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

International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat
11 2021
Focus
• Grid stability
• Decommissioning
Dynamic monitoring of
frequency containment
reserve activation
Grid control with
hydrogen storage
power plants
in future fully
regenerative grids
SAVE THE DATE
vgbe Expert Event
Ecology and Environment
in Hydropower 2022
1 & 2 June 2022
Web Conference
Lead-free cables for
offshore wind farms
The KKM’s path to
decommissioning
Publication of VGB PowerTech e.V. l www.vgb.org
vgbe eehpp2022-std.indd 1 10.12.2021 11:02:19
ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition

22. Jahrestagung
2022
Next Generation Maintenance – vernetzt, datenbasiert, kollaborativ
22. – 23. März 2022, Berlin
Fachbeiträge der Vorjahre:
3M
Bayer
BASF
BSH Hausgeräte
Clariant
Deutz
Evonik
Georgsmarienhütte
Gerolsteiner Brunnen
GLOBALFOUNDRIES
MIBRAG
Michelin Reifenwerke
PHOENIX CONTACT
SBB
Solvay
thyssenkrupp Steel
Volkswagen
u.v.m.
Die wichtigsten Themen im Überblick
» Digitalisierung mit Mehrwert – Trends und Ansatzpunkte für
die Instandhaltung in einer Brownfield-Umgebung
» Anlagenportfolio und Kosten im Blick – Formulieren einer
flexiblen, bedarfsorientierten Instandhaltungsstrategie
» Datenmanagement – lästige Pflicht oder Königsdisziplin für
die Maintenance?
» Auf dem Weg zu Predictive Maintenance: Von der Zustandserfassung
zur vorausschauenden Wartungsplanung
» Steuern mit Kennzahlen – Monitoring und Verbesserung von
Leistungsprozessen
» Neuerungen der SAP für das technische Asset Management
» Mobile Lösungen für Wartung, Inspektion und wiederkehrende
Prüfungen
» Einsatz von BIM im Asset Life Cycle Management
» Fernwartung/Remote Services: Herausforderungen und Lessons
Learnt bei der Umsetzung
» Anlagenverfügbarkeit sichern durch effizientes Ersatzteil- und
Obsoleszenzmanagement
» Knappe Ressourcen: Kompetenzaufbau und Qualifizierung;
Einsatz von Wissensplattformen
» Mehr Transparenz! Umsetzung von IH-Dashboards zur Steuerung
von Wartungs- und Instandsetzungsmaßnahmen
» Instandhaltung in der Fabrik 4.0 – Einfluss von Robotik und
Automatisierung auf die Maintenance
» Dokumentation entlang des Lebenszyklus – anlagenbezogene
Informationen zeitnah, lückenlos und „aufwandsarm“ erfassen
» Vernetzung und Kollaboration als Wertschöpfungsfaktor
Mitglieder des VGB PowerTech e.V. erhalten 10% Nachlass auf Remote- und 15% Nachlass auf die reguläre Teilnahmegebühr.
Bitte geben Sie bei Ihrer Anmeldung unter www.maindays.de folgenden Code ein: VGBMD2022

VGB PowerTech 11 l 2021
Editorial
Cyber security
– An ongoing challenge
Dear Readers,
A major development in the
current ongoing Corona crisis
with its far-reaching consequences
is certainly the
advancing digitalisation that
is reaching far into our everyday
lives and our working
lives. Hardly any work process
or our private lives can
still do without digital technology
and connection to the
internet. However, the longterm
success of digitalisation
will also depend on whether
the people it is supposed to serve also trust it. And this trust
will also depend on how the security situation looks and how
trust and security are communicated. But it also depends,
starting in the chain of security, on each individual and the
awareness of security. For example, anyone who uses “intelligent”
lighting - a word that is very overused today, but is
popular in marketing and rarely reflects its original meaning
- that can be controlled with a smartphone must be aware
that they are ultimately connecting this lamp to the internet
and that it can therefore, in principle, be controlled by any
device connected to the internet - anywhere in the world.
Currently, IT security is once again the subject of public discussion,
because a vulnerability is threatening servers, i.e.
central computer systems, on a broad front. The German
Federal Office for Information Security (BSI) even saw fit to
raise the warning level from orange to red. The vulnerability
is located in a much-used library called Log4j of the Java
software – i.e. a software component that other applications
in turn rely on. The vulnerability can be used to allow attackers
to execute their software code on the servers under certain
circumstances. This would allow them to execute malware,
for example. The vulnerability now identified is limited
to some versions of the Log4j library. However, there is no
complete overview of the software applications in which the
vulnerable versions of Log4j are used. The BSI’s upgrading
is justified by the fact that there have been attacks on servers
worldwide. The installation of updates is recommended
– this is basically a proven way to ensure cyber security, because
software manufacturers have always been in a race
with malware developers to find possible entry points, but
they also provide timely solutions and thus protection. What
is important on the user side, however, is timely patching by
means of updates.
Digitalisation in energy technology and power generation
has always been an important topic. The days when turbines
were controlled with centrifugal governors are long gone -
although this type of control is impressive in its simplicity
and precision. The application of digital technologies in the
field of control and regulation has therefore also been tried
and tested and makes an important contribution to the efficient,
safe, environmentally friendly and economical operation
of energy plants. This has also been accompanied by
“software protection” in energy technology, i.e. the forwardlooking
development and implementation of suitable measures
to protect against threats. An example of the early joint
work on this challenge is the VGB standard “IT Security for
Generation Plants” (VGB-S-175-00-2014-04-DE). Possible
challenges are identified and organisational and technical
requirements are derived from them to reduce possible impacts
to an acceptable level, supplemented by recommendations
for action and further sources of information. In technical
discussions with key stakeholders, the main contents
were discussed and the basic feasibility was confirmed. Basic
terms and threats are presented and derived requirements
are compiled in a structured and clear manner. In addition,
recommendations for action on the individual requirements
are listed in the form of examples for better understanding
and for quick implementation. Since the life cycle of IT technology
and system threats are subject to rapid progress, only
fundamental topics are shown.
The legal acts that have come into force since this publication
was published, both at EU level and in the EU member
states, specify the protection required in the digital sphere,
including for energy generation, which is considered a “critical
infrastructure” with as particularly sensitive sector.
The industry’s forward-looking approach to the topic of “cyber
security – IT security” at vgbe energy* shows how joint
early action can deal with challenges in a targeted and efficient
manner – also in the area of digitalisation and its impressive
dynamics.
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann
Editor in Chief
vgbe energy*
Essen, Germany
* vgbe energy has been the new brand identity of
VGB PowerTech since September 2021.
1

Editorial VGB PowerTech 11 l 2021
Cyber Security
– Eine permanente Herausforderung
Liebe Leserinnen und Leser,
eine wesentliche Entwicklung
in der aktuellen weiter anhaltenden
Corona-Krise mit ihren
weitreichenden Folgen ist
sicherlich die fortschreitende
weit in unseren Alltag und unser
Arbeitsleben hineinreichende
Digitalisierung. Kaum ein Arbeitsprozess
oder unser privates
Leben kommt noch ohne digitale
Technik und Anbindung an
das Internet aus. Der langfristige
Erfolg der Digitalisierung wird
aber auch davon abhängen, ob
die Menschen, denen er ja dienen
soll, der Digitalisierung
auch vertrauen. Und dieses Vertrauen wird auch davon abhängen,
wie die Sicherheitslage aussieht und wie Vertrauen und Sicherheit
vermittelt werden. Dabei kommt es aber auch, und beginnend in
der Kette der Sicherheit, auf jeden einzelnen an und das Bewusstsein
für Sicherheit. Wer zum Beispiel „intelligente“ – ein heute sehr
überstrapaziertes aber im Marketing gern verwendetes Wort, das
nur noch selten seine ursprüngliche Bedeutung widerspiegelt –
Leuchtmittel verwendet, die mit dem Smartphone gesteuert werden
können, muss sich bewusst sein, dass er diese Lampe letztendlich
an das Internet anschließt und sie damit vom Grundsatz her
von jedem beliebigen am Internet angeschlossenen Gerät – weltweit
– gesteuert werden kann.
Aktuell mach die IT-Sicherheit erneut öffentlich von sich reden, denn
eine Schwachstelle bedroht auf breiter Front Server, also zentrale
Computersysteme. Das deutsche Bundesamt für Sicherheit (BSI)
in der Informationstechnik sah sich sogar veranlasst, die Warnstufe
von Orange auf Rot hoch zu setzen. Die Schwachstelle befindet
sich in einer viel benutzten Bibliothek mit dem Namen Log4j der
Java-Software – also einer Softwarekomponenten, auf die wiederum
andere Anwendungen zurückgreifen. Die Sicherheitslücke kann
dafür verwendet werden, dass Angreifer unter Umständen ihren
Softwarecode auf den Servern ausführen können. Damit könnten
sie zum Beispiel Schadprogramme ausführen. Die jetzt identifizierte
Schwachstelle ist auf einige Versionen der Bibliothek Log4j beschränkt.
Allerdings gibt es keinen vollständigen Überblick dazu, in
welchen Softwareanwendngen die gefährdeten Versionen von Log4j
genutzt werden. Die Höherstufung des BSI wird damit begründet,
dass es weltweit Angriffe auf Server gegeben habe. Die Installation
von Updates wird empfohlen – dies ist ein grundsätzlich probater
Weg, um Cybersicherheit zu gewährleisten, denn Softwarehersteller
liefern sich mit den Entwicklern von Schadsoftware seit jeher ein
Rennen rund um mögliche Einfallstore, liefern aber auch zeitnah
Lösungen und damit Schutz. Wichtig ist auf Anwenderseite aber das
zeitnahe Patchen mittels der Updates.
Digitalisierung in der Energietechnik und Energieerzeugung ist seit
jeher ein wichtiges Thema. Die Zeiten als Turbinen noch mit Fliehkraftreglern
gesteuert wurden sind lange vorbei – obgleich diese
Art der Regelung mit ihrer Einfachheit und Präzision schon beeindruckend
ist. Die Anwendung digitaler Technologien im Bereich
von Steuerung & Regelung ist von daher auch bewährt und leistet
einen wichtigen Beitrag zum effizienten, sicheren, umweltschonenden
und wirtschaftlichen Betrieb der Energieanlagen. Damit einher
gegangen ist auch der „Softwareschutz“ in der Energietechnik, also
die vorausblickende Entwicklung und Implementierung geeigneter
Maßnahmen zum Schutz vor Bedrohungen. Ein Beispiel für die
frühzeitig gemeinsame Beschäftigung zu dieser Herausforderung
ist der VGB-Standard „IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen“ (VGB-
S-175-00-2014-04-DE). Mögliche Herausforderungen werden aufgezeigt
und daraus abgeleitet werden organisatorische und technische
Anforderungen zur Absenkung möglicher Auswirkungen auf
ein zu akzeptierendes Niveau, ergänzt durch Handlungsempfehlungen
und weitere Informationsquellen. In Fachgesprächen mit wichtigen
Beteiligten wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert und
die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt. Grundlegende Begriffe
und Bedrohungen werden vorgestellt und abgeleitete Anforderungen
strukturiert und übersichtlich zusammengestellt. Ergänzend
sind Handlungsempfehlungen zu den einzelnen Anforderungen
zum besseren Verständnis und für die schnelle Umsetzung im Sinne
von Beispielen aufgeführt. Da der Lebenszyklus der IT-Technik und
die Systembedrohungen einem rasanten Fortschritt unterliegen,
werden nur grundlegende Themen aufgezeigt.
Die seit Erscheinen dieser Veröffentlichung in Kraft getretenen
Rechtsakte sowohl auf EU-Ebene als auch in den EU-Mitgliedsstaaten
präzisieren den erforderlichen Schutz im digitalen Bereich,
auch für die Energieerzeugung, die als „Kritische Infrastruktur“ mit
als besonders sensibler Sektor gilt.
Die vorausschauende Beschäftigung mit dem Thema „Cyber Security
– IT-Sicherheit“ der Branche beim vgbe energy* zeigt dabei, wie
durch gemeinsames frühzeitiges Handeln zielgerecht und effizient
mit Herausforderungen umgegangen werden kann – auch im Bereich
der Digitalisierung und ihrer beeindruckenden Dynamik.
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann
Chefredakteur
vgbe energy*
Essen, Deutschland
* vgbe energy ist seit September 2021 der neue Markenauftritt
des VGB PowerTech.
2

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Contents VGB PowerTech 11 l 2021
vgbe Expert Event
Ecology and Environment in Hydropower 2022
Save the date!
| 1 & 2 June 2022
Web Conference | Live & OnLine
| vgbe | Hydro – Office
E-mail: vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy
www.vgbe.energy
International Journal for Generation
and Storage of Electricity and Heat 11 l 2021
Cyber security – An ongoing challenge
Cyber Security – Eine permanente Herausforderung
Christopher Weßelmann 1
Abstracts/Kurzfassungen6
Members‘ News 8
“Grids”17
Industry News 22
News from Science & Research 30
Power News 34
Events in Brief36
Grid control with hydrogen storage power plants
in future fully regenerative grids
Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraft werken
in zukünftig voll-regenerativen Netzen
Harald Weber 39
Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation
Dynamische Überwachung der Aktivierung der Primärregelleistung
Philipp Maucher and Hendrik Lens 45
The KKM’s path to decommissioning
Part 1: Preparation and framework conditions
Der Weg des KKM in die Stilllegung
Teil 1: Vorbereitung und Rahmenbedingungen
Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute and Martin Saxer 53
Supplementary pre-firing to increase the output
of gas and steam turbine plants
Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der Leistung
von Gas- und Dampfturbinenanlagen
Mustafa Youssef 62
The Belt and Road Initiative: The role for coal
Die Initiative „Belt and Road“: Die Rolle der Kohle
Stephanie Metzger 64
Technology developments in the cofiring of biomass
Technologische Entwicklungen bei der Mitverbrennung von Biomasse
Xing Zhang and Simone Meloni 67
Digitalization & lubricant analyses – an efficient partnership
Digitalisierung & Schmierstoffanalysen – eine effiziente Partnerschaft
Stefan Mitterer 70
Lead-free cables as the solution of the future
for offshore wind farms
Bleifreie Leitungen als Lösung der Zukunft für Offshore-Windparks
Jan Flötotto and Thomas Brand 74
4

VGB PowerTech 11 l 2021
Contents
SAVE THE DATE
vgbe Expert Event
Ecology and Environment
in Hydropower 2022
1 & 2 June 2022
Web Conference
vgbe eehpp2022-std.indd 1 10.12.2021 11:02:19
Green Hydrogen – Ball valves for hydrogen applications
Green Hydrogen – Kugelhähne für Wasserstoff-Anwendungen 76
LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen 2021
LKH2 – Laserkolloquium Wasserstoff 2021 – Veranstaltungsbericht 78
U.S. EIA: International Energy Outlook 2021
With projections to 2050 – Summary
U.S. EIA: Internationaler Energieausblick 2021 (IEO2021)
U.S. Energy Information Administration 81
Operating results 85
VGB News 89
Personalien91
Inserentenverzeichnis94
Events95
Imprint96
Preview VGB PowerTech 12|2021 96
Annual Index 2020: The Annual Index 2020, as also of previous
volumes, are available for free download at
https://www.vgbe.energy/vgb-powertech-journal/
Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020
der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser
Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:
https://www.vgbe.energy/vgb-powertech-journal/
VGB POWERTECH online
With respect to the current Covid-19/Corona crises we continue with our
free online service at YUMPU. Read VGB POWERTECH at
https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech
VGB POWERTECH online
Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona
Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.
Lesen Sie die VGB POWERTECH online unter
https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech
5

Abstracts VGB PowerTech 11 l 2021
Grid control with hydrogen storage power
plants in future fully regenerative grids
Harald Weber
In the course of the energy transition, more and
more electrical energy is generated by wind and
PV plants. Some of this energy has to be stored
in large chemical storage facilities (storage power
plant). These new players are connected to
the three-phase grid with converters and, due to
the system, no longer have flywheel masses. The
conventional power plants, on the other hand,
will decrease in number. Therefore, the storage
power plants must take over all the tasks of the
conventional power plants, both for grid control
and for secondary coupling.
Dynamic monitoring of Frequency
Containment Reserve activation
Philipp Maucher and Hendrik Lens
Frequency Containment Reserve (FCR), also
known as primary control reserve, is the fastest
active power reserve (APR) used for system
balancing. In the past, FCR was provided by a
limited number of large units and the technical
requirements on FCR activation could be
monitored by a manual procedure. Due to the
fact that FCR increasingly is provided by a large
number of smaller units, manual procedures are
no viable option for the future. For this reason,
this article describes an automated concept for
monitoring the quality of the activation of FCR
during operation. This article presents a method
for the separation of different APR products
based on dynamic models. Finally, the article
discusses results obtained with the proposed
monitoring concept for different kinds of noncompliant
FCR activation such as limited or delayed
activation.
The KKM’s path to decommissioning
Part 1: Preparation and
framework conditions
Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute
and Martin Saxer
The Mühleberg nuclear power plant (KKM) finally
ceased operations on December 20, 2019.
Following this date several plant modifications
were performed to prepare the site for decommissioning.
On September 15, 2020 KKM became
the first commercial Swiss nuclear power
plant (NPP) to be decommissioned and dismantled.
The decommissioning of the Mühleberg
nuclear power plant is therefore a pioneering
project for BKW and for Switzerland as a whole
and is also attracting attention in the Swiss media.
With this two-part report, we want to describe
the processes which led to the shutdown
of the plant and the following decommissioning
from the perspective of the people involved
at KKM and summarize some of the lessons
learned on this path.
Supplementary pre-firing to increase the
output of gas and steam turbine plants
Mustafa Youssef
The method presented here concerns a new
auxiliary pre-firing for increasing steam generation
and power in gas and steam turbine plants
with single or sequential combustion of the gas
turbines. Supplementary firing is most commonly
used in combined-cycle cogeneration
plants where the process steam flow needs to
be varied independently of the electrical power
generated. The GT exhaust gas temperature can
be increased up to 780 °C. This requires special
alloys in the heating surfaces of the reheater
and superheater to withstand the increased
temperatures. The aim of the new process is
to make better use of the excess air in the gas
turbine flow by means of a new auxiliary firing
in order to increase steam generation and plant
output and to avoid operating problems.
The Belt and Road Initiative:
The role for coal
Stephanie Metzger
The Chinese Belt and Road Initiative (BRI),
launched in 2013 by Chinese President Xi Jinping,
is a worldwide infrastructure building initiative
that aims to connect China and its allies
with energy, transport, communications, and
cultural links. Nearly half of BRI investment to
date has gone to the energy sector, including
both fossil fuel and renewable projects. Coal
projects have secured a significant amount of
BRI funding. Considering divestment decisions
from international financial institutions
and many large private banks, China’s willingness
to support coal mines and power plants is
increasingly important. However, the BRI has
been criticised by some as promoting a highly
polluting model of growth. This investigation
of the structure and implementation of the BRI,
includes an in-depth review of the Chinese approach
to concessional lending, the impact of
the increasingly strict global environmental targets,
and the effects of Covid-19.
Technology developments
in the cofiring of biomass
Xing Zhang and Simone Meloni
Although declining in Europe and Canada, cofiring
biomass with coal is a subject of growing
interest in Asia so work continues on developing
the technology. This review facilitates the technology
transfer ‘from West to East’. Cofiring biomass
can help meet various Sustainable Development
Goals including Goal 7 affordable and
clean energy, Goal 9 industry innovation and
infrastructure, Goal 12 ensure sustainable consumption
and production, and Goal 13 climate
action. However, government support, and favourable
regulatory and environmental policies
are still required for the widespread deployment
of cofiring.
Digitalization & lubricant analyses
– an efficient partnership
Stefan Mitterer
Justifiably, oil analyses are a key topic in condition
monitoring of lubricating oils and machines.
They provide reliable values for setting
an ideal oil change interval as well as for contamination
control and show abnormal wear
conditions at an early stage. Since technology
changes rapidly, higher demands are placed on
lubrication. These requirements can only be met
by new special lubricants that are increasingly
developed for particular applications. In the
field of Oil & Condition Monitoring, oil analyses
are well-established. Reliable statements
regarding the condition of many machines and
their oil-lubricated components are made based
on oil analyses. Moreover, the analyses are essential
for providing a prognosis about the oil´s
remaining service life and for implementing
individual and effective oil maintenance measurements.
Lead-free cables as the solution of the future
for offshore wind farms
Jan Flötotto and Thomas Brand
Wind energy continues to develop into one of
the central energy sources in Germany. Offshore
turbines are being designed for ever greater capacities,
which poses new challenges for the
transmission of energy in the wind turbines
and in the offshore wind farms. In addition to
technical challenges, health aspects also play
an important role. Operators of offshore wind
farms are increasingly designing their systems
for higher voltages because, on the one hand,
the demand for power is constantly increasing
and, on the other hand, it is possible to transmit
the energy generated from the wind turbine
(WTG) to shore much more efficiently. The
offshore parks are currently operating at the
66 kV voltage level, and an upgrade to 132 kV is
in preparation. These conditions place high demands
on the plants and the cable connections
and connection sets used.
Green Hydrogen – Ball valves
for hydrogen applications
The use of hydrogen is of increasing importance
for many industrial sectors. In order to
reduce greenhouse gas emissions, the medium
is increasingly being produced sustainably and
“green” by electrolysis processes, placing high
demands on suitable valves. Hydrogen is a
medium with a certain hazard potential. The
element forms very small molecules that can
penetrate the structure of steel fittings and lead
to brittleness and cracks. It is also rapidly combustible
and explosive with low ignition energy.
These properties can be controlled with experience,
especially where shut-off devices have to
be suitable for the delicate medium. Perrin, a
member of the Japanese Kitz Group, has been
designing and manufacturing certified special
ball valves for a wide variety of hydrogen applications
in Germany for decades and is involved
with its expertise in a wide range of projects
in the growing clean energy sector and the climate-friendly
use of hydrogen in industry.
LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen 2021
Germany is to become climate-neutral by 2045.
This is only possible with new technologies that
are sustainable, efficient and economical at the
same time. Hydrogen technology will play a key
role in this. As a forum for interdisciplinary exchange
between representatives from industry
and research, the Fraunhofer Institute for Laser
Technology ILT 2020 has therefore launched
the LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen. It took
place for the second time in mid-September
2021. The focus was once again on the question
of what contribution laser technology can make
to efficiently and effectively manufacturing the
key components of the technology - fuel cells
and bipolar plates - in the future.
U.S. EIA: International Energy Outlook 2021
With projections to 2050 – Summary
U.S. Energy Information Administration
If current policy and technology trends continue,
global energy consumption and energyrelated
carbon dioxide emissions will increase
through 2050 as a result of population and economic
growth
6

VGB PowerTech 11 l 2021
Kurzfassungen
Netzregelung mit Wasserstoff-
Speicherkraft werken in zukünftig
voll-regenerativen Netzen
Harald Weber
Im Zuge der Energiewende wird mehr und mehr
elektrische Energie von Wind- und PV-Anlagen
er zeugt. Diese Energie muss zum Teil in großen
chemischen Speichern gespeichert werden
(Speicher kraftwerk). Diese neuen Player
werden mit Umrichtern an das Drehstromnetz
angeschlossen und weisen systembedingt keine
Schwungmassen mehr auf. Die konventionellen
Kraftwerke dagegen werden in ihrer Anzahl zurückgehen.
Deshalb müssen die Speicherkraftwerke
alle Aufgaben der konventionellen Kraftwerke
übernehmen und das sowohl für die Netzregelung
als auch für die Sek torenkopplung.
Dynamische Überwachung der Aktivierung
der Primärregelleistung
Philipp Maucher and Hendrik Lens
Frequency Containment Reserve (FCR), auch
bekannt als Primärregelleistung, ist die schnellste
Art der Regelleistung (RL), die zur Frequenzhaltung
eingesetzt wird. In der Vergangenheit
wurde die FCR durch eine geringe Anzahl an
großen Kraftwerken erbracht. Die technischen
Anforderungen an die FCR-Aktivierung konnten
daher manuell überprüft werden. Da die FCR
zunehmend von einer großen Anzahl an kleineren
Einheiten bereitgestellt wird, sind manuelle
Verfahren in Zukunft keine praktikable Option.
Aus diesem Grund wird in diesem Artikel ein
Konzept für ein automatisiertes Monitoring der
FCR-Erbringungsqualität im Betrieb vorgestellt.
Dieser Artikel präsentiert eine Methode zur
Trennung verschiedener RL-Produkte basierend
auf dynamischen Modellen. Abschließend werden
die mit dem vorgeschlagenen Monitoringkonzept
erhaltenen Ergebnisse für verschiedene
Arten nicht-konformer FCR-Aktivierung, wie
z.B. begrenzte oder verspätete Erbringung, diskutiert.
Der Weg des KKM in die Stilllegung
Teil 1: Vorbereitung und
Rahmenbedingungen
Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute
und Martin Saxer
Das Kernkraftwerk Mühleberg (KKM) hat am
20. Dezember 2019 den Leistungsbetrieb endgültig
eingestellt. Nach der Etablierung des
technischen Nachbetriebs erfolgte am 15. September
2020 die endgültige Außerbetriebnahme.
Seitdem befindet sich das Kraftwerk in der
Stilllegung. Das Kernkraftwerk Mühleberg ist
damit das erste kommerzielle Kernkraftwerk in
der Schweiz, das stillgelegt und zurückgebaut
wird. Die Stilllegung des Kernkraftwerks Mühleberg
hat für die BKW wie auch für die gesamte
Schweiz Pioniercharakter und findet eine große
Aufmerksamkeit in den Schweizer Medien. Mit
dem vorliegenden zweiteiligen Bericht wollen
wir die Hintergründe für die Außerbetriebnahme
und Stilllegung der Anlage aus der Sicht der
Belegschaft des KKM schildern und unsere Erfahrungen
auf dem Weg in die Stilllegung weitergeben.
Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der
Leistung von Gas- und
Dampfturbinenanlagen
Mustafa Youssef
Das hier vorgestellte Verfahren betrifft eine
neue Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der
Dampferzeugung und der Leistung in Gas- und
Dampfturbinenanlagen mit einfacher oder sequentieller
Verbrennung der Gasturbinen. Das
Ziel des neuen Verfahrens ist, durch eine neue
Zusatzfeuerung den Luftüberschuss im Gasturbinenstrom
besser zu nutzen, um die Dampferzeugung
und die Anlageleistung zu erhöhen und
die Betriebsproblemen zu vermeiden. Im neuen
Verfahren wird der Luftüberschuss im Gasturbinenstrom
genutzt und die Brennleistung nach
dem Kompressoraustritt bei gleicher Endtemperatur
der GT- Brennkammer von ca. 1.400 °C
erhöht. Dies ist möglich, wenn ein Luftstrom am
Kompressoraustritt angezapft und außerhalb
der Gasturbine gekühlt, durch eine Vorbrennkammer
geheizt, durch einen Gaskühler gekühlt
und vor dem GT-Brennkammer für weitere Feuerung
in die Gasturbine geführt wird.
Die Initiative „Belt and Road“:
Die Rolle der Kohle
Stephanie Metzger
Die „Belt and Road Initiative“(BRI) ist Chinas
außenpolitisches Aushängeschild, mit dem die
wirtschaftliche Zusammenarbeit zwischen China
und Ländern in aller Welt gefördert werden
soll. Mehr als 130 Länder, die über zwei Drittel
der Weltbevölkerung repräsentieren, haben
sich der Initiative angeschlossen. Das Hauptziel
der BRI ist die Stärkung der Infrastruktur und
der Handelsbeziehungen in einer Vielzahl von
Sektoren, darunter Energie, Verkehr, Kommunikation
und Produktion. Die Projekte werden
in der Regel von chinesischen Unternehmen
geleitet und haben Zugang zu günstigen chinesischen
Finanzierungen, während die Partnerländer
die Entwicklungsagenda bestimmen. Die
Kohle spielt in der BRI eine große Rolle: China
investierte zwischen 2014 und 19 in 68 GW an
Kohlekraftwerken in BRI-Ländern. Die Finanzierung
ist zwar ein wichtiger Faktor, aber Chinas
Entwicklung von Kohlekraftwerken im Ausland
wird auch durch sein Fachwissen und seine Innovationen
bei der Entwicklung und Herstellung
von Kohlekraftwerken erleichtert.
Technologische Entwicklungen bei der
Mitverbrennung von Biomasse
Xing Zhang und Simone Meloni
Obwohl in Europa und Kanada rückläufig, ist die
Mitverbrennung von Biomasse mit Kohle in Asien
von wachsendem Interesse, so dass weiter an
der Entwicklung dieser Technologie gearbeitet
wird. Diese Übersicht erleichtert den Technologietransfer
„von West nach Ost“. Die Mitverbrennung
von Biomasse kann dazu beitragen, verschiedene
Ziele für nachhaltige Entwicklung zu
erreichen, darunter Ziel 7 (erschwingliche und
saubere Energie), Ziel 9 (industrielle Innovation
und Infrastruktur), Ziel 12 (Gewährleistung
eines nachhaltigen Verbrauchs und einer nachhaltigen
Produktion) und Ziel 13 (Klimaschutz).
Digitalisierung & Schmierstoffanalysen –
eine effiziente Partnerschaft
Stefan Mitterer
Ölanalysen sind ein zentrales Thema in der Zustandsüberwachung
von Schmierölen und Maschinen.
Sie stellen zuverlässige Werte für das
Festlegen eines idealen Ölwechsel-Intervalls und
die Überwachung von Verunreinigungen bereit
und zeigen ungewöhnliche Verschleißzustände
bereits zu einem frühen Zeitpunkt auf. Schneller
technologischer Fortschritt stellt wesentlich
höhere Anforderungen an die Schmierung, welche
nur durch neue und spezielle Schmierstoffe
erfüllt werden können. Ölanalysen sind fest im
Bereich der Öl- und Zustandsüberwachung etabliert.
Sie sind die Basis, um zuverlässige Aussagen
bezüglich des Zustands vieler Maschinen
und ihrer Öl-geschmierten Komponenten zu
treffen.
Bleifreie Leitungen als Lösung der Zukunft
für Offshore-Windparks
Jan Flötotto und Thomas Brand
Offshore-Windenergie-Anlagen werden auf immer
größere Kapazitäten ausgelegt, was neue
Herausforderungen an die Energieübertragung
in den Windkraftanlagen und in den Off shore-
Windparks. Neben technischen Herausforderungen
spielen auch gesundheitliche Aspekte
eine wichtige Rolle. Betreiber von Offshore-
Anlagen legen ihre Systeme zunehmend auf
höhere Spannungen aus, weil zum einen der
Bedarf an Leistung stetig steigt und zum anderen
eine deutliche effizientere Übertragung der
gewonnenen Energie von der Windkraftanlage
(WKA) an Land erfolgen kann. In den Offshore-Parks
wird aktuell in der 66 kV Spannungsebene
gearbeitet, ein Upgrade auf 132 kV ist in
Vorbereitung. Diese Bedingungen stellen hohe
Anforderungen an die Anlagen und die eingesetzten
Kabelverbindungen und Anschlussgarnituren
dar.
Green Hydrogen – Kugelhähne für
Wasserstoff-Anwendungen
Der Einsatz von Wasserstoff ist für viele Industriebereiche
von zunehmender Bedeutung. Zur
Senkung der Treibhausgas-Emissionen wird das
Medium durch Elektrolyseverfahren vermehrt
nachhaltig und „grün“ erzeugt und stellt dabei
hohe Ansprüche an geeignete Armaturen.
Wasserstoff ist ein Medium mit einem gewissen
Gefahrenpotenzial. Das Element bildet sehr kleine
Moleküle, die in die Struktur von Stahl-Armaturen
eindringen und zu Sprödigkeit und Rissen
führen können. Er ist zudem bei geringer Zündenergie
schnell brennbar und explosiv. Diese
Eigenschaften lassen sich mit Erfahrung beherrschen,
vor allem dort, wo Absperrorgane für das
heikle Medium geeignet sein müssen. Das zur
japanischen Kitz-Gruppe gehörende Unternehmen
Perrin entwirft und fertigt in Deutschland
seit Jahrzehnten zertifizierte Spezialkugelhähne
für unterschiedlichste Wasserstoff-Anwendungen
und ist mit seiner Expertise an vielfältigen
Projekten im wachsenden Clean-Energy-Sektor
und zum klimaschonenden Einsatz von Wasserstoff
in der Industrie beteiligt.
LKH2 – Laserkolloquium Wasserstoff 2021 –
Veranstaltungsbericht
Bis 2045 soll Deutschland klimaneutral werden.
Möglich ist das nur mit neuen Technologien, die
nachhaltig, effizient und wirtschaftlich zugleich
sind. Eine Schlüsselrolle wird dabei die Wasserstoff-Technologie
spielen. Als Forum des interdisziplinären
Austausches zwischen Vertretern aus
Industrie und Forschung hat das Fraunhofer-Institut
für Lasertechnik ILT 2020 deshalb das LKH2
– Laserkolloquium Wasserstoff ins Leben gerufen.
Mitte September 2021 fand es zum zweiten
Mal statt. Im Mittelpunkt stand erneut die Frage,
welchen Beitrag die Lasertechnik leisten kann,
um die Schlüsselkomponenten der Technologie –
Brennstoffzellen und Bipolarplatten – in Zukunft
effizient und effektiv zu fertigen.
U.S. EIA: Internationaler Energieausblick
2021 (IEO2021)
U.S. Energy Information Administration
Der International Energy Outlook (IEO) präsentiert
die Einschätzung der U.S. Energy Information
Administration (EIA) zu den Aussichten für
die internationalen Energiemärkte.
7

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Members´ News VGB PowerTech 11 l 2021
Members´
News
Hüscherabach: Ein modernes
Kleinwasserkraftwerk im Einklang
mit Energiestrategie und Umwelt
(alpiq) Alpiq und die Gemeinde Rheinwald
haben in Splügen (GR) gemeinsam das
komplett erneuerte Kleinwasserkraftwerk
Hüscherabach eingeweiht. Das modernisierte
und leistungsmässig stark erweiterte
Wasserkraftwerk produziert neu rund 6,1
Millionen kWh Strom aus erneuerbarer
Energie pro Jahr. Dies entspricht dem
durchschnittlichen Jahresverbrauch von
1500 Haushalten.
Seit Juli 2021 und nach nur 16 Monaten
Bauzeit nutzt das komplett erneuerte
Kleinwasserkraftwerk in Splügen wieder
das Wasser des Hüscherabachs zur Produktion
von Strom aus erneuerbarer Energie.
Mit festlichen Reden von Christian Simmen-Schumacher
(Gemeindepräsident
Gemeinde Rheinwald), Thomas Schmid
(Amtsleiter Amt für Energie und Verkehr
des Kantons Graubünden), Xavier Sinnhuber
(Verwaltungsratspräsident Wasserkraftwerk
Hüscherabach AG) und Matthias
Zwicky (Leiter internationale Stromproduktion
und erneuerbare Energien, Alpiq)
wurde es offiziell eingeweiht. Die Bevölkerung
erhielt im Rahmen eines Tages der
offenen Tür die Gelegenheit, hinter die Kulissen
der umweltfreundlichen Stromproduktion
zu blicken.
Deutlich mehr Strom: statt 1,1 neu 6,1
Millionen kWh pro Jahr
Das neue, hochmoderne Kraftwerk ersetzt
die alte, zur Gemeinde Rheinwald gehörende
Anlage aus den 1930er Jahren.
Mit dem neuen Kraftwerk wird die Produktion
von erneuerbarer, einheimischer Energie
beinahe auf das Sechsfache gesteigert.
Die Energieproduktion wird von 1,1 Millionen
auf rund 6,1 Millionen kWh pro Jahr
erhöht, was dem durchschnittlichen Jahresverbrauch
von rund 1500 Haushalten
entspricht.
Der Neubau ist also mit einer markanten
Leistungs- und Produktionssteigerung verbunden
und ist somit ganz im Sinn der
Energiestrategie 2050 des Bundes. Wasserkraft
ist die wichtigste erneuerbare Energieressource
der Schweiz. Ihr Potenzial soll
möglichst optimal genutzt werden – unter
anderem mit der erheblichen Erweiterung
bestehender Anlagen wie dies nun am Hüscherabach
der Fall ist.
Das Kleinwasserkraftwerk mit großer
Fallhöhe (238 m) nutzt den Hüscherabach,
der bei Splügen in den Hinterrhein mündet.
Die Hochdruckanlage besteht aus einer
Wasserfassung, einer 2’240 Meter langen
Druckleitung und der Zentrale, in welcher
eine Peltonturbine mit 1,95 MW Leistung
untergebracht ist. Die Arbeiten dauerten
trotz den Herausforderungen, welche
die Corona-Pandemie mit sich gebracht
hat, lediglich 16 Monate. Beim Bau haben
auch lokale Unternehmen mitgewirkt.
Bestätigung der Partnerschaft
Alpiq und die Gemeinde Rheinwald investierten
rund 8 Millionen Franken in den
Bau des Kleinwasserkraftwerks. Die beiden
Partner halten 60 bzw. 40 Prozent an der
Wasserkraftwerk Hüscherabach AG. Das
Projekt wird durch das Investitionsförderprogramm
des Bundes zur Produktion von
Strom aus erneuerbaren Energiequellen
unterstützt. Alpiq und die Gemeinde
Rheinwald sind langjährige Partner und
betreiben seit 2012 in Splügen das Kleinwasserkraftwerk
Tambobach. Diese beispielhafte
und fruchtbare Zusammenarbeit
ermöglicht es der Gemeinde, die lokale
Wirtschaft neben Tourismus und Landwirtschaft
weiter zu entwickeln.
Massnahmen zugunsten der Umwelt
Der Neubau des bestehenden Wasserkraftwerks
wurde durch Umweltspezialisten
begleitet. Es wurden mehrere Maßnahmen
zur Verringerung der Umweltauswirkungen
des Kraftwerks getroffen. Sie betreffen
unter anderem den Fischschutz: An
der Wasserfassung, die sich bei der Marmorbrücke
an der Splügenstrasse befindet,
können Fische in ein Becken absteigen und
sorgt ein Feinrechen dafür, dass keine Fische
in das Triebwassersystem gelangen
können. Zudem ist dank einer abflussdynamischen
Dotierung eine natürliche Restwassermenge
im Bach sichergestellt.
Die Wasserkraftwerk Hüscherabach AG
trägt zudem finanziell zu einem umfassenden
ökologischen Ausgleichsprogramm zur
Revitalisierung des Hinterrheins auf dem
Gebiet der Gemeinde Rheinwald bei. Mit
diesem Projekt wird das Flussbett des Hinterrheins
verbreitert und dadurch eine
möglichst ursprüngliche Morphologie mit
verzweigtem Flusslauf wiederhergestellt.
Die Revitalisierung des Hinterrheins im Gebiet
Aebi wird die Vielfalt der aquatischen
und terrestrischen Lebensräume fördern
sowie eine Aufwertung der Landschaft und
eine Attraktivitätssteigerung als Naherholungsgebiet
für die Bevölkerung und für
Touristen mit sich bringen. Es soll in den
kommenden Jahren realisiert werden.
LL
www.alpiq.com (213461327)
www.rheinwald.ch
Axpo: Größte alpine Solaranlage
der Schweiz produziert
erstmals Strom
Einweihung des neuen Wasserkraftwerks Hüscherabach (von links): Xavier Sinnhuber
(Verwaltungsratspräsident Wasserkraftwerk Hüscherabach AG), Christian Simmen-Schumacher
(Gemeindepräsident Gemeinde Rheinwald), Matthias Zwicky (Leiter internationale
Stromproduktion und erneuerbare Energien, Alpiq) und Thomas Schmid (Amtsleiter Amt für
Energie und Verkehr des Kantons Graubünden). Foto: Mathias Kunfermann.
(axpo) Zusammen mit Energieministerin
Simonetta Sommaruga haben Axpo, IWB
und Denner einen Meilenstein des Pionierprojekts
AlpinSolar gefeiert. Die Solaranlage
an der Muttsee-Staumauer produzierte
erstmals Strom. Die anschließende Podiumsdiskussion
zeigte: Für eine erfolgreiche
Energiewende in der Schweiz braucht
es genau solche Anlagen. Ähnlichen Projekten
stellen sich allerdings erhebliche
Herausforderungen.
AlpinSolar, das Pionierprojekt von Axpo
und IWB an der Muttsee-Staumauer, ist im
Bau bereits weit fortgeschritten und hat
erstmals Strom produziert. Dies haben die
Partner Axpo und IWB zusammen mit dem
künftigen Stromabnehmer Denner in Linthal
GL gefeiert. In seiner Begrüßung zeigte
sich Axpo Verwaltungsratspräsident Tom
8

VGB PowerTech 11 l 2021
Members´News
Sieber stolz: „Es ist uns mit AlpinSolar gelungen,
ein Pionierprojekt umzusetzen. Es
war eine Knacknuss, aber heute feiern wir
einen Meilenstein.“.
In ihrer Ansprache an die rund 70 Teilnehmenden
würdigte Bundesrätin Simonetta
Sommaruga das Projekt: „Die neue
alpine Solaranlage ist ein zukunftsweisendes
Projekt, weil hier vor allem für den
Winter produziert wird, wenn wir verstärkt
einheimischen Strom brauchen. Die Anlage
zeugt vom Willen, in der Schweiz in den
Ausbau der erneuerbaren Energien zu investieren
– und damit unsere Versorgungssicherheit
zu stärken.“
Die anschließende Podiumsdiskussion
mit Bundesrätin Simonetta Sommaruga,
Axpo CEO Christoph Brand, IWB CEO
Claus Schmidt und Denner CEO Mario
Irminger machte deutlich, wie dringend
es Anlagen wie AlpinSolar braucht. Will
die Schweiz die Energiewende schaffen,
sind – vor allem im Winter – zusätzliche
erneuerbare Produktionskapazitäten nötig.
Ähnlichen Projekten stellen sich allerdings
erhebliche Herausforderungen.
Um solche zu realisieren, benötigen Investoren
einfachere und schnellere Bewilligungsverfahren
sowie einen Förderrahmen,
der den Bau von Großanlagen
wirtschaftlich macht.
Viel Solarstrom – auch im Winter
Die 2,2-Megawatt-Solaranlage auf 2.500
Metern über Meer an der Muttsee-Staumauer
des Pumpspeicherwerks Limmern
wird pro Jahr rund 3,3 Millionen Kilowattstunden
Strom produzieren. Gegen 5.000
Solarmodule montieren die Spezialisten
an der Staumauer, die optimal nach Süden
ausgerichtet ist. Dank ihrer alpinen Lage
wird die Anlage rund die Hälfte ihrer Produktion
während des Winterhalbjahres liefern.
Die Bauarbeiten hätten diesen Herbst
beendet werden sollen, doch schlechte
Wetterverhältnisse und Verzögerungen in
den weltweiten Lieferketten verlangsamten
den Baufortschritt. Die Anlage wird im
August 2022 vollständig in Betrieb gehen.
Die beiden Energieunternehmen Axpo und
IWB erstellen die Anlage im Rahmen einer
Partnerschaft. Denner, der größte Discounter
der Schweiz, wird den alpinen Solarstrom
während 20 Jahren mittels Stromabnahmevertrags
(Power Purchase
Agreement PPA) beziehen.
LL
www.alpinsolar.ch (213461330)
ČEZ nuclear power plants are the
first in the world to undergo an
information and cybernetic
security audit
(cez) The condition and set-up of protection
of information systems of nuclear power
plants, as well as employee awareness of
the importance of information and cyber
security and compliance, and the compliance
of existing conditions at ČEZ with statutory
requirements. Those are only examples
of areas on which an audit of the Information
Security Management System
(ISMS) focused. Dukovany and Temelín are
among the world’s first nuclear facilities to
successfully undergo the process.
Not only fences, no-fly zones, and multiple
back-ups of security systems. According
to the current requirements of international
organisations, the features of nuclear
power plant protection include the maximum
reasonably attainable level of information
and cyber security. And that was
the focus of the international certification
audit. Aside from an evaluation of documentation
and physical checks at six locales
of the ČEZ nuclear power plant division,
the audit also included an analysis of
the handling of actual security incidents
and interviews with more than fifty employees.
“Cyber security is one of our priorities.
We take threats and risks very seriously
and can never be entirely satisfied. We
continuously update and regularly check
our security measures, which is also the
case of the recently completed ISMS certification
audit,” says Chairman of the Board
and CEO of ČEZ Daniel Beneš.
Last year alone, ČEZ detected 6.5 times
more suspicious activities in the network
than in 2017. In the sphere of critical infrastructure
protection, we intensively cooperate
with security forces and institutions,
including the National Cyber and Information
Security Agency (NÚKIB), Military Intelligence
(VZ), and Czech Police (PČR).
That is one of the reasons why we were
among the first in the Czech Republic to
launch our own unique monitoring centre,
in the second half of September – the iSOC
(Integrated Security Operations Center)
which monitors the protection of ČEZ
Group in terms of physical, information,
and cyber security.
“According to our statistics, last year
alone hackers attacked every fifth hospital
in the country. We alone have registered
dozens of attempts on a daily basis. Being
aware of the importance of distribution
networks and key sources of power generation,
we place utmost emphasis on cyber
security,” explains the Director of the ČEZ
Group Security Department, Daniel Rous.
The nuclear power plants themselves, on
which the audit centred, are among the
most closely watched operations in the
Czech Republic. Of the European energy
companies approached, the ČEZ Nuclear
Power Plant Division was the first to undergo
the international ISMS audit.
“In the nuclear power sector, an outside
view is extremely valuable. Security, including
cyber security, is one of our greatest
priorities, and because of the risk of socalled
“operational blindness,” and the
opportunity to obtain suggestions for improvements,
we undergo a number of missions
and audits on an annual basis. That
is why I am very pleased about the outcome,”
adds Member of the Management
Board and Director of the ČEZ Nuclear
Power Division Bohdan Zronek.
The certificate issued pursuant to the applicable
international ISO standards is
valid until October 2024. Czech nuclear
power plants will undergo another inspection,
this time under the auspices of the
International Atomic Energy Agency, in
November 2021.
LL
www.cez.cz (213461332)
EEW Stavenhagen legt Grundstein
für Klärschlammverwertungsanlage
(eew) Die EEW Energy from Waste Stavenhagen
GmbH & Co. KG (EEW) hat den
Grundstein für die zweite Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage
(KVA)
der EEW-Gruppe gelegt. Die Anlage wird
mit der Inbetriebnahme im Jahr 2023 einen
umweltschonenden Verwertungsweg
für kommunale Klärschlämme aus Mecklenburg-Vorpommern
und den angrenzenden
Regionen eröffnen.
Bernard M. Kemper, Vorsitzender der Geschäftsführung
und CEO der EEW-Gruppe:
„EEW Stavenhagen ist das jüngste Mitglied
der EEW-Gruppe. Ich freue mich deshalb
besonders, heute hier den Grundstein als
sichtbares Zeichen für die Fortentwicklung
des Standortes legen zu können.“ Aus Sicht
Kempers vereine die KVA Stavenhagen Umwelt-
und Ressourcenschutz. Einerseits trage
sie dem Willen des Gesetzgebers Rechnung,
künftig keine belasteten Klärschlämme
mehr in der Landwirtschaft einzusetzen.
Anderseits schaffe sie die Voraussetzungen
für das Recycling des endlichen
und lebensnotwendigen Rohstoffs Phosphor.
Mit Blick auf vergleichbare Vorhaben
in Mecklenburg-Vorpommern sagt Bernard
M. Kemper: „Ich hoffe auf pragmatische
Lösungen, die Entsorgungssicherheit garantieren,
einen Ausfallverbund ermöglichen
und den Markt berücksichtigen.“
Für Dr. Joachim Manns, Mitglied der Geschäftsführung
und COO der EEW-Gruppe,
ist die künftige KVA ein Beitrag zum
Umwelt-, Klima- und Ressourcenschutz:
„Die KVA Stavenhagen ist eine Umweltschutzanlage.“
Mühsam aus dem Abwasser
gefilterte und im Klärschlamm gebundene
Schadstoffe würden bei der thermischen
9

Members´News VGB PowerTech 11 l 2021
EDF submits a non-binding
preliminary offer to the Polish
Government for the construction
of 4 to 6 EPR reactors in Poland,
with a total capacity
of 6.6 to 9.9 GWe
Grundsteinlegung für die KVA Stavenhagen am 10. November 2021: (v.l.n.r.: ) Morten Holpert,
Technischer Geschäftsführer EEW Stavenhagen, Bernard M. Kemper, CEO EEW-Gruppe, Sarah
Endres, Projektleiterin KVA Stavenhagen, Stefan Guzu, Bürgermeister Stavenhagen, Dr. Joachim
Manns, COO EEW-Gruppe, Maik Lehmann, Kaufmännischer Geschäftsführer, EEW Stavenhagen,
Dr.-Ing. Holger Heinig, Senior Projektleiter EEW Stavenhagen, Albrecht Marschetzky,
Geschäftsführer FBU. Hinweis: Die Veranstaltung fand unter 2G-Voraussetzungen statt.
Verwertung sicher zerstört oder zurückgehalten.
„Unsere Anlage entzieht der Umwelt
Schwermetalle und Mikroplastik aber
auch Medikamentenrückstände und Hormone,
anstatt sie ungefiltert auf Äcker zu
kippen und damit Böden, Grundwasser
und letztlich unsere Nahrungsmittel zu
verunreinigen.“ Die Klärschlammmonoverbrennung
sei die umweltschonendste
Möglichkeit, den Abfall der Abwasserbehandlung
zu verwerten. Dafür setze EEW
auf Umweltschutztechnologien nach dem
Standard der bestverfügbaren Technik, bekräftigt
EEW-Technikchef Manns.
Am Standort Stavenhagen wird die KVA
künftig grüne Energie für Strom, Prozessdampf
oder Fernwärme gewinnen. Das
Wärmepotential der KVA Stavenhagen
würde ausreichen, etwa 80 Prozent des bislang
ermittelten Bedarfs der Reuterstadt
zu decken. Wichtiger noch als grüne Energie
sei jedoch das Rohstoffpotential der
Anlage, so CEO Kemper. Bei der thermischen
Behandlung des Klärschlamms würden
jährlich etwa 15.000 Tonnen phosphathaltige
Asche entstehen. „Wir haben Recyclingspezialisten
an unserer Seite, mit denen
wir mehr als 90 Prozent Phosphat zurückgewinnen
können“, so Kemper weiter.
Allein wenn Deutschland nur die ab dem
Jahr 2029 gesetzlich vorgegebene Recyclingquote
von 80 Prozent erfüllt, könnten
bis zu 40.000 Tonnen Phosphor pro Jahr in
Form von Phosphatrezyklaten zurückgewonnen
werden. „Die Klärschlamm-Monoverbrennung
in der EEW-Gruppe leistet einen
wichtigen Beitrag für Deutschlands
Importunabhängigkeit bei diesem kritischen
Rohstoff“, betont EEW-CEO Bernard
M. Kemper. Die KVA Stavenhagen werde
dazu ihren Teil beisteuern.
Über den Projektfortschritt der KVA Stavenhagen
wird EEW ab sofort auf der Website
www.energie-zukunft-stavenhagen.de
informieren.
EEW Stavenhagen ist Teil der EEW Energy
from Waste-Gruppe. EEW Energy from
Waste (EEW) ist ein in Europa führendes
Unternehmen bei der Thermischen Abfallund
Klärschlammverwertung. Zur nachhaltigen
energetischen Nutzung dieser
Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt
das Unternehmen Verwertungsanlagen
auf höchstem technologischem Niveau
und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen
und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.
In den derzeit 17 Anlagen der
EEW-Gruppe in Deutschland und im benachbarten
Ausland tragen 1.250 Mitarbeiterinnen
und Mitarbeiter für das energetische
Recycling von jährlich bis zu 5
Millionen Tonnen Abfall Verantwortung.
EEW wandelt die in den Abfällen enthaltene
Energie und stellt diese als Prozessdampf
für Industriebetriebe, Fernwärme
für Wohngebiete sowie umweltschonenden
Strom zur Verfügung. Durch diese
energetische Verwertung der in den
EEW-Anlagen eingesetzten Abfälle werden
natürliche Ressourcen geschont, wertvolle
Rohstoffe zurückgewonnen und die
CO 2 -Bilanz entlastet.
LL
www.eew-energyfromwaste.com
(213461335)
(edf) On 13 October 2021 EDF submitted a
non-binding preliminary offer to the Polish
government for the supply contract of Engineering,
Procurement and Construction
(EPC) activities for four (4) to six (6) EPR
reactors in Poland, representing respectively
a total installed capacity of 6.6 to
9.9 GWe across two (2) to three (3) sites.
This preliminary offer covers all key parameters
of the programme such as plant
configuration, industrial scheme, plans for
the development of the local supply chain,
cost estimate and schedule.
The offer aims at meeting the objectives
of the Polish Nuclear Power Programme
(PPEJ) adopted by the Polish government
in October 2020. It aims at setting the principles
for a Polish-French strategic partnership
framework in support of Poland’s ambitious
energy transition plan, aligned with
the European carbon neutrality target.
This EPR-based nuclear programme
would bring numerous benefits to the Polish
economy, contributing to the country’s
energy independence, providing electricity
for at least 60 years and satisfying up to
40 % of the Polish current electricity demand.
It would significantly contribute to
the path towards net-zero by avoiding up
to 55 million tons of CO 2 emissions1 per
year, thanks to a safe, reliable, dispatchable
and CO 2 -free energy source.
The EPR-based programme would also
provide significant long-term growth opportunities
to the Polish industry thanks to
EDF’s experience in supporting the development
of local supply chains. EDF’s approach
aims to embark local businesses on
a significant scale, support the development
of local industrial capabilities and
highly qualified jobs. It is estimated that
approximately 25,000 local jobs per twin of
EPR could be created during the construction
phase, as well as tens of thousands of
indirect jobs.
Finally, the programme would benefit
from significant synergies with other EPR
projects across Europe, in the spirit of a
long-term European partnership between
the Polish and French nuclear industries.
EDF is committed to partner for the Polish
Nuclear Power Programme since its inception,
with the full support of the French
government.
LL
www.edf.com (213461337)
10

VGB PowerTech 11 l 2021
Members´News
EDP opens offshore wind farm
operations center in Scotland
(edp) Moray East, which went into operation
in June, has an installed capacity of 950
MW. The ceremony was held and was attended
by Scotland‘s Cabinet Secretary for
Energy, Michael Matheson, and the CEO of
EDP, Miguel Stilwell d‘Andrade.
EDP inaugurated the operations and
maintenance center of Moray East offshore
wind farm, which will now be controlled
by this new infrastructure located in Fraserburgh
Port, Scotland. The inauguration
ceremony was attended by Scotland‘s Cabinet
Secretary for Energy, and the CEO of
EDP, Miguel Stilwell d‘Andrade. Moray
East, which went into operation in June, is
one of the most important EDP-controlled
assets in the country, thanks to an EDP/Engie
joint venture established in 2019 –
Ocean Winds.
This new operations and maintenance
center will now manage this offshore wind
farm, in particular by controlling the vessel
‚Alba‘, which regularly spends two-week
periods at sea with a crew to carry out
maintenance works on the infrastructure,
22 kilometers off the coast. The operation
center, fully built using local suppliers and
labor, will create about 100 jobs locally.
Moray East has an installed capacity of
950 MW – enough to avoid 1.4 million
tonnes of CO 2 emissions. The farm is located
in the Moray Firth area, which is home
to a similar wind project called Moray West
– a wind farm with an installed capacity of
850 MWand which is expected to come into
operation in the coming years.
Ocean Winds has invested €3.1 billion in
these two projects and is planning to invest
a further €2.6 billion in Moray West over
the next 3 to 4 years. This amount is included
in EDP‘s investment plan for the United
Kingdom, which was announced earlier
this week and will allow the Group to invest
up to €15 billion
LL
www.edp.com (213461338)
Projekt Kraftwerk Weißenbach/
Bad Goisern wird nach
Vorprüfung angepasst
(e-ag) Die Energiewende erfordert eine
enorme Anstrengung, um das Ziel - bis
2030 den Strombedarf aus erneuerbaren
Energien zu decken - zu erreichen. Dabei
ist jeder Baustein wichtig. Der Champion
der erneuerbaren Energien ist die Wasserkraft.
Die Energie AG Oberösterreich arbeitet
an der Verwirklichung der Projektidee
in Weißenbach/Bad Goisern ein Kraftwerk
zu errichten, welches umweltfreundlichen
Strom erzeugt und gleichzeitig den Hochwasserschutz
verbessert. Diese Projektidee
wurde bei einem UVP-Vorverfahren näher
untersucht. Aufgrund der Rückmeldungen
seitens der Sachverständigen und der Gemeinde
wurden die Pläne überarbeitet und
optimiert. Das nun vorliegende Projekt
sieht einen Ersatzneubau des Kraftwerks
Lauffen mit deutlicher Leistungssteigerung
vor, gleichzeitig wird auch der Hochwasserschutz
verbessert.
Die neuen Pläne wurden seitens der Energie
AG Oberösterreich Dienstag Abend Vertretern
des Gemeinderats in Bad Goisern
vorgestellt. Der Ersatzneubau des Wasserkraftwerkes
Lauffen ist am Standort Anzenaupolster,
unweit der bestehenden Wehranlage,
in einem Gewerbegebiet geplant.
Dadurch werden kaum zusätzliche Aufschließungswege
benötigt und der Traunreiterweg
bleibt größtenteils unberührt.
Zudem entfällt mit dem Ersatzneubau der
bisherige Ausleitungskanal, auf Rückstaudämme
wird zur Gänze verzichtet und das
Projekt fügt sich gut in das Landschaftsbild
ein. Die gewässerökologischen Auswirkungen
sind aufgrund eines niedrigen Aufstaues
vergleichsweise gering.
Bei großen Hochwässern, wie jenem im
jahr 2013, sind Teile des bewohnten Gemeindegebietes
von Bad Goisern von Überflutungen
durch die Traun betroffen. Die
Innovative valves
Wir sind ein innovativer Hersteller von Hochdruckarmaturen
mit einem umfassenden Programm für
Standard- und Sonderarmaturen.
Mit unserem besonderen Branchen-Know-how,
unseren technologischen Innovationen und eigenen
Patenten betreuen wir europaweit namhafte
Kunden aus dem Energiesektor und der Industrie.
Wir bieten Full-Service rund
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11

Members´News VGB PowerTech 11 l 2021
Gemeinde will daher den Hochwasserschutz
verbessern. Mit dem vorliegenden
angepassten Kraftwerkeskonzept kann der
vorgesehene Hochwasserschutz für die betroffenen
Anrainer sichergestellt und zugleich
der Ausbau der erneuerbaren Energiequelle
Wasserkraft ermöglicht werden.
Infolge einer Optimierung der Ausbauwassermenge
und einer Fallhöhe von ca.
3,7 Metern kann die Jahresstromerzeugung
des jetzigen Kraftwerks Lauffen von
0,75 GWh auf 7,3 GWh mehr als verneunfacht
werden. Dies entspricht dem durchschnittlichen
Jahresstromverbrauch von
rund 2.000 Haushalten.
In Abstimmung mit Gewässerbezirk/
Bundeswasserbauverwaltung wird die Projektidee
nun in Richtung Einreichung konkretisiert.
Gleichzeitig wird gemäß den
demokratiepolitischen Grundsätzen der
Energie AG Oberösterreich der Dialog mit
der Region fortgeführt.
LL
www.energieag.at (213461340)
EnBW: Wasserkraftwerk
Hirschhorn produziert
bald wieder Strom
Wasserkraftwerk Hirschhorn (Foto: EnBW / Fotograf: ARTIS, U. Deck)
• Betriebserlaubnis liegt nun vor –
Neckar-AG testet „fischfreundliche“
Technik
(enbw) Nicht mehr lange, dann produziert
das Wasserkraftwerk Hirschhorn wieder
Strom – CO 2 -frei und regenerativ. Nach eingehender
Prüfung der Genehmigungsunterlagen
hat das Regierungspräsidium
Darmstadt der Neckar-AG nun sein Einverständnis
dazu gegeben. Zum Jahresende
2020 war die bisherige Betriebserlaubnis
für das Wasserkraftwerk ausgelaufen, die
nun für die nächsten zwei Jahre neu erteilt
wurde. Mit einer Einschränkung: Sie gilt zunächst
nur für eine der beiden Maschinen.
Bevor der Betrieb wieder gestartet wird,
installiert der Kraftwerksbetreiber in den
kommenden zwei Wochen noch eine elektrische
„Fisch-Scheuche“. Ein wirksamer
Fischschutz ist eine wesentliche Voraussetzung
für die behördliche Genehmigung,
ein Wasserkraftwerk betreiben zu dürfen.
Mit dieser Anlage wird ein schwaches elektrisches
Feld erzeugt, das die Fische erspüren
und daraufhin einen Abwanderungsweg
über das Wehr suchen. Und sollte doch
der eine oder andere Fisch den Weg durch
das Kraftwerk nehmen, hat er trotzdem
gute Chancen unbeschadet durchzukommen.
Denn bei der letzten Revision, die in
diesem Jahr abgeschlossen worden war,
wurde eine Maschine so umgebaut, dass
das Gefahrenpotenzial für die Tiere erheblich
reduziert ist: Die Turbine wird mit modifizierten
Laufschaufeln und einer verringerten
Drehzahl, aber unveränderter Leistung,
betrieben.
Die Inbetriebnahme der umgebauten
Kraftwerksmaschine erfolgt voraussichtlich
bis Ende November – zunächst in einem
vierwöchigen Probebetrieb. Anschließend
wird im Praxistest nachgewiesen, ob
die Anforderungen an den Fischschutz eingehalten
werden. Auf dieser Grundlage
wird danach dann geprüft, ob auch die
zweite Maschine entsprechend umgebaut
und zur Inbetriebnahme angemeldet wird.
Die Neckar-AG
Die Neckar-AG betreibt 24 Wasserkraftwerke
am Neckar sowie 15 Wasserkraftwerke
an Jagst, Kocher und Enz im Auftrag
eines Partners. Gegründet wurde die Gesellschaft
1921 als Unternehmen des Bundes
mit der Aufgabe, den Neckar zur Großschifffahrtsstraße
von Mannheim bis
Plochingen auszubauen und in diesem Zusammenhang
Laufwasserkraftwerke zu
bauen und zu betreiben. Der Neckarausbau
wurde offiziell zum 31. Dezember
1991 abgeschlossen. Sämtliche Schifffahrtsanlagen
wurden nach Fertigstellung
dem deutschen Staat unentgeltlich übergeben.
Betrieb und Unterhaltung der Bundeswasserstraße
Neckar sind seitdem ausschließlich
Aufgaben der Wasserstraßenverwaltung
des Bundes. Heute ist die
Neckar-AG zuständig für den Betrieb, die
Wartung und die Instandhaltung der Laufwasserkraftwerke
am schiffbaren Teil des
Neckars. Außerdem sorgt sie dafür, dass
die für die Schifffahrt erforderlichen Pegelstände
an den Staustufen eingehalten werden.
Die EnBW ist mit 82,2 % an der Neckar-AG
beteiligt.
LL
www.enbw.com (213461344)
E.ON investiert 27 Milliarden Euro
bis 2026 in Energiewende
• 22 Milliarden Euro für den Ausbau
der Energienetze und 5 Milliarden
Euro für den Ausbau des
Kundenlösungsgeschäftes
• 85 bis 90 Prozent der
Investitionsaktivitäten, die von der EU-
Taxonomie erfasst sind, erfüllen strenge
Nachhaltigkeitskriterien
(eon) E.ON-Vorstandsvorsitzender Leonhard
Birnbaum: „Durch die Dekarbonisierung
unserer Volkswirtschaften steht die
Energiewirtschaft vor einer Schlüsseldekade
des Wachstums. Mit unserer Kundenbasis
von rund 50 Millionen Kunden in Europa
und dem größten Verteilnetz des Kontinents
als Rückgrat dieser Transformation
ist E.ON hervorragend positioniert, um
diese Chance zu nutzen. Deshalb können
wir heute einen langfristigen Ausblick auf
E.ON geben, der geprägt ist von kontinuierlichem,
profitablen Wachstum“.
E.ON will das Tempo bei Wachstum und
Digitalisierung seiner Geschäfte deutlich
erhöhen. Mit der im Rahmen eines virtuellen
Kapitalmarktages vorgestellten Wachstumsstrategie
bis 2026 verspricht E.ON
sowohl kontinuierliche Steigerungen beim
operativen Ergebnis als auch bei der Dividende,
die stärker ausfallen sollen als bisher
geplant. Dabei erweitert E.ON erstmals
den Prognosezeitraum von drei auf fünf
Jahre.
Das EBITDA im Kerngeschäft, das heißt
ohne die auslaufenden Kernenergie-Aktivitäten
bei PreussenElektra, will E.ON pro
Jahr um rund 4 Prozent auf rund 7,8 Milliarden
Euro im Jahr 2026 steigern. Um die
Basis für dieses ambitionierte Wachstum
zu legen, wird E.ON bis 2026 insgesamt
rund 27 Milliarden Euro investieren, davon
gehen rund 22 Milliarden Euro in den Aus-
12

VGB PowerTech 11 l 2021
Members´News
bau der Energienetze als Rückgrat der
Energiewende und 5 Milliarden in den
Ausbau der Geschäfte mit Kundenlösungen.
Außerdem will E.ON seine Dividende
bis 2026 um bis zu 5 Prozent und sein Ergebnis
je Aktie um 8 bis 10 Prozent pro Jahr
steigern. Für 2021 schlägt der Konzern
eine Dividende in Höhe von 49 Cent je Aktie
vor.
Das gesamte Wachstumsprogramm wird
E.ON im Rahmen ihres starken Ratings und
mit einem unveränderten Verschuldungsfaktor
umsetzen. Hierzu wird der Konzern
sein Portfolio weiter optimieren. E.ON
rechnet hierbei in den nächsten fünf Jahren
mit Erlösen von etwa 2 bis 4 Milliarden
Euro. Die Portfolio-Optimierung wird sowohl
direkte Veräußerungen von Geschäften
beinhalten, die nicht mehr in das vorgestellte
Strategiedreieck aus Wachstum,
Nachhaltigkeit und Digitalisierung passen,
als auch selektive Partnerschaften.
Offensive für Wachstum, Nachhaltigkeit
und Digitalisierung
Unter der Führung des neuen Vorstandsvorsitzenden
Leonhard Birnbaum setzt E.
ON voll auf Wachstum, Nachhaltigkeit und
Digitalisierung: „E.ON startet jetzt eine
umfassende Wachstums- und Investitionsoffensive
für den Aufbau einer CO 2 -freien,
digitalen Energiewelt. Mit unserer auf fünf
Jahre erweiterten Prognose bis 2026 unterstreichen
wir die Resilienz und die
Wachstumsstärke unserer beiden Kerngeschäftsfelder,
die in der nächsten Dekade
von der Energiewende in Europa stark profitieren
werden. 2030 wird E.ON größer
und grüner, digitaler und diverser sein“, so
Birnbaum.
Hohe Investitionen in Stromverteilnetze als
Rückgrat der grünen Energiewende
Der Konzern plant, bis 2026 die Investitionen
in Energienetze kräftig um jährlich
rund 1 Milliarde pro Jahr zu erhöhen. Damit
wächst das regulierte Anlagevermögen
(RAB) jährlich um mindestens 6 Prozent.
Die europäischen Netzgesellschaften des
Konzerns betreiben heute bereits Netze mit
einem regulierten Anlagevermögen von
rund 35 Milliarden Euro und mit rund einer
Million dezentral angeschlossenen, erneuerbaren
Anlagen.
Thomas König, im E.ON-Vorstand für
Energienetze verantwortlich: „Ohne unsere
Infrastruktur gibt es keine Energiewende.
Allein in den nächsten fünf Jahren werden
wir zusätzliche 35 bis 40 Gigawatt Erneuerbare
an unsere Netze anschließen.
Jede dieser Anlagen hilft uns, die Klimaziele
von Paris zu erreichen. Hinzu kommt
der Ausbau für Millionen Wärmepumpen,
Batteriespeicher und die Elektromobilität.“
Der Ergebnisbeitrag der Netze wird durch
die jetzt beschlossene Investitionsoffensive
pro Jahr um 3 bis 4 Prozent bis 2026 wachsen.
Hierbei wird Digitalisierung eine zentrale
Rolle spielen, um die Netze noch effizienter
zu betreiben und gleichzeitig den
wachsenden Anteil erneuerbarer Energien
möglichst effektiv zu steuern. Allein im
Netzgeschäft wird E.ON bis 2026 rund 2
Milliarden Euro in die Digitalisierung der
Netzplanung, ‐überwachung und -steuerung
investieren. Damit wird E.ON eines
der ersten Energierunternehmen, das seine
Netzinfrastruktur auf jeder Spannungsebene
vollständig digital ansprechen kann.
Entschlossener Ausbau der Geschäfte im
Kundenlösungsgeschäft
E.ON beobachtet eine stark wachsende
Nachfrage bei Privat-, Geschäfts- und Industriekunden
sowie bei Städten und Gemeinden
für Dekarbonisierungs-Lösungen.
Patrick Lammers, Vorstand für das Kundenlösungsgeschäft:
„Mit einer Kundenbasis
von heute rund 50 Millionen Kunden in
Europa ist E.ON exzellent positioniert, um
unsere Kunden und Partner bei der Erreichung
ihrer Dekarbonisierungsziele zu unterstützen
und diese Wachstumschance zu
nutzen.“
Die Basis bildet das klassische Energievertriebsgeschäft,
das starke Ergebnisbeiträge
bringt und selbst im umkämpften
britischen Markt erfolgreich die Trendwende
geschafft hat. E.ON plant, die Erträge
im Energievertriebsgeschäft bis 2026 um 3
bis 6 Prozent pro Jahr zu steigern.
Lammers: „Digitalisierung ist auch hier
der entscheidende Faktor: Wir werden bis
2026 in allen Märkten über eine digitale
Plattform verfügen und darüber alle unsere
Kunden effizient und kundenfreundlich
bedienen.“
Im Bereich Mobilität rechnet E.ON mit
einem schnellen Ende der Verbrennungsmotoren
und setzt daher noch entschlossener
auf den Ausbau von leistungsfähiger
Ladeinfrastruktur. E.ON will rund 5.000
neue Schnellladepunkte bis 2026 bauen.
Auch das Geschäft mit klimaschonenden,
dezentralen Energieinfrastrukturlösungen
will E.ON mit Wachstumsinvestitionen von
500 bis 600 Millionen Euro im Jahr massiv
ausbauen und den EBITDA-Beitrag des Geschäfts
bis 2026 jährlich um durchschnittlich
9 bis 12 Prozent steigern.
Weiteres, zusätzliches Wachstumspotenzial
sieht E.ON im Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft.
Das Engagement in diesem Feld
soll deutlich ausgeweitet werden. E.ON
setzt hierbei auf europäische Projekt-Partnerschaften
wie „H2.Ruhr“, in dessen Rahmen
das industrielle Herz Deutschlands,
Nordrhein-Westfalen, zu einer Wasserstoffregion
werden soll. E.ON will mit ihrem bestehenden
Gasverteilnetz und ihrer Expertise
im Energiemanagement insbesondere
dem industriellen Mittelstand Zugang zu
Wasserstoff geben und damit eine Möglichkeit
der CO 2 -Reduktion bieten.
Konsequente Digitalisierung als Schlüssel
für das Gelingen der Energiewende
Die Wachstumsstrategie setzt auf eine
durchgehende Digitalisierung aller E.ON
Aktivitäten.
Victoria Ossadnik, die dem Digitalressort
vorsteht, verdeutlichte: „Wesentliche Treiber
der für E.ON relevanten Veränderungen
der Energiesysteme sind der Wandel
der Einspeisung in die Netze hin zu nachhaltigen
Energiequellen und die Änderung
der Verbrauchsmuster bei unseren Kunden
durch die Elektrifizierung von Mobilität,
Wärme und Produktion. Wir digitalisieren
sowohl unsere Netze als auch unser Kundengeschäft
konsequent. Durch digitale
Plattformen für unsere Netze und unser
Kundengeschäft und durch die Smartfizierung
unserer physischen Netze werden wir
diese beobachtbar machen, steuern und
optimieren sowie die in der künftigen
Energiewelt erforderliche Flexibilität von
Stromangebot und -nachfrage nutzbar machen.“
E.ON entwickelt hierfür eine konzernweite
moderne Technologieplattform. Das Unternehmen
optimiert und digitalisiert dabei
alle Prozesse im Unternehmen. Cloudlösungen
ersetzen bis Ende 2023 die bisherigen
Rechenzentren und bilden eine Basis
für die neuen digitalen Anwendungen. Die
digitalen Plattformen verbessern den gesamten
operativen Betrieb und reduzieren
zugleich die Kosten und den CO 2 -Ausstoß.
E.ON wird ihre digitalen Lösungen auch
Dritten anbieten.
Attraktiver und voll auf Nachhaltigkeit
ausgerichteter Finanzrahmen
Das Investitionsprogramm des Konzerns
ist vollständig auf Nachhaltigkeit ausgerichtet.
85 bis 90 Prozent der geplanten
Investitionsaktivitäten, die von der
EU‐Taxonomie erfasst sind, erfüllen deren
strenge Nachhaltigkeitskriterien. E.ON bekräftigte
zudem erneut das Ziel eines starken
BBB/Baa-Ratings und eines Verschuldungsfaktors
des 4,8 bis 5,2-fachen EBIT-
DAs. Das Unternehmen bestätigt seine Dividendenpolitik
und legt den Planungsrahmen
hierfür jetzt für fünf Jahre fest. Für
2021 schlägt E.ON eine Dividende von 49
Cent je Aktie vor. Dies entspricht einem
Wachstum gegenüber dem Vorjahr von 4
Prozent. E.ON strebt auch für die Zukunft
ein jährliches Dividendenwachstum von
bis zu 5 Prozent bis 2026 und weiteres
Wachstum danach an. Der Gewinn pro Aktie
wird bis 2026 im Durchschnitt um 8 bis
10 Prozent pro Jahr steigen.
Optimierungsmaßnahmen, durch die E.
ON bis 2026 Einsparungen in Höhe von
rund 500 Millionen Euro pro Jahr erreichen
will.
LL
www.eon.com (213461346)
13

Members´News VGB PowerTech 11 l 2021
Eskom pledges to continue
increased reliability maintenance
programme to improve power
system reliability
(eskom) In its state of the system briefing,
Eskom shared with the public its plan to
continue with its accelerated maintenance
programme during the summer period, the
peak maintenance season. Since September,
Eskom has increased its planned maintenance
programme to an average 5
500 MW of capacity. While this is comparable
to the amount of maintenance carried
out in the period between September 2020
and March 2021, it is almost double the average
maintenance carried out in the same
period in September 2019 to April 2020.
“Our objective is to achieve a reliable and
sustainable generation plant, thereby reducing
the risk and frequency of the occurrence
of loadshedding. As such, Eskom will
not compromise on reliability maintenance
and mid-life refurbishment,” said Eskom
Group Chief Operating Officer, Jan Oberholzer.
“However painful in the short term,
this maintenance we have to do in order to
ensure future reliability.” Through the accelerated
maintenance programme, Eskom
hopes to continue reducing the occurrence
of loadshedding.
The accelerated maintenance programme
has borne fruit, with Eskom managing to
limit loadshedding to a minimum during
winter period. Since 01 April 2021 loadshedding
was implemented for 31 days.
This includes the ten days of loadshedding
implemented since September.
The Generation division has been characterised
by unsatisfactory performance,
with output from the power stations below
target. This is caused by a faster deterioration
in generation units that have not yet
enjoyed the reliability maintenance.
Eskom concedes loadshedding carries a
significant damaging effect to the economy.
Year to date, the energy availability
factor (EAF) has declined to 65 %, against
a target of 70 % EAF. A key contributor to
the low EAF was the high levels of planned
maintenance during the summer months.
However, there has also been an increase in
unplanned outages during this period.
“We are aware that the increased maintenance
does elevate the probability of loadshedding
in the short term, but this is necessary
to improve the future performance
of the generation fleet,” said Oberholzer.
Oberholzer further emphasized the urgent
need for additional 4,000 MW to
6,000 MW generation capacity to complement
the Eskom available capacity. This is
required to eliminate the risk of loadshedding
and to ensure the necessary electrical
energy that is needed to stimulate the
economy.
While these concerns with the generation
performance persist, the Koeberg Nuclear
Power Station is operating optimally. Unit
2 of the power station has been operating
for the whole year without interruption
since completing its last refueling outage in
October 2020. In January 2022 Koeberg
Unit 2 will be shut off for the steam generator
replacement (SGR), regular refueling
and maintenance. The SGR will enable
Koeberg to operate for a further 20 years
beyond 2024. The formal application to extend
the operating license has been submitted
to the relevant regulatory authority
and has been accepted for processing.
Koeberg Unit 1 tripped on Sunday morning
as a result of a fault on a feedwater
pump, which is on the secondary plant.
The plant was shut down in accordance
with standard plant operating procedures
and all parameters are stable. There are no
nuclear safety concerns on the reactor side
of the plant, which is ready to be restarted
once the feedwater pump fault has been
resolved.
The investigation into the feedwater
pump fault is in progress and once concluded,
Eskom will be able to confirm the
return to service date of the unit, which is
expected to be during next week.
On the coal front, Eskom maintained
healthy coal stock levels across its generation
fleet, with an average of 48 days’
worth of coal stockpiled at its power stations.
This compares favourably with the
Grid Code requirement to hold at least 20
days’ worth of stock.
Eskom is making a concerted effort to
continue improving its coal handling ability
to reduce the risk of wet coal incidents
during the coming rainy season. While
there has been a good improvement on this
key performance area during the past rainy
season, more investments to enhance the
wet coal strategy still need to be done.
The work done so far to correct the design
defects at the Medupi power station has resulted
in a steady improvement and reliability
of the Medupi power station generation
units. This work has also commenced
at Kusile with some of the major design
defects already corrected on Unit 1.
There were some notable strides in several
aspects of the operations. A unit each at
Medupi and Kusile power stations achieved
commercial operation during this year,
adding 1,594 MW to the grid. Kusile has
now reached 50 % completion, with three
of the six units commissioned.
The successful completion of Medupi suffered
a blow as Unit 4 (720 MW) of the power
station experienced generator explosion
on 08 August 2021. This was just a week after
the last of the six units was officially
handed over to Generation on 31 July 2021.
Eskom experienced another major setback
on 11 September 2021 when Kendal Unit 1
(640 MW) generator transformer caught
fire. Both units remain offline, which puts
further strain on the power system.
Kendal Unit 1 is expected to return to service
by end of this year while the return to
service date for Medupi Unit 4 has not yet
been determined.
The capacity outlook for the period ending
August 2022 shows that the power system
remains constrained. Eskom will be
required to extensively use the Open Cycle
Gas Turbines (OCGTs) to either avert loadshedding
or to reduce the magnitude
thereof.
The Distribution and Transmission divisions
have also attained positive technical
performance, with a lower number of interruptions.
Since April 2021 a total of 38,256
households have been connected to the
grid, versus the target of 34 ,742 houses.
However, increasing theft and vandalism
of cables and substations continue to negatively
impact operations and system reliability.
Electricity theft continues to pose
not only operational and financial challenges
to Eskom, but also public safety risk.
LL
www.eskom.co.za (213461351)
EVN: 60 Jahre
Fernwärme Mödling
• Der Startschuss für das heute größte
überregionale Naturwärmenetz
Österreichs
(evn) Vor 60 Jahren startete in Mödling
eine absolute Erfolgsgeschichte der regionalen
Wärmeversorgung. Mit dem Bau des
Fernheizkraftwerkes Mödling wurde im
Jahre 1961 der Grundstein für das „Naturwärmenetz
Thermenregion“ gelegt – mittlerweile
das größte überregionale Naturwärmenetz
Österreichs mit 150 km Leitungen,
das 11 Gemeinden umfasst und nachhaltige
Naturwärme für 30.000 Haushalte
in der Region liefert.
Der Startschuss:
Das Fernheizkraftwerk Mödling
Das Fernheizkraftwerk Mödling konnte
im Oktober 1961 nach 14 Monaten Bauzeit
– damals noch von NIOGAS errichtet – als
erst dritte derartige Anlage in NÖ in Betrieb
genommen werden. In der Gründungsphase
wurden überwiegend Großkunden
wie die Bezirkshauptmannschaft
Mödling oder die Städtische Gärtnerei angeschlossen.
In den nächsten Jahren folgten
unter anderem das Krankenhaus Mödling
oder auch die Südstadt mit rund 2.000
Wohnungen, was schnell zu einer Erweiterung
der Trasse und bereits im Jahr 1964
zu einer Auslastung von 70 % führte. In
den darauffolgenden Jahren folgten die Errichtung
eines vollautomatischen Kessels
für den Spitzenausgleich, die Versorgung
sämtlicher Mödlinger Schulen und die Umstellung
der Wärmeerzeugung von Öl aus
Erdgas. Durch die steigende Nachfrage
nach Fernwärme kam es zwischen 1987
14

VGB PowerTech 11 l 2021
Members´News
und 1995 zu einem Zuwachs von rund
1.000 neu versorgten Wohnungen und weiteren
Verdichtungsaktionen. 2001 folgte
dann die Errichtung des Fernheizwerks
Wr. Neudorf Palmers.
Biomasseheizkraftwerk Mödling
2006 wurden dann mit der Errichtung
des Biomasseheizkraftwerks Mödling endgültig
die Weichen in Richtung Energiezukunft
gelegt. Es ersetze das alte Fernheizwerk
und kann alleine rund 10.000
Haushalte mit Naturwärme und Naturstrom
versorgen. Zusätzlich liefert die Anlage
auch nachhaltige Naturkälte für das
Landesklinikum Mödling.
„Mödling und das gesamte Naturwärmenetz
Thermenregion zeigen, wie eine moderne,
nachhaltige Energieversorgung aussehen
kann. Wir verwandeln hier Waldhackgut
aus der Region in Naturwärme,
Naturstrom und Naturkälte für die Region.
Damit schützen wir das Klima und stärken
die regionale Wertschöpfung. Die stark steigende
Nachfrage ist für uns Ansporn, dieses
Erfolgsmodell weiter auszubauen“, so EVN
Vorstandssprecher Stefan Szyszkowitz.
Ein Unterstützer der ersten Stunde ist
Mödlings Bürgermeister Hans Stefan Hintner:
„Nicht erst seit der aktuellen Diskussion
um Klimawandel und CO 2 -Emissionen
zeigt sich, wie klug die Entscheidung war,
die Wärmeversorgung in Mödling auf
‚nachhaltige Beine’ zu stellen. Das EVN Biomasseheizkraftwerk
versorgt unsere Stadtgemeinde
seit 2006 mit nachhaltiger Energie
und leistet damit wichtige Beiträge zum
Klima- und Umweltschutz“.
Für Alfred Freunschlag, selbst Mödlinger
und Geschäftsführer der EVN Wärme zeigt
sich in seiner Heimatgemeinde die zentrale
Rolle, die Biomasse in einer modernen
Energieversorgung einnehmen kann: „Wir
erzeugen hier Naturwärme, Ökostrom und
auch Naturkälte für das Landesklinikum.
Alles aus regionaler Biomasse. Und das
mitten in der Stadt und für die Stadt.“
EVN Wärme
Der Einsatz erneuerbarer Energien ist für
die EVN insbesondere im Wärmebereich
seit vielen Jahren von großer Bedeutung.
Die EVN betreibt heute mit Partnern aus
der Landwirtschaft und der Sägeindustrie
bereits rund 70 Biomasseanlagen in ganz
Niederösterreich. Etwa zwei Drittel der gelieferten
kommunalen Fernwärme wird
aus Biomasse erzeugt.
Durch die enge Kooperation der EVN mit
der regionalen Land- und Forstwirtschaft
bleibt die Wertschöpfung der Region erhalten.
Die EVN setzt auf regionale Biomasse
und arbeitet nur mit österreichischen Partnern.
Mit einem Einsatz von rund 2,0 Millionen
Schüttraummeter Hackschnitzel ist
die EVN der größte Naturwärmeversorger
aus Biomasse in Österreich.
LL
www.evn.at (213461353)
EVN Vorstandssprecher Stefan Szyszkowitz, Abgeordneter zum Nationalrat und Bürgermeister
von Mödling Hans Stefan Hintner und EVN Wärme Geschäftsführer Alfred Freunschlag
Fotocredits: © EVN / Doris Seebacher
Helen’s Board investigates phasing
out coal production in the
Salmisaari power plant five years
ahead of schedule
(helen) Helen’s Board of Directors has decided
to launch an investigation on the possibility
of bringing forward the phasing out
of coal in energy production at the Salmisaari
power plant by 1 April 2024 instead of
the previous 2029. Therefore, Helen would
completely give up the use of coal five years
earlier than anticipated. A decision was
also made to close down the Hanasaari power
plant and cease production ahead of
the original schedule, i.e. on 1 April 2023.
Helen has been building a carbon-neutral
energy platform for years. Examples of this
include, e.g. waste heat recovery, heat storage
facilities, heating and cooling plants in
use since 2006 and built after that, as well
as the Vuosaari bioenergy heating plant
under construction and the sea water heat
pump. The potential early phasing out of
coal in Salmisaari would accelerate Helen’s
transition to a distributed city energy system,
which would boost the utilisation of
the possibilities of a new energy era by Helen
and customers alike.
Focusing on the transition to a distributed
energy system and the building of an extensive
energy platform with an even higher
emphasis according to the study now
launched will result in pressure to make
changes in the organisation. As a result of
the study on bringing the schedule forward,
Helen will launch cooperation negotiations
with respect to just over 400 employees
in the Production and Asset Management
business unit. According to the
employer’s preliminary estimate, the number
of employees in the Production and Asset
Management business unit may be reduced
by a maximum of 320 people due to
the adjustment measures.
Helen will report on the plans for the Salmisaari
power plant after Helen’s Board of
Directors has made its decision in December
2021/January 2022.
LL
www.helen.fi (213461355)
Mainova beteiligt sich an einem
der größten deutschen Solarparks
(mainova) Mainova investiert in Photovoltaik_02112021In
der brandenburgischen
Gemeinde Boitzenburger Land soll im Jahr
2022 einer der größten Solarparks in
Deutschland entstehen. Geplant ist eine installierte
Leistung von etwa 175 Megawatt
peak. Die Mainova AG beteiligt sich mit
knapp 25 Prozent am Projekt. Damit baut
das Unternehmen sein Erneuerbaren-Energien-Portfolio
weiter aus. Die Gemeindevertretung
Boitzenburger Land in der
Uckermark hat dem Bau zugestimmt. Zudem
plant der Frankfurter Energieversorger,
den gesamten jährlichen Stromertrag
vollständig zu vermarkten. Die finale Baugenehmigung
soll Anfang 2022 vorliegen.
Weitere Gesellschafter sind der Initiator
und Mehrheitseigner Solarenergie Boitzenburger
Land GmbH (Hauptgesellschafter
ist der Flächeneigentümer Dietrich
Twietmeyer, weiterer Gesellschafter die
Solarparc GmbH, die gemeinsam mit dem
Hauptgesellschafter die Projektentwicklung
und Vorfinanzierung des Solarparks
übernommen hat) und die GP JOU-
LE-Gruppe. Im Zusammenwirken von
Landeigentum sowie GP JOULE als Errichter
und Betreiber von Photovoltaik- und
Wasserstoffanlagen ist Mainova als Strom-
15

Members´News VGB PowerTech 11 l 2021
vermarkter damit Teil einer gemeinsamen
leistungsfähigen Struktur mit Zukunftsperspektive.
Mainova war dabei der Wunschpartner
des Haupteigentümers und hat
entscheidend an der Entstehung dieses
Konsortiums mitgewirkt.
Frankfurts Oberbürgermeister und Mainova-Aufsichtsratsvorsitzender
Peter Feldmann
sagt: „Von Frankfurt aus treibt die
Mainova AG die Energiewende in ganz
Deutschland aktiv voran. Der Standort des
geplanten Solarparks liegt rund 100 Kilometer
nördlich von Berlin. Seine Fläche
beträgt rund 160 Hektar, dies entspricht
etwa 240 Fußball-Feldern. Der Park wird
voraussichtlich 180 Millionen Kilowattstunden
CO 2 -freien Strom pro Jahr erzeugen
– ein echtes Leuchtturmprojekt.“
Der Mainova-Vorstandsvorsitzende Dr.
Constantin H. Alsheimer sagt: „Mit der
Energie aus dem Solarpark lassen sich
rechnerisch rund 64.000 Haushalte mit
umweltschonender Energie versorgen. Zudem
werden jährlich etwa 85.000 Tonnen
Kohlendioxid eingespart. Gemeinsam mit
unseren Partnern leisten wir damit einen
wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz.
Dabei realisieren wir das Großprojekt vollständig
ohne Einspeisevergütung durch
das Erneuerbare-Energien-Gesetz.“
Dr. Alsheimer sagt weiter: „Wir setzen
konsequent auf den Ausbau erneuerbarer
Energien. Von unserem umfassenden Kompetenz-
und Leistungsspektrum profitieren
unsere Kundinnen und Kunden ganz direkt.
Die Sonnenenergie soll dazu dienen,
die zunehmende Nachfrage nach klimafreundlichem
Strom aus regionalen Quellen
zu bedienen. Wir wollen dazu künftig direkte
Lieferverträge, so genannte Power
Purchase Agreements, nutzen.“
„Das gesamte Erneuerbaren-Portfolio unserer
Mainova verteilt sich auf 20 Standorte
mit 150 Megawatt installierter Kapazität.
Die Wind- und PV-Parks befinden sich
in Hessen, Baden-Württemberg, Bayern,
Brandenburg, Rheinland-Pfalz, Sachsen
und Schleswig-Holstein sowie in Frankreich.
Alle Anlagen produzierten im Jahr
2020 zusammengerechnet 250 Gigawattstunden
– damit verzeichnete Mainova das
bisher erfolgreichste Jahr bei den Erneuerbaren
Energien. Mit Photovoltaik-Mieterstrom
bringt das Unternehmen zudem erneuerbare
Energien in den urbanen Raum
und zählt zu den bundesweiten Marktführern“,
so Feldmann abschließend.
LL
www.mainova.de (213461359)
RWE and Kawasaki plan to
build one of the world’s first
100 % hydrogen-capable gas
turbines on industrial scale
in Lingen, Germany
• From 2024 onwards 34 megawatt plant
could reconvert green hydrogen to
power
• In future, H 2 -fuelled power plants will
contribute significantly to green
security of supply
Roger Miesen, CEO of RWE Generation:
“One of the greatest challenges of the energy
transition is to ensure a secure CO 2 -free electricity
supply at all times - even when wind
and sun are not sufficiently available. Hydrogen-fuelled,
gas-fired power plants will
make an important contribution to ensuring
this in the future. In order to gain experience
with the operation of such plants, Kawasaki
and RWE are planning a pilot project with a
hydrogenpowered turbine in Lingen. With
this, we intend to create the basis for being
able to convert green hydrogen back into
electricity in the future, if required.”
(rwe) As part of its “Growing Green” strategy,
RWE announced that it would add at
least 2 gigawatts (GW) of gas-fired power
plant capacity to support the energy transition
with flexible power. These new plants
will be provided with a clear decarbonisation
pathway. For existing plants, RWE is
developing a roadmap to convert them
ready for clean operations.
Now comes the next step: together with
Kawasaki Heavy Industries (Kawasaki),
one of the world‘s leading turbine manufacturers,
RWE Generation SE (RWE) is
planning to build a hydrogen-powered gas
turbine in Lingen, Germany. It shall be
used to test the conversion of hydrogen
back into electricity at RWE‘s Emsland gasfired
power plant. The project is one of the
first worldwide to use a gas turbine to convert
100 % hydrogen into electricity on an
industrial scale. The plant, with an output
of 34 megawatts (MW), could become operational
in mid-2024.
Kawasaki‘s gas turbine provides maximum
fuel flexibility: it can operate with
100 % hydrogen, 100 % natural gas and
with any combination of both. This is indispensable
because the amount of green gas
available for reconversion will fluctuate
frequently during the ramp-up of the hydrogen
economy before continuous operation
with it will be possible.
During the pilot project, the turbine is
planned to be tested across varying operating
load ranges, between 30 % and 100 %.
This corresponds to typical load curves of
gas turbines that can be expected in a power
grid with an increasing share of renewable
energies, which are subject to fluctuations
due to weather conditions.
In the course of the project, it is planned
to use two combustion systems developed
by Kawasaki. Both have already been tested
in 1 MW variants in a demonstration
project in Kobe, Japan. In Lingen, these
technology principles would be scaled up
to industrial scale for the first time.
When it comes to the future topic of hydrogen,
RWE has all the options under one
roof: from green electricity production and
the know-how to produce and store green
hydrogen, to energy trading, which can
provide the fuel to industrial customers as
needed. RWE is already active in over 30
hydrogen projects with strong partners.
The Lingen site plays a key role in RWE‘s
hydrogen strategy: as part of the GET H2
project, the company plans to build the first
100 MW electrolysis plant there by 2024,
which will produce green hydrogen using
offshore wind power from the North Sea.
The capacity of this plant is to be expanded
to 300 MW by 2026 and to 2 GW by 2030.
The aim of the GET H2 project is to work
with national and European partners to
create the critical mass needed to kick-start
the development of a supra-regional European
hydrogen infrastructure and develop
a strong European hydrogen market.
LL
www.rwe.com (213461056)
Visualisation of the planned Kawasaki test turbine in Lingen, Germany (Source: RWE)
16

VGB PowerTech 11 l 2021
“Grids”
“Grids”
Neue Anbindungsleitungen für
Nordsee-Windparks: Amprion
plant die Offshore-Netzanbindungs
systeme LanWin1 und
LanWin3
(amprion) Die Amprion Offshore GmbH
steigt in die Planungen der beiden Off shore-
Netzanbindungssysteme LanWin1 und Lan-
Win3 ein. Sie sollen Windstrom aus der
Nordsee mit dem Wechselstromnetz an Land
verbinden. Die Inbetriebnahme ist für 2031
und 2033 geplant.
Damit Deutschland seine Klimaziele erreicht,
braucht es nicht nur neue Offshore-Windparks,
sondern auch neue Leitungen,
die sie mit dem Übertragungsnetz
verbinden. Das ist Aufgabe der geplanten
Offshore-Netzanbindungssysteme Lan-
Win1 und LanWin3. Als Übertragungsnetzbetreiber
hat Amprion den gesetzlichen
Auftrag, diese im Netzentwicklungsplan
festgelegten Ausbauprojekte umzusetzen.
Von der Nordsee kommend verlaufen
die See- bzw. Erdkabel bis zu ihren
Netzverknüpfungspunkten im niedersächsischen
Wehrendorf (LanWin1) und Westerkappeln
in Nordrhein-Westfalen (Lan-
Win3).
„LanWin1 und LanWin3 werden eine
Übertragungsleistung von je 2.000 Megawatt
erreichen. Sie gehören damit zu der
neuen leistungsfähigen Generation von
Offshore-Anbindungen. Beim Umbau des
Energiesystems werden sie erneuerbaren
Strom in die Verbraucherzentren im Westen
und im Süden der Republik transportieren.
Daher sind sie ein wichtiger Baustein
für die Dekarbonisierung der Industrie
in Deutschland“, sagte Dr. Carsten
Lehmköster, Geschäftsführer der Amprion
Offshore GmbH.
Amprion wird das Projekt den Trägern öffentlicher
Belange und der Öffentlichkeit
ausführlich vorstellen. „Uns ist es wichtig,
von Anfang an mit den Menschen vor Ort in
Kontakt zu sein. Diese Gespräche helfen uns
bei unseren weiteren Planungen“, betont
Stefan Sennekamp, Projektsprecher für den
Offshore-Bereich bei Amprion. Das Unternehmen
wird voraussichtlich im ersten Halbjahr
des Jahres 2022 Informationsveranstaltungen
anbieten, um über den aktuellen
Planungsstand der Projekte zu informieren.
Den Auftakt zum Raumordnungsverfahren
für die beiden Offshore-Anschlüsse bildet
die Antragskonferenz mit den zuständigen
Landesbehörden im Dezember. Vorbereitend
hat Amprion für den landseitigen
Teil der Projekte in Abstimmung mit den
Behörden ein erstes Trassenkorridornetz
entwickelt.
„Um die Beeinträchtigung vor Ort so gering
wie möglich zu halten, werden die beiden
Projekte größtenteils parallel zueinander
installiert“, so Christoph Evers, Projektleiter
Genehmigung und Trassierung für
LanWin1 und LanWin3. „Darüber hinaus
werden wir die Bündelung mit anderen
Vorhaben in der Region prüfen.“
Die Offshore-Netzanbindungssysteme
werden in Gleichstromtechnik ausgeführt.
Das Stromnetz, an das die Offshore-Systeme
angeschlossen werden, ist hingegen in
Wechselstromtechnik ausgeführt. Deshalb
wird in der Nähe des jeweiligen Netzverknüpfungspunktes
je eine Konverterstation
benötigt, die den Gleich- in Wechselstrom
umwandelt. Aktuell werden mögliche Flächen
für die Konverterstandorte rund um
die Netzverknüpfungspunkte in Westerkappeln
und Wehrendorf ermittelt. Mit
den angrenzenden Gemeinden ist Amprion
bereits in Kontakt getreten.
Die Offshore-Netzanbindungssysteme
LanWin1 und LanWin3
Die beiden geplanten Offshore-Netzanbindungssysteme
LanWin1 und LanWin3
verbinden Windparks in der Nordsee mit
dem Übertragungsnetz an Land. Sie werden
sowohl auf der Land- als auch auf der
Seeseite größtenteils parallel zueinander
installiert. Beide Projekte können jeweils
eine Leistung von 2.000 Megawatt übertragen
und sollen 2031 und 2033 in Betrieb
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“Grids” VGB PowerTech 11 l 2021
9
6
10
12
7 8
LANWIN1 UND LANWIN3
1 2 3
gehen. Von den Nordsee-Windparks aus
verlaufen die Kabel zunächst 160 bzw. 170
Kilometer auf See. Sie unterqueren die Insel
Norderney und erreichen im Bereich
Hilgenriedersiel die Küste. Auf dem landseitigen
Teil von LanWin1 und LanWin3
werden etwa 220 bzw. 230 Kilometer Erdkabel
verlegt. Um zu ihren jeweiligen Netzverknüpfungspunkten
in Wehrendorf
(LanWin1) und Westerkappeln (LanWin3)
zu gelangen, werden sich die Vorhaben auf
dem letzten Teil der Strecke trennen.
LL
www.amprion.com (213461022)
0
Offshore-Windpark-Gebiet
Konverterplattformen LanWin
LanWin1
LanWin3
Gates für Seekabel
Netzverknüpfungspunkte
Schematische Darstellung
I
11
13
NIEDERLANDE
5
II
NORDERNEY
5
III
HILGEN-
RIEDERSIEL
EMDEN
IV
4
PAPEN-
BURG
MEPPEN
LINGEN
NVP WESTERKAPPELN
5
V
0
WILHELMS-
HAVEN
OLDENBURG
OSNABRÜCK
DÄNEMARK
CUXHAVEN
BÜSUM
BREMEN
DEUTSCHLAND
50Hertz startet Redispatch mit
Erneuerbaren Energien
BREMERHAVEN HAMBURG
NVP WEHRENDORF
Schematische Übersichtskarte der Offshore-Netzanbindungssysteme LanWin1 und LanWin3
(213461022)
• Neue Prozesse für direkt ans 50Hertz-
Übertragungsnetz angeschlossene
Erneuerbaren-Einspeiser vollständig
umgesetzt
• Auch Solarparks, die direkt am
50Hertz - Netz angeschlossen sind,
nehmen am neuen
Redispatch-Regime teil
(50hertz) Und es geht doch voran: Seit
dem 1. November hat 50Hertz den bilanziellen
Ausgleich beim Redispatch mit Erneuerbaren-Anlagen
– das sogenannte Redispatch
2.0 – mit allen direkt an das
50Hertz-Netz angeschlossenen Erzeugungsanlagen
implementiert. Damit werden
die offiziellen Prozesse der Bundesnetzagentur
angewendet. Der 50Hertz-Fokus
liegt dabei auf vier Offshore- und 60
Onshore-Windparks mit insgesamt rund
2,5 Gigawatt installierter Leistung, deren
Erzeugung aktuell von 20 Unternehmen
direkt vermarktet wird. Im Jahre 2020
machten diese Erneuerbare-Energien-Anlagen,
die direkt am Übertragungsnetz angeschlossen
sind, 15 Prozent der gesamten
Einspeisemanagementmaßnahmen in der
50Hertz-Regelzone aus.
Nach den Worten von Dr. Dirk Biermann,
Geschäftsführer Märkte und Systembetrieb
bei 50Hertz, ist der Start von Redispatch
2.0 bei 50Hertz ein ganz wesentlicher
Schritt: „In einer Energiewelt, die künftig
nicht mehr durch Großkraftwerke, sondern
durch volatile Erneuerbare Energien
und dezentralere Stromerzeugung geprägt
sein wird, ist das neue Redispatch-Regime
zwingend notwendig, um diese Anlagen in
das Engpassmanagement einzubeziehen.
Wir bereiten uns für die kommenden Jahre
auf einen weiteren massiven und raschen
Ausbau der Erneuerbaren Energien und
den Ausstieg aus der Kohle vor. Dafür brauchen
wir neue Prozesse. Unsere Devise lautet:
Gemeinsam mit unseren Partnern
schnellstmöglich liefern!“
Dem Start am 1. November vorausgegangen
waren umfangreiche erfolgreiche Tests
mit dem Software-Dienstleister emsys VPP
und mehreren Direktvermarktern. Diese
Tests beinhalteten sämtliche relevante Prozessschritte
von der Eingangsdatenlieferung
über den Austausch von Abrufdokumenten,
der vollständigen Bilanzierung bis
hin zur Steuerung der Windparks und der
Veröffentlichung der Maßnahmen auf
www.50hertz.com. Bis Ende Februar 2022
soll der Redispatch 2.0 dann auch mit allen
Anlagen in den Verteilnetzen vollständig
umgesetzt werden. Dafür stellt dieser
Schritt einen wichtigen Baustein dar – damit
weitere Anlagen sicher in den Prozess
eingebunden werden können.
Hierzu Dr. Ulrich Focken, Geschäftsführer
der emsys VPP GmbH aus Oldenburg:
„Wir und viele andere in der Energiebranche
haben in den letzten Monaten hart an
der Umsetzung der neuen Redispatch
2.0-Prozesse gearbeitet und wir sind sehr
froh, zusammen mit 50Hertz den Schritt in
die vollständige Umsetzung gemacht zu
haben. Damit bekommen die Erneuerbaren
Energien endlich mehr Systemverantwortung.“
Sven Nels, Geschäftsführer der BayWa
r.e. Energy Trading GmbH, ergänzt: „Mit
der Einführung der neuen Prozesse werden
erstmals Eingriffe eines Netzbetreibers
in unser Portfolio durch diesen bilanziell
ausgeglichen. Damit wird der vom
Gesetzgeber gewollte Übergang der Bilanzierungsverantwortung
vom Direktvermarkter
hin zum Netzbetreiber praktisch
vollzogen. Dies ist der erste Meilenstein
hin zu einer vollständigen Umsetzung des
neuen Redispatch 2.0.“
18

VGB PowerTech 11 l 2021
vgbe Workshop | Hybrid event
Materials &
Quality Assurance
CALL FOR
PAPERS
“Grids”
4 and 5 May 2022,
Schloss Paffendorf, Bergheim/Germany
or via Web-Meeting
Call to Submit Suggestions for Papers!
The next vgbe Workshop "Materials and Quality Assurance"
takes place in Bergheim/Germany hosted by RWE Power AG.
It is also possible to attend the workshop via Web-Meeting.
The workshop is aimed at manufacturers, planners, operators,
insurers and experts interested in technology and
its environment, researcher, authorities and associations.
For your contributions we have provided the following
important topics:
Lifetime Assessment and Periodic Inspections
Materials and Components
Quality Assurance and Damages
Modern Welding Technologies, Additive Manufacturing
Hydrogen
Renewable Energy, Energy Storage
The lectures and discussions will be held in English.
YOUR CONTACTS
Technical Coordination
Jens Ganswind-Eyberg
e jens.ganswind@vgbe.energy
t +49 201 8128-295
Registration
Diana Ringhoff
e diana.ringhoff@vgbe.energy
t +49 201 8128-232
Exhibition
Steffanie Fidorra-Fränz
e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy
t +49 201 8128-299
Workshop language
English
Use the opportunity to exchange experience with colleagues,
to obtain information about new developments
and to visit the Foyer Exhibition.
You are kindly asked to submit proposals for lectures
and speakers online – not later than 12 February 2022:
https://events.vgbe.energy/events/materials-and-qualityassurance-2022/7096/WSH4M/
(or https://t1p.de/4o6ff)
You are welcome to forward this information to interested
business partner.
All information about the workshop and the technical
exhibition can be accessed at:
https://events.vgbe.energy/events/materials-and-qualityassurance-2022/7096/WSH4M/
(or https://t1p.de/4o6ff)
VGB PowerTech e. V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
be informed www.vgbe.energy
19

“Grids” VGB PowerTech 11 l 2021
Zum Hintergrund
Bislang wurde der Redispatch zur Reduzierung
von Netzengpässen ausschließlich
mit konventionellen Kraftwerken durchgeführt,
indem die Kraftwerksleistung vor
dem Leitungsengpass heruntergefahren
und jenseits des Engpasses erhöht wurde.
Reichte dieser Redispatch zur Beseitigung
eines Engpasses nicht aus, wurden Erneuerbare-Energien-Anlagen
in einem gesonderten
Prozess (Einspeisemanagement) abgeregelt.
Im Fall des Einspeisemanagements
musste sich das Direktvermarktungsunternehmen
um den bilanziellen Ausgleich am
Markt kümmern. Mit dem System Redispatch
2.0 sind die Netzbetreiber in der
Pflicht, den bilanziellen Ausgleich für ihre
Maßnahmen zu beschaffen. Der Vorteil: Dabei
können sie bereits netzdienliche Kriterien
berücksichtigen. Der ursprünglich geplante
Start zum 1. Oktober 2021 wurde allerdings
unter Anwendung der BDEW-Übergangslösung
in nahezu allen Netzgebieten
verschoben. Damit haben alle betroffenen
Netzbetreiber in Abstimmung mit den in ihren
Netzgebieten tätigen Direktvermarktungsunternehmen
bis Ende Februar 2022
Zeit, die bilanzielle Abwicklung des Redispatch
2.0 umzusetzen. 50Hertz hat nun
mit den direkt an sein Übertragungsnetz
angeschlossenen Anlagen den ersten Schritt
bereits geschafft und die Redispatch
2.0-Prozesse vollständig implementiert.
Der Redispatch 2.0-Prozess wurde mit
dem Ziel gestartet, die Kosten für das Engpassmanagement
zu reduzieren und das
heutige Einspeisemanagement in den Redispatchprozess
zu integrieren. Redispatch
2.0 im Rahmen des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes
eröffnet neue Möglichkeiten,
systemdienliche Leistungen und Flexibilitäten
auf verschiedenen Netzebenen zu
nutzen. Das setzt eine vertiefte Zusammenarbeit
zwischen Verteil- und Übertragungsnetzbetreibern
voraus und erfordert hochkomplexe
technische Lösungen für Datenaustausch
und Anlagensteuerung. Der damit
zusammenhängende Prozess ist eine
sehr große Herausforderung für die gesamte
Energiebranche. Redispatch 2.0 bedeutet,
dass auch die Betreiber von sehr
kleinen Erzeugungsanlagen ab einer elektrischen
Leistung von 100 kW – dazu gehören
zum Beispiel Photovoltaikanlagen auf
den Dächern von Gewerbebetrieben ebenso
wie Blockheizkraftwerke – ihre Anlagen
jederzeit innerhalb kurzer Zeit für Redispatchmaßnahmen
zur Verfügung stellen
und damit dazu beitragen, die Systemsicherheit
zu gewährleisten. Die Systemführungen
der Übertragungsnetzbetreiber
steuern und koordinieren diese Maßnahmen.
Das Ziel von Redispatch 2.0 ist ein
vollautomatisierter Prozess, bei dem die
Übertragungsnetzbetreiber diese Kleinanlagen
systemdienlich einsetzen können.
LL
www.50hertz.com (213461119)
Der Windstrom-Booster: TenneT
stellt 6-Gigawatt-Verteilkreuz zur
Beschleunigung der Offshore-
Ausbauziele vor
• Der Windstrom-Booster realisiert
Beschleunigungspotenzial von drei
Jahren für ambitionierte Klimaziele
Deutschlands
• Energieminister Olaf Lies und Jan
Philipp Albrecht sowie
Wirtschaftssenatorin Kristina Vogt
begrüßen die Initiative von TenneT für
einen zukunftsfähigen Netzausbau in
der Nordsee und in den Küstenregionen
• Industrie und Offshore-Branche
unterstützen Vorschlag von TenneT
als wesentlichen Beitrag zur
Dekarbonisierung und smarten
Kopplung von Windenergie
mit Wasserstoff
(tennet) Der Übertragungsnetzbetreiber
TenneT hat eine technologische Innovation
vorgestellt, mit der der Offshore-Netzausbau
für Windstrom in der Nordsee deutlich
beschleunigt werden kann. Mit dem Windstrom-Booster
können sechs Gigawatt
Offshore-Kapazität drei Jahre früher realisiert
werden. Zum Vergleich: sechs Gigawatt
Kapazität entsprechen sechs Großkraftwerken
.
Das Konzept wurde gemeinsam mit den
Energieministern von Niedersachsen, Olaf
Lies, und Schleswig-Holstein, Jan Philipp
Albrecht, sowie Bremens Staatsrat Kai
Stührenberg – in Vertretung der Bremer
Wirtschafts-Senatorin Kristina Vogt – präsentiert.
Der Windstrom-Booster ist ein erster konkreter
Schritt in Richtung eines langfristig
vermaschten Gleichstromnetzes auf See
und an Land. Ein vermaschtes Gleichstromnetz
(HGÜ-Overlay-Netz) an Land
und auf See sichert dauerhaft die Versorgungssicherheit
und senkt die volkswirtschaftlichen
Kosten der Integration von
erneuerbaren Energien zur Erreichung der
Klimaziele.
Wichtige Unternehmen, darunter z.B. ArcelorMittal,
Entwicklungsagentur Region
Heide, EWE, Holcim, Hynamics, Ørsted,
Raffinerie Heide, Salzgitter AG, Uniper sowie
die Windenergieverbände BWO und
WAB unterstützen die Initiative von TenneT.
TenneT-COO Tim Meyerjürgens sagte:
„Aufbauend auf unserer umfassenden Erfahrung
mit dem Bau und Betrieb von
Offshore-Netzanbindungen zeigen wir mit
unserer konzeptionellen und technologischen
Innovation für ein Sechs-Gigawatt-Verteilkreuz
einen Weg auf, das Erreichen
der ambitionierten Klimaschutzziele
deutlich zu beschleunigen. Wir verstehen
dies als ein Angebot auch für die aktuell
laufenden Koalitionsverhandlungen, die
bekanntlich einen Boost für den Ausbau
der Erneuerbaren Energien in Deutschland
suchen. Gleichzeitig legen wir den Grundstein
für eine zukunftsfähige Vermaschung
des Gleichstromnetzes. So erhöhen wir
nachhaltig die Effizienz sowie die Versorgungssicherheit
und leisten einen wichtigen
Beitrag zur intelligenten Kopplung von
Offshore-Wind mit erzeugungsnah zu errichtenden
Elektrolyseuren und dem Gasnetz.“
Olaf Lies, Energie- und Umweltminister
Niedersachsens, sagte: „Die tragende Rolle
der Offshore-Windenergie für die Energieund
Klimaziele wird noch deutlicher, wenn
wir auf die Sektoren-übergreifende Umsetzung
der Energiewende blicken – also auch
die durch Erneuerbare zu deckenden Energiebedarfe
außerhalb des Stromsektors.
Ohne grünen Wasserstoff und den dafür
nötigen grünen Strom wird dies nicht gelingen
können. Zur energie- und klimapolitischen
Rolle kommt die industrie- und
beschäftigungspolitische Bedeutung – für
Norddeutschland, aber auch weit darüber
hinaus. Niedersachsen hat gemeinsam mit
unseren Nachbarbundesländern die Chance,
zum Tor für die Offshore-Energie für
ganz Deutschland zu werden. Um die
Chancen der Wasserstofftechnologie im
Sinne einer nachhaltigen Energieversorgung
für den hiesigen Industrie- und Wirtschaftsstandort
entschlossen nutzen zu
können, müssen wir bereits heute die technischen
Voraussetzungen schaffen und daher
auch bei der Netzplanung einen bedeutsamen
Schritt in Richtung eines zukunftsweisenden,
kosteneffizienten und
international verbundenen Gleichstrom-Netzes
einleiten. Angesichts des zuletzt
stockenden Ausbaus der Windenergie
auf See brauchen wir zudem Ansätze wie
diesen, die uns wieder mehr Tempo aufnehmen
lassen. Denn die Zeit läuft uns
sonst davon. Die Vorbereitung für den
künftigen Multiterminal-Einsatz hätte in
Wilhelmshaven zudem noch durch einen
geringeren Flächenbedarf direkte Vorteile
für die geplanten Vorhaben vor Ort.“
„Das vorgestellte Konzept zur Beschleunigung
des Ausbaus der offshore Windenergienutzung
bei gleichzeitiger Einsparung
von Stromleitungen ist ein Baustein in die
richtige Richtung. Wir müssen schleunigst
zu einem tragfähigen Zielkonzept kommen,
wie wir unsere Infrastruktur bis 2045
ausbauen wollen“, sagte Schleswig-Holsteins
Energiewendeminister Jan Philipp
Albrecht. „Und die Planung dafür müssen
wir heute starten. Wir wollen eine europäische
Energiewende und dazu gehört ein
europäischer Systemverbund, der neben
Strom auch die Erzeugung und den Transport
von grünem Wasserstoff einschließt.
Wir werden einen integrativen, vernetzten
Ansatz verfolgen und in der Mitte Europas
starke zukunftsfähige Energieinfrastrukturen
aufbauen.“
Kristina Vogt, Bremens Senatorin für
Wirtschaft, Arbeit und Europa, sagte: „Der
Einsatz für die regenerativen Energien und
20

VGB PowerTech 11 l 2021
SAVE THE DATE
“Grids”
insbesondere den verstärkten Ausbau der
Offshore-Windenergie zur Erreichung der
Klimaziele ist seit langem eines meiner
Kernanliegen. Das vorgelegte Konzept zur
Beschleunigung des Offshore-Windenergie-Ausbaus
ist ein hervorragendes Beispiel,
wie dieser Ausbau mit kreativen Ideen
schneller erreicht werden kann. Das
Land Bremen wird als Industriestandort
mit einem zukünftig deutlich höheren
Strombedarf davon unmittelbar profitieren.
Die Treibhausgas-Emissionen können
gesenkt und gleichzeitig Wertschöpfung
und Arbeitsplätze gesichert werden.“
Das Konzept im Überblick
Mit dem Windstrom-Booster-Konzept
schlägt TenneT ganz konkrete Maßnahmen
vor, die es ermöglichen, in einem ersten
Schritt sechs Gigawatt Offshore-Windenergie
bereits 2032, statt 2035, also drei
Jahre schneller als bisher im Netzentwicklungsplan
vorgesehen, in das Stromnetz zu
integrieren. Das Konzept besteht aus folgenden
Bausteinen:
Vorteil: Beschleunigung
des Offshore-Ausbaus
TenneT ist für die Errichtung von rund 17
der insgesamt aktuell geplanten 20 Gigawatt
Offshore-Übertragungskapazität in
Nord- und Ostsee bis zum Jahr 2030 zuständig.
Mit dem vorgeschlagenen Ausbaupfad
für weitere sechs Gigawatt bis
2032, die bislang erst bis 2035 vorgesehen
waren, können die deutschen Offshore-Ausbauziele
kurzfristig erheblich erhöht
werden und damit einen Beitrag leisten zu
einer beschleunigten Umsetzung auf dem
Weg zur Klimaneutralität.
Vorteil: Internationale Verbindungen
in der Nordsee
Um die europäischen Klimaziele zu erreichen,
muss der Ausbau der Offshore-Windenergie
in der Nordsee perspektivisch
über nationale Grenzen hinweg geplant
werden. Notwendig ist ein Nordsee-Offshore-Netz,
das die Anrainerstaaten
verbindet. Für Deutschland ist dies
besonders wichtig, da die deutschen
Offshore-Windpotenziale nicht ausreichen
werden, um die deutschen Klimaziele bis
2045 zu erreichen. Die Vernetzung mehrerer
Off shore-Anbindungen aus verschiedenen
Staaten steigert die Effizienz, die Versorgungssicherheit
und schafft neue europäische
Stromhandelskapazitäten. Das
modulare Verteilkreuzkonzept des Lan-
Win-Hubs ermöglicht beispielsweise eine
Vernetzung mit der dänischen „Energieinsel“
und perspektivisch auch mit weiteren
Nordseeanrainerstaaten. Dieses Verteilkreuz
würde im LanWin-Gebiet der deutschen
Außenwirtschaftszone in der Nordsee,
rund 150 Kilometer vor der deutschen
Küste errichtet werden.
vgbe-Konferenz
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Elektro-, Leit- und
Informationstechnik in
der Energieversorgung
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Bremen, Deutschland
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21

Industry News VGB PowerTech 11 l 2021
Vorteil: Smarte Sektorenkopplung an den
küstennahen Netzverknüpfungspunkten
Bisher wurden Offshore-Windparks stets
durch Punkt-zu-Punkt-Verbindungen mit
dem Stromnetz an Land verbunden. Um
die ambitionierten Klimaziele Deutschlands
und Europas zu erreichen, ist es erforderlich,
ein international vermaschtes
Gleichstromnetz auf See und an Land zu
errichten, um mehr Energie durch die geplanten
Gleichstromleitungen an Land zu
transportieren. An den küstennahen
Offshore-Netzverknüpfungspunkten ist neben
der Dekarbonisierung energieintensiver
Prozesse eine intelligente Sektorenkopplung
mit geplanten Elektrolyse-Projekten
sowie mit der Gasinfrastruktur und der
Einspeisung von Onshore-Windenergie
vorgesehen.
Vorteil: Weniger Flächenverbrauch
an Land
Um private Verbraucher, die Industrie
und geplante Elektrolyse-Projekte mit
Offshore-Windenergie zu versorgen sowie
eine direkte Verbindung mit weiterführenden
Gleichstromleitungen an Land zu ermöglichen,
landen die drei Offshore-Verbindungen
küstennah in Heide (Schleswig-Holstein),
Wilhelmshaven (Niedersachsen)
und im Raum Bremen an. Das
Windstrom-Booster-Konzept sorgt für Entlastung
des Raum- und Flächenbedarfs in
den Küstenregionen und bietet zugleich
neue Chancen für die dort ansässigen Industrie-Cluster.
Jeder dieser drei Räume
soll mit je einer Zwei-Gigawatt-Anbindung
als Windstrom-Booster integriert werden.
Vorteil: Erfahrung und Innovation
TenneT hat in den Niederlanden und
Deutschland bereits 14 Offshore-Netzanbindungen
realisiert und betreibt damit
mehr als die Hälfte der Offshore-Netzanbindungskapazität
in der EU. Das dadurch
entwickelte Know-how setzt TenneT zum
Vorteil neuer Projekte ein. Für den Lan-
Win-Hub setzt TenneT auf seinen innovativen
Zwei-Gigawatt-Standard für Gleichstromverbindungen,
ergänzt um technologische
Weiterentwicklungen für das Windstrom-Booster-Konzept.
Der neue Standard
zielt darauf ab, die Kosten beim Offshore-Netzausbau
weiter zu senken und die
räumlichen und ökologischen Auswirkungen
zu minimieren.
Unterstützer der TenneT-Initiative
Zahlreiche Unternehmen der Industrie
und Energiebranche sowie Branchenverbände
unterstützen die Initiative von TenneT
zur Beschleunigung der Realisierung
der Offshore-Ausbauziele in der Nordsee.
TenneT nutzt dabei das Windstrom-Booster-Konzept:
der Aufbau von modularen
Windenergie-Verteilkreuzen auf See und
an Land wird kombiniert mit netzdienlichen
und für die Industrie passenden
Standorten. Ziel ist die Verknüpfung von
Lösungen zur Dekarbonisierung von energieintensiven
Prozessen in der Industrie
und zur smarten Kopplung von Windenergie
mit Wasserstoff mit der Schaffung einer
internationalen Vernetzung von Gleichstrom-Leitungen.
Zudem steigert die direkte
Vernetzung mehrerer Offshore-Anbindungen
aus verschiedenen Ländern die
Effizienz, die Versorgungssicherheit und
schafft neue europäische Stromhandelskapazitäten.
LL
www.tennet.eu (213461025)
ANDRITZ to supply another flue gas desulphurization plant to Tata Projects Limited for the thermal
power plant in Jojobera India: Spray bank. Photo: ANDRITZ
Industry
News
Company
Announcements
Eröffnung des TÜV NORD
CAMPUS ESSEN: High-Tech
aus dem Revier für die Welt
(tuev-nord) Mit einer offiziellen Feierstunde
wurde der unmittelbar an der neuen
A40-Auffahrt Frillendorf gelegene TÜV
NORD CAMPUS ESSEN eröffnet. Das weiträumige
Technologieareal, auf dem künftig
1.800 Menschen arbeiten werden, bündelt
eine Vielzahl von Kompetenzen des
Konzerns zentrumsnah auf einem Campus.
„Der TÜV NORD CAMPUS ESSEN ist für
uns ein nachhaltiges Bekenntnis zum Wirtschafts-
und Technologiestandort Ruhrgebiet.
TÜV NORD feiert 2022 seine 150-jährige
Präsenz in NRW. Mit dem neuen Campus
begründen wir ein neues Kapitel unseres
internationalen Unternehmens“, sagte
der Vorstandsvorsitzende Dirk Stenkamp.
Die TÜV NORD GROUP hat seit 2012 insgesamt
50 Millionen Euro aus Eigenmitteln
in das Technologiepark-Gelände investiert,
davon allein 34 Millionen in ein zentrales
Labor- und Bürogebäude, in dem das weltweit
renommierte IT-Hardwarelabor von
TÜViT untergebracht ist. Zum Hightech-Portfolio
gehört auch ein fahrdynamischer
Prüfstand, mit dem Tests und Begutachtungen
für Räder, Bremsen sowie komplette
Fahrwerksysteme durchgeführt werden
können. Das Areal ist eines der größten
Essener Firmen-Bauprojekte der
zurückliegenden Jahre.
Essens Oberbürgermeister Thomas Kufen
nahm ebenfalls an der Eröffnung in Frillendorf
teil: „Der TÜV NORD ist bereits seit
vielen Jahren wichtiger Teil unseres Wirtschaftsstandortes.
Ich freue mich über die
Kompetenz und das Know-how, die der
TÜV NORD hier einbringt, beides wird
durch den neuen CAMPUS ESSEN widergespiegelt.
Gleichzeitig zeigt sich darin
auch die Innovationsfähigkeit des Unternehmens
– auch damit reiht sich der TÜV
NORD gut in die Essener Unternehmenslandschaft
ein. Für die langjährige Treue
und die Investition in den Standort bedanke
ich mich sehr herzlich und wünsche den
Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern ein gutes
und positives neues Arbeitsumfeld.“
22

VGB PowerTech 11 l 2021
Industry News
Für Stenkamp verbinden sich auf dem
neuen Campus zwei zentrale Themen: Innovation
und Nachhaltigkeit. Im Herzen
Essens wird an der Zukunft von Prüfung
und Zertifizierung gearbeitet: Künstliche
Intelligenz, Wasserstoff, autonomes Fahren,
Energiespeichersysteme bis hin zu
Quanten-Computing. „TÜV NORD wird zu
einem datengetriebenen und digital vernetzten
Unternehmen. Diese Entwicklung
werden wir hier weiter beschleunigen“, so
Stenkamp.
Ganz im Zeichen der Nachhaltigkeit ist
das Areal konsequent nach dem Muster der
Kreislaufwirtschaft aufgebaut. Materialien
aus Stahl, Holz und Aluminium wurden,
wo immer möglich, aus alter Bausubstanz
recycelt. Rund 80 Prozent des Betons und
Mauerwerks aus dem Abriss von altem Gebäudebestand
wurden wiederverbaut.
„Wir wollen nachhaltig handeln. Auch bei
einem Neubau muss man beweisen, dass es
einem damit ernst ist“, erklärte Stenkamp.
Das neue, zentral gelegene Gebäude werde
deshalb mit klimaschonender Fernwärme
geheizt. Außerdem werden derzeit auf
dem Gelände insgesamt 40 neue Elektro-Ladesäulen
installiert, an denen Kunden
und Mitarbeitende ihre E-Fahrzeuge
laden können. Stenkamp bekräftigte, das
Unternehmen wolle bis zum Jahr 2030 die
Klimaneutralität erreichen.
Die Einweihung mit fast 600 Gästen fand
direkt vor dem Eingang des neuen Zentralgebäudes
statt, in dem künftig 550 Mitarbeitende
Platz finden werden. Damit hält
auch die neue Büro-Arbeitswelt auf dem
Campus Einzug, erklärte Stenkamp. „Die
Corona-Krise hat viele Veränderungen beschleunigt.
Vom Desk-Sharing bis zu
Co-Working-Spaces können unsere Mitarbeiterinnen
und Mitarbeiter an neuen Formen
der Zusammenarbeit teilhaben und
Neues ausprobieren.“ Ziel sei es, die Arbeitsumgebung
flexibel und mit geringem
Aufwand auch an zukünftige Anforderungen
anzupassen.
LL
www.tuev-nord-group.com
(213461131)
ANDRITZ to supply another flue
gas desulphurization plant to Tata
Projects Limited for the thermal
power plant in Jojobera India
For desulphurization purposes, the exhaust
gas is washed in counter-current flow
with a limestone suspension, reducing the
content of SO 2 and other acidic components
to concentrations in line with the
current environmental requirements. With
further oxidation, process gypsum can be
produced that is either landfilled or sold to
the construction industry.
ANDRITZ has comprehensive experience
with FGD technologies and many successful
references around the world. This project
is another important step towards establishing
ANDRITZ’s flue gas treatment
technology on the Indian market.
LL
www.andritz.com (213461052)
ANDRITZ to supply 10 th highefficiency
PowerFluid circulating
fluidized bed boiler to Japan
(andritz) International technology group
ANDRITZ has received an order from Toyo
Engineering Corporation, Japan, to deliver
a PowerFluid circulating fluidized bed boiler
with a flue gas cleaning system. The boiler
will be part of a new biomass power
plant to be built in Niigata East Port in Niigata
Prefecture, Honshu Island, some 300
km north of Tokyo, Japan. Commercial operations
are scheduled to begin in September
2024.
The ANDRITZ PowerFluid (CFB) boiler
with reheating system to be supplied features
low emissions, high efficiency and
availability, as well as high fuel flexibility.
It forms an essential part of a high-efficiency
biomass power plant for supply of green
energy to the national grid. The biomass
power plant fired with wood pellets and
palm kernel shells will generate around 50
MWel of power.
ANDRITZ is proud to be part of this remarkable
project with Toyo Engineering
Corporation and to make an important
contribution towards the Japanese power
industry in the transition from fossil fuel to
renewable energy resources.
This ANDRITZ power boiler to be supplied
to Japan confirms ANDRITZ’s strong
market position as one of the leading global
suppliers of power boiler technologies
and systems for generating steam and electricity
from renewable and fossil fuels,
with a large number of very successful references
worldwide.
LL
www.andritz.com (213461053)
KPA Unicon and Keitele Energy
have agreed on modernization of
the Keitele production facility
(kpa-u) KPA Unicon and Keitele Energy
have agreed to modernize the existing boiler
plant at the Keitele Timber sawmill,
which is located in Keitele, Northern Savonia,
Finland. This is a large-scale modernization
project, which will invest in cleaner
energy production and modernize the
plant‘s automation and other systems.
“The solution delivered to Keitele consists
of intelligent and environmentally friendly
clean energy solutions. The investment
helps our partner to operate efficiently, effectively
and responsibly. For KPA Unicon,
this is the ninth plant delivery to Keitele
Group”, says Jukka-Pekka Kovanen, Managing
Director of KPA Unicon.
“With the investment, we will enable us
to increase the production capacity of the
Keitele sawmill in 2022. We constantly
want to invest in efficient and modern
technology that enables energy-efficient
operations and reduces the environmental
(andritz) International technology Group
ANDRITZ has received another order from
Tata Projects Limited, India, to supply the
process engineering for a complete flue
gas desulphurization (FGD) plant, comprising
basic engineering and the detailed
engineering for the absorber internals and
equipment as well as other core components
for the Jojobera power plant (output:
4 x 120 MW), near Jamshedpur, East
Singhbum District, Jharkhand State, India.
Start-up is scheduled for the first half
of 2023.
ANDRITZ PowerFluid circulating fluidized bed boiler. Photo: ANDRITZ.
23

Industry News VGB PowerTech 11 l 2021
impact of our operations”, says Ilkka Kylävainio,
Managing Director, Keitele Energy
Oy. The new energy system is based on
Unicon Renefluid fluidized bed boiler technology,
which combines the highest efficiency
on the market, low operating costs,
a very wide range of fuels and fast load
change capability. It
replaces the 7.5 MW fluidized bed boiler
installed in 1994. As part of the energy system,
KPA Unicon will supply the 15 MW
boiler, auxiliary equipment and a Unicon
Bag filter flue gas cleaning system. The Unicon
Bag filter is an effective way to filter out
hazardous particles from the breathing air.
In addition, KPA Unicon is responsible for
the recycling and modification of the existing
equipment and modernization of the
control and automation system as part of
the overall delivery.
“The system will be connected to KPA
Unicon’s comprehensive PlantSys digital
platform, which allows remote control of
the energy production. The platform provides
digitalization of maintenance reporting
and the automatic data collection,
which improve the plant‘s efficiency and
usability”, says Kovanen.
Delivery and implementation in 2022
Keitele mainly produces pine and spruce
sawn timber, with exports accounting for
94 % of production in 2020. The heat generated
by the new energy system will be
used to dry the timber produced by the
sawmill. As a fuel the plant will utilize the
by-products of the sawmill, such as sawdust
and cutter chips, as well as bark, wood
chips and milled peat.
The modernization project will be implemented
during 2022.
LL
www.kpaunicon.com
www.keitelegroup.fi (213461008)
Siemens Energy’s HL-class
technology enables Greece
to reduce CO 2 emissions and
protect the environment
• First delivery of HL-class gas turbine
technology to Greece
• World’s most powerful combined cycle
power plant in 1x1 configuration
• Reduced CO 2 emissions and
environmental impact, increased
security of supply
(s-e) Siemens Energy is supplying its stateof-the-art,
highly efficient HL-class gas turbine
technology to Greece for the first time.
As part of a new combined cycle power
plant in Komotini in the northeast of the
country, it will provide reliable and economical
power generation. With an installed
electrical capacity of 877 megawatts
(MW), it will be the world’s most
powerful combined cycle power plant in
1x1 configuration. The construction of the
new plant is of strategic importance for
Greece. It will cover the country’s increased
demand for electricity, which will result
from the gradual withdrawal of lignite production
units. The switch to a modern gasfired
power plant with high efficiencies will
reduce CO 2 emissions by up to 3.7 million
tons per year compared to a coal power
plant. It will also reduce the environmental
impact and increase the security of supply.
Customer Terna S.A. is building the entire
plant for the project company Thermoilektriki
Komotinis M.A.E. The company is
owned in equal parts by Motor Oil Renewable
Energy (MORE) and GEK Terna. Commissioning
of the plant is scheduled for
mid-2024.
“We trusted Siemens Energy because it’s
a leading manufacturer of units with natural
gas fuel, it met our requirements, and it
convinced us that it will be by our side with
its experience until the completion of the
project. The cooperation of the two companies
to interconnect Crete with the mainland
is continuing in the area of electricity
production,” said Ioannis Stefanatos, Director
of Energy Projects at Terna S.A.
Karim Amin, Executive Vice President
Generation at Siemens Energy, said: “We
thank Terna for trusting Siemens Energy as
its partner of choice for the prestigious
combined cycle power plant in Komotini.
We’re excited that our technology and expertise
will play a critical role in Greece’s
strategic journey of shifting from coal/lignite
power plants to gas-fired power generation.
Our HL gas turbines will provide a
reliable supply of electricity at efficiency
levels above 64 percent, resulting in a significant
reduction of CO 2 emissions – a target
Greece is determined to achieve. We’re
very much looking forward to further expanding
our collaboration with Terna in
Greece and other countries.”
The new power plant will be fired with
natural gas and is designed as a multi-shaft
plant, with one gas turbine and one steam
turbine each driving their own generator.
The Siemens Energy scope of supply includes
a power island consisting of an
SGT5-9000HL gas turbine, an SST5-5000
steam turbine, an SGen5-3000W generator
for the gas turbine, an SGen5-1200A generator
for the steam turbine, the heat-recovery
steam generator, and the SP-
PA-T3000 control system.
Siemens Energy’s HL-class technology
enables Greece to reduce CO 2 emissions
and protect the environment. With an installed
electrical capacity of 877 megawatts
(MW), it will be the world’s most
powerful combined cycle power plant in
1x1 configuration.
LL
www.siemens-energy.com
(213461040)
Voith verzeichnet starken
Auftragseingang durch
konsequente Ausrichtung des
Geschäfts auf nachhaltige
Technologien
• Auswirkungen der Corona-Pandemie im
abgelaufenen Geschäftsjahr durch
effektives Krisenmanagement
eingegrenzt, spürbare Erholung bei
wichtigen Kennzahlen
• Verstärktes Engagement beim
Zukunftsthema Wasserstoff geplant
• Ausblick: 2021/22 trotz Unsicherheiten
im Umfeld hoher Auftragseingang und
weitere Steigerung bei Umsatz und
Ergebnis erwartet
(voith) Der Voith-Konzern hat die Auswirkungen
der Corona-Pandemie auch im Geschäftsjahr
2020/21 (zum 30.09.) gut bewältigt
und konnte in einem herausfordernden,
von globalen Lieferengpässen
und stark gestiegenen Rohstoffkosten geprägten
Marktumfeld die wesentlichen Geschäftszahlen
verbessern. Der Auftragseingang
des Voith-Konzerns stieg um fast ein
Viertel auf 5,02 Milliarden Euro, getragen
vor allem vom sehr erfolgreichen Großanlagengeschäft,
und war damit zum Bilanzstichtag
30. September so hoch wie seit fast
einem Jahrzehnt nicht mehr. Der Auftragsbestand
erzielte mit 6,25 Milliarden Euro
einen Allzeitrekord. Dr. Toralf Haag, Vorsitzender
der Konzerngeschäftsführung,
erklärte dazu: „Unser stark gestiegener
Auftragseingang zeigt, dass wir mit unserer
strategischen Ausrichtung auf die Megatrends
Digitalisierung und Dekarbonisierung
die richtigen Schwerpunkte gesetzt
haben. Nachhaltige Technologien für
eine klimaneutrale Industriegesellschaft
werden immer stärker nachgefragt, und
Voith ist hervorragend positioniert, um davon
zunehmend zu profitieren.“
Konsequente Umsetzung der
Konzernstrategie mit Fokus auf
Dekarbonisierung und Digitalisierung
Im Mittelpunkt der Geschäftsaktivitäten
von Voith stand im abgelaufenen Geschäftsjahr
2020/21 neben der Bewältigung
der Pandemie-Folgen vor allem die
konsequente Umsetzung der im Vorjahr
entwickelten Konzernstrategie. Diese zielt
auf die Ausschöpfung des vollen Potentials
des Kerngeschäfts sowie die Erschließung
neuer Geschäftsfelder und Märkte mit Fokus
auf die Megatrends Dekarbonisierung
und Digitalisierung.
Jüngster Meilenstein bei der weiteren
Stärkung des Kerngeschäfts war der nach
Geschäftsjahresende vereinbarte Erwerb
des Minderheitsanteils von Siemens Energy
an Voith Hydro. Dadurch wird Voith
künftig alleiniger Eigentümer dieses für
die Energiewende bedeutsamen Geschäfts
sein. Die Akquisitionen der jüngeren Vergangenheit
in den Konzernbereichen Pa-
24

VGB PowerTech 11 l 2021
SAVE THE DATE
Industry News
per und Turbo haben zudem das Profil von
Voith als Technologieführer in nachhaltigen
Zukunftsmärkten weiter geschärft und
tragen bereits signifikant zur positiven
wirtschaftlichen Entwicklung des Konzerns
bei.
Auch bei der Erschließung neuer Geschäftsfelder
kommt Voith voran. So ist der
Konzernbereich Turbo in Kooperation mit
internationalen Windradherstellern in das
Windkraft-Geschäft eingestiegen und entwickelt
und produziert Getriebe und Generatoren
für Windturbinen.
Ein Schlüsselthema wird für Voith in den
nächsten Jahren die Wasserstoffgewinnung
und Wasserstoffnutzung sein. Voith
verstärkt sein Engagement in allen relevanten
Bereichen der Wasserstoff-Wertschöpfungskette:
Wasserkraft spielt bei der Erzeugung
grünen Wasserstoffs eine zentrale
Rolle; beim Transport über Wasserstoffpipelines
kann Voith seine Expertise im Bereich
neuer Antriebstechnologien ausspielen;
Voith arbeitet bereits an der nächsten
Generation von Hochdruckbehältern für
die Wasserstoffspeicherung und an der
Nutzung mittels Brennstoffzelle; und mit
dem Voith Electrical Drive System bietet
das Unternehmen einen kompletten elektrischen
Antriebsstrang, der auch in Wasserstoff-betriebenen
Stadtbussen eingesetzt
werden kann. Darüber hinaus prüft
Voith strategische Optionen in diesem Bereich.
„Schritt für Schritt verankert Voith die
Megatrends Digitalisierung und Dekarbonisierung
im Konzern und macht industrielle
Nachhaltigkeit zu seinem Geschäftsmodell
– mit Hydro als Komplettanbieter
von Wasserkrafttechnik im Bereich der Erneuerbaren
Energien, Paper als Pionier in
der Papier- und Verpackungsindustrie im
Bereich nachwachsender Rohstoffe und
Kreislaufwirtschaft und Turbo als Spezialist
für intelligente Antriebssysteme und -lösungen
im Bereich der alternativen Antriebe.
Wir leisten damit an vielen Stellen einen
entscheidenden Beitrag für eine klimaneutrale
Industriegesellschaft und sichern
gleichzeitig unser künftiges Wachstum. Zusätzlich
werden wir selbst bereits ab 2022
CO 2 -neutral arbeiten“, so Toralf Haag.
Rückblick 2020/21 in den Konzernbereichen:
Starkes Auftragswachstum
bei Paper und Hydro, Turbo profitiert
bereits von Zukäufen
Der Konzernbereich Hydro blickt auf ein
herausforderndes Geschäftsjahr zurück. In
einem weiterhin von der Pandemie beeinträchtigten
Marktumfeld ist der Auftragseingang
dennoch um fast ein Drittel
gestiegen. Hauptgrund dafür waren zwei
Großprojekte in Osteuropa und Nordamerika.
Der Anstieg im Auftragseingang wird
sich aufgrund der Langfristigkeit des Großanlagengeschäfts
sukzessive in Umsatzzuwächsen
niederschlagen. Im Berichtsjahr
blieb der Umsatz stabil. EBIT und ROCE
live &
online
vgbe Basisseminar
Basics
Wasser chemie im
Kraftwerk 2022
22./23 Februar 2022
Der Betrieb von Kraftwerksanlagen
kann durch chemisch bedingte Probleme
im Bereich des Wasser-Dampf-
Kreislaufs negativ beeinflusst werden.
Daher ist es wichtig, die grundlegenden
Zusammenhänge zu kennen und die
chemische Fahrweise entsprechend
der betrieblichen Belange einzustellen.
KONTAKT
Konstantin Blank
e konstantin.blank@vgbe.energy
t +49 201 8128-214
VGB PowerTech e. V.
VGB PowerTech Service GmbH
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland
be inspired www.vgbe.services
25

Industry News VGB PowerTech 11 l 2021
gingen zurück. Das leicht gesunkene operative
Ergebnis ist unter anderem auf die
Abwicklung von Aufträgen zurückzuführen,
die in schwachen Marktphasen unter
hohem Preisdruck gebucht wurden.
Ausblick 2021/22: Jahr des Wachstums –
Auftragseingang auf hohem Niveau,
Steigerung bei Umsatz und Ergebnis
erwartet
Nach dem Übergangsjahr 2020/21 wird
das laufende Geschäftsjahr nach Einschätzung
von Voith angesichts einer fortschreitenden,
aber noch nicht durchgreifenden
Erholung des wirtschaftlichen Umfelds ein
Jahr des Wachstums. Mit Blick auf den Auftragseingang
geht Voith davon aus, dass
dieser weiterhin auf hohem Niveau, aber
spürbar unter dem außerordentlich hohen
Wert des Geschäftsjahres 2020/21 liegen
wird. Beim Umsatz erwartet Voith eine
leichte Steigerung, bei EBIT und ROCE
eine deutliche Steigerung gegenüber dem
abgelaufenen Geschäftsjahr. Mit Blick auf
das Ergebnis geht das Unternehmen davon
aus, dass die in den letzten beiden Geschäftsjahren
umgesetzten Effizienzsteigerungsmaßnahmen
zu einer klar verbesserten
Profitabilität führen werden. Im Geschäftsjahr
2021/22 soll das EBIT daher
deutlich steigen. Dazu sollen alle drei Konzernbereiche
beitragen. Die Ergebnisprognose
ist jedoch mit einer gewissen Unsicherheit
behaftet, da derzeit nur schwer
absehbar ist, inwieweit die signifikanten
Materialpreissteigerungen kompensierbar
sind. Zudem sind die Unsicherheiten über
die weitere Entwicklung der Pandemie zuletzt
wieder gestiegen, mit ungewissen
Auswirkungen auf die Konjunktur und damit
die Geschäftsentwicklung.
LL
www.voith.com (213461050)
Vulcan Energie gründet neue
Bohrgesellschaft VERCANA
zur Herstellung von
CO 2 -freiem Lithium
Wärtsilä’s advanced energy storage technology in Kemsley, Kent provides essential grid flexibility
© Wärtsilä Corporation
Der klimafreundliche Produzent von
CO 2 -freiem Lithium, Vulcan Energie Ressourcen,
gründet die Bohrgesellschaft VER-
CANA GmbH und sichert sich Bohrkapazitäten
zur Durchführung eigener Projekte mit
dem Kauf von zwei Tiefbohranlagen. Schon
beim Kauf werden Ressourcen geschont,
denn beide Anlagen sind aus zweiter Hand.
Im kommenden Jahr werden sie echnisch
überarbeitet und individuell aufbereitet, um
optimal zum Einsatz zu kommen.
(vulcan) Das in Karlsruhe ansässige Unternehmen
Vulcan Energie Ressourcen gründet
mit VERCANA eine neue Tochtergesellschaft
und erweitert seinen Maschinenpark
um zwei gebrauchte Tiefbohranlagen.
Die beiden Tiefbohranlagen wurden vorher
von den Traditionsunternehmen Wintershall
Dea Deutschland GmbH und ITAG
Tiefbohr GmbH jahrzehntelang erfolgreich
betrieben. Die Anlage von der ITAG Tiefbohr
GmbH wurde später von der Aftermarket
Drilling Service ITAG GmbH übernommen.
Im kommenden Jahr werden beide
Anlagen überarbeitet, um für mindestens
weitere zehn Jahre zum Einsatz im
Oberrheingraben zu kommen
„Die Gründung der VERCANA GmbH und
der Kauf der beiden gebrauchten Bohranlagen
ist sowohl für die Anbieter als auch
für uns ein Glücksgriff und eine Win-win
Situation. Wir schöpfen damit den gesamten
Produktlebenszyklus technischer
Großanlagen aus und nutzen bestehende
Ressourcen optimal,“ so Thorsten Weimann,
Leiter operatives Geschäft bei
Vulcan und einer der Geschäftsführer von
VERCANA.
Der Experte für Geothermie und Bohrtechnik
mit mehr als 25 Jahren Berufserfahrung
ist überzeugt davon, dass das Unternehmen
mit der Gründung der neuen
Bohrgesellschaft und dem Erwerb der beiden
Bohranlagen seine Ziele erreichen
kann. „Darüber hinaus schaffen wir mit der
technischen Erneuerung Arbeitsplätze in
der Region. Das alles ist ein wichtiger Meilenstein
auf dem Weg zur Herstellung von
CO 2 -freiem Lithium.“
Vulcan plant den Start von VERCANA mit
ca. 30 Mitarbeitern und einem Hauptsitz
in Karlsruhe.
LL
v-er.eu (213461101)
Activation of Pivot Power’s 50 MW
Wärtsilä energy storage system
to unlock more renewable energy
for the UK
(waertsila) Pivot Power, part of EDF Renewables,
has activated a 50 MW lithium-ion
energy storage system in Kemsley,
Kent supplied by the technology group,
Wärtsilä, to support the integration of renewable
energy into the UK’s National
Grid.
Wärtsilä has supplied an energy storage
system at the Kemsley substation in South
England which is directly connected to National
Grid’s high-voltage transmission network.
The system is the second to go live as
part of Pivot Power’s nationwide rollout of
Energy Superhubs, following the first activation
in June in Cowley. In total, Pivot
Power plans to deploy up to 40 similar sites
throughout the UK, which will provide up
to 2 GW of flexible capacity.
The UK aims to align its energy sector with
its net-zero target, and energy storage capacity
will need to dramatically grow to 18
GW by 2035 to support this transition, according
to recent power system modelling
from Wärtsilä[1]. Energy storage is crucial
to provide the flexibility needed to enhance
the reliability of the country’s electricity
system and cost-effectively integrate more
renewable generation. Pivot Power’s Energy
Superhub network could provide almost
10 % of the energy storage predicted the UK
will need by 2035 and it will help to create
a smarter, more flexible grid.
Wärtsilä has supplied its advanced energy
storage technology for the Kemsley
project coupled with its GEMS Digital Energy
Platform, which leverages artificial
intelligence and machine learning for a
broad range of applications, providing
26

VGB PowerTech 11 l 2021
Industry News
critical feedback to stakeholders. GEMS
software supports value streams via the
dynamic containment market, a key frequency
response service recently enabled
by the National Grid.
Wärtsilä and Pivot Power have recently
announced a deal for 100 MW/200 MWh
of energy storage in the West Midlands,
split across one site in Coventry and the
other in Sandwell, near Birmingham. Installing
and effectively operating energy
storage systems at scale will enable the UK
grid to maximise its potential for wind and
solar energy, and to reach its target of a
net-zero power sector by 2035.
Matt Allen, CEO of Pivot Power, said:
“The expansion of our battery storage portfolio
is an important piece of the puzzle
when it comes to future-proofing the UK’s
energy system and accelerating a net zero
future. Through this collaboration with
Wärtsilä and EDF Renewables we are creating
more of the low carbon infrastructure
needed to manage the integration of renewables
into the grid and power our lives
with clean energy.”
Andy Tang, Vice President, Energy Storage
& Optimisation, Wärtsilä, said: “Wärtsilä’s
goal is to enable 100 % renewable
energy systems globally. To make this a reality,
more energy flexibility is vital for balancing
out the intermittent nature of this
form of generation and ensuring a resilient
energy system. Energy storage underpins
flexibility solutions, enabling the UK to develop
an affordable renewable-led power
system. By collaborating with Pivot Power,
we are driving the change that the UK’s energy
infrastructure needs.”
The UK market has huge potential to support
the installation of a significant amount
of energy storage. Research from Wärtsilä’s
Energy Transition Lab[2] found that adding
flexibility to the UK power system via
energy storage can deliver a higher share of
renewable generation (62 %) than could
be possible by adding wind and solar without
flexibility, with corresponding utilisation
of storage also increasing.
LL
www.wartsila.com (213461009)
Energieeffiziente Erdgas-
Entspannungsturbine zur
Stromgewinnung in
Gasdruck-Regelstationen
(a-s-a) Die Rückgewinnung von Energie
bei der Entspannung von Erdgas ist keine
neue Technik. Ihr weitreichender Einsatz
wird jedoch durch den relativ hohen technischen
Aufwand erschwert.
Das Erdgas muss vorgewärmt werden,
um die bei Druckminderungen auftretenden
Temperaturänderungen (Joule-Thomson-Effekt)
aufzufangen und Vereisungen
zu verhindern. Steht für diese Vorwärmung
keine regenerative Energie zur Verfügung,
wird die für den Rückgewinnungsprozess
benötigte Wärme durch Verbrennung
von Erdgas erzeugt, was CO 2 -Emissionen
verursacht. Der Anlagenaufwand
beim Einsatz klassischer Entspannungsturbinen
oder Gasmotoren ist hoch.
Vom Forschungsprojekt zum praktischen
Einsatz
Ein von der TU Dortmund zusammen mit
der Westenergie AG, einem früheren Netzbereich
der innogy SE, gemeinsam entwickelter
und patentierter Gasexpander umgeht
diese Probleme durch ein spezielles
Verfahren: Dabei wird nur ein Anteil des
Druckpotenzials des Erdgases in der Turbine
entspannt und der Rest in einem konventionellen
Gasdruckregler. Dadurch ist
keine Vorwärmung des Erdgases erforderlich,
allerdings ist die erzeugte Strommenge
entsprechend niedriger.
Eine erste Prototypanlage mit ca. 8 kW
wurde von Westenergie im nordrhein-westfälischen
Balve installiert und konnte über
rund fünf Jahre hinweg einen reibungslosen
Betrieb nachweisen. Die W2 Armaturen
GmbH hat die in Balve erprobte Konstruktion
zur Serienreife geführt und fertigt
den Gasexpander in Lizenz.
Die erste Serien-Anlage mit einer Leistung
von durchschnittlich 20 kW wurde in
Zusammenarbeit mit den Unternehmen
A+S Anlagenbau GmbH und EVB Technik
GmbH im Oktober 2020 in Trier in Betrieb
genommen. Die Entspannungsturbine
konnte in eine vorhandene Gasdruck-Regelanlage
integriert werden.
Nachhaltige Gasanlage in Trier
Die Gasanlage in Trier bestätigt die Ergebnisse
des Prototyps. Ihr Expander ist im
Grundprinzip eine düsenbeaufschlagte
einstufige Gleichdruckturbine. Die axiale
Turbinenstufe sitzt direkt auf einer Welle
mit dem Generator, der damit innerhalb
des Gehäuses direkt im Gasstrom liegt und
von diesem gekühlt wird. In der Trägerplatte
sind die Düsen angeordnet, die den
Gasstrom auf die Turbinenschaufeln lenken,
wobei der Gasexpander durch die Anzahl
der Düsen auf verschiedene Auslegungsparameter
angepasst werden kann.
Der Durchmesser des Turbinenrades
wurde relativ groß gewählt, um niedrige
Drehzahlen (üblicherweise im Bereich von
3000 U/min) zu erreichen. Damit wird
eine lange Betriebszeit ohne Zwischenwartung
des Generators erreicht. Das Gehäuse
des Expanders hat eine Nennweite
von DN 400, der in dieser Größe geeignet
ist für Volumenströme von 2.000 bis 4.000
Nm/h bei Betriebsdrücken im Bereich von
2 bis 10 bar. Dabei wird im Gasexpander
lediglich ein Druck von 1 bis 2 bar abgebaut,
die eigentliche Regelung des Ausgangsdrucks
der Gasanlage übernimmt
ein konventioneller Gasdruckregler. Der
Gasexpander kann variabel auf andere Volumenströme
und Drücke ausgelegt werden.
In Trier wird mit diesem Verfahren
eine elektrische Leistung im Bereich von
15 bis 25 kW erreicht.
Wirtschaftlichkeit durch stabile Laufweise
Für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung
von Gasanlagen ist neben dem Strompreis
entscheidend, ob der Gasvolumenstrom,
für den der Expander ausgelegt ist, möglichst
oft und konstant erreicht wird. Mit
abnehmendem Volumenstrom geht die Geschwindigkeit
in den Düsen zurück und
der Wirkungsgrad des Expanders sinkt.
Für Anlagen vom Bautyp Trier wird der
Jahresertrag mittels einer geordneten Jahresganglinie
berechnet: Bei einer Leistung
von 20 kW und 5000 Volllaststunden pro
Jahr ergäbe sich ein Jahresertrag von
100.000 kWh. Mit einem Strompreis von
25 ct/kWh kann ein monetärer Jahresertrag
von € 25.000,00 erzielt werden, so
dass bereits mittelfristig eine Amortisation
möglich ist.
Energieeffizienz und „grüner“ Wasserstoff
Vergleichbare Projekte sind sinnvoll,
wenn der Strom von den Anwendern selbst
verbraucht und entsprechend hoch bewertet
wird. Im Rahmen der Energieeffizienzförderung
des Bundes ist für nichtkommunale
Unternehmen zudem eine Förderung
von 30 bis 40 % möglich. Damit verkürzt
sich die Amortisationszeit für die Betreiber.
Verbunden mit der Option, zusätzlich
Wasserstoff in einem Elektrolyseur zu erzeugen,
erhöht sich mit den oben angenommenen
Leistungsdaten die Nachhaltigkeit
einer Anlage mit dem beschriebenen
Laufprinzip: In diesem Fall kann sich eine
CO 2 -neutrale Produktion von rund 1,5 t
„grünem“ Wasserstoff pro Jahr ergeben.
LL
www.w2-armaturen.de
(213461318)
Products and
Services
Siemens Energy erhält als erster
Hersteller Zertifikat für „H2-
Ready“-Kraftwerkskonzept
• Weltweit erstes Unternehmen erhält
neue unabhängige Zertifizierung durch
TÜV SÜD
• Mehr Investitionssicherheit für „Wasserstoff-Fahrplan“
der Kraftwerksbetreiber
• Mitwirkung an der Entwicklung eines
umfassenden Zertifizierungsleitfadens
(siemens-e) TÜV SÜD, der weltweit tätige
Anbieter von Test-, Inspektions- und Zertifizierungsdienstleistungen
hat einen Leitfaden
zur Definition von „H2-Readiness“
(wasserstoffgeeignet) für Kraftwerke entwickelt
und bietet eine unabhängige Zertifizierung
für Erstausrüster (OEMs – Original
Equipment Manufacturer) und Anlagenbauer
(EPCs – Engineering, Procure-
27

Industry News VGB PowerTech 11 l 2021
ment and Construction) an. Die Zertifizierung
erhöht die Investitionssicherheit für
Energieversorger. Siemens Energy ist das
erste Unternehmen weltweit, das diese
Zertifizierung für sein „H2-Ready“-Kraftwerkskonzept
erhalten hat. Der Leitfaden
für den Zertifizierungsprozess wurde in
Zusammenarbeit mit Fachexperten von
Siemens Energy entwickelt.
Wasserstoff kann eine zentrale Rolle bei
der Dekarbonisierung der Energiesysteme
spielen. Insbesondere erdgasbefeuerte
Gas- und Dampfturbinen (GuD)-Kraftwerke,
die derzeit gebaut oder projektiert werden,
sollen in Zukunft auch teilweise oder
vollständig mit Wasserstoff betrieben werden.
Energieversorger, die den Kauf eines
solchen Kraftwerks erwägen, erwarten
eine Zusage über die Eignung des Kraftwerks,
Wasserstoff als Brennstoff zu verwenden.
Einige neue GuD-Kraftwerke werden
bereits heute als „H2-Ready“ beworben.
Bislang gab es jedoch keine klare Definition
für diesen Begriff.
„Unser Leitfaden ermöglicht es OEMs,
Anlagenbetreibern oder Versicherern, eine
standardisierte, transparente Richtlinie
anzuwenden“, erläutert Reiner Block, CEO
der Division Industry Service von TÜV
SÜD. „Die Zertifizierung umfasst ein komplettes
Kraftwerk mit all seinen relevanten
Teilsystemen.“ Dabei wird nicht ein bestehendes
Kraftwerk als „H2-Ready“ zertifiziert,
sondern ein Fahrplan beschrieben,
wie es im Laufe der Zeit auf die Beimengung
von Wasserstoff oder sogar auf die
Verbrennung von reinem Wasserstoff umgerüstet
werden kann.
Aus diesem Grund umfasst die Zertifizierung
eines GuD-Kraftwerks drei Stufen:
Erstens ein Concept Certificate für die konzeptionelle
Auslegung (einschließlich der
Randbedingungen) während der Ausschreibungsphase;
zweitens ein Project
Certificate für die Umsetzungsphase, d. h.
die endgültige Anlagenauslegung und ihre
Spezifikationen; und drittens ein Transition
Certificate für die Umrüstung eines gebauten
GuD-Kraftwerks auf Wasserstoffverbrennung
- einschließlich einer Überprüfung
der Nachrüstungsmaßnahmen
und ihrer Auswirkungen auf Sicherheit
und Leistung.
„Wasserstoff ist ein wichtiger Baustein für
die Dekarbonisierung der Energieversorgung.
Ein unabhängiges Zertifikat schafft
Sicherheit für Investitionen. Wir sind stolz
darauf, der erste Hersteller zu sein, der diese
wichtige Zertifizierung erhält“, so Karim
Amin, Executive Vice President Generation
bei Siemens Energy. „Wenn wir GuD-Anlagen
heute für den späteren Betrieb mit Wasserstoff
auslegen, können sie nicht nur als
Brückentechnologie in eine CO 2 -freie Zukunft
dienen, sondern auch langfristig einen
wichtigen Beitrag zu einer zuverlässigen
und bezahlbaren Stromversorgung
leisten.“
Um die ehrgeizigen Klimaziele zu erreichen,
sind Wasserstoffkraftwerke nicht nur
in Form von GuD-Kraftwerken denkbar.
Die vom TÜV SÜD angebotene Zertifizierung
lässt sich auf eine Vielzahl von Lösungen
übertragen. Siemens Energy bietet bereits
heute Hybridlösungen mit Wasserstofferzeugung,
-speicherung und -rückverstromung
an. Das Unternehmen ist
derzeit am Bau mehrerer Kraftwerke beteiligt,
die teilweise oder vollständig mit Wasserstoff
befeuert werden sollen.
LL
www.siemens-energy.com
(213461039)
Voith Hydro introduces to the
market the new hydraulic
governor, HyCon Go Hybrid; first
pilot customer is satisfied
• The new HyCon GoHybrid hydraulic
governor, with significant lower oil
content, is launched in the market.
• First pilot customer in Ulm, Germany, is
satisfied.
• HyCon GoHybrid is part of Voith
Hydro’s new HyCon Go governor
product family.
• The hydropower plant in Wiblingen,
Germany, was the first plant to be
equipped with Voith‘s HyCon GoHybrid.
(v-h) Voith Hydro presents the new generation
of hydraulic turbine governors. The
HyCon GoHybrid has been in operation
since the end of last year at SWU Energy
GmbH (a subsiday of Stadtwerke Ulm/
Neu-Ulm GmbH) at the hydropower plant
in Wiblingen, Germany. The plant operator
is convinced by the fast and uncomplicated
installation and the performance of the
governor.
Efficient electricity production in power
plants is only guaranteed if turbine and
generator output can be adjusted precisely
by means of a governor. As a leading fullline
supplier for hydropower plants, Voith
has been manufacturing the required core
components for almost 130 years. Since
1891, the company has developed the socalled
Pfarr-governor for which a patent
was filed two years later. Thus, Voith is considered
one of the pioneers in the field. In
the 20 th century, Voith made various improvements
and presented new developments
that form the basis for the automation
technology of the 21 st century, today.
To date, more than 18,500 Voith turbine
governors have been delivered and installed
worldwide.
With the HyCon GoHybrid hydraulic
governor, Voith once again demonstrates
its expertise in the field. The responsible
product manager, Felix Lippold, describes
the governor as an innovation in the field
of hydropower, as the use of the GoHybrid
makes operations even more efficient,
cost-saving and ecological than ever before.
The amount of oil required is reduced by
up to 60 % compared to conventional
high-pressure units and by up to 90 % compared
to low-pressure units.
The name of the HyCon GoHybrid hydraulic
governor is based on its special features.
It combines the safety of a conventional
system with the advantages of novel
technologies, through which a drastic reduction
of the oil content and energy consumption
is achieved. The amount of oil
required is reduced by up to 60 % compared
to conventional high-pressure units
and by up to 90 % compared to low-pressure
units.
Due to the compact design of the hydraulic
power unit (HPU), the installation effort
is reduced. The pilot installation at the pilot
customer, SWU Energy GmbH in the
hydropower plant Wiblingen was completed
within one day. Connection to the existing
digital control system is simplified by a
small number of interfaces. Standardized
components and the reduced complexity of
the system will also reduce maintenance
costs for the operator in the future.
Voith Hydro introduces to the market the new hydraulic governor, HyCon Go Hybrid; first pilot
customer is satisfied
28

VGB PowerTech 11 l 2021
SAVE THE DATE
Industry News
With less than 10 % of the amount of energy
consumed by a conventional HPU, expectations
were exceeded in terms of energy
savings.
In the first months since commissioning,
the new unit has already been able to
demonstrate its positive properties. With
less than 10 % of the amount of energy
consumed by a conventional HPU, expectations
were exceeded in terms of energy savings.
Therefore, SWU Energie decided to
take over the system after the test operation
ending in June.
The HyCon GoHybrid is soon to be used
in additional power plants and another system
will be commissioned in Sweden this
summer.
LL
www.voith.com (213461043)
Voith Hydro completes modernization
work on South Africa‘s
2 nd largest pumped storage facility
• Modernization of three generators of
the Drakensberg power station under
pandemic conditions successfully
completed.
• Voith concept solves temperature and
vibration issues.
• Underground pumped storage power
plant increases quality and reliability of
energy supply in the region.
• Operating temperatures and vibrations
of the machines in the Drakensberg
power plant were reduced and its
lifetime thereby significantly extended.
(v-h) Voith Hydro has modernized three
generators of the Drakensberg pumped
storage power plant and now successfully
put them back into operation. The company
received the order, including design,
installation and commissioning, back in
2016. A special feature was that all works
were carried out during normal plant operation
of customer ESKOM.
Also special was the technical concept for
the modernization, which improved the
performance of the machines enormously
thanks to selected measures. Now the generators
in the power plant, which has been
in operation since 1981, are designed for
another 40 years of operation.
“We were able to reduce the operating
temperatures and vibrations of the machines,
so that their lifetime has been significantly
increased. We reacted quickly
and accessed the experts at the headquarters
in Heidenheim, who would originally
have been on site, via remote support.” Anton
Harris, Managing Director at Voith Hydro
in South Africa
This success was mainly based on the international
cooperation between the local
team in Johannesburg and the engineering
department at the headquarters in Germany.
During the pandemic, the project
schedule was temporarily challenged.
vgbe Fachtagung
Thermische Abfall-,
Klärschlammbehandlung
und
Wirbelschichtfeuerungen
mit Fachausstellung
23. und 24. März 2022
Hamburg, Deutschland
KONTAKTE
Fachliche Koordination
Dr. Andreas Wecker
und Christian Stolzenberger
Teilnahme
Barbara Bochynski
e vgbe-therm-abf@vgbe.energy
Fachausstellung
Steffanie Fidorra-Fränz
e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy
VGB PowerTech e. V.
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany
be informed www.vgbe.energy
29

News from Science & Research VGB PowerTech 11 l 2021
About the hydropower plant Drakensberg
The pumped storage power plant Drakensberg,
has a total installed capacity of
1,000 MW and therefore is the second largest
of its kind in South Africa. The most
unique feature of Drakensberg is that the
power plant is built completely underground.
Only shafts and transmission lines
can be seen on the surface whereas the
four reversible pump turbines are placed
approximately 52 floors below ground.
About the importance of pumped storage
Pumped storage power plants considerably
contribute to grid stabilization. They
react quickly to fluctuations by generating
required energy or storing a surplus. This
flexibility of the multipurpose plant is
highly important for grid stability and subsequently
the quality of energy supply in a
country.
Voith has been active in pumped storage
technology for many years. The company
has made vital contributions in this field,
developed many innovations and continuously
works on optimizing them. Voith invests
in research and development in this
area, because so far, pumped storage technology
is the only long-term, technically
proven and cost-effective form of storing
energy on a large scale and making it available
at short notice
LL
www.voith.com (213461046)
News from
Science &
Research
Grüner Wasserstoff: BAM
beteiligt sich an Leitprojekt
H2Mare des Bundes
(bam) Deutschland soll weltweit führend
werden im Bereich der grünen Wasserstofftechnologien.
Das Bundesministerium für
Bildung und Forschung (BMBF) fördert daher
den Umstieg zu einer Wasserstoffwirtschaft
mit dem Leitprojekt H2Mare. Die
Bundesanstalt für Materialforschung und
-prüfung (BAM) bringt ihre langjährige Expertise
in den Bereichen Korrosion und
Korrosionsschutz in das Großprojekt ein.
Das Leitprojekt H2Mare zielt darauf ab,
dass ein völlig neuer Anlagentyp künftig
auf dem Meer seinen Platz findet – eine Lösung,
die einen Elektrolyseur zur direkten
Wandlung des elektrischen Stromes optimal
in eine Offshore-Windenergieanlage
integriert. Darüber hinaus werden weiterführende
Offshore-Power-to-X-Verfahren
untersucht.
Innerhalb von vier Jahren soll H2Mare –
bestehend aus vier Verbundprojekten mit
insgesamt 35 Partnern – den Grundstein
für eine Technologieführerschaft Deutschlands
in dem Bereich legen und das Erreichen
der gesetzten Klimaziele durch beschleunigte
Treibhausgasreduktion unterstützen.
Ziel von H2Mare, das von Siemens
Energy und Instituten der Fraunhofer Gesellschaft
koordiniert wird, ist u.a. ein signifikanter
Kostenvorteil bei der Herstellung
großer Mengen an Wasserstoff.
H2Mare soll vom BMBF mit über 100 Millionen
Euro gefördert werden.
Die Bundesanstalt für Materialforschung
und -prüfung (BAM) hat ihre langjährige
Expertise im Bereich Wasserstoff im letzten
September zu einem Kompetenzzentrum
H2Safety@BAM gebündelt und unterstützt
damit die Wasserstoffstrategie der Bundesregierung.
An H2Mare beteiligt sich die BAM in zwei
der vier Teilprojekten: PtX-Wind und TransferWind.
Im Fokus stehen Untersuchungen
zu bauseitigen Fragestellungen der Korrosion
und des Korrosionsschutzes und zur Außenkorrosion
von Bau- und Anlagenteilen.
Die Ergebnisse sollen in Regelwerke und die
Normung einfließen und für eine kontinuierliche
Betriebssicherheit der Offshore-Bauwerke
sorgen. Ziel ist es, eine Lebensdauer
der Anlagenteile und Komponenten
von mindestens 25 Jahren sicherzustellen.
„Ich freue mich, dass wir mit unserer Beteiligung
an dem wichtigen Leitprojekt
H2Mare einen Beitrag zur unerlässlichen
Dekarbonisierung von Wirtschaft und Gesellschaft
leisten können. Der Klimawandel
macht deutlich, dass auf diesem Weg keine
Zeit mehr verloren werden darf“, erklärt
BAM-Präsident Prof. Dr. Ulrich Panne.
H2Mare ist eines von insgesamt drei großen
Wasserstoff-Leitprojekten des Bundes.
Mit seiner bislang größten Forschungsinitiative
zum Thema Energiewende unterstützt
das Bundesministerium für Bildung und
Forschung (BMBF) Deutschlands Einstieg
in die Wasserstoffwirtschaft. Die drei Wasserstoff-Leitprojekte
sind das Ergebnis eines
Ideenwettbewerbs und bilden einen zentralen
Beitrag des BMBF zur Umsetzung der
Nationalen Wasserstoffstrategie. Über vier
Jahre sollen sie vorhandene Hürden, die
den Einstieg Deutschlands in eine Wasserstoffwirtschaft
erschweren, aus dem Weg
räumen. Dabei geht es um die serienmäßige
Herstellung großskaliger Wasser-Elektrolyseure
(H2Giga), die Erzeugung von Wasserstoff
und Folgeprodukten auf hoher See
(H2Mare) sowie Technologien für den
Transport von Wasserstoff (TransHyDE).
In den Wasserstoff-Leitprojekten arbeiten
über 240 Partner aus Wissenschaft und Industrie
zusammen. Im Frühjahr sind die
Projekte auf Basis unverbindlicher Förder-Inaussichtstellungen
gestartet. Insgesamt
wird die Förderung über 740 Millionen
Euro betragen.
LL
www.bam.de (213461038)
Superlubricity eliminates friction
in engines
• „Prometheus“ and „Chephren“:
Fraunhofer IWS works on machines
that barely lose energy in the form
of waste heat
(f-iws) Nearly frictionless motors and gearboxes
shall ensure electric bicycles with
greater range on a single battery charge as
well as industrial machines with significantly
lower power consumption in form of
friction and waste heat. The Fraunhofer
Institute for Material and Beam Technology
IWS Dresden is collaborating with industry
and research partners in the joint
projects “Prometheus” and “Chephren”.
The researchers want to significantly improve
the energy and eco balance of cars
and other engines or machines through improved
superhard carbon coatings.
The economic, technical and ecological
potentials are substantial: If superlubricity
was applied consistently in engines and
transmissions of cars, buses and trucks as
well as in general mechanical engineering,
global CO 2 emissions could drop by several
hundred million tons per year. Wear damage,
maintenance and lubricant costs
would be significantly reduced as well.
“Technological progresses, especially with
extremely lubricious carbon coatings,
should finally enable us to almost completely
eliminate friction in tribological
systems,” emphasizes Dr. Volker
Weihnacht, who leads the Carbon Coatings
Department at Fraunhofer IWS. “We particularly
want to use environmentally
friendly lubricants in the process. Used in
combination, these technologies can significantly
contribute to allowing vehicles and
other machines to operate more efficiently
and waste fewer resources.“
Laser-Arc TM and Diamor
Extremely hard carbon-based “Diamor”
coatings are playing a key role on the path to
so-called superlubricity. Fraunhofer IWS has
developed and improved this technology and
the respective equipment over many years.
The process takes place in vacuum chambers
equipped with the Laser-ArcTM technology. A
laser ignites a plasma of high energy ions and
electrons on graphite electrodes. Electric and
magnetic fields direct this cloud of charged
carbon particles onto the component. A thin
layer of tetrahedral amorphous carbon, abbreviated
ta-C, is deposited on the component
surface, only a few micrometers (thousandths
of a millimeter) thick. These coatings
are very hard and, after mechanical
polishing, also very smooth. They exhibit
similar properties to diamond – hence the
name “Diamor”.
„Prometheus“ technology for lower CO 2
emissions in the combustion engine
The project “Prometheus”, funded by the
German Federal Ministry for Economic Affairs
and Energy, is based on Fraunhofer
30

VGB PowerTech 11 l 2021
News fromScience & Research
2 In Laser-ArcTM systems a thin coating of just a few micrometers of tetrahedral amorphous
carbon, abbreviated ta-C, is for example applied to piston rings. These coatings are very hard
and after mechanical polishing, also very smooth. © Fraunhofer IWS Dresden
IWS carbon coating technology and aims at
particularly efficient ultra-lubricated engines
for cars, buses and trucks as well as
very low-friction natural-gas engines. The
partners in this consortium therefore also
represent a broad section of German industry
and industry-related research. In addition
to the consortium leader Federal Mogul
and Fraunhofer IWS, participants include
BMW, MAN, MTU, Fuchs Schmierstoffe,
VTD Vakuumtechnik Dresden and TU
Dresden.
The concept: The engineers add chemical
elements, for example molybdenum or
boron, to the already low-friction Diamor
coatings in the engine. Therefore, they replace
the previous pure graphite electrodes
traditionally used in the Laser-ArcTM
process with new composite
electrodes. In the engine, the doping elements
then chemically combine with particular
lubricant molecules and create ultra-lubricating
interfaces during operation.
Compared to current solutions, their
use is expected to lower friction in the engine
by 50 percent. The research group
estimates that lower-friction engines could
save up to two terawatt-hours of energy
and thus around 520 kilotons of CO 2 annually
just in Germany. This is roughly equivalent
to the energy consumed by 800,000
two-person households in a year. The first
ultra-lubricating Prometheus engines are
expected to power series-production vehicles
in approximately 2025.
“With today‘s lubricants, however, superlubricity
in combustion engines is not yet
possible,” admits Volker Weihnacht. “But
we are confident that this will change in
the future with particularly environmentally
friendly new lubricants based on fatty
acids or water.”
Ultra- and superlubricity
Ultra-low friction allows friction losses in
internal combustion engines to be cut in half
compared to current state-of the art. The friction
coefficient is between 0.01 and 0.05,
which is roughly equivalent to the friction of
very smooth steel sliding on ice.
Experts, on the other hand, only speak of
superlubricity when the friction coefficient
falls below 0.01. To illustrate this, one can
imagine a five-ton elephant standing on a
plate. If this plate is super-lubricated, a person
could push the elephant effortlessly.
„Chephren“: On the way to
a frictionless machine
The still young joint project for the
“Chemical-Physical Reduction of Frictional
Energy” (“Chephren”) is taking things one
step further than “Prometheus” and is aiming
for superlubricity. This concept focuses
on transmissions and bearings in battery-electric
cars and bicycles, as well as
drive chains in combine harvesters and
many moving components in machine
tools. In order to advance to the superlubricity
stage, the partners will use better
lubricants and, above all, significantly improve
the quality of the carbon coatings. In
the future, these coatings should be defect-free
and smooth, even without any
post-polishing steps. Until now, such
roughnesses have been caused by undesirable
side effects of arc evaporation: In addition
to the plasma, consisting of individual
ions and electrons, the arc discharge
also releases micrometer-sized pieces of
carbon from the electrodes. These can create
microscopically small, but disturbing
roughness peaks on the component. Fraunhofer
IWS is now developing new plasma
superfilters as part of the “Chephren” project:
Instead of aligning the plasma from
the electrode directly onto the components,
electric and magnetic fields are applied
around the carbon plasma including
the macroparticles to deflect it from the
line of sight. The deflected plasma enters
the coating chamber and reaches the components
to be coated whereas the macroparticles
are being seperated and filtered
out effectively.
The lubricitated “Chephren” components
should be ready for series production at the
end of the decade. Industry is already
showing a great deal of interest. That is reflected
in the broad participation in the
joint project. Among others, BMW, WIT-
TENSTEIN SE, VTD Vakuumtechnik Dresden,
IWIS Munich and Fuchs Schmierstoffe
are on board, with the German Federal
Ministry for Economic Affairs and Energy
providing funding.
LL
www.iws.fraunhofer.de
(213461026)
Mit Hochleistungsschichten zur
effektiven Nutzung und
Speicherung solarer Energie
(f-fep) Dünnschichtsysteme für Photovoltaik
und Solarthermie tragen dazu bei, ein
breites Spektrum der solaren Strahlung sowohl
für die Stromerzeugung als auch in
Form von Wärme einzusammeln. Mit den
vom Fraunhofer FEP entwickelten Vakuumtechnologien
können Schichten und
Schichtsysteme rund um die Nutzung solarer
Energie und die Speicherung von Wärme
im industriellen Maßstab abgeschieden
werden und einen Beitrag zur verstärkten
Nutzung dieser wichtigen Energiequelle
leisten.
Die Strahlungsenergie, die die Erde von
der Sonne innerhalb von 90 Minuten empfängt,
entspricht etwa dem Weltenergieverbrauch
eines ganzen Jahres. (Quelle:
AEE).
Zur effektiven Absorption der solaren
Einstrahlung sind, gleich ob für die Photovoltaik
oder für die Solarthermie, speziell
entworfene und optimierte Schichtsysteme
erforderlich. Dazu gehören im Bereich der
Photovoltaik unter anderem Halbleiterschichten
und Elektrodenschichten. Für
die Solarthermie werden Absorberschichten
mit hoher Absorption im sichtbaren
und UV- und geringer Emission im infraroten
Spektralbereich (IR) benötigt, um Verluste
durch Wärmeabstrahlung gering zu
halten.
Effektive Solarabsorber dank optimierter
Schichtsysteme
Um solch eine optische Funktion zu realisieren,
muss ein Schichtsystem aus mehreren
Einzellagen erzeugt werden, deren Dicken
sehr präzise abgestimmt und die reproduzierbar
auf Absorberrohren von So-
31

News fromScience & Research VGB PowerTech 11 l 2021
larröhrenkollektoren – dem Kollektortyp
mit den geringsten Wärmeverlusten – abgeschieden
werden. Das Absorberrohr befindet
sich in einem evakuierten Hüllrohr,
sodass das Schichtsystem vor Verschmutzung
und etwaiger Degradation durch
Luftbestandteile geschützt ist. Dennoch
muss das Schichtsystem dauerhaft hohe
Temperaturen aushalten, die das Absorberrohr
annimmt, und auch bei zyklischer
Temperaturbelastung langzeitstabil sein.
Je höher die Temperatur im Wärmekreislauf,
desto besser und vielfältiger kann sie
genutzt werden, sei es direkt als Prozesswärme
oder um bei hoher Temperatur
Wärmespeicher aufzuladen.
Auch zur Entwicklung effizienterer Speichersysteme
liefern Beschichtungen ihren
Beitrag. Um die durch Photovoltaik absorbierte
und bereit gestellte Energie zeitlich
variabel nutzbar zu machen, wird aktuell
umfangreich zu elektrischen Energiespeichern
geforscht, die den zeitlichen Versatz
zwischen Stromerzeugung und Stromverbrauch
ausgleichen sollen.
Neue Beschichtungsprozesse für
Speicherkonzepte mit Zeolith-Granulat
Für den Bereich Wärme übernimmt diese
Funktion in vielen Wärmekreisen ein Wasserspeicher.
Aber auch hier wird an besseren
Speicherkonzepten gearbeitet, die eine
höhere Speicherkapazität als Wasser haben
und die platzsparender und verlustärmer
gestaltet werden können. Darunter
fallen zum Beispiel Adsorptionswärmespeicher,
bei denen nanoporösem Zeolith-Granulat
unter Zufuhr der zu speichernden
Wärme Wasser ausgetrieben
wird. Das entspricht dann der Beladung
des Speichers mit Energie.
„Wenn das Speichermaterial mit wasserdampfbeladener
Luft durchströmt wird,
adsorbiert es Wasser und setzt dabei Wärme
frei, die in Heizkreisen genutzt werden
kann“, erläutert Dr. Heidrun Klostermann,
Wissenschaftlerin am Fraunhofer FEP. „Damit
das funktioniert, muss aber auch der
Wärmeaustausch mit dem Speichermaterial
effizient gestaltet werden, welches selbst
keine gute Wärmeleitung aufweist. Das
können Aluminium-Schichten bewerkstelligen,
mit denen das Material umhüllt
wird. Sie gewährleisten einen guten Wärmetransport
und effizienten Wärmeübergang
am Wärmetauscher.“ Neben der Adund
Desorptionsdynamik des Speichermaterials
ist dies ein wesentlicher Aspekt der
Leistungsfähigkeit eines Speichersystems
und von großem Einfluss auf dessen maximale
sowie die durchschnittliche spezifische
Wärmeleistung.
Das granulare Speichermaterial Zeolith
wird im Vakuum als Schüttgut mit Aluminium
bedampft. Der Anspruch guter Wärmeleitung
setzt eine gleichmäßige, ausreichend
dicke Schicht voraus. Die Forschenden
am Fraunhofer FEP experimentieren
mit Schichten von mehr als 20 Mikrometern
Dicke. Diese werden mit einer
Technologie realisiert, die sonst zur Folienbeschichtung
genutzt wird. Schüttungen
eines hochporösen Materials auf diese
Weise gleichmäßig mit dicken Schichten
zu versehen, ist daher eine große Herausforderung
und die bisherigen Entwicklungen
des Fraunhofer FEP sind durchaus
einzigartig.
Der Prozess muss so gestaltet werden,
dass die Schichten den Stoffaustausch zwischen
Umgebung und Speichermaterial
nicht behindern, das Material muss
schließlich weiterhin Wasser aufnehmen
und abgeben können, damit das Speicherprinzip
funktioniert. Dass dieser Stofftransport
durch die Schicht nicht behindert
wird, zeigen vergleichende Adsorptionskurven
von beschichtetem und unbeschichtetem
Material.
Höhere Speicherdichten,
kleinere Speichervolumina
– Entwicklungen für Morgen
Insbesondere Entwickler neuartiger Speichermaterialien
mit Fokussierung auf die
Maximierung der Speicherkapazität sind
an den innovativen Schichtentwicklungen
des Fraunhofer FEP interessiert. Solche
neuen Speichermaterialen sind vor allem
Hybridmaterialien, die noch nicht großtechnisch
gefertigt werden, wie das bei den
Zeolithen der Fall ist. In der Regel werden
sie nur in kleinen Mengen hergestellt und
liegen in Pulverform vor. Am Fraunhofer
FEP besteht damit künftig die Herausforderung,
auch diese neuen Materialien in
der Metallisierungsanlage zu behandeln.
Speicherhersteller hoffen ebenfalls auf diese
neuen Materialklassen, mit denen die
genannten Vorteile gegenüber den etablierten
Wasserspeichern ein noch stärkeres
Gewicht erhielten: höhere Speicherdichte,
kleinere Speichervolumina.
Interesse regt sich auch in einem weiteren
Anwendungsfeld: bei der Kühlung mit
Adsorptionskältemaschinen. Diese werden
künftig, sei es stationär in Kombination mit
solarer Wärme oder im Fahrzeugbau unter
Nutzung von Abwärme aus Brennstoffzellenantrieben,
einen Teil der derzeit beherrschenden
Kompressionskältemaschinen
ersetzen. Damit wird der Verbrauch konventionell
erzeugter elektrischer Energie
und fossiler Brennstoffe reduziert.
Die Wissenschaftler am Fraunhofer FEP
stehen bereit, um für diese spannenden
Anwendungsfelder Schichten an Einsatzgebiet
und Nutzungsbedingungen anzupassen
und zu optimieren.
LL
www.fep.fraunhofer.de
(213461029)
DIANE: Digitalisierung als Motor
für cross-industrielle Netzwerke
(f-u) Mit dem Ziel, in Pilotprojekten Zukunftstechnologien
voranzutreiben, unterstützt
die NRW-Landesregierung im Rahmen
der Ruhr-Konferenz das „Spitzencluster
Industrielle Innovationen“ (SPIN). Fünf
SPIN-Projekte bekamen jetzt einen Förderbescheid
in Höhe von insgesamt mehr als 8
Millionen Euro. Darunter auch das Projekt
DIANE mit dem Fraunhofer UMSICHT als
Projektpartner. Hier werden die Potenziale
für und durch Biogasanlagen im cross-industriellen
Verbund erforscht.
Der Fokus von SPIN liegt auf der Entwicklung
von klimafreundlichen Technologien
und Verfahren zur erfolgreichen Transformation
unseres Energiesystems. Das Spitzencluster
wird vom Ministerium für Wirtschaft,
Innovation, Digitalisierung und
Energie des Landes Nordrhein-Westfalen
gefördert und soll dazu beitragen, den Weg
in eine digitalisierte Industrie 4.0 zu ebnen
und den Energie- und Rohstoffwandel in
NRW zu forcieren. Wirtschafts- und Energieminister
Prof. Andreas Pinkwart bei der
Übergabe der Förderbescheide: „[…] Gemeinsam
treiben wir den klimafreundlichen
Umbau unserer Industrie voran und
stellen die Weichen für ein intelligentes
Energiesystem der Zukunft. […]“
DIANE – Digitalisierung als Motor für
cross-industrielle Netzwerke
Im Rahmen des mit 1,67 Millionen Euro
geförderten Projekts DIANE soll in einem
Hünxer Gewerbegebiet ein cross-industrielles
Netzwerk rund um die dortige Biogasanlage
der Loick Bioenergie GmbH entwickelt
werden. Das Gewerbegebiet beheimatet
neben einem Logistikbetrieb Recycling-,
Beton- und kleinere Chemieunternehmen.
„Das Ziel ist, die bestehende
Biogasanlage in die Stoff- und Energieversorgung
des Gewerbegebiets zu integrieren,
um die Interaktion mit den umliegenden
Betrieben zu forcieren“, erklärt Martin
Distelhoff, Leiter der Gruppe IT-Plattformen
am Fraunhofer UMSICHT.
Reduktion von CO 2 -Emissionen und
schonender Umgang mit Rohstoffquellen
Im Fokus steht dabei zum einen die Bewertung
der Integration von PV- und
Windkraftanlagen, um beispielsweise
Wasserstoff über Elektrolyse zu erzeugen
– der Wasserstoff kann zur Veredelung des
Biogases genutzt werden. Ein weiterer Aspekt
ist die Entwicklung und Implementierung
geeigneter Sensorik, damit die
Biogasanlage und die angrenzenden Betriebe
digital abgebildet und bestmöglich
vernetzt werden.
Über erneuerbare Energien, chemisch gespeicherte
Energie sowie die Veredelung
biogener Reststoffe könnte die nachhaltige
Strom- und Rohstoffversorgung des Hünxer
Netzwerks gewährleistet werden. Zur
32

VGB PowerTech 11 l 2021
News fromScience & Research
Stabilisierung des Stromnetzes prüfen UM-
SICHT-Forschenden entsprechende Möglichkeiten
für eine intelligente Steuerung
und Vernetzung.
Auch die Erzeugung von synthetischen
Produkten aus abgetrenntem CO 2 mithilfe
von regenerativ erzeugtem Wasserstoff
wird untersucht. Hinzu kommen verschiedene
biotechnologische Aspekte wie etwa
die Beschickung der Biogasanlage mit alternativen
Substraten, die bisher nicht verwertet
werden konnten. Letzteres könnte
einen wichtigen Beitrag zur Reduzierung
der Treibhausgasemissionen aus der Tierhaltung
und der Abfallentsorgung leisten.
Reststoffe der Anlage wie z. B. Gärreste sollen
als Torfersatzstoffe dienen.
Entwicklung neuer Geschäftsmodelle
Die UMSICHT-Forschenden entwickeln
einen Maßnahmenkatalog und ein Vorgehensmodell,
um die im Rahmen von DIA-
NE entwickelten Methoden auf andere
Standorte anwenden zu können. Das Ziel
ist ein Leitfaden für die Flexibilitätssteigerung
sowie die energetische und stoffliche
Optimierung von nicht mehr durch das
EEG geförderten Bestandsbiogasanlagen.
Der Leitfaden kann zur Überwachung und
Steuerung komplexer cross-industrieller
Verbünde genutzt werden. So kann auch
die Loick Bioenergie GmbH auf Basis der
Forschungsarbeiten perspektivisch neue
Geschäftsmodelle für ihre weiteren Biogasanlagen
erschließen.
Nach dem erfolgreichen Projektstart soll
die Erprobung, Validierung und Verwertung
der umgesetzten Konzepte und Szenarien
bis Ende 2024 abgeschlossen sein.
LL
www.umsicht.fraunhofer.de
(213461031)
Die Black-Box öffnen: Wie findet
KI Schwachstellen im Stromnetz?
(fz-j) In unserem Stromsystem verursachen
alltägliche Schwankungen hohe Kosten
für die Verbraucher und Risiken für die
Betreiber. Doch was verursacht diese alltäglichen
Schwankungen? Drei Jülicher,
Kölner und Norweger Wissenschaftler sind
dieser Frage mithilfe von Künstlicher Intelligenz
(KI) auf den Grund gegangen – und
fanden dabei große Unterschiede zwischen
den Stromnetzen.
Wer im Frühjahr 2018 morgens den Zug
erwischen musste, konnte eine böse Überraschung
erleben: Viele digitale Uhren
zeigten die Zeit über Wochen hinweg mit
einer Verspätung von bis zu sechs Minuten
an. Grund dafür war eine extreme Abweichung
der Netzfrequenz im Europäischen
Stromnetz. „Viele digitale Uhren nutzen
die Netzfrequenz als Taktgeber. Weicht die
Netzfrequenz zu sehr von ihrem Richtwert
ab, so kann das zu Verspätungen führen“,
erklärt Johannes Kruse vom Forschungszentrum
Jülich, Erstautor der Studie.
Im Stromnetz drehen sich die Generatoren
mit zirka 50 Umdrehungen pro Sekunde,
also mit einer Netzfrequenz von ungefähr
50 Hertz. Ein ausgefeiltes System von
Messungen und Regelkraftwerken sorgt
dafür, dass dieser Richtwert eingehalten
wird. Langfristige Abweichungen wie im
Frühjahr 2018 bringen Uhren durcheinander
und belasten das Regelsystem. Kurzfristige
extreme Abweichungen, etwa
durch den Ausfall von Kraftwerken, können
zu weitreichenden Stromausfällen
führen.
Doch solche extremen Abweichungen der
Netzfrequenz sind selten. Kleinere Abweichungen
hingegen lassen sich alltäglich
beobachten und sie sind ebenfalls risikoreich.
Denn sie verbrauchen die Reserven
im Regelsystem, die eigentlich für die seltenen
Fälle benötigt werden, wenn beispielsweise
unerwartet Kraftwerke ausfallen.
Außerdem verursacht der Verbrauch von
Reserven durchgehend Kosten für Betreiber
und damit auch für Stromkunden.
„Deshalb müssen wir nicht nur die extremen,
sondern die alltäglichen Abweichungen
verstehen“, führt Johannes Kruse weiter
aus. „Was sind die Risiken und Treiber,
die zu hohen alltäglichen Abweichungen
der Netzfrequenz führen?“
Die Black-Box der Künstlichen Intelligenz
Um dieser Frage nachzugehen, haben die
Wissenschaftler aus Jülich, Köln und Norwegen
Methoden der Künstlichen Intelligenz
eingesetzt. „In den letzten Jahren ist
die Menge an öffentlich zugänglichen Daten
über das Stromsystem enorm gewachsen.
Um diesen Datenschatz zu heben, bietet
sich KI regelrecht an“, kommentiert
Dirk Witthaut vom Jülicher Institut für
Energie- und Klimaforschung und dem Institut
für Theoretische Physik der Universität
Köln.
Doch die Analyse der Netzfrequenz mithilfe
von KI birgt einen Nachteil. Moderne
Methoden der Künstlichen Intelligenz sind
meistens „Black-Boxen“: Wie die KI zu Entscheidungen
und Vorhersagen kommt
bleibt im Verborgenen. Daher können die
Wissenschaftler die Netzfrequenz zwar
vorhersagen und modellieren, aber daraus
keine neuen Erkenntnisse ziehen. „Um die
Black-Box zu öffnen werden überall auf der
Welt Methoden entwickelt, um KI-Modelle
transparenter zu machen. Mit diesen Methoden
konnten wir drohende Frequenzabweichungen
nicht nur vorhersagen, sondern
die grundsätzlichen Risikofaktoren
identifizieren, weil wir verstehen, was die
KI bei ihren Diagnosen als relevant erachtet“,
ergänzt Dirk Witthaut.
Große Unterschiede zwischen
den Stromnetzen
„Wir konnten zum Beispiel zeigen, dass
falsche Vorhersagen der Stromnachfrage
und -erzeugung ein großes Risiko darstellen,
vor allem in Skandinavien „, beschreibt
Benjamin Schäfer von der Norwegischen
Universität für Umwelt- und Biowissenschaften.
„In Zentraleuropa sind hingegen
die Fahrpläne der konventionellen Kraftwerke
extrem relevant, also wie sie ihre
Leistung hoch- oder herunterfahren, während
im Britischen Netz vor allem die
Windstromerzeugung und hohe Strompreise
mit erhöhtem Risiko einhergehen.
Solche Ergebnisse können wir benutzen,
um gezielt Schwachstellen im jeweiligen
Stromsystem zu identifizieren und Lösungen
vorzuschlagen, um Kosten zu senken
und die Stabilität weiter zu verbessern.“
Im Gegensatz zu etablierten Modellen,
funktioniert das transparente KI Modell
der Autoren nur auf Basis von historischen
Daten – ohne zusätzliche Annahmen über
technische Details des Stromnetzes. Die
Autoren erhoffen sich deshalb, dass ihre
Studie die Anwendung solch transparenter
KI Methoden im Energiesektor weiter beschleunigt.
Damit wäre das Stromsystem
besser vorbereitet, wenn die Uhren wieder
einmal falsch gehen oder extreme Ereignisse
die Stabilität der Stromversorgung bedrohen.
Die Netzfrequenz zeigt die Balance von
Erzeugung und Verbrauch in einem
Stromnetz an
Die Netzfrequenz zeigt die Balance von
Erzeugung und Verbrauch in einem Stromnetz
an (a). Kleine Störungen dieser Balance
werden von ausgefeilten Kontrollmechanismen
ausgeglichen, große Störungen
bedrohen die Stabilität des Netzes. Die
Jülicher Forscher untersuchen welche Risikofaktoren
zu Ungleichgewichten führen
und wie diese zusammenwirken. Dazu benutzen
sie transparente KI-Methoden (b).
Diese Methoden ermöglichen es zu verstehen,
wie die KI ihre Vorhersage getroffen
hat und welche Einflüsse das Risiko von
Ungleichgewichten erhöhen (rote Pfeile)
oder abschwächen (blaue Pfeile).
LL
www.fz-juelich.de (213461035)
33

Power News VGB PowerTech 11 l 2021
Power
News
EEG-Umlage 2022 beträgt 3,723
cent pro Kilowattstunde –
Bundeszuschuss senkt umlage um
0,934 €Cent pro Kilowattstunde
• Übertragungsnetzbetreiber
veröffentlichen EEG-Umlage 2022
• EEG-Umlage läge ohne Bundeszuschuss
bei 4,657 Cent pro Kilowattstunde
• Umlage sinkt wegen hohem
Marktpreisniveau und hohem EEG-
Kontostand
• Abzugsbetrag für ausgeförderte
Anlagen für 2022 beträgt 0,184 Cent
pro Kilowattstunde
(uenb-d) Die EEG-Umlage sinkt 2022 auf
3,723 €Cent pro Kilowattstunde (€ct/
kWh). Sie sinkt damit um 2,777 €ct/kWh
gegenüber dem Vorjahr (6,500 €ct/kWh).
Bereits ohne den Bundeszuschuss liegt die
Umlage unter der von der Bundesregierung
für 2022 beschlossenen Deckelung
auf 6,000 €ct/kWh. Der Bundeszuschuss
wird in diesem Jahr ausschließlich aus den
Einnahmen aus der CO 2 -Bepreisung finanziert.
Er beträgt 2022 3,25 Milliarden Euro.
Ohne diesen Zuschuss läge die EEG-Umlage
2022 bei 4,657 €ct/kWh. Das teilen die
vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber
(ÜNB) mit.
Die wichtigsten Gründe für die sinkende
EEG-Umlage sind das hohe Niveau der Börsenstrompreise
und der daraus entstandene
hohe EEG-Kontostand zum 30. September
2021. Dieser lag bei 4,547 Milliarden
Euro und fließt vollständig als Gutschrift in
die EEG-Umlage 2022 ein.
Für 2022 haben die ÜNB erstmalig den
Abzugsbetrag nach § 53 Abs. 2 EEG für ausgeförderte
Anlagen veröffentlicht. Dieser
beträgt 0,184 €ct/kWh. Er wird bei ausgeförderten
Anlagen, deren reguläre, 20-jährige
Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG) beendet ist und
die nicht anderweitig direktvermarktet
werden, von der Einspeisevergütung abgezogen.
Er spiegelt die mit der Vermarktung
des Stroms aus diesen Anlagen verbundenen
Kosten wider.
Zur EEG-Umlage
Als Grundlage zur Berechnung der
EEG-Umlage dienen die Prognosen der im
Jahr 2022 zu erwartenden Einspeisung aus
regenerativen Stromerzeugungsanlagen
nach dem EEG sowie des zu erwartenden
Stromverbrauchs. Die Berechnungen ergeben
einen Umlagebetrag (vor Bundeszuschuss)
von 16,2 Milliarden Euro. Die
EEG-Umlage wird von den Letztverbrauchern
für jede bezogene Kilowattstunde
entrichtet und dient der Förderung der erneuerbaren
Energien im Stromsektor. Die
ÜNB erheben die Umlage nach den gesetzlichen
Vorgaben des EEG.
Für das Jahr 2022 wird eine weitere Zunahme
von Strom aus regenerativen Anlagen
um elf Terawattstunden (TWh) auf
239 TWh prognostiziert (dies entspricht
einer Gesamtfördersumme von 22,8 Milliarden
Euro). Abzüglich der prognostizierten
Börsenerlöse, die insbesondere marktpreisbedingt
um 95,1 Prozent gestiegen
sind, sowie unter Berücksichtigung weiterer
Kosten- und Erlöspositionen ergibt sich
für 2022 eine erwartete Deckungslücke
von 19,8 Milliarden Euro. Dies entspricht
einer Kernumlage (Umlage vor Bundeszuschuss,
Kontostand und Liquiditätsreserve)
für 2022 von etwa 5,7 €ct/kWh. Davon
entfallen etwa 2,5 €ct/kWh auf Photovoltaik,
circa 1,4 €ct/kWh auf Energie aus Biomasse,
rund 0,7 €ct/kWh auf Windenergie
an Land und etwa 1,1 €ct/kWh auf Windenergie
auf See.
In die Umlageberechnung fließen zusätzlich
der Stand des EEG-Kontos zum 30.
September sowie die sogenannte Liquiditätsreserve
ein. Das EEG-Konto verzeichnete
zu diesem Stichtag ein Plus von 4,5 Milliarden
Euro. Ein wesentlicher Grund für
diesen Überschuss war der unerwartet
starke Anstieg der Börsenstrompreise: Der
Marktpreis für 2021 lag Anfang Oktober
um circa 152 Prozent über dem Wert, der
gemäß gesetzlicher Vorgaben im vergangenen
Jahr für 2021 angenommen wurde.
Der Überschuss auf dem EEG-Konto wurde
bei der Bestimmung der EEG-Umlage 2022
vollständig berücksichtigt und senkt diese
um etwa 1,3 €ct/kWh.
Die Liquiditätsreserve wird mit fünf Prozent
angesetzt, bezogen auf die erwartete
Deckungslücke. Sie liegt 2022 somit bei
knapp 1,0 Milliarden Euro. Der Anteil der
Liquiditätsreserve an der EEG-Umlage vor
Bundeszuschuss beträgt etwa 0,3 €ct/
kWh. Die Liquiditätsreserve dient dazu,
Schwankungen auf dem EEG-Konto abzufedern.
Diese Schwankungen ergeben sich
aus Abweichungen zwischen der Prognose
und der tatsächlichen Einspeisung aus erneuerbaren
Energien. So führen zum Beispiel
besonders sonnenreiche Jahre zu höheren
Vergütungen für Strom aus Photovoltaikanlagen
als im Durchschnitt zu erwarten
wäre. Auch sinkende Börsenpreise
lassen die Vergütung für Strom aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen
stärker steigen,
bei gleichzeitig sinkenden Einnahmen aus
dem Stromverkauf.
Diese Kostenbestandteile zusammen ergäben
eine EEG-Umlage 2022 vor dem Zuschuss
aus den CO 2 -Einnahmen von
4,657 €ct/kWh. Der Zuschuss beläuft sich
auf 3,25 Milliarden Euro und senkt die
EEG-Umlage um circa 0,934 €ct/kWh. Um
die politisch vorgegebene Deckelung der
EEG-Umlage 2022 auf 6,000 €ct/kWh zu
erreichen, sind damit keine weiteren Zuschüsse
aus dem Bundeshaushalt nötig.
Die Ermittlung der EEG-Umlage und des
Abzugsbetrags für ausgeförderte Anlagen
erfolgt auf Basis von Prognosen unabhängiger
Gutachter in Abstimmung mit der
Bundesnetzagentur. Diese überwacht die
Einhaltung der Erneuerbaren-Energien-Verordnung,
die Ermittlung, Festlegung,
Veröffentlichung und Weitergabe
der EEG-Umlage sowie die Vermarktung
der EEG-Strommengen und regelt die Anforderungen
für deren Vermarktung.
Zur Mittelfristprognose
Zusammen mit der EEG-Umlage haben
die vier deutschen ÜNB auch die EEG-Mittelfristprognose
(EEG-Vorausschau) veröffentlicht.
Sie beinhaltet die wahrscheinliche
Entwicklung der Einspeisung aus regenerativen
Stromerzeugungsanlagen nach
dem EEG für die nächsten fünf Jahre. Gemäß
den gesetzlichen Vorgaben werden
unter anderem Prognosedaten zur installierten
Leistung, der eingespeisten jährlichen
Strommenge, der an die Anlagenbetreiber
auszuzahlenden finanziellen Förderung
sowie zum Letztverbraucherabsatz
veröffentlicht. Detaillierte Information
hierzu finden sich auf der Webseite
„Netztransparenz“.
LL
www.netztransparenz.de
www.50hertz.com
www.amprion.net
www.tennet.eu
www.transnetbw.de (213461016)
BDI-Studie „Klimapfade 2.0“
• „Stromerzeugung: Enormer
Investitionsbedarf für Klimaneutralität“
(bdi/vdma) Der Bundesverband der Deutschen
Industrie (BDI) hat die Studie „Klimapfade
2.0“ veröffentlicht. Mitgliedsverbände
des BDI und Experten legen damit
einen Umsetzungsvorschlag für den Umbau
zu einem klimaneutralen Industrieland
vor. Der Fachverband VDMA Power
Systems ist einer der Unterstützer der Studie
– Geschäftsführer Dr. Dennis Rendschmidt
beschreibt die Ergebnisse für den
Energieanlagenbau:
„Als Technologieanbieter hat der Energieanlagenbau
eine wichtige Aufgabe bei
der Gestaltung des Weges zur Klimaneutralität
in Deutschland bis zum Jahr 2045. Um
die Klimaziele zu erreichen und den wachsenden
Strombedarf zu decken, besteht ein
enormer Investitionsbedarf auf der Erzeugungsseite.
Im Bereich der erneuerbaren
Stromerzeugung müssen demnach bei der
Windenergie an Land 98 GW und auf See
28 GW bis zum Jahr 2030 installiert sein.
Zur Sicherstellung des kontinuierlichen
Zubaus der Windenergie müssen vor allem
die Genehmigungslage und Flächenverfügbarkeit
verbessert werden. Darüber hinaus
müssen laut Studie zur Gewährleistung der
Versorgungssicherheit bis zum Jahr 2030
zusätzliche Gaskraftwerkskapazitäten mit
34

VGB PowerTech 11 l 2021
Power News
einer Leistung von über 40 GW zugebaut
werden. Diese Anlagen müssen auf den Betrieb
mit Wasserstoff vorbereitet sein.
Für das Zusammenspiel der verschiedenen
Erzeugungstechnologien zur zukünftigen
Sicherstellung der Versorgungssicherheit
haben wir kürzlich unser Strommarktpositionspapier
vorgelegt. Es sieht einen
wettbewerblich organisierten Kapazitätsmechanismus
in Ergänzung zum Energy-Only-Markt
vor.“
LL
www.vdma.org (213461218)
IIASA: How recovery from COVID-
19’s impact on energy demand
could help meet climate targets
(iiasa) The pandemic-related drop in
greenhouse gas emissions in 2020 was likely
the largest on record in a single year, but
how our recovery might affect future emissions
is less clear. New modeling examines
alternative scenarios and how they could
impact climate mitigation targets.
A group of IIASA researchers in the Energy,
Climate, and Environment Program
performed a bottom-up assessment of
changes in energy-related demand and estimated
how new patterns of travel, work,
consumption, and production might reduce
or increase climate mitigation challenges.
“Many people have been wondering what
the large changes in societies that came
with the COVID-19 pandemic and its lockdowns
mean for climate change,” says Jarmo
Kikstra, lead author of the study. “If
societies are just moving back to old practices,
the answer is that there is virtually no
effect. However, if some of the changes in
energy-use practices persist, climate mitigation
challenges will be affected.”
The research, published in Nature Energy,
shows that a low energy demand recovery
could reduce a hypothetical tax on all carbon
emissions by 19 % for a scenario that is
on track for reaching the Paris Agreement’s
goal of limiting global warming to 1.5 °C.
This scenario would also lower energy supply
investments until 2030 by US$1.8 trillion
and soften the pressure to quickly implement
renewable energy technologies.
“Our key finding is that missing the opportunity
to retain low-energy practices in
lifestyle and business would lead to a more
difficult energy transition. Our economic
recovery and climate mitigation policies
should embed strategies to retain the low
energy demand practices observed during
the pandemic, such as low-carbon mobility
in cities and increased tele-conferencing,”
says coauthor Adriano Vinca.
According to the authors, this is especially
true when it comes to transportation. In
particular, the different recovery narratives
of transportation energy demand
strongly influence CO 2 emission trends.
The researchers examined four different
scenarios, each with a consistent set of assumptions
about changes in energy demand
in buildings, transport, and industry
sectors as the world recovers from the
COVID-19 pandemic.
In the “restore” scenario, the use of private
vehicles, as well as the intensity of air
transport are restored to pre-pandemic levels.
The same holds for industrial activities
and supply chains, as well as our working
practices and domestic life.
In the “self-reliance” scenario, concerns
about health risks linger longer and individuals
shift towards private transport
while abandoning forms of crowded transport.
Office and living space increase to
carry on social distancing. In addition, demand
for steel is especially strong due to
reinvigorated car manufacturing and
building construction.
In the “smart use” scenario, people adapt
better to working from home and there is a
moderate shift to teleworking. This leads to
home space being used more intensively,
and a slight reduction in motorized transportation
growth, compared to pre-pandemic
levels.
In the last scenario, which the researchers
call “green push”, the highest energy reductions
are achieved by changes in space reallocation
and reduced private transport. For
instance, walking or cycling replaces some
of the trips that were previously done by car,
and empty offices are repurposed.
The researchers conclude that compared to
a “green push” scenario, the “restore” scenario
would increase the energy investments
required to meet a 1.5 °C climate target by
about 9 % or $1.8 trillion. This difference is
in part due to the need to boost the pace of
transport electrification and the upscaling of
solar and wind in the “restore” scenario.
“The bottom line is that the “green push”
scenario, which supports working from
home and teleconferencing to reduce flying
and commuting can have strongly beneficial
outcomes for climate mitigation
challenges,” says IIASA Energy, Climate,
and Environment Program Director and coauthor,
Keywan Riahi.
The authors further add that it is important
to design holistic policies, including
the repurposing of office space and the increased
use of walking or cycling within
cities or public transport when commuting.
As coauthor Charlie Wilson, also of the
University of East Anglia, concludes, “limiting
global warming to 1.5 °C will be exceptionally
hard. A tiny silver lining to the
COVID-19 cloud is that the 1.5 °C target
becomes that bit more achievable if we can
selectively sustain some of the lower-carbon
practices forced upon us by lockdowns.”
LL
www.iiasa.ac.at (213461030)
Wärtsilä report anticipates
that accelerated adoption of
renewables can reduce electricity
production costs by up
to 50 percent
(wartsila) The technology group Wärtsilä
has issued a report ahead of COP26, the
UN’s Climate Change Conference to be
held in Glasgow this autumn, demonstrating
the environmental and economic opportunities
for states that decarbonise rapidly.
The report will be presented at the
Economist Sustainability Week event.
The ‘Front-Loading Net Zero’ report states
that electricity production costs could be
reduced by up to 50 % by 2050 if countries
and states adopt 100 % renewable systems
faster than currently planned. Significant
cost reductions can be achieved by
front-loading the deployment of renewables,
mainly wind and solar photovoltaic,
and by utilising the technologies needed to
balance their inherent intermittency, such
as energy storage and thermal balancing
power plants. The report indicates that carbon
neutral systems can provide cheaper
electricity compared to current fossil fuel-based
systems.
The report models Germany, India, and
California, three markets with vastly different
socio-economic dynamics, energy systems,
and challenges, demonstrating the
cost-optimal path towards 100 % renewable
power systems in each region.
The report reveals that by accelerating
100 % renewable power systems, substantial
benefits are unlocked:
• Accelerating renewables to become
main source of electricity drives down
fossil fuel usage (i.e. coal and gas),
significantly reducing the overall
levelised cost of electricity. India can
halve its electricity costs by 2050, while
California and Germany can cut costs by
17 % and 8 % by 2040 respectively[1].
• Coal-fired power – 70 % of generation in
India and 33 % in Germany – can be securely
replaced by renewables and flexibility
from energy storage and thermal
balancing power plants as early as 2040.
• Colossal carbon savings can be made in
the short term, enabling national
climate targets to be achieved. Germany
can avoid 422 million tonnes of carbon
dioxide by 2040 by accelerating its coal
phase-out. This would help achieve its
65 % reduction target (compared to
1990 levels) set for 2030.
• Renewables as the main source of
primary energy for electricity
generation can drive energy
independence. For example, Germany
could avoid the need to import 550
TWh of power by accelerating the
phase-out of coal.
35

Power News VGB PowerTech 11 l 2021
The clear, deliverable pathways to 100 %
renewables modelled in these vastly different
energy systems show that affordable
net zero economies are in reach for every
country at COP26. In addition to the deep
dive models, the report‘s chapters focusing
on Australia, Chile and the UK’s energy
transitions underline that the technologies
needed to achieve 100 % renewable power
systems are already available at scale
around the world. The report shows the
once-in-a-generation opportunity to dramatically
scale-up renewable generation
and energy storage to bridge the gap to
100 % renewable electricity without adding
to the cost of power.
Wärtsilä’s President & CEO, Håkan Agnevall
explains: “As we approach COP26, our
‘Front-Loading Net Zero’ report should act
as a wake-up call for leaders, as this is our
last and best chance to get countries on
pathways to carbon neutrality. Our modelling
shows that it is viable for energy systems
to be fully decarbonised before 2050,
and that accelerating the shift to renewable
power coupled with flexibility, will help
economies to thrive. We have all the technologies
that we need to rapidly shift to net
zero energy. The benefits of renewable-led
systems are cumulative and self-reinforcing
– the more we have, the greater the
benefits – so it is vital that leaders and power
producers come together now to frontload
net zero this decade.”
Sushil Purohit, President, Wärtsilä Energy
and EVP, Wärtsilä adds: “There is no single
solution that fits all markets, and this
report highlights the different paths and
technologies that can be utilised. The ultimate
aim, however, is common to all and
that is to decarbonise energy production
and take the fullest advantage of our natural
energy sources.”
“This valuable report from Wärtsilä
shows very clearly what can be achieved by
moving away from conventional fuels towards
100 % renewable energy. Reducing
electricity cost and CO 2 emissions in parallel
generates CO 2 reduction benefits. The
technologies available today offer the flexibility
and rapid reaction time needed to
balance renewables,” said Christian Breyer,
Professor at the LUT University.
LL
www.wartsila.com (213461036)
Destatis: 3 % der jährlichen
CO 2- Emissionen werden vom
Wald absorbiert
(destatis) Der Wald ist Lebensraum für
Tiere und Pflanzen, Erholungsraum für
Menschen – und er bindet Kohlenstoff. Wie
das Statistische Bundesamt (Destatis) mitteilt,
speicherten die deutschen Wälder mit
ihrem gesamten Ökosystem im Jahr 2019
rund 8,3 Millionen Tonnen Kohlenstoff
mehr als im Vorjahr. Das entspricht rund
30,6 Millionen Tonnen Kohlendioxid
(CO 2 ). Die privaten Haushalte und die Produktionsbereiche
wie beispielsweise die
Industrie, Dienstleistungen oder die Landwirtschaft
sorgten demgegenüber für einen
Ausstoß von rund 879,2 Millionen Tonnen.
Damit deckte die Zunahme der Kohlenstoffspeicherung
des Waldökosystems im
Jahr 2019 rechnerisch nur 3 % der jährlichen
CO 2 Emissionen in Deutschland ab.
LL
www.destatis.de (213461037)
l
Events in brief
World Hydropower Congress
2021 ends with historic moment
for the hydropower sector – Voith
Hydro contributed as supporting
partner of the event
(v-h) The 2021 World Hydropower Congress
took place the first time virtual
around the world. The event with more
than 6000 participants took place throughout
the month of September, under the
theme ‘Renewables working together in an
interconnected world’, and the patronage
of the President of Costa Rica, supported
by Instituto Costarricense de Electricidad.
The event started on September 7th and
culminated in the signature of the San José
Declaration on Sustainable Hydropower. It
was organized by the International Hydropower
Association (IHA) representing public
and privately owned developers, operators
and manufacturers. For the first time,
virtual sessions were held across multiple
time zones bringing discussions to stakeholders
around the world.
There were several key achievements
marking this year’s Congress, like:
• The publication of the IHA Guide on
Hydropower in Protected Areas
including a no-go commitment on any
future development in UNESCOdesignated
World Heritage Sites
• The launch of the global Hydropower
Sustainability Standard and the
declaration of support for this new
sustainability certification scheme by
leading hydropower companies and
international organisations
• The urgent call for action on pumped
storage hydropower by an international
government-led coalition
• The collaboration of green hydrogen
and sustainable hydropower sectors to
achieve net zero
• The presentation of extraordinary
advances in hydropower supporting
renewable power system security by the
EU-funded energy innovation project
XFLEX HYDRO
Voith Hydro has contributed with
high-level speakers on important topics
like modernization of hydropower fleets or
the future role of pumped storage hydropower.
Apart from that, different innovations
of the technology group were displayed
in the online innovation hub and
experts on various topics were available for
individual meetings.
Most importantly, the San José Declaration
was unveiled recognizing sustainable
hydropower as a clean, green, modern and
affordable solution to meet the global climate
and development goals. The ambitious
set of principles and recommendations
to guide the future of sustainable hydropower
development was handed over to
the COP26 President Alok Sharma in order
to bring it to the UN Climate Change Conference
in Glasgow in November 2021.
It has been drafted and refined through
an extensive consultation process that involved
over 100 representatives of a wide
range of stakeholders, and by the outcomes
of multiple forums and working groups:
the IHA Charter for Sustainable Hydropower,
the Hydropower Sustainability
Standard, the International Forum on
Pumped Storage Hydropower, the Working
Group on Hydropower in Protected Areas,
the IEA Hydropower Special Market Report
and the IRENA Collaborative Framework
on Hydropower.
The virtual format of the World Hydropower
Congress was a valuable opportunity
to bring hydropower experts and decision
makers from around the world together,
taking action to strengthen the sector’s
performance. This is of great importance,
as we finally need to let hydropower play
the important role it is supposed to in the
fight against climate change.
LL
www.voith.com (213461303)
36

VGB PowerTech 11 l 2021
Power News
E-World energy & water 2022:
Die Branche trifft sich persönlich
beim umfangreichen Konferenzund
Forenprogramm
in der Messe Essen
(e-world) Im Zeichen des E-world Leitmotivs
„Solutions for a sustainable future“
thematisiert das Vortragsprogramm Wege
in eine klimaneutrale Zukunft der Energiewirtschaft.
„Aussteller aus über 20 Nationen
werden auf der E-world ihre Innovationen
für eine nachhaltige Energiezukunft
präsentieren“, so die beiden E-world-Geschäftsführerinnen
Stefanie Hamm und
Sabina Großkreuz. „Vor allem im breit gefächerten
Konferenz- und Forenprogramm
setzen die Referenten Meilensteine, indem
sie die Beiträge der Branche zur Realisierung
nationaler und europäischer Klimaziele
aufzeigen.“
Erfolgreiche Konferenzformate und
aktuelle Fragestellungen
Das Kongressprogramm beinhaltet Themen
wie die Digitalisierung des Vertriebs
von Energieversorgern, Elektromobilität,
rechtliche Aspekte beim Roll-out von
Ladeinfrastruktur oder Geschäftsmodelle
für Energieeffizienz. Es startet mit dem
Führungstreffen Energie am Vortag der
Messe, dem 7. Februar 2022. Hier diskutieren
führende Köpfe der Energiewirtschaft
unter der Moderation von Benedikt Müller-Arnold
aus der SZ-Wirtschaftsredaktion
aktuelle Fragen der Branche. Wie der
Beitrag von Wasserstoff zur Energiewende
aussehen kann, erläutert das gleichnamige
Forum am zweiten Messetag. Die Erwartungen
an die neue Bundesregierung,
rasch die nötigen regulatorischen Voraussetzungen
zu schaffen, sind hoch. Sie werden
ebenso im Fokus stehen wie die Erzeugung
von Wasserstoff in Deutschland und
der Transport nach und innerhalb Europas.
Eine weitere Veranstaltung greift Kooperationen
mit der Wohnungswirtschaft für
eine erfolgreiche Wärmewende auf. Ein
besonders relevantes neues Geschäftsfeld
für viele Kommunen und Stadtwerke ist
das Thema Glasfaser. Im Glasfaserforum
am zweiten Messetag werden Geschäftsmodelle
vorgestellt, die das neue Telekommunikationsgesetz
in diesem Feld ermöglicht.
Programmpartner sind der BREKO,
Micus Strategieberatung und Conenergy.
Informativer Input auf Foren
direkt in den Messehallen
Auf gleich drei Bühnen in den Messehallen
findet während der E-world 2022 das
Forenprogramm statt. Die Fokusthemen
hier lauten Trading, Infrastructure und
Costumer Solutions. Messebesucher können
sich unkompliziert und ohne ein weiteres
Ticket über aktuelle Sachverhalte informieren.
Auf dem Programm stehen unter
anderem Vorträge der Branchenverbände
Bitkom und VDE Verband der Elektrotechnik
Elektronik Informationstechnik e.V.
rund um Netzausbau und Netzresilienz.
Die Experten von Beenera konnten Tesla
Europe für einen Vortrag zum Thema Elektromobilität
gewinnen. Der Weltenergierat
Deutschland wird Trends der internationalen
Energiewende vorstellen. Zu Nachhaltigkeit
im Börsengeschäft geben Experten
der Energiebörse European Energy Exchange
und des Umweltbundesamtes ihr Wissen
weiter.
Die einzelnen Vorträge sowie die Referenten
werden in Kürze veröffentlicht. Sowohl
Messe wie auch Konferenzen und
Foren werden unter höchsten Hygienemaßnahmen
in Präsenz geplant.
LL
www.e-world-essen.com
(213461304)
Enlit is on the road again...!
• Enlit Europe: Join us in Frankfurt,
Germany on
29 November to 1 December 2022
What is Enlit?
Enlit vows to light the spark that will fuel
the change we need to ensure our industry
– and our planet – have the brightest possible
future.
Enlit is a series of energy events unlike
any other – because they are more than just
energy events. Enlit is a community that for
365-days a year will collaborate and innovate
to solve the most pressing energy-related
issues.
At the European edition, the Enlit community
will come together on our online
platform and for three days in Frankfurt
from 29 November through to 1 December
2022, to meet and inspire each other and to
develop their discussions and actions to
take steps forward in the energy transition.
And so the Enlit circle begins: a constantly
growing, inclusive and end-to-end forum
that addresses every aspect of Europe’s energy
transition.
Our Promise
The boundaries of the sector are blurring
and this evolution is being shaped by established
players, external disruptors, innovative
start-ups and the increasingly engaged
end-user.
We believe in an equitable energy transition
that leaves no one behind. From corporates
to consumers, investors to entrepreneurs,
and engineers to activists – we
promise to welcome you all and to give you
the ability to seize all of the opportunities
that the energy transition has to offer. Energy
is evolving. So are we – so are you.
Together we will make a difference.
Expand with Enlit
The energy transition has different characteristics
in every region, yet the overarching
story is the same: how we harness,
trade, deploy and use energy is changing
radically and rapidly. And it will continue
to change.
From source to generation from grid to
consumer, the boundaries of the sector are
blurring and this evolution is being shaped
by established players, external disruptors,
innovative start-ups and the increasingly
engaged end-user.
Who Visits
Enlit Europe hosts representatives from
utilities, network operators, vendors, consultants,
start-ups and system integrators
covering the entire smart energy value
chain. Whoever you are looking to meet, we
have the right platform to help you do this!
“For visitors, exhibitors, speakers and the
Enlit Europe team, that supercharged feeling
you have at the end of three fast-paced
days is priceless. To leave with business being
done, your phone full of new contacts,
and your head swirling with actionable
ideas is to know that in 72 hours you have
grown and you have the knowledge and
tools to help your business to the next level
of its evolution.” Paddy Young, Director,
Enlit Europe.
LL
www.enlit-europe.com (213461306)
22. Jahrestagung:
MainDays 2022
• Neuer Termin: 22. - 23. März 2022
• Next Generation Maintenance -
vernetzt, datenbasiert, kollaborativ
• 22. Jahrestagung: Die MainDays finden
vom 22. – 23. März 2022 in Berlin statt
(ta-c) Die letzten Monate haben eindrucksvoll
gezeigt, welches Potenzial neue, digitale
Tools und innovative IT-Lösungen haben.
Doch der Einsatz von neuen Technologien
ist kein Selbstzweck – gerade für die
Maintenance mit knappen Budgets und
Ressourcen muss der Mehrwert digitaler
Umsetzungen quantifizierbar und messbar
sein. Unser Jahrestreffen für Verantwortliche
aus Instandhaltung und technischem
Service thematisiert aktuelle Trends und
Herausforderungen und stellt darüber hinaus
gelungene Transformations- und Optimierungsprojekte
vor.
Ob vor Ort oder ‚remote‘ - nutzen Sie unsere
Veranstaltung als Plattform, um sich
mit den mit relevanten Fragestellungen für
eine zukunftsfähige Maintenance auseinanderzusetzen:
Wie nutzen Sie intelligente
Sensoren, um Condition Monitoring und
Predictive Maintenance voranzutreiben –
auch wenn es sich um Brownfield-Anlagen
handelt? Haben Sie die richtige Datenbasis,
um darauf Digitalisierungsprojekte
aufzusetzen? Wie motivieren Sie Ihre
Teams, Innovationen anzunehmen und
neue Wege zu gehen? Inwieweit müssen
Instandhaltungsstrategien angepasst werden
und wie lassen sich Prozesse rund um
die Auftragsabwicklung und Rückmeldun-
37

Power News VGB PowerTech 11 l 2021
gen durch Einsatz mobiler Lösungen beschleunigen?
Last but not least: Welche
Konsequenzen hat der Einsatz von
4.0-Technologie auf die Rechtssicherheit –
von Arbeitsschutz- bis hin zu Dokumentationspflichten?
LL
www.tacevents.com (213461307)
SAVE THE DATE
live &
online
KERNTECHNIK 2022: 1. - 22. Juni
2022 | Hyperion Hotel in Leipzig
• Neuer Termin, Juni 2022 in Leipzig
(kernd) Mit großem Engagement haben
die Kerntechnische Gesellschaft (KTG),
der Verband Kerntechnik Deutschland
(KernD), die INFORUM GmbH, der Programmausschuss,
die Aussteller und die
Dienstleister an der Vorbereitung der
KERNTECHNIK 2022 gearbeitet, die am
29. und 30. März nach langer Unterbrechung
wieder als Präsenzveranstaltung die
Reihe unserer Branchentagungen fortsetzten
sollte.
Aufgrund der aktuellen und erneuten
Pandemieentwicklung verschieben wir die
Tagung.
• Der neue Termin ist:
21. und 22. Juni 2022
Hintergrund dieser Entscheidung ist die
nun zum dritten Mal in Folge bestehende
unsichere Pandemielage mit zahlreichen
Einschränkungen, die eine erfolgreiche
Durchführung einer größeren Präsenzveranstaltung
aus heutiger Sicht und im Lichte
der Erfahrungen von 2020 und 2021
sehr unsicher erscheinen lässt.
Als eine der traditionsreichen kerntechnischen
Tagungen bringt die „KERNTECH-
NIK 2022“ (ehemals AMNT) mit ihrer
ganzheitlichen Themenbreite Betreiber,
Hersteller, Zulieferer, Politik, Behörden,
Gutachter sowie Forschung und Entwicklung
aus vielen Ländern zusammen.
Was Sie erwartet?
• Plenarsitzung mit herausragenden
Vorträgen und Referenten in der
technische, wirtschaftliche und
gesellschaftliche Fragestellungen
diskutiert werden
• Themen-Sessions mit aktuellen
Fachvorträgen aus Industrie, Forschung
& Lehre
• Begleitende Fachausstellung mit
Ständen namhafter Unternehmen der
Nuklearbranche
• Young Scientists Workshop für
studentische Nachwuchsfachkräfte und
als Gesprächsplattform mit Firmen
• Networking
LL
www.kerntechnik.com
(213461308)
vgbe Expert Event
Ecology and
Environment
in Hydropower
1/2 June 2022
KONTAKT
Melanie Schreiner
e vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy
t +49 201 8128-230
VGB PowerTech e. V.
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland
38
be inspired www.vgbe.services

VGB PowerTech 11 l 2021
Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken
Netzregelung mit Wasserstoff-
Speicherkraft werken in zukünftig
voll-regenerativen Netzen
Harald Weber
Abstract
Grid control with hydrogen storage power
plants in future fully regenerative grids
In the course of the energy transition, more and
more electrical energy is generated by wind and
PV plants. Some of this energy has to be stored
in large chemical storage facilities (storage
power plant). These new players are connected
to the three-phase grid with converters and, due
to the system, no longer have flywheel masses.
The conventional power plants, on the other
hand, will decrease in number. Therefore, the
storage power plants must take over all the
tasks of the conventional power plants, both for
grid control and for secondary coupling. l
Autor
Prof. Dr. Harald Weber
Universität Rostock
Rostock, Deutschland
1 Zusammenfassung
Im Zuge der Energiewende wird mehr und
mehr elektrische Energie von Wind- und PV-
Anlagen er zeugt. Diese Energie muss zum
Teil in großen chemischen Speichern gespeichert
werden (Speicher kraftwerk). Diese
neuen Player werden mit Umrichtern an das
Drehstromnetz angeschlossen und weisen
systembedingt keine Schwungmassen mehr
auf. Die konventionellen Kraftwerke dagegen
werden in ihrer Anzahl zurückgehen. Deshalb
müssen die Speicherkraftwerke alle Aufgaben
der konventionellen Kraftwerke übernehmen
und das sowohl für die Netzregelung
als auch für die Sek torenkopplung.
2 Einleitung
Mit der Ablösung der Dampfmaschinen
durch Turbinen war zwar deren pulsierendes
Drehmoment verschwunden, aber an
der prinzipiellen Wirkungsweise der drehzahl-
oder frequenzorientierten Re gelung
durch Momentan- und Primärreserveleistung
hatte sich nichts geändert, da ja auch
das Schwungrad in Form des Turbinen-
Generator-Satzes weiter vorhanden war.
Selbst in der modernen elektrischen Energieversorgung
sind diese Netzregel-Prinzipien
bis heute gültig, wobei allerdings im
Europäischen Verbundnetz eine sprungförmige
Verbraucheränderung an einem Ort
zu einer eu ropaweiten Ausspeicherung von
Momentanreserve und anschließender –
ebenfalls europaweiter – Bereitstellung
von Primärregelleistung führt. Damit wird
bei jeder Störung auch eine europaweite
Lastflussverschiebung ausgelöst, da ja aufgrund
der solidarischen Leistungsbereitstellung
aller Er zeuger jede punktuell auftretende
Störleistung von allen Kraftwerken
des Netzes anteilig ausgere gelt wird.
Dampfmaschine und Dampfturbine werden
hauptsächlich von fossilen Energieträgern
angetrieben, was auch schon die Problematik
der zukünftigen Energieversorgung
umreißt. Durch den CO 2 -Auss toß
sowie die Endlichkeit dieser Energieträger
ist ein Umstieg auf regenerative Energien
zu künftig unausweichlich notwendig. Hier
kommen in Deutschland Wind und Sonne
infrage. Da diese aber nicht planbar zur
Verfügung stehen, müssen deren geerntete
Energien in absehbarer Zeit in grö ßerem
Umfang gespeichert werden. Als ernsthafte
Speicher kristallisieren sich hierbei immer
mehr elektrische und chemische Speicher
heraus. Die drei neuen Player in der
Energieversorgung Wind, Sonne und Speicher
haben eines gemein: Sie besitzen keine
Schwungräder oder andere rotierende
Massen mehr, da alle drei über leistungselektronische
Umrichter an das Netz angeschlossen
werden. Heutzutage stehen noch
wenige Umrichter vielen Kraftwerken gegenüber,
so dass sich die Umrich ter an die
Schwungmassen und deren Frequenz anpassen
müssen. Das geschieht durch synthetische
Erzeugung von Momentanreserve-
und Primärregelleistung. Dazu berechnen
die Umrichter aus der abgegebenen
Wirk- und Blindleistung die passenden
Spannungswinkel und -amplituden. Damit
ver halten sich diese neuen Elemente dann
ebenfalls wie Kraftwerke und können in
das System inte griert werden.
Zukünftig aber wird sich das Verhältnis
umkehren: Einer Vielzahl durchaus leistungsstarker
schwungmassefreier Umrichter
bei Wind- und PV-Anlagen sowie bei
Speichern und Gleichstromleitungen werden
immer weniger – oder auch bald keine
– konventionellen Kraftwerke mehr gegenüber
stehen. Damit ist die Anpassung
der Umrichter an die Welt der
rotierenden Schwungmassen obsolet und
eine neue Art der Netzregelung könnte eingeführt
werden: Die win kelorientierte
Netzregelung.
3 Das neue „konventionelle“
Kraftwerk oder Speicherkraftwerk
Die Grundprinzipien der Elektrischen
Energieversorgung sowie der Netzregelung
sind universell und müssen für alle
Arten der Erzeugung, der Übertragung
und Verteilung sowie des Verbrauchs wie
folgt eingehalten werden:
––
Weiträumige und feinverteilte Energieversorgung
benötigt ein Drehstromnetz.
––
Plötzliche Laständerungen müssen ins-
39

Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken VGB PowerTech 11 l 2021
tantan durch Momentanreserveleistung
gespeist wer den.
––
Die Speicher der Momentanreserveleistung
müssen im Sekundenbereich durch
die Primärre gelung entlastet und wieder
aufgefüllt werden. Dazu werden Primärregelleistungs-Speicher
benötigt.
––
Die Primärregelleistung muss im Minutenbereich
durch die Sekundärregelung
abgelöst wer den. Dabei ist dann auch
deren Speicher wieder aufzuladen.
––
Anschließend treten Fahrplanänderungen
in Kraft, welche alle Regler wieder
„auf null“ stel len.
––
In einer voll-regenerativ versorgten Energieversorgung
kommt noch folgende
Aufgabe hin zu: Gewisse Mengen der geernteten
Energie müssen für Prognosefehler
sowie „Dunkelflau ten“ gespeichert
werden.
Bislang wurden diese Aufgaben von konventionellen
Kraftwerken wahrgenommen,
welche dazu aus einer Systemkette
bestehend aus unterschiedlich schnellen
Speichern sowie Umwandlern/An passern
aufgebaut sind. In B i l d 1 a ist dazu beispielhaft
die Systemkette eines Kohlekraftwerks
dar gestellt. Dessen Funktionsweise
soll anhand einer sprungförmigen Leistungsanforderung
an den Generatorklemmen
dargestellt werden.
––
Umwandlung/Anpassung: Die sprungförmige
elektrische Leistungsanforderung
wird vom Generator bei noch konstanter
Drehzahl instantan in eine
sprungförmige Erhöhung des Luft spalt-
Moments und damit der mechanischen
Leistung umgesetzt.
––
Speicher: Der Turbosatz bestehend aus
Turbine-Generator-Erreger speichert instantan
kineti sche Energie aus und liefert
diese mechanische Leistung. Dadurch
sinkt die Drehzahl ab, welche hier die
Größe des Speicherinhalts kennzeichnet.
––
Umwandlung/Anpassung: Der Primärregler
greift über das Turbinenventil auf
den Frisch dampfspeicher (Trommeloder
Benson-Kessel) zu, wodurch im Sekundenbereich
der Dampfstrom erhöht
wird. Damit steigt das Turbinenmoment
an und füllt den Drehzahl-Spei cher wieder
auf.
––
Speicher: Durch den erhöhten Dampfstrom
sinkt der Dampfdruck ab, welcher
hier die Grö ße des Speicherinhalts kennzeichnet.
––
Umwandlung/Anpassung: Der Brennstoffregler
erhöht die Feuerung, um den
Druck auszu regeln. Dabei wird mehr
Kohle C mit Sauerstoff O 2 zu CO 2 umgewandelt.
Im Verdampfer wird mehr
Dampf erzeugt. Mit dem erhöhten
Dampfstrom wird der Druck-Speicher
wieder aufgefüllt.
––
Speicher: Der Brennstoffregler greift im
Minutenbereich auf die Kohlehalde zu
und erhöht den Brennstoff-Massenstrom.
Die Kohlemasse der Halde wird
weniger, welche hier die Grö ße des Speicherinhalts
kennzeichnet. Hier findet
selbstverständlich keine Wieder-aufladung
durch das Kraftwerk selbst statt,
sondern die Kohle muss von außen zugeführt
werden.
Durch das zunehmende Vorhandensein regenerativer
Energiequellen aus Wind und
Sonne muss das konventionelle Kraftwerk
zu gewissen Zeiten seine Leistung stark
reduzieren, um diesen Erzeugern Platz zu
schaffen. Dazu muss die Mindestleistung abgesenkt
und die Regelgeschwindigkeit erhöht
werden. In dieser Anforderung stehen
heute alle fossilen Erzeuger [3,4].
Um die o.g. Versorgungs- und Netzregelaufgaben
auch weiterhin in einer voll-regenerativen
Welt realisieren zu können,
braucht es neue „konventionelle“ Kraftwerke,
welche Energie bei „Dunkel flauten“
nicht nur liefern, sondern in Überschuss-
Situationen auch speichern können. Dabei
müssen diese neuen Anlagen für eine Übergangszeit
auch noch in einer schwungmasse-orientierten
Energie versorgung gemeinsam
mit konventionellen Kraftwerken
funktionieren. In einer rein umrichter-orientierten
Energieversorgung können sie
dann auch entweder netzbildend oder aber
netzstützend bei konstanter Netzfrequenz
betrieben werden, was den Übergang zur
Winkelregelung bedeutet.
In B i l d 1 b ist die Systemkette dieses neuen,
schwungmassefreien Kraftwerks dargestellt,
welches im netzbildenden Modus
arbeiten kann. Auch hier soll die Wirkungsweise
wieder anhand einer sprungförmia.
The old conventional power plant
O 2
C
C
Heat
H 2 O
Stean
Live
Steam
G
P
Coal Storage
Combustion
CO 2
Pipe Wall
Boiler
Drum or
Benson
Boiler
Valve &
Turbine
Rotating
Mass
Generator
Three-Phase
System
b. The new "codventional" or storage power plant (SPP)
O 2
Heat
DC
H 2
DC
DC
Fuel Cell Capacitor Converter
DC
DC
P
H 2
H 2 O
DC
AC
Transportation
H 2
DC
DC
DC
Battery
Converter
Supercapacitor
Converter
Three-Phase
System
Electrolyzer Capacitor Converter
O 2 Storage:
Secondary
Control
Energy
Conversion
Adaptation
Chemical-
Thermal
Storage:
Heat
Adaptation
Storage:
Primary
Control
Energy
Conversion
Adaptation
Thermal-
Mechanical
Storage:
Inertia
Energy
Conversion
Adaptation
Mechanical-
Electrical
Network
Bild 1. Vergleich von konventionellem thermischen Kraftwerk und Wasserstoff-Speicherkraftwerk.
40

Abwärme
Abwärme
"exotherm"
VGB PowerTech 11 l 2021
Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken
gen Leistungsanforderung am DC/AC-Umrichter
dargestellt werden:
––
Umwandlung/Anpassung: Die sprungförmige
elektrische Leistungsanforderung
führt beim Umrichter bei konstant
gehaltenem Netz-Spannungswinkel
(netzbildend) zu einer instantanen Erhöhung
des Drehstroms und damit auch
zu einer instantanen Erhöhung des
Gleichstroms auf der Gleichstromseite.
––
Speicher: Der Super-Capacitor speichert
instantan elektrische Energie aus und
liefert diese Leistung. Dadurch sinkt seine
Spannung ab, welche hier die Größe
des Speicherinhalts kennzeichnet. Dieses
Verhalten entspricht der Momentanreserve
des konventionellen Kraft werks.
––
Umwandlung/Anpassung: Die Regelung
des nachgeschalteten DC/DC-Umrichters
soll die Kondensatorspannung
konstant halten. Dazu greift sie auf die
Batterie zu, wodurch im Se kundenbereich
der Batteriestrom erhöht wird.
Damit steigt der Kondensator-Ladestrom
an und füllt den Spannungs-Speicher
wieder auf. Dieses Verhalten entspricht
der Primärrege lung des konventionellen
Kraftwerks.
––
Speicher: Durch den erhöhten Batteriestrom
sinkt die Batteriespannung ab,
welche hier die Größe des Speicherinhalts
kennzeichnet.
––
Umwandlung/Anpassung: Der Brennstoffzellen-Regler
erhöht die Aktivität
der Brennstoff zelle, um die Batterie zu
laden und die Batteriespannung auszuregeln.
Dabei wird mehr Wasserstoff 2H 2
mit Sauerstoff O 2 zu H 2 O umgewandelt.
Der DC/DC-Umrichter passt dabei die
Spannungen an. Mit dem erhöhten Batteriestrom-Ladestrom
wird der
Spannungs-Spei cher wieder aufgefüllt.
––
Speicher: Der Brennstoffzellenregler
greift im Minutenbereich auf den Wasserstoffspeicher
zu und erhöht den
Brennstoff-Massenstrom. Die Wasserstoff-Masse
des Speichers wird ge ringer,
welche hier die Größe des Speicherinhalts
kennzeichnet. Hier kann Wiederaufladung
stattfinden.
Im Gegensatz zum alten konventionellen
Kraftwerk, welches seine Leistungsabgabe
nur bis zu ei ner Mindestleistung verringern
kann, kann das neue konventionelle
Kraftwerk seine Leistung auch umkehren
und funktioniert damit wie ein Wasser-
Speicherkraftwerk oder Pumpspei cherkraftwerk.
Dazu wird bei Produktionsüberschuss
aus den regenerativen Quellen stoßfrei
von Brennstoffzellen- auf Elektrolyseur-Betrieb
umgeschaltet. Der zugehörige
Umrichter passt wieder die Spannung an
und der Elektrolyseur erzeugt Wasserstoff
passenden Drucks. Das neue konventionelle
Kraftwerk kann somit als Speicherkraftwerk
bezeichnet werden.
4 Das Wasserstoff-Speicherkraftwerk
in der Sektorenkopplung
In B i l d 2 ist das Wasserstoff-Speicherkraftwerk
als verbindendes Element in der
Sektorenkopplung dargestellt. Bei Überschuss
von regenerativer Energie wird der
Wasserstoff-Speicher aufgeladen, während
bei Strommangel aus dem Wasserstoff-
Speicher das Stromsystem versorgt wird.
Hierbei ist in beiden Betriebsmodi (Elektrolyseur-
oder Brennstoffzellenbetrieb)
stets die vollumfängliche Netzregelung garantiert,
so dass bezüglich der „Netzstabilität“
keine unbeherrschbaren Situationen
entstehen können.
Im Normalbetrieb soll das Wasserstoff-
Speicherkraftwerk im Verbrauchsmodus
arbeiten, d.h., es wird über den Elektrolyseur
Wasserstoff erzeugen. Damit werden
dann auch die Bereiche „Verkehr (Schwerverkehr)“
und „Wärmebedarf“ gedeckt. Die
batterieelektrischen Fahrzeuge (BEV)
hinge gen sind als neue Verbraucher im
elektrischen Netz angesiedelt. Bei Dunkelflauten
jedoch wird das elektrische Netz
aus dem Wasserstoff-Speicher versorgt.
„Ferne Atomenergie“
Sonne
Wärme
„Luft,
Wasser,
Boden“
„begrenzt“
Biomasse
Müllverbrennung
Erdwärme
Windparks
Photovoltaik
Wärmepumpe
Warmwasser
„Wärme“
Wärmebedarf
„Fernwärme“
Elektrisches
Netz
„Drehstrom“
Wasserstoff-
Speicherkraftwerk
250 kW - 500 MW
Wasserstoff
„H 2 “
Methanisierung
„Sabatier“
Verkehr
Elektrische
Verbraucher
„Flexibilität“
Methan
„CH 4 “
CO 2
„Luft“
Batterie
elektrische
Fahrzeuge
BEV
„Speicherbedarf für
Warmwasser,
Wasserstoff,
Methan“
Bild 2. Das Wasserstoff-Speicherkraftwerk als Teil der Sektorenkopplung.
41

Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken VGB PowerTech 11 l 2021
a. Network
W
S
W
S
H
W
Bild 3. 25-Knoten-Beispielnetz 110 kV.
Hier ist dann auch eine hohe Flexibilität
der elektrischen Verbraucher notwendig,
um die Speicherkapazitäten nicht zu überlasten.
Jedenfalls ist von einem weiteren
starken Ausbau der erneuerbaren Energien
auszugehen, damit das System im Gleichgewicht
bleiben kann. Untersuchungen haben
ergeben, dass alleine für den Strombedarf
der Stadt Berlin in Windparks eine
installierte Leistung von acht Gigawatt vorgehalten
werden müsste. Deshalb sind hier
auch Importe aus den Bereichen Strom,
S
S
T
W
S
Voltage Base
Apparent power base
Interconnecting line length
Line reactance per unit length
Line resistance to reactance ratio
Network Components
Type No. Power per
Element (MW)
Loads
14 4 MW
Storage PP 5 5 MW
Thermal PP 1 5 MW
Hydro PP
1 5 MW
Wind PP
4 5.25 MW
Generating units 11 -
Wasserstoff und Gas vorzusehen.
110 kV
10 MVA
250 km
0.3 Ω/km
0.1
Total power
(MW)
56 MW
25 MW
5 MW
5 MW
21 MW
56 MW
5 Netzbetrieb mit Wasserstoff-
Speicherkraftwerken
Um den Netzbetrieb mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken
zu erläutern, ist in B i l d 3
ein einfaches 25-Knoten-Beispielnetz mit
seinen Kenngrößen dargestellt. In diesem
Netz befinden sich neben den Wasserstoff-
Speicherkraftwerken S mehrere Windparks
W, ein thermisches Kohlekraftwerk
T, ein Wasserkraftwerk W sowie mehrere
Verbraucher. Die Kennwerte des
Netzes sind in der Abbildung in Tabellen
zusammen gefasst.
Lastzuschaltung
Im ersten Beispiel wird als Störanregung die
Verbraucherlast am Knoten 13 sprungförmig
von 4 auf 10 MW erhöht. Alle Kraftwerke
sollen dabei gleichberechtigt an der Netzreglung
teilnehmen und vor der Störung
das Netz gemäß der Tabelle „Network Components“
in B i l d 3 versorgen. Um die zeitliche
Arbeitsweise sichtbar zu machen, werden
neben der Netzfrequenz die Kraftwerksleistungen
des Kohlekraftwerks, des
Wasserkraftwerks und des Speicherkraftwerks
am Knoten 7 in B i l d 4 in per-unit-
Werten dargestellt. Als Zeitbereiche wurden
2 s, 50 s und 2000 s gewählt, womit das
Verhalten bezüglich der Momentanreserve,
der Primärregelung und der Sekundärregelung
deutlich wird.
Momentanreserve (Bildteil a):
Die Steigung des Frequenzabfalls zum Zeitpunkt
null beträgt umgerechnet etwa
- 2 Hz/s. Alle Kraftwerke liefern im ersten
Moment Momentanreserve und tragen damit
gemeinsam zu diesem langsamen und
beherrschbaren Frequenzabfall (RoCoF)
a) Momentanreserve
1.002
[pu]
1.000
0.998
0.996
0.600
[pu]
0.560
0.520
0.994
0.480
199.6 200 200.4 200.8 201.2 [s] 201.6 199.6 200 200.4 200.8 201.2 [s] 201.6
b) Primarregelung
1.002
[pu]
1.000
0.998
0.996
0.600
[pu]
0.560
0.520
0.994
0.480
190 200 210 220 230 [s] 240 190 200 210 220 230 [s] 240
c) Sekundarregelung
1.002
[pu]
1.000
0.998
0.996
0.994
0 400 800 1200 1600 [s] 2000
f(t): Frequency
0.600
[pu]
0.560
0.520
0.480
0 400 800 1200 1600 [s] 2000
p(t): SPP node 7 p(t): TPP node 19
p(t): HPP node 12 p(t): WPP node 3
Bild 5. Frequenz und Leistungsbereitstellung der einzelnen Kraftwerkstypen T, H und S (Knoten 7).
42

VGB PowerTech 11 l 2021
Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken
a. Network
W
S
W
S
H
W
bei, auch die schwungmassefreien, per
Umrichter an das Netz an geschlossenen
Speicherkraftwerke.
Primärregelung (Bildteil b):
Neben dem Kohlekraftwerk und dem Wasserkraftwerk
liefert auch das Speicherkraftwerk
zuverläs sig Primärregelleistung,
womit ein Frequenzminimum bei etwa
- 0,996 pu entsprechend - 200 mHz erreicht
wird. Das festdruckgeregelte Kohlekraftwerk
erleidet eine vorübergehende Druckreduktion,
weswegen hier die abgegebene
Wirkleistung etwas einbricht.
Sekundärregelung (Bildteil c):
Alle Kraftwerke nehmen mit entsprechender
Leistungsaufteilung an der Sekundärregelung
teil, weshalb die Netzfrequenz
S
S
W
S
b. Ramp increase in power generation by wind power
plants and resulting increase in frequency
1.2
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0 600 1200 1800 2400 [s) 3000
p(t): Wind PP at node 3 in pu
1.016
1.012
1.008
1.004
1.000
0.996
Bild 5. Ausregelung einer Windfront: Frequenzverlauf.
0 600 1200 1800 2400 [s) 3000
f(t): Frequency in pu
sicher auf den Nennwert von 50 Hz zurückgeführt
werden kann. Der Speicherinhalt
des Wasserstoff-Speicherkraftwerks
muss dabei natürlich so groß sein,
dass er seine Leistungserhöhung auch
über die benötigte Zeit aufrecht erhalten
kann.
Ausregelung einer Windfront
Im zweiten Beispiel wird angenommen,
dass im Netz eine durchlaufende Windfront
ausgere gelt werden muss. Zudem
wird hier ein voll-regenerativer Betrieb angenommen,
bei welchem das Kohlekraftwerk
bereits außer Betrieb ist, siehe
B i l d 5 . Hierbei wird ein Windleistungs-
Anstieg von 80 % der installierten Leistung
innerhalb von 600 s entsprechend 10 Minuten
vorausgesetzt, siehe B i l d 1 b .
Bei diesem Vorgang steigt die Netzfrequenz
während des Windanstiegs um 0,016 pu
entsprechend 800 mHz an, um dann bei
der erhöhten Windleistungs-Einspeisung
aufgrund der Sekundärregelung wieder
auf den Nennwert zurückgeführt zu
werden.
In B i l d 6 b sind die Leistungsverläufe des
Wasserkraftwerks und eines Speicherkraftwerks
darge stellt. Beim Ansteigen der
Windleistung verringern zunächst beide
Kraftwerkstypen ihre Leistungs abgabe,
wobei das Wasserkraftwerk bei seiner Mindestleistung
von 0,5 pu stehen bleibt. Das
Spei cherkraftwerk hingegen kann seine
Leistung auch umkehren und damit die gesamte
verbleibende Windleistung aufnehmen.
Dabei geht das Kraftwerk automatisch
vom Brennstoffzellen-Betrieb in den
Elektrolyseur-Betrieb über, siehe B i l d
6b.
In B i l d 6 c ist dazu noch der Pegel des zugehörigen
Wasserstoffspeichers dargestellt.
Aufgrund des Umschaltens auf Elektrolyseur-Betrieb
bei Windanstieg wird der
Speicher wieder aufgefüllt, was natürlich
bei den konventionellen Kraftwerken nicht
möglich war. Damit ist dieses Kraftwerk
auch für die vollumfängliche Sektorenkopplung
geeignet.
Resümee
Mit dem vorgestellten schwungmassefreien
Wasserstoff-Speicherkraftwerk lässt sich
in einer voll-regenerativen elektrischen
Energieversorgung sowohl Netzregelung
als auch Sektorenkopplung bei steter Auf-
H 2
a) Darstellung der internen Speicher
O 2
Heat
DC
H 2 H 2 O
Transportation
DC
DC
H 2 DC
DC
DC
Fuel Cell Capacitor Converter
Electrolyzer Capacitor Converter
DC
DC
DC
AC
Battery Converter Supercapacitor
Converter
P
Three-Phase
System
O 2
b) Leistungsverläufe c) Ströme und Massenstrom d) Spannugen und Wasserstoff-Level
Active power output
1.4
[pu]
1.0
0.6
0.2
-0.2
Wind
Wasserkraft
Nulllinie
Current flow from SPP storages
0.30
[pu]
0.15
0.00
-0.15
-0.30
BZ
EL
Wasserstoffspeicherkrattwerk
Ströme-
SuperCap und
Batterie
Massenstrom
Wasserstoffspeicher
Voltage levels of SPP storages
1.03
[pu]
1.02
1.01
1.00
0.99
Spannung
Batterie
Spannung
SuperCap
Level
Wasserstoffspeicher
-0.6
-0.45
0.98
0 400 800 1200 1600 [s]2000 0 400 800 1200 1600 [s]2000 0 400 800 1200 1600 [s]2000
Bild 6. Ausregelung einer Windfront: Leistungen, Ströme und Level.
43

Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken VGB PowerTech 11 l 2021
rechterhaltung der Versorgungssicherheit
betreiben. Leistungsmäßig kann das Kraftwerk
dabei so hoch-skaliert werden, dass
sowohl Sektorenkopplung in Städten als
auch Netzregelung und Wasserstoff-Erzeugung
in industriellen Großanlagen durchgeführt
werden kann. Damit ist dann eine
realistische Perspektive für eine CO 2 -freie
Energieversorgung gegeben.
Literatur
1. Weber, H.: Von der Frequenzregelung mit
Schwungmassen (netzstützende Maßnahmen)
zur Winkelregelung mit Umrichtern
(netzbildende Maßnahmen), 12. ETG/GMA-
Fachtagung „Netzregelung und Systemführung“,
26. – 27.09.2017, Berlin.
2. Töpfer, M., Weber, H., Gerdun, P., Ahmed,
N.: Untersuchungen zur vollregenerativen
Stromversorgung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken,
13. ETG/GMA-Fachtagung
„Netz regelung und Systemführung“ (2019),
18 - 19.09.2019, Berlin, Germany.
3. Ahmed, N., Weber, H.: Importance of Storage
Power Plants (SPP) in Large-Scale Renewa ble
Energy Integration, 2020 Wind Integration
Workshop, 11-12 November 2020. (Virtual
Conference).
l
VGB-Standard
Teil 41: Power to Gas
Part 41: Power to Gas
RDS-PP ® Anwendungsrichtlinie
Application Guideline
VGB-S-823-41-2018-07-EN-DE. deutsch/englische Ausgabe 2018
DIN A4, 160 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 280,–, für Nicht mit glie der € 420,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
Das vollständige RDS-PP ® umfasst zusätzlich die Publikationen VGB-S-821-00-2016-06-DE und VGB-B 102;
empfohlen werden des Weiteren der VGB-S-891-00-2012-06-DE-EN und VGB-B 108 d/e.
Für eine effiziente Abwicklung der Aufgaben von Planung, Entwicklung, Bau, Betrieb und Instandhaltung einer
industriellen Anlage, ist es hilfreich, die Anlage zu gliedern und die einzelnen Anlagenteile klar und eindeutig
mit einem alphanumerischen Kennzeichen zu versehen. Eine gute Kennzeichensystematik bildet die Struktur
der Anlage und das Zusammenwirken ihrer einzelnen Teile genau ab.
Die Kennzeichnung unterstützt damit unter anderem ein wirtschaftliches Engineering der Anlage sowie eine
kostenoptimierte Beschaffung, indem Anlagenteile mit vergleichbaren Anforderungen leicht und frühzeitig
identifiziert werden können. Für Betrieb und Instandhaltung dient diese Kennzeichnung auch als eindeutige Adresse in Betriebsführungs- und
Instandhaltungssystemen.
Zur Kennzeichnung von Industrieanlagen und ihrer Dokumentation gibt es internationale Normen, vor allem die DIN/EN-Reihe 81346.
Das auf diesen Grundnormen basierende Kennzeichnungskonzept wird „Reference Designation System (RDS)“ genannt. Es ist prinzipiell
für alle Industrieanlagen anwendbar.
Für den Kraftwerksbereich wurde in Einklang mit den Grundnormen die Fachnorm DIN ISO/TS 81346-10 veröffentlicht.
Sie ist die normative Grundlage für das RDS-PP®, das „Reference Designation System for Power Plants“.
Diese Fachnorm deckt die Anwendung für alle Fachbereiche und alle Typen von Anlagen der Energieversorgung ab.
Das vorliegende Dokument regelt die Anwendung des Kennzeichensystems RDS-PP für Power to Gas Anlagen.
Die Richtlinie enthält detaillierte Festlegungen zur Referenzkennzeichnung für Anlagenteile, die spezifisch für eine Power to Gas Anlage
sind (z.B. Elektrolyseur, Methanisierungssystem).
Für Anlagenteile, die projektspezifisch variieren, gibt die Richtlinie prinzipielle Anleitungen mit Beispielen, die im konkreten Anwendungsfall
sinngemäß umzusetzen sind. Dies gilt insbesondere für Hilfs- und Nebensysteme.
* Für Ordentliche Mitglieder (Anlagenbetreiber und -eigentümer) des VGB ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.
VGB-Standard
RDS-PP ®
Application Guideline
Part 41: Power to Gas
Anwendungsrichtlinie
Teil 41: Power to Gas
VGB-S-823-41-2018-07-EN-DE
VGB PowerTech Service GmbH Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany
Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop
44

VGB PowerTech 11 l 2021
Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation
Dynamic monitoring of Frequency
Containment Reserve activation
Philipp Maucher and Hendrik Lens
Kurzfassung
Dynamische Überwachung der
Aktivierung der Primärregelleistung
Frequency Containment Reserve (FCR), auch
bekannt als Primärregelleistung, ist die
schnellste Art der Regelleistung (RL), die zur
Frequenzhaltung eingesetzt wird. In der Vergangenheit
wurde die FCR durch eine geringe
Anzahl an großen Kraftwerken erbracht. Die
technischen Anforderungen an die FCR-Aktivierung
konnten daher manuell überprüft werden.
Da die FCR zunehmend von einer großen
Anzahl an kleineren Einheiten bereitgestellt
wird, sind manuelle Verfahren in Zukunft keine
praktikable Option. Aus diesem Grund wird in
diesem Artikel ein Konzept für ein automatisiertes
Monitoring der FCR-Erbringungsqualität
im Betrieb vorgestellt.
Bevor jedoch das FCR-Monitoring durchgeführt
werden kann, muss die gemessene Wirkleistung
auf die Fahrplanleistung und die verschiedenen
RL-Produkte aufgeteilt werden, da diese gleichzeitig
bereitgestellt werden können. Dieser Artikel
präsentiert eine Methode zur Trennung verschiedener
RL-Produkte basierend auf dynamischen
Modellen.
Im vorgeschlagenen Monitoringkonzept wird
basierend auf dem FCR-Sollwert ein Toleranzkanal
gebildet, der den zulässigen Bereich für
die FCR-Aktivierung definiert. Dieser Toleranzkanal
wird mittels eines dynamischen Modells
festgelegt, das dem langsamsten Regelleistungserbringer
entspricht, dessen FCR-Aktivierung
noch als konform gilt.
Zur Auswertung von längeren Zeiträumen wird
die tatsächliche FCR-Aktivierung relativ zum
Toleranzkanal normiert. Abschließend werden
die mit dem vorgeschlagenen Monitoringkonzept
erhaltenen Ergebnisse für verschiedene
Arten nicht-konformer FCR-Aktivierung, wie
z.B. begrenzte oder verspätete Erbringung, diskutiert.
l
Authors
Philipp Maucher, M.Sc.
Research Scientist
Prof. Dr.-Ing. Hendrik Lens
Head of Department Power Generation and
Automatic Control
University of Stuttgart – IFK
Stuttgart, Germany
Frequency Containment Reserve (FCR), also
known as primary control reserve, is the fastest
active power reserve (APR) used for system
balancing. In the past, FCR was provided
by a limited number of large units and the
technical requirements on FCR activation
could be monitored by a manual procedure.
Due to the fact that FCR increasingly is provided
by a large number of smaller units,
manual procedures are no viable option for
the future. For this reason, this article describes
an automated concept for monitoring
the quality of the activation of FCR during
operation.
Before FCR monitoring can be carried out,
however, the measured active power has to be
apportioned among the scheduled power and
the different APR products, as they may be
provided simultaneously. This article presents
a method for the separation of different
APR products based on dynamic models.
In the proposed monitoring concept, a tolerance
channel is created based on the FCR setpoint,
defining the admissible range for FCR
activation. This tolerance channel is established
by means of a dynamic model corresponding
to the slowest reserve provider (RP)
whose FCR activation is still considered to be
compliant.
For the purpose of evaluation for longer time
periods, the actual FCR activation is normalized
relative to the tolerance channel. Finally,
the article discusses results obtained with the
proposed monitoring concept for different
kinds of non-compliant FCR activation such
as limited or delayed activation.
1 Introduction
1.1 Motivation
In a power system, production and consumption
must always be in balance. If the
planned production and consumption are
not balanced, the difference is compensated
by the synchronous generators of the
power plants, leading to their deceleration
(consumption > production) or acceleration
(consumption < production) and,
thus, to an according change of the system
frequency. Since the admissible range for
the grid frequency is limited, active power
reserve (APR) must be used for stabilization.
Frequency Containment Reserve
(FCR) is used as the fastest kind of APR,
which mitigates frequency changes quickly
by activating active power proportional to
the grid frequency.
In Europe, FCR is procured by Transmission
System Operators (TSO) as an APR product,
mostly on dedicated markets. In order
to guarantee secure grid operation, the
TSO drafted the definition of technical criteria
for FCR in the EU network codes and
their national implementations, among
which minimum requirements on response
times, dynamic behaviour, accuracy, and
reliability. APR providers may offer FCR by
means of generation units, storage devices,
or loads (reserve providing units) or in
groups of several units (reserve providing
groups). In this article, both reserve providing
units and groups are denoted as reserve
providers (RP). To this end, before a RP can
participate in FCR provision, its compliance
with the criteria above is verified in a socalled
prequalification procedure defined
by the TSO. While this procedure may be
repeated after some time (usually several
years), it is not suitable to monitor whether
the criteria are met during operation. Such
monitoring, however, is a relevant contribution
to creating a level playing field for
the FCR market, as it prevents APR providers
being paid for a service that actually is
not provided at the quality required.
1.2 State of the art
In the past, FCR was provided by a limited
number of large RP. Under such conditions,
it was feasible to perform manual monitoring
of FCR activation, meaning that the
response of RP after relevant frequency
events was analysed by experts of the relevant
TSO based on ex-post data. However,
due to the increasing provision of FCR by
dispersed RP, manual monitoring is no
longer practicable in the future. This is not
only because of the sheer number of RP,
but also because of the large variety of
technologies that may behave quite differently
depending on the mode of operation.
This means that, for some technologies,
the behaviour observed in the prequalification
process demonstrates that the RP is
capable to meet the criteria in principle,
but not necessarily that it always does so
during normal operation. As a consequence,
an automated monitoring concept
for FCR is needed.
45

Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation VGB PowerTech 11 l 2021
The relevant technical requirements for
the activation of FCR in Europe are defined
in §154(7) of the SO-GL [1]:
“In case of a frequency deviation equal to
or larger than 200 mHz, ...
1. at least 50 % / 100 % of the full FCR capacity
shall be delivered at the latest after
15 / 30 seconds.”
2. the activation of the full FCR capacity
shall rise at least linearly from 15 to 30
seconds.”
“In case of a frequency deviation smaller
than 200 mHz, the related activated FCR
capacity shall be at least proportional
with the same time behaviour referred to 1.
and 2.”
The FCR activation shall also not be artificially
delayed.
In order to understand the difference between
prequalification procedures and
FCR in normal operation, it is important to
note that the SO-GL specifies the required
FCR activation exclusively for a frequency
step. This is reflected in prequalification
procedures for FCR providers, e.g. of German
TSO [2]: The compliance of a RP with
the SO-GL is checked by means of FCR setpoint
steps (corresponding to frequency
steps) with a large time interval of 15 min
in between. Consequently, steady state is
achieved between these steps. Hence,
each of the steps can be considered as independent,
allowing for direct application of
the SO-GL. However, for the case of normal
operation, during which the frequency
is constantly changing, the SO-GL requirements
must be adequately transferred
to the case of a constantly changing frequency.
Compared to prequalification requirements,
the automatic monitoring of FCR
activation has not received much attention
yet. Only a few methods have been published
so far, and all of them have limitations,
in particular with respect to the monitoring
of dynamic performance. The German
TSOs presented a monitoring concept
that defines a tolerance channel by applying
the SO-GL requirements directly on the
measured frequency [3]. However, rapid
changes in the frequency lead to undesirable
behaviour of that tolerance channel. In
France, the FCR activation during operation
is checked based on several criteria.
On the one hand, an admissible range is
defined for frequency events (rapid frequency
changes or large frequency deviations)
using a first order transfer function.
On the other hand, the offered FCR gain is
compared with the actual FCR gain during
operation for a longer time period [4]. In
some interconnections of the United States,
the response of individual governors is examined
in order to assess primary frequency
response (PFR), which is the APR that
corresponds to FCR in Europe. However,
this procedure is not feasible for a large
number of RP. In the ERCOT grid, PFR is
monitored using the ratio of the activated
and the expected PFR in different time intervals
(initial and sustained) [5].
The methods mentioned above either do
not check the PFR activation automatically,
not all dynamic aspects, or only based on
rare events. Thus, they are not well suited
for the task mentioned. Hence, a new monitoring
method is required that is able to
evaluate the quality of the stationary and
dynamic FCR activation continuously and
automatically for a large number of RP in
real operation.
Apart from the monitoring as such, a further
challenge is given by the fact that RP
can provide several APR products simultaneously.
However, only one quantity is
measurable: the active power fed into the
grid. As a consequence, there is a need to
apportion this single value to the different
kinds of APR provided. An appropriate
separation of the different kinds of APR is
not a trivial task. We provide a procedure
for the separation that is advantageous
compared to existing ones.
2 Separation of different
APR products
In order to be able to monitor different
kinds of APR products, the actual power
output related to the respective product is
needed as an input, but only the entire
power output of a RP is measurable. While
the EU network codes define requirements
for each single kind of APR, no procedure is
specified that is to be used in order to determine
the power output related to each
APR based on the total power output of a
RP. In fact, this is trivial during prequalification
procedures, as then only the setpoint
of the APR product under consideration
changes while all other components of
the power set-point remain constant. Obviously,
this assumption is not valid during
normal operation. For this reason, this section
provides a method for apportioning
the total measured power output among
scheduled power, FCR, automatic Frequency
Restoration Reserve (aFRR), and manual
Frequency Restoration Reserve (mFRR)
[6], the latter two being further APR products
(also known as secondary and tertiary
control reserve) that are not in the main
focus of this article.
2.1 Status quo and basic idea
The aim of the method is to enable the TSO
to apportion the total power output in order
to avoid further effort for the APR provider
and to ensure equal treatment of all
APR providers and technologies. If the APR
providers were to assign the total power
output, the TSO could not test their procedures
for correctness and reliability. Therefore,
only the following data which the
APR provider transmits to the TSO is available
for the separation of scheduled power,
FCR, aFRR, and mFRR:
––
total power output P act,total ,
––
scheduled power P sched,set ,
––
FCR set-point P FCR,set ,
––
aFRR set-point P aFRR,set ,
––
mFRR set-point P mFRR,set .
In Germany, currently the entire deviation
of the provision of APR is assigned to one
product (aFRR; if no aFRR is offered: FCR;
if neither aFRR nor FCR are offered: mFRR)
[2]. In another approach, the deviation in
the provision of APR is distributed proportionally
to the products, depending on tolerance
permitted for the respective products
[3]. Both methods have the disadvantage
that they assign the deviation of the
provision of APR regardless of the activation
dynamics. In both approaches, a very
small FCR offer and a simultaneously large
aFRR offer cause the FCR to hardly have
any influence on the monitoring so that a
lack of FCR activation cannot be identified.
The separation of the total power output is
carried out on the basis of the transmitted
data under the assumption that the activation
of each of the products can be described
by an appropriate model. These
models are used to estimate the activated
power of each product as a result of the corresponding
set-point. For the sake of validation,
the sum of all model outputs then is
expected to yield the measured power output,
even dynamically.
The structure of the overall model is shown
in F i g u r e 1 . The actual activation for
each of the various products is estimated
from the corresponding set-point using a
dynamic model of the respective activation
so that the sum of all estimated actual activations
corresponds to the estimated total
power output P act,total,est . Data from time
periods in which only one of the inputs is
excited (for example, FCR without a
change in scheduled power, aFRR, and
mFRR activation) can be used to estimate
the corresponding dynamics with system
identification techniques. Then, these estimated
dynamics can be used to identify the
dynamics of a second input, and so forth.
The basic assumption that allows doing
this is that the dynamics of the reaction to
different power set-points can be superimposed.
In addition, an offset P offset will be determined
to take systematic deviations into
P sched,set
P FCR,set
P aFRR,set
P mFRR,set
Σ sched
Σ FCR
Σ aFRR
Σ mFRR
P offset,est
P sched,est
P FCR,est
P aFRR,est
P mFRR,est
P act,total,est
Fig. 1. Activation model-based separation of
APR products.
46

VGB PowerTech 11 l 2021
Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation
account. This offset is assumed to be constant
during a period with constant scheduled
power and mFRR activation. Note that
this procedure does not aim at modelling
the provision of APR with high accuracy.
Rather, the models are used as a pre-processing
step for the monitoring of APR.
2.2 Identification of the activation
models
In order to identify the activation models,
time periods are determined in which the
set-points of those models that have not yet
been identified are constant. Since the FCR
set-point changes continuously, the activation
model for this product is determined
first.
First, time periods are identified in which
the activation of the other products is constant.
Apart from any set-point changes,
the time interval containing the subsequent
activation has to be excluded as well.
This is done based on the activation time
(aFRR: 400 s (activation time of 300s plus
security margin of 100s); mFRR: 900 s;
scheduled power: 150 s from the end of the
ramped set-point change; in the case of a
set-point step, the ramping is estimated).
In order to obtain sufficient data for system
identification of the identified time periods,
only those with a length of at least
300 s are used. Assume that there are several
such time periods T k , where k is an index.
For the actual FCR output P k,FCR,calc , it
is assumed that the other products correspond
exactly to their set-points. For systematic
deviations, an offset P k,offset is also
determined in each time period.
The estimated FCR output P k,FCR,est is calculated
from the FCR set-point P k,FCR,set using
a second-order transfer function G k,FCR (s).
For each period k, P k,offset and G k,FCR (s) are
optimized so that the quadratic error
∑ t∊Tk |P k,FCR,est (t) – P k,FCR,calc (t)| 2 is minimized.
The final transfer function G FCR (s)
is the one from all periods k which has the
median gain. This transfer function represents
the activation model ∑ FCR for the RP
under consideration. It enables the estimated
FCR activation to be determined
over the entire time period.
For the actual aFRR output P aFRR,calc , the
activation model is determined for the
whole period under consideration, because
this achieves better results for real data
than the determination of an activation
model for every period without a change
in scheduled power and mFRR activation.
It is assumed that the scheduled power
and the mFRR activation correspond exactly
to their set-points and the FCR activation
to P FCR,est . The offset is assumed to be
the average offset of all FCR periods, i.e. for
all T k .
The activation model for aFRR, ∑ aFRR , consists
of a rate limit Ṗ aFRR,ratelimit and a second-order
transfer function G aFRR (s). Their
parameters are chosen such that the quadratic
error ∑|P aFRR,est (t) – P aFRR,calc (t)| 2 is
minimized.
As already mentioned in Section , the offset
between two changes in scheduled
power or in mFRR activation is assumed to
be constant. The time periods T l for determining
the offset are those without a
change in both scheduled power and mFRR
activation. For the actual offset P l,offset,calc ,
it is assumed that the scheduled power and
the mFRR activation correspond exactly to
their set-points and the FCR and aFRR activation
to P FCR,est and P FRR,est , respectively.
The offset for each period is then calculated
using the mean value of P l,offset,calc . For
the offset during the changes (scheduled
power or mFRR), it is assumed that this offset
changes with a ramp from the offset of
the previous period to the offset of the following
period. The estimated offset
P offset,est (t) is thus determined for every
point in time.
The time periods T i for determining the
scheduled power are those with a change
in scheduled power. For the actual “activation”
of scheduled power P i,sched,calc , it is assumed
that the mFRR activation corresponds
exactly to its set-point, the FCR and
aFRR activation to P FCR,est and P aFRR,est , and
the offset to P offset,est .
The “activation” of scheduled power
P i,sched,est is calculated from the scheduled
power P i,sched,set using a rate limitation
Ṗ i,sched,ratelimit and a first-order transfer
function G i,sched (s). For each period T i ,
Ṗ i,sched,ratelimit and G i,sched (s) are, again,
chosen so that the quadratic error
∑ t∊Ti |P i,sched,est (t) – P i,sched,calc(t) | 2 becomes
minimal. The model with the median rate
limitation over all models is selected to estimate
the “activation” of the scheduled power.
This dynamic model enables the operating
point P operating to be determined over the
entire time period.
The dynamic model for mFRR activation
P mFRR,est is determined in the same way as
the estimated aFRR activation P mFRR,est , except
that a first-order transfer function is
used and that P aFRR,est , P offset , and P operating
are used for the calculation of P mFRR,calc .
A subsequent update of the calculation of
the dynamic model for aFRR activation is
aFRR in p.u.
0.04
0.02
0
-0.02
-0.04
P aFRR,set
P aFRR,est
P aFRR,act
P aFRR,current
then possible to improve the results. For
this update, all calculated results are used
to calculate P aFRR,calc instead of assuming
that the activation follows the set-point directly.
Otherwise, the procedure remains
the same.
2.3 Distribution of the deviations to the
products
We now have determined all dynamic activation
models shown in F i g u r e 1 . However,
the addition of all estimated product
activations, P act,total,est , does not correspond
to the total power output P act,total , since the
model shown in F i g u r e 1 cannot model
noise. Moreover, the assumption that the
dynamic response is identical over the entire
period is also not completely fulfilled.
Therefore, the deviations have to be assigned
to the APR products FCR, aFRR, and
mFRR.
The total deviation is calculated as
P dev (t) = P act,total (t) – P act,total,est (t).(1)
The chosen methodology apportions P dev
according to the offered FCR P FCR,tot , aFRR
P aFRR,tot , mFRR P mFRR,tot , and the total offered
APR
P APR,tot = P FCR,tot + P aFRR,tot + P mFRR,tot . (2)
6500 7000 7500 8000 8500 9000 9500 10000
Consider the following example for the final
aFRR activation P aFRR,act :
P aFRR,act (t) = P aFRR,est (t) + P dev (t)∙ _______
P aFRR,tot
P APR,tot
(3)
These quantities then can be used as input
values for the monitoring procedure
(which is described for FCR in Section 3).
The results for aFRR can be compared with
the separation method currently used by
German TSO [2]. For this reason, the results
of both methods are compared in
F i g u r e 2 . The current method assumes
that all products, except aFRR, are activated
instantaneously and exactly. Hence, all
deviations, especially changes of the setpoint
due to the schedule of the plant, are
fully assigned to aFRR. As a consequence,
this method causes large deviations in
what is considered as actual aFRR provision
during changes in other products, post
in s
Fig. 2. Estimated (est) and final (act) output of aFRR and current method for separation.
47

Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation VGB PowerTech 11 l 2021
sibly leading to unjustified cases of noncompliance
detection. For example, consider
the black line at about 7100 seconds.
As the green line shows, the proposed
methodology provides much smoother results
such that non-compliance detection
becomes more reliable and less challengeable.
This is because the proposed methodology
takes the dynamics of the activation
of other APR products and of schedule
changes into account.
3 FCR monitoring
This section presents a monitoring concept
for FCR provision during operation
which was originally presented in [7]. In
the developed concept, dynamic tolerance
channels are defined on the basis of
the frequency. The evaluation of the compliance
with the tolerance channel is performed
using normalization. The monitoring
concept therefore is called “Dynamic
Normalization Methodology” (DNM). Section
explains the initial situation for FCR
monitoring. In Sections 3.2 to 3.4, the tolerance
channel formation and the implementation
of minimum tolerance channel
widths are presented. Section 3.5 presents
the evaluation of the tolerance channel results
for a longer time period. Finally, the
results for different non-compliant FCR activations
are shown in Section 3.6. In this
section, power is stated in p.u. with the offered
FCR being the base value.
3.1 Initial situation
F i g u r e 3 a shows an FCR set-point curve
resulting from a real frequency measurement
(blue). The figure also shows the corresponding
FCR activation by a generic
pumped storage power plant model
(black).
In this context, it is assumed that the FCR
activation has already been separated from
the schedule of the RP and from possible
other types of APR according to the procedure
described in Section . As already discussed,
due to the fact that the frequency
changes continuously, it is not straightforward
to apply the criteria of the regulatory
framework mentioned in Section , in order
to determine whether the observed FCR
activation is compliant. In contrast to a full
activation time for a step-change, frequency-dependent
tolerance channels that correspond
to the admissible range of actual
FCR activation could be used for arbitrary
frequency signals. To this end, the following
subsections present a method for defining
such tolerance channels.
3.2 Tolerance channel
In the proposed method, a distinction is
made between two different bounds for
FCR activation: an upper and a lower
bound. The bounds can be considered as
“fast” or “slow”, depending on the direction
(positive or negative) of the change of the
FCR in p.u.
FCR in p.u.
FCR in p.u.
0.4
0.2
0
0.4
0.2
0
0.4
0.2
0
a)
b)
c)
FCR set
FCR activation
5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600
FCR set
LB DNM
UB DNM
FCR activation
FCR set-point. The procedure for a positive
FCR set-point change is described below. In
this case, the upper bound follows the setpoint
without delay and, thus, corresponds
to the fast bound. For the lower bound, the
FCR set-point is delayed by a dynamical system
∑ (slow bound). The slow bound grants
the RP adequate time to activate the requested
reserve power. In the case of a negative
FCR set-point change, the relationship
is reversed: the lower bound then becomes
the fast bound and the upper bound corresponds
to the slow bound.
The definition of a dynamical system is
needed in order to generalize the requirements,
which are defined in the SO-GL for
a frequency step only, to arbitrary frequency
signals. The underlying assumption of
choosing a linear dynamical system is
that the FCR activation of the RP behaves
t in s
5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600
FCR set
LB DNM (final)
UB DNM (final)
FCR activation
t in s
5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600
Fig. 3. a) FCR set-point and FCR activation.
b) FCR set-point, FCR activation, and tolerance channel without minimum tolerance
channel width.
c) FCR set-point, FCR activation, and final tolerance channel.
t in s
as a linear system, which is approximately
true in particular for slower technologies
such as thermal power plants. However,
the definition of the requirements in the
SO-GL does not correspond to the step response
of any linear system. For that reason,
we propose the following linear system
of third order with an output time delay
T d =10 s:
(4)
x = [P out Ṗ out Ṗ . out] T (5)
u = P FCR,set (6)
y = P out (7)
48

VGB PowerTech 11 l 2021
Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation
F i g u r e 4 shows the minimum requirements
(black) according to SO-GL and the
slower bound P SB = P out defined by (4) to
(7) (red) for a positive FCR set-point step
(blue). That slower bound corresponds to
the lower bound for FCR activation. As
F i g u r e 4 shows, the step response of this
system is an approximation of the SO-GL
requirements. In particular, it is less strict
for t > 15 s, in order to avoid unjustified
detection of non-compliant provision of
FCR. The under-fulfilment granted between
30 and 50 s is acceptable, since most
RP cannot exactly achieve the set-point due
to noise (see Section 3.3). In addition, a
large part of the FCR has already been activated,
which is why the slight under-fulfilment
that is granted is not decisive for system
stability. It may seem that the slow
bound is overly strict for 10 s < t < 15 s, as
the slow bound is above the minimum requirement.
However, note that the SO-GL
also specifies that an artificial delay is not
permitted. To our knowledge, there is no
RP that has a technically justified reaction
time greater than 10 s after which it is able
to increase FCR provision from 0 to 50 %
within only further 5 s. Hence, the definition
of the slow bound in (4) to (7) can be
considered to be compatible with the SO-
GL. Note that choosing a dynamical system
with a time delay of 15 s would result in a
reduction of the slow bound and, as a consequence,
in significant under-fulfilment of
the resulting slow bound, which would be
deemed unacceptable with respect to system
stability.
So far, we have discussed a single step
change of the FCR set-point in one direction.
However, the FCR set-point in real
grid operation changes permanently and
with frequently changing direction. In order
to clarify the influence of changes in
different directions on the tolerance channel,
these are shown in F i g u r e 5 a by
several step changes in different directions
at an interval of 30 s. In contrast to the prequalification
procedure (step changes in
different directions at an interval of 15 min
[2]), the slow bound does not reach steady
state after this time. It becomes clear
from F i g u r e 5 a that, when the upper
bound changes from fast to slow bound after
60 s (due to the negative set-point step),
there is an undesired step in the upper
bound. This is due to the fact that the slow
bound has not yet reached the FCR setpoint
before the negative set-point step
takes place.
In order to correct this undesired behaviour,
the dynamic system ∑ is duplicated
such that the output values of ∑ UB and ∑ LB
are used for the upper and the lower
bound, respectively. ∑ UB and ∑ LB then are
reinitialized to a steady state corresponding
to the current FCR set-point P FCR,set .
Thus, both systems are identical in terms of
their parameters, but after a reinitialization
their output variables differ because
FCR in p.u.
1.5
1
0.5
0
-10 0 10 20 30 40 50 60
different histories of the FCR set-point are
taken into account.
The reinitialization is carried out at time t r
for the upper bound if
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,
(9)
where P out,UB and P out,LB are the outputs of
∑ UB and ∑ LB , respectively.
The reinitialization at time t r is performed
by setting the current and past state vector
x of ∑ UB/LB to
x(t≤t r ) = [P FCR,set (t r ) 0 0)] T (10)
t in s
FCR set
Slow bound defined by (4)-(7)
Requirements SO-GL
Fig. 4. Step response of the dynamical system for a positive FCR set-point step and SO-GL
requirements [1].
FCR in p.u.
FCR in p.u.
1.5
1
0.5
0
1.5
1
0.5
0
0 20 40 60 80 100 120 140 160
a)
b)
t in s
0 20 40 60 80 100 120 140 160
t in s
FCR set
LB DNM
UB DNM
FCR set
LB DNM
UB DNM
Fig. 5. a) Upper (UB) and lower bound (LB) of FCR activation for fast FCR set-point steps
(30 seconds).
b) Upper (UB) and lower bound (LB) of FCR activation for fast FCR set-point steps with
reinitialization.
This state vector corresponds to a steady
state P out = P FCR,set for the input P FCR,set .
Moreover, setting also the values for
the past means that the output of ∑ UB/LB ,
i.e. the respective bound, is retained at
P FCR,set (t r ) until t r + T d , even if P FCR,set (t)
changes, as long as the reinitialization conditions
(8) and (9) are not met (which
would again cause a reinitialization).
F i g u r e 5 b shows the effect of reinitialization
on the tolerance channel. After 60 s,
condition (8) is true and a reinitialization
takes place. The state of ∑ UB is set to the
FCR set-point of the current time step. This
allows the RP appropriate reaction time for
the power reduction.
F i g u r e 3 b shows the tolerance channel
for the FCR set-point curve from F i g u r e
3a. The upper and lower bound P UB/LB,0 (t)
49

Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation VGB PowerTech 11 l 2021
result from the maximum (UB) or minimum
(LB) from P FCR,set (t) (fast bound) and
P out,UB/LB (t) (slow bound). The reinitializations
become visible at maximum and minimum
values of the FCR set-point. The resulting
tolerance channel is as desired. The
FCR activation of the pumped storage power
plant is also shown. Although the tolerance
bounds are violated in a few time
steps, FCR activation by the RP is compliant
in general. The violations can be traced
back to noise in the power activation,
which occurs in real operation due to disturbances
in the process (e.g. pressure
surges in pumped storage power plants,
fuel inhomogeneities in steam power
plants, etc.). To allow for a realistic evaluation
of the monitoring methodology, noise
was added to the FCR activation of the
power plant model.
3.3 Minimum tolerance channel width
According to (4) to (10), time periods with
almost no frequency change cause the tolerance
channel bounds to converge. As a
result, noisy RP would be classified as noncompliant
without reasonable justification,
especially in times with small frequency
changes.
A minimum tolerance channel width can
allow for a certain amount of noise (up to
5 % of the offered FCR). The upper and
lower bound with minimum tolerance
channel width P UB/LB,5 are calculated as
P UB,5 (t) = max(P UB,0 (t); P MV,0 (t) + 0.05;
P FCR,set (t)+0.05)(11)
P LB,5 (t) = min(P LB,0 (t); P MV,0 (t) – 0.05;
P FCR,set (t) – 0.05) (12)
where P UB/LB,0 is the upper / lower bound
without minimum tolerance channel width
as calculated according to Section and
P MV,0 (t) = 1 _
2
∙ (P UB,0 (t) + P LB,0 (t)).(13)
The minimum tolerance channel width
provides a minimum distance both to P MV,0 ,
which ensures that slow RP do not violate
the tolerance channel bounds only due to a
small amount of noise, and to P FCR,set (for
fast RP).
Due to the definitions in (11) and (12),
however, there is a rapid transition from
the slow bound with minimum tolerance
channel width to the slow bound without
minimum tolerance channel width in the
case of rapid FCR set-point changes (see
red dotted line in Figure 6 after 0 s as an
example). These rapid changes could lead
to measured values outside the tolerance
channel, which would therefore be considered
non-compliant, if the FCR activation
was previously in the lower (positive setpoint
step) or upper (negative) range of
the tolerance channel. Therefore, in (14)
and (15), the difference between the
bounds of the tolerance channels with and
without minimum tolerance channel
FCR in p.u.
1.5
1
0.5
0
-10 0 10 20 30 40 50 60
width, i.e. P UB,5 – P UB,0 , is delayed by the
1
transfer function G(s) = ______ in order
(0.5.s+1) 3
to smooth the transition:
∆P UB,del (s) = G(s) ∙ (P UB,5 (s) – P UB,0 (s))
(14)
∆P LB,del (s) = G(s) ∙ (P LB,5 (s) – P LB,0 (s))
(15)
Since the tolerance channel should not be
narrowed by this delay, an additional maximum/minimum
calculation is carried out
with P UB,LB,5 (t) in order to arrive at the final
definitions for the upper and lower bound:
P UB,f (t) = max(P UB,5 (t); P UB,0 (t) +
∆P UB,del (t)) (16)
P LB,f (t) = min(P LB,5 (t); P LB,0 (t) +
∆P LB,del (t)) (17)
F i g u r e 6 displays the lower bounds P LB,5 ,
resulting from (12), and P LB,f , including the
additional transition and resulting from
(17). It can be seen that the sudden change
in P LB,5 is smoothed by the transition such
that the RP is granted sufficient reaction
time.
F i g u r e 3 c shows the final tolerance channel
for the FCR set-point shown in F i g u r e
3 a . Now, all data points are within the tolerance
channel, since the new tolerance
bounds allow for a certain level of noise.
3.4 Consideration of a frequency filter
This section deals with the optional consideration
of a possible frequency filter by a
t in s
FCR set
LB DNM (final)
UB DNM (final)
LB DNM (min. tol)
UB DNM (min. tol)
Fig. 6. Minimum tolerance channel width with (final) and without transition (min. tol) for a FCR setpoint
step.
∆f
1
1 + T F s
Low pass filter
Fig. 7. Moving dead band according to [8].
modification of the FCR set-point P FCR,set .
Due to space limitations, only the regulatory
framework and implementation are discussed
here and no simulation results
are shown. The tolerance channels in the
previous sections have been calculated
without taking any frequency filter into account.
According to Annex V SO-GL, a combined
effect of inherent frequency response insensitivity
and a possible frequency response
dead band of 10 mHz is permissible
for the provision of FCR [1]. This
should also be taken into account in the
context of monitoring. Therefore, the effects
of a 10 mHz moving dead band (assuming
no inherent frequency response
insensitivity) on FCR monitoring is considered
and the monitoring procedure is
adjusted accordingly. F i g u r e 7 shows
a typical dead band reported to be used
in conventional power plants [8]. Typical
parameters for the provision of FCR
are:
––
Dead band: c F =10 mHz
––
Filter time constant: T F =30 up to 600 s
For FCR monitoring, filter time constants
between T F =30 s and T F =100 s (common
range) are considered.
In order to create a tolerance channel that
takes a possible frequency filter into account,
the set-point that is used as input for
the calculation of the bounds by (4) – (10)
is calculated from the following FCR setpoints:
––
P FCR,set (∆f), based on the actual frequency
deviation,
ε E
C F
Dead band
ε A
∆f M
∆f A
50

VGB PowerTech 11 l 2021
Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation
––
P FCR,set (∆f A30/100 ), based on the the frequency
deviation filtered by a moving
dead band with T F =30 s or 100 s,
as follows:
P FCR,set,UB = max(P FCR,set (∆f);
P FCR,set (∆f A30 ); P FCR,set (∆f A100 )) (18)
P FCR,set,LB = min(P FCR,set (∆f);
P FCR,set (∆f A30 ); P FCR,set (∆f A100 )) (19)
Thus, the set-point is not necessarily identical
for the two bounds. These set-points
then can be used as inputs for ∑ UB and ∑ LB
without any further modification of the
procedure described in the previous sections.
3.5 Evaluation of the tolerance channel
for a longer time period
The tolerance channels presented in Section
and 3.3 can be used to check whether
the activation of FCR is compliant at the
respective time step. For a product period
of the FCR activation (four hours since 1
July 2020), however, an overall evaluation
of the compliance of FCR activation is difficult.
Therefore, this section proposes an
evaluation method for longer time periods.
The aim of the evaluation is to summarize
the results for a longer time period in
a clear graph. The evaluation method
should also indicate the type of non-compliance.
As a first step, the results of the former sections
are normalized. This allows a comparison
of FCR activation at different time
steps and with different tolerance channel
widths. It is useful to define a reference
value for the representation in a graph. In
this case, the mean value of the final tolerance
channel P MV,f = 0.5∙(P UB,f + P LB,f ) is
used for this. This value also provides information
about the expected FCR activation
and is therefore helpful for the determination
of the type of non-compliance in
the further process.
When normalizing the deviation of the
FCR activation P FCR,act , its difference to the
mean value of the final tolerance channel
P MV,f is normalized to half the final tolerance
channel width:
d norm = ___________
P FCR,act – P MV,f
(20)
P MV,f – P LB,f
The normalized deviation d norm enables
the following classification for each measured
value P FCR,act :
––
|d norm (t)|>1: larger than upper
(d norm (t)|>1) or smaller than lower
bound (d norm (t)1, the value of
d norm (t) gives an indication on how severe
the non-compliance is.
F i g u r e 8 a shows the evaluation of the
pumped storage power plant for a time period
of four hours without considering a
frequency filter. The mean values of the final
tolerance channel P MV,f are plotted on
the x-axis and the associated values of the
normalized deviation d norm on the y-axis.
Since the RP complies with FCR requirements,
all values are within the range
[–1,1].
3.6 Results for different non-compliant
FCR activations
This section presents the evaluation graphs
for various types of non-compliance with
the SO-GL requirements (F i g u r e 8 b )
and explains how these can be assigned using
the graphs. The graphs are only intended
to provide a qualitative overview and
are therefore shown without axes labels.
The axes are identical to F i g u r e 8 a .
The graph at the top left shows delayed FCR
activation. In this case, violations of the tolerance
channel occur for all mean values of
Normalized deviation
Mean value (final)
Bounds of tolerance channel
Under-fulfilled
Limited activation
Fig. 8. a) Evaluation for a longer time period.
b) Evaluation for different types of non-compliance with FCR requirements.
the final tolerance channel, since delayed
activation is independent of the mean value.
In the graph at the top right, FCR activation
is insufficient. The gain factor of FCR
activation in the model of the RP is at 80 %
of the required gain. In this case, there are
no violations of the tolerance channel in
the case of absolute mean values that are
very small, since the impact of the gain remains
within the tolerance channel width.
In the case of large absolute mean values,
however, violations can be observed. Due
to the gain being too small, the result is a
straight line sloping down to the right.
At the bottom left, a superimposition of
under-fulfilment with subsequent over-fulfilment
(120 % of the required gain) can be
seen. This results in an “X”-shape in the
graph as the under-fulfilment is superimposed
with a straight line from the overfulfilment
that is inclined to the lower left.
In the last case, the FCR activation is limited
to 10 % of the offered FCR in both directions.
It can be seen that the activation is
compliant for absolute mean values below
0.1. For larger absolute mean values, the
deviations increase rapidly, since the FCR
activation is not increased or decreased further.
The results in F i g u r e 8 b show that the
evaluation method is able to distinguish
different cases of non-compliance.
51

Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation VGB PowerTech 11 l 2021
4 Conclusion
In this article, a methodology for the separation
of the scheduled power, FCR, aFRR,
and mFRR is presented, which is necessary
to extract the activation of each product in
order to use it for monitoring. For this purpose,
a dynamic activation model is determined
for each product, solely based on
measurement data, which models the provision
in the best possible way. Results for
available real data show deviations from the
real behaviour, but they are significantly
more precise and adequate than previous
methods.
The part of the “Dynamic Normalization
Methodology” (DNM) monitoring concept
presented here enables automatic monitoring
of FCR activation during operation. It
overcomes shortcomings of existing proposals,
in particular with respect to the dynamic
requirements for FCR activation. For
this purpose, tolerance channels are
formed based on the slowest permitted reaction
of a RP. In order to allow for a certain
level of noise in the output power of
the RP, a minimum tolerance channel
width is introduced. A possible frequency
filter can also be taken into account by adjusting
the FCR set-point for the respective
bound. In the subsequent evaluation of the
results with a normalization, a clear representation
of the quality of FCR activation
for longer time periods is made possible.
This allows conclusions to be drawn about
the type of non-compliance.
The methods presented are currently being
tested with real data by TransnetBW
(TSO).
References
[1] European Commission, COMMISSION REG-
ULATION (EU) 2017/1485 – of 2 August 2017
– establishing a guideline on electricity transmission
system operation, 2017. [Online].
Available: https://​eur-lex.europa.eu​/​legal-​
content/​EN/​TXT/​PDF/​?​uri=​
CELEX:32017R1485&​from=​LT
[2] 50hertz, amprion, Tennet, TransnetBW, Revised
prequalification requirements (FCR,
aFRR, mFRR) [in German], 2020. [Online].
Available: https://​www.regelleistung.net​/​
ext/​download/​PQ_​Bedingungen_​FCR_​
aFRR_​mFRR
[3] 50hertz, amprion, Tennet, TransnetBW, Revised
rules for the determination of instantaneous
balancing power [in German], 2018.
[Online]. Available: https://​www.regelleis
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Regelleistungsistwerte
[4] RTE,“Règles Services Système Fréquence,
2018. [Online]. Available: https://​www.
services-rte.com​/​files/​live/​sites/​services-​
rte/​files/​pdf/​role-​gestionnaires/​20181026_​
Regles_​services_​systeme_​frequence.pdf
[5] NERC, Reliability Guideline – Primary Frequency
Control, 2019. [Online]. Available:
https://​www.nerc.com​/​comm/​OC/​RS_​
GOP_​Survey_​DL/​PFC_​Reliability_​Guideline_​rev20190501_​v2_​final.pdf
[6] P. Maucher and H. Lens, Monitoring
the Compliance of Balancing Reserves Power
with the System Operation Guideline
of Continental Europe, Submitted for presentation
at IEEE International Conference
on Communications, Control, and
Computing Technologies for Smart Grids,
2021.
[7] P. Maucher and H. Lens, Monitoring the
Compliance of Frequency Containment Reserves
Activation with the System Operation
Guideline of Continental Europe, in ETG-Kongress,
virtual, 2021.
[8] T. Weissbach and E. Welfonder, Frequenzfilterung
bei der Primärregelung – Vor- und
Nachteile für den Kraftwerks- und Netzbetrieb,
in VGB-Konferenz „Elektrotechnik,
Leittechnik, Informationsverarbeitung“
(KELI), Dresden, 2010.
l
VGB-Standard
Einphasig gekapselte Generatorableitung
Ausgabe 2021 – VGB-S-164-13-2021-03-DE
DIN A4, Print/eBook, 122 S., Preis für VGB-Mit glie der € 200.–, Nicht mit glie der € 300,–, + Ver sand und USt.
Der VGB-Standard „Einphasig gekapselte Generatorableitung“ wurde durch eine VGB-Projektgruppe
erstellt.
Die in der VGB-Fachgruppe „Elektrische Maschinen und Anlagen“ vertretenen Betreiber veranlassten
die Bildung einer Projektgruppe „Generatorableitung“, um konkrete Vorgaben für Auslegung, Errichtung,
Modifizierung, Betrieb und Instandhaltung von einphasig gekapselten Generatorableitungen
und deren Nebenanlagen zu erstellen.
Als wesentliche Grundlage wurde der Abschlussbericht „Heutige Generatorableitungen in Deutschland“
der Firmen BBC, Siemens, KWU, VKR und RWE aus dem Jahr 1986 verwendet. Dieser Abschlussbericht
berücksichtigte damalige Erkenntnisse, schloss Lücken der Regelwerke und schaffte damit
konkrete Voraussetzungen für die Erarbeitung von detaillierten objektspezifischen Unterlagen seit
den 1980er Jahren.
VGB-Standard
Einphasig gekapselte
Generatorableitung
VGB-S-164-13-2021-03-DE
Durch die Projektgruppe erfolgte eine inhaltliche Aktualisierung und Überführung in einen VGB-Standard.
Ziel ist eine weitgehende Harmonisierung bzw. Standardisierung der technischen Ausführungen für hochwertige und gleichzeitig
kostengünstige Generatorableitungen.
Das Thema Qualität/Qualitätssicherung hat in der VGB-Verbandsarbeit einen herausragenden Stellenwert und bedarf einer systematischen
und kontinuierlichen Aufbereitung und Bearbeitung. Aus diesem Grund werden im vorliegenden Standard auch Kriterien für
die Qualitätssicherung definiert.
Die Erarbeitung des vorliegenden VGB-Standards erfolgte gemeinsam durch Betreiber, Hersteller und Servicedienstleister. Neben
den Erfahrungen der beteiligten Unternehmen wurden Erkenntnisse aus einer Studie der Universität Coburg und aus Kurzschlussversuchen
im Rahmen eines VGB-Forschungsprojektes einbezogen, siehe dazu insbesondere das Kapitel „Berechnung“.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB PowerTech e.V.
* Für Ordentliche Mitglieder des VGB PowerTech e.V. ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten. www.vgb.org/vgbvs4om
52

VGB PowerTech 11 l 2021
Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1
Der Weg des KKM in die Stilllegung
Teil 1: Vorbereitung und Rahmenbedingungen
Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute und Martin Saxer
Abstract
The KKM’s path to decommissioning
Part 1: Preparation and framework
conditions
The Mühleberg nuclear power plant (KKM) finally
ceased operations on December 20, 2019.
Following this date several plant modifications
were performed to prepare the site for decommissioning.
On September 15, 2020 KKM became
the first commercial Swiss nuclear power
plant (NPP) to be decommissioned and dismantled.
The decommissioning of the Mühleberg
nuclear power plant is therefore a pioneering
project for BKW and for Switzerland as a whole
and is also attracting attention in the Swiss
media.
With this two-part report, we want to describe
the processes which led to the shutdown of the
plant and the following decommissioning from
the perspective of the people involved at KKM
and summarize some of the lessons learned on
this path. In the first part of the report we will
explain how the decision to shut down KKM
came about, how BKW positioned itself to cope
with the legal and organizational issues involved,
and which safety cases had to be provided.
In the second part of the report we will
describe the technical systems which were built
to prepare for a safe and efficient dismantling.
We will also describe the operational processes
which were introduced to manage the dismantling
processes.
l
Autoren
Dr. Ulrich Bielert
Rezsö Jakab
Stefan Klute
Martin Saxer
BKW Energie AG
Kernkraftwerk Mühleberg
Mühleberg, Schweiz
Das Kernkraftwerk Mühleberg (KKM) hat
am 20. Dezember 2019 den Leistungsbetrieb
endgültig eingestellt. Nach der Etablierung
des technischen Nachbetriebs erfolgte am 15.
September 2020 die endgültige Außerbetriebnahme.
Seitdem befindet sich das Kraftwerk
in der Stilllegung.
Das Kernkraftwerk Mühleberg ist damit das
erste kommerzielle Kernkraftwerk in der
Schweiz, das stillgelegt und zurückgebaut
wird. Die Stilllegung des Kernkraftwerks
Mühleberg hat für die BKW wie auch für die
gesamte Schweiz Pioniercharakter und findet
eine große Aufmerksamkeit in den Schweizer
Medien.
Mit dem vorliegenden zweiteiligen Bericht
wollen wir die Hintergründe für die Außerbetriebnahme
und Stilllegung der Anlage aus
der Sicht der Belegschaft des KKM schildern
und unsere Erfahrungen auf dem Weg in die
Stilllegung weitergeben. Im ersten Teil des
Berichts legen wir dar, wie es zum Entscheid
zur Stilllegung des KKM kam, wie die BKW
sich aufgestellt hat, um die Stilllegung des
KKM zu bewältigen, welche rechtlichen und
organisatorischen Fragen zu klären und welche
Nachweise zu erbringen waren. Im zweiten
Teil beschreiben wir die technischen
Nachrüstungen während der Etablierung des
technischen Nachbetriebs sowie die neu eingeführten
Arbeitsverfahren zur Abwicklung
der Stilllegungsarbeiten.
1 Einleitung
Am 29. Oktober 2013 hat der Verwaltungsrat
der BKW entschieden, dass KKM nur bis
Ende 2019 weiter zu betreiben und es danach
aus unternehmerischen Gründen außer
Betrieb zu nehmen [1]. Unmittelbar
nach dieser Entscheidung begann die BKW
mit den notwendigen Vorbereitungsarbeiten.
Am 20. Dezember 2019 erfolgte die
endgültige Einstellung des Leistungsbetriebs
(EELB) [2] und anschließend begann
die Etablierung des technischen
Nachbetriebs (ETNB), um die Voraussetzungen
für eine sichere und wirtschaftliche
Stilllegung des KKM zu schaffen. Die
ETNB konnte termingerecht am 15. September
2020 mit der endgültigen Außerbetriebnahme
(EABN) abgeschlossen werden
[3]. Seitdem befindet sich das Kraftwerk
offiziell in der Stilllegung.
Das Kernkraftwerk Mühleberg ist damit
das erste kommerzielle Kernkraftwerk in
der Schweiz, das endgültig außer Betrieb
genommen wurde und zurückgebaut wird.
Daher waren zu Beginn der Vorbereitungsarbeiten
viele Fragen auch in Bezug auf die
Interpretation des anzuwendenden Regelwerks
offen. Die Stilllegung des Kernkraftwerks
Mühleberg hat für die BKW wie auch
für die gesamte Schweiz Pioniercharakter
und findet auch eine große Aufmerksamkeit
in den Schweizer Medien.
Mit dem vorliegenden ersten Teil des Berichts
wollen wir die Hintergründe für die
Außerbetriebnahme und Stilllegung der
Anlage aus der Sicht der Belegschaft des
KKM schildern und unsere Erfahrungen
auf dem Weg in die Stilllegung weitergeben.
Entsprechend werden wir im Folgenden
darlegen, wie es zum Entscheid zur
Stilllegung des KKM kam, wie die BKW sich
aufgestellt hat, um das Pionierprojekt der
Stilllegung eines Kernkraftwerks in der
Schweiz zu bewältigen, welche rechtlichen
und technischen Fragen zu klären waren
und was wir daraus gelernt haben. Der Bericht
wurde rund ein Jahr nach der EABN
verfasst. Einerseits hatten wir damit die
Gelegenheit, Erfahrungen mit den neu installierten
Systemen und den neuen Aufgaben,
Prozessen und Organisationsstrukturen
zu sammeln, andererseits ist die Erinnerung
an den Weg, der uns in die
Stilllegung führte, noch frisch.
2 Der Entscheid zur Stilllegung
des KKM
Ende des ersten Jahrzehnts des 21. Jahrhunderts
erlebte die Kernenergie in der
Schweiz eine Renaissance, die zur Initiierung
der Planung für mehrere Neubauprojekte
in der Schweiz führte. So wurde am 4.
Dezember 2008 ein Rahmenbewilligungsgesuch
für den Bau eines neuen Leichtwasserreaktors
in Niederruntigen (also in unmittelbarer
Nähe zum bestehenden Kernkraftwerk
Mühleberg) gestellt, zu dem das
Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat
(ENSI) – die Aufsichtsbehörde über
die Kernanlagen in der Schweiz – im September
2010 eine positive Stellungnahme
veröffentlichte [4] und das auch bei der
Bevölkerung des Kantons Bern eine breite
53

Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1 VGB PowerTech 11 l 2021
Zustimmung fand. Diese Entwicklung kam
am 11. März 2011 mit dem Tohoku-Erdbeben
[5] und dem darauffolgenden Reaktorunfall
von Fukushima zu einem abrupten
Ende [6].
Die Ereignisse in Japan hatten auch große
Auswirkungen auf die bestehenden
Schweizer Kernkraftwerke. Unmittelbar
nach dem Unfall forderte das ENSI eine
Überprüfung der Auslegung der bestehenden
Anlagen [7]. Dafür legte das ENSI die
Randbedingungen für die Nachweisführung
neu fest [8]. Noch während der Überprüfung
der Auslegung wurden vom ENSI
erste Nachrüstmaßnahmen und zusätzliche
Nachweise gefordert [9].
Die von der Aufsichtsbehörde angeordnete
Überprüfung der Auslegung ergab, dass
die Schweizer Kernkraftwerke die Anforderungen
erfüllten. Alle erforderlichen
Nachweise konnten innerhalb des vorgegebenen
engen Zeitrahmens erbracht werden
[10, 11]. Trotzdem stellte das ENSI im weiteren
Verlauf verschiedene Nachrüstforderungen.
In der „Sicherheitstechnischen Stellungnahme
zum Langzeitbetrieb des Kernkraftwerks
Mühleberg“ [12] formulierte das
ENSI verschiedene Forderungen als Voraussetzungen
für einen unbefristeten
Langzeitbetrieb.
Die beiden großen Nachrüstthemen „zusätzliche
Kühlwasserversorgung“ und „Verbesserung
im Bereich der Brennelementlagerbecken“
waren damit endgültig zu den
Schlüsselthemen für einen allfälligen
Langzeitbetrieb des KKM geworden.
Unter hohem Zeitdruck wurden im Folgenden
im Projekt DIWANAS (Diversitäre
Wärmesenke und Nachwärmeabfuhrsystem)
verschiedene Nachrüstkonzepte erarbeitet.
Die ersten Nachrüstkonzepte wurden
der Aufsichtsbehörde Mitte 2012 eingereicht
und gleichzeitig die Konzeptfreigabe
beantragt. Bei der weiteren Ausarbeitung
der Konzepte kam es mehrmals
zu Änderungen. Dabei zeigte sich insbesondere,
dass die ursprünglichen Annahmen
zu den Nachrüstkosten zu optimistisch
waren.
Aus den Diskussionen über die Realisierung
der für einen Langzeitbetrieb erforderlichen
Nachrüstungen resultierten
schließlich drei Varianten:
––
Weiterbetrieb bis 2017 ohne Umsetzung
größerer Nachrüstprojekte
––
Weiterbetrieb bis 2019 mit Umsetzung
der Nachrüstprojekte in einem reduzierten
Umfang
––
Unbefristeter Weiterbetrieb (im Rahmen
der Schweizer Gesetzgebung, das heißt
solange die Anlage sicher betrieben werden
kann) mit einer vollständigen Umsetzung
aller Nachrüstprojekte
Auf Basis der erstellten Projektunterlagen
erfolgte die betriebswirtschaftliche Bewertung
der drei Varianten. Nach Abwägung
aller Chancen und Risiken sowie unter Berücksichtigung
der erwarteten Entwicklung
des Strommarkts entschied der Verwaltungsrat
am 29. Oktober 2013, die vollständigen
Nachrüstprojekte aus unternehmerischen
Überlegungen nicht umzusetzen,
sondern das Kernkraftwerk nur
bis 2019 zu betreiben. An dieser Stelle
möchten wir betonen, dass zum Zeitpunkt
der Entscheidung eine technisch umsetzbare
und genehmigungsfähige Projektvariante
für den unbefristeten Weiterbetrieb
vorlag.
Im Hinblick auf einen befristeten Weiterbetrieb
des KKM bis 2019 verfügte das ENSI
am 14. November 2013 die nachfolgenden
Forderungen 1 [13, 14]:
––
Erstellung von Unterlagen zur endgültigen
Außerbetriebnahme in 2019
––
Erstellung eines Konzepts zur Berücksichtigung
der Materialalterung von mechanischen
Komponenten der Sicherheitsklasse
SK4 (*)
––
Austausch von 1E-Kabeln der Sicherheitssysteme
im Reaktorgebäude (*)
––
Aktualisierung der thermohydraulischen
und bruchmechanischen Analysen
zum Integritätsnachweis des Reaktordruckbehälters
(*)
––
Nachweis ausreichender Sicherheitsmargen
für den Kernmantel ohne Umsetzung
des Instandhaltungskonzepts (*)
––
Erstellung eines Konzepts zur Überprüfung
des Materialzustands des Primärcontainments
an unzugänglichen Stellen
(*)
––
Aktualisierung der Sicherheitsnachweise
für verschiedene Störfälle (*)
––
Sicherheitstechnische Bewertung der
Nachrüstung einer diversitären, automatischen
Auslösung der Sicherheitsfunktion
„Kühlmitteleinspeisung in den RDB 2 “
(*)
––
Sicherheitstechnische Bewertung der
Nachrüstung einer automatischen Auslösung
der Reaktorschnellabschaltung bei
hohem RDB-Füllstand sowie weiterer diversitärer
Maßnahmen zur Sicherstellung
des Überspeisungsschutzes des RDB
(*)
––
Umsetzung von Maßnahmen zur Reduktion
von potenziellen, seismisch bedingten
Leckagen aus dem Bereich des Brennelementlagerbecken-Kühlkreislaufs
––
Nachrüstung eines zusätzlichen, erdbebenfesten
Anschlusses im SUSAN-Kühlwassersystem
3 für den Einsatz mobiler
Pumpen
––
Umsetzung von Maßnahmen zur Reduktion
der Gefährdung aufgrund von erdbebeninduzierter
Überflutung
1
Bereits bestehende Forderungen oder darauf
basierende Forderungen sind mit einem Stern
(*) gekennzeichnet
2
RDB – Reaktordruckbehälter
3
SUSAN – Spezielles Unabhängiges System zur
Abfuhr der Nachzerfallswärme. Nachrüstung
von Notstandssystemen im KKM
––
Nachrüstung einer zusätzlichen, von der
Aare unabhängigen Kühlwasserversorgung
für die SUSAN-Notstandssysteme
––
Aufzeigen, dass auch ohne Realisierung
der zusätzlichen, erdbebenfesten und
überflutungssicheren sowie von der Aare
unabhängigen Kühlwasserversorgung
ein ausreichender Sicherheitsgewinn für
die verbleibende Betriebszeit erzielt werden
kann
––
Aufzeigen, dass auch ohne Realisierung
eines zusätzlichen Nachwärmeabfuhrsystems
ein ausreichender Sicherheitsgewinn
für die verbleibende Betriebszeit
erzielt werden kann
––
Aufzeigen, dass auch ohne Realisierung
eines erdbebenfesten und überflutungssicheren
Brennelementlagerbecken-
Kühlsystems ein ausreichender Sicherheitsgewinn
für die verbleibende Betriebszeit
erzielt werden kann
––
Durchführung einer erweiterten Analyse
zur Auswirkung von Bränden und Überflutungen
im Reaktorgebäude
––
Aufzeigen, dass alle angemessenen Maßnahmen
zu einer weiteren Verminderung
der Gefährdung durch Brände und
Überflutung getroffen wurden
Die aufgeführten Forderungen wurden alle
fristgerecht bearbeitet, der Aufsichtsbehörde
eingereicht und von dieser akzeptiert.
3 Das Projekt Stilllegung
Schon während der Ausarbeitung der vorstehend
geschilderten Nachrüstprojekte
wurden parallel auch Überlegungen zu einer
möglichen Stilllegung des KKM im
Sinne einer Eventualplanung durchgeführt.
Mit dem Entscheid, das KKM nur bis
2019 weiterzubetreiben, wurden einerseits
natürlich die Arbeiten am Nachrüstprojekt
DIWANAS gestoppt, andererseits bekamen
viele bisher nur hypothetische Betrachtungen
zur Stilllegung nun höchste
Priorität.
Schnell war klar, dass das Wissen und die
Erfahrung der Mitarbeitenden des KKM
auch für die Stilllegung genutzt werden
sollte und dass damit eine Vergabe der
Stilllegung als Gesamtprojekt an einen Generalunternehmer
nicht infrage kam.
Für die Vorbereitung und Umsetzung
der Stilllegung war eine Organisation zu
schaffen, die einerseits die Anlagenkenntnisse
der Betriebsmannschaft des KKM
nutzt und andererseits die übergeordneten
Anforderungen eines Großprojekts erfüllt.
Bereits 2012 wurde ein Projekt aufgesetzt,
dass sich mit Fragen rund um die Organisation,
die benötigte Personalstärke, notwendige
Kompetenzen für die sichere Aufrechterhaltung
des Technischen Nachbetriebs
einerseits und für die Durchführung der
Rückbauarbeiten andererseits, auseinandersetzte.
Weitere Überlegungen galten der
Wahl der geeigneten Aufbauorganisation.
54

VGB PowerTech 11 l 2021
Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1
Die Organisationsform der Stilllegung des
KKM basiert auf einer Matrixorganisation
bestehend aus der Projektorganisation und
der Standortorganisation (siehe B i l d 1 ).
Ziel dieser Organisationsform ist die Sicherstellung
einer nachvollziehbaren und
umsetzbaren Abgrenzung der Verantwortung
zwischen Standortleiter (verantwortlich
für die nukleare Sicherheit) und Gesamtprojektleiter
(verantwortlich für die
wirtschaftliche Umsetzung der Stilllegung).
Die Linienorganisation am Standort KKM
wurde für die Stilllegung schrittweise angepasst.
Die für die Nachrüstprojekte gebildete
Abteilung „Projekte“ wurde in einem ersten
Schritt in die Abteilung „Rückbau“ umgewandelt.
Im weiteren Verlauf wurde die
Strukturen der Abteilungen schrittweise
umgebaut, um die neuen Anforderungen
besser abzubilden und die Mitarbeitenden
frühzeitig in neue Aufgabengebiete einzuführen
(siehe dazu auch Abschnitt 6). Während
die Linienorganisation im Leistungsbetrieb
aus 7 Abteilungen mit insgesamt 21
Ressorts bestand, sind es in der Stilllegung
noch 3 Abteilungen mit 9 Ressorts, welche
die Belange des Nachbetriebs abdecken, sowie
die Abteilung Rückbau mit 4 Ressorts,
die für alle Arbeiten zur Planung und Umsetzung
des Rückbaus zuständig ist.
Das Gesamtprojekt Stilllegung KKM ist hierarchisch
in drei technische Programme sowie
zwei Querschnittsfunktionen gegliedert.
Die Leitung des Gesamtprojekts erfolgt
durch den Gesamtprojektleiter (GPL), der
mit den drei Programmleitern (PL) und
den Leitern der beiden Querschnittsfunktionen
die Projektleitung bildet.
Die Projektleitung hat einen direkten
Zugriff auf die Konzernquerschnittsfunktionen
Beschaffung, Controlling, Finanzen,
Informatik, Kommunikation, Human Ressources
(HR) sowie die technischen Dienste
und Engineering-Dienstleistungen.
Das Kernteam der Projektorganisation besteht
aus Mitarbeitenden der BKW, die entweder
vollständig dem Projekt zugeordnet
sind oder zeitweise funktionsbezogen für das
Projekt arbeiten. Weitere Mitarbeitende aus
dem KKM arbeiten funktionsbezogen aus ihrer
bestehenden Linienfunktion für das Gesamtprojekt
bzw. einzelne Programme.
Das Programm „Demontage und Materialbehandlung“
steuert die Abläufe der Demontagen,
die Materialbehandlung sowie
die gesamte Logistik (zum Beispiel Transportwege,
Pufferflächen, etc.). Der Programmleiter
„Demontage und Materialbehandlung“
ist gleichzeitig der Abteilungsleiter
„Rückbau“ in der Standortorganisation.
Das Programm „Entsorgung“ verantwortet
die Entsorgungsplanung und -durchführung
außerhalb des KKM Areals (unter anderem
Beschaffung der Lager- und Transportbehälter
für radioaktive Abfälle, Abklinglagerung,
konventionelle Entsorgung).
a)
Konzernleitungsausschuss
Technische Kommission
Projektsteuerungsausschuss
Gesamtprojektleitung
Assistenz
Finanzen & Controlling
Project Offfice
Beschaffung
Kommunikation
Demontage und
Materialbehandlung
Nach· und Rückbaubetrieb
Entsorgung
Verfahren und
Dokumentation
Projektsteuerung
Ausschüsse/Projektorgane Gesamtprojekt Programme/Querschnittsfunktionen Konzerndienstleistung/Shared Service Mitarbeitende
b)
Projekt-Org.
Standort-Org.
Projekt·
steuerung
Verfahren und
Dokumentation
Rückbau Anlage Dienste Überwachung
Demontage &
Mat. Behandlung
Nach &
Rückbaubetrieb
Entsorgung
Projekt 1
Projekt 2
Projekt 3
Projekt 4
Betriebspaket
Betriebspaket
Bild 1. Matrixorganisation für die Stilllegung des KKM – a) Liniensicht b) Projektsicht.
55

Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1 VGB PowerTech 11 l 2021
Das Programm „Nach- und Rückbaubetrieb“
steuert alle Aktivitäten in Zusammenhang
mit den Systemanpassungen,
den Systemaußerbetriebnahmen und der
Installation und Inbetriebnahme von Ersatzsystemen.
Die Querschnittsfunktion „Verfahren und
Dokumentation“ führt und koordiniert
die Planung, Auslegung und Erstellung der
Unterlagen für die Freigabeanträge der Etablierung
des Technischen Nachbetriebs,
der vorbereitenden Maßnahmen und der
Stilllegungsphasen. Die Organisationseinheit
verantwortet sämtliche Kommunikation
und Koordination mit den beteiligten
Behörden im Bundesverfahren sowie im
Aufsichtsverfahren zur Stilllegung des
KKM.
Darüber hinaus bildet die Querschnittsfunktion
die Schnittstelle zur extern beauftragten
Umweltbaubegleitung (UBB), koordiniert
die Arbeiten mit den BKW internen
Stellen und sorgt dafür, dass die in der
Verfügung festgelegten umweltrelevanten
Maßnahmen während der Stilllegung des
KKM umgesetzt werden.
Die Querschnittsfunktion „Projektsteuerung“
verantwortet die Sicherstellung der
organisatorischen und technischen Infrastruktur
für eine effiziente Projektführung
und -steuerung. Darüber hinaus sind die
Unterstützungsfunktionen des Gesamtprojekts
wie das Projektmanagementoffice
(PMO), das Risikomanagement und die
Terminplanung in dieser Organisationseinheit
angegliedert.
Die Organisation wird in Abhängigkeit des
Planungs- und Rückbaufortschritts und den
einhergehenden Veränderungen in der Anlage
adaptiert. Von der Organisation erfordert
dies hohe Flexibilität, die es ihr ermöglicht,
sich an die unterschiedlichen Stilllegungsphasen
mit den gegebenen fachlichen
und methodischen Schwerpunkten anzupassen.
Dazu gehört die Sicherstellung der
zugehörigen personellen Ressourcen mit
erforderlichen Qualifikationen.
4 Das rechtliche Verfahren
Gemäß Kernenergiegesetz (KEG) Art. 26
[15] muss der Eigentümer seine Kernanlage
stilllegen, wenn er sie endgültig außer
Betrieb genommen hat. Er muss dabei insbesondere:
––
die Anforderungen der nuklearen Sicherheit
und Sicherung erfüllen;
––
die Kernmaterialien in eine andere Kernanlage
verbringen;
––
die radioaktiven Teile dekontaminieren
oder als radioaktive Abfälle behandeln;
––
die radioaktiven Abfälle entsorgen;
––
die Anlage bewachen, bis alle nuklearen
Gefahrenquellen daraus entfernt sind.
Das Kernenergiegesetz verlangt in Art. 27
die Vorlage eines „Stilllegungsprojekts“
(Gesamtheit der einzureichenden Unter-
18.12.2015 Einreichung des Stilllegungsgesuchs
Öffentliche Auflage Gesuch (1 Monat)
Stellungnahme der Kantone BE, FR, NE, SO und VD (3 Monate)
lagen), in dem unter anderem die Phasen
und der Zeitplan der Stilllegung darzulegen
sind. Das Stilllegungsprojekt beschreibt
auch die gegenseitige Abgrenzung
der geplanten Stilllegungsphasen. Über
die Stilllegungsverfügung werden entsprechend
Art. 46 Kernenergieverordnung
(KEV) [16] die Stilllegungsphasen festgelegt.
Die Umsetzung der Vorgaben aus KEG und
KEV wird in der Schweiz vor allem durch
Richtlinien der Aufsichtsbehörde ENSI geregelt.
Für die Stilllegung von Kernanlagen
ist unter anderem die Richtlinie ENSI-G17
[17] relevant. Darüber hinaus sind natürlich
auch in der Stilllegung die Vorgaben
des Strahlenschutzes, insbesondere des
Strahlenschutzgesetzes (StSG) [18], der
Strahlenschutzverordnung (StSV) [19] und
der einschlägigen ENSI-Richtlinien [20-27]
zu beachten.
Für das erste Stilllegungsprojekt eines kommerziellen
Kernkraftwerks in der Schweiz
bestand die Herausforderung also nicht darin,
dass es keine relevanten Regelungen
gegeben hätte, sondern eher darin, dass es
weder auf Betreiberseite noch auf Behördenseite
Erfahrungen mit der Anwendung
und Interpretation des Regelwerks gab. Die
Interpretation und der Umgang mit dem
Regelwerk musste als“o im laufenden Verfahren
erst erarbeitet werden.
Zunächst war zu klären, wer der eigentliche
Adressat des Stilllegungsprojekts ist.
Die Zuständigkeit für den Erlass einer Stilllegungsverfügung
liegt beim Eidgenössischen
Departement für Umwelt, Verkehr,
Energie und Kommunikation (UVEK), wobei
das Verfahren durch das Bundesamt für
Energie (BFE) geführt wurde. Bei der Bearbeitung
des Gesuchs stützte sich das BFE
auf ein Fachgutachten des Eidgenössischen
Nuklearsicherheitsinspektorats (ENSI)
und die Stellungnahme der Eidgenössischen
Kommission für Nukleare Sicherheit
(KNS) zu diesem Fachgutachten. Weiterhin
sah das Verfahren eine öffentliche
Auflage mit der Möglichkeit zur
Einsprache für die betroffenen Parteien
vor. Außerdem war klar, dass nach der Erteilung
der Stilllegungsverfügung alle betroffenen
Parteien ein Beschwerderecht
haben würden, sodass mit einem längeren
Rechtsmittelverfahren zwischen der Ausstellung
der Stilllegungsverfügung und der
Rechtskraft dieser Verfügung gerechnet
werden musste.
Da somit zwar das Verfahren zur Ausstellung
der Stilllegungsverfügung zeitlich gut
planbar war, der weitere Verlauf der zu erwartenden
Rechtsmittelverfahren aber
nicht, schien es ratsam, einerseits das Stilllegungsprojekt
möglichst frühzeitig beim
BFE einzureichen und das Projekt andererseits
so aufzustellen, dass auch während
allfälliger Einsprachen ausgewählte vorbereitende
Tätigkeiten im KKM möglich
wären. Die resultierende Planung für
den Verfahrensablauf ist in B i l d 2 dargestellt.
Welche Auswirkungen sich durch
diese Verfahrensfragen auf die technische
Seite der Stilllegung ergeben haben, wird
in den nachfolgenden Abschnitten aufgezeigt.
Das Stilllegungsgesuch mit den Unterlagen
zum Stilllegungsprojekt wurde schließlich
am 18. Dezember 2015 durch die BKW
beim Bundesamt für Energie eingereicht
[28]. Das Gutachten des ENSI zum Stilllegungsprojekt
des KKM lag am 30. August
2017 vor [29]. Parallel zur Erarbeitung des
Gutachtens durch das ENSI erfolgte die öffentliche
Auflage der Gesuchsunterlagen
für einen Monat ab April 2016. Im Auflageverfahren
wurden lediglich acht Einsprachen
eingereicht. Weiterhin wurden von
den Kantonen Bern, Solothurn, Freiburg,
Neuenburg und Waadt sowie verschiedenen
Bundesämtern Stellungnahmen abgegeben.
Durch die KNS wurde eine Stellung-
Sicherheitstechnische Prüfung durch Behörden (BFE, ENSI)
20.06.2018 Ausstellen der
Stilllegungsverfügung durch UVEK
Allfälliges Rechtsmittelverfahren
20.12.2019
Endgültige Einstellung
des Leistungsbetriebs
2016 April 2017 2018 2019 2020
BFE: Bundesamt für Energie
ENSI: Eidgenössisches Nuklearsicherheitsinspektorat
UVEK: Eidg. Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation
Das BFE leitet das Stilllegungsverfahren
Stilllegungsverfahren
Bild 2. Verfahrensablauf Stilllegung.
56

VGB PowerTech 11 l 2021
Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1
nahme zum Gutachten des ENSI erstellt
[30]. Alle diese Beiträge wurden schließlich
in der Stilllegungsverfügung des UVEK
vom 20. Juni 2018 [31] berücksichtigt.
Nachdem gegen die Stilllegungsverfügung
keine Rechtsmittel eingelegt wurden, erlangte
die Verfügung am 6. September
2018 Rechtskraft.
Die Stilllegungsverfügung enthält verschiedene
Auflagen, die bei der detaillierten
Ausarbeitung der verschiedenen Stilllegungsphasen
jeweils zu berücksichtigen
waren bzw. sind.
Ein wichtiger Punkt der Stilllegungsverfügung
betraf die sogenannte Etablierung
des technischen Nachbetriebs. Diese wurde
als Voraussetzung festgelegt, um die
Stilllegungsphase 1 zu beginnen. Als Resultat
war die Stilllegungsverfügung nach
Ablauf der Einsprachefrist somit rechtskräftig.
Sie erlangte ihre Rechtswirksamkeit
aber erst mit der Feststellung der erfolgreichen
Etablierung des technischen
Nachbetriebs durch die Aufsichtsbehörde
ENSI am 15. September 2020.
5 Ablauf der Arbeiten
Betriebsbewilligung Stilllegungsverfügung 2. Verfahren
Einreichung
Stilllegungsgesuch
Leistungsbetrieb und
Vorbereitung Stilllegung
Endgültige
Einstellung
Leistungsbetrieb
Bild 3. Phasen der Stilllegung.
ETNB
Endgültige Brennelementfreiheit
Behörde gibt Anlage frei:
Ausserbetriebnahme
Keine radiologische
Gefahrenquelle mehr
Vorbereitung Rückbau
SP1
SP2 SP3
im Reaktorgebäude
2019 2020
2024
2031
2034
heute
Erste Demontagen im Nuklearer Rückbau - Nuklearer Rückbau - Konventioneller Rückbau
Maschinenhaus Abtransport Entfernen aller
Brennelemente Radioaktivität
Das Stilllegungsprojekt [28], das der Genehmigungsbehörde
eingereicht wurde
und die Grundlage für die Stilllegungsverfügung
bildet, sieht wie in B i l d 3 dargestellt
drei Stilllegungsphasen vor:
Die Stilllegungsphase 1 (SP1) umfasst unter
anderem den Beginn der Demontagen
von aktivierten Bauteilen aus dem RDB
und von mit der EABN obsolet gewordenen
Einrichtungen. Des Weiteren wird im Maschinenhaus
die Infrastruktur für die Materialbehandlung
eingerichtet und in Betrieb
genommen. Die Phase schließt mit der
vollständigen Entfernung des Kernbrennstoffs
vom Areal des KKM ab.
In der Stilllegungsphase 2 (SP2) erfolgen
Demontage und Zerlegung aller Einrichtungen
in der kontrollierten Zone mithilfe
unterschiedlicher thermischer und
mechanischer Zerlegeverfahren sowie
die Dekontamination und Behandlung
von Materialien. Die Phase gilt mit erfolgreicher
Freimessung der Gebäude als beendet.
Die dritte Stilllegungsphase (SP3) ist geprägt
durch die Feststellung, dass das KKM
keine radiologische Gefahrenquelle mehr
darstellt.
Weiterhin wurde vor der eigentlichen Stilllegung
eine weitere Phase zur Etablierung
des technischen Nachbetriebs vorgesehen.
Ziele dieser inzwischen bereits abgeschlossenen
Phase waren der frühzeitige Transfer
der Brennelemente ins Brennelementlagerbecken
(BEB), die Installation bzw. Modifikation
der Systeme zur Kühlung der
Brennelemente, sowie die Trennung des
BEB vom Rest der Anlage. Mit diesen Maßnahmen
wurde die Voraussetzung geschaffen,
dass die nicht mehr benötigten Systeme
aus dem Leistungsbetrieb ohne Wechselwirkungen
mit den neuen Systemen zur
Kühlung der Brennelemente bereits in der
Stilllegungsphase 1 zurückgebaut werden
können (Rückwirkungsfreiheit).
Da zu Beginn des Verfahrens lediglich der
Termin der EELB gegeben war, alle anderen
Termine aber verfahrensbedingten Verzögerungen
hätten unterliegen können, war
es wichtig, die Stilllegung so zu planen,
dass die Gefahr von Verzögerungen bei
den eigentlichen Stilllegungsarbeiten möglichst
vermeidbar blieb. Deshalb wurden
sogenannte vorbereitende Maßnahmen
(VM) definiert. Bei diesen Arbeiten handelte
es sich um Tätigkeiten, die für die Durchführung
der Stilllegung erforderlich sind,
aber nicht direkt zum nuklearen Rückbau
gehören, und daher im Rahmen der Betriebsbewilligung
abgewickelt werden
konnten. Insbesondere gehörten dazu die
Transportbereitstellung von Betonteilen
aus dem Reaktorgebäude und Vorbereitungsarbeiten
zur Einrichtung von Materialbehandlungseinrichtungen
im Maschinenhaus.
Bereits unmittelbar nach der EELB wurden
nicht radioaktive Abfälle und Materialien
entfernt, um deren allfällige Kontamination
durch mögliche Systemöffnungen zu verhindern.
Auch die Entsorgung verschiedener
Betriebsmedien erfolgte bereits in diesem
frühen Stadium. Diese Vorgehensweise
diente der Absenkung des Gefährdungspotenzials
der Anlage (unter anderem Brandlastreduzierung)
und der Optimierung des
Strahlenschutzes (ALARA-Prinzip 4 ).
Voraussetzung für die Durchführung aller
Arbeiten zur Etablierung des Technischen
Nachbetriebs war, dass die Arbeiten keine
unzulässigen Auswirkungen auf den Betrieb
der in dieser Phase noch sicherheitsrelevanten
Systeme hatten (Rückwirkungsschutz).
Im Einzelnen beinhaltete die ETNB folgende
Maßnahmen:
––
Entladen des RDB, Transfer der Brennelemente
ins BEB
––
Etablieren der autarken redundanten
Brennelementlagerbeckenkühlung (Arbek)
––
Anpassungen der Druckluftversorgung
Nachnutzung
des Areals
––
Anpassungen der Lüftungsanlagen
––
Anpassungen der Eigenbedarfsversorgung
––
Weitere Systemänderungen
––
Behandeln und Abtransportieren von
Betriebsabfällen
––
Abklassieren der mit der EELB nicht
mehr sicherheitsrelevanten Systeme sowie
Außerbetriebsetzung und Außerbetriebnahme
der nicht mehr erforderlichen
Systeme respektive Teilsysteme
––
Systemanpassungen und irreversibles
Trennen (elektrisch/mechanisch) nicht
mehr benötigter Systeme von den restlichen
Betriebssystemen
––
Ausführen betrieblicher Tätigkeiten
––
Transportbereitstellung beweglicher Anlageteile
Eine wichtige Planungsgrundlage für die
Stilllegungsphase 1 ist die Erfassung und
Dokumentation des radiologischen Anlagenzustands
mittels der radiologischen Anlagencharakterisierung.
Ausgangspunkt
der Überlegungen ist das im Leistungsbetrieb
geführte Kontaminations- und Dosisleistungskataster.
Für die zu demontierenden
SSK 5 dienen diese Ergebnisse als Planungsansatz,
der durch weitere Probenahmen
und Messungen während der Stilllegung
laufend verifiziert und aktualisiert
wird. Die Messungen zur Charakterisierung
werden unter Berücksichtigung der Untergrundstrahlung,
der Beaufschlagung von
Systemen mit Betriebsmedien sowie der Art
und Geometrie der zu charakterisierenden
Einrichtungen durchgeführt. Ergänzt werden
die Messungen außerdem durch Aktivierungsrechnungen
für ausgewählte Komponenten.
Die radiologische Anlagencharakterisierung
dient als Basis für die Rückbauplanung,
die Ermittlung der Massenströme
der insgesamt anfallenden radioaktiven
Materialien und radioaktiven Abfälle, die
Festlegung des Material- und Abfallkonzepts
und die Transport- und Lagerlogistik.
4
ALARA – As Low As Reasonable Achievable
(Grundsatz im Strahlenschutz)
5
SSK – Systeme, Strukturen und Komponenten
57

Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1 VGB PowerTech 11 l 2021
Parallel zu den Arbeiten der ETNB wurden
vorbereitende Maßnahmen im Maschinenhaus
durchgeführt, welche sich aus Demontage-,
Auf- und Umbauarbeiten zusammensetzen.
Die Durchführung der VM direkt nach der
EELB begründet sich maßgeblich in ihrem
Beitrag zur Erfüllung der Zielsetzungen
„Reduzieren der Kollektivdosis“, „Aufrechterhalten
und Nutzen des Know-hows
und der Betriebserfahrung des Kraftwerkpersonals“
und „rasches Aufbauen der Materiallogistik
zur Sicherstellung eines kontinuierlichen
Materialabflusses“.
Diese Zielsetzungen wurden in den VM
durch das Entfernen von Einrichtungen, dem
Aufbau von Materialbehandlungseinrichtungen
sowie der Schaffung von Transport- und
Pufferflächen erreicht. Die VM fanden ausschließlich
im Maschinenhaus statt.
Für die Planung und Durchführung der VM
war zu berücksichtigen, dass die Tätigkeiten
parallel zu den Transportbereitstellungen
im Reaktorgebäude, den Systemanpassungen
im Maschinenhaus, Wiederholungsprüfungen
und Instandhaltungsarbeiten
sowie den Wareneingängen inklusive
Wareneingangsprüfungen stattfanden.
Im Rahmen der VM wurde daher die Installation
zusätzlicher Hebezeuge, Transportund
Gebäudeöffnungen sowie die Schaffung
von Puffer- und Bearbeitungsflächen
geplant und umgesetzt.
6 Personalentwicklung
Mit dem Übergang vom Leistungsbetrieb
zunächst in die ETNB und dann in die Stilllegung
waren große technische Änderungen
verbunden. Aus diesen Änderungen
ergaben sich neue Aufgabenstellungen für
die Mitarbeitenden mit den Schwerpunkten
Abtransport der Brennelemente, Außerbetriebnahme
von Systemen, Umsetzung
von Änderungen an bestehenden
Systemen und insbesondere Demontage
von Systemen und Komponenten. Seit dem
Entscheid, das KKM ausser Betrieb zu nehmen,
haben sich die Aufgaben und die Stellenprofile
für die Mehrzahl der Mitarbeitenden
grundlegend geändert.
Aus personalpolitischer Sicht waren die
Herausforderungen nach der Bekanntgabe
des Entscheids zur Stilllegung des KKM einerseits
die Sicherstellung eines ausreichenden
Personalbestandes während der
verbleibenden Betriebszeit im Rahmen der
gesetzlichen Anforderungen und andererseits
die Vorbereitung auf die geänderten
Anforderungen an das Personal nach der
endgültigen Einstellung des Leistungsbetriebs.
Diese Themen wurden durch das
BKW interne Projekt „Personal Perspektiven“
(PePe) adressiert. Ziele dieses Projekts
waren die Bindung der Mitarbeitenden an
das KKM durch die Entwicklung von beruflichen
Perspektiven im Rückbau und die
Neuausrichtung der Organisation im Hinblick
auf die ETNB und die Stilllegung.
Dazu wurden mit einer Personal- und Kompetenzbedarfsanalyse
die erforderlichen
Kompetenzen und der Personalbedarf für
die unterschiedlichen Phasen der Stilllegungsarbeiten
ermittelt. Dabei wurde die
Erfassung des für die Stilllegung erforderlichen
Know-hows anhand von Experteneinschätzungen
und internationalen Erfahrungen
vorgenommen. Auf Basis von Tätigkeitsprofilen
wurden Funktionen definiert,
die in der Stilllegungsorganisation wahrgenommen
werden müssen. Dabei wurden in
der Stilllegungsorganisation drei Gruppen
an Funktionen unterschieden: „bestehende
Funktionen in der bestehenden Organisationsform“,
„bestehende Funktionen in einer
veränderten Organisationsform“ und
„neue Funktionen im Rückbau“.
Die erarbeiteten Ergebnisse zum Personalbedarf
und den erforderlichen Kompetenzen
wurden durch den Erfahrungsaustausch
mit deutschen Kernkraftwerken im
Rückbau laufend validiert. Die Anforderungen
an die neue Abteilung Rückbau
wurden durch den Kraftwerksleiter und
den Gesamtprojektleiter definiert.
Das B i l d 4 zeigt die zeitliche Entwicklung
des Personalverlaufs mit Planungsstand
Mitte 2019. Dabei entsprechen die
Balken dem geschätzten Personalbedarf.
Die schwarze Kurve zeigt die natürliche
Entwicklung des Personalbestands unter
Berücksichtigung der regulären Pensionierungen
aufgrund des Alters der Mitarbeitenden.
Die beiden farbigen Kurven berücksichtigen
unterschiedliche Annahmen
über die Fluktuation der Mitarbeitenden
aufgrund der Stilllegung. In den Kurven
sind Ersatzanstellungen für ausscheidende
Mitarbeitende nicht berücksichtigt.
Der dargestellte Personalverlauf wurde zunächst
durch die Abteilungen des KKM in
einem Bottom-Up-Ansatz ermittelt. Um die
Belastbarkeit der Daten zu verbessern, wurde
das Ergebnis innerhalb der BKW einer
unabhängigen Überprüfung unterzogen.
Zusätzlich wurden mehrfach externe Zweitmeinungen
zur Planung eingeholt.
295
Juli 2019
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Personalplanung KKM
Obwohl wir die Planungsgüte des dargestellten
Personalverlaufs als gut erachten,
ist allen Beteiligten bewusst, dass mit weiteren
Änderungen aufgrund von Optimierungen
in der Planung, Anpassungen der
Terminplanung oder aufgrund des Einflusses
von äußeren Rahmenbedingungen zu
rechnen ist.
Die Personalbedarfsplanung zeigt für die
Zeit bis zur Kernbrennstofffreiheit nur einen
geringen Rückgang des Ressourcenbedarfs
gegenüber dem Leistungsbetrieb. Obwohl
sich also die Gesamtzahl der Mitarbeitenden
nur vergleichsweise wenig ändert,
übernehmen viele Mitarbeitende neue
Funktionen und Aufgaben. Trotz sich verändernder
organisatorischer Zugehörigkeit,
Funktion und Aufgaben ist aber trotzdem
sichergestellt, dass die Anlage jederzeit Zugriff
auf das Wissen und die Unterstützung
der erfahrenen Mitarbeitenden hat.
Die Ersatzanstellungen werden entsprechend
der realen Fluktuation vorgenommen.
Für die Deckung des Ressourcenbedarfs
kommen die bei der BKW etablierten
HR-Recruiting-Prozesse, analog dem Leistungsbetrieb,
zur Anwendung.
Als Hilfsmittel für eine personenscharfe
Planung wurde eine Transfermatrix (TMx)
entwickelt. Die Transfermatrix zeigt die erforderlichen
Funktionen. In der Transfermatrix
sind sowohl die Ist-Organisation als
auch die Soll-Organisation ab EELB dokumentiert.
Sie zeigt zudem den Wechsel des
Personals von der Ist- zur Soll-Organisation.
Bereits 2015 wurde mit jedem Mitarbeitenden
ein „TMx-Gespräch“ geführt, indem
die vorgesehene Funktion ab EELB
aufgezeigt wurde.
Im Juni 2018 und im Juni 2019 wurde den
Mitarbeitenden im Rahmen einer Personalinformation
die Organisation per EELB
inklusive aller zugewiesenen Mitarbeitenden
vorgestellt. Vorlaufend zu den geplanten
organisatorischen Änderungen wurde
im September 2018 die Büroraumplanung
vorgestellt und im Frühjahr 2019 umgesetzt.