions for new

geothermal sites are tested and developed.

Drilling a 2.5-kilometres-deep heat well

is estimated to take about four months, and

the plant is likely to take about eight

months in all to build. The geothermal

plant takes up little space: only a building

the size of a shipping container, housing

the heat pump, will be visible above

ground. The Ruskeasuo geothermal plant

will produce 1.8 GWh of carbon-neutral

district heat per year, as well as 0.8 GWh of

district cooling. The volume corresponds

to the heating of about 180 apartment

block homes.

“Geothermal heat is an interesting option

for carbon-neutral heating. It is very challenging

at the drilling stage for reasons related

to drilling technology and bedrock

type, which is why we have invested in seismic

reflection surveying and drilling equipment.

We make use of solid Finnish expertise

in drilling heat wells because drilling

always involves risks,” says Sami Mustonen,

Head of Project Management at Helen.

Energy from the earth and the sun

At a depth of two-and-a-half kilometres

the earth‘s temperature is about 40 degrees.

Water is cycled in the heat well, and

by the time it enters the heat pump the water

has warmed to about 10-15 degrees.

With the help of heat pumps, the water

temperature is raised to suit the district

27


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

heating network. At the same time as the

geothermal plant produces carbon-neutral

heat for the district heating network, cooling

is produced for the district cooling network.

Through existing district heating

and cooling networks, heating and cooling

will be distributed to local residents.

One hundred solar panels will be installed

around the heat pump plant. Electricity

generated by solar power reduces

the electricity consumption of the geothermal

plant.

New technology introduced

Simultaneously with the construction of

the first geothermal plant, Helen‘s research

into more extensive utilisation of geothermal

heat in Helsinki is making progress.

Helen is looking into the possibility of carrying

out a unique 3D-seismic reflection

survey, never before conducted in Finland

in urban conditions.

“Based on the research results and the experience

gained from the first geothermal

plant, we are planning the next geothermal

projects,” says the Head of Project Management

Sami Mustonen from Helen.

Carbon-neutral district heating

Helen has set the target of carbon neutrality

by 2035. The use of coal will be phased

out in 2029 at the latest. Helen is currently

building new carbon-neutral production in

several locations:

• The Katri Vala Heating and Cooling

Plant in Sörnäinen will be expanded

with the 6th and 7th heat pumps.

• Both a seawater heat pump and a

bioenergy heating plant will be built in

Vuosaari.

• The unique cavern heat storage facility

in Mustikkamaa will soon be

commissioned for production use.

• Geothermal heat is provided for

properties; the new heat production

model combines the best aspects of

district and geothermal heat and

optimises their use.

In addition, several studies are underway

on replacing coal, such as the utilisation of

waste heat in the Kilpilahti industrial area,

the large-scale utilisation of seawater heat,

and the potential of small-scale nuclear

power (small modular reactors or SMR).

Facts

• The Ruskeasuo geothermal plant will be

built in the vicinity of Hakamäentie.

• The geothermal well will be of medium

depth, target 2.5 kilometres.

• The aim is to have the geothermal plant

in production in 2022.

• The output of the solar power plant to

be installed around the geothermal

plant is 20 kWp.

• Helen‘s first geothermal plant will serve

as the pilot site where drilling

technology and other technical

solutions are tested and developed.

• At the same time, user experience from

geothermal heat is collected and new

research data acquired. The study

utilises 3D-seismic reflection surveys,

and the results are analysed using

artificial intelligence.

LL

www.helen.fi (213211225)

CEO Juha-Pekka Weckström:

Helen is committed to Helsinki’s

ambitious climate targets of

carbon neutrality in 2030 and

zero emissions in 2040

(helen) The City of Helsinki today published

the Mayor’s proposal for the new

City Strategy. For Helen and the City of

Helsinki, the ambitious climate targets

mean an opportunity to set an example in

the mitigation of climate change and to act

as a global forerunner.

In the proposal published today, Helsinki’s

City Strategy set out a carbon neutrality

target for 2030 instead of the previous target

of 2035. The zero emissions target was

set for year 2040. In terms of energy production,

the strategy outlined that there

will no longer be any investments in new

bioenergy plants and that preparations

must be made for phasing out the use of

coal in Salmisaari already before 2029.

“Helen regards the objectives of the proposed

City Strategy as excellent and inspiring,

and we are fully committed to them. The

carbon neutral 2030 target will definitely be

achieved. The plans for replacing coal in Salmisaari

are taking shape as several solutions

meet both the technical and the economic

requirements. The objective is that the solution

is not based on combustion,” says Helen’s

CEO Juha-Pekka Weckström.

Helen has already previously made a decision

to close the Hanasaari coal-fired power

plant two years ahead of schedule in spring

2023. Now Helen is preparing for the shutdown

of the Salmisaari coal-fired power

plant already before 2029. The production

will mainly be replaced with non-combustion-based

energy sources, such as various

waste and environmental heat sources. Helen

will achieve zero emissions by the end of

the 2030s, which also means studying small

modular reactors as one option in partial

replacement of natural gas.

Emissions reduction continues

on market terms

Helen’s pace of emissions reduction has

been very fast in the past few years. The

previous target to reduce 20 per cent of

emissions by 2020 in comparison with the

1990 level has been achieved. In terms of

district heat, the pace has been even faster:

emissions have been cut by about 35 per

cent in the same period of time. At the

same time, heat production has grown by

more than 20 per cent.

Helen regards it particularly important

that fossil fuels are phased out cost-effectively

while safeguarding the competitiveness

of district heat. In the future, the price

of carbon-neutral district heat will not be

burdened by taxation on fossil fuels or the

price of emission allowances.

“We are pleased to see that the climate

and energy policies in the City Strategy

have focused on the targets and that there

are no forecasts on the best emissions reduction

methods of the future. The best

tools in accelerating climate measures are

emissions trading mechanisms operating

on market terms: they will automatically

steer fossil fuels out of the market and reduce

emissions. The current price trend in

emissions trading is an unquestionable

proof of this. It is also great that the City’s

climate programme focuses on emissions

reduction and the operators are left with a

choice of options with regard to the technology,”

says Weckström.

Joint climate work continues through the

City’s climate programme. Helen sees the

Carbon Neutral Helsinki programme as an

important format where measures that

Helen is responsible for play a big role.

From Helen’s perspective, it is important

that the knowledge-base of decision-making

is founded on an updated situational

picture, data and analysis. These will help

to see the impacts of climate measures already

taken by Helen and other operators

on the reduction of emissions, and they

will be taken into account when setting

new measures and targets.

Significance of e-mobility increases

The City Strategy also takes a stand on

the development of e-mobility. The objective

is to strengthen the electric vehicle infrastructure

and reduce the number of

combustion engine cars in the urban area.

The strategy also outlines that sufficient EV

charging possibilities promote the functionality

of city and population centres and

the achievement of climate targets.

“For Helen, zero emissions 2040 means

immense opportunities from the viewpoint

of e-mobility. Combustion engine cars will

become a thing of the past. It is time for

e-mobility to move to bigger solutions in

the planning and implementation of the

charging infrastructure,” Weckström says.

LL

www.helen.fi (213211226)

28


VGB PowerTech 10 l 2021

Lakiakangas 3 will increase

Helen’s wind power

production fivefold

SAVE THE DATE

Members´News

(helen) The construction work on the Lakiakangas

3 wind farm is making rapid progress.

Currently, as many as seven wind

turbines are producing clean wind power.

By the end of January, all 20 wind turbines

of the wind farm will be in production use.

Wind power is renewable and emission-free

energy, and it has an important

role in achieving the climate targets of energy

company Helen and the entire country.

The Lakiakangas 3 wind farm built by

Helen and CPC Finland will be completed

by the end of January. Upon completion,

the wind farm will increase Helen’s wind

power production fivefold. From the beginning

of next year, Helen will produce 350

GWh of wind power per year, which corresponds

to about 8 per cent of the electricity

consumed in Helsinki.

The building of the Lakiakangas 3 wind

farm started last autumn with the construction

of the wind turbine foundations

and the infrastructure related to the wind

farm. The first wind turbines started spinning

in August, and at the beginning of October

there are already seven wind turbines

producing clean wind power.

“Laying the foundations of the wind turbines

was time-consuming. We had to

build particularly solid foundations because

the wind turbine hub reaches a

height of 145 metres and the top of the

blade about 220 metres. An individual tower

can be erected in a few days and the

wind turbine can be made operational in

one week,” explains Helen’s Asset Power

Manager Jari Kottonen.

Wind turbine produces tax euros in

addition to clean wind power

Wind power has established itself in power

production, and currently it is the cheapest

way to produce electricity in Finland.

Wind power also promotes domestic energy

self-sufficiency while producing tax euros

for municipalities. Wind turbines pay

real property tax to the municipality where

they are located. The Lakiakangas 3 wind

farm is located in the Isojoki and Kristiinankaupunki

areas.

“It is estimated that over the first years,

one wind turbine yields about EUR 15,000–

20,000 of real property tax per year. In total,

the municipalities of Isojoki and Kristiinankaupunki

will therefore receive EUR

300,000-400,000 per year,” says Asset

Power Manager Jari Kottonen.

In addition to real property tax, land

owners receive a rental income on the land

they lease to the wind farm company.

vgbe Fachtagung

Thermische Abfall-,

Klärschlammbehandlung

und

Wirbelschichtfeuerungen

mit Fachausstellung

23. und 24. März 2022

Hamburg, Deutschland

KONTAKTE

Fachliche Koordination

Dr. Andreas Wecker

und Christian Stolzenberger

Teilnahme

Barbara Bochynski

e vgbe-therm-abf@vgbe.energy

Fachausstellung

Steffanie Fidorra-Fränz

e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany

be informed www.vgbe.energy

29


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

New Omatuuli product takes you towards

more sustainable Finland

Helen launched the Omatuuli product in

October as part of the range of wind power

products. Omatuuli guarantees that customers

receive fully domestic wind power

from a designated wind turbine. In practice,

customers buy shares in the production

of a wind turbine in the Lakiakangas 3

wind farm in the same way as they have

been able to hire solar panels on the roof of

the Suvilahti, Kivikko and Messukeskus solar

plants. With Omatuuli, customers will

be able to offset part of their own electricity

consumption in an even more environmentally

friendly way.

Facts

• Wind power currently accounts for

about 10 per cent of total electricity

generation in Finland.

• Lakiakangas 3 wind farm consists o

f 20 wind turbines with a total output

of 86 MW.

• Helen also produces wind power

through its associated company

Suomen Hyötytuuli Oy.

• From the beginning of next year, Helen

will produce 350 GWh of wind power

per year.

• With the Omatuuli product, the

customer gets a 100-watt (100W) power

share of a designated wind turbine,

which produces an estimated 310 kWh

of electricity per year. The Omatuuli

contract is a two-year fixed-term

contract, which is acquired in

connection with an electricity contract

LL

www.helen.fi/omatuuli

(213211228)

INEOS announces over

€2 billion investment in

Green Hydrogen Production

• This will be Europe’s largest ever

investment in electrolysis projects to

make green hydrogen with the potential

to transform zero carbon hydrogen

production across Europe.

• INEOS, through its INOVYN business is

already Europe’s largest existing

operator of electrolysis, the critical

technology necessary to produce green

hydrogen for power generation,

transportation, and industrial use

• The first plants will be built in Norway,

Germany and Belgium in the next 10

years with investment also planned in

the UK and France.

• Jim Ratcliffe, INEOS Chairman says,

“Green hydrogen represents one of our

best chances to create a more

sustainable and low carbon world.

Europe is crying out for more

investment in green hydrogen and

INEOS’ announcement today shows our

determination to play a leading role in

this important new fuel.

(ineos) INEOS has announced that it is to

invest more than €2 billion into electrolysis

projects to make zero carbon, green hydrogen

across Europe. Its first plants will be

built in Norway, Germany, Belgium with

investment also planned in the UK and

France.

INEOS, through its subsidiary INOVYN, is

already Europe’s largest existing operator

of electrolysis, the critical technology necessary

to produce green hydrogen for power

generation, transportation, and industrial

use.

The business also has extensive experience

in the storage and handling of hydrogen

which puts it in a unique position to

drive progress towards a carbon-free future

based on hydrogen.

Geir Tuft CEO INOVYN said, “INEOS is

uniquely placed to play a leading role in

developing these new opportunities, driven

by emerging demand for affordable,

low-carbon energy sources, combined with

our existing capabilities in operating largescale

electrolysis.”

The first unit to be built will be a 20MW

electrolyser to produce clean hydrogen

through the electrolysis of water, powered

by zero-carbon electricity in Norway. This

project will lead to a minimum reduction of

an estimated 22,000 tonnes of CO 2 per

year by reducing the carbon footprint of

INEOS’ operations at Rafnes and serving as

a hub to provide hydrogen to the Norwegian

transport sector.

In Germany INEOS plans to build a larger

scale 100MW electrolyser to produce green

hydrogen at its Koln site. The development

will further support decarbonisation of IN-

EOS operations at the site. Hydrogen from

the unit will be used in the production of

green ammonia.

The Koln project will result in a reduction

of carbon emissions of over 120,000 tonnes

per year. It will also open opportunities to

develop E-Fuels through Power-to-Methanol

applications on an industrial scale.

INEOS is developing other projects in Belgium,

France and the UK and the business

expects to announce further partnerships

with leading organisations involved in the

development of new hydrogen applications.

In November 2020 INEOS launched a

new business as part of INOVYN to develop

and build Green Hydrogen capacity across

Europe.

The INEOS hydrogen business will have

its headquarters in the UK and aims to

build capacity to produce hydrogen across

the INEOS network of sites in Europe, in

addition to partner sites where hydrogen

can accelerate decarbonisation of energy.

INEOS also intends to work closely with

European Governments to ensure the necessary

infrastructure is put in place to facilitate

hydrogen’s major role in the new

Green Economy.

Wouter Bleukx, INOVYN Hydrogen Business

Manager said: “Hydrogen is an important

part of a climate neutral economy that

has been discussed for decades. As hydrogen

becomes available for zero carbon

transportation as well as many applications

in the home and in industry INEOS is

uniquely placed to support new opportunities,

driven by emerging demand for affordable

zero-carbon energy sources.”

LL

www.ineos.com (213211232)

INEOS green hydrogen project

accelerates towards net-zero future

in Germany by 2045

• INEOS through its subsidiary INOVYN

have announced plans to build a largescale,

100MW electrolyser to produce

green hydrogen at the Koln site in

Germany.

• The project forms part of more than

€2bn investment in Green Hydrogen.

• Hydrogen from the new unit would be

used in the production of ammonia.

• The complete project will result in a

reduction of carbon emissions at Koln

by more than 120,000 tonnes per year.

• This strengthens INEOS ambitions to

achieve net-zero targets set out by the

UN and National Governments.

(ineos) As a first step of the project, INEOS

will produce green hydrogen to feed into

INEOS green ammonia production – the

new application in the future of green fuel

production. As the second largest global

chemical product, transitioning towards

green ammonia production could lead to

reducing almost 1% of global greenhouse

gases per year. This development, by INE-

OS Nitriles , initiates the transition towards

achieving a low-carbon future within the

chemical industry.

The project will also look to develop E-Fuels

through Power-to-Methanol applications

at INEOS Köln site at an industrial

scale. Through this process, the development

will further decarbonise chemical

value chains through the use of carbon capture,

in combination with green hydrogen,

in order to produce sustainable methanol

and its derivatives.

In addition, hydrogen will be made available

for further INEOS processes at the

site, to chemical park operator Currenta –

who will also provide important infrastructure

to the project – and to other users in

the region, to support the local sustainability

agenda.

The green hydrogen project aims to reduce

direct and indirect carbon emissions

by over 120,000 tonnes per year, taking

sustainability to the next level by progressing

towards a complete use of resources.

Hans Casier, CEO INEOS Phenol & INEOS

Nitriles said: “This development builds on

INEOS leading role in decarbonisation of

30


VGB PowerTech 10 l 2021

Members´News

industry with green ammonia, and methanol

production from green hydrogen. The

transition is driven by the growing demand

for low-carbon and affordable energy

sources.”

Stephan Müller, Energy Commercial

Manager INEOS Olefins & Polymers North

said: “The green Hydrogen project is an important

milestone in achieving a significant

carbon footprint reduction at the Koln site

and in driving forward our ambitious sustainability

agenda towards net-zero.”

Wouter Bleukx, INOVYN Hydrogen Business

Manager said: “This project builds on

our growing Hydrogen portfolio, aiming to

accelerate the decarbonisation of energy,

and supports our ambition to become a

leading Hydrogen company.”

The project has successfully passed the

first selection phase of the IPCEI (Important

Projects of Common European Interest)

process.

This development adds to the growing list

of projects INEOS is involved in to support

the demand for green hydrogen to replace

existing carbon-based sources of energy,

feedstocks and fuel. To realise this investment,

government support and a suitable

regulatory framework is needed.

LL

www.ineos.com (213211231)

KELAG: Tilly Holzindustrie errichtet

die größte zusammenhängende

PV-Anlage in Kärnten

(kelag) In Althofen errichtet die Tilly Holzindustrie

derzeit die größte zusammenhängende

Aufdach-PV-Anlage in Kärnten.

Sie hat eine Fläche von rund 15.300 m 2 und

verfügt über eine Leistung von 3.033 kWp.

Sie wird pro Jahr rund 3 Millionen Kilowattstunden

Strom aus Sonnenlicht erzeugen.

Im Herbst geht die Anlage in Betrieb.

Gemeinsam mit Kärntner

Industrieunternehmen

Beim Bau der größten PV-Anlage in Kärnten

vertraut Geschäftsführer Gerd Tilly auf

zwei Kärntner Industrieunternehmen. Die

PV-Module wurden von der Energetica Industries

GmbH in Liebenfels produziert

und geliefert. Technisch umgesetzt wird

die größte PV-Anlage von der Kelag Energie

& Wärme GmbH. „Wir haben alle drei

großen Hallen mit PV-Modulen bestückt“,

erläutert Gerd Tilly.

„Diese Anlage wird pro Jahr rund 3 Millionen

Kilowattstunden Strom aus Sonnenlicht

erzeugen, die wir zur Gänze in unserem

Unternehmen nutzen können. Diese

tolle Anlage, die größte ihrer Art in Kärnten,

erzeugt pro Jahr den Jahresbedarf von

rund 850 Haushalten. Wir verbessern damit

unseren grünen Fußabdruck. Allerdings:

Die 3 Millionen Kilowattstunden

sind nur etwa 10 % unseres Gesamtstrombedarfs

und wir haben keine weiteren

Dachflächen mehr, die wir mit PV-Modulen

bestücken könnten. Deswegen stelle ich

die Frage an die Politik: Wie geht es weiter?

Wir werden auch PV auf Freiflächen errichten

müssen!“

Österreichische Qualität von Energetica

Industries

Die PV-Anlage in Althofen ist eine der

größten Anlagen, welche die Firma Energetica

Industries heuer ausgeliefert hat.

„Wir freuen uns, dass sich das Kärntner Unternehmen

Tilly Holzindustrie für PV-Module

aus Kärntner Produktion entschieden

hat“, sagt Andreas Kogler, Geschäftsführer

der Energetica Industries GmbH. „Unsere

hochwertigen Module werden unter den

strengen österreichischen Umweltauflagen

in Liebenfels produziert, sie sind in der Anschaffung

etwas teurer als Module aus

Fernost. Wir konnten aber mit Qualität

punkten, weil für Tilly nicht nur der Einkaufspreis

ausschlaggebend war, sondern

die Nachhaltigkeit in Form von Langlebigkeit.

So konnten wir gemeinsam Wertschöpfung

in Europa erzielen.“

Neue Kooperation Tilly Holzindustrie und

Kelag Energie & Wärme

„Bei diesem Projekt arbeitet die Kelag

Energie & Wärme als Dienstleister, wir

übergeben Tilly Holzindustrie im Herbst

die fertige, funktionierende PV-Anlage“,

sagt Geschäftsführer Adolf Melcher. „Wir

haben die PV-Anlage konzipiert, geplant

und die Unterlagen für die bau- und gewerberechtliche

Genehmigungen erstellt. Darüber

hinaus stimmten wir die Pläne mit

dem Kunden, den Behörden, der Feuerwehr

und mit dem Netzbetreiber ab und

beschafften die Komponenten. Wir sind

auch für die Bauüberwachung, die Logistik

und die Montage verantwortlich, bis zur

Inbetriebnahme und Abnahme seitens des

Netzbetreibers Kärnten Netz.“

Technische Unterstützung der Kelag für

die Kärntner Industrie

„Es macht uns stolz, dass Tilly auf unsere

technische Expertise vertraut“, sagt Manfred

Freitag, Sprecher des Vorstandes der

Kelag. „Wir haben fast 100 Jahre Erfahrung

beim Erzeugen und Verteilen von erneuerbarer

Energie, vor allem Strom. Dieses Wissen

nutzen wir nicht nur für uns selbst, sondern

machen es über Dienstleistungen auch

für unsere Kunden zugänglich. Die Zusammenarbeit

mit Tilly in Althofen ist dafür ein

sehr gutes Beispiel. So können wir die heimische

Industrie in ihrem Bemühen unterstützen,

noch grüner und umweltfreundlicher

zu arbeiten, indem sie ihre Dachflächen

mit PV-Modulen ausstatten und so ihre

Hausaufgaben erledigen können.“ Das Beispiel

Tilly zeigt aber auch, dass wir auf dem

Weg zur klimaneutralen Wirtschaft noch

sehr viele Herausforderungen vor uns haben,

betont Freitag. „Wir werden noch viel

mehr Strom aus erneuerbarer Energie brauchen,

sowohl aus Wasserkraft als auch aus

PV und Windkraft. Und auch das Stromnetz

werden wir weiter ausbauen müssen.“

Kaiser: „Grüne Leuchttürme im Bezirk St.

Veit an der Glan“

Das Land Kärnten hat für das Projekt in

Althofen Förderungen zugesagt. „Kärnten

ist auf europäischer Ebene und auch international

Vorreiter in der Erzeugung erneuerbarer

Energie. Mit der Umsetzung dieser

bis dato größten zusammenhängenden

Photovoltaikanlage setzen wir in Kärnten

diesen erfolgreich eingeschlagenen Weg

zur verstärkten Nutzung erneuerbarer

Energie fort“, betont Landeshauptmann Peter

Kaiser. „Hier realisieren drei Kärntner

Industriebetriebe gemeinsam eine zukunftstaugliche

Energielösung und übernehmen

damit Enkelverantwortung“. Im

Bezirk St. Veit an der Glan gibt es mehrere

grüne Leuchttürme, sagt Kaiser. „Dazu gehören

unter anderem der Hersteller von

PV-Modulen Energetica in Liebenfels, aber

auch grüne innovative Anwendungen wie

die Nutzung von PV-Strom durch die Firma

Tilly Holzindustrie und die Nutzung von

grüner Energie für die Fernwärme in Althofen

durch die Kelag Energie & Wärme.“ Zudem

verweist der Landeshauptmann auf

die erst kürzlich gemeinsam mit Klimaund

Umweltministerin Leonore Gewessler

in Betrieb genommene größte Solarthermische

Anlage Österreichs in Friesach, die als

Bürgerbeteiligungsmodell realisiert wurde.

Zusammenarbeit Tilly —

Kelag Energie & Wärme

Tilly Holzindustrie und Kelag Energie &

Wärme arbeiten seit vielen Jahren eng zusammen.

„Wir liefern Tilly jene Strommenge,

die das Unternehmen nicht selbst erzeugen

kann, natürlich Strom zu 100 % aus

Wasserkraft und Ökoenergie“, sagt Melcher.

„Gleichzeitig speist Tilly Abwärme

aus Biomasse in unser Fernwärmenetz ein,

über das wir unsere Wärmekunden in Althofen

mit grüner Wärme versorgen. Die

Zusammenarbeit beim Bau der PV-Anlage

ist ein weiterer wichtiger Schritt in unserer

Kooperation. Gemeinsam machen wir Gutes

noch besser, indem wir die Energiewende

aktiv gestalten.“

LL

www.kelag.at (213221358)

Weitere hessische Unternehmen

schließen sich

branchenübergreifender

Wasserstoff-Initiative an

(mainova) Im Frühjahr diesen Jahres haben

sich sieben führende hessische Unternehmen

zusammengefunden und der Landesregierung

aktive Unterstützung beim

Aufbau einer regionalen Wasserstoffwirtschaft

angeboten. Mit der Kasseler Verkehrs-

und Versorgungs-GmbH und TÜV

Hessen haben sich zwei weitere namhafte

Unternehmen der Initiative angeschlossen.

Die Partner erneuern ihr gemeinsames Angebot,

das Land Hessen beim Aufbau einer

regionalen Wasserstoffwirtschaft zu unterstützen.

31


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

Positiv stimmt sie dabei die Rückmeldung

des zuständigen Ministeriums für Wirtschaft,

Energie, Verkehr und Wohnen. Dieses

hat eine Beteiligung am Konsultationsprozess

in Aussicht gestellt. Die Initiative

ist sehr gerne bereit dazu: Denn aufgrund

der kürzlich verabschiedeten Novelle des

Bundes-Klimaschutzgesetzes, die eine weitere

Verschärfung der nationalen Klimaziele

wie das der Netto-Treibhausgasneutralität

bis 2045 vorsieht, drängt die Zeit.

Und Wasserstoff kommt beim Erreichen

dieser Ziele eine entscheidende Rolle zu.

Nach Überzeugung aller Mitglieder sind in

Hessen alle Voraussetzungen gegeben, um

das Bundesland zum Zukunftsstandort für

Wasserstoff zu machen. Sie plädieren dabei

für einen pragmatischen, sektorenübergreifenden

und technologieoffenen Ansatz. Aus

Sicht der Partner kann es nur so gelingen,

neue Impulse für die hessische Wirtschaft

zu setzen und die ambitionierten Klimaschutzziele

zu erreichen, zu denen sie sich

klar bekennen. Sie wollen aktiv dazu beitragen,

dass Hessen Vorreiter in Sachen Klimaschutz

wird. Zudem wollen sie damit zusätzlich

der Verantwortung für zukünftige

Generationen gerecht werden. Gleichzeitig

setzt sich die Initiative dafür ein, dass Hessen

auch nach dem bevorstehenden Wandel

ein starker Wirtschaftsstandort bleibt. Nur

so können Beschäftigung, Wachstum und

Wohlstand für die Bürgerinnen und Bürger

sichergestellt werden.

Dass die Unternehmen von der Kraft des

Wasserstoffs für den Klimaschutz überzeugt

sind, beweisen sie bereits an verschiedenen

Stellen: Durch den Taunus rollen

künftig in Frankfurt-Höchst betankte

Brennstoffzellenzüge. 3,5-Tonnen-Lieferwagen

mit Brennstoffzelle sollen 2022 auf

den hessischen Straßen unterwegs sein.

Und ein Konzept untersucht, wie aus klimaneutral

erzeugtem Strom grüner Wasserstoff

für Mobilitätsanwendungen gewonnen

werden kann. Vielversprechende

Anfänge sind gemacht. Auf dem Weg zur

Wasserstoffwirtschaft gibt es noch viel zu

tun, viele Weichen zu stellen und offene

Fragen zu klären. Die sektorübergreifende

Initiative bringt sich sehr gern in diesen

Prozess mit ein.

Zitate der Partner

Dr. Constantin H. Alsheimer, Vorstandsvorsitzender

der Mainova AG, sagt: „Der

Wärmesektor ist der entscheidende Baustein

der Energiewende. Deshalb muss

Wasserstoff auch im Wärmemarkt eine entscheidende

Rolle spielen. Aus unserer

Sicht hat er das Potential, Erdgas bis 2045

vollständig, bezahlbar, verlässlich und klimaneutral

zu ersetzen. Allerdings kann der

Bedarf gerade zu Beginn nicht allein aus

grünem Wasserstoff gedeckt werden. Bei

der Herstellung brauchen wir deshalb

Technologieoffenheit, um die notwendige

Geschwindigkeit bei der Reduktion der

Treibhausgase zu erreichen.“

Philipp Walter, Globaler Leiter Geschäftsentwicklung

Heraeus Precious Metals:

„Heraeus begrüßt die neuen Mitglieder,

die Kasseler Verkehrs- und Versorgungs-GmbH

und den TÜV Hessen, herzlich.

Es ist wichtig, ein umfangreiches

Netzwerk an Unternehmen zusammenzubringen,

um Wasserstoff als wettbewerbsfähige

und effiziente Energiequelle aufzubauen

und zu nutzen.“

„Es ist gut, dass unsere Initiative wächst

und vielfältiger wird“, sagt Dr. Joachim

Kreysing, Geschäftsführer von Infraserv

Höchst. Die Betreibergesellschaft des Industrieparks

Höchst ist schon seit Jahren

im Bereich der Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie

aktiv. Aktuell entsteht

auf dem 4,6 Quadratkilometer großen Forschungs-

und Produktionsstandort eine

Wasserstoff-Tankstelle für Züge, Pkw können

schon seit 2006 am Industriepark

Höchst mit Wasserstoff betankt werden.

„Die Chemieindustrie wird die Weiterentwicklung

zentraler Zukunftstechnologien

weiter vorantreiben“, so Dr. Kreysing. „Dabei

ist es wichtig, auch Übergangstechnologien

zu nutzen, mit denen wir sehr schnell

CO 2 -Einspareffekte erzielen können.“

„Wir sind Teil der umfassenden Energie-,

Wärme- und Mobilitätswende und unterstützen

dafür aktiv den Aufbau einer regionalen

Wasserstoffwirtschaft“, begründet

Dr. Michael Maxelon, Geschäftsführer der

Kasseler Verkehrs- und Versorgungs-GmbH

das Engagement. „Dafür bringen wird unser

nordhessisches Netzwerk aus Forschung,

Industrie, Energieversorgern und der Mobilitätswirtschaft

mit in die Initiative ein.“

Tim Evison, Senior Vice President Messer

SE & Co. KGaA: „Nicht nur der Transportsektor,

sondern auch die Industrie Hessens

stehen jetzt ausdrücklich in der Pflicht, einen

wesentlichen Beitrag zur Dekarbonisierung

unseres Landes bis 2030 zu leisten.

Unter anderem wird uns diese Herausforderung

gelingen, wenn wir regenerativen

Wasserstoff in den jeweiligen betrieblichen

Abläufen anwenden sowie als sauberen,

erschwinglichen und zweckmäßigen Kraftstoff

nutzen. Dafür setzen wir unsere Gaseerfahrung

und das anwendungstechnische

Wissen von Messer – gemeinsam mit

den Partnern der Wasserstoff-Initiative –

energetisch, zielgeführt und vor allem

technologieneutral ein. So wird Hessen als

Wirtschaftsstandort durch die Energiewende

gestärkt.“

Uwe Hochgeschurtz, CEO von Opel: „Neben

batterie-elektrischen Fahrzeugen setzen

wir auch auf den Antrieb mit Wasserstoff

und Brennstoffzelle. Keine CO 2 -Emissionen,

hohe Reichweiten und das Betanken

innerhalb von nur drei Minuten sind

große Vorteile dieser Technologie. Deshalb

haben wir leichte Nutzfahrzeuge der

3,5-Tonnen-Klasse mit Brennstoffzellenantrieb

entwickelt. Insgesamt wollen wir von

Ende 2021 bis 2023 eine erste Serie von

2.000 Fahrzeugen des Opel Vivaro-e HY-

DROGEN und seiner Schwestermodelle

produzieren. Wir setzen auf einen weiteren

zügigen Ausbau des Netzes von Wasserstoff-Tankstellen

auch in Hessen, um den

Erfolg der Brennstoffzellen-Technologie zu

ermöglichen.“

Prof. Knut Ringat, Geschäftsführer und

Sprecher der Geschäftsführung des

Rhein-Main-Verkehrsverbunds, sagt: „Mit

den Brennstoffzellenzügen im Taunusnetz

geht der RMV neue Wege und bringt die

weltgrößte Wasserstoffzugflotte im Personenverkehr

auf die Schiene. Auch für so

manche andere Dieselzug-Strecke könnten

Brennstoffzellenzüge eine Alternative sein,

wenn es in der Nähe verfügbaren Wasserstoff

und eine entsprechende Tankinfrastruktur

gäbe. Beides ist derzeit aber noch

rar gesät. Hessen braucht daher eine starke

regionale Wasserstoffwirtschaft, die

schnell vielerorts Wasserstoff bereitstellt –

damit auch der schon heute umweltfreundliche

ÖPNV an noch mehr Orten noch mehr

Schadstoffe einsparen kann.“

Jürgen Bruder, CSO und Mitglied der Geschäftsleitung

von TÜV Hessen, sagt: „Konsequenter

Klimaschutz sowie Digitalierung

sind weltweit die Gamechanger für eine

lebenswerte Zukunft von so vielen Menschen

auf unserem Planeten.“

Max Viessmann, Co-CEO Viessmann

Group: „Der Wärmesektor kann schon heute

einen entscheidenden Beitrag für mehr

Tempo in der Gebäudedekarbonisierung

leisten. Und die ist notwendig, um die neuen

Klimaschutzziele der EU für 2030 zu

erreichen: 55 Prozent CO 2 -Reduzierung

gegenüber 1990. Wasserstoff kann und

wird einen immensen Beitrag zur Gestaltung

von Lebensräumen zukünftiger Generationen

leisten, doch sein Potenzial im

Wärmemarkt wird maßlos unterschätzt.“

LL

www.mainova.de (213211240)

LEAG: „Vereinbarten

Kohleausstiegspfad bis 2038

nicht in Frage stellen“

• LEAG appelliert nach

Sondierungsgesprächen an SPD, FDP

und Grüne

(leag) Die Lausitz Energie Bergbau AG und

Lausitz Energie Kraftwerke AG (LEAG) mit

ihren 7.400 Mitarbeitern reagieren besorgt

auf das Ergebnis der Sondierungsgespräche

zwischen SPD, FDP und Grünen, mit

dem die drei Parteien Koalitionsgespräche

zur Bildung einer Bundesregierung aufnehmen

wollen. In dem Sondierungspapier,

das am Freitag bekannt wurde, heißt

es unter anderem, dass gemeinsam ein beschleunigter

Kohleausstieg angestrebt werde,

idealerweise schon bis 2030.

„In den ostdeutschen Revieren wird befürchtet,

dass sich die Koalitionsparteien

auf ein deutlich vorgezogenes Ausstiegsdatum,

ohne vorherige sachliche Überprü-

32


VGB PowerTech 10 l 2021

Members´News

fung, festlegen wollen“, stellt der LE-

AG-Vorstandsvorsitzende Dr. Helmar Rendez

fest und warnt: „Es darf nicht sein, dass

der mühsam errungene gesamtgesellschaftliche

Kompromiss zum Kohleausstieg

bis Ende 2038, der den Menschen in

den Bergbauregionen bereits schwere Einschnitte

zumutet und Lasten aufbürdet, für

den politischen Konsens einer neuen Regierungskoalition

geopfert wird. Die Menschen

in den Kohlerevieren müssen darauf

vertrauen können, dass das Kohleverstromungsbeendigungsgesetz,

das den geordneten

und sozialverträglichen Ausstieg regelt,

auch mit einer neuen Bundesregierung

Bestand hat.“

Dr. Rendez erinnert daran, dass in der

Kommission für Wachstum, Strukturwandel

und Beschäftigung (KWSB) unter Beteiligung

von Wissenschaftlern, Umweltorganisationen

und Gewerkschaften ein fundierter

Abwägungsprozess stattgefunden

hat, der im Ergebnis zu einem für alle Seiten

schmerzlichen, aber tragfähigen Kompromiss

führte: „Wir erwarten, dass dieser

sachorientierte Arbeitsprozess und sein

Ergebnis respektiert werden. Und wir erwarten,

dass auch die im KVBG vorgesehene

Überprüfung des Kohleausstiegspfades

sachgerecht und fachlich fundiert erfolgt,

um Strukturbrüche zu verhindern. Dabei

sind Klimaschutz, Versorgungssicherheit,

Wirtschaftlichkeit und Sozialverträglichkeit

gleichrangig zu berücksichtigen.“

Darum appelliert Dr. Helmar Rendez an

die Parteien, den Erfolg von Koalitionsgesprächen

nicht von einer politisch gewollten

Verkürzung des Ausstiegszeitraums aus

der Kohle abhängig zu machen: „Nutzen

Sie vielmehr den Rahmen und die Instrumentarien,

die das KVBG bereits bietet!

Unterstützen Sie die betroffenen Regionen

und Unternehmen dabei, die notwendige

Strukturentwicklung aktiv zu betreiben!

Erleichtern Sie den schnelleren Ausbau

von Erneuerbaren Energien und den Aufbau

von nachhaltigen, tragfähigen und

wirtschaftlichen Wertschöpfungsketten

für die energetische Nutzung von Wasserstoff!

Geben Sie Investitionen in die Zukunft

der Bergbauregionen eine Chance

und sorgen Sie für eine Beschleunigung

von Genehmigungsverfahren! Forcieren

Sie den Ausbau von Speichern und Netzen!

Lassen Sie sich und uns die vom KVBG vorgesehene

Zeit, um den Wandel erfolgreich

zu gestalten und zukunftsorientierte Arbeitsplätze

zu schaffen!“

LL

www.leag.de (213211242)

LEAG: Aufstellungsbeschluss für

Energiepark Bohrau erteilt

• LEAG und EPNE erhalten grünes Licht

für die konkrete Planung des 400-MW-

Solarparks bei Forst (Lausitz)

(leag) Die Stadtverordnetenversammlung

der Stadt Forst (Lausitz) hat am 17.09.2021

die Einleitung des Bebauungsplanverfahrens

für den Energiepark Bohrau beschlossen.

Für LEAG und EP New Energies

(EPNE) als Projektentwickler bedeutet

dies, dass nun mit der konkreten Beplanung

des rund 400 Hektar großen Areals in

der Bergbaufolgelandschaft des Tagesbaus

Jänschwalde westlich der B 112 in Höhe

der Ortslagen Mulknitz und Bohrau begonnen

werden kann. Der zu erarbeitende Bebauungsplan

nebst Umweltbericht schließt

die spätere Anordnung der PV-Module

ebenso ein wie die Ausweisung von Bewirtschaftungsflächen,

Wegebeziehungen,

Sichtschutzmaßnahmen sowie Ausgleichsund

Ersatzmaßnahmen.

Das Bebauungsplanverfahren durchläuft

mehrere Phasen. Erarbeitet wird zunächst

ein Vorentwurf, der im Rahmen der so genannten

frühzeitigen Beteiligung öffentlich

ausgelegt wird – voraussichtlich im 1.

Quartal 2022. Nach Auswertung der Beteiligung

und Erarbeitung des Bebauungsplanentwurfs

mit Umweltbericht schließt sich

die so genannte ordentliche Beteiligung

der Öffentlichkeit und Behörden an. Sie

wird von der Stadtverordnetenversammlung

beschlossen und bekanntgemacht.

Den Abschluss des Verfahrens bildet dann

der Satzungsbeschluss. Parallel ist die Änderung

des Flächennutzungsplans in dem

entsprechenden Bereich notwendig. Den

Beschluss dazu haben die Forster Stadtverordneten

ebenfalls am 17.09. gefasst.

Die LEAG hatte das Vorhaben für den 400

MW starken Energiepark Bohrau im Sommer

dieses Jahres bekannt gegeben und die

Anrainergemeinden darüber informiert.

Mit den Landwirtschaftsbetrieben Bauern

AG Neißetal und der Agrargenossenschaft

Heinersbrück wurden Nutzungsvereinbarungen

für die landwirtschaftlich rekultivierten

Bergbaufolgeflächen geschlossen.

Vorgesehen ist weiterhin eine intensive Zusammenarbeit

mit den Betrieben sowie mit

der Agrargenossenschaft Forst eG – sowohl

was die geplante energetische Nutzung als

auch die Bewirtschaftung und Pflege der

Flächen angeht.

Der geplante Solarpark soll rund 400.000

MWh erneuerbaren Strom bereitstellen

können. Dies entspricht dem jährlichen

Bedarf von etwa 114.000 Haushalten. Für

die Stadt Forst (Lausitz) und die gesamte

Region bietet er Chancen für die weitere

Strukturentwicklung beispielsweise durch

die Sicherung von Arbeitsplätzen und den

Aufbau neuer Wertschöpfungsketten für

grünen Strom und Wasserstoff zur Versorgung

von Industrie und Gewerbe. Auch

der weitere Projektverlauf soll durch Informations-

und Dialogangebote an die Gemeinden

und Ortsteile begleitet werden.

Bürgerinnen und Bürger haben zudem jederzeit

die Möglichkeit, ihre Fragen unter

info(at)leag(dot)de an das Unternehmen

zu richten.

LL

www.leag.de (213211243)

MIBRAG begrüßt 32 Azubis im

Ausbildungszentrum Profen

(mibrag) Für 18 Azubis der Mitteldeutschen

Braunkohlengesellschaft mbH (MI-

BRAG) begann am 6. September 2021 der

Start ins Berufsleben im Ausbildungszentrum

Profen mit der feierlichen Übergabe

der Ausbildungsverträge. Die jungen Leute

aus Sachsen-Anhalt, Sachsen und Thüringen

erlernen die Berufe Industriemechaniker

(4), Elektroniker (5), Maschinen- und

Anlagenführer (7) und Geomatiker (2).

Außerdem werden 13 Azubis der MIBRAG-

Kooperationspartner AGCO Hohenmölsen

GmbH und der Südzucker AG sowie 1 Azubi

der GALA-MIBRAG-Service GmbH in

Profen ausgebildet.

„Wer sich für eine Berufsausbildung entscheidet,

setzt die beste Voraussetzung für

eine erfolgreiche und sichere berufliche

Laufbahn“, erklärte Alexander Lengstorff

Wendelken, Geschäftsführer Personal und

Arbeitsdirektor MIBRAG. „Die jungen Menschen,

die heute ihre Ausbildung beginnen,

sind die Fachkräfte, die wir für den Strukturwandel

dringend brauchen. Wir sind

stolz darauf, als MIBRAG mit der Ausbildung

einen wichtigen Baustein für die Zukunft

der Region hinzuzufügen. Eine Berufsausbildung

kann aber nur deshalb so

erfolgreich sein, weil sich Tag für Tag engagierte

Ausbilder und Berufsschullehrer dafür

einsetzen“, betonte der Geschäftsführer.

Seit 1995 absolvierten über 1.100 junge

Menschen aus der Region eine zwei, dreibeziehungsweise

dreieinhalbjährige Facharbeiterausbildung

im MIBRAG-Ausbildungszentrum.

Anschließend konnten fast

700 junge Facharbeiter im Unternehmen

erste Berufserfahrungen sammeln. MI-

BRAG gehört zu den von der IHK Halle-Dessau

ausgezeichneten Top-Ausbildungsbetrieben

und bietet auch regionalen Partnerunternehmen

eine praxisnahe und zukunftsorientierte

Ausbildung in den Bereichen

Metalltechnik und Elektrotechnik an.

LL

www.mibrag.de (213211246)

Ørsted brings in Glennmont Partners

as a shareholder of Borkum

Riffgrund 3 Offshore Wind Farm

(orsted) Ørsted has signed an agreement

with Glennmont Partners (’Glennmont’),

who will be acquiring a 50 % ownership

share in Ørsted’s 900 MW German offshore

wind farm Borkum Riffgrund 3. The wind

farm, which was awarded at EUR 0 per

MWh in 2017 and 2018, is expected to be

commissioned in 2025, subject to Ørsted’s

final investment decision, which is expected

by the end of 2021.

The transaction is Ørsted’s first farmdown

to an institutional investor to be

signed prior to taking final investment decision

on the project.

33


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

The total transaction value, at completion

of the transaction, is expected to amount to

approximately DKK 9 billion which comprises

the price for the acquisition of a 50

% ownership share and the commitment to

fund 50 % of the payments under the EPC

contract for the entire wind farm.

Glennmont, who is wholly owned by the

USD 1.3 trillion global asset manager Nuveen,

is one of Europe’s largest fund managers

exclusively investing in clean energy

infrastructure. Glennmont has structured

its investment into Borkum Riffgrund 3 to

meet the needs of its institutional investors

including Nuveen’s parent, TIAA.

As part of the agreement, Ørsted will construct

the wind farm under a full-scope

EPC contract, perform operations and

maintenance services for 20 years, and provide

a route to market for the power and

green certificates generated by Borkum

Riffgrund 3. Ørsted has designed a 20-year

offtake agreement that provides Glennmont

with a combination of fixed price and

collared prices for 15 years for the majority

of their share of the volumes whilst also

leaving certain volumes exposed to market

power prices.

Ørsted has so far signed long-term fixed

price corporate power purchase agreements

on Borkum Riffgrund 3 for a total of

450 MW. Following the farm-down and the

corporate PPAs that have been signed to

date, Ørsted’s merchant exposure in the

first 10 years will be limited to the fixed and

collared tranche agreement under the

offtake agreement with Glennmont.

Ørsted is continuing to work on an advanced

pipeline of additional PPAs with

the aim to further optimise the remaining

merchant exposure in the first 10 years and

in the later years of the project.

Martin Neubert, Chief Commercial Officer

and Deputy Group CEO at Ørsted,

says: “We’re delighted to extend our cooperation

with Glennmont who are already

partners in Gode Wind 1 and are focusing

their entire portfolio on renewable energy

infrastructure investments, thereby supporting

the urgently needed shift from fossil-based

energy sources to energy systems

based on renewable energy sources.”

Francesco Cacciabue, CFO and Co-founder

at Glennmont says: “This is a landmark

investment for Glennmont. Since Glennmont’s

inception over a decade ago we

have sought to establish long-term relationships

that we can work with on multiple

investments for our clients over time,

and we’re very happy to once again work

with Ørsted to invest in the energy transition.

Our clients show a strong interest to

invest in clean energy as they seek solid returns

whilst decarbonising their portfolio

of investments. This interest is underpinned

by their confidence in our expertise

and ability to deliver value.”

Biff Ourso, Head of Infrastructure for Nuveen

says: “The new investment with

Ørsted exemplifies how Glennmont

achieves its strong clean energy investment

track record and is an important part of

why Nuveen acquired Glennmont earlier

this year. Nuveen and TIAA have a strong

emphasis on responsible investing, and this

latest agreement is a tangible step to

demonstrate our commitment to decarbonisation.”

Glennmont will partially finance the acquisition

and ongoing funding of its 50 %

share through a financing package that

was structured and led by Ørsted, and

co-arranged by Glennmont. The long-term

senior debt facilities, which include a number

of unique features that demonstrate a

market-leading approach for merchant-exposed

offshore wind financings, will be

provided by eight banks: Santander, SEB,

Natwest, ING, Bank of China, Helaba, ABN

AMRO and Siemens Bank.

The divestment is subject to Ørsted’s final

investment decision, which is expected by

the end of 2021, and to obtaining project

permit and merger and foreign investment

clearances. Completion of the transaction

is expected in Q4 2021 or Q1 2022.

Facts about Borkum Riffgrund 3

• Borkum Riffgrund 3 will have a total

export capacity of 900 MW and will be

located in the German North Sea close

to Ørsted‘s existing offshore wind farms

Borkum Riffgrund 1 and Borkum

Riffgrund 2.

• The power from Borkum Riffgrund 3

will be generated by 11 MW, 200 m

offshore wind turbines from Siemens

Gamesa.

• Commissioning of the wind farm is

expected in 2025, subject to Ørsted’s

final investment decision.

• In the German offshore wind auctions

in 2017 and 2018, Ørsted was awarded

the right to build three offshore wind

projects, today known under the joint

name Borkum Riffgrund 3, with bids of

EUR 0 per MWh. This was made

possible by a number of cost drivers,

including the installation of nextgeneration

wind turbine technology,

very good site conditions and high wind

speeds, and anticipated revenuestabilising

power purchase agreements

with industrial customers.

• Ørsted is the leading offshore wind

developer in Germany with approx.

1.35 GW in operation (Gode Wind 1&2,

Borkum Riffgrund 1&2), and approx.

1,1 GW under construction (Borkum

Riffgrund 3 and Gode Wind 3).

LL

www.orsted.com (213211248)

Ørsted completes Muscle Shoals

solar project in Alabama

• The 670,000 solar panel project is now

complete, increasing Ørsted‘s

operational solar PV capacity to 647

MW and diversifying the company‘s

footprint through a new partnership

with the Tennessee Valley Authority.

(orsted) Ørsted continues to expand its solar

footprint across the US and has completed

the 227 MWAC Muscle Shoals solar

PV project in Colbert County, Alabama.

Located in the Tennessee Valley Authority

(‚TVA‘) service area, the project has a longterm

PPA with TVA. This new project will

support the sustainability goals of Facebook‘s

data center in Huntsville, Alabama

that just started operations.

“We‘re very excited to add to our

high-quality, diverse customer base

through this long-term partnership with

TVA and Facebook,” says Vishal Kapadia,

Chief Commercial Officer of Ørsted‘s Onshore

business, adding: “The acquisition

and completion of Muscle Shoals represents

the continued successful execution of

our expansion strategy in which we seek to

complement our core market greenfield

development activities with opportunistic

acquisitions in new markets to diversify our

portfolio.”

“This solar farm is a historic moment in

TVA history,” said Doug Perry, Senior Vice

President, TVA Commercial Energy Solutions,

adding: “It‘s the first Green Invest

project to come online, and it demonstrates

the value of TVA‘s focus on cleaner energy.

Green Invest is helping us build the clean,

low-cost energy system of the future that‘s

essential to achieving our environmental

goals and competing for jobs in the new

clean economy.”

Since 2005, TVA has reduced carbon

emissions by 63%. With a variety of initiatives,

including long-term customer partnerships

for Green Invest projects, the utility

plans to reduce that number to 70% by

2030, 80% by 2035, and to achieve net-zero

emission generation by 2050.

Ørsted acquired Muscle Shoals in 2020

from Longroad Energy and has 1.4 GW of

solar and storage capacity in operation and

under construction.

LL

www.orsted.com (213211300)

34


VGB PowerTech 10 l 2021

Members´News

Um ihr langfristiges Engagement auf dem

griechischen Markt zu unterstreichen, wollen

RWE Renewables und PPC Renewables

ihre Zusammenarbeit etwa auf weitere

Photovoltaik-Projekte ausweiten.

PricewaterhouseCoopers Business Solutions

S.A. fungierte bei der Transaktion als

Berater für PPC.

LL

www.rwe.com (213211315)

RWE: Triton Knoll: Installation aller

Turbinen des Offshore-Windparks

vor der englischen Küste

abgeschlossen

Auf dem Foto (v.l.n.r.): Katja Wünschel, COO Wind Onshore und PV Europa und asiatischpazifischer

Raum von RWE Renewables, Konstantinos Mavros, CEO von PPC Renewables

und Konstantinos Mavros PPC_Costas Papamantellos RWE

RWE und PPC gründen Joint

Venture: Starke Partner für

Erneuerbare Energien in

Griechenland

• Fokus zunächst auf Photovoltaik-

Projekten mit einer Kapazität von bis zu

2 Gigawatt

(rwe) Griechenland ist eines der sonnenreichsten

Länder Europas und hat ehrgeizige

Wachstumspläne für Erneuerbare Energien.

RWE und PPC haben jetzt ihre Kräfte

gebündelt, um die griechische Energiewende

durch die Entwicklung großer Solarprojekte

mit einer Gesamtkapazität von

bis zu zwei Gigawatt (GW) voranzutreiben.

Durch diese Zusammenarbeit wird der

griechische Stromversorger sein Portfolio

weiter dekarbonisieren und auf Erneuerbare

Energien umstellen. Für RWE ist dies der

Eintritt in den griechischen Markt.

Konstantinos Mavros, CEO von PPC Renewables,

erklärt: „PPC hat sich verpflichtet,

die Energiewende im Land voranzutreiben.

Dies ist für die Transformation der

gesamten Unternehmensgruppe von entscheidender

Bedeutung. Gemeinsam mit

starken Partnern sind wir auf dem besten

Weg, unsere ehrgeizigen Ziele zu erreichen

und unseren eigenen Green Deal zu zeichnen.

Der heutige Tag markiert einen wichtigen

Meilenstein auf unserem Weg. Wir

heißen RWE in Griechenland willkommen

und freuen uns darauf, gemeinsam Projekte

von noch nie dagewesenem Ausmaß im

Land zu entwickeln.“

Katja Wünschel, COO Wind Onshore und

PV Europa und asiatisch-pazifischer Raum

von RWE Renewables, freut sich: „Europäische

Kooperationen, wie unsere Partnerschaft

mit PPC, sind gut für die Umsetzung

der Energiewende. Mit seiner hohen Sonneneinstrahlung

und seinem klaren Bekenntnis

zu Erneuerbaren Energien, ist

Griechenland für uns ein vielversprechender

Wachstumsmarkt. Als eines der weltweit

führenden Unternehmen im Bereich

der Erneuerbaren Energien werden wir

unsere Erfahrung und unser Wissen einbringen,

damit diese Zusammenarbeit zum

Erfolg wird.“

Nach der Absichtserklärung zu Beginn

dieses Jahres, haben RWE Renewables (51

%) und PPC Renewables (49 %) jetzt Vereinbarungen

zur Gründung eines Gemeinschafts-unternehmens

unterzeichnet. PPC

Renewables wird neun Solarentwicklungsprojekte

mit einer Gesamtleistung von bis

zu 940 Megawatt (870 MWac) beisteuern,

die in der nordgriechischen Region Westmakedonien

auf dem Gelände des ehemaligen

Braunkohletagebaus Amyntaio entstehen

sollen.

RWE Renewables hat sich eine Photovoltaik-Projektpipeline

in Griechenland von

ähnlicher Größe gesichert, um sie in das

Joint Venture einzubringen. Die Projekte

befinden sich in unterschiedlichen Entwicklungsstadien:

einige werden voraussichtlich

bereits 2023 in Betrieb genommen,

andere könnten 2025 folgen. Über

die finanziellen Bedingungen der Transaktion

haben beide Parteien Stillschweigen

vereinbart.

RWE Renewables verfügt über umfangreiche

Erfahrung und Expertise in den Bereichen

Engineering, Finanzierung, Bau

und Betrieb von Erneuerbaren-Energien-Projekten.

Das Unternehmen betreibt

Anlagen mit einer Kapazität von mehr als

neun GW auf Basis regenerativer Quellen

und baut derzeit weltweit Photovoltaikanlagen

mit einer Gesamtleistung von 1,4 GW

(1,2 GWac). PPC Renewables hat fundierte

Kenntnisse über den griechischen Energiemarkt,

Beziehungen zu wichtigen Interessengruppen

und ist lokal gut positioniert.

• Das Projekt verläuft nach Plan für

Inbetriebnahme aller Turbinen in 2021

• Die endgültige Fertigstellung des

Windparks ist für 2022 vorgesehen

• Jede der 90 hoch modernen Turbinen

kann mit nur einer Umdrehung einen

durchschnittlichen Haushalt in

Großbritannien 29 Stunden lang mit

Strom versorgen

(rwe) Im leistungsstärksten Offshore-Windpark,

den RWE derzeit baut, wurde

die letzte Turbine installiert und damit eine

wichtige Etappe im Bau des Windparks Triton

Knoll erreicht. Die letzte der insgesamt

90 hoch modernen 9,5-Megawatt-Turbinen

der Firma Vestas wurde heute errichtet.

Damit bleibt das Projekt auf Kurs für

die Inbetriebnahme aller Turbinen in diesem

Jahr und die endgültige Fertigstellung

des Projekts im Jahr 2022.

Der Offshore-Windpark Triton Knoll gehört

RWE (59 %) gemeinsam mit J-Power

(25 %) und Kansai Electric Power (16 %),

wobei RWE im Auftrag der Projektpartner

sowohl den Bau des Windparks als auch

den langfristigen Betrieb und die Wartung

übernimmt. Nach der vollständigen Inbetriebnahme

wird Triton Knoll in der Lage

sein, genug grünen Strom zu erzeugen, um

rechnerisch den Bedarf von mehr als

800.000 britischen Haushalten zu decken.

Die Installation der Turbinen hat im Januar

2021 begonnen und wurde trotz der

zahlreichen Herausforderungen, die die

Corona-Pandemie mit sich brachte, termingerecht

abgeschlossen.

Die im Offshore-Windpark Triton Knoll

eingesetzten Turbinen sind bis zu 187 Meter

hoch und jedes Rotorblatt ist über 80

Meter lang. Jede Turbine ist auf dem neuesten

Stand der Technik und kann einen

typischen Haushalt in Großbritannien bis

zu 29 Stunden lang mit nur einer Umdrehung

der Rotorblätter mit Strom versorgen.

Die Rotorblätter, Gondeln und Turmteile

wurden für die Offshore-Installation

im Hafen von Able Seaton in Teesside,

Großbritannien, vorbereitet. Dank der Investitionen

für Triton Knoll wurde die Infrastruktur

des Hafens von Able Seaton so

ausgebaut, dass sie erstmals für die Montage

und Installation von Turbinen genutzt

35


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

RWE-Offshore-Windpark Triton Knoll (Foto: RWE)

werden konnte. Der Hafen umfasst eine

140.000 Quadratmeter große Umschlaganlage

mit einem speziellen Kai, komplett

ausgestattet mit Straßen und Versorgungsinfrastruktur

sowie Büroeinheiten und Unterkünften

für die Mitarbeiter. Der Hafen

kann nun in vollem Umfang als Offshore-Konstruktionshafen

für künftige Entwicklungen

genutzt werden. Nach Abschluss

der Bauarbeiten an Triton Knoll

sind bereits weitere Projekte in Planung.

Der Windpark Triton Knoll liegt rund 32

Kilometer vor der Küste Lincolnshires im

Nordosten Englands. Im Februar 2021

wurde dort der erste Strom erzeugt und ins

Netzt eingespeist. Die Installation und Inbetriebnahme

der restlichen Turbinen sollen

nun ebenfalls planmäßig abgeschlossen

werden. Das geplante Gesamtinvestitionsvolumen

beläuft sich auf rund 2,3 Milliarden

Euro.

Neben Triton Knoll baut RWE derzeit in

Deutschland den Offshore-Windpark Kaskasi

(342 MW) und errichtet in Großbritannien

den Offshore-Windpark Sofia mit

einer Kapazität von 1,4 GW. Zudem schreitet

RWE mit vier Erweiterungsprojekten in

Großbritannien voran, die zusammen über

eine potenzielle Gesamtleistung von rund

2,6 GW verfügen (RWE-Anteil: 1,3 GW).

Darüber hinaus ist das Unternehmen in der

britischen Auktion um die Vergabe neuer

Gebiete zur Entwicklung von Offshore-Windprojekten,

der sog. „Offshore Wind

Leasing Round 4“, als bevorzugter Bieter

für zwei benachbarte Standorte auf der

Dogger Bank mit einer potenziellen Gesamtkapazität

von 3 GW ausgewählt worden.

Weltweit verfügt RWE über eine

Offshore-Windprojektpipeline von rund 10

GW, mit gesicherten Entwicklungsrechten

als Teil ihrer Gesamtpipeline von mehr als

30 GW.

Sven Utermöhlen, CEO Wind Offshore

der RWE Renewables: „Die Installation der

letzten Triton-Knoll-Turbine ist ein Moment

voller Stolz für RWE und alle, die involviert

waren: unsere Partner J-Power

und Kansai Electric Power, unsere Lieferanten

und unser gesamtes Projektteam.

Obwohl die Arbeit durch Corona erheblich

erschwert war, hat das Team dennoch diesen

tollen Meilenstein erreicht und die Installation

termingerecht abgeschlossen. Das

ist eine tolle Leistung, die RWEs Expertise

und Erfahrung beim Management großer

Offshore-Windprojekte erneut unterstreicht.“

LL

www.rwe.com (213211304)

RWE investiert in neue Serviceund

Betriebsstation an der

britischen Ostküste

• Die neue Betriebsbasis Grimsby Hub

erweitert die bestehende Servicestation

für den Offshore-Windpark Triton Knoll

• RWE schafft an der englischen Küste

mit Grimsby Hub Kompetenzzentrum

für Wartung und Betrieb von Offshore-

Windparks

(rwe) RWE investiert in eine hochmoderne

Betriebs- und Servicestation im Hafen von

Grimsby. Die neue Betriebsbasis Grimsby

Hub erweitert die bestehende Servicestation

für den Offshore-Windpark Triton Knoll

und wird künftig ein Kompetenzzentrum

für das RWE-Spezialistenteam, das den

Austausch von Großkomponenten und

Offshore-Reparaturen verantwortet. In Zukunft

wird RWE die neue Betriebsbasis

auch für Betriebs- und Wartungsaktivitäten

des Offshore-Windparks Sofia nutzen,

den RWE mit einer installierten Kapazität

von 1,4 Gigawatt (GW) vor der britischen

Küste auf der Doggerbank errichtet.

In der neuen Betriebsbasis werden voraussichtlich

rund 140 Beschäftigte arbeiten;

etwa 60 neue Arbeitsplätze entstehen.

Zudem sind weitere Jobs im Umfeld des

Kompetenzzentrums möglich. RWE wird

mit dem Grimsby Hub langfristig in der Region

präsent sein und dadurch ihre Beziehungen

zu lokaler Wirtschaft und den örtlichen

Gemeinden stärken.

Sven Utermöhlen, CEO Wind Offshore,

RWE Renewables: „Mit dem Grimsby-Hub

etablieren wir den dynamischen One-

Team-Ansatz für den Betrieb unserer beiden

größten Offshore-Windparks. Von

unserem Kompetenzzentrum, in dem wir

Fachkenntnisse und Erfahrungen austauschen,

wird der gesamte Offshore-Bereich

unseres Unternehmens profitieren. Langfristig

stellen wir damit sicher, dass unsere

Projekte kosteneffizient grünen Strom

liefern.“

Die Entscheidung für Grimsby als Standort

für den Hub fiel aufgrund seiner Nähe

zu bestehenden und künftigen Projekten

sowie wegen seines Tiefwasser-Kais. Dieser

ist für den Einsatz von Service-Schiffen,

den Service Operations Vessels (SOV), geeignet.

Für die Erweiterung pachtet RWE

zusätzlich 1,3 Hektar Land. Die Bauarbeiten

sollen im ersten Quartal 2022 beginnen

und bis zum vierten Quartal 2022 andauern.

Der Einzug der Serviceteams ist

für Ende 2023 geplant. Nach Fertigstellung

wird die neue Anlage eine gemeinsame

Leitwarte für die 24-Stunden-Überwachung

mehrerer Standorte, moderne Büroräume

sowie Lagerflächen umfassen.

Simon Bird, ABP Humber Director: „Das

sind großartige Neuigkeiten und unterstreicht

einmal mehr die Bedeutung des

Hafens von Grimsby, wenn es um Betrieb

und Instandhaltung von Offshore-Windkraftanlagen

geht. Grimsby bietet hinsichtlich

Lage, Infrastruktur und Fachkräften

beste Voraussetzungen für die wachsende

Offshore-Industrie.“

RWE ist eines der weltweit führenden

Unternehmen im Bereich der Erneuerbaren

Energien und betreibt ein Offshore-Windportfolio

mit einer Gesamtkapazität

(RWE-Anteil) von 2,4 GW. Neben Triton

Knoll baut RWE derzeit in Deutschland

den Offshore-Windpark Kaskasi (342 Megawatt)

und errichtet in Großbritannien

den Offshore-Windpark Sofia mit einer

Kapazität von 1,4 GW. Zudem schreitet

RWE mit vier Erweiterungsprojekten in

Großbritannien voran, die zusammen

über eine potenzielle Gesamtleistung von

rund 2,6 GW verfügen (RWE-Anteil: 1,3

GW). Darüber hinaus ist das Unternehmen

in der britischen Auktion um die Vergabe

neuer Gebiete zur Entwicklung von

Offshore-Windprojekten, der sogenannten

„Offshore Wind Leasing Round 4“, als bevorzugter

Bieter für zwei benachbarte

Standorte auf der Dogger Bank mit einer

potenziellen Gesamtkapazität von 3 GW

ausgewählt worden. Weltweit verfügt

RWE über eine Offshore-Windprojektpipeline

von rund 10 GW, mit gesicherten Entwicklungsrechten

als Teil ihrer Gesamtpipeline

von mehr als 30 GW.

36


VGB PowerTech 10 l 2021

Members´News

Tom Glover, RWE UK Country Chair: „In

den Royal Docks von ABP im Hafen von

Grimsby haben wir bereits moderne Betriebsanlagen

für Triton Knoll errichtet, die

alle Vorteile eines Tiefwasser-Kais bieten.

Mit der Erweiterung der bestehenden Anlagen

baut RWE ein wichtiges Wissensund

Kompetenzzentrum auf. Es sichert

unsere Präsenz in der Region langfristig

und soll Arbeitsplätze sowie einen Ort für

Fortbildungsangebote schaffen. Zudem

können wir mit diesem Hub unsere Beziehungen

zu den Zulieferern aus der Region

intensivieren.“

LL

www.rwe.com (213211310)

Müllröstung zur Wasserstoff erzeugung:

RWE errichtet Pilot anlage an

Innovationszentrum Niederaußem

• Vorstufe zur Gewinnung von grünem

Wasserstoff aus Reststoffen

• Verfahren soll bei Wasserstoff-Projekt

FUREC in den Niederlanden zum

Einsatz kommen

• Inbetriebnahme der 3 Mio. Euro teuren

Pilotanlage für Juli 2022 geplant

Roger Miesen, CEO der RWE Generation:

„Wasserstoff ist entscheidend für die Dekarbonisierung

der Industrie. Die Nachfrage danach

steigt, weil viele Unternehmen ihre Klimaziele

nur mit grünem Wasserstoff erreichen

können. In unserer neuen Pilotanlage in

Niederaußem werden wir Teile eines innovativen

Herstellungsverfahrens für Wasserstoff

optimieren. Die dabei gewonnenen Erkenntnisse

fließen in unser Projekt FUREC in den

Niederlanden ein. Dort planen wir, zirkulären

und grünen Wasserstoff sowie CO 2 aus Siedlungsabfällen

zu gewinnen und für die Industrie

nutzbar zu machen. FUREC wird dazu

beitragen, in der Region Limburg ein Zentrum

der Kreislaufwirtschaft zu etablieren. Zugleich

helfen wir damit der chemischen Industrie,

ihren CO 2 -Ausstoß zu reduzieren.“

(rwe) An ihrem Innovationszentrum in

Niederaußem errichtet RWE zusammen

mit dem Anlagenbau-Unternehmen John

Cockerill eine neue Pilotanlage. Darin soll

ein Röstprozess (Torrefizierung) optimiert

werden, der zur Wasserstoffgewinnung

aus Siedlungsabfällen erforderlich ist.

RWE investiert 3 Mio. Euro in die Pilotanlage,

die Mitte 2022 in Betrieb gehen soll.

Herz der Anlage ist eine spezielle Herdofenanlage

von John Cockerill. In ihr werden

Reststoff-Pellets so geröstet, dass sie zu

Staub zermahlen und in einem thermischen

Verfahren unter Luftabschluss in

Wasserstoff und CO 2 aufgespalten werden

können.

Die Pilotanlage entsteht am RWE-Innovationszentrum

in Niederaußem, weil das

Unternehmen dort über Infrastruktur zur

Handhabung von Gasen verfügt. Die „Müllröstanlage“

in Niederaußem ist eine Vorstufe

für das Projekt FUREC (Fuse Reuse

Recycle) im Industriepark Chemelot im

Müllröstung zur Wasserstofferzeugung: RWE errichtet Pilotanlage an

Innovationszentrum Niederaußem

niederländischen Limburg. Dort plant

RWE, aus Siedlungsabfällen zirkulären

und grünen Wasserstoff sowie CO 2 für die

chemische Industrie zu erzeugen. Dabei

wird FUREC den Wasserstoff und das CO 2

recyceln, die bei einer Verbrennung oder

Deponierung von Abfall normalerweise in

die Atmosphäre entweichen.

Weil ein Großteil des eingesetzten Abfalls

organischen Ursprungs ist (z.B. Textilien,

Papier), werden 50 % des so recycelten

Wasserstoffs „grün“ sein. Der Rest gilt als

zirkulärer Wasserstoff, weil er aus Plastikabfällen

zurückgewonnen und industriell

genutzt wird. Auf diese Weise verbleibt er

im Stoffkreislauf.

Weil FUREC als Ausgangsstoff für die

Wasserstofferzeugung Siedlungsabfälle

statt Erdgas einsetzt, kann der Erdgasverbrauch

im Industriepark Chemelot jährlich

um mehr als 200 Millionen Kubikmeter reduziert

werden. Das entspricht dem jährlichen

Gasbedarf von etwa 140.000 Haushalten

und vermeidet den Ausstoß von

380.000 Tonnen CO 2 pro Jahr. Das bei dem

FUREC-Prozess freigesetzte CO 2 kann

künftig gespeichert werden (CCS), was zu

negativen Emissionen führt. Darüber hinaus

kann es als Rohstoff (grüner Kohlenstoff)

bei Chemelot verwendet oder über

Pipelines z. B. nach Rotterdam oder ins

Ruhrgebiet transportiert werden.

Christophe Cassant, CEO John Cockerill

Environment: „Das Projekt zeigt, wie Technologien

von John Cockerill Environment

zur Lösung von Zukunftsaufgaben beitragen.

Wir sind stolz darauf, am FUREC-Projekt

von RWE teilzunehmen, weil es helfen

wird, die Industrie zu dekarbonisieren und

die Bedürfnisse unserer Kunden in den

Niederlanden und Deutschland zu erfüllen.

Unsere MHF-Ofentechnologie wird in

Anwendungen zum Einsatz kommen, die

aktiv dazu beitragen, CO 2 -Emissionen zu

reduzieren.“

LL

www.rwe.com (213211319)

RWE Power legt das Kraftwerk

Frimmersdorf endgültig still

• Sicherheitsbereitschaft der beiden

letzten Blöcke P und Q endete am

30. September

• Traditionsreicher Energiestandort war

fast 100 Jahre lang aktiv

• Zukunft des Areals wird mit Stadt

Grevenbroich und Rhein-Kreis Neuss

geklärt

(rwe) RWE Power legt das Braunkohlenkraftwerk

Frimmersdorf endgültig still. Die

vierjährige Sicherheitsbereitschaft der beiden

noch verfügbaren 300-Megawatt-Blöcke

P und Q endet am 30. September. Die

übrigen Blöcke sind schon deutlich früher

vom Netz gegangen. Die betroffenen rund

30 Mitarbeiter wechseln entweder in den

Ruhestand oder zum benachbarten Kraftwerk

Neurath, mit dem der Standort Frimmersdorf

organisatorisch verbunden ist.

Was aus dem traditionsreichen und

gleichzeitig attraktiven Industriestandort

wird, wird in einem Projekt mit der Stadt

Grevenbroich und dem Rhein-Kreis Neuss

geklärt.

In dem Grevenbroicher Stadtteil ging bereits

1926 ein erstes Braunkohlenkraftwerk

in Betrieb. Das spätere Kraftwerk Frimmersdorf

II mit seinem markanten, rund 550

Meter langen Maschinenhaus und zwei

100- sowie zwölf 150-MW-Blöcken ergänzte

und ersetzte es ab dem Jahr 1955. Die

Anlage war Vorreiterin der Kraftwerkstechnologie

und zeitweise das größte Wärmekraftwerk

der Welt. Die beiden letzten Blöcke

P und Q nahmen 1966 und 1970 die

Stromerzeugung auf. Die intern „Paula“

und „Quelle“ genannten Anlagen wurden

zum 1.Oktober 2017 in die Sicherheitsbereitschaft

überführt.

Bis Ende nächsten Jahres gehen an den

anderen RWE-Standorten im Revier weitere

sechs Braunkohlenblöcke vom Netz. Von

den Stilllegungen, die gemäß dem Kohleausstiegs-gesetz

erfolgen, sind bis 2023

37


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

rund 3.000 Beschäftigte der RWE Power

betroffen. Der Ende August 2020 abgeschlossene

Tarifvertrag stellt sicher, dass es

keine betriebsbedingten Kündigungen gibt

und die Stilllegungen sozialverträglich gestaltet

werden. Dazu leisten auch die staatlichen

Maßnahmen, wie etwa das Anpassungsgeld,

einen Beitrag. Bis 2030 reduziert

RWE ihre Braunkohlenkapazitäten

um zwei Drittel. Der konsequente und verlässliche

schrittweise Ausstieg aus der Kohle

ist in vollem Gange und ein weiterer

wichtiger Bestandteil der Transformation

von RWE zu einem der weltweit führenden

Betreiber von Erneuerbaren Energien.

„Dass ,Paula‘ und ,Quelle‘ so viele Jahre

zuverlässig für die Stromversorgung verfügbar

waren, ist einer professionellen Betriebsführung

und einer hervorragenden

Instandhaltung zu verdanken, vor allem

aber ist sie das Ergebnis des großen Engagements

der ganzen Mannschaft“, betonte

RWE Power-Vorstandsmitglied Dr.

Lars Kulik bei einer internen Abschiedsfeier.

Er würdigte die Rolle des Standorts

Frimmersdorf für die Entwicklung von

RWE, für die Stadt Grevenbroich und für

die Stromversorgung Deutschlands.

Die beiden Blöcke „Paula“ und „Quelle“

haben seit ihrer Inbetriebnahme in zusammen

700.000 Betriebsstunden 244 Milliarden

Kilowattstunden Strom erzeugt. Damit

könnte man rein rechnerisch sämtliche

Stromverbraucher Düsseldorfs 60 Jahre

lang versorgen. Der gesamte Standort

Frimmersdorf II hat seit Bestehen fast 1000

Milliarden Kilowattstunden Strom erzeugt

– genug, um Düsseldorf 250 Jahre unter

Strom zu halten ...

LL

www.rwe.com (213211311)

RWE: Gaskraftwerk Biblis:

Bauarbeiten an 300 Megawatt

Anlage schreiten voran

• Transformatoren wurden über den

Rhein angeliefert

• Inbetriebnahme ist für Oktober 2022

vorgesehen

(rwe) Die Bauarbeiten für das als „Netzstabilitätsanlage“

geplante Gaskraftwerk am

Standort Biblis schreiten weiter voran.

Heute sind die beiden letzten von insgesamt

vier Transformatoren in Biblis angekommen.

Die Anlieferung erfolgte aufgrund

der Höhe von rund fünf Metern und

einem Gewicht von circa 160 Tonnen über

den Rhein. Die beiden Großkomponenten

werden nun an der Anlegestelle des Kraftwerks

mit dem Hafenkran umgeladen und

zur Baustelle gebracht. Die beiden ersten

Transformatoren sind seit dem 28. September

in Biblis. Sie werden benötigt, um den

im Bedarfsfall erzeugten Strom in das vorhandene

Stromübertragungsnetz einspeisen

zu können.

Das Kraftwerk Frimmersdorf in der Bauphase 1954.

Neben den Gründungs- und Fundamentarbeiten,

bei denen es hochwasserbedingt

Verzögerungen gab, sind auf der Baustelle

bereits die ersten Gebäude für Hilfssysteme

und Schaltanlagen zu sehen. Insgesamt

sind mehr als 500 Pfahlgründungen

erforderlich, um das Kraftwerk errichten

zu können. Auch der Stromnetzanschluss

sowie der Anschluss an das Gasnetz sind

bereits weit fortgeschritten. Die Anlage

wird eine gesicherte elektrische Leistung

von bis zu 300 Megawatt bereitstellen und

soll bis zum Oktober 2022 den Betrieb aufnehmen.

RWE Generation hat im November 2020

vom Übertragungsnetzbetreiber Amprion

den Zuschlag für den Bau und den Betrieb

dieses Gaskraftwerks erhalten. Die Anlage

wird nicht dem freien Strommarkt zur Verfügung

stehen, sondern ausschließlich auf

Anforderung der Netzbetreiber zur Gewährleistung

einer sicheren und zuverlässigen

Stromversorgung betrieben werden.

Ziel ist es, mit einem flexiblen Gaskraftwerk

kurzfristig Strom zur Verfügung stellen

zu können, um somit zur Systemsicherheit

beizutragen.

LL

www.rwe.com (213211313)

steag: Fernwärme-Verbund Saar

verringert CO 2 -Fußabdruck

• Verzicht auf Steinkohle verbessert

Emissionsbilanz und bedingt eine

Anpassung der Tarifsystematik

(steag) STEAG und Fernwärme-Verbund

Saar (FVS) machen weitere Fortschritte in

Sachen Energiewende: Weil die Fernwärmeversorgung

an der Saar künftig ohne

Energieerzeugung aus Steinkohle auskommt,

wird die ohnehin schon ressourcenschonende

Fernwärmeversorgung nun

noch klimaverträglicher. Durch den neuen

Energiemixwird auch eine Umstellung der

Tarifsystematik erforderlich, weil der Fernwärmepreis

zukünftig nicht mehr auf

Grundlage von Steinkohle-Preisindizes gebildet

werden kann.

Bis spätestens 2038 wird Deutschland

aus der Energieerzeugung aus Kohle aussteigen.

Für Kunden des Fernwärme-Verbunds

Saar (FVS) wird der Kohleausstieg

bereits zum kommenden Jahr Realität. Ab

dann wird im Versorgungsgebiet der FVS

keine Fernwärme mehr mit Steinkohle erzeugt.

Möglich wird das dank der vorausschauenden

Planungen von STEAG und FVS,

schrittweise andere Wärmequellen zu erschließen.

So hat STEAG am Standort Völklingen-Fenne

bestehende Gasmotoren

modernisiert, die nach dem Prinzip der

Kraft-Wärme-Kopplung nicht nur Wärme,

sondern zugleich auch Strom erzeugen

und darum ganz besonders effizient und

ressourcenschonend arbeiten.

Zur Deckung von Spitzenlastbedarfen gehen

zum Beginn der Heizperiode 2021 in

Völklingen und Saarlouis zudem neue, erdgasbefeuerte

Heizwerke in Betrieb und gemeinsam

mit dem Entsorgungsverband Saar

(EVS) rüstet STEAG derzeit die Abfallverwertungsanlage

(AVA) Velsen zur Wärmelieferantin

für den FVS um. Künftig stehen der

Fernwärmeversorgung 170 Millionen Kilowattstunden

(kWh) klimafreundliche Fernwärme

pro Jahr zusätzlich zur Verfügung.

Für Fernwärmekunden des FVS ergeben sich

daraus gleich mehrere Vorteile.

Verbesserte CO 2 -Bilanz sorgt für

geringere CO 2 -Abgabe

Erstens: Die CO 2 -Bilanz der Wärmeversorgung

verbessert sich weiter. Das ist

nicht nur eine gute Nachricht für Klima

und Umwelt, sondern auch für den Geldbeutel

der Fernwärmekunden. Denn ab

Januar 2022 wird gemäß Brennstoffemissionshandelsgesetz

(BEHG) auch für den

38


VGB PowerTech 10 l 2021

Members´News

Fernwärmebezug eine CO 2 -Abgabe fällig.

Wegen der verbesserten CO 2 -Bilanz fallen

die damit einhergehenden Mehrkosten

entsprechend geringer aus. Grundsätzlich

gilt: STEAG und FVS haben auf diese Preiskomponente

keinen Einfluss. Sie ergibt

sich aus gesetzlicher Vorschrift und wird

künftig jährlich angepasst.

Zweitens: Weil die Wärmeerzeugung künftig

nicht mehr auf dem Energieträger Steinkohle

basiert, passen STEAG und FVS die

Preisänderungsformel an. Darin wird in Zukunft

kein Preisindex für Steinkohle mehr

berücksichtigt, sondern andere Preisindizes.

Diese werden vom Statistischen Bundesamt,

also von unabhängiger dritter Seite, errechnet

und bereitgestellt. Diese Indizes sind

über die Internetseite www.destatis.de jederzeit

transparent und einsehbar.

LL

www.steag.com (213211324)

STEAG-PV-Tochter schließt

Kooperation für BeNeLux-Markt

• Greenbuddies und STEAG Solar Energy

Solutions vereinbaren Zusammenarbeit

(steag) Die STEAG Solar Energy Solutions

GmbH (SENS) und das tschechisch-niederländische

Unternehmen Greenbuddies

Energy BV mit Sitz in Eindhoven bündeln

künftig ihre Kräfte auf dem Photovoltaik-Markt

der BeNeLux-Staaten. Ziel ist

es, in Belgien, den Niederlanden und Luxemburg

Freiflächen-PV-Projekte und dazugehörige

Service-Dienstleistungen anzubieten.

Von der Greenbuddies-Niederlassung im

niederländischen Eindhoven, die von Jos

Schlangen geleitet wird, sollen künftig gemeinsam

Utility Scale-Projekte entwickelt

werden. Aktuell zeichnet sich ab, dass bis

Anfang 2023 mit den ersten baureifen PV-

Parks zu rechnen ist. Mittelfristig haben

sich die Partner das Ziel gesetzt, bis 2025

ein Portfolio von 250 Megawatt (MWp) zu

realisieren. Dabei ist vorgesehen, dass

SENS die Projekte als Generalunternehmer

(EPC) planen, entwickeln und bauen sowie

anschließend als Servicedienstleiter

(O&M) betreiben wird.

Vertraut mit dem BeNeLux-Markt

Dabei kommt SENS zugute, bereits über

einschlägige Erfahrungen auf dem Drei-

Länder-Markt zu verfügen: „Die Benelux-Länder

sind für uns die logische Erweiterung

unserer bestehenden Aktivitäten in

Europa. Wir sehen in diesem Markt noch

enormes Potenzial, auch wenn es dort

schon vorhandene Akteure und Projekte

gibt,“ erklärt André Kremer, Geschäftsführer

der SENS. Der PV-Dienstleister ist bereits

seit mehreren Jahren im niederländischen

Markt aktiv und hat dort EPC-Projekte

im Bereich Aufdach-PV und Freifläche

realisiert. Mit dem 12 MWp-Solarpark

Leeuwarden hat das Unternehmen 2019

den Frisian Energy Prize gewonnen.

Die neue, hochmoderne und ressourcenschonende

Anlage arbeitet nach dem Prinzip

der Kraft-Wärme-Kopplung. Das bedeutet,

dass sie mit einer installierten elektrischen

Leistung von rund 600 Megawatt

(MW) Strom sowie mit 400 MW thermischer

Leistung zugleich auch Wärme erzeugt.

„Damit erfüllt das neue GuD Herne geradezu

idealtypisch die Anforderungen für

eine zukunftsweisende Energieversorgung:

Es garantiert Versorgungssicherheit,

ist wirtschaftlich und effizient und damit

umweltverträglich“, sagt Joachim Rumstadt,

Vorsitzender der Geschäftsführung

der STEAG GmbH.

Sicherung der Fernwärmeversorgung

Mit diesem hohen Effizienzgrad leistet

das neue Kraftwerk, das im Sommer 2022

in Betrieb gehen soll, einen wichtigen Beitrag

zur langfristigen Sicherung der Fernwärmeversorgung

im Ruhrgebiet. Deren

Emissionsbilanz verbessert sich mit dem

neuen Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerk

noch einmal deutlich: Gegenüber dem bisher

am Standort Herne betriebenen Steinkohlekraftwerk

senkt das GuD Herne künftig

die CO 2 -Emissionen pro Jahr um bis zu

50 Prozent.

„Möglich wird diese erhebliche Verbesserung

der Umweltbilanz dank eines besonders

hohen Gesamtnutzungsgrads des im

GuD eingesetzten Erdgases von 85 Prozent.

Das ist ein Spitzenwert, der in der

Welt seinesgleichen sucht“, sagt Dr. Ralf

Schiele, Geschäftsführer der STEAG GmbH

und im Unternehmen verantwortlich für

die Bereiche Markt und Technik.

Thyssengas plant und baut Leitung in

Rekordzeit

Eine wesentliche Voraussetzung für die

Inbetriebnahme des neuen Gas- und

Dampfturbinen-Kraftwerks der STEAG in

Herne ist der Anschluss an das Erdgastransportnetz.

Diesen Auftrag übernahm der

Fernleitungsnetzbetreiber Thyssengas

GmbH aus Dortmund. Nach mehrjähriger

Planung und Erteilung des Planfeststellungsbeschlusses

im November 2019 ist es

Thyssengas gelungen, die 23 Kilometer

lange Leitung innerhalb von nur zwei Jahsteag:

Fernwärme-Verbund Saar verringert CO 2 -Fußabdruck

Insofern fügt sich die Kooperation mit

Greenbuddies – einem auf vielen westlichen

Märkten der EU vertretenen Entwicklungs-,

Installations- und Bauunternehmen

– perfekt in die Wachstumsstrategie der

SENS. Die Würzburger STEAG-Tochtergesellschaft

mit eigenen Töchtern bzw. Niederlassungen

in Italien, Spanien, Portugal

und Großbritannien verfolgt in Europa

und darüber hinaus ambitionierte Ziele.

Deutlicher Beleg für den Expansionskurs

des Unternehmens ist nicht zuletzt die Verdopplung

der Mitarbeiterzahl in den letzten

drei Jahren. „Vor diesem Hintergrund

sind wir stets auf der Suche nach engagierten

Partnern mit einem ähnlichen Mindset.

Ich freue mich sehr auf die Zusammenarbeit

mit den Greenbuddies, die sich mit

unserer ‚good energy‘ ebenso identifizieren

können wie wir“, so André Kremer.

Partner mit gleicher Philosophie

In der Tat zeichnen sich Greenbuddies und

SENS durch eine sehr ähnliche Geschäftsphilosophie

aus; die Chemie zwischen den

Partnern stimmte daher von Anfang an. Das

sieht auch Aleš Spáčil, Miteigentümer und

Vertriebsleiter der Greenbuddies, so: „Wir

waren erfreulicherweise sofort auf einer

Wellenlänge mit SENS und freuen uns darauf,

gemeinsam unseren Beitrag zur Energiewende

in den BeNeLux-Ländern zu leisten.

Unsere Mission ist, unseren Planeten

grüner und nachhaltiger zu gestalten. Das

verbindet unsere Unternehmen und gibt

uns den Antrieb, gemeinsam möglichst viele

Projekte erfolgreich zu realisieren“.

Kraftwerksprojekt von STEAG

erreicht weiteren Meilenstein

• Start der Erdgasbelieferung über die

Pipeline von Thyssengas

(steag) Der Bau des neuen Gas- und

Dampfturbinen-Kraftwerks von STEAG in

Herne schreitet voran. Nach dem erfolgreichen

Anschluss der Anlage an das Erdgasleitungsnetz

von Thyssengas vor knapp einem

Jahr haben Vertreter von Thyssengas,

STEAG und Anlagenbauer Siemens Energy

jetzt die Erdgasversorgung für das moderne

und hocheffiziente Kraftwerk symbolisch

in Betrieb genommen.

39


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

ren zu verlegen – trotz anspruchsvoller

Trassenführung, wie etwa der Unterquerung

der Emscher und des Rhein-Herne-Kanals,

sowie der andauernden Corona-Pandemie.

Die neue Gasleitung verläuft

vom Anbindungspunkt in Datteln bis zum

Kraftwerksstandort in Herne und kreuzt

unterwegs Gebiete der Städte Oer-Erkenschwick,

Recklinghausen und Herten. Das

Projekt war für Thyssengas eines der größten

Neubauvorhaben in den vergangenen

Jahren.

Beitrag zu gelingender Energiewende

Dr. Thomas Gößmann, Vorsitzender der

Geschäftsführung von Thyssengas, machte

bei der gemeinsamen Pressekonferenz

der beteiligten Unternehmen deutlich,

welche Bedeutung das gemeinsame Projekt

für die schrittweise Dekarbonisierung

der Energieversorgung hat: „Mit dem

Neubau der Datteln-Herne-Leitung haben

wir nicht nur unseren gesetzlichen Auftrag

erfüllt, den Anschluss an das Kraftwerk

sicherzustellen. Nein, wir helfen

auch dabei, die Energiewende im Ruhrgebiet

mitzugestalten. Denn Erdgas spielt

als Brückentechnologie mittelfristig eine

zentrale Rolle, um die Energieversorgung

in Deutschland weiterhin zuverlässig und

flexibel sicherzustellen“.

Positive Zwischenbilanz des Projekts

Auch Anlagenbauer Siemens Energy sieht

den aktuellen Projektstand positiv. „Wir

freuen uns sehr, dass es uns trotz anspruchsvoller

Rahmenbedingungen in einer

gemeinsamen Anstrengung aller Beteiligten

gelungen ist, das Projekt auch unter

den zusätzlich fordernden Bedingungen

der Corona-Pandemie im Wesentlichen im

Zeitplan zu halten“, sagt Tim Dawidowsky,

Senior Vice President Project Excellence

bei Siemens Energy.

Darüber hinaus sei der Kraftwerksneubau

auch für Siemens Energy eine wichtige

Wegmarke auf dem eingeschlagenen Kurs

Richtung Dekarbonisierung. „Unser Ziel ist

es, unsere Kunden mit den modernsten

und effizientesten Technologien und Lösungen

der Energiewirtschaft zu unterstützen,

ganz gleich, an welchem Punkt der

Energiewende sie sich befinden“, so betont

Tim Dawidowsky. Schon heute seien Gasturbinen

von Siemens Energy in der Lage,

zu einem gewissen Anteil beigemischten

Wasserstoff mit zu verbrennen, was weitere

Chancen zur Emissionsminderung eröffne,

sobald die Wasserstoffwirtschaft in

Schwung käme.

Industriepolitischer Meilenstein für die

Metropole Ruhr

Hernes Oberbürgermeister Dr. Frank

Dudda (SPD) sieht in dem Kraftwerksneubau

ein wichtiges Signal für die Industrieregion

Ruhrgebiet: „Das jetzt kurz vor der

Fertigstellung stehende GuD zeigt, dass

wir hier an der Ruhr solche Infrastrukturprojekte

können und wollen – ganz abgesehen

davon, dass es uns auch ganz konkret

unserem Ziel näherbringt, grünste Industrieregion

Deutschlands zu werden“, ordnet

der Herner Oberbürgermeister, der auch

Vorsitzender der Verbandsversammlung

des Regionalverbands Ruhr (RVR) ist, die

Bedeutung des Projekts für die Metropolregion

ein.

LL

www.steag.com (213211327)

STEAG setzt auf

künstliche Intelligenz

• Photovoltaik-Tochter SENS stellt

Software zum vorausschauenden und

ertragsoptimierten Betrieb von

Solaranlagen vor

(steag) Die STEAG Solar Energy Solutions

GmbH (SENS), eine Tochtergesellschaft

des Essener Energieunternehmens STEAG,

präsentiert auf der Branchenfachmesse

„Intersolar Europe“ in München eine neue

Software, die mittels künstlicher Intelligenz

eine vorausschauende Überwachung

von Solaranlagen ermöglich. Dies hilft Anlagenbetreibern

künftig dabei, Probleme

beim Anlagenbetrieb im Voraus zu erkennen,

Probleme oder gar Schäden zu vermeiden

und damit ihre PV-Anlage verlässlicher

und rentabler zu betreiben.

Die Software-Lösung aus dem Hause

SENS hört auf den Namen „Sensaia“. Sie

basiert auf erprobten Algorithmen mit

mehr als zehn Jahren Anwendungserfahrung

– entwickelt von erfahrenen Ingenieuren

aus dem STEAG-Konzern. STEAG

setzt ähnliche Produkte, die ebenfalls nach

dem Prinzip der der vorausschauenden Instandhaltung

arbeiten, bereits seit Jahren

erfolgreich bei Windenergie- oder anderen

Energieerzeugungsanlagen ein.

Fehler vorausschauend erkennen

Die Funktionsweise ist denkbar einfach:

Das System nimmt fortlaufend Betriebsdaten

der zu überwachenden PV-Anlage auf

und lernt, diese immer besser zu verstehen.

Je mehr Betriebsdaten Sensaia gesammelt

hat, desto präziser kann die Anwendung

Betriebsszenarien und Anlagenverhalten

voraussagen – und bei sich abzeichnenden

Fehlentwicklungen Alarm schlagen.

Dank einer übersichtlichen und

intuitiv zu bedienenden Nutzeroberfläche

ermöglicht Sensaia damit ein ganz neues

Level von Bedienqualität sowie von Effizienz

und Planungssicherheit beim Anlagenbetrieb.

Sammeln, analysieren, lernen,

voraussagen

Denn die auf Basis künstlicher, fortlaufend

lernender Intelligenz analysierten Betriebsdaten

der Anlage liefern sehr exakte

Vorhersagen über mögliche Fehlerquellen,

ehe diese wirksam werden und womöglich

einen Ausfall der Anlage zur Folge haben.

Das ermöglicht frühzeitiges Handeln, verringert

kostspielige Ausfälle und errechnet

optimale Wartungstermine. Der Einsatz

von statistischer Prozesskontrolle sorgt zudem

für eine erhöhte Fehlervalidität, wodurch

die Servicequalität kontinuierlich

optimiert werden kann. Für die Anlagenbetreiber

heißt das konkret: Sie profitieren

dank eines störungsfreien Betriebs von einem

höchstmöglichen Energieertrag ihrer

PV-Anlagen weltweit.

Mehr als eine Monitoring-Software

„Sensaia ist weit mehr als die nächste Monitoring-Software.

Sensaia gibt dem Anlagenbetreiber

Transparenz und eine auf

Fakten beruhende Entscheidungsgrundlage.

Unsere Kunden profitieren künftig von

zahlen- und zustandsbasierten Empfehlungen

zur Reinigung der Anlage, dem optimalen

Austauschzeitpunkt von Komponenten

und einer kontinuierlichen Analyse ihrer

Assets. Sensaia deckt schonungslos alle

Defizite auf, und das Service-Team der

SENS kümmert sich um die Behebung. Damit

holen wir für unsere Kunden das Maximum

aus jeder Anlage heraus“, so André

Kremer, Geschäftsführer der SENS.

Sensaia verbindet SENS‘ Solar-Expertise

mit Software-Skills von STEAG

Die Idee zur intelligenten O&M Software

entstand aus der langjährigen Erfahrung

im Monitoring der PV-Experten heraus.

„Bisher wurden Alarme erst nach dem Auftreten

eines Fehlers und nicht verifiziert

versendet. Das heißt, es musste erst einmal

nach dem zugrundeliegenden Problem gesucht

werden, bevor es behoben werden

konnte. In Zeiten von künstlicher Intelligenz

waren wir uns sicher, dass es hierfür

eine bessere Lösung geben muss. Mit

Sensaia haben wir gemeinsam mit der

STEAG eine Software entwickelt, die uns

valide Alarme in einem ganz neuen Workflow

liefert. Das hebt das Solar Monitoring

auf eine neue Qualitätsebene“, erklärt

Christian Franz, Head of Service bei SENS,

die Entstehungsgeschichte von Sensaia.

Gemeinsam mit Mutterkonzern STEAG

begann die Umsetzung. Aus einer vorhandenen

Software-Lösung der STEAG zum

intelligenten Betrieb von Energieanlagen

entstand letztlich die Solar Intelligence

Software Sensaia. Sensaia steht dabei in

einer sehr engen Verbindung mit der Marke

SENS. Denn in Sensaia stecken SENS, AI

(Artificial Intelligence) und Application.

Die innovative Lösung profitiert somit von

der langjährigen Softwareentwicklungs-Expertise

des STEAG-Konzerns. Für

SENS wiederum stellt die Solar Intelligence

Software einen weiteren Schritt Richtung

Innovation und Digitalisierung dar.

Marktstart Anfang 2022

Aktuell befindet sich Sensaia in der finalen

Testphase mit ausgewählten Kunden.

Ab Anfang 2022 soll das digitale Produkt

für alle innovativen und interessierten

Kunden zur Verfügung stehen. Test-Kunden

können bereits vor Veröffentlichung

40


VGB PowerTech 10 l 2021

Members´News

innovative Features mitgestalten. Denn bei

der Weiterentwicklung der Solar Intelligence

Software setzt SENS auf eine enge

Zusammenarbeit, um das innovative,

AI-basierte PV-Monitoring kontinuierlich

weiterzuentwickeln und voranzubringen.

LL

www.steag.com (213211328)

TIWAG setzt auf neue Energien

(tiwag) Der Landesenergieversorger

TIWAG weitet sein Engagement zur Umsetzung

der Tiroler Klimawende aus. Unter

dem Dach der neuen Unternehmenstochter

TINEXT – TIWAG-Next Energy Solutions

GmbH – werden künftig sukzessive

sämtliche Großprojekte abseits der Wasserkraft

gebündelt. Insgesamt 150 Mio.

Euro werden in den kommenden fünf bis

sechs Jahren dafür investiert. Zugleich soll

die neue Gesellschaft künftig als zentrale

Drehscheibe und Kompetenzzentrum für

die Umsetzung der Zukunftstechnologien

in Kooperationen mit der Forschung und

Wissenschaft fungieren. Landeshauptmann

und TIWAG-Eigentümervertreter

Günther Platter begrüßt dieses Engagement:

„Die Nutzung und der Ausbau der

heimischen Wasserkraft sind und bleiben

eine wichtige Säule der Energieversorgung

in Tirol. Für das Erreichen der Klimaziele

und für die Energieautonomie unseres Landes

müssen wir aber verstärkt auch auf erneuerbare

Energiequellen wie etwa Photovoltaik

setzen. Insbesondere auf den heimischen

Dächern aber auch darüber hinaus

gibt es noch sehr viel Potenzial für erneuerbare

Energieformen in Tirol, die wir

nutzen wollen. Alle Aktivitäten im Bereich

erneuerbarer Energien sind ab sofort unter

dem Dach der TINEXT gebündelt, wodurch

sich die TIWAG nicht nur breiter aufstellt,

sondern noch stärker als Projekttreiber für

die Energiezukunft Tirols fungiert.“

Aufsichtsratsvorsitzender Reinhard

Schretter ergänzt: „Die rasanten Umbrüche

am Energiemarkt erfordern eine flexible

Unternehmensorganisation. Mit der

neuen TIWAG-Gesellschaft unterstützen

wir die langfristigen energiepolitischen

Ziele des Landes und arbeiten offensiv, innovativ

und technologieoffen an Energieund

Versorgungslösungen der Zukunft.“

Ziel der neuen Gesellschaft ist der rasche

und konsequente Ausbau der Photovoltaikanlagen

des Konzerns und der Aufbau einer

CO 2 -armen Wärmeversorgung Tirols

sowie die energieoptimale Nutzung aller

Energieträger im Zusammenspiel (Sektorenkopplung).

„Wir werden gemeinsam

mit unserer neuen Gesellschaft durch die

Kombination der Energieträger auch zukünftig

Tirol nachhaltig und klimaschonend

mit Strom und Wärme versorgen“,

kündigt TIWAG-Vorstandsvorsitzender Erich

Entstrasser an.

Eines der geplanten Sonnenkraftwerke mit einer Leistung von insgesamt rd. 1.650 kWp soll am

TIWAG-Areal in Jenbach errichtet werden: LH Günther Platter mit TIWAG-

Aufsichtsratsvorsitzendem Reinhard Schretter und Vorstandsvorsitzendem Erich Entstrasser.

Offensive bei Photovoltaik (PV)

An der Umsetzung der ersten Projekte

wird intensiv gearbeitet: 2022 sollen die

ersten PV-Großanlagen in Betrieb gehen.

Bis 2026 soll die Produktion über TINEXT

auf eine Leistung von 23.000 kWp ausgebaut

werden. Das entspricht der Jahresleistung

des Laufkraftwerks Kirchbichl. „Damit

wollen wir zeigen, dass es bei der Energiewende

nicht um ein Entweder-Oder

geht, sondern darum, dass wir alle nachhaltigen

Energiequellen nutzen müssen,

um die Energieversorgung der Zukunft zu

gewährleisten“, hält Erich Entstrasser fest.

Ein weiterer Schwerpunkt ist der Ausbau

einer flächendeckenden, CO 2 -armen Wärmeversorgung

entlang der Inntalfurche.

Dabei sollen zusätzlich zum Ausbau der bestehenden

Fernwärmeschiene Wattens-Völs

weitere dezentrale Wärmenetze errichtet

werden – vorwiegend in der Nähe von Ballungszentren

und unter weitgehender Nutzung

von bestehender industrieller Abwärme

sowie Wärme aus bestehenden Heizwerken

und Biomasse-Heizwerken. Im Zentralraum

Innsbruck werden schon jetzt über

5.000 Haushalte mit Fernwärme versorgt.

Bei einer weiteren Zunahme der Fernwärmeabgabe

infolge des schrittweisen Ausstiegs

aus der Verbrennung von Erdgas soll

die Errichtung zusätzlicher Heizwerke

durch die neue Gesellschaft erfolgen.

„Wir wollen auch die vorhandenen heimischen

Biogaspotenziale mobilisieren und

über unser Gasleitungsnetz in allen versorgten

Regionen Tirols zur Verfügung

stellen. Die Verdichtung der Leitungsinfrastruktur

bleibt daher ein wichtiges strategisches

Ziel, um ein effizientes und leistungsfähiges

Speicher- und Transportsystem für

die neuen, regenerativen Energieträger

bereitzustellen“, so Erich Entstrasser.

Mehrere Wasserstoffprojekte

Auf Hochtouren laufen unterdessen auch

die Planungen zur Realisierung von Wasserstoffprojekten.

Das Land Tirol möchte

sich hier zu einem österreichweiten Zentrum

für Wasserstoff-Technologie entwickeln.

Eine erste Anlage der TIWAG in Kufstein

befindet sich bereits in der Genehmigungsphase.

Zusätzlich sind eine Wasserstofftankstelle

für den Schwerverkehr sowie

Schnellladesysteme für E-Autos in

Verbindung mit einer integrierten PV-Anlage

vorgesehen. Die Inbetriebnahme ist bis

Ende 2023 geplant, die Investitionskosten

betragen rund 20 Mio. Euro. Darüber hinaus

laufen bereits konkrete Gespräche mit

Tiroler Wirtschafts- und Industriebetrieben

über Folgeprojekte.

LL

www.tinext.at

www.tiwa.at (213211344)

Uniper: Milestone reached: Joint

hydrogen project “Bad Lauchstädt

Energy Park” receives funding

decision as “real laboratory for

energy transition”

• Joint project investigates production,

storage, transport, marketing and use of

green hydrogen

• Common goal of the six participating

consortium partners: to develop Central

Germany into a hydrogen model region

(uniper) The “Bad Lauchstädt Energy

Park” has reached the next milestone. Today,

Andreas Feicht, State Secretary at the

German Federal Ministry for Economic Affairs

and Energy (BMWi), in the presence

of Dr. Reiner Haseloff, Prime Minister of

Saxony-Anhalt, handed over the notification

for funding as a “real laboratory of the

41


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

energy transition” (Reallabor der Energiewende)

for around 34 million euros, presented

by Andreas Feicht, State Secretary

in the responsible Federal Ministry for Economic

Affairs and Energy (BMWi).

Cornelia Müller-Pagel, head of the project

in the consortium and head of “Green Gases”

at VNG says: “In the “Bad Lauchstädt

Energy Park”, the project partners seek to

investigate the production, storage, transport,

and economic use of green hydrogen

under real conditions on an industrial

scale. After the BMWi declared the project

to be a real laboratory worthy of funding as

part of the two-stage application process as

early as 2019, those responsible for the

consortium of companies involved have in

the meantime fleshed out the plans and

pressed ahead with them. We are very happy

to now hold the long-awaited decision

in our hands and to finally be able to get

down to the actual work. With this showcase

project, we want to demonstrate together

that the industrial use of green hydrogen

is absolutely possible and makes

economic sense.

With our project, we want to contribute

to further research into green hydrogen as

a pioneering future technology and bring it

to market maturity. At the same time, our

goal is to provide important impetus for the

region and to develop Central Germany

into a technologically strong and future-oriented

hydrogen region.”

Dr. Reiner Haseloff Saxony-Anhalt‘s Minister

says: “In the nineties, we developed

the chemical park model very successfully

in Saxony-Anhalt. I am firmly convinced

that we are also pioneers with the

Bad Lauchstädt energy park and that the

model will become a success story. Today

we are giving the starting signal for a secure

and climate-friendly energy supply for

Germany.

With the funding decision now received,

the project will start work immediately. Behind

the “Bad Lauchstädt Energy Park” is a

consortium of companies consisting of Terrawatt

Planungsgesellschaft mbH, Uniper,

VNG Gasspeicher GmbH (VGS), ONTRAS

Gastransport GmbH (ONTRAS), DBI – Gastechnologisches

Institut gGmbH Freiberg

(DBI) and VNG AG.

The aim of the joint project is to map the

entire value chain for green hydrogen in

southern Saxony-Anhalt. Renewable electricity

from a new wind farm to be built will

be converted into climate-friendly hydrogen

by means of a large-scale electrolysis

plant with a capacity of around 30 megawatts

and supplied to the chemical industry

in neighbouring Leuna via a 20-kilometer

pipeline to be redirected by ONTRAS.

To this end, hydrogen production and hydrogen

transport as well as central components

of hydrogen storage such as efficient

gas purification and safety technology will

initially be further developed and tested

from fall 2021. In the second phase, the salt

cavern planned for hydrogen storage,

which will be almost 180 meters high, is to

be completed and integrated into the value

chain from 2026. The project has a total

investment volume of around €140 million.

The development and construction of the

energy park is basically planned in two

phases, which will be processed and implemented

independently of each other: Starting

this autumn, the approved funding will

initially be used to further develop and test

hydrogen production and hydrogen transport

as well as central components of hydrogen

storage as a “real laboratory of the

energy transition”. The latter include, for

example, efficient gas purification and

safety technology. In a second phase, which

is not part of the current research project,

the aim is to complete the cavern for hydrogen

storage and integrate it into the value

chain from 2026. Overall, the Bad Lauchstädt

Energy Park is characterised by a high

density of innovations and close interaction

between the various stages of the value

chain. It also contributes to the decarbonisation

of the chemical industry, which

is strongly represented in the region. In the

future, the energy park can also be integrated

into the emerging European hydrogen

infrastructure via other eastern German

hydrogen projects.

With its National Hydrogen Strategy, the

German government decided to anchor hydrogen

in the energy system as the energy

carrier of the future. Green hydrogen in

particular was assigned a key role in this

framework, because it is produced from renewable

electricity by means of electrolysis

and is thus considered to be particularly

environmentally friendly. As part of the 7th

Energy Research Program, the BMWi had

previously launched the “real laboratory of

the energy transition” competition and announced

total funding of 100 million euros.

The aim of the energy transition real

laboratories is to promote the application

of innovations in practice.)

About our project partners for

“Energiepark Bad Lauchstädt”:

Terrawatt Planungsgesellschaft mbH has

been developing and implementing turnkey

projects in the fields of wind power and photovoltaics

for over 15 years. Its years of experience

in planning, investing, operation and

management enable the company to oversee

every aspect of project implementation,

from the search for a site on through to turnkey

handover of the facility and to apply its

specialized skills in fashioning each individual

phase of a project. In addition, the company

is active both domestically and internationally

as a service provider and technical

consultant and can draw on its wealth of

experience from over 300 projects involving

more than 1,500 wind turbines.

LL

www.terrawatt.de

www.uniper.energy (213211348)

Uniper ends the lignite chapter

in Europe and hands over

Schkopau power plant to

Saale Energie GmbH

• EPH subsidiary Saale Energie GmbH

takes over Uniper shares and the

operation of the power plant as of today

• Around 150 employees transferred from

Uniper to Saale Energie

• Power plant manager Arne Köhler:

“Schkopau remains a firm pillar of

energy supply in Saxony-Anhalt.”

(uniper) Uniper transferred its shares in

the Schkopau power plant near Halle/

Saale and thereby the last participation in

a lignite-fired power plant in its European

portfolio. The transfer is in line with the

company‘s strategic objective to accelerate

the phase-out of coal-fired power generation

as far as possible and to become climate-neutral

in Europe by 2035. Around

150 highly sklilled employees will find a

new employer in Saale Energie.

The agreement on the sale of Uniper‘s

stake of around 58 percent has been signed

in February last year. Saale Energie is a

subsidiary of the Czech Energetický a

Průmyslový Holding a.s. (EPH), headquartered

in Prague, and has already held a

stake of just under 42 percent in the power

plant since 2012. Saale Energie is now acquiring

all of Uniper‘s shares and will thus

become the sole owner of the power plant.

With a net output of around 900 megawatts,

the Schkopau power plant in southern

Saxony-Anhalt is an important cornerstone

of Central Germany‘s energy supply.

It supplies not only electricity for public

supply, but also energy for the neighboring

chemical park and for Deutsche Bahn.

Uniper board member and Chief Operating

Officer (COO) David Bryson: “For 25

years, the Schkopau power plant has been

a guarantor for the reliable supply of energy

to our customers, Deutsche Bahn, the

Schkopau Chemical Park and the people in

Central Germany. Today, the operational

management of the power plant, together

with around 150 highly qualified employees,

have been transferred to Saale Energie.

I would like to thank all employees at

the site for the great work they have done

for our company. They have thus made an

invaluable contribution to a stable economy

in Saxony-Anhalt and a secure supply of

electricity in the center of Germany immediately

after German reunification.”

Uniper power plant manager Arne Köhler

adds: “The Schkopau power plant not only

feeds electricity into the 50Hz extra-high

voltage grid, but also supplies up to 6 percent

of Deutsche Bahn‘s German electricity

demand. The neighboring chemical industry

is supplied with electricity, process

steam and fully desalinated water around

the clock. In purely mathematical terms,

42


VGB PowerTech 10 l 2021

Members´News

the cities of Halle, Düsseldorf and Hamburg

could be supplied with electricity

from Schkopau alone! I am proud of a great

team that has experienced many upheavals

and has always responded quickly and reliably

to challenges. And I‘m sure that with

this team, the power plant will remain a

firm pillar of energy supply in Saxony-Anhalt

under the new management.”

LL

www.uniper.energy (213211349)

VERBUND mobilisiert für die

Energiewende

(verbund) Anlässlich der Finissage der von

VERBUND unterstützen Ausstellung „Climate

Care“ im Museum für Angewandte

Kunst (MAK) sprach CEO Michael Strugl

mit der neuen Direktorin Lilli Hollein darüber,

wie man die Österreicher:innen für

die Energiewende begeistern kann. Um die

ambitionierten Klimaziele erreichen zu

können, wird es entscheidend sein, die

Menschen zu motivieren und breite Akzeptanz

für die mit der Energiewende verbundenen

Investitionen und Installationen zu

schaffen. VERBUND als Leitunternehmen

der Energiebranche übernimmt Verantwortung

und geht voran.

„Europa will bis 2050 klimaneutral werden,

Österreich bereits 2040 keine

CO 2 -Emissionen mehr verursachen. Ab

2030 soll der Gesamtstromverbrauch in

unserem Land bilanziell gänzlich aus erneuerbaren

Energiequellen gedeckt sein.

Um die Ausbauziele bis 2030 zu erfüllen,

sind alle in diesem Land gefragt: von der

Politik über die Industrie und die Wirtschaft

bis zu jedem:jeder Bewohner:in Österreichs.

Wir alle können und müssen

dazu beitragen, die Energiewende gemeinsam

zu schaffen“, so VERBUND-CEO

Michael Strugl. Als „Kraft der Energiewende“

will das führende Energieunternehmen

des Landes nicht zuletzt mit einer

kürzlich gestarteten Kampagne einen Beitrag

leisten, um die Österreicherinnen und

Österreicher für die Energiewende zu mobilisieren.

„Die Ausstellung CLIMATE CARE ist das

Kernstück unseres Beitrags zur, dritten und

vom MAK initiierten, VIENNA BIENNALE

FOR CHANGE 2021. Design- und Kreativschaffende

setzen sich seit vielen Jahren

mit Lösungen und Strategien auseinander,

wie wir den Herausforderungen des Klimawandels

begegnen können. In der Ausstellung

findet man Instrumente und Anleitungen

und auch Anreize, die geschaffen werden

können, damit sich die Gesellschaft

oder vielmehr die Menschheit des unmittelbaren

Handlungsbedarfs nicht nur bewusst

wird, sondern sich auch sofort zu

einem positiv agierenden Teil einer Reaktion

machen kann. In aktuellen Projekten

und künstlerischen Arbeiten findet man

einen aktiven Zugang zu diesem komplexen

Thema, das uns alle betrifft. Wir wollen

gemeinsam mit den Kreativschaffenden

zum klimafürsorglichen Handeln ermutigen!“

betont Lilli Hollein, Generaldirektorin

und wissenschaftliche Geschäftsführerin

des MAK.

Wasser, Wind, Sonne für die saubere

Energiezukunft

Der Schlüssel für die Bewältigung der Klimakrise

ist die Energiewende – weg von

klimaschädlichen Energieträgern hin zu

sauberer, erneuerbarer Energie. Die Zukunft

gehört Wasserkraft, Wind- und Sonnenkraft.

Unverzichtbar dafür sind klare

und berechenbare politische Rahmenbedingungen.

Um die Energiewende zu

schaffen und die österreichischen Klimaziele

zu erreichen, müssen österreichweit

die Erneuerbaren um in Summe 27 TWh

ausgebaut werden. Für die Aufrechterhaltung

der Versorgungssicherheit gilt es, Netzinfrastruktur

und Energiespeicher im

gleichen Tempo auszubauen. Michael

Strugl: „Das Gelingen der Energiewende

liegt im globalen öffentlichen Interesse.

Daher: Weg vom Klima des Verhinderns,

hin zu einem Klima des Ermöglichens. Ein

wesentlicher Aspekt dabei sei Ehrlichkeit,

denn die unsichtbare, spurlose Energiewende

wird es nicht geben, wenn wir die

heimische, erneuerbare Erzeugung für die

Zielerreichung bis 2030 um 27 Mrd. Kilowattstunden

ausbauen müssen – das ist

mehr als das Doppelte der Jahresstromerzeugung

an der Donau.“

Ausbauprojekte VERBUND

VERBUND investiert mehr als eine halbe

Milliarde Euro in den Ausbau bestehender

Pumpspeicherkraftwerke in Salzburg und

Kärnten: Mitte Juni 2021 erfolgte der

Baustart am Reißecker-Seenplateau in

Kärnten für das Pumpspeicherkraftwerk

Reißeck II plus. In Summe investiert VER-

BUND aktuell 160 Mio. € in die Modernisierung

und Erweiterung der Kärntner

Kraftwerksgruppe Malta-Reißeck, um

auch künftig die gesteigerte Stromproduktion

aus erneuerbaren Energien bedarfsgerecht

zwischenspeichern zu können.

Der Stollenanschlag für das zweite große

Erweiterungsprojekt in der Kraftwerksgruppe

Kaprun erfolgte am 17. September

2021: Limberg III mit einer Leistung von

480 MW wird ebenfalls als Kavernenkraftwerk

vollkommen unterirdisch zwischen

den beiden bestehenden Speicherseen

Mooserboden und Wasserfallboden errichtet.

Bis 2025 werden dafür insgesamt rund

480 Mio. Euro in die zukunftsorientierte

Stromerzeugung und -speicherung investiert,

inklusive hoher regionaler Wertschöpfung.

Akzeptanz durch Teilhabe

Für eine erfolgreiche Energiewende sind

nicht nur Ängste vor Komfort- und Wohlstandsverlusten

zu überwinden, sondern

auch hausgemachte Hürden, wie etwa länderspezifisch

unterschiedliche Vorgaben

oder Widerstand gegen Klimaschutz-Infrastrukturprojekte.

„Wir brauchen das Verständnis

für die Notwendigkeit des Infrastrukturausbaus

lokal und national, wenn

es etwa um die Errichtung neuer Windparks

und Photovoltaikanlagen, den Ausbau

von Wasserkraft oder um den Netzausbau

geht“, so Michael Strugl. Konsumenten,

die sich für eine nachhaltige Lebensweise

und ein bewusstes Konsumverhalten

entscheiden, leisten konkrete Beiträge für

die Energiewende. VERBUND bietet dazu

Strom aus 100 % Wasserkraft, Energieeffizienzlösungen

bis hin zu Photovoltaik- und

Elektromobilitätslösungen. „Mit uns wird

man vom Zuschauer der klima- und energiepolitischen

Debatte selbst zur Kraft der

Energiewende“, erläutert Strugl.

LL

www.verbund.com (213211353)

43


Members´News VGB PowerTech 10 l 2021

VGB-FACHTAGUNG

BRENNSTOFFTECHNIK UND

FEUERUNGEN 2021

MIT FIRMENPRÄSENTATIONEN

PRÄSENZVERANSTALTUNG

| 8. UND 9. DEZEMBER 2021

| HAMBURG

| ANMELDUNG

L https://register.vgbe.energy/21621/

„Das wirtschaftliche und private Leben wurde durch Corona gehörig

durcheinander gewirbelt. Nachdem die aktuelle Fachtagung

„Brennstofftechnik und Feuerungen“ bereits zwei mal verschoben

werden musste, soll sie dieses Mal auf jedem Fall stattfinden!

Informationen zu den Hygienemaßnahmen finden Sie

auf unserer Veranstaltungswebseite.

Was dürfen Sie inhaltlich auf der Veranstaltung erwarten? Seit Jahrhunderten

wurde Kohle verfeuert, ihre Verwendung als Brennstoff ist

seit dem 12. Jahrhundert bekannt und rund 40 Prozent des weltweiten

Stroms werden mithilfe von Kohle erzeugt. Kohle war die

treibende Kraft hinter der industriellen Revolution und veränderte

den Kurs der ganzen Welt. In den USA wurde das erste Kohlekraftwerk

– Pearl Street Station – im September 1882 am East River in

New York City in Betrieb genommen. Wenig später war Kohle der

Grundstoff für Kraftwerke auf der ganzen Welt. Mittlerweile wird

durch das EEG in Deutschland mehr Strom aus erneuerbaren Energien

erzeugt als aus Kohle. Der Weg ist klar: „Raus aus der Kohle“.

Ungeklärt ist, wie ein Back-up für die schwankende Einspeisung

aus erneuerbaren Energien aussieht, wenn weitere Kohlekraftwerke,

wie im Entwurf des Kohleausstiegsgesetzes vorgesehen, in Zukunft

vom Netz genommen werden.

Die Fachtagung „Brennstofftechnik und Feuerungen 2021“ bietet

Betreibern, Herstellern, Planern, Genehmigungsbehörden und

Forschungsinstituten eine Plattform die aktuellen Herausforderungen

der Energiepolitik zu diskutieren.

Folgende Themen stehen im Fokus der Tagung:

| Modifikation auf andere Brennstoffe

| Quecksilber-Abscheidung

| Mahlanlagen

| Kesselreinigung

| Kohlevergasung

| Neubau von Kraftwerken

| Optionen für thermische Kraftwerke

Wir freuen uns auf ihre Teilnahme an der VGB-Fachtagung „Brennstofftechnik

und Feuerungen 2021“ im Dezember

diesen Jahres in Hamburg.

Essen, September 2021

TAGUNGSPROGRAMM

Änderungen vorbehalten Stand: 1. Sept. 2021

Konferenzsprache: Deutsch

MITTWOCH, 8. DEZEMBER 2021

13:00 Begrüßung und Eröffnung

13:15

V1

13:45

V2

14:15

V3

14:45

V4

15:45

V5

16:15

V6

„Kohleausstieg 2038“

Dr. Thomas Eck, Leiter Kraftwerkstechnologien,

VGB PowerTech e.V., Essen

Diskussionsleitung:

Rainer Hesse, RWE Power AG, Grevenbroich

Entwicklungspfade thermischer Kraftwerke

auf dem Weg zur EU-Kohlenstoffneutralität

Dr.-Ing. Christian Bergins, Prof. Emmanouil Kakaras,

Mitsubishi Heavy Industries EMEA Ltd., Duisburg,

Falk Hoffmeister, Mitsubishi Power Europe GmbH, Duisburg

Umrüstung von staubgefeuerten Dampferzeugern

auf Ersatzbrennstoff

Thomas Furth, Mitsubishi Power Europe GmbH, Duisburg

Vergasungstechnologien für

geschlossene Kohlenstoffkreisläufe

Dr. Stefan Guhl, Dr. Roh Pin Lee, Florian Keller,

Prof. Bernd Meyer, TU Bergakademie Freiberg, Freiberg

Vorstellung eines Konzepts zum Umbau von Kohle- auf

Gasfeuerung im STEAG Kraftwerk Weiher 3

Manfred Deuster, Bonnenberg+Drescher GmbH, Aldenhoven

Diskussionsleitung:

Wolfgang Schoppen, RWE Generation SE, Hamm

Trockenbraunkohle – Heizöl – Suspensionen

als Anfahrbrennstoff

Uta Kappler, RWE Power AG, Köln,

Frank Reese, RWE Generation SE, Essen,

Wolfgang Jegszenties, Stephan Schwinn,

RWE Power AG, Frechen

Möglichkeiten der messtechnischen Bestimmung des

Betriebsverhaltens von Mahlanlagen einschließlich der

Brenner und Feuerung als Basis für Bewertungen und

Optimierungen

Dr.-Ing. Steffen Griebe, Dipl.-Ing. Helge Kaß,

Dr.-Ing. Ulrik Strehlau, VPC GmbH, Vetschau/Spreewald,

Peter Lange, Lausitz Energie Kraftwerk AG, KW Lippendorf,

Rene Wascher, STEAG GmbH, KW Lünen,

Adrian Weber, Wärme Hamburg GmbH, HKW Wedel

44


VGB PowerTech 10 l 2021

VGB-Fachtagung

Members´News

BRENNSTOFFTECHNIK und

FEUERUNGEN 2021

MIT FIRMENPRÄSENTATIONEN

16:45

V7

Feuerungsretrofit Weisweiler G

Rainer Hesse, RWE Power AG, Grevenbroich,

Birol Topcu, RWE Power, Eschweiler,

Dr.-Ing. Stefan Hamel, Anojan Santhirasegaran,

Steinmüller Engineering GmbH, Gummersbach

17:15 Ende der Vortragsveranstaltung des ersten Tages

18:30 Abendprogramm im Gastwerk Hotel Hamburg

09:00

V8

09:30

V9

10:00

V10

11:00

V11

11:30

V12

DONNERSTAG, 9. DEZEMBER 2021

Diskussionsleitung:

Michael Eckert,

EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Stuttgart

H2-Energieträger für industrielle Wärme

– Chancen und Herausforderungen

Peter Heitel, Walter Dreizler GmbH, Spaichingen

Mitverbrennung von Holzpellets im

Kraftwerk Maasvlakte 3 – Umbaumaßnahmen

und Betriebserfahrungen

Reiner Puls,

Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen,

Andrew Archer,

Uniper Technologies Ltd., Großbritannien,

Henk Heijenk,

Heijenk Certified Project Management B.V.,

Daniel Lauwen, Ivar Gosman,

Uniper Benelux N.V., Rotterdam, Niederlande

Umbau von Kesseln auf Holzpelletmitverbrennung

Leendert den Ouden,

RWE Power AG, Gertruidenburg, Niederlande,

Wolfgang Schoppen, RWE Power AG, Essen

Diskussionsleitung:

Christian Stolzenberger, VGB PowerTech e.V., Essen

BVT-Anforderungen der Hg-Abscheidung

in den Braunkohlekraftwerken

der Lausitz Energie Kraftwerke AG

Andreas Schröter, Christian Rönisch,

Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus

Hg-Abscheidung im Steinkohlekraftwerk

– BVT-Anforderungen

Michael Eckert, Dagmar Stiefelmaier,

Dr. Ing. Alexander Rieder,

EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Stuttgart

12:00

V13

12:30

V14

Laufzeitoptimierung durch Online-Sprengreinigung

Andreas Thiemer, Ralf Oblontzek,

Online Cleaning Technologies GmbH, Haan

Fusion: Technik der Zukunft

Prof. Friedrich Wagner,

Max-Planck Institut für Plasmaphysik, Greifswald

13:00 Ende der Fachtagung

13:30-

16:00

14:15

V14

14:40

V15

15:05

V16

Sitzung VGB TG Brennstofftechnik und Feuerungen

Christian Stolzenberger, VGB PowerTech e.V., Essen

Innovative Technologie für eine bewährte Gasturbine –

3D-gedruckte V64.3 Turbineneintrittsleitschaufel mit In-

Wandkühlung

Latest technology for a mature engine - V64.3 turbine vane

1 with state-of-the-art in-wall cooling design manufactured

by selective laser melting

Jan Münzer, Siemens Energy AG, Berlin

and Axel Pechstein,

DREWAG – Stadtwerke Dresden GmbH, Dresden

Betriebserfahrungen mit den MGT6000 Gasturbinen in

der Kraft-Wärme-Kopplungsanlage von SAIC

Volkswagen in Shanghai

Operation experience with MGT6000 GT’s

in SAIC Volkswagen combined heat and power

plant in Shanghai

Dr.-Ing. Christian Steinbach, MAN Energy Solutions

Schweiz AG, Zürich/Switzerland,

Feng Liu,

MAN Energy Solutions China Production Co. Ltd.,

Shanghai/China,

Andreas Spiegel and Dr.-Ing. Thorsten Pöhler,

MAN Energy Solutions SE, Oberhausen/Germany

THOR, eine thermische Speicherlösung

für Gas-und-Dampfkraftwerke

THOR, a thermal storage application

for combined cycle power plants

Dipl.-Ing. Ronald Schwarz,

Siemens Energy AG, Erlangen,

Dipl.-Ing. Matthias Migl and

Dipl.-Ing. Hartmut Oehme, Siemens Energy AG, Berlin

15:30 Diskussion der Vorträge 14, 15 und 16

Discussion of lectures 14, 15 and 16

16:00 Ende der Fachtagung

End of the conference

ORGANISATIONAL INFORMATION

VENUE

Gastwerk Hotel Hamburg

REGISTRATION | ONLINE

L https://register.vgbe.energy/21621/

Anmeldung erbeten bis zum 23. November 2021,

Anmeldung möglich bis Tagunsgbeginn, auch vor Ort.

TEILNAHMEGEBÜHREN

VGB Mitglieder 490,00 €

Nicht-Mitglieder 650,00 €

Hochschule, Behörde, Ruheständler 300,00 €

WEBPAGE

L https://www.vgb.org/btf_2021.html

45


RoCoF-Anforderungen an Erzeugungsanlagen VGB PowerTech 10 l 2021

RoCoF-Anforderungen an

Erzeugungsanlagen – Parametereinflüsse

auf das Verhalten von Turbogeneratoren

am Netz bei steigenden

Frequenzänderungsgeschwindigkeiten

Hamed Naghavi, Melanie Herzig und Jens Paetzold

Abstract

RoCoF requirements for generation

plants - Parameter influences on the

behaviour of turbo generators on the grid

at increasing rates of frequency change

As part of the changes in the European energy

system, the number of type 1 generating units

(GUs) in the grid drops while the amount of

type 2 GUs from increases. Thus, the proportion

of rotating mass in the grid decreases. Consequently,

the system becomes more vulnerable to

mains frequency fluctuation, which can lead to

mechanical overload of directly connected rotating

electrical machines.

Therefore, the European Network of Transmission

System Operators for Electricity (ENTSO-E)

set new requirements for GUs regarding their

capability to withstand high rates of change of

frequency (RoCoF). GUs meeting these requirements

must not disconnect from the grid due to

a defined disturbance. The VDE-AR-N 4130 implements

these new requirements for extra high

voltage on the German national level.

In this study, GUs in a network model have been

tested for their ability to fulfil the new RoCoF

requirements. Based on this, the minimum requirements

for the rotating mass have been investigated

in order to guarantee the stability of

electrical power grids. For this purpose, an interconnected

network model is used. The model

contains different types of GUs. Different frequency

change scenarios are simulated using

RMS simulations to investigate their effects on

electrical parameters. In addition to dynamic

stability, transient stability is also considered.

Finally, the influence of controller parameters

of the governor on the RoCoF capability of the

GUs is examined.

l

Autoren

Hamed Naghavi, M.Sc.

Wissenschaftlicher Mitarbeiter

Melanie Herzig, M.Eng.

Wissenschaftliche Mitarbeiterin

Prof. Dr.-Ing. Jens Paetzold

Prodekan und Institutsleiter

Institut Energiesysteme und Energiewirtschaft

Hochschule Ruhr West, Bottrop, Deutschland

Im Zuge der Veränderung des gesamten europäischen

Energiesystems werden immer weniger

Erzeugungsanlagen (EZA) mit direkt

gekoppelten Synchrongeneratoren (EZA von

Typ 1) eingesetzt. Hingegen steigt die Zahl

der EZA von Typ 2, die über einen Wechselrichter

oder Asynchrongenerator an das Netz

gekoppelt sind. Die rotierende Masse im Netz

sinkt, wodurch das Netz anfälliger für Netzfrequenzschwankungen

wird. Dies kann gegebenenfalls

zu Überbelastungen elektrischer

EZA führen. Der Verband europäischer Übertragungsnetzbetreiber

(ENTSO-E) hat neue

Anforderungen an die Fähigkeit von EZA gestellt,

hohen Frequenzänderungsraten ohne

Trennung vom Netz standhalten zu können,

die in der VDE-AR-N 4130 (TAR Höchstspannung)

auf nationaler Ebene für Höchstspannung

umgesetzt werden.

In dieser Studie werden EZA in einem Verbundnetzmodell

auf ihre Fähigkeit hin getestet,

die neuen Anforderungen an das Rate of

Change of Frequency (RoCoF)-Vermögen erfüllen

zu können. Aufbauend darauf wird

untersucht, welche Mindestanforderungen

an die im Netz vorhandene Schwungmasse in

der Netzentwicklung gestellt werden müssen,

um einen stabilen Betrieb gewährleisten zu

können. Dazu werden verschiedene Frequenzänderungsszenarien

mithilfe von

RMS-Simulationen nachgebildet und deren

Auswirkungen auf elektrische Kenngrößen

untersucht. Neben der dynamischen Stabilität

wird ebenfalls die transiente Stabilität

sowie der Einfluss von Reglerparametern des

Turbinenreglers auf die RoCoF-Fähigkeit der

Generatoren untersucht.

1 Einleitung

Durch den Ausbau regenerativer Energiesysteme

in Deutschland nimmt der Anteil

der Energieerzeugungsanlagen (EZA) von

Typ 2, die über einen Wechselrichter oder

Asynchrongenerator an das Netz gekoppelt

sind, an der Stromerzeugung stark zu,

während die Erzeugung durch EZA von

Typ 1 mit direkt gekoppelten Synchrongeneratoren,

insbesondere durch den Rückbau

von Kernkraftwerken, weiter zurückgeht.

Folglich sinkt der Anteil der rotierenden

Masse bzw. Schwungmasse im Netz,

wodurch das Netz anfälliger für Netzfrequenzschwankungen

wird. Diese wirken

sich schneller aus und können gegebenenfalls

zu Überlastungen von EZA führen [1].

Im aktuellen Netzentwicklungsplan 2035

(Version 2021) [2] begrenzen die Übertragungsnetzbetreiber

(ÜNB) den zusätzlichen

Netzentwicklungsbedarf auf das geringstmögliche,

erforderliche Maß. Das

sogenannte NOVA-Prinzip (Netzoptimierung

vor Netzverstärkung vor Netzausbau)

hat das Ziel, das Übertragungsnetz höher

auszulasten und damit den Leitungsausbau

minimal zu gestalten. So sollen die bestehenden

Kapazitäten besser ausgenutzt

werden, indem kurzzeitige thermische Reserven

verwendet werden. Durch die höhere

Auslastung des Übertragungsnetzes

steigt das Risiko von Mehrfachfehlern und

infolgedessen das Risiko kaskadierender

Schutzauslösungen, neben z. B. Ausfällen

von EZA, welche zu Netzauftrennungen

und hohen Frequenzänderungsraten führen

können.

Der Verband europäischer Übertragungsnetzbetreiber

(ENTSO-E) hat als Konsequenz

neue Anforderungen an die Fähigkeit

von EZA gestellt, hohen Frequenzänderungsraten

ohne Trennung vom Netz

standhalten zu können. Auf Basis der neuen

Anforderungen wurden im November

2018 die technischen Anschlussregeln

(TAR) für Mittelspannung [3], Hochspannung

[4] und Höchstspannung [5] als VDE

Anwendungsregeln in das VDE-Vorschriftenwerk

aufgenommen. Im Rahmen der

Verbesserung der Netzstabilität fordert die

TAR Höchstspannung für EZA in der VDE-

AR-N 4130 [5] erweiterte Fähigkeiten für

das Durchfahren von symmetrischen und

unsymmetrischen Netzfehlern. EZA müssen

demnach fähig sein, schnellen Netzfrequenzänderungen,

also hohen Rate of

Change of Frequency (RoCoF)-Werten,

46


VGB PowerTech 10 l 2021

RoCoF-Anforderungen an Erzeugungsanlagen

standzuhalten. Neben den Frequenzänderungen

müssen EZA auch auftretenden

Spannungsprofilen am Netzanschlusspunkt

standhalten. Generell gilt, dass

Spannungseinbrüche und darauffolgende

Ausgleichsvorgänge nicht zur Instabilität

der EZA oder zur Trennung vom Netz führen

dürfen [5].

Das Ziel dieser Studie ist es:

––

die durch ENTSO-E vorgegebenen Ro-

CoF-Anforderungen in einem Modellnetz

abzubilden

––

einen einfachen Untersuchungsablauf

zur Bewertung für das Verhalten der Typ

1 Erzeugungsanlagen zu entwerfen

––

den Einfluss von Regler-Strukturen und

Parametern der Turbinenregler aufzuzeigen

Aufbauend auf den Ergebnissen wird eine

Methode zur Bestimmung der minimal

notwendigen Schwungmasse im Netz entwickelt.

Mithilfe dieser kann bestimmt

werden, welche Mindestanforderungen an

die im Netz vorhandene Schwungmasse

und somit weiterführend an die Auslegung

von mechanischen Energiespeichern in der

Netzentwicklung gestellt werden müssen,

um einen stabilen Betrieb der EZA gewährleisten

zu können. Dazu wird eine gemeinsame

Betrachtung der Aspekte RoCoF- und

FRT-Fähigkeit durchgeführt. Abschließend

soll darüber hinaus der Einfluss von Reglerparametern

des Turbinenreglers auf die

RoCoF- und FRT-Fähigkeit der Generatoren

untersucht werden.

2 RoCoF-Anforderungen nach

VDE-AR-N 4130

In der VDE-Anwendungsregel VDE-AR-N

4130 [5] – Technische Regeln für den Anschluss

von Kundenanlagen an das

Höchstspannungsnetz und deren Betrieb

(TAR Höchstspannung) – werden die Anforderungen

an Erzeugungsanlagen aus

der Verordnung (EU) 2016/631 der Kommission

vom 14. April 2016 zur Festlegung

eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen

für Stromerzeuger (NC RfG) und

die Anforderungen an Verbrauchsanlagen

aus der Verordnung (EU) 2016/1388 der

Kommission vom 17. August 2016 zur Festlegung

eines Netzkodex für den Lastanschluss

(NC DCC) national für den Bereich

Höchstspannung festgelegt [5].

Zu den Anforderungen gehört die RoCoF-

Widerstandsfähigkeit (Absatz 10.2.4.3,

[5]) von EZA. Demnach müssen EZA, welche

diese Anforderungen erfüllen, fähig

sein, schnellen Frequenzänderungen

standzuhalten. Diese dürfen nicht zu einer

Trennung vom Netz führen. Es muss nachgewiesen

werden, dass die betrachteten

EZA den folgenden Frequenzänderungsgeschwindigkeiten

ohne Netztrennung

standhalten können [5]:

––

± 2,0 Hz/s ermittelt über ein gleitendes

Zeitfenster von 0,5 s

––

± 1,5 Hz/s ermittelt über ein gleitendes

Zeitfenster von 1 s

––

± 1,25 Hz/s ermittelt über ein gleitendes

Zeitfenster von 2 s

Der Nachweis der Fähigkeit muss direkt an

den EZA durchgeführt werden.

3 Untersuchungsumfang

3.1 Überprüfung von EZA nach

VDE-AR-N 4130

Zur Untersuchung der beschriebenen Ro-

CoF-Fähigkeit hat der ENTSO-E in [6] je

ein Über- und Unterfrequenzprofil veröffentlicht.

Die Profile setzen sich aus linearen

Frequenzänderungsabschnitten zusammen

und stellen eine Hüllkurve für die

tatsächlichen Frequenzverläufe dar. [6]

gibt einen detaillierten Überblick über den

Aufbau der Profile.

In dieser Studie werden verschiedene EZA

in einem Verbundnetzmodell auf ihre

Fähigkeit hin untersucht, das vorgegebene

Über- und Unterfrequenzprofil ohne

Trennung vom Netz oder Auftreten von

instabilem Betriebsverhalten zu durchlaufen.

Dazu wird die Netzsimulationssoftware

DIgSILENT PowerFactory [7] eingesetzt. In

PowerFactory wird der Verlauf der Netzfrequenz

gemäß der in [6] definierten Frequenzprofile

modelliert. Dies erfolgt mithilfe

von Laständerungen im Verbundnetzmodell.

Dazu bietet PowerFactory die

Möglichkeit während einer laufenden

RMS-Simulation mehrere Lastereignisse

auszulösen, mit denen der Wert einer Last

und demzufolge die Netzfrequenz verändert

werden kann. Der jeweils benötigte

Laständerungsschritt zur Umsetzung der

Netzfrequenzänderung wird mithilfe eines

Skriptes in MATLAB [8] zuvor ermittelt.

Die Abfolge mehrerer, zeitlich versetzter

Lastereignisse ergibt das gewünschte Ro-

CoF-Profil. Für eine ausführlichere Beschreibung

der Methodik sei an dieser Stelle

auf [9] verwiesen. Durch dieses Vorgehen

werden keine realen RoCoF-Ereignisse

nachgebildet, sondern die normative Kurve

zum Nachweis der geforderten Fähigkeiten

der Anlagen nachgebildet.

Die Bewertung des RoCoF-Verhaltens erfolgt

jeweils für das Über- bzw. Unterfrequenzprofil.

Bewertet wird, ob signifikante

-1 1/x d -0,5 0 0,5 1 Q/S N

Bild 1. Bewertungsschema für die Ergebnisse der RoCoF-Analyse.

Kenngrößen, wie der Generatorstrom, die

Generatorspannung und die abgegebene

Wirk- bzw. Blindleistung, innerhalb definierter

Betriebsgrenzen liegen. B i l d 1

zeigt eine Empfehlung zur Bewertung der

Betriebsgrenzen, wie sie in dieser Studie

angewandt wurde. Zur Visualisierung wird

ein Ampelsystem verwendet. Steht die Ampel

auf Grün, werden die Betriebsgrenzen

während der Simulation nicht erreicht.

Eine gelbe Ampel zeigt an, dass der Grenzbereich

der Kenngröße erreicht wurde. Bei

einer roten Ampel wurde dieser Grenzbereich

über die Betriebsgrenze hinaus verlassen,

die Kenngröße liegt somit außerhalb

des definierten Betriebsbereiches. Für

den minimalen Wert des Generatorstroms

I, der Generatorspannung U und der Wirkleistung

P entfällt der gelbe Grenzbereich,

da die Grenzwerte des Grenzbereichs und

des kritischen Bereichs identisch sind. Die

oberen Grenzwerte beziehen sich jeweils

auf den Nennwert der Kenngröße. Die

Grenzwerte zur Beurteilung der Blindleistung

Q sind dem Generatorleistungsdiagramm

entnommen. Dabei entsprechen

die Grenzwerte der unteren Grenzen den

Eckpunkten der Stabilitätsgrenze durch

Beschränkung des Polradwinkels und die

oberen Grenzwerte den Eckpunkten der

Stabilitätsgrenzen durch Erwärmung des

Läufers [10].

3.2 Bestimmung der minimal

notwendigen Schwungmasse

Eine wesentliche netzdienliche Eigenschaft

von EZA des Typ 1 ergibt sich aus

den synchron mit der Netzfrequenz umlaufenden

Schwungmassen der Turbosätze.

Wird durch einen Störfall, wie beispielsweise

dem Ausfall einer EZA, das Leistungsgleichgewicht

gestört, sorgt die im

Netz befindliche Schwungmasse der EZA

von Typ 1 inhärent dafür, den Frequenzabfall

zu begrenzen [12]. Gleichung (1) stellt

den Zusammenhang zwischen einem Leistungsungleichgewicht

∆P, der Netzanlaufzeitkonstante

T N und dem RoCoF-Wert, als

zeitliche Ableitung der Frequenz, dar. Die

Netzanlaufzeitkonstante stellt die im Netz

befindliche, synchron mit der Netzfrequenz

umlaufende Schwungmasse in Bezug zur

Netzlast P Netzlast und Netzfrequenz f 0 .

Die Netzanlaufzeitkonstante steht dabei

im direkten Zusammenhang mit der

Schwungmasse und gibt Aufschluss über

2 I N

I N

0

I

1,4 U N

1,1 U N

0

U

S N

P N

0

P

47


RoCoF-Anforderungen an Erzeugungsanlagen VGB PowerTech 10 l 2021

die Trägheit des Systems. Es ist ersichtlich,

dass sich der RoCoF-Wert unmittelbar

nach einem eingetretenen Leistungsungleichgewicht

∆P direkt proportional zur

Größe der Störung und umgekehrt proportional

zur Netzanlaufzeitkonstante verhält

[12].


(1)

EZA vom Typ 2 werden über leistungselektronische

Konverter an das Verbundsystem

angebunden und stellen damit, anders als

Typ 1 EZA mit direkt angebundenen Synchrongeneratoren,

keine rotierende Masse

für das Verbundsystem zur Verfügung. Dies

bedeutet, dass sich die Dynamik im Verbundsystem

grundsätzlich mit der Erhöhung

des Anteils von Typ 2 EZA und die

damit einhergehende Reduzierung der

vorhandenen Schwungmasse stark verändern

wird.

In dieser Studie wird eine Methode zur Bestimmung

der minimal notwendigen

Schwungmasse, die in einem Netz benötigt

wird, um den Anforderungen bzgl. Netzfrequenzschwankungen

und transienter Netzstabilität

gerecht werden zu können, entwickelt.

Die Modellierung einer reduzierten

Schwungmasse im untersuchten

Verbundnetzmodell erfolgt hier durch Reduzierung

der Netzanlaufzeitkonstante.

Gleichung (2) zeigt, wie sich die Netzanlaufzeitkonstante

T N eines Netzes, bestehend

aus n Kraftwerken, berechnet. Dabei

stellt T KW,i die Netzanlaufzeitkonstante und

P N,KW,i die Nennleistung des i-ten Kraftwerks

dar.


(2)

Es wird angenommen, dass die Nennleistungen

der Kraftwerke sowie die Gesamtnetzlast

während aller Untersuchungsszenarien

konstant bleiben. Mit dieser Annahme

wird eine reduzierte Schwungmasse

durch Reduzierung der Anlaufzeitkonstante

an einem Kraftwerk oder an mehreren

Kraftwerken möglich. Jedoch wird das

Netz bei einer Reduzierung an nur einem

einzelnen Kraftwerk sehr instabil und stellt

keine realistische Modellierung dar. Demzufolge

wird in dieser Studie die Anlaufzeitkonstante

der EZA in Bezug auf ihre

Nennleistungen gleichzeitig an allen Kraftwerken

um den gleichen Betrag reduziert,

um eine geringere Schwungmasse im Netz

nachzubilden.

Zur Bestimmung der minimal notwendigen

Schwungmasse werden folgende Kriterien

formuliert:

––

Die Fault-Ride-Through (FRT)-Fähigkeit

der EZA muss gemäß Transmission-Code

[13] gewährleistet sein und

––

die RoCoF-Anforderungen nach VDE-

AR-N 4130 [5] müssen erfüllt werden.

Dreipolige Kurzschlüsse stellen hinsichtlich

der transienten Netzstabilität die

FRT-Fähigkeit?

T N = T Start

Kurzschluss-Ereignis

modellieren und

RMS-Simulation

ausführen

CCT ≥150ms

Ja

CCT − 150ms ≤ Toleranz

Nein

T N reduzieren

T N erhöhen

Nein

schwerwiegendste Beanspruchung des

Übertragungsnetzes dar. In dieser Studie

erfolgt die Analyse der FRT-Fähigkeit der

EZA durch die Nachbildung eines dreipoligen

Kurzschlusses an der Leitung, die im

Normalbetrieb die größte Leistung im Vergleich

zu den anderen Leitungen im Verbundnetzmodell

überträgt. Der Ausfall

dieser Leitung führt zu einer höheren Auslastung

der restlichen Leitungen im Netz

und das Risiko von Mehrfachfehlern und

infolgedessen das Risiko kaskadierender

Schutzauslösungen steigt. Im Folgenden

wird die kritische Fehlerklärungszeit (Critical

Clearing Time, CCT) generatornaher

Kurzschlüsse als Indikator für die FRT-Fähigkeit

herangezogen.

Zur Bestimmung der minimal notwendigen

Schwungmasse bzgl. des ersten Kriteriums

wird in der Simulationsumgebung für verschiedene

Netzanlaufzeitkonstanten ein

dreipoliger Kurzschluss an der am meisten

ausgelasteten Leitung nachgebildet und jeweils

die CCT ermittelt. Diese gibt an, wie

lange der Fehler anliegen darf, damit der

Generator sich gerade noch von der Fehlersituation

erholen kann und nicht schlüpft.

Als unterer Grenzwert wird gemäß Transmission-Code

[13] eine Fehlerklärungszeit

von mindestens 150 ms gewählt. Zur Bestimmung

der CCT wird die Kurzschlussdauer

bei konstanter Netzanlaufzeitkonstante

in der Simulation solange erhöht, bis

der Synchronismus eines Generators verloren

geht. Die Netzanlaufzeitkonstante wird

anschließend an allen Kraftwerken iterativ

solange reduziert, bis eine CCT von 150 ms

erreicht, aber nicht unterschritten wird.

Aus der hier ermittelten minimalen Netzanlaufzeitkonstante

ergibt sich die minimal

notwendige Schwungmasse im Netz, damit

die FRT-Anforderungen erfüllt sind. Zudem

sei erwähnt, dass die Arbeitspunkte der

EZA die CCT stark beeinflussen. In dieser

Studie werden die Arbeitspunkte als konstant

angenommen.

Ja

RoCoF-Fähigkeit?

T N erhöhen

RoCoF-Anforderungen erfüllt

Ja

T N = T N,Minimal

Bild 2. Programmablauf zur Bestimmung der minimal notwendigen Schwungmasse.

Nein

Anschließend wird überprüft, ob die

RoCoF-Anforderungen für die bestimmte

Netzanlaufzeitkonstante erfüllt werden.

Dies erfolgt gemäß der im Abschnitt „Überprüfung

von EZA nach VDE-AR-N 4130“

vorgestellten Methode. Sollten die RoCoF-

Anforderungen ebenso erfüllt sein, wird die

sich aus der bestimmten Netzanlaufzeitkonstante

ergebene Schwungmasse als minimal

notwendige Schwungmasse bezeichnet, die

im Netz vorhanden sein muss. Andernfalls

wird der Vorgang wiederholt. B i l d 2 zeigt

den gesamten Ablauf der Methode.

3.3 Untersuchung des Einflusses der

Änderung von Regler-Parametern

auf die RoCoF- und FRT-Fähigkeit

Des Weiteren wird im Rahmen dieser Studie

der Einfluss einer Änderung von Regler-Parametern

auf die RoCoF-Fähigkeit

untersucht. Konkret steht hier der Einfluss

des Verstärkungsfaktors sowie der

Zeitkonstanten des Turbinenreglers

(Governor) der EZA auf die RoCoF-Fähigkeit

im Fokus.

Es werden vier Szenarien wie folgt definiert:

––

Szenario 1:

Verstärkungsfaktor wird verringert

––

Szenario 2:

Verstärkungsfaktor wird erhöht

––

Szenario 3:

Zeitkonstante wird verringert

––

Szenario 4:

Zeitkonstante wird erhöht

Jedes Szenario untersucht durch Änderung

eines Regler-Parameters den Einfluss

auf das RoCoF-Vermögen. Die restlichen

Parameter werden konstant gehalten.

Durch einen Vergleich mit dem Systemzustand

vor der Änderung eines Regler-Parameters

(Basisszenario) wird festgestellt, ob

die Änderung zugunsten der RoCoF-Fähigkeit

wirkt oder zu einer Verschlechterung

führt.

48


VGB PowerTech 10 l 2021

RoCoF-Anforderungen an Erzeugungsanlagen

Dampfkraftwerk

Pumpspeicherkraftwerk

GuD-Kraftwerk

schnelleres dynamisches Verhalten und

sind in der Lage auf Störungen schneller zu

reagieren. Für die Turbinenregler werden

die Modelle IEEEG1 für Dampfturbinen,

GOV-GGOV1 für Gasturbinen und GOV-

HYGOV für Wasserturbinen verwendet.

PSS werden nach [17] modelliert. Für eine

ausführlichere Beschreibung der Modelle

sei an dieser Stelle auf [15] verwiesen.

Für die Bewertung von konkreten Erzeugungsanlagen

sind Regler-Modelle und

-Parameter zu verwenden, die das tatsächliche

Verhalten Maschinensätze beschreiben.

Externes Netz

Bild 3. Verbundnetzmodell.

4 Vorstellung des

Verbundnetzmodells

380 kV 110 kV 220 kV < 30 kV Last

In diesem Abschnitt wird das in PowerFactory

zur Untersuchung modellierte Verbundnetzmodell

vorgestellt. B i l d 3 zeigt

den schematischen Aufbau des nachgebildeten

Netzes.

Die Versorgung erfolgt aus drei konventionellen

Kraftwerken:

––

Dampfkraftwerk (DKW)

––

GuD-Kraftwerk (eine Station mit Dampfturbine

GuD-ST1; zwei Stationen mit

Gasturbinen GuD-ST2,3)

––

Pumpspeicherkraftwerk (drei identische

Stationen PSW-ST1,2,3)

Die Kraftwerke wurden in PowerFactory

detailliert nachgebildet. Sie verfügen jeweils

über einen Spannungsregler (Automatic

Voltage Regulator, AVR), einen Turbinenregler

(Governor) sowie einen Power

System Stabilizer (PSS). Zusätzlich ist das

modellierte Netz mit einem externen Netz

verbunden, das mit einem Synchrongeneratormodell

nachgebildet wurde und die

Verbindung zu weiteren Verbundnetzen

simuliert.

Die folgenden Abschnitte beschreiben die

dynamischen Modelle, die in dieser Studie

verwendet wurden.

Lasten

Für eine realitätsnahe Nachbildung des

Verhaltens von Lasten im Netz wurde eine

Kombination aus zwei Modellen genutzt,

dem allgemeinen Lastmodell und dem

komplexen Lastmodell. Bei der Modellierung

als allgemeine Last wird angenommen,

dass Lasten innerhalb des Spannungsbereichs

von 0,8 bis 1,2 p. u. eine

Spannungsabhängigkeit gemäß Gleichung

(3) und (4) aufweisen [14]. Dabei stellen

P 0 und Q 0 jeweils die initiale Wirk- und

Blindleistung bei der Referenzspannung u 0

dar. Die lineare Spannungsabhängigkeit

der Wirkleistung e bP wird hierbei auf 1 und

die nichtlineare Spannungsabhängigkeit

der Blindleistung e cQ auf 2 gesetzt.

(3)


(4)

Für die Modellierung industrieller Lasten

mit einem großen Anteil an Induktionsmotoren

ist das allgemeine Lastmodell nicht

sehr genau [14]. Dafür steht ein zweites

Lastmodell in PowerFactory zur Verfügung,

das eine Zusammensetzung einer

statischen Last und eines Induktionsmotors

repräsentiert. Zur detaillierten Darstellung

des komplexen Lastmodells sei an

dieser Stelle auf [14] verwiesen.

Dynamische Komponenten der

Generatoren

Für die Modellierung des dynamischen

Verhaltens der Turbosätze wurde in dieser

Studie auf IEEE-Standardmodelle zurückgegriffen

[15]. Ta b e l l e 1 gibt einen

Überblick über die verwendeten Modelle.

Für das Dampfkraftwerk wird ein einfaches

bürstenloses Erregersystem-Modell IEEE-

AC1 verwendet. Hierbei wurden keine Parameteranpassungen

durchgeführt. In modernen

Gas- und Pumpspeicherkraftwerken

werden statische Erregersysteme

IEEE-ST1 eingesetzt [16]. Erregersysteme

vom statischen Typ verwenden keine rotierenden

Erreger, haben daher ein viel

Tab. 1. Parameter der untersuchten Turbosätze.

5 Auswertung der Ergebnisse

Im Folgenden werden die Ergebnisse dieser

Studie vorgestellt und diskutiert. Zunächst

werden die Ergebnisse der Untersuchung

des RoCoF-Vermögens in dem vorgestellten

Verbundnetzmodell betrachtet.

Im Anschluss wird die minimal notwendige

Schwungmasse unter Berücksichtigung

der vorgestellten Methode bestimmt. Abschließend

werden die Ergebnisse des Einflusses

einer Änderung von Regler-Parametern

auf die RoCoF- und FRT-Fähigkeit

dargestellt.

5.1 Untersuchung RoCoF-Vermögen im

Basisszenario

Überfrequenz

Die Änderung der Netzfrequenz wird in PowerFactory,

wie in Kapitel „Überprüfung

von EZA nach VDE-AR-N 4130“ beschrieben,

durch ein Lastereignis realisiert, bei

dem die Wirkleistung der Last im Verbundnetzmodell

verändert wird. Zur korrekten

Parametrisierung der Lastereignisse wird

die jeweils benötigte Laständerung zur

Umsetzung der Netzfrequenzänderung iterativ

mithilfe eines Algorithmus ermittelt.

B i l d 4 links zeigt in Grün die benötigten

Laständerungsschritte zur Nachbildung

des ENTSO-E-Überfrequenzprofils, die ermittelt

wurden. In Rot ist der bei der RMS-

Simulation entstandene Frequenzverlauf

dargestellt und mit dem Verlauf des vorgegebenen

ENTSO-E-Profils (Blau) verglichen.

Es ist zu erkennen, dass die Nachbildung

mit einer sehr hohen Übereinstimmung

mit den Vorgaben erfolgt ist.

Die so modellierten Frequenzverläufe dienen

in einer RMS-Simulation nun der Bewertung

der signifikanten Kenngrößen,

wie Generatorstrom, Generatorspannung

und Wirk- bzw. Blindleistung. Zur Visualisierung

wird das vorgestellte Ampelsystem

verwendet.

Kraftwerk S n [MVA] T KW [s] Turbinentyp AVR GOV PSS

DKW 690 10 Dampf IEEE-AC1 IEEEG1 PSS CONV

GuD-ST1 170 7,9 Dampf IEEE-ST1 IEEEG1 PSS CONV

GuD-ST2,3 170 6,5 Gas IEEE-ST1 GOV-GGOV1 PSS CONV

PSW-ST1,2,3 95 6,7 Wasser IEEE-ST1 GOV-HYGOV PSS CONV

49


RoCoF-Anforderungen an Erzeugungsanlagen VGB PowerTech 10 l 2021

51,5

f: Sollwert

f: Simulation

Laständerung

2000

1500

50

f: Sollwert

f: Simulation

Laständerung

2000

1500

Frequenz in Hz

51

50

1000

500

0

-500

Laständerung in MW

Frequenz in Hz

49

47,5

1000

500

0

Laständerung in MW

-1000

0 2 4 6 8 10

Zeit in s

-500

0 2 4 6 8 10

Zeit in s

Bild 4. Nachbildung ENTSO-E Profile (links: Überfrequenzprofil, rechts: Unterfrequenzprofil).

Alle untersuchten EZA zeigen während der

Analyse des RoCoF-Verhaltens ein akzeptables

Betriebsverhalten und bleiben stabil.

B i l d 5 zeigt zur Veranschaulichung die

ausgewerteten Ergebnisse für die Generatorspannung

und den Generatorstrom der

EZA. Aus dem Spannungsverlauf ist zu erkennen,

dass die Mitsystem-Spannungen

der gesamten EZA während der Analyse

innerhalb des definierten grünen Bereichs

liegen. Die maximalen Werte des Generatorstroms

des DKW, GuD-ST1 und GuD-

ST2,3 verlassen während der RMS-Simulation

kurzzeitig den grünen Bereich. Die

geringe Dauer der Überschreitung wird als

unkritisch eingeschätzt.

Die weitere Auswertung zeigt, dass die

Werte der maximalen Wirkleistung des

DKW und GuD-G kurzfristig den gelben

Bereich erreichen, aber die kritische Grenze

nicht überschreiten und daher ebenso

DWK GuD-ST1 GuD-ST2,3 PSW-ST1,2,3 DWK GuD-ST1 GuD-ST2,3 PSW-ST1,2,3

1,12

1,5

1,1

Mitsystem-Spannung, Betrag in p.u.

1,08

1,06

1,04

1,02

1

0,98

0,96

Mitsystem-Strom, Betrag in p.u.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Zeit in s

Zeit in s

1

0,5

Bild 5. Spannungs- und Stromverlauf der EZA für das RoCoF-Überfrequenzprofil (links: Spannungsverlauf, rechts: Stromverlauf).

DWK GuD-ST1 GuD-ST2,3 PSW-ST1,2,3

DWK GuD-ST1 GuD-ST2,3 PSW-ST1,2,3

1,1

1,5

Mitsystem-Spannung, Betrag in p.u.

1,05

1

0,95

0,9

0,85

Mitsystem-Strom, Betrag in p.u.

0,6

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1,4

1,3

1,2

1,1

1

0,9

0,8

0,7

Zeit in s

Zeit in s

Bild 6. Spannungs- und Stromverlauf der EZA für das RoCoF-Unterfrequenzprofil (Links: Spannungsverlauf, Rechts: Stromverlauf).

50


VGB PowerTech 10 l 2021

RoCoF-Anforderungen an Erzeugungsanlagen

als unkritisch einzuschätzen sind. Die EZA

zeigen in Bezug auf die Blindleistung keine

Auffälligkeiten. Die Werte der minimalen

und maximalen Blindleistung liegen

für alle EZA im Normalbereich. Daher ist

die RoCoF-Überfrequenz-Fähigkeit nachgewiesen.

Unterfrequenz

B i l d 4 rechts zeigt in Grün die benötigten

Laständerungsschritte zur Nachbildung

des ENTSO-E-Unterfrequenzprofils. In Rot

ist der bei der RMS-Simulation entstandene

Frequenzverlauf dargestellt und mit

dem Verlauf des vorgegebenen ENTSO-E-

Profils (Blau) verglichen.

Bei der Untersuchung der RoCoF-Unterfrequenz-Fähigkeit

konnten alle EZA hohen

Frequenzänderungsraten ohne Trennung

vom Netz standhalten. B i l d 6 links zeigt

die ausgewerteten Ergebnisse für die Generatorspannung

der EZA. Auch hier liegen

die Mitsystem-Spannungen der gesamten

EZA während der Analyse innerhalb des

definierten grünen Bereichs. Die Analyse

der Stromverläufe (B i l d 6 rechts) zeigt,

dass alle EZA während der RMS-Simulation

kurz den grünen Bereich verlassen und

in den gelben Bereich übergehen, den

Grenzbereich über die Betriebsgrenze hinaus

aber nicht erreichen, weshalb auch diese

Überschreitung als unkritisch eingeschätzt

wird. Die weitere Auswertung zeigt,

dass die Werte der maximalen Wirkleistung

bei allen EZA kurzfristig den gelben Bereich

erreichen, aber die kritische Grenze nicht

überschreiten. Die Werte der Blindleistung

der EZA GuD-D und GuD-G erreichen kurzzeitig

den gelben Bereich. Diese kurzzeitig

erhöhte Blindleistungsabgabe führt zu einer

Erhöhung der Läufererwärmung, die

jedoch aufgrund der kurzen Dauer als unbedenklich

eingestuft werden kann. Andere

EZA zeigen in Bezug auf die Blindleistung

keine Auffälligkeiten. Die Anforderungen

an die RoCoF-Unterfrequenz-Fähigkeit

sind somit erfüllt.

5.2 Bestimmung der minimalen

Schwungmasse

Im Folgenden wird die minimal notwendige

Anlaufzeitkonstante anhand der in

B i l d 2 vorgestellten Methode bestimmt.

Zunächst wird untersucht, wie weit die

Netzanlaufzeitkonstante reduziert werden

darf ohne die minimal vorgegebene CCT

von 150 ms zu unterschreiten.

Ta b e l l e 2 gibt einen Überblick über die

k = M Iterationsschritte, die zur Ermittlung

der CCT bei verschiedenen Netzanlaufzeitkonstanten

T N durchlaufen wurden.

P N.KW,i gibt hierbei die Wirkleistungseinspeisung

des i-ten Kraftwerks an, die

gemäß Gleichung (2) zur Gewichtung verwendet

wird. Die Größe T KW,i gibt die Anlaufzeitkonstante

eines einzelnen Kraftwerks

an, T N die resultierende Netzanlaufzeitkonstante.

Die CCT im ersten Iterationsschritt

(k = 1) beträgt 327,82 ms. Ab

Tab. 2. Ergebnisse der FRT-Analyse für verschiedene Netzanlaufzeitkonstanten.

Kraftwerke

P N,KW,i

[MW]

T KW,i [s]

k = 1

T KW,i [s]

k = 2

dem zweiten Iterationsschritt (k > 1) zeigt

sich, dass die CCT aufgrund der Reduzierung

der Netzanlaufzeitkonstante der EZA

immer weiter sinkt. Die Reduzierung wird

iterativ solange wiederholt, bis eine CCT

von 150 ms erreicht, aber nicht unterschritten

wird. Im Iterationsschritt k = M – 1,

bei einer Netzanlaufzeitkonstante von T N =

2,8 s wird eine CCT von 155 ms erreicht.

Aus dem M-ten Iterationsschritt ist zu erkennen,

dass eine weitere Reduzierung der

Netzanlaufzeitkonstante dazu führt, dass

die CCT von 150 ms unterschritten wird.

Diese ist gemäß des Transmission-Codes

[13] inakzeptabel. Daher kann die Netzanlaufzeitkonstante

im untersuchten Verbundnetzmodell

bis T N = 2,8 s reduziert

werden, bei gleichzeitiger Wahrung der

FRT-Fähigkeit der EZA.

Im nächsten Schritt werden die RoCoF-Anforderungen

für T N = 2,8 s überprüft. Es

wird deutlich, dass das Netz durch Reduzierung

der Anlaufzeitkonstante, wie erwartet,

deutlich anfälliger für Netzfrequenzschwankungen

wurde. Beispielsweise

musste die Last für die Nachbildung

des ENTSO-E-Überfrequenzprofils bei T N =

9,2 s im maximalen Fall um 295 % (von

500 MW auf 1.975 MW) geändert werden

und bei T N = 2,8 s im gleichen Fall nur um

49 %. Ausgewertete Ergebnisse der Generatorspannung,

des Generatorstroms, der

Wirk- und der Blindleistung zeigen, dass

die untersuchten EZA während der Analyse

der RoCoF-Anforderungen für T N = 2,8 s

ein akzeptables Betriebsverhalten zeigen

und stabil bleiben. Die sich aus einer Netzanlaufzeitkonstante

von T N = 2,8 s ergebende

Schwungmasse wird daher im untersuchten

Verbundnetz als minimal notwendige

Schwungmasse identifiziert, die

vorhanden sein muss, damit sowohl die

FRT-, als auch die RoCoF-Anforderungen

erfüllt werden.

5.3 Einfluss der Änderung von Regler-

Parametern auf die RoCoF- und FRT-

Fähigkeit

Nachstehend werden die Ergebnisse der im

Abschnitt „Untersuchung des Einflusses

der Änderung von Regler-Parametern auf

T KW,i [s]

k = 3

T KW,i [s]

k = ...

T KW,i [s]

k = M – 1

T KW,i [s]

k = M

DKW 690 10 9 8 ... 3,7 3,6

GuD-ST1 170 7,9 6,9 5,9 ... 1,6 1,5

GuD-ST2 170 6,5 5,5 4,5 ... 0,2 0,1

GuD-ST3 170 6,5 5,5 4,5 ... 0,2 0,1

PSW-ST1 95 6,7 5,7 4,7 ... 0,4 0,3

PSW-ST2 95 6,7 5,7 4,7 ... 0,4 0,3

PSW-ST3 95 6,7 5,7 4,7 ... 0,4 0,3

Externes Netz 1127 10 9 8 ... 3,7 3,6

T N [s] 9,2 8,2 7,1 ... 2,8 2,7

CCT [ms] 327,82 312,31 296,34 ... 155 132

die RoCoF- und FRT-Fähigkeit“ definierten

Szenarien vorgestellt. Zunächst wird der

Einfluss einer Änderung von Turbinenregler-Parametern

auf die RoCoF-Fähigkeit

untersucht.

Für jeden neuen Untersuchungsfall sind im

ersten Schritt wieder die Laständerungsschritte

im Netz zur Nachbildung der normierten

RoCoF-Profile sowohl für den

Überfrequenz- als auch für den Unterfrequenzfall

neu zu bestimmen.

Um Aussagen zum Einfluss der Regler-Parameteränderung

auf die RoCoF-Fähigkeit

treffen zu können, wird anschließend das

Betriebsverhalten der EZA bei Durchlaufen

der Frequenzprofile mit dem des Basisszenarios

verglichen. Zur Bewertung der Betriebsgrenzen

wird das in B i l d 1 vorgestellte

Bewertungsschema angewandt. Bei

der Untersuchung der RoCoF-Überfrequenz-Fähigkeit

im Basisszenario wurde

festgestellt, dass die maximalen Werte des

Generatorstroms des DKW und GuD während

der RMS-Simulation (siehe B i l d 5 )

kurzzeitig den grünen Bereich verlassen.

In diesem Abschnitt wird unter anderem

untersucht, ob eine bestimmte Änderung

von Turbinenregler-Parametern diese

Überschreitung verhindern und zugunsten

der RoCoF-Fähigkeit wirken kann.

In B i l d 7 sind beispielhaft die ausgewerteten

Ergebnisse für den Generatorstrom

der EZA DKW für das Basisszenario, Szenario

1 und Szenario 2 dargestellt. Durch einen

Vergleich mit dem Systemzustand im

Basisszenario wird festgestellt, dass eine

Erhöhung des GOV-Verstärkungsfaktors

des DKW (Szenario 2) in diesem Netzmodell

zugunsten der RoCoF-Fähigkeit wirkt.

Zu erkennen ist, dass der Mitsystem-Strom

der EZA im Szenario 2 während der Analyse

innerhalb des definierten grünen Bereichs

liegt und diesen nicht verlässt. Im

Gegenteil führt eine Verringerung des GOV-

Verstärkungsfaktors des DKW (Szenario 1)

zu einer Erhöhung des Mitsystem-Stroms

der EZA während der RMS-Simulation. Im

Basisszenario erreicht der Generatorstrom

einen Maximalwert von 1,049 p. u.. Dieser

Wert beträgt im Szenario 1, 1,171 p. u.. Zudem

bleibt der Generatorstrom im Szena-

51


RoCoF-Anforderungen an Erzeugungsanlagen VGB PowerTech 10 l 2021

Basisszenario Szenario 1 Szenario 2

Basisszenario Szenario 3 Szenario 4

1.5

1.2

1.5

1.2

1

0.8

0.6

4.9 5 5.1

1

Mitsystem-Strom, Betrag in p.u.

1

0.5

0.8

0.6

5 5.1 5.2

Mitsystem-Strom, Betrag in p.u.

1

0.5

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Zeit in s

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Zeit in s

Bild 7. Einfluss des GOV-Verstärkungsfaktors auf das RoCoF-Verhalten

der EZA DKW.

Bild 8. Einfluss der GOV-Zeitkonstante auf das RoCoF-Verhalten der

EZA DKW.

rio 1 für ca. 100 ms im gelben Bereich. Im

Vergleich dazu dauert die Überschreitung

des Generatorstroms in den gelben Bereich

für das Basisszenario nur 28 ms. In weiteren

Studien soll untersucht werden, inwieweit

diese Erhöhung erlaubt ist, denn eine

übermäßige Erhöhung führt zu höheren

Leistungsschwingungen im Netz [14]. Weitere

Auswertungen in Bezug auf Spannung,

Wirk- und Blindleistung zeigen keine

Auffälligkeiten.

In B i l d 8 ist der Einfluss der Änderungen

der GOV-Zeitkonstante auf das RoCoF-Verhalten

des DKW zu sehen. Es ist ersichtlich,

dass der Mitsystem-Strom der EZA im Szenario

3 während der Analyse innerhalb des

definierten grünen Bereichs liegt und diesen

nicht verlässt. Im Gegenteil führt eine

Erhöhung der GOV- Zeitkonstante des

DKW (Szenario 4) zu einer Erhöhung des

Mitsystem-Stroms der EZA während der

RMS-Simulation. Im Basisszenario erreicht

der Generatorstrom einen Maximalwert

von 1,049 p. u.. Im Szenario 4 beträgt dieser

Wert, 1,081 p. u.. Zudem bleibt der Generatorstrom

im Szenario 1 für ca. 68 ms

im gelben Bereich. Im Vergleich dazu, dauert

die Überschreitung des Generatorstroms

in den gelben Bereich für das Basisszenario

nur 28 ms. Auch hier zeigen die

weiteren Auswertungen in Bezug auf die

Spannung, Wirk- und Blindleistung keine

Auffälligkeiten.

Abschließend wird der Einfluss der Änderung

von Regler-Parametern auf die FRT-

Fähigkeit untersucht. Hierfür wird für jeden

neuen Untersuchungsfall die CCT wie

zuvor beschrieben ermittelt. Um Aussagen

zum Einfluss der Regler-Parameteränderung

auf die FRT-Fähigkeit treffen zu können,

wird anschließend die ermittelte CCT

jedes Szenarios mit der CCT des Basisszenarios

verglichen. Die Ta b e l l e 3 gibt die

ermittelten CCT für alle Szenarien an.

Es ist zu erkennen, dass eine Erhöhung des

GOV-Verstärkungsfaktors (Szenario 2) sowie

eine Verringerung der GOV-Zeitkonstante

(Szenario 3) zur Verbesserung der

Tab. 3. Einfluss der Änderung von Regler-Parametern auf die CCT.

Basisszenario Szenario 1 Szenario 2 Szenario 3 Szenario 4

CCT [ms] 327,82 309,16 339,44 328,38 324,94

FRT-Fähigkeit führen, da die CCT bei diesen

Szenarien im Vergleich zum Basisszenario

höher ist. Aus den Ergebnissen lässt

sich ableiten, dass Anpassungen von Regler-Parametern

im gewählten Beispiel zur

Verbesserung der RoCoF-Fähigkeit auch

die FRT-Fähigkeit der betrachteten EZA

verbessern können. Diese Aussage kann jedoch

nicht allgemeingültig getroffen werden.

In den konkreten technischen Anlagen

sind zur Anpassung von Regler-Parametern

zur Verbesserung der RoCoF-

Fähigkeit auch anschließende Untersuchungen

der transienten Stabilität durchzuführen.

An dieser Stelle kann keine allgemeingültige

Aussage formuliert werden, in Bezug

darauf, dass eine bestimmte Änderung der

Regler-Parameter grundsätzlich zugunsten

der RoCoF- oder FTR-Fähigkeit wirkt. Es

kann lediglich darauf hingewiesen werden,

dass eine Änderung der Regler-Parameter

sich auf die RoCoF- und FRT-Fähigkeit

eines Systems auswirken kann und

diese daher immer zusätzlich betrachtet

werden sollten. Für die individuelle Anlage

ist als Basis der Untersuchung die tatsächliche

Regler-Struktur zu verwenden. Die in

dieser Arbeit verwendeten standardisierten

IEEE-Modelle dienen ausschließlich

der Verifizierung der Untersuchungsmethode.

6 Zusammenfassung und

Diskussion

Im Rahmen dieser Studie wurde zunächst

die Methodik der Wirkleistungsänderung

verwendet, um die Erfüllung der RoCoF-

Anforderungen nach VDE-AR-N 4130 in

einem modellierten Verbundnetzmodell zu

überprüfen. Die Ergebnisse zeigen, dass

alle EZA während der Analyse des RoCoF-

Verhaltens ein akzeptables Betriebsverhalten

aufweisen. Kurzeitig erhöhte Werte,

beispielsweise der Blindleistung, konnten

als unbedenklich eingestuft werden. Eine

erhöhte Blindleistung bedingt zwar eine

Erhöhung der Läufererwärmung, diese

wirkt sich aber nur kurzzeitig und unkritisch

auf den Generatorbetrieb aus. Daher

konnte das RoCoF-Verhalten der untersuchten

EZA im Verbundnetzmodell als

zulässig im Rahmen der Vorgaben des

ENTSO-E bewertet werden. Die gewählte

Methodik kann zur Analyse des RoCoF-

Verhaltens von EZA in anderen Netzmodellen

verwendet werden.

Im weiteren Verlauf der Studie wurde eine

Methode zur Bestimmung der minimal

notwendigen Schwungmasse im Netz vorgestellt.

Die Reduzierung der Schwungmasse

wurde hierbei durch eine gleichmäßige

Reduzierung der Anlaufzeitkonstante

aller EZA erzielt. Die Wahrung der RoCoF-

Fähigkeit, als auch der FRT-Fähigkeit standen

dabei im Fokus. Die vorgestellte Methode

kann auf reale Netze und Anlagen

übertragen und so zur Bestimmung der

Mindestanforderungen an die im Netz vorhandene

Schwungmasse eingesetzt werden.

Dies wird zukünftig vor allem in der

Netzentwicklung im Hinblick auf die Auslegung

mechanischer Energiespeicher

wichtig, um einen stabilen Netzbetrieb gewährleisten

zu können.

Abschließend wurde im Rahmen dieser

Studie der Einfluss einer Änderung von

Regler-Parametern auf die RoCoF- und

FRT-Fähigkeit untersucht. Im Fokus stand

der Einfluss des Verstärkungsfaktors sowie

der Zeitkonstante des Turbinenreglers auf

die RoCoF- und FRT-Fähigkeit der EZA. Die

Ergebnisse der Untersuchung an einem

Verbundnetzmodell zeigen, dass eine Änderung

der Regler-Parameter sowohl zu-

52


VGB PowerTech 10 l 2021

RoCoF-Anforderungen an Erzeugungsanlagen

gunsten, als auch zuungunsten der RoCoFund

FRT-Fähigkeit wirken kann. Die Optimierung

der Regler-Parameter von EZA zur

Anpassung an das gewünschte RoCoF-Verhalten

muss immer mit einer Betrachtung

des FRT-Verhaltens der EZA verbunden

werden, da Änderungen der Regler-Parameter

das RoCoF- und FRT-Verhalten stark

beeinflussen können.

Literaturverzeichnis

[1] E.DIS AG et al., 10 Punkte-Programm der

110-kV-VNB und des ÜNB der Regelzone

50Hertz zur Weiterentwicklung der SDL mit

Integration der Möglichkeiten von dezentralen

Energieanlagen, 2014.

[2] Deutsche Übertragungsnetzbetreiber,

Netz entwicklungsplan Strom 2035, Version

2021, Zweiter Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber,

26. April 2021.

[3] VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik

Informationstechnik, VDE-AR-N 4110

Anwendungsregel: 2018-11 – Technische Regeln

für den Anschluss von Kundenanlagen

an das Mittelspannungsnetz und deren Betrieb,

2018.

[4] VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik

Informationstechnik, VDE-AR-N 4120

Anwendungsregel: 2018-11 – Technische Regeln

für den Anschluss von Kundenanlagen

an das Hochspannungsnetz und deren Betrieb,

2018.

[5] VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik

Informationstechnik, VDE-AR-N 4130

Anwendungsregel: 2018-11 – Technische Regeln

für den Anschluss von Kundenanlagen

an das Höchstspannungsnetz und deren Betrieb,

2018.

[6] ENTSO-E, Rate of Change of Frequency (Ro-

CoF) withstand capability – ENTSO-E

guidance document for national implementation

for network codes on grid connection,

2018.

[7] DIgSILENT GmbH: DIgSILENT PowerFactory

2020, Benutzerhandbuch, 2020.

[8] The MathWorks GmbH. [Online]. Available:

https://de.mathworks.com/products/

matlab.html

[9] M. Herzig, B. Pago, C. Neumann und J. Paetzold,

Simulation des Verhaltens realer Erzeugungsanlagen

in Bezug auf schnelle Frequenzänderungen

(RoCoF) nach Anforderungen

der aktuellen VDE-AR-N 4120:2018,

VGB POWERTECH (6, 2019), 2019.

[10] M. Herzig und J. Paetzold, Feasibility study

on the Rate of Change of Frequency requirements

in VDE-AR-N 4120, Internationaler

ETG-Kongress 2019, 2019.

[11] W. Gawlik., A. Kerdegarbakhsh und M. Pesek,

Entwicklung des Bedarfs an schneller

Regelleistung im europäischen Verbundsystem.

e & i Elektrotechnik und Informationstechnik

(135, 2018), 2018.

[12] ENTSO-E, Inertia and Rate of Change of

Frequency (RoCoF), Version 17, 2020.

[13] Verband der Netzbetreiber VDN e.V. beim

VDEW, TransmissionCode 2007, Netz- und

Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber,

Version 1.1, 2007.

[14] DIgSILENT GmbH, DIgSILENT PowerFactory

2020, Technical Reference Complex Load,

2020.

[15] IEEE Power and Energy Society, IEEE Recommended

Practice for Excitation System

Models for Power System Stability Studies,

2016.

[16] U.S. Department of Energy, Review of Existing

Hydroelectric Turbine-Governor Simulation

Models, 2013.

[17] DIgSILENT GmbH, 39 Bus New England

System, (entnommen aus Dokumentation

zu PowerFactory 2020), 2020. l

VGB-Standard

Einphasig gekapselte Generatorableitung

Ausgabe 2021VGB-S-164-13-2021-03-DE

DIN A4, Print/eBook, 122 S., Preis für VGB-Mit glie der € 200.–, Nicht mit glie der € 300,–, + Ver sand und USt.

Der VGB-Standard „Einphasig gekapselte Generatorableitung“ wurde durch eine VGB-Projektgruppe

erstellt.

Die in der VGB-Fachgruppe „Elektrische Maschinen und Anlagen“ vertretenen Betreiber veranlassten

die Bildung einer Projektgruppe „Generatorableitung“, um konkrete Vorgaben für Auslegung, Errichtung,

Modifizierung, Betrieb und Instandhaltung von einphasig gekapselten Generatorableitungen

und deren Nebenanlagen zu erstellen.

Als wesentliche Grundlage wurde der Abschlussbericht „Heutige Generatorableitungen in Deutschland

der Firmen BBC, Siemens, KWU, VKR und RWE aus dem Jahr 1986 verwendet. Dieser Abschlussbericht

berücksichtigte damalige Erkenntnisse, schloss Lücken der Regelwerke und schaffte damit

konkrete Voraussetzungen für die Erarbeitung von detaillierten objektspezifischen Unterlagen seit

den 1980er Jahren.

VGB-Standard

Einphasig gekapselte

Generatorableitung

VGB-S-164-13-2021-03-DE

Durch die Projektgruppe erfolgte eine inhaltliche Aktualisierung und Überführung in einen VGB-Standard.

Ziel ist eine weitgehende Harmonisierung bzw. Standardisierung der technischen Ausführungen für hochwertige und gleichzeitig

kostengünstige Generatorableitungen.

Das Thema Qualität/Qualitätssicherung hat in der VGB-Verbandsarbeit einen herausragenden Stellenwert und bedarf einer systematischen

und kontinuierlichen Aufbereitung und Bearbeitung. Aus diesem Grund werden im vorliegenden Standard auch Kriterien für

die Qualitätssicherung definiert.

Die Erarbeitung des vorliegenden VGB-Standards erfolgte gemeinsam durch Betreiber, Hersteller und Servicedienstleister. Neben

den Erfahrungen der beteiligten Unternehmen wurden Erkenntnisse aus einer Studie der Universität Coburg und aus Kurzschlussversuchen

im Rahmen eines VGB-Forschungsprojektes einbezogen, siehe dazu insbesondere das Kapitel „Berechnung“.

* 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

53


Digital Twin for the inspection process of a cell cooling tower VGB PowerTech 10 l 2021

Digital Twin for the inspection process

of a cell cooling tower

Steffen Kunnen, Arun Nagarajah, Alfred Heimsoth and Karsten Grasemann

Kurzfassung

Digitaler Zwilling für den

Inspektionsprozess eines Zellenkühlturms

Im Rahmen des Forschungsprojektes „Digitaler

Zwilling für die Wartungsphase einer Anlage

(DT4M)“ beschäftigt sich das Projektteam mit

der Fragestellung, wie der Wartungsprozess von

Industrieanlagen zukünftig, mit fortschreitender

Digitalisierung, gestaltet werden kann.

Die heutige Vorgehensweise bei der Inspektion

ist noch stark analog geprägt, wodurch die Erfassung

und Dokumentation der Ergebnisse ein

zeitaufwändiger Prozess ist. Die Aufbereitung

der Inspektionsergebnisse zu einem digitalen

Bericht erfolgt erst nach einigen Tagen oder Wochen.

Die Ausgestaltung dieses Berichtes erfolgt

dabei individuell durch das durchführende Personal.

Die zeitliche Differenz zwischen Durchführung

und Bereitstellung der Ergebnisse erlaubt

es dabei nicht während der aktuellen

Stillstandsphase der Anlage Reparaturen einzuleiten.

Des Weiteren ist eine Analyse der Ergebnisse,

bspw. durch einen Vergleich mit vergangenen

Inspektionen, aufgrund des analogen Charakters

des Prozesses nur erschwert möglich.

Im Rahmen des Forschungsprojektes DT4M soll

eine Lösung entwickelt werden, die eine Inspektion

durch den Einsatz von modernsten Technologien

unterstützt und so einen durchgängigen

digitalen Informationsfluss über sämtliche

Phasen des Inspektionsprozesses gewährleistet.

Dazu sollen die Phasen der Vorbereitung,

Durchführung und Nachbereitung durch gezielt

angepasste PDM-Systeme in Verbindung mit

Extended Reality Endgeräten, wie der Microsoft

HoloLens, optimiert werden. Sämtliche erfasste

Authors

Steffen Kunnen, M.Sc.

Wissenschaftlicher Mitarbeiter

Prof. Dr.-Ing. Arun Nagarajah

Universität Duisburg-Essen

Lehrstuhlinhaber Produktentstehungsprozesse

und Datenmanagement

Duisburg, Germany

Dr. rer. nat. Alfred Heimsoth

keytech Software GmbH

Mitgründer und strategischer

Produktmanager

Recklinghausen, Germany

Dr.-Ing. Karsten Grasemann

Aero Solutions SAS

Technischer Direktor

Oberhausen, Germany

Informationen wie Schäden und Verschmutzungen

können digital erfasst und verortet werden.

Anschließend werden diese Informationen

entsprechenden Objekten oder Prüflisten zugewiesen

und im PDM System gespeichert. Diese

Art der Erfassung und Dokumentation erlaubt

eine teilautomatisierte Berichtserstellung sowie

eine verbesserte Vergleichsmöglichkeit von zeitlich

unterschiedlichen Inspektionstätigkeiten.

Die Basis des Lösungsansatzes bildet dabei ein

zentrales Referenzmodell bestehenden aus einem

Systemmodell der Anlage sowie einem

Wartungsmodell zur Planung der Inspektion.

Diese Modelle dienen als Template für wiederkehrende

Inspektionen und können als Strukturen,

gemeinsam mit relevanten Hilfsdokumenten,

im PDM-System automatisch angelegt und

auf einem entsprechenden Endgerät zur Durchführung

der Inspektion bereitgestellt werden.

Diese Art der Inspektionsdurchführung reduziert

die aufwändige Vor- und Nachbereitung

der Inspektion und kann gleichzeitig die Qualität

der Inspektionsergebnisse steigern. l

Within the framework of the research project

“Digital Twin for the Maintenance Phase of

an industrial plant” (DT4M), the project

team is addressing the question of how the

maintenance process of industrial plants can

be designed in the future. Many industrial

plants do not have a distinctive sensor technology

for the automated collection of information,

which means that an on-site inspection

of the plant is still required. In this type

of inspection, the required information must

be provided to the personnel and any anomalies

identified clearly documented. The current

process, however, is characterized by a

strongly analogous nature, which results in

an inefficient pre- and post-processing phase

as well as error-prone documentation. An

end-to-end digital information flow across

all phases of the inspection process offers the

potential to solve these problems. In the

DT4M research project, a system was developed

that supports inspection by using stateof-the-art

technologies to ensure an end-toend

digital information flow. For this purpose,

a PDM system was bidirectionally

connected to an augmented reality device to

enable a continuous digital information exchange

in all phases of the inspection. With

this system, the planning and post-processing

of the inspection can be made more efficient

and the digitally supported documentation

of the results more effective. The technical

implementation and validation were

carried out using the example of a cell cooling

tower.

1 Introduction

New development trends in plant engineering,

such as the increasing push to

move development and production outside

Europe, mounting competitive pressure

from new European market participants,

and rising demand for customer-specific

solutions, are making continuous development

and efficiency gains a must for the

European plant engineering sector. New

priorities in the development and operation

of industrial plants are specifically

geared towards realigning and creating

business models that will ensure competitive

survival. Two areas that merit particular

attention here are aftersales and service.

In 2016, these amounted to approximately

19 % of a company’s total revenue.

This services share has been on the rise for

decades. It highlights a trend in which the

service stage will play an ever increasing

role in a company’s success. [1]

The digital transformation in manufacturing

with the increasing adoption of “Industry

4.0” practices is also disrupting the way

plants are operated. New opportunities to

digitally transform and automate are allowing

operators to make great strides in

terms of plant productivity and to accelerate

and simplify their existing service processes.

The digital transformation is characterized

by the increasing amount of

available data. The important question is

how to deal with this data to improve future

service processes. On top of that, increasing

amounts of data are created and

collected throughout the life-cycle of large

plants, a resource that will only become

more valuable over time if companies find

sensible ways to collect, combine, and analyze

them. [2]

The results of the Industry 4.0 Readiness

Check for companies by the IMPULS Foundation

of the VDMA clarify that more than

50 % of companies in the mechanical and

54


VGB PowerTech 10 l 2021

Digital Twin for the inspection process of a cell cooling tower

plant engineering sector are currently not

ready to use the technologies of Industry

4.0. In particular, the area of the smart factory,

which includes the usage of IT systems,

digital models, and data usage, has

one of the lowest values. [3]

The recent Power of Industry 4.0 in Asset

Management report from 2020 highlights

that according to 97 % of industrial plant

maintenance managers, Industry 4.0 technologies

are a key competence for future

maintenance processes. One major challenge

in the application is to provide the

required information to the personnel. [4]

According to DIN 31051, the maintenance

process is structured into four basic activities:

inspection, service, corrective maintenance,

and improvement. The basis for the

entire process is set in the inspection,

which includes all activities related to the

recording and evaluation of the current

condition of the maintenance object. [5]

Up to 85% of industrial plants do not have

distinctive sensor technology to monitor

individual components, making on-site inspection

necessary [6]. The inspection of

these plant types is carried out manually

during shutdown phases. F i g u r e 1

shows the main activities for carrying out

an inspection of these types of industrial

plants according to DIN 31051 [5]. The activities

are divided into 3 phases, the preparation,

the execution, and the post-processing.

At the beginning of the preparation,

required inspection activities must be

defined (1), which structures the respective

actions and assigns them specific resources

such as personnel and equipment.

The maintenance personnel must then be

provided with the information (2) regarding

the actions and material resources in

the inspection, but also required information

such as maintenance instructions,

checklists, and product descriptive data.

These documents must be carried along

during the inspection and provided on-site

if required. In the preparation (1) & (2) different

types of database or planning systems

are used. An example for the database

system is the product data management

(PDM) system in which all product descriptive

data are managed throughout the life

cycle of a product. After the preparation

has been completed, the maintenance personnel

has to carry out the visual inspection

of the plant (3) and document the

anomalies (4) using the checklists. In addition,

photo, video, or voice recordings can

be made using a smartphone or camera to

describe the condition of specific components

more clearly. If all previously defined

actions have been carried out, the inspection

results need to be processed (5). The

inspection results are usually saved in database

systems, so the entirety of all information

must be converted and transferred afterwards.

The database system serves as a

single source of truth (SSOT) for all information

of the maintenance object. In the

Post-processing (6)

Compilation of the

inspection results and

preparation of an

inspection report.

Post-processing (5)

Processing of inspection

results and assignment to

elements in the database.

Execution (4)

Recording and

documentation of

anomalies.

final step of the inspection process, a report

is prepared (6) and provided to the plant

operator. If an inspection is performed regularly,

the individual activities are repeated.

The entire process is characterized by a

strong analogous nature, which is especially

evident in the carrying of documents as

well as the analog documentation of the

results.

6

Prosessing

5

Reporting

Documentation

4

1

Inspection

Planning

Visual

inspection

3

2

Provision

Fig. 1. Fundamental inspection process (adapted from DIN 31051 [5]).

6

Prosessing

5

Reporting

Documentation

4

1

Inspection

Planning

Visual

inspection

3

2

Provision

Preparation (1)

Planning and structuring

of the inspection tasks

within a datase system.

Preparation (2)

Provision of information

and assignment to specific

tasks in the database system.

Execution (3)

Provision of supporting

documents and visual

inspection of the plant on

site.

Fig. 2. Problematic phases of the inspection process (adapted from DIN 31051 [5]).

1.1 Problem statement and impact

The current inspection process has two

fundamental problems, inefficient preparation,

and post-processing, as well as an

error-prone documentation of the results

(Figure 2).

The planning of tasks in a database system

(1) results in complicated preparation and

assignment of necessary supporting documents

to tasks (2). This has an impact on

the on-site provision since time-consuming

processing steps are required to collect the

supporting documents in the database,

structure them and then provide them to

the personnel in the inspection (3) in an

analogous form. By recording and documenting

recorded damage (4) with different

devices or tools that do not have a direct

connection to the database, a separate

recording of damage and the assignment to

a database element is mandatory. This

problem has a negative impact on postprocessing

efficiency, since the results collected

in analogue form must be converted

to digital form (5) before they can be managed

and assigned in the database. The assignment

of additional captured media

such as images and voice recordings depends

on the quality of the documentation

or the memory of the maintenance personnel.

This is a significant source of error, as

human conversion or transcription errors

are one of the largest contributors to data

inaccuracy and consequently affect the

quality of the documentation [7]. Inaccuracies

in the documentation have a negative

impact on the subsequent activities, as

maintenance activities are planned based

on the prepared inspection report (6). If

the inspection results are incorrectly imported

into the database system, which

serves as the SSOT for all information on

the maintenance object, the inspection report

will also have significant deficiencies.

It is obvious that disruptions in the information

continuity between the individual

process steps have a major impact on the

efficiency and quality of the entire inspection

process which leads to higher process

costs and longer process cycles.

1.2 Research objective

The previously mentioned problems can be

solved by an end-to-end digital information

flow across all phases of the inspection

process. This leads to more efficient planning

and administration of information in

the preparation. In addition, the sources of

errors during the inspection process can be

eliminated by an optimized recording procedure

resulting in an improvement of the

documentation quality. An end-to-end dig-

55


Digital Twin for the inspection process of a cell cooling tower VGB PowerTech 10 l 2021

ital information flow also simplifies and accelerates

post-processing, as time-consuming

converting steps are eliminated.

To achieve these objectives, a planning environment

must be created within the database

system that can be used to plan

tasks and assign supporting documents

unambiguously. The inspection plan consisting

of checklists and supporting documents

must be made available to the inspection

personnel in digital form directly

from the database. A digitally supported

procedure for recording and simultaneously

assigning anomalies to a database

element shall maintain information continuity

during the inspection. A simple and

automated transfer and administration

function of the results shall eliminate timeconsuming

post-processing steps. An asynchronous

transmission of the inspection

results to the database shall be enabled

since a consistent connection to the database

cannot be guaranteed.

2 DT4M System concept

The design of a functional system architecture

enables information continuity across

all phases of the inspection by connecting

different technologies. Modern technologies

from the Industry 4.0 environment

will be considered to support the individual

activities.

As already mentioned in chapter 1, PDM

systems are suitable for managing product

descriptive data along the product lifecycle

and offer various functions for planning

and structuring tasks. Since PDM systems

have a major role in preceding and subsequent

processes of inspection, the PDM system

is used as a database system for the

following concept. A suitable approach for

developing the system architecture is the

digital twin, which was investigated as part

of the DT4M (Digital Twin for Maintenance)

research project. A digital twin is a

fully digital representation of a physical

object. It is an exact copy that contains all

purpose-driven properties, information,

and states of the real-world object [8] and

can be represented in a PDM system.

This system will be further optimized by

adding an augmented reality layer to the

inspection process. Augmented reality

(AR) has the potential to enhance the real

world with digital content like virtual models

and establish a connection between the

virtual and the real environment [9]. For

this purpose, a head-mounted display

(HMD) will serve as an interface between

the digital twin of the cell cooling tower

and the maintenance object. HMDs are display

devices worn on the head to visualize

information. As a hands-free technology

they offer a significant safety advantage, as

inspection personnel are not required to

carry additional devices in hazardous environments

but have their hands free for personal

protection [10]. HMDs can be coupled

to the database through a network

connection and thus offer the potential to

bidirectionally transmit information. In addition,

HMDs have internal memory so that

all information can be temporarily stored

on the device. This enables asynchronous

transmission of inspection results if a network

connection is not available and therefore

no connection to the database is possible.

The question arises how a connection of

the PDM system with an HMD can be designed

to achieve a continuous digital information

flow across all phases of the inspection.

2.1 Requirements

To answer this question and to enable a focused

development, the first step was to

define the requirements for the solution.

The following section outlines the four

main requirements:

––

To optimize inspection planning, the intended

solution must be able to schedule

all inspection tasks to be performed in a

digital checklist within a PDM system

and assign all necessary supporting documents

to the checklist or to the objects

to be inspected.

––

During the inspection procedure, it must

be possible to provide all relevant information

such as checklists or supporting

documents on the HMD.

––

With this information at hand, inspectors

must digitally document any anomalies

or instructions and immediately put

them into context. The context should be

established by a localization or the reference

to an object or checklist.

––

These digitally documented inspection

results must be transferred to the PDM

system and managed in consideration of

the previously defined context.

These main requirements must be fulfilled

to build the basis for a seamless digital flow

of information between the individual inspection

phases.

2.2 DT4M system architecture

For the development of the system architecture,

essential components of existing

solutions were examined for their transferability.

Product descriptive data are basically

managed in different product structures,

which have a phase-dependent characteristic

and are managed along the

product life cycle. They can reflect certain

orders such as a requirement or engineering

structure. The engineering structure is

based on the engineering bill of materials

(EBOM), which enables object-related basic

data management in addition to structural

connections [11]. Other versions of

product structures are based on maintenance

and planning bills of materials,

which contain relevant information on the

respective use cases. An approach of Wei

[12] describes “Activity Based Use Case

Structures” to use case specific views on a

product structure. A combination of the

characteristics of both structure types enables

the creation of a context-based product

structure, in which corresponding objects

with all information relevant to the

use case can be provided and supplemented

by action planning. This combination of

the product structure is named use case

structure in the following sections. Product

structures are set up in various database

systems, which basically consists of a database

in the back end and a management

system in the front-end and are used for

electronic data management [13]. Different

database systems can be used along the

product life cycle.

The PDM system offers significant advantages

for the inspection process, especially

in the pre- and post-processing phases. The

basis for planning is the product structure,

which is a data-driven representation of

the maintenance object. Within the product

structure, all product descriptive data

such as the geometry parameters, the specifications

or other supporting documents

are managed. Due to the application of AR

technology, the geometry parameters have

high significance, as they are decisive for

an accurate and correct representation of

the virtual models during the inspection

execution. Project and planning modules

can be used to build a use case specific

structure. Within the use case structure, all

necessary activities can be planned in a

checklist. At the same time, the components

of the maintenance object to be inspected

can be referenced from the product

structure in the use case structure so that

all available information can be provided.

The use case structure is designed for a specific

inspection, so that a new use case

structure must be created for a recurring

inspection of the same maintenance object.

Each use case structure serves as a single

source of truth for the respective inspection.

All use case related information like the

previously mentioned checklists or usage

data like geometry parameters, the specifications

or other supporting documents are

made available via an interface. This interface

operates bidirectionally, which means

that data and information can be retrieved

from the PDM system and made available

on the AR-device as well as transferred

from the AR-device to the PDM system.

As mentioned earlier, AR technology will

be used during inspection execution. All

information will be provided in an AR-Application

on the HMD. Interactive checklists

can be completed on site. Depending

on the values filled in, photo, video or voice

recordings can also be added to this checklist,

which are immediately placed in the

relevant context. Based on the defined geometry

parameters of the maintenance object,

virtual models can be generated and

overlaid with the real object during the in-

56


VGB PowerTech 10 l 2021

Digital Twin for the inspection process of a cell cooling tower

spection. By interacting with the virtual

models, all determined information can be

clearly assigned to an object. In case of

anomalies outside the defined models, a

point-of-interest (POI) can be created,

which is automatically located in space. If a

supporting document is required for the

decision, it can be retrieved from the use

case structure and displayed together with

the checklist on the HMD.

Once the on-site inspection is complete,

the inspection results can be transferred

from the AR device to the PDM system. A

separate conversion step is not required.

The real-time connection enables a direct

transfer of the information to the PDM system

during the execution of the use case. In

case of a delayed transmission, the information

is temporarily stored on the device

and transferred to the PDM system as soon

as a connection can be established. By connecting

the use case structure with the

product structure, all information and results

that have been determined and collected

during the use case are referenced at

the respective elements of the product

structure so that they are available for future

process steps.

Cell cooling tower

HoloLens-Application

PDM system

Product structure

Use case structure

inspection sprayer zone

cooling system

inspection tasks

geometry

checklists

ventilation

object states

cooling packages

inspection objects

water distribution

cooling packages

sprayer

sprayer

piping

piping

3 Technical implementation

Fig. 3. DT4M-System architecture for the inspection process of a cell cooling tower.

Within the DT4M research project, a system

for an improved inspection process using

the previously mentioned technologies

was developed. The validation of the system

was carried out on the example of a

cell cooling tower. In cell cooling towers,

the air flow is generated by a fan, making it

much more compact compared to natural

draft cooling towers. They are characterized

by a transparent EBOM and a linear

structuring into spatially separated zones.

For the planning and structuring of the information,

the keytech PDM system of the

partner keytech Software GmbH was used

within the project, which, in addition to

the conventional functions for data management,

also includes basic project management

functions. By using it in the early

phases of the product development process,

information relevant for inspection,

such as specifications or part numbers, is

already stored in the product structure and

ready for provision. A Microsoft HoloLens

is used to provide and collect inspection

related information on site. An application

on the HoloLens enables the retrieval and

integration of the use case structure and

the associated information. An approach

for system-based component identification

allows the object-related acquisition of

information during inspection actions

[14].

F i g u r e 3 illustrates the system architecture

for the inspection of a cell cooling

tower. Cell cooling towers can be divided

into three different functional groups,

the building, the infrastructure, and

the cooling system. At the same time,

there are different layers in a cell cooling

tower where specific components of

the functional groups can be found. In