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VGB POWERTECH 11 (2021) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 11 (2021). Technical Journal of the vgbe energy/VGB PowerTech Association. Energy is us! +++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++ Harald Weber: Grid control with hydrogen storage power plants in future fully regenerative grids /// Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraft­werken in zukünftig voll-regenerativen Netzen Philipp Maucher and Hendrik Lens: Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation /// Dynamische Überwachung der Aktivierung der Primärregelleistung Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute and Martin Saxer: The KKM’s path to decommissioning. Part 1: Preparation and framework conditions /// Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1: Vorbereitung und Rahmenbedingungen Mustafa Youssef: Supplementary pre-firing to increase the output of gas and steam turbine plants /// Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der Leistung von Gas- und Dampfturbinenanlagen Stephanie Metzger: The Belt and Road Initiative: The role for coal /// Die Initiative „Belt and Road“: Die Rolle der Kohle Xing Zhang and Simone Meloni: Technology developments in the cofiring of biomass /// Technologische Entwicklungen bei der Mitverbrennung von Biomasse Stefan Mitterer: Digitalization & lubricant analyses – an efficient partnership /// Digitalisierung & Schmierstoffanalysen – eine effiziente Partnerschaft Jan Flötotto and Thomas Brand: Lead-free cables as the solution of the future for offshore wind farms /// Bleifreie Leitungen als Lösung der Zukunft für Offshore-Windparks Green Hydrogen – Ball valves for hydrogen applications - Green Hydrogen /// Kugelhähne für Wasserstoff-Anwendungen Event report/Veranstaltungsbericht: LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen - LKH2 /// Laserkolloquium Wasserstoff 2021 – Veranstaltungsbericht U.S. EIA: International Energy Outlook 2021. With projections to 2050 – Summary /// U.S. EIA: Internationaler Energieausblick 2021 (IEO2021) - Zusammenfassung

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 11 (2021).
Technical Journal of the vgbe energy/VGB PowerTech Association. Energy is us!
+++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++
Harald Weber: Grid control with hydrogen storage power plants in future fully regenerative grids
/// Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraft­werken in zukünftig voll-regenerativen Netzen

Philipp Maucher and Hendrik Lens: Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation /// Dynamische Überwachung der Aktivierung der Primärregelleistung

Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute and Martin Saxer: The KKM’s path to decommissioning. Part 1: Preparation and framework conditions /// Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1: Vorbereitung und Rahmenbedingungen

Mustafa Youssef: Supplementary pre-firing to increase the output of gas and steam turbine plants /// Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der Leistung von Gas- und Dampfturbinenanlagen

Stephanie Metzger: The Belt and Road Initiative: The role for coal /// Die Initiative „Belt and Road“: Die Rolle der Kohle

Xing Zhang and Simone Meloni: Technology developments in the cofiring of biomass /// Technologische Entwicklungen bei der Mitverbrennung von Biomasse

Stefan Mitterer: Digitalization & lubricant analyses – an efficient partnership /// Digitalisierung & Schmierstoffanalysen – eine effiziente Partnerschaft

Jan Flötotto and Thomas Brand: Lead-free cables as the solution of the future for offshore wind farms /// Bleifreie Leitungen als Lösung der Zukunft für Offshore-Windparks

Green Hydrogen – Ball valves for hydrogen applications - Green Hydrogen /// Kugelhähne für Wasserstoff-Anwendungen

Event report/Veranstaltungsbericht: LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen - LKH2 /// Laserkolloquium Wasserstoff 2021 – Veranstaltungsbericht

U.S. EIA: International Energy Outlook 2021. With projections to 2050 – Summary /// U.S. EIA: Internationaler Energieausblick 2021 (IEO2021) - Zusammenfassung

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<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Generation</strong> <strong>and</strong> <strong>Storage</strong> <strong>of</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong><br />

<strong>11</strong> <strong>2021</strong><br />

Focus<br />

• Grid stability<br />

• Decommissioning<br />

Dynamic monitoring <strong>of</strong><br />

frequency containment<br />

reserve activation<br />

Grid control with<br />

hydrogen storage<br />

power plants<br />

in future fully<br />

regenerative grids<br />

SAVE THE DATE<br />

vgbe Expert Event<br />

Ecology <strong>and</strong> Environment<br />

in Hydropower 2022<br />

1 & 2 June 2022<br />

Web Conference<br />

Lead-free cables <strong>for</strong><br />

<strong>of</strong>fshore wind farms<br />

The KKM’s path to<br />

decommissioning<br />

Publication <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. l www.vgb.org<br />

vgbe eehpp2022-std.indd 1 10.12.<strong>2021</strong> <strong>11</strong>:02:19<br />

ISSN 1435–3199 · K 43600 l <strong>International</strong> Edition


22. Jahrestagung<br />

2022<br />

Next <strong>Generation</strong> Maintenance – vernetzt, datenbasiert, kollaborativ<br />

22. – 23. März 2022, Berlin<br />

Fachbeiträge der Vorjahre:<br />

3M<br />

Bayer<br />

BASF<br />

BSH Hausgeräte<br />

Clariant<br />

Deutz<br />

Evonik<br />

Georgsmarienhütte<br />

Gerolsteiner Brunnen<br />

GLOBALFOUNDRIES<br />

MIBRAG<br />

Michelin Reifenwerke<br />

PHOENIX CONTACT<br />

SBB<br />

Solvay<br />

thyssenkrupp Steel<br />

Volkswagen<br />

u.v.m.<br />

Die wichtigsten Themen im Überblick<br />

» Digitalisierung mit Mehrwert – Trends und Ansatzpunkte für<br />

die Inst<strong>and</strong>haltung in einer Brownfield-Umgebung<br />

» Anlagenportfolio und Kosten im Blick – Formulieren einer<br />

flexiblen, bedarfsorientierten Inst<strong>and</strong>haltungsstrategie<br />

» Datenmanagement – lästige Pflicht oder Königsdisziplin für<br />

die Maintenance?<br />

» Auf dem Weg zu Predictive Maintenance: Von der Zust<strong>and</strong>serfassung<br />

zur vorausschauenden Wartungsplanung<br />

» Steuern mit Kennzahlen – Monitoring und Verbesserung von<br />

Leistungsprozessen<br />

» Neuerungen der SAP für das technische Asset Management<br />

» Mobile Lösungen für Wartung, Inspektion und wiederkehrende<br />

Prüfungen<br />

» Einsatz von BIM im Asset Life Cycle Management<br />

» Fernwartung/Remote Services: Heraus<strong>for</strong>derungen und Lessons<br />

Learnt bei der Umsetzung<br />

» Anlagenverfügbarkeit sichern durch effizientes Ersatzteil- und<br />

Obsoleszenzmanagement<br />

» Knappe Ressourcen: Kompetenzaufbau und Qualifizierung;<br />

Einsatz von Wissensplatt<strong>for</strong>men<br />

» Mehr Transparenz! Umsetzung von IH-Dashboards zur Steuerung<br />

von Wartungs- und Inst<strong>and</strong>setzungsmaßnahmen<br />

» Inst<strong>and</strong>haltung in der Fabrik 4.0 – Einfluss von Robotik und<br />

Automatisierung auf die Maintenance<br />

» Dokumentation entlang des Lebenszyklus – anlagenbezogene<br />

In<strong>for</strong>mationen zeitnah, lückenlos und „aufw<strong>and</strong>sarm“ erfassen<br />

» Vernetzung und Kollaboration als Wertschöpfungsfaktor<br />

Mitglieder des <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. erhalten 10% Nachlass auf Remote- und 15% Nachlass auf die reguläre Teilnahmegebühr.<br />

Bitte geben Sie bei Ihrer Anmeldung unter www.maindays.de folgenden Code ein: <strong>VGB</strong>MD2022


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Editorial<br />

Cyber security<br />

– An ongoing challenge<br />

Dear Readers,<br />

A major development in the<br />

current ongoing Corona crisis<br />

with its far-reaching consequences<br />

is certainly the<br />

advancing digitalisation that<br />

is reaching far into our everyday<br />

lives <strong>and</strong> our working<br />

lives. Hardly any work process<br />

or our private lives can<br />

still do without digital technology<br />

<strong>and</strong> connection to the<br />

internet. However, the longterm<br />

success <strong>of</strong> digitalisation<br />

will also depend on whether<br />

the people it is supposed to serve also trust it. And this trust<br />

will also depend on how the security situation looks <strong>and</strong> how<br />

trust <strong>and</strong> security are communicated. But it also depends,<br />

starting in the chain <strong>of</strong> security, on each individual <strong>and</strong> the<br />

awareness <strong>of</strong> security. For example, anyone who uses “intelligent”<br />

lighting - a word that is very overused today, but is<br />

popular in marketing <strong>and</strong> rarely reflects its original meaning<br />

- that can be controlled with a smartphone must be aware<br />

that they are ultimately connecting this lamp to the internet<br />

<strong>and</strong> that it can there<strong>for</strong>e, in principle, be controlled by any<br />

device connected to the internet - anywhere in the world.<br />

Currently, IT security is once again the subject <strong>of</strong> public discussion,<br />

because a vulnerability is threatening servers, i.e.<br />

central computer systems, on a broad front. The German<br />

Federal Office <strong>for</strong> In<strong>for</strong>mation Security (BSI) even saw fit to<br />

raise the warning level from orange to red. The vulnerability<br />

is located in a much-used library called Log4j <strong>of</strong> the Java<br />

s<strong>of</strong>tware – i.e. a s<strong>of</strong>tware component that other applications<br />

in turn rely on. The vulnerability can be used to allow attackers<br />

to execute their s<strong>of</strong>tware code on the servers under certain<br />

circumstances. This would allow them to execute malware,<br />

<strong>for</strong> example. The vulnerability now identified is limited<br />

to some versions <strong>of</strong> the Log4j library. However, there is no<br />

complete overview <strong>of</strong> the s<strong>of</strong>tware applications in which the<br />

vulnerable versions <strong>of</strong> Log4j are used. The BSI’s upgrading<br />

is justified by the fact that there have been attacks on servers<br />

worldwide. The installation <strong>of</strong> updates is recommended<br />

– this is basically a proven way to ensure cyber security, because<br />

s<strong>of</strong>tware manufacturers have always been in a race<br />

with malware developers to find possible entry points, but<br />

they also provide timely solutions <strong>and</strong> thus protection. What<br />

is important on the user side, however, is timely patching by<br />

means <strong>of</strong> updates.<br />

Digitalisation in energy technology <strong>and</strong> power generation<br />

has always been an important topic. The days when turbines<br />

were controlled with centrifugal governors are long gone -<br />

although this type <strong>of</strong> control is impressive in its simplicity<br />

<strong>and</strong> precision. The application <strong>of</strong> digital technologies in the<br />

field <strong>of</strong> control <strong>and</strong> regulation has there<strong>for</strong>e also been tried<br />

<strong>and</strong> tested <strong>and</strong> makes an important contribution to the efficient,<br />

safe, environmentally friendly <strong>and</strong> economical operation<br />

<strong>of</strong> energy plants. This has also been accompanied by<br />

“s<strong>of</strong>tware protection” in energy technology, i.e. the <strong>for</strong>wardlooking<br />

development <strong>and</strong> implementation <strong>of</strong> suitable measures<br />

to protect against threats. An example <strong>of</strong> the early joint<br />

work on this challenge is the <strong>VGB</strong> st<strong>and</strong>ard “IT Security <strong>for</strong><br />

<strong>Generation</strong> Plants” (<strong>VGB</strong>-S-175-00-2014-04-DE). Possible<br />

challenges are identified <strong>and</strong> organisational <strong>and</strong> technical<br />

requirements are derived from them to reduce possible impacts<br />

to an acceptable level, supplemented by recommendations<br />

<strong>for</strong> action <strong>and</strong> further sources <strong>of</strong> in<strong>for</strong>mation. In technical<br />

discussions with key stakeholders, the main contents<br />

were discussed <strong>and</strong> the basic feasibility was confirmed. Basic<br />

terms <strong>and</strong> threats are presented <strong>and</strong> derived requirements<br />

are compiled in a structured <strong>and</strong> clear manner. In addition,<br />

recommendations <strong>for</strong> action on the individual requirements<br />

are listed in the <strong>for</strong>m <strong>of</strong> examples <strong>for</strong> better underst<strong>and</strong>ing<br />

<strong>and</strong> <strong>for</strong> quick implementation. Since the life cycle <strong>of</strong> IT technology<br />

<strong>and</strong> system threats are subject to rapid progress, only<br />

fundamental topics are shown.<br />

The legal acts that have come into <strong>for</strong>ce since this publication<br />

was published, both at EU level <strong>and</strong> in the EU member<br />

states, specify the protection required in the digital sphere,<br />

including <strong>for</strong> energy generation, which is considered a “critical<br />

infrastructure” with as particularly sensitive sector.<br />

The industry’s <strong>for</strong>ward-looking approach to the topic <strong>of</strong> “cyber<br />

security – IT security” at vgbe energy* shows how joint<br />

early action can deal with challenges in a targeted <strong>and</strong> efficient<br />

manner – also in the area <strong>of</strong> digitalisation <strong>and</strong> its impressive<br />

dynamics.<br />

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />

Editor in Chief<br />

vgbe energy*<br />

Essen, Germany<br />

* vgbe energy has been the new br<strong>and</strong> identity <strong>of</strong><br />

<strong>VGB</strong> PowerTech since September <strong>2021</strong>.<br />

1


Editorial <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Cyber Security<br />

– Eine permanente Heraus<strong>for</strong>derung<br />

Liebe Leserinnen und Leser,<br />

eine wesentliche Entwicklung<br />

in der aktuellen weiter anhaltenden<br />

Corona-Krise mit ihren<br />

weitreichenden Folgen ist<br />

sicherlich die <strong>for</strong>tschreitende<br />

weit in unseren Alltag und unser<br />

Arbeitsleben hineinreichende<br />

Digitalisierung. Kaum ein Arbeitsprozess<br />

oder unser privates<br />

Leben kommt noch ohne digitale<br />

Technik und Anbindung an<br />

das Internet aus. Der langfristige<br />

Erfolg der Digitalisierung wird<br />

aber auch davon abhängen, ob<br />

die Menschen, denen er ja dienen<br />

soll, der Digitalisierung<br />

auch vertrauen. Und dieses Vertrauen wird auch davon abhängen,<br />

wie die Sicherheitslage aussieht und wie Vertrauen und Sicherheit<br />

vermittelt werden. Dabei kommt es aber auch, und beginnend in<br />

der Kette der Sicherheit, auf jeden einzelnen an und das Bewusstsein<br />

für Sicherheit. Wer zum Beispiel „intelligente“ – ein heute sehr<br />

überstrapaziertes aber im Marketing gern verwendetes Wort, das<br />

nur noch selten seine ursprüngliche Bedeutung widerspiegelt –<br />

Leuchtmittel verwendet, die mit dem Smartphone gesteuert werden<br />

können, muss sich bewusst sein, dass er diese Lampe letztendlich<br />

an das Internet anschließt und sie damit vom Grundsatz her<br />

von jedem beliebigen am Internet angeschlossenen Gerät – weltweit<br />

– gesteuert werden kann.<br />

Aktuell mach die IT-Sicherheit erneut öffentlich von sich reden, denn<br />

eine Schwachstelle bedroht auf breiter Front Server, also zentrale<br />

Computersysteme. Das deutsche Bundesamt für Sicherheit (BSI)<br />

in der In<strong>for</strong>mationstechnik sah sich sogar veranlasst, die Warnstufe<br />

von Orange auf Rot hoch zu setzen. Die Schwachstelle befindet<br />

sich in einer viel benutzten Bibliothek mit dem Namen Log4j der<br />

Java-S<strong>of</strong>tware – also einer S<strong>of</strong>twarekomponenten, auf die wiederum<br />

<strong>and</strong>ere Anwendungen zurückgreifen. Die Sicherheitslücke kann<br />

dafür verwendet werden, dass Angreifer unter Umständen ihren<br />

S<strong>of</strong>twarecode auf den Servern ausführen können. Damit könnten<br />

sie zum Beispiel Schadprogramme ausführen. Die jetzt identifizierte<br />

Schwachstelle ist auf einige Versionen der Bibliothek Log4j beschränkt.<br />

Allerdings gibt es keinen vollständigen Überblick dazu, in<br />

welchen S<strong>of</strong>twareanwendngen die gefährdeten Versionen von Log4j<br />

genutzt werden. Die Höherstufung des BSI wird damit begründet,<br />

dass es weltweit Angriffe auf Server gegeben habe. Die Installation<br />

von Updates wird empfohlen – dies ist ein grundsätzlich probater<br />

Weg, um Cybersicherheit zu gewährleisten, denn S<strong>of</strong>twarehersteller<br />

liefern sich mit den Entwicklern von Schads<strong>of</strong>tware seit jeher ein<br />

Rennen rund um mögliche Einfallstore, liefern aber auch zeitnah<br />

Lösungen und damit Schutz. Wichtig ist auf Anwenderseite aber das<br />

zeitnahe Patchen mittels der Updates.<br />

Digitalisierung in der Energietechnik und Energieerzeugung ist seit<br />

jeher ein wichtiges Thema. Die Zeiten als Turbinen noch mit Fliehkraftreglern<br />

gesteuert wurden sind lange vorbei – obgleich diese<br />

Art der Regelung mit ihrer Einfachheit und Präzision schon beeindruckend<br />

ist. Die Anwendung digitaler Technologien im Bereich<br />

von Steuerung & Regelung ist von daher auch bewährt und leistet<br />

einen wichtigen Beitrag zum effizienten, sicheren, umweltschonenden<br />

und wirtschaftlichen Betrieb der Energieanlagen. Damit einher<br />

gegangen ist auch der „S<strong>of</strong>twareschutz“ in der Energietechnik, also<br />

die vorausblickende Entwicklung und Implementierung geeigneter<br />

Maßnahmen zum Schutz vor Bedrohungen. Ein Beispiel für die<br />

frühzeitig gemeinsame Beschäftigung zu dieser Heraus<strong>for</strong>derung<br />

ist der <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard „IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen“ (<strong>VGB</strong>-<br />

S-175-00-2014-04-DE). Mögliche Heraus<strong>for</strong>derungen werden aufgezeigt<br />

und daraus abgeleitet werden organisatorische und technische<br />

An<strong>for</strong>derungen zur Absenkung möglicher Auswirkungen auf<br />

ein zu akzeptierendes Niveau, ergänzt durch H<strong>and</strong>lungsempfehlungen<br />

und weitere In<strong>for</strong>mationsquellen. In Fachgesprächen mit wichtigen<br />

Beteiligten wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert und<br />

die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt. Grundlegende Begriffe<br />

und Bedrohungen werden vorgestellt und abgeleitete An<strong>for</strong>derungen<br />

strukturiert und übersichtlich zusammengestellt. Ergänzend<br />

sind H<strong>and</strong>lungsempfehlungen zu den einzelnen An<strong>for</strong>derungen<br />

zum besseren Verständnis und für die schnelle Umsetzung im Sinne<br />

von Beispielen aufgeführt. Da der Lebenszyklus der IT-Technik und<br />

die Systembedrohungen einem rasanten Fortschritt unterliegen,<br />

werden nur grundlegende Themen aufgezeigt.<br />

Die seit Erscheinen dieser Veröffentlichung in Kraft getretenen<br />

Rechtsakte sowohl auf EU-Ebene als auch in den EU-Mitgliedsstaaten<br />

präzisieren den er<strong>for</strong>derlichen Schutz im digitalen Bereich,<br />

auch für die Energieerzeugung, die als „Kritische Infrastruktur“ mit<br />

als besonders sensibler Sektor gilt.<br />

Die vorausschauende Beschäftigung mit dem Thema „Cyber Security<br />

– IT-Sicherheit“ der Branche beim vgbe energy* zeigt dabei, wie<br />

durch gemeinsames frühzeitiges H<strong>and</strong>eln zielgerecht und effizient<br />

mit Heraus<strong>for</strong>derungen umgegangen werden kann – auch im Bereich<br />

der Digitalisierung und ihrer beeindruckenden Dynamik.<br />

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />

Chefredakteur<br />

vgbe energy*<br />

Essen, Deutschl<strong>and</strong><br />

* vgbe energy ist seit September <strong>2021</strong> der neue Markenauftritt<br />

des <strong>VGB</strong> PowerTech.<br />

2


UMFANGREICHES KNOW-HOW FÜR DIE BRANCHE<br />

WÖRTERBUCH MIT<br />

LEXIKONCHARAKTER<br />

Dieses Wörterbuch unterstützt bei:<br />

• Der Abwicklung von Exportaufträgen, der Auswertung und<br />

Anwendung ausländischer, technischer Regelwerke und<br />

Dokumentationen sowie bei technischen Übersetzungen<br />

• Dampfturbinen, Gasturbinen, Exp<strong>and</strong>er, Verdichter,<br />

Wasserturbinen und verw<strong>and</strong>te Technologien<br />

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Heinz-Peter Schmitz<br />

1. Auflage 2020<br />

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Contents <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

vgbe Expert Event<br />

Ecology <strong>and</strong> Environment in Hydropower 2022<br />

Save the date!<br />

| 1 & 2 June 2022<br />

Web Conference | Live & OnLine<br />

| vgbe | Hydro – Office<br />

E-mail: vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy<br />

www.vgbe.energy<br />

<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Generation</strong><br />

<strong>and</strong> <strong>Storage</strong> <strong>of</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Cyber security – An ongoing challenge<br />

Cyber Security – Eine permanente Heraus<strong>for</strong>derung<br />

Christopher Weßelmann 1<br />

Abstracts/Kurzfassungen6<br />

Members‘ News 8<br />

“Grids”17<br />

Industry News 22<br />

News from Science & Research 30<br />

Power News 34<br />

Events in Brief36<br />

Grid control with hydrogen storage power plants<br />

in future fully regenerative grids<br />

Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraft werken<br />

in zukünftig voll-regenerativen Netzen<br />

Harald Weber 39<br />

Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation<br />

Dynamische Überwachung der Aktivierung der Primärregelleistung<br />

Philipp Maucher <strong>and</strong> Hendrik Lens 45<br />

The KKM’s path to decommissioning<br />

Part 1: Preparation <strong>and</strong> framework conditions<br />

Der Weg des KKM in die Stilllegung<br />

Teil 1: Vorbereitung und Rahmenbedingungen<br />

Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute <strong>and</strong> Martin Saxer 53<br />

Supplementary pre-firing to increase the output<br />

<strong>of</strong> gas <strong>and</strong> steam turbine plants<br />

Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der Leistung<br />

von Gas- und Dampfturbinenanlagen<br />

Mustafa Youssef 62<br />

The Belt <strong>and</strong> Road Initiative: The role <strong>for</strong> coal<br />

Die Initiative „Belt <strong>and</strong> Road“: Die Rolle der Kohle<br />

Stephanie Metzger 64<br />

Technology developments in the c<strong>of</strong>iring <strong>of</strong> biomass<br />

Technologische Entwicklungen bei der Mitverbrennung von Biomasse<br />

Xing Zhang <strong>and</strong> Simone Meloni 67<br />

Digitalization & lubricant analyses – an efficient partnership<br />

Digitalisierung & Schmierst<strong>of</strong>fanalysen – eine effiziente Partnerschaft<br />

Stefan Mitterer 70<br />

Lead-free cables as the solution <strong>of</strong> the future<br />

<strong>for</strong> <strong>of</strong>fshore wind farms<br />

Bleifreie Leitungen als Lösung der Zukunft für Offshore-Windparks<br />

Jan Flötotto <strong>and</strong> Thomas Br<strong>and</strong> 74<br />

4


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Contents<br />

SAVE THE DATE<br />

vgbe Expert Event<br />

Ecology <strong>and</strong> Environment<br />

in Hydropower 2022<br />

1 & 2 June 2022<br />

Web Conference<br />

vgbe eehpp2022-std.indd 1 10.12.<strong>2021</strong> <strong>11</strong>:02:19<br />

Green Hydrogen – Ball valves <strong>for</strong> hydrogen applications<br />

Green Hydrogen – Kugelhähne für Wasserst<strong>of</strong>f-Anwendungen 76<br />

LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen <strong>2021</strong><br />

LKH2 – Laserkolloquium Wasserst<strong>of</strong>f <strong>2021</strong> – Veranstaltungsbericht 78<br />

U.S. EIA: <strong>International</strong> Energy Outlook <strong>2021</strong><br />

With projections to 2050 – Summary<br />

U.S. EIA: <strong>International</strong>er Energieausblick <strong>2021</strong> (IEO<strong>2021</strong>)<br />

U.S. Energy In<strong>for</strong>mation Administration 81<br />

Operating results 85<br />

<strong>VGB</strong> News 89<br />

Personalien91<br />

Inserentenverzeichnis94<br />

Events95<br />

Imprint96<br />

Preview <strong>VGB</strong> PowerTech 12|<strong>2021</strong> 96<br />

Annual Index 2020: The Annual Index 2020, as also <strong>of</strong> previous<br />

volumes, are available <strong>for</strong> free download at<br />

https://www.vgbe.energy/vgb-powertech-journal/<br />

Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020<br />

der <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser<br />

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:<br />

https://www.vgbe.energy/vgb-powertech-journal/<br />

<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online<br />

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

free online service at YUMPU. Read <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> at<br />

https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech<br />

<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online<br />

Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona<br />

Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.<br />

Lesen Sie die <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online unter<br />

https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech<br />

5


Abstracts <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Grid control with hydrogen storage power<br />

plants in future fully regenerative grids<br />

Harald Weber<br />

In the course <strong>of</strong> the energy transition, more <strong>and</strong><br />

more electrical energy is generated by wind <strong>and</strong><br />

PV plants. Some <strong>of</strong> this energy has to be stored<br />

in large chemical storage facilities (storage power<br />

plant). These new players are connected to<br />

the three-phase grid with converters <strong>and</strong>, due to<br />

the system, no longer have flywheel masses. The<br />

conventional power plants, on the other h<strong>and</strong>,<br />

will decrease in number. There<strong>for</strong>e, the storage<br />

power plants must take over all the tasks <strong>of</strong> the<br />

conventional power plants, both <strong>for</strong> grid control<br />

<strong>and</strong> <strong>for</strong> secondary coupling.<br />

Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency<br />

Containment Reserve activation<br />

Philipp Maucher <strong>and</strong> Hendrik Lens<br />

Frequency Containment Reserve (FCR), also<br />

known as primary control reserve, is the fastest<br />

active power reserve (APR) used <strong>for</strong> system<br />

balancing. In the past, FCR was provided by a<br />

limited number <strong>of</strong> large units <strong>and</strong> the technical<br />

requirements on FCR activation could be<br />

monitored by a manual procedure. Due to the<br />

fact that FCR increasingly is provided by a large<br />

number <strong>of</strong> smaller units, manual procedures are<br />

no viable option <strong>for</strong> the future. For this reason,<br />

this article describes an automated concept <strong>for</strong><br />

monitoring the quality <strong>of</strong> the activation <strong>of</strong> FCR<br />

during operation. This article presents a method<br />

<strong>for</strong> the separation <strong>of</strong> different APR products<br />

based on dynamic models. Finally, the article<br />

discusses results obtained with the proposed<br />

monitoring concept <strong>for</strong> different kinds <strong>of</strong> noncompliant<br />

FCR activation such as limited or delayed<br />

activation.<br />

The KKM’s path to decommissioning<br />

Part 1: Preparation <strong>and</strong><br />

framework conditions<br />

Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute<br />

<strong>and</strong> Martin Saxer<br />

The Mühleberg nuclear power plant (KKM) finally<br />

ceased operations on December 20, 2019.<br />

Following this date several plant modifications<br />

were per<strong>for</strong>med to prepare the site <strong>for</strong> decommissioning.<br />

On September 15, 2020 KKM became<br />

the first commercial Swiss nuclear power<br />

plant (NPP) to be decommissioned <strong>and</strong> dismantled.<br />

The decommissioning <strong>of</strong> the Mühleberg<br />

nuclear power plant is there<strong>for</strong>e a pioneering<br />

project <strong>for</strong> BKW <strong>and</strong> <strong>for</strong> Switzerl<strong>and</strong> as a whole<br />

<strong>and</strong> is also attracting attention in the Swiss media.<br />

With this two-part report, we want to describe<br />

the processes which led to the shutdown<br />

<strong>of</strong> the plant <strong>and</strong> the following decommissioning<br />

from the perspective <strong>of</strong> the people involved<br />

at KKM <strong>and</strong> summarize some <strong>of</strong> the lessons<br />

learned on this path.<br />

Supplementary pre-firing to increase the<br />

output <strong>of</strong> gas <strong>and</strong> steam turbine plants<br />

Mustafa Youssef<br />

The method presented here concerns a new<br />

auxiliary pre-firing <strong>for</strong> increasing steam generation<br />

<strong>and</strong> power in gas <strong>and</strong> steam turbine plants<br />

with single or sequential combustion <strong>of</strong> the gas<br />

turbines. Supplementary firing is most commonly<br />

used in combined-cycle cogeneration<br />

plants where the process steam flow needs to<br />

be varied independently <strong>of</strong> the electrical power<br />

generated. The GT exhaust gas temperature can<br />

be increased up to 780 °C. This requires special<br />

alloys in the heating surfaces <strong>of</strong> the reheater<br />

<strong>and</strong> superheater to withst<strong>and</strong> the increased<br />

temperatures. The aim <strong>of</strong> the new process is<br />

to make better use <strong>of</strong> the excess air in the gas<br />

turbine flow by means <strong>of</strong> a new auxiliary firing<br />

in order to increase steam generation <strong>and</strong> plant<br />

output <strong>and</strong> to avoid operating problems.<br />

The Belt <strong>and</strong> Road Initiative:<br />

The role <strong>for</strong> coal<br />

Stephanie Metzger<br />

The Chinese Belt <strong>and</strong> Road Initiative (BRI),<br />

launched in 2013 by Chinese President Xi Jinping,<br />

is a worldwide infrastructure building initiative<br />

that aims to connect China <strong>and</strong> its allies<br />

with energy, transport, communications, <strong>and</strong><br />

cultural links. Nearly half <strong>of</strong> BRI investment to<br />

date has gone to the energy sector, including<br />

both fossil fuel <strong>and</strong> renewable projects. Coal<br />

projects have secured a significant amount <strong>of</strong><br />

BRI funding. Considering divestment decisions<br />

from international financial institutions<br />

<strong>and</strong> many large private banks, China’s willingness<br />

to support coal mines <strong>and</strong> power plants is<br />

increasingly important. However, the BRI has<br />

been criticised by some as promoting a highly<br />

polluting model <strong>of</strong> growth. This investigation<br />

<strong>of</strong> the structure <strong>and</strong> implementation <strong>of</strong> the BRI,<br />

includes an in-depth review <strong>of</strong> the Chinese approach<br />

to concessional lending, the impact <strong>of</strong><br />

the increasingly strict global environmental targets,<br />

<strong>and</strong> the effects <strong>of</strong> Covid-19.<br />

Technology developments<br />

in the c<strong>of</strong>iring <strong>of</strong> biomass<br />

Xing Zhang <strong>and</strong> Simone Meloni<br />

Although declining in Europe <strong>and</strong> Canada, c<strong>of</strong>iring<br />

biomass with coal is a subject <strong>of</strong> growing<br />

interest in Asia so work continues on developing<br />

the technology. This review facilitates the technology<br />

transfer ‘from West to East’. C<strong>of</strong>iring biomass<br />

can help meet various Sustainable Development<br />

Goals including Goal 7 af<strong>for</strong>dable <strong>and</strong><br />

clean energy, Goal 9 industry innovation <strong>and</strong><br />

infrastructure, Goal 12 ensure sustainable consumption<br />

<strong>and</strong> production, <strong>and</strong> Goal 13 climate<br />

action. However, government support, <strong>and</strong> favourable<br />

regulatory <strong>and</strong> environmental policies<br />

are still required <strong>for</strong> the widespread deployment<br />

<strong>of</strong> c<strong>of</strong>iring.<br />

Digitalization & lubricant analyses<br />

– an efficient partnership<br />

Stefan Mitterer<br />

Justifiably, oil analyses are a key topic in condition<br />

monitoring <strong>of</strong> lubricating oils <strong>and</strong> machines.<br />

They provide reliable values <strong>for</strong> setting<br />

an ideal oil change interval as well as <strong>for</strong> contamination<br />

control <strong>and</strong> show abnormal wear<br />

conditions at an early stage. Since technology<br />

changes rapidly, higher dem<strong>and</strong>s are placed on<br />

lubrication. These requirements can only be met<br />

by new special lubricants that are increasingly<br />

developed <strong>for</strong> particular applications. In the<br />

field <strong>of</strong> Oil & Condition Monitoring, oil analyses<br />

are well-established. Reliable statements<br />

regarding the condition <strong>of</strong> many machines <strong>and</strong><br />

their oil-lubricated components are made based<br />

on oil analyses. Moreover, the analyses are essential<br />

<strong>for</strong> providing a prognosis about the oil´s<br />

remaining service life <strong>and</strong> <strong>for</strong> implementing<br />

individual <strong>and</strong> effective oil maintenance measurements.<br />

Lead-free cables as the solution <strong>of</strong> the future<br />

<strong>for</strong> <strong>of</strong>fshore wind farms<br />

Jan Flötotto <strong>and</strong> Thomas Br<strong>and</strong><br />

Wind energy continues to develop into one <strong>of</strong><br />

the central energy sources in Germany. Offshore<br />

turbines are being designed <strong>for</strong> ever greater capacities,<br />

which poses new challenges <strong>for</strong> the<br />

transmission <strong>of</strong> energy in the wind turbines<br />

<strong>and</strong> in the <strong>of</strong>fshore wind farms. In addition to<br />

technical challenges, health aspects also play<br />

an important role. Operators <strong>of</strong> <strong>of</strong>fshore wind<br />

farms are increasingly designing their systems<br />

<strong>for</strong> higher voltages because, on the one h<strong>and</strong>,<br />

the dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> power is constantly increasing<br />

<strong>and</strong>, on the other h<strong>and</strong>, it is possible to transmit<br />

the energy generated from the wind turbine<br />

(WTG) to shore much more efficiently. The<br />

<strong>of</strong>fshore parks are currently operating at the<br />

66 kV voltage level, <strong>and</strong> an upgrade to 132 kV is<br />

in preparation. These conditions place high dem<strong>and</strong>s<br />

on the plants <strong>and</strong> the cable connections<br />

<strong>and</strong> connection sets used.<br />

Green Hydrogen – Ball valves<br />

<strong>for</strong> hydrogen applications<br />

The use <strong>of</strong> hydrogen is <strong>of</strong> increasing importance<br />

<strong>for</strong> many industrial sectors. In order to<br />

reduce greenhouse gas emissions, the medium<br />

is increasingly being produced sustainably <strong>and</strong><br />

“green” by electrolysis processes, placing high<br />

dem<strong>and</strong>s on suitable valves. Hydrogen is a<br />

medium with a certain hazard potential. The<br />

element <strong>for</strong>ms very small molecules that can<br />

penetrate the structure <strong>of</strong> steel fittings <strong>and</strong> lead<br />

to brittleness <strong>and</strong> cracks. It is also rapidly combustible<br />

<strong>and</strong> explosive with low ignition energy.<br />

These properties can be controlled with experience,<br />

especially where shut-<strong>of</strong>f devices have to<br />

be suitable <strong>for</strong> the delicate medium. Perrin, a<br />

member <strong>of</strong> the Japanese Kitz Group, has been<br />

designing <strong>and</strong> manufacturing certified special<br />

ball valves <strong>for</strong> a wide variety <strong>of</strong> hydrogen applications<br />

in Germany <strong>for</strong> decades <strong>and</strong> is involved<br />

with its expertise in a wide range <strong>of</strong> projects<br />

in the growing clean energy sector <strong>and</strong> the climate-friendly<br />

use <strong>of</strong> hydrogen in industry.<br />

LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen <strong>2021</strong><br />

Germany is to become climate-neutral by 2045.<br />

This is only possible with new technologies that<br />

are sustainable, efficient <strong>and</strong> economical at the<br />

same time. Hydrogen technology will play a key<br />

role in this. As a <strong>for</strong>um <strong>for</strong> interdisciplinary exchange<br />

between representatives from industry<br />

<strong>and</strong> research, the Fraunh<strong>of</strong>er Institute <strong>for</strong> Laser<br />

Technology ILT 2020 has there<strong>for</strong>e launched<br />

the LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen. It took<br />

place <strong>for</strong> the second time in mid-September<br />

<strong>2021</strong>. The focus was once again on the question<br />

<strong>of</strong> what contribution laser technology can make<br />

to efficiently <strong>and</strong> effectively manufacturing the<br />

key components <strong>of</strong> the technology - fuel cells<br />

<strong>and</strong> bipolar plates - in the future.<br />

U.S. EIA: <strong>International</strong> Energy Outlook <strong>2021</strong><br />

With projections to 2050 – Summary<br />

U.S. Energy In<strong>for</strong>mation Administration<br />

If current policy <strong>and</strong> technology trends continue,<br />

global energy consumption <strong>and</strong> energyrelated<br />

carbon dioxide emissions will increase<br />

through 2050 as a result <strong>of</strong> population <strong>and</strong> economic<br />

growth<br />

6


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Kurzfassungen<br />

Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-<br />

Speicherkraft werken in zukünftig<br />

voll-regenerativen Netzen<br />

Harald Weber<br />

Im Zuge der Energiewende wird mehr und mehr<br />

elektrische Energie von Wind- und PV-Anlagen<br />

er zeugt. Diese Energie muss zum Teil in großen<br />

chemischen Speichern gespeichert werden<br />

(Speicher kraftwerk). Diese neuen Player<br />

werden mit Umrichtern an das Drehstromnetz<br />

angeschlossen und weisen systembedingt keine<br />

Schwungmassen mehr auf. Die konventionellen<br />

Kraftwerke dagegen werden in ihrer Anzahl zurückgehen.<br />

Deshalb müssen die Speicherkraftwerke<br />

alle Aufgaben der konventionellen Kraftwerke<br />

übernehmen und das sowohl für die Netzregelung<br />

als auch für die Sek torenkopplung.<br />

Dynamische Überwachung der Aktivierung<br />

der Primärregelleistung<br />

Philipp Maucher <strong>and</strong> Hendrik Lens<br />

Frequency Containment Reserve (FCR), auch<br />

bekannt als Primärregelleistung, ist die schnellste<br />

Art der Regelleistung (RL), die zur Frequenzhaltung<br />

eingesetzt wird. In der Vergangenheit<br />

wurde die FCR durch eine geringe Anzahl an<br />

großen Kraftwerken erbracht. Die technischen<br />

An<strong>for</strong>derungen an die FCR-Aktivierung konnten<br />

daher manuell überprüft werden. Da die FCR<br />

zunehmend von einer großen Anzahl an kleineren<br />

Einheiten bereitgestellt wird, sind manuelle<br />

Verfahren in Zukunft keine praktikable Option.<br />

Aus diesem Grund wird in diesem Artikel ein<br />

Konzept für ein automatisiertes Monitoring der<br />

FCR-Erbringungsqualität im Betrieb vorgestellt.<br />

Dieser Artikel präsentiert eine Methode zur<br />

Trennung verschiedener RL-Produkte basierend<br />

auf dynamischen Modellen. Abschließend werden<br />

die mit dem vorgeschlagenen Monitoringkonzept<br />

erhaltenen Ergebnisse für verschiedene<br />

Arten nicht-kon<strong>for</strong>mer FCR-Aktivierung, wie<br />

z.B. begrenzte oder verspätete Erbringung, diskutiert.<br />

Der Weg des KKM in die Stilllegung<br />

Teil 1: Vorbereitung und<br />

Rahmenbedingungen<br />

Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute<br />

und Martin Saxer<br />

Das Kernkraftwerk Mühleberg (KKM) hat am<br />

20. Dezember 2019 den Leistungsbetrieb endgültig<br />

eingestellt. Nach der Etablierung des<br />

technischen Nachbetriebs erfolgte am 15. September<br />

2020 die endgültige Außerbetriebnahme.<br />

Seitdem befindet sich das Kraftwerk in der<br />

Stilllegung. Das Kernkraftwerk Mühleberg ist<br />

damit das erste kommerzielle Kernkraftwerk in<br />

der Schweiz, das stillgelegt und zurückgebaut<br />

wird. Die Stilllegung des Kernkraftwerks Mühleberg<br />

hat für die BKW wie auch für die gesamte<br />

Schweiz Pioniercharakter und findet eine große<br />

Aufmerksamkeit in den Schweizer Medien. Mit<br />

dem vorliegenden zweiteiligen Bericht wollen<br />

wir die Hintergründe für die Außerbetriebnahme<br />

und Stilllegung der Anlage aus der Sicht der<br />

Belegschaft des KKM schildern und unsere Erfahrungen<br />

auf dem Weg in die Stilllegung weitergeben.<br />

Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der<br />

Leistung von Gas- und<br />

Dampfturbinenanlagen<br />

Mustafa Youssef<br />

Das hier vorgestellte Verfahren betrifft eine<br />

neue Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der<br />

Dampferzeugung und der Leistung in Gas- und<br />

Dampfturbinenanlagen mit einfacher oder sequentieller<br />

Verbrennung der Gasturbinen. Das<br />

Ziel des neuen Verfahrens ist, durch eine neue<br />

Zusatzfeuerung den Luftüberschuss im Gasturbinenstrom<br />

besser zu nutzen, um die Dampferzeugung<br />

und die Anlageleistung zu erhöhen und<br />

die Betriebsproblemen zu vermeiden. Im neuen<br />

Verfahren wird der Luftüberschuss im Gasturbinenstrom<br />

genutzt und die Brennleistung nach<br />

dem Kompressoraustritt bei gleicher Endtemperatur<br />

der GT- Brennkammer von ca. 1.400 °C<br />

erhöht. Dies ist möglich, wenn ein Luftstrom am<br />

Kompressoraustritt angezapft und außerhalb<br />

der Gasturbine gekühlt, durch eine Vorbrennkammer<br />

geheizt, durch einen Gaskühler gekühlt<br />

und vor dem GT-Brennkammer für weitere Feuerung<br />

in die Gasturbine geführt wird.<br />

Die Initiative „Belt <strong>and</strong> Road“:<br />

Die Rolle der Kohle<br />

Stephanie Metzger<br />

Die „Belt <strong>and</strong> Road Initiative“(BRI) ist Chinas<br />

außenpolitisches Aushängeschild, mit dem die<br />

wirtschaftliche Zusammenarbeit zwischen China<br />

und Ländern in aller Welt gefördert werden<br />

soll. Mehr als 130 Länder, die über zwei Drittel<br />

der Weltbevölkerung repräsentieren, haben<br />

sich der Initiative angeschlossen. Das Hauptziel<br />

der BRI ist die Stärkung der Infrastruktur und<br />

der H<strong>and</strong>elsbeziehungen in einer Vielzahl von<br />

Sektoren, darunter Energie, Verkehr, Kommunikation<br />

und Produktion. Die Projekte werden<br />

in der Regel von chinesischen Unternehmen<br />

geleitet und haben Zugang zu günstigen chinesischen<br />

Finanzierungen, während die Partnerländer<br />

die Entwicklungsagenda bestimmen. Die<br />

Kohle spielt in der BRI eine große Rolle: China<br />

investierte zwischen 2014 und 19 in 68 GW an<br />

Kohlekraftwerken in BRI-Ländern. Die Finanzierung<br />

ist zwar ein wichtiger Faktor, aber Chinas<br />

Entwicklung von Kohlekraftwerken im Ausl<strong>and</strong><br />

wird auch durch sein Fachwissen und seine Innovationen<br />

bei der Entwicklung und Herstellung<br />

von Kohlekraftwerken erleichtert.<br />

Technologische Entwicklungen bei der<br />

Mitverbrennung von Biomasse<br />

Xing Zhang und Simone Meloni<br />

Obwohl in Europa und Kanada rückläufig, ist die<br />

Mitverbrennung von Biomasse mit Kohle in Asien<br />

von wachsendem Interesse, so dass weiter an<br />

der Entwicklung dieser Technologie gearbeitet<br />

wird. Diese Übersicht erleichtert den Technologietransfer<br />

„von West nach Ost“. Die Mitverbrennung<br />

von Biomasse kann dazu beitragen, verschiedene<br />

Ziele für nachhaltige Entwicklung zu<br />

erreichen, darunter Ziel 7 (erschwingliche und<br />

saubere Energie), Ziel 9 (industrielle Innovation<br />

und Infrastruktur), Ziel 12 (Gewährleistung<br />

eines nachhaltigen Verbrauchs und einer nachhaltigen<br />

Produktion) und Ziel 13 (Klimaschutz).<br />

Digitalisierung & Schmierst<strong>of</strong>fanalysen –<br />

eine effiziente Partnerschaft<br />

Stefan Mitterer<br />

Ölanalysen sind ein zentrales Thema in der Zust<strong>and</strong>süberwachung<br />

von Schmierölen und Maschinen.<br />

Sie stellen zuverlässige Werte für das<br />

Festlegen eines idealen Ölwechsel-Intervalls und<br />

die Überwachung von Verunreinigungen bereit<br />

und zeigen ungewöhnliche Verschleißzustände<br />

bereits zu einem frühen Zeitpunkt auf. Schneller<br />

technologischer Fortschritt stellt wesentlich<br />

höhere An<strong>for</strong>derungen an die Schmierung, welche<br />

nur durch neue und spezielle Schmierst<strong>of</strong>fe<br />

erfüllt werden können. Ölanalysen sind fest im<br />

Bereich der Öl- und Zust<strong>and</strong>süberwachung etabliert.<br />

Sie sind die Basis, um zuverlässige Aussagen<br />

bezüglich des Zust<strong>and</strong>s vieler Maschinen<br />

und ihrer Öl-geschmierten Komponenten zu<br />

treffen.<br />

Bleifreie Leitungen als Lösung der Zukunft<br />

für Offshore-Windparks<br />

Jan Flötotto und Thomas Br<strong>and</strong><br />

Offshore-Windenergie-Anlagen werden auf immer<br />

größere Kapazitäten ausgelegt, was neue<br />

Heraus<strong>for</strong>derungen an die Energieübertragung<br />

in den Windkraftanlagen und in den Off shore-<br />

Windparks. Neben technischen Heraus<strong>for</strong>derungen<br />

spielen auch gesundheitliche Aspekte<br />

eine wichtige Rolle. Betreiber von Offshore-<br />

Anlagen legen ihre Systeme zunehmend auf<br />

höhere Spannungen aus, weil zum einen der<br />

Bedarf an Leistung stetig steigt und zum <strong>and</strong>eren<br />

eine deutliche effizientere Übertragung der<br />

gewonnenen Energie von der Windkraftanlage<br />

(WKA) an L<strong>and</strong> erfolgen kann. In den Offshore-Parks<br />

wird aktuell in der 66 kV Spannungsebene<br />

gearbeitet, ein Upgrade auf 132 kV ist in<br />

Vorbereitung. Diese Bedingungen stellen hohe<br />

An<strong>for</strong>derungen an die Anlagen und die eingesetzten<br />

Kabelverbindungen und Anschlussgarnituren<br />

dar.<br />

Green Hydrogen – Kugelhähne für<br />

Wasserst<strong>of</strong>f-Anwendungen<br />

Der Einsatz von Wasserst<strong>of</strong>f ist für viele Industriebereiche<br />

von zunehmender Bedeutung. Zur<br />

Senkung der Treibhausgas-Emissionen wird das<br />

Medium durch Elektrolyseverfahren vermehrt<br />

nachhaltig und „grün“ erzeugt und stellt dabei<br />

hohe Ansprüche an geeignete Armaturen.<br />

Wasserst<strong>of</strong>f ist ein Medium mit einem gewissen<br />

Gefahrenpotenzial. Das Element bildet sehr kleine<br />

Moleküle, die in die Struktur von Stahl-Armaturen<br />

eindringen und zu Sprödigkeit und Rissen<br />

führen können. Er ist zudem bei geringer Zündenergie<br />

schnell brennbar und explosiv. Diese<br />

Eigenschaften lassen sich mit Erfahrung beherrschen,<br />

vor allem dort, wo Absperrorgane für das<br />

heikle Medium geeignet sein müssen. Das zur<br />

japanischen Kitz-Gruppe gehörende Unternehmen<br />

Perrin entwirft und fertigt in Deutschl<strong>and</strong><br />

seit Jahrzehnten zertifizierte Spezialkugelhähne<br />

für unterschiedlichste Wasserst<strong>of</strong>f-Anwendungen<br />

und ist mit seiner Expertise an vielfältigen<br />

Projekten im wachsenden Clean-Energy-Sektor<br />

und zum klimaschonenden Einsatz von Wasserst<strong>of</strong>f<br />

in der Industrie beteiligt.<br />

LKH2 – Laserkolloquium Wasserst<strong>of</strong>f <strong>2021</strong> –<br />

Veranstaltungsbericht<br />

Bis 2045 soll Deutschl<strong>and</strong> klimaneutral werden.<br />

Möglich ist das nur mit neuen Technologien, die<br />

nachhaltig, effizient und wirtschaftlich zugleich<br />

sind. Eine Schlüsselrolle wird dabei die Wasserst<strong>of</strong>f-Technologie<br />

spielen. Als Forum des interdisziplinären<br />

Austausches zwischen Vertretern aus<br />

Industrie und Forschung hat das Fraunh<strong>of</strong>er-Institut<br />

für Lasertechnik ILT 2020 deshalb das LKH2<br />

– Laserkolloquium Wasserst<strong>of</strong>f ins Leben gerufen.<br />

Mitte September <strong>2021</strong> f<strong>and</strong> es zum zweiten<br />

Mal statt. Im Mittelpunkt st<strong>and</strong> erneut die Frage,<br />

welchen Beitrag die Lasertechnik leisten kann,<br />

um die Schlüsselkomponenten der Technologie –<br />

Brennst<strong>of</strong>fzellen und Bipolarplatten – in Zukunft<br />

effizient und effektiv zu fertigen.<br />

U.S. EIA: <strong>International</strong>er Energieausblick<br />

<strong>2021</strong> (IEO<strong>2021</strong>)<br />

U.S. Energy In<strong>for</strong>mation Administration<br />

Der <strong>International</strong> Energy Outlook (IEO) präsentiert<br />

die Einschätzung der U.S. Energy In<strong>for</strong>mation<br />

Administration (EIA) zu den Aussichten für<br />

die internationalen Energiemärkte.<br />

7


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Members´ News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Members´<br />

News<br />

Hüscherabach: Ein modernes<br />

Kleinwasserkraftwerk im Einklang<br />

mit Energiestrategie und Umwelt<br />

(alpiq) Alpiq und die Gemeinde Rheinwald<br />

haben in Splügen (GR) gemeinsam das<br />

komplett erneuerte Kleinwasserkraftwerk<br />

Hüscherabach eingeweiht. Das modernisierte<br />

und leistungsmässig stark erweiterte<br />

Wasserkraftwerk produziert neu rund 6,1<br />

Millionen kWh Strom aus erneuerbarer<br />

Energie pro Jahr. Dies entspricht dem<br />

durchschnittlichen Jahresverbrauch von<br />

1500 Haushalten.<br />

Seit Juli <strong>2021</strong> und nach nur 16 Monaten<br />

Bauzeit nutzt das komplett erneuerte<br />

Kleinwasserkraftwerk in Splügen wieder<br />

das Wasser des Hüscherabachs zur Produktion<br />

von Strom aus erneuerbarer Energie.<br />

Mit festlichen Reden von Christian Simmen-Schumacher<br />

(Gemeindepräsident<br />

Gemeinde Rheinwald), Thomas Schmid<br />

(Amtsleiter Amt für Energie und Verkehr<br />

des Kantons Graubünden), Xavier Sinnhuber<br />

(Verwaltungsratspräsident Wasserkraftwerk<br />

Hüscherabach AG) und Matthias<br />

Zwicky (Leiter internationale Stromproduktion<br />

und erneuerbare Energien, Alpiq)<br />

wurde es <strong>of</strong>fiziell eingeweiht. Die Bevölkerung<br />

erhielt im Rahmen eines Tages der<br />

<strong>of</strong>fenen Tür die Gelegenheit, hinter die Kulissen<br />

der umweltfreundlichen Stromproduktion<br />

zu blicken.<br />

Deutlich mehr Strom: statt 1,1 neu 6,1<br />

Millionen kWh pro Jahr<br />

Das neue, hochmoderne Kraftwerk ersetzt<br />

die alte, zur Gemeinde Rheinwald gehörende<br />

Anlage aus den 1930er Jahren.<br />

Mit dem neuen Kraftwerk wird die Produktion<br />

von erneuerbarer, einheimischer Energie<br />

beinahe auf das Sechsfache gesteigert.<br />

Die Energieproduktion wird von 1,1 Millionen<br />

auf rund 6,1 Millionen kWh pro Jahr<br />

erhöht, was dem durchschnittlichen Jahresverbrauch<br />

von rund 1500 Haushalten<br />

entspricht.<br />

Der Neubau ist also mit einer markanten<br />

Leistungs- und Produktionssteigerung verbunden<br />

und ist somit ganz im Sinn der<br />

Energiestrategie 2050 des Bundes. Wasserkraft<br />

ist die wichtigste erneuerbare Energieressource<br />

der Schweiz. Ihr Potenzial soll<br />

möglichst optimal genutzt werden – unter<br />

<strong>and</strong>erem mit der erheblichen Erweiterung<br />

bestehender Anlagen wie dies nun am Hüscherabach<br />

der Fall ist.<br />

Das Kleinwasserkraftwerk mit großer<br />

Fallhöhe (238 m) nutzt den Hüscherabach,<br />

der bei Splügen in den Hinterrhein mündet.<br />

Die Hochdruckanlage besteht aus einer<br />

Wasserfassung, einer 2’240 Meter langen<br />

Druckleitung und der Zentrale, in welcher<br />

eine Peltonturbine mit 1,95 MW Leistung<br />

untergebracht ist. Die Arbeiten dauerten<br />

trotz den Heraus<strong>for</strong>derungen, welche<br />

die Corona-P<strong>and</strong>emie mit sich gebracht<br />

hat, lediglich 16 Monate. Beim Bau haben<br />

auch lokale Unternehmen mitgewirkt.<br />

Bestätigung der Partnerschaft<br />

Alpiq und die Gemeinde Rheinwald investierten<br />

rund 8 Millionen Franken in den<br />

Bau des Kleinwasserkraftwerks. Die beiden<br />

Partner halten 60 bzw. 40 Prozent an der<br />

Wasserkraftwerk Hüscherabach AG. Das<br />

Projekt wird durch das Investitionsförderprogramm<br />

des Bundes zur Produktion von<br />

Strom aus erneuerbaren Energiequellen<br />

unterstützt. Alpiq und die Gemeinde<br />

Rheinwald sind langjährige Partner und<br />

betreiben seit 2012 in Splügen das Kleinwasserkraftwerk<br />

Tambobach. Diese beispielhafte<br />

und fruchtbare Zusammenarbeit<br />

ermöglicht es der Gemeinde, die lokale<br />

Wirtschaft neben Tourismus und L<strong>and</strong>wirtschaft<br />

weiter zu entwickeln.<br />

Massnahmen zugunsten der Umwelt<br />

Der Neubau des bestehenden Wasserkraftwerks<br />

wurde durch Umweltspezialisten<br />

begleitet. Es wurden mehrere Maßnahmen<br />

zur Verringerung der Umweltauswirkungen<br />

des Kraftwerks getr<strong>of</strong>fen. Sie betreffen<br />

unter <strong>and</strong>erem den Fischschutz: An<br />

der Wasserfassung, die sich bei der Marmorbrücke<br />

an der Splügenstrasse befindet,<br />

können Fische in ein Becken absteigen und<br />

sorgt ein Feinrechen dafür, dass keine Fische<br />

in das Triebwassersystem gelangen<br />

können. Zudem ist dank einer abflussdynamischen<br />

Dotierung eine natürliche Restwassermenge<br />

im Bach sichergestellt.<br />

Die Wasserkraftwerk Hüscherabach AG<br />

trägt zudem finanziell zu einem umfassenden<br />

ökologischen Ausgleichsprogramm zur<br />

Revitalisierung des Hinterrheins auf dem<br />

Gebiet der Gemeinde Rheinwald bei. Mit<br />

diesem Projekt wird das Flussbett des Hinterrheins<br />

verbreitert und dadurch eine<br />

möglichst ursprüngliche Morphologie mit<br />

verzweigtem Flusslauf wiederhergestellt.<br />

Die Revitalisierung des Hinterrheins im Gebiet<br />

Aebi wird die Vielfalt der aquatischen<br />

und terrestrischen Lebensräume fördern<br />

sowie eine Aufwertung der L<strong>and</strong>schaft und<br />

eine Attraktivitätssteigerung als Naherholungsgebiet<br />

für die Bevölkerung und für<br />

Touristen mit sich bringen. Es soll in den<br />

kommenden Jahren realisiert werden.<br />

LL<br />

www.alpiq.com (213461327)<br />

www.rheinwald.ch<br />

Axpo: Größte alpine Solaranlage<br />

der Schweiz produziert<br />

erstmals Strom<br />

Einweihung des neuen Wasserkraftwerks Hüscherabach (von links): Xavier Sinnhuber<br />

(Verwaltungsratspräsident Wasserkraftwerk Hüscherabach AG), Christian Simmen-Schumacher<br />

(Gemeindepräsident Gemeinde Rheinwald), Matthias Zwicky (Leiter internationale<br />

Stromproduktion und erneuerbare Energien, Alpiq) und Thomas Schmid (Amtsleiter Amt für<br />

Energie und Verkehr des Kantons Graubünden). Foto: Mathias Kunfermann.<br />

(axpo) Zusammen mit Energieministerin<br />

Simonetta Sommaruga haben Axpo, IWB<br />

und Denner einen Meilenstein des Pionierprojekts<br />

AlpinSolar gefeiert. Die Solaranlage<br />

an der Muttsee-Staumauer produzierte<br />

erstmals Strom. Die anschließende Podiumsdiskussion<br />

zeigte: Für eine erfolgreiche<br />

Energiewende in der Schweiz braucht<br />

es genau solche Anlagen. Ähnlichen Projekten<br />

stellen sich allerdings erhebliche<br />

Heraus<strong>for</strong>derungen.<br />

AlpinSolar, das Pionierprojekt von Axpo<br />

und IWB an der Muttsee-Staumauer, ist im<br />

Bau bereits weit <strong>for</strong>tgeschritten und hat<br />

erstmals Strom produziert. Dies haben die<br />

Partner Axpo und IWB zusammen mit dem<br />

künftigen Stromabnehmer Denner in Linthal<br />

GL gefeiert. In seiner Begrüßung zeigte<br />

sich Axpo Verwaltungsratspräsident Tom<br />

8


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

Sieber stolz: „Es ist uns mit AlpinSolar gelungen,<br />

ein Pionierprojekt umzusetzen. Es<br />

war eine Knacknuss, aber heute feiern wir<br />

einen Meilenstein.“.<br />

In ihrer Ansprache an die rund 70 Teilnehmenden<br />

würdigte Bundesrätin Simonetta<br />

Sommaruga das Projekt: „Die neue<br />

alpine Solaranlage ist ein zukunftsweisendes<br />

Projekt, weil hier vor allem für den<br />

Winter produziert wird, wenn wir verstärkt<br />

einheimischen Strom brauchen. Die Anlage<br />

zeugt vom Willen, in der Schweiz in den<br />

Ausbau der erneuerbaren Energien zu investieren<br />

– und damit unsere Versorgungssicherheit<br />

zu stärken.“<br />

Die anschließende Podiumsdiskussion<br />

mit Bundesrätin Simonetta Sommaruga,<br />

Axpo CEO Christoph Br<strong>and</strong>, IWB CEO<br />

Claus Schmidt und Denner CEO Mario<br />

Irminger machte deutlich, wie dringend<br />

es Anlagen wie AlpinSolar braucht. Will<br />

die Schweiz die Energiewende schaffen,<br />

sind – vor allem im Winter – zusätzliche<br />

erneuerbare Produktionskapazitäten nötig.<br />

Ähnlichen Projekten stellen sich allerdings<br />

erhebliche Heraus<strong>for</strong>derungen.<br />

Um solche zu realisieren, benötigen Investoren<br />

einfachere und schnellere Bewilligungsverfahren<br />

sowie einen Förderrahmen,<br />

der den Bau von Großanlagen<br />

wirtschaftlich macht.<br />

Viel Solarstrom – auch im Winter<br />

Die 2,2-Megawatt-Solaranlage auf 2.500<br />

Metern über Meer an der Muttsee-Staumauer<br />

des Pumpspeicherwerks Limmern<br />

wird pro Jahr rund 3,3 Millionen Kilowattstunden<br />

Strom produzieren. Gegen 5.000<br />

Solarmodule montieren die Spezialisten<br />

an der Staumauer, die optimal nach Süden<br />

ausgerichtet ist. Dank ihrer alpinen Lage<br />

wird die Anlage rund die Hälfte ihrer Produktion<br />

während des Winterhalbjahres liefern.<br />

Die Bauarbeiten hätten diesen Herbst<br />

beendet werden sollen, doch schlechte<br />

Wetterverhältnisse und Verzögerungen in<br />

den weltweiten Lieferketten verlangsamten<br />

den Bau<strong>for</strong>tschritt. Die Anlage wird im<br />

August 2022 vollständig in Betrieb gehen.<br />

Die beiden Energieunternehmen Axpo und<br />

IWB erstellen die Anlage im Rahmen einer<br />

Partnerschaft. Denner, der größte Discounter<br />

der Schweiz, wird den alpinen Solarstrom<br />

während 20 Jahren mittels Stromabnahmevertrags<br />

(Power Purchase<br />

Agreement PPA) beziehen.<br />

LL<br />

www.alpinsolar.ch (213461330)<br />

ČEZ nuclear power plants are the<br />

first in the world to undergo an<br />

in<strong>for</strong>mation <strong>and</strong> cybernetic<br />

security audit<br />

(cez) The condition <strong>and</strong> set-up <strong>of</strong> protection<br />

<strong>of</strong> in<strong>for</strong>mation systems <strong>of</strong> nuclear power<br />

plants, as well as employee awareness <strong>of</strong><br />

the importance <strong>of</strong> in<strong>for</strong>mation <strong>and</strong> cyber<br />

security <strong>and</strong> compliance, <strong>and</strong> the compliance<br />

<strong>of</strong> existing conditions at ČEZ with statutory<br />

requirements. Those are only examples<br />

<strong>of</strong> areas on which an audit <strong>of</strong> the In<strong>for</strong>mation<br />

Security Management System<br />

(ISMS) focused. Dukovany <strong>and</strong> Temelín are<br />

among the world’s first nuclear facilities to<br />

successfully undergo the process.<br />

Not only fences, no-fly zones, <strong>and</strong> multiple<br />

back-ups <strong>of</strong> security systems. According<br />

to the current requirements <strong>of</strong> international<br />

organisations, the features <strong>of</strong> nuclear<br />

power plant protection include the maximum<br />

reasonably attainable level <strong>of</strong> in<strong>for</strong>mation<br />

<strong>and</strong> cyber security. And that was<br />

the focus <strong>of</strong> the international certification<br />

audit. Aside from an evaluation <strong>of</strong> documentation<br />

<strong>and</strong> physical checks at six locales<br />

<strong>of</strong> the ČEZ nuclear power plant division,<br />

the audit also included an analysis <strong>of</strong><br />

the h<strong>and</strong>ling <strong>of</strong> actual security incidents<br />

<strong>and</strong> interviews with more than fifty employees.<br />

“Cyber security is one <strong>of</strong> our priorities.<br />

We take threats <strong>and</strong> risks very seriously<br />

<strong>and</strong> can never be entirely satisfied. We<br />

continuously update <strong>and</strong> regularly check<br />

our security measures, which is also the<br />

case <strong>of</strong> the recently completed ISMS certification<br />

audit,” says Chairman <strong>of</strong> the Board<br />

<strong>and</strong> CEO <strong>of</strong> ČEZ Daniel Beneš.<br />

Last year alone, ČEZ detected 6.5 times<br />

more suspicious activities in the network<br />

than in 2017. In the sphere <strong>of</strong> critical infrastructure<br />

protection, we intensively cooperate<br />

with security <strong>for</strong>ces <strong>and</strong> institutions,<br />

including the National Cyber <strong>and</strong> In<strong>for</strong>mation<br />

Security Agency (NÚKIB), Military Intelligence<br />

(VZ), <strong>and</strong> Czech Police (PČR).<br />

That is one <strong>of</strong> the reasons why we were<br />

among the first in the Czech Republic to<br />

launch our own unique monitoring centre,<br />

in the second half <strong>of</strong> September – the iSOC<br />

(Integrated Security Operations Center)<br />

which monitors the protection <strong>of</strong> ČEZ<br />

Group in terms <strong>of</strong> physical, in<strong>for</strong>mation,<br />

<strong>and</strong> cyber security.<br />

“According to our statistics, last year<br />

alone hackers attacked every fifth hospital<br />

in the country. We alone have registered<br />

dozens <strong>of</strong> attempts on a daily basis. Being<br />

aware <strong>of</strong> the importance <strong>of</strong> distribution<br />

networks <strong>and</strong> key sources <strong>of</strong> power generation,<br />

we place utmost emphasis on cyber<br />

security,” explains the Director <strong>of</strong> the ČEZ<br />

Group Security Department, Daniel Rous.<br />

The nuclear power plants themselves, on<br />

which the audit centred, are among the<br />

most closely watched operations in the<br />

Czech Republic. Of the European energy<br />

companies approached, the ČEZ Nuclear<br />

Power Plant Division was the first to undergo<br />

the international ISMS audit.<br />

“In the nuclear power sector, an outside<br />

view is extremely valuable. Security, including<br />

cyber security, is one <strong>of</strong> our greatest<br />

priorities, <strong>and</strong> because <strong>of</strong> the risk <strong>of</strong> socalled<br />

“operational blindness,” <strong>and</strong> the<br />

opportunity to obtain suggestions <strong>for</strong> improvements,<br />

we undergo a number <strong>of</strong> missions<br />

<strong>and</strong> audits on an annual basis. That<br />

is why I am very pleased about the outcome,”<br />

adds Member <strong>of</strong> the Management<br />

Board <strong>and</strong> Director <strong>of</strong> the ČEZ Nuclear<br />

Power Division Bohdan Zronek.<br />

The certificate issued pursuant to the applicable<br />

international ISO st<strong>and</strong>ards is<br />

valid until October 2024. Czech nuclear<br />

power plants will undergo another inspection,<br />

this time under the auspices <strong>of</strong> the<br />

<strong>International</strong> Atomic Energy Agency, in<br />

November <strong>2021</strong>.<br />

LL<br />

www.cez.cz (213461332)<br />

EEW Stavenhagen legt Grundstein<br />

für Klärschlammverwertungsanlage<br />

(eew) Die EEW Energy from Waste Stavenhagen<br />

GmbH & Co. KG (EEW) hat den<br />

Grundstein für die zweite Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage<br />

(KVA)<br />

der EEW-Gruppe gelegt. Die Anlage wird<br />

mit der Inbetriebnahme im Jahr 2023 einen<br />

umweltschonenden Verwertungsweg<br />

für kommunale Klärschlämme aus Mecklenburg-Vorpommern<br />

und den angrenzenden<br />

Regionen eröffnen.<br />

Bernard M. Kemper, Vorsitzender der Geschäftsführung<br />

und CEO der EEW-Gruppe:<br />

„EEW Stavenhagen ist das jüngste Mitglied<br />

der EEW-Gruppe. Ich freue mich deshalb<br />

besonders, heute hier den Grundstein als<br />

sichtbares Zeichen für die Fortentwicklung<br />

des St<strong>and</strong>ortes legen zu können.“ Aus Sicht<br />

Kempers vereine die KVA Stavenhagen Umwelt-<br />

und Ressourcenschutz. Einerseits trage<br />

sie dem Willen des Gesetzgebers Rechnung,<br />

künftig keine belasteten Klärschlämme<br />

mehr in der L<strong>and</strong>wirtschaft einzusetzen.<br />

Anderseits schaffe sie die Voraussetzungen<br />

für das Recycling des endlichen<br />

und lebensnotwendigen Rohst<strong>of</strong>fs Phosphor.<br />

Mit Blick auf vergleichbare Vorhaben<br />

in Mecklenburg-Vorpommern sagt Bernard<br />

M. Kemper: „Ich h<strong>of</strong>fe auf pragmatische<br />

Lösungen, die Entsorgungssicherheit garantieren,<br />

einen Ausfallverbund ermöglichen<br />

und den Markt berücksichtigen.“<br />

Für Dr. Joachim Manns, Mitglied der Geschäftsführung<br />

und COO der EEW-Gruppe,<br />

ist die künftige KVA ein Beitrag zum<br />

Umwelt-, Klima- und Ressourcenschutz:<br />

„Die KVA Stavenhagen ist eine Umweltschutzanlage.“<br />

Mühsam aus dem Abwasser<br />

gefilterte und im Klärschlamm gebundene<br />

Schadst<strong>of</strong>fe würden bei der thermischen<br />

9


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

EDF submits a non-binding<br />

preliminary <strong>of</strong>fer to the Polish<br />

Government <strong>for</strong> the construction<br />

<strong>of</strong> 4 to 6 EPR reactors in Pol<strong>and</strong>,<br />

with a total capacity<br />

<strong>of</strong> 6.6 to 9.9 GWe<br />

Grundsteinlegung für die KVA Stavenhagen am 10. November <strong>2021</strong>: (v.l.n.r.: ) Morten Holpert,<br />

Technischer Geschäftsführer EEW Stavenhagen, Bernard M. Kemper, CEO EEW-Gruppe, Sarah<br />

Endres, Projektleiterin KVA Stavenhagen, Stefan Guzu, Bürgermeister Stavenhagen, Dr. Joachim<br />

Manns, COO EEW-Gruppe, Maik Lehmann, Kaufmännischer Geschäftsführer, EEW Stavenhagen,<br />

Dr.-Ing. Holger Heinig, Senior Projektleiter EEW Stavenhagen, Albrecht Marschetzky,<br />

Geschäftsführer FBU. Hinweis: Die Veranstaltung f<strong>and</strong> unter 2G-Voraussetzungen statt.<br />

Verwertung sicher zerstört oder zurückgehalten.<br />

„Unsere Anlage entzieht der Umwelt<br />

Schwermetalle und Mikroplastik aber<br />

auch Medikamentenrückstände und Hormone,<br />

anstatt sie ungefiltert auf Äcker zu<br />

kippen und damit Böden, Grundwasser<br />

und letztlich unsere Nahrungsmittel zu<br />

verunreinigen.“ Die Klärschlammmonoverbrennung<br />

sei die umweltschonendste<br />

Möglichkeit, den Abfall der Abwasserbeh<strong>and</strong>lung<br />

zu verwerten. Dafür setze EEW<br />

auf Umweltschutztechnologien nach dem<br />

St<strong>and</strong>ard der bestverfügbaren Technik, bekräftigt<br />

EEW-Technikchef Manns.<br />

Am St<strong>and</strong>ort Stavenhagen wird die KVA<br />

künftig grüne Energie für Strom, Prozessdampf<br />

oder Fernwärme gewinnen. Das<br />

Wärmepotential der KVA Stavenhagen<br />

würde ausreichen, etwa 80 Prozent des bislang<br />

ermittelten Bedarfs der Reuterstadt<br />

zu decken. Wichtiger noch als grüne Energie<br />

sei jedoch das Rohst<strong>of</strong>fpotential der<br />

Anlage, so CEO Kemper. Bei der thermischen<br />

Beh<strong>and</strong>lung des Klärschlamms würden<br />

jährlich etwa 15.000 Tonnen phosphathaltige<br />

Asche entstehen. „Wir haben Recyclingspezialisten<br />

an unserer Seite, mit denen<br />

wir mehr als 90 Prozent Phosphat zurückgewinnen<br />

können“, so Kemper weiter.<br />

Allein wenn Deutschl<strong>and</strong> nur die ab dem<br />

Jahr 2029 gesetzlich vorgegebene Recyclingquote<br />

von 80 Prozent erfüllt, könnten<br />

bis zu 40.000 Tonnen Phosphor pro Jahr in<br />

Form von Phosphatrezyklaten zurückgewonnen<br />

werden. „Die Klärschlamm-Monoverbrennung<br />

in der EEW-Gruppe leistet einen<br />

wichtigen Beitrag für Deutschl<strong>and</strong>s<br />

Importunabhängigkeit bei diesem kritischen<br />

Rohst<strong>of</strong>f“, betont EEW-CEO Bernard<br />

M. Kemper. Die KVA Stavenhagen werde<br />

dazu ihren Teil beisteuern.<br />

Über den Projekt<strong>for</strong>tschritt der KVA Stavenhagen<br />

wird EEW ab so<strong>for</strong>t auf der Website<br />

www.energie-zukunft-stavenhagen.de<br />

in<strong>for</strong>mieren.<br />

EEW Stavenhagen ist Teil der EEW Energy<br />

from Waste-Gruppe. EEW Energy from<br />

Waste (EEW) ist ein in Europa führendes<br />

Unternehmen bei der Thermischen Abfallund<br />

Klärschlammverwertung. Zur nachhaltigen<br />

energetischen Nutzung dieser<br />

Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt<br />

das Unternehmen Verwertungsanlagen<br />

auf höchstem technologischem Niveau<br />

und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen<br />

und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.<br />

In den derzeit 17 Anlagen der<br />

EEW-Gruppe in Deutschl<strong>and</strong> und im benachbarten<br />

Ausl<strong>and</strong> tragen 1.250 Mitarbeiterinnen<br />

und Mitarbeiter für das energetische<br />

Recycling von jährlich bis zu 5<br />

Millionen Tonnen Abfall Verantwortung.<br />

EEW w<strong>and</strong>elt die in den Abfällen enthaltene<br />

Energie und stellt diese als Prozessdampf<br />

für Industriebetriebe, Fernwärme<br />

für Wohngebiete sowie umweltschonenden<br />

Strom zur Verfügung. Durch diese<br />

energetische Verwertung der in den<br />

EEW-Anlagen eingesetzten Abfälle werden<br />

natürliche Ressourcen geschont, wertvolle<br />

Rohst<strong>of</strong>fe zurückgewonnen und die<br />

CO 2 -Bilanz entlastet.<br />

LL<br />

www.eew-energyfromwaste.com<br />

(213461335)<br />

(edf) On 13 October <strong>2021</strong> EDF submitted a<br />

non-binding preliminary <strong>of</strong>fer to the Polish<br />

government <strong>for</strong> the supply contract <strong>of</strong> Engineering,<br />

Procurement <strong>and</strong> Construction<br />

(EPC) activities <strong>for</strong> four (4) to six (6) EPR<br />

reactors in Pol<strong>and</strong>, representing respectively<br />

a total installed capacity <strong>of</strong> 6.6 to<br />

9.9 GWe across two (2) to three (3) sites.<br />

This preliminary <strong>of</strong>fer covers all key parameters<br />

<strong>of</strong> the programme such as plant<br />

configuration, industrial scheme, plans <strong>for</strong><br />

the development <strong>of</strong> the local supply chain,<br />

cost estimate <strong>and</strong> schedule.<br />

The <strong>of</strong>fer aims at meeting the objectives<br />

<strong>of</strong> the Polish Nuclear Power Programme<br />

(PPEJ) adopted by the Polish government<br />

in October 2020. It aims at setting the principles<br />

<strong>for</strong> a Polish-French strategic partnership<br />

framework in support <strong>of</strong> Pol<strong>and</strong>’s ambitious<br />

energy transition plan, aligned with<br />

the European carbon neutrality target.<br />

This EPR-based nuclear programme<br />

would bring numerous benefits to the Polish<br />

economy, contributing to the country’s<br />

energy independence, providing electricity<br />

<strong>for</strong> at least 60 years <strong>and</strong> satisfying up to<br />

40 % <strong>of</strong> the Polish current electricity dem<strong>and</strong>.<br />

It would significantly contribute to<br />

the path towards net-zero by avoiding up<br />

to 55 million tons <strong>of</strong> CO 2 emissions1 per<br />

year, thanks to a safe, reliable, dispatchable<br />

<strong>and</strong> CO 2 -free energy source.<br />

The EPR-based programme would also<br />

provide significant long-term growth opportunities<br />

to the Polish industry thanks to<br />

EDF’s experience in supporting the development<br />

<strong>of</strong> local supply chains. EDF’s approach<br />

aims to embark local businesses on<br />

a significant scale, support the development<br />

<strong>of</strong> local industrial capabilities <strong>and</strong><br />

highly qualified jobs. It is estimated that<br />

approximately 25,000 local jobs per twin <strong>of</strong><br />

EPR could be created during the construction<br />

phase, as well as tens <strong>of</strong> thous<strong>and</strong>s <strong>of</strong><br />

indirect jobs.<br />

Finally, the programme would benefit<br />

from significant synergies with other EPR<br />

projects across Europe, in the spirit <strong>of</strong> a<br />

long-term European partnership between<br />

the Polish <strong>and</strong> French nuclear industries.<br />

EDF is committed to partner <strong>for</strong> the Polish<br />

Nuclear Power Programme since its inception,<br />

with the full support <strong>of</strong> the French<br />

government.<br />

LL<br />

www.edf.com (213461337)<br />

10


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

EDP opens <strong>of</strong>fshore wind farm<br />

operations center in Scotl<strong>and</strong><br />

(edp) Moray East, which went into operation<br />

in June, has an installed capacity <strong>of</strong> 950<br />

MW. The ceremony was held <strong>and</strong> was attended<br />

by Scotl<strong>and</strong>‘s Cabinet Secretary <strong>for</strong><br />

Energy, Michael Matheson, <strong>and</strong> the CEO <strong>of</strong><br />

EDP, Miguel Stilwell d‘Andrade.<br />

EDP inaugurated the operations <strong>and</strong><br />

maintenance center <strong>of</strong> Moray East <strong>of</strong>fshore<br />

wind farm, which will now be controlled<br />

by this new infrastructure located in Fraserburgh<br />

Port, Scotl<strong>and</strong>. The inauguration<br />

ceremony was attended by Scotl<strong>and</strong>‘s Cabinet<br />

Secretary <strong>for</strong> Energy, <strong>and</strong> the CEO <strong>of</strong><br />

EDP, Miguel Stilwell d‘Andrade. Moray<br />

East, which went into operation in June, is<br />

one <strong>of</strong> the most important EDP-controlled<br />

assets in the country, thanks to an EDP/Engie<br />

joint venture established in 2019 –<br />

Ocean Winds.<br />

This new operations <strong>and</strong> maintenance<br />

center will now manage this <strong>of</strong>fshore wind<br />

farm, in particular by controlling the vessel<br />

‚Alba‘, which regularly spends two-week<br />

periods at sea with a crew to carry out<br />

maintenance works on the infrastructure,<br />

22 kilometers <strong>of</strong>f the coast. The operation<br />

center, fully built using local suppliers <strong>and</strong><br />

labor, will create about 100 jobs locally.<br />

Moray East has an installed capacity <strong>of</strong><br />

950 MW – enough to avoid 1.4 million<br />

tonnes <strong>of</strong> CO 2 emissions. The farm is located<br />

in the Moray Firth area, which is home<br />

to a similar wind project called Moray West<br />

– a wind farm with an installed capacity <strong>of</strong><br />

850 MW<strong>and</strong> which is expected to come into<br />

operation in the coming years.<br />

Ocean Winds has invested €3.1 billion in<br />

these two projects <strong>and</strong> is planning to invest<br />

a further €2.6 billion in Moray West over<br />

the next 3 to 4 years. This amount is included<br />

in EDP‘s investment plan <strong>for</strong> the United<br />

Kingdom, which was announced earlier<br />

this week <strong>and</strong> will allow the Group to invest<br />

up to €15 billion<br />

LL<br />

www.edp.com (213461338)<br />

Projekt Kraftwerk Weißenbach/<br />

Bad Goisern wird nach<br />

Vorprüfung angepasst<br />

(e-ag) Die Energiewende er<strong>for</strong>dert eine<br />

enorme Anstrengung, um das Ziel - bis<br />

2030 den Strombedarf aus erneuerbaren<br />

Energien zu decken - zu erreichen. Dabei<br />

ist jeder Baustein wichtig. Der Champion<br />

der erneuerbaren Energien ist die Wasserkraft.<br />

Die Energie AG Oberösterreich arbeitet<br />

an der Verwirklichung der Projektidee<br />

in Weißenbach/Bad Goisern ein Kraftwerk<br />

zu errichten, welches umweltfreundlichen<br />

Strom erzeugt und gleichzeitig den Hochwasserschutz<br />

verbessert. Diese Projektidee<br />

wurde bei einem UVP-Vorverfahren näher<br />

untersucht. Aufgrund der Rückmeldungen<br />

seitens der Sachverständigen und der Gemeinde<br />

wurden die Pläne überarbeitet und<br />

optimiert. Das nun vorliegende Projekt<br />

sieht einen Ersatzneubau des Kraftwerks<br />

Lauffen mit deutlicher Leistungssteigerung<br />

vor, gleichzeitig wird auch der Hochwasserschutz<br />

verbessert.<br />

Die neuen Pläne wurden seitens der Energie<br />

AG Oberösterreich Dienstag Abend Vertretern<br />

des Gemeinderats in Bad Goisern<br />

vorgestellt. Der Ersatzneubau des Wasserkraftwerkes<br />

Lauffen ist am St<strong>and</strong>ort Anzenaupolster,<br />

unweit der bestehenden Wehranlage,<br />

in einem Gewerbegebiet geplant.<br />

Dadurch werden kaum zusätzliche Aufschließungswege<br />

benötigt und der Traunreiterweg<br />

bleibt größtenteils unberührt.<br />

Zudem entfällt mit dem Ersatzneubau der<br />

bisherige Ausleitungskanal, auf Rückstaudämme<br />

wird zur Gänze verzichtet und das<br />

Projekt fügt sich gut in das L<strong>and</strong>schaftsbild<br />

ein. Die gewässerökologischen Auswirkungen<br />

sind aufgrund eines niedrigen Aufstaues<br />

vergleichsweise gering.<br />

Bei großen Hochwässern, wie jenem im<br />

jahr 2013, sind Teile des bewohnten Gemeindegebietes<br />

von Bad Goisern von Überflutungen<br />

durch die Traun betr<strong>of</strong>fen. Die<br />

Innovative valves<br />

Wir sind ein innovativer Hersteller von Hochdruckarmaturen<br />

mit einem umfassenden Programm für<br />

St<strong>and</strong>ard- und Sonderarmaturen.<br />

Mit unserem besonderen Branchen-Know-how,<br />

unseren technologischen Innovationen und eigenen<br />

Patenten betreuen wir europaweit namhafte<br />

Kunden aus dem Energiesektor und der Industrie.<br />

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aas gmbh<br />

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<strong>11</strong>


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Gemeinde will daher den Hochwasserschutz<br />

verbessern. Mit dem vorliegenden<br />

angepassten Kraftwerkeskonzept kann der<br />

vorgesehene Hochwasserschutz für die betr<strong>of</strong>fenen<br />

Anrainer sichergestellt und zugleich<br />

der Ausbau der erneuerbaren Energiequelle<br />

Wasserkraft ermöglicht werden.<br />

Infolge einer Optimierung der Ausbauwassermenge<br />

und einer Fallhöhe von ca.<br />

3,7 Metern kann die Jahresstromerzeugung<br />

des jetzigen Kraftwerks Lauffen von<br />

0,75 GWh auf 7,3 GWh mehr als verneunfacht<br />

werden. Dies entspricht dem durchschnittlichen<br />

Jahresstromverbrauch von<br />

rund 2.000 Haushalten.<br />

In Abstimmung mit Gewässerbezirk/<br />

Bundeswasserbauverwaltung wird die Projektidee<br />

nun in Richtung Einreichung konkretisiert.<br />

Gleichzeitig wird gemäß den<br />

demokratiepolitischen Grundsätzen der<br />

Energie AG Oberösterreich der Dialog mit<br />

der Region <strong>for</strong>tgeführt.<br />

LL<br />

www.energieag.at (213461340)<br />

EnBW: Wasserkraftwerk<br />

Hirschhorn produziert<br />

bald wieder Strom<br />

Wasserkraftwerk Hirschhorn (Foto: EnBW / Fotograf: ARTIS, U. Deck)<br />

• Betriebserlaubnis liegt nun vor –<br />

Neckar-AG testet „fischfreundliche“<br />

Technik<br />

(enbw) Nicht mehr lange, dann produziert<br />

das Wasserkraftwerk Hirschhorn wieder<br />

Strom – CO 2 -frei und regenerativ. Nach eingehender<br />

Prüfung der Genehmigungsunterlagen<br />

hat das Regierungspräsidium<br />

Darmstadt der Neckar-AG nun sein Einverständnis<br />

dazu gegeben. Zum Jahresende<br />

2020 war die bisherige Betriebserlaubnis<br />

für das Wasserkraftwerk ausgelaufen, die<br />

nun für die nächsten zwei Jahre neu erteilt<br />

wurde. Mit einer Einschränkung: Sie gilt zunächst<br />

nur für eine der beiden Maschinen.<br />

Bevor der Betrieb wieder gestartet wird,<br />

installiert der Kraftwerksbetreiber in den<br />

kommenden zwei Wochen noch eine elektrische<br />

„Fisch-Scheuche“. Ein wirksamer<br />

Fischschutz ist eine wesentliche Voraussetzung<br />

für die behördliche Genehmigung,<br />

ein Wasserkraftwerk betreiben zu dürfen.<br />

Mit dieser Anlage wird ein schwaches elektrisches<br />

Feld erzeugt, das die Fische erspüren<br />

und daraufhin einen Abw<strong>and</strong>erungsweg<br />

über das Wehr suchen. Und sollte doch<br />

der eine oder <strong>and</strong>ere Fisch den Weg durch<br />

das Kraftwerk nehmen, hat er trotzdem<br />

gute Chancen unbeschadet durchzukommen.<br />

Denn bei der letzten Revision, die in<br />

diesem Jahr abgeschlossen worden war,<br />

wurde eine Maschine so umgebaut, dass<br />

das Gefahrenpotenzial für die Tiere erheblich<br />

reduziert ist: Die Turbine wird mit modifizierten<br />

Laufschaufeln und einer verringerten<br />

Drehzahl, aber unveränderter Leistung,<br />

betrieben.<br />

Die Inbetriebnahme der umgebauten<br />

Kraftwerksmaschine erfolgt voraussichtlich<br />

bis Ende November – zunächst in einem<br />

vierwöchigen Probebetrieb. Anschließend<br />

wird im Praxistest nachgewiesen, ob<br />

die An<strong>for</strong>derungen an den Fischschutz eingehalten<br />

werden. Auf dieser Grundlage<br />

wird danach dann geprüft, ob auch die<br />

zweite Maschine entsprechend umgebaut<br />

und zur Inbetriebnahme angemeldet wird.<br />

Die Neckar-AG<br />

Die Neckar-AG betreibt 24 Wasserkraftwerke<br />

am Neckar sowie 15 Wasserkraftwerke<br />

an Jagst, Kocher und Enz im Auftrag<br />

eines Partners. Gegründet wurde die Gesellschaft<br />

1921 als Unternehmen des Bundes<br />

mit der Aufgabe, den Neckar zur Großschifffahrtsstraße<br />

von Mannheim bis<br />

Plochingen auszubauen und in diesem Zusammenhang<br />

Laufwasserkraftwerke zu<br />

bauen und zu betreiben. Der Neckarausbau<br />

wurde <strong>of</strong>fiziell zum 31. Dezember<br />

1991 abgeschlossen. Sämtliche Schifffahrtsanlagen<br />

wurden nach Fertigstellung<br />

dem deutschen Staat unentgeltlich übergeben.<br />

Betrieb und Unterhaltung der Bundeswasserstraße<br />

Neckar sind seitdem ausschließlich<br />

Aufgaben der Wasserstraßenverwaltung<br />

des Bundes. Heute ist die<br />

Neckar-AG zuständig für den Betrieb, die<br />

Wartung und die Inst<strong>and</strong>haltung der Laufwasserkraftwerke<br />

am schiffbaren Teil des<br />

Neckars. Außerdem sorgt sie dafür, dass<br />

die für die Schifffahrt er<strong>for</strong>derlichen Pegelstände<br />

an den Staustufen eingehalten werden.<br />

Die EnBW ist mit 82,2 % an der Neckar-AG<br />

beteiligt.<br />

LL<br />

www.enbw.com (213461344)<br />

E.ON investiert 27 Milliarden Euro<br />

bis 2026 in Energiewende<br />

• 22 Milliarden Euro für den Ausbau<br />

der Energienetze und 5 Milliarden<br />

Euro für den Ausbau des<br />

Kundenlösungsgeschäftes<br />

• 85 bis 90 Prozent der<br />

Investitionsaktivitäten, die von der EU-<br />

Taxonomie erfasst sind, erfüllen strenge<br />

Nachhaltigkeitskriterien<br />

(eon) E.ON-Vorst<strong>and</strong>svorsitzender Leonhard<br />

Birnbaum: „Durch die Dekarbonisierung<br />

unserer Volkswirtschaften steht die<br />

Energiewirtschaft vor einer Schlüsseldekade<br />

des Wachstums. Mit unserer Kundenbasis<br />

von rund 50 Millionen Kunden in Europa<br />

und dem größten Verteilnetz des Kontinents<br />

als Rückgrat dieser Trans<strong>for</strong>mation<br />

ist E.ON hervorragend positioniert, um<br />

diese Chance zu nutzen. Deshalb können<br />

wir heute einen langfristigen Ausblick auf<br />

E.ON geben, der geprägt ist von kontinuierlichem,<br />

pr<strong>of</strong>itablen Wachstum“.<br />

E.ON will das Tempo bei Wachstum und<br />

Digitalisierung seiner Geschäfte deutlich<br />

erhöhen. Mit der im Rahmen eines virtuellen<br />

Kapitalmarktages vorgestellten Wachstumsstrategie<br />

bis 2026 verspricht E.ON<br />

sowohl kontinuierliche Steigerungen beim<br />

operativen Ergebnis als auch bei der Dividende,<br />

die stärker ausfallen sollen als bisher<br />

geplant. Dabei erweitert E.ON erstmals<br />

den Prognosezeitraum von drei auf fünf<br />

Jahre.<br />

Das EBITDA im Kerngeschäft, das heißt<br />

ohne die auslaufenden Kernenergie-Aktivitäten<br />

bei PreussenElektra, will E.ON pro<br />

Jahr um rund 4 Prozent auf rund 7,8 Milliarden<br />

Euro im Jahr 2026 steigern. Um die<br />

Basis für dieses ambitionierte Wachstum<br />

zu legen, wird E.ON bis 2026 insgesamt<br />

rund 27 Milliarden Euro investieren, davon<br />

gehen rund 22 Milliarden Euro in den Aus-<br />

12


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

bau der Energienetze als Rückgrat der<br />

Energiewende und 5 Milliarden in den<br />

Ausbau der Geschäfte mit Kundenlösungen.<br />

Außerdem will E.ON seine Dividende<br />

bis 2026 um bis zu 5 Prozent und sein Ergebnis<br />

je Aktie um 8 bis 10 Prozent pro Jahr<br />

steigern. Für <strong>2021</strong> schlägt der Konzern<br />

eine Dividende in Höhe von 49 Cent je Aktie<br />

vor.<br />

Das gesamte Wachstumsprogramm wird<br />

E.ON im Rahmen ihres starken Ratings und<br />

mit einem unveränderten Verschuldungsfaktor<br />

umsetzen. Hierzu wird der Konzern<br />

sein Portfolio weiter optimieren. E.ON<br />

rechnet hierbei in den nächsten fünf Jahren<br />

mit Erlösen von etwa 2 bis 4 Milliarden<br />

Euro. Die Portfolio-Optimierung wird sowohl<br />

direkte Veräußerungen von Geschäften<br />

beinhalten, die nicht mehr in das vorgestellte<br />

Strategiedreieck aus Wachstum,<br />

Nachhaltigkeit und Digitalisierung passen,<br />

als auch selektive Partnerschaften.<br />

Offensive für Wachstum, Nachhaltigkeit<br />

und Digitalisierung<br />

Unter der Führung des neuen Vorst<strong>and</strong>svorsitzenden<br />

Leonhard Birnbaum setzt E.<br />

ON voll auf Wachstum, Nachhaltigkeit und<br />

Digitalisierung: „E.ON startet jetzt eine<br />

umfassende Wachstums- und Investitions<strong>of</strong>fensive<br />

für den Aufbau einer CO 2 -freien,<br />

digitalen Energiewelt. Mit unserer auf fünf<br />

Jahre erweiterten Prognose bis 2026 unterstreichen<br />

wir die Resilienz und die<br />

Wachstumsstärke unserer beiden Kerngeschäftsfelder,<br />

die in der nächsten Dekade<br />

von der Energiewende in Europa stark pr<strong>of</strong>itieren<br />

werden. 2030 wird E.ON größer<br />

und grüner, digitaler und diverser sein“, so<br />

Birnbaum.<br />

Hohe Investitionen in Stromverteilnetze als<br />

Rückgrat der grünen Energiewende<br />

Der Konzern plant, bis 2026 die Investitionen<br />

in Energienetze kräftig um jährlich<br />

rund 1 Milliarde pro Jahr zu erhöhen. Damit<br />

wächst das regulierte Anlagevermögen<br />

(RAB) jährlich um mindestens 6 Prozent.<br />

Die europäischen Netzgesellschaften des<br />

Konzerns betreiben heute bereits Netze mit<br />

einem regulierten Anlagevermögen von<br />

rund 35 Milliarden Euro und mit rund einer<br />

Million dezentral angeschlossenen, erneuerbaren<br />

Anlagen.<br />

Thomas König, im E.ON-Vorst<strong>and</strong> für<br />

Energienetze verantwortlich: „Ohne unsere<br />

Infrastruktur gibt es keine Energiewende.<br />

Allein in den nächsten fünf Jahren werden<br />

wir zusätzliche 35 bis 40 Gigawatt Erneuerbare<br />

an unsere Netze anschließen.<br />

Jede dieser Anlagen hilft uns, die Klimaziele<br />

von Paris zu erreichen. Hinzu kommt<br />

der Ausbau für Millionen Wärmepumpen,<br />

Batteriespeicher und die Elektromobilität.“<br />

Der Ergebnisbeitrag der Netze wird durch<br />

die jetzt beschlossene Investitions<strong>of</strong>fensive<br />

pro Jahr um 3 bis 4 Prozent bis 2026 wachsen.<br />

Hierbei wird Digitalisierung eine zentrale<br />

Rolle spielen, um die Netze noch effizienter<br />

zu betreiben und gleichzeitig den<br />

wachsenden Anteil erneuerbarer Energien<br />

möglichst effektiv zu steuern. Allein im<br />

Netzgeschäft wird E.ON bis 2026 rund 2<br />

Milliarden Euro in die Digitalisierung der<br />

Netzplanung, ‐überwachung und -steuerung<br />

investieren. Damit wird E.ON eines<br />

der ersten Energierunternehmen, das seine<br />

Netzinfrastruktur auf jeder Spannungsebene<br />

vollständig digital ansprechen kann.<br />

Entschlossener Ausbau der Geschäfte im<br />

Kundenlösungsgeschäft<br />

E.ON beobachtet eine stark wachsende<br />

Nachfrage bei Privat-, Geschäfts- und Industriekunden<br />

sowie bei Städten und Gemeinden<br />

für Dekarbonisierungs-Lösungen.<br />

Patrick Lammers, Vorst<strong>and</strong> für das Kundenlösungsgeschäft:<br />

„Mit einer Kundenbasis<br />

von heute rund 50 Millionen Kunden in<br />

Europa ist E.ON exzellent positioniert, um<br />

unsere Kunden und Partner bei der Erreichung<br />

ihrer Dekarbonisierungsziele zu unterstützen<br />

und diese Wachstumschance zu<br />

nutzen.“<br />

Die Basis bildet das klassische Energievertriebsgeschäft,<br />

das starke Ergebnisbeiträge<br />

bringt und selbst im umkämpften<br />

britischen Markt erfolgreich die Trendwende<br />

geschafft hat. E.ON plant, die Erträge<br />

im Energievertriebsgeschäft bis 2026 um 3<br />

bis 6 Prozent pro Jahr zu steigern.<br />

Lammers: „Digitalisierung ist auch hier<br />

der entscheidende Faktor: Wir werden bis<br />

2026 in allen Märkten über eine digitale<br />

Platt<strong>for</strong>m verfügen und darüber alle unsere<br />

Kunden effizient und kundenfreundlich<br />

bedienen.“<br />

Im Bereich Mobilität rechnet E.ON mit<br />

einem schnellen Ende der Verbrennungsmotoren<br />

und setzt daher noch entschlossener<br />

auf den Ausbau von leistungsfähiger<br />

Ladeinfrastruktur. E.ON will rund 5.000<br />

neue Schnellladepunkte bis 2026 bauen.<br />

Auch das Geschäft mit klimaschonenden,<br />

dezentralen Energieinfrastrukturlösungen<br />

will E.ON mit Wachstumsinvestitionen von<br />

500 bis 600 Millionen Euro im Jahr massiv<br />

ausbauen und den EBITDA-Beitrag des Geschäfts<br />

bis 2026 jährlich um durchschnittlich<br />

9 bis 12 Prozent steigern.<br />

Weiteres, zusätzliches Wachstumspotenzial<br />

sieht E.ON im Hochlauf der Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft.<br />

Das Engagement in diesem Feld<br />

soll deutlich ausgeweitet werden. E.ON<br />

setzt hierbei auf europäische Projekt-Partnerschaften<br />

wie „H2.Ruhr“, in dessen Rahmen<br />

das industrielle Herz Deutschl<strong>and</strong>s,<br />

Nordrhein-Westfalen, zu einer Wasserst<strong>of</strong>fregion<br />

werden soll. E.ON will mit ihrem bestehenden<br />

Gasverteilnetz und ihrer Expertise<br />

im Energiemanagement insbesondere<br />

dem industriellen Mittelst<strong>and</strong> Zugang zu<br />

Wasserst<strong>of</strong>f geben und damit eine Möglichkeit<br />

der CO 2 -Reduktion bieten.<br />

Konsequente Digitalisierung als Schlüssel<br />

für das Gelingen der Energiewende<br />

Die Wachstumsstrategie setzt auf eine<br />

durchgehende Digitalisierung aller E.ON<br />

Aktivitäten.<br />

Victoria Ossadnik, die dem Digitalressort<br />

vorsteht, verdeutlichte: „Wesentliche Treiber<br />

der für E.ON relevanten Veränderungen<br />

der Energiesysteme sind der W<strong>and</strong>el<br />

der Einspeisung in die Netze hin zu nachhaltigen<br />

Energiequellen und die Änderung<br />

der Verbrauchsmuster bei unseren Kunden<br />

durch die Elektrifizierung von Mobilität,<br />

Wärme und Produktion. Wir digitalisieren<br />

sowohl unsere Netze als auch unser Kundengeschäft<br />

konsequent. Durch digitale<br />

Platt<strong>for</strong>men für unsere Netze und unser<br />

Kundengeschäft und durch die Smartfizierung<br />

unserer physischen Netze werden wir<br />

diese beobachtbar machen, steuern und<br />

optimieren sowie die in der künftigen<br />

Energiewelt er<strong>for</strong>derliche Flexibilität von<br />

Stromangebot und -nachfrage nutzbar machen.“<br />

E.ON entwickelt hierfür eine konzernweite<br />

moderne Technologieplatt<strong>for</strong>m. Das Unternehmen<br />

optimiert und digitalisiert dabei<br />

alle Prozesse im Unternehmen. Cloudlösungen<br />

ersetzen bis Ende 2023 die bisherigen<br />

Rechenzentren und bilden eine Basis<br />

für die neuen digitalen Anwendungen. Die<br />

digitalen Platt<strong>for</strong>men verbessern den gesamten<br />

operativen Betrieb und reduzieren<br />

zugleich die Kosten und den CO 2 -Ausstoß.<br />

E.ON wird ihre digitalen Lösungen auch<br />

Dritten anbieten.<br />

Attraktiver und voll auf Nachhaltigkeit<br />

ausgerichteter Finanzrahmen<br />

Das Investitionsprogramm des Konzerns<br />

ist vollständig auf Nachhaltigkeit ausgerichtet.<br />

85 bis 90 Prozent der geplanten<br />

Investitionsaktivitäten, die von der<br />

EU‐Taxonomie erfasst sind, erfüllen deren<br />

strenge Nachhaltigkeitskriterien. E.ON bekräftigte<br />

zudem erneut das Ziel eines starken<br />

BBB/Baa-Ratings und eines Verschuldungsfaktors<br />

des 4,8 bis 5,2-fachen EBIT-<br />

DAs. Das Unternehmen bestätigt seine Dividendenpolitik<br />

und legt den Planungsrahmen<br />

hierfür jetzt für fünf Jahre fest. Für<br />

<strong>2021</strong> schlägt E.ON eine Dividende von 49<br />

Cent je Aktie vor. Dies entspricht einem<br />

Wachstum gegenüber dem Vorjahr von 4<br />

Prozent. E.ON strebt auch für die Zukunft<br />

ein jährliches Dividendenwachstum von<br />

bis zu 5 Prozent bis 2026 und weiteres<br />

Wachstum danach an. Der Gewinn pro Aktie<br />

wird bis 2026 im Durchschnitt um 8 bis<br />

10 Prozent pro Jahr steigen.<br />

Optimierungsmaßnahmen, durch die E.<br />

ON bis 2026 Einsparungen in Höhe von<br />

rund 500 Millionen Euro pro Jahr erreichen<br />

will.<br />

LL<br />

www.eon.com (213461346)<br />

13


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Eskom pledges to continue<br />

increased reliability maintenance<br />

programme to improve power<br />

system reliability<br />

(eskom) In its state <strong>of</strong> the system briefing,<br />

Eskom shared with the public its plan to<br />

continue with its accelerated maintenance<br />

programme during the summer period, the<br />

peak maintenance season. Since September,<br />

Eskom has increased its planned maintenance<br />

programme to an average 5<br />

500 MW <strong>of</strong> capacity. While this is comparable<br />

to the amount <strong>of</strong> maintenance carried<br />

out in the period between September 2020<br />

<strong>and</strong> March <strong>2021</strong>, it is almost double the average<br />

maintenance carried out in the same<br />

period in September 2019 to April 2020.<br />

“Our objective is to achieve a reliable <strong>and</strong><br />

sustainable generation plant, thereby reducing<br />

the risk <strong>and</strong> frequency <strong>of</strong> the occurrence<br />

<strong>of</strong> loadshedding. As such, Eskom will<br />

not compromise on reliability maintenance<br />

<strong>and</strong> mid-life refurbishment,” said Eskom<br />

Group Chief Operating Officer, Jan Oberholzer.<br />

“However painful in the short term,<br />

this maintenance we have to do in order to<br />

ensure future reliability.” Through the accelerated<br />

maintenance programme, Eskom<br />

hopes to continue reducing the occurrence<br />

<strong>of</strong> loadshedding.<br />

The accelerated maintenance programme<br />

has borne fruit, with Eskom managing to<br />

limit loadshedding to a minimum during<br />

winter period. Since 01 April <strong>2021</strong> loadshedding<br />

was implemented <strong>for</strong> 31 days.<br />

This includes the ten days <strong>of</strong> loadshedding<br />

implemented since September.<br />

The <strong>Generation</strong> division has been characterised<br />

by unsatisfactory per<strong>for</strong>mance,<br />

with output from the power stations below<br />

target. This is caused by a faster deterioration<br />

in generation units that have not yet<br />

enjoyed the reliability maintenance.<br />

Eskom concedes loadshedding carries a<br />

significant damaging effect to the economy.<br />

Year to date, the energy availability<br />

factor (EAF) has declined to 65 %, against<br />

a target <strong>of</strong> 70 % EAF. A key contributor to<br />

the low EAF was the high levels <strong>of</strong> planned<br />

maintenance during the summer months.<br />

However, there has also been an increase in<br />

unplanned outages during this period.<br />

“We are aware that the increased maintenance<br />

does elevate the probability <strong>of</strong> loadshedding<br />

in the short term, but this is necessary<br />

to improve the future per<strong>for</strong>mance<br />

<strong>of</strong> the generation fleet,” said Oberholzer.<br />

Oberholzer further emphasized the urgent<br />

need <strong>for</strong> additional 4,000 MW to<br />

6,000 MW generation capacity to complement<br />

the Eskom available capacity. This is<br />

required to eliminate the risk <strong>of</strong> loadshedding<br />

<strong>and</strong> to ensure the necessary electrical<br />

energy that is needed to stimulate the<br />

economy.<br />

While these concerns with the generation<br />

per<strong>for</strong>mance persist, the Koeberg Nuclear<br />

Power Station is operating optimally. Unit<br />

2 <strong>of</strong> the power station has been operating<br />

<strong>for</strong> the whole year without interruption<br />

since completing its last refueling outage in<br />

October 2020. In January 2022 Koeberg<br />

Unit 2 will be shut <strong>of</strong>f <strong>for</strong> the steam generator<br />

replacement (SGR), regular refueling<br />

<strong>and</strong> maintenance. The SGR will enable<br />

Koeberg to operate <strong>for</strong> a further 20 years<br />

beyond 2024. The <strong>for</strong>mal application to extend<br />

the operating license has been submitted<br />

to the relevant regulatory authority<br />

<strong>and</strong> has been accepted <strong>for</strong> processing.<br />

Koeberg Unit 1 tripped on Sunday morning<br />

as a result <strong>of</strong> a fault on a feedwater<br />

pump, which is on the secondary plant.<br />

The plant was shut down in accordance<br />

with st<strong>and</strong>ard plant operating procedures<br />

<strong>and</strong> all parameters are stable. There are no<br />

nuclear safety concerns on the reactor side<br />

<strong>of</strong> the plant, which is ready to be restarted<br />

once the feedwater pump fault has been<br />

resolved.<br />

The investigation into the feedwater<br />

pump fault is in progress <strong>and</strong> once concluded,<br />

Eskom will be able to confirm the<br />

return to service date <strong>of</strong> the unit, which is<br />

expected to be during next week.<br />

On the coal front, Eskom maintained<br />

healthy coal stock levels across its generation<br />

fleet, with an average <strong>of</strong> 48 days’<br />

worth <strong>of</strong> coal stockpiled at its power stations.<br />

This compares favourably with the<br />

Grid Code requirement to hold at least 20<br />

days’ worth <strong>of</strong> stock.<br />

Eskom is making a concerted ef<strong>for</strong>t to<br />

continue improving its coal h<strong>and</strong>ling ability<br />

to reduce the risk <strong>of</strong> wet coal incidents<br />

during the coming rainy season. While<br />

there has been a good improvement on this<br />

key per<strong>for</strong>mance area during the past rainy<br />

season, more investments to enhance the<br />

wet coal strategy still need to be done.<br />

The work done so far to correct the design<br />

defects at the Medupi power station has resulted<br />

in a steady improvement <strong>and</strong> reliability<br />

<strong>of</strong> the Medupi power station generation<br />

units. This work has also commenced<br />

at Kusile with some <strong>of</strong> the major design<br />

defects already corrected on Unit 1.<br />

There were some notable strides in several<br />

aspects <strong>of</strong> the operations. A unit each at<br />

Medupi <strong>and</strong> Kusile power stations achieved<br />

commercial operation during this year,<br />

adding 1,594 MW to the grid. Kusile has<br />

now reached 50 % completion, with three<br />

<strong>of</strong> the six units commissioned.<br />

The successful completion <strong>of</strong> Medupi suffered<br />

a blow as Unit 4 (720 MW) <strong>of</strong> the power<br />

station experienced generator explosion<br />

on 08 August <strong>2021</strong>. This was just a week after<br />

the last <strong>of</strong> the six units was <strong>of</strong>ficially<br />

h<strong>and</strong>ed over to <strong>Generation</strong> on 31 July <strong>2021</strong>.<br />

Eskom experienced another major setback<br />

on <strong>11</strong> September <strong>2021</strong> when Kendal Unit 1<br />

(640 MW) generator trans<strong>for</strong>mer caught<br />

fire. Both units remain <strong>of</strong>fline, which puts<br />

further strain on the power system.<br />

Kendal Unit 1 is expected to return to service<br />

by end <strong>of</strong> this year while the return to<br />

service date <strong>for</strong> Medupi Unit 4 has not yet<br />

been determined.<br />

The capacity outlook <strong>for</strong> the period ending<br />

August 2022 shows that the power system<br />

remains constrained. Eskom will be<br />

required to extensively use the Open Cycle<br />

Gas Turbines (OCGTs) to either avert loadshedding<br />

or to reduce the magnitude<br />

there<strong>of</strong>.<br />

The Distribution <strong>and</strong> Transmission divisions<br />

have also attained positive technical<br />

per<strong>for</strong>mance, with a lower number <strong>of</strong> interruptions.<br />

Since April <strong>2021</strong> a total <strong>of</strong> 38,256<br />

households have been connected to the<br />

grid, versus the target <strong>of</strong> 34 ,742 houses.<br />

However, increasing theft <strong>and</strong> v<strong>and</strong>alism<br />

<strong>of</strong> cables <strong>and</strong> substations continue to negatively<br />

impact operations <strong>and</strong> system reliability.<br />

<strong>Electricity</strong> theft continues to pose<br />

not only operational <strong>and</strong> financial challenges<br />

to Eskom, but also public safety risk.<br />

LL<br />

www.eskom.co.za (213461351)<br />

EVN: 60 Jahre<br />

Fernwärme Mödling<br />

• Der Startschuss für das heute größte<br />

überregionale Naturwärmenetz<br />

Österreichs<br />

(evn) Vor 60 Jahren startete in Mödling<br />

eine absolute Erfolgsgeschichte der regionalen<br />

Wärmeversorgung. Mit dem Bau des<br />

Fernheizkraftwerkes Mödling wurde im<br />

Jahre 1961 der Grundstein für das „Naturwärmenetz<br />

Thermenregion“ gelegt – mittlerweile<br />

das größte überregionale Naturwärmenetz<br />

Österreichs mit 150 km Leitungen,<br />

das <strong>11</strong> Gemeinden umfasst und nachhaltige<br />

Naturwärme für 30.000 Haushalte<br />

in der Region liefert.<br />

Der Startschuss:<br />

Das Fernheizkraftwerk Mödling<br />

Das Fernheizkraftwerk Mödling konnte<br />

im Oktober 1961 nach 14 Monaten Bauzeit<br />

– damals noch von NIOGAS errichtet – als<br />

erst dritte derartige Anlage in NÖ in Betrieb<br />

genommen werden. In der Gründungsphase<br />

wurden überwiegend Großkunden<br />

wie die Bezirkshauptmannschaft<br />

Mödling oder die Städtische Gärtnerei angeschlossen.<br />

In den nächsten Jahren folgten<br />

unter <strong>and</strong>erem das Krankenhaus Mödling<br />

oder auch die Südstadt mit rund 2.000<br />

Wohnungen, was schnell zu einer Erweiterung<br />

der Trasse und bereits im Jahr 1964<br />

zu einer Auslastung von 70 % führte. In<br />

den darauffolgenden Jahren folgten die Errichtung<br />

eines vollautomatischen Kessels<br />

für den Spitzenausgleich, die Versorgung<br />

sämtlicher Mödlinger Schulen und die Umstellung<br />

der Wärmeerzeugung von Öl aus<br />

Erdgas. Durch die steigende Nachfrage<br />

nach Fernwärme kam es zwischen 1987<br />

14


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Members´News<br />

und 1995 zu einem Zuwachs von rund<br />

1.000 neu versorgten Wohnungen und weiteren<br />

Verdichtungsaktionen. 2001 folgte<br />

dann die Errichtung des Fernheizwerks<br />

Wr. Neudorf Palmers.<br />

Biomasseheizkraftwerk Mödling<br />

2006 wurden dann mit der Errichtung<br />

des Biomasseheizkraftwerks Mödling endgültig<br />

die Weichen in Richtung Energiezukunft<br />

gelegt. Es ersetze das alte Fernheizwerk<br />

und kann alleine rund 10.000<br />

Haushalte mit Naturwärme und Naturstrom<br />

versorgen. Zusätzlich liefert die Anlage<br />

auch nachhaltige Naturkälte für das<br />

L<strong>and</strong>esklinikum Mödling.<br />

„Mödling und das gesamte Naturwärmenetz<br />

Thermenregion zeigen, wie eine moderne,<br />

nachhaltige Energieversorgung aussehen<br />

kann. Wir verw<strong>and</strong>eln hier Waldhackgut<br />

aus der Region in Naturwärme,<br />

Naturstrom und Naturkälte für die Region.<br />

Damit schützen wir das Klima und stärken<br />

die regionale Wertschöpfung. Die stark steigende<br />

Nachfrage ist für uns Ansporn, dieses<br />

Erfolgsmodell weiter auszubauen“, so EVN<br />

Vorst<strong>and</strong>ssprecher Stefan Szyszkowitz.<br />

Ein Unterstützer der ersten Stunde ist<br />

Mödlings Bürgermeister Hans Stefan Hintner:<br />

„Nicht erst seit der aktuellen Diskussion<br />

um Klimaw<strong>and</strong>el und CO 2 -Emissionen<br />

zeigt sich, wie klug die Entscheidung war,<br />

die Wärmeversorgung in Mödling auf<br />

‚nachhaltige Beine’ zu stellen. Das EVN Biomasseheizkraftwerk<br />

versorgt unsere Stadtgemeinde<br />

seit 2006 mit nachhaltiger Energie<br />

und leistet damit wichtige Beiträge zum<br />

Klima- und Umweltschutz“.<br />

Für Alfred Freunschlag, selbst Mödlinger<br />

und Geschäftsführer der EVN Wärme zeigt<br />

sich in seiner Heimatgemeinde die zentrale<br />

Rolle, die Biomasse in einer modernen<br />

Energieversorgung einnehmen kann: „Wir<br />

erzeugen hier Naturwärme, Ökostrom und<br />

auch Naturkälte für das L<strong>and</strong>esklinikum.<br />

Alles aus regionaler Biomasse. Und das<br />

mitten in der Stadt und für die Stadt.“<br />

EVN Wärme<br />

Der Einsatz erneuerbarer Energien ist für<br />

die EVN insbesondere im Wärmebereich<br />

seit vielen Jahren von großer Bedeutung.<br />

Die EVN betreibt heute mit Partnern aus<br />

der L<strong>and</strong>wirtschaft und der Sägeindustrie<br />

bereits rund 70 Biomasseanlagen in ganz<br />

Niederösterreich. Etwa zwei Drittel der gelieferten<br />

kommunalen Fernwärme wird<br />

aus Biomasse erzeugt.<br />

Durch die enge Kooperation der EVN mit<br />

der regionalen L<strong>and</strong>- und Forstwirtschaft<br />

bleibt die Wertschöpfung der Region erhalten.<br />

Die EVN setzt auf regionale Biomasse<br />

und arbeitet nur mit österreichischen Partnern.<br />

Mit einem Einsatz von rund 2,0 Millionen<br />

Schüttraummeter Hackschnitzel ist<br />

die EVN der größte Naturwärmeversorger<br />

aus Biomasse in Österreich.<br />

LL<br />

www.evn.at (213461353)<br />

EVN Vorst<strong>and</strong>ssprecher Stefan Szyszkowitz, Abgeordneter zum Nationalrat und Bürgermeister<br />

von Mödling Hans Stefan Hintner und EVN Wärme Geschäftsführer Alfred Freunschlag<br />

Fotocredits: © EVN / Doris Seebacher<br />

Helen’s Board investigates phasing<br />

out coal production in the<br />

Salmisaari power plant five years<br />

ahead <strong>of</strong> schedule<br />

(helen) Helen’s Board <strong>of</strong> Directors has decided<br />

to launch an investigation on the possibility<br />

<strong>of</strong> bringing <strong>for</strong>ward the phasing out<br />

<strong>of</strong> coal in energy production at the Salmisaari<br />

power plant by 1 April 2024 instead <strong>of</strong><br />

the previous 2029. There<strong>for</strong>e, Helen would<br />

completely give up the use <strong>of</strong> coal five years<br />

earlier than anticipated. A decision was<br />

also made to close down the Hanasaari power<br />

plant <strong>and</strong> cease production ahead <strong>of</strong><br />

the original schedule, i.e. on 1 April 2023.<br />

Helen has been building a carbon-neutral<br />

energy plat<strong>for</strong>m <strong>for</strong> years. Examples <strong>of</strong> this<br />

include, e.g. waste heat recovery, heat storage<br />

facilities, heating <strong>and</strong> cooling plants in<br />

use since 2006 <strong>and</strong> built after that, as well<br />

as the Vuosaari bioenergy heating plant<br />

under construction <strong>and</strong> the sea water heat<br />

pump. The potential early phasing out <strong>of</strong><br />

coal in Salmisaari would accelerate Helen’s<br />

transition to a distributed city energy system,<br />

which would boost the utilisation <strong>of</strong><br />

the possibilities <strong>of</strong> a new energy era by Helen<br />

<strong>and</strong> customers alike.<br />

Focusing on the transition to a distributed<br />

energy system <strong>and</strong> the building <strong>of</strong> an extensive<br />

energy plat<strong>for</strong>m with an even higher<br />

emphasis according to the study now<br />

launched will result in pressure to make<br />

changes in the organisation. As a result <strong>of</strong><br />

the study on bringing the schedule <strong>for</strong>ward,<br />

Helen will launch cooperation negotiations<br />

with respect to just over 400 employees<br />

in the Production <strong>and</strong> Asset Management<br />

business unit. According to the<br />

employer’s preliminary estimate, the number<br />

<strong>of</strong> employees in the Production <strong>and</strong> Asset<br />

Management business unit may be reduced<br />

by a maximum <strong>of</strong> 320 people due to<br />

the adjustment measures.<br />

Helen will report on the plans <strong>for</strong> the Salmisaari<br />

power plant after Helen’s Board <strong>of</strong><br />

Directors has made its decision in December<br />

<strong>2021</strong>/January 2022.<br />

LL<br />

www.helen.fi (213461355)<br />

Mainova beteiligt sich an einem<br />

der größten deutschen Solarparks<br />

(mainova) Mainova investiert in Photovoltaik_02<strong>11</strong><strong>2021</strong>In<br />

der br<strong>and</strong>enburgischen<br />

Gemeinde Boitzenburger L<strong>and</strong> soll im Jahr<br />

2022 einer der größten Solarparks in<br />

Deutschl<strong>and</strong> entstehen. Geplant ist eine installierte<br />

Leistung von etwa 175 Megawatt<br />

peak. Die Mainova AG beteiligt sich mit<br />

knapp 25 Prozent am Projekt. Damit baut<br />

das Unternehmen sein Erneuerbaren-Energien-Portfolio<br />

weiter aus. Die Gemeindevertretung<br />

Boitzenburger L<strong>and</strong> in der<br />

Uckermark hat dem Bau zugestimmt. Zudem<br />

plant der Frankfurter Energieversorger,<br />

den gesamten jährlichen Stromertrag<br />

vollständig zu vermarkten. Die finale Baugenehmigung<br />

soll Anfang 2022 vorliegen.<br />

Weitere Gesellschafter sind der Initiator<br />

und Mehrheitseigner Solarenergie Boitzenburger<br />

L<strong>and</strong> GmbH (Hauptgesellschafter<br />

ist der Flächeneigentümer Dietrich<br />

Twietmeyer, weiterer Gesellschafter die<br />

Solarparc GmbH, die gemeinsam mit dem<br />

Hauptgesellschafter die Projektentwicklung<br />

und Vorfinanzierung des Solarparks<br />

übernommen hat) und die GP JOU-<br />

LE-Gruppe. Im Zusammenwirken von<br />

L<strong>and</strong>eigentum sowie GP JOULE als Errichter<br />

und Betreiber von Photovoltaik- und<br />

Wasserst<strong>of</strong>fanlagen ist Mainova als Strom-<br />

15


Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

vermarkter damit Teil einer gemeinsamen<br />

leistungsfähigen Struktur mit Zukunftsperspektive.<br />

Mainova war dabei der Wunschpartner<br />

des Haupteigentümers und hat<br />

entscheidend an der Entstehung dieses<br />

Konsortiums mitgewirkt.<br />

Frankfurts Oberbürgermeister und Mainova-Aufsichtsratsvorsitzender<br />

Peter Feldmann<br />

sagt: „Von Frankfurt aus treibt die<br />

Mainova AG die Energiewende in ganz<br />

Deutschl<strong>and</strong> aktiv voran. Der St<strong>and</strong>ort des<br />

geplanten Solarparks liegt rund 100 Kilometer<br />

nördlich von Berlin. Seine Fläche<br />

beträgt rund 160 Hektar, dies entspricht<br />

etwa 240 Fußball-Feldern. Der Park wird<br />

voraussichtlich 180 Millionen Kilowattstunden<br />

CO 2 -freien Strom pro Jahr erzeugen<br />

– ein echtes Leuchtturmprojekt.“<br />

Der Mainova-Vorst<strong>and</strong>svorsitzende Dr.<br />

Constantin H. Alsheimer sagt: „Mit der<br />

Energie aus dem Solarpark lassen sich<br />

rechnerisch rund 64.000 Haushalte mit<br />

umweltschonender Energie versorgen. Zudem<br />

werden jährlich etwa 85.000 Tonnen<br />

Kohlendioxid eingespart. Gemeinsam mit<br />

unseren Partnern leisten wir damit einen<br />

wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz.<br />

Dabei realisieren wir das Großprojekt vollständig<br />

ohne Einspeisevergütung durch<br />

das Erneuerbare-Energien-Gesetz.“<br />

Dr. Alsheimer sagt weiter: „Wir setzen<br />

konsequent auf den Ausbau erneuerbarer<br />

Energien. Von unserem umfassenden Kompetenz-<br />

und Leistungsspektrum pr<strong>of</strong>itieren<br />

unsere Kundinnen und Kunden ganz direkt.<br />

Die Sonnenenergie soll dazu dienen,<br />

die zunehmende Nachfrage nach klimafreundlichem<br />

Strom aus regionalen Quellen<br />

zu bedienen. Wir wollen dazu künftig direkte<br />

Lieferverträge, so genannte Power<br />

Purchase Agreements, nutzen.“<br />

„Das gesamte Erneuerbaren-Portfolio unserer<br />

Mainova verteilt sich auf 20 St<strong>and</strong>orte<br />

mit 150 Megawatt installierter Kapazität.<br />

Die Wind- und PV-Parks befinden sich<br />

in Hessen, Baden-Württemberg, Bayern,<br />

Br<strong>and</strong>enburg, Rheinl<strong>and</strong>-Pfalz, Sachsen<br />

und Schleswig-Holstein sowie in Frankreich.<br />

Alle Anlagen produzierten im Jahr<br />

2020 zusammengerechnet 250 Gigawattstunden<br />

– damit verzeichnete Mainova das<br />

bisher erfolgreichste Jahr bei den Erneuerbaren<br />

Energien. Mit Photovoltaik-Mieterstrom<br />

bringt das Unternehmen zudem erneuerbare<br />

Energien in den urbanen Raum<br />

und zählt zu den bundesweiten Marktführern“,<br />

so Feldmann abschließend.<br />

LL<br />

www.mainova.de (213461359)<br />

RWE <strong>and</strong> Kawasaki plan to<br />

build one <strong>of</strong> the world’s first<br />

100 % hydrogen-capable gas<br />

turbines on industrial scale<br />

in Lingen, Germany<br />

• From 2024 onwards 34 megawatt plant<br />

could reconvert green hydrogen to<br />

power<br />

• In future, H 2 -fuelled power plants will<br />

contribute significantly to green<br />

security <strong>of</strong> supply<br />

Roger Miesen, CEO <strong>of</strong> RWE <strong>Generation</strong>:<br />

“One <strong>of</strong> the greatest challenges <strong>of</strong> the energy<br />

transition is to ensure a secure CO 2 -free electricity<br />

supply at all times - even when wind<br />

<strong>and</strong> sun are not sufficiently available. Hydrogen-fuelled,<br />

gas-fired power plants will<br />

make an important contribution to ensuring<br />

this in the future. In order to gain experience<br />

with the operation <strong>of</strong> such plants, Kawasaki<br />

<strong>and</strong> RWE are planning a pilot project with a<br />

hydrogenpowered turbine in Lingen. With<br />

this, we intend to create the basis <strong>for</strong> being<br />

able to convert green hydrogen back into<br />

electricity in the future, if required.”<br />

(rwe) As part <strong>of</strong> its “Growing Green” strategy,<br />

RWE announced that it would add at<br />

least 2 gigawatts (GW) <strong>of</strong> gas-fired power<br />

plant capacity to support the energy transition<br />

with flexible power. These new plants<br />

will be provided with a clear decarbonisation<br />

pathway. For existing plants, RWE is<br />

developing a roadmap to convert them<br />

ready <strong>for</strong> clean operations.<br />

Now comes the next step: together with<br />

Kawasaki Heavy Industries (Kawasaki),<br />

one <strong>of</strong> the world‘s leading turbine manufacturers,<br />

RWE <strong>Generation</strong> SE (RWE) is<br />

planning to build a hydrogen-powered gas<br />

turbine in Lingen, Germany. It shall be<br />

used to test the conversion <strong>of</strong> hydrogen<br />

back into electricity at RWE‘s Emsl<strong>and</strong> gasfired<br />

power plant. The project is one <strong>of</strong> the<br />

first worldwide to use a gas turbine to convert<br />

100 % hydrogen into electricity on an<br />

industrial scale. The plant, with an output<br />

<strong>of</strong> 34 megawatts (MW), could become operational<br />

in mid-2024.<br />

Kawasaki‘s gas turbine provides maximum<br />

fuel flexibility: it can operate with<br />

100 % hydrogen, 100 % natural gas <strong>and</strong><br />

with any combination <strong>of</strong> both. This is indispensable<br />

because the amount <strong>of</strong> green gas<br />

available <strong>for</strong> reconversion will fluctuate<br />

frequently during the ramp-up <strong>of</strong> the hydrogen<br />

economy be<strong>for</strong>e continuous operation<br />

with it will be possible.<br />

During the pilot project, the turbine is<br />

planned to be tested across varying operating<br />

load ranges, between 30 % <strong>and</strong> 100 %.<br />

This corresponds to typical load curves <strong>of</strong><br />

gas turbines that can be expected in a power<br />

grid with an increasing share <strong>of</strong> renewable<br />

energies, which are subject to fluctuations<br />

due to weather conditions.<br />

In the course <strong>of</strong> the project, it is planned<br />

to use two combustion systems developed<br />

by Kawasaki. Both have already been tested<br />

in 1 MW variants in a demonstration<br />

project in Kobe, Japan. In Lingen, these<br />

technology principles would be scaled up<br />

to industrial scale <strong>for</strong> the first time.<br />

When it comes to the future topic <strong>of</strong> hydrogen,<br />

RWE has all the options under one<br />

ro<strong>of</strong>: from green electricity production <strong>and</strong><br />

the know-how to produce <strong>and</strong> store green<br />

hydrogen, to energy trading, which can<br />

provide the fuel to industrial customers as<br />

needed. RWE is already active in over 30<br />

hydrogen projects with strong partners.<br />

The Lingen site plays a key role in RWE‘s<br />

hydrogen strategy: as part <strong>of</strong> the GET H2<br />

project, the company plans to build the first<br />

100 MW electrolysis plant there by 2024,<br />

which will produce green hydrogen using<br />

<strong>of</strong>fshore wind power from the North Sea.<br />

The capacity <strong>of</strong> this plant is to be exp<strong>and</strong>ed<br />

to 300 MW by 2026 <strong>and</strong> to 2 GW by 2030.<br />

The aim <strong>of</strong> the GET H2 project is to work<br />

with national <strong>and</strong> European partners to<br />

create the critical mass needed to kick-start<br />

the development <strong>of</strong> a supra-regional European<br />

hydrogen infrastructure <strong>and</strong> develop<br />

a strong European hydrogen market.<br />

LL<br />

www.rwe.com (213461056)<br />

Visualisation <strong>of</strong> the planned Kawasaki test turbine in Lingen, Germany (Source: RWE)<br />

16


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

“Grids”<br />

“Grids”<br />

Neue Anbindungsleitungen für<br />

Nordsee-Windparks: Amprion<br />

plant die Offshore-Netzanbindungs<br />

systeme LanWin1 und<br />

LanWin3<br />

(amprion) Die Amprion Offshore GmbH<br />

steigt in die Planungen der beiden Off shore-<br />

Netzanbindungssysteme LanWin1 und Lan-<br />

Win3 ein. Sie sollen Windstrom aus der<br />

Nordsee mit dem Wechselstromnetz an L<strong>and</strong><br />

verbinden. Die Inbetriebnahme ist für 2031<br />

und 2033 geplant.<br />

Damit Deutschl<strong>and</strong> seine Klimaziele erreicht,<br />

braucht es nicht nur neue Offshore-Windparks,<br />

sondern auch neue Leitungen,<br />

die sie mit dem Übertragungsnetz<br />

verbinden. Das ist Aufgabe der geplanten<br />

Offshore-Netzanbindungssysteme Lan-<br />

Win1 und LanWin3. Als Übertragungsnetzbetreiber<br />

hat Amprion den gesetzlichen<br />

Auftrag, diese im Netzentwicklungsplan<br />

festgelegten Ausbauprojekte umzusetzen.<br />

Von der Nordsee kommend verlaufen<br />

die See- bzw. Erdkabel bis zu ihren<br />

Netzverknüpfungspunkten im niedersächsischen<br />

Wehrendorf (LanWin1) und Westerkappeln<br />

in Nordrhein-Westfalen (Lan-<br />

Win3).<br />

„LanWin1 und LanWin3 werden eine<br />

Übertragungsleistung von je 2.000 Megawatt<br />

erreichen. Sie gehören damit zu der<br />

neuen leistungsfähigen <strong>Generation</strong> von<br />

Offshore-Anbindungen. Beim Umbau des<br />

Energiesystems werden sie erneuerbaren<br />

Strom in die Verbraucherzentren im Westen<br />

und im Süden der Republik transportieren.<br />

Daher sind sie ein wichtiger Baustein<br />

für die Dekarbonisierung der Industrie<br />

in Deutschl<strong>and</strong>“, sagte Dr. Carsten<br />

Lehmköster, Geschäftsführer der Amprion<br />

Offshore GmbH.<br />

Amprion wird das Projekt den Trägern öffentlicher<br />

Belange und der Öffentlichkeit<br />

ausführlich vorstellen. „Uns ist es wichtig,<br />

von Anfang an mit den Menschen vor Ort in<br />

Kontakt zu sein. Diese Gespräche helfen uns<br />

bei unseren weiteren Planungen“, betont<br />

Stefan Sennekamp, Projektsprecher für den<br />

Offshore-Bereich bei Amprion. Das Unternehmen<br />

wird voraussichtlich im ersten Halbjahr<br />

des Jahres 2022 In<strong>for</strong>mationsveranstaltungen<br />

anbieten, um über den aktuellen<br />

Planungsst<strong>and</strong> der Projekte zu in<strong>for</strong>mieren.<br />

Den Auftakt zum Raumordnungsverfahren<br />

für die beiden Offshore-Anschlüsse bildet<br />

die Antragskonferenz mit den zuständigen<br />

L<strong>and</strong>esbehörden im Dezember. Vorbereitend<br />

hat Amprion für den l<strong>and</strong>seitigen<br />

Teil der Projekte in Abstimmung mit den<br />

Behörden ein erstes Trassenkorridornetz<br />

entwickelt.<br />

„Um die Beeinträchtigung vor Ort so gering<br />

wie möglich zu halten, werden die beiden<br />

Projekte größtenteils parallel zuein<strong>and</strong>er<br />

installiert“, so Christoph Evers, Projektleiter<br />

Genehmigung und Trassierung für<br />

LanWin1 und LanWin3. „Darüber hinaus<br />

werden wir die Bündelung mit <strong>and</strong>eren<br />

Vorhaben in der Region prüfen.“<br />

Die Offshore-Netzanbindungssysteme<br />

werden in Gleichstromtechnik ausgeführt.<br />

Das Stromnetz, an das die Offshore-Systeme<br />

angeschlossen werden, ist hingegen in<br />

Wechselstromtechnik ausgeführt. Deshalb<br />

wird in der Nähe des jeweiligen Netzverknüpfungspunktes<br />

je eine Konverterstation<br />

benötigt, die den Gleich- in Wechselstrom<br />

umw<strong>and</strong>elt. Aktuell werden mögliche Flächen<br />

für die Konverterst<strong>and</strong>orte rund um<br />

die Netzverknüpfungspunkte in Westerkappeln<br />

und Wehrendorf ermittelt. Mit<br />

den angrenzenden Gemeinden ist Amprion<br />

bereits in Kontakt getreten.<br />

Die Offshore-Netzanbindungssysteme<br />

LanWin1 und LanWin3<br />

Die beiden geplanten Offshore-Netzanbindungssysteme<br />

LanWin1 und LanWin3<br />

verbinden Windparks in der Nordsee mit<br />

dem Übertragungsnetz an L<strong>and</strong>. Sie werden<br />

sowohl auf der L<strong>and</strong>- als auch auf der<br />

Seeseite größtenteils parallel zuein<strong>and</strong>er<br />

installiert. Beide Projekte können jeweils<br />

eine Leistung von 2.000 Megawatt übertragen<br />

und sollen 2031 und 2033 in Betrieb<br />

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17


“Grids” <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

9<br />

6<br />

10<br />

12<br />

7 8<br />

LANWIN1 UND LANWIN3<br />

1 2 3<br />

gehen. Von den Nordsee-Windparks aus<br />

verlaufen die Kabel zunächst 160 bzw. 170<br />

Kilometer auf See. Sie unterqueren die Insel<br />

Norderney und erreichen im Bereich<br />

Hilgenriedersiel die Küste. Auf dem l<strong>and</strong>seitigen<br />

Teil von LanWin1 und LanWin3<br />

werden etwa 220 bzw. 230 Kilometer Erdkabel<br />

verlegt. Um zu ihren jeweiligen Netzverknüpfungspunkten<br />

in Wehrendorf<br />

(LanWin1) und Westerkappeln (LanWin3)<br />

zu gelangen, werden sich die Vorhaben auf<br />

dem letzten Teil der Strecke trennen.<br />

LL<br />

www.amprion.com (213461022)<br />

0<br />

Offshore-Windpark-Gebiet<br />

Konverterplatt<strong>for</strong>men LanWin<br />

LanWin1<br />

LanWin3<br />

Gates für Seekabel<br />

Netzverknüpfungspunkte<br />

Schematische Darstellung<br />

I<br />

<strong>11</strong><br />

13<br />

NIEDERLANDE<br />

5<br />

II<br />

NORDERNEY<br />

5<br />

III<br />

HILGEN-<br />

RIEDERSIEL<br />

EMDEN<br />

IV<br />

4<br />

PAPEN-<br />

BURG<br />

MEPPEN<br />

LINGEN<br />

NVP WESTERKAPPELN<br />

5<br />

V<br />

0<br />

WILHELMS-<br />

HAVEN<br />

OLDENBURG<br />

OSNABRÜCK<br />

DÄNEMARK<br />

CUXHAVEN<br />

BÜSUM<br />

BREMEN<br />

DEUTSCHLAND<br />

50Hertz startet Redispatch mit<br />

Erneuerbaren Energien<br />

BREMERHAVEN HAMBURG<br />

NVP WEHRENDORF<br />

Schematische Übersichtskarte der Offshore-Netzanbindungssysteme LanWin1 und LanWin3<br />

(213461022)<br />

• Neue Prozesse für direkt ans 50Hertz-<br />

Übertragungsnetz angeschlossene<br />

Erneuerbaren-Einspeiser vollständig<br />

umgesetzt<br />

• Auch Solarparks, die direkt am<br />

50Hertz - Netz angeschlossen sind,<br />

nehmen am neuen<br />

Redispatch-Regime teil<br />

(50hertz) Und es geht doch voran: Seit<br />

dem 1. November hat 50Hertz den bilanziellen<br />

Ausgleich beim Redispatch mit Erneuerbaren-Anlagen<br />

– das sogenannte Redispatch<br />

2.0 – mit allen direkt an das<br />

50Hertz-Netz angeschlossenen Erzeugungsanlagen<br />

implementiert. Damit werden<br />

die <strong>of</strong>fiziellen Prozesse der Bundesnetzagentur<br />

angewendet. Der 50Hertz-Fokus<br />

liegt dabei auf vier Offshore- und 60<br />

Onshore-Windparks mit insgesamt rund<br />

2,5 Gigawatt installierter Leistung, deren<br />

Erzeugung aktuell von 20 Unternehmen<br />

direkt vermarktet wird. Im Jahre 2020<br />

machten diese Erneuerbare-Energien-Anlagen,<br />

die direkt am Übertragungsnetz angeschlossen<br />

sind, 15 Prozent der gesamten<br />

Einspeisemanagementmaßnahmen in der<br />

50Hertz-Regelzone aus.<br />

Nach den Worten von Dr. Dirk Biermann,<br />

Geschäftsführer Märkte und Systembetrieb<br />

bei 50Hertz, ist der Start von Redispatch<br />

2.0 bei 50Hertz ein ganz wesentlicher<br />

Schritt: „In einer Energiewelt, die künftig<br />

nicht mehr durch Großkraftwerke, sondern<br />

durch volatile Erneuerbare Energien<br />

und dezentralere Stromerzeugung geprägt<br />

sein wird, ist das neue Redispatch-Regime<br />

zwingend notwendig, um diese Anlagen in<br />

das Engpassmanagement einzubeziehen.<br />

Wir bereiten uns für die kommenden Jahre<br />

auf einen weiteren massiven und raschen<br />

Ausbau der Erneuerbaren Energien und<br />

den Ausstieg aus der Kohle vor. Dafür brauchen<br />

wir neue Prozesse. Unsere Devise lautet:<br />

Gemeinsam mit unseren Partnern<br />

schnellstmöglich liefern!“<br />

Dem Start am 1. November vorausgegangen<br />

waren umfangreiche erfolgreiche Tests<br />

mit dem S<strong>of</strong>tware-Dienstleister emsys VPP<br />

und mehreren Direktvermarktern. Diese<br />

Tests beinhalteten sämtliche relevante Prozessschritte<br />

von der Eingangsdatenlieferung<br />

über den Austausch von Abrufdokumenten,<br />

der vollständigen Bilanzierung bis<br />

hin zur Steuerung der Windparks und der<br />

Veröffentlichung der Maßnahmen auf<br />

www.50hertz.com. Bis Ende Februar 2022<br />

soll der Redispatch 2.0 dann auch mit allen<br />

Anlagen in den Verteilnetzen vollständig<br />

umgesetzt werden. Dafür stellt dieser<br />

Schritt einen wichtigen Baustein dar – damit<br />

weitere Anlagen sicher in den Prozess<br />

eingebunden werden können.<br />

Hierzu Dr. Ulrich Focken, Geschäftsführer<br />

der emsys VPP GmbH aus Oldenburg:<br />

„Wir und viele <strong>and</strong>ere in der Energiebranche<br />

haben in den letzten Monaten hart an<br />

der Umsetzung der neuen Redispatch<br />

2.0-Prozesse gearbeitet und wir sind sehr<br />

froh, zusammen mit 50Hertz den Schritt in<br />

die vollständige Umsetzung gemacht zu<br />

haben. Damit bekommen die Erneuerbaren<br />

Energien endlich mehr Systemverantwortung.“<br />

Sven Nels, Geschäftsführer der BayWa<br />

r.e. Energy Trading GmbH, ergänzt: „Mit<br />

der Einführung der neuen Prozesse werden<br />

erstmals Eingriffe eines Netzbetreibers<br />

in unser Portfolio durch diesen bilanziell<br />

ausgeglichen. Damit wird der vom<br />

Gesetzgeber gewollte Übergang der Bilanzierungsverantwortung<br />

vom Direktvermarkter<br />

hin zum Netzbetreiber praktisch<br />

vollzogen. Dies ist der erste Meilenstein<br />

hin zu einer vollständigen Umsetzung des<br />

neuen Redispatch 2.0.“<br />

18


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

vgbe Workshop | Hybrid event<br />

Materials &<br />

Quality Assurance<br />

CALL FOR<br />

PAPERS<br />

“Grids”<br />

4 <strong>and</strong> 5 May 2022,<br />

Schloss Paffendorf, Bergheim/Germany<br />

or via Web-Meeting<br />

Call to Submit Suggestions <strong>for</strong> Papers!<br />

The next vgbe Workshop "Materials <strong>and</strong> Quality Assurance"<br />

takes place in Bergheim/Germany hosted by RWE Power AG.<br />

It is also possible to attend the workshop via Web-Meeting.<br />

The workshop is aimed at manufacturers, planners, operators,<br />

insurers <strong>and</strong> experts interested in technology <strong>and</strong><br />

its environment, researcher, authorities <strong>and</strong> associations.<br />

For your contributions we have provided the following<br />

important topics:<br />

Lifetime Assessment <strong>and</strong> Periodic Inspections<br />

Materials <strong>and</strong> Components<br />

Quality Assurance <strong>and</strong> Damages<br />

Modern Welding Technologies, Additive Manufacturing<br />

Hydrogen<br />

Renewable Energy, Energy <strong>Storage</strong><br />

The lectures <strong>and</strong> discussions will be held in English.<br />

YOUR CONTACTS<br />

Technical Coordination<br />

Jens Ganswind-Eyberg<br />

e jens.ganswind@vgbe.energy<br />

t +49 201 8128-295<br />

Registration<br />

Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />

e diana.ringh<strong>of</strong>f@vgbe.energy<br />

t +49 201 8128-232<br />

Exhibition<br />

Steffanie Fidorra-Fränz<br />

e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy<br />

t +49 201 8128-299<br />

Workshop language<br />

English<br />

Use the opportunity to exchange experience with colleagues,<br />

to obtain in<strong>for</strong>mation about new developments<br />

<strong>and</strong> to visit the Foyer Exhibition.<br />

You are kindly asked to submit proposals <strong>for</strong> lectures<br />

<strong>and</strong> speakers online – not later than 12 February 2022:<br />

https://events.vgbe.energy/events/materials-<strong>and</strong>-qualityassurance-2022/7096/WSH4M/<br />

(or https://t1p.de/4o6ff)<br />

You are welcome to <strong>for</strong>ward this in<strong>for</strong>mation to interested<br />

business partner.<br />

All in<strong>for</strong>mation about the workshop <strong>and</strong> the technical<br />

exhibition can be accessed at:<br />

https://events.vgbe.energy/events/materials-<strong>and</strong>-qualityassurance-2022/7096/WSH4M/<br />

(or https://t1p.de/4o6ff)<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e. V.<br />

Deilbachtal 173<br />

45257 Essen<br />

Germany<br />

be in<strong>for</strong>med www.vgbe.energy<br />

19


“Grids” <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Zum Hintergrund<br />

Bislang wurde der Redispatch zur Reduzierung<br />

von Netzengpässen ausschließlich<br />

mit konventionellen Kraftwerken durchgeführt,<br />

indem die Kraftwerksleistung vor<br />

dem Leitungsengpass heruntergefahren<br />

und jenseits des Engpasses erhöht wurde.<br />

Reichte dieser Redispatch zur Beseitigung<br />

eines Engpasses nicht aus, wurden Erneuerbare-Energien-Anlagen<br />

in einem gesonderten<br />

Prozess (Einspeisemanagement) abgeregelt.<br />

Im Fall des Einspeisemanagements<br />

musste sich das Direktvermarktungsunternehmen<br />

um den bilanziellen Ausgleich am<br />

Markt kümmern. Mit dem System Redispatch<br />

2.0 sind die Netzbetreiber in der<br />

Pflicht, den bilanziellen Ausgleich für ihre<br />

Maßnahmen zu beschaffen. Der Vorteil: Dabei<br />

können sie bereits netzdienliche Kriterien<br />

berücksichtigen. Der ursprünglich geplante<br />

Start zum 1. Oktober <strong>2021</strong> wurde allerdings<br />

unter Anwendung der BDEW-Übergangslösung<br />

in nahezu allen Netzgebieten<br />

verschoben. Damit haben alle betr<strong>of</strong>fenen<br />

Netzbetreiber in Abstimmung mit den in ihren<br />

Netzgebieten tätigen Direktvermarktungsunternehmen<br />

bis Ende Februar 2022<br />

Zeit, die bilanzielle Abwicklung des Redispatch<br />

2.0 umzusetzen. 50Hertz hat nun<br />

mit den direkt an sein Übertragungsnetz<br />

angeschlossenen Anlagen den ersten Schritt<br />

bereits geschafft und die Redispatch<br />

2.0-Prozesse vollständig implementiert.<br />

Der Redispatch 2.0-Prozess wurde mit<br />

dem Ziel gestartet, die Kosten für das Engpassmanagement<br />

zu reduzieren und das<br />

heutige Einspeisemanagement in den Redispatchprozess<br />

zu integrieren. Redispatch<br />

2.0 im Rahmen des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes<br />

eröffnet neue Möglichkeiten,<br />

systemdienliche Leistungen und Flexibilitäten<br />

auf verschiedenen Netzebenen zu<br />

nutzen. Das setzt eine vertiefte Zusammenarbeit<br />

zwischen Verteil- und Übertragungsnetzbetreibern<br />

voraus und er<strong>for</strong>dert hochkomplexe<br />

technische Lösungen für Datenaustausch<br />

und Anlagensteuerung. Der damit<br />

zusammenhängende Prozess ist eine<br />

sehr große Heraus<strong>for</strong>derung für die gesamte<br />

Energiebranche. Redispatch 2.0 bedeutet,<br />

dass auch die Betreiber von sehr<br />

kleinen Erzeugungsanlagen ab einer elektrischen<br />

Leistung von 100 kW – dazu gehören<br />

zum Beispiel Photovoltaikanlagen auf<br />

den Dächern von Gewerbebetrieben ebenso<br />

wie Blockheizkraftwerke – ihre Anlagen<br />

jederzeit innerhalb kurzer Zeit für Redispatchmaßnahmen<br />

zur Verfügung stellen<br />

und damit dazu beitragen, die Systemsicherheit<br />

zu gewährleisten. Die Systemführungen<br />

der Übertragungsnetzbetreiber<br />

steuern und koordinieren diese Maßnahmen.<br />

Das Ziel von Redispatch 2.0 ist ein<br />

vollautomatisierter Prozess, bei dem die<br />

Übertragungsnetzbetreiber diese Kleinanlagen<br />

systemdienlich einsetzen können.<br />

LL<br />

www.50hertz.com (21346<strong>11</strong>19)<br />

Der Windstrom-Booster: TenneT<br />

stellt 6-Gigawatt-Verteilkreuz zur<br />

Beschleunigung der Offshore-<br />

Ausbauziele vor<br />

• Der Windstrom-Booster realisiert<br />

Beschleunigungspotenzial von drei<br />

Jahren für ambitionierte Klimaziele<br />

Deutschl<strong>and</strong>s<br />

• Energieminister Olaf Lies und Jan<br />

Philipp Albrecht sowie<br />

Wirtschaftssenatorin Kristina Vogt<br />

begrüßen die Initiative von TenneT für<br />

einen zukunftsfähigen Netzausbau in<br />

der Nordsee und in den Küstenregionen<br />

• Industrie und Offshore-Branche<br />

unterstützen Vorschlag von TenneT<br />

als wesentlichen Beitrag zur<br />

Dekarbonisierung und smarten<br />

Kopplung von Windenergie<br />

mit Wasserst<strong>of</strong>f<br />

(tennet) Der Übertragungsnetzbetreiber<br />

TenneT hat eine technologische Innovation<br />

vorgestellt, mit der der Offshore-Netzausbau<br />

für Windstrom in der Nordsee deutlich<br />

beschleunigt werden kann. Mit dem Windstrom-Booster<br />

können sechs Gigawatt<br />

Offshore-Kapazität drei Jahre früher realisiert<br />

werden. Zum Vergleich: sechs Gigawatt<br />

Kapazität entsprechen sechs Großkraftwerken<br />

.<br />

Das Konzept wurde gemeinsam mit den<br />

Energieministern von Niedersachsen, Olaf<br />

Lies, und Schleswig-Holstein, Jan Philipp<br />

Albrecht, sowie Bremens Staatsrat Kai<br />

Stührenberg – in Vertretung der Bremer<br />

Wirtschafts-Senatorin Kristina Vogt – präsentiert.<br />

Der Windstrom-Booster ist ein erster konkreter<br />

Schritt in Richtung eines langfristig<br />

vermaschten Gleichstromnetzes auf See<br />

und an L<strong>and</strong>. Ein vermaschtes Gleichstromnetz<br />

(HGÜ-Overlay-Netz) an L<strong>and</strong><br />

und auf See sichert dauerhaft die Versorgungssicherheit<br />

und senkt die volkswirtschaftlichen<br />

Kosten der Integration von<br />

erneuerbaren Energien zur Erreichung der<br />

Klimaziele.<br />

Wichtige Unternehmen, darunter z.B. ArcelorMittal,<br />

Entwicklungsagentur Region<br />

Heide, EWE, Holcim, Hynamics, Ørsted,<br />

Raffinerie Heide, Salzgitter AG, Uniper sowie<br />

die Windenergieverbände BWO und<br />

WAB unterstützen die Initiative von TenneT.<br />

TenneT-COO Tim Meyerjürgens sagte:<br />

„Aufbauend auf unserer umfassenden Erfahrung<br />

mit dem Bau und Betrieb von<br />

Offshore-Netzanbindungen zeigen wir mit<br />

unserer konzeptionellen und technologischen<br />

Innovation für ein Sechs-Gigawatt-Verteilkreuz<br />

einen Weg auf, das Erreichen<br />

der ambitionierten Klimaschutzziele<br />

deutlich zu beschleunigen. Wir verstehen<br />

dies als ein Angebot auch für die aktuell<br />

laufenden Koalitionsverh<strong>and</strong>lungen, die<br />

bekanntlich einen Boost für den Ausbau<br />

der Erneuerbaren Energien in Deutschl<strong>and</strong><br />

suchen. Gleichzeitig legen wir den Grundstein<br />

für eine zukunftsfähige Vermaschung<br />

des Gleichstromnetzes. So erhöhen wir<br />

nachhaltig die Effizienz sowie die Versorgungssicherheit<br />

und leisten einen wichtigen<br />

Beitrag zur intelligenten Kopplung von<br />

Offshore-Wind mit erzeugungsnah zu errichtenden<br />

Elektrolyseuren und dem Gasnetz.“<br />

Olaf Lies, Energie- und Umweltminister<br />

Niedersachsens, sagte: „Die tragende Rolle<br />

der Offshore-Windenergie für die Energieund<br />

Klimaziele wird noch deutlicher, wenn<br />

wir auf die Sektoren-übergreifende Umsetzung<br />

der Energiewende blicken – also auch<br />

die durch Erneuerbare zu deckenden Energiebedarfe<br />

außerhalb des Stromsektors.<br />

Ohne grünen Wasserst<strong>of</strong>f und den dafür<br />

nötigen grünen Strom wird dies nicht gelingen<br />

können. Zur energie- und klimapolitischen<br />

Rolle kommt die industrie- und<br />

beschäftigungspolitische Bedeutung – für<br />

Norddeutschl<strong>and</strong>, aber auch weit darüber<br />

hinaus. Niedersachsen hat gemeinsam mit<br />

unseren Nachbarbundesländern die Chance,<br />

zum Tor für die Offshore-Energie für<br />

ganz Deutschl<strong>and</strong> zu werden. Um die<br />

Chancen der Wasserst<strong>of</strong>ftechnologie im<br />

Sinne einer nachhaltigen Energieversorgung<br />

für den hiesigen Industrie- und Wirtschaftsst<strong>and</strong>ort<br />

entschlossen nutzen zu<br />

können, müssen wir bereits heute die technischen<br />

Voraussetzungen schaffen und daher<br />

auch bei der Netzplanung einen bedeutsamen<br />

Schritt in Richtung eines zukunftsweisenden,<br />

kosteneffizienten und<br />

international verbundenen Gleichstrom-Netzes<br />

einleiten. Angesichts des zuletzt<br />

stockenden Ausbaus der Windenergie<br />

auf See brauchen wir zudem Ansätze wie<br />

diesen, die uns wieder mehr Tempo aufnehmen<br />

lassen. Denn die Zeit läuft uns<br />

sonst davon. Die Vorbereitung für den<br />

künftigen Multiterminal-Einsatz hätte in<br />

Wilhelmshaven zudem noch durch einen<br />

geringeren Flächenbedarf direkte Vorteile<br />

für die geplanten Vorhaben vor Ort.“<br />

„Das vorgestellte Konzept zur Beschleunigung<br />

des Ausbaus der <strong>of</strong>fshore Windenergienutzung<br />

bei gleichzeitiger Einsparung<br />

von Stromleitungen ist ein Baustein in die<br />

richtige Richtung. Wir müssen schleunigst<br />

zu einem tragfähigen Zielkonzept kommen,<br />

wie wir unsere Infrastruktur bis 2045<br />

ausbauen wollen“, sagte Schleswig-Holsteins<br />

Energiewendeminister Jan Philipp<br />

Albrecht. „Und die Planung dafür müssen<br />

wir heute starten. Wir wollen eine europäische<br />

Energiewende und dazu gehört ein<br />

europäischer Systemverbund, der neben<br />

Strom auch die Erzeugung und den Transport<br />

von grünem Wasserst<strong>of</strong>f einschließt.<br />

Wir werden einen integrativen, vernetzten<br />

Ansatz verfolgen und in der Mitte Europas<br />

starke zukunftsfähige Energieinfrastrukturen<br />

aufbauen.“<br />

Kristina Vogt, Bremens Senatorin für<br />

Wirtschaft, Arbeit und Europa, sagte: „Der<br />

Einsatz für die regenerativen Energien und<br />

20


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

SAVE THE DATE<br />

“Grids”<br />

insbesondere den verstärkten Ausbau der<br />

Offshore-Windenergie zur Erreichung der<br />

Klimaziele ist seit langem eines meiner<br />

Kernanliegen. Das vorgelegte Konzept zur<br />

Beschleunigung des Offshore-Windenergie-Ausbaus<br />

ist ein hervorragendes Beispiel,<br />

wie dieser Ausbau mit kreativen Ideen<br />

schneller erreicht werden kann. Das<br />

L<strong>and</strong> Bremen wird als Industriest<strong>and</strong>ort<br />

mit einem zukünftig deutlich höheren<br />

Strombedarf davon unmittelbar pr<strong>of</strong>itieren.<br />

Die Treibhausgas-Emissionen können<br />

gesenkt und gleichzeitig Wertschöpfung<br />

und Arbeitsplätze gesichert werden.“<br />

Das Konzept im Überblick<br />

Mit dem Windstrom-Booster-Konzept<br />

schlägt TenneT ganz konkrete Maßnahmen<br />

vor, die es ermöglichen, in einem ersten<br />

Schritt sechs Gigawatt Offshore-Windenergie<br />

bereits 2032, statt 2035, also drei<br />

Jahre schneller als bisher im Netzentwicklungsplan<br />

vorgesehen, in das Stromnetz zu<br />

integrieren. Das Konzept besteht aus folgenden<br />

Bausteinen:<br />

Vorteil: Beschleunigung<br />

des Offshore-Ausbaus<br />

TenneT ist für die Errichtung von rund 17<br />

der insgesamt aktuell geplanten 20 Gigawatt<br />

Offshore-Übertragungskapazität in<br />

Nord- und Ostsee bis zum Jahr 2030 zuständig.<br />

Mit dem vorgeschlagenen Ausbaupfad<br />

für weitere sechs Gigawatt bis<br />

2032, die bislang erst bis 2035 vorgesehen<br />

waren, können die deutschen Offshore-Ausbauziele<br />

kurzfristig erheblich erhöht<br />

werden und damit einen Beitrag leisten zu<br />

einer beschleunigten Umsetzung auf dem<br />

Weg zur Klimaneutralität.<br />

Vorteil: <strong>International</strong>e Verbindungen<br />

in der Nordsee<br />

Um die europäischen Klimaziele zu erreichen,<br />

muss der Ausbau der Offshore-Windenergie<br />

in der Nordsee perspektivisch<br />

über nationale Grenzen hinweg geplant<br />

werden. Notwendig ist ein Nordsee-Offshore-Netz,<br />

das die Anrainerstaaten<br />

verbindet. Für Deutschl<strong>and</strong> ist dies<br />

besonders wichtig, da die deutschen<br />

Offshore-Windpotenziale nicht ausreichen<br />

werden, um die deutschen Klimaziele bis<br />

2045 zu erreichen. Die Vernetzung mehrerer<br />

Off shore-Anbindungen aus verschiedenen<br />

Staaten steigert die Effizienz, die Versorgungssicherheit<br />

und schafft neue europäische<br />

Stromh<strong>and</strong>elskapazitäten. Das<br />

modulare Verteilkreuzkonzept des Lan-<br />

Win-Hubs ermöglicht beispielsweise eine<br />

Vernetzung mit der dänischen „Energieinsel“<br />

und perspektivisch auch mit weiteren<br />

Nordseeanrainerstaaten. Dieses Verteilkreuz<br />

würde im LanWin-Gebiet der deutschen<br />

Außenwirtschaftszone in der Nordsee,<br />

rund 150 Kilometer vor der deutschen<br />

Küste errichtet werden.<br />

vgbe-Konferenz<br />

KELI 2022<br />

Elektro-, Leit- und<br />

In<strong>for</strong>mationstechnik in<br />

der Energieversorgung<br />

10./<strong>11</strong>. & 12. Mai 2022<br />

Bremen, Deutschl<strong>and</strong><br />

KONTAKTE<br />

Ulrike Künstler<br />

t +49 201 8128-206<br />

Ulrike Troglio<br />

t +49 201 8128-282<br />

e vgbe-keli@vgbe.energy<br />

FACHAUSSTELLUNG<br />

Angela Langen<br />

t +49 201 8128-310<br />

e angela.langen@vgbe.energy<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e. V.<br />

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschl<strong>and</strong><br />

be in<strong>for</strong>med www.vgbe.energy<br />

21


Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Vorteil: Smarte Sektorenkopplung an den<br />

küstennahen Netzverknüpfungspunkten<br />

Bisher wurden Offshore-Windparks stets<br />

durch Punkt-zu-Punkt-Verbindungen mit<br />

dem Stromnetz an L<strong>and</strong> verbunden. Um<br />

die ambitionierten Klimaziele Deutschl<strong>and</strong>s<br />

und Europas zu erreichen, ist es er<strong>for</strong>derlich,<br />

ein international vermaschtes<br />

Gleichstromnetz auf See und an L<strong>and</strong> zu<br />

errichten, um mehr Energie durch die geplanten<br />

Gleichstromleitungen an L<strong>and</strong> zu<br />

transportieren. An den küstennahen<br />

Offshore-Netzverknüpfungspunkten ist neben<br />

der Dekarbonisierung energieintensiver<br />

Prozesse eine intelligente Sektorenkopplung<br />

mit geplanten Elektrolyse-Projekten<br />

sowie mit der Gasinfrastruktur und der<br />

Einspeisung von Onshore-Windenergie<br />

vorgesehen.<br />

Vorteil: Weniger Flächenverbrauch<br />

an L<strong>and</strong><br />

Um private Verbraucher, die Industrie<br />

und geplante Elektrolyse-Projekte mit<br />

Offshore-Windenergie zu versorgen sowie<br />

eine direkte Verbindung mit weiterführenden<br />

Gleichstromleitungen an L<strong>and</strong> zu ermöglichen,<br />

l<strong>and</strong>en die drei Offshore-Verbindungen<br />

küstennah in Heide (Schleswig-Holstein),<br />

Wilhelmshaven (Niedersachsen)<br />

und im Raum Bremen an. Das<br />

Windstrom-Booster-Konzept sorgt für Entlastung<br />

des Raum- und Flächenbedarfs in<br />

den Küstenregionen und bietet zugleich<br />

neue Chancen für die dort ansässigen Industrie-Cluster.<br />

Jeder dieser drei Räume<br />

soll mit je einer Zwei-Gigawatt-Anbindung<br />

als Windstrom-Booster integriert werden.<br />

Vorteil: Erfahrung und Innovation<br />

TenneT hat in den Niederl<strong>and</strong>en und<br />

Deutschl<strong>and</strong> bereits 14 Offshore-Netzanbindungen<br />

realisiert und betreibt damit<br />

mehr als die Hälfte der Offshore-Netzanbindungskapazität<br />

in der EU. Das dadurch<br />

entwickelte Know-how setzt TenneT zum<br />

Vorteil neuer Projekte ein. Für den Lan-<br />

Win-Hub setzt TenneT auf seinen innovativen<br />

Zwei-Gigawatt-St<strong>and</strong>ard für Gleichstromverbindungen,<br />

ergänzt um technologische<br />

Weiterentwicklungen für das Windstrom-Booster-Konzept.<br />

Der neue St<strong>and</strong>ard<br />

zielt darauf ab, die Kosten beim Offshore-Netzausbau<br />

weiter zu senken und die<br />

räumlichen und ökologischen Auswirkungen<br />

zu minimieren.<br />

Unterstützer der TenneT-Initiative<br />

Zahlreiche Unternehmen der Industrie<br />

und Energiebranche sowie Branchenverbände<br />

unterstützen die Initiative von TenneT<br />

zur Beschleunigung der Realisierung<br />

der Offshore-Ausbauziele in der Nordsee.<br />

TenneT nutzt dabei das Windstrom-Booster-Konzept:<br />

der Aufbau von modularen<br />

Windenergie-Verteilkreuzen auf See und<br />

an L<strong>and</strong> wird kombiniert mit netzdienlichen<br />

und für die Industrie passenden<br />

St<strong>and</strong>orten. Ziel ist die Verknüpfung von<br />

Lösungen zur Dekarbonisierung von energieintensiven<br />

Prozessen in der Industrie<br />

und zur smarten Kopplung von Windenergie<br />

mit Wasserst<strong>of</strong>f mit der Schaffung einer<br />

internationalen Vernetzung von Gleichstrom-Leitungen.<br />

Zudem steigert die direkte<br />

Vernetzung mehrerer Offshore-Anbindungen<br />

aus verschiedenen Ländern die<br />

Effizienz, die Versorgungssicherheit und<br />

schafft neue europäische Stromh<strong>and</strong>elskapazitäten.<br />

LL<br />

www.tennet.eu (213461025)<br />

ANDRITZ to supply another flue gas desulphurization plant to Tata Projects Limited <strong>for</strong> the thermal<br />

power plant in Jojobera India: Spray bank. Photo: ANDRITZ<br />

Industry<br />

News<br />

Company<br />

Announcements<br />

Eröffnung des TÜV NORD<br />

CAMPUS ESSEN: High-Tech<br />

aus dem Revier für die Welt<br />

(tuev-nord) Mit einer <strong>of</strong>fiziellen Feierstunde<br />

wurde der unmittelbar an der neuen<br />

A40-Auffahrt Frillendorf gelegene TÜV<br />

NORD CAMPUS ESSEN eröffnet. Das weiträumige<br />

Technologieareal, auf dem künftig<br />

1.800 Menschen arbeiten werden, bündelt<br />

eine Vielzahl von Kompetenzen des<br />

Konzerns zentrumsnah auf einem Campus.<br />

„Der TÜV NORD CAMPUS ESSEN ist für<br />

uns ein nachhaltiges Bekenntnis zum Wirtschafts-<br />

und Technologiest<strong>and</strong>ort Ruhrgebiet.<br />

TÜV NORD feiert 2022 seine 150-jährige<br />

Präsenz in NRW. Mit dem neuen Campus<br />

begründen wir ein neues Kapitel unseres<br />

internationalen Unternehmens“, sagte<br />

der Vorst<strong>and</strong>svorsitzende Dirk Stenkamp.<br />

Die TÜV NORD GROUP hat seit 2012 insgesamt<br />

50 Millionen Euro aus Eigenmitteln<br />

in das Technologiepark-Gelände investiert,<br />

davon allein 34 Millionen in ein zentrales<br />

Labor- und Bürogebäude, in dem das weltweit<br />

renommierte IT-Hardwarelabor von<br />

TÜViT untergebracht ist. Zum Hightech-Portfolio<br />

gehört auch ein fahrdynamischer<br />

Prüfst<strong>and</strong>, mit dem Tests und Begutachtungen<br />

für Räder, Bremsen sowie komplette<br />

Fahrwerksysteme durchgeführt werden<br />

können. Das Areal ist eines der größten<br />

Essener Firmen-Bauprojekte der<br />

zurückliegenden Jahre.<br />

Essens Oberbürgermeister Thomas Kufen<br />

nahm ebenfalls an der Eröffnung in Frillendorf<br />

teil: „Der TÜV NORD ist bereits seit<br />

vielen Jahren wichtiger Teil unseres Wirtschaftsst<strong>and</strong>ortes.<br />

Ich freue mich über die<br />

Kompetenz und das Know-how, die der<br />

TÜV NORD hier einbringt, beides wird<br />

durch den neuen CAMPUS ESSEN widergespiegelt.<br />

Gleichzeitig zeigt sich darin<br />

auch die Innovationsfähigkeit des Unternehmens<br />

– auch damit reiht sich der TÜV<br />

NORD gut in die Essener Unternehmensl<strong>and</strong>schaft<br />

ein. Für die langjährige Treue<br />

und die Investition in den St<strong>and</strong>ort bedanke<br />

ich mich sehr herzlich und wünsche den<br />

Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern ein gutes<br />

und positives neues Arbeitsumfeld.“<br />

22


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Industry News<br />

Für Stenkamp verbinden sich auf dem<br />

neuen Campus zwei zentrale Themen: Innovation<br />

und Nachhaltigkeit. Im Herzen<br />

Essens wird an der Zukunft von Prüfung<br />

und Zertifizierung gearbeitet: Künstliche<br />

Intelligenz, Wasserst<strong>of</strong>f, autonomes Fahren,<br />

Energiespeichersysteme bis hin zu<br />

Quanten-Computing. „TÜV NORD wird zu<br />

einem datengetriebenen und digital vernetzten<br />

Unternehmen. Diese Entwicklung<br />

werden wir hier weiter beschleunigen“, so<br />

Stenkamp.<br />

Ganz im Zeichen der Nachhaltigkeit ist<br />

das Areal konsequent nach dem Muster der<br />

Kreislaufwirtschaft aufgebaut. Materialien<br />

aus Stahl, Holz und Aluminium wurden,<br />

wo immer möglich, aus alter Bausubstanz<br />

recycelt. Rund 80 Prozent des Betons und<br />

Mauerwerks aus dem Abriss von altem Gebäudebest<strong>and</strong><br />

wurden wiederverbaut.<br />

„Wir wollen nachhaltig h<strong>and</strong>eln. Auch bei<br />

einem Neubau muss man beweisen, dass es<br />

einem damit ernst ist“, erklärte Stenkamp.<br />

Das neue, zentral gelegene Gebäude werde<br />

deshalb mit klimaschonender Fernwärme<br />

geheizt. Außerdem werden derzeit auf<br />

dem Gelände insgesamt 40 neue Elektro-Ladesäulen<br />

installiert, an denen Kunden<br />

und Mitarbeitende ihre E-Fahrzeuge<br />

laden können. Stenkamp bekräftigte, das<br />

Unternehmen wolle bis zum Jahr 2030 die<br />

Klimaneutralität erreichen.<br />

Die Einweihung mit fast 600 Gästen f<strong>and</strong><br />

direkt vor dem Eingang des neuen Zentralgebäudes<br />

statt, in dem künftig 550 Mitarbeitende<br />

Platz finden werden. Damit hält<br />

auch die neue Büro-Arbeitswelt auf dem<br />

Campus Einzug, erklärte Stenkamp. „Die<br />

Corona-Krise hat viele Veränderungen beschleunigt.<br />

Vom Desk-Sharing bis zu<br />

Co-Working-Spaces können unsere Mitarbeiterinnen<br />

und Mitarbeiter an neuen Formen<br />

der Zusammenarbeit teilhaben und<br />

Neues ausprobieren.“ Ziel sei es, die Arbeitsumgebung<br />

flexibel und mit geringem<br />

Aufw<strong>and</strong> auch an zukünftige An<strong>for</strong>derungen<br />

anzupassen.<br />

LL<br />

www.tuev-nord-group.com<br />

(21346<strong>11</strong>31)<br />

ANDRITZ to supply another flue<br />

gas desulphurization plant to Tata<br />

Projects Limited <strong>for</strong> the thermal<br />

power plant in Jojobera India<br />

For desulphurization purposes, the exhaust<br />

gas is washed in counter-current flow<br />

with a limestone suspension, reducing the<br />

content <strong>of</strong> SO 2 <strong>and</strong> other acidic components<br />

to concentrations in line with the<br />

current environmental requirements. With<br />

further oxidation, process gypsum can be<br />

produced that is either l<strong>and</strong>filled or sold to<br />

the construction industry.<br />

ANDRITZ has comprehensive experience<br />

with FGD technologies <strong>and</strong> many successful<br />

references around the world. This project<br />

is another important step towards establishing<br />

ANDRITZ’s flue gas treatment<br />

technology on the Indian market.<br />

LL<br />

www.<strong>and</strong>ritz.com (213461052)<br />

ANDRITZ to supply 10 th highefficiency<br />

PowerFluid circulating<br />

fluidized bed boiler to Japan<br />

(<strong>and</strong>ritz) <strong>International</strong> technology group<br />

ANDRITZ has received an order from Toyo<br />

Engineering Corporation, Japan, to deliver<br />

a PowerFluid circulating fluidized bed boiler<br />

with a flue gas cleaning system. The boiler<br />

will be part <strong>of</strong> a new biomass power<br />

plant to be built in Niigata East Port in Niigata<br />

Prefecture, Honshu Isl<strong>and</strong>, some 300<br />

km north <strong>of</strong> Tokyo, Japan. Commercial operations<br />

are scheduled to begin in September<br />

2024.<br />

The ANDRITZ PowerFluid (CFB) boiler<br />

with reheating system to be supplied features<br />

low emissions, high efficiency <strong>and</strong><br />

availability, as well as high fuel flexibility.<br />

It <strong>for</strong>ms an essential part <strong>of</strong> a high-efficiency<br />

biomass power plant <strong>for</strong> supply <strong>of</strong> green<br />

energy to the national grid. The biomass<br />

power plant fired with wood pellets <strong>and</strong><br />

palm kernel shells will generate around 50<br />

MWel <strong>of</strong> power.<br />

ANDRITZ is proud to be part <strong>of</strong> this remarkable<br />

project with Toyo Engineering<br />

Corporation <strong>and</strong> to make an important<br />

contribution towards the Japanese power<br />

industry in the transition from fossil fuel to<br />

renewable energy resources.<br />

This ANDRITZ power boiler to be supplied<br />

to Japan confirms ANDRITZ’s strong<br />

market position as one <strong>of</strong> the leading global<br />

suppliers <strong>of</strong> power boiler technologies<br />

<strong>and</strong> systems <strong>for</strong> generating steam <strong>and</strong> electricity<br />

from renewable <strong>and</strong> fossil fuels,<br />

with a large number <strong>of</strong> very successful references<br />

worldwide.<br />

LL<br />

www.<strong>and</strong>ritz.com (213461053)<br />

KPA Unicon <strong>and</strong> Keitele Energy<br />

have agreed on modernization <strong>of</strong><br />

the Keitele production facility<br />

(kpa-u) KPA Unicon <strong>and</strong> Keitele Energy<br />

have agreed to modernize the existing boiler<br />

plant at the Keitele Timber sawmill,<br />

which is located in Keitele, Northern Savonia,<br />

Finl<strong>and</strong>. This is a large-scale modernization<br />

project, which will invest in cleaner<br />

energy production <strong>and</strong> modernize the<br />

plant‘s automation <strong>and</strong> other systems.<br />

“The solution delivered to Keitele consists<br />

<strong>of</strong> intelligent <strong>and</strong> environmentally friendly<br />

clean energy solutions. The investment<br />

helps our partner to operate efficiently, effectively<br />

<strong>and</strong> responsibly. For KPA Unicon,<br />

this is the ninth plant delivery to Keitele<br />

Group”, says Jukka-Pekka Kovanen, Managing<br />

Director <strong>of</strong> KPA Unicon.<br />

“With the investment, we will enable us<br />

to increase the production capacity <strong>of</strong> the<br />

Keitele sawmill in 2022. We constantly<br />

want to invest in efficient <strong>and</strong> modern<br />

technology that enables energy-efficient<br />

operations <strong>and</strong> reduces the environmental<br />

(<strong>and</strong>ritz) <strong>International</strong> technology Group<br />

ANDRITZ has received another order from<br />

Tata Projects Limited, India, to supply the<br />

process engineering <strong>for</strong> a complete flue<br />

gas desulphurization (FGD) plant, comprising<br />

basic engineering <strong>and</strong> the detailed<br />

engineering <strong>for</strong> the absorber internals <strong>and</strong><br />

equipment as well as other core components<br />

<strong>for</strong> the Jojobera power plant (output:<br />

4 x 120 MW), near Jamshedpur, East<br />

Singhbum District, Jharkh<strong>and</strong> State, India.<br />

Start-up is scheduled <strong>for</strong> the first half<br />

<strong>of</strong> 2023.<br />

ANDRITZ PowerFluid circulating fluidized bed boiler. Photo: ANDRITZ.<br />

23


Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

impact <strong>of</strong> our operations”, says Ilkka Kylävainio,<br />

Managing Director, Keitele Energy<br />

Oy. The new energy system is based on<br />

Unicon Renefluid fluidized bed boiler technology,<br />

which combines the highest efficiency<br />

on the market, low operating costs,<br />

a very wide range <strong>of</strong> fuels <strong>and</strong> fast load<br />

change capability. It<br />

replaces the 7.5 MW fluidized bed boiler<br />

installed in 1994. As part <strong>of</strong> the energy system,<br />

KPA Unicon will supply the 15 MW<br />

boiler, auxiliary equipment <strong>and</strong> a Unicon<br />

Bag filter flue gas cleaning system. The Unicon<br />

Bag filter is an effective way to filter out<br />

hazardous particles from the breathing air.<br />

In addition, KPA Unicon is responsible <strong>for</strong><br />

the recycling <strong>and</strong> modification <strong>of</strong> the existing<br />

equipment <strong>and</strong> modernization <strong>of</strong> the<br />

control <strong>and</strong> automation system as part <strong>of</strong><br />

the overall delivery.<br />

“The system will be connected to KPA<br />

Unicon’s comprehensive PlantSys digital<br />

plat<strong>for</strong>m, which allows remote control <strong>of</strong><br />

the energy production. The plat<strong>for</strong>m provides<br />

digitalization <strong>of</strong> maintenance reporting<br />

<strong>and</strong> the automatic data collection,<br />

which improve the plant‘s efficiency <strong>and</strong><br />

usability”, says Kovanen.<br />

Delivery <strong>and</strong> implementation in 2022<br />

Keitele mainly produces pine <strong>and</strong> spruce<br />

sawn timber, with exports accounting <strong>for</strong><br />

94 % <strong>of</strong> production in 2020. The heat generated<br />

by the new energy system will be<br />

used to dry the timber produced by the<br />

sawmill. As a fuel the plant will utilize the<br />

by-products <strong>of</strong> the sawmill, such as sawdust<br />

<strong>and</strong> cutter chips, as well as bark, wood<br />

chips <strong>and</strong> milled peat.<br />

The modernization project will be implemented<br />

during 2022.<br />

LL<br />

www.kpaunicon.com<br />

www.keitelegroup.fi (213461008)<br />

Siemens Energy’s HL-class<br />

technology enables Greece<br />

to reduce CO 2 emissions <strong>and</strong><br />

protect the environment<br />

• First delivery <strong>of</strong> HL-class gas turbine<br />

technology to Greece<br />

• World’s most powerful combined cycle<br />

power plant in 1x1 configuration<br />

• Reduced CO 2 emissions <strong>and</strong><br />

environmental impact, increased<br />

security <strong>of</strong> supply<br />

(s-e) Siemens Energy is supplying its state<strong>of</strong>-the-art,<br />

highly efficient HL-class gas turbine<br />

technology to Greece <strong>for</strong> the first time.<br />

As part <strong>of</strong> a new combined cycle power<br />

plant in Komotini in the northeast <strong>of</strong> the<br />

country, it will provide reliable <strong>and</strong> economical<br />

power generation. With an installed<br />

electrical capacity <strong>of</strong> 877 megawatts<br />

(MW), it will be the world’s most<br />

powerful combined cycle power plant in<br />

1x1 configuration. The construction <strong>of</strong> the<br />

new plant is <strong>of</strong> strategic importance <strong>for</strong><br />

Greece. It will cover the country’s increased<br />

dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> electricity, which will result<br />

from the gradual withdrawal <strong>of</strong> lignite production<br />

units. The switch to a modern gasfired<br />

power plant with high efficiencies will<br />

reduce CO 2 emissions by up to 3.7 million<br />

tons per year compared to a coal power<br />

plant. It will also reduce the environmental<br />

impact <strong>and</strong> increase the security <strong>of</strong> supply.<br />

Customer Terna S.A. is building the entire<br />

plant <strong>for</strong> the project company Thermoilektriki<br />

Komotinis M.A.E. The company is<br />

owned in equal parts by Motor Oil Renewable<br />

Energy (MORE) <strong>and</strong> GEK Terna. Commissioning<br />

<strong>of</strong> the plant is scheduled <strong>for</strong><br />

mid-2024.<br />

“We trusted Siemens Energy because it’s<br />

a leading manufacturer <strong>of</strong> units with natural<br />

gas fuel, it met our requirements, <strong>and</strong> it<br />

convinced us that it will be by our side with<br />

its experience until the completion <strong>of</strong> the<br />

project. The cooperation <strong>of</strong> the two companies<br />

to interconnect Crete with the mainl<strong>and</strong><br />

is continuing in the area <strong>of</strong> electricity<br />

production,” said Ioannis Stefanatos, Director<br />

<strong>of</strong> Energy Projects at Terna S.A.<br />

Karim Amin, Executive Vice President<br />

<strong>Generation</strong> at Siemens Energy, said: “We<br />

thank Terna <strong>for</strong> trusting Siemens Energy as<br />

its partner <strong>of</strong> choice <strong>for</strong> the prestigious<br />

combined cycle power plant in Komotini.<br />

We’re excited that our technology <strong>and</strong> expertise<br />

will play a critical role in Greece’s<br />

strategic journey <strong>of</strong> shifting from coal/lignite<br />

power plants to gas-fired power generation.<br />

Our HL gas turbines will provide a<br />

reliable supply <strong>of</strong> electricity at efficiency<br />

levels above 64 percent, resulting in a significant<br />

reduction <strong>of</strong> CO 2 emissions – a target<br />

Greece is determined to achieve. We’re<br />

very much looking <strong>for</strong>ward to further exp<strong>and</strong>ing<br />

our collaboration with Terna in<br />

Greece <strong>and</strong> other countries.”<br />

The new power plant will be fired with<br />

natural gas <strong>and</strong> is designed as a multi-shaft<br />

plant, with one gas turbine <strong>and</strong> one steam<br />

turbine each driving their own generator.<br />

The Siemens Energy scope <strong>of</strong> supply includes<br />

a power isl<strong>and</strong> consisting <strong>of</strong> an<br />

SGT5-9000HL gas turbine, an SST5-5000<br />

steam turbine, an SGen5-3000W generator<br />

<strong>for</strong> the gas turbine, an SGen5-1200A generator<br />

<strong>for</strong> the steam turbine, the heat-recovery<br />

steam generator, <strong>and</strong> the SP-<br />

PA-T3000 control system.<br />

Siemens Energy’s HL-class technology<br />

enables Greece to reduce CO 2 emissions<br />

<strong>and</strong> protect the environment. With an installed<br />

electrical capacity <strong>of</strong> 877 megawatts<br />

(MW), it will be the world’s most<br />

powerful combined cycle power plant in<br />

1x1 configuration.<br />

LL<br />

www.siemens-energy.com<br />

(213461040)<br />

Voith verzeichnet starken<br />

Auftragseingang durch<br />

konsequente Ausrichtung des<br />

Geschäfts auf nachhaltige<br />

Technologien<br />

• Auswirkungen der Corona-P<strong>and</strong>emie im<br />

abgelaufenen Geschäftsjahr durch<br />

effektives Krisenmanagement<br />

eingegrenzt, spürbare Erholung bei<br />

wichtigen Kennzahlen<br />

• Verstärktes Engagement beim<br />

Zukunftsthema Wasserst<strong>of</strong>f geplant<br />

• Ausblick: <strong>2021</strong>/22 trotz Unsicherheiten<br />

im Umfeld hoher Auftragseingang und<br />

weitere Steigerung bei Umsatz und<br />

Ergebnis erwartet<br />

(voith) Der Voith-Konzern hat die Auswirkungen<br />

der Corona-P<strong>and</strong>emie auch im Geschäftsjahr<br />

2020/21 (zum 30.09.) gut bewältigt<br />

und konnte in einem heraus<strong>for</strong>dernden,<br />

von globalen Lieferengpässen<br />

und stark gestiegenen Rohst<strong>of</strong>fkosten geprägten<br />

Marktumfeld die wesentlichen Geschäftszahlen<br />

verbessern. Der Auftragseingang<br />

des Voith-Konzerns stieg um fast ein<br />

Viertel auf 5,02 Milliarden Euro, getragen<br />

vor allem vom sehr erfolgreichen Großanlagengeschäft,<br />

und war damit zum Bilanzstichtag<br />

30. September so hoch wie seit fast<br />

einem Jahrzehnt nicht mehr. Der Auftragsbest<strong>and</strong><br />

erzielte mit 6,25 Milliarden Euro<br />

einen Allzeitrekord. Dr. Toralf Haag, Vorsitzender<br />

der Konzerngeschäftsführung,<br />

erklärte dazu: „Unser stark gestiegener<br />

Auftragseingang zeigt, dass wir mit unserer<br />

strategischen Ausrichtung auf die Megatrends<br />

Digitalisierung und Dekarbonisierung<br />

die richtigen Schwerpunkte gesetzt<br />

haben. Nachhaltige Technologien für<br />

eine klimaneutrale Industriegesellschaft<br />

werden immer stärker nachgefragt, und<br />

Voith ist hervorragend positioniert, um davon<br />

zunehmend zu pr<strong>of</strong>itieren.“<br />

Konsequente Umsetzung der<br />

Konzernstrategie mit Fokus auf<br />

Dekarbonisierung und Digitalisierung<br />

Im Mittelpunkt der Geschäftsaktivitäten<br />

von Voith st<strong>and</strong> im abgelaufenen Geschäftsjahr<br />

2020/21 neben der Bewältigung<br />

der P<strong>and</strong>emie-Folgen vor allem die<br />

konsequente Umsetzung der im Vorjahr<br />

entwickelten Konzernstrategie. Diese zielt<br />

auf die Ausschöpfung des vollen Potentials<br />

des Kerngeschäfts sowie die Erschließung<br />

neuer Geschäftsfelder und Märkte mit Fokus<br />

auf die Megatrends Dekarbonisierung<br />

und Digitalisierung.<br />

Jüngster Meilenstein bei der weiteren<br />

Stärkung des Kerngeschäfts war der nach<br />

Geschäftsjahresende vereinbarte Erwerb<br />

des Minderheitsanteils von Siemens Energy<br />

an Voith Hydro. Dadurch wird Voith<br />

künftig alleiniger Eigentümer dieses für<br />

die Energiewende bedeutsamen Geschäfts<br />

sein. Die Akquisitionen der jüngeren Vergangenheit<br />

in den Konzernbereichen Pa-<br />

24


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

SAVE THE DATE<br />

Industry News<br />

per und Turbo haben zudem das Pr<strong>of</strong>il von<br />

Voith als Technologieführer in nachhaltigen<br />

Zukunftsmärkten weiter geschärft und<br />

tragen bereits signifikant zur positiven<br />

wirtschaftlichen Entwicklung des Konzerns<br />

bei.<br />

Auch bei der Erschließung neuer Geschäftsfelder<br />

kommt Voith voran. So ist der<br />

Konzernbereich Turbo in Kooperation mit<br />

internationalen Windradherstellern in das<br />

Windkraft-Geschäft eingestiegen und entwickelt<br />

und produziert Getriebe und Generatoren<br />

für Windturbinen.<br />

Ein Schlüsselthema wird für Voith in den<br />

nächsten Jahren die Wasserst<strong>of</strong>fgewinnung<br />

und Wasserst<strong>of</strong>fnutzung sein. Voith<br />

verstärkt sein Engagement in allen relevanten<br />

Bereichen der Wasserst<strong>of</strong>f-Wertschöpfungskette:<br />

Wasserkraft spielt bei der Erzeugung<br />

grünen Wasserst<strong>of</strong>fs eine zentrale<br />

Rolle; beim Transport über Wasserst<strong>of</strong>fpipelines<br />

kann Voith seine Expertise im Bereich<br />

neuer Antriebstechnologien ausspielen;<br />

Voith arbeitet bereits an der nächsten<br />

<strong>Generation</strong> von Hochdruckbehältern für<br />

die Wasserst<strong>of</strong>fspeicherung und an der<br />

Nutzung mittels Brennst<strong>of</strong>fzelle; und mit<br />

dem Voith Electrical Drive System bietet<br />

das Unternehmen einen kompletten elektrischen<br />

Antriebsstrang, der auch in Wasserst<strong>of</strong>f-betriebenen<br />

Stadtbussen eingesetzt<br />

werden kann. Darüber hinaus prüft<br />

Voith strategische Optionen in diesem Bereich.<br />

„Schritt für Schritt verankert Voith die<br />

Megatrends Digitalisierung und Dekarbonisierung<br />

im Konzern und macht industrielle<br />

Nachhaltigkeit zu seinem Geschäftsmodell<br />

– mit Hydro als Komplettanbieter<br />

von Wasserkrafttechnik im Bereich der Erneuerbaren<br />

Energien, Paper als Pionier in<br />

der Papier- und Verpackungsindustrie im<br />

Bereich nachwachsender Rohst<strong>of</strong>fe und<br />

Kreislaufwirtschaft und Turbo als Spezialist<br />

für intelligente Antriebssysteme und -lösungen<br />

im Bereich der alternativen Antriebe.<br />

Wir leisten damit an vielen Stellen einen<br />

entscheidenden Beitrag für eine klimaneutrale<br />

Industriegesellschaft und sichern<br />

gleichzeitig unser künftiges Wachstum. Zusätzlich<br />

werden wir selbst bereits ab 2022<br />

CO 2 -neutral arbeiten“, so Toralf Haag.<br />

Rückblick 2020/21 in den Konzernbereichen:<br />

Starkes Auftragswachstum<br />

bei Paper und Hydro, Turbo pr<strong>of</strong>itiert<br />

bereits von Zukäufen<br />

Der Konzernbereich Hydro blickt auf ein<br />

heraus<strong>for</strong>derndes Geschäftsjahr zurück. In<br />

einem weiterhin von der P<strong>and</strong>emie beeinträchtigten<br />

Marktumfeld ist der Auftragseingang<br />

dennoch um fast ein Drittel<br />

gestiegen. Hauptgrund dafür waren zwei<br />

Großprojekte in Osteuropa und Nordamerika.<br />

Der Anstieg im Auftragseingang wird<br />

sich aufgrund der Langfristigkeit des Großanlagengeschäfts<br />

sukzessive in Umsatzzuwächsen<br />

niederschlagen. Im Berichtsjahr<br />

blieb der Umsatz stabil. EBIT und ROCE<br />

live &<br />

online<br />

vgbe Basisseminar<br />

Basics<br />

Wasser chemie im<br />

Kraftwerk 2022<br />

22./23 Februar 2022<br />

Der Betrieb von Kraftwerksanlagen<br />

kann durch chemisch bedingte Probleme<br />

im Bereich des Wasser-Dampf-<br />

Kreislaufs negativ beeinflusst werden.<br />

Daher ist es wichtig, die grundlegenden<br />

Zusammenhänge zu kennen und die<br />

chemische Fahrweise entsprechend<br />

der betrieblichen Belange einzustellen.<br />

KONTAKT<br />

Konstantin Blank<br />

e konstantin.blank@vgbe.energy<br />

t +49 201 8128-214<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e. V.<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschl<strong>and</strong><br />

be inspired www.vgbe.services<br />

25


Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

gingen zurück. Das leicht gesunkene operative<br />

Ergebnis ist unter <strong>and</strong>erem auf die<br />

Abwicklung von Aufträgen zurückzuführen,<br />

die in schwachen Marktphasen unter<br />

hohem Preisdruck gebucht wurden.<br />

Ausblick <strong>2021</strong>/22: Jahr des Wachstums –<br />

Auftragseingang auf hohem Niveau,<br />

Steigerung bei Umsatz und Ergebnis<br />

erwartet<br />

Nach dem Übergangsjahr 2020/21 wird<br />

das laufende Geschäftsjahr nach Einschätzung<br />

von Voith angesichts einer <strong>for</strong>tschreitenden,<br />

aber noch nicht durchgreifenden<br />

Erholung des wirtschaftlichen Umfelds ein<br />

Jahr des Wachstums. Mit Blick auf den Auftragseingang<br />

geht Voith davon aus, dass<br />

dieser weiterhin auf hohem Niveau, aber<br />

spürbar unter dem außerordentlich hohen<br />

Wert des Geschäftsjahres 2020/21 liegen<br />

wird. Beim Umsatz erwartet Voith eine<br />

leichte Steigerung, bei EBIT und ROCE<br />

eine deutliche Steigerung gegenüber dem<br />

abgelaufenen Geschäftsjahr. Mit Blick auf<br />

das Ergebnis geht das Unternehmen davon<br />

aus, dass die in den letzten beiden Geschäftsjahren<br />

umgesetzten Effizienzsteigerungsmaßnahmen<br />

zu einer klar verbesserten<br />

Pr<strong>of</strong>itabilität führen werden. Im Geschäftsjahr<br />

<strong>2021</strong>/22 soll das EBIT daher<br />

deutlich steigen. Dazu sollen alle drei Konzernbereiche<br />

beitragen. Die Ergebnisprognose<br />

ist jedoch mit einer gewissen Unsicherheit<br />

behaftet, da derzeit nur schwer<br />

absehbar ist, inwieweit die signifikanten<br />

Materialpreissteigerungen kompensierbar<br />

sind. Zudem sind die Unsicherheiten über<br />

die weitere Entwicklung der P<strong>and</strong>emie zuletzt<br />

wieder gestiegen, mit ungewissen<br />

Auswirkungen auf die Konjunktur und damit<br />

die Geschäftsentwicklung.<br />

LL<br />

www.voith.com (213461050)<br />

Vulcan Energie gründet neue<br />

Bohrgesellschaft VERCANA<br />

zur Herstellung von<br />

CO 2 -freiem Lithium<br />

Wärtsilä’s advanced energy storage technology in Kemsley, Kent provides essential grid flexibility<br />

© Wärtsilä Corporation<br />

Der klimafreundliche Produzent von<br />

CO 2 -freiem Lithium, Vulcan Energie Ressourcen,<br />

gründet die Bohrgesellschaft VER-<br />

CANA GmbH und sichert sich Bohrkapazitäten<br />

zur Durchführung eigener Projekte mit<br />

dem Kauf von zwei Tiefbohranlagen. Schon<br />

beim Kauf werden Ressourcen geschont,<br />

denn beide Anlagen sind aus zweiter H<strong>and</strong>.<br />

Im kommenden Jahr werden sie echnisch<br />

überarbeitet und individuell aufbereitet, um<br />

optimal zum Einsatz zu kommen.<br />

(vulcan) Das in Karlsruhe ansässige Unternehmen<br />

Vulcan Energie Ressourcen gründet<br />

mit VERCANA eine neue Tochtergesellschaft<br />

und erweitert seinen Maschinenpark<br />

um zwei gebrauchte Tiefbohranlagen.<br />

Die beiden Tiefbohranlagen wurden vorher<br />

von den Traditionsunternehmen Wintershall<br />

Dea Deutschl<strong>and</strong> GmbH und ITAG<br />

Tiefbohr GmbH jahrzehntelang erfolgreich<br />

betrieben. Die Anlage von der ITAG Tiefbohr<br />

GmbH wurde später von der Aftermarket<br />

Drilling Service ITAG GmbH übernommen.<br />

Im kommenden Jahr werden beide<br />

Anlagen überarbeitet, um für mindestens<br />

weitere zehn Jahre zum Einsatz im<br />

Oberrheingraben zu kommen<br />

„Die Gründung der VERCANA GmbH und<br />

der Kauf der beiden gebrauchten Bohranlagen<br />

ist sowohl für die Anbieter als auch<br />

für uns ein Glücksgriff und eine Win-win<br />

Situation. Wir schöpfen damit den gesamten<br />

Produktlebenszyklus technischer<br />

Großanlagen aus und nutzen bestehende<br />

Ressourcen optimal,“ so Thorsten Weimann,<br />

Leiter operatives Geschäft bei<br />

Vulcan und einer der Geschäftsführer von<br />

VERCANA.<br />

Der Experte für Geothermie und Bohrtechnik<br />

mit mehr als 25 Jahren Berufserfahrung<br />

ist überzeugt davon, dass das Unternehmen<br />

mit der Gründung der neuen<br />

Bohrgesellschaft und dem Erwerb der beiden<br />

Bohranlagen seine Ziele erreichen<br />

kann. „Darüber hinaus schaffen wir mit der<br />

technischen Erneuerung Arbeitsplätze in<br />

der Region. Das alles ist ein wichtiger Meilenstein<br />

auf dem Weg zur Herstellung von<br />

CO 2 -freiem Lithium.“<br />

Vulcan plant den Start von VERCANA mit<br />

ca. 30 Mitarbeitern und einem Hauptsitz<br />

in Karlsruhe.<br />

LL<br />

v-er.eu (21346<strong>11</strong>01)<br />

Activation <strong>of</strong> Pivot Power’s 50 MW<br />

Wärtsilä energy storage system<br />

to unlock more renewable energy<br />

<strong>for</strong> the UK<br />

(waertsila) Pivot Power, part <strong>of</strong> EDF Renewables,<br />

has activated a 50 MW lithium-ion<br />

energy storage system in Kemsley,<br />

Kent supplied by the technology group,<br />

Wärtsilä, to support the integration <strong>of</strong> renewable<br />

energy into the UK’s National<br />

Grid.<br />

Wärtsilä has supplied an energy storage<br />

system at the Kemsley substation in South<br />

Engl<strong>and</strong> which is directly connected to National<br />

Grid’s high-voltage transmission network.<br />

The system is the second to go live as<br />

part <strong>of</strong> Pivot Power’s nationwide rollout <strong>of</strong><br />

Energy Superhubs, following the first activation<br />

in June in Cowley. In total, Pivot<br />

Power plans to deploy up to 40 similar sites<br />

throughout the UK, which will provide up<br />

to 2 GW <strong>of</strong> flexible capacity.<br />

The UK aims to align its energy sector with<br />

its net-zero target, <strong>and</strong> energy storage capacity<br />

will need to dramatically grow to 18<br />

GW by 2035 to support this transition, according<br />

to recent power system modelling<br />

from Wärtsilä[1]. Energy storage is crucial<br />

to provide the flexibility needed to enhance<br />

the reliability <strong>of</strong> the country’s electricity<br />

system <strong>and</strong> cost-effectively integrate more<br />

renewable generation. Pivot Power’s Energy<br />

Superhub network could provide almost<br />

10 % <strong>of</strong> the energy storage predicted the UK<br />

will need by 2035 <strong>and</strong> it will help to create<br />

a smarter, more flexible grid.<br />

Wärtsilä has supplied its advanced energy<br />

storage technology <strong>for</strong> the Kemsley<br />

project coupled with its GEMS Digital Energy<br />

Plat<strong>for</strong>m, which leverages artificial<br />

intelligence <strong>and</strong> machine learning <strong>for</strong> a<br />

broad range <strong>of</strong> applications, providing<br />

26


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Industry News<br />

critical feedback to stakeholders. GEMS<br />

s<strong>of</strong>tware supports value streams via the<br />

dynamic containment market, a key frequency<br />

response service recently enabled<br />

by the National Grid.<br />

Wärtsilä <strong>and</strong> Pivot Power have recently<br />

announced a deal <strong>for</strong> 100 MW/200 MWh<br />

<strong>of</strong> energy storage in the West Midl<strong>and</strong>s,<br />

split across one site in Coventry <strong>and</strong> the<br />

other in S<strong>and</strong>well, near Birmingham. Installing<br />

<strong>and</strong> effectively operating energy<br />

storage systems at scale will enable the UK<br />

grid to maximise its potential <strong>for</strong> wind <strong>and</strong><br />

solar energy, <strong>and</strong> to reach its target <strong>of</strong> a<br />

net-zero power sector by 2035.<br />

Matt Allen, CEO <strong>of</strong> Pivot Power, said:<br />

“The expansion <strong>of</strong> our battery storage portfolio<br />

is an important piece <strong>of</strong> the puzzle<br />

when it comes to future-pro<strong>of</strong>ing the UK’s<br />

energy system <strong>and</strong> accelerating a net zero<br />

future. Through this collaboration with<br />

Wärtsilä <strong>and</strong> EDF Renewables we are creating<br />

more <strong>of</strong> the low carbon infrastructure<br />

needed to manage the integration <strong>of</strong> renewables<br />

into the grid <strong>and</strong> power our lives<br />

with clean energy.”<br />

Andy Tang, Vice President, Energy <strong>Storage</strong><br />

& Optimisation, Wärtsilä, said: “Wärtsilä’s<br />

goal is to enable 100 % renewable<br />

energy systems globally. To make this a reality,<br />

more energy flexibility is vital <strong>for</strong> balancing<br />

out the intermittent nature <strong>of</strong> this<br />

<strong>for</strong>m <strong>of</strong> generation <strong>and</strong> ensuring a resilient<br />

energy system. Energy storage underpins<br />

flexibility solutions, enabling the UK to develop<br />

an af<strong>for</strong>dable renewable-led power<br />

system. By collaborating with Pivot Power,<br />

we are driving the change that the UK’s energy<br />

infrastructure needs.”<br />

The UK market has huge potential to support<br />

the installation <strong>of</strong> a significant amount<br />

<strong>of</strong> energy storage. Research from Wärtsilä’s<br />

Energy Transition Lab[2] found that adding<br />

flexibility to the UK power system via<br />

energy storage can deliver a higher share <strong>of</strong><br />

renewable generation (62 %) than could<br />

be possible by adding wind <strong>and</strong> solar without<br />

flexibility, with corresponding utilisation<br />

<strong>of</strong> storage also increasing.<br />

LL<br />

www.wartsila.com (213461009)<br />

Energieeffiziente Erdgas-<br />

Entspannungsturbine zur<br />

Stromgewinnung in<br />

Gasdruck-Regelstationen<br />

(a-s-a) Die Rückgewinnung von Energie<br />

bei der Entspannung von Erdgas ist keine<br />

neue Technik. Ihr weitreichender Einsatz<br />

wird jedoch durch den relativ hohen technischen<br />

Aufw<strong>and</strong> erschwert.<br />

Das Erdgas muss vorgewärmt werden,<br />

um die bei Druckminderungen auftretenden<br />

Temperaturänderungen (Joule-Thomson-Effekt)<br />

aufzufangen und Vereisungen<br />

zu verhindern. Steht für diese Vorwärmung<br />

keine regenerative Energie zur Verfügung,<br />

wird die für den Rückgewinnungsprozess<br />

benötigte Wärme durch Verbrennung<br />

von Erdgas erzeugt, was CO 2 -Emissionen<br />

verursacht. Der Anlagenaufw<strong>and</strong><br />

beim Einsatz klassischer Entspannungsturbinen<br />

oder Gasmotoren ist hoch.<br />

Vom Forschungsprojekt zum praktischen<br />

Einsatz<br />

Ein von der TU Dortmund zusammen mit<br />

der Westenergie AG, einem früheren Netzbereich<br />

der innogy SE, gemeinsam entwickelter<br />

und patentierter Gasexp<strong>and</strong>er umgeht<br />

diese Probleme durch ein spezielles<br />

Verfahren: Dabei wird nur ein Anteil des<br />

Druckpotenzials des Erdgases in der Turbine<br />

entspannt und der Rest in einem konventionellen<br />

Gasdruckregler. Dadurch ist<br />

keine Vorwärmung des Erdgases er<strong>for</strong>derlich,<br />

allerdings ist die erzeugte Strommenge<br />

entsprechend niedriger.<br />

Eine erste Prototypanlage mit ca. 8 kW<br />

wurde von Westenergie im nordrhein-westfälischen<br />

Balve installiert und konnte über<br />

rund fünf Jahre hinweg einen reibungslosen<br />

Betrieb nachweisen. Die W2 Armaturen<br />

GmbH hat die in Balve erprobte Konstruktion<br />

zur Serienreife geführt und fertigt<br />

den Gasexp<strong>and</strong>er in Lizenz.<br />

Die erste Serien-Anlage mit einer Leistung<br />

von durchschnittlich 20 kW wurde in<br />

Zusammenarbeit mit den Unternehmen<br />

A+S Anlagenbau GmbH und EVB Technik<br />

GmbH im Oktober 2020 in Trier in Betrieb<br />

genommen. Die Entspannungsturbine<br />

konnte in eine vorh<strong>and</strong>ene Gasdruck-Regelanlage<br />

integriert werden.<br />

Nachhaltige Gasanlage in Trier<br />

Die Gasanlage in Trier bestätigt die Ergebnisse<br />

des Prototyps. Ihr Exp<strong>and</strong>er ist im<br />

Grundprinzip eine düsenbeaufschlagte<br />

einstufige Gleichdruckturbine. Die axiale<br />

Turbinenstufe sitzt direkt auf einer Welle<br />

mit dem Generator, der damit innerhalb<br />

des Gehäuses direkt im Gasstrom liegt und<br />

von diesem gekühlt wird. In der Trägerplatte<br />

sind die Düsen angeordnet, die den<br />

Gasstrom auf die Turbinenschaufeln lenken,<br />

wobei der Gasexp<strong>and</strong>er durch die Anzahl<br />

der Düsen auf verschiedene Auslegungsparameter<br />

angepasst werden kann.<br />

Der Durchmesser des Turbinenrades<br />

wurde relativ groß gewählt, um niedrige<br />

Drehzahlen (üblicherweise im Bereich von<br />

3000 U/min) zu erreichen. Damit wird<br />

eine lange Betriebszeit ohne Zwischenwartung<br />

des Generators erreicht. Das Gehäuse<br />

des Exp<strong>and</strong>ers hat eine Nennweite<br />

von DN 400, der in dieser Größe geeignet<br />

ist für Volumenströme von 2.000 bis 4.000<br />

Nm/h bei Betriebsdrücken im Bereich von<br />

2 bis 10 bar. Dabei wird im Gasexp<strong>and</strong>er<br />

lediglich ein Druck von 1 bis 2 bar abgebaut,<br />

die eigentliche Regelung des Ausgangsdrucks<br />

der Gasanlage übernimmt<br />

ein konventioneller Gasdruckregler. Der<br />

Gasexp<strong>and</strong>er kann variabel auf <strong>and</strong>ere Volumenströme<br />

und Drücke ausgelegt werden.<br />

In Trier wird mit diesem Verfahren<br />

eine elektrische Leistung im Bereich von<br />

15 bis 25 kW erreicht.<br />

Wirtschaftlichkeit durch stabile Laufweise<br />

Für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung<br />

von Gasanlagen ist neben dem Strompreis<br />

entscheidend, ob der Gasvolumenstrom,<br />

für den der Exp<strong>and</strong>er ausgelegt ist, möglichst<br />

<strong>of</strong>t und konstant erreicht wird. Mit<br />

abnehmendem Volumenstrom geht die Geschwindigkeit<br />

in den Düsen zurück und<br />

der Wirkungsgrad des Exp<strong>and</strong>ers sinkt.<br />

Für Anlagen vom Bautyp Trier wird der<br />

Jahresertrag mittels einer geordneten Jahresganglinie<br />

berechnet: Bei einer Leistung<br />

von 20 kW und 5000 Volllaststunden pro<br />

Jahr ergäbe sich ein Jahresertrag von<br />

100.000 kWh. Mit einem Strompreis von<br />

25 ct/kWh kann ein monetärer Jahresertrag<br />

von € 25.000,00 erzielt werden, so<br />

dass bereits mittelfristig eine Amortisation<br />

möglich ist.<br />

Energieeffizienz und „grüner“ Wasserst<strong>of</strong>f<br />

Vergleichbare Projekte sind sinnvoll,<br />

wenn der Strom von den Anwendern selbst<br />

verbraucht und entsprechend hoch bewertet<br />

wird. Im Rahmen der Energieeffizienzförderung<br />

des Bundes ist für nichtkommunale<br />

Unternehmen zudem eine Förderung<br />

von 30 bis 40 % möglich. Damit verkürzt<br />

sich die Amortisationszeit für die Betreiber.<br />

Verbunden mit der Option, zusätzlich<br />

Wasserst<strong>of</strong>f in einem Elektrolyseur zu erzeugen,<br />

erhöht sich mit den oben angenommenen<br />

Leistungsdaten die Nachhaltigkeit<br />

einer Anlage mit dem beschriebenen<br />

Laufprinzip: In diesem Fall kann sich eine<br />

CO 2 -neutrale Produktion von rund 1,5 t<br />

„grünem“ Wasserst<strong>of</strong>f pro Jahr ergeben.<br />

LL<br />

www.w2-armaturen.de<br />

(213461318)<br />

Products <strong>and</strong><br />

Services<br />

Siemens Energy erhält als erster<br />

Hersteller Zertifikat für „H2-<br />

Ready“-Kraftwerkskonzept<br />

• Weltweit erstes Unternehmen erhält<br />

neue unabhängige Zertifizierung durch<br />

TÜV SÜD<br />

• Mehr Investitionssicherheit für „Wasserst<strong>of</strong>f-Fahrplan“<br />

der Kraftwerksbetreiber<br />

• Mitwirkung an der Entwicklung eines<br />

umfassenden Zertifizierungsleitfadens<br />

(siemens-e) TÜV SÜD, der weltweit tätige<br />

Anbieter von Test-, Inspektions- und Zertifizierungsdienstleistungen<br />

hat einen Leitfaden<br />

zur Definition von „H2-Readiness“<br />

(wasserst<strong>of</strong>fgeeignet) für Kraftwerke entwickelt<br />

und bietet eine unabhängige Zertifizierung<br />

für Erstausrüster (OEMs – Original<br />

Equipment Manufacturer) und Anlagenbauer<br />

(EPCs – Engineering, Procure-<br />

27


Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

ment <strong>and</strong> Construction) an. Die Zertifizierung<br />

erhöht die Investitionssicherheit für<br />

Energieversorger. Siemens Energy ist das<br />

erste Unternehmen weltweit, das diese<br />

Zertifizierung für sein „H2-Ready“-Kraftwerkskonzept<br />

erhalten hat. Der Leitfaden<br />

für den Zertifizierungsprozess wurde in<br />

Zusammenarbeit mit Fachexperten von<br />

Siemens Energy entwickelt.<br />

Wasserst<strong>of</strong>f kann eine zentrale Rolle bei<br />

der Dekarbonisierung der Energiesysteme<br />

spielen. Insbesondere erdgasbefeuerte<br />

Gas- und Dampfturbinen (GuD)-Kraftwerke,<br />

die derzeit gebaut oder projektiert werden,<br />

sollen in Zukunft auch teilweise oder<br />

vollständig mit Wasserst<strong>of</strong>f betrieben werden.<br />

Energieversorger, die den Kauf eines<br />

solchen Kraftwerks erwägen, erwarten<br />

eine Zusage über die Eignung des Kraftwerks,<br />

Wasserst<strong>of</strong>f als Brennst<strong>of</strong>f zu verwenden.<br />

Einige neue GuD-Kraftwerke werden<br />

bereits heute als „H2-Ready“ beworben.<br />

Bislang gab es jedoch keine klare Definition<br />

für diesen Begriff.<br />

„Unser Leitfaden ermöglicht es OEMs,<br />

Anlagenbetreibern oder Versicherern, eine<br />

st<strong>and</strong>ardisierte, transparente Richtlinie<br />

anzuwenden“, erläutert Reiner Block, CEO<br />

der Division Industry Service von TÜV<br />

SÜD. „Die Zertifizierung umfasst ein komplettes<br />

Kraftwerk mit all seinen relevanten<br />

Teilsystemen.“ Dabei wird nicht ein bestehendes<br />

Kraftwerk als „H2-Ready“ zertifiziert,<br />

sondern ein Fahrplan beschrieben,<br />

wie es im Laufe der Zeit auf die Beimengung<br />

von Wasserst<strong>of</strong>f oder sogar auf die<br />

Verbrennung von reinem Wasserst<strong>of</strong>f umgerüstet<br />

werden kann.<br />

Aus diesem Grund umfasst die Zertifizierung<br />

eines GuD-Kraftwerks drei Stufen:<br />

Erstens ein Concept Certificate für die konzeptionelle<br />

Auslegung (einschließlich der<br />

R<strong>and</strong>bedingungen) während der Ausschreibungsphase;<br />

zweitens ein Project<br />

Certificate für die Umsetzungsphase, d. h.<br />

die endgültige Anlagenauslegung und ihre<br />

Spezifikationen; und drittens ein Transition<br />

Certificate für die Umrüstung eines gebauten<br />

GuD-Kraftwerks auf Wasserst<strong>of</strong>fverbrennung<br />

- einschließlich einer Überprüfung<br />

der Nachrüstungsmaßnahmen<br />

und ihrer Auswirkungen auf Sicherheit<br />

und Leistung.<br />

„Wasserst<strong>of</strong>f ist ein wichtiger Baustein für<br />

die Dekarbonisierung der Energieversorgung.<br />

Ein unabhängiges Zertifikat schafft<br />

Sicherheit für Investitionen. Wir sind stolz<br />

darauf, der erste Hersteller zu sein, der diese<br />

wichtige Zertifizierung erhält“, so Karim<br />

Amin, Executive Vice President <strong>Generation</strong><br />

bei Siemens Energy. „Wenn wir GuD-Anlagen<br />

heute für den späteren Betrieb mit Wasserst<strong>of</strong>f<br />

auslegen, können sie nicht nur als<br />

Brückentechnologie in eine CO 2 -freie Zukunft<br />

dienen, sondern auch langfristig einen<br />

wichtigen Beitrag zu einer zuverlässigen<br />

und bezahlbaren Stromversorgung<br />

leisten.“<br />

Um die ehrgeizigen Klimaziele zu erreichen,<br />

sind Wasserst<strong>of</strong>fkraftwerke nicht nur<br />

in Form von GuD-Kraftwerken denkbar.<br />

Die vom TÜV SÜD angebotene Zertifizierung<br />

lässt sich auf eine Vielzahl von Lösungen<br />

übertragen. Siemens Energy bietet bereits<br />

heute Hybridlösungen mit Wasserst<strong>of</strong>ferzeugung,<br />

-speicherung und -rückverstromung<br />

an. Das Unternehmen ist<br />

derzeit am Bau mehrerer Kraftwerke beteiligt,<br />

die teilweise oder vollständig mit Wasserst<strong>of</strong>f<br />

befeuert werden sollen.<br />

LL<br />

www.siemens-energy.com<br />

(213461039)<br />

Voith Hydro introduces to the<br />

market the new hydraulic<br />

governor, HyCon Go Hybrid; first<br />

pilot customer is satisfied<br />

• The new HyCon GoHybrid hydraulic<br />

governor, with significant lower oil<br />

content, is launched in the market.<br />

• First pilot customer in Ulm, Germany, is<br />

satisfied.<br />

• HyCon GoHybrid is part <strong>of</strong> Voith<br />

Hydro’s new HyCon Go governor<br />

product family.<br />

• The hydropower plant in Wiblingen,<br />

Germany, was the first plant to be<br />

equipped with Voith‘s HyCon GoHybrid.<br />

(v-h) Voith Hydro presents the new generation<br />

<strong>of</strong> hydraulic turbine governors. The<br />

HyCon GoHybrid has been in operation<br />

since the end <strong>of</strong> last year at SWU Energy<br />

GmbH (a subsiday <strong>of</strong> Stadtwerke Ulm/<br />

Neu-Ulm GmbH) at the hydropower plant<br />

in Wiblingen, Germany. The plant operator<br />

is convinced by the fast <strong>and</strong> uncomplicated<br />

installation <strong>and</strong> the per<strong>for</strong>mance <strong>of</strong> the<br />

governor.<br />

Efficient electricity production in power<br />

plants is only guaranteed if turbine <strong>and</strong><br />

generator output can be adjusted precisely<br />

by means <strong>of</strong> a governor. As a leading fullline<br />

supplier <strong>for</strong> hydropower plants, Voith<br />

has been manufacturing the required core<br />

components <strong>for</strong> almost 130 years. Since<br />

1891, the company has developed the socalled<br />

Pfarr-governor <strong>for</strong> which a patent<br />

was filed two years later. Thus, Voith is considered<br />

one <strong>of</strong> the pioneers in the field. In<br />

the 20 th century, Voith made various improvements<br />

<strong>and</strong> presented new developments<br />

that <strong>for</strong>m the basis <strong>for</strong> the automation<br />

technology <strong>of</strong> the 21 st century, today.<br />

To date, more than 18,500 Voith turbine<br />

governors have been delivered <strong>and</strong> installed<br />

worldwide.<br />

With the HyCon GoHybrid hydraulic<br />

governor, Voith once again demonstrates<br />

its expertise in the field. The responsible<br />

product manager, Felix Lippold, describes<br />

the governor as an innovation in the field<br />

<strong>of</strong> hydropower, as the use <strong>of</strong> the GoHybrid<br />

makes operations even more efficient,<br />

cost-saving <strong>and</strong> ecological than ever be<strong>for</strong>e.<br />

The amount <strong>of</strong> oil required is reduced by<br />

up to 60 % compared to conventional<br />

high-pressure units <strong>and</strong> by up to 90 % compared<br />

to low-pressure units.<br />

The name <strong>of</strong> the HyCon GoHybrid hydraulic<br />

governor is based on its special features.<br />

It combines the safety <strong>of</strong> a conventional<br />

system with the advantages <strong>of</strong> novel<br />

technologies, through which a drastic reduction<br />

<strong>of</strong> the oil content <strong>and</strong> energy consumption<br />

is achieved. The amount <strong>of</strong> oil<br />

required is reduced by up to 60 % compared<br />

to conventional high-pressure units<br />

<strong>and</strong> by up to 90 % compared to low-pressure<br />

units.<br />

Due to the compact design <strong>of</strong> the hydraulic<br />

power unit (HPU), the installation ef<strong>for</strong>t<br />

is reduced. The pilot installation at the pilot<br />

customer, SWU Energy GmbH in the<br />

hydropower plant Wiblingen was completed<br />

within one day. Connection to the existing<br />

digital control system is simplified by a<br />

small number <strong>of</strong> interfaces. St<strong>and</strong>ardized<br />

components <strong>and</strong> the reduced complexity <strong>of</strong><br />

the system will also reduce maintenance<br />

costs <strong>for</strong> the operator in the future.<br />

Voith Hydro introduces to the market the new hydraulic governor, HyCon Go Hybrid; first pilot<br />

customer is satisfied<br />

28


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

SAVE THE DATE<br />

Industry News<br />

With less than 10 % <strong>of</strong> the amount <strong>of</strong> energy<br />

consumed by a conventional HPU, expectations<br />

were exceeded in terms <strong>of</strong> energy<br />

savings.<br />

In the first months since commissioning,<br />

the new unit has already been able to<br />

demonstrate its positive properties. With<br />

less than 10 % <strong>of</strong> the amount <strong>of</strong> energy<br />

consumed by a conventional HPU, expectations<br />

were exceeded in terms <strong>of</strong> energy savings.<br />

There<strong>for</strong>e, SWU Energie decided to<br />

take over the system after the test operation<br />

ending in June.<br />

The HyCon GoHybrid is soon to be used<br />

in additional power plants <strong>and</strong> another system<br />

will be commissioned in Sweden this<br />

summer.<br />

LL<br />

www.voith.com (213461043)<br />

Voith Hydro completes modernization<br />

work on South Africa‘s<br />

2 nd largest pumped storage facility<br />

• Modernization <strong>of</strong> three generators <strong>of</strong><br />

the Drakensberg power station under<br />

p<strong>and</strong>emic conditions successfully<br />

completed.<br />

• Voith concept solves temperature <strong>and</strong><br />

vibration issues.<br />

• Underground pumped storage power<br />

plant increases quality <strong>and</strong> reliability <strong>of</strong><br />

energy supply in the region.<br />

• Operating temperatures <strong>and</strong> vibrations<br />

<strong>of</strong> the machines in the Drakensberg<br />

power plant were reduced <strong>and</strong> its<br />

lifetime thereby significantly extended.<br />

(v-h) Voith Hydro has modernized three<br />

generators <strong>of</strong> the Drakensberg pumped<br />

storage power plant <strong>and</strong> now successfully<br />

put them back into operation. The company<br />

received the order, including design,<br />

installation <strong>and</strong> commissioning, back in<br />

2016. A special feature was that all works<br />

were carried out during normal plant operation<br />

<strong>of</strong> customer ESKOM.<br />

Also special was the technical concept <strong>for</strong><br />

the modernization, which improved the<br />

per<strong>for</strong>mance <strong>of</strong> the machines enormously<br />

thanks to selected measures. Now the generators<br />

in the power plant, which has been<br />

in operation since 1981, are designed <strong>for</strong><br />

another 40 years <strong>of</strong> operation.<br />

“We were able to reduce the operating<br />

temperatures <strong>and</strong> vibrations <strong>of</strong> the machines,<br />

so that their lifetime has been significantly<br />

increased. We reacted quickly<br />

<strong>and</strong> accessed the experts at the headquarters<br />

in Heidenheim, who would originally<br />

have been on site, via remote support.” Anton<br />

Harris, Managing Director at Voith Hydro<br />

in South Africa<br />

This success was mainly based on the international<br />

cooperation between the local<br />

team in Johannesburg <strong>and</strong> the engineering<br />

department at the headquarters in Germany.<br />

During the p<strong>and</strong>emic, the project<br />

schedule was temporarily challenged.<br />

vgbe Fachtagung<br />

Thermische Abfall-,<br />

Klärschlammbeh<strong>and</strong>lung<br />

und<br />

Wirbelschichtfeuerungen<br />

mit Fachausstellung<br />

23. und 24. März 2022<br />

Hamburg, Deutschl<strong>and</strong><br />

KONTAKTE<br />

Fachliche Koordination<br />

Dr. Andreas Wecker<br />

und Christian Stolzenberger<br />

Teilnahme<br />

Barbara Bochynski<br />

e vgbe-therm-abf@vgbe.energy<br />

Fachausstellung<br />

Steffanie Fidorra-Fränz<br />

e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e. V.<br />

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany<br />

be in<strong>for</strong>med www.vgbe.energy<br />

29


News from Science & Research <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

About the hydropower plant Drakensberg<br />

The pumped storage power plant Drakensberg,<br />

has a total installed capacity <strong>of</strong><br />

1,000 MW <strong>and</strong> there<strong>for</strong>e is the second largest<br />

<strong>of</strong> its kind in South Africa. The most<br />

unique feature <strong>of</strong> Drakensberg is that the<br />

power plant is built completely underground.<br />

Only shafts <strong>and</strong> transmission lines<br />

can be seen on the surface whereas the<br />

four reversible pump turbines are placed<br />

approximately 52 floors below ground.<br />

About the importance <strong>of</strong> pumped storage<br />

Pumped storage power plants considerably<br />

contribute to grid stabilization. They<br />

react quickly to fluctuations by generating<br />

required energy or storing a surplus. This<br />

flexibility <strong>of</strong> the multipurpose plant is<br />

highly important <strong>for</strong> grid stability <strong>and</strong> subsequently<br />

the quality <strong>of</strong> energy supply in a<br />

country.<br />

Voith has been active in pumped storage<br />

technology <strong>for</strong> many years. The company<br />

has made vital contributions in this field,<br />

developed many innovations <strong>and</strong> continuously<br />

works on optimizing them. Voith invests<br />

in research <strong>and</strong> development in this<br />

area, because so far, pumped storage technology<br />

is the only long-term, technically<br />

proven <strong>and</strong> cost-effective <strong>for</strong>m <strong>of</strong> storing<br />

energy on a large scale <strong>and</strong> making it available<br />

at short notice<br />

LL<br />

www.voith.com (213461046)<br />

News from<br />

Science &<br />

Research<br />

Grüner Wasserst<strong>of</strong>f: BAM<br />

beteiligt sich an Leitprojekt<br />

H2Mare des Bundes<br />

(bam) Deutschl<strong>and</strong> soll weltweit führend<br />

werden im Bereich der grünen Wasserst<strong>of</strong>ftechnologien.<br />

Das Bundesministerium für<br />

Bildung und Forschung (BMBF) fördert daher<br />

den Umstieg zu einer Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft<br />

mit dem Leitprojekt H2Mare. Die<br />

Bundesanstalt für Material<strong>for</strong>schung und<br />

-prüfung (BAM) bringt ihre langjährige Expertise<br />

in den Bereichen Korrosion und<br />

Korrosionsschutz in das Großprojekt ein.<br />

Das Leitprojekt H2Mare zielt darauf ab,<br />

dass ein völlig neuer Anlagentyp künftig<br />

auf dem Meer seinen Platz findet – eine Lösung,<br />

die einen Elektrolyseur zur direkten<br />

W<strong>and</strong>lung des elektrischen Stromes optimal<br />

in eine Offshore-Windenergieanlage<br />

integriert. Darüber hinaus werden weiterführende<br />

Offshore-Power-to-X-Verfahren<br />

untersucht.<br />

Innerhalb von vier Jahren soll H2Mare –<br />

bestehend aus vier Verbundprojekten mit<br />

insgesamt 35 Partnern – den Grundstein<br />

für eine Technologieführerschaft Deutschl<strong>and</strong>s<br />

in dem Bereich legen und das Erreichen<br />

der gesetzten Klimaziele durch beschleunigte<br />

Treibhausgasreduktion unterstützen.<br />

Ziel von H2Mare, das von Siemens<br />

Energy und Instituten der Fraunh<strong>of</strong>er Gesellschaft<br />

koordiniert wird, ist u.a. ein signifikanter<br />

Kostenvorteil bei der Herstellung<br />

großer Mengen an Wasserst<strong>of</strong>f.<br />

H2Mare soll vom BMBF mit über 100 Millionen<br />

Euro gefördert werden.<br />

Die Bundesanstalt für Material<strong>for</strong>schung<br />

und -prüfung (BAM) hat ihre langjährige<br />

Expertise im Bereich Wasserst<strong>of</strong>f im letzten<br />

September zu einem Kompetenzzentrum<br />

H2Safety@BAM gebündelt und unterstützt<br />

damit die Wasserst<strong>of</strong>fstrategie der Bundesregierung.<br />

An H2Mare beteiligt sich die BAM in zwei<br />

der vier Teilprojekten: PtX-Wind und TransferWind.<br />

Im Fokus stehen Untersuchungen<br />

zu bauseitigen Fragestellungen der Korrosion<br />

und des Korrosionsschutzes und zur Außenkorrosion<br />

von Bau- und Anlagenteilen.<br />

Die Ergebnisse sollen in Regelwerke und die<br />

Normung einfließen und für eine kontinuierliche<br />

Betriebssicherheit der Offshore-Bauwerke<br />

sorgen. Ziel ist es, eine Lebensdauer<br />

der Anlagenteile und Komponenten<br />

von mindestens 25 Jahren sicherzustellen.<br />

„Ich freue mich, dass wir mit unserer Beteiligung<br />

an dem wichtigen Leitprojekt<br />

H2Mare einen Beitrag zur unerlässlichen<br />

Dekarbonisierung von Wirtschaft und Gesellschaft<br />

leisten können. Der Klimaw<strong>and</strong>el<br />

macht deutlich, dass auf diesem Weg keine<br />

Zeit mehr verloren werden darf“, erklärt<br />

BAM-Präsident Pr<strong>of</strong>. Dr. Ulrich Panne.<br />

H2Mare ist eines von insgesamt drei großen<br />

Wasserst<strong>of</strong>f-Leitprojekten des Bundes.<br />

Mit seiner bislang größten Forschungsinitiative<br />

zum Thema Energiewende unterstützt<br />

das Bundesministerium für Bildung und<br />

Forschung (BMBF) Deutschl<strong>and</strong>s Einstieg<br />

in die Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft. Die drei Wasserst<strong>of</strong>f-Leitprojekte<br />

sind das Ergebnis eines<br />

Ideenwettbewerbs und bilden einen zentralen<br />

Beitrag des BMBF zur Umsetzung der<br />

Nationalen Wasserst<strong>of</strong>fstrategie. Über vier<br />

Jahre sollen sie vorh<strong>and</strong>ene Hürden, die<br />

den Einstieg Deutschl<strong>and</strong>s in eine Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft<br />

erschweren, aus dem Weg<br />

räumen. Dabei geht es um die serienmäßige<br />

Herstellung großskaliger Wasser-Elektrolyseure<br />

(H2Giga), die Erzeugung von Wasserst<strong>of</strong>f<br />

und Folgeprodukten auf hoher See<br />

(H2Mare) sowie Technologien für den<br />

Transport von Wasserst<strong>of</strong>f (TransHyDE).<br />

In den Wasserst<strong>of</strong>f-Leitprojekten arbeiten<br />

über 240 Partner aus Wissenschaft und Industrie<br />

zusammen. Im Frühjahr sind die<br />

Projekte auf Basis unverbindlicher Förder-Inaussichtstellungen<br />

gestartet. Insgesamt<br />

wird die Förderung über 740 Millionen<br />

Euro betragen.<br />

LL<br />

www.bam.de (213461038)<br />

Superlubricity eliminates friction<br />

in engines<br />

• „Prometheus“ <strong>and</strong> „Chephren“:<br />

Fraunh<strong>of</strong>er IWS works on machines<br />

that barely lose energy in the <strong>for</strong>m<br />

<strong>of</strong> waste heat<br />

(f-iws) Nearly frictionless motors <strong>and</strong> gearboxes<br />

shall ensure electric bicycles with<br />

greater range on a single battery charge as<br />

well as industrial machines with significantly<br />

lower power consumption in <strong>for</strong>m <strong>of</strong><br />

friction <strong>and</strong> waste heat. The Fraunh<strong>of</strong>er<br />

Institute <strong>for</strong> Material <strong>and</strong> Beam Technology<br />

IWS Dresden is collaborating with industry<br />

<strong>and</strong> research partners in the joint<br />

projects “Prometheus” <strong>and</strong> “Chephren”.<br />

The researchers want to significantly improve<br />

the energy <strong>and</strong> eco balance <strong>of</strong> cars<br />

<strong>and</strong> other engines or machines through improved<br />

superhard carbon coatings.<br />

The economic, technical <strong>and</strong> ecological<br />

potentials are substantial: If superlubricity<br />

was applied consistently in engines <strong>and</strong><br />

transmissions <strong>of</strong> cars, buses <strong>and</strong> trucks as<br />

well as in general mechanical engineering,<br />

global CO 2 emissions could drop by several<br />

hundred million tons per year. Wear damage,<br />

maintenance <strong>and</strong> lubricant costs<br />

would be significantly reduced as well.<br />

“Technological progresses, especially with<br />

extremely lubricious carbon coatings,<br />

should finally enable us to almost completely<br />

eliminate friction in tribological<br />

systems,” emphasizes Dr. Volker<br />

Weihnacht, who leads the Carbon Coatings<br />

Department at Fraunh<strong>of</strong>er IWS. “We particularly<br />

want to use environmentally<br />

friendly lubricants in the process. Used in<br />

combination, these technologies can significantly<br />

contribute to allowing vehicles <strong>and</strong><br />

other machines to operate more efficiently<br />

<strong>and</strong> waste fewer resources.“<br />

Laser-Arc TM <strong>and</strong> Diamor<br />

Extremely hard carbon-based “Diamor”<br />

coatings are playing a key role on the path to<br />

so-called superlubricity. Fraunh<strong>of</strong>er IWS has<br />

developed <strong>and</strong> improved this technology <strong>and</strong><br />

the respective equipment over many years.<br />

The process takes place in vacuum chambers<br />

equipped with the Laser-ArcTM technology. A<br />

laser ignites a plasma <strong>of</strong> high energy ions <strong>and</strong><br />

electrons on graphite electrodes. Electric <strong>and</strong><br />

magnetic fields direct this cloud <strong>of</strong> charged<br />

carbon particles onto the component. A thin<br />

layer <strong>of</strong> tetrahedral amorphous carbon, abbreviated<br />

ta-C, is deposited on the component<br />

surface, only a few micrometers (thous<strong>and</strong>ths<br />

<strong>of</strong> a millimeter) thick. These coatings<br />

are very hard <strong>and</strong>, after mechanical<br />

polishing, also very smooth. They exhibit<br />

similar properties to diamond – hence the<br />

name “Diamor”.<br />

„Prometheus“ technology <strong>for</strong> lower CO 2<br />

emissions in the combustion engine<br />

The project “Prometheus”, funded by the<br />

German Federal Ministry <strong>for</strong> Economic Affairs<br />

<strong>and</strong> Energy, is based on Fraunh<strong>of</strong>er<br />

30


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

News fromScience & Research<br />

2 In Laser-ArcTM systems a thin coating <strong>of</strong> just a few micrometers <strong>of</strong> tetrahedral amorphous<br />

carbon, abbreviated ta-C, is <strong>for</strong> example applied to piston rings. These coatings are very hard<br />

<strong>and</strong> after mechanical polishing, also very smooth. © Fraunh<strong>of</strong>er IWS Dresden<br />

IWS carbon coating technology <strong>and</strong> aims at<br />

particularly efficient ultra-lubricated engines<br />

<strong>for</strong> cars, buses <strong>and</strong> trucks as well as<br />

very low-friction natural-gas engines. The<br />

partners in this consortium there<strong>for</strong>e also<br />

represent a broad section <strong>of</strong> German industry<br />

<strong>and</strong> industry-related research. In addition<br />

to the consortium leader Federal Mogul<br />

<strong>and</strong> Fraunh<strong>of</strong>er IWS, participants include<br />

BMW, MAN, MTU, Fuchs Schmierst<strong>of</strong>fe,<br />

VTD Vakuumtechnik Dresden <strong>and</strong> TU<br />

Dresden.<br />

The concept: The engineers add chemical<br />

elements, <strong>for</strong> example molybdenum or<br />

boron, to the already low-friction Diamor<br />

coatings in the engine. There<strong>for</strong>e, they replace<br />

the previous pure graphite electrodes<br />

traditionally used in the Laser-ArcTM<br />

process with new composite<br />

electrodes. In the engine, the doping elements<br />

then chemically combine with particular<br />

lubricant molecules <strong>and</strong> create ultra-lubricating<br />

interfaces during operation.<br />

Compared to current solutions, their<br />

use is expected to lower friction in the engine<br />

by 50 percent. The research group<br />

estimates that lower-friction engines could<br />

save up to two terawatt-hours <strong>of</strong> energy<br />

<strong>and</strong> thus around 520 kilotons <strong>of</strong> CO 2 annually<br />

just in Germany. This is roughly equivalent<br />

to the energy consumed by 800,000<br />

two-person households in a year. The first<br />

ultra-lubricating Prometheus engines are<br />

expected to power series-production vehicles<br />

in approximately 2025.<br />

“With today‘s lubricants, however, superlubricity<br />

in combustion engines is not yet<br />

possible,” admits Volker Weihnacht. “But<br />

we are confident that this will change in<br />

the future with particularly environmentally<br />

friendly new lubricants based on fatty<br />

acids or water.”<br />

Ultra- <strong>and</strong> superlubricity<br />

Ultra-low friction allows friction losses in<br />

internal combustion engines to be cut in half<br />

compared to current state-<strong>of</strong> the art. The friction<br />

coefficient is between 0.01 <strong>and</strong> 0.05,<br />

which is roughly equivalent to the friction <strong>of</strong><br />

very smooth steel sliding on ice.<br />

Experts, on the other h<strong>and</strong>, only speak <strong>of</strong><br />

superlubricity when the friction coefficient<br />

falls below 0.01. To illustrate this, one can<br />

imagine a five-ton elephant st<strong>and</strong>ing on a<br />

plate. If this plate is super-lubricated, a person<br />

could push the elephant ef<strong>for</strong>tlessly.<br />

„Chephren“: On the way to<br />

a frictionless machine<br />

The still young joint project <strong>for</strong> the<br />

“Chemical-Physical Reduction <strong>of</strong> Frictional<br />

Energy” (“Chephren”) is taking things one<br />

step further than “Prometheus” <strong>and</strong> is aiming<br />

<strong>for</strong> superlubricity. This concept focuses<br />

on transmissions <strong>and</strong> bearings in battery-electric<br />

cars <strong>and</strong> bicycles, as well as<br />

drive chains in combine harvesters <strong>and</strong><br />

many moving components in machine<br />

tools. In order to advance to the superlubricity<br />

stage, the partners will use better<br />

lubricants <strong>and</strong>, above all, significantly improve<br />

the quality <strong>of</strong> the carbon coatings. In<br />

the future, these coatings should be defect-free<br />

<strong>and</strong> smooth, even without any<br />

post-polishing steps. Until now, such<br />

roughnesses have been caused by undesirable<br />

side effects <strong>of</strong> arc evaporation: In addition<br />

to the plasma, consisting <strong>of</strong> individual<br />

ions <strong>and</strong> electrons, the arc discharge<br />

also releases micrometer-sized pieces <strong>of</strong><br />

carbon from the electrodes. These can create<br />

microscopically small, but disturbing<br />

roughness peaks on the component. Fraunh<strong>of</strong>er<br />

IWS is now developing new plasma<br />

superfilters as part <strong>of</strong> the “Chephren” project:<br />

Instead <strong>of</strong> aligning the plasma from<br />

the electrode directly onto the components,<br />

electric <strong>and</strong> magnetic fields are applied<br />

around the carbon plasma including<br />

the macroparticles to deflect it from the<br />

line <strong>of</strong> sight. The deflected plasma enters<br />

the coating chamber <strong>and</strong> reaches the components<br />

to be coated whereas the macroparticles<br />

are being seperated <strong>and</strong> filtered<br />

out effectively.<br />

The lubricitated “Chephren” components<br />

should be ready <strong>for</strong> series production at the<br />

end <strong>of</strong> the decade. Industry is already<br />

showing a great deal <strong>of</strong> interest. That is reflected<br />

in the broad participation in the<br />

joint project. Among others, BMW, WIT-<br />

TENSTEIN SE, VTD Vakuumtechnik Dresden,<br />

IWIS Munich <strong>and</strong> Fuchs Schmierst<strong>of</strong>fe<br />

are on board, with the German Federal<br />

Ministry <strong>for</strong> Economic Affairs <strong>and</strong> Energy<br />

providing funding.<br />

LL<br />

www.iws.fraunh<strong>of</strong>er.de<br />

(213461026)<br />

Mit Hochleistungsschichten zur<br />

effektiven Nutzung und<br />

Speicherung solarer Energie<br />

(f-fep) Dünnschichtsysteme für Photovoltaik<br />

und Solarthermie tragen dazu bei, ein<br />

breites Spektrum der solaren Strahlung sowohl<br />

für die Stromerzeugung als auch in<br />

Form von Wärme einzusammeln. Mit den<br />

vom Fraunh<strong>of</strong>er FEP entwickelten Vakuumtechnologien<br />

können Schichten und<br />

Schichtsysteme rund um die Nutzung solarer<br />

Energie und die Speicherung von Wärme<br />

im industriellen Maßstab abgeschieden<br />

werden und einen Beitrag zur verstärkten<br />

Nutzung dieser wichtigen Energiequelle<br />

leisten.<br />

Die Strahlungsenergie, die die Erde von<br />

der Sonne innerhalb von 90 Minuten empfängt,<br />

entspricht etwa dem Weltenergieverbrauch<br />

eines ganzen Jahres. (Quelle:<br />

AEE).<br />

Zur effektiven Absorption der solaren<br />

Einstrahlung sind, gleich ob für die Photovoltaik<br />

oder für die Solarthermie, speziell<br />

entworfene und optimierte Schichtsysteme<br />

er<strong>for</strong>derlich. Dazu gehören im Bereich der<br />

Photovoltaik unter <strong>and</strong>erem Halbleiterschichten<br />

und Elektrodenschichten. Für<br />

die Solarthermie werden Absorberschichten<br />

mit hoher Absorption im sichtbaren<br />

und UV- und geringer Emission im infraroten<br />

Spektralbereich (IR) benötigt, um Verluste<br />

durch Wärmeabstrahlung gering zu<br />

halten.<br />

Effektive Solarabsorber dank optimierter<br />

Schichtsysteme<br />

Um solch eine optische Funktion zu realisieren,<br />

muss ein Schichtsystem aus mehreren<br />

Einzellagen erzeugt werden, deren Dicken<br />

sehr präzise abgestimmt und die reproduzierbar<br />

auf Absorberrohren von So-<br />

31


News fromScience & Research <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

larröhrenkollektoren – dem Kollektortyp<br />

mit den geringsten Wärmeverlusten – abgeschieden<br />

werden. Das Absorberrohr befindet<br />

sich in einem evakuierten Hüllrohr,<br />

sodass das Schichtsystem vor Verschmutzung<br />

und etwaiger Degradation durch<br />

Luftbest<strong>and</strong>teile geschützt ist. Dennoch<br />

muss das Schichtsystem dauerhaft hohe<br />

Temperaturen aushalten, die das Absorberrohr<br />

annimmt, und auch bei zyklischer<br />

Temperaturbelastung langzeitstabil sein.<br />

Je höher die Temperatur im Wärmekreislauf,<br />

desto besser und vielfältiger kann sie<br />

genutzt werden, sei es direkt als Prozesswärme<br />

oder um bei hoher Temperatur<br />

Wärmespeicher aufzuladen.<br />

Auch zur Entwicklung effizienterer Speichersysteme<br />

liefern Beschichtungen ihren<br />

Beitrag. Um die durch Photovoltaik absorbierte<br />

und bereit gestellte Energie zeitlich<br />

variabel nutzbar zu machen, wird aktuell<br />

umfangreich zu elektrischen Energiespeichern<br />

ge<strong>for</strong>scht, die den zeitlichen Versatz<br />

zwischen Stromerzeugung und Stromverbrauch<br />

ausgleichen sollen.<br />

Neue Beschichtungsprozesse für<br />

Speicherkonzepte mit Zeolith-Granulat<br />

Für den Bereich Wärme übernimmt diese<br />

Funktion in vielen Wärmekreisen ein Wasserspeicher.<br />

Aber auch hier wird an besseren<br />

Speicherkonzepten gearbeitet, die eine<br />

höhere Speicherkapazität als Wasser haben<br />

und die platzsparender und verlustärmer<br />

gestaltet werden können. Darunter<br />

fallen zum Beispiel Adsorptionswärmespeicher,<br />

bei denen nanoporösem Zeolith-Granulat<br />

unter Zufuhr der zu speichernden<br />

Wärme Wasser ausgetrieben<br />

wird. Das entspricht dann der Beladung<br />

des Speichers mit Energie.<br />

„Wenn das Speichermaterial mit wasserdampfbeladener<br />

Luft durchströmt wird,<br />

adsorbiert es Wasser und setzt dabei Wärme<br />

frei, die in Heizkreisen genutzt werden<br />

kann“, erläutert Dr. Heidrun Klostermann,<br />

Wissenschaftlerin am Fraunh<strong>of</strong>er FEP. „Damit<br />

das funktioniert, muss aber auch der<br />

Wärmeaustausch mit dem Speichermaterial<br />

effizient gestaltet werden, welches selbst<br />

keine gute Wärmeleitung aufweist. Das<br />

können Aluminium-Schichten bewerkstelligen,<br />

mit denen das Material umhüllt<br />

wird. Sie gewährleisten einen guten Wärmetransport<br />

und effizienten Wärmeübergang<br />

am Wärmetauscher.“ Neben der Adund<br />

Desorptionsdynamik des Speichermaterials<br />

ist dies ein wesentlicher Aspekt der<br />

Leistungsfähigkeit eines Speichersystems<br />

und von großem Einfluss auf dessen maximale<br />

sowie die durchschnittliche spezifische<br />

Wärmeleistung.<br />

Das granulare Speichermaterial Zeolith<br />

wird im Vakuum als Schüttgut mit Aluminium<br />

bedampft. Der Anspruch guter Wärmeleitung<br />

setzt eine gleichmäßige, ausreichend<br />

dicke Schicht voraus. Die Forschenden<br />

am Fraunh<strong>of</strong>er FEP experimentieren<br />

mit Schichten von mehr als 20 Mikrometern<br />

Dicke. Diese werden mit einer<br />

Technologie realisiert, die sonst zur Folienbeschichtung<br />

genutzt wird. Schüttungen<br />

eines hochporösen Materials auf diese<br />

Weise gleichmäßig mit dicken Schichten<br />

zu versehen, ist daher eine große Heraus<strong>for</strong>derung<br />

und die bisherigen Entwicklungen<br />

des Fraunh<strong>of</strong>er FEP sind durchaus<br />

einzigartig.<br />

Der Prozess muss so gestaltet werden,<br />

dass die Schichten den St<strong>of</strong>faustausch zwischen<br />

Umgebung und Speichermaterial<br />

nicht behindern, das Material muss<br />

schließlich weiterhin Wasser aufnehmen<br />

und abgeben können, damit das Speicherprinzip<br />

funktioniert. Dass dieser St<strong>of</strong>ftransport<br />

durch die Schicht nicht behindert<br />

wird, zeigen vergleichende Adsorptionskurven<br />

von beschichtetem und unbeschichtetem<br />

Material.<br />

Höhere Speicherdichten,<br />

kleinere Speichervolumina<br />

– Entwicklungen für Morgen<br />

Insbesondere Entwickler neuartiger Speichermaterialien<br />

mit Fokussierung auf die<br />

Maximierung der Speicherkapazität sind<br />

an den innovativen Schichtentwicklungen<br />

des Fraunh<strong>of</strong>er FEP interessiert. Solche<br />

neuen Speichermaterialen sind vor allem<br />

Hybridmaterialien, die noch nicht großtechnisch<br />

gefertigt werden, wie das bei den<br />

Zeolithen der Fall ist. In der Regel werden<br />

sie nur in kleinen Mengen hergestellt und<br />

liegen in Pulver<strong>for</strong>m vor. Am Fraunh<strong>of</strong>er<br />

FEP besteht damit künftig die Heraus<strong>for</strong>derung,<br />

auch diese neuen Materialien in<br />

der Metallisierungsanlage zu beh<strong>and</strong>eln.<br />

Speicherhersteller h<strong>of</strong>fen ebenfalls auf diese<br />

neuen Materialklassen, mit denen die<br />

genannten Vorteile gegenüber den etablierten<br />

Wasserspeichern ein noch stärkeres<br />

Gewicht erhielten: höhere Speicherdichte,<br />

kleinere Speichervolumina.<br />

Interesse regt sich auch in einem weiteren<br />

Anwendungsfeld: bei der Kühlung mit<br />

Adsorptionskältemaschinen. Diese werden<br />

künftig, sei es stationär in Kombination mit<br />

solarer Wärme oder im Fahrzeugbau unter<br />

Nutzung von Abwärme aus Brennst<strong>of</strong>fzellenantrieben,<br />

einen Teil der derzeit beherrschenden<br />

Kompressionskältemaschinen<br />

ersetzen. Damit wird der Verbrauch konventionell<br />

erzeugter elektrischer Energie<br />

und fossiler Brennst<strong>of</strong>fe reduziert.<br />

Die Wissenschaftler am Fraunh<strong>of</strong>er FEP<br />

stehen bereit, um für diese spannenden<br />

Anwendungsfelder Schichten an Einsatzgebiet<br />

und Nutzungsbedingungen anzupassen<br />

und zu optimieren.<br />

LL<br />

www.fep.fraunh<strong>of</strong>er.de<br />

(213461029)<br />

DIANE: Digitalisierung als Motor<br />

für cross-industrielle Netzwerke<br />

(f-u) Mit dem Ziel, in Pilotprojekten Zukunftstechnologien<br />

voranzutreiben, unterstützt<br />

die NRW-L<strong>and</strong>esregierung im Rahmen<br />

der Ruhr-Konferenz das „Spitzencluster<br />

Industrielle Innovationen“ (SPIN). Fünf<br />

SPIN-Projekte bekamen jetzt einen Förderbescheid<br />

in Höhe von insgesamt mehr als 8<br />

Millionen Euro. Darunter auch das Projekt<br />

DIANE mit dem Fraunh<strong>of</strong>er UMSICHT als<br />

Projektpartner. Hier werden die Potenziale<br />

für und durch Biogasanlagen im cross-industriellen<br />

Verbund er<strong>for</strong>scht.<br />

Der Fokus von SPIN liegt auf der Entwicklung<br />

von klimafreundlichen Technologien<br />

und Verfahren zur erfolgreichen Trans<strong>for</strong>mation<br />

unseres Energiesystems. Das Spitzencluster<br />

wird vom Ministerium für Wirtschaft,<br />

Innovation, Digitalisierung und<br />

Energie des L<strong>and</strong>es Nordrhein-Westfalen<br />

gefördert und soll dazu beitragen, den Weg<br />

in eine digitalisierte Industrie 4.0 zu ebnen<br />

und den Energie- und Rohst<strong>of</strong>fw<strong>and</strong>el in<br />

NRW zu <strong>for</strong>cieren. Wirtschafts- und Energieminister<br />

Pr<strong>of</strong>. Andreas Pinkwart bei der<br />

Übergabe der Förderbescheide: „[…] Gemeinsam<br />

treiben wir den klimafreundlichen<br />

Umbau unserer Industrie voran und<br />

stellen die Weichen für ein intelligentes<br />

Energiesystem der Zukunft. […]“<br />

DIANE – Digitalisierung als Motor für<br />

cross-industrielle Netzwerke<br />

Im Rahmen des mit 1,67 Millionen Euro<br />

geförderten Projekts DIANE soll in einem<br />

Hünxer Gewerbegebiet ein cross-industrielles<br />

Netzwerk rund um die dortige Biogasanlage<br />

der Loick Bioenergie GmbH entwickelt<br />

werden. Das Gewerbegebiet beheimatet<br />

neben einem Logistikbetrieb Recycling-,<br />

Beton- und kleinere Chemieunternehmen.<br />

„Das Ziel ist, die bestehende<br />

Biogasanlage in die St<strong>of</strong>f- und Energieversorgung<br />

des Gewerbegebiets zu integrieren,<br />

um die Interaktion mit den umliegenden<br />

Betrieben zu <strong>for</strong>cieren“, erklärt Martin<br />

Distelh<strong>of</strong>f, Leiter der Gruppe IT-Platt<strong>for</strong>men<br />

am Fraunh<strong>of</strong>er UMSICHT.<br />

Reduktion von CO 2 -Emissionen und<br />

schonender Umgang mit Rohst<strong>of</strong>fquellen<br />

Im Fokus steht dabei zum einen die Bewertung<br />

der Integration von PV- und<br />

Windkraftanlagen, um beispielsweise<br />

Wasserst<strong>of</strong>f über Elektrolyse zu erzeugen<br />

– der Wasserst<strong>of</strong>f kann zur Veredelung des<br />

Biogases genutzt werden. Ein weiterer Aspekt<br />

ist die Entwicklung und Implementierung<br />

geeigneter Sensorik, damit die<br />

Biogasanlage und die angrenzenden Betriebe<br />

digital abgebildet und bestmöglich<br />

vernetzt werden.<br />

Über erneuerbare Energien, chemisch gespeicherte<br />

Energie sowie die Veredelung<br />

biogener Restst<strong>of</strong>fe könnte die nachhaltige<br />

Strom- und Rohst<strong>of</strong>fversorgung des Hünxer<br />

Netzwerks gewährleistet werden. Zur<br />

32


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

News fromScience & Research<br />

Stabilisierung des Stromnetzes prüfen UM-<br />

SICHT-Forschenden entsprechende Möglichkeiten<br />

für eine intelligente Steuerung<br />

und Vernetzung.<br />

Auch die Erzeugung von synthetischen<br />

Produkten aus abgetrenntem CO 2 mithilfe<br />

von regenerativ erzeugtem Wasserst<strong>of</strong>f<br />

wird untersucht. Hinzu kommen verschiedene<br />

biotechnologische Aspekte wie etwa<br />

die Beschickung der Biogasanlage mit alternativen<br />

Substraten, die bisher nicht verwertet<br />

werden konnten. Letzteres könnte<br />

einen wichtigen Beitrag zur Reduzierung<br />

der Treibhausgasemissionen aus der Tierhaltung<br />

und der Abfallentsorgung leisten.<br />

Restst<strong>of</strong>fe der Anlage wie z. B. Gärreste sollen<br />

als Torfersatzst<strong>of</strong>fe dienen.<br />

Entwicklung neuer Geschäftsmodelle<br />

Die UMSICHT-Forschenden entwickeln<br />

einen Maßnahmenkatalog und ein Vorgehensmodell,<br />

um die im Rahmen von DIA-<br />

NE entwickelten Methoden auf <strong>and</strong>ere<br />

St<strong>and</strong>orte anwenden zu können. Das Ziel<br />

ist ein Leitfaden für die Flexibilitätssteigerung<br />

sowie die energetische und st<strong>of</strong>fliche<br />

Optimierung von nicht mehr durch das<br />

EEG geförderten Best<strong>and</strong>sbiogasanlagen.<br />

Der Leitfaden kann zur Überwachung und<br />

Steuerung komplexer cross-industrieller<br />

Verbünde genutzt werden. So kann auch<br />

die Loick Bioenergie GmbH auf Basis der<br />

Forschungsarbeiten perspektivisch neue<br />

Geschäftsmodelle für ihre weiteren Biogasanlagen<br />

erschließen.<br />

Nach dem erfolgreichen Projektstart soll<br />

die Erprobung, Validierung und Verwertung<br />

der umgesetzten Konzepte und Szenarien<br />

bis Ende 2024 abgeschlossen sein.<br />

LL<br />

www.umsicht.fraunh<strong>of</strong>er.de<br />

(213461031)<br />

Die Black-Box öffnen: Wie findet<br />

KI Schwachstellen im Stromnetz?<br />

(fz-j) In unserem Stromsystem verursachen<br />

alltägliche Schwankungen hohe Kosten<br />

für die Verbraucher und Risiken für die<br />

Betreiber. Doch was verursacht diese alltäglichen<br />

Schwankungen? Drei Jülicher,<br />

Kölner und Norweger Wissenschaftler sind<br />

dieser Frage mithilfe von Künstlicher Intelligenz<br />

(KI) auf den Grund gegangen – und<br />

f<strong>and</strong>en dabei große Unterschiede zwischen<br />

den Stromnetzen.<br />

Wer im Frühjahr 2018 morgens den Zug<br />

erwischen musste, konnte eine böse Überraschung<br />

erleben: Viele digitale Uhren<br />

zeigten die Zeit über Wochen hinweg mit<br />

einer Verspätung von bis zu sechs Minuten<br />

an. Grund dafür war eine extreme Abweichung<br />

der Netzfrequenz im Europäischen<br />

Stromnetz. „Viele digitale Uhren nutzen<br />

die Netzfrequenz als Taktgeber. Weicht die<br />

Netzfrequenz zu sehr von ihrem Richtwert<br />

ab, so kann das zu Verspätungen führen“,<br />

erklärt Johannes Kruse vom Forschungszentrum<br />

Jülich, Erstautor der Studie.<br />

Im Stromnetz drehen sich die Generatoren<br />

mit zirka 50 Umdrehungen pro Sekunde,<br />

also mit einer Netzfrequenz von ungefähr<br />

50 Hertz. Ein ausgefeiltes System von<br />

Messungen und Regelkraftwerken sorgt<br />

dafür, dass dieser Richtwert eingehalten<br />

wird. Langfristige Abweichungen wie im<br />

Frühjahr 2018 bringen Uhren durchein<strong>and</strong>er<br />

und belasten das Regelsystem. Kurzfristige<br />

extreme Abweichungen, etwa<br />

durch den Ausfall von Kraftwerken, können<br />

zu weitreichenden Stromausfällen<br />

führen.<br />

Doch solche extremen Abweichungen der<br />

Netzfrequenz sind selten. Kleinere Abweichungen<br />

hingegen lassen sich alltäglich<br />

beobachten und sie sind ebenfalls risikoreich.<br />

Denn sie verbrauchen die Reserven<br />

im Regelsystem, die eigentlich für die seltenen<br />

Fälle benötigt werden, wenn beispielsweise<br />

unerwartet Kraftwerke ausfallen.<br />

Außerdem verursacht der Verbrauch von<br />

Reserven durchgehend Kosten für Betreiber<br />

und damit auch für Stromkunden.<br />

„Deshalb müssen wir nicht nur die extremen,<br />

sondern die alltäglichen Abweichungen<br />

verstehen“, führt Johannes Kruse weiter<br />

aus. „Was sind die Risiken und Treiber,<br />

die zu hohen alltäglichen Abweichungen<br />

der Netzfrequenz führen?“<br />

Die Black-Box der Künstlichen Intelligenz<br />

Um dieser Frage nachzugehen, haben die<br />

Wissenschaftler aus Jülich, Köln und Norwegen<br />

Methoden der Künstlichen Intelligenz<br />

eingesetzt. „In den letzten Jahren ist<br />

die Menge an öffentlich zugänglichen Daten<br />

über das Stromsystem enorm gewachsen.<br />

Um diesen Datenschatz zu heben, bietet<br />

sich KI regelrecht an“, kommentiert<br />

Dirk Witthaut vom Jülicher Institut für<br />

Energie- und Klima<strong>for</strong>schung und dem Institut<br />

für Theoretische Physik der Universität<br />

Köln.<br />

Doch die Analyse der Netzfrequenz mithilfe<br />

von KI birgt einen Nachteil. Moderne<br />

Methoden der Künstlichen Intelligenz sind<br />

meistens „Black-Boxen“: Wie die KI zu Entscheidungen<br />

und Vorhersagen kommt<br />

bleibt im Verborgenen. Daher können die<br />

Wissenschaftler die Netzfrequenz zwar<br />

vorhersagen und modellieren, aber daraus<br />

keine neuen Erkenntnisse ziehen. „Um die<br />

Black-Box zu öffnen werden überall auf der<br />

Welt Methoden entwickelt, um KI-Modelle<br />

transparenter zu machen. Mit diesen Methoden<br />

konnten wir drohende Frequenzabweichungen<br />

nicht nur vorhersagen, sondern<br />

die grundsätzlichen Risik<strong>of</strong>aktoren<br />

identifizieren, weil wir verstehen, was die<br />

KI bei ihren Diagnosen als relevant erachtet“,<br />

ergänzt Dirk Witthaut.<br />

Große Unterschiede zwischen<br />

den Stromnetzen<br />

„Wir konnten zum Beispiel zeigen, dass<br />

falsche Vorhersagen der Stromnachfrage<br />

und -erzeugung ein großes Risiko darstellen,<br />

vor allem in Sk<strong>and</strong>inavien „, beschreibt<br />

Benjamin Schäfer von der Norwegischen<br />

Universität für Umwelt- und Biowissenschaften.<br />

„In Zentraleuropa sind hingegen<br />

die Fahrpläne der konventionellen Kraftwerke<br />

extrem relevant, also wie sie ihre<br />

Leistung hoch- oder herunterfahren, während<br />

im Britischen Netz vor allem die<br />

Windstromerzeugung und hohe Strompreise<br />

mit erhöhtem Risiko einhergehen.<br />

Solche Ergebnisse können wir benutzen,<br />

um gezielt Schwachstellen im jeweiligen<br />

Stromsystem zu identifizieren und Lösungen<br />

vorzuschlagen, um Kosten zu senken<br />

und die Stabilität weiter zu verbessern.“<br />

Im Gegensatz zu etablierten Modellen,<br />

funktioniert das transparente KI Modell<br />

der Autoren nur auf Basis von historischen<br />

Daten – ohne zusätzliche Annahmen über<br />

technische Details des Stromnetzes. Die<br />

Autoren erh<strong>of</strong>fen sich deshalb, dass ihre<br />

Studie die Anwendung solch transparenter<br />

KI Methoden im Energiesektor weiter beschleunigt.<br />

Damit wäre das Stromsystem<br />

besser vorbereitet, wenn die Uhren wieder<br />

einmal falsch gehen oder extreme Ereignisse<br />

die Stabilität der Stromversorgung bedrohen.<br />

Die Netzfrequenz zeigt die Balance von<br />

Erzeugung und Verbrauch in einem<br />

Stromnetz an<br />

Die Netzfrequenz zeigt die Balance von<br />

Erzeugung und Verbrauch in einem Stromnetz<br />

an (a). Kleine Störungen dieser Balance<br />

werden von ausgefeilten Kontrollmechanismen<br />

ausgeglichen, große Störungen<br />

bedrohen die Stabilität des Netzes. Die<br />

Jülicher Forscher untersuchen welche Risik<strong>of</strong>aktoren<br />

zu Ungleichgewichten führen<br />

und wie diese zusammenwirken. Dazu benutzen<br />

sie transparente KI-Methoden (b).<br />

Diese Methoden ermöglichen es zu verstehen,<br />

wie die KI ihre Vorhersage getr<strong>of</strong>fen<br />

hat und welche Einflüsse das Risiko von<br />

Ungleichgewichten erhöhen (rote Pfeile)<br />

oder abschwächen (blaue Pfeile).<br />

LL<br />

www.fz-juelich.de (213461035)<br />

33


Power News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Power<br />

News<br />

EEG-Umlage 2022 beträgt 3,723<br />

cent pro Kilowattstunde –<br />

Bundeszuschuss senkt umlage um<br />

0,934 €Cent pro Kilowattstunde<br />

• Übertragungsnetzbetreiber<br />

veröffentlichen EEG-Umlage 2022<br />

• EEG-Umlage läge ohne Bundeszuschuss<br />

bei 4,657 Cent pro Kilowattstunde<br />

• Umlage sinkt wegen hohem<br />

Marktpreisniveau und hohem EEG-<br />

Kontost<strong>and</strong><br />

• Abzugsbetrag für ausgeförderte<br />

Anlagen für 2022 beträgt 0,184 Cent<br />

pro Kilowattstunde<br />

(uenb-d) Die EEG-Umlage sinkt 2022 auf<br />

3,723 €Cent pro Kilowattstunde (€ct/<br />

kWh). Sie sinkt damit um 2,777 €ct/kWh<br />

gegenüber dem Vorjahr (6,500 €ct/kWh).<br />

Bereits ohne den Bundeszuschuss liegt die<br />

Umlage unter der von der Bundesregierung<br />

für 2022 beschlossenen Deckelung<br />

auf 6,000 €ct/kWh. Der Bundeszuschuss<br />

wird in diesem Jahr ausschließlich aus den<br />

Einnahmen aus der CO 2 -Bepreisung finanziert.<br />

Er beträgt 2022 3,25 Milliarden Euro.<br />

Ohne diesen Zuschuss läge die EEG-Umlage<br />

2022 bei 4,657 €ct/kWh. Das teilen die<br />

vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber<br />

(ÜNB) mit.<br />

Die wichtigsten Gründe für die sinkende<br />

EEG-Umlage sind das hohe Niveau der Börsenstrompreise<br />

und der daraus entst<strong>and</strong>ene<br />

hohe EEG-Kontost<strong>and</strong> zum 30. September<br />

<strong>2021</strong>. Dieser lag bei 4,547 Milliarden<br />

Euro und fließt vollständig als Gutschrift in<br />

die EEG-Umlage 2022 ein.<br />

Für 2022 haben die ÜNB erstmalig den<br />

Abzugsbetrag nach § 53 Abs. 2 EEG für ausgeförderte<br />

Anlagen veröffentlicht. Dieser<br />

beträgt 0,184 €ct/kWh. Er wird bei ausgeförderten<br />

Anlagen, deren reguläre, 20-jährige<br />

Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz<br />

(EEG) beendet ist und<br />

die nicht <strong>and</strong>erweitig direktvermarktet<br />

werden, von der Einspeisevergütung abgezogen.<br />

Er spiegelt die mit der Vermarktung<br />

des Stroms aus diesen Anlagen verbundenen<br />

Kosten wider.<br />

Zur EEG-Umlage<br />

Als Grundlage zur Berechnung der<br />

EEG-Umlage dienen die Prognosen der im<br />

Jahr 2022 zu erwartenden Einspeisung aus<br />

regenerativen Stromerzeugungsanlagen<br />

nach dem EEG sowie des zu erwartenden<br />

Stromverbrauchs. Die Berechnungen ergeben<br />

einen Umlagebetrag (vor Bundeszuschuss)<br />

von 16,2 Milliarden Euro. Die<br />

EEG-Umlage wird von den Letztverbrauchern<br />

für jede bezogene Kilowattstunde<br />

entrichtet und dient der Förderung der erneuerbaren<br />

Energien im Stromsektor. Die<br />

ÜNB erheben die Umlage nach den gesetzlichen<br />

Vorgaben des EEG.<br />

Für das Jahr 2022 wird eine weitere Zunahme<br />

von Strom aus regenerativen Anlagen<br />

um elf Terawattstunden (TWh) auf<br />

239 TWh prognostiziert (dies entspricht<br />

einer Gesamtfördersumme von 22,8 Milliarden<br />

Euro). Abzüglich der prognostizierten<br />

Börsenerlöse, die insbesondere marktpreisbedingt<br />

um 95,1 Prozent gestiegen<br />

sind, sowie unter Berücksichtigung weiterer<br />

Kosten- und Erlöspositionen ergibt sich<br />

für 2022 eine erwartete Deckungslücke<br />

von 19,8 Milliarden Euro. Dies entspricht<br />

einer Kernumlage (Umlage vor Bundeszuschuss,<br />

Kontost<strong>and</strong> und Liquiditätsreserve)<br />

für 2022 von etwa 5,7 €ct/kWh. Davon<br />

entfallen etwa 2,5 €ct/kWh auf Photovoltaik,<br />

circa 1,4 €ct/kWh auf Energie aus Biomasse,<br />

rund 0,7 €ct/kWh auf Windenergie<br />

an L<strong>and</strong> und etwa 1,1 €ct/kWh auf Windenergie<br />

auf See.<br />

In die Umlageberechnung fließen zusätzlich<br />

der St<strong>and</strong> des EEG-Kontos zum 30.<br />

September sowie die sogenannte Liquiditätsreserve<br />

ein. Das EEG-Konto verzeichnete<br />

zu diesem Stichtag ein Plus von 4,5 Milliarden<br />

Euro. Ein wesentlicher Grund für<br />

diesen Überschuss war der unerwartet<br />

starke Anstieg der Börsenstrompreise: Der<br />

Marktpreis für <strong>2021</strong> lag Anfang Oktober<br />

um circa 152 Prozent über dem Wert, der<br />

gemäß gesetzlicher Vorgaben im vergangenen<br />

Jahr für <strong>2021</strong> angenommen wurde.<br />

Der Überschuss auf dem EEG-Konto wurde<br />

bei der Bestimmung der EEG-Umlage 2022<br />

vollständig berücksichtigt und senkt diese<br />

um etwa 1,3 €ct/kWh.<br />

Die Liquiditätsreserve wird mit fünf Prozent<br />

angesetzt, bezogen auf die erwartete<br />

Deckungslücke. Sie liegt 2022 somit bei<br />

knapp 1,0 Milliarden Euro. Der Anteil der<br />

Liquiditätsreserve an der EEG-Umlage vor<br />

Bundeszuschuss beträgt etwa 0,3 €ct/<br />

kWh. Die Liquiditätsreserve dient dazu,<br />

Schwankungen auf dem EEG-Konto abzufedern.<br />

Diese Schwankungen ergeben sich<br />

aus Abweichungen zwischen der Prognose<br />

und der tatsächlichen Einspeisung aus erneuerbaren<br />

Energien. So führen zum Beispiel<br />

besonders sonnenreiche Jahre zu höheren<br />

Vergütungen für Strom aus Photovoltaikanlagen<br />

als im Durchschnitt zu erwarten<br />

wäre. Auch sinkende Börsenpreise<br />

lassen die Vergütung für Strom aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen<br />

stärker steigen,<br />

bei gleichzeitig sinkenden Einnahmen aus<br />

dem Stromverkauf.<br />

Diese Kostenbest<strong>and</strong>teile zusammen ergäben<br />

eine EEG-Umlage 2022 vor dem Zuschuss<br />

aus den CO 2 -Einnahmen von<br />

4,657 €ct/kWh. Der Zuschuss beläuft sich<br />

auf 3,25 Milliarden Euro und senkt die<br />

EEG-Umlage um circa 0,934 €ct/kWh. Um<br />

die politisch vorgegebene Deckelung der<br />

EEG-Umlage 2022 auf 6,000 €ct/kWh zu<br />

erreichen, sind damit keine weiteren Zuschüsse<br />

aus dem Bundeshaushalt nötig.<br />

Die Ermittlung der EEG-Umlage und des<br />

Abzugsbetrags für ausgeförderte Anlagen<br />

erfolgt auf Basis von Prognosen unabhängiger<br />

Gutachter in Abstimmung mit der<br />

Bundesnetzagentur. Diese überwacht die<br />

Einhaltung der Erneuerbaren-Energien-Verordnung,<br />

die Ermittlung, Festlegung,<br />

Veröffentlichung und Weitergabe<br />

der EEG-Umlage sowie die Vermarktung<br />

der EEG-Strommengen und regelt die An<strong>for</strong>derungen<br />

für deren Vermarktung.<br />

Zur Mittelfristprognose<br />

Zusammen mit der EEG-Umlage haben<br />

die vier deutschen ÜNB auch die EEG-Mittelfristprognose<br />

(EEG-Vorausschau) veröffentlicht.<br />

Sie beinhaltet die wahrscheinliche<br />

Entwicklung der Einspeisung aus regenerativen<br />

Stromerzeugungsanlagen nach<br />

dem EEG für die nächsten fünf Jahre. Gemäß<br />

den gesetzlichen Vorgaben werden<br />

unter <strong>and</strong>erem Prognosedaten zur installierten<br />

Leistung, der eingespeisten jährlichen<br />

Strommenge, der an die Anlagenbetreiber<br />

auszuzahlenden finanziellen Förderung<br />

sowie zum Letztverbraucherabsatz<br />

veröffentlicht. Detaillierte In<strong>for</strong>mation<br />

hierzu finden sich auf der Webseite<br />

„Netztransparenz“.<br />

LL<br />

www.netztransparenz.de<br />

www.50hertz.com<br />

www.amprion.net<br />

www.tennet.eu<br />

www.transnetbw.de (213461016)<br />

BDI-Studie „Klimapfade 2.0“<br />

• „Stromerzeugung: Enormer<br />

Investitionsbedarf für Klimaneutralität“<br />

(bdi/vdma) Der Bundesverb<strong>and</strong> der Deutschen<br />

Industrie (BDI) hat die Studie „Klimapfade<br />

2.0“ veröffentlicht. Mitgliedsverbände<br />

des BDI und Experten legen damit<br />

einen Umsetzungsvorschlag für den Umbau<br />

zu einem klimaneutralen Industriel<strong>and</strong><br />

vor. Der Fachverb<strong>and</strong> VDMA Power<br />

Systems ist einer der Unterstützer der Studie<br />

– Geschäftsführer Dr. Dennis Rendschmidt<br />

beschreibt die Ergebnisse für den<br />

Energieanlagenbau:<br />

„Als Technologieanbieter hat der Energieanlagenbau<br />

eine wichtige Aufgabe bei<br />

der Gestaltung des Weges zur Klimaneutralität<br />

in Deutschl<strong>and</strong> bis zum Jahr 2045. Um<br />

die Klimaziele zu erreichen und den wachsenden<br />

Strombedarf zu decken, besteht ein<br />

enormer Investitionsbedarf auf der Erzeugungsseite.<br />

Im Bereich der erneuerbaren<br />

Stromerzeugung müssen demnach bei der<br />

Windenergie an L<strong>and</strong> 98 GW und auf See<br />

28 GW bis zum Jahr 2030 installiert sein.<br />

Zur Sicherstellung des kontinuierlichen<br />

Zubaus der Windenergie müssen vor allem<br />

die Genehmigungslage und Flächenverfügbarkeit<br />

verbessert werden. Darüber hinaus<br />

müssen laut Studie zur Gewährleistung der<br />

Versorgungssicherheit bis zum Jahr 2030<br />

zusätzliche Gaskraftwerkskapazitäten mit<br />

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<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Power News<br />

einer Leistung von über 40 GW zugebaut<br />

werden. Diese Anlagen müssen auf den Betrieb<br />

mit Wasserst<strong>of</strong>f vorbereitet sein.<br />

Für das Zusammenspiel der verschiedenen<br />

Erzeugungstechnologien zur zukünftigen<br />

Sicherstellung der Versorgungssicherheit<br />

haben wir kürzlich unser Strommarktpositionspapier<br />

vorgelegt. Es sieht einen<br />

wettbewerblich organisierten Kapazitätsmechanismus<br />

in Ergänzung zum Energy-Only-Markt<br />

vor.“<br />

LL<br />

www.vdma.org (213461218)<br />

IIASA: How recovery from COVID-<br />

19’s impact on energy dem<strong>and</strong><br />

could help meet climate targets<br />

(iiasa) The p<strong>and</strong>emic-related drop in<br />

greenhouse gas emissions in 2020 was likely<br />

the largest on record in a single year, but<br />

how our recovery might affect future emissions<br />

is less clear. New modeling examines<br />

alternative scenarios <strong>and</strong> how they could<br />

impact climate mitigation targets.<br />

A group <strong>of</strong> IIASA researchers in the Energy,<br />

Climate, <strong>and</strong> Environment Program<br />

per<strong>for</strong>med a bottom-up assessment <strong>of</strong><br />

changes in energy-related dem<strong>and</strong> <strong>and</strong> estimated<br />

how new patterns <strong>of</strong> travel, work,<br />

consumption, <strong>and</strong> production might reduce<br />

or increase climate mitigation challenges.<br />

“Many people have been wondering what<br />

the large changes in societies that came<br />

with the COVID-19 p<strong>and</strong>emic <strong>and</strong> its lockdowns<br />

mean <strong>for</strong> climate change,” says Jarmo<br />

Kikstra, lead author <strong>of</strong> the study. “If<br />

societies are just moving back to old practices,<br />

the answer is that there is virtually no<br />

effect. However, if some <strong>of</strong> the changes in<br />

energy-use practices persist, climate mitigation<br />

challenges will be affected.”<br />

The research, published in Nature Energy,<br />

shows that a low energy dem<strong>and</strong> recovery<br />

could reduce a hypothetical tax on all carbon<br />

emissions by 19 % <strong>for</strong> a scenario that is<br />

on track <strong>for</strong> reaching the Paris Agreement’s<br />

goal <strong>of</strong> limiting global warming to 1.5 °C.<br />

This scenario would also lower energy supply<br />

investments until 2030 by US$1.8 trillion<br />

<strong>and</strong> s<strong>of</strong>ten the pressure to quickly implement<br />

renewable energy technologies.<br />

“Our key finding is that missing the opportunity<br />

to retain low-energy practices in<br />

lifestyle <strong>and</strong> business would lead to a more<br />

difficult energy transition. Our economic<br />

recovery <strong>and</strong> climate mitigation policies<br />

should embed strategies to retain the low<br />

energy dem<strong>and</strong> practices observed during<br />

the p<strong>and</strong>emic, such as low-carbon mobility<br />

in cities <strong>and</strong> increased tele-conferencing,”<br />

says coauthor Adriano Vinca.<br />

According to the authors, this is especially<br />

true when it comes to transportation. In<br />

particular, the different recovery narratives<br />

<strong>of</strong> transportation energy dem<strong>and</strong><br />

strongly influence CO 2 emission trends.<br />

The researchers examined four different<br />

scenarios, each with a consistent set <strong>of</strong> assumptions<br />

about changes in energy dem<strong>and</strong><br />

in buildings, transport, <strong>and</strong> industry<br />

sectors as the world recovers from the<br />

COVID-19 p<strong>and</strong>emic.<br />

In the “restore” scenario, the use <strong>of</strong> private<br />

vehicles, as well as the intensity <strong>of</strong> air<br />

transport are restored to pre-p<strong>and</strong>emic levels.<br />

The same holds <strong>for</strong> industrial activities<br />

<strong>and</strong> supply chains, as well as our working<br />

practices <strong>and</strong> domestic life.<br />

In the “self-reliance” scenario, concerns<br />

about health risks linger longer <strong>and</strong> individuals<br />

shift towards private transport<br />

while ab<strong>and</strong>oning <strong>for</strong>ms <strong>of</strong> crowded transport.<br />

Office <strong>and</strong> living space increase to<br />

carry on social distancing. In addition, dem<strong>and</strong><br />

<strong>for</strong> steel is especially strong due to<br />

reinvigorated car manufacturing <strong>and</strong><br />

building construction.<br />

In the “smart use” scenario, people adapt<br />

better to working from home <strong>and</strong> there is a<br />

moderate shift to teleworking. This leads to<br />

home space being used more intensively,<br />

<strong>and</strong> a slight reduction in motorized transportation<br />

growth, compared to pre-p<strong>and</strong>emic<br />

levels.<br />

In the last scenario, which the researchers<br />

call “green push”, the highest energy reductions<br />

are achieved by changes in space reallocation<br />

<strong>and</strong> reduced private transport. For<br />

instance, walking or cycling replaces some<br />

<strong>of</strong> the trips that were previously done by car,<br />

<strong>and</strong> empty <strong>of</strong>fices are repurposed.<br />

The researchers conclude that compared to<br />

a “green push” scenario, the “restore” scenario<br />

would increase the energy investments<br />

required to meet a 1.5 °C climate target by<br />

about 9 % or $1.8 trillion. This difference is<br />

in part due to the need to boost the pace <strong>of</strong><br />

transport electrification <strong>and</strong> the upscaling <strong>of</strong><br />

solar <strong>and</strong> wind in the “restore” scenario.<br />

“The bottom line is that the “green push”<br />

scenario, which supports working from<br />

home <strong>and</strong> teleconferencing to reduce flying<br />

<strong>and</strong> commuting can have strongly beneficial<br />

outcomes <strong>for</strong> climate mitigation<br />

challenges,” says IIASA Energy, Climate,<br />

<strong>and</strong> Environment Program Director <strong>and</strong> coauthor,<br />

Keywan Riahi.<br />

The authors further add that it is important<br />

to design holistic policies, including<br />

the repurposing <strong>of</strong> <strong>of</strong>fice space <strong>and</strong> the increased<br />

use <strong>of</strong> walking or cycling within<br />

cities or public transport when commuting.<br />

As coauthor Charlie Wilson, also <strong>of</strong> the<br />

University <strong>of</strong> East Anglia, concludes, “limiting<br />

global warming to 1.5 °C will be exceptionally<br />

hard. A tiny silver lining to the<br />

COVID-19 cloud is that the 1.5 °C target<br />

becomes that bit more achievable if we can<br />

selectively sustain some <strong>of</strong> the lower-carbon<br />

practices <strong>for</strong>ced upon us by lockdowns.”<br />

LL<br />

www.iiasa.ac.at (213461030)<br />

Wärtsilä report anticipates<br />

that accelerated adoption <strong>of</strong><br />

renewables can reduce electricity<br />

production costs by up<br />

to 50 percent<br />

(wartsila) The technology group Wärtsilä<br />

has issued a report ahead <strong>of</strong> COP26, the<br />

UN’s Climate Change Conference to be<br />

held in Glasgow this autumn, demonstrating<br />

the environmental <strong>and</strong> economic opportunities<br />

<strong>for</strong> states that decarbonise rapidly.<br />

The report will be presented at the<br />

Economist Sustainability Week event.<br />

The ‘Front-Loading Net Zero’ report states<br />

that electricity production costs could be<br />

reduced by up to 50 % by 2050 if countries<br />

<strong>and</strong> states adopt 100 % renewable systems<br />

faster than currently planned. Significant<br />

cost reductions can be achieved by<br />

front-loading the deployment <strong>of</strong> renewables,<br />

mainly wind <strong>and</strong> solar photovoltaic,<br />

<strong>and</strong> by utilising the technologies needed to<br />

balance their inherent intermittency, such<br />

as energy storage <strong>and</strong> thermal balancing<br />

power plants. The report indicates that carbon<br />

neutral systems can provide cheaper<br />

electricity compared to current fossil fuel-based<br />

systems.<br />

The report models Germany, India, <strong>and</strong><br />

Cali<strong>for</strong>nia, three markets with vastly different<br />

socio-economic dynamics, energy systems,<br />

<strong>and</strong> challenges, demonstrating the<br />

cost-optimal path towards 100 % renewable<br />

power systems in each region.<br />

The report reveals that by accelerating<br />

100 % renewable power systems, substantial<br />

benefits are unlocked:<br />

• Accelerating renewables to become<br />

main source <strong>of</strong> electricity drives down<br />

fossil fuel usage (i.e. coal <strong>and</strong> gas),<br />

significantly reducing the overall<br />

levelised cost <strong>of</strong> electricity. India can<br />

halve its electricity costs by 2050, while<br />

Cali<strong>for</strong>nia <strong>and</strong> Germany can cut costs by<br />

17 % <strong>and</strong> 8 % by 2040 respectively[1].<br />

• Coal-fired power – 70 % <strong>of</strong> generation in<br />

India <strong>and</strong> 33 % in Germany – can be securely<br />

replaced by renewables <strong>and</strong> flexibility<br />

from energy storage <strong>and</strong> thermal<br />

balancing power plants as early as 2040.<br />

• Colossal carbon savings can be made in<br />

the short term, enabling national<br />

climate targets to be achieved. Germany<br />

can avoid 422 million tonnes <strong>of</strong> carbon<br />

dioxide by 2040 by accelerating its coal<br />

phase-out. This would help achieve its<br />

65 % reduction target (compared to<br />

1990 levels) set <strong>for</strong> 2030.<br />

• Renewables as the main source <strong>of</strong><br />

primary energy <strong>for</strong> electricity<br />

generation can drive energy<br />

independence. For example, Germany<br />

could avoid the need to import 550<br />

TWh <strong>of</strong> power by accelerating the<br />

phase-out <strong>of</strong> coal.<br />

35


Power News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

The clear, deliverable pathways to 100 %<br />

renewables modelled in these vastly different<br />

energy systems show that af<strong>for</strong>dable<br />

net zero economies are in reach <strong>for</strong> every<br />

country at COP26. In addition to the deep<br />

dive models, the report‘s chapters focusing<br />

on Australia, Chile <strong>and</strong> the UK’s energy<br />

transitions underline that the technologies<br />

needed to achieve 100 % renewable power<br />

systems are already available at scale<br />

around the world. The report shows the<br />

once-in-a-generation opportunity to dramatically<br />

scale-up renewable generation<br />

<strong>and</strong> energy storage to bridge the gap to<br />

100 % renewable electricity without adding<br />

to the cost <strong>of</strong> power.<br />

Wärtsilä’s President & CEO, Håkan Agnevall<br />

explains: “As we approach COP26, our<br />

‘Front-Loading Net Zero’ report should act<br />

as a wake-up call <strong>for</strong> leaders, as this is our<br />

last <strong>and</strong> best chance to get countries on<br />

pathways to carbon neutrality. Our modelling<br />

shows that it is viable <strong>for</strong> energy systems<br />

to be fully decarbonised be<strong>for</strong>e 2050,<br />

<strong>and</strong> that accelerating the shift to renewable<br />

power coupled with flexibility, will help<br />

economies to thrive. We have all the technologies<br />

that we need to rapidly shift to net<br />

zero energy. The benefits <strong>of</strong> renewable-led<br />

systems are cumulative <strong>and</strong> self-rein<strong>for</strong>cing<br />

– the more we have, the greater the<br />

benefits – so it is vital that leaders <strong>and</strong> power<br />

producers come together now to frontload<br />

net zero this decade.”<br />

Sushil Purohit, President, Wärtsilä Energy<br />

<strong>and</strong> EVP, Wärtsilä adds: “There is no single<br />

solution that fits all markets, <strong>and</strong> this<br />

report highlights the different paths <strong>and</strong><br />

technologies that can be utilised. The ultimate<br />

aim, however, is common to all <strong>and</strong><br />

that is to decarbonise energy production<br />

<strong>and</strong> take the fullest advantage <strong>of</strong> our natural<br />

energy sources.”<br />

“This valuable report from Wärtsilä<br />

shows very clearly what can be achieved by<br />

moving away from conventional fuels towards<br />

100 % renewable energy. Reducing<br />

electricity cost <strong>and</strong> CO 2 emissions in parallel<br />

generates CO 2 reduction benefits. The<br />

technologies available today <strong>of</strong>fer the flexibility<br />

<strong>and</strong> rapid reaction time needed to<br />

balance renewables,” said Christian Breyer,<br />

Pr<strong>of</strong>essor at the LUT University.<br />

LL<br />

www.wartsila.com (213461036)<br />

Destatis: 3 % der jährlichen<br />

CO 2- Emissionen werden vom<br />

Wald absorbiert<br />

(destatis) Der Wald ist Lebensraum für<br />

Tiere und Pflanzen, Erholungsraum für<br />

Menschen – und er bindet Kohlenst<strong>of</strong>f. Wie<br />

das Statistische Bundesamt (Destatis) mitteilt,<br />

speicherten die deutschen Wälder mit<br />

ihrem gesamten Ökosystem im Jahr 2019<br />

rund 8,3 Millionen Tonnen Kohlenst<strong>of</strong>f<br />

mehr als im Vorjahr. Das entspricht rund<br />

30,6 Millionen Tonnen Kohlendioxid<br />

(CO 2 ). Die privaten Haushalte und die Produktionsbereiche<br />

wie beispielsweise die<br />

Industrie, Dienstleistungen oder die L<strong>and</strong>wirtschaft<br />

sorgten demgegenüber für einen<br />

Ausstoß von rund 879,2 Millionen Tonnen.<br />

Damit deckte die Zunahme der Kohlenst<strong>of</strong>fspeicherung<br />

des Waldökosystems im<br />

Jahr 2019 rechnerisch nur 3 % der jährlichen<br />

CO 2 Emissionen in Deutschl<strong>and</strong> ab.<br />

LL<br />

www.destatis.de (213461037)<br />

l<br />

Events in brief<br />

World Hydropower Congress<br />

<strong>2021</strong> ends with historic moment<br />

<strong>for</strong> the hydropower sector – Voith<br />

Hydro contributed as supporting<br />

partner <strong>of</strong> the event<br />

(v-h) The <strong>2021</strong> World Hydropower Congress<br />

took place the first time virtual<br />

around the world. The event with more<br />

than 6000 participants took place throughout<br />

the month <strong>of</strong> September, under the<br />

theme ‘Renewables working together in an<br />

interconnected world’, <strong>and</strong> the patronage<br />

<strong>of</strong> the President <strong>of</strong> Costa Rica, supported<br />

by Instituto Costarricense de Electricidad.<br />

The event started on September 7th <strong>and</strong><br />

culminated in the signature <strong>of</strong> the San José<br />

Declaration on Sustainable Hydropower. It<br />

was organized by the <strong>International</strong> Hydropower<br />

Association (IHA) representing public<br />

<strong>and</strong> privately owned developers, operators<br />

<strong>and</strong> manufacturers. For the first time,<br />

virtual sessions were held across multiple<br />

time zones bringing discussions to stakeholders<br />

around the world.<br />

There were several key achievements<br />

marking this year’s Congress, like:<br />

• The publication <strong>of</strong> the IHA Guide on<br />

Hydropower in Protected Areas<br />

including a no-go commitment on any<br />

future development in UNESCOdesignated<br />

World Heritage Sites<br />

• The launch <strong>of</strong> the global Hydropower<br />

Sustainability St<strong>and</strong>ard <strong>and</strong> the<br />

declaration <strong>of</strong> support <strong>for</strong> this new<br />

sustainability certification scheme by<br />

leading hydropower companies <strong>and</strong><br />

international organisations<br />

• The urgent call <strong>for</strong> action on pumped<br />

storage hydropower by an international<br />

government-led coalition<br />

• The collaboration <strong>of</strong> green hydrogen<br />

<strong>and</strong> sustainable hydropower sectors to<br />

achieve net zero<br />

• The presentation <strong>of</strong> extraordinary<br />

advances in hydropower supporting<br />

renewable power system security by the<br />

EU-funded energy innovation project<br />

XFLEX HYDRO<br />

Voith Hydro has contributed with<br />

high-level speakers on important topics<br />

like modernization <strong>of</strong> hydropower fleets or<br />

the future role <strong>of</strong> pumped storage hydropower.<br />

Apart from that, different innovations<br />

<strong>of</strong> the technology group were displayed<br />

in the online innovation hub <strong>and</strong><br />

experts on various topics were available <strong>for</strong><br />

individual meetings.<br />

Most importantly, the San José Declaration<br />

was unveiled recognizing sustainable<br />

hydropower as a clean, green, modern <strong>and</strong><br />

af<strong>for</strong>dable solution to meet the global climate<br />

<strong>and</strong> development goals. The ambitious<br />

set <strong>of</strong> principles <strong>and</strong> recommendations<br />

to guide the future <strong>of</strong> sustainable hydropower<br />

development was h<strong>and</strong>ed over to<br />

the COP26 President Alok Sharma in order<br />

to bring it to the UN Climate Change Conference<br />

in Glasgow in November <strong>2021</strong>.<br />

It has been drafted <strong>and</strong> refined through<br />

an extensive consultation process that involved<br />

over 100 representatives <strong>of</strong> a wide<br />

range <strong>of</strong> stakeholders, <strong>and</strong> by the outcomes<br />

<strong>of</strong> multiple <strong>for</strong>ums <strong>and</strong> working groups:<br />

the IHA Charter <strong>for</strong> Sustainable Hydropower,<br />

the Hydropower Sustainability<br />

St<strong>and</strong>ard, the <strong>International</strong> Forum on<br />

Pumped <strong>Storage</strong> Hydropower, the Working<br />

Group on Hydropower in Protected Areas,<br />

the IEA Hydropower Special Market Report<br />

<strong>and</strong> the IRENA Collaborative Framework<br />

on Hydropower.<br />

The virtual <strong>for</strong>mat <strong>of</strong> the World Hydropower<br />

Congress was a valuable opportunity<br />

to bring hydropower experts <strong>and</strong> decision<br />

makers from around the world together,<br />

taking action to strengthen the sector’s<br />

per<strong>for</strong>mance. This is <strong>of</strong> great importance,<br />

as we finally need to let hydropower play<br />

the important role it is supposed to in the<br />

fight against climate change.<br />

LL<br />

www.voith.com (213461303)<br />

36


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Power News<br />

E-World energy & water 2022:<br />

Die Branche trifft sich persönlich<br />

beim umfangreichen Konferenzund<br />

Forenprogramm<br />

in der Messe Essen<br />

(e-world) Im Zeichen des E-world Leitmotivs<br />

„Solutions <strong>for</strong> a sustainable future“<br />

thematisiert das Vortragsprogramm Wege<br />

in eine klimaneutrale Zukunft der Energiewirtschaft.<br />

„Aussteller aus über 20 Nationen<br />

werden auf der E-world ihre Innovationen<br />

für eine nachhaltige Energiezukunft<br />

präsentieren“, so die beiden E-world-Geschäftsführerinnen<br />

Stefanie Hamm und<br />

Sabina Großkreuz. „Vor allem im breit gefächerten<br />

Konferenz- und Forenprogramm<br />

setzen die Referenten Meilensteine, indem<br />

sie die Beiträge der Branche zur Realisierung<br />

nationaler und europäischer Klimaziele<br />

aufzeigen.“<br />

Erfolgreiche Konferenz<strong>for</strong>mate und<br />

aktuelle Fragestellungen<br />

Das Kongressprogramm beinhaltet Themen<br />

wie die Digitalisierung des Vertriebs<br />

von Energieversorgern, Elektromobilität,<br />

rechtliche Aspekte beim Roll-out von<br />

Ladeinfrastruktur oder Geschäftsmodelle<br />

für Energieeffizienz. Es startet mit dem<br />

Führungstreffen Energie am Vortag der<br />

Messe, dem 7. Februar 2022. Hier diskutieren<br />

führende Köpfe der Energiewirtschaft<br />

unter der Moderation von Benedikt Müller-Arnold<br />

aus der SZ-Wirtschaftsredaktion<br />

aktuelle Fragen der Branche. Wie der<br />

Beitrag von Wasserst<strong>of</strong>f zur Energiewende<br />

aussehen kann, erläutert das gleichnamige<br />

Forum am zweiten Messetag. Die Erwartungen<br />

an die neue Bundesregierung,<br />

rasch die nötigen regulatorischen Voraussetzungen<br />

zu schaffen, sind hoch. Sie werden<br />

ebenso im Fokus stehen wie die Erzeugung<br />

von Wasserst<strong>of</strong>f in Deutschl<strong>and</strong> und<br />

der Transport nach und innerhalb Europas.<br />

Eine weitere Veranstaltung greift Kooperationen<br />

mit der Wohnungswirtschaft für<br />

eine erfolgreiche Wärmewende auf. Ein<br />

besonders relevantes neues Geschäftsfeld<br />

für viele Kommunen und Stadtwerke ist<br />

das Thema Glasfaser. Im Glasfaser<strong>for</strong>um<br />

am zweiten Messetag werden Geschäftsmodelle<br />

vorgestellt, die das neue Telekommunikationsgesetz<br />

in diesem Feld ermöglicht.<br />

Programmpartner sind der BREKO,<br />

Micus Strategieberatung und Conenergy.<br />

In<strong>for</strong>mativer Input auf Foren<br />

direkt in den Messehallen<br />

Auf gleich drei Bühnen in den Messehallen<br />

findet während der E-world 2022 das<br />

Forenprogramm statt. Die Fokusthemen<br />

hier lauten Trading, Infrastructure und<br />

Costumer Solutions. Messebesucher können<br />

sich unkompliziert und ohne ein weiteres<br />

Ticket über aktuelle Sachverhalte in<strong>for</strong>mieren.<br />

Auf dem Programm stehen unter<br />

<strong>and</strong>erem Vorträge der Branchenverbände<br />

Bitkom und VDE Verb<strong>and</strong> der Elektrotechnik<br />

Elektronik In<strong>for</strong>mationstechnik e.V.<br />

rund um Netzausbau und Netzresilienz.<br />

Die Experten von Beenera konnten Tesla<br />

Europe für einen Vortrag zum Thema Elektromobilität<br />

gewinnen. Der Weltenergierat<br />

Deutschl<strong>and</strong> wird Trends der internationalen<br />

Energiewende vorstellen. Zu Nachhaltigkeit<br />

im Börsengeschäft geben Experten<br />

der Energiebörse European Energy Exchange<br />

und des Umweltbundesamtes ihr Wissen<br />

weiter.<br />

Die einzelnen Vorträge sowie die Referenten<br />

werden in Kürze veröffentlicht. Sowohl<br />

Messe wie auch Konferenzen und<br />

Foren werden unter höchsten Hygienemaßnahmen<br />

in Präsenz geplant.<br />

LL<br />

www.e-world-essen.com<br />

(213461304)<br />

Enlit is on the road again...!<br />

• Enlit Europe: Join us in Frankfurt,<br />

Germany on<br />

29 November to 1 December 2022<br />

What is Enlit?<br />

Enlit vows to light the spark that will fuel<br />

the change we need to ensure our industry<br />

– <strong>and</strong> our planet – have the brightest possible<br />

future.<br />

Enlit is a series <strong>of</strong> energy events unlike<br />

any other – because they are more than just<br />

energy events. Enlit is a community that <strong>for</strong><br />

365-days a year will collaborate <strong>and</strong> innovate<br />

to solve the most pressing energy-related<br />

issues.<br />

At the European edition, the Enlit community<br />

will come together on our online<br />

plat<strong>for</strong>m <strong>and</strong> <strong>for</strong> three days in Frankfurt<br />

from 29 November through to 1 December<br />

2022, to meet <strong>and</strong> inspire each other <strong>and</strong> to<br />

develop their discussions <strong>and</strong> actions to<br />

take steps <strong>for</strong>ward in the energy transition.<br />

And so the Enlit circle begins: a constantly<br />

growing, inclusive <strong>and</strong> end-to-end <strong>for</strong>um<br />

that addresses every aspect <strong>of</strong> Europe’s energy<br />

transition.<br />

Our Promise<br />

The boundaries <strong>of</strong> the sector are blurring<br />

<strong>and</strong> this evolution is being shaped by established<br />

players, external disruptors, innovative<br />

start-ups <strong>and</strong> the increasingly engaged<br />

end-user.<br />

We believe in an equitable energy transition<br />

that leaves no one behind. From corporates<br />

to consumers, investors to entrepreneurs,<br />

<strong>and</strong> engineers to activists – we<br />

promise to welcome you all <strong>and</strong> to give you<br />

the ability to seize all <strong>of</strong> the opportunities<br />

that the energy transition has to <strong>of</strong>fer. Energy<br />

is evolving. So are we – so are you.<br />

Together we will make a difference.<br />

Exp<strong>and</strong> with Enlit<br />

The energy transition has different characteristics<br />

in every region, yet the overarching<br />

story is the same: how we harness,<br />

trade, deploy <strong>and</strong> use energy is changing<br />

radically <strong>and</strong> rapidly. And it will continue<br />

to change.<br />

From source to generation from grid to<br />

consumer, the boundaries <strong>of</strong> the sector are<br />

blurring <strong>and</strong> this evolution is being shaped<br />

by established players, external disruptors,<br />

innovative start-ups <strong>and</strong> the increasingly<br />

engaged end-user.<br />

Who Visits<br />

Enlit Europe hosts representatives from<br />

utilities, network operators, vendors, consultants,<br />

start-ups <strong>and</strong> system integrators<br />

covering the entire smart energy value<br />

chain. Whoever you are looking to meet, we<br />

have the right plat<strong>for</strong>m to help you do this!<br />

“For visitors, exhibitors, speakers <strong>and</strong> the<br />

Enlit Europe team, that supercharged feeling<br />

you have at the end <strong>of</strong> three fast-paced<br />

days is priceless. To leave with business being<br />

done, your phone full <strong>of</strong> new contacts,<br />

<strong>and</strong> your head swirling with actionable<br />

ideas is to know that in 72 hours you have<br />

grown <strong>and</strong> you have the knowledge <strong>and</strong><br />

tools to help your business to the next level<br />

<strong>of</strong> its evolution.” Paddy Young, Director,<br />

Enlit Europe.<br />

LL<br />

www.enlit-europe.com (213461306)<br />

22. Jahrestagung:<br />

MainDays 2022<br />

• Neuer Termin: 22. - 23. März 2022<br />

• Next <strong>Generation</strong> Maintenance -<br />

vernetzt, datenbasiert, kollaborativ<br />

• 22. Jahrestagung: Die MainDays finden<br />

vom 22. – 23. März 2022 in Berlin statt<br />

(ta-c) Die letzten Monate haben eindrucksvoll<br />

gezeigt, welches Potenzial neue, digitale<br />

Tools und innovative IT-Lösungen haben.<br />

Doch der Einsatz von neuen Technologien<br />

ist kein Selbstzweck – gerade für die<br />

Maintenance mit knappen Budgets und<br />

Ressourcen muss der Mehrwert digitaler<br />

Umsetzungen quantifizierbar und messbar<br />

sein. Unser Jahrestreffen für Verantwortliche<br />

aus Inst<strong>and</strong>haltung und technischem<br />

Service thematisiert aktuelle Trends und<br />

Heraus<strong>for</strong>derungen und stellt darüber hinaus<br />

gelungene Trans<strong>for</strong>mations- und Optimierungsprojekte<br />

vor.<br />

Ob vor Ort oder ‚remote‘ - nutzen Sie unsere<br />

Veranstaltung als Platt<strong>for</strong>m, um sich<br />

mit den mit relevanten Fragestellungen für<br />

eine zukunftsfähige Maintenance ausein<strong>and</strong>erzusetzen:<br />

Wie nutzen Sie intelligente<br />

Sensoren, um Condition Monitoring und<br />

Predictive Maintenance voranzutreiben –<br />

auch wenn es sich um Brownfield-Anlagen<br />

h<strong>and</strong>elt? Haben Sie die richtige Datenbasis,<br />

um darauf Digitalisierungsprojekte<br />

aufzusetzen? Wie motivieren Sie Ihre<br />

Teams, Innovationen anzunehmen und<br />

neue Wege zu gehen? Inwieweit müssen<br />

Inst<strong>and</strong>haltungsstrategien angepasst werden<br />

und wie lassen sich Prozesse rund um<br />

die Auftragsabwicklung und Rückmeldun-<br />

37


Power News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

gen durch Einsatz mobiler Lösungen beschleunigen?<br />

Last but not least: Welche<br />

Konsequenzen hat der Einsatz von<br />

4.0-Technologie auf die Rechtssicherheit –<br />

von Arbeitsschutz- bis hin zu Dokumentationspflichten?<br />

LL<br />

www.tacevents.com (213461307)<br />

SAVE THE DATE<br />

live &<br />

online<br />

KERNTECHNIK 2022: 1. - 22. Juni<br />

2022 | Hyperion Hotel in Leipzig<br />

• Neuer Termin, Juni 2022 in Leipzig<br />

(kernd) Mit großem Engagement haben<br />

die Kerntechnische Gesellschaft (KTG),<br />

der Verb<strong>and</strong> Kerntechnik Deutschl<strong>and</strong><br />

(KernD), die INFORUM GmbH, der Programmausschuss,<br />

die Aussteller und die<br />

Dienstleister an der Vorbereitung der<br />

KERNTECHNIK 2022 gearbeitet, die am<br />

29. und 30. März nach langer Unterbrechung<br />

wieder als Präsenzveranstaltung die<br />

Reihe unserer Branchentagungen <strong>for</strong>tsetzten<br />

sollte.<br />

Aufgrund der aktuellen und erneuten<br />

P<strong>and</strong>emieentwicklung verschieben wir die<br />

Tagung.<br />

• Der neue Termin ist:<br />

21. und 22. Juni 2022<br />

Hintergrund dieser Entscheidung ist die<br />

nun zum dritten Mal in Folge bestehende<br />

unsichere P<strong>and</strong>emielage mit zahlreichen<br />

Einschränkungen, die eine erfolgreiche<br />

Durchführung einer größeren Präsenzveranstaltung<br />

aus heutiger Sicht und im Lichte<br />

der Erfahrungen von 2020 und <strong>2021</strong><br />

sehr unsicher erscheinen lässt.<br />

Als eine der traditionsreichen kerntechnischen<br />

Tagungen bringt die „KERNTECH-<br />

NIK 2022“ (ehemals AMNT) mit ihrer<br />

ganzheitlichen Themenbreite Betreiber,<br />

Hersteller, Zulieferer, Politik, Behörden,<br />

Gutachter sowie Forschung und Entwicklung<br />

aus vielen Ländern zusammen.<br />

Was Sie erwartet?<br />

• Plenarsitzung mit herausragenden<br />

Vorträgen und Referenten in der<br />

technische, wirtschaftliche und<br />

gesellschaftliche Fragestellungen<br />

diskutiert werden<br />

• Themen-Sessions mit aktuellen<br />

Fachvorträgen aus Industrie, Forschung<br />

& Lehre<br />

• Begleitende Fachausstellung mit<br />

Ständen namhafter Unternehmen der<br />

Nuklearbranche<br />

• Young Scientists Workshop für<br />

studentische Nachwuchsfachkräfte und<br />

als Gesprächsplatt<strong>for</strong>m mit Firmen<br />

• Networking<br />

LL<br />

www.kerntechnik.com<br />

(213461308)<br />

vgbe Expert Event<br />

Ecology <strong>and</strong><br />

Environment<br />

in Hydropower<br />

1/2 June 2022<br />

KONTAKT<br />

Melanie Schreiner<br />

e vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy<br />

t +49 201 8128-230<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech e. V.<br />

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschl<strong>and</strong><br />

38<br />

be inspired www.vgbe.services


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerken<br />

Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-<br />

Speicherkraft werken in zukünftig<br />

voll-regenerativen Netzen<br />

Harald Weber<br />

Abstract<br />

Grid control with hydrogen storage power<br />

plants in future fully regenerative grids<br />

In the course <strong>of</strong> the energy transition, more <strong>and</strong><br />

more electrical energy is generated by wind <strong>and</strong><br />

PV plants. Some <strong>of</strong> this energy has to be stored<br />

in large chemical storage facilities (storage<br />

power plant). These new players are connected<br />

to the three-phase grid with converters <strong>and</strong>, due<br />

to the system, no longer have flywheel masses.<br />

The conventional power plants, on the other<br />

h<strong>and</strong>, will decrease in number. There<strong>for</strong>e, the<br />

storage power plants must take over all the<br />

tasks <strong>of</strong> the conventional power plants, both <strong>for</strong><br />

grid control <strong>and</strong> <strong>for</strong> secondary coupling. l<br />

Autor<br />

Pr<strong>of</strong>. Dr. Harald Weber<br />

Universität Rostock<br />

Rostock, Deutschl<strong>and</strong><br />

1 Zusammenfassung<br />

Im Zuge der Energiewende wird mehr und<br />

mehr elektrische Energie von Wind- und PV-<br />

Anlagen er zeugt. Diese Energie muss zum<br />

Teil in großen chemischen Speichern gespeichert<br />

werden (Speicher kraftwerk). Diese<br />

neuen Player werden mit Umrichtern an das<br />

Drehstromnetz angeschlossen und weisen<br />

systembedingt keine Schwungmassen mehr<br />

auf. Die konventionellen Kraftwerke dagegen<br />

werden in ihrer Anzahl zurückgehen. Deshalb<br />

müssen die Speicherkraftwerke alle Aufgaben<br />

der konventionellen Kraftwerke übernehmen<br />

und das sowohl für die Netzregelung<br />

als auch für die Sek torenkopplung.<br />

2 Einleitung<br />

Mit der Ablösung der Dampfmaschinen<br />

durch Turbinen war zwar deren pulsierendes<br />

Drehmoment verschwunden, aber an<br />

der prinzipiellen Wirkungsweise der drehzahl-<br />

oder frequenzorientierten Re gelung<br />

durch Momentan- und Primärreserveleistung<br />

hatte sich nichts geändert, da ja auch<br />

das Schwungrad in Form des Turbinen-<br />

Generator-Satzes weiter vorh<strong>and</strong>en war.<br />

Selbst in der modernen elektrischen Energieversorgung<br />

sind diese Netzregel-Prinzipien<br />

bis heute gültig, wobei allerdings im<br />

Europäischen Verbundnetz eine sprungförmige<br />

Verbraucheränderung an einem Ort<br />

zu einer eu ropaweiten Ausspeicherung von<br />

Momentanreserve und anschließender –<br />

ebenfalls europaweiter – Bereitstellung<br />

von Primärregelleistung führt. Damit wird<br />

bei jeder Störung auch eine europaweite<br />

Lastflussverschiebung ausgelöst, da ja aufgrund<br />

der solidarischen Leistungsbereitstellung<br />

aller Er zeuger jede punktuell auftretende<br />

Störleistung von allen Kraftwerken<br />

des Netzes anteilig ausgere gelt wird.<br />

Dampfmaschine und Dampfturbine werden<br />

hauptsächlich von fossilen Energieträgern<br />

angetrieben, was auch schon die Problematik<br />

der zukünftigen Energieversorgung<br />

umreißt. Durch den CO 2 -Auss toß<br />

sowie die Endlichkeit dieser Energieträger<br />

ist ein Umstieg auf regenerative Energien<br />

zu künftig unausweichlich notwendig. Hier<br />

kommen in Deutschl<strong>and</strong> Wind und Sonne<br />

infrage. Da diese aber nicht planbar zur<br />

Verfügung stehen, müssen deren geerntete<br />

Energien in absehbarer Zeit in grö ßerem<br />

Umfang gespeichert werden. Als ernsthafte<br />

Speicher kristallisieren sich hierbei immer<br />

mehr elektrische und chemische Speicher<br />

heraus. Die drei neuen Player in der<br />

Energieversorgung Wind, Sonne und Speicher<br />

haben eines gemein: Sie besitzen keine<br />

Schwungräder oder <strong>and</strong>ere rotierende<br />

Massen mehr, da alle drei über leistungselektronische<br />

Umrichter an das Netz angeschlossen<br />

werden. Heutzutage stehen noch<br />

wenige Umrichter vielen Kraftwerken gegenüber,<br />

so dass sich die Umrich ter an die<br />

Schwungmassen und deren Frequenz anpassen<br />

müssen. Das geschieht durch synthetische<br />

Erzeugung von Momentanreserve-<br />

und Primärregelleistung. Dazu berechnen<br />

die Umrichter aus der abgegebenen<br />

Wirk- und Blindleistung die passenden<br />

Spannungswinkel und -amplituden. Damit<br />

ver halten sich diese neuen Elemente dann<br />

ebenfalls wie Kraftwerke und können in<br />

das System inte griert werden.<br />

Zukünftig aber wird sich das Verhältnis<br />

umkehren: Einer Vielzahl durchaus leistungsstarker<br />

schwungmassefreier Umrichter<br />

bei Wind- und PV-Anlagen sowie bei<br />

Speichern und Gleichstromleitungen werden<br />

immer weniger – oder auch bald keine<br />

– konventionellen Kraftwerke mehr gegenüber<br />

stehen. Damit ist die Anpassung<br />

der Umrichter an die Welt der<br />

rotierenden Schwungmassen obsolet und<br />

eine neue Art der Netzregelung könnte eingeführt<br />

werden: Die win kelorientierte<br />

Netzregelung.<br />

3 Das neue „konventionelle“<br />

Kraftwerk oder Speicherkraftwerk<br />

Die Grundprinzipien der Elektrischen<br />

Energieversorgung sowie der Netzregelung<br />

sind universell und müssen für alle<br />

Arten der Erzeugung, der Übertragung<br />

und Verteilung sowie des Verbrauchs wie<br />

folgt eingehalten werden:<br />

––<br />

Weiträumige und feinverteilte Energieversorgung<br />

benötigt ein Drehstromnetz.<br />

––<br />

Plötzliche Laständerungen müssen ins-<br />

39


Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerken <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

tantan durch Momentanreserveleistung<br />

gespeist wer den.<br />

––<br />

Die Speicher der Momentanreserveleistung<br />

müssen im Sekundenbereich durch<br />

die Primärre gelung entlastet und wieder<br />

aufgefüllt werden. Dazu werden Primärregelleistungs-Speicher<br />

benötigt.<br />

––<br />

Die Primärregelleistung muss im Minutenbereich<br />

durch die Sekundärregelung<br />

abgelöst wer den. Dabei ist dann auch<br />

deren Speicher wieder aufzuladen.<br />

––<br />

Anschließend treten Fahrplanänderungen<br />

in Kraft, welche alle Regler wieder<br />

„auf null“ stel len.<br />

––<br />

In einer voll-regenerativ versorgten Energieversorgung<br />

kommt noch folgende<br />

Aufgabe hin zu: Gewisse Mengen der geernteten<br />

Energie müssen für Prognosefehler<br />

sowie „Dunkelflau ten“ gespeichert<br />

werden.<br />

Bislang wurden diese Aufgaben von konventionellen<br />

Kraftwerken wahrgenommen,<br />

welche dazu aus einer Systemkette<br />

bestehend aus unterschiedlich schnellen<br />

Speichern sowie Umw<strong>and</strong>lern/An passern<br />

aufgebaut sind. In B i l d 1 a ist dazu beispielhaft<br />

die Systemkette eines Kohlekraftwerks<br />

dar gestellt. Dessen Funktionsweise<br />

soll anh<strong>and</strong> einer sprungförmigen Leistungsan<strong>for</strong>derung<br />

an den Generatorklemmen<br />

dargestellt werden.<br />

––<br />

Umw<strong>and</strong>lung/Anpassung: Die sprungförmige<br />

elektrische Leistungsan<strong>for</strong>derung<br />

wird vom Generator bei noch konstanter<br />

Drehzahl instantan in eine<br />

sprungförmige Erhöhung des Luft spalt-<br />

Moments und damit der mechanischen<br />

Leistung umgesetzt.<br />

––<br />

Speicher: Der Turbosatz bestehend aus<br />

Turbine-Generator-Erreger speichert instantan<br />

kineti sche Energie aus und liefert<br />

diese mechanische Leistung. Dadurch<br />

sinkt die Drehzahl ab, welche hier die<br />

Größe des Speicherinhalts kennzeichnet.<br />

––<br />

Umw<strong>and</strong>lung/Anpassung: Der Primärregler<br />

greift über das Turbinenventil auf<br />

den Frisch dampfspeicher (Trommeloder<br />

Benson-Kessel) zu, wodurch im Sekundenbereich<br />

der Dampfstrom erhöht<br />

wird. Damit steigt das Turbinenmoment<br />

an und füllt den Drehzahl-Spei cher wieder<br />

auf.<br />

––<br />

Speicher: Durch den erhöhten Dampfstrom<br />

sinkt der Dampfdruck ab, welcher<br />

hier die Grö ße des Speicherinhalts kennzeichnet.<br />

––<br />

Umw<strong>and</strong>lung/Anpassung: Der Brennst<strong>of</strong>fregler<br />

erhöht die Feuerung, um den<br />

Druck auszu regeln. Dabei wird mehr<br />

Kohle C mit Sauerst<strong>of</strong>f O 2 zu CO 2 umgew<strong>and</strong>elt.<br />

Im Verdampfer wird mehr<br />

Dampf erzeugt. Mit dem erhöhten<br />

Dampfstrom wird der Druck-Speicher<br />

wieder aufgefüllt.<br />

––<br />

Speicher: Der Brennst<strong>of</strong>fregler greift im<br />

Minutenbereich auf die Kohlehalde zu<br />

und erhöht den Brennst<strong>of</strong>f-Massenstrom.<br />

Die Kohlemasse der Halde wird<br />

weniger, welche hier die Grö ße des Speicherinhalts<br />

kennzeichnet. Hier findet<br />

selbstverständlich keine Wieder-aufladung<br />

durch das Kraftwerk selbst statt,<br />

sondern die Kohle muss von außen zugeführt<br />

werden.<br />

Durch das zunehmende Vorh<strong>and</strong>ensein regenerativer<br />

Energiequellen aus Wind und<br />

Sonne muss das konventionelle Kraftwerk<br />

zu gewissen Zeiten seine Leistung stark<br />

reduzieren, um diesen Erzeugern Platz zu<br />

schaffen. Dazu muss die Mindestleistung abgesenkt<br />

und die Regelgeschwindigkeit erhöht<br />

werden. In dieser An<strong>for</strong>derung stehen<br />

heute alle fossilen Erzeuger [3,4].<br />

Um die o.g. Versorgungs- und Netzregelaufgaben<br />

auch weiterhin in einer voll-regenerativen<br />

Welt realisieren zu können,<br />

braucht es neue „konventionelle“ Kraftwerke,<br />

welche Energie bei „Dunkel flauten“<br />

nicht nur liefern, sondern in Überschuss-<br />

Situationen auch speichern können. Dabei<br />

müssen diese neuen Anlagen für eine Übergangszeit<br />

auch noch in einer schwungmasse-orientierten<br />

Energie versorgung gemeinsam<br />

mit konventionellen Kraftwerken<br />

funktionieren. In einer rein umrichter-orientierten<br />

Energieversorgung können sie<br />

dann auch entweder netzbildend oder aber<br />

netzstützend bei konstanter Netzfrequenz<br />

betrieben werden, was den Übergang zur<br />

Winkelregelung bedeutet.<br />

In B i l d 1 b ist die Systemkette dieses neuen,<br />

schwungmassefreien Kraftwerks dargestellt,<br />

welches im netzbildenden Modus<br />

arbeiten kann. Auch hier soll die Wirkungsweise<br />

wieder anh<strong>and</strong> einer sprungförmia.<br />

The old conventional power plant<br />

O 2<br />

C<br />

C<br />

<strong>Heat</strong><br />

H 2 O<br />

Stean<br />

Live<br />

Steam<br />

G<br />

P<br />

Coal <strong>Storage</strong><br />

Combustion<br />

CO 2<br />

Pipe Wall<br />

Boiler<br />

Drum or<br />

Benson<br />

Boiler<br />

Valve &<br />

Turbine<br />

Rotating<br />

Mass<br />

Generator<br />

Three-Phase<br />

System<br />

b. The new "codventional" or storage power plant (SPP)<br />

O 2<br />

<strong>Heat</strong><br />

DC<br />

H 2<br />

DC<br />

DC<br />

Fuel Cell Capacitor Converter<br />

DC<br />

DC<br />

P<br />

H 2<br />

H 2 O<br />

DC<br />

AC<br />

Transportation<br />

H 2<br />

DC<br />

DC<br />

DC<br />

Battery<br />

Converter<br />

Supercapacitor<br />

Converter<br />

Three-Phase<br />

System<br />

Electrolyzer Capacitor Converter<br />

O 2 <strong>Storage</strong>:<br />

Secondary<br />

Control<br />

Energy<br />

Conversion<br />

Adaptation<br />

Chemical-<br />

Thermal<br />

<strong>Storage</strong>:<br />

<strong>Heat</strong><br />

Adaptation<br />

<strong>Storage</strong>:<br />

Primary<br />

Control<br />

Energy<br />

Conversion<br />

Adaptation<br />

Thermal-<br />

Mechanical<br />

<strong>Storage</strong>:<br />

Inertia<br />

Energy<br />

Conversion<br />

Adaptation<br />

Mechanical-<br />

Electrical<br />

Network<br />

Bild 1. Vergleich von konventionellem thermischen Kraftwerk und Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerk.<br />

40


Abwärme<br />

Abwärme<br />

"exotherm"<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerken<br />

gen Leistungsan<strong>for</strong>derung am DC/AC-Umrichter<br />

dargestellt werden:<br />

––<br />

Umw<strong>and</strong>lung/Anpassung: Die sprungförmige<br />

elektrische Leistungsan<strong>for</strong>derung<br />

führt beim Umrichter bei konstant<br />

gehaltenem Netz-Spannungswinkel<br />

(netzbildend) zu einer instantanen Erhöhung<br />

des Drehstroms und damit auch<br />

zu einer instantanen Erhöhung des<br />

Gleichstroms auf der Gleichstromseite.<br />

––<br />

Speicher: Der Super-Capacitor speichert<br />

instantan elektrische Energie aus und<br />

liefert diese Leistung. Dadurch sinkt seine<br />

Spannung ab, welche hier die Größe<br />

des Speicherinhalts kennzeichnet. Dieses<br />

Verhalten entspricht der Momentanreserve<br />

des konventionellen Kraft werks.<br />

––<br />

Umw<strong>and</strong>lung/Anpassung: Die Regelung<br />

des nachgeschalteten DC/DC-Umrichters<br />

soll die Kondensatorspannung<br />

konstant halten. Dazu greift sie auf die<br />

Batterie zu, wodurch im Se kundenbereich<br />

der Batteriestrom erhöht wird.<br />

Damit steigt der Kondensator-Ladestrom<br />

an und füllt den Spannungs-Speicher<br />

wieder auf. Dieses Verhalten entspricht<br />

der Primärrege lung des konventionellen<br />

Kraftwerks.<br />

––<br />

Speicher: Durch den erhöhten Batteriestrom<br />

sinkt die Batteriespannung ab,<br />

welche hier die Größe des Speicherinhalts<br />

kennzeichnet.<br />

––<br />

Umw<strong>and</strong>lung/Anpassung: Der Brennst<strong>of</strong>fzellen-Regler<br />

erhöht die Aktivität<br />

der Brennst<strong>of</strong>f zelle, um die Batterie zu<br />

laden und die Batteriespannung auszuregeln.<br />

Dabei wird mehr Wasserst<strong>of</strong>f 2H 2<br />

mit Sauerst<strong>of</strong>f O 2 zu H 2 O umgew<strong>and</strong>elt.<br />

Der DC/DC-Umrichter passt dabei die<br />

Spannungen an. Mit dem erhöhten Batteriestrom-Ladestrom<br />

wird der<br />

Spannungs-Spei cher wieder aufgefüllt.<br />

––<br />

Speicher: Der Brennst<strong>of</strong>fzellenregler<br />

greift im Minutenbereich auf den Wasserst<strong>of</strong>fspeicher<br />

zu und erhöht den<br />

Brennst<strong>of</strong>f-Massenstrom. Die Wasserst<strong>of</strong>f-Masse<br />

des Speichers wird ge ringer,<br />

welche hier die Größe des Speicherinhalts<br />

kennzeichnet. Hier kann Wiederaufladung<br />

stattfinden.<br />

Im Gegensatz zum alten konventionellen<br />

Kraftwerk, welches seine Leistungsabgabe<br />

nur bis zu ei ner Mindestleistung verringern<br />

kann, kann das neue konventionelle<br />

Kraftwerk seine Leistung auch umkehren<br />

und funktioniert damit wie ein Wasser-<br />

Speicherkraftwerk oder Pumpspei cherkraftwerk.<br />

Dazu wird bei Produktionsüberschuss<br />

aus den regenerativen Quellen stoßfrei<br />

von Brennst<strong>of</strong>fzellen- auf Elektrolyseur-Betrieb<br />

umgeschaltet. Der zugehörige<br />

Umrichter passt wieder die Spannung an<br />

und der Elektrolyseur erzeugt Wasserst<strong>of</strong>f<br />

passenden Drucks. Das neue konventionelle<br />

Kraftwerk kann somit als Speicherkraftwerk<br />

bezeichnet werden.<br />

4 Das Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerk<br />

in der Sektorenkopplung<br />

In B i l d 2 ist das Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerk<br />

als verbindendes Element in der<br />

Sektorenkopplung dargestellt. Bei Überschuss<br />

von regenerativer Energie wird der<br />

Wasserst<strong>of</strong>f-Speicher aufgeladen, während<br />

bei Strommangel aus dem Wasserst<strong>of</strong>f-<br />

Speicher das Stromsystem versorgt wird.<br />

Hierbei ist in beiden Betriebsmodi (Elektrolyseur-<br />

oder Brennst<strong>of</strong>fzellenbetrieb)<br />

stets die vollumfängliche Netzregelung garantiert,<br />

so dass bezüglich der „Netzstabilität“<br />

keine unbeherrschbaren Situationen<br />

entstehen können.<br />

Im Normalbetrieb soll das Wasserst<strong>of</strong>f-<br />

Speicherkraftwerk im Verbrauchsmodus<br />

arbeiten, d.h., es wird über den Elektrolyseur<br />

Wasserst<strong>of</strong>f erzeugen. Damit werden<br />

dann auch die Bereiche „Verkehr (Schwerverkehr)“<br />

und „Wärmebedarf“ gedeckt. Die<br />

batterieelektrischen Fahrzeuge (BEV)<br />

hinge gen sind als neue Verbraucher im<br />

elektrischen Netz angesiedelt. Bei Dunkelflauten<br />

jedoch wird das elektrische Netz<br />

aus dem Wasserst<strong>of</strong>f-Speicher versorgt.<br />

„Ferne Atomenergie“<br />

Sonne<br />

Wärme<br />

„Luft,<br />

Wasser,<br />

Boden“<br />

„begrenzt“<br />

Biomasse<br />

Müllverbrennung<br />

Erdwärme<br />

Windparks<br />

Photovoltaik<br />

Wärmepumpe<br />

Warmwasser<br />

„Wärme“<br />

Wärmebedarf<br />

„Fernwärme“<br />

Elektrisches<br />

Netz<br />

„Drehstrom“<br />

Wasserst<strong>of</strong>f-<br />

Speicherkraftwerk<br />

250 kW - 500 MW<br />

Wasserst<strong>of</strong>f<br />

„H 2 “<br />

Methanisierung<br />

„Sabatier“<br />

Verkehr<br />

Elektrische<br />

Verbraucher<br />

„Flexibilität“<br />

Methan<br />

„CH 4 “<br />

CO 2<br />

„Luft“<br />

Batterie<br />

elektrische<br />

Fahrzeuge<br />

BEV<br />

„Speicherbedarf für<br />

Warmwasser,<br />

Wasserst<strong>of</strong>f,<br />

Methan“<br />

Bild 2. Das Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerk als Teil der Sektorenkopplung.<br />

41


Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerken <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

a. Network<br />

W<br />

S<br />

W<br />

S<br />

H<br />

W<br />

Bild 3. 25-Knoten-Beispielnetz <strong>11</strong>0 kV.<br />

Hier ist dann auch eine hohe Flexibilität<br />

der elektrischen Verbraucher notwendig,<br />

um die Speicherkapazitäten nicht zu überlasten.<br />

Jedenfalls ist von einem weiteren<br />

starken Ausbau der erneuerbaren Energien<br />

auszugehen, damit das System im Gleichgewicht<br />

bleiben kann. Untersuchungen haben<br />

ergeben, dass alleine für den Strombedarf<br />

der Stadt Berlin in Windparks eine<br />

installierte Leistung von acht Gigawatt vorgehalten<br />

werden müsste. Deshalb sind hier<br />

auch Importe aus den Bereichen Strom,<br />

S<br />

S<br />

T<br />

W<br />

S<br />

Voltage Base<br />

Apparent power base<br />

Interconnecting line length<br />

Line reactance per unit length<br />

Line resistance to reactance ratio<br />

Network Components<br />

Type No. Power per<br />

Element (MW)<br />

Loads<br />

14 4 MW<br />

<strong>Storage</strong> PP 5 5 MW<br />

Thermal PP 1 5 MW<br />

Hydro PP<br />

1 5 MW<br />

Wind PP<br />

4 5.25 MW<br />

Generating units <strong>11</strong> -<br />

Wasserst<strong>of</strong>f und Gas vorzusehen.<br />

<strong>11</strong>0 kV<br />

10 MVA<br />

250 km<br />

0.3 Ω/km<br />

0.1<br />

Total power<br />

(MW)<br />

56 MW<br />

25 MW<br />

5 MW<br />

5 MW<br />

21 MW<br />

56 MW<br />

5 Netzbetrieb mit Wasserst<strong>of</strong>f-<br />

Speicherkraftwerken<br />

Um den Netzbetrieb mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerken<br />

zu erläutern, ist in B i l d 3<br />

ein einfaches 25-Knoten-Beispielnetz mit<br />

seinen Kenngrößen dargestellt. In diesem<br />

Netz befinden sich neben den Wasserst<strong>of</strong>f-<br />

Speicherkraftwerken S mehrere Windparks<br />

W, ein thermisches Kohlekraftwerk<br />

T, ein Wasserkraftwerk W sowie mehrere<br />

Verbraucher. Die Kennwerte des<br />

Netzes sind in der Abbildung in Tabellen<br />

zusammen gefasst.<br />

Lastzuschaltung<br />

Im ersten Beispiel wird als Störanregung die<br />

Verbraucherlast am Knoten 13 sprungförmig<br />

von 4 auf 10 MW erhöht. Alle Kraftwerke<br />

sollen dabei gleichberechtigt an der Netzreglung<br />

teilnehmen und vor der Störung<br />

das Netz gemäß der Tabelle „Network Components“<br />

in B i l d 3 versorgen. Um die zeitliche<br />

Arbeitsweise sichtbar zu machen, werden<br />

neben der Netzfrequenz die Kraftwerksleistungen<br />

des Kohlekraftwerks, des<br />

Wasserkraftwerks und des Speicherkraftwerks<br />

am Knoten 7 in B i l d 4 in per-unit-<br />

Werten dargestellt. Als Zeitbereiche wurden<br />

2 s, 50 s und 2000 s gewählt, womit das<br />

Verhalten bezüglich der Momentanreserve,<br />

der Primärregelung und der Sekundärregelung<br />

deutlich wird.<br />

Momentanreserve (Bildteil a):<br />

Die Steigung des Frequenzabfalls zum Zeitpunkt<br />

null beträgt umgerechnet etwa<br />

- 2 Hz/s. Alle Kraftwerke liefern im ersten<br />

Moment Momentanreserve und tragen damit<br />

gemeinsam zu diesem langsamen und<br />

beherrschbaren Frequenzabfall (RoCoF)<br />

a) Momentanreserve<br />

1.002<br />

[pu]<br />

1.000<br />

0.998<br />

0.996<br />

0.600<br />

[pu]<br />

0.560<br />

0.520<br />

0.994<br />

0.480<br />

199.6 200 200.4 200.8 201.2 [s] 201.6 199.6 200 200.4 200.8 201.2 [s] 201.6<br />

b) Primarregelung<br />

1.002<br />

[pu]<br />

1.000<br />

0.998<br />

0.996<br />

0.600<br />

[pu]<br />

0.560<br />

0.520<br />

0.994<br />

0.480<br />

190 200 210 220 230 [s] 240 190 200 210 220 230 [s] 240<br />

c) Sekundarregelung<br />

1.002<br />

[pu]<br />

1.000<br />

0.998<br />

0.996<br />

0.994<br />

0 400 800 1200 1600 [s] 2000<br />

f(t): Frequency<br />

0.600<br />

[pu]<br />

0.560<br />

0.520<br />

0.480<br />

0 400 800 1200 1600 [s] 2000<br />

p(t): SPP node 7 p(t): TPP node 19<br />

p(t): HPP node 12 p(t): WPP node 3<br />

Bild 5. Frequenz und Leistungsbereitstellung der einzelnen Kraftwerkstypen T, H und S (Knoten 7).<br />

42


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerken<br />

a. Network<br />

W<br />

S<br />

W<br />

S<br />

H<br />

W<br />

bei, auch die schwungmassefreien, per<br />

Umrichter an das Netz an geschlossenen<br />

Speicherkraftwerke.<br />

Primärregelung (Bildteil b):<br />

Neben dem Kohlekraftwerk und dem Wasserkraftwerk<br />

liefert auch das Speicherkraftwerk<br />

zuverläs sig Primärregelleistung,<br />

womit ein Frequenzminimum bei etwa<br />

- 0,996 pu entsprechend - 200 mHz erreicht<br />

wird. Das festdruckgeregelte Kohlekraftwerk<br />

erleidet eine vorübergehende Druckreduktion,<br />

weswegen hier die abgegebene<br />

Wirkleistung etwas einbricht.<br />

Sekundärregelung (Bildteil c):<br />

Alle Kraftwerke nehmen mit entsprechender<br />

Leistungsaufteilung an der Sekundärregelung<br />

teil, weshalb die Netzfrequenz<br />

S<br />

S<br />

W<br />

S<br />

b. Ramp increase in power generation by wind power<br />

plants <strong>and</strong> resulting increase in frequency<br />

1.2<br />

1.0<br />

0.8<br />

0.6<br />

0.4<br />

0.2<br />

0 600 1200 1800 2400 [s) 3000<br />

p(t): Wind PP at node 3 in pu<br />

1.016<br />

1.012<br />

1.008<br />

1.004<br />

1.000<br />

0.996<br />

Bild 5. Ausregelung einer Windfront: Frequenzverlauf.<br />

0 600 1200 1800 2400 [s) 3000<br />

f(t): Frequency in pu<br />

sicher auf den Nennwert von 50 Hz zurückgeführt<br />

werden kann. Der Speicherinhalt<br />

des Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerks<br />

muss dabei natürlich so groß sein,<br />

dass er seine Leistungserhöhung auch<br />

über die benötigte Zeit aufrecht erhalten<br />

kann.<br />

Ausregelung einer Windfront<br />

Im zweiten Beispiel wird angenommen,<br />

dass im Netz eine durchlaufende Windfront<br />

ausgere gelt werden muss. Zudem<br />

wird hier ein voll-regenerativer Betrieb angenommen,<br />

bei welchem das Kohlekraftwerk<br />

bereits außer Betrieb ist, siehe<br />

B i l d 5 . Hierbei wird ein Windleistungs-<br />

Anstieg von 80 % der installierten Leistung<br />

innerhalb von 600 s entsprechend 10 Minuten<br />

vorausgesetzt, siehe B i l d 1 b .<br />

Bei diesem Vorgang steigt die Netzfrequenz<br />

während des Windanstiegs um 0,016 pu<br />

entsprechend 800 mHz an, um dann bei<br />

der erhöhten Windleistungs-Einspeisung<br />

aufgrund der Sekundärregelung wieder<br />

auf den Nennwert zurückgeführt zu<br />

werden.<br />

In B i l d 6 b sind die Leistungsverläufe des<br />

Wasserkraftwerks und eines Speicherkraftwerks<br />

darge stellt. Beim Ansteigen der<br />

Windleistung verringern zunächst beide<br />

Kraftwerkstypen ihre Leistungs abgabe,<br />

wobei das Wasserkraftwerk bei seiner Mindestleistung<br />

von 0,5 pu stehen bleibt. Das<br />

Spei cherkraftwerk hingegen kann seine<br />

Leistung auch umkehren und damit die gesamte<br />

verbleibende Windleistung aufnehmen.<br />

Dabei geht das Kraftwerk automatisch<br />

vom Brennst<strong>of</strong>fzellen-Betrieb in den<br />

Elektrolyseur-Betrieb über, siehe B i l d<br />

6b.<br />

In B i l d 6 c ist dazu noch der Pegel des zugehörigen<br />

Wasserst<strong>of</strong>fspeichers dargestellt.<br />

Aufgrund des Umschaltens auf Elektrolyseur-Betrieb<br />

bei Windanstieg wird der<br />

Speicher wieder aufgefüllt, was natürlich<br />

bei den konventionellen Kraftwerken nicht<br />

möglich war. Damit ist dieses Kraftwerk<br />

auch für die vollumfängliche Sektorenkopplung<br />

geeignet.<br />

Resümee<br />

Mit dem vorgestellten schwungmassefreien<br />

Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerk lässt sich<br />

in einer voll-regenerativen elektrischen<br />

Energieversorgung sowohl Netzregelung<br />

als auch Sektorenkopplung bei steter Auf-<br />

H 2<br />

a) Darstellung der internen Speicher<br />

O 2<br />

<strong>Heat</strong><br />

DC<br />

H 2 H 2 O<br />

Transportation<br />

DC<br />

DC<br />

H 2 DC<br />

DC<br />

DC<br />

Fuel Cell Capacitor Converter<br />

Electrolyzer Capacitor Converter<br />

DC<br />

DC<br />

DC<br />

AC<br />

Battery Converter Supercapacitor<br />

Converter<br />

P<br />

Three-Phase<br />

System<br />

O 2<br />

b) Leistungsverläufe c) Ströme und Massenstrom d) Spannugen und Wasserst<strong>of</strong>f-Level<br />

Active power output<br />

1.4<br />

[pu]<br />

1.0<br />

0.6<br />

0.2<br />

-0.2<br />

Wind<br />

Wasserkraft<br />

Nulllinie<br />

Current flow from SPP storages<br />

0.30<br />

[pu]<br />

0.15<br />

0.00<br />

-0.15<br />

-0.30<br />

BZ<br />

EL<br />

Wasserst<strong>of</strong>fspeicherkrattwerk<br />

Ströme-<br />

SuperCap und<br />

Batterie<br />

Massenstrom<br />

Wasserst<strong>of</strong>fspeicher<br />

Voltage levels <strong>of</strong> SPP storages<br />

1.03<br />

[pu]<br />

1.02<br />

1.01<br />

1.00<br />

0.99<br />

Spannung<br />

Batterie<br />

Spannung<br />

SuperCap<br />

Level<br />

Wasserst<strong>of</strong>fspeicher<br />

-0.6<br />

-0.45<br />

0.98<br />

0 400 800 1200 1600 [s]2000 0 400 800 1200 1600 [s]2000 0 400 800 1200 1600 [s]2000<br />

Bild 6. Ausregelung einer Windfront: Leistungen, Ströme und Level.<br />

43


Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerken <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

rechterhaltung der Versorgungssicherheit<br />

betreiben. Leistungsmäßig kann das Kraftwerk<br />

dabei so hoch-skaliert werden, dass<br />

sowohl Sektorenkopplung in Städten als<br />

auch Netzregelung und Wasserst<strong>of</strong>f-Erzeugung<br />

in industriellen Großanlagen durchgeführt<br />

werden kann. Damit ist dann eine<br />

realistische Perspektive für eine CO 2 -freie<br />

Energieversorgung gegeben.<br />

Literatur<br />

1. Weber, H.: Von der Frequenzregelung mit<br />

Schwungmassen (netzstützende Maßnahmen)<br />

zur Winkelregelung mit Umrichtern<br />

(netzbildende Maßnahmen), 12. ETG/GMA-<br />

Fachtagung „Netzregelung und Systemführung“,<br />

26. – 27.09.2017, Berlin.<br />

2. Töpfer, M., Weber, H., Gerdun, P., Ahmed,<br />

N.: Untersuchungen zur vollregenerativen<br />

Stromversorgung mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerken,<br />

13. ETG/GMA-Fachtagung<br />

„Netz regelung und Systemführung“ (2019),<br />

18 - 19.09.2019, Berlin, Germany.<br />

3. Ahmed, N., Weber, H.: Importance <strong>of</strong> <strong>Storage</strong><br />

Power Plants (SPP) in Large-Scale Renewa ble<br />

Energy Integration, 2020 Wind Integration<br />

Workshop, <strong>11</strong>-12 November 2020. (Virtual<br />

Conference).<br />

l<br />

<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />

Teil 41: Power to Gas<br />

Part 41: Power to Gas<br />

RDS-PP ® Anwendungsrichtlinie<br />

Application Guideline<br />

<strong>VGB</strong>-S-823-41-2018-07-EN-DE. deutsch/englische Ausgabe 2018<br />

DIN A4, 160 Seiten, Preis für <strong>VGB</strong>-Mit glie der* € 280,–, für Nicht mit glie der € 420,–, + Ver s<strong>and</strong> kos ten und MwSt.<br />

Das vollständige RDS-PP ® umfasst zusätzlich die Publikationen <strong>VGB</strong>-S-821-00-2016-06-DE und <strong>VGB</strong>-B 102;<br />

empfohlen werden des Weiteren der <strong>VGB</strong>-S-891-00-2012-06-DE-EN und <strong>VGB</strong>-B 108 d/e.<br />

Für eine effiziente Abwicklung der Aufgaben von Planung, Entwicklung, Bau, Betrieb und Inst<strong>and</strong>haltung einer<br />

industriellen Anlage, ist es hilfreich, die Anlage zu gliedern und die einzelnen Anlagenteile klar und eindeutig<br />

mit einem alphanumerischen Kennzeichen zu versehen. Eine gute Kennzeichensystematik bildet die Struktur<br />

der Anlage und das Zusammenwirken ihrer einzelnen Teile genau ab.<br />

Die Kennzeichnung unterstützt damit unter <strong>and</strong>erem ein wirtschaftliches Engineering der Anlage sowie eine<br />

kostenoptimierte Beschaffung, indem Anlagenteile mit vergleichbaren An<strong>for</strong>derungen leicht und frühzeitig<br />

identifiziert werden können. Für Betrieb und Inst<strong>and</strong>haltung dient diese Kennzeichnung auch als eindeutige Adresse in Betriebsführungs- und<br />

Inst<strong>and</strong>haltungssystemen.<br />

Zur Kennzeichnung von Industrieanlagen und ihrer Dokumentation gibt es internationale Normen, vor allem die DIN/EN-Reihe 81346.<br />

Das auf diesen Grundnormen basierende Kennzeichnungskonzept wird „Reference Designation System (RDS)“ genannt. Es ist prinzipiell<br />

für alle Industrieanlagen anwendbar.<br />

Für den Kraftwerksbereich wurde in Einklang mit den Grundnormen die Fachnorm DIN ISO/TS 81346-10 veröffentlicht.<br />

Sie ist die normative Grundlage für das RDS-PP®, das „Reference Designation System <strong>for</strong> Power Plants“.<br />

Diese Fachnorm deckt die Anwendung für alle Fachbereiche und alle Typen von Anlagen der Energieversorgung ab.<br />

Das vorliegende Dokument regelt die Anwendung des Kennzeichensystems RDS-PP für Power to Gas Anlagen.<br />

Die Richtlinie enthält detaillierte Festlegungen zur Referenzkennzeichnung für Anlagenteile, die spezifisch für eine Power to Gas Anlage<br />

sind (z.B. Elektrolyseur, Methanisierungssystem).<br />

Für Anlagenteile, die projektspezifisch variieren, gibt die Richtlinie prinzipielle Anleitungen mit Beispielen, die im konkreten Anwendungsfall<br />

sinngemäß umzusetzen sind. Dies gilt insbesondere für Hilfs- und Nebensysteme.<br />

* Für Ordentliche Mitglieder (Anlagenbetreiber und -eigentümer) des <strong>VGB</strong> ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.<br />

<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />

RDS-PP ®<br />

Application Guideline<br />

Part 41: Power to Gas<br />

Anwendungsrichtlinie<br />

Teil 41: Power to Gas<br />

<strong>VGB</strong>-S-823-41-2018-07-EN-DE<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany<br />

Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop<br />

44


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation<br />

Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency<br />

Containment Reserve activation<br />

Philipp Maucher <strong>and</strong> Hendrik Lens<br />

Kurzfassung<br />

Dynamische Überwachung der<br />

Aktivierung der Primärregelleistung<br />

Frequency Containment Reserve (FCR), auch<br />

bekannt als Primärregelleistung, ist die<br />

schnellste Art der Regelleistung (RL), die zur<br />

Frequenzhaltung eingesetzt wird. In der Vergangenheit<br />

wurde die FCR durch eine geringe<br />

Anzahl an großen Kraftwerken erbracht. Die<br />

technischen An<strong>for</strong>derungen an die FCR-Aktivierung<br />

konnten daher manuell überprüft werden.<br />

Da die FCR zunehmend von einer großen<br />

Anzahl an kleineren Einheiten bereitgestellt<br />

wird, sind manuelle Verfahren in Zukunft keine<br />

praktikable Option. Aus diesem Grund wird in<br />

diesem Artikel ein Konzept für ein automatisiertes<br />

Monitoring der FCR-Erbringungsqualität<br />

im Betrieb vorgestellt.<br />

Bevor jedoch das FCR-Monitoring durchgeführt<br />

werden kann, muss die gemessene Wirkleistung<br />

auf die Fahrplanleistung und die verschiedenen<br />

RL-Produkte aufgeteilt werden, da diese gleichzeitig<br />

bereitgestellt werden können. Dieser Artikel<br />

präsentiert eine Methode zur Trennung verschiedener<br />

RL-Produkte basierend auf dynamischen<br />

Modellen.<br />

Im vorgeschlagenen Monitoringkonzept wird<br />

basierend auf dem FCR-Sollwert ein Toleranzkanal<br />

gebildet, der den zulässigen Bereich für<br />

die FCR-Aktivierung definiert. Dieser Toleranzkanal<br />

wird mittels eines dynamischen Modells<br />

festgelegt, das dem langsamsten Regelleistungserbringer<br />

entspricht, dessen FCR-Aktivierung<br />

noch als kon<strong>for</strong>m gilt.<br />

Zur Auswertung von längeren Zeiträumen wird<br />

die tatsächliche FCR-Aktivierung relativ zum<br />

Toleranzkanal normiert. Abschließend werden<br />

die mit dem vorgeschlagenen Monitoringkonzept<br />

erhaltenen Ergebnisse für verschiedene<br />

Arten nicht-kon<strong>for</strong>mer FCR-Aktivierung, wie<br />

z.B. begrenzte oder verspätete Erbringung, diskutiert.<br />

l<br />

Authors<br />

Philipp Maucher, M.Sc.<br />

Research Scientist<br />

Pr<strong>of</strong>. Dr.-Ing. Hendrik Lens<br />

Head <strong>of</strong> Department Power <strong>Generation</strong> <strong>and</strong><br />

Automatic Control<br />

University <strong>of</strong> Stuttgart – IFK<br />

Stuttgart, Germany<br />

Frequency Containment Reserve (FCR), also<br />

known as primary control reserve, is the fastest<br />

active power reserve (APR) used <strong>for</strong> system<br />

balancing. In the past, FCR was provided<br />

by a limited number <strong>of</strong> large units <strong>and</strong> the<br />

technical requirements on FCR activation<br />

could be monitored by a manual procedure.<br />

Due to the fact that FCR increasingly is provided<br />

by a large number <strong>of</strong> smaller units,<br />

manual procedures are no viable option <strong>for</strong><br />

the future. For this reason, this article describes<br />

an automated concept <strong>for</strong> monitoring<br />

the quality <strong>of</strong> the activation <strong>of</strong> FCR during<br />

operation.<br />

Be<strong>for</strong>e FCR monitoring can be carried out,<br />

however, the measured active power has to be<br />

apportioned among the scheduled power <strong>and</strong><br />

the different APR products, as they may be<br />

provided simultaneously. This article presents<br />

a method <strong>for</strong> the separation <strong>of</strong> different<br />

APR products based on dynamic models.<br />

In the proposed monitoring concept, a tolerance<br />

channel is created based on the FCR setpoint,<br />

defining the admissible range <strong>for</strong> FCR<br />

activation. This tolerance channel is established<br />

by means <strong>of</strong> a dynamic model corresponding<br />

to the slowest reserve provider (RP)<br />

whose FCR activation is still considered to be<br />

compliant.<br />

For the purpose <strong>of</strong> evaluation <strong>for</strong> longer time<br />

periods, the actual FCR activation is normalized<br />

relative to the tolerance channel. Finally,<br />

the article discusses results obtained with the<br />

proposed monitoring concept <strong>for</strong> different<br />

kinds <strong>of</strong> non-compliant FCR activation such<br />

as limited or delayed activation.<br />

1 Introduction<br />

1.1 Motivation<br />

In a power system, production <strong>and</strong> consumption<br />

must always be in balance. If the<br />

planned production <strong>and</strong> consumption are<br />

not balanced, the difference is compensated<br />

by the synchronous generators <strong>of</strong> the<br />

power plants, leading to their deceleration<br />

(consumption > production) or acceleration<br />

(consumption < production) <strong>and</strong>,<br />

thus, to an according change <strong>of</strong> the system<br />

frequency. Since the admissible range <strong>for</strong><br />

the grid frequency is limited, active power<br />

reserve (APR) must be used <strong>for</strong> stabilization.<br />

Frequency Containment Reserve<br />

(FCR) is used as the fastest kind <strong>of</strong> APR,<br />

which mitigates frequency changes quickly<br />

by activating active power proportional to<br />

the grid frequency.<br />

In Europe, FCR is procured by Transmission<br />

System Operators (TSO) as an APR product,<br />

mostly on dedicated markets. In order<br />

to guarantee secure grid operation, the<br />

TSO drafted the definition <strong>of</strong> technical criteria<br />

<strong>for</strong> FCR in the EU network codes <strong>and</strong><br />

their national implementations, among<br />

which minimum requirements on response<br />

times, dynamic behaviour, accuracy, <strong>and</strong><br />

reliability. APR providers may <strong>of</strong>fer FCR by<br />

means <strong>of</strong> generation units, storage devices,<br />

or loads (reserve providing units) or in<br />

groups <strong>of</strong> several units (reserve providing<br />

groups). In this article, both reserve providing<br />

units <strong>and</strong> groups are denoted as reserve<br />

providers (RP). To this end, be<strong>for</strong>e a RP can<br />

participate in FCR provision, its compliance<br />

with the criteria above is verified in a socalled<br />

prequalification procedure defined<br />

by the TSO. While this procedure may be<br />

repeated after some time (usually several<br />

years), it is not suitable to monitor whether<br />

the criteria are met during operation. Such<br />

monitoring, however, is a relevant contribution<br />

to creating a level playing field <strong>for</strong><br />

the FCR market, as it prevents APR providers<br />

being paid <strong>for</strong> a service that actually is<br />

not provided at the quality required.<br />

1.2 State <strong>of</strong> the art<br />

In the past, FCR was provided by a limited<br />

number <strong>of</strong> large RP. Under such conditions,<br />

it was feasible to per<strong>for</strong>m manual monitoring<br />

<strong>of</strong> FCR activation, meaning that the<br />

response <strong>of</strong> RP after relevant frequency<br />

events was analysed by experts <strong>of</strong> the relevant<br />

TSO based on ex-post data. However,<br />

due to the increasing provision <strong>of</strong> FCR by<br />

dispersed RP, manual monitoring is no<br />

longer practicable in the future. This is not<br />

only because <strong>of</strong> the sheer number <strong>of</strong> RP,<br />

but also because <strong>of</strong> the large variety <strong>of</strong><br />

technologies that may behave quite differently<br />

depending on the mode <strong>of</strong> operation.<br />

This means that, <strong>for</strong> some technologies,<br />

the behaviour observed in the prequalification<br />

process demonstrates that the RP is<br />

capable to meet the criteria in principle,<br />

but not necessarily that it always does so<br />

during normal operation. As a consequence,<br />

an automated monitoring concept<br />

<strong>for</strong> FCR is needed.<br />

45


Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

The relevant technical requirements <strong>for</strong><br />

the activation <strong>of</strong> FCR in Europe are defined<br />

in §154(7) <strong>of</strong> the SO-GL [1]:<br />

“In case <strong>of</strong> a frequency deviation equal to<br />

or larger than 200 mHz, ...<br />

1. at least 50 % / 100 % <strong>of</strong> the full FCR capacity<br />

shall be delivered at the latest after<br />

15 / 30 seconds.”<br />

2. the activation <strong>of</strong> the full FCR capacity<br />

shall rise at least linearly from 15 to 30<br />

seconds.”<br />

“In case <strong>of</strong> a frequency deviation smaller<br />

than 200 mHz, the related activated FCR<br />

capacity shall be at least proportional<br />

with the same time behaviour referred to 1.<br />

<strong>and</strong> 2.”<br />

The FCR activation shall also not be artificially<br />

delayed.<br />

In order to underst<strong>and</strong> the difference between<br />

prequalification procedures <strong>and</strong><br />

FCR in normal operation, it is important to<br />

note that the SO-GL specifies the required<br />

FCR activation exclusively <strong>for</strong> a frequency<br />

step. This is reflected in prequalification<br />

procedures <strong>for</strong> FCR providers, e.g. <strong>of</strong> German<br />

TSO [2]: The compliance <strong>of</strong> a RP with<br />

the SO-GL is checked by means <strong>of</strong> FCR setpoint<br />

steps (corresponding to frequency<br />

steps) with a large time interval <strong>of</strong> 15 min<br />

in between. Consequently, steady state is<br />

achieved between these steps. Hence,<br />

each <strong>of</strong> the steps can be considered as independent,<br />

allowing <strong>for</strong> direct application <strong>of</strong><br />

the SO-GL. However, <strong>for</strong> the case <strong>of</strong> normal<br />

operation, during which the frequency<br />

is constantly changing, the SO-GL requirements<br />

must be adequately transferred<br />

to the case <strong>of</strong> a constantly changing frequency.<br />

Compared to prequalification requirements,<br />

the automatic monitoring <strong>of</strong> FCR<br />

activation has not received much attention<br />

yet. Only a few methods have been published<br />

so far, <strong>and</strong> all <strong>of</strong> them have limitations,<br />

in particular with respect to the monitoring<br />

<strong>of</strong> dynamic per<strong>for</strong>mance. The German<br />

TSOs presented a monitoring concept<br />

that defines a tolerance channel by applying<br />

the SO-GL requirements directly on the<br />

measured frequency [3]. However, rapid<br />

changes in the frequency lead to undesirable<br />

behaviour <strong>of</strong> that tolerance channel. In<br />

France, the FCR activation during operation<br />

is checked based on several criteria.<br />

On the one h<strong>and</strong>, an admissible range is<br />

defined <strong>for</strong> frequency events (rapid frequency<br />

changes or large frequency deviations)<br />

using a first order transfer function.<br />

On the other h<strong>and</strong>, the <strong>of</strong>fered FCR gain is<br />

compared with the actual FCR gain during<br />

operation <strong>for</strong> a longer time period [4]. In<br />

some interconnections <strong>of</strong> the United States,<br />

the response <strong>of</strong> individual governors is examined<br />

in order to assess primary frequency<br />

response (PFR), which is the APR that<br />

corresponds to FCR in Europe. However,<br />

this procedure is not feasible <strong>for</strong> a large<br />

number <strong>of</strong> RP. In the ERCOT grid, PFR is<br />

monitored using the ratio <strong>of</strong> the activated<br />

<strong>and</strong> the expected PFR in different time intervals<br />

(initial <strong>and</strong> sustained) [5].<br />

The methods mentioned above either do<br />

not check the PFR activation automatically,<br />

not all dynamic aspects, or only based on<br />

rare events. Thus, they are not well suited<br />

<strong>for</strong> the task mentioned. Hence, a new monitoring<br />

method is required that is able to<br />

evaluate the quality <strong>of</strong> the stationary <strong>and</strong><br />

dynamic FCR activation continuously <strong>and</strong><br />

automatically <strong>for</strong> a large number <strong>of</strong> RP in<br />

real operation.<br />

Apart from the monitoring as such, a further<br />

challenge is given by the fact that RP<br />

can provide several APR products simultaneously.<br />

However, only one quantity is<br />

measurable: the active power fed into the<br />

grid. As a consequence, there is a need to<br />

apportion this single value to the different<br />

kinds <strong>of</strong> APR provided. An appropriate<br />

separation <strong>of</strong> the different kinds <strong>of</strong> APR is<br />

not a trivial task. We provide a procedure<br />

<strong>for</strong> the separation that is advantageous<br />

compared to existing ones.<br />

2 Separation <strong>of</strong> different<br />

APR products<br />

In order to be able to monitor different<br />

kinds <strong>of</strong> APR products, the actual power<br />

output related to the respective product is<br />

needed as an input, but only the entire<br />

power output <strong>of</strong> a RP is measurable. While<br />

the EU network codes define requirements<br />

<strong>for</strong> each single kind <strong>of</strong> APR, no procedure is<br />

specified that is to be used in order to determine<br />

the power output related to each<br />

APR based on the total power output <strong>of</strong> a<br />

RP. In fact, this is trivial during prequalification<br />

procedures, as then only the setpoint<br />

<strong>of</strong> the APR product under consideration<br />

changes while all other components <strong>of</strong><br />

the power set-point remain constant. Obviously,<br />

this assumption is not valid during<br />

normal operation. For this reason, this section<br />

provides a method <strong>for</strong> apportioning<br />

the total measured power output among<br />

scheduled power, FCR, automatic Frequency<br />

Restoration Reserve (aFRR), <strong>and</strong> manual<br />

Frequency Restoration Reserve (mFRR)<br />

[6], the latter two being further APR products<br />

(also known as secondary <strong>and</strong> tertiary<br />

control reserve) that are not in the main<br />

focus <strong>of</strong> this article.<br />

2.1 Status quo <strong>and</strong> basic idea<br />

The aim <strong>of</strong> the method is to enable the TSO<br />

to apportion the total power output in order<br />

to avoid further ef<strong>for</strong>t <strong>for</strong> the APR provider<br />

<strong>and</strong> to ensure equal treatment <strong>of</strong> all<br />

APR providers <strong>and</strong> technologies. If the APR<br />

providers were to assign the total power<br />

output, the TSO could not test their procedures<br />

<strong>for</strong> correctness <strong>and</strong> reliability. There<strong>for</strong>e,<br />

only the following data which the<br />

APR provider transmits to the TSO is available<br />

<strong>for</strong> the separation <strong>of</strong> scheduled power,<br />

FCR, aFRR, <strong>and</strong> mFRR:<br />

––<br />

total power output P act,total ,<br />

––<br />

scheduled power P sched,set ,<br />

––<br />

FCR set-point P FCR,set ,<br />

––<br />

aFRR set-point P aFRR,set ,<br />

––<br />

mFRR set-point P mFRR,set .<br />

In Germany, currently the entire deviation<br />

<strong>of</strong> the provision <strong>of</strong> APR is assigned to one<br />

product (aFRR; if no aFRR is <strong>of</strong>fered: FCR;<br />

if neither aFRR nor FCR are <strong>of</strong>fered: mFRR)<br />

[2]. In another approach, the deviation in<br />

the provision <strong>of</strong> APR is distributed proportionally<br />

to the products, depending on tolerance<br />

permitted <strong>for</strong> the respective products<br />

[3]. Both methods have the disadvantage<br />

that they assign the deviation <strong>of</strong> the<br />

provision <strong>of</strong> APR regardless <strong>of</strong> the activation<br />

dynamics. In both approaches, a very<br />

small FCR <strong>of</strong>fer <strong>and</strong> a simultaneously large<br />

aFRR <strong>of</strong>fer cause the FCR to hardly have<br />

any influence on the monitoring so that a<br />

lack <strong>of</strong> FCR activation cannot be identified.<br />

The separation <strong>of</strong> the total power output is<br />

carried out on the basis <strong>of</strong> the transmitted<br />

data under the assumption that the activation<br />

<strong>of</strong> each <strong>of</strong> the products can be described<br />

by an appropriate model. These<br />

models are used to estimate the activated<br />

power <strong>of</strong> each product as a result <strong>of</strong> the corresponding<br />

set-point. For the sake <strong>of</strong> validation,<br />

the sum <strong>of</strong> all model outputs then is<br />

expected to yield the measured power output,<br />

even dynamically.<br />

The structure <strong>of</strong> the overall model is shown<br />

in F i g u r e 1 . The actual activation <strong>for</strong><br />

each <strong>of</strong> the various products is estimated<br />

from the corresponding set-point using a<br />

dynamic model <strong>of</strong> the respective activation<br />

so that the sum <strong>of</strong> all estimated actual activations<br />

corresponds to the estimated total<br />

power output P act,total,est . Data from time<br />

periods in which only one <strong>of</strong> the inputs is<br />

excited (<strong>for</strong> example, FCR without a<br />

change in scheduled power, aFRR, <strong>and</strong><br />

mFRR activation) can be used to estimate<br />

the corresponding dynamics with system<br />

identification techniques. Then, these estimated<br />

dynamics can be used to identify the<br />

dynamics <strong>of</strong> a second input, <strong>and</strong> so <strong>for</strong>th.<br />

The basic assumption that allows doing<br />

this is that the dynamics <strong>of</strong> the reaction to<br />

different power set-points can be superimposed.<br />

In addition, an <strong>of</strong>fset P <strong>of</strong>fset will be determined<br />

to take systematic deviations into<br />

P sched,set<br />

P FCR,set<br />

P aFRR,set<br />

P mFRR,set<br />

Σ sched<br />

Σ FCR<br />

Σ aFRR<br />

Σ mFRR<br />

P <strong>of</strong>fset,est<br />

P sched,est<br />

P FCR,est<br />

P aFRR,est<br />

P mFRR,est<br />

P act,total,est<br />

Fig. 1. Activation model-based separation <strong>of</strong><br />

APR products.<br />

46


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation<br />

account. This <strong>of</strong>fset is assumed to be constant<br />

during a period with constant scheduled<br />

power <strong>and</strong> mFRR activation. Note that<br />

this procedure does not aim at modelling<br />

the provision <strong>of</strong> APR with high accuracy.<br />

Rather, the models are used as a pre-processing<br />

step <strong>for</strong> the monitoring <strong>of</strong> APR.<br />

2.2 Identification <strong>of</strong> the activation<br />

models<br />

In order to identify the activation models,<br />

time periods are determined in which the<br />

set-points <strong>of</strong> those models that have not yet<br />

been identified are constant. Since the FCR<br />

set-point changes continuously, the activation<br />

model <strong>for</strong> this product is determined<br />

first.<br />

First, time periods are identified in which<br />

the activation <strong>of</strong> the other products is constant.<br />

Apart from any set-point changes,<br />

the time interval containing the subsequent<br />

activation has to be excluded as well.<br />

This is done based on the activation time<br />

(aFRR: 400 s (activation time <strong>of</strong> 300s plus<br />

security margin <strong>of</strong> 100s); mFRR: 900 s;<br />

scheduled power: 150 s from the end <strong>of</strong> the<br />

ramped set-point change; in the case <strong>of</strong> a<br />

set-point step, the ramping is estimated).<br />

In order to obtain sufficient data <strong>for</strong> system<br />

identification <strong>of</strong> the identified time periods,<br />

only those with a length <strong>of</strong> at least<br />

300 s are used. Assume that there are several<br />

such time periods T k , where k is an index.<br />

For the actual FCR output P k,FCR,calc , it<br />

is assumed that the other products correspond<br />

exactly to their set-points. For systematic<br />

deviations, an <strong>of</strong>fset P k,<strong>of</strong>fset is also<br />

determined in each time period.<br />

The estimated FCR output P k,FCR,est is calculated<br />

from the FCR set-point P k,FCR,set using<br />

a second-order transfer function G k,FCR (s).<br />

For each period k, P k,<strong>of</strong>fset <strong>and</strong> G k,FCR (s) are<br />

optimized so that the quadratic error<br />

∑ t∊Tk |P k,FCR,est (t) – P k,FCR,calc (t)| 2 is minimized.<br />

The final transfer function G FCR (s)<br />

is the one from all periods k which has the<br />

median gain. This transfer function represents<br />

the activation model ∑ FCR <strong>for</strong> the RP<br />

under consideration. It enables the estimated<br />

FCR activation to be determined<br />

over the entire time period.<br />

For the actual aFRR output P aFRR,calc , the<br />

activation model is determined <strong>for</strong> the<br />

whole period under consideration, because<br />

this achieves better results <strong>for</strong> real data<br />

than the determination <strong>of</strong> an activation<br />

model <strong>for</strong> every period without a change<br />

in scheduled power <strong>and</strong> mFRR activation.<br />

It is assumed that the scheduled power<br />

<strong>and</strong> the mFRR activation correspond exactly<br />

to their set-points <strong>and</strong> the FCR activation<br />

to P FCR,est . The <strong>of</strong>fset is assumed to be<br />

the average <strong>of</strong>fset <strong>of</strong> all FCR periods, i.e. <strong>for</strong><br />

all T k .<br />

The activation model <strong>for</strong> aFRR, ∑ aFRR , consists<br />

<strong>of</strong> a rate limit Ṗ aFRR,ratelimit <strong>and</strong> a second-order<br />

transfer function G aFRR (s). Their<br />

parameters are chosen such that the quadratic<br />

error ∑|P aFRR,est (t) – P aFRR,calc (t)| 2 is<br />

minimized.<br />

As already mentioned in Section , the <strong>of</strong>fset<br />

between two changes in scheduled<br />

power or in mFRR activation is assumed to<br />

be constant. The time periods T l <strong>for</strong> determining<br />

the <strong>of</strong>fset are those without a<br />

change in both scheduled power <strong>and</strong> mFRR<br />

activation. For the actual <strong>of</strong>fset P l,<strong>of</strong>fset,calc ,<br />

it is assumed that the scheduled power <strong>and</strong><br />

the mFRR activation correspond exactly to<br />

their set-points <strong>and</strong> the FCR <strong>and</strong> aFRR activation<br />

to P FCR,est <strong>and</strong> P FRR,est , respectively.<br />

The <strong>of</strong>fset <strong>for</strong> each period is then calculated<br />

using the mean value <strong>of</strong> P l,<strong>of</strong>fset,calc . For<br />

the <strong>of</strong>fset during the changes (scheduled<br />

power or mFRR), it is assumed that this <strong>of</strong>fset<br />

changes with a ramp from the <strong>of</strong>fset <strong>of</strong><br />

the previous period to the <strong>of</strong>fset <strong>of</strong> the following<br />

period. The estimated <strong>of</strong>fset<br />

P <strong>of</strong>fset,est (t) is thus determined <strong>for</strong> every<br />

point in time.<br />

The time periods T i <strong>for</strong> determining the<br />

scheduled power are those with a change<br />

in scheduled power. For the actual “activation”<br />

<strong>of</strong> scheduled power P i,sched,calc , it is assumed<br />

that the mFRR activation corresponds<br />

exactly to its set-point, the FCR <strong>and</strong><br />

aFRR activation to P FCR,est <strong>and</strong> P aFRR,est , <strong>and</strong><br />

the <strong>of</strong>fset to P <strong>of</strong>fset,est .<br />

The “activation” <strong>of</strong> scheduled power<br />

P i,sched,est is calculated from the scheduled<br />

power P i,sched,set using a rate limitation<br />

Ṗ i,sched,ratelimit <strong>and</strong> a first-order transfer<br />

function G i,sched (s). For each period T i ,<br />

Ṗ i,sched,ratelimit <strong>and</strong> G i,sched (s) are, again,<br />

chosen so that the quadratic error<br />

∑ t∊Ti |P i,sched,est (t) – P i,sched,calc(t) | 2 becomes<br />

minimal. The model with the median rate<br />

limitation over all models is selected to estimate<br />

the “activation” <strong>of</strong> the scheduled power.<br />

This dynamic model enables the operating<br />

point P operating to be determined over the<br />

entire time period.<br />

The dynamic model <strong>for</strong> mFRR activation<br />

P mFRR,est is determined in the same way as<br />

the estimated aFRR activation P mFRR,est , except<br />

that a first-order transfer function is<br />

used <strong>and</strong> that P aFRR,est , P <strong>of</strong>fset , <strong>and</strong> P operating<br />

are used <strong>for</strong> the calculation <strong>of</strong> P mFRR,calc .<br />

A subsequent update <strong>of</strong> the calculation <strong>of</strong><br />

the dynamic model <strong>for</strong> aFRR activation is<br />

aFRR in p.u.<br />

0.04<br />

0.02<br />

0<br />

-0.02<br />

-0.04<br />

P aFRR,set<br />

P aFRR,est<br />

P aFRR,act<br />

P aFRR,current<br />

then possible to improve the results. For<br />

this update, all calculated results are used<br />

to calculate P aFRR,calc instead <strong>of</strong> assuming<br />

that the activation follows the set-point directly.<br />

Otherwise, the procedure remains<br />

the same.<br />

2.3 Distribution <strong>of</strong> the deviations to the<br />

products<br />

We now have determined all dynamic activation<br />

models shown in F i g u r e 1 . However,<br />

the addition <strong>of</strong> all estimated product<br />

activations, P act,total,est , does not correspond<br />

to the total power output P act,total , since the<br />

model shown in F i g u r e 1 cannot model<br />

noise. Moreover, the assumption that the<br />

dynamic response is identical over the entire<br />

period is also not completely fulfilled.<br />

There<strong>for</strong>e, the deviations have to be assigned<br />

to the APR products FCR, aFRR, <strong>and</strong><br />

mFRR.<br />

The total deviation is calculated as<br />

P dev (t) = P act,total (t) – P act,total,est (t).(1)<br />

The chosen methodology apportions P dev<br />

according to the <strong>of</strong>fered FCR P FCR,tot , aFRR<br />

P aFRR,tot , mFRR P mFRR,tot , <strong>and</strong> the total <strong>of</strong>fered<br />

APR<br />

P APR,tot = P FCR,tot + P aFRR,tot + P mFRR,tot . (2)<br />

6500 7000 7500 8000 8500 9000 9500 10000<br />

Consider the following example <strong>for</strong> the final<br />

aFRR activation P aFRR,act :<br />

P aFRR,act (t) = P aFRR,est (t) + P dev (t)∙ _______<br />

P aFRR,tot<br />

P APR,tot<br />

(3)<br />

These quantities then can be used as input<br />

values <strong>for</strong> the monitoring procedure<br />

(which is described <strong>for</strong> FCR in Section 3).<br />

The results <strong>for</strong> aFRR can be compared with<br />

the separation method currently used by<br />

German TSO [2]. For this reason, the results<br />

<strong>of</strong> both methods are compared in<br />

F i g u r e 2 . The current method assumes<br />

that all products, except aFRR, are activated<br />

instantaneously <strong>and</strong> exactly. Hence, all<br />

deviations, especially changes <strong>of</strong> the setpoint<br />

due to the schedule <strong>of</strong> the plant, are<br />

fully assigned to aFRR. As a consequence,<br />

this method causes large deviations in<br />

what is considered as actual aFRR provision<br />

during changes in other products, post<br />

in s<br />

Fig. 2. Estimated (est) <strong>and</strong> final (act) output <strong>of</strong> aFRR <strong>and</strong> current method <strong>for</strong> separation.<br />

47


Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

sibly leading to unjustified cases <strong>of</strong> noncompliance<br />

detection. For example, consider<br />

the black line at about 7100 seconds.<br />

As the green line shows, the proposed<br />

methodology provides much smoother results<br />

such that non-compliance detection<br />

becomes more reliable <strong>and</strong> less challengeable.<br />

This is because the proposed methodology<br />

takes the dynamics <strong>of</strong> the activation<br />

<strong>of</strong> other APR products <strong>and</strong> <strong>of</strong> schedule<br />

changes into account.<br />

3 FCR monitoring<br />

This section presents a monitoring concept<br />

<strong>for</strong> FCR provision during operation<br />

which was originally presented in [7]. In<br />

the developed concept, dynamic tolerance<br />

channels are defined on the basis <strong>of</strong><br />

the frequency. The evaluation <strong>of</strong> the compliance<br />

with the tolerance channel is per<strong>for</strong>med<br />

using normalization. The monitoring<br />

concept there<strong>for</strong>e is called “Dynamic<br />

Normalization Methodology” (DNM). Section<br />

explains the initial situation <strong>for</strong> FCR<br />

monitoring. In Sections 3.2 to 3.4, the tolerance<br />

channel <strong>for</strong>mation <strong>and</strong> the implementation<br />

<strong>of</strong> minimum tolerance channel<br />

widths are presented. Section 3.5 presents<br />

the evaluation <strong>of</strong> the tolerance channel results<br />

<strong>for</strong> a longer time period. Finally, the<br />

results <strong>for</strong> different non-compliant FCR activations<br />

are shown in Section 3.6. In this<br />

section, power is stated in p.u. with the <strong>of</strong>fered<br />

FCR being the base value.<br />

3.1 Initial situation<br />

F i g u r e 3 a shows an FCR set-point curve<br />

resulting from a real frequency measurement<br />

(blue). The figure also shows the corresponding<br />

FCR activation by a generic<br />

pumped storage power plant model<br />

(black).<br />

In this context, it is assumed that the FCR<br />

activation has already been separated from<br />

the schedule <strong>of</strong> the RP <strong>and</strong> from possible<br />

other types <strong>of</strong> APR according to the procedure<br />

described in Section . As already discussed,<br />

due to the fact that the frequency<br />

changes continuously, it is not straight<strong>for</strong>ward<br />

to apply the criteria <strong>of</strong> the regulatory<br />

framework mentioned in Section , in order<br />

to determine whether the observed FCR<br />

activation is compliant. In contrast to a full<br />

activation time <strong>for</strong> a step-change, frequency-dependent<br />

tolerance channels that correspond<br />

to the admissible range <strong>of</strong> actual<br />

FCR activation could be used <strong>for</strong> arbitrary<br />

frequency signals. To this end, the following<br />

subsections present a method <strong>for</strong> defining<br />

such tolerance channels.<br />

3.2 Tolerance channel<br />

In the proposed method, a distinction is<br />

made between two different bounds <strong>for</strong><br />

FCR activation: an upper <strong>and</strong> a lower<br />

bound. The bounds can be considered as<br />

“fast” or “slow”, depending on the direction<br />

(positive or negative) <strong>of</strong> the change <strong>of</strong> the<br />

FCR in p.u.<br />

FCR in p.u.<br />

FCR in p.u.<br />

0.4<br />

0.2<br />

0<br />

0.4<br />

0.2<br />

0<br />

0.4<br />

0.2<br />

0<br />

a)<br />

b)<br />

c)<br />

FCR set<br />

FCR activation<br />

5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600<br />

FCR set<br />

LB DNM<br />

UB DNM<br />

FCR activation<br />

FCR set-point. The procedure <strong>for</strong> a positive<br />

FCR set-point change is described below. In<br />

this case, the upper bound follows the setpoint<br />

without delay <strong>and</strong>, thus, corresponds<br />

to the fast bound. For the lower bound, the<br />

FCR set-point is delayed by a dynamical system<br />

∑ (slow bound). The slow bound grants<br />

the RP adequate time to activate the requested<br />

reserve power. In the case <strong>of</strong> a negative<br />

FCR set-point change, the relationship<br />

is reversed: the lower bound then becomes<br />

the fast bound <strong>and</strong> the upper bound corresponds<br />

to the slow bound.<br />

The definition <strong>of</strong> a dynamical system is<br />

needed in order to generalize the requirements,<br />

which are defined in the SO-GL <strong>for</strong><br />

a frequency step only, to arbitrary frequency<br />

signals. The underlying assumption <strong>of</strong><br />

choosing a linear dynamical system is<br />

that the FCR activation <strong>of</strong> the RP behaves<br />

t in s<br />

5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600<br />

FCR set<br />

LB DNM (final)<br />

UB DNM (final)<br />

FCR activation<br />

t in s<br />

5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600<br />

Fig. 3. a) FCR set-point <strong>and</strong> FCR activation.<br />

b) FCR set-point, FCR activation, <strong>and</strong> tolerance channel without minimum tolerance<br />

channel width.<br />

c) FCR set-point, FCR activation, <strong>and</strong> final tolerance channel.<br />

t in s<br />

as a linear system, which is approximately<br />

true in particular <strong>for</strong> slower technologies<br />

such as thermal power plants. However,<br />

the definition <strong>of</strong> the requirements in the<br />

SO-GL does not correspond to the step response<br />

<strong>of</strong> any linear system. For that reason,<br />

we propose the following linear system<br />

<strong>of</strong> third order with an output time delay<br />

T d =10 s:<br />

(4)<br />

x = [P out Ṗ out Ṗ . out] T (5)<br />

u = P FCR,set (6)<br />

y = P out (7)<br />

48


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation<br />

F i g u r e 4 shows the minimum requirements<br />

(black) according to SO-GL <strong>and</strong> the<br />

slower bound P SB = P out defined by (4) to<br />

(7) (red) <strong>for</strong> a positive FCR set-point step<br />

(blue). That slower bound corresponds to<br />

the lower bound <strong>for</strong> FCR activation. As<br />

F i g u r e 4 shows, the step response <strong>of</strong> this<br />

system is an approximation <strong>of</strong> the SO-GL<br />

requirements. In particular, it is less strict<br />

<strong>for</strong> t > 15 s, in order to avoid unjustified<br />

detection <strong>of</strong> non-compliant provision <strong>of</strong><br />

FCR. The under-fulfilment granted between<br />

30 <strong>and</strong> 50 s is acceptable, since most<br />

RP cannot exactly achieve the set-point due<br />

to noise (see Section 3.3). In addition, a<br />

large part <strong>of</strong> the FCR has already been activated,<br />

which is why the slight under-fulfilment<br />

that is granted is not decisive <strong>for</strong> system<br />

stability. It may seem that the slow<br />

bound is overly strict <strong>for</strong> 10 s < t < 15 s, as<br />

the slow bound is above the minimum requirement.<br />

However, note that the SO-GL<br />

also specifies that an artificial delay is not<br />

permitted. To our knowledge, there is no<br />

RP that has a technically justified reaction<br />

time greater than 10 s after which it is able<br />

to increase FCR provision from 0 to 50 %<br />

within only further 5 s. Hence, the definition<br />

<strong>of</strong> the slow bound in (4) to (7) can be<br />

considered to be compatible with the SO-<br />

GL. Note that choosing a dynamical system<br />

with a time delay <strong>of</strong> 15 s would result in a<br />

reduction <strong>of</strong> the slow bound <strong>and</strong>, as a consequence,<br />

in significant under-fulfilment <strong>of</strong><br />

the resulting slow bound, which would be<br />

deemed unacceptable with respect to system<br />

stability.<br />

So far, we have discussed a single step<br />

change <strong>of</strong> the FCR set-point in one direction.<br />

However, the FCR set-point in real<br />

grid operation changes permanently <strong>and</strong><br />

with frequently changing direction. In order<br />

to clarify the influence <strong>of</strong> changes in<br />

different directions on the tolerance channel,<br />

these are shown in F i g u r e 5 a by<br />

several step changes in different directions<br />

at an interval <strong>of</strong> 30 s. In contrast to the prequalification<br />

procedure (step changes in<br />

different directions at an interval <strong>of</strong> 15 min<br />

[2]), the slow bound does not reach steady<br />

state after this time. It becomes clear<br />

from F i g u r e 5 a that, when the upper<br />

bound changes from fast to slow bound after<br />

60 s (due to the negative set-point step),<br />

there is an undesired step in the upper<br />

bound. This is due to the fact that the slow<br />

bound has not yet reached the FCR setpoint<br />

be<strong>for</strong>e the negative set-point step<br />

takes place.<br />

In order to correct this undesired behaviour,<br />

the dynamic system ∑ is duplicated<br />

such that the output values <strong>of</strong> ∑ UB <strong>and</strong> ∑ LB<br />

are used <strong>for</strong> the upper <strong>and</strong> the lower<br />

bound, respectively. ∑ UB <strong>and</strong> ∑ LB then are<br />

reinitialized to a steady state corresponding<br />

to the current FCR set-point P FCR,set .<br />

Thus, both systems are identical in terms <strong>of</strong><br />

their parameters, but after a reinitialization<br />

their output variables differ because<br />

FCR in p.u.<br />

1.5<br />

1<br />

0.5<br />

0<br />

-10 0 10 20 30 40 50 60<br />

different histories <strong>of</strong> the FCR set-point are<br />

taken into account.<br />

The reinitialization is carried out at time t r<br />

<strong>for</strong> the upper bound if<br />

P out,UB (t r ) ≤ P FCR,set (t r ) ∧ Ṗ FCR,set (t r ) = P FCR,set (t r ) ∧ Ṗ FCR,set (t r ) >0,<br />

(9)<br />

where P out,UB <strong>and</strong> P out,LB are the outputs <strong>of</strong><br />

∑ UB <strong>and</strong> ∑ LB , respectively.<br />

The reinitialization at time t r is per<strong>for</strong>med<br />

by setting the current <strong>and</strong> past state vector<br />

x <strong>of</strong> ∑ UB/LB to<br />

x(t≤t r ) = [P FCR,set (t r ) 0 0)] T (10)<br />

t in s<br />

FCR set<br />

Slow bound defined by (4)-(7)<br />

Requirements SO-GL<br />

Fig. 4. Step response <strong>of</strong> the dynamical system <strong>for</strong> a positive FCR set-point step <strong>and</strong> SO-GL<br />

requirements [1].<br />

FCR in p.u.<br />

FCR in p.u.<br />

1.5<br />

1<br />

0.5<br />

0<br />

1.5<br />

1<br />

0.5<br />

0<br />

0 20 40 60 80 100 120 140 160<br />

a)<br />

b)<br />

t in s<br />

0 20 40 60 80 100 120 140 160<br />

t in s<br />

FCR set<br />

LB DNM<br />

UB DNM<br />

FCR set<br />

LB DNM<br />

UB DNM<br />

Fig. 5. a) Upper (UB) <strong>and</strong> lower bound (LB) <strong>of</strong> FCR activation <strong>for</strong> fast FCR set-point steps<br />

(30 seconds).<br />

b) Upper (UB) <strong>and</strong> lower bound (LB) <strong>of</strong> FCR activation <strong>for</strong> fast FCR set-point steps with<br />

reinitialization.<br />

This state vector corresponds to a steady<br />

state P out = P FCR,set <strong>for</strong> the input P FCR,set .<br />

Moreover, setting also the values <strong>for</strong><br />

the past means that the output <strong>of</strong> ∑ UB/LB ,<br />

i.e. the respective bound, is retained at<br />

P FCR,set (t r ) until t r + T d , even if P FCR,set (t)<br />

changes, as long as the reinitialization conditions<br />

(8) <strong>and</strong> (9) are not met (which<br />

would again cause a reinitialization).<br />

F i g u r e 5 b shows the effect <strong>of</strong> reinitialization<br />

on the tolerance channel. After 60 s,<br />

condition (8) is true <strong>and</strong> a reinitialization<br />

takes place. The state <strong>of</strong> ∑ UB is set to the<br />

FCR set-point <strong>of</strong> the current time step. This<br />

allows the RP appropriate reaction time <strong>for</strong><br />

the power reduction.<br />

F i g u r e 3 b shows the tolerance channel<br />

<strong>for</strong> the FCR set-point curve from F i g u r e<br />

3a. The upper <strong>and</strong> lower bound P UB/LB,0 (t)<br />

49


Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

result from the maximum (UB) or minimum<br />

(LB) from P FCR,set (t) (fast bound) <strong>and</strong><br />

P out,UB/LB (t) (slow bound). The reinitializations<br />

become visible at maximum <strong>and</strong> minimum<br />

values <strong>of</strong> the FCR set-point. The resulting<br />

tolerance channel is as desired. The<br />

FCR activation <strong>of</strong> the pumped storage power<br />

plant is also shown. Although the tolerance<br />

bounds are violated in a few time<br />

steps, FCR activation by the RP is compliant<br />

in general. The violations can be traced<br />

back to noise in the power activation,<br />

which occurs in real operation due to disturbances<br />

in the process (e.g. pressure<br />

surges in pumped storage power plants,<br />

fuel inhomogeneities in steam power<br />

plants, etc.). To allow <strong>for</strong> a realistic evaluation<br />

<strong>of</strong> the monitoring methodology, noise<br />

was added to the FCR activation <strong>of</strong> the<br />

power plant model.<br />

3.3 Minimum tolerance channel width<br />

According to (4) to (10), time periods with<br />

almost no frequency change cause the tolerance<br />

channel bounds to converge. As a<br />

result, noisy RP would be classified as noncompliant<br />

without reasonable justification,<br />

especially in times with small frequency<br />

changes.<br />

A minimum tolerance channel width can<br />

allow <strong>for</strong> a certain amount <strong>of</strong> noise (up to<br />

5 % <strong>of</strong> the <strong>of</strong>fered FCR). The upper <strong>and</strong><br />

lower bound with minimum tolerance<br />

channel width P UB/LB,5 are calculated as<br />

P UB,5 (t) = max(P UB,0 (t); P MV,0 (t) + 0.05;<br />

P FCR,set (t)+0.05)(<strong>11</strong>)<br />

P LB,5 (t) = min(P LB,0 (t); P MV,0 (t) – 0.05;<br />

P FCR,set (t) – 0.05) (12)<br />

where P UB/LB,0 is the upper / lower bound<br />

without minimum tolerance channel width<br />

as calculated according to Section <strong>and</strong><br />

P MV,0 (t) = 1 _<br />

2<br />

∙ (P UB,0 (t) + P LB,0 (t)).(13)<br />

The minimum tolerance channel width<br />

provides a minimum distance both to P MV,0 ,<br />

which ensures that slow RP do not violate<br />

the tolerance channel bounds only due to a<br />

small amount <strong>of</strong> noise, <strong>and</strong> to P FCR,set (<strong>for</strong><br />

fast RP).<br />

Due to the definitions in (<strong>11</strong>) <strong>and</strong> (12),<br />

however, there is a rapid transition from<br />

the slow bound with minimum tolerance<br />

channel width to the slow bound without<br />

minimum tolerance channel width in the<br />

case <strong>of</strong> rapid FCR set-point changes (see<br />

red dotted line in Figure 6 after 0 s as an<br />

example). These rapid changes could lead<br />

to measured values outside the tolerance<br />

channel, which would there<strong>for</strong>e be considered<br />

non-compliant, if the FCR activation<br />

was previously in the lower (positive setpoint<br />

step) or upper (negative) range <strong>of</strong><br />

the tolerance channel. There<strong>for</strong>e, in (14)<br />

<strong>and</strong> (15), the difference between the<br />

bounds <strong>of</strong> the tolerance channels with <strong>and</strong><br />

without minimum tolerance channel<br />

FCR in p.u.<br />

1.5<br />

1<br />

0.5<br />

0<br />

-10 0 10 20 30 40 50 60<br />

width, i.e. P UB,5 – P UB,0 , is delayed by the<br />

1<br />

transfer function G(s) = ______ in order<br />

(0.5.s+1) 3<br />

to smooth the transition:<br />

∆P UB,del (s) = G(s) ∙ (P UB,5 (s) – P UB,0 (s))<br />

(14)<br />

∆P LB,del (s) = G(s) ∙ (P LB,5 (s) – P LB,0 (s))<br />

(15)<br />

Since the tolerance channel should not be<br />

narrowed by this delay, an additional maximum/minimum<br />

calculation is carried out<br />

with P UB,LB,5 (t) in order to arrive at the final<br />

definitions <strong>for</strong> the upper <strong>and</strong> lower bound:<br />

P UB,f (t) = max(P UB,5 (t); P UB,0 (t) +<br />

∆P UB,del (t)) (16)<br />

P LB,f (t) = min(P LB,5 (t); P LB,0 (t) +<br />

∆P LB,del (t)) (17)<br />

F i g u r e 6 displays the lower bounds P LB,5 ,<br />

resulting from (12), <strong>and</strong> P LB,f , including the<br />

additional transition <strong>and</strong> resulting from<br />

(17). It can be seen that the sudden change<br />

in P LB,5 is smoothed by the transition such<br />

that the RP is granted sufficient reaction<br />

time.<br />

F i g u r e 3 c shows the final tolerance channel<br />

<strong>for</strong> the FCR set-point shown in F i g u r e<br />

3 a . Now, all data points are within the tolerance<br />

channel, since the new tolerance<br />

bounds allow <strong>for</strong> a certain level <strong>of</strong> noise.<br />

3.4 Consideration <strong>of</strong> a frequency filter<br />

This section deals with the optional consideration<br />

<strong>of</strong> a possible frequency filter by a<br />

t in s<br />

FCR set<br />

LB DNM (final)<br />

UB DNM (final)<br />

LB DNM (min. tol)<br />

UB DNM (min. tol)<br />

Fig. 6. Minimum tolerance channel width with (final) <strong>and</strong> without transition (min. tol) <strong>for</strong> a FCR setpoint<br />

step.<br />

∆f<br />

1<br />

1 + T F s<br />

Low pass filter<br />

Fig. 7. Moving dead b<strong>and</strong> according to [8].<br />

modification <strong>of</strong> the FCR set-point P FCR,set .<br />

Due to space limitations, only the regulatory<br />

framework <strong>and</strong> implementation are discussed<br />

here <strong>and</strong> no simulation results<br />

are shown. The tolerance channels in the<br />

previous sections have been calculated<br />

without taking any frequency filter into account.<br />

According to Annex V SO-GL, a combined<br />

effect <strong>of</strong> inherent frequency response insensitivity<br />

<strong>and</strong> a possible frequency response<br />

dead b<strong>and</strong> <strong>of</strong> 10 mHz is permissible<br />

<strong>for</strong> the provision <strong>of</strong> FCR [1]. This<br />

should also be taken into account in the<br />

context <strong>of</strong> monitoring. There<strong>for</strong>e, the effects<br />

<strong>of</strong> a 10 mHz moving dead b<strong>and</strong> (assuming<br />

no inherent frequency response<br />

insensitivity) on FCR monitoring is considered<br />

<strong>and</strong> the monitoring procedure is<br />

adjusted accordingly. F i g u r e 7 shows<br />

a typical dead b<strong>and</strong> reported to be used<br />

in conventional power plants [8]. Typical<br />

parameters <strong>for</strong> the provision <strong>of</strong> FCR<br />

are:<br />

––<br />

Dead b<strong>and</strong>: c F =10 mHz<br />

––<br />

Filter time constant: T F =30 up to 600 s<br />

For FCR monitoring, filter time constants<br />

between T F =30 s <strong>and</strong> T F =100 s (common<br />

range) are considered.<br />

In order to create a tolerance channel that<br />

takes a possible frequency filter into account,<br />

the set-point that is used as input <strong>for</strong><br />

the calculation <strong>of</strong> the bounds by (4) – (10)<br />

is calculated from the following FCR setpoints:<br />

––<br />

P FCR,set (∆f), based on the actual frequency<br />

deviation,<br />

ε E<br />

C F<br />

Dead b<strong>and</strong><br />

ε A<br />

∆f M<br />

∆f A<br />

50


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation<br />

––<br />

P FCR,set (∆f A30/100 ), based on the the frequency<br />

deviation filtered by a moving<br />

dead b<strong>and</strong> with T F =30 s or 100 s,<br />

as follows:<br />

P FCR,set,UB = max(P FCR,set (∆f);<br />

P FCR,set (∆f A30 ); P FCR,set (∆f A100 )) (18)<br />

P FCR,set,LB = min(P FCR,set (∆f);<br />

P FCR,set (∆f A30 ); P FCR,set (∆f A100 )) (19)<br />

Thus, the set-point is not necessarily identical<br />

<strong>for</strong> the two bounds. These set-points<br />

then can be used as inputs <strong>for</strong> ∑ UB <strong>and</strong> ∑ LB<br />

without any further modification <strong>of</strong> the<br />

procedure described in the previous sections.<br />

3.5 Evaluation <strong>of</strong> the tolerance channel<br />

<strong>for</strong> a longer time period<br />

The tolerance channels presented in Section<br />

<strong>and</strong> 3.3 can be used to check whether<br />

the activation <strong>of</strong> FCR is compliant at the<br />

respective time step. For a product period<br />

<strong>of</strong> the FCR activation (four hours since 1<br />

July 2020), however, an overall evaluation<br />

<strong>of</strong> the compliance <strong>of</strong> FCR activation is difficult.<br />

There<strong>for</strong>e, this section proposes an<br />

evaluation method <strong>for</strong> longer time periods.<br />

The aim <strong>of</strong> the evaluation is to summarize<br />

the results <strong>for</strong> a longer time period in<br />

a clear graph. The evaluation method<br />

should also indicate the type <strong>of</strong> non-compliance.<br />

As a first step, the results <strong>of</strong> the <strong>for</strong>mer sections<br />

are normalized. This allows a comparison<br />

<strong>of</strong> FCR activation at different time<br />

steps <strong>and</strong> with different tolerance channel<br />

widths. It is useful to define a reference<br />

value <strong>for</strong> the representation in a graph. In<br />

this case, the mean value <strong>of</strong> the final tolerance<br />

channel P MV,f = 0.5∙(P UB,f + P LB,f ) is<br />

used <strong>for</strong> this. This value also provides in<strong>for</strong>mation<br />

about the expected FCR activation<br />

<strong>and</strong> is there<strong>for</strong>e helpful <strong>for</strong> the determination<br />

<strong>of</strong> the type <strong>of</strong> non-compliance in<br />

the further process.<br />

When normalizing the deviation <strong>of</strong> the<br />

FCR activation P FCR,act , its difference to the<br />

mean value <strong>of</strong> the final tolerance channel<br />

P MV,f is normalized to half the final tolerance<br />

channel width:<br />

d norm = ___________<br />

P FCR,act – P MV,f<br />

(20)<br />

P MV,f – P LB,f<br />

The normalized deviation d norm enables<br />

the following classification <strong>for</strong> each measured<br />

value P FCR,act :<br />

––<br />

|d norm (t)|>1: larger than upper<br />

(d norm (t)|>1) or smaller than lower<br />

bound (d norm (t)1, the value <strong>of</strong><br />

d norm (t) gives an indication on how severe<br />

the non-compliance is.<br />

F i g u r e 8 a shows the evaluation <strong>of</strong> the<br />

pumped storage power plant <strong>for</strong> a time period<br />

<strong>of</strong> four hours without considering a<br />

frequency filter. The mean values <strong>of</strong> the final<br />

tolerance channel P MV,f are plotted on<br />

the x-axis <strong>and</strong> the associated values <strong>of</strong> the<br />

normalized deviation d norm on the y-axis.<br />

Since the RP complies with FCR requirements,<br />

all values are within the range<br />

[–1,1].<br />

3.6 Results <strong>for</strong> different non-compliant<br />

FCR activations<br />

This section presents the evaluation graphs<br />

<strong>for</strong> various types <strong>of</strong> non-compliance with<br />

the SO-GL requirements (F i g u r e 8 b )<br />

<strong>and</strong> explains how these can be assigned using<br />

the graphs. The graphs are only intended<br />

to provide a qualitative overview <strong>and</strong><br />

are there<strong>for</strong>e shown without axes labels.<br />

The axes are identical to F i g u r e 8 a .<br />

The graph at the top left shows delayed FCR<br />

activation. In this case, violations <strong>of</strong> the tolerance<br />

channel occur <strong>for</strong> all mean values <strong>of</strong><br />

Normalized deviation<br />

Mean value (final)<br />

Bounds <strong>of</strong> tolerance channel<br />

Under-fulfilled<br />

Limited activation<br />

Fig. 8. a) Evaluation <strong>for</strong> a longer time period.<br />

b) Evaluation <strong>for</strong> different types <strong>of</strong> non-compliance with FCR requirements.<br />

the final tolerance channel, since delayed<br />

activation is independent <strong>of</strong> the mean value.<br />

In the graph at the top right, FCR activation<br />

is insufficient. The gain factor <strong>of</strong> FCR<br />

activation in the model <strong>of</strong> the RP is at 80 %<br />

<strong>of</strong> the required gain. In this case, there are<br />

no violations <strong>of</strong> the tolerance channel in<br />

the case <strong>of</strong> absolute mean values that are<br />

very small, since the impact <strong>of</strong> the gain remains<br />

within the tolerance channel width.<br />

In the case <strong>of</strong> large absolute mean values,<br />

however, violations can be observed. Due<br />

to the gain being too small, the result is a<br />

straight line sloping down to the right.<br />

At the bottom left, a superimposition <strong>of</strong><br />

under-fulfilment with subsequent over-fulfilment<br />

(120 % <strong>of</strong> the required gain) can be<br />

seen. This results in an “X”-shape in the<br />

graph as the under-fulfilment is superimposed<br />

with a straight line from the overfulfilment<br />

that is inclined to the lower left.<br />

In the last case, the FCR activation is limited<br />

to 10 % <strong>of</strong> the <strong>of</strong>fered FCR in both directions.<br />

It can be seen that the activation is<br />

compliant <strong>for</strong> absolute mean values below<br />

0.1. For larger absolute mean values, the<br />

deviations increase rapidly, since the FCR<br />

activation is not increased or decreased further.<br />

The results in F i g u r e 8 b show that the<br />

evaluation method is able to distinguish<br />

different cases <strong>of</strong> non-compliance.<br />

51


Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

4 Conclusion<br />

In this article, a methodology <strong>for</strong> the separation<br />

<strong>of</strong> the scheduled power, FCR, aFRR,<br />

<strong>and</strong> mFRR is presented, which is necessary<br />

to extract the activation <strong>of</strong> each product in<br />

order to use it <strong>for</strong> monitoring. For this purpose,<br />

a dynamic activation model is determined<br />

<strong>for</strong> each product, solely based on<br />

measurement data, which models the provision<br />

in the best possible way. Results <strong>for</strong><br />

available real data show deviations from the<br />

real behaviour, but they are significantly<br />

more precise <strong>and</strong> adequate than previous<br />

methods.<br />

The part <strong>of</strong> the “Dynamic Normalization<br />

Methodology” (DNM) monitoring concept<br />

presented here enables automatic monitoring<br />

<strong>of</strong> FCR activation during operation. It<br />

overcomes shortcomings <strong>of</strong> existing proposals,<br />

in particular with respect to the dynamic<br />

requirements <strong>for</strong> FCR activation. For<br />

this purpose, tolerance channels are<br />

<strong>for</strong>med based on the slowest permitted reaction<br />

<strong>of</strong> a RP. In order to allow <strong>for</strong> a certain<br />

level <strong>of</strong> noise in the output power <strong>of</strong><br />

the RP, a minimum tolerance channel<br />

width is introduced. A possible frequency<br />

filter can also be taken into account by adjusting<br />

the FCR set-point <strong>for</strong> the respective<br />

bound. In the subsequent evaluation <strong>of</strong> the<br />

results with a normalization, a clear representation<br />

<strong>of</strong> the quality <strong>of</strong> FCR activation<br />

<strong>for</strong> longer time periods is made possible.<br />

This allows conclusions to be drawn about<br />

the type <strong>of</strong> non-compliance.<br />

The methods presented are currently being<br />

tested with real data by TransnetBW<br />

(TSO).<br />

References<br />

[1] European Commission, COMMISSION REG-<br />

ULATION (EU) 2017/1485 – <strong>of</strong> 2 August 2017<br />

– establishing a guideline on electricity transmission<br />

system operation, 2017. [Online].<br />

Available: https://​eur-lex.europa.eu​/​legal-​<br />

content/​EN/​TXT/​PDF/​?​uri=​<br />

CELEX:32017R1485&​from=​LT<br />

[2] 50hertz, amprion, Tennet, TransnetBW, Revised<br />

prequalification requirements (FCR,<br />

aFRR, mFRR) [in German], 2020. [Online].<br />

Available: https://​www.regelleistung.net​/​<br />

ext/​download/​PQ_​Bedingungen_​FCR_​<br />

aFRR_​mFRR<br />

[3] 50hertz, amprion, Tennet, TransnetBW, Revised<br />

rules <strong>for</strong> the determination <strong>of</strong> instantaneous<br />

balancing power [in German], 2018.<br />

[Online]. Available: https://​www.regelleis<br />

tung.net​/​ext/​download/​Konsultation_​<br />

Regelleistungsistwerte<br />

[4] RTE,“Règles Services Système Fréquence,<br />

2018. [Online]. Available: https://​www.<br />

services-rte.com​/​files/​live/​sites/​services-​<br />

rte/​files/​pdf/​role-​gestionnaires/​20181026_​<br />

Regles_​services_​systeme_​frequence.pdf<br />

[5] NERC, Reliability Guideline – Primary Frequency<br />

Control, 2019. [Online]. Available:<br />

https://​www.nerc.com​/​comm/​OC/​RS_​<br />

GOP_​Survey_​DL/​PFC_​Reliability_​Guideline_​rev20190501_​v2_​final.pdf<br />

[6] P. Maucher <strong>and</strong> H. Lens, Monitoring<br />

the Compliance <strong>of</strong> Balancing Reserves Power<br />

with the System Operation Guideline<br />

<strong>of</strong> Continental Europe, Submitted <strong>for</strong> presentation<br />

at IEEE <strong>International</strong> Conference<br />

on Communications, Control, <strong>and</strong><br />

Computing Technologies <strong>for</strong> Smart Grids,<br />

<strong>2021</strong>.<br />

[7] P. Maucher <strong>and</strong> H. Lens, Monitoring the<br />

Compliance <strong>of</strong> Frequency Containment Reserves<br />

Activation with the System Operation<br />

Guideline <strong>of</strong> Continental Europe, in ETG-Kongress,<br />

virtual, <strong>2021</strong>.<br />

[8] T. Weissbach <strong>and</strong> E. Welfonder, Frequenzfilterung<br />

bei der Primärregelung – Vor- und<br />

Nachteile für den Kraftwerks- und Netzbetrieb,<br />

in <strong>VGB</strong>-Konferenz „Elektrotechnik,<br />

Leittechnik, In<strong>for</strong>mationsverarbeitung“<br />

(KELI), Dresden, 2010.<br />

l<br />

<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />

Einphasig gekapselte Generatorableitung<br />

Ausgabe <strong>2021</strong> – <strong>VGB</strong>-S-164-13-<strong>2021</strong>-03-DE<br />

DIN A4, Print/eBook, 122 S., Preis für <strong>VGB</strong>-Mit glie der € 200.–, Nicht mit glie der € 300,–, + Ver s<strong>and</strong> und USt.<br />

Der <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard „Einphasig gekapselte Generatorableitung“ wurde durch eine <strong>VGB</strong>-Projektgruppe<br />

erstellt.<br />

Die in der <strong>VGB</strong>-Fachgruppe „Elektrische Maschinen und Anlagen“ vertretenen Betreiber veranlassten<br />

die Bildung einer Projektgruppe „Generatorableitung“, um konkrete Vorgaben für Auslegung, Errichtung,<br />

Modifizierung, Betrieb und Inst<strong>and</strong>haltung von einphasig gekapselten Generatorableitungen<br />

und deren Nebenanlagen zu erstellen.<br />

Als wesentliche Grundlage wurde der Abschlussbericht „Heutige Generatorableitungen in Deutschl<strong>and</strong>“<br />

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

berücksichtigte damalige Erkenntnisse, schloss Lücken der Regelwerke und schaffte damit<br />

konkrete Voraussetzungen für die Erarbeitung von detaillierten objektspezifischen Unterlagen seit<br />

den 1980er Jahren.<br />

<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />

Einphasig gekapselte<br />

Generatorableitung<br />

<strong>VGB</strong>-S-164-13-<strong>2021</strong>-03-DE<br />

Durch die Projektgruppe erfolgte eine inhaltliche Aktualisierung und Überführung in einen <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard.<br />

Ziel ist eine weitgehende Harmonisierung bzw. St<strong>and</strong>ardisierung der technischen Ausführungen für hochwertige und gleichzeitig<br />

kostengünstige Generatorableitungen.<br />

Das Thema Qualität/Qualitätssicherung hat in der <strong>VGB</strong>-Verb<strong>and</strong>sarbeit einen herausragenden Stellenwert und bedarf einer systematischen<br />

und kontinuierlichen Aufbereitung und Bearbeitung. Aus diesem Grund werden im vorliegenden St<strong>and</strong>ard auch Kriterien für<br />

die Qualitätssicherung definiert.<br />

Die Erarbeitung des vorliegenden <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ards erfolgte gemeinsam durch Betreiber, Hersteller und Servicedienstleister. Neben<br />

den Erfahrungen der beteiligten Unternehmen wurden Erkenntnisse aus einer Studie der Universität Coburg und aus Kurzschlussversuchen<br />

im Rahmen eines <strong>VGB</strong>-Forschungsprojektes einbezogen, siehe dazu insbesondere das Kapitel „Berechnung“.<br />

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

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

52


<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1<br />

Der Weg des KKM in die Stilllegung<br />

Teil 1: Vorbereitung und Rahmenbedingungen<br />

Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute und Martin Saxer<br />

Abstract<br />

The KKM’s path to decommissioning<br />

Part 1: Preparation <strong>and</strong> framework<br />

conditions<br />

The Mühleberg nuclear power plant (KKM) finally<br />

ceased operations on December 20, 2019.<br />

Following this date several plant modifications<br />

were per<strong>for</strong>med to prepare the site <strong>for</strong> decommissioning.<br />

On September 15, 2020 KKM became<br />

the first commercial Swiss nuclear power<br />

plant (NPP) to be decommissioned <strong>and</strong> dismantled.<br />

The decommissioning <strong>of</strong> the Mühleberg<br />

nuclear power plant is there<strong>for</strong>e a pioneering<br />

project <strong>for</strong> BKW <strong>and</strong> <strong>for</strong> Switzerl<strong>and</strong> as a whole<br />

<strong>and</strong> is also attracting attention in the Swiss<br />

media.<br />

With this two-part report, we want to describe<br />

the processes which led to the shutdown <strong>of</strong> the<br />

plant <strong>and</strong> the following decommissioning from<br />

the perspective <strong>of</strong> the people involved at KKM<br />

<strong>and</strong> summarize some <strong>of</strong> the lessons learned on<br />

this path. In the first part <strong>of</strong> the report we will<br />

explain how the decision to shut down KKM<br />

came about, how BKW positioned itself to cope<br />

with the legal <strong>and</strong> organizational issues involved,<br />

<strong>and</strong> which safety cases had to be provided.<br />

In the second part <strong>of</strong> the report we will<br />

describe the technical systems which were built<br />

to prepare <strong>for</strong> a safe <strong>and</strong> efficient dismantling.<br />

We will also describe the operational processes<br />

which were introduced to manage the dismantling<br />

processes.<br />

l<br />

Autoren<br />

Dr. Ulrich Bielert<br />

Rezsö Jakab<br />

Stefan Klute<br />

Martin Saxer<br />

BKW Energie AG<br />

Kernkraftwerk Mühleberg<br />

Mühleberg, Schweiz<br />

Das Kernkraftwerk Mühleberg (KKM) hat<br />

am 20. Dezember 2019 den Leistungsbetrieb<br />

endgültig eingestellt. Nach der Etablierung<br />

des technischen Nachbetriebs erfolgte am 15.<br />

September 2020 die endgültige Außerbetriebnahme.<br />

Seitdem befindet sich das Kraftwerk<br />

in der Stilllegung.<br />

Das Kernkraftwerk Mühleberg ist damit das<br />

erste kommerzielle Kernkraftwerk in der<br />

Schweiz, das stillgelegt und zurückgebaut<br />

wird. Die Stilllegung des Kernkraftwerks<br />

Mühleberg hat für die BKW wie auch für die<br />

gesamte Schweiz Pioniercharakter und findet<br />

eine große Aufmerksamkeit in den Schweizer<br />

Medien.<br />

Mit dem vorliegenden zweiteiligen Bericht<br />

wollen wir die Hintergründe für die Außerbetriebnahme<br />

und Stilllegung der Anlage aus<br />

der Sicht der Belegschaft des KKM schildern<br />

und unsere Erfahrungen auf dem Weg in die<br />

Stilllegung weitergeben. Im ersten Teil des<br />

Berichts legen wir dar, wie es zum Entscheid<br />

zur Stilllegung des KKM kam, wie die BKW<br />

sich aufgestellt hat, um die Stilllegung des<br />

KKM zu bewältigen, welche rechtlichen und<br />

organisatorischen Fragen zu klären und welche<br />

Nachweise zu erbringen waren. Im zweiten<br />

Teil beschreiben wir die technischen<br />

Nachrüstungen während der Etablierung des<br />

technischen Nachbetriebs sowie die neu eingeführten<br />

Arbeitsverfahren zur Abwicklung<br />

der Stilllegungsarbeiten.<br />

1 Einleitung<br />

Am 29. Oktober 2013 hat der Verwaltungsrat<br />

der BKW entschieden, dass KKM nur bis<br />

Ende 2019 weiter zu betreiben und es danach<br />

aus unternehmerischen Gründen außer<br />

Betrieb zu nehmen [1]. Unmittelbar<br />

nach dieser Entscheidung begann die BKW<br />

mit den notwendigen Vorbereitungsarbeiten.<br />

Am 20. Dezember 2019 erfolgte die<br />

endgültige Einstellung des Leistungsbetriebs<br />

(EELB) [2] und anschließend begann<br />

die Etablierung des technischen<br />

Nachbetriebs (ETNB), um die Voraussetzungen<br />

für eine sichere und wirtschaftliche<br />

Stilllegung des KKM zu schaffen. Die<br />

ETNB konnte termingerecht am 15. September<br />

2020 mit der endgültigen Außerbetriebnahme<br />

(EABN) abgeschlossen werden<br />

[3]. Seitdem befindet sich das Kraftwerk<br />

<strong>of</strong>fiziell in der Stilllegung.<br />

Das Kernkraftwerk Mühleberg ist damit<br />

das erste kommerzielle Kernkraftwerk in<br />

der Schweiz, das endgültig außer Betrieb<br />

genommen wurde und zurückgebaut wird.<br />

Daher waren zu Beginn der Vorbereitungsarbeiten<br />

viele Fragen auch in Bezug auf die<br />

Interpretation des anzuwendenden Regelwerks<br />

<strong>of</strong>fen. Die Stilllegung des Kernkraftwerks<br />

Mühleberg hat für die BKW wie auch<br />

für die gesamte Schweiz Pioniercharakter<br />

und findet auch eine große Aufmerksamkeit<br />

in den Schweizer Medien.<br />

Mit dem vorliegenden ersten Teil des Berichts<br />

wollen wir die Hintergründe für die<br />

Außerbetriebnahme und Stilllegung der<br />

Anlage aus der Sicht der Belegschaft des<br />

KKM schildern und unsere Erfahrungen<br />

auf dem Weg in die Stilllegung weitergeben.<br />

Entsprechend werden wir im Folgenden<br />

darlegen, wie es zum Entscheid zur<br />

Stilllegung des KKM kam, wie die BKW sich<br />

aufgestellt hat, um das Pionierprojekt der<br />

Stilllegung eines Kernkraftwerks in der<br />

Schweiz zu bewältigen, welche rechtlichen<br />

und technischen Fragen zu klären waren<br />

und was wir daraus gelernt haben. Der Bericht<br />

wurde rund ein Jahr nach der EABN<br />

verfasst. Einerseits hatten wir damit die<br />

Gelegenheit, Erfahrungen mit den neu installierten<br />

Systemen und den neuen Aufgaben,<br />

Prozessen und Organisationsstrukturen<br />

zu sammeln, <strong>and</strong>ererseits ist die Erinnerung<br />

an den Weg, der uns in die<br />

Stilllegung führte, noch frisch.<br />

2 Der Entscheid zur Stilllegung<br />

des KKM<br />

Ende des ersten Jahrzehnts des 21. Jahrhunderts<br />

erlebte die Kernenergie in der<br />

Schweiz eine Renaissance, die zur Initiierung<br />

der Planung für mehrere Neubauprojekte<br />

in der Schweiz führte. So wurde am 4.<br />

Dezember 2008 ein Rahmenbewilligungsgesuch<br />

für den Bau eines neuen Leichtwasserreaktors<br />

in Niederruntigen (also in unmittelbarer<br />

Nähe zum bestehenden Kernkraftwerk<br />

Mühleberg) gestellt, zu dem das<br />

Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat<br />

(ENSI) – die Aufsichtsbehörde über<br />

die Kernanlagen in der Schweiz – im September<br />

2010 eine positive Stellungnahme<br />

veröffentlichte [4] und das auch bei der<br />

Bevölkerung des Kantons Bern eine breite<br />

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Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1 <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />

Zustimmung f<strong>and</strong>. Diese Entwicklung kam<br />

am <strong>11</strong>. März 20<strong>11</strong&g