VGB POWERTECH 11 (2021) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat
VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 11 (2021). Technical Journal of the vgbe energy/VGB PowerTech Association. Energy is us! +++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++ Harald Weber: Grid control with hydrogen storage power plants in future fully regenerative grids /// Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken in zukünftig voll-regenerativen Netzen Philipp Maucher and Hendrik Lens: Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation /// Dynamische Überwachung der Aktivierung der Primärregelleistung Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute and Martin Saxer: The KKM’s path to decommissioning. Part 1: Preparation and framework conditions /// Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1: Vorbereitung und Rahmenbedingungen Mustafa Youssef: Supplementary pre-firing to increase the output of gas and steam turbine plants /// Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der Leistung von Gas- und Dampfturbinenanlagen Stephanie Metzger: The Belt and Road Initiative: The role for coal /// Die Initiative „Belt and Road“: Die Rolle der Kohle Xing Zhang and Simone Meloni: Technology developments in the cofiring of biomass /// Technologische Entwicklungen bei der Mitverbrennung von Biomasse Stefan Mitterer: Digitalization & lubricant analyses – an efficient partnership /// Digitalisierung & Schmierstoffanalysen – eine effiziente Partnerschaft Jan Flötotto and Thomas Brand: Lead-free cables as the solution of the future for offshore wind farms /// Bleifreie Leitungen als Lösung der Zukunft für Offshore-Windparks Green Hydrogen – Ball valves for hydrogen applications - Green Hydrogen /// Kugelhähne für Wasserstoff-Anwendungen Event report/Veranstaltungsbericht: LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen - LKH2 /// Laserkolloquium Wasserstoff 2021 – Veranstaltungsbericht U.S. EIA: International Energy Outlook 2021. With projections to 2050 – Summary /// U.S. EIA: Internationaler Energieausblick 2021 (IEO2021) - Zusammenfassung
VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 11 (2021).
Technical Journal of the vgbe energy/VGB PowerTech Association. Energy is us!
+++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++
Harald Weber: Grid control with hydrogen storage power plants in future fully regenerative grids
/// Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken in zukünftig voll-regenerativen Netzen
Philipp Maucher and Hendrik Lens: Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation /// Dynamische Überwachung der Aktivierung der Primärregelleistung
Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute and Martin Saxer: The KKM’s path to decommissioning. Part 1: Preparation and framework conditions /// Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1: Vorbereitung und Rahmenbedingungen
Mustafa Youssef: Supplementary pre-firing to increase the output of gas and steam turbine plants /// Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der Leistung von Gas- und Dampfturbinenanlagen
Stephanie Metzger: The Belt and Road Initiative: The role for coal /// Die Initiative „Belt and Road“: Die Rolle der Kohle
Xing Zhang and Simone Meloni: Technology developments in the cofiring of biomass /// Technologische Entwicklungen bei der Mitverbrennung von Biomasse
Stefan Mitterer: Digitalization & lubricant analyses – an efficient partnership /// Digitalisierung & Schmierstoffanalysen – eine effiziente Partnerschaft
Jan Flötotto and Thomas Brand: Lead-free cables as the solution of the future for offshore wind farms /// Bleifreie Leitungen als Lösung der Zukunft für Offshore-Windparks
Green Hydrogen – Ball valves for hydrogen applications - Green Hydrogen /// Kugelhähne für Wasserstoff-Anwendungen
Event report/Veranstaltungsbericht: LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen - LKH2 /// Laserkolloquium Wasserstoff 2021 – Veranstaltungsbericht
U.S. EIA: International Energy Outlook 2021. With projections to 2050 – Summary /// U.S. EIA: Internationaler Energieausblick 2021 (IEO2021) - Zusammenfassung
- No tags were found...
You also want an ePaper? Increase the reach of your titles
YUMPU automatically turns print PDFs into web optimized ePapers that Google loves.
<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Generation</strong> <strong>and</strong> <strong>Storage</strong> <strong>of</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong><br />
<strong>11</strong> <strong>2021</strong><br />
Focus<br />
• Grid stability<br />
• Decommissioning<br />
Dynamic monitoring <strong>of</strong><br />
frequency containment<br />
reserve activation<br />
Grid control with<br />
hydrogen storage<br />
power plants<br />
in future fully<br />
regenerative grids<br />
SAVE THE DATE<br />
vgbe Expert Event<br />
Ecology <strong>and</strong> Environment<br />
in Hydropower 2022<br />
1 & 2 June 2022<br />
Web Conference<br />
Lead-free cables <strong>for</strong><br />
<strong>of</strong>fshore wind farms<br />
The KKM’s path to<br />
decommissioning<br />
Publication <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. l www.vgb.org<br />
vgbe eehpp2022-std.indd 1 10.12.<strong>2021</strong> <strong>11</strong>:02:19<br />
ISSN 1435–3199 · K 43600 l <strong>International</strong> Edition
22. Jahrestagung<br />
2022<br />
Next <strong>Generation</strong> Maintenance – vernetzt, datenbasiert, kollaborativ<br />
22. – 23. März 2022, Berlin<br />
Fachbeiträge der Vorjahre:<br />
3M<br />
Bayer<br />
BASF<br />
BSH Hausgeräte<br />
Clariant<br />
Deutz<br />
Evonik<br />
Georgsmarienhütte<br />
Gerolsteiner Brunnen<br />
GLOBALFOUNDRIES<br />
MIBRAG<br />
Michelin Reifenwerke<br />
PHOENIX CONTACT<br />
SBB<br />
Solvay<br />
thyssenkrupp Steel<br />
Volkswagen<br />
u.v.m.<br />
Die wichtigsten Themen im Überblick<br />
» Digitalisierung mit Mehrwert – Trends und Ansatzpunkte für<br />
die Inst<strong>and</strong>haltung in einer Brownfield-Umgebung<br />
» Anlagenportfolio und Kosten im Blick – Formulieren einer<br />
flexiblen, bedarfsorientierten Inst<strong>and</strong>haltungsstrategie<br />
» Datenmanagement – lästige Pflicht oder Königsdisziplin für<br />
die Maintenance?<br />
» Auf dem Weg zu Predictive Maintenance: Von der Zust<strong>and</strong>serfassung<br />
zur vorausschauenden Wartungsplanung<br />
» Steuern mit Kennzahlen – Monitoring und Verbesserung von<br />
Leistungsprozessen<br />
» Neuerungen der SAP für das technische Asset Management<br />
» Mobile Lösungen für Wartung, Inspektion und wiederkehrende<br />
Prüfungen<br />
» Einsatz von BIM im Asset Life Cycle Management<br />
» Fernwartung/Remote Services: Heraus<strong>for</strong>derungen und Lessons<br />
Learnt bei der Umsetzung<br />
» Anlagenverfügbarkeit sichern durch effizientes Ersatzteil- und<br />
Obsoleszenzmanagement<br />
» Knappe Ressourcen: Kompetenzaufbau und Qualifizierung;<br />
Einsatz von Wissensplatt<strong>for</strong>men<br />
» Mehr Transparenz! Umsetzung von IH-Dashboards zur Steuerung<br />
von Wartungs- und Inst<strong>and</strong>setzungsmaßnahmen<br />
» Inst<strong>and</strong>haltung in der Fabrik 4.0 – Einfluss von Robotik und<br />
Automatisierung auf die Maintenance<br />
» Dokumentation entlang des Lebenszyklus – anlagenbezogene<br />
In<strong>for</strong>mationen zeitnah, lückenlos und „aufw<strong>and</strong>sarm“ erfassen<br />
» Vernetzung und Kollaboration als Wertschöpfungsfaktor<br />
Mitglieder des <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. erhalten 10% Nachlass auf Remote- und 15% Nachlass auf die reguläre Teilnahmegebühr.<br />
Bitte geben Sie bei Ihrer Anmeldung unter www.maindays.de folgenden Code ein: <strong>VGB</strong>MD2022
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Editorial<br />
Cyber security<br />
– An ongoing challenge<br />
Dear Readers,<br />
A major development in the<br />
current ongoing Corona crisis<br />
with its far-reaching consequences<br />
is certainly the<br />
advancing digitalisation that<br />
is reaching far into our everyday<br />
lives <strong>and</strong> our working<br />
lives. Hardly any work process<br />
or our private lives can<br />
still do without digital technology<br />
<strong>and</strong> connection to the<br />
internet. However, the longterm<br />
success <strong>of</strong> digitalisation<br />
will also depend on whether<br />
the people it is supposed to serve also trust it. And this trust<br />
will also depend on how the security situation looks <strong>and</strong> how<br />
trust <strong>and</strong> security are communicated. But it also depends,<br />
starting in the chain <strong>of</strong> security, on each individual <strong>and</strong> the<br />
awareness <strong>of</strong> security. For example, anyone who uses “intelligent”<br />
lighting - a word that is very overused today, but is<br />
popular in marketing <strong>and</strong> rarely reflects its original meaning<br />
- that can be controlled with a smartphone must be aware<br />
that they are ultimately connecting this lamp to the internet<br />
<strong>and</strong> that it can there<strong>for</strong>e, in principle, be controlled by any<br />
device connected to the internet - anywhere in the world.<br />
Currently, IT security is once again the subject <strong>of</strong> public discussion,<br />
because a vulnerability is threatening servers, i.e.<br />
central computer systems, on a broad front. The German<br />
Federal Office <strong>for</strong> In<strong>for</strong>mation Security (BSI) even saw fit to<br />
raise the warning level from orange to red. The vulnerability<br />
is located in a much-used library called Log4j <strong>of</strong> the Java<br />
s<strong>of</strong>tware – i.e. a s<strong>of</strong>tware component that other applications<br />
in turn rely on. The vulnerability can be used to allow attackers<br />
to execute their s<strong>of</strong>tware code on the servers under certain<br />
circumstances. This would allow them to execute malware,<br />
<strong>for</strong> example. The vulnerability now identified is limited<br />
to some versions <strong>of</strong> the Log4j library. However, there is no<br />
complete overview <strong>of</strong> the s<strong>of</strong>tware applications in which the<br />
vulnerable versions <strong>of</strong> Log4j are used. The BSI’s upgrading<br />
is justified by the fact that there have been attacks on servers<br />
worldwide. The installation <strong>of</strong> updates is recommended<br />
– this is basically a proven way to ensure cyber security, because<br />
s<strong>of</strong>tware manufacturers have always been in a race<br />
with malware developers to find possible entry points, but<br />
they also provide timely solutions <strong>and</strong> thus protection. What<br />
is important on the user side, however, is timely patching by<br />
means <strong>of</strong> updates.<br />
Digitalisation in energy technology <strong>and</strong> power generation<br />
has always been an important topic. The days when turbines<br />
were controlled with centrifugal governors are long gone -<br />
although this type <strong>of</strong> control is impressive in its simplicity<br />
<strong>and</strong> precision. The application <strong>of</strong> digital technologies in the<br />
field <strong>of</strong> control <strong>and</strong> regulation has there<strong>for</strong>e also been tried<br />
<strong>and</strong> tested <strong>and</strong> makes an important contribution to the efficient,<br />
safe, environmentally friendly <strong>and</strong> economical operation<br />
<strong>of</strong> energy plants. This has also been accompanied by<br />
“s<strong>of</strong>tware protection” in energy technology, i.e. the <strong>for</strong>wardlooking<br />
development <strong>and</strong> implementation <strong>of</strong> suitable measures<br />
to protect against threats. An example <strong>of</strong> the early joint<br />
work on this challenge is the <strong>VGB</strong> st<strong>and</strong>ard “IT Security <strong>for</strong><br />
<strong>Generation</strong> Plants” (<strong>VGB</strong>-S-175-00-2014-04-DE). Possible<br />
challenges are identified <strong>and</strong> organisational <strong>and</strong> technical<br />
requirements are derived from them to reduce possible impacts<br />
to an acceptable level, supplemented by recommendations<br />
<strong>for</strong> action <strong>and</strong> further sources <strong>of</strong> in<strong>for</strong>mation. In technical<br />
discussions with key stakeholders, the main contents<br />
were discussed <strong>and</strong> the basic feasibility was confirmed. Basic<br />
terms <strong>and</strong> threats are presented <strong>and</strong> derived requirements<br />
are compiled in a structured <strong>and</strong> clear manner. In addition,<br />
recommendations <strong>for</strong> action on the individual requirements<br />
are listed in the <strong>for</strong>m <strong>of</strong> examples <strong>for</strong> better underst<strong>and</strong>ing<br />
<strong>and</strong> <strong>for</strong> quick implementation. Since the life cycle <strong>of</strong> IT technology<br />
<strong>and</strong> system threats are subject to rapid progress, only<br />
fundamental topics are shown.<br />
The legal acts that have come into <strong>for</strong>ce since this publication<br />
was published, both at EU level <strong>and</strong> in the EU member<br />
states, specify the protection required in the digital sphere,<br />
including <strong>for</strong> energy generation, which is considered a “critical<br />
infrastructure” with as particularly sensitive sector.<br />
The industry’s <strong>for</strong>ward-looking approach to the topic <strong>of</strong> “cyber<br />
security – IT security” at vgbe energy* shows how joint<br />
early action can deal with challenges in a targeted <strong>and</strong> efficient<br />
manner – also in the area <strong>of</strong> digitalisation <strong>and</strong> its impressive<br />
dynamics.<br />
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />
Editor in Chief<br />
vgbe energy*<br />
Essen, Germany<br />
* vgbe energy has been the new br<strong>and</strong> identity <strong>of</strong><br />
<strong>VGB</strong> PowerTech since September <strong>2021</strong>.<br />
1
Editorial <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Cyber Security<br />
– Eine permanente Heraus<strong>for</strong>derung<br />
Liebe Leserinnen und Leser,<br />
eine wesentliche Entwicklung<br />
in der aktuellen weiter anhaltenden<br />
Corona-Krise mit ihren<br />
weitreichenden Folgen ist<br />
sicherlich die <strong>for</strong>tschreitende<br />
weit in unseren Alltag und unser<br />
Arbeitsleben hineinreichende<br />
Digitalisierung. Kaum ein Arbeitsprozess<br />
oder unser privates<br />
Leben kommt noch ohne digitale<br />
Technik und Anbindung an<br />
das Internet aus. Der langfristige<br />
Erfolg der Digitalisierung wird<br />
aber auch davon abhängen, ob<br />
die Menschen, denen er ja dienen<br />
soll, der Digitalisierung<br />
auch vertrauen. Und dieses Vertrauen wird auch davon abhängen,<br />
wie die Sicherheitslage aussieht und wie Vertrauen und Sicherheit<br />
vermittelt werden. Dabei kommt es aber auch, und beginnend in<br />
der Kette der Sicherheit, auf jeden einzelnen an und das Bewusstsein<br />
für Sicherheit. Wer zum Beispiel „intelligente“ – ein heute sehr<br />
überstrapaziertes aber im Marketing gern verwendetes Wort, das<br />
nur noch selten seine ursprüngliche Bedeutung widerspiegelt –<br />
Leuchtmittel verwendet, die mit dem Smartphone gesteuert werden<br />
können, muss sich bewusst sein, dass er diese Lampe letztendlich<br />
an das Internet anschließt und sie damit vom Grundsatz her<br />
von jedem beliebigen am Internet angeschlossenen Gerät – weltweit<br />
– gesteuert werden kann.<br />
Aktuell mach die IT-Sicherheit erneut öffentlich von sich reden, denn<br />
eine Schwachstelle bedroht auf breiter Front Server, also zentrale<br />
Computersysteme. Das deutsche Bundesamt für Sicherheit (BSI)<br />
in der In<strong>for</strong>mationstechnik sah sich sogar veranlasst, die Warnstufe<br />
von Orange auf Rot hoch zu setzen. Die Schwachstelle befindet<br />
sich in einer viel benutzten Bibliothek mit dem Namen Log4j der<br />
Java-S<strong>of</strong>tware – also einer S<strong>of</strong>twarekomponenten, auf die wiederum<br />
<strong>and</strong>ere Anwendungen zurückgreifen. Die Sicherheitslücke kann<br />
dafür verwendet werden, dass Angreifer unter Umständen ihren<br />
S<strong>of</strong>twarecode auf den Servern ausführen können. Damit könnten<br />
sie zum Beispiel Schadprogramme ausführen. Die jetzt identifizierte<br />
Schwachstelle ist auf einige Versionen der Bibliothek Log4j beschränkt.<br />
Allerdings gibt es keinen vollständigen Überblick dazu, in<br />
welchen S<strong>of</strong>twareanwendngen die gefährdeten Versionen von Log4j<br />
genutzt werden. Die Höherstufung des BSI wird damit begründet,<br />
dass es weltweit Angriffe auf Server gegeben habe. Die Installation<br />
von Updates wird empfohlen – dies ist ein grundsätzlich probater<br />
Weg, um Cybersicherheit zu gewährleisten, denn S<strong>of</strong>twarehersteller<br />
liefern sich mit den Entwicklern von Schads<strong>of</strong>tware seit jeher ein<br />
Rennen rund um mögliche Einfallstore, liefern aber auch zeitnah<br />
Lösungen und damit Schutz. Wichtig ist auf Anwenderseite aber das<br />
zeitnahe Patchen mittels der Updates.<br />
Digitalisierung in der Energietechnik und Energieerzeugung ist seit<br />
jeher ein wichtiges Thema. Die Zeiten als Turbinen noch mit Fliehkraftreglern<br />
gesteuert wurden sind lange vorbei – obgleich diese<br />
Art der Regelung mit ihrer Einfachheit und Präzision schon beeindruckend<br />
ist. Die Anwendung digitaler Technologien im Bereich<br />
von Steuerung & Regelung ist von daher auch bewährt und leistet<br />
einen wichtigen Beitrag zum effizienten, sicheren, umweltschonenden<br />
und wirtschaftlichen Betrieb der Energieanlagen. Damit einher<br />
gegangen ist auch der „S<strong>of</strong>twareschutz“ in der Energietechnik, also<br />
die vorausblickende Entwicklung und Implementierung geeigneter<br />
Maßnahmen zum Schutz vor Bedrohungen. Ein Beispiel für die<br />
frühzeitig gemeinsame Beschäftigung zu dieser Heraus<strong>for</strong>derung<br />
ist der <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard „IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen“ (<strong>VGB</strong>-<br />
S-175-00-2014-04-DE). Mögliche Heraus<strong>for</strong>derungen werden aufgezeigt<br />
und daraus abgeleitet werden organisatorische und technische<br />
An<strong>for</strong>derungen zur Absenkung möglicher Auswirkungen auf<br />
ein zu akzeptierendes Niveau, ergänzt durch H<strong>and</strong>lungsempfehlungen<br />
und weitere In<strong>for</strong>mationsquellen. In Fachgesprächen mit wichtigen<br />
Beteiligten wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert und<br />
die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt. Grundlegende Begriffe<br />
und Bedrohungen werden vorgestellt und abgeleitete An<strong>for</strong>derungen<br />
strukturiert und übersichtlich zusammengestellt. Ergänzend<br />
sind H<strong>and</strong>lungsempfehlungen zu den einzelnen An<strong>for</strong>derungen<br />
zum besseren Verständnis und für die schnelle Umsetzung im Sinne<br />
von Beispielen aufgeführt. Da der Lebenszyklus der IT-Technik und<br />
die Systembedrohungen einem rasanten Fortschritt unterliegen,<br />
werden nur grundlegende Themen aufgezeigt.<br />
Die seit Erscheinen dieser Veröffentlichung in Kraft getretenen<br />
Rechtsakte sowohl auf EU-Ebene als auch in den EU-Mitgliedsstaaten<br />
präzisieren den er<strong>for</strong>derlichen Schutz im digitalen Bereich,<br />
auch für die Energieerzeugung, die als „Kritische Infrastruktur“ mit<br />
als besonders sensibler Sektor gilt.<br />
Die vorausschauende Beschäftigung mit dem Thema „Cyber Security<br />
– IT-Sicherheit“ der Branche beim vgbe energy* zeigt dabei, wie<br />
durch gemeinsames frühzeitiges H<strong>and</strong>eln zielgerecht und effizient<br />
mit Heraus<strong>for</strong>derungen umgegangen werden kann – auch im Bereich<br />
der Digitalisierung und ihrer beeindruckenden Dynamik.<br />
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />
Chefredakteur<br />
vgbe energy*<br />
Essen, Deutschl<strong>and</strong><br />
* vgbe energy ist seit September <strong>2021</strong> der neue Markenauftritt<br />
des <strong>VGB</strong> PowerTech.<br />
2
UMFANGREICHES KNOW-HOW FÜR DIE BRANCHE<br />
WÖRTERBUCH MIT<br />
LEXIKONCHARAKTER<br />
Dieses Wörterbuch unterstützt bei:<br />
• Der Abwicklung von Exportaufträgen, der Auswertung und<br />
Anwendung ausländischer, technischer Regelwerke und<br />
Dokumentationen sowie bei technischen Übersetzungen<br />
• Dampfturbinen, Gasturbinen, Exp<strong>and</strong>er, Verdichter,<br />
Wasserturbinen und verw<strong>and</strong>te Technologien<br />
Jetzt im<br />
Shop bestellen<br />
und Wissen sichern!<br />
www.vulkan-shop.de<br />
Heinz-Peter Schmitz<br />
1. Auflage 2020<br />
Artikelnummer: 35073<br />
Auch als eBook erhältlich.<br />
Preis: € 180,-<br />
Hochaktuell und top-relevant:<br />
Br<strong>and</strong>neu erschienen!<br />
VULKAN VERLAG. FÜR ALLE, DIE MEHR WISSEN WOLLEN.<br />
www.vulkan-verlag.de
Contents <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
vgbe Expert Event<br />
Ecology <strong>and</strong> Environment in Hydropower 2022<br />
Save the date!<br />
| 1 & 2 June 2022<br />
Web Conference | Live & OnLine<br />
| vgbe | Hydro – Office<br />
E-mail: vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy<br />
www.vgbe.energy<br />
<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Generation</strong><br />
<strong>and</strong> <strong>Storage</strong> <strong>of</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Cyber security – An ongoing challenge<br />
Cyber Security – Eine permanente Heraus<strong>for</strong>derung<br />
Christopher Weßelmann 1<br />
Abstracts/Kurzfassungen6<br />
Members‘ News 8<br />
“Grids”17<br />
Industry News 22<br />
News from Science & Research 30<br />
Power News 34<br />
Events in Brief36<br />
Grid control with hydrogen storage power plants<br />
in future fully regenerative grids<br />
Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraft werken<br />
in zukünftig voll-regenerativen Netzen<br />
Harald Weber 39<br />
Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation<br />
Dynamische Überwachung der Aktivierung der Primärregelleistung<br />
Philipp Maucher <strong>and</strong> Hendrik Lens 45<br />
The KKM’s path to decommissioning<br />
Part 1: Preparation <strong>and</strong> framework conditions<br />
Der Weg des KKM in die Stilllegung<br />
Teil 1: Vorbereitung und Rahmenbedingungen<br />
Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute <strong>and</strong> Martin Saxer 53<br />
Supplementary pre-firing to increase the output<br />
<strong>of</strong> gas <strong>and</strong> steam turbine plants<br />
Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der Leistung<br />
von Gas- und Dampfturbinenanlagen<br />
Mustafa Youssef 62<br />
The Belt <strong>and</strong> Road Initiative: The role <strong>for</strong> coal<br />
Die Initiative „Belt <strong>and</strong> Road“: Die Rolle der Kohle<br />
Stephanie Metzger 64<br />
Technology developments in the c<strong>of</strong>iring <strong>of</strong> biomass<br />
Technologische Entwicklungen bei der Mitverbrennung von Biomasse<br />
Xing Zhang <strong>and</strong> Simone Meloni 67<br />
Digitalization & lubricant analyses – an efficient partnership<br />
Digitalisierung & Schmierst<strong>of</strong>fanalysen – eine effiziente Partnerschaft<br />
Stefan Mitterer 70<br />
Lead-free cables as the solution <strong>of</strong> the future<br />
<strong>for</strong> <strong>of</strong>fshore wind farms<br />
Bleifreie Leitungen als Lösung der Zukunft für Offshore-Windparks<br />
Jan Flötotto <strong>and</strong> Thomas Br<strong>and</strong> 74<br />
4
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Contents<br />
SAVE THE DATE<br />
vgbe Expert Event<br />
Ecology <strong>and</strong> Environment<br />
in Hydropower 2022<br />
1 & 2 June 2022<br />
Web Conference<br />
vgbe eehpp2022-std.indd 1 10.12.<strong>2021</strong> <strong>11</strong>:02:19<br />
Green Hydrogen – Ball valves <strong>for</strong> hydrogen applications<br />
Green Hydrogen – Kugelhähne für Wasserst<strong>of</strong>f-Anwendungen 76<br />
LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen <strong>2021</strong><br />
LKH2 – Laserkolloquium Wasserst<strong>of</strong>f <strong>2021</strong> – Veranstaltungsbericht 78<br />
U.S. EIA: <strong>International</strong> Energy Outlook <strong>2021</strong><br />
With projections to 2050 – Summary<br />
U.S. EIA: <strong>International</strong>er Energieausblick <strong>2021</strong> (IEO<strong>2021</strong>)<br />
U.S. Energy In<strong>for</strong>mation Administration 81<br />
Operating results 85<br />
<strong>VGB</strong> News 89<br />
Personalien91<br />
Inserentenverzeichnis94<br />
Events95<br />
Imprint96<br />
Preview <strong>VGB</strong> PowerTech 12|<strong>2021</strong> 96<br />
Annual Index 2020: The Annual Index 2020, as also <strong>of</strong> previous<br />
volumes, are available <strong>for</strong> free download at<br />
https://www.vgbe.energy/vgb-powertech-journal/<br />
Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020<br />
der <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser<br />
Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:<br />
https://www.vgbe.energy/vgb-powertech-journal/<br />
<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online<br />
With respect to the current Covid-19/Corona crises we continue with our<br />
free online service at YUMPU. Read <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> at<br />
https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech<br />
<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online<br />
Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona<br />
Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.<br />
Lesen Sie die <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online unter<br />
https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech<br />
5
Abstracts <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Grid control with hydrogen storage power<br />
plants in future fully regenerative grids<br />
Harald Weber<br />
In the course <strong>of</strong> the energy transition, more <strong>and</strong><br />
more electrical energy is generated by wind <strong>and</strong><br />
PV plants. Some <strong>of</strong> this energy has to be stored<br />
in large chemical storage facilities (storage power<br />
plant). These new players are connected to<br />
the three-phase grid with converters <strong>and</strong>, due to<br />
the system, no longer have flywheel masses. The<br />
conventional power plants, on the other h<strong>and</strong>,<br />
will decrease in number. There<strong>for</strong>e, the storage<br />
power plants must take over all the tasks <strong>of</strong> the<br />
conventional power plants, both <strong>for</strong> grid control<br />
<strong>and</strong> <strong>for</strong> secondary coupling.<br />
Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency<br />
Containment Reserve activation<br />
Philipp Maucher <strong>and</strong> Hendrik Lens<br />
Frequency Containment Reserve (FCR), also<br />
known as primary control reserve, is the fastest<br />
active power reserve (APR) used <strong>for</strong> system<br />
balancing. In the past, FCR was provided by a<br />
limited number <strong>of</strong> large units <strong>and</strong> the technical<br />
requirements on FCR activation could be<br />
monitored by a manual procedure. Due to the<br />
fact that FCR increasingly is provided by a large<br />
number <strong>of</strong> smaller units, manual procedures are<br />
no viable option <strong>for</strong> the future. For this reason,<br />
this article describes an automated concept <strong>for</strong><br />
monitoring the quality <strong>of</strong> the activation <strong>of</strong> FCR<br />
during operation. This article presents a method<br />
<strong>for</strong> the separation <strong>of</strong> different APR products<br />
based on dynamic models. Finally, the article<br />
discusses results obtained with the proposed<br />
monitoring concept <strong>for</strong> different kinds <strong>of</strong> noncompliant<br />
FCR activation such as limited or delayed<br />
activation.<br />
The KKM’s path to decommissioning<br />
Part 1: Preparation <strong>and</strong><br />
framework conditions<br />
Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute<br />
<strong>and</strong> Martin Saxer<br />
The Mühleberg nuclear power plant (KKM) finally<br />
ceased operations on December 20, 2019.<br />
Following this date several plant modifications<br />
were per<strong>for</strong>med to prepare the site <strong>for</strong> decommissioning.<br />
On September 15, 2020 KKM became<br />
the first commercial Swiss nuclear power<br />
plant (NPP) to be decommissioned <strong>and</strong> dismantled.<br />
The decommissioning <strong>of</strong> the Mühleberg<br />
nuclear power plant is there<strong>for</strong>e a pioneering<br />
project <strong>for</strong> BKW <strong>and</strong> <strong>for</strong> Switzerl<strong>and</strong> as a whole<br />
<strong>and</strong> is also attracting attention in the Swiss media.<br />
With this two-part report, we want to describe<br />
the processes which led to the shutdown<br />
<strong>of</strong> the plant <strong>and</strong> the following decommissioning<br />
from the perspective <strong>of</strong> the people involved<br />
at KKM <strong>and</strong> summarize some <strong>of</strong> the lessons<br />
learned on this path.<br />
Supplementary pre-firing to increase the<br />
output <strong>of</strong> gas <strong>and</strong> steam turbine plants<br />
Mustafa Youssef<br />
The method presented here concerns a new<br />
auxiliary pre-firing <strong>for</strong> increasing steam generation<br />
<strong>and</strong> power in gas <strong>and</strong> steam turbine plants<br />
with single or sequential combustion <strong>of</strong> the gas<br />
turbines. Supplementary firing is most commonly<br />
used in combined-cycle cogeneration<br />
plants where the process steam flow needs to<br />
be varied independently <strong>of</strong> the electrical power<br />
generated. The GT exhaust gas temperature can<br />
be increased up to 780 °C. This requires special<br />
alloys in the heating surfaces <strong>of</strong> the reheater<br />
<strong>and</strong> superheater to withst<strong>and</strong> the increased<br />
temperatures. The aim <strong>of</strong> the new process is<br />
to make better use <strong>of</strong> the excess air in the gas<br />
turbine flow by means <strong>of</strong> a new auxiliary firing<br />
in order to increase steam generation <strong>and</strong> plant<br />
output <strong>and</strong> to avoid operating problems.<br />
The Belt <strong>and</strong> Road Initiative:<br />
The role <strong>for</strong> coal<br />
Stephanie Metzger<br />
The Chinese Belt <strong>and</strong> Road Initiative (BRI),<br />
launched in 2013 by Chinese President Xi Jinping,<br />
is a worldwide infrastructure building initiative<br />
that aims to connect China <strong>and</strong> its allies<br />
with energy, transport, communications, <strong>and</strong><br />
cultural links. Nearly half <strong>of</strong> BRI investment to<br />
date has gone to the energy sector, including<br />
both fossil fuel <strong>and</strong> renewable projects. Coal<br />
projects have secured a significant amount <strong>of</strong><br />
BRI funding. Considering divestment decisions<br />
from international financial institutions<br />
<strong>and</strong> many large private banks, China’s willingness<br />
to support coal mines <strong>and</strong> power plants is<br />
increasingly important. However, the BRI has<br />
been criticised by some as promoting a highly<br />
polluting model <strong>of</strong> growth. This investigation<br />
<strong>of</strong> the structure <strong>and</strong> implementation <strong>of</strong> the BRI,<br />
includes an in-depth review <strong>of</strong> the Chinese approach<br />
to concessional lending, the impact <strong>of</strong><br />
the increasingly strict global environmental targets,<br />
<strong>and</strong> the effects <strong>of</strong> Covid-19.<br />
Technology developments<br />
in the c<strong>of</strong>iring <strong>of</strong> biomass<br />
Xing Zhang <strong>and</strong> Simone Meloni<br />
Although declining in Europe <strong>and</strong> Canada, c<strong>of</strong>iring<br />
biomass with coal is a subject <strong>of</strong> growing<br />
interest in Asia so work continues on developing<br />
the technology. This review facilitates the technology<br />
transfer ‘from West to East’. C<strong>of</strong>iring biomass<br />
can help meet various Sustainable Development<br />
Goals including Goal 7 af<strong>for</strong>dable <strong>and</strong><br />
clean energy, Goal 9 industry innovation <strong>and</strong><br />
infrastructure, Goal 12 ensure sustainable consumption<br />
<strong>and</strong> production, <strong>and</strong> Goal 13 climate<br />
action. However, government support, <strong>and</strong> favourable<br />
regulatory <strong>and</strong> environmental policies<br />
are still required <strong>for</strong> the widespread deployment<br />
<strong>of</strong> c<strong>of</strong>iring.<br />
Digitalization & lubricant analyses<br />
– an efficient partnership<br />
Stefan Mitterer<br />
Justifiably, oil analyses are a key topic in condition<br />
monitoring <strong>of</strong> lubricating oils <strong>and</strong> machines.<br />
They provide reliable values <strong>for</strong> setting<br />
an ideal oil change interval as well as <strong>for</strong> contamination<br />
control <strong>and</strong> show abnormal wear<br />
conditions at an early stage. Since technology<br />
changes rapidly, higher dem<strong>and</strong>s are placed on<br />
lubrication. These requirements can only be met<br />
by new special lubricants that are increasingly<br />
developed <strong>for</strong> particular applications. In the<br />
field <strong>of</strong> Oil & Condition Monitoring, oil analyses<br />
are well-established. Reliable statements<br />
regarding the condition <strong>of</strong> many machines <strong>and</strong><br />
their oil-lubricated components are made based<br />
on oil analyses. Moreover, the analyses are essential<br />
<strong>for</strong> providing a prognosis about the oil´s<br />
remaining service life <strong>and</strong> <strong>for</strong> implementing<br />
individual <strong>and</strong> effective oil maintenance measurements.<br />
Lead-free cables as the solution <strong>of</strong> the future<br />
<strong>for</strong> <strong>of</strong>fshore wind farms<br />
Jan Flötotto <strong>and</strong> Thomas Br<strong>and</strong><br />
Wind energy continues to develop into one <strong>of</strong><br />
the central energy sources in Germany. Offshore<br />
turbines are being designed <strong>for</strong> ever greater capacities,<br />
which poses new challenges <strong>for</strong> the<br />
transmission <strong>of</strong> energy in the wind turbines<br />
<strong>and</strong> in the <strong>of</strong>fshore wind farms. In addition to<br />
technical challenges, health aspects also play<br />
an important role. Operators <strong>of</strong> <strong>of</strong>fshore wind<br />
farms are increasingly designing their systems<br />
<strong>for</strong> higher voltages because, on the one h<strong>and</strong>,<br />
the dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> power is constantly increasing<br />
<strong>and</strong>, on the other h<strong>and</strong>, it is possible to transmit<br />
the energy generated from the wind turbine<br />
(WTG) to shore much more efficiently. The<br />
<strong>of</strong>fshore parks are currently operating at the<br />
66 kV voltage level, <strong>and</strong> an upgrade to 132 kV is<br />
in preparation. These conditions place high dem<strong>and</strong>s<br />
on the plants <strong>and</strong> the cable connections<br />
<strong>and</strong> connection sets used.<br />
Green Hydrogen – Ball valves<br />
<strong>for</strong> hydrogen applications<br />
The use <strong>of</strong> hydrogen is <strong>of</strong> increasing importance<br />
<strong>for</strong> many industrial sectors. In order to<br />
reduce greenhouse gas emissions, the medium<br />
is increasingly being produced sustainably <strong>and</strong><br />
“green” by electrolysis processes, placing high<br />
dem<strong>and</strong>s on suitable valves. Hydrogen is a<br />
medium with a certain hazard potential. The<br />
element <strong>for</strong>ms very small molecules that can<br />
penetrate the structure <strong>of</strong> steel fittings <strong>and</strong> lead<br />
to brittleness <strong>and</strong> cracks. It is also rapidly combustible<br />
<strong>and</strong> explosive with low ignition energy.<br />
These properties can be controlled with experience,<br />
especially where shut-<strong>of</strong>f devices have to<br />
be suitable <strong>for</strong> the delicate medium. Perrin, a<br />
member <strong>of</strong> the Japanese Kitz Group, has been<br />
designing <strong>and</strong> manufacturing certified special<br />
ball valves <strong>for</strong> a wide variety <strong>of</strong> hydrogen applications<br />
in Germany <strong>for</strong> decades <strong>and</strong> is involved<br />
with its expertise in a wide range <strong>of</strong> projects<br />
in the growing clean energy sector <strong>and</strong> the climate-friendly<br />
use <strong>of</strong> hydrogen in industry.<br />
LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen <strong>2021</strong><br />
Germany is to become climate-neutral by 2045.<br />
This is only possible with new technologies that<br />
are sustainable, efficient <strong>and</strong> economical at the<br />
same time. Hydrogen technology will play a key<br />
role in this. As a <strong>for</strong>um <strong>for</strong> interdisciplinary exchange<br />
between representatives from industry<br />
<strong>and</strong> research, the Fraunh<strong>of</strong>er Institute <strong>for</strong> Laser<br />
Technology ILT 2020 has there<strong>for</strong>e launched<br />
the LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen. It took<br />
place <strong>for</strong> the second time in mid-September<br />
<strong>2021</strong>. The focus was once again on the question<br />
<strong>of</strong> what contribution laser technology can make<br />
to efficiently <strong>and</strong> effectively manufacturing the<br />
key components <strong>of</strong> the technology - fuel cells<br />
<strong>and</strong> bipolar plates - in the future.<br />
U.S. EIA: <strong>International</strong> Energy Outlook <strong>2021</strong><br />
With projections to 2050 – Summary<br />
U.S. Energy In<strong>for</strong>mation Administration<br />
If current policy <strong>and</strong> technology trends continue,<br />
global energy consumption <strong>and</strong> energyrelated<br />
carbon dioxide emissions will increase<br />
through 2050 as a result <strong>of</strong> population <strong>and</strong> economic<br />
growth<br />
6
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Kurzfassungen<br />
Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-<br />
Speicherkraft werken in zukünftig<br />
voll-regenerativen Netzen<br />
Harald Weber<br />
Im Zuge der Energiewende wird mehr und mehr<br />
elektrische Energie von Wind- und PV-Anlagen<br />
er zeugt. Diese Energie muss zum Teil in großen<br />
chemischen Speichern gespeichert werden<br />
(Speicher kraftwerk). Diese neuen Player<br />
werden mit Umrichtern an das Drehstromnetz<br />
angeschlossen und weisen systembedingt keine<br />
Schwungmassen mehr auf. Die konventionellen<br />
Kraftwerke dagegen werden in ihrer Anzahl zurückgehen.<br />
Deshalb müssen die Speicherkraftwerke<br />
alle Aufgaben der konventionellen Kraftwerke<br />
übernehmen und das sowohl für die Netzregelung<br />
als auch für die Sek torenkopplung.<br />
Dynamische Überwachung der Aktivierung<br />
der Primärregelleistung<br />
Philipp Maucher <strong>and</strong> Hendrik Lens<br />
Frequency Containment Reserve (FCR), auch<br />
bekannt als Primärregelleistung, ist die schnellste<br />
Art der Regelleistung (RL), die zur Frequenzhaltung<br />
eingesetzt wird. In der Vergangenheit<br />
wurde die FCR durch eine geringe Anzahl an<br />
großen Kraftwerken erbracht. Die technischen<br />
An<strong>for</strong>derungen an die FCR-Aktivierung konnten<br />
daher manuell überprüft werden. Da die FCR<br />
zunehmend von einer großen Anzahl an kleineren<br />
Einheiten bereitgestellt wird, sind manuelle<br />
Verfahren in Zukunft keine praktikable Option.<br />
Aus diesem Grund wird in diesem Artikel ein<br />
Konzept für ein automatisiertes Monitoring der<br />
FCR-Erbringungsqualität im Betrieb vorgestellt.<br />
Dieser Artikel präsentiert eine Methode zur<br />
Trennung verschiedener RL-Produkte basierend<br />
auf dynamischen Modellen. Abschließend werden<br />
die mit dem vorgeschlagenen Monitoringkonzept<br />
erhaltenen Ergebnisse für verschiedene<br />
Arten nicht-kon<strong>for</strong>mer FCR-Aktivierung, wie<br />
z.B. begrenzte oder verspätete Erbringung, diskutiert.<br />
Der Weg des KKM in die Stilllegung<br />
Teil 1: Vorbereitung und<br />
Rahmenbedingungen<br />
Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute<br />
und Martin Saxer<br />
Das Kernkraftwerk Mühleberg (KKM) hat am<br />
20. Dezember 2019 den Leistungsbetrieb endgültig<br />
eingestellt. Nach der Etablierung des<br />
technischen Nachbetriebs erfolgte am 15. September<br />
2020 die endgültige Außerbetriebnahme.<br />
Seitdem befindet sich das Kraftwerk in der<br />
Stilllegung. Das Kernkraftwerk Mühleberg ist<br />
damit das erste kommerzielle Kernkraftwerk in<br />
der Schweiz, das stillgelegt und zurückgebaut<br />
wird. Die Stilllegung des Kernkraftwerks Mühleberg<br />
hat für die BKW wie auch für die gesamte<br />
Schweiz Pioniercharakter und findet eine große<br />
Aufmerksamkeit in den Schweizer Medien. Mit<br />
dem vorliegenden zweiteiligen Bericht wollen<br />
wir die Hintergründe für die Außerbetriebnahme<br />
und Stilllegung der Anlage aus der Sicht der<br />
Belegschaft des KKM schildern und unsere Erfahrungen<br />
auf dem Weg in die Stilllegung weitergeben.<br />
Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der<br />
Leistung von Gas- und<br />
Dampfturbinenanlagen<br />
Mustafa Youssef<br />
Das hier vorgestellte Verfahren betrifft eine<br />
neue Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der<br />
Dampferzeugung und der Leistung in Gas- und<br />
Dampfturbinenanlagen mit einfacher oder sequentieller<br />
Verbrennung der Gasturbinen. Das<br />
Ziel des neuen Verfahrens ist, durch eine neue<br />
Zusatzfeuerung den Luftüberschuss im Gasturbinenstrom<br />
besser zu nutzen, um die Dampferzeugung<br />
und die Anlageleistung zu erhöhen und<br />
die Betriebsproblemen zu vermeiden. Im neuen<br />
Verfahren wird der Luftüberschuss im Gasturbinenstrom<br />
genutzt und die Brennleistung nach<br />
dem Kompressoraustritt bei gleicher Endtemperatur<br />
der GT- Brennkammer von ca. 1.400 °C<br />
erhöht. Dies ist möglich, wenn ein Luftstrom am<br />
Kompressoraustritt angezapft und außerhalb<br />
der Gasturbine gekühlt, durch eine Vorbrennkammer<br />
geheizt, durch einen Gaskühler gekühlt<br />
und vor dem GT-Brennkammer für weitere Feuerung<br />
in die Gasturbine geführt wird.<br />
Die Initiative „Belt <strong>and</strong> Road“:<br />
Die Rolle der Kohle<br />
Stephanie Metzger<br />
Die „Belt <strong>and</strong> Road Initiative“(BRI) ist Chinas<br />
außenpolitisches Aushängeschild, mit dem die<br />
wirtschaftliche Zusammenarbeit zwischen China<br />
und Ländern in aller Welt gefördert werden<br />
soll. Mehr als 130 Länder, die über zwei Drittel<br />
der Weltbevölkerung repräsentieren, haben<br />
sich der Initiative angeschlossen. Das Hauptziel<br />
der BRI ist die Stärkung der Infrastruktur und<br />
der H<strong>and</strong>elsbeziehungen in einer Vielzahl von<br />
Sektoren, darunter Energie, Verkehr, Kommunikation<br />
und Produktion. Die Projekte werden<br />
in der Regel von chinesischen Unternehmen<br />
geleitet und haben Zugang zu günstigen chinesischen<br />
Finanzierungen, während die Partnerländer<br />
die Entwicklungsagenda bestimmen. Die<br />
Kohle spielt in der BRI eine große Rolle: China<br />
investierte zwischen 2014 und 19 in 68 GW an<br />
Kohlekraftwerken in BRI-Ländern. Die Finanzierung<br />
ist zwar ein wichtiger Faktor, aber Chinas<br />
Entwicklung von Kohlekraftwerken im Ausl<strong>and</strong><br />
wird auch durch sein Fachwissen und seine Innovationen<br />
bei der Entwicklung und Herstellung<br />
von Kohlekraftwerken erleichtert.<br />
Technologische Entwicklungen bei der<br />
Mitverbrennung von Biomasse<br />
Xing Zhang und Simone Meloni<br />
Obwohl in Europa und Kanada rückläufig, ist die<br />
Mitverbrennung von Biomasse mit Kohle in Asien<br />
von wachsendem Interesse, so dass weiter an<br />
der Entwicklung dieser Technologie gearbeitet<br />
wird. Diese Übersicht erleichtert den Technologietransfer<br />
„von West nach Ost“. Die Mitverbrennung<br />
von Biomasse kann dazu beitragen, verschiedene<br />
Ziele für nachhaltige Entwicklung zu<br />
erreichen, darunter Ziel 7 (erschwingliche und<br />
saubere Energie), Ziel 9 (industrielle Innovation<br />
und Infrastruktur), Ziel 12 (Gewährleistung<br />
eines nachhaltigen Verbrauchs und einer nachhaltigen<br />
Produktion) und Ziel 13 (Klimaschutz).<br />
Digitalisierung & Schmierst<strong>of</strong>fanalysen –<br />
eine effiziente Partnerschaft<br />
Stefan Mitterer<br />
Ölanalysen sind ein zentrales Thema in der Zust<strong>and</strong>süberwachung<br />
von Schmierölen und Maschinen.<br />
Sie stellen zuverlässige Werte für das<br />
Festlegen eines idealen Ölwechsel-Intervalls und<br />
die Überwachung von Verunreinigungen bereit<br />
und zeigen ungewöhnliche Verschleißzustände<br />
bereits zu einem frühen Zeitpunkt auf. Schneller<br />
technologischer Fortschritt stellt wesentlich<br />
höhere An<strong>for</strong>derungen an die Schmierung, welche<br />
nur durch neue und spezielle Schmierst<strong>of</strong>fe<br />
erfüllt werden können. Ölanalysen sind fest im<br />
Bereich der Öl- und Zust<strong>and</strong>süberwachung etabliert.<br />
Sie sind die Basis, um zuverlässige Aussagen<br />
bezüglich des Zust<strong>and</strong>s vieler Maschinen<br />
und ihrer Öl-geschmierten Komponenten zu<br />
treffen.<br />
Bleifreie Leitungen als Lösung der Zukunft<br />
für Offshore-Windparks<br />
Jan Flötotto und Thomas Br<strong>and</strong><br />
Offshore-Windenergie-Anlagen werden auf immer<br />
größere Kapazitäten ausgelegt, was neue<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen an die Energieübertragung<br />
in den Windkraftanlagen und in den Off shore-<br />
Windparks. Neben technischen Heraus<strong>for</strong>derungen<br />
spielen auch gesundheitliche Aspekte<br />
eine wichtige Rolle. Betreiber von Offshore-<br />
Anlagen legen ihre Systeme zunehmend auf<br />
höhere Spannungen aus, weil zum einen der<br />
Bedarf an Leistung stetig steigt und zum <strong>and</strong>eren<br />
eine deutliche effizientere Übertragung der<br />
gewonnenen Energie von der Windkraftanlage<br />
(WKA) an L<strong>and</strong> erfolgen kann. In den Offshore-Parks<br />
wird aktuell in der 66 kV Spannungsebene<br />
gearbeitet, ein Upgrade auf 132 kV ist in<br />
Vorbereitung. Diese Bedingungen stellen hohe<br />
An<strong>for</strong>derungen an die Anlagen und die eingesetzten<br />
Kabelverbindungen und Anschlussgarnituren<br />
dar.<br />
Green Hydrogen – Kugelhähne für<br />
Wasserst<strong>of</strong>f-Anwendungen<br />
Der Einsatz von Wasserst<strong>of</strong>f ist für viele Industriebereiche<br />
von zunehmender Bedeutung. Zur<br />
Senkung der Treibhausgas-Emissionen wird das<br />
Medium durch Elektrolyseverfahren vermehrt<br />
nachhaltig und „grün“ erzeugt und stellt dabei<br />
hohe Ansprüche an geeignete Armaturen.<br />
Wasserst<strong>of</strong>f ist ein Medium mit einem gewissen<br />
Gefahrenpotenzial. Das Element bildet sehr kleine<br />
Moleküle, die in die Struktur von Stahl-Armaturen<br />
eindringen und zu Sprödigkeit und Rissen<br />
führen können. Er ist zudem bei geringer Zündenergie<br />
schnell brennbar und explosiv. Diese<br />
Eigenschaften lassen sich mit Erfahrung beherrschen,<br />
vor allem dort, wo Absperrorgane für das<br />
heikle Medium geeignet sein müssen. Das zur<br />
japanischen Kitz-Gruppe gehörende Unternehmen<br />
Perrin entwirft und fertigt in Deutschl<strong>and</strong><br />
seit Jahrzehnten zertifizierte Spezialkugelhähne<br />
für unterschiedlichste Wasserst<strong>of</strong>f-Anwendungen<br />
und ist mit seiner Expertise an vielfältigen<br />
Projekten im wachsenden Clean-Energy-Sektor<br />
und zum klimaschonenden Einsatz von Wasserst<strong>of</strong>f<br />
in der Industrie beteiligt.<br />
LKH2 – Laserkolloquium Wasserst<strong>of</strong>f <strong>2021</strong> –<br />
Veranstaltungsbericht<br />
Bis 2045 soll Deutschl<strong>and</strong> klimaneutral werden.<br />
Möglich ist das nur mit neuen Technologien, die<br />
nachhaltig, effizient und wirtschaftlich zugleich<br />
sind. Eine Schlüsselrolle wird dabei die Wasserst<strong>of</strong>f-Technologie<br />
spielen. Als Forum des interdisziplinären<br />
Austausches zwischen Vertretern aus<br />
Industrie und Forschung hat das Fraunh<strong>of</strong>er-Institut<br />
für Lasertechnik ILT 2020 deshalb das LKH2<br />
– Laserkolloquium Wasserst<strong>of</strong>f ins Leben gerufen.<br />
Mitte September <strong>2021</strong> f<strong>and</strong> es zum zweiten<br />
Mal statt. Im Mittelpunkt st<strong>and</strong> erneut die Frage,<br />
welchen Beitrag die Lasertechnik leisten kann,<br />
um die Schlüsselkomponenten der Technologie –<br />
Brennst<strong>of</strong>fzellen und Bipolarplatten – in Zukunft<br />
effizient und effektiv zu fertigen.<br />
U.S. EIA: <strong>International</strong>er Energieausblick<br />
<strong>2021</strong> (IEO<strong>2021</strong>)<br />
U.S. Energy In<strong>for</strong>mation Administration<br />
Der <strong>International</strong> Energy Outlook (IEO) präsentiert<br />
die Einschätzung der U.S. Energy In<strong>for</strong>mation<br />
Administration (EIA) zu den Aussichten für<br />
die internationalen Energiemärkte.<br />
7
<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> as printed edition,<br />
monthly published, <strong>11</strong> issues a year<br />
Annual edition as CD or DVD<br />
with alle issues from 1990 to 2020:<br />
Pr<strong>of</strong>ount knowledge about electricity<br />
<strong>and</strong> heat generation <strong>and</strong> storage.<br />
Order now at www.vgb.org/shop<br />
1/2 2012<br />
European<br />
<strong>Generation</strong> Mix<br />
• Flexibility <strong>and</strong><br />
<strong>Storage</strong><br />
1/2 2012<br />
<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> <strong>Generation</strong><br />
The electricity sector<br />
at a crossroads<br />
The role <strong>of</strong><br />
renewables energy<br />
in Europe<br />
Power market,<br />
technologies <strong>and</strong><br />
acceptance<br />
Dynamic process<br />
simulation as an<br />
engineering tool<br />
European<br />
<strong>Generation</strong> Mix<br />
• Flexibility <strong>and</strong><br />
<strong>Storage</strong><br />
The electricity sector<br />
at a crossroads<br />
The role <strong>of</strong><br />
renewables energy<br />
in Europe<br />
Power market,<br />
technologies <strong>and</strong><br />
acceptance<br />
Dynamic process<br />
simulation as an<br />
engineering tool<br />
Publication <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. l www.vgb.org<br />
<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> <strong>Generation</strong><br />
ISSN 1435–3199 · K 123456 l <strong>International</strong> Edition<br />
1/2 2012<br />
European<br />
<strong>Generation</strong> Mix<br />
• Flexibility <strong>and</strong><br />
<strong>Storage</strong><br />
The electricity sector<br />
at a crossroads<br />
The role <strong>of</strong><br />
renewables energy<br />
in Europe<br />
Power market,<br />
technologies <strong>and</strong><br />
acceptance<br />
Dynamic process<br />
simulation as an<br />
engineering tool<br />
Publication <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. l www.vgb.org<br />
ISSN 1435–3199 · K 123456 l <strong>International</strong> Edition<br />
<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> Generat<br />
Publication <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. l www.vgb.org<br />
ISSN 1435–3199 · K 123456 l <strong>International</strong> Edition<br />
Fachzeitschrift: 1990 bis 2019<br />
· 1990 bis 2019 · · 1990 bis 2019 ·<br />
Diese DVD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.<br />
© <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Essen | Deutschl<strong>and</strong> | 2019<br />
© Sergey Nivens - Fotolia<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech<br />
Contact: Gregor Scharpey<br />
Tel: +49 201 8128-200<br />
mark@vgb.org | www.vgb.org<br />
The international journal <strong>for</strong> electricity <strong>and</strong> heat generation <strong>and</strong> storage.<br />
Facts, competence <strong>and</strong> data = <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong><br />
www.vgb.org/shop
<strong>VGB</strong>-PowerTech-DVD<br />
More than 25,000 digitalised pages with data <strong>and</strong> expertise<br />
Volumes 1990 to 2020 , incl. search function <strong>for</strong> all documents.<br />
Volumes 1976 to 2000 | English edition available now!<br />
Technical <strong>Journal</strong>: 1976 to 2000<br />
Fachzeitschrift: 1990 bis 2020<br />
English Edition<br />
· 1976 to 2000 · · 1976 to 2000 ·<br />
Fachzeitschrift: 2020<br />
· 1990 bis 2020 · · 1990 bis 2020 ·<br />
Diese DVD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.<br />
© <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Essen | Deutschl<strong>and</strong> | 2018<br />
All rights reserved.<br />
© <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Essen | Germany | 2019<br />
· CD 2020 · · CD 2020 ·<br />
Diese CD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.<br />
© <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Essen | Deutschl<strong>and</strong> | 2018<br />
<strong>VGB</strong>-PowerTech-CD-2020<br />
Volume 2019 <strong>of</strong> the international renowed technical journal<br />
<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> digital on CD.<br />
Place your order in our shop: www.vgb.org/shop
Members´ News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Members´<br />
News<br />
Hüscherabach: Ein modernes<br />
Kleinwasserkraftwerk im Einklang<br />
mit Energiestrategie und Umwelt<br />
(alpiq) Alpiq und die Gemeinde Rheinwald<br />
haben in Splügen (GR) gemeinsam das<br />
komplett erneuerte Kleinwasserkraftwerk<br />
Hüscherabach eingeweiht. Das modernisierte<br />
und leistungsmässig stark erweiterte<br />
Wasserkraftwerk produziert neu rund 6,1<br />
Millionen kWh Strom aus erneuerbarer<br />
Energie pro Jahr. Dies entspricht dem<br />
durchschnittlichen Jahresverbrauch von<br />
1500 Haushalten.<br />
Seit Juli <strong>2021</strong> und nach nur 16 Monaten<br />
Bauzeit nutzt das komplett erneuerte<br />
Kleinwasserkraftwerk in Splügen wieder<br />
das Wasser des Hüscherabachs zur Produktion<br />
von Strom aus erneuerbarer Energie.<br />
Mit festlichen Reden von Christian Simmen-Schumacher<br />
(Gemeindepräsident<br />
Gemeinde Rheinwald), Thomas Schmid<br />
(Amtsleiter Amt für Energie und Verkehr<br />
des Kantons Graubünden), Xavier Sinnhuber<br />
(Verwaltungsratspräsident Wasserkraftwerk<br />
Hüscherabach AG) und Matthias<br />
Zwicky (Leiter internationale Stromproduktion<br />
und erneuerbare Energien, Alpiq)<br />
wurde es <strong>of</strong>fiziell eingeweiht. Die Bevölkerung<br />
erhielt im Rahmen eines Tages der<br />
<strong>of</strong>fenen Tür die Gelegenheit, hinter die Kulissen<br />
der umweltfreundlichen Stromproduktion<br />
zu blicken.<br />
Deutlich mehr Strom: statt 1,1 neu 6,1<br />
Millionen kWh pro Jahr<br />
Das neue, hochmoderne Kraftwerk ersetzt<br />
die alte, zur Gemeinde Rheinwald gehörende<br />
Anlage aus den 1930er Jahren.<br />
Mit dem neuen Kraftwerk wird die Produktion<br />
von erneuerbarer, einheimischer Energie<br />
beinahe auf das Sechsfache gesteigert.<br />
Die Energieproduktion wird von 1,1 Millionen<br />
auf rund 6,1 Millionen kWh pro Jahr<br />
erhöht, was dem durchschnittlichen Jahresverbrauch<br />
von rund 1500 Haushalten<br />
entspricht.<br />
Der Neubau ist also mit einer markanten<br />
Leistungs- und Produktionssteigerung verbunden<br />
und ist somit ganz im Sinn der<br />
Energiestrategie 2050 des Bundes. Wasserkraft<br />
ist die wichtigste erneuerbare Energieressource<br />
der Schweiz. Ihr Potenzial soll<br />
möglichst optimal genutzt werden – unter<br />
<strong>and</strong>erem mit der erheblichen Erweiterung<br />
bestehender Anlagen wie dies nun am Hüscherabach<br />
der Fall ist.<br />
Das Kleinwasserkraftwerk mit großer<br />
Fallhöhe (238 m) nutzt den Hüscherabach,<br />
der bei Splügen in den Hinterrhein mündet.<br />
Die Hochdruckanlage besteht aus einer<br />
Wasserfassung, einer 2’240 Meter langen<br />
Druckleitung und der Zentrale, in welcher<br />
eine Peltonturbine mit 1,95 MW Leistung<br />
untergebracht ist. Die Arbeiten dauerten<br />
trotz den Heraus<strong>for</strong>derungen, welche<br />
die Corona-P<strong>and</strong>emie mit sich gebracht<br />
hat, lediglich 16 Monate. Beim Bau haben<br />
auch lokale Unternehmen mitgewirkt.<br />
Bestätigung der Partnerschaft<br />
Alpiq und die Gemeinde Rheinwald investierten<br />
rund 8 Millionen Franken in den<br />
Bau des Kleinwasserkraftwerks. Die beiden<br />
Partner halten 60 bzw. 40 Prozent an der<br />
Wasserkraftwerk Hüscherabach AG. Das<br />
Projekt wird durch das Investitionsförderprogramm<br />
des Bundes zur Produktion von<br />
Strom aus erneuerbaren Energiequellen<br />
unterstützt. Alpiq und die Gemeinde<br />
Rheinwald sind langjährige Partner und<br />
betreiben seit 2012 in Splügen das Kleinwasserkraftwerk<br />
Tambobach. Diese beispielhafte<br />
und fruchtbare Zusammenarbeit<br />
ermöglicht es der Gemeinde, die lokale<br />
Wirtschaft neben Tourismus und L<strong>and</strong>wirtschaft<br />
weiter zu entwickeln.<br />
Massnahmen zugunsten der Umwelt<br />
Der Neubau des bestehenden Wasserkraftwerks<br />
wurde durch Umweltspezialisten<br />
begleitet. Es wurden mehrere Maßnahmen<br />
zur Verringerung der Umweltauswirkungen<br />
des Kraftwerks getr<strong>of</strong>fen. Sie betreffen<br />
unter <strong>and</strong>erem den Fischschutz: An<br />
der Wasserfassung, die sich bei der Marmorbrücke<br />
an der Splügenstrasse befindet,<br />
können Fische in ein Becken absteigen und<br />
sorgt ein Feinrechen dafür, dass keine Fische<br />
in das Triebwassersystem gelangen<br />
können. Zudem ist dank einer abflussdynamischen<br />
Dotierung eine natürliche Restwassermenge<br />
im Bach sichergestellt.<br />
Die Wasserkraftwerk Hüscherabach AG<br />
trägt zudem finanziell zu einem umfassenden<br />
ökologischen Ausgleichsprogramm zur<br />
Revitalisierung des Hinterrheins auf dem<br />
Gebiet der Gemeinde Rheinwald bei. Mit<br />
diesem Projekt wird das Flussbett des Hinterrheins<br />
verbreitert und dadurch eine<br />
möglichst ursprüngliche Morphologie mit<br />
verzweigtem Flusslauf wiederhergestellt.<br />
Die Revitalisierung des Hinterrheins im Gebiet<br />
Aebi wird die Vielfalt der aquatischen<br />
und terrestrischen Lebensräume fördern<br />
sowie eine Aufwertung der L<strong>and</strong>schaft und<br />
eine Attraktivitätssteigerung als Naherholungsgebiet<br />
für die Bevölkerung und für<br />
Touristen mit sich bringen. Es soll in den<br />
kommenden Jahren realisiert werden.<br />
LL<br />
www.alpiq.com (213461327)<br />
www.rheinwald.ch<br />
Axpo: Größte alpine Solaranlage<br />
der Schweiz produziert<br />
erstmals Strom<br />
Einweihung des neuen Wasserkraftwerks Hüscherabach (von links): Xavier Sinnhuber<br />
(Verwaltungsratspräsident Wasserkraftwerk Hüscherabach AG), Christian Simmen-Schumacher<br />
(Gemeindepräsident Gemeinde Rheinwald), Matthias Zwicky (Leiter internationale<br />
Stromproduktion und erneuerbare Energien, Alpiq) und Thomas Schmid (Amtsleiter Amt für<br />
Energie und Verkehr des Kantons Graubünden). Foto: Mathias Kunfermann.<br />
(axpo) Zusammen mit Energieministerin<br />
Simonetta Sommaruga haben Axpo, IWB<br />
und Denner einen Meilenstein des Pionierprojekts<br />
AlpinSolar gefeiert. Die Solaranlage<br />
an der Muttsee-Staumauer produzierte<br />
erstmals Strom. Die anschließende Podiumsdiskussion<br />
zeigte: Für eine erfolgreiche<br />
Energiewende in der Schweiz braucht<br />
es genau solche Anlagen. Ähnlichen Projekten<br />
stellen sich allerdings erhebliche<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen.<br />
AlpinSolar, das Pionierprojekt von Axpo<br />
und IWB an der Muttsee-Staumauer, ist im<br />
Bau bereits weit <strong>for</strong>tgeschritten und hat<br />
erstmals Strom produziert. Dies haben die<br />
Partner Axpo und IWB zusammen mit dem<br />
künftigen Stromabnehmer Denner in Linthal<br />
GL gefeiert. In seiner Begrüßung zeigte<br />
sich Axpo Verwaltungsratspräsident Tom<br />
8
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
Sieber stolz: „Es ist uns mit AlpinSolar gelungen,<br />
ein Pionierprojekt umzusetzen. Es<br />
war eine Knacknuss, aber heute feiern wir<br />
einen Meilenstein.“.<br />
In ihrer Ansprache an die rund 70 Teilnehmenden<br />
würdigte Bundesrätin Simonetta<br />
Sommaruga das Projekt: „Die neue<br />
alpine Solaranlage ist ein zukunftsweisendes<br />
Projekt, weil hier vor allem für den<br />
Winter produziert wird, wenn wir verstärkt<br />
einheimischen Strom brauchen. Die Anlage<br />
zeugt vom Willen, in der Schweiz in den<br />
Ausbau der erneuerbaren Energien zu investieren<br />
– und damit unsere Versorgungssicherheit<br />
zu stärken.“<br />
Die anschließende Podiumsdiskussion<br />
mit Bundesrätin Simonetta Sommaruga,<br />
Axpo CEO Christoph Br<strong>and</strong>, IWB CEO<br />
Claus Schmidt und Denner CEO Mario<br />
Irminger machte deutlich, wie dringend<br />
es Anlagen wie AlpinSolar braucht. Will<br />
die Schweiz die Energiewende schaffen,<br />
sind – vor allem im Winter – zusätzliche<br />
erneuerbare Produktionskapazitäten nötig.<br />
Ähnlichen Projekten stellen sich allerdings<br />
erhebliche Heraus<strong>for</strong>derungen.<br />
Um solche zu realisieren, benötigen Investoren<br />
einfachere und schnellere Bewilligungsverfahren<br />
sowie einen Förderrahmen,<br />
der den Bau von Großanlagen<br />
wirtschaftlich macht.<br />
Viel Solarstrom – auch im Winter<br />
Die 2,2-Megawatt-Solaranlage auf 2.500<br />
Metern über Meer an der Muttsee-Staumauer<br />
des Pumpspeicherwerks Limmern<br />
wird pro Jahr rund 3,3 Millionen Kilowattstunden<br />
Strom produzieren. Gegen 5.000<br />
Solarmodule montieren die Spezialisten<br />
an der Staumauer, die optimal nach Süden<br />
ausgerichtet ist. Dank ihrer alpinen Lage<br />
wird die Anlage rund die Hälfte ihrer Produktion<br />
während des Winterhalbjahres liefern.<br />
Die Bauarbeiten hätten diesen Herbst<br />
beendet werden sollen, doch schlechte<br />
Wetterverhältnisse und Verzögerungen in<br />
den weltweiten Lieferketten verlangsamten<br />
den Bau<strong>for</strong>tschritt. Die Anlage wird im<br />
August 2022 vollständig in Betrieb gehen.<br />
Die beiden Energieunternehmen Axpo und<br />
IWB erstellen die Anlage im Rahmen einer<br />
Partnerschaft. Denner, der größte Discounter<br />
der Schweiz, wird den alpinen Solarstrom<br />
während 20 Jahren mittels Stromabnahmevertrags<br />
(Power Purchase<br />
Agreement PPA) beziehen.<br />
LL<br />
www.alpinsolar.ch (213461330)<br />
ČEZ nuclear power plants are the<br />
first in the world to undergo an<br />
in<strong>for</strong>mation <strong>and</strong> cybernetic<br />
security audit<br />
(cez) The condition <strong>and</strong> set-up <strong>of</strong> protection<br />
<strong>of</strong> in<strong>for</strong>mation systems <strong>of</strong> nuclear power<br />
plants, as well as employee awareness <strong>of</strong><br />
the importance <strong>of</strong> in<strong>for</strong>mation <strong>and</strong> cyber<br />
security <strong>and</strong> compliance, <strong>and</strong> the compliance<br />
<strong>of</strong> existing conditions at ČEZ with statutory<br />
requirements. Those are only examples<br />
<strong>of</strong> areas on which an audit <strong>of</strong> the In<strong>for</strong>mation<br />
Security Management System<br />
(ISMS) focused. Dukovany <strong>and</strong> Temelín are<br />
among the world’s first nuclear facilities to<br />
successfully undergo the process.<br />
Not only fences, no-fly zones, <strong>and</strong> multiple<br />
back-ups <strong>of</strong> security systems. According<br />
to the current requirements <strong>of</strong> international<br />
organisations, the features <strong>of</strong> nuclear<br />
power plant protection include the maximum<br />
reasonably attainable level <strong>of</strong> in<strong>for</strong>mation<br />
<strong>and</strong> cyber security. And that was<br />
the focus <strong>of</strong> the international certification<br />
audit. Aside from an evaluation <strong>of</strong> documentation<br />
<strong>and</strong> physical checks at six locales<br />
<strong>of</strong> the ČEZ nuclear power plant division,<br />
the audit also included an analysis <strong>of</strong><br />
the h<strong>and</strong>ling <strong>of</strong> actual security incidents<br />
<strong>and</strong> interviews with more than fifty employees.<br />
“Cyber security is one <strong>of</strong> our priorities.<br />
We take threats <strong>and</strong> risks very seriously<br />
<strong>and</strong> can never be entirely satisfied. We<br />
continuously update <strong>and</strong> regularly check<br />
our security measures, which is also the<br />
case <strong>of</strong> the recently completed ISMS certification<br />
audit,” says Chairman <strong>of</strong> the Board<br />
<strong>and</strong> CEO <strong>of</strong> ČEZ Daniel Beneš.<br />
Last year alone, ČEZ detected 6.5 times<br />
more suspicious activities in the network<br />
than in 2017. In the sphere <strong>of</strong> critical infrastructure<br />
protection, we intensively cooperate<br />
with security <strong>for</strong>ces <strong>and</strong> institutions,<br />
including the National Cyber <strong>and</strong> In<strong>for</strong>mation<br />
Security Agency (NÚKIB), Military Intelligence<br />
(VZ), <strong>and</strong> Czech Police (PČR).<br />
That is one <strong>of</strong> the reasons why we were<br />
among the first in the Czech Republic to<br />
launch our own unique monitoring centre,<br />
in the second half <strong>of</strong> September – the iSOC<br />
(Integrated Security Operations Center)<br />
which monitors the protection <strong>of</strong> ČEZ<br />
Group in terms <strong>of</strong> physical, in<strong>for</strong>mation,<br />
<strong>and</strong> cyber security.<br />
“According to our statistics, last year<br />
alone hackers attacked every fifth hospital<br />
in the country. We alone have registered<br />
dozens <strong>of</strong> attempts on a daily basis. Being<br />
aware <strong>of</strong> the importance <strong>of</strong> distribution<br />
networks <strong>and</strong> key sources <strong>of</strong> power generation,<br />
we place utmost emphasis on cyber<br />
security,” explains the Director <strong>of</strong> the ČEZ<br />
Group Security Department, Daniel Rous.<br />
The nuclear power plants themselves, on<br />
which the audit centred, are among the<br />
most closely watched operations in the<br />
Czech Republic. Of the European energy<br />
companies approached, the ČEZ Nuclear<br />
Power Plant Division was the first to undergo<br />
the international ISMS audit.<br />
“In the nuclear power sector, an outside<br />
view is extremely valuable. Security, including<br />
cyber security, is one <strong>of</strong> our greatest<br />
priorities, <strong>and</strong> because <strong>of</strong> the risk <strong>of</strong> socalled<br />
“operational blindness,” <strong>and</strong> the<br />
opportunity to obtain suggestions <strong>for</strong> improvements,<br />
we undergo a number <strong>of</strong> missions<br />
<strong>and</strong> audits on an annual basis. That<br />
is why I am very pleased about the outcome,”<br />
adds Member <strong>of</strong> the Management<br />
Board <strong>and</strong> Director <strong>of</strong> the ČEZ Nuclear<br />
Power Division Bohdan Zronek.<br />
The certificate issued pursuant to the applicable<br />
international ISO st<strong>and</strong>ards is<br />
valid until October 2024. Czech nuclear<br />
power plants will undergo another inspection,<br />
this time under the auspices <strong>of</strong> the<br />
<strong>International</strong> Atomic Energy Agency, in<br />
November <strong>2021</strong>.<br />
LL<br />
www.cez.cz (213461332)<br />
EEW Stavenhagen legt Grundstein<br />
für Klärschlammverwertungsanlage<br />
(eew) Die EEW Energy from Waste Stavenhagen<br />
GmbH & Co. KG (EEW) hat den<br />
Grundstein für die zweite Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage<br />
(KVA)<br />
der EEW-Gruppe gelegt. Die Anlage wird<br />
mit der Inbetriebnahme im Jahr 2023 einen<br />
umweltschonenden Verwertungsweg<br />
für kommunale Klärschlämme aus Mecklenburg-Vorpommern<br />
und den angrenzenden<br />
Regionen eröffnen.<br />
Bernard M. Kemper, Vorsitzender der Geschäftsführung<br />
und CEO der EEW-Gruppe:<br />
„EEW Stavenhagen ist das jüngste Mitglied<br />
der EEW-Gruppe. Ich freue mich deshalb<br />
besonders, heute hier den Grundstein als<br />
sichtbares Zeichen für die Fortentwicklung<br />
des St<strong>and</strong>ortes legen zu können.“ Aus Sicht<br />
Kempers vereine die KVA Stavenhagen Umwelt-<br />
und Ressourcenschutz. Einerseits trage<br />
sie dem Willen des Gesetzgebers Rechnung,<br />
künftig keine belasteten Klärschlämme<br />
mehr in der L<strong>and</strong>wirtschaft einzusetzen.<br />
Anderseits schaffe sie die Voraussetzungen<br />
für das Recycling des endlichen<br />
und lebensnotwendigen Rohst<strong>of</strong>fs Phosphor.<br />
Mit Blick auf vergleichbare Vorhaben<br />
in Mecklenburg-Vorpommern sagt Bernard<br />
M. Kemper: „Ich h<strong>of</strong>fe auf pragmatische<br />
Lösungen, die Entsorgungssicherheit garantieren,<br />
einen Ausfallverbund ermöglichen<br />
und den Markt berücksichtigen.“<br />
Für Dr. Joachim Manns, Mitglied der Geschäftsführung<br />
und COO der EEW-Gruppe,<br />
ist die künftige KVA ein Beitrag zum<br />
Umwelt-, Klima- und Ressourcenschutz:<br />
„Die KVA Stavenhagen ist eine Umweltschutzanlage.“<br />
Mühsam aus dem Abwasser<br />
gefilterte und im Klärschlamm gebundene<br />
Schadst<strong>of</strong>fe würden bei der thermischen<br />
9
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
EDF submits a non-binding<br />
preliminary <strong>of</strong>fer to the Polish<br />
Government <strong>for</strong> the construction<br />
<strong>of</strong> 4 to 6 EPR reactors in Pol<strong>and</strong>,<br />
with a total capacity<br />
<strong>of</strong> 6.6 to 9.9 GWe<br />
Grundsteinlegung für die KVA Stavenhagen am 10. November <strong>2021</strong>: (v.l.n.r.: ) Morten Holpert,<br />
Technischer Geschäftsführer EEW Stavenhagen, Bernard M. Kemper, CEO EEW-Gruppe, Sarah<br />
Endres, Projektleiterin KVA Stavenhagen, Stefan Guzu, Bürgermeister Stavenhagen, Dr. Joachim<br />
Manns, COO EEW-Gruppe, Maik Lehmann, Kaufmännischer Geschäftsführer, EEW Stavenhagen,<br />
Dr.-Ing. Holger Heinig, Senior Projektleiter EEW Stavenhagen, Albrecht Marschetzky,<br />
Geschäftsführer FBU. Hinweis: Die Veranstaltung f<strong>and</strong> unter 2G-Voraussetzungen statt.<br />
Verwertung sicher zerstört oder zurückgehalten.<br />
„Unsere Anlage entzieht der Umwelt<br />
Schwermetalle und Mikroplastik aber<br />
auch Medikamentenrückstände und Hormone,<br />
anstatt sie ungefiltert auf Äcker zu<br />
kippen und damit Böden, Grundwasser<br />
und letztlich unsere Nahrungsmittel zu<br />
verunreinigen.“ Die Klärschlammmonoverbrennung<br />
sei die umweltschonendste<br />
Möglichkeit, den Abfall der Abwasserbeh<strong>and</strong>lung<br />
zu verwerten. Dafür setze EEW<br />
auf Umweltschutztechnologien nach dem<br />
St<strong>and</strong>ard der bestverfügbaren Technik, bekräftigt<br />
EEW-Technikchef Manns.<br />
Am St<strong>and</strong>ort Stavenhagen wird die KVA<br />
künftig grüne Energie für Strom, Prozessdampf<br />
oder Fernwärme gewinnen. Das<br />
Wärmepotential der KVA Stavenhagen<br />
würde ausreichen, etwa 80 Prozent des bislang<br />
ermittelten Bedarfs der Reuterstadt<br />
zu decken. Wichtiger noch als grüne Energie<br />
sei jedoch das Rohst<strong>of</strong>fpotential der<br />
Anlage, so CEO Kemper. Bei der thermischen<br />
Beh<strong>and</strong>lung des Klärschlamms würden<br />
jährlich etwa 15.000 Tonnen phosphathaltige<br />
Asche entstehen. „Wir haben Recyclingspezialisten<br />
an unserer Seite, mit denen<br />
wir mehr als 90 Prozent Phosphat zurückgewinnen<br />
können“, so Kemper weiter.<br />
Allein wenn Deutschl<strong>and</strong> nur die ab dem<br />
Jahr 2029 gesetzlich vorgegebene Recyclingquote<br />
von 80 Prozent erfüllt, könnten<br />
bis zu 40.000 Tonnen Phosphor pro Jahr in<br />
Form von Phosphatrezyklaten zurückgewonnen<br />
werden. „Die Klärschlamm-Monoverbrennung<br />
in der EEW-Gruppe leistet einen<br />
wichtigen Beitrag für Deutschl<strong>and</strong>s<br />
Importunabhängigkeit bei diesem kritischen<br />
Rohst<strong>of</strong>f“, betont EEW-CEO Bernard<br />
M. Kemper. Die KVA Stavenhagen werde<br />
dazu ihren Teil beisteuern.<br />
Über den Projekt<strong>for</strong>tschritt der KVA Stavenhagen<br />
wird EEW ab so<strong>for</strong>t auf der Website<br />
www.energie-zukunft-stavenhagen.de<br />
in<strong>for</strong>mieren.<br />
EEW Stavenhagen ist Teil der EEW Energy<br />
from Waste-Gruppe. EEW Energy from<br />
Waste (EEW) ist ein in Europa führendes<br />
Unternehmen bei der Thermischen Abfallund<br />
Klärschlammverwertung. Zur nachhaltigen<br />
energetischen Nutzung dieser<br />
Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt<br />
das Unternehmen Verwertungsanlagen<br />
auf höchstem technologischem Niveau<br />
und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen<br />
und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.<br />
In den derzeit 17 Anlagen der<br />
EEW-Gruppe in Deutschl<strong>and</strong> und im benachbarten<br />
Ausl<strong>and</strong> tragen 1.250 Mitarbeiterinnen<br />
und Mitarbeiter für das energetische<br />
Recycling von jährlich bis zu 5<br />
Millionen Tonnen Abfall Verantwortung.<br />
EEW w<strong>and</strong>elt die in den Abfällen enthaltene<br />
Energie und stellt diese als Prozessdampf<br />
für Industriebetriebe, Fernwärme<br />
für Wohngebiete sowie umweltschonenden<br />
Strom zur Verfügung. Durch diese<br />
energetische Verwertung der in den<br />
EEW-Anlagen eingesetzten Abfälle werden<br />
natürliche Ressourcen geschont, wertvolle<br />
Rohst<strong>of</strong>fe zurückgewonnen und die<br />
CO 2 -Bilanz entlastet.<br />
LL<br />
www.eew-energyfromwaste.com<br />
(213461335)<br />
(edf) On 13 October <strong>2021</strong> EDF submitted a<br />
non-binding preliminary <strong>of</strong>fer to the Polish<br />
government <strong>for</strong> the supply contract <strong>of</strong> Engineering,<br />
Procurement <strong>and</strong> Construction<br />
(EPC) activities <strong>for</strong> four (4) to six (6) EPR<br />
reactors in Pol<strong>and</strong>, representing respectively<br />
a total installed capacity <strong>of</strong> 6.6 to<br />
9.9 GWe across two (2) to three (3) sites.<br />
This preliminary <strong>of</strong>fer covers all key parameters<br />
<strong>of</strong> the programme such as plant<br />
configuration, industrial scheme, plans <strong>for</strong><br />
the development <strong>of</strong> the local supply chain,<br />
cost estimate <strong>and</strong> schedule.<br />
The <strong>of</strong>fer aims at meeting the objectives<br />
<strong>of</strong> the Polish Nuclear Power Programme<br />
(PPEJ) adopted by the Polish government<br />
in October 2020. It aims at setting the principles<br />
<strong>for</strong> a Polish-French strategic partnership<br />
framework in support <strong>of</strong> Pol<strong>and</strong>’s ambitious<br />
energy transition plan, aligned with<br />
the European carbon neutrality target.<br />
This EPR-based nuclear programme<br />
would bring numerous benefits to the Polish<br />
economy, contributing to the country’s<br />
energy independence, providing electricity<br />
<strong>for</strong> at least 60 years <strong>and</strong> satisfying up to<br />
40 % <strong>of</strong> the Polish current electricity dem<strong>and</strong>.<br />
It would significantly contribute to<br />
the path towards net-zero by avoiding up<br />
to 55 million tons <strong>of</strong> CO 2 emissions1 per<br />
year, thanks to a safe, reliable, dispatchable<br />
<strong>and</strong> CO 2 -free energy source.<br />
The EPR-based programme would also<br />
provide significant long-term growth opportunities<br />
to the Polish industry thanks to<br />
EDF’s experience in supporting the development<br />
<strong>of</strong> local supply chains. EDF’s approach<br />
aims to embark local businesses on<br />
a significant scale, support the development<br />
<strong>of</strong> local industrial capabilities <strong>and</strong><br />
highly qualified jobs. It is estimated that<br />
approximately 25,000 local jobs per twin <strong>of</strong><br />
EPR could be created during the construction<br />
phase, as well as tens <strong>of</strong> thous<strong>and</strong>s <strong>of</strong><br />
indirect jobs.<br />
Finally, the programme would benefit<br />
from significant synergies with other EPR<br />
projects across Europe, in the spirit <strong>of</strong> a<br />
long-term European partnership between<br />
the Polish <strong>and</strong> French nuclear industries.<br />
EDF is committed to partner <strong>for</strong> the Polish<br />
Nuclear Power Programme since its inception,<br />
with the full support <strong>of</strong> the French<br />
government.<br />
LL<br />
www.edf.com (213461337)<br />
10
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
EDP opens <strong>of</strong>fshore wind farm<br />
operations center in Scotl<strong>and</strong><br />
(edp) Moray East, which went into operation<br />
in June, has an installed capacity <strong>of</strong> 950<br />
MW. The ceremony was held <strong>and</strong> was attended<br />
by Scotl<strong>and</strong>‘s Cabinet Secretary <strong>for</strong><br />
Energy, Michael Matheson, <strong>and</strong> the CEO <strong>of</strong><br />
EDP, Miguel Stilwell d‘Andrade.<br />
EDP inaugurated the operations <strong>and</strong><br />
maintenance center <strong>of</strong> Moray East <strong>of</strong>fshore<br />
wind farm, which will now be controlled<br />
by this new infrastructure located in Fraserburgh<br />
Port, Scotl<strong>and</strong>. The inauguration<br />
ceremony was attended by Scotl<strong>and</strong>‘s Cabinet<br />
Secretary <strong>for</strong> Energy, <strong>and</strong> the CEO <strong>of</strong><br />
EDP, Miguel Stilwell d‘Andrade. Moray<br />
East, which went into operation in June, is<br />
one <strong>of</strong> the most important EDP-controlled<br />
assets in the country, thanks to an EDP/Engie<br />
joint venture established in 2019 –<br />
Ocean Winds.<br />
This new operations <strong>and</strong> maintenance<br />
center will now manage this <strong>of</strong>fshore wind<br />
farm, in particular by controlling the vessel<br />
‚Alba‘, which regularly spends two-week<br />
periods at sea with a crew to carry out<br />
maintenance works on the infrastructure,<br />
22 kilometers <strong>of</strong>f the coast. The operation<br />
center, fully built using local suppliers <strong>and</strong><br />
labor, will create about 100 jobs locally.<br />
Moray East has an installed capacity <strong>of</strong><br />
950 MW – enough to avoid 1.4 million<br />
tonnes <strong>of</strong> CO 2 emissions. The farm is located<br />
in the Moray Firth area, which is home<br />
to a similar wind project called Moray West<br />
– a wind farm with an installed capacity <strong>of</strong><br />
850 MW<strong>and</strong> which is expected to come into<br />
operation in the coming years.<br />
Ocean Winds has invested €3.1 billion in<br />
these two projects <strong>and</strong> is planning to invest<br />
a further €2.6 billion in Moray West over<br />
the next 3 to 4 years. This amount is included<br />
in EDP‘s investment plan <strong>for</strong> the United<br />
Kingdom, which was announced earlier<br />
this week <strong>and</strong> will allow the Group to invest<br />
up to €15 billion<br />
LL<br />
www.edp.com (213461338)<br />
Projekt Kraftwerk Weißenbach/<br />
Bad Goisern wird nach<br />
Vorprüfung angepasst<br />
(e-ag) Die Energiewende er<strong>for</strong>dert eine<br />
enorme Anstrengung, um das Ziel - bis<br />
2030 den Strombedarf aus erneuerbaren<br />
Energien zu decken - zu erreichen. Dabei<br />
ist jeder Baustein wichtig. Der Champion<br />
der erneuerbaren Energien ist die Wasserkraft.<br />
Die Energie AG Oberösterreich arbeitet<br />
an der Verwirklichung der Projektidee<br />
in Weißenbach/Bad Goisern ein Kraftwerk<br />
zu errichten, welches umweltfreundlichen<br />
Strom erzeugt und gleichzeitig den Hochwasserschutz<br />
verbessert. Diese Projektidee<br />
wurde bei einem UVP-Vorverfahren näher<br />
untersucht. Aufgrund der Rückmeldungen<br />
seitens der Sachverständigen und der Gemeinde<br />
wurden die Pläne überarbeitet und<br />
optimiert. Das nun vorliegende Projekt<br />
sieht einen Ersatzneubau des Kraftwerks<br />
Lauffen mit deutlicher Leistungssteigerung<br />
vor, gleichzeitig wird auch der Hochwasserschutz<br />
verbessert.<br />
Die neuen Pläne wurden seitens der Energie<br />
AG Oberösterreich Dienstag Abend Vertretern<br />
des Gemeinderats in Bad Goisern<br />
vorgestellt. Der Ersatzneubau des Wasserkraftwerkes<br />
Lauffen ist am St<strong>and</strong>ort Anzenaupolster,<br />
unweit der bestehenden Wehranlage,<br />
in einem Gewerbegebiet geplant.<br />
Dadurch werden kaum zusätzliche Aufschließungswege<br />
benötigt und der Traunreiterweg<br />
bleibt größtenteils unberührt.<br />
Zudem entfällt mit dem Ersatzneubau der<br />
bisherige Ausleitungskanal, auf Rückstaudämme<br />
wird zur Gänze verzichtet und das<br />
Projekt fügt sich gut in das L<strong>and</strong>schaftsbild<br />
ein. Die gewässerökologischen Auswirkungen<br />
sind aufgrund eines niedrigen Aufstaues<br />
vergleichsweise gering.<br />
Bei großen Hochwässern, wie jenem im<br />
jahr 2013, sind Teile des bewohnten Gemeindegebietes<br />
von Bad Goisern von Überflutungen<br />
durch die Traun betr<strong>of</strong>fen. Die<br />
Innovative valves<br />
Wir sind ein innovativer Hersteller von Hochdruckarmaturen<br />
mit einem umfassenden Programm für<br />
St<strong>and</strong>ard- und Sonderarmaturen.<br />
Mit unserem besonderen Branchen-Know-how,<br />
unseren technologischen Innovationen und eigenen<br />
Patenten betreuen wir europaweit namhafte<br />
Kunden aus dem Energiesektor und der Industrie.<br />
Wir bieten Full-Service rund<br />
um Ihre Armaturen<br />
aas gmbh<br />
Armaturen Anlagen Service<br />
Rudolf-Diesel-Str. 105<br />
46485 Wesel | Germany<br />
+49 (0)281 206980-0<br />
info@aasgmbh.de<br />
Konstruktion und Fertigung<br />
von Neuarmaturen<br />
Planung / Durchführung von<br />
Revision, Wartung und Reparatur<br />
Reproduktion von Ersatzteilen<br />
Sicherheitsventilprüfung<br />
(Online-Prüfung)<br />
www.aasgmbh.de<br />
<strong>11</strong>
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Gemeinde will daher den Hochwasserschutz<br />
verbessern. Mit dem vorliegenden<br />
angepassten Kraftwerkeskonzept kann der<br />
vorgesehene Hochwasserschutz für die betr<strong>of</strong>fenen<br />
Anrainer sichergestellt und zugleich<br />
der Ausbau der erneuerbaren Energiequelle<br />
Wasserkraft ermöglicht werden.<br />
Infolge einer Optimierung der Ausbauwassermenge<br />
und einer Fallhöhe von ca.<br />
3,7 Metern kann die Jahresstromerzeugung<br />
des jetzigen Kraftwerks Lauffen von<br />
0,75 GWh auf 7,3 GWh mehr als verneunfacht<br />
werden. Dies entspricht dem durchschnittlichen<br />
Jahresstromverbrauch von<br />
rund 2.000 Haushalten.<br />
In Abstimmung mit Gewässerbezirk/<br />
Bundeswasserbauverwaltung wird die Projektidee<br />
nun in Richtung Einreichung konkretisiert.<br />
Gleichzeitig wird gemäß den<br />
demokratiepolitischen Grundsätzen der<br />
Energie AG Oberösterreich der Dialog mit<br />
der Region <strong>for</strong>tgeführt.<br />
LL<br />
www.energieag.at (213461340)<br />
EnBW: Wasserkraftwerk<br />
Hirschhorn produziert<br />
bald wieder Strom<br />
Wasserkraftwerk Hirschhorn (Foto: EnBW / Fotograf: ARTIS, U. Deck)<br />
• Betriebserlaubnis liegt nun vor –<br />
Neckar-AG testet „fischfreundliche“<br />
Technik<br />
(enbw) Nicht mehr lange, dann produziert<br />
das Wasserkraftwerk Hirschhorn wieder<br />
Strom – CO 2 -frei und regenerativ. Nach eingehender<br />
Prüfung der Genehmigungsunterlagen<br />
hat das Regierungspräsidium<br />
Darmstadt der Neckar-AG nun sein Einverständnis<br />
dazu gegeben. Zum Jahresende<br />
2020 war die bisherige Betriebserlaubnis<br />
für das Wasserkraftwerk ausgelaufen, die<br />
nun für die nächsten zwei Jahre neu erteilt<br />
wurde. Mit einer Einschränkung: Sie gilt zunächst<br />
nur für eine der beiden Maschinen.<br />
Bevor der Betrieb wieder gestartet wird,<br />
installiert der Kraftwerksbetreiber in den<br />
kommenden zwei Wochen noch eine elektrische<br />
„Fisch-Scheuche“. Ein wirksamer<br />
Fischschutz ist eine wesentliche Voraussetzung<br />
für die behördliche Genehmigung,<br />
ein Wasserkraftwerk betreiben zu dürfen.<br />
Mit dieser Anlage wird ein schwaches elektrisches<br />
Feld erzeugt, das die Fische erspüren<br />
und daraufhin einen Abw<strong>and</strong>erungsweg<br />
über das Wehr suchen. Und sollte doch<br />
der eine oder <strong>and</strong>ere Fisch den Weg durch<br />
das Kraftwerk nehmen, hat er trotzdem<br />
gute Chancen unbeschadet durchzukommen.<br />
Denn bei der letzten Revision, die in<br />
diesem Jahr abgeschlossen worden war,<br />
wurde eine Maschine so umgebaut, dass<br />
das Gefahrenpotenzial für die Tiere erheblich<br />
reduziert ist: Die Turbine wird mit modifizierten<br />
Laufschaufeln und einer verringerten<br />
Drehzahl, aber unveränderter Leistung,<br />
betrieben.<br />
Die Inbetriebnahme der umgebauten<br />
Kraftwerksmaschine erfolgt voraussichtlich<br />
bis Ende November – zunächst in einem<br />
vierwöchigen Probebetrieb. Anschließend<br />
wird im Praxistest nachgewiesen, ob<br />
die An<strong>for</strong>derungen an den Fischschutz eingehalten<br />
werden. Auf dieser Grundlage<br />
wird danach dann geprüft, ob auch die<br />
zweite Maschine entsprechend umgebaut<br />
und zur Inbetriebnahme angemeldet wird.<br />
Die Neckar-AG<br />
Die Neckar-AG betreibt 24 Wasserkraftwerke<br />
am Neckar sowie 15 Wasserkraftwerke<br />
an Jagst, Kocher und Enz im Auftrag<br />
eines Partners. Gegründet wurde die Gesellschaft<br />
1921 als Unternehmen des Bundes<br />
mit der Aufgabe, den Neckar zur Großschifffahrtsstraße<br />
von Mannheim bis<br />
Plochingen auszubauen und in diesem Zusammenhang<br />
Laufwasserkraftwerke zu<br />
bauen und zu betreiben. Der Neckarausbau<br />
wurde <strong>of</strong>fiziell zum 31. Dezember<br />
1991 abgeschlossen. Sämtliche Schifffahrtsanlagen<br />
wurden nach Fertigstellung<br />
dem deutschen Staat unentgeltlich übergeben.<br />
Betrieb und Unterhaltung der Bundeswasserstraße<br />
Neckar sind seitdem ausschließlich<br />
Aufgaben der Wasserstraßenverwaltung<br />
des Bundes. Heute ist die<br />
Neckar-AG zuständig für den Betrieb, die<br />
Wartung und die Inst<strong>and</strong>haltung der Laufwasserkraftwerke<br />
am schiffbaren Teil des<br />
Neckars. Außerdem sorgt sie dafür, dass<br />
die für die Schifffahrt er<strong>for</strong>derlichen Pegelstände<br />
an den Staustufen eingehalten werden.<br />
Die EnBW ist mit 82,2 % an der Neckar-AG<br />
beteiligt.<br />
LL<br />
www.enbw.com (213461344)<br />
E.ON investiert 27 Milliarden Euro<br />
bis 2026 in Energiewende<br />
• 22 Milliarden Euro für den Ausbau<br />
der Energienetze und 5 Milliarden<br />
Euro für den Ausbau des<br />
Kundenlösungsgeschäftes<br />
• 85 bis 90 Prozent der<br />
Investitionsaktivitäten, die von der EU-<br />
Taxonomie erfasst sind, erfüllen strenge<br />
Nachhaltigkeitskriterien<br />
(eon) E.ON-Vorst<strong>and</strong>svorsitzender Leonhard<br />
Birnbaum: „Durch die Dekarbonisierung<br />
unserer Volkswirtschaften steht die<br />
Energiewirtschaft vor einer Schlüsseldekade<br />
des Wachstums. Mit unserer Kundenbasis<br />
von rund 50 Millionen Kunden in Europa<br />
und dem größten Verteilnetz des Kontinents<br />
als Rückgrat dieser Trans<strong>for</strong>mation<br />
ist E.ON hervorragend positioniert, um<br />
diese Chance zu nutzen. Deshalb können<br />
wir heute einen langfristigen Ausblick auf<br />
E.ON geben, der geprägt ist von kontinuierlichem,<br />
pr<strong>of</strong>itablen Wachstum“.<br />
E.ON will das Tempo bei Wachstum und<br />
Digitalisierung seiner Geschäfte deutlich<br />
erhöhen. Mit der im Rahmen eines virtuellen<br />
Kapitalmarktages vorgestellten Wachstumsstrategie<br />
bis 2026 verspricht E.ON<br />
sowohl kontinuierliche Steigerungen beim<br />
operativen Ergebnis als auch bei der Dividende,<br />
die stärker ausfallen sollen als bisher<br />
geplant. Dabei erweitert E.ON erstmals<br />
den Prognosezeitraum von drei auf fünf<br />
Jahre.<br />
Das EBITDA im Kerngeschäft, das heißt<br />
ohne die auslaufenden Kernenergie-Aktivitäten<br />
bei PreussenElektra, will E.ON pro<br />
Jahr um rund 4 Prozent auf rund 7,8 Milliarden<br />
Euro im Jahr 2026 steigern. Um die<br />
Basis für dieses ambitionierte Wachstum<br />
zu legen, wird E.ON bis 2026 insgesamt<br />
rund 27 Milliarden Euro investieren, davon<br />
gehen rund 22 Milliarden Euro in den Aus-<br />
12
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
bau der Energienetze als Rückgrat der<br />
Energiewende und 5 Milliarden in den<br />
Ausbau der Geschäfte mit Kundenlösungen.<br />
Außerdem will E.ON seine Dividende<br />
bis 2026 um bis zu 5 Prozent und sein Ergebnis<br />
je Aktie um 8 bis 10 Prozent pro Jahr<br />
steigern. Für <strong>2021</strong> schlägt der Konzern<br />
eine Dividende in Höhe von 49 Cent je Aktie<br />
vor.<br />
Das gesamte Wachstumsprogramm wird<br />
E.ON im Rahmen ihres starken Ratings und<br />
mit einem unveränderten Verschuldungsfaktor<br />
umsetzen. Hierzu wird der Konzern<br />
sein Portfolio weiter optimieren. E.ON<br />
rechnet hierbei in den nächsten fünf Jahren<br />
mit Erlösen von etwa 2 bis 4 Milliarden<br />
Euro. Die Portfolio-Optimierung wird sowohl<br />
direkte Veräußerungen von Geschäften<br />
beinhalten, die nicht mehr in das vorgestellte<br />
Strategiedreieck aus Wachstum,<br />
Nachhaltigkeit und Digitalisierung passen,<br />
als auch selektive Partnerschaften.<br />
Offensive für Wachstum, Nachhaltigkeit<br />
und Digitalisierung<br />
Unter der Führung des neuen Vorst<strong>and</strong>svorsitzenden<br />
Leonhard Birnbaum setzt E.<br />
ON voll auf Wachstum, Nachhaltigkeit und<br />
Digitalisierung: „E.ON startet jetzt eine<br />
umfassende Wachstums- und Investitions<strong>of</strong>fensive<br />
für den Aufbau einer CO 2 -freien,<br />
digitalen Energiewelt. Mit unserer auf fünf<br />
Jahre erweiterten Prognose bis 2026 unterstreichen<br />
wir die Resilienz und die<br />
Wachstumsstärke unserer beiden Kerngeschäftsfelder,<br />
die in der nächsten Dekade<br />
von der Energiewende in Europa stark pr<strong>of</strong>itieren<br />
werden. 2030 wird E.ON größer<br />
und grüner, digitaler und diverser sein“, so<br />
Birnbaum.<br />
Hohe Investitionen in Stromverteilnetze als<br />
Rückgrat der grünen Energiewende<br />
Der Konzern plant, bis 2026 die Investitionen<br />
in Energienetze kräftig um jährlich<br />
rund 1 Milliarde pro Jahr zu erhöhen. Damit<br />
wächst das regulierte Anlagevermögen<br />
(RAB) jährlich um mindestens 6 Prozent.<br />
Die europäischen Netzgesellschaften des<br />
Konzerns betreiben heute bereits Netze mit<br />
einem regulierten Anlagevermögen von<br />
rund 35 Milliarden Euro und mit rund einer<br />
Million dezentral angeschlossenen, erneuerbaren<br />
Anlagen.<br />
Thomas König, im E.ON-Vorst<strong>and</strong> für<br />
Energienetze verantwortlich: „Ohne unsere<br />
Infrastruktur gibt es keine Energiewende.<br />
Allein in den nächsten fünf Jahren werden<br />
wir zusätzliche 35 bis 40 Gigawatt Erneuerbare<br />
an unsere Netze anschließen.<br />
Jede dieser Anlagen hilft uns, die Klimaziele<br />
von Paris zu erreichen. Hinzu kommt<br />
der Ausbau für Millionen Wärmepumpen,<br />
Batteriespeicher und die Elektromobilität.“<br />
Der Ergebnisbeitrag der Netze wird durch<br />
die jetzt beschlossene Investitions<strong>of</strong>fensive<br />
pro Jahr um 3 bis 4 Prozent bis 2026 wachsen.<br />
Hierbei wird Digitalisierung eine zentrale<br />
Rolle spielen, um die Netze noch effizienter<br />
zu betreiben und gleichzeitig den<br />
wachsenden Anteil erneuerbarer Energien<br />
möglichst effektiv zu steuern. Allein im<br />
Netzgeschäft wird E.ON bis 2026 rund 2<br />
Milliarden Euro in die Digitalisierung der<br />
Netzplanung, ‐überwachung und -steuerung<br />
investieren. Damit wird E.ON eines<br />
der ersten Energierunternehmen, das seine<br />
Netzinfrastruktur auf jeder Spannungsebene<br />
vollständig digital ansprechen kann.<br />
Entschlossener Ausbau der Geschäfte im<br />
Kundenlösungsgeschäft<br />
E.ON beobachtet eine stark wachsende<br />
Nachfrage bei Privat-, Geschäfts- und Industriekunden<br />
sowie bei Städten und Gemeinden<br />
für Dekarbonisierungs-Lösungen.<br />
Patrick Lammers, Vorst<strong>and</strong> für das Kundenlösungsgeschäft:<br />
„Mit einer Kundenbasis<br />
von heute rund 50 Millionen Kunden in<br />
Europa ist E.ON exzellent positioniert, um<br />
unsere Kunden und Partner bei der Erreichung<br />
ihrer Dekarbonisierungsziele zu unterstützen<br />
und diese Wachstumschance zu<br />
nutzen.“<br />
Die Basis bildet das klassische Energievertriebsgeschäft,<br />
das starke Ergebnisbeiträge<br />
bringt und selbst im umkämpften<br />
britischen Markt erfolgreich die Trendwende<br />
geschafft hat. E.ON plant, die Erträge<br />
im Energievertriebsgeschäft bis 2026 um 3<br />
bis 6 Prozent pro Jahr zu steigern.<br />
Lammers: „Digitalisierung ist auch hier<br />
der entscheidende Faktor: Wir werden bis<br />
2026 in allen Märkten über eine digitale<br />
Platt<strong>for</strong>m verfügen und darüber alle unsere<br />
Kunden effizient und kundenfreundlich<br />
bedienen.“<br />
Im Bereich Mobilität rechnet E.ON mit<br />
einem schnellen Ende der Verbrennungsmotoren<br />
und setzt daher noch entschlossener<br />
auf den Ausbau von leistungsfähiger<br />
Ladeinfrastruktur. E.ON will rund 5.000<br />
neue Schnellladepunkte bis 2026 bauen.<br />
Auch das Geschäft mit klimaschonenden,<br />
dezentralen Energieinfrastrukturlösungen<br />
will E.ON mit Wachstumsinvestitionen von<br />
500 bis 600 Millionen Euro im Jahr massiv<br />
ausbauen und den EBITDA-Beitrag des Geschäfts<br />
bis 2026 jährlich um durchschnittlich<br />
9 bis 12 Prozent steigern.<br />
Weiteres, zusätzliches Wachstumspotenzial<br />
sieht E.ON im Hochlauf der Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft.<br />
Das Engagement in diesem Feld<br />
soll deutlich ausgeweitet werden. E.ON<br />
setzt hierbei auf europäische Projekt-Partnerschaften<br />
wie „H2.Ruhr“, in dessen Rahmen<br />
das industrielle Herz Deutschl<strong>and</strong>s,<br />
Nordrhein-Westfalen, zu einer Wasserst<strong>of</strong>fregion<br />
werden soll. E.ON will mit ihrem bestehenden<br />
Gasverteilnetz und ihrer Expertise<br />
im Energiemanagement insbesondere<br />
dem industriellen Mittelst<strong>and</strong> Zugang zu<br />
Wasserst<strong>of</strong>f geben und damit eine Möglichkeit<br />
der CO 2 -Reduktion bieten.<br />
Konsequente Digitalisierung als Schlüssel<br />
für das Gelingen der Energiewende<br />
Die Wachstumsstrategie setzt auf eine<br />
durchgehende Digitalisierung aller E.ON<br />
Aktivitäten.<br />
Victoria Ossadnik, die dem Digitalressort<br />
vorsteht, verdeutlichte: „Wesentliche Treiber<br />
der für E.ON relevanten Veränderungen<br />
der Energiesysteme sind der W<strong>and</strong>el<br />
der Einspeisung in die Netze hin zu nachhaltigen<br />
Energiequellen und die Änderung<br />
der Verbrauchsmuster bei unseren Kunden<br />
durch die Elektrifizierung von Mobilität,<br />
Wärme und Produktion. Wir digitalisieren<br />
sowohl unsere Netze als auch unser Kundengeschäft<br />
konsequent. Durch digitale<br />
Platt<strong>for</strong>men für unsere Netze und unser<br />
Kundengeschäft und durch die Smartfizierung<br />
unserer physischen Netze werden wir<br />
diese beobachtbar machen, steuern und<br />
optimieren sowie die in der künftigen<br />
Energiewelt er<strong>for</strong>derliche Flexibilität von<br />
Stromangebot und -nachfrage nutzbar machen.“<br />
E.ON entwickelt hierfür eine konzernweite<br />
moderne Technologieplatt<strong>for</strong>m. Das Unternehmen<br />
optimiert und digitalisiert dabei<br />
alle Prozesse im Unternehmen. Cloudlösungen<br />
ersetzen bis Ende 2023 die bisherigen<br />
Rechenzentren und bilden eine Basis<br />
für die neuen digitalen Anwendungen. Die<br />
digitalen Platt<strong>for</strong>men verbessern den gesamten<br />
operativen Betrieb und reduzieren<br />
zugleich die Kosten und den CO 2 -Ausstoß.<br />
E.ON wird ihre digitalen Lösungen auch<br />
Dritten anbieten.<br />
Attraktiver und voll auf Nachhaltigkeit<br />
ausgerichteter Finanzrahmen<br />
Das Investitionsprogramm des Konzerns<br />
ist vollständig auf Nachhaltigkeit ausgerichtet.<br />
85 bis 90 Prozent der geplanten<br />
Investitionsaktivitäten, die von der<br />
EU‐Taxonomie erfasst sind, erfüllen deren<br />
strenge Nachhaltigkeitskriterien. E.ON bekräftigte<br />
zudem erneut das Ziel eines starken<br />
BBB/Baa-Ratings und eines Verschuldungsfaktors<br />
des 4,8 bis 5,2-fachen EBIT-<br />
DAs. Das Unternehmen bestätigt seine Dividendenpolitik<br />
und legt den Planungsrahmen<br />
hierfür jetzt für fünf Jahre fest. Für<br />
<strong>2021</strong> schlägt E.ON eine Dividende von 49<br />
Cent je Aktie vor. Dies entspricht einem<br />
Wachstum gegenüber dem Vorjahr von 4<br />
Prozent. E.ON strebt auch für die Zukunft<br />
ein jährliches Dividendenwachstum von<br />
bis zu 5 Prozent bis 2026 und weiteres<br />
Wachstum danach an. Der Gewinn pro Aktie<br />
wird bis 2026 im Durchschnitt um 8 bis<br />
10 Prozent pro Jahr steigen.<br />
Optimierungsmaßnahmen, durch die E.<br />
ON bis 2026 Einsparungen in Höhe von<br />
rund 500 Millionen Euro pro Jahr erreichen<br />
will.<br />
LL<br />
www.eon.com (213461346)<br />
13
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Eskom pledges to continue<br />
increased reliability maintenance<br />
programme to improve power<br />
system reliability<br />
(eskom) In its state <strong>of</strong> the system briefing,<br />
Eskom shared with the public its plan to<br />
continue with its accelerated maintenance<br />
programme during the summer period, the<br />
peak maintenance season. Since September,<br />
Eskom has increased its planned maintenance<br />
programme to an average 5<br />
500 MW <strong>of</strong> capacity. While this is comparable<br />
to the amount <strong>of</strong> maintenance carried<br />
out in the period between September 2020<br />
<strong>and</strong> March <strong>2021</strong>, it is almost double the average<br />
maintenance carried out in the same<br />
period in September 2019 to April 2020.<br />
“Our objective is to achieve a reliable <strong>and</strong><br />
sustainable generation plant, thereby reducing<br />
the risk <strong>and</strong> frequency <strong>of</strong> the occurrence<br />
<strong>of</strong> loadshedding. As such, Eskom will<br />
not compromise on reliability maintenance<br />
<strong>and</strong> mid-life refurbishment,” said Eskom<br />
Group Chief Operating Officer, Jan Oberholzer.<br />
“However painful in the short term,<br />
this maintenance we have to do in order to<br />
ensure future reliability.” Through the accelerated<br />
maintenance programme, Eskom<br />
hopes to continue reducing the occurrence<br />
<strong>of</strong> loadshedding.<br />
The accelerated maintenance programme<br />
has borne fruit, with Eskom managing to<br />
limit loadshedding to a minimum during<br />
winter period. Since 01 April <strong>2021</strong> loadshedding<br />
was implemented <strong>for</strong> 31 days.<br />
This includes the ten days <strong>of</strong> loadshedding<br />
implemented since September.<br />
The <strong>Generation</strong> division has been characterised<br />
by unsatisfactory per<strong>for</strong>mance,<br />
with output from the power stations below<br />
target. This is caused by a faster deterioration<br />
in generation units that have not yet<br />
enjoyed the reliability maintenance.<br />
Eskom concedes loadshedding carries a<br />
significant damaging effect to the economy.<br />
Year to date, the energy availability<br />
factor (EAF) has declined to 65 %, against<br />
a target <strong>of</strong> 70 % EAF. A key contributor to<br />
the low EAF was the high levels <strong>of</strong> planned<br />
maintenance during the summer months.<br />
However, there has also been an increase in<br />
unplanned outages during this period.<br />
“We are aware that the increased maintenance<br />
does elevate the probability <strong>of</strong> loadshedding<br />
in the short term, but this is necessary<br />
to improve the future per<strong>for</strong>mance<br />
<strong>of</strong> the generation fleet,” said Oberholzer.<br />
Oberholzer further emphasized the urgent<br />
need <strong>for</strong> additional 4,000 MW to<br />
6,000 MW generation capacity to complement<br />
the Eskom available capacity. This is<br />
required to eliminate the risk <strong>of</strong> loadshedding<br />
<strong>and</strong> to ensure the necessary electrical<br />
energy that is needed to stimulate the<br />
economy.<br />
While these concerns with the generation<br />
per<strong>for</strong>mance persist, the Koeberg Nuclear<br />
Power Station is operating optimally. Unit<br />
2 <strong>of</strong> the power station has been operating<br />
<strong>for</strong> the whole year without interruption<br />
since completing its last refueling outage in<br />
October 2020. In January 2022 Koeberg<br />
Unit 2 will be shut <strong>of</strong>f <strong>for</strong> the steam generator<br />
replacement (SGR), regular refueling<br />
<strong>and</strong> maintenance. The SGR will enable<br />
Koeberg to operate <strong>for</strong> a further 20 years<br />
beyond 2024. The <strong>for</strong>mal application to extend<br />
the operating license has been submitted<br />
to the relevant regulatory authority<br />
<strong>and</strong> has been accepted <strong>for</strong> processing.<br />
Koeberg Unit 1 tripped on Sunday morning<br />
as a result <strong>of</strong> a fault on a feedwater<br />
pump, which is on the secondary plant.<br />
The plant was shut down in accordance<br />
with st<strong>and</strong>ard plant operating procedures<br />
<strong>and</strong> all parameters are stable. There are no<br />
nuclear safety concerns on the reactor side<br />
<strong>of</strong> the plant, which is ready to be restarted<br />
once the feedwater pump fault has been<br />
resolved.<br />
The investigation into the feedwater<br />
pump fault is in progress <strong>and</strong> once concluded,<br />
Eskom will be able to confirm the<br />
return to service date <strong>of</strong> the unit, which is<br />
expected to be during next week.<br />
On the coal front, Eskom maintained<br />
healthy coal stock levels across its generation<br />
fleet, with an average <strong>of</strong> 48 days’<br />
worth <strong>of</strong> coal stockpiled at its power stations.<br />
This compares favourably with the<br />
Grid Code requirement to hold at least 20<br />
days’ worth <strong>of</strong> stock.<br />
Eskom is making a concerted ef<strong>for</strong>t to<br />
continue improving its coal h<strong>and</strong>ling ability<br />
to reduce the risk <strong>of</strong> wet coal incidents<br />
during the coming rainy season. While<br />
there has been a good improvement on this<br />
key per<strong>for</strong>mance area during the past rainy<br />
season, more investments to enhance the<br />
wet coal strategy still need to be done.<br />
The work done so far to correct the design<br />
defects at the Medupi power station has resulted<br />
in a steady improvement <strong>and</strong> reliability<br />
<strong>of</strong> the Medupi power station generation<br />
units. This work has also commenced<br />
at Kusile with some <strong>of</strong> the major design<br />
defects already corrected on Unit 1.<br />
There were some notable strides in several<br />
aspects <strong>of</strong> the operations. A unit each at<br />
Medupi <strong>and</strong> Kusile power stations achieved<br />
commercial operation during this year,<br />
adding 1,594 MW to the grid. Kusile has<br />
now reached 50 % completion, with three<br />
<strong>of</strong> the six units commissioned.<br />
The successful completion <strong>of</strong> Medupi suffered<br />
a blow as Unit 4 (720 MW) <strong>of</strong> the power<br />
station experienced generator explosion<br />
on 08 August <strong>2021</strong>. This was just a week after<br />
the last <strong>of</strong> the six units was <strong>of</strong>ficially<br />
h<strong>and</strong>ed over to <strong>Generation</strong> on 31 July <strong>2021</strong>.<br />
Eskom experienced another major setback<br />
on <strong>11</strong> September <strong>2021</strong> when Kendal Unit 1<br />
(640 MW) generator trans<strong>for</strong>mer caught<br />
fire. Both units remain <strong>of</strong>fline, which puts<br />
further strain on the power system.<br />
Kendal Unit 1 is expected to return to service<br />
by end <strong>of</strong> this year while the return to<br />
service date <strong>for</strong> Medupi Unit 4 has not yet<br />
been determined.<br />
The capacity outlook <strong>for</strong> the period ending<br />
August 2022 shows that the power system<br />
remains constrained. Eskom will be<br />
required to extensively use the Open Cycle<br />
Gas Turbines (OCGTs) to either avert loadshedding<br />
or to reduce the magnitude<br />
there<strong>of</strong>.<br />
The Distribution <strong>and</strong> Transmission divisions<br />
have also attained positive technical<br />
per<strong>for</strong>mance, with a lower number <strong>of</strong> interruptions.<br />
Since April <strong>2021</strong> a total <strong>of</strong> 38,256<br />
households have been connected to the<br />
grid, versus the target <strong>of</strong> 34 ,742 houses.<br />
However, increasing theft <strong>and</strong> v<strong>and</strong>alism<br />
<strong>of</strong> cables <strong>and</strong> substations continue to negatively<br />
impact operations <strong>and</strong> system reliability.<br />
<strong>Electricity</strong> theft continues to pose<br />
not only operational <strong>and</strong> financial challenges<br />
to Eskom, but also public safety risk.<br />
LL<br />
www.eskom.co.za (213461351)<br />
EVN: 60 Jahre<br />
Fernwärme Mödling<br />
• Der Startschuss für das heute größte<br />
überregionale Naturwärmenetz<br />
Österreichs<br />
(evn) Vor 60 Jahren startete in Mödling<br />
eine absolute Erfolgsgeschichte der regionalen<br />
Wärmeversorgung. Mit dem Bau des<br />
Fernheizkraftwerkes Mödling wurde im<br />
Jahre 1961 der Grundstein für das „Naturwärmenetz<br />
Thermenregion“ gelegt – mittlerweile<br />
das größte überregionale Naturwärmenetz<br />
Österreichs mit 150 km Leitungen,<br />
das <strong>11</strong> Gemeinden umfasst und nachhaltige<br />
Naturwärme für 30.000 Haushalte<br />
in der Region liefert.<br />
Der Startschuss:<br />
Das Fernheizkraftwerk Mödling<br />
Das Fernheizkraftwerk Mödling konnte<br />
im Oktober 1961 nach 14 Monaten Bauzeit<br />
– damals noch von NIOGAS errichtet – als<br />
erst dritte derartige Anlage in NÖ in Betrieb<br />
genommen werden. In der Gründungsphase<br />
wurden überwiegend Großkunden<br />
wie die Bezirkshauptmannschaft<br />
Mödling oder die Städtische Gärtnerei angeschlossen.<br />
In den nächsten Jahren folgten<br />
unter <strong>and</strong>erem das Krankenhaus Mödling<br />
oder auch die Südstadt mit rund 2.000<br />
Wohnungen, was schnell zu einer Erweiterung<br />
der Trasse und bereits im Jahr 1964<br />
zu einer Auslastung von 70 % führte. In<br />
den darauffolgenden Jahren folgten die Errichtung<br />
eines vollautomatischen Kessels<br />
für den Spitzenausgleich, die Versorgung<br />
sämtlicher Mödlinger Schulen und die Umstellung<br />
der Wärmeerzeugung von Öl aus<br />
Erdgas. Durch die steigende Nachfrage<br />
nach Fernwärme kam es zwischen 1987<br />
14
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
und 1995 zu einem Zuwachs von rund<br />
1.000 neu versorgten Wohnungen und weiteren<br />
Verdichtungsaktionen. 2001 folgte<br />
dann die Errichtung des Fernheizwerks<br />
Wr. Neudorf Palmers.<br />
Biomasseheizkraftwerk Mödling<br />
2006 wurden dann mit der Errichtung<br />
des Biomasseheizkraftwerks Mödling endgültig<br />
die Weichen in Richtung Energiezukunft<br />
gelegt. Es ersetze das alte Fernheizwerk<br />
und kann alleine rund 10.000<br />
Haushalte mit Naturwärme und Naturstrom<br />
versorgen. Zusätzlich liefert die Anlage<br />
auch nachhaltige Naturkälte für das<br />
L<strong>and</strong>esklinikum Mödling.<br />
„Mödling und das gesamte Naturwärmenetz<br />
Thermenregion zeigen, wie eine moderne,<br />
nachhaltige Energieversorgung aussehen<br />
kann. Wir verw<strong>and</strong>eln hier Waldhackgut<br />
aus der Region in Naturwärme,<br />
Naturstrom und Naturkälte für die Region.<br />
Damit schützen wir das Klima und stärken<br />
die regionale Wertschöpfung. Die stark steigende<br />
Nachfrage ist für uns Ansporn, dieses<br />
Erfolgsmodell weiter auszubauen“, so EVN<br />
Vorst<strong>and</strong>ssprecher Stefan Szyszkowitz.<br />
Ein Unterstützer der ersten Stunde ist<br />
Mödlings Bürgermeister Hans Stefan Hintner:<br />
„Nicht erst seit der aktuellen Diskussion<br />
um Klimaw<strong>and</strong>el und CO 2 -Emissionen<br />
zeigt sich, wie klug die Entscheidung war,<br />
die Wärmeversorgung in Mödling auf<br />
‚nachhaltige Beine’ zu stellen. Das EVN Biomasseheizkraftwerk<br />
versorgt unsere Stadtgemeinde<br />
seit 2006 mit nachhaltiger Energie<br />
und leistet damit wichtige Beiträge zum<br />
Klima- und Umweltschutz“.<br />
Für Alfred Freunschlag, selbst Mödlinger<br />
und Geschäftsführer der EVN Wärme zeigt<br />
sich in seiner Heimatgemeinde die zentrale<br />
Rolle, die Biomasse in einer modernen<br />
Energieversorgung einnehmen kann: „Wir<br />
erzeugen hier Naturwärme, Ökostrom und<br />
auch Naturkälte für das L<strong>and</strong>esklinikum.<br />
Alles aus regionaler Biomasse. Und das<br />
mitten in der Stadt und für die Stadt.“<br />
EVN Wärme<br />
Der Einsatz erneuerbarer Energien ist für<br />
die EVN insbesondere im Wärmebereich<br />
seit vielen Jahren von großer Bedeutung.<br />
Die EVN betreibt heute mit Partnern aus<br />
der L<strong>and</strong>wirtschaft und der Sägeindustrie<br />
bereits rund 70 Biomasseanlagen in ganz<br />
Niederösterreich. Etwa zwei Drittel der gelieferten<br />
kommunalen Fernwärme wird<br />
aus Biomasse erzeugt.<br />
Durch die enge Kooperation der EVN mit<br />
der regionalen L<strong>and</strong>- und Forstwirtschaft<br />
bleibt die Wertschöpfung der Region erhalten.<br />
Die EVN setzt auf regionale Biomasse<br />
und arbeitet nur mit österreichischen Partnern.<br />
Mit einem Einsatz von rund 2,0 Millionen<br />
Schüttraummeter Hackschnitzel ist<br />
die EVN der größte Naturwärmeversorger<br />
aus Biomasse in Österreich.<br />
LL<br />
www.evn.at (213461353)<br />
EVN Vorst<strong>and</strong>ssprecher Stefan Szyszkowitz, Abgeordneter zum Nationalrat und Bürgermeister<br />
von Mödling Hans Stefan Hintner und EVN Wärme Geschäftsführer Alfred Freunschlag<br />
Fotocredits: © EVN / Doris Seebacher<br />
Helen’s Board investigates phasing<br />
out coal production in the<br />
Salmisaari power plant five years<br />
ahead <strong>of</strong> schedule<br />
(helen) Helen’s Board <strong>of</strong> Directors has decided<br />
to launch an investigation on the possibility<br />
<strong>of</strong> bringing <strong>for</strong>ward the phasing out<br />
<strong>of</strong> coal in energy production at the Salmisaari<br />
power plant by 1 April 2024 instead <strong>of</strong><br />
the previous 2029. There<strong>for</strong>e, Helen would<br />
completely give up the use <strong>of</strong> coal five years<br />
earlier than anticipated. A decision was<br />
also made to close down the Hanasaari power<br />
plant <strong>and</strong> cease production ahead <strong>of</strong><br />
the original schedule, i.e. on 1 April 2023.<br />
Helen has been building a carbon-neutral<br />
energy plat<strong>for</strong>m <strong>for</strong> years. Examples <strong>of</strong> this<br />
include, e.g. waste heat recovery, heat storage<br />
facilities, heating <strong>and</strong> cooling plants in<br />
use since 2006 <strong>and</strong> built after that, as well<br />
as the Vuosaari bioenergy heating plant<br />
under construction <strong>and</strong> the sea water heat<br />
pump. The potential early phasing out <strong>of</strong><br />
coal in Salmisaari would accelerate Helen’s<br />
transition to a distributed city energy system,<br />
which would boost the utilisation <strong>of</strong><br />
the possibilities <strong>of</strong> a new energy era by Helen<br />
<strong>and</strong> customers alike.<br />
Focusing on the transition to a distributed<br />
energy system <strong>and</strong> the building <strong>of</strong> an extensive<br />
energy plat<strong>for</strong>m with an even higher<br />
emphasis according to the study now<br />
launched will result in pressure to make<br />
changes in the organisation. As a result <strong>of</strong><br />
the study on bringing the schedule <strong>for</strong>ward,<br />
Helen will launch cooperation negotiations<br />
with respect to just over 400 employees<br />
in the Production <strong>and</strong> Asset Management<br />
business unit. According to the<br />
employer’s preliminary estimate, the number<br />
<strong>of</strong> employees in the Production <strong>and</strong> Asset<br />
Management business unit may be reduced<br />
by a maximum <strong>of</strong> 320 people due to<br />
the adjustment measures.<br />
Helen will report on the plans <strong>for</strong> the Salmisaari<br />
power plant after Helen’s Board <strong>of</strong><br />
Directors has made its decision in December<br />
<strong>2021</strong>/January 2022.<br />
LL<br />
www.helen.fi (213461355)<br />
Mainova beteiligt sich an einem<br />
der größten deutschen Solarparks<br />
(mainova) Mainova investiert in Photovoltaik_02<strong>11</strong><strong>2021</strong>In<br />
der br<strong>and</strong>enburgischen<br />
Gemeinde Boitzenburger L<strong>and</strong> soll im Jahr<br />
2022 einer der größten Solarparks in<br />
Deutschl<strong>and</strong> entstehen. Geplant ist eine installierte<br />
Leistung von etwa 175 Megawatt<br />
peak. Die Mainova AG beteiligt sich mit<br />
knapp 25 Prozent am Projekt. Damit baut<br />
das Unternehmen sein Erneuerbaren-Energien-Portfolio<br />
weiter aus. Die Gemeindevertretung<br />
Boitzenburger L<strong>and</strong> in der<br />
Uckermark hat dem Bau zugestimmt. Zudem<br />
plant der Frankfurter Energieversorger,<br />
den gesamten jährlichen Stromertrag<br />
vollständig zu vermarkten. Die finale Baugenehmigung<br />
soll Anfang 2022 vorliegen.<br />
Weitere Gesellschafter sind der Initiator<br />
und Mehrheitseigner Solarenergie Boitzenburger<br />
L<strong>and</strong> GmbH (Hauptgesellschafter<br />
ist der Flächeneigentümer Dietrich<br />
Twietmeyer, weiterer Gesellschafter die<br />
Solarparc GmbH, die gemeinsam mit dem<br />
Hauptgesellschafter die Projektentwicklung<br />
und Vorfinanzierung des Solarparks<br />
übernommen hat) und die GP JOU-<br />
LE-Gruppe. Im Zusammenwirken von<br />
L<strong>and</strong>eigentum sowie GP JOULE als Errichter<br />
und Betreiber von Photovoltaik- und<br />
Wasserst<strong>of</strong>fanlagen ist Mainova als Strom-<br />
15
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
vermarkter damit Teil einer gemeinsamen<br />
leistungsfähigen Struktur mit Zukunftsperspektive.<br />
Mainova war dabei der Wunschpartner<br />
des Haupteigentümers und hat<br />
entscheidend an der Entstehung dieses<br />
Konsortiums mitgewirkt.<br />
Frankfurts Oberbürgermeister und Mainova-Aufsichtsratsvorsitzender<br />
Peter Feldmann<br />
sagt: „Von Frankfurt aus treibt die<br />
Mainova AG die Energiewende in ganz<br />
Deutschl<strong>and</strong> aktiv voran. Der St<strong>and</strong>ort des<br />
geplanten Solarparks liegt rund 100 Kilometer<br />
nördlich von Berlin. Seine Fläche<br />
beträgt rund 160 Hektar, dies entspricht<br />
etwa 240 Fußball-Feldern. Der Park wird<br />
voraussichtlich 180 Millionen Kilowattstunden<br />
CO 2 -freien Strom pro Jahr erzeugen<br />
– ein echtes Leuchtturmprojekt.“<br />
Der Mainova-Vorst<strong>and</strong>svorsitzende Dr.<br />
Constantin H. Alsheimer sagt: „Mit der<br />
Energie aus dem Solarpark lassen sich<br />
rechnerisch rund 64.000 Haushalte mit<br />
umweltschonender Energie versorgen. Zudem<br />
werden jährlich etwa 85.000 Tonnen<br />
Kohlendioxid eingespart. Gemeinsam mit<br />
unseren Partnern leisten wir damit einen<br />
wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz.<br />
Dabei realisieren wir das Großprojekt vollständig<br />
ohne Einspeisevergütung durch<br />
das Erneuerbare-Energien-Gesetz.“<br />
Dr. Alsheimer sagt weiter: „Wir setzen<br />
konsequent auf den Ausbau erneuerbarer<br />
Energien. Von unserem umfassenden Kompetenz-<br />
und Leistungsspektrum pr<strong>of</strong>itieren<br />
unsere Kundinnen und Kunden ganz direkt.<br />
Die Sonnenenergie soll dazu dienen,<br />
die zunehmende Nachfrage nach klimafreundlichem<br />
Strom aus regionalen Quellen<br />
zu bedienen. Wir wollen dazu künftig direkte<br />
Lieferverträge, so genannte Power<br />
Purchase Agreements, nutzen.“<br />
„Das gesamte Erneuerbaren-Portfolio unserer<br />
Mainova verteilt sich auf 20 St<strong>and</strong>orte<br />
mit 150 Megawatt installierter Kapazität.<br />
Die Wind- und PV-Parks befinden sich<br />
in Hessen, Baden-Württemberg, Bayern,<br />
Br<strong>and</strong>enburg, Rheinl<strong>and</strong>-Pfalz, Sachsen<br />
und Schleswig-Holstein sowie in Frankreich.<br />
Alle Anlagen produzierten im Jahr<br />
2020 zusammengerechnet 250 Gigawattstunden<br />
– damit verzeichnete Mainova das<br />
bisher erfolgreichste Jahr bei den Erneuerbaren<br />
Energien. Mit Photovoltaik-Mieterstrom<br />
bringt das Unternehmen zudem erneuerbare<br />
Energien in den urbanen Raum<br />
und zählt zu den bundesweiten Marktführern“,<br />
so Feldmann abschließend.<br />
LL<br />
www.mainova.de (213461359)<br />
RWE <strong>and</strong> Kawasaki plan to<br />
build one <strong>of</strong> the world’s first<br />
100 % hydrogen-capable gas<br />
turbines on industrial scale<br />
in Lingen, Germany<br />
• From 2024 onwards 34 megawatt plant<br />
could reconvert green hydrogen to<br />
power<br />
• In future, H 2 -fuelled power plants will<br />
contribute significantly to green<br />
security <strong>of</strong> supply<br />
Roger Miesen, CEO <strong>of</strong> RWE <strong>Generation</strong>:<br />
“One <strong>of</strong> the greatest challenges <strong>of</strong> the energy<br />
transition is to ensure a secure CO 2 -free electricity<br />
supply at all times - even when wind<br />
<strong>and</strong> sun are not sufficiently available. Hydrogen-fuelled,<br />
gas-fired power plants will<br />
make an important contribution to ensuring<br />
this in the future. In order to gain experience<br />
with the operation <strong>of</strong> such plants, Kawasaki<br />
<strong>and</strong> RWE are planning a pilot project with a<br />
hydrogenpowered turbine in Lingen. With<br />
this, we intend to create the basis <strong>for</strong> being<br />
able to convert green hydrogen back into<br />
electricity in the future, if required.”<br />
(rwe) As part <strong>of</strong> its “Growing Green” strategy,<br />
RWE announced that it would add at<br />
least 2 gigawatts (GW) <strong>of</strong> gas-fired power<br />
plant capacity to support the energy transition<br />
with flexible power. These new plants<br />
will be provided with a clear decarbonisation<br />
pathway. For existing plants, RWE is<br />
developing a roadmap to convert them<br />
ready <strong>for</strong> clean operations.<br />
Now comes the next step: together with<br />
Kawasaki Heavy Industries (Kawasaki),<br />
one <strong>of</strong> the world‘s leading turbine manufacturers,<br />
RWE <strong>Generation</strong> SE (RWE) is<br />
planning to build a hydrogen-powered gas<br />
turbine in Lingen, Germany. It shall be<br />
used to test the conversion <strong>of</strong> hydrogen<br />
back into electricity at RWE‘s Emsl<strong>and</strong> gasfired<br />
power plant. The project is one <strong>of</strong> the<br />
first worldwide to use a gas turbine to convert<br />
100 % hydrogen into electricity on an<br />
industrial scale. The plant, with an output<br />
<strong>of</strong> 34 megawatts (MW), could become operational<br />
in mid-2024.<br />
Kawasaki‘s gas turbine provides maximum<br />
fuel flexibility: it can operate with<br />
100 % hydrogen, 100 % natural gas <strong>and</strong><br />
with any combination <strong>of</strong> both. This is indispensable<br />
because the amount <strong>of</strong> green gas<br />
available <strong>for</strong> reconversion will fluctuate<br />
frequently during the ramp-up <strong>of</strong> the hydrogen<br />
economy be<strong>for</strong>e continuous operation<br />
with it will be possible.<br />
During the pilot project, the turbine is<br />
planned to be tested across varying operating<br />
load ranges, between 30 % <strong>and</strong> 100 %.<br />
This corresponds to typical load curves <strong>of</strong><br />
gas turbines that can be expected in a power<br />
grid with an increasing share <strong>of</strong> renewable<br />
energies, which are subject to fluctuations<br />
due to weather conditions.<br />
In the course <strong>of</strong> the project, it is planned<br />
to use two combustion systems developed<br />
by Kawasaki. Both have already been tested<br />
in 1 MW variants in a demonstration<br />
project in Kobe, Japan. In Lingen, these<br />
technology principles would be scaled up<br />
to industrial scale <strong>for</strong> the first time.<br />
When it comes to the future topic <strong>of</strong> hydrogen,<br />
RWE has all the options under one<br />
ro<strong>of</strong>: from green electricity production <strong>and</strong><br />
the know-how to produce <strong>and</strong> store green<br />
hydrogen, to energy trading, which can<br />
provide the fuel to industrial customers as<br />
needed. RWE is already active in over 30<br />
hydrogen projects with strong partners.<br />
The Lingen site plays a key role in RWE‘s<br />
hydrogen strategy: as part <strong>of</strong> the GET H2<br />
project, the company plans to build the first<br />
100 MW electrolysis plant there by 2024,<br />
which will produce green hydrogen using<br />
<strong>of</strong>fshore wind power from the North Sea.<br />
The capacity <strong>of</strong> this plant is to be exp<strong>and</strong>ed<br />
to 300 MW by 2026 <strong>and</strong> to 2 GW by 2030.<br />
The aim <strong>of</strong> the GET H2 project is to work<br />
with national <strong>and</strong> European partners to<br />
create the critical mass needed to kick-start<br />
the development <strong>of</strong> a supra-regional European<br />
hydrogen infrastructure <strong>and</strong> develop<br />
a strong European hydrogen market.<br />
LL<br />
www.rwe.com (213461056)<br />
Visualisation <strong>of</strong> the planned Kawasaki test turbine in Lingen, Germany (Source: RWE)<br />
16
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
“Grids”<br />
“Grids”<br />
Neue Anbindungsleitungen für<br />
Nordsee-Windparks: Amprion<br />
plant die Offshore-Netzanbindungs<br />
systeme LanWin1 und<br />
LanWin3<br />
(amprion) Die Amprion Offshore GmbH<br />
steigt in die Planungen der beiden Off shore-<br />
Netzanbindungssysteme LanWin1 und Lan-<br />
Win3 ein. Sie sollen Windstrom aus der<br />
Nordsee mit dem Wechselstromnetz an L<strong>and</strong><br />
verbinden. Die Inbetriebnahme ist für 2031<br />
und 2033 geplant.<br />
Damit Deutschl<strong>and</strong> seine Klimaziele erreicht,<br />
braucht es nicht nur neue Offshore-Windparks,<br />
sondern auch neue Leitungen,<br />
die sie mit dem Übertragungsnetz<br />
verbinden. Das ist Aufgabe der geplanten<br />
Offshore-Netzanbindungssysteme Lan-<br />
Win1 und LanWin3. Als Übertragungsnetzbetreiber<br />
hat Amprion den gesetzlichen<br />
Auftrag, diese im Netzentwicklungsplan<br />
festgelegten Ausbauprojekte umzusetzen.<br />
Von der Nordsee kommend verlaufen<br />
die See- bzw. Erdkabel bis zu ihren<br />
Netzverknüpfungspunkten im niedersächsischen<br />
Wehrendorf (LanWin1) und Westerkappeln<br />
in Nordrhein-Westfalen (Lan-<br />
Win3).<br />
„LanWin1 und LanWin3 werden eine<br />
Übertragungsleistung von je 2.000 Megawatt<br />
erreichen. Sie gehören damit zu der<br />
neuen leistungsfähigen <strong>Generation</strong> von<br />
Offshore-Anbindungen. Beim Umbau des<br />
Energiesystems werden sie erneuerbaren<br />
Strom in die Verbraucherzentren im Westen<br />
und im Süden der Republik transportieren.<br />
Daher sind sie ein wichtiger Baustein<br />
für die Dekarbonisierung der Industrie<br />
in Deutschl<strong>and</strong>“, sagte Dr. Carsten<br />
Lehmköster, Geschäftsführer der Amprion<br />
Offshore GmbH.<br />
Amprion wird das Projekt den Trägern öffentlicher<br />
Belange und der Öffentlichkeit<br />
ausführlich vorstellen. „Uns ist es wichtig,<br />
von Anfang an mit den Menschen vor Ort in<br />
Kontakt zu sein. Diese Gespräche helfen uns<br />
bei unseren weiteren Planungen“, betont<br />
Stefan Sennekamp, Projektsprecher für den<br />
Offshore-Bereich bei Amprion. Das Unternehmen<br />
wird voraussichtlich im ersten Halbjahr<br />
des Jahres 2022 In<strong>for</strong>mationsveranstaltungen<br />
anbieten, um über den aktuellen<br />
Planungsst<strong>and</strong> der Projekte zu in<strong>for</strong>mieren.<br />
Den Auftakt zum Raumordnungsverfahren<br />
für die beiden Offshore-Anschlüsse bildet<br />
die Antragskonferenz mit den zuständigen<br />
L<strong>and</strong>esbehörden im Dezember. Vorbereitend<br />
hat Amprion für den l<strong>and</strong>seitigen<br />
Teil der Projekte in Abstimmung mit den<br />
Behörden ein erstes Trassenkorridornetz<br />
entwickelt.<br />
„Um die Beeinträchtigung vor Ort so gering<br />
wie möglich zu halten, werden die beiden<br />
Projekte größtenteils parallel zuein<strong>and</strong>er<br />
installiert“, so Christoph Evers, Projektleiter<br />
Genehmigung und Trassierung für<br />
LanWin1 und LanWin3. „Darüber hinaus<br />
werden wir die Bündelung mit <strong>and</strong>eren<br />
Vorhaben in der Region prüfen.“<br />
Die Offshore-Netzanbindungssysteme<br />
werden in Gleichstromtechnik ausgeführt.<br />
Das Stromnetz, an das die Offshore-Systeme<br />
angeschlossen werden, ist hingegen in<br />
Wechselstromtechnik ausgeführt. Deshalb<br />
wird in der Nähe des jeweiligen Netzverknüpfungspunktes<br />
je eine Konverterstation<br />
benötigt, die den Gleich- in Wechselstrom<br />
umw<strong>and</strong>elt. Aktuell werden mögliche Flächen<br />
für die Konverterst<strong>and</strong>orte rund um<br />
die Netzverknüpfungspunkte in Westerkappeln<br />
und Wehrendorf ermittelt. Mit<br />
den angrenzenden Gemeinden ist Amprion<br />
bereits in Kontakt getreten.<br />
Die Offshore-Netzanbindungssysteme<br />
LanWin1 und LanWin3<br />
Die beiden geplanten Offshore-Netzanbindungssysteme<br />
LanWin1 und LanWin3<br />
verbinden Windparks in der Nordsee mit<br />
dem Übertragungsnetz an L<strong>and</strong>. Sie werden<br />
sowohl auf der L<strong>and</strong>- als auch auf der<br />
Seeseite größtenteils parallel zuein<strong>and</strong>er<br />
installiert. Beide Projekte können jeweils<br />
eine Leistung von 2.000 Megawatt übertragen<br />
und sollen 2031 und 2033 in Betrieb<br />
MIT E.FFECT LEISTEN<br />
GASTURBINEN MEHR<br />
Leistungsabfall und ungeplante Stillst<strong>and</strong>zeiten vermeiden.<br />
Mit dem e.FFECT Filtersimulator einfach und schnell die beste<br />
Filterlösung finden – st<strong>and</strong>ort- und anlagenoptimiert.<br />
Erfahren Sie mehr<br />
e.FFECT_Turbo@freudenberg-filter.com<br />
www.freudenberg-filter.de<br />
FREUDENBERG<br />
FILTRATION TECHNOLOGIES<br />
17
“Grids” <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
9<br />
6<br />
10<br />
12<br />
7 8<br />
LANWIN1 UND LANWIN3<br />
1 2 3<br />
gehen. Von den Nordsee-Windparks aus<br />
verlaufen die Kabel zunächst 160 bzw. 170<br />
Kilometer auf See. Sie unterqueren die Insel<br />
Norderney und erreichen im Bereich<br />
Hilgenriedersiel die Küste. Auf dem l<strong>and</strong>seitigen<br />
Teil von LanWin1 und LanWin3<br />
werden etwa 220 bzw. 230 Kilometer Erdkabel<br />
verlegt. Um zu ihren jeweiligen Netzverknüpfungspunkten<br />
in Wehrendorf<br />
(LanWin1) und Westerkappeln (LanWin3)<br />
zu gelangen, werden sich die Vorhaben auf<br />
dem letzten Teil der Strecke trennen.<br />
LL<br />
www.amprion.com (213461022)<br />
0<br />
Offshore-Windpark-Gebiet<br />
Konverterplatt<strong>for</strong>men LanWin<br />
LanWin1<br />
LanWin3<br />
Gates für Seekabel<br />
Netzverknüpfungspunkte<br />
Schematische Darstellung<br />
I<br />
<strong>11</strong><br />
13<br />
NIEDERLANDE<br />
5<br />
II<br />
NORDERNEY<br />
5<br />
III<br />
HILGEN-<br />
RIEDERSIEL<br />
EMDEN<br />
IV<br />
4<br />
PAPEN-<br />
BURG<br />
MEPPEN<br />
LINGEN<br />
NVP WESTERKAPPELN<br />
5<br />
V<br />
0<br />
WILHELMS-<br />
HAVEN<br />
OLDENBURG<br />
OSNABRÜCK<br />
DÄNEMARK<br />
CUXHAVEN<br />
BÜSUM<br />
BREMEN<br />
DEUTSCHLAND<br />
50Hertz startet Redispatch mit<br />
Erneuerbaren Energien<br />
BREMERHAVEN HAMBURG<br />
NVP WEHRENDORF<br />
Schematische Übersichtskarte der Offshore-Netzanbindungssysteme LanWin1 und LanWin3<br />
(213461022)<br />
• Neue Prozesse für direkt ans 50Hertz-<br />
Übertragungsnetz angeschlossene<br />
Erneuerbaren-Einspeiser vollständig<br />
umgesetzt<br />
• Auch Solarparks, die direkt am<br />
50Hertz - Netz angeschlossen sind,<br />
nehmen am neuen<br />
Redispatch-Regime teil<br />
(50hertz) Und es geht doch voran: Seit<br />
dem 1. November hat 50Hertz den bilanziellen<br />
Ausgleich beim Redispatch mit Erneuerbaren-Anlagen<br />
– das sogenannte Redispatch<br />
2.0 – mit allen direkt an das<br />
50Hertz-Netz angeschlossenen Erzeugungsanlagen<br />
implementiert. Damit werden<br />
die <strong>of</strong>fiziellen Prozesse der Bundesnetzagentur<br />
angewendet. Der 50Hertz-Fokus<br />
liegt dabei auf vier Offshore- und 60<br />
Onshore-Windparks mit insgesamt rund<br />
2,5 Gigawatt installierter Leistung, deren<br />
Erzeugung aktuell von 20 Unternehmen<br />
direkt vermarktet wird. Im Jahre 2020<br />
machten diese Erneuerbare-Energien-Anlagen,<br />
die direkt am Übertragungsnetz angeschlossen<br />
sind, 15 Prozent der gesamten<br />
Einspeisemanagementmaßnahmen in der<br />
50Hertz-Regelzone aus.<br />
Nach den Worten von Dr. Dirk Biermann,<br />
Geschäftsführer Märkte und Systembetrieb<br />
bei 50Hertz, ist der Start von Redispatch<br />
2.0 bei 50Hertz ein ganz wesentlicher<br />
Schritt: „In einer Energiewelt, die künftig<br />
nicht mehr durch Großkraftwerke, sondern<br />
durch volatile Erneuerbare Energien<br />
und dezentralere Stromerzeugung geprägt<br />
sein wird, ist das neue Redispatch-Regime<br />
zwingend notwendig, um diese Anlagen in<br />
das Engpassmanagement einzubeziehen.<br />
Wir bereiten uns für die kommenden Jahre<br />
auf einen weiteren massiven und raschen<br />
Ausbau der Erneuerbaren Energien und<br />
den Ausstieg aus der Kohle vor. Dafür brauchen<br />
wir neue Prozesse. Unsere Devise lautet:<br />
Gemeinsam mit unseren Partnern<br />
schnellstmöglich liefern!“<br />
Dem Start am 1. November vorausgegangen<br />
waren umfangreiche erfolgreiche Tests<br />
mit dem S<strong>of</strong>tware-Dienstleister emsys VPP<br />
und mehreren Direktvermarktern. Diese<br />
Tests beinhalteten sämtliche relevante Prozessschritte<br />
von der Eingangsdatenlieferung<br />
über den Austausch von Abrufdokumenten,<br />
der vollständigen Bilanzierung bis<br />
hin zur Steuerung der Windparks und der<br />
Veröffentlichung der Maßnahmen auf<br />
www.50hertz.com. Bis Ende Februar 2022<br />
soll der Redispatch 2.0 dann auch mit allen<br />
Anlagen in den Verteilnetzen vollständig<br />
umgesetzt werden. Dafür stellt dieser<br />
Schritt einen wichtigen Baustein dar – damit<br />
weitere Anlagen sicher in den Prozess<br />
eingebunden werden können.<br />
Hierzu Dr. Ulrich Focken, Geschäftsführer<br />
der emsys VPP GmbH aus Oldenburg:<br />
„Wir und viele <strong>and</strong>ere in der Energiebranche<br />
haben in den letzten Monaten hart an<br />
der Umsetzung der neuen Redispatch<br />
2.0-Prozesse gearbeitet und wir sind sehr<br />
froh, zusammen mit 50Hertz den Schritt in<br />
die vollständige Umsetzung gemacht zu<br />
haben. Damit bekommen die Erneuerbaren<br />
Energien endlich mehr Systemverantwortung.“<br />
Sven Nels, Geschäftsführer der BayWa<br />
r.e. Energy Trading GmbH, ergänzt: „Mit<br />
der Einführung der neuen Prozesse werden<br />
erstmals Eingriffe eines Netzbetreibers<br />
in unser Portfolio durch diesen bilanziell<br />
ausgeglichen. Damit wird der vom<br />
Gesetzgeber gewollte Übergang der Bilanzierungsverantwortung<br />
vom Direktvermarkter<br />
hin zum Netzbetreiber praktisch<br />
vollzogen. Dies ist der erste Meilenstein<br />
hin zu einer vollständigen Umsetzung des<br />
neuen Redispatch 2.0.“<br />
18
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
vgbe Workshop | Hybrid event<br />
Materials &<br />
Quality Assurance<br />
CALL FOR<br />
PAPERS<br />
“Grids”<br />
4 <strong>and</strong> 5 May 2022,<br />
Schloss Paffendorf, Bergheim/Germany<br />
or via Web-Meeting<br />
Call to Submit Suggestions <strong>for</strong> Papers!<br />
The next vgbe Workshop "Materials <strong>and</strong> Quality Assurance"<br />
takes place in Bergheim/Germany hosted by RWE Power AG.<br />
It is also possible to attend the workshop via Web-Meeting.<br />
The workshop is aimed at manufacturers, planners, operators,<br />
insurers <strong>and</strong> experts interested in technology <strong>and</strong><br />
its environment, researcher, authorities <strong>and</strong> associations.<br />
For your contributions we have provided the following<br />
important topics:<br />
Lifetime Assessment <strong>and</strong> Periodic Inspections<br />
Materials <strong>and</strong> Components<br />
Quality Assurance <strong>and</strong> Damages<br />
Modern Welding Technologies, Additive Manufacturing<br />
Hydrogen<br />
Renewable Energy, Energy <strong>Storage</strong><br />
The lectures <strong>and</strong> discussions will be held in English.<br />
YOUR CONTACTS<br />
Technical Coordination<br />
Jens Ganswind-Eyberg<br />
e jens.ganswind@vgbe.energy<br />
t +49 201 8128-295<br />
Registration<br />
Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />
e diana.ringh<strong>of</strong>f@vgbe.energy<br />
t +49 201 8128-232<br />
Exhibition<br />
Steffanie Fidorra-Fränz<br />
e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy<br />
t +49 201 8128-299<br />
Workshop language<br />
English<br />
Use the opportunity to exchange experience with colleagues,<br />
to obtain in<strong>for</strong>mation about new developments<br />
<strong>and</strong> to visit the Foyer Exhibition.<br />
You are kindly asked to submit proposals <strong>for</strong> lectures<br />
<strong>and</strong> speakers online – not later than 12 February 2022:<br />
https://events.vgbe.energy/events/materials-<strong>and</strong>-qualityassurance-2022/7096/WSH4M/<br />
(or https://t1p.de/4o6ff)<br />
You are welcome to <strong>for</strong>ward this in<strong>for</strong>mation to interested<br />
business partner.<br />
All in<strong>for</strong>mation about the workshop <strong>and</strong> the technical<br />
exhibition can be accessed at:<br />
https://events.vgbe.energy/events/materials-<strong>and</strong>-qualityassurance-2022/7096/WSH4M/<br />
(or https://t1p.de/4o6ff)<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e. V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
be in<strong>for</strong>med www.vgbe.energy<br />
19
“Grids” <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Zum Hintergrund<br />
Bislang wurde der Redispatch zur Reduzierung<br />
von Netzengpässen ausschließlich<br />
mit konventionellen Kraftwerken durchgeführt,<br />
indem die Kraftwerksleistung vor<br />
dem Leitungsengpass heruntergefahren<br />
und jenseits des Engpasses erhöht wurde.<br />
Reichte dieser Redispatch zur Beseitigung<br />
eines Engpasses nicht aus, wurden Erneuerbare-Energien-Anlagen<br />
in einem gesonderten<br />
Prozess (Einspeisemanagement) abgeregelt.<br />
Im Fall des Einspeisemanagements<br />
musste sich das Direktvermarktungsunternehmen<br />
um den bilanziellen Ausgleich am<br />
Markt kümmern. Mit dem System Redispatch<br />
2.0 sind die Netzbetreiber in der<br />
Pflicht, den bilanziellen Ausgleich für ihre<br />
Maßnahmen zu beschaffen. Der Vorteil: Dabei<br />
können sie bereits netzdienliche Kriterien<br />
berücksichtigen. Der ursprünglich geplante<br />
Start zum 1. Oktober <strong>2021</strong> wurde allerdings<br />
unter Anwendung der BDEW-Übergangslösung<br />
in nahezu allen Netzgebieten<br />
verschoben. Damit haben alle betr<strong>of</strong>fenen<br />
Netzbetreiber in Abstimmung mit den in ihren<br />
Netzgebieten tätigen Direktvermarktungsunternehmen<br />
bis Ende Februar 2022<br />
Zeit, die bilanzielle Abwicklung des Redispatch<br />
2.0 umzusetzen. 50Hertz hat nun<br />
mit den direkt an sein Übertragungsnetz<br />
angeschlossenen Anlagen den ersten Schritt<br />
bereits geschafft und die Redispatch<br />
2.0-Prozesse vollständig implementiert.<br />
Der Redispatch 2.0-Prozess wurde mit<br />
dem Ziel gestartet, die Kosten für das Engpassmanagement<br />
zu reduzieren und das<br />
heutige Einspeisemanagement in den Redispatchprozess<br />
zu integrieren. Redispatch<br />
2.0 im Rahmen des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes<br />
eröffnet neue Möglichkeiten,<br />
systemdienliche Leistungen und Flexibilitäten<br />
auf verschiedenen Netzebenen zu<br />
nutzen. Das setzt eine vertiefte Zusammenarbeit<br />
zwischen Verteil- und Übertragungsnetzbetreibern<br />
voraus und er<strong>for</strong>dert hochkomplexe<br />
technische Lösungen für Datenaustausch<br />
und Anlagensteuerung. Der damit<br />
zusammenhängende Prozess ist eine<br />
sehr große Heraus<strong>for</strong>derung für die gesamte<br />
Energiebranche. Redispatch 2.0 bedeutet,<br />
dass auch die Betreiber von sehr<br />
kleinen Erzeugungsanlagen ab einer elektrischen<br />
Leistung von 100 kW – dazu gehören<br />
zum Beispiel Photovoltaikanlagen auf<br />
den Dächern von Gewerbebetrieben ebenso<br />
wie Blockheizkraftwerke – ihre Anlagen<br />
jederzeit innerhalb kurzer Zeit für Redispatchmaßnahmen<br />
zur Verfügung stellen<br />
und damit dazu beitragen, die Systemsicherheit<br />
zu gewährleisten. Die Systemführungen<br />
der Übertragungsnetzbetreiber<br />
steuern und koordinieren diese Maßnahmen.<br />
Das Ziel von Redispatch 2.0 ist ein<br />
vollautomatisierter Prozess, bei dem die<br />
Übertragungsnetzbetreiber diese Kleinanlagen<br />
systemdienlich einsetzen können.<br />
LL<br />
www.50hertz.com (21346<strong>11</strong>19)<br />
Der Windstrom-Booster: TenneT<br />
stellt 6-Gigawatt-Verteilkreuz zur<br />
Beschleunigung der Offshore-<br />
Ausbauziele vor<br />
• Der Windstrom-Booster realisiert<br />
Beschleunigungspotenzial von drei<br />
Jahren für ambitionierte Klimaziele<br />
Deutschl<strong>and</strong>s<br />
• Energieminister Olaf Lies und Jan<br />
Philipp Albrecht sowie<br />
Wirtschaftssenatorin Kristina Vogt<br />
begrüßen die Initiative von TenneT für<br />
einen zukunftsfähigen Netzausbau in<br />
der Nordsee und in den Küstenregionen<br />
• Industrie und Offshore-Branche<br />
unterstützen Vorschlag von TenneT<br />
als wesentlichen Beitrag zur<br />
Dekarbonisierung und smarten<br />
Kopplung von Windenergie<br />
mit Wasserst<strong>of</strong>f<br />
(tennet) Der Übertragungsnetzbetreiber<br />
TenneT hat eine technologische Innovation<br />
vorgestellt, mit der der Offshore-Netzausbau<br />
für Windstrom in der Nordsee deutlich<br />
beschleunigt werden kann. Mit dem Windstrom-Booster<br />
können sechs Gigawatt<br />
Offshore-Kapazität drei Jahre früher realisiert<br />
werden. Zum Vergleich: sechs Gigawatt<br />
Kapazität entsprechen sechs Großkraftwerken<br />
.<br />
Das Konzept wurde gemeinsam mit den<br />
Energieministern von Niedersachsen, Olaf<br />
Lies, und Schleswig-Holstein, Jan Philipp<br />
Albrecht, sowie Bremens Staatsrat Kai<br />
Stührenberg – in Vertretung der Bremer<br />
Wirtschafts-Senatorin Kristina Vogt – präsentiert.<br />
Der Windstrom-Booster ist ein erster konkreter<br />
Schritt in Richtung eines langfristig<br />
vermaschten Gleichstromnetzes auf See<br />
und an L<strong>and</strong>. Ein vermaschtes Gleichstromnetz<br />
(HGÜ-Overlay-Netz) an L<strong>and</strong><br />
und auf See sichert dauerhaft die Versorgungssicherheit<br />
und senkt die volkswirtschaftlichen<br />
Kosten der Integration von<br />
erneuerbaren Energien zur Erreichung der<br />
Klimaziele.<br />
Wichtige Unternehmen, darunter z.B. ArcelorMittal,<br />
Entwicklungsagentur Region<br />
Heide, EWE, Holcim, Hynamics, Ørsted,<br />
Raffinerie Heide, Salzgitter AG, Uniper sowie<br />
die Windenergieverbände BWO und<br />
WAB unterstützen die Initiative von TenneT.<br />
TenneT-COO Tim Meyerjürgens sagte:<br />
„Aufbauend auf unserer umfassenden Erfahrung<br />
mit dem Bau und Betrieb von<br />
Offshore-Netzanbindungen zeigen wir mit<br />
unserer konzeptionellen und technologischen<br />
Innovation für ein Sechs-Gigawatt-Verteilkreuz<br />
einen Weg auf, das Erreichen<br />
der ambitionierten Klimaschutzziele<br />
deutlich zu beschleunigen. Wir verstehen<br />
dies als ein Angebot auch für die aktuell<br />
laufenden Koalitionsverh<strong>and</strong>lungen, die<br />
bekanntlich einen Boost für den Ausbau<br />
der Erneuerbaren Energien in Deutschl<strong>and</strong><br />
suchen. Gleichzeitig legen wir den Grundstein<br />
für eine zukunftsfähige Vermaschung<br />
des Gleichstromnetzes. So erhöhen wir<br />
nachhaltig die Effizienz sowie die Versorgungssicherheit<br />
und leisten einen wichtigen<br />
Beitrag zur intelligenten Kopplung von<br />
Offshore-Wind mit erzeugungsnah zu errichtenden<br />
Elektrolyseuren und dem Gasnetz.“<br />
Olaf Lies, Energie- und Umweltminister<br />
Niedersachsens, sagte: „Die tragende Rolle<br />
der Offshore-Windenergie für die Energieund<br />
Klimaziele wird noch deutlicher, wenn<br />
wir auf die Sektoren-übergreifende Umsetzung<br />
der Energiewende blicken – also auch<br />
die durch Erneuerbare zu deckenden Energiebedarfe<br />
außerhalb des Stromsektors.<br />
Ohne grünen Wasserst<strong>of</strong>f und den dafür<br />
nötigen grünen Strom wird dies nicht gelingen<br />
können. Zur energie- und klimapolitischen<br />
Rolle kommt die industrie- und<br />
beschäftigungspolitische Bedeutung – für<br />
Norddeutschl<strong>and</strong>, aber auch weit darüber<br />
hinaus. Niedersachsen hat gemeinsam mit<br />
unseren Nachbarbundesländern die Chance,<br />
zum Tor für die Offshore-Energie für<br />
ganz Deutschl<strong>and</strong> zu werden. Um die<br />
Chancen der Wasserst<strong>of</strong>ftechnologie im<br />
Sinne einer nachhaltigen Energieversorgung<br />
für den hiesigen Industrie- und Wirtschaftsst<strong>and</strong>ort<br />
entschlossen nutzen zu<br />
können, müssen wir bereits heute die technischen<br />
Voraussetzungen schaffen und daher<br />
auch bei der Netzplanung einen bedeutsamen<br />
Schritt in Richtung eines zukunftsweisenden,<br />
kosteneffizienten und<br />
international verbundenen Gleichstrom-Netzes<br />
einleiten. Angesichts des zuletzt<br />
stockenden Ausbaus der Windenergie<br />
auf See brauchen wir zudem Ansätze wie<br />
diesen, die uns wieder mehr Tempo aufnehmen<br />
lassen. Denn die Zeit läuft uns<br />
sonst davon. Die Vorbereitung für den<br />
künftigen Multiterminal-Einsatz hätte in<br />
Wilhelmshaven zudem noch durch einen<br />
geringeren Flächenbedarf direkte Vorteile<br />
für die geplanten Vorhaben vor Ort.“<br />
„Das vorgestellte Konzept zur Beschleunigung<br />
des Ausbaus der <strong>of</strong>fshore Windenergienutzung<br />
bei gleichzeitiger Einsparung<br />
von Stromleitungen ist ein Baustein in die<br />
richtige Richtung. Wir müssen schleunigst<br />
zu einem tragfähigen Zielkonzept kommen,<br />
wie wir unsere Infrastruktur bis 2045<br />
ausbauen wollen“, sagte Schleswig-Holsteins<br />
Energiewendeminister Jan Philipp<br />
Albrecht. „Und die Planung dafür müssen<br />
wir heute starten. Wir wollen eine europäische<br />
Energiewende und dazu gehört ein<br />
europäischer Systemverbund, der neben<br />
Strom auch die Erzeugung und den Transport<br />
von grünem Wasserst<strong>of</strong>f einschließt.<br />
Wir werden einen integrativen, vernetzten<br />
Ansatz verfolgen und in der Mitte Europas<br />
starke zukunftsfähige Energieinfrastrukturen<br />
aufbauen.“<br />
Kristina Vogt, Bremens Senatorin für<br />
Wirtschaft, Arbeit und Europa, sagte: „Der<br />
Einsatz für die regenerativen Energien und<br />
20
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
SAVE THE DATE<br />
“Grids”<br />
insbesondere den verstärkten Ausbau der<br />
Offshore-Windenergie zur Erreichung der<br />
Klimaziele ist seit langem eines meiner<br />
Kernanliegen. Das vorgelegte Konzept zur<br />
Beschleunigung des Offshore-Windenergie-Ausbaus<br />
ist ein hervorragendes Beispiel,<br />
wie dieser Ausbau mit kreativen Ideen<br />
schneller erreicht werden kann. Das<br />
L<strong>and</strong> Bremen wird als Industriest<strong>and</strong>ort<br />
mit einem zukünftig deutlich höheren<br />
Strombedarf davon unmittelbar pr<strong>of</strong>itieren.<br />
Die Treibhausgas-Emissionen können<br />
gesenkt und gleichzeitig Wertschöpfung<br />
und Arbeitsplätze gesichert werden.“<br />
Das Konzept im Überblick<br />
Mit dem Windstrom-Booster-Konzept<br />
schlägt TenneT ganz konkrete Maßnahmen<br />
vor, die es ermöglichen, in einem ersten<br />
Schritt sechs Gigawatt Offshore-Windenergie<br />
bereits 2032, statt 2035, also drei<br />
Jahre schneller als bisher im Netzentwicklungsplan<br />
vorgesehen, in das Stromnetz zu<br />
integrieren. Das Konzept besteht aus folgenden<br />
Bausteinen:<br />
Vorteil: Beschleunigung<br />
des Offshore-Ausbaus<br />
TenneT ist für die Errichtung von rund 17<br />
der insgesamt aktuell geplanten 20 Gigawatt<br />
Offshore-Übertragungskapazität in<br />
Nord- und Ostsee bis zum Jahr 2030 zuständig.<br />
Mit dem vorgeschlagenen Ausbaupfad<br />
für weitere sechs Gigawatt bis<br />
2032, die bislang erst bis 2035 vorgesehen<br />
waren, können die deutschen Offshore-Ausbauziele<br />
kurzfristig erheblich erhöht<br />
werden und damit einen Beitrag leisten zu<br />
einer beschleunigten Umsetzung auf dem<br />
Weg zur Klimaneutralität.<br />
Vorteil: <strong>International</strong>e Verbindungen<br />
in der Nordsee<br />
Um die europäischen Klimaziele zu erreichen,<br />
muss der Ausbau der Offshore-Windenergie<br />
in der Nordsee perspektivisch<br />
über nationale Grenzen hinweg geplant<br />
werden. Notwendig ist ein Nordsee-Offshore-Netz,<br />
das die Anrainerstaaten<br />
verbindet. Für Deutschl<strong>and</strong> ist dies<br />
besonders wichtig, da die deutschen<br />
Offshore-Windpotenziale nicht ausreichen<br />
werden, um die deutschen Klimaziele bis<br />
2045 zu erreichen. Die Vernetzung mehrerer<br />
Off shore-Anbindungen aus verschiedenen<br />
Staaten steigert die Effizienz, die Versorgungssicherheit<br />
und schafft neue europäische<br />
Stromh<strong>and</strong>elskapazitäten. Das<br />
modulare Verteilkreuzkonzept des Lan-<br />
Win-Hubs ermöglicht beispielsweise eine<br />
Vernetzung mit der dänischen „Energieinsel“<br />
und perspektivisch auch mit weiteren<br />
Nordseeanrainerstaaten. Dieses Verteilkreuz<br />
würde im LanWin-Gebiet der deutschen<br />
Außenwirtschaftszone in der Nordsee,<br />
rund 150 Kilometer vor der deutschen<br />
Küste errichtet werden.<br />
vgbe-Konferenz<br />
KELI 2022<br />
Elektro-, Leit- und<br />
In<strong>for</strong>mationstechnik in<br />
der Energieversorgung<br />
10./<strong>11</strong>. & 12. Mai 2022<br />
Bremen, Deutschl<strong>and</strong><br />
KONTAKTE<br />
Ulrike Künstler<br />
t +49 201 8128-206<br />
Ulrike Troglio<br />
t +49 201 8128-282<br />
e vgbe-keli@vgbe.energy<br />
FACHAUSSTELLUNG<br />
Angela Langen<br />
t +49 201 8128-310<br />
e angela.langen@vgbe.energy<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e. V.<br />
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschl<strong>and</strong><br />
be in<strong>for</strong>med www.vgbe.energy<br />
21
Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Vorteil: Smarte Sektorenkopplung an den<br />
küstennahen Netzverknüpfungspunkten<br />
Bisher wurden Offshore-Windparks stets<br />
durch Punkt-zu-Punkt-Verbindungen mit<br />
dem Stromnetz an L<strong>and</strong> verbunden. Um<br />
die ambitionierten Klimaziele Deutschl<strong>and</strong>s<br />
und Europas zu erreichen, ist es er<strong>for</strong>derlich,<br />
ein international vermaschtes<br />
Gleichstromnetz auf See und an L<strong>and</strong> zu<br />
errichten, um mehr Energie durch die geplanten<br />
Gleichstromleitungen an L<strong>and</strong> zu<br />
transportieren. An den küstennahen<br />
Offshore-Netzverknüpfungspunkten ist neben<br />
der Dekarbonisierung energieintensiver<br />
Prozesse eine intelligente Sektorenkopplung<br />
mit geplanten Elektrolyse-Projekten<br />
sowie mit der Gasinfrastruktur und der<br />
Einspeisung von Onshore-Windenergie<br />
vorgesehen.<br />
Vorteil: Weniger Flächenverbrauch<br />
an L<strong>and</strong><br />
Um private Verbraucher, die Industrie<br />
und geplante Elektrolyse-Projekte mit<br />
Offshore-Windenergie zu versorgen sowie<br />
eine direkte Verbindung mit weiterführenden<br />
Gleichstromleitungen an L<strong>and</strong> zu ermöglichen,<br />
l<strong>and</strong>en die drei Offshore-Verbindungen<br />
küstennah in Heide (Schleswig-Holstein),<br />
Wilhelmshaven (Niedersachsen)<br />
und im Raum Bremen an. Das<br />
Windstrom-Booster-Konzept sorgt für Entlastung<br />
des Raum- und Flächenbedarfs in<br />
den Küstenregionen und bietet zugleich<br />
neue Chancen für die dort ansässigen Industrie-Cluster.<br />
Jeder dieser drei Räume<br />
soll mit je einer Zwei-Gigawatt-Anbindung<br />
als Windstrom-Booster integriert werden.<br />
Vorteil: Erfahrung und Innovation<br />
TenneT hat in den Niederl<strong>and</strong>en und<br />
Deutschl<strong>and</strong> bereits 14 Offshore-Netzanbindungen<br />
realisiert und betreibt damit<br />
mehr als die Hälfte der Offshore-Netzanbindungskapazität<br />
in der EU. Das dadurch<br />
entwickelte Know-how setzt TenneT zum<br />
Vorteil neuer Projekte ein. Für den Lan-<br />
Win-Hub setzt TenneT auf seinen innovativen<br />
Zwei-Gigawatt-St<strong>and</strong>ard für Gleichstromverbindungen,<br />
ergänzt um technologische<br />
Weiterentwicklungen für das Windstrom-Booster-Konzept.<br />
Der neue St<strong>and</strong>ard<br />
zielt darauf ab, die Kosten beim Offshore-Netzausbau<br />
weiter zu senken und die<br />
räumlichen und ökologischen Auswirkungen<br />
zu minimieren.<br />
Unterstützer der TenneT-Initiative<br />
Zahlreiche Unternehmen der Industrie<br />
und Energiebranche sowie Branchenverbände<br />
unterstützen die Initiative von TenneT<br />
zur Beschleunigung der Realisierung<br />
der Offshore-Ausbauziele in der Nordsee.<br />
TenneT nutzt dabei das Windstrom-Booster-Konzept:<br />
der Aufbau von modularen<br />
Windenergie-Verteilkreuzen auf See und<br />
an L<strong>and</strong> wird kombiniert mit netzdienlichen<br />
und für die Industrie passenden<br />
St<strong>and</strong>orten. Ziel ist die Verknüpfung von<br />
Lösungen zur Dekarbonisierung von energieintensiven<br />
Prozessen in der Industrie<br />
und zur smarten Kopplung von Windenergie<br />
mit Wasserst<strong>of</strong>f mit der Schaffung einer<br />
internationalen Vernetzung von Gleichstrom-Leitungen.<br />
Zudem steigert die direkte<br />
Vernetzung mehrerer Offshore-Anbindungen<br />
aus verschiedenen Ländern die<br />
Effizienz, die Versorgungssicherheit und<br />
schafft neue europäische Stromh<strong>and</strong>elskapazitäten.<br />
LL<br />
www.tennet.eu (213461025)<br />
ANDRITZ to supply another flue gas desulphurization plant to Tata Projects Limited <strong>for</strong> the thermal<br />
power plant in Jojobera India: Spray bank. Photo: ANDRITZ<br />
Industry<br />
News<br />
Company<br />
Announcements<br />
Eröffnung des TÜV NORD<br />
CAMPUS ESSEN: High-Tech<br />
aus dem Revier für die Welt<br />
(tuev-nord) Mit einer <strong>of</strong>fiziellen Feierstunde<br />
wurde der unmittelbar an der neuen<br />
A40-Auffahrt Frillendorf gelegene TÜV<br />
NORD CAMPUS ESSEN eröffnet. Das weiträumige<br />
Technologieareal, auf dem künftig<br />
1.800 Menschen arbeiten werden, bündelt<br />
eine Vielzahl von Kompetenzen des<br />
Konzerns zentrumsnah auf einem Campus.<br />
„Der TÜV NORD CAMPUS ESSEN ist für<br />
uns ein nachhaltiges Bekenntnis zum Wirtschafts-<br />
und Technologiest<strong>and</strong>ort Ruhrgebiet.<br />
TÜV NORD feiert 2022 seine 150-jährige<br />
Präsenz in NRW. Mit dem neuen Campus<br />
begründen wir ein neues Kapitel unseres<br />
internationalen Unternehmens“, sagte<br />
der Vorst<strong>and</strong>svorsitzende Dirk Stenkamp.<br />
Die TÜV NORD GROUP hat seit 2012 insgesamt<br />
50 Millionen Euro aus Eigenmitteln<br />
in das Technologiepark-Gelände investiert,<br />
davon allein 34 Millionen in ein zentrales<br />
Labor- und Bürogebäude, in dem das weltweit<br />
renommierte IT-Hardwarelabor von<br />
TÜViT untergebracht ist. Zum Hightech-Portfolio<br />
gehört auch ein fahrdynamischer<br />
Prüfst<strong>and</strong>, mit dem Tests und Begutachtungen<br />
für Räder, Bremsen sowie komplette<br />
Fahrwerksysteme durchgeführt werden<br />
können. Das Areal ist eines der größten<br />
Essener Firmen-Bauprojekte der<br />
zurückliegenden Jahre.<br />
Essens Oberbürgermeister Thomas Kufen<br />
nahm ebenfalls an der Eröffnung in Frillendorf<br />
teil: „Der TÜV NORD ist bereits seit<br />
vielen Jahren wichtiger Teil unseres Wirtschaftsst<strong>and</strong>ortes.<br />
Ich freue mich über die<br />
Kompetenz und das Know-how, die der<br />
TÜV NORD hier einbringt, beides wird<br />
durch den neuen CAMPUS ESSEN widergespiegelt.<br />
Gleichzeitig zeigt sich darin<br />
auch die Innovationsfähigkeit des Unternehmens<br />
– auch damit reiht sich der TÜV<br />
NORD gut in die Essener Unternehmensl<strong>and</strong>schaft<br />
ein. Für die langjährige Treue<br />
und die Investition in den St<strong>and</strong>ort bedanke<br />
ich mich sehr herzlich und wünsche den<br />
Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern ein gutes<br />
und positives neues Arbeitsumfeld.“<br />
22
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Industry News<br />
Für Stenkamp verbinden sich auf dem<br />
neuen Campus zwei zentrale Themen: Innovation<br />
und Nachhaltigkeit. Im Herzen<br />
Essens wird an der Zukunft von Prüfung<br />
und Zertifizierung gearbeitet: Künstliche<br />
Intelligenz, Wasserst<strong>of</strong>f, autonomes Fahren,<br />
Energiespeichersysteme bis hin zu<br />
Quanten-Computing. „TÜV NORD wird zu<br />
einem datengetriebenen und digital vernetzten<br />
Unternehmen. Diese Entwicklung<br />
werden wir hier weiter beschleunigen“, so<br />
Stenkamp.<br />
Ganz im Zeichen der Nachhaltigkeit ist<br />
das Areal konsequent nach dem Muster der<br />
Kreislaufwirtschaft aufgebaut. Materialien<br />
aus Stahl, Holz und Aluminium wurden,<br />
wo immer möglich, aus alter Bausubstanz<br />
recycelt. Rund 80 Prozent des Betons und<br />
Mauerwerks aus dem Abriss von altem Gebäudebest<strong>and</strong><br />
wurden wiederverbaut.<br />
„Wir wollen nachhaltig h<strong>and</strong>eln. Auch bei<br />
einem Neubau muss man beweisen, dass es<br />
einem damit ernst ist“, erklärte Stenkamp.<br />
Das neue, zentral gelegene Gebäude werde<br />
deshalb mit klimaschonender Fernwärme<br />
geheizt. Außerdem werden derzeit auf<br />
dem Gelände insgesamt 40 neue Elektro-Ladesäulen<br />
installiert, an denen Kunden<br />
und Mitarbeitende ihre E-Fahrzeuge<br />
laden können. Stenkamp bekräftigte, das<br />
Unternehmen wolle bis zum Jahr 2030 die<br />
Klimaneutralität erreichen.<br />
Die Einweihung mit fast 600 Gästen f<strong>and</strong><br />
direkt vor dem Eingang des neuen Zentralgebäudes<br />
statt, in dem künftig 550 Mitarbeitende<br />
Platz finden werden. Damit hält<br />
auch die neue Büro-Arbeitswelt auf dem<br />
Campus Einzug, erklärte Stenkamp. „Die<br />
Corona-Krise hat viele Veränderungen beschleunigt.<br />
Vom Desk-Sharing bis zu<br />
Co-Working-Spaces können unsere Mitarbeiterinnen<br />
und Mitarbeiter an neuen Formen<br />
der Zusammenarbeit teilhaben und<br />
Neues ausprobieren.“ Ziel sei es, die Arbeitsumgebung<br />
flexibel und mit geringem<br />
Aufw<strong>and</strong> auch an zukünftige An<strong>for</strong>derungen<br />
anzupassen.<br />
LL<br />
www.tuev-nord-group.com<br />
(21346<strong>11</strong>31)<br />
ANDRITZ to supply another flue<br />
gas desulphurization plant to Tata<br />
Projects Limited <strong>for</strong> the thermal<br />
power plant in Jojobera India<br />
For desulphurization purposes, the exhaust<br />
gas is washed in counter-current flow<br />
with a limestone suspension, reducing the<br />
content <strong>of</strong> SO 2 <strong>and</strong> other acidic components<br />
to concentrations in line with the<br />
current environmental requirements. With<br />
further oxidation, process gypsum can be<br />
produced that is either l<strong>and</strong>filled or sold to<br />
the construction industry.<br />
ANDRITZ has comprehensive experience<br />
with FGD technologies <strong>and</strong> many successful<br />
references around the world. This project<br />
is another important step towards establishing<br />
ANDRITZ’s flue gas treatment<br />
technology on the Indian market.<br />
LL<br />
www.<strong>and</strong>ritz.com (213461052)<br />
ANDRITZ to supply 10 th highefficiency<br />
PowerFluid circulating<br />
fluidized bed boiler to Japan<br />
(<strong>and</strong>ritz) <strong>International</strong> technology group<br />
ANDRITZ has received an order from Toyo<br />
Engineering Corporation, Japan, to deliver<br />
a PowerFluid circulating fluidized bed boiler<br />
with a flue gas cleaning system. The boiler<br />
will be part <strong>of</strong> a new biomass power<br />
plant to be built in Niigata East Port in Niigata<br />
Prefecture, Honshu Isl<strong>and</strong>, some 300<br />
km north <strong>of</strong> Tokyo, Japan. Commercial operations<br />
are scheduled to begin in September<br />
2024.<br />
The ANDRITZ PowerFluid (CFB) boiler<br />
with reheating system to be supplied features<br />
low emissions, high efficiency <strong>and</strong><br />
availability, as well as high fuel flexibility.<br />
It <strong>for</strong>ms an essential part <strong>of</strong> a high-efficiency<br />
biomass power plant <strong>for</strong> supply <strong>of</strong> green<br />
energy to the national grid. The biomass<br />
power plant fired with wood pellets <strong>and</strong><br />
palm kernel shells will generate around 50<br />
MWel <strong>of</strong> power.<br />
ANDRITZ is proud to be part <strong>of</strong> this remarkable<br />
project with Toyo Engineering<br />
Corporation <strong>and</strong> to make an important<br />
contribution towards the Japanese power<br />
industry in the transition from fossil fuel to<br />
renewable energy resources.<br />
This ANDRITZ power boiler to be supplied<br />
to Japan confirms ANDRITZ’s strong<br />
market position as one <strong>of</strong> the leading global<br />
suppliers <strong>of</strong> power boiler technologies<br />
<strong>and</strong> systems <strong>for</strong> generating steam <strong>and</strong> electricity<br />
from renewable <strong>and</strong> fossil fuels,<br />
with a large number <strong>of</strong> very successful references<br />
worldwide.<br />
LL<br />
www.<strong>and</strong>ritz.com (213461053)<br />
KPA Unicon <strong>and</strong> Keitele Energy<br />
have agreed on modernization <strong>of</strong><br />
the Keitele production facility<br />
(kpa-u) KPA Unicon <strong>and</strong> Keitele Energy<br />
have agreed to modernize the existing boiler<br />
plant at the Keitele Timber sawmill,<br />
which is located in Keitele, Northern Savonia,<br />
Finl<strong>and</strong>. This is a large-scale modernization<br />
project, which will invest in cleaner<br />
energy production <strong>and</strong> modernize the<br />
plant‘s automation <strong>and</strong> other systems.<br />
“The solution delivered to Keitele consists<br />
<strong>of</strong> intelligent <strong>and</strong> environmentally friendly<br />
clean energy solutions. The investment<br />
helps our partner to operate efficiently, effectively<br />
<strong>and</strong> responsibly. For KPA Unicon,<br />
this is the ninth plant delivery to Keitele<br />
Group”, says Jukka-Pekka Kovanen, Managing<br />
Director <strong>of</strong> KPA Unicon.<br />
“With the investment, we will enable us<br />
to increase the production capacity <strong>of</strong> the<br />
Keitele sawmill in 2022. We constantly<br />
want to invest in efficient <strong>and</strong> modern<br />
technology that enables energy-efficient<br />
operations <strong>and</strong> reduces the environmental<br />
(<strong>and</strong>ritz) <strong>International</strong> technology Group<br />
ANDRITZ has received another order from<br />
Tata Projects Limited, India, to supply the<br />
process engineering <strong>for</strong> a complete flue<br />
gas desulphurization (FGD) plant, comprising<br />
basic engineering <strong>and</strong> the detailed<br />
engineering <strong>for</strong> the absorber internals <strong>and</strong><br />
equipment as well as other core components<br />
<strong>for</strong> the Jojobera power plant (output:<br />
4 x 120 MW), near Jamshedpur, East<br />
Singhbum District, Jharkh<strong>and</strong> State, India.<br />
Start-up is scheduled <strong>for</strong> the first half<br />
<strong>of</strong> 2023.<br />
ANDRITZ PowerFluid circulating fluidized bed boiler. Photo: ANDRITZ.<br />
23
Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
impact <strong>of</strong> our operations”, says Ilkka Kylävainio,<br />
Managing Director, Keitele Energy<br />
Oy. The new energy system is based on<br />
Unicon Renefluid fluidized bed boiler technology,<br />
which combines the highest efficiency<br />
on the market, low operating costs,<br />
a very wide range <strong>of</strong> fuels <strong>and</strong> fast load<br />
change capability. It<br />
replaces the 7.5 MW fluidized bed boiler<br />
installed in 1994. As part <strong>of</strong> the energy system,<br />
KPA Unicon will supply the 15 MW<br />
boiler, auxiliary equipment <strong>and</strong> a Unicon<br />
Bag filter flue gas cleaning system. The Unicon<br />
Bag filter is an effective way to filter out<br />
hazardous particles from the breathing air.<br />
In addition, KPA Unicon is responsible <strong>for</strong><br />
the recycling <strong>and</strong> modification <strong>of</strong> the existing<br />
equipment <strong>and</strong> modernization <strong>of</strong> the<br />
control <strong>and</strong> automation system as part <strong>of</strong><br />
the overall delivery.<br />
“The system will be connected to KPA<br />
Unicon’s comprehensive PlantSys digital<br />
plat<strong>for</strong>m, which allows remote control <strong>of</strong><br />
the energy production. The plat<strong>for</strong>m provides<br />
digitalization <strong>of</strong> maintenance reporting<br />
<strong>and</strong> the automatic data collection,<br />
which improve the plant‘s efficiency <strong>and</strong><br />
usability”, says Kovanen.<br />
Delivery <strong>and</strong> implementation in 2022<br />
Keitele mainly produces pine <strong>and</strong> spruce<br />
sawn timber, with exports accounting <strong>for</strong><br />
94 % <strong>of</strong> production in 2020. The heat generated<br />
by the new energy system will be<br />
used to dry the timber produced by the<br />
sawmill. As a fuel the plant will utilize the<br />
by-products <strong>of</strong> the sawmill, such as sawdust<br />
<strong>and</strong> cutter chips, as well as bark, wood<br />
chips <strong>and</strong> milled peat.<br />
The modernization project will be implemented<br />
during 2022.<br />
LL<br />
www.kpaunicon.com<br />
www.keitelegroup.fi (213461008)<br />
Siemens Energy’s HL-class<br />
technology enables Greece<br />
to reduce CO 2 emissions <strong>and</strong><br />
protect the environment<br />
• First delivery <strong>of</strong> HL-class gas turbine<br />
technology to Greece<br />
• World’s most powerful combined cycle<br />
power plant in 1x1 configuration<br />
• Reduced CO 2 emissions <strong>and</strong><br />
environmental impact, increased<br />
security <strong>of</strong> supply<br />
(s-e) Siemens Energy is supplying its state<strong>of</strong>-the-art,<br />
highly efficient HL-class gas turbine<br />
technology to Greece <strong>for</strong> the first time.<br />
As part <strong>of</strong> a new combined cycle power<br />
plant in Komotini in the northeast <strong>of</strong> the<br />
country, it will provide reliable <strong>and</strong> economical<br />
power generation. With an installed<br />
electrical capacity <strong>of</strong> 877 megawatts<br />
(MW), it will be the world’s most<br />
powerful combined cycle power plant in<br />
1x1 configuration. The construction <strong>of</strong> the<br />
new plant is <strong>of</strong> strategic importance <strong>for</strong><br />
Greece. It will cover the country’s increased<br />
dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> electricity, which will result<br />
from the gradual withdrawal <strong>of</strong> lignite production<br />
units. The switch to a modern gasfired<br />
power plant with high efficiencies will<br />
reduce CO 2 emissions by up to 3.7 million<br />
tons per year compared to a coal power<br />
plant. It will also reduce the environmental<br />
impact <strong>and</strong> increase the security <strong>of</strong> supply.<br />
Customer Terna S.A. is building the entire<br />
plant <strong>for</strong> the project company Thermoilektriki<br />
Komotinis M.A.E. The company is<br />
owned in equal parts by Motor Oil Renewable<br />
Energy (MORE) <strong>and</strong> GEK Terna. Commissioning<br />
<strong>of</strong> the plant is scheduled <strong>for</strong><br />
mid-2024.<br />
“We trusted Siemens Energy because it’s<br />
a leading manufacturer <strong>of</strong> units with natural<br />
gas fuel, it met our requirements, <strong>and</strong> it<br />
convinced us that it will be by our side with<br />
its experience until the completion <strong>of</strong> the<br />
project. The cooperation <strong>of</strong> the two companies<br />
to interconnect Crete with the mainl<strong>and</strong><br />
is continuing in the area <strong>of</strong> electricity<br />
production,” said Ioannis Stefanatos, Director<br />
<strong>of</strong> Energy Projects at Terna S.A.<br />
Karim Amin, Executive Vice President<br />
<strong>Generation</strong> at Siemens Energy, said: “We<br />
thank Terna <strong>for</strong> trusting Siemens Energy as<br />
its partner <strong>of</strong> choice <strong>for</strong> the prestigious<br />
combined cycle power plant in Komotini.<br />
We’re excited that our technology <strong>and</strong> expertise<br />
will play a critical role in Greece’s<br />
strategic journey <strong>of</strong> shifting from coal/lignite<br />
power plants to gas-fired power generation.<br />
Our HL gas turbines will provide a<br />
reliable supply <strong>of</strong> electricity at efficiency<br />
levels above 64 percent, resulting in a significant<br />
reduction <strong>of</strong> CO 2 emissions – a target<br />
Greece is determined to achieve. We’re<br />
very much looking <strong>for</strong>ward to further exp<strong>and</strong>ing<br />
our collaboration with Terna in<br />
Greece <strong>and</strong> other countries.”<br />
The new power plant will be fired with<br />
natural gas <strong>and</strong> is designed as a multi-shaft<br />
plant, with one gas turbine <strong>and</strong> one steam<br />
turbine each driving their own generator.<br />
The Siemens Energy scope <strong>of</strong> supply includes<br />
a power isl<strong>and</strong> consisting <strong>of</strong> an<br />
SGT5-9000HL gas turbine, an SST5-5000<br />
steam turbine, an SGen5-3000W generator<br />
<strong>for</strong> the gas turbine, an SGen5-1200A generator<br />
<strong>for</strong> the steam turbine, the heat-recovery<br />
steam generator, <strong>and</strong> the SP-<br />
PA-T3000 control system.<br />
Siemens Energy’s HL-class technology<br />
enables Greece to reduce CO 2 emissions<br />
<strong>and</strong> protect the environment. With an installed<br />
electrical capacity <strong>of</strong> 877 megawatts<br />
(MW), it will be the world’s most<br />
powerful combined cycle power plant in<br />
1x1 configuration.<br />
LL<br />
www.siemens-energy.com<br />
(213461040)<br />
Voith verzeichnet starken<br />
Auftragseingang durch<br />
konsequente Ausrichtung des<br />
Geschäfts auf nachhaltige<br />
Technologien<br />
• Auswirkungen der Corona-P<strong>and</strong>emie im<br />
abgelaufenen Geschäftsjahr durch<br />
effektives Krisenmanagement<br />
eingegrenzt, spürbare Erholung bei<br />
wichtigen Kennzahlen<br />
• Verstärktes Engagement beim<br />
Zukunftsthema Wasserst<strong>of</strong>f geplant<br />
• Ausblick: <strong>2021</strong>/22 trotz Unsicherheiten<br />
im Umfeld hoher Auftragseingang und<br />
weitere Steigerung bei Umsatz und<br />
Ergebnis erwartet<br />
(voith) Der Voith-Konzern hat die Auswirkungen<br />
der Corona-P<strong>and</strong>emie auch im Geschäftsjahr<br />
2020/21 (zum 30.09.) gut bewältigt<br />
und konnte in einem heraus<strong>for</strong>dernden,<br />
von globalen Lieferengpässen<br />
und stark gestiegenen Rohst<strong>of</strong>fkosten geprägten<br />
Marktumfeld die wesentlichen Geschäftszahlen<br />
verbessern. Der Auftragseingang<br />
des Voith-Konzerns stieg um fast ein<br />
Viertel auf 5,02 Milliarden Euro, getragen<br />
vor allem vom sehr erfolgreichen Großanlagengeschäft,<br />
und war damit zum Bilanzstichtag<br />
30. September so hoch wie seit fast<br />
einem Jahrzehnt nicht mehr. Der Auftragsbest<strong>and</strong><br />
erzielte mit 6,25 Milliarden Euro<br />
einen Allzeitrekord. Dr. Toralf Haag, Vorsitzender<br />
der Konzerngeschäftsführung,<br />
erklärte dazu: „Unser stark gestiegener<br />
Auftragseingang zeigt, dass wir mit unserer<br />
strategischen Ausrichtung auf die Megatrends<br />
Digitalisierung und Dekarbonisierung<br />
die richtigen Schwerpunkte gesetzt<br />
haben. Nachhaltige Technologien für<br />
eine klimaneutrale Industriegesellschaft<br />
werden immer stärker nachgefragt, und<br />
Voith ist hervorragend positioniert, um davon<br />
zunehmend zu pr<strong>of</strong>itieren.“<br />
Konsequente Umsetzung der<br />
Konzernstrategie mit Fokus auf<br />
Dekarbonisierung und Digitalisierung<br />
Im Mittelpunkt der Geschäftsaktivitäten<br />
von Voith st<strong>and</strong> im abgelaufenen Geschäftsjahr<br />
2020/21 neben der Bewältigung<br />
der P<strong>and</strong>emie-Folgen vor allem die<br />
konsequente Umsetzung der im Vorjahr<br />
entwickelten Konzernstrategie. Diese zielt<br />
auf die Ausschöpfung des vollen Potentials<br />
des Kerngeschäfts sowie die Erschließung<br />
neuer Geschäftsfelder und Märkte mit Fokus<br />
auf die Megatrends Dekarbonisierung<br />
und Digitalisierung.<br />
Jüngster Meilenstein bei der weiteren<br />
Stärkung des Kerngeschäfts war der nach<br />
Geschäftsjahresende vereinbarte Erwerb<br />
des Minderheitsanteils von Siemens Energy<br />
an Voith Hydro. Dadurch wird Voith<br />
künftig alleiniger Eigentümer dieses für<br />
die Energiewende bedeutsamen Geschäfts<br />
sein. Die Akquisitionen der jüngeren Vergangenheit<br />
in den Konzernbereichen Pa-<br />
24
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
SAVE THE DATE<br />
Industry News<br />
per und Turbo haben zudem das Pr<strong>of</strong>il von<br />
Voith als Technologieführer in nachhaltigen<br />
Zukunftsmärkten weiter geschärft und<br />
tragen bereits signifikant zur positiven<br />
wirtschaftlichen Entwicklung des Konzerns<br />
bei.<br />
Auch bei der Erschließung neuer Geschäftsfelder<br />
kommt Voith voran. So ist der<br />
Konzernbereich Turbo in Kooperation mit<br />
internationalen Windradherstellern in das<br />
Windkraft-Geschäft eingestiegen und entwickelt<br />
und produziert Getriebe und Generatoren<br />
für Windturbinen.<br />
Ein Schlüsselthema wird für Voith in den<br />
nächsten Jahren die Wasserst<strong>of</strong>fgewinnung<br />
und Wasserst<strong>of</strong>fnutzung sein. Voith<br />
verstärkt sein Engagement in allen relevanten<br />
Bereichen der Wasserst<strong>of</strong>f-Wertschöpfungskette:<br />
Wasserkraft spielt bei der Erzeugung<br />
grünen Wasserst<strong>of</strong>fs eine zentrale<br />
Rolle; beim Transport über Wasserst<strong>of</strong>fpipelines<br />
kann Voith seine Expertise im Bereich<br />
neuer Antriebstechnologien ausspielen;<br />
Voith arbeitet bereits an der nächsten<br />
<strong>Generation</strong> von Hochdruckbehältern für<br />
die Wasserst<strong>of</strong>fspeicherung und an der<br />
Nutzung mittels Brennst<strong>of</strong>fzelle; und mit<br />
dem Voith Electrical Drive System bietet<br />
das Unternehmen einen kompletten elektrischen<br />
Antriebsstrang, der auch in Wasserst<strong>of</strong>f-betriebenen<br />
Stadtbussen eingesetzt<br />
werden kann. Darüber hinaus prüft<br />
Voith strategische Optionen in diesem Bereich.<br />
„Schritt für Schritt verankert Voith die<br />
Megatrends Digitalisierung und Dekarbonisierung<br />
im Konzern und macht industrielle<br />
Nachhaltigkeit zu seinem Geschäftsmodell<br />
– mit Hydro als Komplettanbieter<br />
von Wasserkrafttechnik im Bereich der Erneuerbaren<br />
Energien, Paper als Pionier in<br />
der Papier- und Verpackungsindustrie im<br />
Bereich nachwachsender Rohst<strong>of</strong>fe und<br />
Kreislaufwirtschaft und Turbo als Spezialist<br />
für intelligente Antriebssysteme und -lösungen<br />
im Bereich der alternativen Antriebe.<br />
Wir leisten damit an vielen Stellen einen<br />
entscheidenden Beitrag für eine klimaneutrale<br />
Industriegesellschaft und sichern<br />
gleichzeitig unser künftiges Wachstum. Zusätzlich<br />
werden wir selbst bereits ab 2022<br />
CO 2 -neutral arbeiten“, so Toralf Haag.<br />
Rückblick 2020/21 in den Konzernbereichen:<br />
Starkes Auftragswachstum<br />
bei Paper und Hydro, Turbo pr<strong>of</strong>itiert<br />
bereits von Zukäufen<br />
Der Konzernbereich Hydro blickt auf ein<br />
heraus<strong>for</strong>derndes Geschäftsjahr zurück. In<br />
einem weiterhin von der P<strong>and</strong>emie beeinträchtigten<br />
Marktumfeld ist der Auftragseingang<br />
dennoch um fast ein Drittel<br />
gestiegen. Hauptgrund dafür waren zwei<br />
Großprojekte in Osteuropa und Nordamerika.<br />
Der Anstieg im Auftragseingang wird<br />
sich aufgrund der Langfristigkeit des Großanlagengeschäfts<br />
sukzessive in Umsatzzuwächsen<br />
niederschlagen. Im Berichtsjahr<br />
blieb der Umsatz stabil. EBIT und ROCE<br />
live &<br />
online<br />
vgbe Basisseminar<br />
Basics<br />
Wasser chemie im<br />
Kraftwerk 2022<br />
22./23 Februar 2022<br />
Der Betrieb von Kraftwerksanlagen<br />
kann durch chemisch bedingte Probleme<br />
im Bereich des Wasser-Dampf-<br />
Kreislaufs negativ beeinflusst werden.<br />
Daher ist es wichtig, die grundlegenden<br />
Zusammenhänge zu kennen und die<br />
chemische Fahrweise entsprechend<br />
der betrieblichen Belange einzustellen.<br />
KONTAKT<br />
Konstantin Blank<br />
e konstantin.blank@vgbe.energy<br />
t +49 201 8128-214<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e. V.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschl<strong>and</strong><br />
be inspired www.vgbe.services<br />
25
Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
gingen zurück. Das leicht gesunkene operative<br />
Ergebnis ist unter <strong>and</strong>erem auf die<br />
Abwicklung von Aufträgen zurückzuführen,<br />
die in schwachen Marktphasen unter<br />
hohem Preisdruck gebucht wurden.<br />
Ausblick <strong>2021</strong>/22: Jahr des Wachstums –<br />
Auftragseingang auf hohem Niveau,<br />
Steigerung bei Umsatz und Ergebnis<br />
erwartet<br />
Nach dem Übergangsjahr 2020/21 wird<br />
das laufende Geschäftsjahr nach Einschätzung<br />
von Voith angesichts einer <strong>for</strong>tschreitenden,<br />
aber noch nicht durchgreifenden<br />
Erholung des wirtschaftlichen Umfelds ein<br />
Jahr des Wachstums. Mit Blick auf den Auftragseingang<br />
geht Voith davon aus, dass<br />
dieser weiterhin auf hohem Niveau, aber<br />
spürbar unter dem außerordentlich hohen<br />
Wert des Geschäftsjahres 2020/21 liegen<br />
wird. Beim Umsatz erwartet Voith eine<br />
leichte Steigerung, bei EBIT und ROCE<br />
eine deutliche Steigerung gegenüber dem<br />
abgelaufenen Geschäftsjahr. Mit Blick auf<br />
das Ergebnis geht das Unternehmen davon<br />
aus, dass die in den letzten beiden Geschäftsjahren<br />
umgesetzten Effizienzsteigerungsmaßnahmen<br />
zu einer klar verbesserten<br />
Pr<strong>of</strong>itabilität führen werden. Im Geschäftsjahr<br />
<strong>2021</strong>/22 soll das EBIT daher<br />
deutlich steigen. Dazu sollen alle drei Konzernbereiche<br />
beitragen. Die Ergebnisprognose<br />
ist jedoch mit einer gewissen Unsicherheit<br />
behaftet, da derzeit nur schwer<br />
absehbar ist, inwieweit die signifikanten<br />
Materialpreissteigerungen kompensierbar<br />
sind. Zudem sind die Unsicherheiten über<br />
die weitere Entwicklung der P<strong>and</strong>emie zuletzt<br />
wieder gestiegen, mit ungewissen<br />
Auswirkungen auf die Konjunktur und damit<br />
die Geschäftsentwicklung.<br />
LL<br />
www.voith.com (213461050)<br />
Vulcan Energie gründet neue<br />
Bohrgesellschaft VERCANA<br />
zur Herstellung von<br />
CO 2 -freiem Lithium<br />
Wärtsilä’s advanced energy storage technology in Kemsley, Kent provides essential grid flexibility<br />
© Wärtsilä Corporation<br />
Der klimafreundliche Produzent von<br />
CO 2 -freiem Lithium, Vulcan Energie Ressourcen,<br />
gründet die Bohrgesellschaft VER-<br />
CANA GmbH und sichert sich Bohrkapazitäten<br />
zur Durchführung eigener Projekte mit<br />
dem Kauf von zwei Tiefbohranlagen. Schon<br />
beim Kauf werden Ressourcen geschont,<br />
denn beide Anlagen sind aus zweiter H<strong>and</strong>.<br />
Im kommenden Jahr werden sie echnisch<br />
überarbeitet und individuell aufbereitet, um<br />
optimal zum Einsatz zu kommen.<br />
(vulcan) Das in Karlsruhe ansässige Unternehmen<br />
Vulcan Energie Ressourcen gründet<br />
mit VERCANA eine neue Tochtergesellschaft<br />
und erweitert seinen Maschinenpark<br />
um zwei gebrauchte Tiefbohranlagen.<br />
Die beiden Tiefbohranlagen wurden vorher<br />
von den Traditionsunternehmen Wintershall<br />
Dea Deutschl<strong>and</strong> GmbH und ITAG<br />
Tiefbohr GmbH jahrzehntelang erfolgreich<br />
betrieben. Die Anlage von der ITAG Tiefbohr<br />
GmbH wurde später von der Aftermarket<br />
Drilling Service ITAG GmbH übernommen.<br />
Im kommenden Jahr werden beide<br />
Anlagen überarbeitet, um für mindestens<br />
weitere zehn Jahre zum Einsatz im<br />
Oberrheingraben zu kommen<br />
„Die Gründung der VERCANA GmbH und<br />
der Kauf der beiden gebrauchten Bohranlagen<br />
ist sowohl für die Anbieter als auch<br />
für uns ein Glücksgriff und eine Win-win<br />
Situation. Wir schöpfen damit den gesamten<br />
Produktlebenszyklus technischer<br />
Großanlagen aus und nutzen bestehende<br />
Ressourcen optimal,“ so Thorsten Weimann,<br />
Leiter operatives Geschäft bei<br />
Vulcan und einer der Geschäftsführer von<br />
VERCANA.<br />
Der Experte für Geothermie und Bohrtechnik<br />
mit mehr als 25 Jahren Berufserfahrung<br />
ist überzeugt davon, dass das Unternehmen<br />
mit der Gründung der neuen<br />
Bohrgesellschaft und dem Erwerb der beiden<br />
Bohranlagen seine Ziele erreichen<br />
kann. „Darüber hinaus schaffen wir mit der<br />
technischen Erneuerung Arbeitsplätze in<br />
der Region. Das alles ist ein wichtiger Meilenstein<br />
auf dem Weg zur Herstellung von<br />
CO 2 -freiem Lithium.“<br />
Vulcan plant den Start von VERCANA mit<br />
ca. 30 Mitarbeitern und einem Hauptsitz<br />
in Karlsruhe.<br />
LL<br />
v-er.eu (21346<strong>11</strong>01)<br />
Activation <strong>of</strong> Pivot Power’s 50 MW<br />
Wärtsilä energy storage system<br />
to unlock more renewable energy<br />
<strong>for</strong> the UK<br />
(waertsila) Pivot Power, part <strong>of</strong> EDF Renewables,<br />
has activated a 50 MW lithium-ion<br />
energy storage system in Kemsley,<br />
Kent supplied by the technology group,<br />
Wärtsilä, to support the integration <strong>of</strong> renewable<br />
energy into the UK’s National<br />
Grid.<br />
Wärtsilä has supplied an energy storage<br />
system at the Kemsley substation in South<br />
Engl<strong>and</strong> which is directly connected to National<br />
Grid’s high-voltage transmission network.<br />
The system is the second to go live as<br />
part <strong>of</strong> Pivot Power’s nationwide rollout <strong>of</strong><br />
Energy Superhubs, following the first activation<br />
in June in Cowley. In total, Pivot<br />
Power plans to deploy up to 40 similar sites<br />
throughout the UK, which will provide up<br />
to 2 GW <strong>of</strong> flexible capacity.<br />
The UK aims to align its energy sector with<br />
its net-zero target, <strong>and</strong> energy storage capacity<br />
will need to dramatically grow to 18<br />
GW by 2035 to support this transition, according<br />
to recent power system modelling<br />
from Wärtsilä[1]. Energy storage is crucial<br />
to provide the flexibility needed to enhance<br />
the reliability <strong>of</strong> the country’s electricity<br />
system <strong>and</strong> cost-effectively integrate more<br />
renewable generation. Pivot Power’s Energy<br />
Superhub network could provide almost<br />
10 % <strong>of</strong> the energy storage predicted the UK<br />
will need by 2035 <strong>and</strong> it will help to create<br />
a smarter, more flexible grid.<br />
Wärtsilä has supplied its advanced energy<br />
storage technology <strong>for</strong> the Kemsley<br />
project coupled with its GEMS Digital Energy<br />
Plat<strong>for</strong>m, which leverages artificial<br />
intelligence <strong>and</strong> machine learning <strong>for</strong> a<br />
broad range <strong>of</strong> applications, providing<br />
26
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Industry News<br />
critical feedback to stakeholders. GEMS<br />
s<strong>of</strong>tware supports value streams via the<br />
dynamic containment market, a key frequency<br />
response service recently enabled<br />
by the National Grid.<br />
Wärtsilä <strong>and</strong> Pivot Power have recently<br />
announced a deal <strong>for</strong> 100 MW/200 MWh<br />
<strong>of</strong> energy storage in the West Midl<strong>and</strong>s,<br />
split across one site in Coventry <strong>and</strong> the<br />
other in S<strong>and</strong>well, near Birmingham. Installing<br />
<strong>and</strong> effectively operating energy<br />
storage systems at scale will enable the UK<br />
grid to maximise its potential <strong>for</strong> wind <strong>and</strong><br />
solar energy, <strong>and</strong> to reach its target <strong>of</strong> a<br />
net-zero power sector by 2035.<br />
Matt Allen, CEO <strong>of</strong> Pivot Power, said:<br />
“The expansion <strong>of</strong> our battery storage portfolio<br />
is an important piece <strong>of</strong> the puzzle<br />
when it comes to future-pro<strong>of</strong>ing the UK’s<br />
energy system <strong>and</strong> accelerating a net zero<br />
future. Through this collaboration with<br />
Wärtsilä <strong>and</strong> EDF Renewables we are creating<br />
more <strong>of</strong> the low carbon infrastructure<br />
needed to manage the integration <strong>of</strong> renewables<br />
into the grid <strong>and</strong> power our lives<br />
with clean energy.”<br />
Andy Tang, Vice President, Energy <strong>Storage</strong><br />
& Optimisation, Wärtsilä, said: “Wärtsilä’s<br />
goal is to enable 100 % renewable<br />
energy systems globally. To make this a reality,<br />
more energy flexibility is vital <strong>for</strong> balancing<br />
out the intermittent nature <strong>of</strong> this<br />
<strong>for</strong>m <strong>of</strong> generation <strong>and</strong> ensuring a resilient<br />
energy system. Energy storage underpins<br />
flexibility solutions, enabling the UK to develop<br />
an af<strong>for</strong>dable renewable-led power<br />
system. By collaborating with Pivot Power,<br />
we are driving the change that the UK’s energy<br />
infrastructure needs.”<br />
The UK market has huge potential to support<br />
the installation <strong>of</strong> a significant amount<br />
<strong>of</strong> energy storage. Research from Wärtsilä’s<br />
Energy Transition Lab[2] found that adding<br />
flexibility to the UK power system via<br />
energy storage can deliver a higher share <strong>of</strong><br />
renewable generation (62 %) than could<br />
be possible by adding wind <strong>and</strong> solar without<br />
flexibility, with corresponding utilisation<br />
<strong>of</strong> storage also increasing.<br />
LL<br />
www.wartsila.com (213461009)<br />
Energieeffiziente Erdgas-<br />
Entspannungsturbine zur<br />
Stromgewinnung in<br />
Gasdruck-Regelstationen<br />
(a-s-a) Die Rückgewinnung von Energie<br />
bei der Entspannung von Erdgas ist keine<br />
neue Technik. Ihr weitreichender Einsatz<br />
wird jedoch durch den relativ hohen technischen<br />
Aufw<strong>and</strong> erschwert.<br />
Das Erdgas muss vorgewärmt werden,<br />
um die bei Druckminderungen auftretenden<br />
Temperaturänderungen (Joule-Thomson-Effekt)<br />
aufzufangen und Vereisungen<br />
zu verhindern. Steht für diese Vorwärmung<br />
keine regenerative Energie zur Verfügung,<br />
wird die für den Rückgewinnungsprozess<br />
benötigte Wärme durch Verbrennung<br />
von Erdgas erzeugt, was CO 2 -Emissionen<br />
verursacht. Der Anlagenaufw<strong>and</strong><br />
beim Einsatz klassischer Entspannungsturbinen<br />
oder Gasmotoren ist hoch.<br />
Vom Forschungsprojekt zum praktischen<br />
Einsatz<br />
Ein von der TU Dortmund zusammen mit<br />
der Westenergie AG, einem früheren Netzbereich<br />
der innogy SE, gemeinsam entwickelter<br />
und patentierter Gasexp<strong>and</strong>er umgeht<br />
diese Probleme durch ein spezielles<br />
Verfahren: Dabei wird nur ein Anteil des<br />
Druckpotenzials des Erdgases in der Turbine<br />
entspannt und der Rest in einem konventionellen<br />
Gasdruckregler. Dadurch ist<br />
keine Vorwärmung des Erdgases er<strong>for</strong>derlich,<br />
allerdings ist die erzeugte Strommenge<br />
entsprechend niedriger.<br />
Eine erste Prototypanlage mit ca. 8 kW<br />
wurde von Westenergie im nordrhein-westfälischen<br />
Balve installiert und konnte über<br />
rund fünf Jahre hinweg einen reibungslosen<br />
Betrieb nachweisen. Die W2 Armaturen<br />
GmbH hat die in Balve erprobte Konstruktion<br />
zur Serienreife geführt und fertigt<br />
den Gasexp<strong>and</strong>er in Lizenz.<br />
Die erste Serien-Anlage mit einer Leistung<br />
von durchschnittlich 20 kW wurde in<br />
Zusammenarbeit mit den Unternehmen<br />
A+S Anlagenbau GmbH und EVB Technik<br />
GmbH im Oktober 2020 in Trier in Betrieb<br />
genommen. Die Entspannungsturbine<br />
konnte in eine vorh<strong>and</strong>ene Gasdruck-Regelanlage<br />
integriert werden.<br />
Nachhaltige Gasanlage in Trier<br />
Die Gasanlage in Trier bestätigt die Ergebnisse<br />
des Prototyps. Ihr Exp<strong>and</strong>er ist im<br />
Grundprinzip eine düsenbeaufschlagte<br />
einstufige Gleichdruckturbine. Die axiale<br />
Turbinenstufe sitzt direkt auf einer Welle<br />
mit dem Generator, der damit innerhalb<br />
des Gehäuses direkt im Gasstrom liegt und<br />
von diesem gekühlt wird. In der Trägerplatte<br />
sind die Düsen angeordnet, die den<br />
Gasstrom auf die Turbinenschaufeln lenken,<br />
wobei der Gasexp<strong>and</strong>er durch die Anzahl<br />
der Düsen auf verschiedene Auslegungsparameter<br />
angepasst werden kann.<br />
Der Durchmesser des Turbinenrades<br />
wurde relativ groß gewählt, um niedrige<br />
Drehzahlen (üblicherweise im Bereich von<br />
3000 U/min) zu erreichen. Damit wird<br />
eine lange Betriebszeit ohne Zwischenwartung<br />
des Generators erreicht. Das Gehäuse<br />
des Exp<strong>and</strong>ers hat eine Nennweite<br />
von DN 400, der in dieser Größe geeignet<br />
ist für Volumenströme von 2.000 bis 4.000<br />
Nm/h bei Betriebsdrücken im Bereich von<br />
2 bis 10 bar. Dabei wird im Gasexp<strong>and</strong>er<br />
lediglich ein Druck von 1 bis 2 bar abgebaut,<br />
die eigentliche Regelung des Ausgangsdrucks<br />
der Gasanlage übernimmt<br />
ein konventioneller Gasdruckregler. Der<br />
Gasexp<strong>and</strong>er kann variabel auf <strong>and</strong>ere Volumenströme<br />
und Drücke ausgelegt werden.<br />
In Trier wird mit diesem Verfahren<br />
eine elektrische Leistung im Bereich von<br />
15 bis 25 kW erreicht.<br />
Wirtschaftlichkeit durch stabile Laufweise<br />
Für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung<br />
von Gasanlagen ist neben dem Strompreis<br />
entscheidend, ob der Gasvolumenstrom,<br />
für den der Exp<strong>and</strong>er ausgelegt ist, möglichst<br />
<strong>of</strong>t und konstant erreicht wird. Mit<br />
abnehmendem Volumenstrom geht die Geschwindigkeit<br />
in den Düsen zurück und<br />
der Wirkungsgrad des Exp<strong>and</strong>ers sinkt.<br />
Für Anlagen vom Bautyp Trier wird der<br />
Jahresertrag mittels einer geordneten Jahresganglinie<br />
berechnet: Bei einer Leistung<br />
von 20 kW und 5000 Volllaststunden pro<br />
Jahr ergäbe sich ein Jahresertrag von<br />
100.000 kWh. Mit einem Strompreis von<br />
25 ct/kWh kann ein monetärer Jahresertrag<br />
von € 25.000,00 erzielt werden, so<br />
dass bereits mittelfristig eine Amortisation<br />
möglich ist.<br />
Energieeffizienz und „grüner“ Wasserst<strong>of</strong>f<br />
Vergleichbare Projekte sind sinnvoll,<br />
wenn der Strom von den Anwendern selbst<br />
verbraucht und entsprechend hoch bewertet<br />
wird. Im Rahmen der Energieeffizienzförderung<br />
des Bundes ist für nichtkommunale<br />
Unternehmen zudem eine Förderung<br />
von 30 bis 40 % möglich. Damit verkürzt<br />
sich die Amortisationszeit für die Betreiber.<br />
Verbunden mit der Option, zusätzlich<br />
Wasserst<strong>of</strong>f in einem Elektrolyseur zu erzeugen,<br />
erhöht sich mit den oben angenommenen<br />
Leistungsdaten die Nachhaltigkeit<br />
einer Anlage mit dem beschriebenen<br />
Laufprinzip: In diesem Fall kann sich eine<br />
CO 2 -neutrale Produktion von rund 1,5 t<br />
„grünem“ Wasserst<strong>of</strong>f pro Jahr ergeben.<br />
LL<br />
www.w2-armaturen.de<br />
(213461318)<br />
Products <strong>and</strong><br />
Services<br />
Siemens Energy erhält als erster<br />
Hersteller Zertifikat für „H2-<br />
Ready“-Kraftwerkskonzept<br />
• Weltweit erstes Unternehmen erhält<br />
neue unabhängige Zertifizierung durch<br />
TÜV SÜD<br />
• Mehr Investitionssicherheit für „Wasserst<strong>of</strong>f-Fahrplan“<br />
der Kraftwerksbetreiber<br />
• Mitwirkung an der Entwicklung eines<br />
umfassenden Zertifizierungsleitfadens<br />
(siemens-e) TÜV SÜD, der weltweit tätige<br />
Anbieter von Test-, Inspektions- und Zertifizierungsdienstleistungen<br />
hat einen Leitfaden<br />
zur Definition von „H2-Readiness“<br />
(wasserst<strong>of</strong>fgeeignet) für Kraftwerke entwickelt<br />
und bietet eine unabhängige Zertifizierung<br />
für Erstausrüster (OEMs – Original<br />
Equipment Manufacturer) und Anlagenbauer<br />
(EPCs – Engineering, Procure-<br />
27
Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
ment <strong>and</strong> Construction) an. Die Zertifizierung<br />
erhöht die Investitionssicherheit für<br />
Energieversorger. Siemens Energy ist das<br />
erste Unternehmen weltweit, das diese<br />
Zertifizierung für sein „H2-Ready“-Kraftwerkskonzept<br />
erhalten hat. Der Leitfaden<br />
für den Zertifizierungsprozess wurde in<br />
Zusammenarbeit mit Fachexperten von<br />
Siemens Energy entwickelt.<br />
Wasserst<strong>of</strong>f kann eine zentrale Rolle bei<br />
der Dekarbonisierung der Energiesysteme<br />
spielen. Insbesondere erdgasbefeuerte<br />
Gas- und Dampfturbinen (GuD)-Kraftwerke,<br />
die derzeit gebaut oder projektiert werden,<br />
sollen in Zukunft auch teilweise oder<br />
vollständig mit Wasserst<strong>of</strong>f betrieben werden.<br />
Energieversorger, die den Kauf eines<br />
solchen Kraftwerks erwägen, erwarten<br />
eine Zusage über die Eignung des Kraftwerks,<br />
Wasserst<strong>of</strong>f als Brennst<strong>of</strong>f zu verwenden.<br />
Einige neue GuD-Kraftwerke werden<br />
bereits heute als „H2-Ready“ beworben.<br />
Bislang gab es jedoch keine klare Definition<br />
für diesen Begriff.<br />
„Unser Leitfaden ermöglicht es OEMs,<br />
Anlagenbetreibern oder Versicherern, eine<br />
st<strong>and</strong>ardisierte, transparente Richtlinie<br />
anzuwenden“, erläutert Reiner Block, CEO<br />
der Division Industry Service von TÜV<br />
SÜD. „Die Zertifizierung umfasst ein komplettes<br />
Kraftwerk mit all seinen relevanten<br />
Teilsystemen.“ Dabei wird nicht ein bestehendes<br />
Kraftwerk als „H2-Ready“ zertifiziert,<br />
sondern ein Fahrplan beschrieben,<br />
wie es im Laufe der Zeit auf die Beimengung<br />
von Wasserst<strong>of</strong>f oder sogar auf die<br />
Verbrennung von reinem Wasserst<strong>of</strong>f umgerüstet<br />
werden kann.<br />
Aus diesem Grund umfasst die Zertifizierung<br />
eines GuD-Kraftwerks drei Stufen:<br />
Erstens ein Concept Certificate für die konzeptionelle<br />
Auslegung (einschließlich der<br />
R<strong>and</strong>bedingungen) während der Ausschreibungsphase;<br />
zweitens ein Project<br />
Certificate für die Umsetzungsphase, d. h.<br />
die endgültige Anlagenauslegung und ihre<br />
Spezifikationen; und drittens ein Transition<br />
Certificate für die Umrüstung eines gebauten<br />
GuD-Kraftwerks auf Wasserst<strong>of</strong>fverbrennung<br />
- einschließlich einer Überprüfung<br />
der Nachrüstungsmaßnahmen<br />
und ihrer Auswirkungen auf Sicherheit<br />
und Leistung.<br />
„Wasserst<strong>of</strong>f ist ein wichtiger Baustein für<br />
die Dekarbonisierung der Energieversorgung.<br />
Ein unabhängiges Zertifikat schafft<br />
Sicherheit für Investitionen. Wir sind stolz<br />
darauf, der erste Hersteller zu sein, der diese<br />
wichtige Zertifizierung erhält“, so Karim<br />
Amin, Executive Vice President <strong>Generation</strong><br />
bei Siemens Energy. „Wenn wir GuD-Anlagen<br />
heute für den späteren Betrieb mit Wasserst<strong>of</strong>f<br />
auslegen, können sie nicht nur als<br />
Brückentechnologie in eine CO 2 -freie Zukunft<br />
dienen, sondern auch langfristig einen<br />
wichtigen Beitrag zu einer zuverlässigen<br />
und bezahlbaren Stromversorgung<br />
leisten.“<br />
Um die ehrgeizigen Klimaziele zu erreichen,<br />
sind Wasserst<strong>of</strong>fkraftwerke nicht nur<br />
in Form von GuD-Kraftwerken denkbar.<br />
Die vom TÜV SÜD angebotene Zertifizierung<br />
lässt sich auf eine Vielzahl von Lösungen<br />
übertragen. Siemens Energy bietet bereits<br />
heute Hybridlösungen mit Wasserst<strong>of</strong>ferzeugung,<br />
-speicherung und -rückverstromung<br />
an. Das Unternehmen ist<br />
derzeit am Bau mehrerer Kraftwerke beteiligt,<br />
die teilweise oder vollständig mit Wasserst<strong>of</strong>f<br />
befeuert werden sollen.<br />
LL<br />
www.siemens-energy.com<br />
(213461039)<br />
Voith Hydro introduces to the<br />
market the new hydraulic<br />
governor, HyCon Go Hybrid; first<br />
pilot customer is satisfied<br />
• The new HyCon GoHybrid hydraulic<br />
governor, with significant lower oil<br />
content, is launched in the market.<br />
• First pilot customer in Ulm, Germany, is<br />
satisfied.<br />
• HyCon GoHybrid is part <strong>of</strong> Voith<br />
Hydro’s new HyCon Go governor<br />
product family.<br />
• The hydropower plant in Wiblingen,<br />
Germany, was the first plant to be<br />
equipped with Voith‘s HyCon GoHybrid.<br />
(v-h) Voith Hydro presents the new generation<br />
<strong>of</strong> hydraulic turbine governors. The<br />
HyCon GoHybrid has been in operation<br />
since the end <strong>of</strong> last year at SWU Energy<br />
GmbH (a subsiday <strong>of</strong> Stadtwerke Ulm/<br />
Neu-Ulm GmbH) at the hydropower plant<br />
in Wiblingen, Germany. The plant operator<br />
is convinced by the fast <strong>and</strong> uncomplicated<br />
installation <strong>and</strong> the per<strong>for</strong>mance <strong>of</strong> the<br />
governor.<br />
Efficient electricity production in power<br />
plants is only guaranteed if turbine <strong>and</strong><br />
generator output can be adjusted precisely<br />
by means <strong>of</strong> a governor. As a leading fullline<br />
supplier <strong>for</strong> hydropower plants, Voith<br />
has been manufacturing the required core<br />
components <strong>for</strong> almost 130 years. Since<br />
1891, the company has developed the socalled<br />
Pfarr-governor <strong>for</strong> which a patent<br />
was filed two years later. Thus, Voith is considered<br />
one <strong>of</strong> the pioneers in the field. In<br />
the 20 th century, Voith made various improvements<br />
<strong>and</strong> presented new developments<br />
that <strong>for</strong>m the basis <strong>for</strong> the automation<br />
technology <strong>of</strong> the 21 st century, today.<br />
To date, more than 18,500 Voith turbine<br />
governors have been delivered <strong>and</strong> installed<br />
worldwide.<br />
With the HyCon GoHybrid hydraulic<br />
governor, Voith once again demonstrates<br />
its expertise in the field. The responsible<br />
product manager, Felix Lippold, describes<br />
the governor as an innovation in the field<br />
<strong>of</strong> hydropower, as the use <strong>of</strong> the GoHybrid<br />
makes operations even more efficient,<br />
cost-saving <strong>and</strong> ecological than ever be<strong>for</strong>e.<br />
The amount <strong>of</strong> oil required is reduced by<br />
up to 60 % compared to conventional<br />
high-pressure units <strong>and</strong> by up to 90 % compared<br />
to low-pressure units.<br />
The name <strong>of</strong> the HyCon GoHybrid hydraulic<br />
governor is based on its special features.<br />
It combines the safety <strong>of</strong> a conventional<br />
system with the advantages <strong>of</strong> novel<br />
technologies, through which a drastic reduction<br />
<strong>of</strong> the oil content <strong>and</strong> energy consumption<br />
is achieved. The amount <strong>of</strong> oil<br />
required is reduced by up to 60 % compared<br />
to conventional high-pressure units<br />
<strong>and</strong> by up to 90 % compared to low-pressure<br />
units.<br />
Due to the compact design <strong>of</strong> the hydraulic<br />
power unit (HPU), the installation ef<strong>for</strong>t<br />
is reduced. The pilot installation at the pilot<br />
customer, SWU Energy GmbH in the<br />
hydropower plant Wiblingen was completed<br />
within one day. Connection to the existing<br />
digital control system is simplified by a<br />
small number <strong>of</strong> interfaces. St<strong>and</strong>ardized<br />
components <strong>and</strong> the reduced complexity <strong>of</strong><br />
the system will also reduce maintenance<br />
costs <strong>for</strong> the operator in the future.<br />
Voith Hydro introduces to the market the new hydraulic governor, HyCon Go Hybrid; first pilot<br />
customer is satisfied<br />
28
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
SAVE THE DATE<br />
Industry News<br />
With less than 10 % <strong>of</strong> the amount <strong>of</strong> energy<br />
consumed by a conventional HPU, expectations<br />
were exceeded in terms <strong>of</strong> energy<br />
savings.<br />
In the first months since commissioning,<br />
the new unit has already been able to<br />
demonstrate its positive properties. With<br />
less than 10 % <strong>of</strong> the amount <strong>of</strong> energy<br />
consumed by a conventional HPU, expectations<br />
were exceeded in terms <strong>of</strong> energy savings.<br />
There<strong>for</strong>e, SWU Energie decided to<br />
take over the system after the test operation<br />
ending in June.<br />
The HyCon GoHybrid is soon to be used<br />
in additional power plants <strong>and</strong> another system<br />
will be commissioned in Sweden this<br />
summer.<br />
LL<br />
www.voith.com (213461043)<br />
Voith Hydro completes modernization<br />
work on South Africa‘s<br />
2 nd largest pumped storage facility<br />
• Modernization <strong>of</strong> three generators <strong>of</strong><br />
the Drakensberg power station under<br />
p<strong>and</strong>emic conditions successfully<br />
completed.<br />
• Voith concept solves temperature <strong>and</strong><br />
vibration issues.<br />
• Underground pumped storage power<br />
plant increases quality <strong>and</strong> reliability <strong>of</strong><br />
energy supply in the region.<br />
• Operating temperatures <strong>and</strong> vibrations<br />
<strong>of</strong> the machines in the Drakensberg<br />
power plant were reduced <strong>and</strong> its<br />
lifetime thereby significantly extended.<br />
(v-h) Voith Hydro has modernized three<br />
generators <strong>of</strong> the Drakensberg pumped<br />
storage power plant <strong>and</strong> now successfully<br />
put them back into operation. The company<br />
received the order, including design,<br />
installation <strong>and</strong> commissioning, back in<br />
2016. A special feature was that all works<br />
were carried out during normal plant operation<br />
<strong>of</strong> customer ESKOM.<br />
Also special was the technical concept <strong>for</strong><br />
the modernization, which improved the<br />
per<strong>for</strong>mance <strong>of</strong> the machines enormously<br />
thanks to selected measures. Now the generators<br />
in the power plant, which has been<br />
in operation since 1981, are designed <strong>for</strong><br />
another 40 years <strong>of</strong> operation.<br />
“We were able to reduce the operating<br />
temperatures <strong>and</strong> vibrations <strong>of</strong> the machines,<br />
so that their lifetime has been significantly<br />
increased. We reacted quickly<br />
<strong>and</strong> accessed the experts at the headquarters<br />
in Heidenheim, who would originally<br />
have been on site, via remote support.” Anton<br />
Harris, Managing Director at Voith Hydro<br />
in South Africa<br />
This success was mainly based on the international<br />
cooperation between the local<br />
team in Johannesburg <strong>and</strong> the engineering<br />
department at the headquarters in Germany.<br />
During the p<strong>and</strong>emic, the project<br />
schedule was temporarily challenged.<br />
vgbe Fachtagung<br />
Thermische Abfall-,<br />
Klärschlammbeh<strong>and</strong>lung<br />
und<br />
Wirbelschichtfeuerungen<br />
mit Fachausstellung<br />
23. und 24. März 2022<br />
Hamburg, Deutschl<strong>and</strong><br />
KONTAKTE<br />
Fachliche Koordination<br />
Dr. Andreas Wecker<br />
und Christian Stolzenberger<br />
Teilnahme<br />
Barbara Bochynski<br />
e vgbe-therm-abf@vgbe.energy<br />
Fachausstellung<br />
Steffanie Fidorra-Fränz<br />
e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e. V.<br />
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany<br />
be in<strong>for</strong>med www.vgbe.energy<br />
29
News from Science & Research <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
About the hydropower plant Drakensberg<br />
The pumped storage power plant Drakensberg,<br />
has a total installed capacity <strong>of</strong><br />
1,000 MW <strong>and</strong> there<strong>for</strong>e is the second largest<br />
<strong>of</strong> its kind in South Africa. The most<br />
unique feature <strong>of</strong> Drakensberg is that the<br />
power plant is built completely underground.<br />
Only shafts <strong>and</strong> transmission lines<br />
can be seen on the surface whereas the<br />
four reversible pump turbines are placed<br />
approximately 52 floors below ground.<br />
About the importance <strong>of</strong> pumped storage<br />
Pumped storage power plants considerably<br />
contribute to grid stabilization. They<br />
react quickly to fluctuations by generating<br />
required energy or storing a surplus. This<br />
flexibility <strong>of</strong> the multipurpose plant is<br />
highly important <strong>for</strong> grid stability <strong>and</strong> subsequently<br />
the quality <strong>of</strong> energy supply in a<br />
country.<br />
Voith has been active in pumped storage<br />
technology <strong>for</strong> many years. The company<br />
has made vital contributions in this field,<br />
developed many innovations <strong>and</strong> continuously<br />
works on optimizing them. Voith invests<br />
in research <strong>and</strong> development in this<br />
area, because so far, pumped storage technology<br />
is the only long-term, technically<br />
proven <strong>and</strong> cost-effective <strong>for</strong>m <strong>of</strong> storing<br />
energy on a large scale <strong>and</strong> making it available<br />
at short notice<br />
LL<br />
www.voith.com (213461046)<br />
News from<br />
Science &<br />
Research<br />
Grüner Wasserst<strong>of</strong>f: BAM<br />
beteiligt sich an Leitprojekt<br />
H2Mare des Bundes<br />
(bam) Deutschl<strong>and</strong> soll weltweit führend<br />
werden im Bereich der grünen Wasserst<strong>of</strong>ftechnologien.<br />
Das Bundesministerium für<br />
Bildung und Forschung (BMBF) fördert daher<br />
den Umstieg zu einer Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft<br />
mit dem Leitprojekt H2Mare. Die<br />
Bundesanstalt für Material<strong>for</strong>schung und<br />
-prüfung (BAM) bringt ihre langjährige Expertise<br />
in den Bereichen Korrosion und<br />
Korrosionsschutz in das Großprojekt ein.<br />
Das Leitprojekt H2Mare zielt darauf ab,<br />
dass ein völlig neuer Anlagentyp künftig<br />
auf dem Meer seinen Platz findet – eine Lösung,<br />
die einen Elektrolyseur zur direkten<br />
W<strong>and</strong>lung des elektrischen Stromes optimal<br />
in eine Offshore-Windenergieanlage<br />
integriert. Darüber hinaus werden weiterführende<br />
Offshore-Power-to-X-Verfahren<br />
untersucht.<br />
Innerhalb von vier Jahren soll H2Mare –<br />
bestehend aus vier Verbundprojekten mit<br />
insgesamt 35 Partnern – den Grundstein<br />
für eine Technologieführerschaft Deutschl<strong>and</strong>s<br />
in dem Bereich legen und das Erreichen<br />
der gesetzten Klimaziele durch beschleunigte<br />
Treibhausgasreduktion unterstützen.<br />
Ziel von H2Mare, das von Siemens<br />
Energy und Instituten der Fraunh<strong>of</strong>er Gesellschaft<br />
koordiniert wird, ist u.a. ein signifikanter<br />
Kostenvorteil bei der Herstellung<br />
großer Mengen an Wasserst<strong>of</strong>f.<br />
H2Mare soll vom BMBF mit über 100 Millionen<br />
Euro gefördert werden.<br />
Die Bundesanstalt für Material<strong>for</strong>schung<br />
und -prüfung (BAM) hat ihre langjährige<br />
Expertise im Bereich Wasserst<strong>of</strong>f im letzten<br />
September zu einem Kompetenzzentrum<br />
H2Safety@BAM gebündelt und unterstützt<br />
damit die Wasserst<strong>of</strong>fstrategie der Bundesregierung.<br />
An H2Mare beteiligt sich die BAM in zwei<br />
der vier Teilprojekten: PtX-Wind und TransferWind.<br />
Im Fokus stehen Untersuchungen<br />
zu bauseitigen Fragestellungen der Korrosion<br />
und des Korrosionsschutzes und zur Außenkorrosion<br />
von Bau- und Anlagenteilen.<br />
Die Ergebnisse sollen in Regelwerke und die<br />
Normung einfließen und für eine kontinuierliche<br />
Betriebssicherheit der Offshore-Bauwerke<br />
sorgen. Ziel ist es, eine Lebensdauer<br />
der Anlagenteile und Komponenten<br />
von mindestens 25 Jahren sicherzustellen.<br />
„Ich freue mich, dass wir mit unserer Beteiligung<br />
an dem wichtigen Leitprojekt<br />
H2Mare einen Beitrag zur unerlässlichen<br />
Dekarbonisierung von Wirtschaft und Gesellschaft<br />
leisten können. Der Klimaw<strong>and</strong>el<br />
macht deutlich, dass auf diesem Weg keine<br />
Zeit mehr verloren werden darf“, erklärt<br />
BAM-Präsident Pr<strong>of</strong>. Dr. Ulrich Panne.<br />
H2Mare ist eines von insgesamt drei großen<br />
Wasserst<strong>of</strong>f-Leitprojekten des Bundes.<br />
Mit seiner bislang größten Forschungsinitiative<br />
zum Thema Energiewende unterstützt<br />
das Bundesministerium für Bildung und<br />
Forschung (BMBF) Deutschl<strong>and</strong>s Einstieg<br />
in die Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft. Die drei Wasserst<strong>of</strong>f-Leitprojekte<br />
sind das Ergebnis eines<br />
Ideenwettbewerbs und bilden einen zentralen<br />
Beitrag des BMBF zur Umsetzung der<br />
Nationalen Wasserst<strong>of</strong>fstrategie. Über vier<br />
Jahre sollen sie vorh<strong>and</strong>ene Hürden, die<br />
den Einstieg Deutschl<strong>and</strong>s in eine Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft<br />
erschweren, aus dem Weg<br />
räumen. Dabei geht es um die serienmäßige<br />
Herstellung großskaliger Wasser-Elektrolyseure<br />
(H2Giga), die Erzeugung von Wasserst<strong>of</strong>f<br />
und Folgeprodukten auf hoher See<br />
(H2Mare) sowie Technologien für den<br />
Transport von Wasserst<strong>of</strong>f (TransHyDE).<br />
In den Wasserst<strong>of</strong>f-Leitprojekten arbeiten<br />
über 240 Partner aus Wissenschaft und Industrie<br />
zusammen. Im Frühjahr sind die<br />
Projekte auf Basis unverbindlicher Förder-Inaussichtstellungen<br />
gestartet. Insgesamt<br />
wird die Förderung über 740 Millionen<br />
Euro betragen.<br />
LL<br />
www.bam.de (213461038)<br />
Superlubricity eliminates friction<br />
in engines<br />
• „Prometheus“ <strong>and</strong> „Chephren“:<br />
Fraunh<strong>of</strong>er IWS works on machines<br />
that barely lose energy in the <strong>for</strong>m<br />
<strong>of</strong> waste heat<br />
(f-iws) Nearly frictionless motors <strong>and</strong> gearboxes<br />
shall ensure electric bicycles with<br />
greater range on a single battery charge as<br />
well as industrial machines with significantly<br />
lower power consumption in <strong>for</strong>m <strong>of</strong><br />
friction <strong>and</strong> waste heat. The Fraunh<strong>of</strong>er<br />
Institute <strong>for</strong> Material <strong>and</strong> Beam Technology<br />
IWS Dresden is collaborating with industry<br />
<strong>and</strong> research partners in the joint<br />
projects “Prometheus” <strong>and</strong> “Chephren”.<br />
The researchers want to significantly improve<br />
the energy <strong>and</strong> eco balance <strong>of</strong> cars<br />
<strong>and</strong> other engines or machines through improved<br />
superhard carbon coatings.<br />
The economic, technical <strong>and</strong> ecological<br />
potentials are substantial: If superlubricity<br />
was applied consistently in engines <strong>and</strong><br />
transmissions <strong>of</strong> cars, buses <strong>and</strong> trucks as<br />
well as in general mechanical engineering,<br />
global CO 2 emissions could drop by several<br />
hundred million tons per year. Wear damage,<br />
maintenance <strong>and</strong> lubricant costs<br />
would be significantly reduced as well.<br />
“Technological progresses, especially with<br />
extremely lubricious carbon coatings,<br />
should finally enable us to almost completely<br />
eliminate friction in tribological<br />
systems,” emphasizes Dr. Volker<br />
Weihnacht, who leads the Carbon Coatings<br />
Department at Fraunh<strong>of</strong>er IWS. “We particularly<br />
want to use environmentally<br />
friendly lubricants in the process. Used in<br />
combination, these technologies can significantly<br />
contribute to allowing vehicles <strong>and</strong><br />
other machines to operate more efficiently<br />
<strong>and</strong> waste fewer resources.“<br />
Laser-Arc TM <strong>and</strong> Diamor<br />
Extremely hard carbon-based “Diamor”<br />
coatings are playing a key role on the path to<br />
so-called superlubricity. Fraunh<strong>of</strong>er IWS has<br />
developed <strong>and</strong> improved this technology <strong>and</strong><br />
the respective equipment over many years.<br />
The process takes place in vacuum chambers<br />
equipped with the Laser-ArcTM technology. A<br />
laser ignites a plasma <strong>of</strong> high energy ions <strong>and</strong><br />
electrons on graphite electrodes. Electric <strong>and</strong><br />
magnetic fields direct this cloud <strong>of</strong> charged<br />
carbon particles onto the component. A thin<br />
layer <strong>of</strong> tetrahedral amorphous carbon, abbreviated<br />
ta-C, is deposited on the component<br />
surface, only a few micrometers (thous<strong>and</strong>ths<br />
<strong>of</strong> a millimeter) thick. These coatings<br />
are very hard <strong>and</strong>, after mechanical<br />
polishing, also very smooth. They exhibit<br />
similar properties to diamond – hence the<br />
name “Diamor”.<br />
„Prometheus“ technology <strong>for</strong> lower CO 2<br />
emissions in the combustion engine<br />
The project “Prometheus”, funded by the<br />
German Federal Ministry <strong>for</strong> Economic Affairs<br />
<strong>and</strong> Energy, is based on Fraunh<strong>of</strong>er<br />
30
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
News fromScience & Research<br />
2 In Laser-ArcTM systems a thin coating <strong>of</strong> just a few micrometers <strong>of</strong> tetrahedral amorphous<br />
carbon, abbreviated ta-C, is <strong>for</strong> example applied to piston rings. These coatings are very hard<br />
<strong>and</strong> after mechanical polishing, also very smooth. © Fraunh<strong>of</strong>er IWS Dresden<br />
IWS carbon coating technology <strong>and</strong> aims at<br />
particularly efficient ultra-lubricated engines<br />
<strong>for</strong> cars, buses <strong>and</strong> trucks as well as<br />
very low-friction natural-gas engines. The<br />
partners in this consortium there<strong>for</strong>e also<br />
represent a broad section <strong>of</strong> German industry<br />
<strong>and</strong> industry-related research. In addition<br />
to the consortium leader Federal Mogul<br />
<strong>and</strong> Fraunh<strong>of</strong>er IWS, participants include<br />
BMW, MAN, MTU, Fuchs Schmierst<strong>of</strong>fe,<br />
VTD Vakuumtechnik Dresden <strong>and</strong> TU<br />
Dresden.<br />
The concept: The engineers add chemical<br />
elements, <strong>for</strong> example molybdenum or<br />
boron, to the already low-friction Diamor<br />
coatings in the engine. There<strong>for</strong>e, they replace<br />
the previous pure graphite electrodes<br />
traditionally used in the Laser-ArcTM<br />
process with new composite<br />
electrodes. In the engine, the doping elements<br />
then chemically combine with particular<br />
lubricant molecules <strong>and</strong> create ultra-lubricating<br />
interfaces during operation.<br />
Compared to current solutions, their<br />
use is expected to lower friction in the engine<br />
by 50 percent. The research group<br />
estimates that lower-friction engines could<br />
save up to two terawatt-hours <strong>of</strong> energy<br />
<strong>and</strong> thus around 520 kilotons <strong>of</strong> CO 2 annually<br />
just in Germany. This is roughly equivalent<br />
to the energy consumed by 800,000<br />
two-person households in a year. The first<br />
ultra-lubricating Prometheus engines are<br />
expected to power series-production vehicles<br />
in approximately 2025.<br />
“With today‘s lubricants, however, superlubricity<br />
in combustion engines is not yet<br />
possible,” admits Volker Weihnacht. “But<br />
we are confident that this will change in<br />
the future with particularly environmentally<br />
friendly new lubricants based on fatty<br />
acids or water.”<br />
Ultra- <strong>and</strong> superlubricity<br />
Ultra-low friction allows friction losses in<br />
internal combustion engines to be cut in half<br />
compared to current state-<strong>of</strong> the art. The friction<br />
coefficient is between 0.01 <strong>and</strong> 0.05,<br />
which is roughly equivalent to the friction <strong>of</strong><br />
very smooth steel sliding on ice.<br />
Experts, on the other h<strong>and</strong>, only speak <strong>of</strong><br />
superlubricity when the friction coefficient<br />
falls below 0.01. To illustrate this, one can<br />
imagine a five-ton elephant st<strong>and</strong>ing on a<br />
plate. If this plate is super-lubricated, a person<br />
could push the elephant ef<strong>for</strong>tlessly.<br />
„Chephren“: On the way to<br />
a frictionless machine<br />
The still young joint project <strong>for</strong> the<br />
“Chemical-Physical Reduction <strong>of</strong> Frictional<br />
Energy” (“Chephren”) is taking things one<br />
step further than “Prometheus” <strong>and</strong> is aiming<br />
<strong>for</strong> superlubricity. This concept focuses<br />
on transmissions <strong>and</strong> bearings in battery-electric<br />
cars <strong>and</strong> bicycles, as well as<br />
drive chains in combine harvesters <strong>and</strong><br />
many moving components in machine<br />
tools. In order to advance to the superlubricity<br />
stage, the partners will use better<br />
lubricants <strong>and</strong>, above all, significantly improve<br />
the quality <strong>of</strong> the carbon coatings. In<br />
the future, these coatings should be defect-free<br />
<strong>and</strong> smooth, even without any<br />
post-polishing steps. Until now, such<br />
roughnesses have been caused by undesirable<br />
side effects <strong>of</strong> arc evaporation: In addition<br />
to the plasma, consisting <strong>of</strong> individual<br />
ions <strong>and</strong> electrons, the arc discharge<br />
also releases micrometer-sized pieces <strong>of</strong><br />
carbon from the electrodes. These can create<br />
microscopically small, but disturbing<br />
roughness peaks on the component. Fraunh<strong>of</strong>er<br />
IWS is now developing new plasma<br />
superfilters as part <strong>of</strong> the “Chephren” project:<br />
Instead <strong>of</strong> aligning the plasma from<br />
the electrode directly onto the components,<br />
electric <strong>and</strong> magnetic fields are applied<br />
around the carbon plasma including<br />
the macroparticles to deflect it from the<br />
line <strong>of</strong> sight. The deflected plasma enters<br />
the coating chamber <strong>and</strong> reaches the components<br />
to be coated whereas the macroparticles<br />
are being seperated <strong>and</strong> filtered<br />
out effectively.<br />
The lubricitated “Chephren” components<br />
should be ready <strong>for</strong> series production at the<br />
end <strong>of</strong> the decade. Industry is already<br />
showing a great deal <strong>of</strong> interest. That is reflected<br />
in the broad participation in the<br />
joint project. Among others, BMW, WIT-<br />
TENSTEIN SE, VTD Vakuumtechnik Dresden,<br />
IWIS Munich <strong>and</strong> Fuchs Schmierst<strong>of</strong>fe<br />
are on board, with the German Federal<br />
Ministry <strong>for</strong> Economic Affairs <strong>and</strong> Energy<br />
providing funding.<br />
LL<br />
www.iws.fraunh<strong>of</strong>er.de<br />
(213461026)<br />
Mit Hochleistungsschichten zur<br />
effektiven Nutzung und<br />
Speicherung solarer Energie<br />
(f-fep) Dünnschichtsysteme für Photovoltaik<br />
und Solarthermie tragen dazu bei, ein<br />
breites Spektrum der solaren Strahlung sowohl<br />
für die Stromerzeugung als auch in<br />
Form von Wärme einzusammeln. Mit den<br />
vom Fraunh<strong>of</strong>er FEP entwickelten Vakuumtechnologien<br />
können Schichten und<br />
Schichtsysteme rund um die Nutzung solarer<br />
Energie und die Speicherung von Wärme<br />
im industriellen Maßstab abgeschieden<br />
werden und einen Beitrag zur verstärkten<br />
Nutzung dieser wichtigen Energiequelle<br />
leisten.<br />
Die Strahlungsenergie, die die Erde von<br />
der Sonne innerhalb von 90 Minuten empfängt,<br />
entspricht etwa dem Weltenergieverbrauch<br />
eines ganzen Jahres. (Quelle:<br />
AEE).<br />
Zur effektiven Absorption der solaren<br />
Einstrahlung sind, gleich ob für die Photovoltaik<br />
oder für die Solarthermie, speziell<br />
entworfene und optimierte Schichtsysteme<br />
er<strong>for</strong>derlich. Dazu gehören im Bereich der<br />
Photovoltaik unter <strong>and</strong>erem Halbleiterschichten<br />
und Elektrodenschichten. Für<br />
die Solarthermie werden Absorberschichten<br />
mit hoher Absorption im sichtbaren<br />
und UV- und geringer Emission im infraroten<br />
Spektralbereich (IR) benötigt, um Verluste<br />
durch Wärmeabstrahlung gering zu<br />
halten.<br />
Effektive Solarabsorber dank optimierter<br />
Schichtsysteme<br />
Um solch eine optische Funktion zu realisieren,<br />
muss ein Schichtsystem aus mehreren<br />
Einzellagen erzeugt werden, deren Dicken<br />
sehr präzise abgestimmt und die reproduzierbar<br />
auf Absorberrohren von So-<br />
31
News fromScience & Research <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
larröhrenkollektoren – dem Kollektortyp<br />
mit den geringsten Wärmeverlusten – abgeschieden<br />
werden. Das Absorberrohr befindet<br />
sich in einem evakuierten Hüllrohr,<br />
sodass das Schichtsystem vor Verschmutzung<br />
und etwaiger Degradation durch<br />
Luftbest<strong>and</strong>teile geschützt ist. Dennoch<br />
muss das Schichtsystem dauerhaft hohe<br />
Temperaturen aushalten, die das Absorberrohr<br />
annimmt, und auch bei zyklischer<br />
Temperaturbelastung langzeitstabil sein.<br />
Je höher die Temperatur im Wärmekreislauf,<br />
desto besser und vielfältiger kann sie<br />
genutzt werden, sei es direkt als Prozesswärme<br />
oder um bei hoher Temperatur<br />
Wärmespeicher aufzuladen.<br />
Auch zur Entwicklung effizienterer Speichersysteme<br />
liefern Beschichtungen ihren<br />
Beitrag. Um die durch Photovoltaik absorbierte<br />
und bereit gestellte Energie zeitlich<br />
variabel nutzbar zu machen, wird aktuell<br />
umfangreich zu elektrischen Energiespeichern<br />
ge<strong>for</strong>scht, die den zeitlichen Versatz<br />
zwischen Stromerzeugung und Stromverbrauch<br />
ausgleichen sollen.<br />
Neue Beschichtungsprozesse für<br />
Speicherkonzepte mit Zeolith-Granulat<br />
Für den Bereich Wärme übernimmt diese<br />
Funktion in vielen Wärmekreisen ein Wasserspeicher.<br />
Aber auch hier wird an besseren<br />
Speicherkonzepten gearbeitet, die eine<br />
höhere Speicherkapazität als Wasser haben<br />
und die platzsparender und verlustärmer<br />
gestaltet werden können. Darunter<br />
fallen zum Beispiel Adsorptionswärmespeicher,<br />
bei denen nanoporösem Zeolith-Granulat<br />
unter Zufuhr der zu speichernden<br />
Wärme Wasser ausgetrieben<br />
wird. Das entspricht dann der Beladung<br />
des Speichers mit Energie.<br />
„Wenn das Speichermaterial mit wasserdampfbeladener<br />
Luft durchströmt wird,<br />
adsorbiert es Wasser und setzt dabei Wärme<br />
frei, die in Heizkreisen genutzt werden<br />
kann“, erläutert Dr. Heidrun Klostermann,<br />
Wissenschaftlerin am Fraunh<strong>of</strong>er FEP. „Damit<br />
das funktioniert, muss aber auch der<br />
Wärmeaustausch mit dem Speichermaterial<br />
effizient gestaltet werden, welches selbst<br />
keine gute Wärmeleitung aufweist. Das<br />
können Aluminium-Schichten bewerkstelligen,<br />
mit denen das Material umhüllt<br />
wird. Sie gewährleisten einen guten Wärmetransport<br />
und effizienten Wärmeübergang<br />
am Wärmetauscher.“ Neben der Adund<br />
Desorptionsdynamik des Speichermaterials<br />
ist dies ein wesentlicher Aspekt der<br />
Leistungsfähigkeit eines Speichersystems<br />
und von großem Einfluss auf dessen maximale<br />
sowie die durchschnittliche spezifische<br />
Wärmeleistung.<br />
Das granulare Speichermaterial Zeolith<br />
wird im Vakuum als Schüttgut mit Aluminium<br />
bedampft. Der Anspruch guter Wärmeleitung<br />
setzt eine gleichmäßige, ausreichend<br />
dicke Schicht voraus. Die Forschenden<br />
am Fraunh<strong>of</strong>er FEP experimentieren<br />
mit Schichten von mehr als 20 Mikrometern<br />
Dicke. Diese werden mit einer<br />
Technologie realisiert, die sonst zur Folienbeschichtung<br />
genutzt wird. Schüttungen<br />
eines hochporösen Materials auf diese<br />
Weise gleichmäßig mit dicken Schichten<br />
zu versehen, ist daher eine große Heraus<strong>for</strong>derung<br />
und die bisherigen Entwicklungen<br />
des Fraunh<strong>of</strong>er FEP sind durchaus<br />
einzigartig.<br />
Der Prozess muss so gestaltet werden,<br />
dass die Schichten den St<strong>of</strong>faustausch zwischen<br />
Umgebung und Speichermaterial<br />
nicht behindern, das Material muss<br />
schließlich weiterhin Wasser aufnehmen<br />
und abgeben können, damit das Speicherprinzip<br />
funktioniert. Dass dieser St<strong>of</strong>ftransport<br />
durch die Schicht nicht behindert<br />
wird, zeigen vergleichende Adsorptionskurven<br />
von beschichtetem und unbeschichtetem<br />
Material.<br />
Höhere Speicherdichten,<br />
kleinere Speichervolumina<br />
– Entwicklungen für Morgen<br />
Insbesondere Entwickler neuartiger Speichermaterialien<br />
mit Fokussierung auf die<br />
Maximierung der Speicherkapazität sind<br />
an den innovativen Schichtentwicklungen<br />
des Fraunh<strong>of</strong>er FEP interessiert. Solche<br />
neuen Speichermaterialen sind vor allem<br />
Hybridmaterialien, die noch nicht großtechnisch<br />
gefertigt werden, wie das bei den<br />
Zeolithen der Fall ist. In der Regel werden<br />
sie nur in kleinen Mengen hergestellt und<br />
liegen in Pulver<strong>for</strong>m vor. Am Fraunh<strong>of</strong>er<br />
FEP besteht damit künftig die Heraus<strong>for</strong>derung,<br />
auch diese neuen Materialien in<br />
der Metallisierungsanlage zu beh<strong>and</strong>eln.<br />
Speicherhersteller h<strong>of</strong>fen ebenfalls auf diese<br />
neuen Materialklassen, mit denen die<br />
genannten Vorteile gegenüber den etablierten<br />
Wasserspeichern ein noch stärkeres<br />
Gewicht erhielten: höhere Speicherdichte,<br />
kleinere Speichervolumina.<br />
Interesse regt sich auch in einem weiteren<br />
Anwendungsfeld: bei der Kühlung mit<br />
Adsorptionskältemaschinen. Diese werden<br />
künftig, sei es stationär in Kombination mit<br />
solarer Wärme oder im Fahrzeugbau unter<br />
Nutzung von Abwärme aus Brennst<strong>of</strong>fzellenantrieben,<br />
einen Teil der derzeit beherrschenden<br />
Kompressionskältemaschinen<br />
ersetzen. Damit wird der Verbrauch konventionell<br />
erzeugter elektrischer Energie<br />
und fossiler Brennst<strong>of</strong>fe reduziert.<br />
Die Wissenschaftler am Fraunh<strong>of</strong>er FEP<br />
stehen bereit, um für diese spannenden<br />
Anwendungsfelder Schichten an Einsatzgebiet<br />
und Nutzungsbedingungen anzupassen<br />
und zu optimieren.<br />
LL<br />
www.fep.fraunh<strong>of</strong>er.de<br />
(213461029)<br />
DIANE: Digitalisierung als Motor<br />
für cross-industrielle Netzwerke<br />
(f-u) Mit dem Ziel, in Pilotprojekten Zukunftstechnologien<br />
voranzutreiben, unterstützt<br />
die NRW-L<strong>and</strong>esregierung im Rahmen<br />
der Ruhr-Konferenz das „Spitzencluster<br />
Industrielle Innovationen“ (SPIN). Fünf<br />
SPIN-Projekte bekamen jetzt einen Förderbescheid<br />
in Höhe von insgesamt mehr als 8<br />
Millionen Euro. Darunter auch das Projekt<br />
DIANE mit dem Fraunh<strong>of</strong>er UMSICHT als<br />
Projektpartner. Hier werden die Potenziale<br />
für und durch Biogasanlagen im cross-industriellen<br />
Verbund er<strong>for</strong>scht.<br />
Der Fokus von SPIN liegt auf der Entwicklung<br />
von klimafreundlichen Technologien<br />
und Verfahren zur erfolgreichen Trans<strong>for</strong>mation<br />
unseres Energiesystems. Das Spitzencluster<br />
wird vom Ministerium für Wirtschaft,<br />
Innovation, Digitalisierung und<br />
Energie des L<strong>and</strong>es Nordrhein-Westfalen<br />
gefördert und soll dazu beitragen, den Weg<br />
in eine digitalisierte Industrie 4.0 zu ebnen<br />
und den Energie- und Rohst<strong>of</strong>fw<strong>and</strong>el in<br />
NRW zu <strong>for</strong>cieren. Wirtschafts- und Energieminister<br />
Pr<strong>of</strong>. Andreas Pinkwart bei der<br />
Übergabe der Förderbescheide: „[…] Gemeinsam<br />
treiben wir den klimafreundlichen<br />
Umbau unserer Industrie voran und<br />
stellen die Weichen für ein intelligentes<br />
Energiesystem der Zukunft. […]“<br />
DIANE – Digitalisierung als Motor für<br />
cross-industrielle Netzwerke<br />
Im Rahmen des mit 1,67 Millionen Euro<br />
geförderten Projekts DIANE soll in einem<br />
Hünxer Gewerbegebiet ein cross-industrielles<br />
Netzwerk rund um die dortige Biogasanlage<br />
der Loick Bioenergie GmbH entwickelt<br />
werden. Das Gewerbegebiet beheimatet<br />
neben einem Logistikbetrieb Recycling-,<br />
Beton- und kleinere Chemieunternehmen.<br />
„Das Ziel ist, die bestehende<br />
Biogasanlage in die St<strong>of</strong>f- und Energieversorgung<br />
des Gewerbegebiets zu integrieren,<br />
um die Interaktion mit den umliegenden<br />
Betrieben zu <strong>for</strong>cieren“, erklärt Martin<br />
Distelh<strong>of</strong>f, Leiter der Gruppe IT-Platt<strong>for</strong>men<br />
am Fraunh<strong>of</strong>er UMSICHT.<br />
Reduktion von CO 2 -Emissionen und<br />
schonender Umgang mit Rohst<strong>of</strong>fquellen<br />
Im Fokus steht dabei zum einen die Bewertung<br />
der Integration von PV- und<br />
Windkraftanlagen, um beispielsweise<br />
Wasserst<strong>of</strong>f über Elektrolyse zu erzeugen<br />
– der Wasserst<strong>of</strong>f kann zur Veredelung des<br />
Biogases genutzt werden. Ein weiterer Aspekt<br />
ist die Entwicklung und Implementierung<br />
geeigneter Sensorik, damit die<br />
Biogasanlage und die angrenzenden Betriebe<br />
digital abgebildet und bestmöglich<br />
vernetzt werden.<br />
Über erneuerbare Energien, chemisch gespeicherte<br />
Energie sowie die Veredelung<br />
biogener Restst<strong>of</strong>fe könnte die nachhaltige<br />
Strom- und Rohst<strong>of</strong>fversorgung des Hünxer<br />
Netzwerks gewährleistet werden. Zur<br />
32
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
News fromScience & Research<br />
Stabilisierung des Stromnetzes prüfen UM-<br />
SICHT-Forschenden entsprechende Möglichkeiten<br />
für eine intelligente Steuerung<br />
und Vernetzung.<br />
Auch die Erzeugung von synthetischen<br />
Produkten aus abgetrenntem CO 2 mithilfe<br />
von regenerativ erzeugtem Wasserst<strong>of</strong>f<br />
wird untersucht. Hinzu kommen verschiedene<br />
biotechnologische Aspekte wie etwa<br />
die Beschickung der Biogasanlage mit alternativen<br />
Substraten, die bisher nicht verwertet<br />
werden konnten. Letzteres könnte<br />
einen wichtigen Beitrag zur Reduzierung<br />
der Treibhausgasemissionen aus der Tierhaltung<br />
und der Abfallentsorgung leisten.<br />
Restst<strong>of</strong>fe der Anlage wie z. B. Gärreste sollen<br />
als Torfersatzst<strong>of</strong>fe dienen.<br />
Entwicklung neuer Geschäftsmodelle<br />
Die UMSICHT-Forschenden entwickeln<br />
einen Maßnahmenkatalog und ein Vorgehensmodell,<br />
um die im Rahmen von DIA-<br />
NE entwickelten Methoden auf <strong>and</strong>ere<br />
St<strong>and</strong>orte anwenden zu können. Das Ziel<br />
ist ein Leitfaden für die Flexibilitätssteigerung<br />
sowie die energetische und st<strong>of</strong>fliche<br />
Optimierung von nicht mehr durch das<br />
EEG geförderten Best<strong>and</strong>sbiogasanlagen.<br />
Der Leitfaden kann zur Überwachung und<br />
Steuerung komplexer cross-industrieller<br />
Verbünde genutzt werden. So kann auch<br />
die Loick Bioenergie GmbH auf Basis der<br />
Forschungsarbeiten perspektivisch neue<br />
Geschäftsmodelle für ihre weiteren Biogasanlagen<br />
erschließen.<br />
Nach dem erfolgreichen Projektstart soll<br />
die Erprobung, Validierung und Verwertung<br />
der umgesetzten Konzepte und Szenarien<br />
bis Ende 2024 abgeschlossen sein.<br />
LL<br />
www.umsicht.fraunh<strong>of</strong>er.de<br />
(213461031)<br />
Die Black-Box öffnen: Wie findet<br />
KI Schwachstellen im Stromnetz?<br />
(fz-j) In unserem Stromsystem verursachen<br />
alltägliche Schwankungen hohe Kosten<br />
für die Verbraucher und Risiken für die<br />
Betreiber. Doch was verursacht diese alltäglichen<br />
Schwankungen? Drei Jülicher,<br />
Kölner und Norweger Wissenschaftler sind<br />
dieser Frage mithilfe von Künstlicher Intelligenz<br />
(KI) auf den Grund gegangen – und<br />
f<strong>and</strong>en dabei große Unterschiede zwischen<br />
den Stromnetzen.<br />
Wer im Frühjahr 2018 morgens den Zug<br />
erwischen musste, konnte eine böse Überraschung<br />
erleben: Viele digitale Uhren<br />
zeigten die Zeit über Wochen hinweg mit<br />
einer Verspätung von bis zu sechs Minuten<br />
an. Grund dafür war eine extreme Abweichung<br />
der Netzfrequenz im Europäischen<br />
Stromnetz. „Viele digitale Uhren nutzen<br />
die Netzfrequenz als Taktgeber. Weicht die<br />
Netzfrequenz zu sehr von ihrem Richtwert<br />
ab, so kann das zu Verspätungen führen“,<br />
erklärt Johannes Kruse vom Forschungszentrum<br />
Jülich, Erstautor der Studie.<br />
Im Stromnetz drehen sich die Generatoren<br />
mit zirka 50 Umdrehungen pro Sekunde,<br />
also mit einer Netzfrequenz von ungefähr<br />
50 Hertz. Ein ausgefeiltes System von<br />
Messungen und Regelkraftwerken sorgt<br />
dafür, dass dieser Richtwert eingehalten<br />
wird. Langfristige Abweichungen wie im<br />
Frühjahr 2018 bringen Uhren durchein<strong>and</strong>er<br />
und belasten das Regelsystem. Kurzfristige<br />
extreme Abweichungen, etwa<br />
durch den Ausfall von Kraftwerken, können<br />
zu weitreichenden Stromausfällen<br />
führen.<br />
Doch solche extremen Abweichungen der<br />
Netzfrequenz sind selten. Kleinere Abweichungen<br />
hingegen lassen sich alltäglich<br />
beobachten und sie sind ebenfalls risikoreich.<br />
Denn sie verbrauchen die Reserven<br />
im Regelsystem, die eigentlich für die seltenen<br />
Fälle benötigt werden, wenn beispielsweise<br />
unerwartet Kraftwerke ausfallen.<br />
Außerdem verursacht der Verbrauch von<br />
Reserven durchgehend Kosten für Betreiber<br />
und damit auch für Stromkunden.<br />
„Deshalb müssen wir nicht nur die extremen,<br />
sondern die alltäglichen Abweichungen<br />
verstehen“, führt Johannes Kruse weiter<br />
aus. „Was sind die Risiken und Treiber,<br />
die zu hohen alltäglichen Abweichungen<br />
der Netzfrequenz führen?“<br />
Die Black-Box der Künstlichen Intelligenz<br />
Um dieser Frage nachzugehen, haben die<br />
Wissenschaftler aus Jülich, Köln und Norwegen<br />
Methoden der Künstlichen Intelligenz<br />
eingesetzt. „In den letzten Jahren ist<br />
die Menge an öffentlich zugänglichen Daten<br />
über das Stromsystem enorm gewachsen.<br />
Um diesen Datenschatz zu heben, bietet<br />
sich KI regelrecht an“, kommentiert<br />
Dirk Witthaut vom Jülicher Institut für<br />
Energie- und Klima<strong>for</strong>schung und dem Institut<br />
für Theoretische Physik der Universität<br />
Köln.<br />
Doch die Analyse der Netzfrequenz mithilfe<br />
von KI birgt einen Nachteil. Moderne<br />
Methoden der Künstlichen Intelligenz sind<br />
meistens „Black-Boxen“: Wie die KI zu Entscheidungen<br />
und Vorhersagen kommt<br />
bleibt im Verborgenen. Daher können die<br />
Wissenschaftler die Netzfrequenz zwar<br />
vorhersagen und modellieren, aber daraus<br />
keine neuen Erkenntnisse ziehen. „Um die<br />
Black-Box zu öffnen werden überall auf der<br />
Welt Methoden entwickelt, um KI-Modelle<br />
transparenter zu machen. Mit diesen Methoden<br />
konnten wir drohende Frequenzabweichungen<br />
nicht nur vorhersagen, sondern<br />
die grundsätzlichen Risik<strong>of</strong>aktoren<br />
identifizieren, weil wir verstehen, was die<br />
KI bei ihren Diagnosen als relevant erachtet“,<br />
ergänzt Dirk Witthaut.<br />
Große Unterschiede zwischen<br />
den Stromnetzen<br />
„Wir konnten zum Beispiel zeigen, dass<br />
falsche Vorhersagen der Stromnachfrage<br />
und -erzeugung ein großes Risiko darstellen,<br />
vor allem in Sk<strong>and</strong>inavien „, beschreibt<br />
Benjamin Schäfer von der Norwegischen<br />
Universität für Umwelt- und Biowissenschaften.<br />
„In Zentraleuropa sind hingegen<br />
die Fahrpläne der konventionellen Kraftwerke<br />
extrem relevant, also wie sie ihre<br />
Leistung hoch- oder herunterfahren, während<br />
im Britischen Netz vor allem die<br />
Windstromerzeugung und hohe Strompreise<br />
mit erhöhtem Risiko einhergehen.<br />
Solche Ergebnisse können wir benutzen,<br />
um gezielt Schwachstellen im jeweiligen<br />
Stromsystem zu identifizieren und Lösungen<br />
vorzuschlagen, um Kosten zu senken<br />
und die Stabilität weiter zu verbessern.“<br />
Im Gegensatz zu etablierten Modellen,<br />
funktioniert das transparente KI Modell<br />
der Autoren nur auf Basis von historischen<br />
Daten – ohne zusätzliche Annahmen über<br />
technische Details des Stromnetzes. Die<br />
Autoren erh<strong>of</strong>fen sich deshalb, dass ihre<br />
Studie die Anwendung solch transparenter<br />
KI Methoden im Energiesektor weiter beschleunigt.<br />
Damit wäre das Stromsystem<br />
besser vorbereitet, wenn die Uhren wieder<br />
einmal falsch gehen oder extreme Ereignisse<br />
die Stabilität der Stromversorgung bedrohen.<br />
Die Netzfrequenz zeigt die Balance von<br />
Erzeugung und Verbrauch in einem<br />
Stromnetz an<br />
Die Netzfrequenz zeigt die Balance von<br />
Erzeugung und Verbrauch in einem Stromnetz<br />
an (a). Kleine Störungen dieser Balance<br />
werden von ausgefeilten Kontrollmechanismen<br />
ausgeglichen, große Störungen<br />
bedrohen die Stabilität des Netzes. Die<br />
Jülicher Forscher untersuchen welche Risik<strong>of</strong>aktoren<br />
zu Ungleichgewichten führen<br />
und wie diese zusammenwirken. Dazu benutzen<br />
sie transparente KI-Methoden (b).<br />
Diese Methoden ermöglichen es zu verstehen,<br />
wie die KI ihre Vorhersage getr<strong>of</strong>fen<br />
hat und welche Einflüsse das Risiko von<br />
Ungleichgewichten erhöhen (rote Pfeile)<br />
oder abschwächen (blaue Pfeile).<br />
LL<br />
www.fz-juelich.de (213461035)<br />
33
Power News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Power<br />
News<br />
EEG-Umlage 2022 beträgt 3,723<br />
cent pro Kilowattstunde –<br />
Bundeszuschuss senkt umlage um<br />
0,934 €Cent pro Kilowattstunde<br />
• Übertragungsnetzbetreiber<br />
veröffentlichen EEG-Umlage 2022<br />
• EEG-Umlage läge ohne Bundeszuschuss<br />
bei 4,657 Cent pro Kilowattstunde<br />
• Umlage sinkt wegen hohem<br />
Marktpreisniveau und hohem EEG-<br />
Kontost<strong>and</strong><br />
• Abzugsbetrag für ausgeförderte<br />
Anlagen für 2022 beträgt 0,184 Cent<br />
pro Kilowattstunde<br />
(uenb-d) Die EEG-Umlage sinkt 2022 auf<br />
3,723 €Cent pro Kilowattstunde (€ct/<br />
kWh). Sie sinkt damit um 2,777 €ct/kWh<br />
gegenüber dem Vorjahr (6,500 €ct/kWh).<br />
Bereits ohne den Bundeszuschuss liegt die<br />
Umlage unter der von der Bundesregierung<br />
für 2022 beschlossenen Deckelung<br />
auf 6,000 €ct/kWh. Der Bundeszuschuss<br />
wird in diesem Jahr ausschließlich aus den<br />
Einnahmen aus der CO 2 -Bepreisung finanziert.<br />
Er beträgt 2022 3,25 Milliarden Euro.<br />
Ohne diesen Zuschuss läge die EEG-Umlage<br />
2022 bei 4,657 €ct/kWh. Das teilen die<br />
vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber<br />
(ÜNB) mit.<br />
Die wichtigsten Gründe für die sinkende<br />
EEG-Umlage sind das hohe Niveau der Börsenstrompreise<br />
und der daraus entst<strong>and</strong>ene<br />
hohe EEG-Kontost<strong>and</strong> zum 30. September<br />
<strong>2021</strong>. Dieser lag bei 4,547 Milliarden<br />
Euro und fließt vollständig als Gutschrift in<br />
die EEG-Umlage 2022 ein.<br />
Für 2022 haben die ÜNB erstmalig den<br />
Abzugsbetrag nach § 53 Abs. 2 EEG für ausgeförderte<br />
Anlagen veröffentlicht. Dieser<br />
beträgt 0,184 €ct/kWh. Er wird bei ausgeförderten<br />
Anlagen, deren reguläre, 20-jährige<br />
Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz<br />
(EEG) beendet ist und<br />
die nicht <strong>and</strong>erweitig direktvermarktet<br />
werden, von der Einspeisevergütung abgezogen.<br />
Er spiegelt die mit der Vermarktung<br />
des Stroms aus diesen Anlagen verbundenen<br />
Kosten wider.<br />
Zur EEG-Umlage<br />
Als Grundlage zur Berechnung der<br />
EEG-Umlage dienen die Prognosen der im<br />
Jahr 2022 zu erwartenden Einspeisung aus<br />
regenerativen Stromerzeugungsanlagen<br />
nach dem EEG sowie des zu erwartenden<br />
Stromverbrauchs. Die Berechnungen ergeben<br />
einen Umlagebetrag (vor Bundeszuschuss)<br />
von 16,2 Milliarden Euro. Die<br />
EEG-Umlage wird von den Letztverbrauchern<br />
für jede bezogene Kilowattstunde<br />
entrichtet und dient der Förderung der erneuerbaren<br />
Energien im Stromsektor. Die<br />
ÜNB erheben die Umlage nach den gesetzlichen<br />
Vorgaben des EEG.<br />
Für das Jahr 2022 wird eine weitere Zunahme<br />
von Strom aus regenerativen Anlagen<br />
um elf Terawattstunden (TWh) auf<br />
239 TWh prognostiziert (dies entspricht<br />
einer Gesamtfördersumme von 22,8 Milliarden<br />
Euro). Abzüglich der prognostizierten<br />
Börsenerlöse, die insbesondere marktpreisbedingt<br />
um 95,1 Prozent gestiegen<br />
sind, sowie unter Berücksichtigung weiterer<br />
Kosten- und Erlöspositionen ergibt sich<br />
für 2022 eine erwartete Deckungslücke<br />
von 19,8 Milliarden Euro. Dies entspricht<br />
einer Kernumlage (Umlage vor Bundeszuschuss,<br />
Kontost<strong>and</strong> und Liquiditätsreserve)<br />
für 2022 von etwa 5,7 €ct/kWh. Davon<br />
entfallen etwa 2,5 €ct/kWh auf Photovoltaik,<br />
circa 1,4 €ct/kWh auf Energie aus Biomasse,<br />
rund 0,7 €ct/kWh auf Windenergie<br />
an L<strong>and</strong> und etwa 1,1 €ct/kWh auf Windenergie<br />
auf See.<br />
In die Umlageberechnung fließen zusätzlich<br />
der St<strong>and</strong> des EEG-Kontos zum 30.<br />
September sowie die sogenannte Liquiditätsreserve<br />
ein. Das EEG-Konto verzeichnete<br />
zu diesem Stichtag ein Plus von 4,5 Milliarden<br />
Euro. Ein wesentlicher Grund für<br />
diesen Überschuss war der unerwartet<br />
starke Anstieg der Börsenstrompreise: Der<br />
Marktpreis für <strong>2021</strong> lag Anfang Oktober<br />
um circa 152 Prozent über dem Wert, der<br />
gemäß gesetzlicher Vorgaben im vergangenen<br />
Jahr für <strong>2021</strong> angenommen wurde.<br />
Der Überschuss auf dem EEG-Konto wurde<br />
bei der Bestimmung der EEG-Umlage 2022<br />
vollständig berücksichtigt und senkt diese<br />
um etwa 1,3 €ct/kWh.<br />
Die Liquiditätsreserve wird mit fünf Prozent<br />
angesetzt, bezogen auf die erwartete<br />
Deckungslücke. Sie liegt 2022 somit bei<br />
knapp 1,0 Milliarden Euro. Der Anteil der<br />
Liquiditätsreserve an der EEG-Umlage vor<br />
Bundeszuschuss beträgt etwa 0,3 €ct/<br />
kWh. Die Liquiditätsreserve dient dazu,<br />
Schwankungen auf dem EEG-Konto abzufedern.<br />
Diese Schwankungen ergeben sich<br />
aus Abweichungen zwischen der Prognose<br />
und der tatsächlichen Einspeisung aus erneuerbaren<br />
Energien. So führen zum Beispiel<br />
besonders sonnenreiche Jahre zu höheren<br />
Vergütungen für Strom aus Photovoltaikanlagen<br />
als im Durchschnitt zu erwarten<br />
wäre. Auch sinkende Börsenpreise<br />
lassen die Vergütung für Strom aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen<br />
stärker steigen,<br />
bei gleichzeitig sinkenden Einnahmen aus<br />
dem Stromverkauf.<br />
Diese Kostenbest<strong>and</strong>teile zusammen ergäben<br />
eine EEG-Umlage 2022 vor dem Zuschuss<br />
aus den CO 2 -Einnahmen von<br />
4,657 €ct/kWh. Der Zuschuss beläuft sich<br />
auf 3,25 Milliarden Euro und senkt die<br />
EEG-Umlage um circa 0,934 €ct/kWh. Um<br />
die politisch vorgegebene Deckelung der<br />
EEG-Umlage 2022 auf 6,000 €ct/kWh zu<br />
erreichen, sind damit keine weiteren Zuschüsse<br />
aus dem Bundeshaushalt nötig.<br />
Die Ermittlung der EEG-Umlage und des<br />
Abzugsbetrags für ausgeförderte Anlagen<br />
erfolgt auf Basis von Prognosen unabhängiger<br />
Gutachter in Abstimmung mit der<br />
Bundesnetzagentur. Diese überwacht die<br />
Einhaltung der Erneuerbaren-Energien-Verordnung,<br />
die Ermittlung, Festlegung,<br />
Veröffentlichung und Weitergabe<br />
der EEG-Umlage sowie die Vermarktung<br />
der EEG-Strommengen und regelt die An<strong>for</strong>derungen<br />
für deren Vermarktung.<br />
Zur Mittelfristprognose<br />
Zusammen mit der EEG-Umlage haben<br />
die vier deutschen ÜNB auch die EEG-Mittelfristprognose<br />
(EEG-Vorausschau) veröffentlicht.<br />
Sie beinhaltet die wahrscheinliche<br />
Entwicklung der Einspeisung aus regenerativen<br />
Stromerzeugungsanlagen nach<br />
dem EEG für die nächsten fünf Jahre. Gemäß<br />
den gesetzlichen Vorgaben werden<br />
unter <strong>and</strong>erem Prognosedaten zur installierten<br />
Leistung, der eingespeisten jährlichen<br />
Strommenge, der an die Anlagenbetreiber<br />
auszuzahlenden finanziellen Förderung<br />
sowie zum Letztverbraucherabsatz<br />
veröffentlicht. Detaillierte In<strong>for</strong>mation<br />
hierzu finden sich auf der Webseite<br />
„Netztransparenz“.<br />
LL<br />
www.netztransparenz.de<br />
www.50hertz.com<br />
www.amprion.net<br />
www.tennet.eu<br />
www.transnetbw.de (213461016)<br />
BDI-Studie „Klimapfade 2.0“<br />
• „Stromerzeugung: Enormer<br />
Investitionsbedarf für Klimaneutralität“<br />
(bdi/vdma) Der Bundesverb<strong>and</strong> der Deutschen<br />
Industrie (BDI) hat die Studie „Klimapfade<br />
2.0“ veröffentlicht. Mitgliedsverbände<br />
des BDI und Experten legen damit<br />
einen Umsetzungsvorschlag für den Umbau<br />
zu einem klimaneutralen Industriel<strong>and</strong><br />
vor. Der Fachverb<strong>and</strong> VDMA Power<br />
Systems ist einer der Unterstützer der Studie<br />
– Geschäftsführer Dr. Dennis Rendschmidt<br />
beschreibt die Ergebnisse für den<br />
Energieanlagenbau:<br />
„Als Technologieanbieter hat der Energieanlagenbau<br />
eine wichtige Aufgabe bei<br />
der Gestaltung des Weges zur Klimaneutralität<br />
in Deutschl<strong>and</strong> bis zum Jahr 2045. Um<br />
die Klimaziele zu erreichen und den wachsenden<br />
Strombedarf zu decken, besteht ein<br />
enormer Investitionsbedarf auf der Erzeugungsseite.<br />
Im Bereich der erneuerbaren<br />
Stromerzeugung müssen demnach bei der<br />
Windenergie an L<strong>and</strong> 98 GW und auf See<br />
28 GW bis zum Jahr 2030 installiert sein.<br />
Zur Sicherstellung des kontinuierlichen<br />
Zubaus der Windenergie müssen vor allem<br />
die Genehmigungslage und Flächenverfügbarkeit<br />
verbessert werden. Darüber hinaus<br />
müssen laut Studie zur Gewährleistung der<br />
Versorgungssicherheit bis zum Jahr 2030<br />
zusätzliche Gaskraftwerkskapazitäten mit<br />
34
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Power News<br />
einer Leistung von über 40 GW zugebaut<br />
werden. Diese Anlagen müssen auf den Betrieb<br />
mit Wasserst<strong>of</strong>f vorbereitet sein.<br />
Für das Zusammenspiel der verschiedenen<br />
Erzeugungstechnologien zur zukünftigen<br />
Sicherstellung der Versorgungssicherheit<br />
haben wir kürzlich unser Strommarktpositionspapier<br />
vorgelegt. Es sieht einen<br />
wettbewerblich organisierten Kapazitätsmechanismus<br />
in Ergänzung zum Energy-Only-Markt<br />
vor.“<br />
LL<br />
www.vdma.org (213461218)<br />
IIASA: How recovery from COVID-<br />
19’s impact on energy dem<strong>and</strong><br />
could help meet climate targets<br />
(iiasa) The p<strong>and</strong>emic-related drop in<br />
greenhouse gas emissions in 2020 was likely<br />
the largest on record in a single year, but<br />
how our recovery might affect future emissions<br />
is less clear. New modeling examines<br />
alternative scenarios <strong>and</strong> how they could<br />
impact climate mitigation targets.<br />
A group <strong>of</strong> IIASA researchers in the Energy,<br />
Climate, <strong>and</strong> Environment Program<br />
per<strong>for</strong>med a bottom-up assessment <strong>of</strong><br />
changes in energy-related dem<strong>and</strong> <strong>and</strong> estimated<br />
how new patterns <strong>of</strong> travel, work,<br />
consumption, <strong>and</strong> production might reduce<br />
or increase climate mitigation challenges.<br />
“Many people have been wondering what<br />
the large changes in societies that came<br />
with the COVID-19 p<strong>and</strong>emic <strong>and</strong> its lockdowns<br />
mean <strong>for</strong> climate change,” says Jarmo<br />
Kikstra, lead author <strong>of</strong> the study. “If<br />
societies are just moving back to old practices,<br />
the answer is that there is virtually no<br />
effect. However, if some <strong>of</strong> the changes in<br />
energy-use practices persist, climate mitigation<br />
challenges will be affected.”<br />
The research, published in Nature Energy,<br />
shows that a low energy dem<strong>and</strong> recovery<br />
could reduce a hypothetical tax on all carbon<br />
emissions by 19 % <strong>for</strong> a scenario that is<br />
on track <strong>for</strong> reaching the Paris Agreement’s<br />
goal <strong>of</strong> limiting global warming to 1.5 °C.<br />
This scenario would also lower energy supply<br />
investments until 2030 by US$1.8 trillion<br />
<strong>and</strong> s<strong>of</strong>ten the pressure to quickly implement<br />
renewable energy technologies.<br />
“Our key finding is that missing the opportunity<br />
to retain low-energy practices in<br />
lifestyle <strong>and</strong> business would lead to a more<br />
difficult energy transition. Our economic<br />
recovery <strong>and</strong> climate mitigation policies<br />
should embed strategies to retain the low<br />
energy dem<strong>and</strong> practices observed during<br />
the p<strong>and</strong>emic, such as low-carbon mobility<br />
in cities <strong>and</strong> increased tele-conferencing,”<br />
says coauthor Adriano Vinca.<br />
According to the authors, this is especially<br />
true when it comes to transportation. In<br />
particular, the different recovery narratives<br />
<strong>of</strong> transportation energy dem<strong>and</strong><br />
strongly influence CO 2 emission trends.<br />
The researchers examined four different<br />
scenarios, each with a consistent set <strong>of</strong> assumptions<br />
about changes in energy dem<strong>and</strong><br />
in buildings, transport, <strong>and</strong> industry<br />
sectors as the world recovers from the<br />
COVID-19 p<strong>and</strong>emic.<br />
In the “restore” scenario, the use <strong>of</strong> private<br />
vehicles, as well as the intensity <strong>of</strong> air<br />
transport are restored to pre-p<strong>and</strong>emic levels.<br />
The same holds <strong>for</strong> industrial activities<br />
<strong>and</strong> supply chains, as well as our working<br />
practices <strong>and</strong> domestic life.<br />
In the “self-reliance” scenario, concerns<br />
about health risks linger longer <strong>and</strong> individuals<br />
shift towards private transport<br />
while ab<strong>and</strong>oning <strong>for</strong>ms <strong>of</strong> crowded transport.<br />
Office <strong>and</strong> living space increase to<br />
carry on social distancing. In addition, dem<strong>and</strong><br />
<strong>for</strong> steel is especially strong due to<br />
reinvigorated car manufacturing <strong>and</strong><br />
building construction.<br />
In the “smart use” scenario, people adapt<br />
better to working from home <strong>and</strong> there is a<br />
moderate shift to teleworking. This leads to<br />
home space being used more intensively,<br />
<strong>and</strong> a slight reduction in motorized transportation<br />
growth, compared to pre-p<strong>and</strong>emic<br />
levels.<br />
In the last scenario, which the researchers<br />
call “green push”, the highest energy reductions<br />
are achieved by changes in space reallocation<br />
<strong>and</strong> reduced private transport. For<br />
instance, walking or cycling replaces some<br />
<strong>of</strong> the trips that were previously done by car,<br />
<strong>and</strong> empty <strong>of</strong>fices are repurposed.<br />
The researchers conclude that compared to<br />
a “green push” scenario, the “restore” scenario<br />
would increase the energy investments<br />
required to meet a 1.5 °C climate target by<br />
about 9 % or $1.8 trillion. This difference is<br />
in part due to the need to boost the pace <strong>of</strong><br />
transport electrification <strong>and</strong> the upscaling <strong>of</strong><br />
solar <strong>and</strong> wind in the “restore” scenario.<br />
“The bottom line is that the “green push”<br />
scenario, which supports working from<br />
home <strong>and</strong> teleconferencing to reduce flying<br />
<strong>and</strong> commuting can have strongly beneficial<br />
outcomes <strong>for</strong> climate mitigation<br />
challenges,” says IIASA Energy, Climate,<br />
<strong>and</strong> Environment Program Director <strong>and</strong> coauthor,<br />
Keywan Riahi.<br />
The authors further add that it is important<br />
to design holistic policies, including<br />
the repurposing <strong>of</strong> <strong>of</strong>fice space <strong>and</strong> the increased<br />
use <strong>of</strong> walking or cycling within<br />
cities or public transport when commuting.<br />
As coauthor Charlie Wilson, also <strong>of</strong> the<br />
University <strong>of</strong> East Anglia, concludes, “limiting<br />
global warming to 1.5 °C will be exceptionally<br />
hard. A tiny silver lining to the<br />
COVID-19 cloud is that the 1.5 °C target<br />
becomes that bit more achievable if we can<br />
selectively sustain some <strong>of</strong> the lower-carbon<br />
practices <strong>for</strong>ced upon us by lockdowns.”<br />
LL<br />
www.iiasa.ac.at (213461030)<br />
Wärtsilä report anticipates<br />
that accelerated adoption <strong>of</strong><br />
renewables can reduce electricity<br />
production costs by up<br />
to 50 percent<br />
(wartsila) The technology group Wärtsilä<br />
has issued a report ahead <strong>of</strong> COP26, the<br />
UN’s Climate Change Conference to be<br />
held in Glasgow this autumn, demonstrating<br />
the environmental <strong>and</strong> economic opportunities<br />
<strong>for</strong> states that decarbonise rapidly.<br />
The report will be presented at the<br />
Economist Sustainability Week event.<br />
The ‘Front-Loading Net Zero’ report states<br />
that electricity production costs could be<br />
reduced by up to 50 % by 2050 if countries<br />
<strong>and</strong> states adopt 100 % renewable systems<br />
faster than currently planned. Significant<br />
cost reductions can be achieved by<br />
front-loading the deployment <strong>of</strong> renewables,<br />
mainly wind <strong>and</strong> solar photovoltaic,<br />
<strong>and</strong> by utilising the technologies needed to<br />
balance their inherent intermittency, such<br />
as energy storage <strong>and</strong> thermal balancing<br />
power plants. The report indicates that carbon<br />
neutral systems can provide cheaper<br />
electricity compared to current fossil fuel-based<br />
systems.<br />
The report models Germany, India, <strong>and</strong><br />
Cali<strong>for</strong>nia, three markets with vastly different<br />
socio-economic dynamics, energy systems,<br />
<strong>and</strong> challenges, demonstrating the<br />
cost-optimal path towards 100 % renewable<br />
power systems in each region.<br />
The report reveals that by accelerating<br />
100 % renewable power systems, substantial<br />
benefits are unlocked:<br />
• Accelerating renewables to become<br />
main source <strong>of</strong> electricity drives down<br />
fossil fuel usage (i.e. coal <strong>and</strong> gas),<br />
significantly reducing the overall<br />
levelised cost <strong>of</strong> electricity. India can<br />
halve its electricity costs by 2050, while<br />
Cali<strong>for</strong>nia <strong>and</strong> Germany can cut costs by<br />
17 % <strong>and</strong> 8 % by 2040 respectively[1].<br />
• Coal-fired power – 70 % <strong>of</strong> generation in<br />
India <strong>and</strong> 33 % in Germany – can be securely<br />
replaced by renewables <strong>and</strong> flexibility<br />
from energy storage <strong>and</strong> thermal<br />
balancing power plants as early as 2040.<br />
• Colossal carbon savings can be made in<br />
the short term, enabling national<br />
climate targets to be achieved. Germany<br />
can avoid 422 million tonnes <strong>of</strong> carbon<br />
dioxide by 2040 by accelerating its coal<br />
phase-out. This would help achieve its<br />
65 % reduction target (compared to<br />
1990 levels) set <strong>for</strong> 2030.<br />
• Renewables as the main source <strong>of</strong><br />
primary energy <strong>for</strong> electricity<br />
generation can drive energy<br />
independence. For example, Germany<br />
could avoid the need to import 550<br />
TWh <strong>of</strong> power by accelerating the<br />
phase-out <strong>of</strong> coal.<br />
35
Power News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
The clear, deliverable pathways to 100 %<br />
renewables modelled in these vastly different<br />
energy systems show that af<strong>for</strong>dable<br />
net zero economies are in reach <strong>for</strong> every<br />
country at COP26. In addition to the deep<br />
dive models, the report‘s chapters focusing<br />
on Australia, Chile <strong>and</strong> the UK’s energy<br />
transitions underline that the technologies<br />
needed to achieve 100 % renewable power<br />
systems are already available at scale<br />
around the world. The report shows the<br />
once-in-a-generation opportunity to dramatically<br />
scale-up renewable generation<br />
<strong>and</strong> energy storage to bridge the gap to<br />
100 % renewable electricity without adding<br />
to the cost <strong>of</strong> power.<br />
Wärtsilä’s President & CEO, Håkan Agnevall<br />
explains: “As we approach COP26, our<br />
‘Front-Loading Net Zero’ report should act<br />
as a wake-up call <strong>for</strong> leaders, as this is our<br />
last <strong>and</strong> best chance to get countries on<br />
pathways to carbon neutrality. Our modelling<br />
shows that it is viable <strong>for</strong> energy systems<br />
to be fully decarbonised be<strong>for</strong>e 2050,<br />
<strong>and</strong> that accelerating the shift to renewable<br />
power coupled with flexibility, will help<br />
economies to thrive. We have all the technologies<br />
that we need to rapidly shift to net<br />
zero energy. The benefits <strong>of</strong> renewable-led<br />
systems are cumulative <strong>and</strong> self-rein<strong>for</strong>cing<br />
– the more we have, the greater the<br />
benefits – so it is vital that leaders <strong>and</strong> power<br />
producers come together now to frontload<br />
net zero this decade.”<br />
Sushil Purohit, President, Wärtsilä Energy<br />
<strong>and</strong> EVP, Wärtsilä adds: “There is no single<br />
solution that fits all markets, <strong>and</strong> this<br />
report highlights the different paths <strong>and</strong><br />
technologies that can be utilised. The ultimate<br />
aim, however, is common to all <strong>and</strong><br />
that is to decarbonise energy production<br />
<strong>and</strong> take the fullest advantage <strong>of</strong> our natural<br />
energy sources.”<br />
“This valuable report from Wärtsilä<br />
shows very clearly what can be achieved by<br />
moving away from conventional fuels towards<br />
100 % renewable energy. Reducing<br />
electricity cost <strong>and</strong> CO 2 emissions in parallel<br />
generates CO 2 reduction benefits. The<br />
technologies available today <strong>of</strong>fer the flexibility<br />
<strong>and</strong> rapid reaction time needed to<br />
balance renewables,” said Christian Breyer,<br />
Pr<strong>of</strong>essor at the LUT University.<br />
LL<br />
www.wartsila.com (213461036)<br />
Destatis: 3 % der jährlichen<br />
CO 2- Emissionen werden vom<br />
Wald absorbiert<br />
(destatis) Der Wald ist Lebensraum für<br />
Tiere und Pflanzen, Erholungsraum für<br />
Menschen – und er bindet Kohlenst<strong>of</strong>f. Wie<br />
das Statistische Bundesamt (Destatis) mitteilt,<br />
speicherten die deutschen Wälder mit<br />
ihrem gesamten Ökosystem im Jahr 2019<br />
rund 8,3 Millionen Tonnen Kohlenst<strong>of</strong>f<br />
mehr als im Vorjahr. Das entspricht rund<br />
30,6 Millionen Tonnen Kohlendioxid<br />
(CO 2 ). Die privaten Haushalte und die Produktionsbereiche<br />
wie beispielsweise die<br />
Industrie, Dienstleistungen oder die L<strong>and</strong>wirtschaft<br />
sorgten demgegenüber für einen<br />
Ausstoß von rund 879,2 Millionen Tonnen.<br />
Damit deckte die Zunahme der Kohlenst<strong>of</strong>fspeicherung<br />
des Waldökosystems im<br />
Jahr 2019 rechnerisch nur 3 % der jährlichen<br />
CO 2 Emissionen in Deutschl<strong>and</strong> ab.<br />
LL<br />
www.destatis.de (213461037)<br />
l<br />
Events in brief<br />
World Hydropower Congress<br />
<strong>2021</strong> ends with historic moment<br />
<strong>for</strong> the hydropower sector – Voith<br />
Hydro contributed as supporting<br />
partner <strong>of</strong> the event<br />
(v-h) The <strong>2021</strong> World Hydropower Congress<br />
took place the first time virtual<br />
around the world. The event with more<br />
than 6000 participants took place throughout<br />
the month <strong>of</strong> September, under the<br />
theme ‘Renewables working together in an<br />
interconnected world’, <strong>and</strong> the patronage<br />
<strong>of</strong> the President <strong>of</strong> Costa Rica, supported<br />
by Instituto Costarricense de Electricidad.<br />
The event started on September 7th <strong>and</strong><br />
culminated in the signature <strong>of</strong> the San José<br />
Declaration on Sustainable Hydropower. It<br />
was organized by the <strong>International</strong> Hydropower<br />
Association (IHA) representing public<br />
<strong>and</strong> privately owned developers, operators<br />
<strong>and</strong> manufacturers. For the first time,<br />
virtual sessions were held across multiple<br />
time zones bringing discussions to stakeholders<br />
around the world.<br />
There were several key achievements<br />
marking this year’s Congress, like:<br />
• The publication <strong>of</strong> the IHA Guide on<br />
Hydropower in Protected Areas<br />
including a no-go commitment on any<br />
future development in UNESCOdesignated<br />
World Heritage Sites<br />
• The launch <strong>of</strong> the global Hydropower<br />
Sustainability St<strong>and</strong>ard <strong>and</strong> the<br />
declaration <strong>of</strong> support <strong>for</strong> this new<br />
sustainability certification scheme by<br />
leading hydropower companies <strong>and</strong><br />
international organisations<br />
• The urgent call <strong>for</strong> action on pumped<br />
storage hydropower by an international<br />
government-led coalition<br />
• The collaboration <strong>of</strong> green hydrogen<br />
<strong>and</strong> sustainable hydropower sectors to<br />
achieve net zero<br />
• The presentation <strong>of</strong> extraordinary<br />
advances in hydropower supporting<br />
renewable power system security by the<br />
EU-funded energy innovation project<br />
XFLEX HYDRO<br />
Voith Hydro has contributed with<br />
high-level speakers on important topics<br />
like modernization <strong>of</strong> hydropower fleets or<br />
the future role <strong>of</strong> pumped storage hydropower.<br />
Apart from that, different innovations<br />
<strong>of</strong> the technology group were displayed<br />
in the online innovation hub <strong>and</strong><br />
experts on various topics were available <strong>for</strong><br />
individual meetings.<br />
Most importantly, the San José Declaration<br />
was unveiled recognizing sustainable<br />
hydropower as a clean, green, modern <strong>and</strong><br />
af<strong>for</strong>dable solution to meet the global climate<br />
<strong>and</strong> development goals. The ambitious<br />
set <strong>of</strong> principles <strong>and</strong> recommendations<br />
to guide the future <strong>of</strong> sustainable hydropower<br />
development was h<strong>and</strong>ed over to<br />
the COP26 President Alok Sharma in order<br />
to bring it to the UN Climate Change Conference<br />
in Glasgow in November <strong>2021</strong>.<br />
It has been drafted <strong>and</strong> refined through<br />
an extensive consultation process that involved<br />
over 100 representatives <strong>of</strong> a wide<br />
range <strong>of</strong> stakeholders, <strong>and</strong> by the outcomes<br />
<strong>of</strong> multiple <strong>for</strong>ums <strong>and</strong> working groups:<br />
the IHA Charter <strong>for</strong> Sustainable Hydropower,<br />
the Hydropower Sustainability<br />
St<strong>and</strong>ard, the <strong>International</strong> Forum on<br />
Pumped <strong>Storage</strong> Hydropower, the Working<br />
Group on Hydropower in Protected Areas,<br />
the IEA Hydropower Special Market Report<br />
<strong>and</strong> the IRENA Collaborative Framework<br />
on Hydropower.<br />
The virtual <strong>for</strong>mat <strong>of</strong> the World Hydropower<br />
Congress was a valuable opportunity<br />
to bring hydropower experts <strong>and</strong> decision<br />
makers from around the world together,<br />
taking action to strengthen the sector’s<br />
per<strong>for</strong>mance. This is <strong>of</strong> great importance,<br />
as we finally need to let hydropower play<br />
the important role it is supposed to in the<br />
fight against climate change.<br />
LL<br />
www.voith.com (213461303)<br />
36
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Power News<br />
E-World energy & water 2022:<br />
Die Branche trifft sich persönlich<br />
beim umfangreichen Konferenzund<br />
Forenprogramm<br />
in der Messe Essen<br />
(e-world) Im Zeichen des E-world Leitmotivs<br />
„Solutions <strong>for</strong> a sustainable future“<br />
thematisiert das Vortragsprogramm Wege<br />
in eine klimaneutrale Zukunft der Energiewirtschaft.<br />
„Aussteller aus über 20 Nationen<br />
werden auf der E-world ihre Innovationen<br />
für eine nachhaltige Energiezukunft<br />
präsentieren“, so die beiden E-world-Geschäftsführerinnen<br />
Stefanie Hamm und<br />
Sabina Großkreuz. „Vor allem im breit gefächerten<br />
Konferenz- und Forenprogramm<br />
setzen die Referenten Meilensteine, indem<br />
sie die Beiträge der Branche zur Realisierung<br />
nationaler und europäischer Klimaziele<br />
aufzeigen.“<br />
Erfolgreiche Konferenz<strong>for</strong>mate und<br />
aktuelle Fragestellungen<br />
Das Kongressprogramm beinhaltet Themen<br />
wie die Digitalisierung des Vertriebs<br />
von Energieversorgern, Elektromobilität,<br />
rechtliche Aspekte beim Roll-out von<br />
Ladeinfrastruktur oder Geschäftsmodelle<br />
für Energieeffizienz. Es startet mit dem<br />
Führungstreffen Energie am Vortag der<br />
Messe, dem 7. Februar 2022. Hier diskutieren<br />
führende Köpfe der Energiewirtschaft<br />
unter der Moderation von Benedikt Müller-Arnold<br />
aus der SZ-Wirtschaftsredaktion<br />
aktuelle Fragen der Branche. Wie der<br />
Beitrag von Wasserst<strong>of</strong>f zur Energiewende<br />
aussehen kann, erläutert das gleichnamige<br />
Forum am zweiten Messetag. Die Erwartungen<br />
an die neue Bundesregierung,<br />
rasch die nötigen regulatorischen Voraussetzungen<br />
zu schaffen, sind hoch. Sie werden<br />
ebenso im Fokus stehen wie die Erzeugung<br />
von Wasserst<strong>of</strong>f in Deutschl<strong>and</strong> und<br />
der Transport nach und innerhalb Europas.<br />
Eine weitere Veranstaltung greift Kooperationen<br />
mit der Wohnungswirtschaft für<br />
eine erfolgreiche Wärmewende auf. Ein<br />
besonders relevantes neues Geschäftsfeld<br />
für viele Kommunen und Stadtwerke ist<br />
das Thema Glasfaser. Im Glasfaser<strong>for</strong>um<br />
am zweiten Messetag werden Geschäftsmodelle<br />
vorgestellt, die das neue Telekommunikationsgesetz<br />
in diesem Feld ermöglicht.<br />
Programmpartner sind der BREKO,<br />
Micus Strategieberatung und Conenergy.<br />
In<strong>for</strong>mativer Input auf Foren<br />
direkt in den Messehallen<br />
Auf gleich drei Bühnen in den Messehallen<br />
findet während der E-world 2022 das<br />
Forenprogramm statt. Die Fokusthemen<br />
hier lauten Trading, Infrastructure und<br />
Costumer Solutions. Messebesucher können<br />
sich unkompliziert und ohne ein weiteres<br />
Ticket über aktuelle Sachverhalte in<strong>for</strong>mieren.<br />
Auf dem Programm stehen unter<br />
<strong>and</strong>erem Vorträge der Branchenverbände<br />
Bitkom und VDE Verb<strong>and</strong> der Elektrotechnik<br />
Elektronik In<strong>for</strong>mationstechnik e.V.<br />
rund um Netzausbau und Netzresilienz.<br />
Die Experten von Beenera konnten Tesla<br />
Europe für einen Vortrag zum Thema Elektromobilität<br />
gewinnen. Der Weltenergierat<br />
Deutschl<strong>and</strong> wird Trends der internationalen<br />
Energiewende vorstellen. Zu Nachhaltigkeit<br />
im Börsengeschäft geben Experten<br />
der Energiebörse European Energy Exchange<br />
und des Umweltbundesamtes ihr Wissen<br />
weiter.<br />
Die einzelnen Vorträge sowie die Referenten<br />
werden in Kürze veröffentlicht. Sowohl<br />
Messe wie auch Konferenzen und<br />
Foren werden unter höchsten Hygienemaßnahmen<br />
in Präsenz geplant.<br />
LL<br />
www.e-world-essen.com<br />
(213461304)<br />
Enlit is on the road again...!<br />
• Enlit Europe: Join us in Frankfurt,<br />
Germany on<br />
29 November to 1 December 2022<br />
What is Enlit?<br />
Enlit vows to light the spark that will fuel<br />
the change we need to ensure our industry<br />
– <strong>and</strong> our planet – have the brightest possible<br />
future.<br />
Enlit is a series <strong>of</strong> energy events unlike<br />
any other – because they are more than just<br />
energy events. Enlit is a community that <strong>for</strong><br />
365-days a year will collaborate <strong>and</strong> innovate<br />
to solve the most pressing energy-related<br />
issues.<br />
At the European edition, the Enlit community<br />
will come together on our online<br />
plat<strong>for</strong>m <strong>and</strong> <strong>for</strong> three days in Frankfurt<br />
from 29 November through to 1 December<br />
2022, to meet <strong>and</strong> inspire each other <strong>and</strong> to<br />
develop their discussions <strong>and</strong> actions to<br />
take steps <strong>for</strong>ward in the energy transition.<br />
And so the Enlit circle begins: a constantly<br />
growing, inclusive <strong>and</strong> end-to-end <strong>for</strong>um<br />
that addresses every aspect <strong>of</strong> Europe’s energy<br />
transition.<br />
Our Promise<br />
The boundaries <strong>of</strong> the sector are blurring<br />
<strong>and</strong> this evolution is being shaped by established<br />
players, external disruptors, innovative<br />
start-ups <strong>and</strong> the increasingly engaged<br />
end-user.<br />
We believe in an equitable energy transition<br />
that leaves no one behind. From corporates<br />
to consumers, investors to entrepreneurs,<br />
<strong>and</strong> engineers to activists – we<br />
promise to welcome you all <strong>and</strong> to give you<br />
the ability to seize all <strong>of</strong> the opportunities<br />
that the energy transition has to <strong>of</strong>fer. Energy<br />
is evolving. So are we – so are you.<br />
Together we will make a difference.<br />
Exp<strong>and</strong> with Enlit<br />
The energy transition has different characteristics<br />
in every region, yet the overarching<br />
story is the same: how we harness,<br />
trade, deploy <strong>and</strong> use energy is changing<br />
radically <strong>and</strong> rapidly. And it will continue<br />
to change.<br />
From source to generation from grid to<br />
consumer, the boundaries <strong>of</strong> the sector are<br />
blurring <strong>and</strong> this evolution is being shaped<br />
by established players, external disruptors,<br />
innovative start-ups <strong>and</strong> the increasingly<br />
engaged end-user.<br />
Who Visits<br />
Enlit Europe hosts representatives from<br />
utilities, network operators, vendors, consultants,<br />
start-ups <strong>and</strong> system integrators<br />
covering the entire smart energy value<br />
chain. Whoever you are looking to meet, we<br />
have the right plat<strong>for</strong>m to help you do this!<br />
“For visitors, exhibitors, speakers <strong>and</strong> the<br />
Enlit Europe team, that supercharged feeling<br />
you have at the end <strong>of</strong> three fast-paced<br />
days is priceless. To leave with business being<br />
done, your phone full <strong>of</strong> new contacts,<br />
<strong>and</strong> your head swirling with actionable<br />
ideas is to know that in 72 hours you have<br />
grown <strong>and</strong> you have the knowledge <strong>and</strong><br />
tools to help your business to the next level<br />
<strong>of</strong> its evolution.” Paddy Young, Director,<br />
Enlit Europe.<br />
LL<br />
www.enlit-europe.com (213461306)<br />
22. Jahrestagung:<br />
MainDays 2022<br />
• Neuer Termin: 22. - 23. März 2022<br />
• Next <strong>Generation</strong> Maintenance -<br />
vernetzt, datenbasiert, kollaborativ<br />
• 22. Jahrestagung: Die MainDays finden<br />
vom 22. – 23. März 2022 in Berlin statt<br />
(ta-c) Die letzten Monate haben eindrucksvoll<br />
gezeigt, welches Potenzial neue, digitale<br />
Tools und innovative IT-Lösungen haben.<br />
Doch der Einsatz von neuen Technologien<br />
ist kein Selbstzweck – gerade für die<br />
Maintenance mit knappen Budgets und<br />
Ressourcen muss der Mehrwert digitaler<br />
Umsetzungen quantifizierbar und messbar<br />
sein. Unser Jahrestreffen für Verantwortliche<br />
aus Inst<strong>and</strong>haltung und technischem<br />
Service thematisiert aktuelle Trends und<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen und stellt darüber hinaus<br />
gelungene Trans<strong>for</strong>mations- und Optimierungsprojekte<br />
vor.<br />
Ob vor Ort oder ‚remote‘ - nutzen Sie unsere<br />
Veranstaltung als Platt<strong>for</strong>m, um sich<br />
mit den mit relevanten Fragestellungen für<br />
eine zukunftsfähige Maintenance ausein<strong>and</strong>erzusetzen:<br />
Wie nutzen Sie intelligente<br />
Sensoren, um Condition Monitoring und<br />
Predictive Maintenance voranzutreiben –<br />
auch wenn es sich um Brownfield-Anlagen<br />
h<strong>and</strong>elt? Haben Sie die richtige Datenbasis,<br />
um darauf Digitalisierungsprojekte<br />
aufzusetzen? Wie motivieren Sie Ihre<br />
Teams, Innovationen anzunehmen und<br />
neue Wege zu gehen? Inwieweit müssen<br />
Inst<strong>and</strong>haltungsstrategien angepasst werden<br />
und wie lassen sich Prozesse rund um<br />
die Auftragsabwicklung und Rückmeldun-<br />
37
Power News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
gen durch Einsatz mobiler Lösungen beschleunigen?<br />
Last but not least: Welche<br />
Konsequenzen hat der Einsatz von<br />
4.0-Technologie auf die Rechtssicherheit –<br />
von Arbeitsschutz- bis hin zu Dokumentationspflichten?<br />
LL<br />
www.tacevents.com (213461307)<br />
SAVE THE DATE<br />
live &<br />
online<br />
KERNTECHNIK 2022: 1. - 22. Juni<br />
2022 | Hyperion Hotel in Leipzig<br />
• Neuer Termin, Juni 2022 in Leipzig<br />
(kernd) Mit großem Engagement haben<br />
die Kerntechnische Gesellschaft (KTG),<br />
der Verb<strong>and</strong> Kerntechnik Deutschl<strong>and</strong><br />
(KernD), die INFORUM GmbH, der Programmausschuss,<br />
die Aussteller und die<br />
Dienstleister an der Vorbereitung der<br />
KERNTECHNIK 2022 gearbeitet, die am<br />
29. und 30. März nach langer Unterbrechung<br />
wieder als Präsenzveranstaltung die<br />
Reihe unserer Branchentagungen <strong>for</strong>tsetzten<br />
sollte.<br />
Aufgrund der aktuellen und erneuten<br />
P<strong>and</strong>emieentwicklung verschieben wir die<br />
Tagung.<br />
• Der neue Termin ist:<br />
21. und 22. Juni 2022<br />
Hintergrund dieser Entscheidung ist die<br />
nun zum dritten Mal in Folge bestehende<br />
unsichere P<strong>and</strong>emielage mit zahlreichen<br />
Einschränkungen, die eine erfolgreiche<br />
Durchführung einer größeren Präsenzveranstaltung<br />
aus heutiger Sicht und im Lichte<br />
der Erfahrungen von 2020 und <strong>2021</strong><br />
sehr unsicher erscheinen lässt.<br />
Als eine der traditionsreichen kerntechnischen<br />
Tagungen bringt die „KERNTECH-<br />
NIK 2022“ (ehemals AMNT) mit ihrer<br />
ganzheitlichen Themenbreite Betreiber,<br />
Hersteller, Zulieferer, Politik, Behörden,<br />
Gutachter sowie Forschung und Entwicklung<br />
aus vielen Ländern zusammen.<br />
Was Sie erwartet?<br />
• Plenarsitzung mit herausragenden<br />
Vorträgen und Referenten in der<br />
technische, wirtschaftliche und<br />
gesellschaftliche Fragestellungen<br />
diskutiert werden<br />
• Themen-Sessions mit aktuellen<br />
Fachvorträgen aus Industrie, Forschung<br />
& Lehre<br />
• Begleitende Fachausstellung mit<br />
Ständen namhafter Unternehmen der<br />
Nuklearbranche<br />
• Young Scientists Workshop für<br />
studentische Nachwuchsfachkräfte und<br />
als Gesprächsplatt<strong>for</strong>m mit Firmen<br />
• Networking<br />
LL<br />
www.kerntechnik.com<br />
(213461308)<br />
vgbe Expert Event<br />
Ecology <strong>and</strong><br />
Environment<br />
in Hydropower<br />
1/2 June 2022<br />
KONTAKT<br />
Melanie Schreiner<br />
e vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy<br />
t +49 201 8128-230<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e. V.<br />
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschl<strong>and</strong><br />
38<br />
be inspired www.vgbe.services
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerken<br />
Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-<br />
Speicherkraft werken in zukünftig<br />
voll-regenerativen Netzen<br />
Harald Weber<br />
Abstract<br />
Grid control with hydrogen storage power<br />
plants in future fully regenerative grids<br />
In the course <strong>of</strong> the energy transition, more <strong>and</strong><br />
more electrical energy is generated by wind <strong>and</strong><br />
PV plants. Some <strong>of</strong> this energy has to be stored<br />
in large chemical storage facilities (storage<br />
power plant). These new players are connected<br />
to the three-phase grid with converters <strong>and</strong>, due<br />
to the system, no longer have flywheel masses.<br />
The conventional power plants, on the other<br />
h<strong>and</strong>, will decrease in number. There<strong>for</strong>e, the<br />
storage power plants must take over all the<br />
tasks <strong>of</strong> the conventional power plants, both <strong>for</strong><br />
grid control <strong>and</strong> <strong>for</strong> secondary coupling. l<br />
Autor<br />
Pr<strong>of</strong>. Dr. Harald Weber<br />
Universität Rostock<br />
Rostock, Deutschl<strong>and</strong><br />
1 Zusammenfassung<br />
Im Zuge der Energiewende wird mehr und<br />
mehr elektrische Energie von Wind- und PV-<br />
Anlagen er zeugt. Diese Energie muss zum<br />
Teil in großen chemischen Speichern gespeichert<br />
werden (Speicher kraftwerk). Diese<br />
neuen Player werden mit Umrichtern an das<br />
Drehstromnetz angeschlossen und weisen<br />
systembedingt keine Schwungmassen mehr<br />
auf. Die konventionellen Kraftwerke dagegen<br />
werden in ihrer Anzahl zurückgehen. Deshalb<br />
müssen die Speicherkraftwerke alle Aufgaben<br />
der konventionellen Kraftwerke übernehmen<br />
und das sowohl für die Netzregelung<br />
als auch für die Sek torenkopplung.<br />
2 Einleitung<br />
Mit der Ablösung der Dampfmaschinen<br />
durch Turbinen war zwar deren pulsierendes<br />
Drehmoment verschwunden, aber an<br />
der prinzipiellen Wirkungsweise der drehzahl-<br />
oder frequenzorientierten Re gelung<br />
durch Momentan- und Primärreserveleistung<br />
hatte sich nichts geändert, da ja auch<br />
das Schwungrad in Form des Turbinen-<br />
Generator-Satzes weiter vorh<strong>and</strong>en war.<br />
Selbst in der modernen elektrischen Energieversorgung<br />
sind diese Netzregel-Prinzipien<br />
bis heute gültig, wobei allerdings im<br />
Europäischen Verbundnetz eine sprungförmige<br />
Verbraucheränderung an einem Ort<br />
zu einer eu ropaweiten Ausspeicherung von<br />
Momentanreserve und anschließender –<br />
ebenfalls europaweiter – Bereitstellung<br />
von Primärregelleistung führt. Damit wird<br />
bei jeder Störung auch eine europaweite<br />
Lastflussverschiebung ausgelöst, da ja aufgrund<br />
der solidarischen Leistungsbereitstellung<br />
aller Er zeuger jede punktuell auftretende<br />
Störleistung von allen Kraftwerken<br />
des Netzes anteilig ausgere gelt wird.<br />
Dampfmaschine und Dampfturbine werden<br />
hauptsächlich von fossilen Energieträgern<br />
angetrieben, was auch schon die Problematik<br />
der zukünftigen Energieversorgung<br />
umreißt. Durch den CO 2 -Auss toß<br />
sowie die Endlichkeit dieser Energieträger<br />
ist ein Umstieg auf regenerative Energien<br />
zu künftig unausweichlich notwendig. Hier<br />
kommen in Deutschl<strong>and</strong> Wind und Sonne<br />
infrage. Da diese aber nicht planbar zur<br />
Verfügung stehen, müssen deren geerntete<br />
Energien in absehbarer Zeit in grö ßerem<br />
Umfang gespeichert werden. Als ernsthafte<br />
Speicher kristallisieren sich hierbei immer<br />
mehr elektrische und chemische Speicher<br />
heraus. Die drei neuen Player in der<br />
Energieversorgung Wind, Sonne und Speicher<br />
haben eines gemein: Sie besitzen keine<br />
Schwungräder oder <strong>and</strong>ere rotierende<br />
Massen mehr, da alle drei über leistungselektronische<br />
Umrichter an das Netz angeschlossen<br />
werden. Heutzutage stehen noch<br />
wenige Umrichter vielen Kraftwerken gegenüber,<br />
so dass sich die Umrich ter an die<br />
Schwungmassen und deren Frequenz anpassen<br />
müssen. Das geschieht durch synthetische<br />
Erzeugung von Momentanreserve-<br />
und Primärregelleistung. Dazu berechnen<br />
die Umrichter aus der abgegebenen<br />
Wirk- und Blindleistung die passenden<br />
Spannungswinkel und -amplituden. Damit<br />
ver halten sich diese neuen Elemente dann<br />
ebenfalls wie Kraftwerke und können in<br />
das System inte griert werden.<br />
Zukünftig aber wird sich das Verhältnis<br />
umkehren: Einer Vielzahl durchaus leistungsstarker<br />
schwungmassefreier Umrichter<br />
bei Wind- und PV-Anlagen sowie bei<br />
Speichern und Gleichstromleitungen werden<br />
immer weniger – oder auch bald keine<br />
– konventionellen Kraftwerke mehr gegenüber<br />
stehen. Damit ist die Anpassung<br />
der Umrichter an die Welt der<br />
rotierenden Schwungmassen obsolet und<br />
eine neue Art der Netzregelung könnte eingeführt<br />
werden: Die win kelorientierte<br />
Netzregelung.<br />
3 Das neue „konventionelle“<br />
Kraftwerk oder Speicherkraftwerk<br />
Die Grundprinzipien der Elektrischen<br />
Energieversorgung sowie der Netzregelung<br />
sind universell und müssen für alle<br />
Arten der Erzeugung, der Übertragung<br />
und Verteilung sowie des Verbrauchs wie<br />
folgt eingehalten werden:<br />
––<br />
Weiträumige und feinverteilte Energieversorgung<br />
benötigt ein Drehstromnetz.<br />
––<br />
Plötzliche Laständerungen müssen ins-<br />
39
Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerken <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
tantan durch Momentanreserveleistung<br />
gespeist wer den.<br />
––<br />
Die Speicher der Momentanreserveleistung<br />
müssen im Sekundenbereich durch<br />
die Primärre gelung entlastet und wieder<br />
aufgefüllt werden. Dazu werden Primärregelleistungs-Speicher<br />
benötigt.<br />
––<br />
Die Primärregelleistung muss im Minutenbereich<br />
durch die Sekundärregelung<br />
abgelöst wer den. Dabei ist dann auch<br />
deren Speicher wieder aufzuladen.<br />
––<br />
Anschließend treten Fahrplanänderungen<br />
in Kraft, welche alle Regler wieder<br />
„auf null“ stel len.<br />
––<br />
In einer voll-regenerativ versorgten Energieversorgung<br />
kommt noch folgende<br />
Aufgabe hin zu: Gewisse Mengen der geernteten<br />
Energie müssen für Prognosefehler<br />
sowie „Dunkelflau ten“ gespeichert<br />
werden.<br />
Bislang wurden diese Aufgaben von konventionellen<br />
Kraftwerken wahrgenommen,<br />
welche dazu aus einer Systemkette<br />
bestehend aus unterschiedlich schnellen<br />
Speichern sowie Umw<strong>and</strong>lern/An passern<br />
aufgebaut sind. In B i l d 1 a ist dazu beispielhaft<br />
die Systemkette eines Kohlekraftwerks<br />
dar gestellt. Dessen Funktionsweise<br />
soll anh<strong>and</strong> einer sprungförmigen Leistungsan<strong>for</strong>derung<br />
an den Generatorklemmen<br />
dargestellt werden.<br />
––<br />
Umw<strong>and</strong>lung/Anpassung: Die sprungförmige<br />
elektrische Leistungsan<strong>for</strong>derung<br />
wird vom Generator bei noch konstanter<br />
Drehzahl instantan in eine<br />
sprungförmige Erhöhung des Luft spalt-<br />
Moments und damit der mechanischen<br />
Leistung umgesetzt.<br />
––<br />
Speicher: Der Turbosatz bestehend aus<br />
Turbine-Generator-Erreger speichert instantan<br />
kineti sche Energie aus und liefert<br />
diese mechanische Leistung. Dadurch<br />
sinkt die Drehzahl ab, welche hier die<br />
Größe des Speicherinhalts kennzeichnet.<br />
––<br />
Umw<strong>and</strong>lung/Anpassung: Der Primärregler<br />
greift über das Turbinenventil auf<br />
den Frisch dampfspeicher (Trommeloder<br />
Benson-Kessel) zu, wodurch im Sekundenbereich<br />
der Dampfstrom erhöht<br />
wird. Damit steigt das Turbinenmoment<br />
an und füllt den Drehzahl-Spei cher wieder<br />
auf.<br />
––<br />
Speicher: Durch den erhöhten Dampfstrom<br />
sinkt der Dampfdruck ab, welcher<br />
hier die Grö ße des Speicherinhalts kennzeichnet.<br />
––<br />
Umw<strong>and</strong>lung/Anpassung: Der Brennst<strong>of</strong>fregler<br />
erhöht die Feuerung, um den<br />
Druck auszu regeln. Dabei wird mehr<br />
Kohle C mit Sauerst<strong>of</strong>f O 2 zu CO 2 umgew<strong>and</strong>elt.<br />
Im Verdampfer wird mehr<br />
Dampf erzeugt. Mit dem erhöhten<br />
Dampfstrom wird der Druck-Speicher<br />
wieder aufgefüllt.<br />
––<br />
Speicher: Der Brennst<strong>of</strong>fregler greift im<br />
Minutenbereich auf die Kohlehalde zu<br />
und erhöht den Brennst<strong>of</strong>f-Massenstrom.<br />
Die Kohlemasse der Halde wird<br />
weniger, welche hier die Grö ße des Speicherinhalts<br />
kennzeichnet. Hier findet<br />
selbstverständlich keine Wieder-aufladung<br />
durch das Kraftwerk selbst statt,<br />
sondern die Kohle muss von außen zugeführt<br />
werden.<br />
Durch das zunehmende Vorh<strong>and</strong>ensein regenerativer<br />
Energiequellen aus Wind und<br />
Sonne muss das konventionelle Kraftwerk<br />
zu gewissen Zeiten seine Leistung stark<br />
reduzieren, um diesen Erzeugern Platz zu<br />
schaffen. Dazu muss die Mindestleistung abgesenkt<br />
und die Regelgeschwindigkeit erhöht<br />
werden. In dieser An<strong>for</strong>derung stehen<br />
heute alle fossilen Erzeuger [3,4].<br />
Um die o.g. Versorgungs- und Netzregelaufgaben<br />
auch weiterhin in einer voll-regenerativen<br />
Welt realisieren zu können,<br />
braucht es neue „konventionelle“ Kraftwerke,<br />
welche Energie bei „Dunkel flauten“<br />
nicht nur liefern, sondern in Überschuss-<br />
Situationen auch speichern können. Dabei<br />
müssen diese neuen Anlagen für eine Übergangszeit<br />
auch noch in einer schwungmasse-orientierten<br />
Energie versorgung gemeinsam<br />
mit konventionellen Kraftwerken<br />
funktionieren. In einer rein umrichter-orientierten<br />
Energieversorgung können sie<br />
dann auch entweder netzbildend oder aber<br />
netzstützend bei konstanter Netzfrequenz<br />
betrieben werden, was den Übergang zur<br />
Winkelregelung bedeutet.<br />
In B i l d 1 b ist die Systemkette dieses neuen,<br />
schwungmassefreien Kraftwerks dargestellt,<br />
welches im netzbildenden Modus<br />
arbeiten kann. Auch hier soll die Wirkungsweise<br />
wieder anh<strong>and</strong> einer sprungförmia.<br />
The old conventional power plant<br />
O 2<br />
C<br />
C<br />
<strong>Heat</strong><br />
H 2 O<br />
Stean<br />
Live<br />
Steam<br />
G<br />
P<br />
Coal <strong>Storage</strong><br />
Combustion<br />
CO 2<br />
Pipe Wall<br />
Boiler<br />
Drum or<br />
Benson<br />
Boiler<br />
Valve &<br />
Turbine<br />
Rotating<br />
Mass<br />
Generator<br />
Three-Phase<br />
System<br />
b. The new "codventional" or storage power plant (SPP)<br />
O 2<br />
<strong>Heat</strong><br />
DC<br />
H 2<br />
DC<br />
DC<br />
Fuel Cell Capacitor Converter<br />
DC<br />
DC<br />
P<br />
H 2<br />
H 2 O<br />
DC<br />
AC<br />
Transportation<br />
H 2<br />
DC<br />
DC<br />
DC<br />
Battery<br />
Converter<br />
Supercapacitor<br />
Converter<br />
Three-Phase<br />
System<br />
Electrolyzer Capacitor Converter<br />
O 2 <strong>Storage</strong>:<br />
Secondary<br />
Control<br />
Energy<br />
Conversion<br />
Adaptation<br />
Chemical-<br />
Thermal<br />
<strong>Storage</strong>:<br />
<strong>Heat</strong><br />
Adaptation<br />
<strong>Storage</strong>:<br />
Primary<br />
Control<br />
Energy<br />
Conversion<br />
Adaptation<br />
Thermal-<br />
Mechanical<br />
<strong>Storage</strong>:<br />
Inertia<br />
Energy<br />
Conversion<br />
Adaptation<br />
Mechanical-<br />
Electrical<br />
Network<br />
Bild 1. Vergleich von konventionellem thermischen Kraftwerk und Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerk.<br />
40
Abwärme<br />
Abwärme<br />
"exotherm"<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerken<br />
gen Leistungsan<strong>for</strong>derung am DC/AC-Umrichter<br />
dargestellt werden:<br />
––<br />
Umw<strong>and</strong>lung/Anpassung: Die sprungförmige<br />
elektrische Leistungsan<strong>for</strong>derung<br />
führt beim Umrichter bei konstant<br />
gehaltenem Netz-Spannungswinkel<br />
(netzbildend) zu einer instantanen Erhöhung<br />
des Drehstroms und damit auch<br />
zu einer instantanen Erhöhung des<br />
Gleichstroms auf der Gleichstromseite.<br />
––<br />
Speicher: Der Super-Capacitor speichert<br />
instantan elektrische Energie aus und<br />
liefert diese Leistung. Dadurch sinkt seine<br />
Spannung ab, welche hier die Größe<br />
des Speicherinhalts kennzeichnet. Dieses<br />
Verhalten entspricht der Momentanreserve<br />
des konventionellen Kraft werks.<br />
––<br />
Umw<strong>and</strong>lung/Anpassung: Die Regelung<br />
des nachgeschalteten DC/DC-Umrichters<br />
soll die Kondensatorspannung<br />
konstant halten. Dazu greift sie auf die<br />
Batterie zu, wodurch im Se kundenbereich<br />
der Batteriestrom erhöht wird.<br />
Damit steigt der Kondensator-Ladestrom<br />
an und füllt den Spannungs-Speicher<br />
wieder auf. Dieses Verhalten entspricht<br />
der Primärrege lung des konventionellen<br />
Kraftwerks.<br />
––<br />
Speicher: Durch den erhöhten Batteriestrom<br />
sinkt die Batteriespannung ab,<br />
welche hier die Größe des Speicherinhalts<br />
kennzeichnet.<br />
––<br />
Umw<strong>and</strong>lung/Anpassung: Der Brennst<strong>of</strong>fzellen-Regler<br />
erhöht die Aktivität<br />
der Brennst<strong>of</strong>f zelle, um die Batterie zu<br />
laden und die Batteriespannung auszuregeln.<br />
Dabei wird mehr Wasserst<strong>of</strong>f 2H 2<br />
mit Sauerst<strong>of</strong>f O 2 zu H 2 O umgew<strong>and</strong>elt.<br />
Der DC/DC-Umrichter passt dabei die<br />
Spannungen an. Mit dem erhöhten Batteriestrom-Ladestrom<br />
wird der<br />
Spannungs-Spei cher wieder aufgefüllt.<br />
––<br />
Speicher: Der Brennst<strong>of</strong>fzellenregler<br />
greift im Minutenbereich auf den Wasserst<strong>of</strong>fspeicher<br />
zu und erhöht den<br />
Brennst<strong>of</strong>f-Massenstrom. Die Wasserst<strong>of</strong>f-Masse<br />
des Speichers wird ge ringer,<br />
welche hier die Größe des Speicherinhalts<br />
kennzeichnet. Hier kann Wiederaufladung<br />
stattfinden.<br />
Im Gegensatz zum alten konventionellen<br />
Kraftwerk, welches seine Leistungsabgabe<br />
nur bis zu ei ner Mindestleistung verringern<br />
kann, kann das neue konventionelle<br />
Kraftwerk seine Leistung auch umkehren<br />
und funktioniert damit wie ein Wasser-<br />
Speicherkraftwerk oder Pumpspei cherkraftwerk.<br />
Dazu wird bei Produktionsüberschuss<br />
aus den regenerativen Quellen stoßfrei<br />
von Brennst<strong>of</strong>fzellen- auf Elektrolyseur-Betrieb<br />
umgeschaltet. Der zugehörige<br />
Umrichter passt wieder die Spannung an<br />
und der Elektrolyseur erzeugt Wasserst<strong>of</strong>f<br />
passenden Drucks. Das neue konventionelle<br />
Kraftwerk kann somit als Speicherkraftwerk<br />
bezeichnet werden.<br />
4 Das Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerk<br />
in der Sektorenkopplung<br />
In B i l d 2 ist das Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerk<br />
als verbindendes Element in der<br />
Sektorenkopplung dargestellt. Bei Überschuss<br />
von regenerativer Energie wird der<br />
Wasserst<strong>of</strong>f-Speicher aufgeladen, während<br />
bei Strommangel aus dem Wasserst<strong>of</strong>f-<br />
Speicher das Stromsystem versorgt wird.<br />
Hierbei ist in beiden Betriebsmodi (Elektrolyseur-<br />
oder Brennst<strong>of</strong>fzellenbetrieb)<br />
stets die vollumfängliche Netzregelung garantiert,<br />
so dass bezüglich der „Netzstabilität“<br />
keine unbeherrschbaren Situationen<br />
entstehen können.<br />
Im Normalbetrieb soll das Wasserst<strong>of</strong>f-<br />
Speicherkraftwerk im Verbrauchsmodus<br />
arbeiten, d.h., es wird über den Elektrolyseur<br />
Wasserst<strong>of</strong>f erzeugen. Damit werden<br />
dann auch die Bereiche „Verkehr (Schwerverkehr)“<br />
und „Wärmebedarf“ gedeckt. Die<br />
batterieelektrischen Fahrzeuge (BEV)<br />
hinge gen sind als neue Verbraucher im<br />
elektrischen Netz angesiedelt. Bei Dunkelflauten<br />
jedoch wird das elektrische Netz<br />
aus dem Wasserst<strong>of</strong>f-Speicher versorgt.<br />
„Ferne Atomenergie“<br />
Sonne<br />
Wärme<br />
„Luft,<br />
Wasser,<br />
Boden“<br />
„begrenzt“<br />
Biomasse<br />
Müllverbrennung<br />
Erdwärme<br />
Windparks<br />
Photovoltaik<br />
Wärmepumpe<br />
Warmwasser<br />
„Wärme“<br />
Wärmebedarf<br />
„Fernwärme“<br />
Elektrisches<br />
Netz<br />
„Drehstrom“<br />
Wasserst<strong>of</strong>f-<br />
Speicherkraftwerk<br />
250 kW - 500 MW<br />
Wasserst<strong>of</strong>f<br />
„H 2 “<br />
Methanisierung<br />
„Sabatier“<br />
Verkehr<br />
Elektrische<br />
Verbraucher<br />
„Flexibilität“<br />
Methan<br />
„CH 4 “<br />
CO 2<br />
„Luft“<br />
Batterie<br />
elektrische<br />
Fahrzeuge<br />
BEV<br />
„Speicherbedarf für<br />
Warmwasser,<br />
Wasserst<strong>of</strong>f,<br />
Methan“<br />
Bild 2. Das Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerk als Teil der Sektorenkopplung.<br />
41
Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerken <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
a. Network<br />
W<br />
S<br />
W<br />
S<br />
H<br />
W<br />
Bild 3. 25-Knoten-Beispielnetz <strong>11</strong>0 kV.<br />
Hier ist dann auch eine hohe Flexibilität<br />
der elektrischen Verbraucher notwendig,<br />
um die Speicherkapazitäten nicht zu überlasten.<br />
Jedenfalls ist von einem weiteren<br />
starken Ausbau der erneuerbaren Energien<br />
auszugehen, damit das System im Gleichgewicht<br />
bleiben kann. Untersuchungen haben<br />
ergeben, dass alleine für den Strombedarf<br />
der Stadt Berlin in Windparks eine<br />
installierte Leistung von acht Gigawatt vorgehalten<br />
werden müsste. Deshalb sind hier<br />
auch Importe aus den Bereichen Strom,<br />
S<br />
S<br />
T<br />
W<br />
S<br />
Voltage Base<br />
Apparent power base<br />
Interconnecting line length<br />
Line reactance per unit length<br />
Line resistance to reactance ratio<br />
Network Components<br />
Type No. Power per<br />
Element (MW)<br />
Loads<br />
14 4 MW<br />
<strong>Storage</strong> PP 5 5 MW<br />
Thermal PP 1 5 MW<br />
Hydro PP<br />
1 5 MW<br />
Wind PP<br />
4 5.25 MW<br />
Generating units <strong>11</strong> -<br />
Wasserst<strong>of</strong>f und Gas vorzusehen.<br />
<strong>11</strong>0 kV<br />
10 MVA<br />
250 km<br />
0.3 Ω/km<br />
0.1<br />
Total power<br />
(MW)<br />
56 MW<br />
25 MW<br />
5 MW<br />
5 MW<br />
21 MW<br />
56 MW<br />
5 Netzbetrieb mit Wasserst<strong>of</strong>f-<br />
Speicherkraftwerken<br />
Um den Netzbetrieb mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerken<br />
zu erläutern, ist in B i l d 3<br />
ein einfaches 25-Knoten-Beispielnetz mit<br />
seinen Kenngrößen dargestellt. In diesem<br />
Netz befinden sich neben den Wasserst<strong>of</strong>f-<br />
Speicherkraftwerken S mehrere Windparks<br />
W, ein thermisches Kohlekraftwerk<br />
T, ein Wasserkraftwerk W sowie mehrere<br />
Verbraucher. Die Kennwerte des<br />
Netzes sind in der Abbildung in Tabellen<br />
zusammen gefasst.<br />
Lastzuschaltung<br />
Im ersten Beispiel wird als Störanregung die<br />
Verbraucherlast am Knoten 13 sprungförmig<br />
von 4 auf 10 MW erhöht. Alle Kraftwerke<br />
sollen dabei gleichberechtigt an der Netzreglung<br />
teilnehmen und vor der Störung<br />
das Netz gemäß der Tabelle „Network Components“<br />
in B i l d 3 versorgen. Um die zeitliche<br />
Arbeitsweise sichtbar zu machen, werden<br />
neben der Netzfrequenz die Kraftwerksleistungen<br />
des Kohlekraftwerks, des<br />
Wasserkraftwerks und des Speicherkraftwerks<br />
am Knoten 7 in B i l d 4 in per-unit-<br />
Werten dargestellt. Als Zeitbereiche wurden<br />
2 s, 50 s und 2000 s gewählt, womit das<br />
Verhalten bezüglich der Momentanreserve,<br />
der Primärregelung und der Sekundärregelung<br />
deutlich wird.<br />
Momentanreserve (Bildteil a):<br />
Die Steigung des Frequenzabfalls zum Zeitpunkt<br />
null beträgt umgerechnet etwa<br />
- 2 Hz/s. Alle Kraftwerke liefern im ersten<br />
Moment Momentanreserve und tragen damit<br />
gemeinsam zu diesem langsamen und<br />
beherrschbaren Frequenzabfall (RoCoF)<br />
a) Momentanreserve<br />
1.002<br />
[pu]<br />
1.000<br />
0.998<br />
0.996<br />
0.600<br />
[pu]<br />
0.560<br />
0.520<br />
0.994<br />
0.480<br />
199.6 200 200.4 200.8 201.2 [s] 201.6 199.6 200 200.4 200.8 201.2 [s] 201.6<br />
b) Primarregelung<br />
1.002<br />
[pu]<br />
1.000<br />
0.998<br />
0.996<br />
0.600<br />
[pu]<br />
0.560<br />
0.520<br />
0.994<br />
0.480<br />
190 200 210 220 230 [s] 240 190 200 210 220 230 [s] 240<br />
c) Sekundarregelung<br />
1.002<br />
[pu]<br />
1.000<br />
0.998<br />
0.996<br />
0.994<br />
0 400 800 1200 1600 [s] 2000<br />
f(t): Frequency<br />
0.600<br />
[pu]<br />
0.560<br />
0.520<br />
0.480<br />
0 400 800 1200 1600 [s] 2000<br />
p(t): SPP node 7 p(t): TPP node 19<br />
p(t): HPP node 12 p(t): WPP node 3<br />
Bild 5. Frequenz und Leistungsbereitstellung der einzelnen Kraftwerkstypen T, H und S (Knoten 7).<br />
42
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerken<br />
a. Network<br />
W<br />
S<br />
W<br />
S<br />
H<br />
W<br />
bei, auch die schwungmassefreien, per<br />
Umrichter an das Netz an geschlossenen<br />
Speicherkraftwerke.<br />
Primärregelung (Bildteil b):<br />
Neben dem Kohlekraftwerk und dem Wasserkraftwerk<br />
liefert auch das Speicherkraftwerk<br />
zuverläs sig Primärregelleistung,<br />
womit ein Frequenzminimum bei etwa<br />
- 0,996 pu entsprechend - 200 mHz erreicht<br />
wird. Das festdruckgeregelte Kohlekraftwerk<br />
erleidet eine vorübergehende Druckreduktion,<br />
weswegen hier die abgegebene<br />
Wirkleistung etwas einbricht.<br />
Sekundärregelung (Bildteil c):<br />
Alle Kraftwerke nehmen mit entsprechender<br />
Leistungsaufteilung an der Sekundärregelung<br />
teil, weshalb die Netzfrequenz<br />
S<br />
S<br />
W<br />
S<br />
b. Ramp increase in power generation by wind power<br />
plants <strong>and</strong> resulting increase in frequency<br />
1.2<br />
1.0<br />
0.8<br />
0.6<br />
0.4<br />
0.2<br />
0 600 1200 1800 2400 [s) 3000<br />
p(t): Wind PP at node 3 in pu<br />
1.016<br />
1.012<br />
1.008<br />
1.004<br />
1.000<br />
0.996<br />
Bild 5. Ausregelung einer Windfront: Frequenzverlauf.<br />
0 600 1200 1800 2400 [s) 3000<br />
f(t): Frequency in pu<br />
sicher auf den Nennwert von 50 Hz zurückgeführt<br />
werden kann. Der Speicherinhalt<br />
des Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerks<br />
muss dabei natürlich so groß sein,<br />
dass er seine Leistungserhöhung auch<br />
über die benötigte Zeit aufrecht erhalten<br />
kann.<br />
Ausregelung einer Windfront<br />
Im zweiten Beispiel wird angenommen,<br />
dass im Netz eine durchlaufende Windfront<br />
ausgere gelt werden muss. Zudem<br />
wird hier ein voll-regenerativer Betrieb angenommen,<br />
bei welchem das Kohlekraftwerk<br />
bereits außer Betrieb ist, siehe<br />
B i l d 5 . Hierbei wird ein Windleistungs-<br />
Anstieg von 80 % der installierten Leistung<br />
innerhalb von 600 s entsprechend 10 Minuten<br />
vorausgesetzt, siehe B i l d 1 b .<br />
Bei diesem Vorgang steigt die Netzfrequenz<br />
während des Windanstiegs um 0,016 pu<br />
entsprechend 800 mHz an, um dann bei<br />
der erhöhten Windleistungs-Einspeisung<br />
aufgrund der Sekundärregelung wieder<br />
auf den Nennwert zurückgeführt zu<br />
werden.<br />
In B i l d 6 b sind die Leistungsverläufe des<br />
Wasserkraftwerks und eines Speicherkraftwerks<br />
darge stellt. Beim Ansteigen der<br />
Windleistung verringern zunächst beide<br />
Kraftwerkstypen ihre Leistungs abgabe,<br />
wobei das Wasserkraftwerk bei seiner Mindestleistung<br />
von 0,5 pu stehen bleibt. Das<br />
Spei cherkraftwerk hingegen kann seine<br />
Leistung auch umkehren und damit die gesamte<br />
verbleibende Windleistung aufnehmen.<br />
Dabei geht das Kraftwerk automatisch<br />
vom Brennst<strong>of</strong>fzellen-Betrieb in den<br />
Elektrolyseur-Betrieb über, siehe B i l d<br />
6b.<br />
In B i l d 6 c ist dazu noch der Pegel des zugehörigen<br />
Wasserst<strong>of</strong>fspeichers dargestellt.<br />
Aufgrund des Umschaltens auf Elektrolyseur-Betrieb<br />
bei Windanstieg wird der<br />
Speicher wieder aufgefüllt, was natürlich<br />
bei den konventionellen Kraftwerken nicht<br />
möglich war. Damit ist dieses Kraftwerk<br />
auch für die vollumfängliche Sektorenkopplung<br />
geeignet.<br />
Resümee<br />
Mit dem vorgestellten schwungmassefreien<br />
Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerk lässt sich<br />
in einer voll-regenerativen elektrischen<br />
Energieversorgung sowohl Netzregelung<br />
als auch Sektorenkopplung bei steter Auf-<br />
H 2<br />
a) Darstellung der internen Speicher<br />
O 2<br />
<strong>Heat</strong><br />
DC<br />
H 2 H 2 O<br />
Transportation<br />
DC<br />
DC<br />
H 2 DC<br />
DC<br />
DC<br />
Fuel Cell Capacitor Converter<br />
Electrolyzer Capacitor Converter<br />
DC<br />
DC<br />
DC<br />
AC<br />
Battery Converter Supercapacitor<br />
Converter<br />
P<br />
Three-Phase<br />
System<br />
O 2<br />
b) Leistungsverläufe c) Ströme und Massenstrom d) Spannugen und Wasserst<strong>of</strong>f-Level<br />
Active power output<br />
1.4<br />
[pu]<br />
1.0<br />
0.6<br />
0.2<br />
-0.2<br />
Wind<br />
Wasserkraft<br />
Nulllinie<br />
Current flow from SPP storages<br />
0.30<br />
[pu]<br />
0.15<br />
0.00<br />
-0.15<br />
-0.30<br />
BZ<br />
EL<br />
Wasserst<strong>of</strong>fspeicherkrattwerk<br />
Ströme-<br />
SuperCap und<br />
Batterie<br />
Massenstrom<br />
Wasserst<strong>of</strong>fspeicher<br />
Voltage levels <strong>of</strong> SPP storages<br />
1.03<br />
[pu]<br />
1.02<br />
1.01<br />
1.00<br />
0.99<br />
Spannung<br />
Batterie<br />
Spannung<br />
SuperCap<br />
Level<br />
Wasserst<strong>of</strong>fspeicher<br />
-0.6<br />
-0.45<br />
0.98<br />
0 400 800 1200 1600 [s]2000 0 400 800 1200 1600 [s]2000 0 400 800 1200 1600 [s]2000<br />
Bild 6. Ausregelung einer Windfront: Leistungen, Ströme und Level.<br />
43
Netzregelung mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerken <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
rechterhaltung der Versorgungssicherheit<br />
betreiben. Leistungsmäßig kann das Kraftwerk<br />
dabei so hoch-skaliert werden, dass<br />
sowohl Sektorenkopplung in Städten als<br />
auch Netzregelung und Wasserst<strong>of</strong>f-Erzeugung<br />
in industriellen Großanlagen durchgeführt<br />
werden kann. Damit ist dann eine<br />
realistische Perspektive für eine CO 2 -freie<br />
Energieversorgung gegeben.<br />
Literatur<br />
1. Weber, H.: Von der Frequenzregelung mit<br />
Schwungmassen (netzstützende Maßnahmen)<br />
zur Winkelregelung mit Umrichtern<br />
(netzbildende Maßnahmen), 12. ETG/GMA-<br />
Fachtagung „Netzregelung und Systemführung“,<br />
26. – 27.09.2017, Berlin.<br />
2. Töpfer, M., Weber, H., Gerdun, P., Ahmed,<br />
N.: Untersuchungen zur vollregenerativen<br />
Stromversorgung mit Wasserst<strong>of</strong>f-Speicherkraftwerken,<br />
13. ETG/GMA-Fachtagung<br />
„Netz regelung und Systemführung“ (2019),<br />
18 - 19.09.2019, Berlin, Germany.<br />
3. Ahmed, N., Weber, H.: Importance <strong>of</strong> <strong>Storage</strong><br />
Power Plants (SPP) in Large-Scale Renewa ble<br />
Energy Integration, 2020 Wind Integration<br />
Workshop, <strong>11</strong>-12 November 2020. (Virtual<br />
Conference).<br />
l<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Teil 41: Power to Gas<br />
Part 41: Power to Gas<br />
RDS-PP ® Anwendungsrichtlinie<br />
Application Guideline<br />
<strong>VGB</strong>-S-823-41-2018-07-EN-DE. deutsch/englische Ausgabe 2018<br />
DIN A4, 160 Seiten, Preis für <strong>VGB</strong>-Mit glie der* € 280,–, für Nicht mit glie der € 420,–, + Ver s<strong>and</strong> kos ten und MwSt.<br />
Das vollständige RDS-PP ® umfasst zusätzlich die Publikationen <strong>VGB</strong>-S-821-00-2016-06-DE und <strong>VGB</strong>-B 102;<br />
empfohlen werden des Weiteren der <strong>VGB</strong>-S-891-00-2012-06-DE-EN und <strong>VGB</strong>-B 108 d/e.<br />
Für eine effiziente Abwicklung der Aufgaben von Planung, Entwicklung, Bau, Betrieb und Inst<strong>and</strong>haltung einer<br />
industriellen Anlage, ist es hilfreich, die Anlage zu gliedern und die einzelnen Anlagenteile klar und eindeutig<br />
mit einem alphanumerischen Kennzeichen zu versehen. Eine gute Kennzeichensystematik bildet die Struktur<br />
der Anlage und das Zusammenwirken ihrer einzelnen Teile genau ab.<br />
Die Kennzeichnung unterstützt damit unter <strong>and</strong>erem ein wirtschaftliches Engineering der Anlage sowie eine<br />
kostenoptimierte Beschaffung, indem Anlagenteile mit vergleichbaren An<strong>for</strong>derungen leicht und frühzeitig<br />
identifiziert werden können. Für Betrieb und Inst<strong>and</strong>haltung dient diese Kennzeichnung auch als eindeutige Adresse in Betriebsführungs- und<br />
Inst<strong>and</strong>haltungssystemen.<br />
Zur Kennzeichnung von Industrieanlagen und ihrer Dokumentation gibt es internationale Normen, vor allem die DIN/EN-Reihe 81346.<br />
Das auf diesen Grundnormen basierende Kennzeichnungskonzept wird „Reference Designation System (RDS)“ genannt. Es ist prinzipiell<br />
für alle Industrieanlagen anwendbar.<br />
Für den Kraftwerksbereich wurde in Einklang mit den Grundnormen die Fachnorm DIN ISO/TS 81346-10 veröffentlicht.<br />
Sie ist die normative Grundlage für das RDS-PP®, das „Reference Designation System <strong>for</strong> Power Plants“.<br />
Diese Fachnorm deckt die Anwendung für alle Fachbereiche und alle Typen von Anlagen der Energieversorgung ab.<br />
Das vorliegende Dokument regelt die Anwendung des Kennzeichensystems RDS-PP für Power to Gas Anlagen.<br />
Die Richtlinie enthält detaillierte Festlegungen zur Referenzkennzeichnung für Anlagenteile, die spezifisch für eine Power to Gas Anlage<br />
sind (z.B. Elektrolyseur, Methanisierungssystem).<br />
Für Anlagenteile, die projektspezifisch variieren, gibt die Richtlinie prinzipielle Anleitungen mit Beispielen, die im konkreten Anwendungsfall<br />
sinngemäß umzusetzen sind. Dies gilt insbesondere für Hilfs- und Nebensysteme.<br />
* Für Ordentliche Mitglieder (Anlagenbetreiber und -eigentümer) des <strong>VGB</strong> ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
RDS-PP ®<br />
Application Guideline<br />
Part 41: Power to Gas<br />
Anwendungsrichtlinie<br />
Teil 41: Power to Gas<br />
<strong>VGB</strong>-S-823-41-2018-07-EN-DE<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany<br />
Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop<br />
44
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation<br />
Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency<br />
Containment Reserve activation<br />
Philipp Maucher <strong>and</strong> Hendrik Lens<br />
Kurzfassung<br />
Dynamische Überwachung der<br />
Aktivierung der Primärregelleistung<br />
Frequency Containment Reserve (FCR), auch<br />
bekannt als Primärregelleistung, ist die<br />
schnellste Art der Regelleistung (RL), die zur<br />
Frequenzhaltung eingesetzt wird. In der Vergangenheit<br />
wurde die FCR durch eine geringe<br />
Anzahl an großen Kraftwerken erbracht. Die<br />
technischen An<strong>for</strong>derungen an die FCR-Aktivierung<br />
konnten daher manuell überprüft werden.<br />
Da die FCR zunehmend von einer großen<br />
Anzahl an kleineren Einheiten bereitgestellt<br />
wird, sind manuelle Verfahren in Zukunft keine<br />
praktikable Option. Aus diesem Grund wird in<br />
diesem Artikel ein Konzept für ein automatisiertes<br />
Monitoring der FCR-Erbringungsqualität<br />
im Betrieb vorgestellt.<br />
Bevor jedoch das FCR-Monitoring durchgeführt<br />
werden kann, muss die gemessene Wirkleistung<br />
auf die Fahrplanleistung und die verschiedenen<br />
RL-Produkte aufgeteilt werden, da diese gleichzeitig<br />
bereitgestellt werden können. Dieser Artikel<br />
präsentiert eine Methode zur Trennung verschiedener<br />
RL-Produkte basierend auf dynamischen<br />
Modellen.<br />
Im vorgeschlagenen Monitoringkonzept wird<br />
basierend auf dem FCR-Sollwert ein Toleranzkanal<br />
gebildet, der den zulässigen Bereich für<br />
die FCR-Aktivierung definiert. Dieser Toleranzkanal<br />
wird mittels eines dynamischen Modells<br />
festgelegt, das dem langsamsten Regelleistungserbringer<br />
entspricht, dessen FCR-Aktivierung<br />
noch als kon<strong>for</strong>m gilt.<br />
Zur Auswertung von längeren Zeiträumen wird<br />
die tatsächliche FCR-Aktivierung relativ zum<br />
Toleranzkanal normiert. Abschließend werden<br />
die mit dem vorgeschlagenen Monitoringkonzept<br />
erhaltenen Ergebnisse für verschiedene<br />
Arten nicht-kon<strong>for</strong>mer FCR-Aktivierung, wie<br />
z.B. begrenzte oder verspätete Erbringung, diskutiert.<br />
l<br />
Authors<br />
Philipp Maucher, M.Sc.<br />
Research Scientist<br />
Pr<strong>of</strong>. Dr.-Ing. Hendrik Lens<br />
Head <strong>of</strong> Department Power <strong>Generation</strong> <strong>and</strong><br />
Automatic Control<br />
University <strong>of</strong> Stuttgart – IFK<br />
Stuttgart, Germany<br />
Frequency Containment Reserve (FCR), also<br />
known as primary control reserve, is the fastest<br />
active power reserve (APR) used <strong>for</strong> system<br />
balancing. In the past, FCR was provided<br />
by a limited number <strong>of</strong> large units <strong>and</strong> the<br />
technical requirements on FCR activation<br />
could be monitored by a manual procedure.<br />
Due to the fact that FCR increasingly is provided<br />
by a large number <strong>of</strong> smaller units,<br />
manual procedures are no viable option <strong>for</strong><br />
the future. For this reason, this article describes<br />
an automated concept <strong>for</strong> monitoring<br />
the quality <strong>of</strong> the activation <strong>of</strong> FCR during<br />
operation.<br />
Be<strong>for</strong>e FCR monitoring can be carried out,<br />
however, the measured active power has to be<br />
apportioned among the scheduled power <strong>and</strong><br />
the different APR products, as they may be<br />
provided simultaneously. This article presents<br />
a method <strong>for</strong> the separation <strong>of</strong> different<br />
APR products based on dynamic models.<br />
In the proposed monitoring concept, a tolerance<br />
channel is created based on the FCR setpoint,<br />
defining the admissible range <strong>for</strong> FCR<br />
activation. This tolerance channel is established<br />
by means <strong>of</strong> a dynamic model corresponding<br />
to the slowest reserve provider (RP)<br />
whose FCR activation is still considered to be<br />
compliant.<br />
For the purpose <strong>of</strong> evaluation <strong>for</strong> longer time<br />
periods, the actual FCR activation is normalized<br />
relative to the tolerance channel. Finally,<br />
the article discusses results obtained with the<br />
proposed monitoring concept <strong>for</strong> different<br />
kinds <strong>of</strong> non-compliant FCR activation such<br />
as limited or delayed activation.<br />
1 Introduction<br />
1.1 Motivation<br />
In a power system, production <strong>and</strong> consumption<br />
must always be in balance. If the<br />
planned production <strong>and</strong> consumption are<br />
not balanced, the difference is compensated<br />
by the synchronous generators <strong>of</strong> the<br />
power plants, leading to their deceleration<br />
(consumption > production) or acceleration<br />
(consumption < production) <strong>and</strong>,<br />
thus, to an according change <strong>of</strong> the system<br />
frequency. Since the admissible range <strong>for</strong><br />
the grid frequency is limited, active power<br />
reserve (APR) must be used <strong>for</strong> stabilization.<br />
Frequency Containment Reserve<br />
(FCR) is used as the fastest kind <strong>of</strong> APR,<br />
which mitigates frequency changes quickly<br />
by activating active power proportional to<br />
the grid frequency.<br />
In Europe, FCR is procured by Transmission<br />
System Operators (TSO) as an APR product,<br />
mostly on dedicated markets. In order<br />
to guarantee secure grid operation, the<br />
TSO drafted the definition <strong>of</strong> technical criteria<br />
<strong>for</strong> FCR in the EU network codes <strong>and</strong><br />
their national implementations, among<br />
which minimum requirements on response<br />
times, dynamic behaviour, accuracy, <strong>and</strong><br />
reliability. APR providers may <strong>of</strong>fer FCR by<br />
means <strong>of</strong> generation units, storage devices,<br />
or loads (reserve providing units) or in<br />
groups <strong>of</strong> several units (reserve providing<br />
groups). In this article, both reserve providing<br />
units <strong>and</strong> groups are denoted as reserve<br />
providers (RP). To this end, be<strong>for</strong>e a RP can<br />
participate in FCR provision, its compliance<br />
with the criteria above is verified in a socalled<br />
prequalification procedure defined<br />
by the TSO. While this procedure may be<br />
repeated after some time (usually several<br />
years), it is not suitable to monitor whether<br />
the criteria are met during operation. Such<br />
monitoring, however, is a relevant contribution<br />
to creating a level playing field <strong>for</strong><br />
the FCR market, as it prevents APR providers<br />
being paid <strong>for</strong> a service that actually is<br />
not provided at the quality required.<br />
1.2 State <strong>of</strong> the art<br />
In the past, FCR was provided by a limited<br />
number <strong>of</strong> large RP. Under such conditions,<br />
it was feasible to per<strong>for</strong>m manual monitoring<br />
<strong>of</strong> FCR activation, meaning that the<br />
response <strong>of</strong> RP after relevant frequency<br />
events was analysed by experts <strong>of</strong> the relevant<br />
TSO based on ex-post data. However,<br />
due to the increasing provision <strong>of</strong> FCR by<br />
dispersed RP, manual monitoring is no<br />
longer practicable in the future. This is not<br />
only because <strong>of</strong> the sheer number <strong>of</strong> RP,<br />
but also because <strong>of</strong> the large variety <strong>of</strong><br />
technologies that may behave quite differently<br />
depending on the mode <strong>of</strong> operation.<br />
This means that, <strong>for</strong> some technologies,<br />
the behaviour observed in the prequalification<br />
process demonstrates that the RP is<br />
capable to meet the criteria in principle,<br />
but not necessarily that it always does so<br />
during normal operation. As a consequence,<br />
an automated monitoring concept<br />
<strong>for</strong> FCR is needed.<br />
45
Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
The relevant technical requirements <strong>for</strong><br />
the activation <strong>of</strong> FCR in Europe are defined<br />
in §154(7) <strong>of</strong> the SO-GL [1]:<br />
“In case <strong>of</strong> a frequency deviation equal to<br />
or larger than 200 mHz, ...<br />
1. at least 50 % / 100 % <strong>of</strong> the full FCR capacity<br />
shall be delivered at the latest after<br />
15 / 30 seconds.”<br />
2. the activation <strong>of</strong> the full FCR capacity<br />
shall rise at least linearly from 15 to 30<br />
seconds.”<br />
“In case <strong>of</strong> a frequency deviation smaller<br />
than 200 mHz, the related activated FCR<br />
capacity shall be at least proportional<br />
with the same time behaviour referred to 1.<br />
<strong>and</strong> 2.”<br />
The FCR activation shall also not be artificially<br />
delayed.<br />
In order to underst<strong>and</strong> the difference between<br />
prequalification procedures <strong>and</strong><br />
FCR in normal operation, it is important to<br />
note that the SO-GL specifies the required<br />
FCR activation exclusively <strong>for</strong> a frequency<br />
step. This is reflected in prequalification<br />
procedures <strong>for</strong> FCR providers, e.g. <strong>of</strong> German<br />
TSO [2]: The compliance <strong>of</strong> a RP with<br />
the SO-GL is checked by means <strong>of</strong> FCR setpoint<br />
steps (corresponding to frequency<br />
steps) with a large time interval <strong>of</strong> 15 min<br />
in between. Consequently, steady state is<br />
achieved between these steps. Hence,<br />
each <strong>of</strong> the steps can be considered as independent,<br />
allowing <strong>for</strong> direct application <strong>of</strong><br />
the SO-GL. However, <strong>for</strong> the case <strong>of</strong> normal<br />
operation, during which the frequency<br />
is constantly changing, the SO-GL requirements<br />
must be adequately transferred<br />
to the case <strong>of</strong> a constantly changing frequency.<br />
Compared to prequalification requirements,<br />
the automatic monitoring <strong>of</strong> FCR<br />
activation has not received much attention<br />
yet. Only a few methods have been published<br />
so far, <strong>and</strong> all <strong>of</strong> them have limitations,<br />
in particular with respect to the monitoring<br />
<strong>of</strong> dynamic per<strong>for</strong>mance. The German<br />
TSOs presented a monitoring concept<br />
that defines a tolerance channel by applying<br />
the SO-GL requirements directly on the<br />
measured frequency [3]. However, rapid<br />
changes in the frequency lead to undesirable<br />
behaviour <strong>of</strong> that tolerance channel. In<br />
France, the FCR activation during operation<br />
is checked based on several criteria.<br />
On the one h<strong>and</strong>, an admissible range is<br />
defined <strong>for</strong> frequency events (rapid frequency<br />
changes or large frequency deviations)<br />
using a first order transfer function.<br />
On the other h<strong>and</strong>, the <strong>of</strong>fered FCR gain is<br />
compared with the actual FCR gain during<br />
operation <strong>for</strong> a longer time period [4]. In<br />
some interconnections <strong>of</strong> the United States,<br />
the response <strong>of</strong> individual governors is examined<br />
in order to assess primary frequency<br />
response (PFR), which is the APR that<br />
corresponds to FCR in Europe. However,<br />
this procedure is not feasible <strong>for</strong> a large<br />
number <strong>of</strong> RP. In the ERCOT grid, PFR is<br />
monitored using the ratio <strong>of</strong> the activated<br />
<strong>and</strong> the expected PFR in different time intervals<br />
(initial <strong>and</strong> sustained) [5].<br />
The methods mentioned above either do<br />
not check the PFR activation automatically,<br />
not all dynamic aspects, or only based on<br />
rare events. Thus, they are not well suited<br />
<strong>for</strong> the task mentioned. Hence, a new monitoring<br />
method is required that is able to<br />
evaluate the quality <strong>of</strong> the stationary <strong>and</strong><br />
dynamic FCR activation continuously <strong>and</strong><br />
automatically <strong>for</strong> a large number <strong>of</strong> RP in<br />
real operation.<br />
Apart from the monitoring as such, a further<br />
challenge is given by the fact that RP<br />
can provide several APR products simultaneously.<br />
However, only one quantity is<br />
measurable: the active power fed into the<br />
grid. As a consequence, there is a need to<br />
apportion this single value to the different<br />
kinds <strong>of</strong> APR provided. An appropriate<br />
separation <strong>of</strong> the different kinds <strong>of</strong> APR is<br />
not a trivial task. We provide a procedure<br />
<strong>for</strong> the separation that is advantageous<br />
compared to existing ones.<br />
2 Separation <strong>of</strong> different<br />
APR products<br />
In order to be able to monitor different<br />
kinds <strong>of</strong> APR products, the actual power<br />
output related to the respective product is<br />
needed as an input, but only the entire<br />
power output <strong>of</strong> a RP is measurable. While<br />
the EU network codes define requirements<br />
<strong>for</strong> each single kind <strong>of</strong> APR, no procedure is<br />
specified that is to be used in order to determine<br />
the power output related to each<br />
APR based on the total power output <strong>of</strong> a<br />
RP. In fact, this is trivial during prequalification<br />
procedures, as then only the setpoint<br />
<strong>of</strong> the APR product under consideration<br />
changes while all other components <strong>of</strong><br />
the power set-point remain constant. Obviously,<br />
this assumption is not valid during<br />
normal operation. For this reason, this section<br />
provides a method <strong>for</strong> apportioning<br />
the total measured power output among<br />
scheduled power, FCR, automatic Frequency<br />
Restoration Reserve (aFRR), <strong>and</strong> manual<br />
Frequency Restoration Reserve (mFRR)<br />
[6], the latter two being further APR products<br />
(also known as secondary <strong>and</strong> tertiary<br />
control reserve) that are not in the main<br />
focus <strong>of</strong> this article.<br />
2.1 Status quo <strong>and</strong> basic idea<br />
The aim <strong>of</strong> the method is to enable the TSO<br />
to apportion the total power output in order<br />
to avoid further ef<strong>for</strong>t <strong>for</strong> the APR provider<br />
<strong>and</strong> to ensure equal treatment <strong>of</strong> all<br />
APR providers <strong>and</strong> technologies. If the APR<br />
providers were to assign the total power<br />
output, the TSO could not test their procedures<br />
<strong>for</strong> correctness <strong>and</strong> reliability. There<strong>for</strong>e,<br />
only the following data which the<br />
APR provider transmits to the TSO is available<br />
<strong>for</strong> the separation <strong>of</strong> scheduled power,<br />
FCR, aFRR, <strong>and</strong> mFRR:<br />
––<br />
total power output P act,total ,<br />
––<br />
scheduled power P sched,set ,<br />
––<br />
FCR set-point P FCR,set ,<br />
––<br />
aFRR set-point P aFRR,set ,<br />
––<br />
mFRR set-point P mFRR,set .<br />
In Germany, currently the entire deviation<br />
<strong>of</strong> the provision <strong>of</strong> APR is assigned to one<br />
product (aFRR; if no aFRR is <strong>of</strong>fered: FCR;<br />
if neither aFRR nor FCR are <strong>of</strong>fered: mFRR)<br />
[2]. In another approach, the deviation in<br />
the provision <strong>of</strong> APR is distributed proportionally<br />
to the products, depending on tolerance<br />
permitted <strong>for</strong> the respective products<br />
[3]. Both methods have the disadvantage<br />
that they assign the deviation <strong>of</strong> the<br />
provision <strong>of</strong> APR regardless <strong>of</strong> the activation<br />
dynamics. In both approaches, a very<br />
small FCR <strong>of</strong>fer <strong>and</strong> a simultaneously large<br />
aFRR <strong>of</strong>fer cause the FCR to hardly have<br />
any influence on the monitoring so that a<br />
lack <strong>of</strong> FCR activation cannot be identified.<br />
The separation <strong>of</strong> the total power output is<br />
carried out on the basis <strong>of</strong> the transmitted<br />
data under the assumption that the activation<br />
<strong>of</strong> each <strong>of</strong> the products can be described<br />
by an appropriate model. These<br />
models are used to estimate the activated<br />
power <strong>of</strong> each product as a result <strong>of</strong> the corresponding<br />
set-point. For the sake <strong>of</strong> validation,<br />
the sum <strong>of</strong> all model outputs then is<br />
expected to yield the measured power output,<br />
even dynamically.<br />
The structure <strong>of</strong> the overall model is shown<br />
in F i g u r e 1 . The actual activation <strong>for</strong><br />
each <strong>of</strong> the various products is estimated<br />
from the corresponding set-point using a<br />
dynamic model <strong>of</strong> the respective activation<br />
so that the sum <strong>of</strong> all estimated actual activations<br />
corresponds to the estimated total<br />
power output P act,total,est . Data from time<br />
periods in which only one <strong>of</strong> the inputs is<br />
excited (<strong>for</strong> example, FCR without a<br />
change in scheduled power, aFRR, <strong>and</strong><br />
mFRR activation) can be used to estimate<br />
the corresponding dynamics with system<br />
identification techniques. Then, these estimated<br />
dynamics can be used to identify the<br />
dynamics <strong>of</strong> a second input, <strong>and</strong> so <strong>for</strong>th.<br />
The basic assumption that allows doing<br />
this is that the dynamics <strong>of</strong> the reaction to<br />
different power set-points can be superimposed.<br />
In addition, an <strong>of</strong>fset P <strong>of</strong>fset will be determined<br />
to take systematic deviations into<br />
P sched,set<br />
P FCR,set<br />
P aFRR,set<br />
P mFRR,set<br />
Σ sched<br />
Σ FCR<br />
Σ aFRR<br />
Σ mFRR<br />
P <strong>of</strong>fset,est<br />
P sched,est<br />
P FCR,est<br />
P aFRR,est<br />
P mFRR,est<br />
P act,total,est<br />
Fig. 1. Activation model-based separation <strong>of</strong><br />
APR products.<br />
46
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation<br />
account. This <strong>of</strong>fset is assumed to be constant<br />
during a period with constant scheduled<br />
power <strong>and</strong> mFRR activation. Note that<br />
this procedure does not aim at modelling<br />
the provision <strong>of</strong> APR with high accuracy.<br />
Rather, the models are used as a pre-processing<br />
step <strong>for</strong> the monitoring <strong>of</strong> APR.<br />
2.2 Identification <strong>of</strong> the activation<br />
models<br />
In order to identify the activation models,<br />
time periods are determined in which the<br />
set-points <strong>of</strong> those models that have not yet<br />
been identified are constant. Since the FCR<br />
set-point changes continuously, the activation<br />
model <strong>for</strong> this product is determined<br />
first.<br />
First, time periods are identified in which<br />
the activation <strong>of</strong> the other products is constant.<br />
Apart from any set-point changes,<br />
the time interval containing the subsequent<br />
activation has to be excluded as well.<br />
This is done based on the activation time<br />
(aFRR: 400 s (activation time <strong>of</strong> 300s plus<br />
security margin <strong>of</strong> 100s); mFRR: 900 s;<br />
scheduled power: 150 s from the end <strong>of</strong> the<br />
ramped set-point change; in the case <strong>of</strong> a<br />
set-point step, the ramping is estimated).<br />
In order to obtain sufficient data <strong>for</strong> system<br />
identification <strong>of</strong> the identified time periods,<br />
only those with a length <strong>of</strong> at least<br />
300 s are used. Assume that there are several<br />
such time periods T k , where k is an index.<br />
For the actual FCR output P k,FCR,calc , it<br />
is assumed that the other products correspond<br />
exactly to their set-points. For systematic<br />
deviations, an <strong>of</strong>fset P k,<strong>of</strong>fset is also<br />
determined in each time period.<br />
The estimated FCR output P k,FCR,est is calculated<br />
from the FCR set-point P k,FCR,set using<br />
a second-order transfer function G k,FCR (s).<br />
For each period k, P k,<strong>of</strong>fset <strong>and</strong> G k,FCR (s) are<br />
optimized so that the quadratic error<br />
∑ t∊Tk |P k,FCR,est (t) – P k,FCR,calc (t)| 2 is minimized.<br />
The final transfer function G FCR (s)<br />
is the one from all periods k which has the<br />
median gain. This transfer function represents<br />
the activation model ∑ FCR <strong>for</strong> the RP<br />
under consideration. It enables the estimated<br />
FCR activation to be determined<br />
over the entire time period.<br />
For the actual aFRR output P aFRR,calc , the<br />
activation model is determined <strong>for</strong> the<br />
whole period under consideration, because<br />
this achieves better results <strong>for</strong> real data<br />
than the determination <strong>of</strong> an activation<br />
model <strong>for</strong> every period without a change<br />
in scheduled power <strong>and</strong> mFRR activation.<br />
It is assumed that the scheduled power<br />
<strong>and</strong> the mFRR activation correspond exactly<br />
to their set-points <strong>and</strong> the FCR activation<br />
to P FCR,est . The <strong>of</strong>fset is assumed to be<br />
the average <strong>of</strong>fset <strong>of</strong> all FCR periods, i.e. <strong>for</strong><br />
all T k .<br />
The activation model <strong>for</strong> aFRR, ∑ aFRR , consists<br />
<strong>of</strong> a rate limit Ṗ aFRR,ratelimit <strong>and</strong> a second-order<br />
transfer function G aFRR (s). Their<br />
parameters are chosen such that the quadratic<br />
error ∑|P aFRR,est (t) – P aFRR,calc (t)| 2 is<br />
minimized.<br />
As already mentioned in Section , the <strong>of</strong>fset<br />
between two changes in scheduled<br />
power or in mFRR activation is assumed to<br />
be constant. The time periods T l <strong>for</strong> determining<br />
the <strong>of</strong>fset are those without a<br />
change in both scheduled power <strong>and</strong> mFRR<br />
activation. For the actual <strong>of</strong>fset P l,<strong>of</strong>fset,calc ,<br />
it is assumed that the scheduled power <strong>and</strong><br />
the mFRR activation correspond exactly to<br />
their set-points <strong>and</strong> the FCR <strong>and</strong> aFRR activation<br />
to P FCR,est <strong>and</strong> P FRR,est , respectively.<br />
The <strong>of</strong>fset <strong>for</strong> each period is then calculated<br />
using the mean value <strong>of</strong> P l,<strong>of</strong>fset,calc . For<br />
the <strong>of</strong>fset during the changes (scheduled<br />
power or mFRR), it is assumed that this <strong>of</strong>fset<br />
changes with a ramp from the <strong>of</strong>fset <strong>of</strong><br />
the previous period to the <strong>of</strong>fset <strong>of</strong> the following<br />
period. The estimated <strong>of</strong>fset<br />
P <strong>of</strong>fset,est (t) is thus determined <strong>for</strong> every<br />
point in time.<br />
The time periods T i <strong>for</strong> determining the<br />
scheduled power are those with a change<br />
in scheduled power. For the actual “activation”<br />
<strong>of</strong> scheduled power P i,sched,calc , it is assumed<br />
that the mFRR activation corresponds<br />
exactly to its set-point, the FCR <strong>and</strong><br />
aFRR activation to P FCR,est <strong>and</strong> P aFRR,est , <strong>and</strong><br />
the <strong>of</strong>fset to P <strong>of</strong>fset,est .<br />
The “activation” <strong>of</strong> scheduled power<br />
P i,sched,est is calculated from the scheduled<br />
power P i,sched,set using a rate limitation<br />
Ṗ i,sched,ratelimit <strong>and</strong> a first-order transfer<br />
function G i,sched (s). For each period T i ,<br />
Ṗ i,sched,ratelimit <strong>and</strong> G i,sched (s) are, again,<br />
chosen so that the quadratic error<br />
∑ t∊Ti |P i,sched,est (t) – P i,sched,calc(t) | 2 becomes<br />
minimal. The model with the median rate<br />
limitation over all models is selected to estimate<br />
the “activation” <strong>of</strong> the scheduled power.<br />
This dynamic model enables the operating<br />
point P operating to be determined over the<br />
entire time period.<br />
The dynamic model <strong>for</strong> mFRR activation<br />
P mFRR,est is determined in the same way as<br />
the estimated aFRR activation P mFRR,est , except<br />
that a first-order transfer function is<br />
used <strong>and</strong> that P aFRR,est , P <strong>of</strong>fset , <strong>and</strong> P operating<br />
are used <strong>for</strong> the calculation <strong>of</strong> P mFRR,calc .<br />
A subsequent update <strong>of</strong> the calculation <strong>of</strong><br />
the dynamic model <strong>for</strong> aFRR activation is<br />
aFRR in p.u.<br />
0.04<br />
0.02<br />
0<br />
-0.02<br />
-0.04<br />
P aFRR,set<br />
P aFRR,est<br />
P aFRR,act<br />
P aFRR,current<br />
then possible to improve the results. For<br />
this update, all calculated results are used<br />
to calculate P aFRR,calc instead <strong>of</strong> assuming<br />
that the activation follows the set-point directly.<br />
Otherwise, the procedure remains<br />
the same.<br />
2.3 Distribution <strong>of</strong> the deviations to the<br />
products<br />
We now have determined all dynamic activation<br />
models shown in F i g u r e 1 . However,<br />
the addition <strong>of</strong> all estimated product<br />
activations, P act,total,est , does not correspond<br />
to the total power output P act,total , since the<br />
model shown in F i g u r e 1 cannot model<br />
noise. Moreover, the assumption that the<br />
dynamic response is identical over the entire<br />
period is also not completely fulfilled.<br />
There<strong>for</strong>e, the deviations have to be assigned<br />
to the APR products FCR, aFRR, <strong>and</strong><br />
mFRR.<br />
The total deviation is calculated as<br />
P dev (t) = P act,total (t) – P act,total,est (t).(1)<br />
The chosen methodology apportions P dev<br />
according to the <strong>of</strong>fered FCR P FCR,tot , aFRR<br />
P aFRR,tot , mFRR P mFRR,tot , <strong>and</strong> the total <strong>of</strong>fered<br />
APR<br />
P APR,tot = P FCR,tot + P aFRR,tot + P mFRR,tot . (2)<br />
6500 7000 7500 8000 8500 9000 9500 10000<br />
Consider the following example <strong>for</strong> the final<br />
aFRR activation P aFRR,act :<br />
P aFRR,act (t) = P aFRR,est (t) + P dev (t)∙ _______<br />
P aFRR,tot<br />
P APR,tot<br />
(3)<br />
These quantities then can be used as input<br />
values <strong>for</strong> the monitoring procedure<br />
(which is described <strong>for</strong> FCR in Section 3).<br />
The results <strong>for</strong> aFRR can be compared with<br />
the separation method currently used by<br />
German TSO [2]. For this reason, the results<br />
<strong>of</strong> both methods are compared in<br />
F i g u r e 2 . The current method assumes<br />
that all products, except aFRR, are activated<br />
instantaneously <strong>and</strong> exactly. Hence, all<br />
deviations, especially changes <strong>of</strong> the setpoint<br />
due to the schedule <strong>of</strong> the plant, are<br />
fully assigned to aFRR. As a consequence,<br />
this method causes large deviations in<br />
what is considered as actual aFRR provision<br />
during changes in other products, post<br />
in s<br />
Fig. 2. Estimated (est) <strong>and</strong> final (act) output <strong>of</strong> aFRR <strong>and</strong> current method <strong>for</strong> separation.<br />
47
Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
sibly leading to unjustified cases <strong>of</strong> noncompliance<br />
detection. For example, consider<br />
the black line at about 7100 seconds.<br />
As the green line shows, the proposed<br />
methodology provides much smoother results<br />
such that non-compliance detection<br />
becomes more reliable <strong>and</strong> less challengeable.<br />
This is because the proposed methodology<br />
takes the dynamics <strong>of</strong> the activation<br />
<strong>of</strong> other APR products <strong>and</strong> <strong>of</strong> schedule<br />
changes into account.<br />
3 FCR monitoring<br />
This section presents a monitoring concept<br />
<strong>for</strong> FCR provision during operation<br />
which was originally presented in [7]. In<br />
the developed concept, dynamic tolerance<br />
channels are defined on the basis <strong>of</strong><br />
the frequency. The evaluation <strong>of</strong> the compliance<br />
with the tolerance channel is per<strong>for</strong>med<br />
using normalization. The monitoring<br />
concept there<strong>for</strong>e is called “Dynamic<br />
Normalization Methodology” (DNM). Section<br />
explains the initial situation <strong>for</strong> FCR<br />
monitoring. In Sections 3.2 to 3.4, the tolerance<br />
channel <strong>for</strong>mation <strong>and</strong> the implementation<br />
<strong>of</strong> minimum tolerance channel<br />
widths are presented. Section 3.5 presents<br />
the evaluation <strong>of</strong> the tolerance channel results<br />
<strong>for</strong> a longer time period. Finally, the<br />
results <strong>for</strong> different non-compliant FCR activations<br />
are shown in Section 3.6. In this<br />
section, power is stated in p.u. with the <strong>of</strong>fered<br />
FCR being the base value.<br />
3.1 Initial situation<br />
F i g u r e 3 a shows an FCR set-point curve<br />
resulting from a real frequency measurement<br />
(blue). The figure also shows the corresponding<br />
FCR activation by a generic<br />
pumped storage power plant model<br />
(black).<br />
In this context, it is assumed that the FCR<br />
activation has already been separated from<br />
the schedule <strong>of</strong> the RP <strong>and</strong> from possible<br />
other types <strong>of</strong> APR according to the procedure<br />
described in Section . As already discussed,<br />
due to the fact that the frequency<br />
changes continuously, it is not straight<strong>for</strong>ward<br />
to apply the criteria <strong>of</strong> the regulatory<br />
framework mentioned in Section , in order<br />
to determine whether the observed FCR<br />
activation is compliant. In contrast to a full<br />
activation time <strong>for</strong> a step-change, frequency-dependent<br />
tolerance channels that correspond<br />
to the admissible range <strong>of</strong> actual<br />
FCR activation could be used <strong>for</strong> arbitrary<br />
frequency signals. To this end, the following<br />
subsections present a method <strong>for</strong> defining<br />
such tolerance channels.<br />
3.2 Tolerance channel<br />
In the proposed method, a distinction is<br />
made between two different bounds <strong>for</strong><br />
FCR activation: an upper <strong>and</strong> a lower<br />
bound. The bounds can be considered as<br />
“fast” or “slow”, depending on the direction<br />
(positive or negative) <strong>of</strong> the change <strong>of</strong> the<br />
FCR in p.u.<br />
FCR in p.u.<br />
FCR in p.u.<br />
0.4<br />
0.2<br />
0<br />
0.4<br />
0.2<br />
0<br />
0.4<br />
0.2<br />
0<br />
a)<br />
b)<br />
c)<br />
FCR set<br />
FCR activation<br />
5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600<br />
FCR set<br />
LB DNM<br />
UB DNM<br />
FCR activation<br />
FCR set-point. The procedure <strong>for</strong> a positive<br />
FCR set-point change is described below. In<br />
this case, the upper bound follows the setpoint<br />
without delay <strong>and</strong>, thus, corresponds<br />
to the fast bound. For the lower bound, the<br />
FCR set-point is delayed by a dynamical system<br />
∑ (slow bound). The slow bound grants<br />
the RP adequate time to activate the requested<br />
reserve power. In the case <strong>of</strong> a negative<br />
FCR set-point change, the relationship<br />
is reversed: the lower bound then becomes<br />
the fast bound <strong>and</strong> the upper bound corresponds<br />
to the slow bound.<br />
The definition <strong>of</strong> a dynamical system is<br />
needed in order to generalize the requirements,<br />
which are defined in the SO-GL <strong>for</strong><br />
a frequency step only, to arbitrary frequency<br />
signals. The underlying assumption <strong>of</strong><br />
choosing a linear dynamical system is<br />
that the FCR activation <strong>of</strong> the RP behaves<br />
t in s<br />
5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600<br />
FCR set<br />
LB DNM (final)<br />
UB DNM (final)<br />
FCR activation<br />
t in s<br />
5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600<br />
Fig. 3. a) FCR set-point <strong>and</strong> FCR activation.<br />
b) FCR set-point, FCR activation, <strong>and</strong> tolerance channel without minimum tolerance<br />
channel width.<br />
c) FCR set-point, FCR activation, <strong>and</strong> final tolerance channel.<br />
t in s<br />
as a linear system, which is approximately<br />
true in particular <strong>for</strong> slower technologies<br />
such as thermal power plants. However,<br />
the definition <strong>of</strong> the requirements in the<br />
SO-GL does not correspond to the step response<br />
<strong>of</strong> any linear system. For that reason,<br />
we propose the following linear system<br />
<strong>of</strong> third order with an output time delay<br />
T d =10 s:<br />
(4)<br />
x = [P out Ṗ out Ṗ . out] T (5)<br />
u = P FCR,set (6)<br />
y = P out (7)<br />
48
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation<br />
F i g u r e 4 shows the minimum requirements<br />
(black) according to SO-GL <strong>and</strong> the<br />
slower bound P SB = P out defined by (4) to<br />
(7) (red) <strong>for</strong> a positive FCR set-point step<br />
(blue). That slower bound corresponds to<br />
the lower bound <strong>for</strong> FCR activation. As<br />
F i g u r e 4 shows, the step response <strong>of</strong> this<br />
system is an approximation <strong>of</strong> the SO-GL<br />
requirements. In particular, it is less strict<br />
<strong>for</strong> t > 15 s, in order to avoid unjustified<br />
detection <strong>of</strong> non-compliant provision <strong>of</strong><br />
FCR. The under-fulfilment granted between<br />
30 <strong>and</strong> 50 s is acceptable, since most<br />
RP cannot exactly achieve the set-point due<br />
to noise (see Section 3.3). In addition, a<br />
large part <strong>of</strong> the FCR has already been activated,<br />
which is why the slight under-fulfilment<br />
that is granted is not decisive <strong>for</strong> system<br />
stability. It may seem that the slow<br />
bound is overly strict <strong>for</strong> 10 s < t < 15 s, as<br />
the slow bound is above the minimum requirement.<br />
However, note that the SO-GL<br />
also specifies that an artificial delay is not<br />
permitted. To our knowledge, there is no<br />
RP that has a technically justified reaction<br />
time greater than 10 s after which it is able<br />
to increase FCR provision from 0 to 50 %<br />
within only further 5 s. Hence, the definition<br />
<strong>of</strong> the slow bound in (4) to (7) can be<br />
considered to be compatible with the SO-<br />
GL. Note that choosing a dynamical system<br />
with a time delay <strong>of</strong> 15 s would result in a<br />
reduction <strong>of</strong> the slow bound <strong>and</strong>, as a consequence,<br />
in significant under-fulfilment <strong>of</strong><br />
the resulting slow bound, which would be<br />
deemed unacceptable with respect to system<br />
stability.<br />
So far, we have discussed a single step<br />
change <strong>of</strong> the FCR set-point in one direction.<br />
However, the FCR set-point in real<br />
grid operation changes permanently <strong>and</strong><br />
with frequently changing direction. In order<br />
to clarify the influence <strong>of</strong> changes in<br />
different directions on the tolerance channel,<br />
these are shown in F i g u r e 5 a by<br />
several step changes in different directions<br />
at an interval <strong>of</strong> 30 s. In contrast to the prequalification<br />
procedure (step changes in<br />
different directions at an interval <strong>of</strong> 15 min<br />
[2]), the slow bound does not reach steady<br />
state after this time. It becomes clear<br />
from F i g u r e 5 a that, when the upper<br />
bound changes from fast to slow bound after<br />
60 s (due to the negative set-point step),<br />
there is an undesired step in the upper<br />
bound. This is due to the fact that the slow<br />
bound has not yet reached the FCR setpoint<br />
be<strong>for</strong>e the negative set-point step<br />
takes place.<br />
In order to correct this undesired behaviour,<br />
the dynamic system ∑ is duplicated<br />
such that the output values <strong>of</strong> ∑ UB <strong>and</strong> ∑ LB<br />
are used <strong>for</strong> the upper <strong>and</strong> the lower<br />
bound, respectively. ∑ UB <strong>and</strong> ∑ LB then are<br />
reinitialized to a steady state corresponding<br />
to the current FCR set-point P FCR,set .<br />
Thus, both systems are identical in terms <strong>of</strong><br />
their parameters, but after a reinitialization<br />
their output variables differ because<br />
FCR in p.u.<br />
1.5<br />
1<br />
0.5<br />
0<br />
-10 0 10 20 30 40 50 60<br />
different histories <strong>of</strong> the FCR set-point are<br />
taken into account.<br />
The reinitialization is carried out at time t r<br />
<strong>for</strong> the upper bound if<br />
P out,UB (t r ) ≤ P FCR,set (t r ) ∧ Ṗ FCR,set (t r ) = P FCR,set (t r ) ∧ Ṗ FCR,set (t r ) >0,<br />
(9)<br />
where P out,UB <strong>and</strong> P out,LB are the outputs <strong>of</strong><br />
∑ UB <strong>and</strong> ∑ LB , respectively.<br />
The reinitialization at time t r is per<strong>for</strong>med<br />
by setting the current <strong>and</strong> past state vector<br />
x <strong>of</strong> ∑ UB/LB to<br />
x(t≤t r ) = [P FCR,set (t r ) 0 0)] T (10)<br />
t in s<br />
FCR set<br />
Slow bound defined by (4)-(7)<br />
Requirements SO-GL<br />
Fig. 4. Step response <strong>of</strong> the dynamical system <strong>for</strong> a positive FCR set-point step <strong>and</strong> SO-GL<br />
requirements [1].<br />
FCR in p.u.<br />
FCR in p.u.<br />
1.5<br />
1<br />
0.5<br />
0<br />
1.5<br />
1<br />
0.5<br />
0<br />
0 20 40 60 80 100 120 140 160<br />
a)<br />
b)<br />
t in s<br />
0 20 40 60 80 100 120 140 160<br />
t in s<br />
FCR set<br />
LB DNM<br />
UB DNM<br />
FCR set<br />
LB DNM<br />
UB DNM<br />
Fig. 5. a) Upper (UB) <strong>and</strong> lower bound (LB) <strong>of</strong> FCR activation <strong>for</strong> fast FCR set-point steps<br />
(30 seconds).<br />
b) Upper (UB) <strong>and</strong> lower bound (LB) <strong>of</strong> FCR activation <strong>for</strong> fast FCR set-point steps with<br />
reinitialization.<br />
This state vector corresponds to a steady<br />
state P out = P FCR,set <strong>for</strong> the input P FCR,set .<br />
Moreover, setting also the values <strong>for</strong><br />
the past means that the output <strong>of</strong> ∑ UB/LB ,<br />
i.e. the respective bound, is retained at<br />
P FCR,set (t r ) until t r + T d , even if P FCR,set (t)<br />
changes, as long as the reinitialization conditions<br />
(8) <strong>and</strong> (9) are not met (which<br />
would again cause a reinitialization).<br />
F i g u r e 5 b shows the effect <strong>of</strong> reinitialization<br />
on the tolerance channel. After 60 s,<br />
condition (8) is true <strong>and</strong> a reinitialization<br />
takes place. The state <strong>of</strong> ∑ UB is set to the<br />
FCR set-point <strong>of</strong> the current time step. This<br />
allows the RP appropriate reaction time <strong>for</strong><br />
the power reduction.<br />
F i g u r e 3 b shows the tolerance channel<br />
<strong>for</strong> the FCR set-point curve from F i g u r e<br />
3a. The upper <strong>and</strong> lower bound P UB/LB,0 (t)<br />
49
Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
result from the maximum (UB) or minimum<br />
(LB) from P FCR,set (t) (fast bound) <strong>and</strong><br />
P out,UB/LB (t) (slow bound). The reinitializations<br />
become visible at maximum <strong>and</strong> minimum<br />
values <strong>of</strong> the FCR set-point. The resulting<br />
tolerance channel is as desired. The<br />
FCR activation <strong>of</strong> the pumped storage power<br />
plant is also shown. Although the tolerance<br />
bounds are violated in a few time<br />
steps, FCR activation by the RP is compliant<br />
in general. The violations can be traced<br />
back to noise in the power activation,<br />
which occurs in real operation due to disturbances<br />
in the process (e.g. pressure<br />
surges in pumped storage power plants,<br />
fuel inhomogeneities in steam power<br />
plants, etc.). To allow <strong>for</strong> a realistic evaluation<br />
<strong>of</strong> the monitoring methodology, noise<br />
was added to the FCR activation <strong>of</strong> the<br />
power plant model.<br />
3.3 Minimum tolerance channel width<br />
According to (4) to (10), time periods with<br />
almost no frequency change cause the tolerance<br />
channel bounds to converge. As a<br />
result, noisy RP would be classified as noncompliant<br />
without reasonable justification,<br />
especially in times with small frequency<br />
changes.<br />
A minimum tolerance channel width can<br />
allow <strong>for</strong> a certain amount <strong>of</strong> noise (up to<br />
5 % <strong>of</strong> the <strong>of</strong>fered FCR). The upper <strong>and</strong><br />
lower bound with minimum tolerance<br />
channel width P UB/LB,5 are calculated as<br />
P UB,5 (t) = max(P UB,0 (t); P MV,0 (t) + 0.05;<br />
P FCR,set (t)+0.05)(<strong>11</strong>)<br />
P LB,5 (t) = min(P LB,0 (t); P MV,0 (t) – 0.05;<br />
P FCR,set (t) – 0.05) (12)<br />
where P UB/LB,0 is the upper / lower bound<br />
without minimum tolerance channel width<br />
as calculated according to Section <strong>and</strong><br />
P MV,0 (t) = 1 _<br />
2<br />
∙ (P UB,0 (t) + P LB,0 (t)).(13)<br />
The minimum tolerance channel width<br />
provides a minimum distance both to P MV,0 ,<br />
which ensures that slow RP do not violate<br />
the tolerance channel bounds only due to a<br />
small amount <strong>of</strong> noise, <strong>and</strong> to P FCR,set (<strong>for</strong><br />
fast RP).<br />
Due to the definitions in (<strong>11</strong>) <strong>and</strong> (12),<br />
however, there is a rapid transition from<br />
the slow bound with minimum tolerance<br />
channel width to the slow bound without<br />
minimum tolerance channel width in the<br />
case <strong>of</strong> rapid FCR set-point changes (see<br />
red dotted line in Figure 6 after 0 s as an<br />
example). These rapid changes could lead<br />
to measured values outside the tolerance<br />
channel, which would there<strong>for</strong>e be considered<br />
non-compliant, if the FCR activation<br />
was previously in the lower (positive setpoint<br />
step) or upper (negative) range <strong>of</strong><br />
the tolerance channel. There<strong>for</strong>e, in (14)<br />
<strong>and</strong> (15), the difference between the<br />
bounds <strong>of</strong> the tolerance channels with <strong>and</strong><br />
without minimum tolerance channel<br />
FCR in p.u.<br />
1.5<br />
1<br />
0.5<br />
0<br />
-10 0 10 20 30 40 50 60<br />
width, i.e. P UB,5 – P UB,0 , is delayed by the<br />
1<br />
transfer function G(s) = ______ in order<br />
(0.5.s+1) 3<br />
to smooth the transition:<br />
∆P UB,del (s) = G(s) ∙ (P UB,5 (s) – P UB,0 (s))<br />
(14)<br />
∆P LB,del (s) = G(s) ∙ (P LB,5 (s) – P LB,0 (s))<br />
(15)<br />
Since the tolerance channel should not be<br />
narrowed by this delay, an additional maximum/minimum<br />
calculation is carried out<br />
with P UB,LB,5 (t) in order to arrive at the final<br />
definitions <strong>for</strong> the upper <strong>and</strong> lower bound:<br />
P UB,f (t) = max(P UB,5 (t); P UB,0 (t) +<br />
∆P UB,del (t)) (16)<br />
P LB,f (t) = min(P LB,5 (t); P LB,0 (t) +<br />
∆P LB,del (t)) (17)<br />
F i g u r e 6 displays the lower bounds P LB,5 ,<br />
resulting from (12), <strong>and</strong> P LB,f , including the<br />
additional transition <strong>and</strong> resulting from<br />
(17). It can be seen that the sudden change<br />
in P LB,5 is smoothed by the transition such<br />
that the RP is granted sufficient reaction<br />
time.<br />
F i g u r e 3 c shows the final tolerance channel<br />
<strong>for</strong> the FCR set-point shown in F i g u r e<br />
3 a . Now, all data points are within the tolerance<br />
channel, since the new tolerance<br />
bounds allow <strong>for</strong> a certain level <strong>of</strong> noise.<br />
3.4 Consideration <strong>of</strong> a frequency filter<br />
This section deals with the optional consideration<br />
<strong>of</strong> a possible frequency filter by a<br />
t in s<br />
FCR set<br />
LB DNM (final)<br />
UB DNM (final)<br />
LB DNM (min. tol)<br />
UB DNM (min. tol)<br />
Fig. 6. Minimum tolerance channel width with (final) <strong>and</strong> without transition (min. tol) <strong>for</strong> a FCR setpoint<br />
step.<br />
∆f<br />
1<br />
1 + T F s<br />
Low pass filter<br />
Fig. 7. Moving dead b<strong>and</strong> according to [8].<br />
modification <strong>of</strong> the FCR set-point P FCR,set .<br />
Due to space limitations, only the regulatory<br />
framework <strong>and</strong> implementation are discussed<br />
here <strong>and</strong> no simulation results<br />
are shown. The tolerance channels in the<br />
previous sections have been calculated<br />
without taking any frequency filter into account.<br />
According to Annex V SO-GL, a combined<br />
effect <strong>of</strong> inherent frequency response insensitivity<br />
<strong>and</strong> a possible frequency response<br />
dead b<strong>and</strong> <strong>of</strong> 10 mHz is permissible<br />
<strong>for</strong> the provision <strong>of</strong> FCR [1]. This<br />
should also be taken into account in the<br />
context <strong>of</strong> monitoring. There<strong>for</strong>e, the effects<br />
<strong>of</strong> a 10 mHz moving dead b<strong>and</strong> (assuming<br />
no inherent frequency response<br />
insensitivity) on FCR monitoring is considered<br />
<strong>and</strong> the monitoring procedure is<br />
adjusted accordingly. F i g u r e 7 shows<br />
a typical dead b<strong>and</strong> reported to be used<br />
in conventional power plants [8]. Typical<br />
parameters <strong>for</strong> the provision <strong>of</strong> FCR<br />
are:<br />
––<br />
Dead b<strong>and</strong>: c F =10 mHz<br />
––<br />
Filter time constant: T F =30 up to 600 s<br />
For FCR monitoring, filter time constants<br />
between T F =30 s <strong>and</strong> T F =100 s (common<br />
range) are considered.<br />
In order to create a tolerance channel that<br />
takes a possible frequency filter into account,<br />
the set-point that is used as input <strong>for</strong><br />
the calculation <strong>of</strong> the bounds by (4) – (10)<br />
is calculated from the following FCR setpoints:<br />
––<br />
P FCR,set (∆f), based on the actual frequency<br />
deviation,<br />
ε E<br />
C F<br />
Dead b<strong>and</strong><br />
ε A<br />
∆f M<br />
∆f A<br />
50
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation<br />
––<br />
P FCR,set (∆f A30/100 ), based on the the frequency<br />
deviation filtered by a moving<br />
dead b<strong>and</strong> with T F =30 s or 100 s,<br />
as follows:<br />
P FCR,set,UB = max(P FCR,set (∆f);<br />
P FCR,set (∆f A30 ); P FCR,set (∆f A100 )) (18)<br />
P FCR,set,LB = min(P FCR,set (∆f);<br />
P FCR,set (∆f A30 ); P FCR,set (∆f A100 )) (19)<br />
Thus, the set-point is not necessarily identical<br />
<strong>for</strong> the two bounds. These set-points<br />
then can be used as inputs <strong>for</strong> ∑ UB <strong>and</strong> ∑ LB<br />
without any further modification <strong>of</strong> the<br />
procedure described in the previous sections.<br />
3.5 Evaluation <strong>of</strong> the tolerance channel<br />
<strong>for</strong> a longer time period<br />
The tolerance channels presented in Section<br />
<strong>and</strong> 3.3 can be used to check whether<br />
the activation <strong>of</strong> FCR is compliant at the<br />
respective time step. For a product period<br />
<strong>of</strong> the FCR activation (four hours since 1<br />
July 2020), however, an overall evaluation<br />
<strong>of</strong> the compliance <strong>of</strong> FCR activation is difficult.<br />
There<strong>for</strong>e, this section proposes an<br />
evaluation method <strong>for</strong> longer time periods.<br />
The aim <strong>of</strong> the evaluation is to summarize<br />
the results <strong>for</strong> a longer time period in<br />
a clear graph. The evaluation method<br />
should also indicate the type <strong>of</strong> non-compliance.<br />
As a first step, the results <strong>of</strong> the <strong>for</strong>mer sections<br />
are normalized. This allows a comparison<br />
<strong>of</strong> FCR activation at different time<br />
steps <strong>and</strong> with different tolerance channel<br />
widths. It is useful to define a reference<br />
value <strong>for</strong> the representation in a graph. In<br />
this case, the mean value <strong>of</strong> the final tolerance<br />
channel P MV,f = 0.5∙(P UB,f + P LB,f ) is<br />
used <strong>for</strong> this. This value also provides in<strong>for</strong>mation<br />
about the expected FCR activation<br />
<strong>and</strong> is there<strong>for</strong>e helpful <strong>for</strong> the determination<br />
<strong>of</strong> the type <strong>of</strong> non-compliance in<br />
the further process.<br />
When normalizing the deviation <strong>of</strong> the<br />
FCR activation P FCR,act , its difference to the<br />
mean value <strong>of</strong> the final tolerance channel<br />
P MV,f is normalized to half the final tolerance<br />
channel width:<br />
d norm = ___________<br />
P FCR,act – P MV,f<br />
(20)<br />
P MV,f – P LB,f<br />
The normalized deviation d norm enables<br />
the following classification <strong>for</strong> each measured<br />
value P FCR,act :<br />
––<br />
|d norm (t)|>1: larger than upper<br />
(d norm (t)|>1) or smaller than lower<br />
bound (d norm (t)1, the value <strong>of</strong><br />
d norm (t) gives an indication on how severe<br />
the non-compliance is.<br />
F i g u r e 8 a shows the evaluation <strong>of</strong> the<br />
pumped storage power plant <strong>for</strong> a time period<br />
<strong>of</strong> four hours without considering a<br />
frequency filter. The mean values <strong>of</strong> the final<br />
tolerance channel P MV,f are plotted on<br />
the x-axis <strong>and</strong> the associated values <strong>of</strong> the<br />
normalized deviation d norm on the y-axis.<br />
Since the RP complies with FCR requirements,<br />
all values are within the range<br />
[–1,1].<br />
3.6 Results <strong>for</strong> different non-compliant<br />
FCR activations<br />
This section presents the evaluation graphs<br />
<strong>for</strong> various types <strong>of</strong> non-compliance with<br />
the SO-GL requirements (F i g u r e 8 b )<br />
<strong>and</strong> explains how these can be assigned using<br />
the graphs. The graphs are only intended<br />
to provide a qualitative overview <strong>and</strong><br />
are there<strong>for</strong>e shown without axes labels.<br />
The axes are identical to F i g u r e 8 a .<br />
The graph at the top left shows delayed FCR<br />
activation. In this case, violations <strong>of</strong> the tolerance<br />
channel occur <strong>for</strong> all mean values <strong>of</strong><br />
Normalized deviation<br />
Mean value (final)<br />
Bounds <strong>of</strong> tolerance channel<br />
Under-fulfilled<br />
Limited activation<br />
Fig. 8. a) Evaluation <strong>for</strong> a longer time period.<br />
b) Evaluation <strong>for</strong> different types <strong>of</strong> non-compliance with FCR requirements.<br />
the final tolerance channel, since delayed<br />
activation is independent <strong>of</strong> the mean value.<br />
In the graph at the top right, FCR activation<br />
is insufficient. The gain factor <strong>of</strong> FCR<br />
activation in the model <strong>of</strong> the RP is at 80 %<br />
<strong>of</strong> the required gain. In this case, there are<br />
no violations <strong>of</strong> the tolerance channel in<br />
the case <strong>of</strong> absolute mean values that are<br />
very small, since the impact <strong>of</strong> the gain remains<br />
within the tolerance channel width.<br />
In the case <strong>of</strong> large absolute mean values,<br />
however, violations can be observed. Due<br />
to the gain being too small, the result is a<br />
straight line sloping down to the right.<br />
At the bottom left, a superimposition <strong>of</strong><br />
under-fulfilment with subsequent over-fulfilment<br />
(120 % <strong>of</strong> the required gain) can be<br />
seen. This results in an “X”-shape in the<br />
graph as the under-fulfilment is superimposed<br />
with a straight line from the overfulfilment<br />
that is inclined to the lower left.<br />
In the last case, the FCR activation is limited<br />
to 10 % <strong>of</strong> the <strong>of</strong>fered FCR in both directions.<br />
It can be seen that the activation is<br />
compliant <strong>for</strong> absolute mean values below<br />
0.1. For larger absolute mean values, the<br />
deviations increase rapidly, since the FCR<br />
activation is not increased or decreased further.<br />
The results in F i g u r e 8 b show that the<br />
evaluation method is able to distinguish<br />
different cases <strong>of</strong> non-compliance.<br />
51
Dynamic monitoring <strong>of</strong> Frequency Containment Reserve activation <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
4 Conclusion<br />
In this article, a methodology <strong>for</strong> the separation<br />
<strong>of</strong> the scheduled power, FCR, aFRR,<br />
<strong>and</strong> mFRR is presented, which is necessary<br />
to extract the activation <strong>of</strong> each product in<br />
order to use it <strong>for</strong> monitoring. For this purpose,<br />
a dynamic activation model is determined<br />
<strong>for</strong> each product, solely based on<br />
measurement data, which models the provision<br />
in the best possible way. Results <strong>for</strong><br />
available real data show deviations from the<br />
real behaviour, but they are significantly<br />
more precise <strong>and</strong> adequate than previous<br />
methods.<br />
The part <strong>of</strong> the “Dynamic Normalization<br />
Methodology” (DNM) monitoring concept<br />
presented here enables automatic monitoring<br />
<strong>of</strong> FCR activation during operation. It<br />
overcomes shortcomings <strong>of</strong> existing proposals,<br />
in particular with respect to the dynamic<br />
requirements <strong>for</strong> FCR activation. For<br />
this purpose, tolerance channels are<br />
<strong>for</strong>med based on the slowest permitted reaction<br />
<strong>of</strong> a RP. In order to allow <strong>for</strong> a certain<br />
level <strong>of</strong> noise in the output power <strong>of</strong><br />
the RP, a minimum tolerance channel<br />
width is introduced. A possible frequency<br />
filter can also be taken into account by adjusting<br />
the FCR set-point <strong>for</strong> the respective<br />
bound. In the subsequent evaluation <strong>of</strong> the<br />
results with a normalization, a clear representation<br />
<strong>of</strong> the quality <strong>of</strong> FCR activation<br />
<strong>for</strong> longer time periods is made possible.<br />
This allows conclusions to be drawn about<br />
the type <strong>of</strong> non-compliance.<br />
The methods presented are currently being<br />
tested with real data by TransnetBW<br />
(TSO).<br />
References<br />
[1] European Commission, COMMISSION REG-<br />
ULATION (EU) 2017/1485 – <strong>of</strong> 2 August 2017<br />
– establishing a guideline on electricity transmission<br />
system operation, 2017. [Online].<br />
Available: https://eur-lex.europa.eu/legal-<br />
content/EN/TXT/PDF/?uri=<br />
CELEX:32017R1485&from=LT<br />
[2] 50hertz, amprion, Tennet, TransnetBW, Revised<br />
prequalification requirements (FCR,<br />
aFRR, mFRR) [in German], 2020. [Online].<br />
Available: https://www.regelleistung.net/<br />
ext/download/PQ_Bedingungen_FCR_<br />
aFRR_mFRR<br />
[3] 50hertz, amprion, Tennet, TransnetBW, Revised<br />
rules <strong>for</strong> the determination <strong>of</strong> instantaneous<br />
balancing power [in German], 2018.<br />
[Online]. Available: https://www.regelleis<br />
tung.net/ext/download/Konsultation_<br />
Regelleistungsistwerte<br />
[4] RTE,“Règles Services Système Fréquence,<br />
2018. [Online]. Available: https://www.<br />
services-rte.com/files/live/sites/services-<br />
rte/files/pdf/role-gestionnaires/20181026_<br />
Regles_services_systeme_frequence.pdf<br />
[5] NERC, Reliability Guideline – Primary Frequency<br />
Control, 2019. [Online]. Available:<br />
https://www.nerc.com/comm/OC/RS_<br />
GOP_Survey_DL/PFC_Reliability_Guideline_rev20190501_v2_final.pdf<br />
[6] P. Maucher <strong>and</strong> H. Lens, Monitoring<br />
the Compliance <strong>of</strong> Balancing Reserves Power<br />
with the System Operation Guideline<br />
<strong>of</strong> Continental Europe, Submitted <strong>for</strong> presentation<br />
at IEEE <strong>International</strong> Conference<br />
on Communications, Control, <strong>and</strong><br />
Computing Technologies <strong>for</strong> Smart Grids,<br />
<strong>2021</strong>.<br />
[7] P. Maucher <strong>and</strong> H. Lens, Monitoring the<br />
Compliance <strong>of</strong> Frequency Containment Reserves<br />
Activation with the System Operation<br />
Guideline <strong>of</strong> Continental Europe, in ETG-Kongress,<br />
virtual, <strong>2021</strong>.<br />
[8] T. Weissbach <strong>and</strong> E. Welfonder, Frequenzfilterung<br />
bei der Primärregelung – Vor- und<br />
Nachteile für den Kraftwerks- und Netzbetrieb,<br />
in <strong>VGB</strong>-Konferenz „Elektrotechnik,<br />
Leittechnik, In<strong>for</strong>mationsverarbeitung“<br />
(KELI), Dresden, 2010.<br />
l<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Einphasig gekapselte Generatorableitung<br />
Ausgabe <strong>2021</strong> – <strong>VGB</strong>-S-164-13-<strong>2021</strong>-03-DE<br />
DIN A4, Print/eBook, 122 S., Preis für <strong>VGB</strong>-Mit glie der € 200.–, Nicht mit glie der € 300,–, + Ver s<strong>and</strong> und USt.<br />
Der <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard „Einphasig gekapselte Generatorableitung“ wurde durch eine <strong>VGB</strong>-Projektgruppe<br />
erstellt.<br />
Die in der <strong>VGB</strong>-Fachgruppe „Elektrische Maschinen und Anlagen“ vertretenen Betreiber veranlassten<br />
die Bildung einer Projektgruppe „Generatorableitung“, um konkrete Vorgaben für Auslegung, Errichtung,<br />
Modifizierung, Betrieb und Inst<strong>and</strong>haltung von einphasig gekapselten Generatorableitungen<br />
und deren Nebenanlagen zu erstellen.<br />
Als wesentliche Grundlage wurde der Abschlussbericht „Heutige Generatorableitungen in Deutschl<strong>and</strong>“<br />
der Firmen BBC, Siemens, KWU, VKR und RWE aus dem Jahr 1986 verwendet. Dieser Abschlussbericht<br />
berücksichtigte damalige Erkenntnisse, schloss Lücken der Regelwerke und schaffte damit<br />
konkrete Voraussetzungen für die Erarbeitung von detaillierten objektspezifischen Unterlagen seit<br />
den 1980er Jahren.<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Einphasig gekapselte<br />
Generatorableitung<br />
<strong>VGB</strong>-S-164-13-<strong>2021</strong>-03-DE<br />
Durch die Projektgruppe erfolgte eine inhaltliche Aktualisierung und Überführung in einen <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard.<br />
Ziel ist eine weitgehende Harmonisierung bzw. St<strong>and</strong>ardisierung der technischen Ausführungen für hochwertige und gleichzeitig<br />
kostengünstige Generatorableitungen.<br />
Das Thema Qualität/Qualitätssicherung hat in der <strong>VGB</strong>-Verb<strong>and</strong>sarbeit einen herausragenden Stellenwert und bedarf einer systematischen<br />
und kontinuierlichen Aufbereitung und Bearbeitung. Aus diesem Grund werden im vorliegenden St<strong>and</strong>ard auch Kriterien für<br />
die Qualitätssicherung definiert.<br />
Die Erarbeitung des vorliegenden <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ards erfolgte gemeinsam durch Betreiber, Hersteller und Servicedienstleister. Neben<br />
den Erfahrungen der beteiligten Unternehmen wurden Erkenntnisse aus einer Studie der Universität Coburg und aus Kurzschlussversuchen<br />
im Rahmen eines <strong>VGB</strong>-Forschungsprojektes einbezogen, siehe dazu insbesondere das Kapitel „Berechnung“.<br />
* Access <strong>for</strong> eBooks (PDF files) is included in the membership fees <strong>for</strong> Ordinary Members (operators, plant owners) <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
* Für Ordentliche Mitglieder des <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten. www.vgb.org/vgbvs4om<br />
52
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1<br />
Der Weg des KKM in die Stilllegung<br />
Teil 1: Vorbereitung und Rahmenbedingungen<br />
Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute und Martin Saxer<br />
Abstract<br />
The KKM’s path to decommissioning<br />
Part 1: Preparation <strong>and</strong> framework<br />
conditions<br />
The Mühleberg nuclear power plant (KKM) finally<br />
ceased operations on December 20, 2019.<br />
Following this date several plant modifications<br />
were per<strong>for</strong>med to prepare the site <strong>for</strong> decommissioning.<br />
On September 15, 2020 KKM became<br />
the first commercial Swiss nuclear power<br />
plant (NPP) to be decommissioned <strong>and</strong> dismantled.<br />
The decommissioning <strong>of</strong> the Mühleberg<br />
nuclear power plant is there<strong>for</strong>e a pioneering<br />
project <strong>for</strong> BKW <strong>and</strong> <strong>for</strong> Switzerl<strong>and</strong> as a whole<br />
<strong>and</strong> is also attracting attention in the Swiss<br />
media.<br />
With this two-part report, we want to describe<br />
the processes which led to the shutdown <strong>of</strong> the<br />
plant <strong>and</strong> the following decommissioning from<br />
the perspective <strong>of</strong> the people involved at KKM<br />
<strong>and</strong> summarize some <strong>of</strong> the lessons learned on<br />
this path. In the first part <strong>of</strong> the report we will<br />
explain how the decision to shut down KKM<br />
came about, how BKW positioned itself to cope<br />
with the legal <strong>and</strong> organizational issues involved,<br />
<strong>and</strong> which safety cases had to be provided.<br />
In the second part <strong>of</strong> the report we will<br />
describe the technical systems which were built<br />
to prepare <strong>for</strong> a safe <strong>and</strong> efficient dismantling.<br />
We will also describe the operational processes<br />
which were introduced to manage the dismantling<br />
processes.<br />
l<br />
Autoren<br />
Dr. Ulrich Bielert<br />
Rezsö Jakab<br />
Stefan Klute<br />
Martin Saxer<br />
BKW Energie AG<br />
Kernkraftwerk Mühleberg<br />
Mühleberg, Schweiz<br />
Das Kernkraftwerk Mühleberg (KKM) hat<br />
am 20. Dezember 2019 den Leistungsbetrieb<br />
endgültig eingestellt. Nach der Etablierung<br />
des technischen Nachbetriebs erfolgte am 15.<br />
September 2020 die endgültige Außerbetriebnahme.<br />
Seitdem befindet sich das Kraftwerk<br />
in der Stilllegung.<br />
Das Kernkraftwerk Mühleberg ist damit das<br />
erste kommerzielle Kernkraftwerk in der<br />
Schweiz, das stillgelegt und zurückgebaut<br />
wird. Die Stilllegung des Kernkraftwerks<br />
Mühleberg hat für die BKW wie auch für die<br />
gesamte Schweiz Pioniercharakter und findet<br />
eine große Aufmerksamkeit in den Schweizer<br />
Medien.<br />
Mit dem vorliegenden zweiteiligen Bericht<br />
wollen wir die Hintergründe für die Außerbetriebnahme<br />
und Stilllegung der Anlage aus<br />
der Sicht der Belegschaft des KKM schildern<br />
und unsere Erfahrungen auf dem Weg in die<br />
Stilllegung weitergeben. Im ersten Teil des<br />
Berichts legen wir dar, wie es zum Entscheid<br />
zur Stilllegung des KKM kam, wie die BKW<br />
sich aufgestellt hat, um die Stilllegung des<br />
KKM zu bewältigen, welche rechtlichen und<br />
organisatorischen Fragen zu klären und welche<br />
Nachweise zu erbringen waren. Im zweiten<br />
Teil beschreiben wir die technischen<br />
Nachrüstungen während der Etablierung des<br />
technischen Nachbetriebs sowie die neu eingeführten<br />
Arbeitsverfahren zur Abwicklung<br />
der Stilllegungsarbeiten.<br />
1 Einleitung<br />
Am 29. Oktober 2013 hat der Verwaltungsrat<br />
der BKW entschieden, dass KKM nur bis<br />
Ende 2019 weiter zu betreiben und es danach<br />
aus unternehmerischen Gründen außer<br />
Betrieb zu nehmen [1]. Unmittelbar<br />
nach dieser Entscheidung begann die BKW<br />
mit den notwendigen Vorbereitungsarbeiten.<br />
Am 20. Dezember 2019 erfolgte die<br />
endgültige Einstellung des Leistungsbetriebs<br />
(EELB) [2] und anschließend begann<br />
die Etablierung des technischen<br />
Nachbetriebs (ETNB), um die Voraussetzungen<br />
für eine sichere und wirtschaftliche<br />
Stilllegung des KKM zu schaffen. Die<br />
ETNB konnte termingerecht am 15. September<br />
2020 mit der endgültigen Außerbetriebnahme<br />
(EABN) abgeschlossen werden<br />
[3]. Seitdem befindet sich das Kraftwerk<br />
<strong>of</strong>fiziell in der Stilllegung.<br />
Das Kernkraftwerk Mühleberg ist damit<br />
das erste kommerzielle Kernkraftwerk in<br />
der Schweiz, das endgültig außer Betrieb<br />
genommen wurde und zurückgebaut wird.<br />
Daher waren zu Beginn der Vorbereitungsarbeiten<br />
viele Fragen auch in Bezug auf die<br />
Interpretation des anzuwendenden Regelwerks<br />
<strong>of</strong>fen. Die Stilllegung des Kernkraftwerks<br />
Mühleberg hat für die BKW wie auch<br />
für die gesamte Schweiz Pioniercharakter<br />
und findet auch eine große Aufmerksamkeit<br />
in den Schweizer Medien.<br />
Mit dem vorliegenden ersten Teil des Berichts<br />
wollen wir die Hintergründe für die<br />
Außerbetriebnahme und Stilllegung der<br />
Anlage aus der Sicht der Belegschaft des<br />
KKM schildern und unsere Erfahrungen<br />
auf dem Weg in die Stilllegung weitergeben.<br />
Entsprechend werden wir im Folgenden<br />
darlegen, wie es zum Entscheid zur<br />
Stilllegung des KKM kam, wie die BKW sich<br />
aufgestellt hat, um das Pionierprojekt der<br />
Stilllegung eines Kernkraftwerks in der<br />
Schweiz zu bewältigen, welche rechtlichen<br />
und technischen Fragen zu klären waren<br />
und was wir daraus gelernt haben. Der Bericht<br />
wurde rund ein Jahr nach der EABN<br />
verfasst. Einerseits hatten wir damit die<br />
Gelegenheit, Erfahrungen mit den neu installierten<br />
Systemen und den neuen Aufgaben,<br />
Prozessen und Organisationsstrukturen<br />
zu sammeln, <strong>and</strong>ererseits ist die Erinnerung<br />
an den Weg, der uns in die<br />
Stilllegung führte, noch frisch.<br />
2 Der Entscheid zur Stilllegung<br />
des KKM<br />
Ende des ersten Jahrzehnts des 21. Jahrhunderts<br />
erlebte die Kernenergie in der<br />
Schweiz eine Renaissance, die zur Initiierung<br />
der Planung für mehrere Neubauprojekte<br />
in der Schweiz führte. So wurde am 4.<br />
Dezember 2008 ein Rahmenbewilligungsgesuch<br />
für den Bau eines neuen Leichtwasserreaktors<br />
in Niederruntigen (also in unmittelbarer<br />
Nähe zum bestehenden Kernkraftwerk<br />
Mühleberg) gestellt, zu dem das<br />
Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat<br />
(ENSI) – die Aufsichtsbehörde über<br />
die Kernanlagen in der Schweiz – im September<br />
2010 eine positive Stellungnahme<br />
veröffentlichte [4] und das auch bei der<br />
Bevölkerung des Kantons Bern eine breite<br />
53
Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1 <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2021</strong><br />
Zustimmung f<strong>and</strong>. Diese Entwicklung kam<br />
am <strong>11</strong>. März 20<strong>11</strong&g