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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

11 2021

Focus

• Grid stability

• Decommissioning

Dynamic monitoring of

frequency containment

reserve activation

Grid control with

hydrogen storage

power plants

in future fully

regenerative grids

SAVE THE DATE

vgbe Expert Event

Ecology and Environment

in Hydropower 2022

1 & 2 June 2022

Web Conference

Lead-free cables for

offshore wind farms

The KKM’s path to

decommissioning

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

vgbe eehpp2022-std.indd 1 10.12.2021 11:02:19

ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition


22. Jahrestagung

2022

Next Generation Maintenance – vernetzt, datenbasiert, kollaborativ

22. – 23. März 2022, Berlin

Fachbeiträge der Vorjahre:

3M

Bayer

BASF

BSH Hausgeräte

Clariant

Deutz

Evonik

Georgsmarienhütte

Gerolsteiner Brunnen

GLOBALFOUNDRIES

MIBRAG

Michelin Reifenwerke

PHOENIX CONTACT

SBB

Solvay

thyssenkrupp Steel

Volkswagen

u.v.m.

Die wichtigsten Themen im Überblick

» Digitalisierung mit Mehrwert – Trends und Ansatzpunkte für

die Instandhaltung in einer Brownfield-Umgebung

» Anlagenportfolio und Kosten im Blick – Formulieren einer

flexiblen, bedarfsorientierten Instandhaltungsstrategie

» Datenmanagement – lästige Pflicht oder Königsdisziplin für

die Maintenance?

» Auf dem Weg zu Predictive Maintenance: Von der Zustandserfassung

zur vorausschauenden Wartungsplanung

» Steuern mit Kennzahlen – Monitoring und Verbesserung von

Leistungsprozessen

» Neuerungen der SAP für das technische Asset Management

» Mobile Lösungen für Wartung, Inspektion und wiederkehrende

Prüfungen

» Einsatz von BIM im Asset Life Cycle Management

» Fernwartung/Remote Services: Herausforderungen und Lessons

Learnt bei der Umsetzung

» Anlagenverfügbarkeit sichern durch effizientes Ersatzteil- und

Obsoleszenzmanagement

» Knappe Ressourcen: Kompetenzaufbau und Qualifizierung;

Einsatz von Wissensplattformen

» Mehr Transparenz! Umsetzung von IH-Dashboards zur Steuerung

von Wartungs- und Instandsetzungsmaßnahmen

» Instandhaltung in der Fabrik 4.0 – Einfluss von Robotik und

Automatisierung auf die Maintenance

» Dokumentation entlang des Lebenszyklus – anlagenbezogene

Informationen zeitnah, lückenlos und „aufwandsarm“ erfassen

» Vernetzung und Kollaboration als Wertschöpfungsfaktor

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VGB PowerTech 11 l 2021

Editorial

Cyber security

– An ongoing challenge

Dear Readers,

A major development in the

current ongoing Corona crisis

with its far-reaching consequences

is certainly the

advancing digitalisation that

is reaching far into our everyday

lives and our working

lives. Hardly any work process

or our private lives can

still do without digital technology

and connection to the

internet. However, the longterm

success of digitalisation

will also depend on whether

the people it is supposed to serve also trust it. And this trust

will also depend on how the security situation looks and how

trust and security are communicated. But it also depends,

starting in the chain of security, on each individual and the

awareness of security. For example, anyone who uses “intelligent”

lighting - a word that is very overused today, but is

popular in marketing and rarely reflects its original meaning

- that can be controlled with a smartphone must be aware

that they are ultimately connecting this lamp to the internet

and that it can therefore, in principle, be controlled by any

device connected to the internet - anywhere in the world.

Currently, IT security is once again the subject of public discussion,

because a vulnerability is threatening servers, i.e.

central computer systems, on a broad front. The German

Federal Office for Information Security (BSI) even saw fit to

raise the warning level from orange to red. The vulnerability

is located in a much-used library called Log4j of the Java

software – i.e. a software component that other applications

in turn rely on. The vulnerability can be used to allow attackers

to execute their software code on the servers under certain

circumstances. This would allow them to execute malware,

for example. The vulnerability now identified is limited

to some versions of the Log4j library. However, there is no

complete overview of the software applications in which the

vulnerable versions of Log4j are used. The BSI’s upgrading

is justified by the fact that there have been attacks on servers

worldwide. The installation of updates is recommended

– this is basically a proven way to ensure cyber security, because

software manufacturers have always been in a race

with malware developers to find possible entry points, but

they also provide timely solutions and thus protection. What

is important on the user side, however, is timely patching by

means of updates.

Digitalisation in energy technology and power generation

has always been an important topic. The days when turbines

were controlled with centrifugal governors are long gone -

although this type of control is impressive in its simplicity

and precision. The application of digital technologies in the

field of control and regulation has therefore also been tried

and tested and makes an important contribution to the efficient,

safe, environmentally friendly and economical operation

of energy plants. This has also been accompanied by

“software protection” in energy technology, i.e. the forwardlooking

development and implementation of suitable measures

to protect against threats. An example of the early joint

work on this challenge is the VGB standard “IT Security for

Generation Plants” (VGB-S-175-00-2014-04-DE). Possible

challenges are identified and organisational and technical

requirements are derived from them to reduce possible impacts

to an acceptable level, supplemented by recommendations

for action and further sources of information. In technical

discussions with key stakeholders, the main contents

were discussed and the basic feasibility was confirmed. Basic

terms and threats are presented and derived requirements

are compiled in a structured and clear manner. In addition,

recommendations for action on the individual requirements

are listed in the form of examples for better understanding

and for quick implementation. Since the life cycle of IT technology

and system threats are subject to rapid progress, only

fundamental topics are shown.

The legal acts that have come into force since this publication

was published, both at EU level and in the EU member

states, specify the protection required in the digital sphere,

including for energy generation, which is considered a “critical

infrastructure” with as particularly sensitive sector.

The industry’s forward-looking approach to the topic of “cyber

security – IT security” at vgbe energy* shows how joint

early action can deal with challenges in a targeted and efficient

manner – also in the area of digitalisation and its impressive

dynamics.

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann

Editor in Chief

vgbe energy*

Essen, Germany

* vgbe energy has been the new brand identity of

VGB PowerTech since September 2021.

1


Editorial VGB PowerTech 11 l 2021

Cyber Security

– Eine permanente Herausforderung

Liebe Leserinnen und Leser,

eine wesentliche Entwicklung

in der aktuellen weiter anhaltenden

Corona-Krise mit ihren

weitreichenden Folgen ist

sicherlich die fortschreitende

weit in unseren Alltag und unser

Arbeitsleben hineinreichende

Digitalisierung. Kaum ein Arbeitsprozess

oder unser privates

Leben kommt noch ohne digitale

Technik und Anbindung an

das Internet aus. Der langfristige

Erfolg der Digitalisierung wird

aber auch davon abhängen, ob

die Menschen, denen er ja dienen

soll, der Digitalisierung

auch vertrauen. Und dieses Vertrauen wird auch davon abhängen,

wie die Sicherheitslage aussieht und wie Vertrauen und Sicherheit

vermittelt werden. Dabei kommt es aber auch, und beginnend in

der Kette der Sicherheit, auf jeden einzelnen an und das Bewusstsein

für Sicherheit. Wer zum Beispiel „intelligente“ – ein heute sehr

überstrapaziertes aber im Marketing gern verwendetes Wort, das

nur noch selten seine ursprüngliche Bedeutung widerspiegelt –

Leuchtmittel verwendet, die mit dem Smartphone gesteuert werden

können, muss sich bewusst sein, dass er diese Lampe letztendlich

an das Internet anschließt und sie damit vom Grundsatz her

von jedem beliebigen am Internet angeschlossenen Gerät – weltweit

– gesteuert werden kann.

Aktuell mach die IT-Sicherheit erneut öffentlich von sich reden, denn

eine Schwachstelle bedroht auf breiter Front Server, also zentrale

Computersysteme. Das deutsche Bundesamt für Sicherheit (BSI)

in der Informationstechnik sah sich sogar veranlasst, die Warnstufe

von Orange auf Rot hoch zu setzen. Die Schwachstelle befindet

sich in einer viel benutzten Bibliothek mit dem Namen Log4j der

Java-Software – also einer Softwarekomponenten, auf die wiederum

andere Anwendungen zurückgreifen. Die Sicherheitslücke kann

dafür verwendet werden, dass Angreifer unter Umständen ihren

Softwarecode auf den Servern ausführen können. Damit könnten

sie zum Beispiel Schadprogramme ausführen. Die jetzt identifizierte

Schwachstelle ist auf einige Versionen der Bibliothek Log4j beschränkt.

Allerdings gibt es keinen vollständigen Überblick dazu, in

welchen Softwareanwendngen die gefährdeten Versionen von Log4j

genutzt werden. Die Höherstufung des BSI wird damit begründet,

dass es weltweit Angriffe auf Server gegeben habe. Die Installation

von Updates wird empfohlen – dies ist ein grundsätzlich probater

Weg, um Cybersicherheit zu gewährleisten, denn Softwarehersteller

liefern sich mit den Entwicklern von Schadsoftware seit jeher ein

Rennen rund um mögliche Einfallstore, liefern aber auch zeitnah

Lösungen und damit Schutz. Wichtig ist auf Anwenderseite aber das

zeitnahe Patchen mittels der Updates.

Digitalisierung in der Energietechnik und Energieerzeugung ist seit

jeher ein wichtiges Thema. Die Zeiten als Turbinen noch mit Fliehkraftreglern

gesteuert wurden sind lange vorbei – obgleich diese

Art der Regelung mit ihrer Einfachheit und Präzision schon beeindruckend

ist. Die Anwendung digitaler Technologien im Bereich

von Steuerung & Regelung ist von daher auch bewährt und leistet

einen wichtigen Beitrag zum effizienten, sicheren, umweltschonenden

und wirtschaftlichen Betrieb der Energieanlagen. Damit einher

gegangen ist auch der „Softwareschutz“ in der Energietechnik, also

die vorausblickende Entwicklung und Implementierung geeigneter

Maßnahmen zum Schutz vor Bedrohungen. Ein Beispiel für die

frühzeitig gemeinsame Beschäftigung zu dieser Herausforderung

ist der VGB-Standard „IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen“ (VGB-

S-175-00-2014-04-DE). Mögliche Herausforderungen werden aufgezeigt

und daraus abgeleitet werden organisatorische und technische

Anforderungen zur Absenkung möglicher Auswirkungen auf

ein zu akzeptierendes Niveau, ergänzt durch Handlungsempfehlungen

und weitere Informationsquellen. In Fachgesprächen mit wichtigen

Beteiligten wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert und

die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt. Grundlegende Begriffe

und Bedrohungen werden vorgestellt und abgeleitete Anforderungen

strukturiert und übersichtlich zusammengestellt. Ergänzend

sind Handlungsempfehlungen zu den einzelnen Anforderungen

zum besseren Verständnis und für die schnelle Umsetzung im Sinne

von Beispielen aufgeführt. Da der Lebenszyklus der IT-Technik und

die Systembedrohungen einem rasanten Fortschritt unterliegen,

werden nur grundlegende Themen aufgezeigt.

Die seit Erscheinen dieser Veröffentlichung in Kraft getretenen

Rechtsakte sowohl auf EU-Ebene als auch in den EU-Mitgliedsstaaten

präzisieren den erforderlichen Schutz im digitalen Bereich,

auch für die Energieerzeugung, die als „Kritische Infrastruktur“ mit

als besonders sensibler Sektor gilt.

Die vorausschauende Beschäftigung mit dem Thema „Cyber Security

– IT-Sicherheit“ der Branche beim vgbe energy* zeigt dabei, wie

durch gemeinsames frühzeitiges Handeln zielgerecht und effizient

mit Herausforderungen umgegangen werden kann – auch im Bereich

der Digitalisierung und ihrer beeindruckenden Dynamik.

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann

Chefredakteur

vgbe energy*

Essen, Deutschland

* vgbe energy ist seit September 2021 der neue Markenauftritt

des VGB PowerTech.

2


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WÖRTERBUCH MIT

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Contents VGB PowerTech 11 l 2021

vgbe Expert Event

Ecology and Environment in Hydropower 2022

Save the date!

| 1 & 2 June 2022

Web Conference | Live & OnLine

| vgbe | Hydro – Office

E-mail: vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy

www.vgbe.energy

International Journal for Generation

and Storage of Electricity and Heat 11 l 2021

Cyber security – An ongoing challenge

Cyber Security – Eine permanente Herausforderung

Christopher Weßelmann 1

Abstracts/Kurzfassungen6

Members‘ News 8

“Grids”17

Industry News 22

News from Science & Research 30

Power News 34

Events in Brief36

Grid control with hydrogen storage power plants

in future fully regenerative grids

Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraft werken

in zukünftig voll-regenerativen Netzen

Harald Weber 39

Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation

Dynamische Überwachung der Aktivierung der Primärregelleistung

Philipp Maucher and Hendrik Lens 45

The KKM’s path to decommissioning

Part 1: Preparation and framework conditions

Der Weg des KKM in die Stilllegung

Teil 1: Vorbereitung und Rahmenbedingungen

Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute and Martin Saxer 53

Supplementary pre-firing to increase the output

of gas and steam turbine plants

Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der Leistung

von Gas- und Dampfturbinenanlagen

Mustafa Youssef 62

The Belt and Road Initiative: The role for coal

Die Initiative „Belt and Road“: Die Rolle der Kohle

Stephanie Metzger 64

Technology developments in the cofiring of biomass

Technologische Entwicklungen bei der Mitverbrennung von Biomasse

Xing Zhang and Simone Meloni 67

Digitalization & lubricant analyses – an efficient partnership

Digitalisierung & Schmierstoffanalysen – eine effiziente Partnerschaft

Stefan Mitterer 70

Lead-free cables as the solution of the future

for offshore wind farms

Bleifreie Leitungen als Lösung der Zukunft für Offshore-Windparks

Jan Flötotto and Thomas Brand 74

4


VGB PowerTech 11 l 2021

Contents

SAVE THE DATE

vgbe Expert Event

Ecology and Environment

in Hydropower 2022

1 & 2 June 2022

Web Conference

vgbe eehpp2022-std.indd 1 10.12.2021 11:02:19

Green Hydrogen – Ball valves for hydrogen applications

Green Hydrogen – Kugelhähne für Wasserstoff-Anwendungen 76

LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen 2021

LKH2 – Laserkolloquium Wasserstoff 2021 – Veranstaltungsbericht 78

U.S. EIA: International Energy Outlook 2021

With projections to 2050 – Summary

U.S. EIA: Internationaler Energieausblick 2021 (IEO2021)

U.S. Energy Information Administration 81

Operating results 85

VGB News 89

Personalien91

Inserentenverzeichnis94

Events95

Imprint96

Preview VGB PowerTech 12|2021 96

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

volumes, are available for free download at

https://www.vgbe.energy/vgb-powertech-journal/

Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020

der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:

https://www.vgbe.energy/vgb-powertech-journal/

VGB POWERTECH online

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

free online service at YUMPU. Read VGB POWERTECH at

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

VGB POWERTECH online

Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona

Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.

Lesen Sie die VGB POWERTECH online unter

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

5


Abstracts VGB PowerTech 11 l 2021

Grid control with hydrogen storage power

plants in future fully regenerative grids

Harald Weber

In the course of the energy transition, more and

more electrical energy is generated by wind and

PV plants. Some of this energy has to be stored

in large chemical storage facilities (storage power

plant). These new players are connected to

the three-phase grid with converters and, due to

the system, no longer have flywheel masses. The

conventional power plants, on the other hand,

will decrease in number. Therefore, the storage

power plants must take over all the tasks of the

conventional power plants, both for grid control

and for secondary coupling.

Dynamic monitoring of Frequency

Containment Reserve activation

Philipp Maucher and Hendrik Lens

Frequency Containment Reserve (FCR), also

known as primary control reserve, is the fastest

active power reserve (APR) used for system

balancing. In the past, FCR was provided by a

limited number of large units and the technical

requirements on FCR activation could be

monitored by a manual procedure. Due to the

fact that FCR increasingly is provided by a large

number of smaller units, manual procedures are

no viable option for the future. For this reason,

this article describes an automated concept for

monitoring the quality of the activation of FCR

during operation. This article presents a method

for the separation of different APR products

based on dynamic models. Finally, the article

discusses results obtained with the proposed

monitoring concept for different kinds of noncompliant

FCR activation such as limited or delayed

activation.

The KKM’s path to decommissioning

Part 1: Preparation and

framework conditions

Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute

and Martin Saxer

The Mühleberg nuclear power plant (KKM) finally

ceased operations on December 20, 2019.

Following this date several plant modifications

were performed to prepare the site for decommissioning.

On September 15, 2020 KKM became

the first commercial Swiss nuclear power

plant (NPP) to be decommissioned and dismantled.

The decommissioning of the Mühleberg

nuclear power plant is therefore a pioneering

project for BKW and for Switzerland as a whole

and is also attracting attention in the Swiss media.

With this two-part report, we want to describe

the processes which led to the shutdown

of the plant and the following decommissioning

from the perspective of the people involved

at KKM and summarize some of the lessons

learned on this path.

Supplementary pre-firing to increase the

output of gas and steam turbine plants

Mustafa Youssef

The method presented here concerns a new

auxiliary pre-firing for increasing steam generation

and power in gas and steam turbine plants

with single or sequential combustion of the gas

turbines. Supplementary firing is most commonly

used in combined-cycle cogeneration

plants where the process steam flow needs to

be varied independently of the electrical power

generated. The GT exhaust gas temperature can

be increased up to 780 °C. This requires special

alloys in the heating surfaces of the reheater

and superheater to withstand the increased

temperatures. The aim of the new process is

to make better use of the excess air in the gas

turbine flow by means of a new auxiliary firing

in order to increase steam generation and plant

output and to avoid operating problems.

The Belt and Road Initiative:

The role for coal

Stephanie Metzger

The Chinese Belt and Road Initiative (BRI),

launched in 2013 by Chinese President Xi Jinping,

is a worldwide infrastructure building initiative

that aims to connect China and its allies

with energy, transport, communications, and

cultural links. Nearly half of BRI investment to

date has gone to the energy sector, including

both fossil fuel and renewable projects. Coal

projects have secured a significant amount of

BRI funding. Considering divestment decisions

from international financial institutions

and many large private banks, China’s willingness

to support coal mines and power plants is

increasingly important. However, the BRI has

been criticised by some as promoting a highly

polluting model of growth. This investigation

of the structure and implementation of the BRI,

includes an in-depth review of the Chinese approach

to concessional lending, the impact of

the increasingly strict global environmental targets,

and the effects of Covid-19.

Technology developments

in the cofiring of biomass

Xing Zhang and Simone Meloni

Although declining in Europe and Canada, cofiring

biomass with coal is a subject of growing

interest in Asia so work continues on developing

the technology. This review facilitates the technology

transfer ‘from West to East’. Cofiring biomass

can help meet various Sustainable Development

Goals including Goal 7 affordable and

clean energy, Goal 9 industry innovation and

infrastructure, Goal 12 ensure sustainable consumption

and production, and Goal 13 climate

action. However, government support, and favourable

regulatory and environmental policies

are still required for the widespread deployment

of cofiring.

Digitalization & lubricant analyses

– an efficient partnership

Stefan Mitterer

Justifiably, oil analyses are a key topic in condition

monitoring of lubricating oils and machines.

They provide reliable values for setting

an ideal oil change interval as well as for contamination

control and show abnormal wear

conditions at an early stage. Since technology

changes rapidly, higher demands are placed on

lubrication. These requirements can only be met

by new special lubricants that are increasingly

developed for particular applications. In the

field of Oil & Condition Monitoring, oil analyses

are well-established. Reliable statements

regarding the condition of many machines and

their oil-lubricated components are made based

on oil analyses. Moreover, the analyses are essential

for providing a prognosis about the oil´s

remaining service life and for implementing

individual and effective oil maintenance measurements.

Lead-free cables as the solution of the future

for offshore wind farms

Jan Flötotto and Thomas Brand

Wind energy continues to develop into one of

the central energy sources in Germany. Offshore

turbines are being designed for ever greater capacities,

which poses new challenges for the

transmission of energy in the wind turbines

and in the offshore wind farms. In addition to

technical challenges, health aspects also play

an important role. Operators of offshore wind

farms are increasingly designing their systems

for higher voltages because, on the one hand,

the demand for power is constantly increasing

and, on the other hand, it is possible to transmit

the energy generated from the wind turbine

(WTG) to shore much more efficiently. The

offshore parks are currently operating at the

66 kV voltage level, and an upgrade to 132 kV is

in preparation. These conditions place high demands

on the plants and the cable connections

and connection sets used.

Green Hydrogen – Ball valves

for hydrogen applications

The use of hydrogen is of increasing importance

for many industrial sectors. In order to

reduce greenhouse gas emissions, the medium

is increasingly being produced sustainably and

“green” by electrolysis processes, placing high

demands on suitable valves. Hydrogen is a

medium with a certain hazard potential. The

element forms very small molecules that can

penetrate the structure of steel fittings and lead

to brittleness and cracks. It is also rapidly combustible

and explosive with low ignition energy.

These properties can be controlled with experience,

especially where shut-off devices have to

be suitable for the delicate medium. Perrin, a

member of the Japanese Kitz Group, has been

designing and manufacturing certified special

ball valves for a wide variety of hydrogen applications

in Germany for decades and is involved

with its expertise in a wide range of projects

in the growing clean energy sector and the climate-friendly

use of hydrogen in industry.

LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen 2021

Germany is to become climate-neutral by 2045.

This is only possible with new technologies that

are sustainable, efficient and economical at the

same time. Hydrogen technology will play a key

role in this. As a forum for interdisciplinary exchange

between representatives from industry

and research, the Fraunhofer Institute for Laser

Technology ILT 2020 has therefore launched

the LKH2 – Laser Colloquium Hydrogen. It took

place for the second time in mid-September

2021. The focus was once again on the question

of what contribution laser technology can make

to efficiently and effectively manufacturing the

key components of the technology - fuel cells

and bipolar plates - in the future.

U.S. EIA: International Energy Outlook 2021

With projections to 2050 – Summary

U.S. Energy Information Administration

If current policy and technology trends continue,

global energy consumption and energyrelated

carbon dioxide emissions will increase

through 2050 as a result of population and economic

growth

6


VGB PowerTech 11 l 2021

Kurzfassungen

Netzregelung mit Wasserstoff-

Speicherkraft werken in zukünftig

voll-regenerativen Netzen

Harald Weber

Im Zuge der Energiewende wird mehr und mehr

elektrische Energie von Wind- und PV-Anlagen

er zeugt. Diese Energie muss zum Teil in großen

chemischen Speichern gespeichert werden

(Speicher kraftwerk). Diese neuen Player

werden mit Umrichtern an das Drehstromnetz

angeschlossen und weisen systembedingt keine

Schwungmassen mehr auf. Die konventionellen

Kraftwerke dagegen werden in ihrer Anzahl zurückgehen.

Deshalb müssen die Speicherkraftwerke

alle Aufgaben der konventionellen Kraftwerke

übernehmen und das sowohl für die Netzregelung

als auch für die Sek torenkopplung.

Dynamische Überwachung der Aktivierung

der Primärregelleistung

Philipp Maucher and Hendrik Lens

Frequency Containment Reserve (FCR), auch

bekannt als Primärregelleistung, ist die schnellste

Art der Regelleistung (RL), die zur Frequenzhaltung

eingesetzt wird. In der Vergangenheit

wurde die FCR durch eine geringe Anzahl an

großen Kraftwerken erbracht. Die technischen

Anforderungen an die FCR-Aktivierung konnten

daher manuell überprüft werden. Da die FCR

zunehmend von einer großen Anzahl an kleineren

Einheiten bereitgestellt wird, sind manuelle

Verfahren in Zukunft keine praktikable Option.

Aus diesem Grund wird in diesem Artikel ein

Konzept für ein automatisiertes Monitoring der

FCR-Erbringungsqualität im Betrieb vorgestellt.

Dieser Artikel präsentiert eine Methode zur

Trennung verschiedener RL-Produkte basierend

auf dynamischen Modellen. Abschließend werden

die mit dem vorgeschlagenen Monitoringkonzept

erhaltenen Ergebnisse für verschiedene

Arten nicht-konformer FCR-Aktivierung, wie

z.B. begrenzte oder verspätete Erbringung, diskutiert.

Der Weg des KKM in die Stilllegung

Teil 1: Vorbereitung und

Rahmenbedingungen

Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute

und Martin Saxer

Das Kernkraftwerk Mühleberg (KKM) hat am

20. Dezember 2019 den Leistungsbetrieb endgültig

eingestellt. Nach der Etablierung des

technischen Nachbetriebs erfolgte am 15. September

2020 die endgültige Außerbetriebnahme.

Seitdem befindet sich das Kraftwerk in der

Stilllegung. Das Kernkraftwerk Mühleberg ist

damit das erste kommerzielle Kernkraftwerk in

der Schweiz, das stillgelegt und zurückgebaut

wird. Die Stilllegung des Kernkraftwerks Mühleberg

hat für die BKW wie auch für die gesamte

Schweiz Pioniercharakter und findet eine große

Aufmerksamkeit in den Schweizer Medien. Mit

dem vorliegenden zweiteiligen Bericht wollen

wir die Hintergründe für die Außerbetriebnahme

und Stilllegung der Anlage aus der Sicht der

Belegschaft des KKM schildern und unsere Erfahrungen

auf dem Weg in die Stilllegung weitergeben.

Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der

Leistung von Gas- und

Dampfturbinenanlagen

Mustafa Youssef

Das hier vorgestellte Verfahren betrifft eine

neue Zusatzvorfeuerung zur Steigerung der

Dampferzeugung und der Leistung in Gas- und

Dampfturbinenanlagen mit einfacher oder sequentieller

Verbrennung der Gasturbinen. Das

Ziel des neuen Verfahrens ist, durch eine neue

Zusatzfeuerung den Luftüberschuss im Gasturbinenstrom

besser zu nutzen, um die Dampferzeugung

und die Anlageleistung zu erhöhen und

die Betriebsproblemen zu vermeiden. Im neuen

Verfahren wird der Luftüberschuss im Gasturbinenstrom

genutzt und die Brennleistung nach

dem Kompressoraustritt bei gleicher Endtemperatur

der GT- Brennkammer von ca. 1.400 °C

erhöht. Dies ist möglich, wenn ein Luftstrom am

Kompressoraustritt angezapft und außerhalb

der Gasturbine gekühlt, durch eine Vorbrennkammer

geheizt, durch einen Gaskühler gekühlt

und vor dem GT-Brennkammer für weitere Feuerung

in die Gasturbine geführt wird.

Die Initiative „Belt and Road“:

Die Rolle der Kohle

Stephanie Metzger

Die „Belt and Road Initiative“(BRI) ist Chinas

außenpolitisches Aushängeschild, mit dem die

wirtschaftliche Zusammenarbeit zwischen China

und Ländern in aller Welt gefördert werden

soll. Mehr als 130 Länder, die über zwei Drittel

der Weltbevölkerung repräsentieren, haben

sich der Initiative angeschlossen. Das Hauptziel

der BRI ist die Stärkung der Infrastruktur und

der Handelsbeziehungen in einer Vielzahl von

Sektoren, darunter Energie, Verkehr, Kommunikation

und Produktion. Die Projekte werden

in der Regel von chinesischen Unternehmen

geleitet und haben Zugang zu günstigen chinesischen

Finanzierungen, während die Partnerländer

die Entwicklungsagenda bestimmen. Die

Kohle spielt in der BRI eine große Rolle: China

investierte zwischen 2014 und 19 in 68 GW an

Kohlekraftwerken in BRI-Ländern. Die Finanzierung

ist zwar ein wichtiger Faktor, aber Chinas

Entwicklung von Kohlekraftwerken im Ausland

wird auch durch sein Fachwissen und seine Innovationen

bei der Entwicklung und Herstellung

von Kohlekraftwerken erleichtert.

Technologische Entwicklungen bei der

Mitverbrennung von Biomasse

Xing Zhang und Simone Meloni

Obwohl in Europa und Kanada rückläufig, ist die

Mitverbrennung von Biomasse mit Kohle in Asien

von wachsendem Interesse, so dass weiter an

der Entwicklung dieser Technologie gearbeitet

wird. Diese Übersicht erleichtert den Technologietransfer

„von West nach Ost“. Die Mitverbrennung

von Biomasse kann dazu beitragen, verschiedene

Ziele für nachhaltige Entwicklung zu

erreichen, darunter Ziel 7 (erschwingliche und

saubere Energie), Ziel 9 (industrielle Innovation

und Infrastruktur), Ziel 12 (Gewährleistung

eines nachhaltigen Verbrauchs und einer nachhaltigen

Produktion) und Ziel 13 (Klimaschutz).

Digitalisierung & Schmierstoffanalysen –

eine effiziente Partnerschaft

Stefan Mitterer

Ölanalysen sind ein zentrales Thema in der Zustandsüberwachung

von Schmierölen und Maschinen.

Sie stellen zuverlässige Werte für das

Festlegen eines idealen Ölwechsel-Intervalls und

die Überwachung von Verunreinigungen bereit

und zeigen ungewöhnliche Verschleißzustände

bereits zu einem frühen Zeitpunkt auf. Schneller

technologischer Fortschritt stellt wesentlich

höhere Anforderungen an die Schmierung, welche

nur durch neue und spezielle Schmierstoffe

erfüllt werden können. Ölanalysen sind fest im

Bereich der Öl- und Zustandsüberwachung etabliert.

Sie sind die Basis, um zuverlässige Aussagen

bezüglich des Zustands vieler Maschinen

und ihrer Öl-geschmierten Komponenten zu

treffen.

Bleifreie Leitungen als Lösung der Zukunft

für Offshore-Windparks

Jan Flötotto und Thomas Brand

Offshore-Windenergie-Anlagen werden auf immer

größere Kapazitäten ausgelegt, was neue

Herausforderungen an die Energieübertragung

in den Windkraftanlagen und in den Off shore-

Windparks. Neben technischen Herausforderungen

spielen auch gesundheitliche Aspekte

eine wichtige Rolle. Betreiber von Offshore-

Anlagen legen ihre Systeme zunehmend auf

höhere Spannungen aus, weil zum einen der

Bedarf an Leistung stetig steigt und zum anderen

eine deutliche effizientere Übertragung der

gewonnenen Energie von der Windkraftanlage

(WKA) an Land erfolgen kann. In den Offshore-Parks

wird aktuell in der 66 kV Spannungsebene

gearbeitet, ein Upgrade auf 132 kV ist in

Vorbereitung. Diese Bedingungen stellen hohe

Anforderungen an die Anlagen und die eingesetzten

Kabelverbindungen und Anschlussgarnituren

dar.

Green Hydrogen – Kugelhähne für

Wasserstoff-Anwendungen

Der Einsatz von Wasserstoff ist für viele Industriebereiche

von zunehmender Bedeutung. Zur

Senkung der Treibhausgas-Emissionen wird das

Medium durch Elektrolyseverfahren vermehrt

nachhaltig und „grün“ erzeugt und stellt dabei

hohe Ansprüche an geeignete Armaturen.

Wasserstoff ist ein Medium mit einem gewissen

Gefahrenpotenzial. Das Element bildet sehr kleine

Moleküle, die in die Struktur von Stahl-Armaturen

eindringen und zu Sprödigkeit und Rissen

führen können. Er ist zudem bei geringer Zündenergie

schnell brennbar und explosiv. Diese

Eigenschaften lassen sich mit Erfahrung beherrschen,

vor allem dort, wo Absperrorgane für das

heikle Medium geeignet sein müssen. Das zur

japanischen Kitz-Gruppe gehörende Unternehmen

Perrin entwirft und fertigt in Deutschland

seit Jahrzehnten zertifizierte Spezialkugelhähne

für unterschiedlichste Wasserstoff-Anwendungen

und ist mit seiner Expertise an vielfältigen

Projekten im wachsenden Clean-Energy-Sektor

und zum klimaschonenden Einsatz von Wasserstoff

in der Industrie beteiligt.

LKH2 – Laserkolloquium Wasserstoff 2021

Veranstaltungsbericht

Bis 2045 soll Deutschland klimaneutral werden.

Möglich ist das nur mit neuen Technologien, die

nachhaltig, effizient und wirtschaftlich zugleich

sind. Eine Schlüsselrolle wird dabei die Wasserstoff-Technologie

spielen. Als Forum des interdisziplinären

Austausches zwischen Vertretern aus

Industrie und Forschung hat das Fraunhofer-Institut

für Lasertechnik ILT 2020 deshalb das LKH2

– Laserkolloquium Wasserstoff ins Leben gerufen.

Mitte September 2021 fand es zum zweiten

Mal statt. Im Mittelpunkt stand erneut die Frage,

welchen Beitrag die Lasertechnik leisten kann,

um die Schlüsselkomponenten der Technologie –

Brennstoffzellen und Bipolarplatten – in Zukunft

effizient und effektiv zu fertigen.

U.S. EIA: Internationaler Energieausblick

2021 (IEO2021)

U.S. Energy Information Administration

Der International Energy Outlook (IEO) präsentiert

die Einschätzung der U.S. Energy Information

Administration (EIA) zu den Aussichten für

die internationalen Energiemärkte.

7


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Members´ News VGB PowerTech 11 l 2021

Members´

News

Hüscherabach: Ein modernes

Kleinwasserkraftwerk im Einklang

mit Energiestrategie und Umwelt

(alpiq) Alpiq und die Gemeinde Rheinwald

haben in Splügen (GR) gemeinsam das

komplett erneuerte Kleinwasserkraftwerk

Hüscherabach eingeweiht. Das modernisierte

und leistungsmässig stark erweiterte

Wasserkraftwerk produziert neu rund 6,1

Millionen kWh Strom aus erneuerbarer

Energie pro Jahr. Dies entspricht dem

durchschnittlichen Jahresverbrauch von

1500 Haushalten.

Seit Juli 2021 und nach nur 16 Monaten

Bauzeit nutzt das komplett erneuerte

Kleinwasserkraftwerk in Splügen wieder

das Wasser des Hüscherabachs zur Produktion

von Strom aus erneuerbarer Energie.

Mit festlichen Reden von Christian Simmen-Schumacher

(Gemeindepräsident

Gemeinde Rheinwald), Thomas Schmid

(Amtsleiter Amt für Energie und Verkehr

des Kantons Graubünden), Xavier Sinnhuber

(Verwaltungsratspräsident Wasserkraftwerk

Hüscherabach AG) und Matthias

Zwicky (Leiter internationale Stromproduktion

und erneuerbare Energien, Alpiq)

wurde es offiziell eingeweiht. Die Bevölkerung

erhielt im Rahmen eines Tages der

offenen Tür die Gelegenheit, hinter die Kulissen

der umweltfreundlichen Stromproduktion

zu blicken.

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

Millionen kWh pro Jahr

Das neue, hochmoderne Kraftwerk ersetzt

die alte, zur Gemeinde Rheinwald gehörende

Anlage aus den 1930er Jahren.

Mit dem neuen Kraftwerk wird die Produktion

von erneuerbarer, einheimischer Energie

beinahe auf das Sechsfache gesteigert.

Die Energieproduktion wird von 1,1 Millionen

auf rund 6,1 Millionen kWh pro Jahr

erhöht, was dem durchschnittlichen Jahresverbrauch

von rund 1500 Haushalten

entspricht.

Der Neubau ist also mit einer markanten

Leistungs- und Produktionssteigerung verbunden

und ist somit ganz im Sinn der

Energiestrategie 2050 des Bundes. Wasserkraft

ist die wichtigste erneuerbare Energieressource

der Schweiz. Ihr Potenzial soll

möglichst optimal genutzt werden – unter

anderem mit der erheblichen Erweiterung

bestehender Anlagen wie dies nun am Hüscherabach

der Fall ist.

Das Kleinwasserkraftwerk mit großer

Fallhöhe (238 m) nutzt den Hüscherabach,

der bei Splügen in den Hinterrhein mündet.

Die Hochdruckanlage besteht aus einer

Wasserfassung, einer 2’240 Meter langen

Druckleitung und der Zentrale, in welcher

eine Peltonturbine mit 1,95 MW Leistung

untergebracht ist. Die Arbeiten dauerten

trotz den Herausforderungen, welche

die Corona-Pandemie mit sich gebracht

hat, lediglich 16 Monate. Beim Bau haben

auch lokale Unternehmen mitgewirkt.

Bestätigung der Partnerschaft

Alpiq und die Gemeinde Rheinwald investierten

rund 8 Millionen Franken in den

Bau des Kleinwasserkraftwerks. Die beiden

Partner halten 60 bzw. 40 Prozent an der

Wasserkraftwerk Hüscherabach AG. Das

Projekt wird durch das Investitionsförderprogramm

des Bundes zur Produktion von

Strom aus erneuerbaren Energiequellen

unterstützt. Alpiq und die Gemeinde

Rheinwald sind langjährige Partner und

betreiben seit 2012 in Splügen das Kleinwasserkraftwerk

Tambobach. Diese beispielhafte

und fruchtbare Zusammenarbeit

ermöglicht es der Gemeinde, die lokale

Wirtschaft neben Tourismus und Landwirtschaft

weiter zu entwickeln.

Massnahmen zugunsten der Umwelt

Der Neubau des bestehenden Wasserkraftwerks

wurde durch Umweltspezialisten

begleitet. Es wurden mehrere Maßnahmen

zur Verringerung der Umweltauswirkungen

des Kraftwerks getroffen. Sie betreffen

unter anderem den Fischschutz: An

der Wasserfassung, die sich bei der Marmorbrücke

an der Splügenstrasse befindet,

können Fische in ein Becken absteigen und

sorgt ein Feinrechen dafür, dass keine Fische

in das Triebwassersystem gelangen

können. Zudem ist dank einer abflussdynamischen

Dotierung eine natürliche Restwassermenge

im Bach sichergestellt.

Die Wasserkraftwerk Hüscherabach AG

trägt zudem finanziell zu einem umfassenden

ökologischen Ausgleichsprogramm zur

Revitalisierung des Hinterrheins auf dem

Gebiet der Gemeinde Rheinwald bei. Mit

diesem Projekt wird das Flussbett des Hinterrheins

verbreitert und dadurch eine

möglichst ursprüngliche Morphologie mit

verzweigtem Flusslauf wiederhergestellt.

Die Revitalisierung des Hinterrheins im Gebiet

Aebi wird die Vielfalt der aquatischen

und terrestrischen Lebensräume fördern

sowie eine Aufwertung der Landschaft und

eine Attraktivitätssteigerung als Naherholungsgebiet

für die Bevölkerung und für

Touristen mit sich bringen. Es soll in den

kommenden Jahren realisiert werden.

LL

www.alpiq.com (213461327)

www.rheinwald.ch

Axpo: Größte alpine Solaranlage

der Schweiz produziert

erstmals Strom

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

(Verwaltungsratspräsident Wasserkraftwerk Hüscherabach AG), Christian Simmen-Schumacher

(Gemeindepräsident Gemeinde Rheinwald), Matthias Zwicky (Leiter internationale

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

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

(axpo) Zusammen mit Energieministerin

Simonetta Sommaruga haben Axpo, IWB

und Denner einen Meilenstein des Pionierprojekts

AlpinSolar gefeiert. Die Solaranlage

an der Muttsee-Staumauer produzierte

erstmals Strom. Die anschließende Podiumsdiskussion

zeigte: Für eine erfolgreiche

Energiewende in der Schweiz braucht

es genau solche Anlagen. Ähnlichen Projekten

stellen sich allerdings erhebliche

Herausforderungen.

AlpinSolar, das Pionierprojekt von Axpo

und IWB an der Muttsee-Staumauer, ist im

Bau bereits weit fortgeschritten und hat

erstmals Strom produziert. Dies haben die

Partner Axpo und IWB zusammen mit dem

künftigen Stromabnehmer Denner in Linthal

GL gefeiert. In seiner Begrüßung zeigte

sich Axpo Verwaltungsratspräsident Tom

8


VGB PowerTech 11 l 2021

Members´News

Sieber stolz: „Es ist uns mit AlpinSolar gelungen,

ein Pionierprojekt umzusetzen. Es

war eine Knacknuss, aber heute feiern wir

einen Meilenstein.“.

In ihrer Ansprache an die rund 70 Teilnehmenden

würdigte Bundesrätin Simonetta

Sommaruga das Projekt: „Die neue

alpine Solaranlage ist ein zukunftsweisendes

Projekt, weil hier vor allem für den

Winter produziert wird, wenn wir verstärkt

einheimischen Strom brauchen. Die Anlage

zeugt vom Willen, in der Schweiz in den

Ausbau der erneuerbaren Energien zu investieren

– und damit unsere Versorgungssicherheit

zu stärken.“

Die anschließende Podiumsdiskussion

mit Bundesrätin Simonetta Sommaruga,

Axpo CEO Christoph Brand, IWB CEO

Claus Schmidt und Denner CEO Mario

Irminger machte deutlich, wie dringend

es Anlagen wie AlpinSolar braucht. Will

die Schweiz die Energiewende schaffen,

sind – vor allem im Winter – zusätzliche

erneuerbare Produktionskapazitäten nötig.

Ähnlichen Projekten stellen sich allerdings

erhebliche Herausforderungen.

Um solche zu realisieren, benötigen Investoren

einfachere und schnellere Bewilligungsverfahren

sowie einen Förderrahmen,

der den Bau von Großanlagen

wirtschaftlich macht.

Viel Solarstrom – auch im Winter

Die 2,2-Megawatt-Solaranlage auf 2.500

Metern über Meer an der Muttsee-Staumauer

des Pumpspeicherwerks Limmern

wird pro Jahr rund 3,3 Millionen Kilowattstunden

Strom produzieren. Gegen 5.000

Solarmodule montieren die Spezialisten

an der Staumauer, die optimal nach Süden

ausgerichtet ist. Dank ihrer alpinen Lage

wird die Anlage rund die Hälfte ihrer Produktion

während des Winterhalbjahres liefern.

Die Bauarbeiten hätten diesen Herbst

beendet werden sollen, doch schlechte

Wetterverhältnisse und Verzögerungen in

den weltweiten Lieferketten verlangsamten

den Baufortschritt. Die Anlage wird im

August 2022 vollständig in Betrieb gehen.

Die beiden Energieunternehmen Axpo und

IWB erstellen die Anlage im Rahmen einer

Partnerschaft. Denner, der größte Discounter

der Schweiz, wird den alpinen Solarstrom

während 20 Jahren mittels Stromabnahmevertrags

(Power Purchase

Agreement PPA) beziehen.

LL

www.alpinsolar.ch (213461330)

ČEZ nuclear power plants are the

first in the world to undergo an

information and cybernetic

security audit

(cez) The condition and set-up of protection

of information systems of nuclear power

plants, as well as employee awareness of

the importance of information and cyber

security and compliance, and the compliance

of existing conditions at ČEZ with statutory

requirements. Those are only examples

of areas on which an audit of the Information

Security Management System

(ISMS) focused. Dukovany and Temelín are

among the world’s first nuclear facilities to

successfully undergo the process.

Not only fences, no-fly zones, and multiple

back-ups of security systems. According

to the current requirements of international

organisations, the features of nuclear

power plant protection include the maximum

reasonably attainable level of information

and cyber security. And that was

the focus of the international certification

audit. Aside from an evaluation of documentation

and physical checks at six locales

of the ČEZ nuclear power plant division,

the audit also included an analysis of

the handling of actual security incidents

and interviews with more than fifty employees.

“Cyber security is one of our priorities.

We take threats and risks very seriously

and can never be entirely satisfied. We

continuously update and regularly check

our security measures, which is also the

case of the recently completed ISMS certification

audit,” says Chairman of the Board

and CEO of ČEZ Daniel Beneš.

Last year alone, ČEZ detected 6.5 times

more suspicious activities in the network

than in 2017. In the sphere of critical infrastructure

protection, we intensively cooperate

with security forces and institutions,

including the National Cyber and Information

Security Agency (NÚKIB), Military Intelligence

(VZ), and Czech Police (PČR).

That is one of the reasons why we were

among the first in the Czech Republic to

launch our own unique monitoring centre,

in the second half of September – the iSOC

(Integrated Security Operations Center)

which monitors the protection of ČEZ

Group in terms of physical, information,

and cyber security.

“According to our statistics, last year

alone hackers attacked every fifth hospital

in the country. We alone have registered

dozens of attempts on a daily basis. Being

aware of the importance of distribution

networks and key sources of power generation,

we place utmost emphasis on cyber

security,” explains the Director of the ČEZ

Group Security Department, Daniel Rous.

The nuclear power plants themselves, on

which the audit centred, are among the

most closely watched operations in the

Czech Republic. Of the European energy

companies approached, the ČEZ Nuclear

Power Plant Division was the first to undergo

the international ISMS audit.

“In the nuclear power sector, an outside

view is extremely valuable. Security, including

cyber security, is one of our greatest

priorities, and because of the risk of socalled

“operational blindness,” and the

opportunity to obtain suggestions for improvements,

we undergo a number of missions

and audits on an annual basis. That

is why I am very pleased about the outcome,”

adds Member of the Management

Board and Director of the ČEZ Nuclear

Power Division Bohdan Zronek.

The certificate issued pursuant to the applicable

international ISO standards is

valid until October 2024. Czech nuclear

power plants will undergo another inspection,

this time under the auspices of the

International Atomic Energy Agency, in

November 2021.

LL

www.cez.cz (213461332)

EEW Stavenhagen legt Grundstein

für Klärschlammverwertungsanlage

(eew) Die EEW Energy from Waste Stavenhagen

GmbH & Co. KG (EEW) hat den

Grundstein für die zweite Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage

(KVA)

der EEW-Gruppe gelegt. Die Anlage wird

mit der Inbetriebnahme im Jahr 2023 einen

umweltschonenden Verwertungsweg

für kommunale Klärschlämme aus Mecklenburg-Vorpommern

und den angrenzenden

Regionen eröffnen.

Bernard M. Kemper, Vorsitzender der Geschäftsführung

und CEO der EEW-Gruppe:

„EEW Stavenhagen ist das jüngste Mitglied

der EEW-Gruppe. Ich freue mich deshalb

besonders, heute hier den Grundstein als

sichtbares Zeichen für die Fortentwicklung

des Standortes legen zu können.“ Aus Sicht

Kempers vereine die KVA Stavenhagen Umwelt-

und Ressourcenschutz. Einerseits trage

sie dem Willen des Gesetzgebers Rechnung,

künftig keine belasteten Klärschlämme

mehr in der Landwirtschaft einzusetzen.

Anderseits schaffe sie die Voraussetzungen

für das Recycling des endlichen

und lebensnotwendigen Rohstoffs Phosphor.

Mit Blick auf vergleichbare Vorhaben

in Mecklenburg-Vorpommern sagt Bernard

M. Kemper: „Ich hoffe auf pragmatische

Lösungen, die Entsorgungssicherheit garantieren,

einen Ausfallverbund ermöglichen

und den Markt berücksichtigen.“

Für Dr. Joachim Manns, Mitglied der Geschäftsführung

und COO der EEW-Gruppe,

ist die künftige KVA ein Beitrag zum

Umwelt-, Klima- und Ressourcenschutz:

„Die KVA Stavenhagen ist eine Umweltschutzanlage.“

Mühsam aus dem Abwasser

gefilterte und im Klärschlamm gebundene

Schadstoffe würden bei der thermischen

9


Members´News VGB PowerTech 11 l 2021

EDF submits a non-binding

preliminary offer to the Polish

Government for the construction

of 4 to 6 EPR reactors in Poland,

with a total capacity

of 6.6 to 9.9 GWe

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

Technischer Geschäftsführer EEW Stavenhagen, Bernard M. Kemper, CEO EEW-Gruppe, Sarah

Endres, Projektleiterin KVA Stavenhagen, Stefan Guzu, Bürgermeister Stavenhagen, Dr. Joachim

Manns, COO EEW-Gruppe, Maik Lehmann, Kaufmännischer Geschäftsführer, EEW Stavenhagen,

Dr.-Ing. Holger Heinig, Senior Projektleiter EEW Stavenhagen, Albrecht Marschetzky,

Geschäftsführer FBU. Hinweis: Die Veranstaltung fand unter 2G-Voraussetzungen statt.

Verwertung sicher zerstört oder zurückgehalten.

„Unsere Anlage entzieht der Umwelt

Schwermetalle und Mikroplastik aber

auch Medikamentenrückstände und Hormone,

anstatt sie ungefiltert auf Äcker zu

kippen und damit Böden, Grundwasser

und letztlich unsere Nahrungsmittel zu

verunreinigen.“ Die Klärschlammmonoverbrennung

sei die umweltschonendste

Möglichkeit, den Abfall der Abwasserbehandlung

zu verwerten. Dafür setze EEW

auf Umweltschutztechnologien nach dem

Standard der bestverfügbaren Technik, bekräftigt

EEW-Technikchef Manns.

Am Standort Stavenhagen wird die KVA

künftig grüne Energie für Strom, Prozessdampf

oder Fernwärme gewinnen. Das

Wärmepotential der KVA Stavenhagen

würde ausreichen, etwa 80 Prozent des bislang

ermittelten Bedarfs der Reuterstadt

zu decken. Wichtiger noch als grüne Energie

sei jedoch das Rohstoffpotential der

Anlage, so CEO Kemper. Bei der thermischen

Behandlung des Klärschlamms würden

jährlich etwa 15.000 Tonnen phosphathaltige

Asche entstehen. „Wir haben Recyclingspezialisten

an unserer Seite, mit denen

wir mehr als 90 Prozent Phosphat zurückgewinnen

können“, so Kemper weiter.

Allein wenn Deutschland nur die ab dem

Jahr 2029 gesetzlich vorgegebene Recyclingquote

von 80 Prozent erfüllt, könnten

bis zu 40.000 Tonnen Phosphor pro Jahr in

Form von Phosphatrezyklaten zurückgewonnen

werden. „Die Klärschlamm-Monoverbrennung

in der EEW-Gruppe leistet einen

wichtigen Beitrag für Deutschlands

Importunabhängigkeit bei diesem kritischen

Rohstoff“, betont EEW-CEO Bernard

M. Kemper. Die KVA Stavenhagen werde

dazu ihren Teil beisteuern.

Über den Projektfortschritt der KVA Stavenhagen

wird EEW ab sofort auf der Website

www.energie-zukunft-stavenhagen.de

informieren.

EEW Stavenhagen ist Teil der EEW Energy

from Waste-Gruppe. EEW Energy from

Waste (EEW) ist ein in Europa führendes

Unternehmen bei der Thermischen Abfallund

Klärschlammverwertung. Zur nachhaltigen

energetischen Nutzung dieser

Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt

das Unternehmen Verwertungsanlagen

auf höchstem technologischem Niveau

und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen

und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft.

In den derzeit 17 Anlagen der

EEW-Gruppe in Deutschland und im benachbarten

Ausland tragen 1.250 Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter für das energetische

Recycling von jährlich bis zu 5

Millionen Tonnen Abfall Verantwortung.

EEW wandelt die in den Abfällen enthaltene

Energie und stellt diese als Prozessdampf

für Industriebetriebe, Fernwärme

für Wohngebiete sowie umweltschonenden

Strom zur Verfügung. Durch diese

energetische Verwertung der in den

EEW-Anlagen eingesetzten Abfälle werden

natürliche Ressourcen geschont, wertvolle

Rohstoffe zurückgewonnen und die

CO 2 -Bilanz entlastet.

LL

www.eew-energyfromwaste.com

(213461335)

(edf) On 13 October 2021 EDF submitted a

non-binding preliminary offer to the Polish

government for the supply contract of Engineering,

Procurement and Construction

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

reactors in Poland, representing respectively

a total installed capacity of 6.6 to

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

This preliminary offer covers all key parameters

of the programme such as plant

configuration, industrial scheme, plans for

the development of the local supply chain,

cost estimate and schedule.

The offer aims at meeting the objectives

of the Polish Nuclear Power Programme

(PPEJ) adopted by the Polish government

in October 2020. It aims at setting the principles

for a Polish-French strategic partnership

framework in support of Poland’s ambitious

energy transition plan, aligned with

the European carbon neutrality target.

This EPR-based nuclear programme

would bring numerous benefits to the Polish

economy, contributing to the country’s

energy independence, providing electricity

for at least 60 years and satisfying up to

40 % of the Polish current electricity demand.

It would significantly contribute to

the path towards net-zero by avoiding up

to 55 million tons of CO 2 emissions1 per

year, thanks to a safe, reliable, dispatchable

and CO 2 -free energy source.

The EPR-based programme would also

provide significant long-term growth opportunities

to the Polish industry thanks to

EDF’s experience in supporting the development

of local supply chains. EDF’s approach

aims to embark local businesses on

a significant scale, support the development

of local industrial capabilities and

highly qualified jobs. It is estimated that

approximately 25,000 local jobs per twin of

EPR could be created during the construction

phase, as well as tens of thousands of

indirect jobs.

Finally, the programme would benefit

from significant synergies with other EPR

projects across Europe, in the spirit of a

long-term European partnership between

the Polish and French nuclear industries.

EDF is committed to partner for the Polish

Nuclear Power Programme since its inception,

with the full support of the French

government.

LL

www.edf.com (213461337)

10


VGB PowerTech 11 l 2021

Members´News

EDP opens offshore wind farm

operations center in Scotland

(edp) Moray East, which went into operation

in June, has an installed capacity of 950

MW. The ceremony was held and was attended

by Scotland‘s Cabinet Secretary for

Energy, Michael Matheson, and the CEO of

EDP, Miguel Stilwell d‘Andrade.

EDP inaugurated the operations and

maintenance center of Moray East offshore

wind farm, which will now be controlled

by this new infrastructure located in Fraserburgh

Port, Scotland. The inauguration

ceremony was attended by Scotland‘s Cabinet

Secretary for Energy, and the CEO of

EDP, Miguel Stilwell d‘Andrade. Moray

East, which went into operation in June, is

one of the most important EDP-controlled

assets in the country, thanks to an EDP/Engie

joint venture established in 2019 –

Ocean Winds.

This new operations and maintenance

center will now manage this offshore wind

farm, in particular by controlling the vessel

‚Alba‘, which regularly spends two-week

periods at sea with a crew to carry out

maintenance works on the infrastructure,

22 kilometers off the coast. The operation

center, fully built using local suppliers and

labor, will create about 100 jobs locally.

Moray East has an installed capacity of

950 MW – enough to avoid 1.4 million

tonnes of CO 2 emissions. The farm is located

in the Moray Firth area, which is home

to a similar wind project called Moray West

– a wind farm with an installed capacity of

850 MWand which is expected to come into

operation in the coming years.

Ocean Winds has invested €3.1 billion in

these two projects and is planning to invest

a further €2.6 billion in Moray West over

the next 3 to 4 years. This amount is included

in EDP‘s investment plan for the United

Kingdom, which was announced earlier

this week and will allow the Group to invest

up to €15 billion

LL

www.edp.com (213461338)

Projekt Kraftwerk Weißenbach/

Bad Goisern wird nach

Vorprüfung angepasst

(e-ag) Die Energiewende erfordert eine

enorme Anstrengung, um das Ziel - bis

2030 den Strombedarf aus erneuerbaren

Energien zu decken - zu erreichen. Dabei

ist jeder Baustein wichtig. Der Champion

der erneuerbaren Energien ist die Wasserkraft.

Die Energie AG Oberösterreich arbeitet

an der Verwirklichung der Projektidee

in Weißenbach/Bad Goisern ein Kraftwerk

zu errichten, welches umweltfreundlichen

Strom erzeugt und gleichzeitig den Hochwasserschutz

verbessert. Diese Projektidee

wurde bei einem UVP-Vorverfahren näher

untersucht. Aufgrund der Rückmeldungen

seitens der Sachverständigen und der Gemeinde

wurden die Pläne überarbeitet und

optimiert. Das nun vorliegende Projekt

sieht einen Ersatzneubau des Kraftwerks

Lauffen mit deutlicher Leistungssteigerung

vor, gleichzeitig wird auch der Hochwasserschutz

verbessert.

Die neuen Pläne wurden seitens der Energie

AG Oberösterreich Dienstag Abend Vertretern

des Gemeinderats in Bad Goisern

vorgestellt. Der Ersatzneubau des Wasserkraftwerkes

Lauffen ist am Standort Anzenaupolster,

unweit der bestehenden Wehranlage,

in einem Gewerbegebiet geplant.

Dadurch werden kaum zusätzliche Aufschließungswege

benötigt und der Traunreiterweg

bleibt größtenteils unberührt.

Zudem entfällt mit dem Ersatzneubau der

bisherige Ausleitungskanal, auf Rückstaudämme

wird zur Gänze verzichtet und das

Projekt fügt sich gut in das Landschaftsbild

ein. Die gewässerökologischen Auswirkungen

sind aufgrund eines niedrigen Aufstaues

vergleichsweise gering.

Bei großen Hochwässern, wie jenem im

jahr 2013, sind Teile des bewohnten Gemeindegebietes

von Bad Goisern von Überflutungen

durch die Traun betroffen. Die

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11


Members´News VGB PowerTech 11 l 2021

Gemeinde will daher den Hochwasserschutz

verbessern. Mit dem vorliegenden

angepassten Kraftwerkeskonzept kann der

vorgesehene Hochwasserschutz für die betroffenen

Anrainer sichergestellt und zugleich

der Ausbau der erneuerbaren Energiequelle

Wasserkraft ermöglicht werden.

Infolge einer Optimierung der Ausbauwassermenge

und einer Fallhöhe von ca.

3,7 Metern kann die Jahresstromerzeugung

des jetzigen Kraftwerks Lauffen von

0,75 GWh auf 7,3 GWh mehr als verneunfacht

werden. Dies entspricht dem durchschnittlichen

Jahresstromverbrauch von

rund 2.000 Haushalten.

In Abstimmung mit Gewässerbezirk/

Bundeswasserbauverwaltung wird die Projektidee

nun in Richtung Einreichung konkretisiert.

Gleichzeitig wird gemäß den

demokratiepolitischen Grundsätzen der

Energie AG Oberösterreich der Dialog mit

der Region fortgeführt.

LL

www.energieag.at (213461340)

EnBW: Wasserkraftwerk

Hirschhorn produziert

bald wieder Strom

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

• Betriebserlaubnis liegt nun vor –

Neckar-AG testet „fischfreundliche“

Technik

(enbw) Nicht mehr lange, dann produziert

das Wasserkraftwerk Hirschhorn wieder

Strom – CO 2 -frei und regenerativ. Nach eingehender

Prüfung der Genehmigungsunterlagen

hat das Regierungspräsidium

Darmstadt der Neckar-AG nun sein Einverständnis

dazu gegeben. Zum Jahresende

2020 war die bisherige Betriebserlaubnis

für das Wasserkraftwerk ausgelaufen, die

nun für die nächsten zwei Jahre neu erteilt

wurde. Mit einer Einschränkung: Sie gilt zunächst

nur für eine der beiden Maschinen.

Bevor der Betrieb wieder gestartet wird,

installiert der Kraftwerksbetreiber in den

kommenden zwei Wochen noch eine elektrische

„Fisch-Scheuche“. Ein wirksamer

Fischschutz ist eine wesentliche Voraussetzung

für die behördliche Genehmigung,

ein Wasserkraftwerk betreiben zu dürfen.

Mit dieser Anlage wird ein schwaches elektrisches

Feld erzeugt, das die Fische erspüren

und daraufhin einen Abwanderungsweg

über das Wehr suchen. Und sollte doch

der eine oder andere Fisch den Weg durch

das Kraftwerk nehmen, hat er trotzdem

gute Chancen unbeschadet durchzukommen.

Denn bei der letzten Revision, die in

diesem Jahr abgeschlossen worden war,

wurde eine Maschine so umgebaut, dass

das Gefahrenpotenzial für die Tiere erheblich

reduziert ist: Die Turbine wird mit modifizierten

Laufschaufeln und einer verringerten

Drehzahl, aber unveränderter Leistung,

betrieben.

Die Inbetriebnahme der umgebauten

Kraftwerksmaschine erfolgt voraussichtlich

bis Ende November – zunächst in einem

vierwöchigen Probebetrieb. Anschließend

wird im Praxistest nachgewiesen, ob

die Anforderungen an den Fischschutz eingehalten

werden. Auf dieser Grundlage

wird danach dann geprüft, ob auch die

zweite Maschine entsprechend umgebaut

und zur Inbetriebnahme angemeldet wird.

Die Neckar-AG

Die Neckar-AG betreibt 24 Wasserkraftwerke

am Neckar sowie 15 Wasserkraftwerke

an Jagst, Kocher und Enz im Auftrag

eines Partners. Gegründet wurde die Gesellschaft

1921 als Unternehmen des Bundes

mit der Aufgabe, den Neckar zur Großschifffahrtsstraße

von Mannheim bis

Plochingen auszubauen und in diesem Zusammenhang

Laufwasserkraftwerke zu

bauen und zu betreiben. Der Neckarausbau

wurde offiziell zum 31. Dezember

1991 abgeschlossen. Sämtliche Schifffahrtsanlagen

wurden nach Fertigstellung

dem deutschen Staat unentgeltlich übergeben.

Betrieb und Unterhaltung der Bundeswasserstraße

Neckar sind seitdem ausschließlich

Aufgaben der Wasserstraßenverwaltung

des Bundes. Heute ist die

Neckar-AG zuständig für den Betrieb, die

Wartung und die Instandhaltung der Laufwasserkraftwerke

am schiffbaren Teil des

Neckars. Außerdem sorgt sie dafür, dass

die für die Schifffahrt erforderlichen Pegelstände

an den Staustufen eingehalten werden.

Die EnBW ist mit 82,2 % an der Neckar-AG

beteiligt.

LL

www.enbw.com (213461344)

E.ON investiert 27 Milliarden Euro

bis 2026 in Energiewende

• 22 Milliarden Euro für den Ausbau

der Energienetze und 5 Milliarden

Euro für den Ausbau des

Kundenlösungsgeschäftes

• 85 bis 90 Prozent der

Investitionsaktivitäten, die von der EU-

Taxonomie erfasst sind, erfüllen strenge

Nachhaltigkeitskriterien

(eon) E.ON-Vorstandsvorsitzender Leonhard

Birnbaum: „Durch die Dekarbonisierung

unserer Volkswirtschaften steht die

Energiewirtschaft vor einer Schlüsseldekade

des Wachstums. Mit unserer Kundenbasis

von rund 50 Millionen Kunden in Europa

und dem größten Verteilnetz des Kontinents

als Rückgrat dieser Transformation

ist E.ON hervorragend positioniert, um

diese Chance zu nutzen. Deshalb können

wir heute einen langfristigen Ausblick auf

E.ON geben, der geprägt ist von kontinuierlichem,

profitablen Wachstum“.

E.ON will das Tempo bei Wachstum und

Digitalisierung seiner Geschäfte deutlich

erhöhen. Mit der im Rahmen eines virtuellen

Kapitalmarktages vorgestellten Wachstumsstrategie

bis 2026 verspricht E.ON

sowohl kontinuierliche Steigerungen beim

operativen Ergebnis als auch bei der Dividende,

die stärker ausfallen sollen als bisher

geplant. Dabei erweitert E.ON erstmals

den Prognosezeitraum von drei auf fünf

Jahre.

Das EBITDA im Kerngeschäft, das heißt

ohne die auslaufenden Kernenergie-Aktivitäten

bei PreussenElektra, will E.ON pro

Jahr um rund 4 Prozent auf rund 7,8 Milliarden

Euro im Jahr 2026 steigern. Um die

Basis für dieses ambitionierte Wachstum

zu legen, wird E.ON bis 2026 insgesamt

rund 27 Milliarden Euro investieren, davon

gehen rund 22 Milliarden Euro in den Aus-

12


VGB PowerTech 11 l 2021

Members´News

bau der Energienetze als Rückgrat der

Energiewende und 5 Milliarden in den

Ausbau der Geschäfte mit Kundenlösungen.

Außerdem will E.ON seine Dividende

bis 2026 um bis zu 5 Prozent und sein Ergebnis

je Aktie um 8 bis 10 Prozent pro Jahr

steigern. Für 2021 schlägt der Konzern

eine Dividende in Höhe von 49 Cent je Aktie

vor.

Das gesamte Wachstumsprogramm wird

E.ON im Rahmen ihres starken Ratings und

mit einem unveränderten Verschuldungsfaktor

umsetzen. Hierzu wird der Konzern

sein Portfolio weiter optimieren. E.ON

rechnet hierbei in den nächsten fünf Jahren

mit Erlösen von etwa 2 bis 4 Milliarden

Euro. Die Portfolio-Optimierung wird sowohl

direkte Veräußerungen von Geschäften

beinhalten, die nicht mehr in das vorgestellte

Strategiedreieck aus Wachstum,

Nachhaltigkeit und Digitalisierung passen,

als auch selektive Partnerschaften.

Offensive für Wachstum, Nachhaltigkeit

und Digitalisierung

Unter der Führung des neuen Vorstandsvorsitzenden

Leonhard Birnbaum setzt E.

ON voll auf Wachstum, Nachhaltigkeit und

Digitalisierung: „E.ON startet jetzt eine

umfassende Wachstums- und Investitionsoffensive

für den Aufbau einer CO 2 -freien,

digitalen Energiewelt. Mit unserer auf fünf

Jahre erweiterten Prognose bis 2026 unterstreichen

wir die Resilienz und die

Wachstumsstärke unserer beiden Kerngeschäftsfelder,

die in der nächsten Dekade

von der Energiewende in Europa stark profitieren

werden. 2030 wird E.ON größer

und grüner, digitaler und diverser sein“, so

Birnbaum.

Hohe Investitionen in Stromverteilnetze als

Rückgrat der grünen Energiewende

Der Konzern plant, bis 2026 die Investitionen

in Energienetze kräftig um jährlich

rund 1 Milliarde pro Jahr zu erhöhen. Damit

wächst das regulierte Anlagevermögen

(RAB) jährlich um mindestens 6 Prozent.

Die europäischen Netzgesellschaften des

Konzerns betreiben heute bereits Netze mit

einem regulierten Anlagevermögen von

rund 35 Milliarden Euro und mit rund einer

Million dezentral angeschlossenen, erneuerbaren

Anlagen.

Thomas König, im E.ON-Vorstand für

Energienetze verantwortlich: „Ohne unsere

Infrastruktur gibt es keine Energiewende.

Allein in den nächsten fünf Jahren werden

wir zusätzliche 35 bis 40 Gigawatt Erneuerbare

an unsere Netze anschließen.

Jede dieser Anlagen hilft uns, die Klimaziele

von Paris zu erreichen. Hinzu kommt

der Ausbau für Millionen Wärmepumpen,

Batteriespeicher und die Elektromobilität.“

Der Ergebnisbeitrag der Netze wird durch

die jetzt beschlossene Investitionsoffensive

pro Jahr um 3 bis 4 Prozent bis 2026 wachsen.

Hierbei wird Digitalisierung eine zentrale

Rolle spielen, um die Netze noch effizienter

zu betreiben und gleichzeitig den

wachsenden Anteil erneuerbarer Energien

möglichst effektiv zu steuern. Allein im

Netzgeschäft wird E.ON bis 2026 rund 2

Milliarden Euro in die Digitalisierung der

Netzplanung, ‐überwachung und -steuerung

investieren. Damit wird E.ON eines

der ersten Energierunternehmen, das seine

Netzinfrastruktur auf jeder Spannungsebene

vollständig digital ansprechen kann.

Entschlossener Ausbau der Geschäfte im

Kundenlösungsgeschäft

E.ON beobachtet eine stark wachsende

Nachfrage bei Privat-, Geschäfts- und Industriekunden

sowie bei Städten und Gemeinden

für Dekarbonisierungs-Lösungen.

Patrick Lammers, Vorstand für das Kundenlösungsgeschäft:

„Mit einer Kundenbasis

von heute rund 50 Millionen Kunden in

Europa ist E.ON exzellent positioniert, um

unsere Kunden und Partner bei der Erreichung

ihrer Dekarbonisierungsziele zu unterstützen

und diese Wachstumschance zu

nutzen.“

Die Basis bildet das klassische Energievertriebsgeschäft,

das starke Ergebnisbeiträge

bringt und selbst im umkämpften

britischen Markt erfolgreich die Trendwende

geschafft hat. E.ON plant, die Erträge

im Energievertriebsgeschäft bis 2026 um 3

bis 6 Prozent pro Jahr zu steigern.

Lammers: „Digitalisierung ist auch hier

der entscheidende Faktor: Wir werden bis

2026 in allen Märkten über eine digitale

Plattform verfügen und darüber alle unsere

Kunden effizient und kundenfreundlich

bedienen.“

Im Bereich Mobilität rechnet E.ON mit

einem schnellen Ende der Verbrennungsmotoren

und setzt daher noch entschlossener

auf den Ausbau von leistungsfähiger

Ladeinfrastruktur. E.ON will rund 5.000

neue Schnellladepunkte bis 2026 bauen.

Auch das Geschäft mit klimaschonenden,

dezentralen Energieinfrastrukturlösungen

will E.ON mit Wachstumsinvestitionen von

500 bis 600 Millionen Euro im Jahr massiv

ausbauen und den EBITDA-Beitrag des Geschäfts

bis 2026 jährlich um durchschnittlich

9 bis 12 Prozent steigern.

Weiteres, zusätzliches Wachstumspotenzial

sieht E.ON im Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft.

Das Engagement in diesem Feld

soll deutlich ausgeweitet werden. E.ON

setzt hierbei auf europäische Projekt-Partnerschaften

wie „H2.Ruhr“, in dessen Rahmen

das industrielle Herz Deutschlands,

Nordrhein-Westfalen, zu einer Wasserstoffregion

werden soll. E.ON will mit ihrem bestehenden

Gasverteilnetz und ihrer Expertise

im Energiemanagement insbesondere

dem industriellen Mittelstand Zugang zu

Wasserstoff geben und damit eine Möglichkeit

der CO 2 -Reduktion bieten.

Konsequente Digitalisierung als Schlüssel

für das Gelingen der Energiewende

Die Wachstumsstrategie setzt auf eine

durchgehende Digitalisierung aller E.ON

Aktivitäten.

Victoria Ossadnik, die dem Digitalressort

vorsteht, verdeutlichte: „Wesentliche Treiber

der für E.ON relevanten Veränderungen

der Energiesysteme sind der Wandel

der Einspeisung in die Netze hin zu nachhaltigen

Energiequellen und die Änderung

der Verbrauchsmuster bei unseren Kunden

durch die Elektrifizierung von Mobilität,

Wärme und Produktion. Wir digitalisieren

sowohl unsere Netze als auch unser Kundengeschäft

konsequent. Durch digitale

Plattformen für unsere Netze und unser

Kundengeschäft und durch die Smartfizierung

unserer physischen Netze werden wir

diese beobachtbar machen, steuern und

optimieren sowie die in der künftigen

Energiewelt erforderliche Flexibilität von

Stromangebot und -nachfrage nutzbar machen.“

E.ON entwickelt hierfür eine konzernweite

moderne Technologieplattform. Das Unternehmen

optimiert und digitalisiert dabei

alle Prozesse im Unternehmen. Cloudlösungen

ersetzen bis Ende 2023 die bisherigen

Rechenzentren und bilden eine Basis

für die neuen digitalen Anwendungen. Die

digitalen Plattformen verbessern den gesamten

operativen Betrieb und reduzieren

zugleich die Kosten und den CO 2 -Ausstoß.

E.ON wird ihre digitalen Lösungen auch

Dritten anbieten.

Attraktiver und voll auf Nachhaltigkeit

ausgerichteter Finanzrahmen

Das Investitionsprogramm des Konzerns

ist vollständig auf Nachhaltigkeit ausgerichtet.

85 bis 90 Prozent der geplanten

Investitionsaktivitäten, die von der

EU‐Taxonomie erfasst sind, erfüllen deren

strenge Nachhaltigkeitskriterien. E.ON bekräftigte

zudem erneut das Ziel eines starken

BBB/Baa-Ratings und eines Verschuldungsfaktors

des 4,8 bis 5,2-fachen EBIT-

DAs. Das Unternehmen bestätigt seine Dividendenpolitik

und legt den Planungsrahmen

hierfür jetzt für fünf Jahre fest. Für

2021 schlägt E.ON eine Dividende von 49

Cent je Aktie vor. Dies entspricht einem

Wachstum gegenüber dem Vorjahr von 4

Prozent. E.ON strebt auch für die Zukunft

ein jährliches Dividendenwachstum von

bis zu 5 Prozent bis 2026 und weiteres

Wachstum danach an. Der Gewinn pro Aktie

wird bis 2026 im Durchschnitt um 8 bis

10 Prozent pro Jahr steigen.

Optimierungsmaßnahmen, durch die E.

ON bis 2026 Einsparungen in Höhe von

rund 500 Millionen Euro pro Jahr erreichen

will.

LL

www.eon.com (213461346)

13


Members´News VGB PowerTech 11 l 2021

Eskom pledges to continue

increased reliability maintenance

programme to improve power

system reliability

(eskom) In its state of the system briefing,

Eskom shared with the public its plan to

continue with its accelerated maintenance

programme during the summer period, the

peak maintenance season. Since September,

Eskom has increased its planned maintenance

programme to an average 5

500 MW of capacity. While this is comparable

to the amount of maintenance carried

out in the period between September 2020

and March 2021, it is almost double the average

maintenance carried out in the same

period in September 2019 to April 2020.

“Our objective is to achieve a reliable and

sustainable generation plant, thereby reducing

the risk and frequency of the occurrence

of loadshedding. As such, Eskom will

not compromise on reliability maintenance

and mid-life refurbishment,” said Eskom

Group Chief Operating Officer, Jan Oberholzer.

“However painful in the short term,

this maintenance we have to do in order to

ensure future reliability.” Through the accelerated

maintenance programme, Eskom

hopes to continue reducing the occurrence

of loadshedding.

The accelerated maintenance programme

has borne fruit, with Eskom managing to

limit loadshedding to a minimum during

winter period. Since 01 April 2021 loadshedding

was implemented for 31 days.

This includes the ten days of loadshedding

implemented since September.

The Generation division has been characterised

by unsatisfactory performance,

with output from the power stations below

target. This is caused by a faster deterioration

in generation units that have not yet

enjoyed the reliability maintenance.

Eskom concedes loadshedding carries a

significant damaging effect to the economy.

Year to date, the energy availability

factor (EAF) has declined to 65 %, against

a target of 70 % EAF. A key contributor to

the low EAF was the high levels of planned

maintenance during the summer months.

However, there has also been an increase in

unplanned outages during this period.

“We are aware that the increased maintenance

does elevate the probability of loadshedding

in the short term, but this is necessary

to improve the future performance

of the generation fleet,” said Oberholzer.

Oberholzer further emphasized the urgent

need for additional 4,000 MW to

6,000 MW generation capacity to complement

the Eskom available capacity. This is

required to eliminate the risk of loadshedding

and to ensure the necessary electrical

energy that is needed to stimulate the

economy.

While these concerns with the generation

performance persist, the Koeberg Nuclear

Power Station is operating optimally. Unit

2 of the power station has been operating

for the whole year without interruption

since completing its last refueling outage in

October 2020. In January 2022 Koeberg

Unit 2 will be shut off for the steam generator

replacement (SGR), regular refueling

and maintenance. The SGR will enable

Koeberg to operate for a further 20 years

beyond 2024. The formal application to extend

the operating license has been submitted

to the relevant regulatory authority

and has been accepted for processing.

Koeberg Unit 1 tripped on Sunday morning

as a result of a fault on a feedwater

pump, which is on the secondary plant.

The plant was shut down in accordance

with standard plant operating procedures

and all parameters are stable. There are no

nuclear safety concerns on the reactor side

of the plant, which is ready to be restarted

once the feedwater pump fault has been

resolved.

The investigation into the feedwater

pump fault is in progress and once concluded,

Eskom will be able to confirm the

return to service date of the unit, which is

expected to be during next week.

On the coal front, Eskom maintained

healthy coal stock levels across its generation

fleet, with an average of 48 days’

worth of coal stockpiled at its power stations.

This compares favourably with the

Grid Code requirement to hold at least 20

days’ worth of stock.

Eskom is making a concerted effort to

continue improving its coal handling ability

to reduce the risk of wet coal incidents

during the coming rainy season. While

there has been a good improvement on this

key performance area during the past rainy

season, more investments to enhance the

wet coal strategy still need to be done.

The work done so far to correct the design

defects at the Medupi power station has resulted

in a steady improvement and reliability

of the Medupi power station generation

units. This work has also commenced

at Kusile with some of the major design

defects already corrected on Unit 1.

There were some notable strides in several

aspects of the operations. A unit each at

Medupi and Kusile power stations achieved

commercial operation during this year,

adding 1,594 MW to the grid. Kusile has

now reached 50 % completion, with three

of the six units commissioned.

The successful completion of Medupi suffered

a blow as Unit 4 (720 MW) of the power

station experienced generator explosion

on 08 August 2021. This was just a week after

the last of the six units was officially

handed over to Generation on 31 July 2021.

Eskom experienced another major setback

on 11 September 2021 when Kendal Unit 1

(640 MW) generator transformer caught

fire. Both units remain offline, which puts

further strain on the power system.

Kendal Unit 1 is expected to return to service

by end of this year while the return to

service date for Medupi Unit 4 has not yet

been determined.

The capacity outlook for the period ending

August 2022 shows that the power system

remains constrained. Eskom will be

required to extensively use the Open Cycle

Gas Turbines (OCGTs) to either avert loadshedding

or to reduce the magnitude

thereof.

The Distribution and Transmission divisions

have also attained positive technical

performance, with a lower number of interruptions.

Since April 2021 a total of 38,256

households have been connected to the

grid, versus the target of 34 ,742 houses.

However, increasing theft and vandalism

of cables and substations continue to negatively

impact operations and system reliability.

Electricity theft continues to pose

not only operational and financial challenges

to Eskom, but also public safety risk.

LL

www.eskom.co.za (213461351)

EVN: 60 Jahre

Fernwärme Mödling

• Der Startschuss für das heute größte

überregionale Naturwärmenetz

Österreichs

(evn) Vor 60 Jahren startete in Mödling

eine absolute Erfolgsgeschichte der regionalen

Wärmeversorgung. Mit dem Bau des

Fernheizkraftwerkes Mödling wurde im

Jahre 1961 der Grundstein für das „Naturwärmenetz

Thermenregion“ gelegt – mittlerweile

das größte überregionale Naturwärmenetz

Österreichs mit 150 km Leitungen,

das 11 Gemeinden umfasst und nachhaltige

Naturwärme für 30.000 Haushalte

in der Region liefert.

Der Startschuss:

Das Fernheizkraftwerk Mödling

Das Fernheizkraftwerk Mödling konnte

im Oktober 1961 nach 14 Monaten Bauzeit

– damals noch von NIOGAS errichtet – als

erst dritte derartige Anlage in NÖ in Betrieb

genommen werden. In der Gründungsphase

wurden überwiegend Großkunden

wie die Bezirkshauptmannschaft

Mödling oder die Städtische Gärtnerei angeschlossen.

In den nächsten Jahren folgten

unter anderem das Krankenhaus Mödling

oder auch die Südstadt mit rund 2.000

Wohnungen, was schnell zu einer Erweiterung

der Trasse und bereits im Jahr 1964

zu einer Auslastung von 70 % führte. In

den darauffolgenden Jahren folgten die Errichtung

eines vollautomatischen Kessels

für den Spitzenausgleich, die Versorgung

sämtlicher Mödlinger Schulen und die Umstellung

der Wärmeerzeugung von Öl aus

Erdgas. Durch die steigende Nachfrage

nach Fernwärme kam es zwischen 1987

14


VGB PowerTech 11 l 2021

Members´News

und 1995 zu einem Zuwachs von rund

1.000 neu versorgten Wohnungen und weiteren

Verdichtungsaktionen. 2001 folgte

dann die Errichtung des Fernheizwerks

Wr. Neudorf Palmers.

Biomasseheizkraftwerk Mödling

2006 wurden dann mit der Errichtung

des Biomasseheizkraftwerks Mödling endgültig

die Weichen in Richtung Energiezukunft

gelegt. Es ersetze das alte Fernheizwerk

und kann alleine rund 10.000

Haushalte mit Naturwärme und Naturstrom

versorgen. Zusätzlich liefert die Anlage

auch nachhaltige Naturkälte für das

Landesklinikum Mödling.

„Mödling und das gesamte Naturwärmenetz

Thermenregion zeigen, wie eine moderne,

nachhaltige Energieversorgung aussehen

kann. Wir verwandeln hier Waldhackgut

aus der Region in Naturwärme,

Naturstrom und Naturkälte für die Region.

Damit schützen wir das Klima und stärken

die regionale Wertschöpfung. Die stark steigende

Nachfrage ist für uns Ansporn, dieses

Erfolgsmodell weiter auszubauen“, so EVN

Vorstandssprecher Stefan Szyszkowitz.

Ein Unterstützer der ersten Stunde ist

Mödlings Bürgermeister Hans Stefan Hintner:

„Nicht erst seit der aktuellen Diskussion

um Klimawandel und CO 2 -Emissionen

zeigt sich, wie klug die Entscheidung war,

die Wärmeversorgung in Mödling auf

‚nachhaltige Beine’ zu stellen. Das EVN Biomasseheizkraftwerk

versorgt unsere Stadtgemeinde

seit 2006 mit nachhaltiger Energie

und leistet damit wichtige Beiträge zum

Klima- und Umweltschutz“.

Für Alfred Freunschlag, selbst Mödlinger

und Geschäftsführer der EVN Wärme zeigt

sich in seiner Heimatgemeinde die zentrale

Rolle, die Biomasse in einer modernen

Energieversorgung einnehmen kann: „Wir

erzeugen hier Naturwärme, Ökostrom und

auch Naturkälte für das Landesklinikum.

Alles aus regionaler Biomasse. Und das

mitten in der Stadt und für die Stadt.“

EVN Wärme

Der Einsatz erneuerbarer Energien ist für

die EVN insbesondere im Wärmebereich

seit vielen Jahren von großer Bedeutung.

Die EVN betreibt heute mit Partnern aus

der Landwirtschaft und der Sägeindustrie

bereits rund 70 Biomasseanlagen in ganz

Niederösterreich. Etwa zwei Drittel der gelieferten

kommunalen Fernwärme wird

aus Biomasse erzeugt.

Durch die enge Kooperation der EVN mit

der regionalen Land- und Forstwirtschaft

bleibt die Wertschöpfung der Region erhalten.

Die EVN setzt auf regionale Biomasse

und arbeitet nur mit österreichischen Partnern.

Mit einem Einsatz von rund 2,0 Millionen

Schüttraummeter Hackschnitzel ist

die EVN der größte Naturwärmeversorger

aus Biomasse in Österreich.

LL

www.evn.at (213461353)

EVN Vorstandssprecher Stefan Szyszkowitz, Abgeordneter zum Nationalrat und Bürgermeister

von Mödling Hans Stefan Hintner und EVN Wärme Geschäftsführer Alfred Freunschlag

Fotocredits: © EVN / Doris Seebacher

Helen’s Board investigates phasing

out coal production in the

Salmisaari power plant five years

ahead of schedule

(helen) Helen’s Board of Directors has decided

to launch an investigation on the possibility

of bringing forward the phasing out

of coal in energy production at the Salmisaari

power plant by 1 April 2024 instead of

the previous 2029. Therefore, Helen would

completely give up the use of coal five years

earlier than anticipated. A decision was

also made to close down the Hanasaari power

plant and cease production ahead of

the original schedule, i.e. on 1 April 2023.

Helen has been building a carbon-neutral

energy platform for years. Examples of this

include, e.g. waste heat recovery, heat storage

facilities, heating and cooling plants in

use since 2006 and built after that, as well

as the Vuosaari bioenergy heating plant

under construction and the sea water heat

pump. The potential early phasing out of

coal in Salmisaari would accelerate Helen’s

transition to a distributed city energy system,

which would boost the utilisation of

the possibilities of a new energy era by Helen

and customers alike.

Focusing on the transition to a distributed

energy system and the building of an extensive

energy platform with an even higher

emphasis according to the study now

launched will result in pressure to make

changes in the organisation. As a result of

the study on bringing the schedule forward,

Helen will launch cooperation negotiations

with respect to just over 400 employees

in the Production and Asset Management

business unit. According to the

employer’s preliminary estimate, the number

of employees in the Production and Asset

Management business unit may be reduced

by a maximum of 320 people due to

the adjustment measures.

Helen will report on the plans for the Salmisaari

power plant after Helen’s Board of

Directors has made its decision in December

2021/January 2022.

LL

www.helen.fi (213461355)

Mainova beteiligt sich an einem

der größten deutschen Solarparks

(mainova) Mainova investiert in Photovoltaik_02112021In

der brandenburgischen

Gemeinde Boitzenburger Land soll im Jahr

2022 einer der größten Solarparks in

Deutschland entstehen. Geplant ist eine installierte

Leistung von etwa 175 Megawatt

peak. Die Mainova AG beteiligt sich mit

knapp 25 Prozent am Projekt. Damit baut

das Unternehmen sein Erneuerbaren-Energien-Portfolio

weiter aus. Die Gemeindevertretung

Boitzenburger Land in der

Uckermark hat dem Bau zugestimmt. Zudem

plant der Frankfurter Energieversorger,

den gesamten jährlichen Stromertrag

vollständig zu vermarkten. Die finale Baugenehmigung

soll Anfang 2022 vorliegen.

Weitere Gesellschafter sind der Initiator

und Mehrheitseigner Solarenergie Boitzenburger

Land GmbH (Hauptgesellschafter

ist der Flächeneigentümer Dietrich

Twietmeyer, weiterer Gesellschafter die

Solarparc GmbH, die gemeinsam mit dem

Hauptgesellschafter die Projektentwicklung

und Vorfinanzierung des Solarparks

übernommen hat) und die GP JOU-

LE-Gruppe. Im Zusammenwirken von

Landeigentum sowie GP JOULE als Errichter

und Betreiber von Photovoltaik- und

Wasserstoffanlagen ist Mainova als Strom-

15


Members´News VGB PowerTech 11 l 2021

vermarkter damit Teil einer gemeinsamen

leistungsfähigen Struktur mit Zukunftsperspektive.

Mainova war dabei der Wunschpartner

des Haupteigentümers und hat

entscheidend an der Entstehung dieses

Konsortiums mitgewirkt.

Frankfurts Oberbürgermeister und Mainova-Aufsichtsratsvorsitzender

Peter Feldmann

sagt: „Von Frankfurt aus treibt die

Mainova AG die Energiewende in ganz

Deutschland aktiv voran. Der Standort des

geplanten Solarparks liegt rund 100 Kilometer

nördlich von Berlin. Seine Fläche

beträgt rund 160 Hektar, dies entspricht

etwa 240 Fußball-Feldern. Der Park wird

voraussichtlich 180 Millionen Kilowattstunden

CO 2 -freien Strom pro Jahr erzeugen

– ein echtes Leuchtturmprojekt.“

Der Mainova-Vorstandsvorsitzende Dr.

Constantin H. Alsheimer sagt: „Mit der

Energie aus dem Solarpark lassen sich

rechnerisch rund 64.000 Haushalte mit

umweltschonender Energie versorgen. Zudem

werden jährlich etwa 85.000 Tonnen

Kohlendioxid eingespart. Gemeinsam mit

unseren Partnern leisten wir damit einen

wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz.

Dabei realisieren wir das Großprojekt vollständig

ohne Einspeisevergütung durch

das Erneuerbare-Energien-Gesetz.“

Dr. Alsheimer sagt weiter: „Wir setzen

konsequent auf den Ausbau erneuerbarer

Energien. Von unserem umfassenden Kompetenz-

und Leistungsspektrum profitieren

unsere Kundinnen und Kunden ganz direkt.

Die Sonnenenergie soll dazu dienen,

die zunehmende Nachfrage nach klimafreundlichem

Strom aus regionalen Quellen

zu bedienen. Wir wollen dazu künftig direkte

Lieferverträge, so genannte Power

Purchase Agreements, nutzen.“

„Das gesamte Erneuerbaren-Portfolio unserer

Mainova verteilt sich auf 20 Standorte

mit 150 Megawatt installierter Kapazität.

Die Wind- und PV-Parks befinden sich

in Hessen, Baden-Württemberg, Bayern,

Brandenburg, Rheinland-Pfalz, Sachsen

und Schleswig-Holstein sowie in Frankreich.

Alle Anlagen produzierten im Jahr

2020 zusammengerechnet 250 Gigawattstunden

– damit verzeichnete Mainova das

bisher erfolgreichste Jahr bei den Erneuerbaren

Energien. Mit Photovoltaik-Mieterstrom

bringt das Unternehmen zudem erneuerbare

Energien in den urbanen Raum

und zählt zu den bundesweiten Marktführern“,

so Feldmann abschließend.

LL

www.mainova.de (213461359)

RWE and Kawasaki plan to

build one of the world’s first

100 % hydrogen-capable gas

turbines on industrial scale

in Lingen, Germany

• From 2024 onwards 34 megawatt plant

could reconvert green hydrogen to

power

• In future, H 2 -fuelled power plants will

contribute significantly to green

security of supply

Roger Miesen, CEO of RWE Generation:

“One of the greatest challenges of the energy

transition is to ensure a secure CO 2 -free electricity

supply at all times - even when wind

and sun are not sufficiently available. Hydrogen-fuelled,

gas-fired power plants will

make an important contribution to ensuring

this in the future. In order to gain experience

with the operation of such plants, Kawasaki

and RWE are planning a pilot project with a

hydrogenpowered turbine in Lingen. With

this, we intend to create the basis for being

able to convert green hydrogen back into

electricity in the future, if required.”

(rwe) As part of its “Growing Green” strategy,

RWE announced that it would add at

least 2 gigawatts (GW) of gas-fired power

plant capacity to support the energy transition

with flexible power. These new plants

will be provided with a clear decarbonisation

pathway. For existing plants, RWE is

developing a roadmap to convert them

ready for clean operations.

Now comes the next step: together with

Kawasaki Heavy Industries (Kawasaki),

one of the world‘s leading turbine manufacturers,

RWE Generation SE (RWE) is

planning to build a hydrogen-powered gas

turbine in Lingen, Germany. It shall be

used to test the conversion of hydrogen

back into electricity at RWE‘s Emsland gasfired

power plant. The project is one of the

first worldwide to use a gas turbine to convert

100 % hydrogen into electricity on an

industrial scale. The plant, with an output

of 34 megawatts (MW), could become operational

in mid-2024.

Kawasaki‘s gas turbine provides maximum

fuel flexibility: it can operate with

100 % hydrogen, 100 % natural gas and

with any combination of both. This is indispensable

because the amount of green gas

available for reconversion will fluctuate

frequently during the ramp-up of the hydrogen

economy before continuous operation

with it will be possible.

During the pilot project, the turbine is

planned to be tested across varying operating

load ranges, between 30 % and 100 %.

This corresponds to typical load curves of

gas turbines that can be expected in a power

grid with an increasing share of renewable

energies, which are subject to fluctuations

due to weather conditions.

In the course of the project, it is planned

to use two combustion systems developed

by Kawasaki. Both have already been tested

in 1 MW variants in a demonstration

project in Kobe, Japan. In Lingen, these

technology principles would be scaled up

to industrial scale for the first time.

When it comes to the future topic of hydrogen,

RWE has all the options under one

roof: from green electricity production and

the know-how to produce and store green

hydrogen, to energy trading, which can

provide the fuel to industrial customers as

needed. RWE is already active in over 30

hydrogen projects with strong partners.

The Lingen site plays a key role in RWE‘s

hydrogen strategy: as part of the GET H2

project, the company plans to build the first

100 MW electrolysis plant there by 2024,

which will produce green hydrogen using

offshore wind power from the North Sea.

The capacity of this plant is to be expanded

to 300 MW by 2026 and to 2 GW by 2030.

The aim of the GET H2 project is to work

with national and European partners to

create the critical mass needed to kick-start

the development of a supra-regional European

hydrogen infrastructure and develop

a strong European hydrogen market.

LL

www.rwe.com (213461056)

Visualisation of the planned Kawasaki test turbine in Lingen, Germany (Source: RWE)

16


VGB PowerTech 11 l 2021

“Grids”

“Grids”

Neue Anbindungsleitungen für

Nordsee-Windparks: Amprion

plant die Offshore-Netzanbindungs

systeme LanWin1 und

LanWin3

(amprion) Die Amprion Offshore GmbH

steigt in die Planungen der beiden Off shore-

Netzanbindungssysteme LanWin1 und Lan-

Win3 ein. Sie sollen Windstrom aus der

Nordsee mit dem Wechselstromnetz an Land

verbinden. Die Inbetriebnahme ist für 2031

und 2033 geplant.

Damit Deutschland seine Klimaziele erreicht,

braucht es nicht nur neue Offshore-Windparks,

sondern auch neue Leitungen,

die sie mit dem Übertragungsnetz

verbinden. Das ist Aufgabe der geplanten

Offshore-Netzanbindungssysteme Lan-

Win1 und LanWin3. Als Übertragungsnetzbetreiber

hat Amprion den gesetzlichen

Auftrag, diese im Netzentwicklungsplan

festgelegten Ausbauprojekte umzusetzen.

Von der Nordsee kommend verlaufen

die See- bzw. Erdkabel bis zu ihren

Netzverknüpfungspunkten im niedersächsischen

Wehrendorf (LanWin1) und Westerkappeln

in Nordrhein-Westfalen (Lan-

Win3).

„LanWin1 und LanWin3 werden eine

Übertragungsleistung von je 2.000 Megawatt

erreichen. Sie gehören damit zu der

neuen leistungsfähigen Generation von

Offshore-Anbindungen. Beim Umbau des

Energiesystems werden sie erneuerbaren

Strom in die Verbraucherzentren im Westen

und im Süden der Republik transportieren.

Daher sind sie ein wichtiger Baustein

für die Dekarbonisierung der Industrie

in Deutschland“, sagte Dr. Carsten

Lehmköster, Geschäftsführer der Amprion

Offshore GmbH.

Amprion wird das Projekt den Trägern öffentlicher

Belange und der Öffentlichkeit

ausführlich vorstellen. „Uns ist es wichtig,

von Anfang an mit den Menschen vor Ort in

Kontakt zu sein. Diese Gespräche helfen uns

bei unseren weiteren Planungen“, betont

Stefan Sennekamp, Projektsprecher für den

Offshore-Bereich bei Amprion. Das Unternehmen

wird voraussichtlich im ersten Halbjahr

des Jahres 2022 Informationsveranstaltungen

anbieten, um über den aktuellen

Planungsstand der Projekte zu informieren.

Den Auftakt zum Raumordnungsverfahren

für die beiden Offshore-Anschlüsse bildet

die Antragskonferenz mit den zuständigen

Landesbehörden im Dezember. Vorbereitend

hat Amprion für den landseitigen

Teil der Projekte in Abstimmung mit den

Behörden ein erstes Trassenkorridornetz

entwickelt.

„Um die Beeinträchtigung vor Ort so gering

wie möglich zu halten, werden die beiden

Projekte größtenteils parallel zueinander

installiert“, so Christoph Evers, Projektleiter

Genehmigung und Trassierung für

LanWin1 und LanWin3. „Darüber hinaus

werden wir die Bündelung mit anderen

Vorhaben in der Region prüfen.“

Die Offshore-Netzanbindungssysteme

werden in Gleichstromtechnik ausgeführt.

Das Stromnetz, an das die Offshore-Systeme

angeschlossen werden, ist hingegen in

Wechselstromtechnik ausgeführt. Deshalb

wird in der Nähe des jeweiligen Netzverknüpfungspunktes

je eine Konverterstation

benötigt, die den Gleich- in Wechselstrom

umwandelt. Aktuell werden mögliche Flächen

für die Konverterstandorte rund um

die Netzverknüpfungspunkte in Westerkappeln

und Wehrendorf ermittelt. Mit

den angrenzenden Gemeinden ist Amprion

bereits in Kontakt getreten.

Die Offshore-Netzanbindungssysteme

LanWin1 und LanWin3

Die beiden geplanten Offshore-Netzanbindungssysteme

LanWin1 und LanWin3

verbinden Windparks in der Nordsee mit

dem Übertragungsnetz an Land. Sie werden

sowohl auf der Land- als auch auf der

Seeseite größtenteils parallel zueinander

installiert. Beide Projekte können jeweils

eine Leistung von 2.000 Megawatt übertragen

und sollen 2031 und 2033 in Betrieb

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17


“Grids” VGB PowerTech 11 l 2021

9

6

10

12

7 8

LANWIN1 UND LANWIN3

1 2 3

gehen. Von den Nordsee-Windparks aus

verlaufen die Kabel zunächst 160 bzw. 170

Kilometer auf See. Sie unterqueren die Insel

Norderney und erreichen im Bereich

Hilgenriedersiel die Küste. Auf dem landseitigen

Teil von LanWin1 und LanWin3

werden etwa 220 bzw. 230 Kilometer Erdkabel

verlegt. Um zu ihren jeweiligen Netzverknüpfungspunkten

in Wehrendorf

(LanWin1) und Westerkappeln (LanWin3)

zu gelangen, werden sich die Vorhaben auf

dem letzten Teil der Strecke trennen.

LL

www.amprion.com (213461022)

0

Offshore-Windpark-Gebiet

Konverterplattformen LanWin

LanWin1

LanWin3

Gates für Seekabel

Netzverknüpfungspunkte

Schematische Darstellung

I

11

13

NIEDERLANDE

5

II

NORDERNEY

5

III

HILGEN-

RIEDERSIEL

EMDEN

IV

4

PAPEN-

BURG

MEPPEN

LINGEN

NVP WESTERKAPPELN

5

V

0

WILHELMS-

HAVEN

OLDENBURG

OSNABRÜCK

DÄNEMARK

CUXHAVEN

BÜSUM

BREMEN

DEUTSCHLAND

50Hertz startet Redispatch mit

Erneuerbaren Energien

BREMERHAVEN HAMBURG

NVP WEHRENDORF

Schematische Übersichtskarte der Offshore-Netzanbindungssysteme LanWin1 und LanWin3

(213461022)

• Neue Prozesse für direkt ans 50Hertz-

Übertragungsnetz angeschlossene

Erneuerbaren-Einspeiser vollständig

umgesetzt

• Auch Solarparks, die direkt am

50Hertz - Netz angeschlossen sind,

nehmen am neuen

Redispatch-Regime teil

(50hertz) Und es geht doch voran: Seit

dem 1. November hat 50Hertz den bilanziellen

Ausgleich beim Redispatch mit Erneuerbaren-Anlagen

– das sogenannte Redispatch

2.0 – mit allen direkt an das

50Hertz-Netz angeschlossenen Erzeugungsanlagen

implementiert. Damit werden

die offiziellen Prozesse der Bundesnetzagentur

angewendet. Der 50Hertz-Fokus

liegt dabei auf vier Offshore- und 60

Onshore-Windparks mit insgesamt rund

2,5 Gigawatt installierter Leistung, deren

Erzeugung aktuell von 20 Unternehmen

direkt vermarktet wird. Im Jahre 2020

machten diese Erneuerbare-Energien-Anlagen,

die direkt am Übertragungsnetz angeschlossen

sind, 15 Prozent der gesamten

Einspeisemanagementmaßnahmen in der

50Hertz-Regelzone aus.

Nach den Worten von Dr. Dirk Biermann,

Geschäftsführer Märkte und Systembetrieb

bei 50Hertz, ist der Start von Redispatch

2.0 bei 50Hertz ein ganz wesentlicher

Schritt: „In einer Energiewelt, die künftig

nicht mehr durch Großkraftwerke, sondern

durch volatile Erneuerbare Energien

und dezentralere Stromerzeugung geprägt

sein wird, ist das neue Redispatch-Regime

zwingend notwendig, um diese Anlagen in

das Engpassmanagement einzubeziehen.

Wir bereiten uns für die kommenden Jahre

auf einen weiteren massiven und raschen

Ausbau der Erneuerbaren Energien und

den Ausstieg aus der Kohle vor. Dafür brauchen

wir neue Prozesse. Unsere Devise lautet:

Gemeinsam mit unseren Partnern

schnellstmöglich liefern!“

Dem Start am 1. November vorausgegangen

waren umfangreiche erfolgreiche Tests

mit dem Software-Dienstleister emsys VPP

und mehreren Direktvermarktern. Diese

Tests beinhalteten sämtliche relevante Prozessschritte

von der Eingangsdatenlieferung

über den Austausch von Abrufdokumenten,

der vollständigen Bilanzierung bis

hin zur Steuerung der Windparks und der

Veröffentlichung der Maßnahmen auf

www.50hertz.com. Bis Ende Februar 2022

soll der Redispatch 2.0 dann auch mit allen

Anlagen in den Verteilnetzen vollständig

umgesetzt werden. Dafür stellt dieser

Schritt einen wichtigen Baustein dar – damit

weitere Anlagen sicher in den Prozess

eingebunden werden können.

Hierzu Dr. Ulrich Focken, Geschäftsführer

der emsys VPP GmbH aus Oldenburg:

„Wir und viele andere in der Energiebranche

haben in den letzten Monaten hart an

der Umsetzung der neuen Redispatch

2.0-Prozesse gearbeitet und wir sind sehr

froh, zusammen mit 50Hertz den Schritt in

die vollständige Umsetzung gemacht zu

haben. Damit bekommen die Erneuerbaren

Energien endlich mehr Systemverantwortung.“

Sven Nels, Geschäftsführer der BayWa

r.e. Energy Trading GmbH, ergänzt: „Mit

der Einführung der neuen Prozesse werden

erstmals Eingriffe eines Netzbetreibers

in unser Portfolio durch diesen bilanziell

ausgeglichen. Damit wird der vom

Gesetzgeber gewollte Übergang der Bilanzierungsverantwortung

vom Direktvermarkter

hin zum Netzbetreiber praktisch

vollzogen. Dies ist der erste Meilenstein

hin zu einer vollständigen Umsetzung des

neuen Redispatch 2.0.“

18


VGB PowerTech 11 l 2021

vgbe Workshop | Hybrid event

Materials &

Quality Assurance

CALL FOR

PAPERS

“Grids”

4 and 5 May 2022,

Schloss Paffendorf, Bergheim/Germany

or via Web-Meeting

Call to Submit Suggestions for Papers!

The next vgbe Workshop "Materials and Quality Assurance"

takes place in Bergheim/Germany hosted by RWE Power AG.

It is also possible to attend the workshop via Web-Meeting.

The workshop is aimed at manufacturers, planners, operators,

insurers and experts interested in technology and

its environment, researcher, authorities and associations.

For your contributions we have provided the following

important topics:

Lifetime Assessment and Periodic Inspections

Materials and Components

Quality Assurance and Damages

Modern Welding Technologies, Additive Manufacturing

Hydrogen

Renewable Energy, Energy Storage

The lectures and discussions will be held in English.

YOUR CONTACTS

Technical Coordination

Jens Ganswind-Eyberg

e jens.ganswind@vgbe.energy

t +49 201 8128-295

Registration

Diana Ringhoff

e diana.ringhoff@vgbe.energy

t +49 201 8128-232

Exhibition

Steffanie Fidorra-Fränz

e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy

t +49 201 8128-299

Workshop language

English

Use the opportunity to exchange experience with colleagues,

to obtain information about new developments

and to visit the Foyer Exhibition.

You are kindly asked to submit proposals for lectures

and speakers online – not later than 12 February 2022:

https://events.vgbe.energy/events/materials-and-qualityassurance-2022/7096/WSH4M/

(or https://t1p.de/4o6ff)

You are welcome to forward this information to interested

business partner.

All information about the workshop and the technical

exhibition can be accessed at:

https://events.vgbe.energy/events/materials-and-qualityassurance-2022/7096/WSH4M/

(or https://t1p.de/4o6ff)

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Germany

be informed www.vgbe.energy

19


“Grids” VGB PowerTech 11 l 2021

Zum Hintergrund

Bislang wurde der Redispatch zur Reduzierung

von Netzengpässen ausschließlich

mit konventionellen Kraftwerken durchgeführt,

indem die Kraftwerksleistung vor

dem Leitungsengpass heruntergefahren

und jenseits des Engpasses erhöht wurde.

Reichte dieser Redispatch zur Beseitigung

eines Engpasses nicht aus, wurden Erneuerbare-Energien-Anlagen

in einem gesonderten

Prozess (Einspeisemanagement) abgeregelt.

Im Fall des Einspeisemanagements

musste sich das Direktvermarktungsunternehmen

um den bilanziellen Ausgleich am

Markt kümmern. Mit dem System Redispatch

2.0 sind die Netzbetreiber in der

Pflicht, den bilanziellen Ausgleich für ihre

Maßnahmen zu beschaffen. Der Vorteil: Dabei

können sie bereits netzdienliche Kriterien

berücksichtigen. Der ursprünglich geplante

Start zum 1. Oktober 2021 wurde allerdings

unter Anwendung der BDEW-Übergangslösung

in nahezu allen Netzgebieten

verschoben. Damit haben alle betroffenen

Netzbetreiber in Abstimmung mit den in ihren

Netzgebieten tätigen Direktvermarktungsunternehmen

bis Ende Februar 2022

Zeit, die bilanzielle Abwicklung des Redispatch

2.0 umzusetzen. 50Hertz hat nun

mit den direkt an sein Übertragungsnetz

angeschlossenen Anlagen den ersten Schritt

bereits geschafft und die Redispatch

2.0-Prozesse vollständig implementiert.

Der Redispatch 2.0-Prozess wurde mit

dem Ziel gestartet, die Kosten für das Engpassmanagement

zu reduzieren und das

heutige Einspeisemanagement in den Redispatchprozess

zu integrieren. Redispatch

2.0 im Rahmen des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes

eröffnet neue Möglichkeiten,

systemdienliche Leistungen und Flexibilitäten

auf verschiedenen Netzebenen zu

nutzen. Das setzt eine vertiefte Zusammenarbeit

zwischen Verteil- und Übertragungsnetzbetreibern

voraus und erfordert hochkomplexe

technische Lösungen für Datenaustausch

und Anlagensteuerung. Der damit

zusammenhängende Prozess ist eine

sehr große Herausforderung für die gesamte

Energiebranche. Redispatch 2.0 bedeutet,

dass auch die Betreiber von sehr

kleinen Erzeugungsanlagen ab einer elektrischen

Leistung von 100 kW – dazu gehören

zum Beispiel Photovoltaikanlagen auf

den Dächern von Gewerbebetrieben ebenso

wie Blockheizkraftwerke – ihre Anlagen

jederzeit innerhalb kurzer Zeit für Redispatchmaßnahmen

zur Verfügung stellen

und damit dazu beitragen, die Systemsicherheit

zu gewährleisten. Die Systemführungen

der Übertragungsnetzbetreiber

steuern und koordinieren diese Maßnahmen.

Das Ziel von Redispatch 2.0 ist ein

vollautomatisierter Prozess, bei dem die

Übertragungsnetzbetreiber diese Kleinanlagen

systemdienlich einsetzen können.

LL

www.50hertz.com (213461119)

Der Windstrom-Booster: TenneT

stellt 6-Gigawatt-Verteilkreuz zur

Beschleunigung der Offshore-

Ausbauziele vor

• Der Windstrom-Booster realisiert

Beschleunigungspotenzial von drei

Jahren für ambitionierte Klimaziele

Deutschlands

• Energieminister Olaf Lies und Jan

Philipp Albrecht sowie

Wirtschaftssenatorin Kristina Vogt

begrüßen die Initiative von TenneT für

einen zukunftsfähigen Netzausbau in

der Nordsee und in den Küstenregionen

• Industrie und Offshore-Branche

unterstützen Vorschlag von TenneT

als wesentlichen Beitrag zur

Dekarbonisierung und smarten

Kopplung von Windenergie

mit Wasserstoff

(tennet) Der Übertragungsnetzbetreiber

TenneT hat eine technologische Innovation

vorgestellt, mit der der Offshore-Netzausbau

für Windstrom in der Nordsee deutlich

beschleunigt werden kann. Mit dem Windstrom-Booster

können sechs Gigawatt

Offshore-Kapazität drei Jahre früher realisiert

werden. Zum Vergleich: sechs Gigawatt

Kapazität entsprechen sechs Großkraftwerken

.

Das Konzept wurde gemeinsam mit den

Energieministern von Niedersachsen, Olaf

Lies, und Schleswig-Holstein, Jan Philipp

Albrecht, sowie Bremens Staatsrat Kai

Stührenberg – in Vertretung der Bremer

Wirtschafts-Senatorin Kristina Vogt – präsentiert.

Der Windstrom-Booster ist ein erster konkreter

Schritt in Richtung eines langfristig

vermaschten Gleichstromnetzes auf See

und an Land. Ein vermaschtes Gleichstromnetz

(HGÜ-Overlay-Netz) an Land

und auf See sichert dauerhaft die Versorgungssicherheit

und senkt die volkswirtschaftlichen

Kosten der Integration von

erneuerbaren Energien zur Erreichung der

Klimaziele.

Wichtige Unternehmen, darunter z.B. ArcelorMittal,

Entwicklungsagentur Region

Heide, EWE, Holcim, Hynamics, Ørsted,

Raffinerie Heide, Salzgitter AG, Uniper sowie

die Windenergieverbände BWO und

WAB unterstützen die Initiative von TenneT.

TenneT-COO Tim Meyerjürgens sagte:

„Aufbauend auf unserer umfassenden Erfahrung

mit dem Bau und Betrieb von

Offshore-Netzanbindungen zeigen wir mit

unserer konzeptionellen und technologischen

Innovation für ein Sechs-Gigawatt-Verteilkreuz

einen Weg auf, das Erreichen

der ambitionierten Klimaschutzziele

deutlich zu beschleunigen. Wir verstehen

dies als ein Angebot auch für die aktuell

laufenden Koalitionsverhandlungen, die

bekanntlich einen Boost für den Ausbau

der Erneuerbaren Energien in Deutschland

suchen. Gleichzeitig legen wir den Grundstein

für eine zukunftsfähige Vermaschung

des Gleichstromnetzes. So erhöhen wir

nachhaltig die Effizienz sowie die Versorgungssicherheit

und leisten einen wichtigen

Beitrag zur intelligenten Kopplung von

Offshore-Wind mit erzeugungsnah zu errichtenden

Elektrolyseuren und dem Gasnetz.“

Olaf Lies, Energie- und Umweltminister

Niedersachsens, sagte: „Die tragende Rolle

der Offshore-Windenergie für die Energieund

Klimaziele wird noch deutlicher, wenn

wir auf die Sektoren-übergreifende Umsetzung

der Energiewende blicken – also auch

die durch Erneuerbare zu deckenden Energiebedarfe

außerhalb des Stromsektors.

Ohne grünen Wasserstoff und den dafür

nötigen grünen Strom wird dies nicht gelingen

können. Zur energie- und klimapolitischen

Rolle kommt die industrie- und

beschäftigungspolitische Bedeutung – für

Norddeutschland, aber auch weit darüber

hinaus. Niedersachsen hat gemeinsam mit

unseren Nachbarbundesländern die Chance,

zum Tor für die Offshore-Energie für

ganz Deutschland zu werden. Um die

Chancen der Wasserstofftechnologie im

Sinne einer nachhaltigen Energieversorgung

für den hiesigen Industrie- und Wirtschaftsstandort

entschlossen nutzen zu

können, müssen wir bereits heute die technischen

Voraussetzungen schaffen und daher

auch bei der Netzplanung einen bedeutsamen

Schritt in Richtung eines zukunftsweisenden,

kosteneffizienten und

international verbundenen Gleichstrom-Netzes

einleiten. Angesichts des zuletzt

stockenden Ausbaus der Windenergie

auf See brauchen wir zudem Ansätze wie

diesen, die uns wieder mehr Tempo aufnehmen

lassen. Denn die Zeit läuft uns

sonst davon. Die Vorbereitung für den

künftigen Multiterminal-Einsatz hätte in

Wilhelmshaven zudem noch durch einen

geringeren Flächenbedarf direkte Vorteile

für die geplanten Vorhaben vor Ort.“

„Das vorgestellte Konzept zur Beschleunigung

des Ausbaus der offshore Windenergienutzung

bei gleichzeitiger Einsparung

von Stromleitungen ist ein Baustein in die

richtige Richtung. Wir müssen schleunigst

zu einem tragfähigen Zielkonzept kommen,

wie wir unsere Infrastruktur bis 2045

ausbauen wollen“, sagte Schleswig-Holsteins

Energiewendeminister Jan Philipp

Albrecht. „Und die Planung dafür müssen

wir heute starten. Wir wollen eine europäische

Energiewende und dazu gehört ein

europäischer Systemverbund, der neben

Strom auch die Erzeugung und den Transport

von grünem Wasserstoff einschließt.

Wir werden einen integrativen, vernetzten

Ansatz verfolgen und in der Mitte Europas

starke zukunftsfähige Energieinfrastrukturen

aufbauen.“

Kristina Vogt, Bremens Senatorin für

Wirtschaft, Arbeit und Europa, sagte: „Der

Einsatz für die regenerativen Energien und

20


VGB PowerTech 11 l 2021

SAVE THE DATE

“Grids”

insbesondere den verstärkten Ausbau der

Offshore-Windenergie zur Erreichung der

Klimaziele ist seit langem eines meiner

Kernanliegen. Das vorgelegte Konzept zur

Beschleunigung des Offshore-Windenergie-Ausbaus

ist ein hervorragendes Beispiel,

wie dieser Ausbau mit kreativen Ideen

schneller erreicht werden kann. Das

Land Bremen wird als Industriestandort

mit einem zukünftig deutlich höheren

Strombedarf davon unmittelbar profitieren.

Die Treibhausgas-Emissionen können

gesenkt und gleichzeitig Wertschöpfung

und Arbeitsplätze gesichert werden.“

Das Konzept im Überblick

Mit dem Windstrom-Booster-Konzept

schlägt TenneT ganz konkrete Maßnahmen

vor, die es ermöglichen, in einem ersten

Schritt sechs Gigawatt Offshore-Windenergie

bereits 2032, statt 2035, also drei

Jahre schneller als bisher im Netzentwicklungsplan

vorgesehen, in das Stromnetz zu

integrieren. Das Konzept besteht aus folgenden

Bausteinen:

Vorteil: Beschleunigung

des Offshore-Ausbaus

TenneT ist für die Errichtung von rund 17

der insgesamt aktuell geplanten 20 Gigawatt

Offshore-Übertragungskapazität in

Nord- und Ostsee bis zum Jahr 2030 zuständig.

Mit dem vorgeschlagenen Ausbaupfad

für weitere sechs Gigawatt bis

2032, die bislang erst bis 2035 vorgesehen

waren, können die deutschen Offshore-Ausbauziele

kurzfristig erheblich erhöht

werden und damit einen Beitrag leisten zu

einer beschleunigten Umsetzung auf dem

Weg zur Klimaneutralität.

Vorteil: Internationale Verbindungen

in der Nordsee

Um die europäischen Klimaziele zu erreichen,

muss der Ausbau der Offshore-Windenergie

in der Nordsee perspektivisch

über nationale Grenzen hinweg geplant

werden. Notwendig ist ein Nordsee-Offshore-Netz,

das die Anrainerstaaten

verbindet. Für Deutschland ist dies

besonders wichtig, da die deutschen

Offshore-Windpotenziale nicht ausreichen

werden, um die deutschen Klimaziele bis

2045 zu erreichen. Die Vernetzung mehrerer

Off shore-Anbindungen aus verschiedenen

Staaten steigert die Effizienz, die Versorgungssicherheit

und schafft neue europäische

Stromhandelskapazitäten. Das

modulare Verteilkreuzkonzept des Lan-

Win-Hubs ermöglicht beispielsweise eine

Vernetzung mit der dänischen „Energieinsel“

und perspektivisch auch mit weiteren

Nordseeanrainerstaaten. Dieses Verteilkreuz

würde im LanWin-Gebiet der deutschen

Außenwirtschaftszone in der Nordsee,

rund 150 Kilometer vor der deutschen

Küste errichtet werden.

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der Energieversorgung

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VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland

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21


Industry News VGB PowerTech 11 l 2021

Vorteil: Smarte Sektorenkopplung an den

küstennahen Netzverknüpfungspunkten

Bisher wurden Offshore-Windparks stets

durch Punkt-zu-Punkt-Verbindungen mit

dem Stromnetz an Land verbunden. Um

die ambitionierten Klimaziele Deutschlands

und Europas zu erreichen, ist es erforderlich,

ein international vermaschtes

Gleichstromnetz auf See und an Land zu

errichten, um mehr Energie durch die geplanten

Gleichstromleitungen an Land zu

transportieren. An den küstennahen

Offshore-Netzverknüpfungspunkten ist neben

der Dekarbonisierung energieintensiver

Prozesse eine intelligente Sektorenkopplung

mit geplanten Elektrolyse-Projekten

sowie mit der Gasinfrastruktur und der

Einspeisung von Onshore-Windenergie

vorgesehen.

Vorteil: Weniger Flächenverbrauch

an Land

Um private Verbraucher, die Industrie

und geplante Elektrolyse-Projekte mit

Offshore-Windenergie zu versorgen sowie

eine direkte Verbindung mit weiterführenden

Gleichstromleitungen an Land zu ermöglichen,

landen die drei Offshore-Verbindungen

küstennah in Heide (Schleswig-Holstein),

Wilhelmshaven (Niedersachsen)

und im Raum Bremen an. Das

Windstrom-Booster-Konzept sorgt für Entlastung

des Raum- und Flächenbedarfs in

den Küstenregionen und bietet zugleich

neue Chancen für die dort ansässigen Industrie-Cluster.

Jeder dieser drei Räume

soll mit je einer Zwei-Gigawatt-Anbindung

als Windstrom-Booster integriert werden.

Vorteil: Erfahrung und Innovation

TenneT hat in den Niederlanden und

Deutschland bereits 14 Offshore-Netzanbindungen

realisiert und betreibt damit

mehr als die Hälfte der Offshore-Netzanbindungskapazität

in der EU. Das dadurch

entwickelte Know-how setzt TenneT zum

Vorteil neuer Projekte ein. Für den Lan-

Win-Hub setzt TenneT auf seinen innovativen

Zwei-Gigawatt-Standard für Gleichstromverbindungen,

ergänzt um technologische

Weiterentwicklungen für das Windstrom-Booster-Konzept.

Der neue Standard

zielt darauf ab, die Kosten beim Offshore-Netzausbau

weiter zu senken und die

räumlichen und ökologischen Auswirkungen

zu minimieren.

Unterstützer der TenneT-Initiative

Zahlreiche Unternehmen der Industrie

und Energiebranche sowie Branchenverbände

unterstützen die Initiative von TenneT

zur Beschleunigung der Realisierung

der Offshore-Ausbauziele in der Nordsee.

TenneT nutzt dabei das Windstrom-Booster-Konzept:

der Aufbau von modularen

Windenergie-Verteilkreuzen auf See und

an Land wird kombiniert mit netzdienlichen

und für die Industrie passenden

Standorten. Ziel ist die Verknüpfung von

Lösungen zur Dekarbonisierung von energieintensiven

Prozessen in der Industrie

und zur smarten Kopplung von Windenergie

mit Wasserstoff mit der Schaffung einer

internationalen Vernetzung von Gleichstrom-Leitungen.

Zudem steigert die direkte

Vernetzung mehrerer Offshore-Anbindungen

aus verschiedenen Ländern die

Effizienz, die Versorgungssicherheit und

schafft neue europäische Stromhandelskapazitäten.

LL

www.tennet.eu (213461025)

ANDRITZ to supply another flue gas desulphurization plant to Tata Projects Limited for the thermal

power plant in Jojobera India: Spray bank. Photo: ANDRITZ

Industry

News

Company

Announcements

Eröffnung des TÜV NORD

CAMPUS ESSEN: High-Tech

aus dem Revier für die Welt

(tuev-nord) Mit einer offiziellen Feierstunde

wurde der unmittelbar an der neuen

A40-Auffahrt Frillendorf gelegene TÜV

NORD CAMPUS ESSEN eröffnet. Das weiträumige

Technologieareal, auf dem künftig

1.800 Menschen arbeiten werden, bündelt

eine Vielzahl von Kompetenzen des

Konzerns zentrumsnah auf einem Campus.

„Der TÜV NORD CAMPUS ESSEN ist für

uns ein nachhaltiges Bekenntnis zum Wirtschafts-

und Technologiestandort Ruhrgebiet.

TÜV NORD feiert 2022 seine 150-jährige

Präsenz in NRW. Mit dem neuen Campus

begründen wir ein neues Kapitel unseres

internationalen Unternehmens“, sagte

der Vorstandsvorsitzende Dirk Stenkamp.

Die TÜV NORD GROUP hat seit 2012 insgesamt

50 Millionen Euro aus Eigenmitteln

in das Technologiepark-Gelände investiert,

davon allein 34 Millionen in ein zentrales

Labor- und Bürogebäude, in dem das weltweit

renommierte IT-Hardwarelabor von

TÜViT untergebracht ist. Zum Hightech-Portfolio

gehört auch ein fahrdynamischer

Prüfstand, mit dem Tests und Begutachtungen

für Räder, Bremsen sowie komplette

Fahrwerksysteme durchgeführt werden

können. Das Areal ist eines der größten

Essener Firmen-Bauprojekte der

zurückliegenden Jahre.

Essens Oberbürgermeister Thomas Kufen

nahm ebenfalls an der Eröffnung in Frillendorf

teil: „Der TÜV NORD ist bereits seit

vielen Jahren wichtiger Teil unseres Wirtschaftsstandortes.

Ich freue mich über die

Kompetenz und das Know-how, die der

TÜV NORD hier einbringt, beides wird

durch den neuen CAMPUS ESSEN widergespiegelt.

Gleichzeitig zeigt sich darin

auch die Innovationsfähigkeit des Unternehmens

– auch damit reiht sich der TÜV

NORD gut in die Essener Unternehmenslandschaft

ein. Für die langjährige Treue

und die Investition in den Standort bedanke

ich mich sehr herzlich und wünsche den

Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern ein gutes

und positives neues Arbeitsumfeld.“

22


VGB PowerTech 11 l 2021

Industry News

Für Stenkamp verbinden sich auf dem

neuen Campus zwei zentrale Themen: Innovation

und Nachhaltigkeit. Im Herzen

Essens wird an der Zukunft von Prüfung

und Zertifizierung gearbeitet: Künstliche

Intelligenz, Wasserstoff, autonomes Fahren,

Energiespeichersysteme bis hin zu

Quanten-Computing. „TÜV NORD wird zu

einem datengetriebenen und digital vernetzten

Unternehmen. Diese Entwicklung

werden wir hier weiter beschleunigen“, so

Stenkamp.

Ganz im Zeichen der Nachhaltigkeit ist

das Areal konsequent nach dem Muster der

Kreislaufwirtschaft aufgebaut. Materialien

aus Stahl, Holz und Aluminium wurden,

wo immer möglich, aus alter Bausubstanz

recycelt. Rund 80 Prozent des Betons und

Mauerwerks aus dem Abriss von altem Gebäudebestand

wurden wiederverbaut.

„Wir wollen nachhaltig handeln. Auch bei

einem Neubau muss man beweisen, dass es

einem damit ernst ist“, erklärte Stenkamp.

Das neue, zentral gelegene Gebäude werde

deshalb mit klimaschonender Fernwärme

geheizt. Außerdem werden derzeit auf

dem Gelände insgesamt 40 neue Elektro-Ladesäulen

installiert, an denen Kunden

und Mitarbeitende ihre E-Fahrzeuge

laden können. Stenkamp bekräftigte, das

Unternehmen wolle bis zum Jahr 2030 die

Klimaneutralität erreichen.

Die Einweihung mit fast 600 Gästen fand

direkt vor dem Eingang des neuen Zentralgebäudes

statt, in dem künftig 550 Mitarbeitende

Platz finden werden. Damit hält

auch die neue Büro-Arbeitswelt auf dem

Campus Einzug, erklärte Stenkamp. „Die

Corona-Krise hat viele Veränderungen beschleunigt.

Vom Desk-Sharing bis zu

Co-Working-Spaces können unsere Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter an neuen Formen

der Zusammenarbeit teilhaben und

Neues ausprobieren.“ Ziel sei es, die Arbeitsumgebung

flexibel und mit geringem

Aufwand auch an zukünftige Anforderungen

anzupassen.

LL

www.tuev-nord-group.com

(213461131)

ANDRITZ to supply another flue

gas desulphurization plant to Tata

Projects Limited for the thermal

power plant in Jojobera India

For desulphurization purposes, the exhaust

gas is washed in counter-current flow

with a limestone suspension, reducing the

content of SO 2 and other acidic components

to concentrations in line with the

current environmental requirements. With

further oxidation, process gypsum can be

produced that is either landfilled or sold to

the construction industry.

ANDRITZ has comprehensive experience

with FGD technologies and many successful

references around the world. This project

is another important step towards establishing

ANDRITZ’s flue gas treatment

technology on the Indian market.

LL

www.andritz.com (213461052)

ANDRITZ to supply 10 th highefficiency

PowerFluid circulating

fluidized bed boiler to Japan

(andritz) International technology group

ANDRITZ has received an order from Toyo

Engineering Corporation, Japan, to deliver

a PowerFluid circulating fluidized bed boiler

with a flue gas cleaning system. The boiler

will be part of a new biomass power

plant to be built in Niigata East Port in Niigata

Prefecture, Honshu Island, some 300

km north of Tokyo, Japan. Commercial operations

are scheduled to begin in September

2024.

The ANDRITZ PowerFluid (CFB) boiler

with reheating system to be supplied features

low emissions, high efficiency and

availability, as well as high fuel flexibility.

It forms an essential part of a high-efficiency

biomass power plant for supply of green

energy to the national grid. The biomass

power plant fired with wood pellets and

palm kernel shells will generate around 50

MWel of power.

ANDRITZ is proud to be part of this remarkable

project with Toyo Engineering

Corporation and to make an important

contribution towards the Japanese power

industry in the transition from fossil fuel to

renewable energy resources.

This ANDRITZ power boiler to be supplied

to Japan confirms ANDRITZ’s strong

market position as one of the leading global

suppliers of power boiler technologies

and systems for generating steam and electricity

from renewable and fossil fuels,

with a large number of very successful references

worldwide.

LL

www.andritz.com (213461053)

KPA Unicon and Keitele Energy

have agreed on modernization of

the Keitele production facility

(kpa-u) KPA Unicon and Keitele Energy

have agreed to modernize the existing boiler

plant at the Keitele Timber sawmill,

which is located in Keitele, Northern Savonia,

Finland. This is a large-scale modernization

project, which will invest in cleaner

energy production and modernize the

plant‘s automation and other systems.

“The solution delivered to Keitele consists

of intelligent and environmentally friendly

clean energy solutions. The investment

helps our partner to operate efficiently, effectively

and responsibly. For KPA Unicon,

this is the ninth plant delivery to Keitele

Group”, says Jukka-Pekka Kovanen, Managing

Director of KPA Unicon.

“With the investment, we will enable us

to increase the production capacity of the

Keitele sawmill in 2022. We constantly

want to invest in efficient and modern

technology that enables energy-efficient

operations and reduces the environmental

(andritz) International technology Group

ANDRITZ has received another order from

Tata Projects Limited, India, to supply the

process engineering for a complete flue

gas desulphurization (FGD) plant, comprising

basic engineering and the detailed

engineering for the absorber internals and

equipment as well as other core components

for the Jojobera power plant (output:

4 x 120 MW), near Jamshedpur, East

Singhbum District, Jharkhand State, India.

Start-up is scheduled for the first half

of 2023.

ANDRITZ PowerFluid circulating fluidized bed boiler. Photo: ANDRITZ.

23


Industry News VGB PowerTech 11 l 2021

impact of our operations”, says Ilkka Kylävainio,

Managing Director, Keitele Energy

Oy. The new energy system is based on

Unicon Renefluid fluidized bed boiler technology,

which combines the highest efficiency

on the market, low operating costs,

a very wide range of fuels and fast load

change capability. It

replaces the 7.5 MW fluidized bed boiler

installed in 1994. As part of the energy system,

KPA Unicon will supply the 15 MW

boiler, auxiliary equipment and a Unicon

Bag filter flue gas cleaning system. The Unicon

Bag filter is an effective way to filter out

hazardous particles from the breathing air.

In addition, KPA Unicon is responsible for

the recycling and modification of the existing

equipment and modernization of the

control and automation system as part of

the overall delivery.

“The system will be connected to KPA

Unicon’s comprehensive PlantSys digital

platform, which allows remote control of

the energy production. The platform provides

digitalization of maintenance reporting

and the automatic data collection,

which improve the plant‘s efficiency and

usability”, says Kovanen.

Delivery and implementation in 2022

Keitele mainly produces pine and spruce

sawn timber, with exports accounting for

94 % of production in 2020. The heat generated

by the new energy system will be

used to dry the timber produced by the

sawmill. As a fuel the plant will utilize the

by-products of the sawmill, such as sawdust

and cutter chips, as well as bark, wood

chips and milled peat.

The modernization project will be implemented

during 2022.

LL

www.kpaunicon.com

www.keitelegroup.fi (213461008)

Siemens Energy’s HL-class

technology enables Greece

to reduce CO 2 emissions and

protect the environment

• First delivery of HL-class gas turbine

technology to Greece

• World’s most powerful combined cycle

power plant in 1x1 configuration

• Reduced CO 2 emissions and

environmental impact, increased

security of supply

(s-e) Siemens Energy is supplying its stateof-the-art,

highly efficient HL-class gas turbine

technology to Greece for the first time.

As part of a new combined cycle power

plant in Komotini in the northeast of the

country, it will provide reliable and economical

power generation. With an installed

electrical capacity of 877 megawatts

(MW), it will be the world’s most

powerful combined cycle power plant in

1x1 configuration. The construction of the

new plant is of strategic importance for

Greece. It will cover the country’s increased

demand for electricity, which will result

from the gradual withdrawal of lignite production

units. The switch to a modern gasfired

power plant with high efficiencies will

reduce CO 2 emissions by up to 3.7 million

tons per year compared to a coal power

plant. It will also reduce the environmental

impact and increase the security of supply.

Customer Terna S.A. is building the entire

plant for the project company Thermoilektriki

Komotinis M.A.E. The company is

owned in equal parts by Motor Oil Renewable

Energy (MORE) and GEK Terna. Commissioning

of the plant is scheduled for

mid-2024.

“We trusted Siemens Energy because it’s

a leading manufacturer of units with natural

gas fuel, it met our requirements, and it

convinced us that it will be by our side with

its experience until the completion of the

project. The cooperation of the two companies

to interconnect Crete with the mainland

is continuing in the area of electricity

production,” said Ioannis Stefanatos, Director

of Energy Projects at Terna S.A.

Karim Amin, Executive Vice President

Generation at Siemens Energy, said: “We

thank Terna for trusting Siemens Energy as

its partner of choice for the prestigious

combined cycle power plant in Komotini.

We’re excited that our technology and expertise

will play a critical role in Greece’s

strategic journey of shifting from coal/lignite

power plants to gas-fired power generation.

Our HL gas turbines will provide a

reliable supply of electricity at efficiency

levels above 64 percent, resulting in a significant

reduction of CO 2 emissions – a target

Greece is determined to achieve. We’re

very much looking forward to further expanding

our collaboration with Terna in

Greece and other countries.”

The new power plant will be fired with

natural gas and is designed as a multi-shaft

plant, with one gas turbine and one steam

turbine each driving their own generator.

The Siemens Energy scope of supply includes

a power island consisting of an

SGT5-9000HL gas turbine, an SST5-5000

steam turbine, an SGen5-3000W generator

for the gas turbine, an SGen5-1200A generator

for the steam turbine, the heat-recovery

steam generator, and the SP-

PA-T3000 control system.

Siemens Energy’s HL-class technology

enables Greece to reduce CO 2 emissions

and protect the environment. With an installed

electrical capacity of 877 megawatts

(MW), it will be the world’s most

powerful combined cycle power plant in

1x1 configuration.

LL

www.siemens-energy.com

(213461040)

Voith verzeichnet starken

Auftragseingang durch

konsequente Ausrichtung des

Geschäfts auf nachhaltige

Technologien

• Auswirkungen der Corona-Pandemie im

abgelaufenen Geschäftsjahr durch

effektives Krisenmanagement

eingegrenzt, spürbare Erholung bei

wichtigen Kennzahlen

• Verstärktes Engagement beim

Zukunftsthema Wasserstoff geplant

• Ausblick: 2021/22 trotz Unsicherheiten

im Umfeld hoher Auftragseingang und

weitere Steigerung bei Umsatz und

Ergebnis erwartet

(voith) Der Voith-Konzern hat die Auswirkungen

der Corona-Pandemie auch im Geschäftsjahr

2020/21 (zum 30.09.) gut bewältigt

und konnte in einem herausfordernden,

von globalen Lieferengpässen

und stark gestiegenen Rohstoffkosten geprägten

Marktumfeld die wesentlichen Geschäftszahlen

verbessern. Der Auftragseingang

des Voith-Konzerns stieg um fast ein

Viertel auf 5,02 Milliarden Euro, getragen

vor allem vom sehr erfolgreichen Großanlagengeschäft,

und war damit zum Bilanzstichtag

30. September so hoch wie seit fast

einem Jahrzehnt nicht mehr. Der Auftragsbestand

erzielte mit 6,25 Milliarden Euro

einen Allzeitrekord. Dr. Toralf Haag, Vorsitzender

der Konzerngeschäftsführung,

erklärte dazu: „Unser stark gestiegener

Auftragseingang zeigt, dass wir mit unserer

strategischen Ausrichtung auf die Megatrends

Digitalisierung und Dekarbonisierung

die richtigen Schwerpunkte gesetzt

haben. Nachhaltige Technologien für

eine klimaneutrale Industriegesellschaft

werden immer stärker nachgefragt, und

Voith ist hervorragend positioniert, um davon

zunehmend zu profitieren.“

Konsequente Umsetzung der

Konzernstrategie mit Fokus auf

Dekarbonisierung und Digitalisierung

Im Mittelpunkt der Geschäftsaktivitäten

von Voith stand im abgelaufenen Geschäftsjahr

2020/21 neben der Bewältigung

der Pandemie-Folgen vor allem die

konsequente Umsetzung der im Vorjahr

entwickelten Konzernstrategie. Diese zielt

auf die Ausschöpfung des vollen Potentials

des Kerngeschäfts sowie die Erschließung

neuer Geschäftsfelder und Märkte mit Fokus

auf die Megatrends Dekarbonisierung

und Digitalisierung.

Jüngster Meilenstein bei der weiteren

Stärkung des Kerngeschäfts war der nach

Geschäftsjahresende vereinbarte Erwerb

des Minderheitsanteils von Siemens Energy

an Voith Hydro. Dadurch wird Voith

künftig alleiniger Eigentümer dieses für

die Energiewende bedeutsamen Geschäfts

sein. Die Akquisitionen der jüngeren Vergangenheit

in den Konzernbereichen Pa-

24


VGB PowerTech 11 l 2021

SAVE THE DATE

Industry News

per und Turbo haben zudem das Profil von

Voith als Technologieführer in nachhaltigen

Zukunftsmärkten weiter geschärft und

tragen bereits signifikant zur positiven

wirtschaftlichen Entwicklung des Konzerns

bei.

Auch bei der Erschließung neuer Geschäftsfelder

kommt Voith voran. So ist der

Konzernbereich Turbo in Kooperation mit

internationalen Windradherstellern in das

Windkraft-Geschäft eingestiegen und entwickelt

und produziert Getriebe und Generatoren

für Windturbinen.

Ein Schlüsselthema wird für Voith in den

nächsten Jahren die Wasserstoffgewinnung

und Wasserstoffnutzung sein. Voith

verstärkt sein Engagement in allen relevanten

Bereichen der Wasserstoff-Wertschöpfungskette:

Wasserkraft spielt bei der Erzeugung

grünen Wasserstoffs eine zentrale

Rolle; beim Transport über Wasserstoffpipelines

kann Voith seine Expertise im Bereich

neuer Antriebstechnologien ausspielen;

Voith arbeitet bereits an der nächsten

Generation von Hochdruckbehältern für

die Wasserstoffspeicherung und an der

Nutzung mittels Brennstoffzelle; und mit

dem Voith Electrical Drive System bietet

das Unternehmen einen kompletten elektrischen

Antriebsstrang, der auch in Wasserstoff-betriebenen

Stadtbussen eingesetzt

werden kann. Darüber hinaus prüft

Voith strategische Optionen in diesem Bereich.

„Schritt für Schritt verankert Voith die

Megatrends Digitalisierung und Dekarbonisierung

im Konzern und macht industrielle

Nachhaltigkeit zu seinem Geschäftsmodell

– mit Hydro als Komplettanbieter

von Wasserkrafttechnik im Bereich der Erneuerbaren

Energien, Paper als Pionier in

der Papier- und Verpackungsindustrie im

Bereich nachwachsender Rohstoffe und

Kreislaufwirtschaft und Turbo als Spezialist

für intelligente Antriebssysteme und -lösungen

im Bereich der alternativen Antriebe.

Wir leisten damit an vielen Stellen einen

entscheidenden Beitrag für eine klimaneutrale

Industriegesellschaft und sichern

gleichzeitig unser künftiges Wachstum. Zusätzlich

werden wir selbst bereits ab 2022

CO 2 -neutral arbeiten“, so Toralf Haag.

Rückblick 2020/21 in den Konzernbereichen:

Starkes Auftragswachstum

bei Paper und Hydro, Turbo profitiert

bereits von Zukäufen

Der Konzernbereich Hydro blickt auf ein

herausforderndes Geschäftsjahr zurück. In

einem weiterhin von der Pandemie beeinträchtigten

Marktumfeld ist der Auftragseingang

dennoch um fast ein Drittel

gestiegen. Hauptgrund dafür waren zwei

Großprojekte in Osteuropa und Nordamerika.

Der Anstieg im Auftragseingang wird

sich aufgrund der Langfristigkeit des Großanlagengeschäfts

sukzessive in Umsatzzuwächsen

niederschlagen. Im Berichtsjahr

blieb der Umsatz stabil. EBIT und ROCE

live &

online

vgbe Basisseminar

Basics

Wasser chemie im

Kraftwerk 2022

22./23 Februar 2022

Der Betrieb von Kraftwerksanlagen

kann durch chemisch bedingte Probleme

im Bereich des Wasser-Dampf-

Kreislaufs negativ beeinflusst werden.

Daher ist es wichtig, die grundlegenden

Zusammenhänge zu kennen und die

chemische Fahrweise entsprechend

der betrieblichen Belange einzustellen.

KONTAKT

Konstantin Blank

e konstantin.blank@vgbe.energy

t +49 201 8128-214

VGB PowerTech e. V.

VGB PowerTech Service GmbH

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland

be inspired www.vgbe.services

25


Industry News VGB PowerTech 11 l 2021

gingen zurück. Das leicht gesunkene operative

Ergebnis ist unter anderem auf die

Abwicklung von Aufträgen zurückzuführen,

die in schwachen Marktphasen unter

hohem Preisdruck gebucht wurden.

Ausblick 2021/22: Jahr des Wachstums –

Auftragseingang auf hohem Niveau,

Steigerung bei Umsatz und Ergebnis

erwartet

Nach dem Übergangsjahr 2020/21 wird

das laufende Geschäftsjahr nach Einschätzung

von Voith angesichts einer fortschreitenden,

aber noch nicht durchgreifenden

Erholung des wirtschaftlichen Umfelds ein

Jahr des Wachstums. Mit Blick auf den Auftragseingang

geht Voith davon aus, dass

dieser weiterhin auf hohem Niveau, aber

spürbar unter dem außerordentlich hohen

Wert des Geschäftsjahres 2020/21 liegen

wird. Beim Umsatz erwartet Voith eine

leichte Steigerung, bei EBIT und ROCE

eine deutliche Steigerung gegenüber dem

abgelaufenen Geschäftsjahr. Mit Blick auf

das Ergebnis geht das Unternehmen davon

aus, dass die in den letzten beiden Geschäftsjahren

umgesetzten Effizienzsteigerungsmaßnahmen

zu einer klar verbesserten

Profitabilität führen werden. Im Geschäftsjahr

2021/22 soll das EBIT daher

deutlich steigen. Dazu sollen alle drei Konzernbereiche

beitragen. Die Ergebnisprognose

ist jedoch mit einer gewissen Unsicherheit

behaftet, da derzeit nur schwer

absehbar ist, inwieweit die signifikanten

Materialpreissteigerungen kompensierbar

sind. Zudem sind die Unsicherheiten über

die weitere Entwicklung der Pandemie zuletzt

wieder gestiegen, mit ungewissen

Auswirkungen auf die Konjunktur und damit

die Geschäftsentwicklung.

LL

www.voith.com (213461050)

Vulcan Energie gründet neue

Bohrgesellschaft VERCANA

zur Herstellung von

CO 2 -freiem Lithium

Wärtsilä’s advanced energy storage technology in Kemsley, Kent provides essential grid flexibility

© Wärtsilä Corporation

Der klimafreundliche Produzent von

CO 2 -freiem Lithium, Vulcan Energie Ressourcen,

gründet die Bohrgesellschaft VER-

CANA GmbH und sichert sich Bohrkapazitäten

zur Durchführung eigener Projekte mit

dem Kauf von zwei Tiefbohranlagen. Schon

beim Kauf werden Ressourcen geschont,

denn beide Anlagen sind aus zweiter Hand.

Im kommenden Jahr werden sie echnisch

überarbeitet und individuell aufbereitet, um

optimal zum Einsatz zu kommen.

(vulcan) Das in Karlsruhe ansässige Unternehmen

Vulcan Energie Ressourcen gründet

mit VERCANA eine neue Tochtergesellschaft

und erweitert seinen Maschinenpark

um zwei gebrauchte Tiefbohranlagen.

Die beiden Tiefbohranlagen wurden vorher

von den Traditionsunternehmen Wintershall

Dea Deutschland GmbH und ITAG

Tiefbohr GmbH jahrzehntelang erfolgreich

betrieben. Die Anlage von der ITAG Tiefbohr

GmbH wurde später von der Aftermarket

Drilling Service ITAG GmbH übernommen.

Im kommenden Jahr werden beide

Anlagen überarbeitet, um für mindestens

weitere zehn Jahre zum Einsatz im

Oberrheingraben zu kommen

„Die Gründung der VERCANA GmbH und

der Kauf der beiden gebrauchten Bohranlagen

ist sowohl für die Anbieter als auch

für uns ein Glücksgriff und eine Win-win

Situation. Wir schöpfen damit den gesamten

Produktlebenszyklus technischer

Großanlagen aus und nutzen bestehende

Ressourcen optimal,“ so Thorsten Weimann,

Leiter operatives Geschäft bei

Vulcan und einer der Geschäftsführer von

VERCANA.

Der Experte für Geothermie und Bohrtechnik

mit mehr als 25 Jahren Berufserfahrung

ist überzeugt davon, dass das Unternehmen

mit der Gründung der neuen

Bohrgesellschaft und dem Erwerb der beiden

Bohranlagen seine Ziele erreichen

kann. „Darüber hinaus schaffen wir mit der

technischen Erneuerung Arbeitsplätze in

der Region. Das alles ist ein wichtiger Meilenstein

auf dem Weg zur Herstellung von

CO 2 -freiem Lithium.“

Vulcan plant den Start von VERCANA mit

ca. 30 Mitarbeitern und einem Hauptsitz

in Karlsruhe.

LL

v-er.eu (213461101)

Activation of Pivot Power’s 50 MW

Wärtsilä energy storage system

to unlock more renewable energy

for the UK

(waertsila) Pivot Power, part of EDF Renewables,

has activated a 50 MW lithium-ion

energy storage system in Kemsley,

Kent supplied by the technology group,

Wärtsilä, to support the integration of renewable

energy into the UK’s National

Grid.

Wärtsilä has supplied an energy storage

system at the Kemsley substation in South

England which is directly connected to National

Grid’s high-voltage transmission network.

The system is the second to go live as

part of Pivot Power’s nationwide rollout of

Energy Superhubs, following the first activation

in June in Cowley. In total, Pivot

Power plans to deploy up to 40 similar sites

throughout the UK, which will provide up

to 2 GW of flexible capacity.

The UK aims to align its energy sector with

its net-zero target, and energy storage capacity

will need to dramatically grow to 18

GW by 2035 to support this transition, according

to recent power system modelling

from Wärtsilä[1]. Energy storage is crucial

to provide the flexibility needed to enhance

the reliability of the country’s electricity

system and cost-effectively integrate more

renewable generation. Pivot Power’s Energy

Superhub network could provide almost

10 % of the energy storage predicted the UK

will need by 2035 and it will help to create

a smarter, more flexible grid.

Wärtsilä has supplied its advanced energy

storage technology for the Kemsley

project coupled with its GEMS Digital Energy

Platform, which leverages artificial

intelligence and machine learning for a

broad range of applications, providing

26


VGB PowerTech 11 l 2021

Industry News

critical feedback to stakeholders. GEMS

software supports value streams via the

dynamic containment market, a key frequency

response service recently enabled

by the National Grid.

Wärtsilä and Pivot Power have recently

announced a deal for 100 MW/200 MWh

of energy storage in the West Midlands,

split across one site in Coventry and the

other in Sandwell, near Birmingham. Installing

and effectively operating energy

storage systems at scale will enable the UK

grid to maximise its potential for wind and

solar energy, and to reach its target of a

net-zero power sector by 2035.

Matt Allen, CEO of Pivot Power, said:

“The expansion of our battery storage portfolio

is an important piece of the puzzle

when it comes to future-proofing the UK’s

energy system and accelerating a net zero

future. Through this collaboration with

Wärtsilä and EDF Renewables we are creating

more of the low carbon infrastructure

needed to manage the integration of renewables

into the grid and power our lives

with clean energy.”

Andy Tang, Vice President, Energy Storage

& Optimisation, Wärtsilä, said: “Wärtsilä’s

goal is to enable 100 % renewable

energy systems globally. To make this a reality,

more energy flexibility is vital for balancing

out the intermittent nature of this

form of generation and ensuring a resilient

energy system. Energy storage underpins

flexibility solutions, enabling the UK to develop

an affordable renewable-led power

system. By collaborating with Pivot Power,

we are driving the change that the UK’s energy

infrastructure needs.”

The UK market has huge potential to support

the installation of a significant amount

of energy storage. Research from Wärtsilä’s

Energy Transition Lab[2] found that adding

flexibility to the UK power system via

energy storage can deliver a higher share of

renewable generation (62 %) than could

be possible by adding wind and solar without

flexibility, with corresponding utilisation

of storage also increasing.

LL

www.wartsila.com (213461009)

Energieeffiziente Erdgas-

Entspannungsturbine zur

Stromgewinnung in

Gasdruck-Regelstationen

(a-s-a) Die Rückgewinnung von Energie

bei der Entspannung von Erdgas ist keine

neue Technik. Ihr weitreichender Einsatz

wird jedoch durch den relativ hohen technischen

Aufwand erschwert.

Das Erdgas muss vorgewärmt werden,

um die bei Druckminderungen auftretenden

Temperaturänderungen (Joule-Thomson-Effekt)

aufzufangen und Vereisungen

zu verhindern. Steht für diese Vorwärmung

keine regenerative Energie zur Verfügung,

wird die für den Rückgewinnungsprozess

benötigte Wärme durch Verbrennung

von Erdgas erzeugt, was CO 2 -Emissionen

verursacht. Der Anlagenaufwand

beim Einsatz klassischer Entspannungsturbinen

oder Gasmotoren ist hoch.

Vom Forschungsprojekt zum praktischen

Einsatz

Ein von der TU Dortmund zusammen mit

der Westenergie AG, einem früheren Netzbereich

der innogy SE, gemeinsam entwickelter

und patentierter Gasexpander umgeht

diese Probleme durch ein spezielles

Verfahren: Dabei wird nur ein Anteil des

Druckpotenzials des Erdgases in der Turbine

entspannt und der Rest in einem konventionellen

Gasdruckregler. Dadurch ist

keine Vorwärmung des Erdgases erforderlich,

allerdings ist die erzeugte Strommenge

entsprechend niedriger.

Eine erste Prototypanlage mit ca. 8 kW

wurde von Westenergie im nordrhein-westfälischen

Balve installiert und konnte über

rund fünf Jahre hinweg einen reibungslosen

Betrieb nachweisen. Die W2 Armaturen

GmbH hat die in Balve erprobte Konstruktion

zur Serienreife geführt und fertigt

den Gasexpander in Lizenz.

Die erste Serien-Anlage mit einer Leistung

von durchschnittlich 20 kW wurde in

Zusammenarbeit mit den Unternehmen

A+S Anlagenbau GmbH und EVB Technik

GmbH im Oktober 2020 in Trier in Betrieb

genommen. Die Entspannungsturbine

konnte in eine vorhandene Gasdruck-Regelanlage

integriert werden.

Nachhaltige Gasanlage in Trier

Die Gasanlage in Trier bestätigt die Ergebnisse

des Prototyps. Ihr Expander ist im

Grundprinzip eine düsenbeaufschlagte

einstufige Gleichdruckturbine. Die axiale

Turbinenstufe sitzt direkt auf einer Welle

mit dem Generator, der damit innerhalb

des Gehäuses direkt im Gasstrom liegt und

von diesem gekühlt wird. In der Trägerplatte

sind die Düsen angeordnet, die den

Gasstrom auf die Turbinenschaufeln lenken,

wobei der Gasexpander durch die Anzahl

der Düsen auf verschiedene Auslegungsparameter

angepasst werden kann.

Der Durchmesser des Turbinenrades

wurde relativ groß gewählt, um niedrige

Drehzahlen (üblicherweise im Bereich von

3000 U/min) zu erreichen. Damit wird

eine lange Betriebszeit ohne Zwischenwartung

des Generators erreicht. Das Gehäuse

des Expanders hat eine Nennweite

von DN 400, der in dieser Größe geeignet

ist für Volumenströme von 2.000 bis 4.000

Nm/h bei Betriebsdrücken im Bereich von

2 bis 10 bar. Dabei wird im Gasexpander

lediglich ein Druck von 1 bis 2 bar abgebaut,

die eigentliche Regelung des Ausgangsdrucks

der Gasanlage übernimmt

ein konventioneller Gasdruckregler. Der

Gasexpander kann variabel auf andere Volumenströme

und Drücke ausgelegt werden.

In Trier wird mit diesem Verfahren

eine elektrische Leistung im Bereich von

15 bis 25 kW erreicht.

Wirtschaftlichkeit durch stabile Laufweise

Für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung

von Gasanlagen ist neben dem Strompreis

entscheidend, ob der Gasvolumenstrom,

für den der Expander ausgelegt ist, möglichst

oft und konstant erreicht wird. Mit

abnehmendem Volumenstrom geht die Geschwindigkeit

in den Düsen zurück und

der Wirkungsgrad des Expanders sinkt.

Für Anlagen vom Bautyp Trier wird der

Jahresertrag mittels einer geordneten Jahresganglinie

berechnet: Bei einer Leistung

von 20 kW und 5000 Volllaststunden pro

Jahr ergäbe sich ein Jahresertrag von

100.000 kWh. Mit einem Strompreis von

25 ct/kWh kann ein monetärer Jahresertrag

von € 25.000,00 erzielt werden, so

dass bereits mittelfristig eine Amortisation

möglich ist.

Energieeffizienz und „grüner“ Wasserstoff

Vergleichbare Projekte sind sinnvoll,

wenn der Strom von den Anwendern selbst

verbraucht und entsprechend hoch bewertet

wird. Im Rahmen der Energieeffizienzförderung

des Bundes ist für nichtkommunale

Unternehmen zudem eine Förderung

von 30 bis 40 % möglich. Damit verkürzt

sich die Amortisationszeit für die Betreiber.

Verbunden mit der Option, zusätzlich

Wasserstoff in einem Elektrolyseur zu erzeugen,

erhöht sich mit den oben angenommenen

Leistungsdaten die Nachhaltigkeit

einer Anlage mit dem beschriebenen

Laufprinzip: In diesem Fall kann sich eine

CO 2 -neutrale Produktion von rund 1,5 t

„grünem“ Wasserstoff pro Jahr ergeben.

LL

www.w2-armaturen.de

(213461318)

Products and

Services

Siemens Energy erhält als erster

Hersteller Zertifikat für „H2-

Ready“-Kraftwerkskonzept

• Weltweit erstes Unternehmen erhält

neue unabhängige Zertifizierung durch

TÜV SÜD

• Mehr Investitionssicherheit für „Wasserstoff-Fahrplan“

der Kraftwerksbetreiber

• Mitwirkung an der Entwicklung eines

umfassenden Zertifizierungsleitfadens

(siemens-e) TÜV SÜD, der weltweit tätige

Anbieter von Test-, Inspektions- und Zertifizierungsdienstleistungen

hat einen Leitfaden

zur Definition von „H2-Readiness“

(wasserstoffgeeignet) für Kraftwerke entwickelt

und bietet eine unabhängige Zertifizierung

für Erstausrüster (OEMs – Original

Equipment Manufacturer) und Anlagenbauer

(EPCs – Engineering, Procure-

27


Industry News VGB PowerTech 11 l 2021

ment and Construction) an. Die Zertifizierung

erhöht die Investitionssicherheit für

Energieversorger. Siemens Energy ist das

erste Unternehmen weltweit, das diese

Zertifizierung für sein „H2-Ready“-Kraftwerkskonzept

erhalten hat. Der Leitfaden

für den Zertifizierungsprozess wurde in

Zusammenarbeit mit Fachexperten von

Siemens Energy entwickelt.

Wasserstoff kann eine zentrale Rolle bei

der Dekarbonisierung der Energiesysteme

spielen. Insbesondere erdgasbefeuerte

Gas- und Dampfturbinen (GuD)-Kraftwerke,

die derzeit gebaut oder projektiert werden,

sollen in Zukunft auch teilweise oder

vollständig mit Wasserstoff betrieben werden.

Energieversorger, die den Kauf eines

solchen Kraftwerks erwägen, erwarten

eine Zusage über die Eignung des Kraftwerks,

Wasserstoff als Brennstoff zu verwenden.

Einige neue GuD-Kraftwerke werden

bereits heute als „H2-Ready“ beworben.

Bislang gab es jedoch keine klare Definition

für diesen Begriff.

„Unser Leitfaden ermöglicht es OEMs,

Anlagenbetreibern oder Versicherern, eine

standardisierte, transparente Richtlinie

anzuwenden“, erläutert Reiner Block, CEO

der Division Industry Service von TÜV

SÜD. „Die Zertifizierung umfasst ein komplettes

Kraftwerk mit all seinen relevanten

Teilsystemen.“ Dabei wird nicht ein bestehendes

Kraftwerk als „H2-Ready“ zertifiziert,

sondern ein Fahrplan beschrieben,

wie es im Laufe der Zeit auf die Beimengung

von Wasserstoff oder sogar auf die

Verbrennung von reinem Wasserstoff umgerüstet

werden kann.

Aus diesem Grund umfasst die Zertifizierung

eines GuD-Kraftwerks drei Stufen:

Erstens ein Concept Certificate für die konzeptionelle

Auslegung (einschließlich der

Randbedingungen) während der Ausschreibungsphase;

zweitens ein Project

Certificate für die Umsetzungsphase, d. h.

die endgültige Anlagenauslegung und ihre

Spezifikationen; und drittens ein Transition

Certificate für die Umrüstung eines gebauten

GuD-Kraftwerks auf Wasserstoffverbrennung

- einschließlich einer Überprüfung

der Nachrüstungsmaßnahmen

und ihrer Auswirkungen auf Sicherheit

und Leistung.

„Wasserstoff ist ein wichtiger Baustein für

die Dekarbonisierung der Energieversorgung.

Ein unabhängiges Zertifikat schafft

Sicherheit für Investitionen. Wir sind stolz

darauf, der erste Hersteller zu sein, der diese

wichtige Zertifizierung erhält“, so Karim

Amin, Executive Vice President Generation

bei Siemens Energy. „Wenn wir GuD-Anlagen

heute für den späteren Betrieb mit Wasserstoff

auslegen, können sie nicht nur als

Brückentechnologie in eine CO 2 -freie Zukunft

dienen, sondern auch langfristig einen

wichtigen Beitrag zu einer zuverlässigen

und bezahlbaren Stromversorgung

leisten.“

Um die ehrgeizigen Klimaziele zu erreichen,

sind Wasserstoffkraftwerke nicht nur

in Form von GuD-Kraftwerken denkbar.

Die vom TÜV SÜD angebotene Zertifizierung

lässt sich auf eine Vielzahl von Lösungen

übertragen. Siemens Energy bietet bereits

heute Hybridlösungen mit Wasserstofferzeugung,

-speicherung und -rückverstromung

an. Das Unternehmen ist

derzeit am Bau mehrerer Kraftwerke beteiligt,

die teilweise oder vollständig mit Wasserstoff

befeuert werden sollen.

LL

www.siemens-energy.com

(213461039)

Voith Hydro introduces to the

market the new hydraulic

governor, HyCon Go Hybrid; first

pilot customer is satisfied

• The new HyCon GoHybrid hydraulic

governor, with significant lower oil

content, is launched in the market.

• First pilot customer in Ulm, Germany, is

satisfied.

• HyCon GoHybrid is part of Voith

Hydro’s new HyCon Go governor

product family.

• The hydropower plant in Wiblingen,

Germany, was the first plant to be

equipped with Voith‘s HyCon GoHybrid.

(v-h) Voith Hydro presents the new generation

of hydraulic turbine governors. The

HyCon GoHybrid has been in operation

since the end of last year at SWU Energy

GmbH (a subsiday of Stadtwerke Ulm/

Neu-Ulm GmbH) at the hydropower plant

in Wiblingen, Germany. The plant operator

is convinced by the fast and uncomplicated

installation and the performance of the

governor.

Efficient electricity production in power

plants is only guaranteed if turbine and

generator output can be adjusted precisely

by means of a governor. As a leading fullline

supplier for hydropower plants, Voith

has been manufacturing the required core

components for almost 130 years. Since

1891, the company has developed the socalled

Pfarr-governor for which a patent

was filed two years later. Thus, Voith is considered

one of the pioneers in the field. In

the 20 th century, Voith made various improvements

and presented new developments

that form the basis for the automation

technology of the 21 st century, today.

To date, more than 18,500 Voith turbine

governors have been delivered and installed

worldwide.

With the HyCon GoHybrid hydraulic

governor, Voith once again demonstrates

its expertise in the field. The responsible

product manager, Felix Lippold, describes

the governor as an innovation in the field

of hydropower, as the use of the GoHybrid

makes operations even more efficient,

cost-saving and ecological than ever before.

The amount of oil required is reduced by

up to 60 % compared to conventional

high-pressure units and by up to 90 % compared

to low-pressure units.

The name of the HyCon GoHybrid hydraulic

governor is based on its special features.

It combines the safety of a conventional

system with the advantages of novel

technologies, through which a drastic reduction

of the oil content and energy consumption

is achieved. The amount of oil

required is reduced by up to 60 % compared

to conventional high-pressure units

and by up to 90 % compared to low-pressure

units.

Due to the compact design of the hydraulic

power unit (HPU), the installation effort

is reduced. The pilot installation at the pilot

customer, SWU Energy GmbH in the

hydropower plant Wiblingen was completed

within one day. Connection to the existing

digital control system is simplified by a

small number of interfaces. Standardized

components and the reduced complexity of

the system will also reduce maintenance

costs for the operator in the future.

Voith Hydro introduces to the market the new hydraulic governor, HyCon Go Hybrid; first pilot

customer is satisfied

28


VGB PowerTech 11 l 2021

SAVE THE DATE

Industry News

With less than 10 % of the amount of energy

consumed by a conventional HPU, expectations

were exceeded in terms of energy

savings.

In the first months since commissioning,

the new unit has already been able to

demonstrate its positive properties. With

less than 10 % of the amount of energy

consumed by a conventional HPU, expectations

were exceeded in terms of energy savings.

Therefore, SWU Energie decided to

take over the system after the test operation

ending in June.

The HyCon GoHybrid is soon to be used

in additional power plants and another system

will be commissioned in Sweden this

summer.

LL

www.voith.com (213461043)

Voith Hydro completes modernization

work on South Africa‘s

2 nd largest pumped storage facility

• Modernization of three generators of

the Drakensberg power station under

pandemic conditions successfully

completed.

• Voith concept solves temperature and

vibration issues.

• Underground pumped storage power

plant increases quality and reliability of

energy supply in the region.

• Operating temperatures and vibrations

of the machines in the Drakensberg

power plant were reduced and its

lifetime thereby significantly extended.

(v-h) Voith Hydro has modernized three

generators of the Drakensberg pumped

storage power plant and now successfully

put them back into operation. The company

received the order, including design,

installation and commissioning, back in

2016. A special feature was that all works

were carried out during normal plant operation

of customer ESKOM.

Also special was the technical concept for

the modernization, which improved the

performance of the machines enormously

thanks to selected measures. Now the generators

in the power plant, which has been

in operation since 1981, are designed for

another 40 years of operation.

“We were able to reduce the operating

temperatures and vibrations of the machines,

so that their lifetime has been significantly

increased. We reacted quickly

and accessed the experts at the headquarters

in Heidenheim, who would originally

have been on site, via remote support.” Anton

Harris, Managing Director at Voith Hydro

in South Africa

This success was mainly based on the international

cooperation between the local

team in Johannesburg and the engineering

department at the headquarters in Germany.

During the pandemic, the project

schedule was temporarily challenged.

vgbe Fachtagung

Thermische Abfall-,

Klärschlammbehandlung

und

Wirbelschichtfeuerungen

mit Fachausstellung

23. und 24. März 2022

Hamburg, Deutschland

KONTAKTE

Fachliche Koordination

Dr. Andreas Wecker

und Christian Stolzenberger

Teilnahme

Barbara Bochynski

e vgbe-therm-abf@vgbe.energy

Fachausstellung

Steffanie Fidorra-Fränz

e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany

be informed www.vgbe.energy

29


News from Science & Research VGB PowerTech 11 l 2021

About the hydropower plant Drakensberg

The pumped storage power plant Drakensberg,

has a total installed capacity of

1,000 MW and therefore is the second largest

of its kind in South Africa. The most

unique feature of Drakensberg is that the

power plant is built completely underground.

Only shafts and transmission lines

can be seen on the surface whereas the

four reversible pump turbines are placed

approximately 52 floors below ground.

About the importance of pumped storage

Pumped storage power plants considerably

contribute to grid stabilization. They

react quickly to fluctuations by generating

required energy or storing a surplus. This

flexibility of the multipurpose plant is

highly important for grid stability and subsequently

the quality of energy supply in a

country.

Voith has been active in pumped storage

technology for many years. The company

has made vital contributions in this field,

developed many innovations and continuously

works on optimizing them. Voith invests

in research and development in this

area, because so far, pumped storage technology

is the only long-term, technically

proven and cost-effective form of storing

energy on a large scale and making it available

at short notice

LL

www.voith.com (213461046)

News from

Science &

Research

Grüner Wasserstoff: BAM

beteiligt sich an Leitprojekt

H2Mare des Bundes

(bam) Deutschland soll weltweit führend

werden im Bereich der grünen Wasserstofftechnologien.

Das Bundesministerium für

Bildung und Forschung (BMBF) fördert daher

den Umstieg zu einer Wasserstoffwirtschaft

mit dem Leitprojekt H2Mare. Die

Bundesanstalt für Materialforschung und

-prüfung (BAM) bringt ihre langjährige Expertise

in den Bereichen Korrosion und

Korrosionsschutz in das Großprojekt ein.

Das Leitprojekt H2Mare zielt darauf ab,

dass ein völlig neuer Anlagentyp künftig

auf dem Meer seinen Platz findet – eine Lösung,

die einen Elektrolyseur zur direkten

Wandlung des elektrischen Stromes optimal

in eine Offshore-Windenergieanlage

integriert. Darüber hinaus werden weiterführende

Offshore-Power-to-X-Verfahren

untersucht.

Innerhalb von vier Jahren soll H2Mare –

bestehend aus vier Verbundprojekten mit

insgesamt 35 Partnern – den Grundstein

für eine Technologieführerschaft Deutschlands

in dem Bereich legen und das Erreichen

der gesetzten Klimaziele durch beschleunigte

Treibhausgasreduktion unterstützen.

Ziel von H2Mare, das von Siemens

Energy und Instituten der Fraunhofer Gesellschaft

koordiniert wird, ist u.a. ein signifikanter

Kostenvorteil bei der Herstellung

großer Mengen an Wasserstoff.

H2Mare soll vom BMBF mit über 100 Millionen

Euro gefördert werden.

Die Bundesanstalt für Materialforschung

und -prüfung (BAM) hat ihre langjährige

Expertise im Bereich Wasserstoff im letzten

September zu einem Kompetenzzentrum

H2Safety@BAM gebündelt und unterstützt

damit die Wasserstoffstrategie der Bundesregierung.

An H2Mare beteiligt sich die BAM in zwei

der vier Teilprojekten: PtX-Wind und TransferWind.

Im Fokus stehen Untersuchungen

zu bauseitigen Fragestellungen der Korrosion

und des Korrosionsschutzes und zur Außenkorrosion

von Bau- und Anlagenteilen.

Die Ergebnisse sollen in Regelwerke und die

Normung einfließen und für eine kontinuierliche

Betriebssicherheit der Offshore-Bauwerke

sorgen. Ziel ist es, eine Lebensdauer

der Anlagenteile und Komponenten

von mindestens 25 Jahren sicherzustellen.

„Ich freue mich, dass wir mit unserer Beteiligung

an dem wichtigen Leitprojekt

H2Mare einen Beitrag zur unerlässlichen

Dekarbonisierung von Wirtschaft und Gesellschaft

leisten können. Der Klimawandel

macht deutlich, dass auf diesem Weg keine

Zeit mehr verloren werden darf“, erklärt

BAM-Präsident Prof. Dr. Ulrich Panne.

H2Mare ist eines von insgesamt drei großen

Wasserstoff-Leitprojekten des Bundes.

Mit seiner bislang größten Forschungsinitiative

zum Thema Energiewende unterstützt

das Bundesministerium für Bildung und

Forschung (BMBF) Deutschlands Einstieg

in die Wasserstoffwirtschaft. Die drei Wasserstoff-Leitprojekte

sind das Ergebnis eines

Ideenwettbewerbs und bilden einen zentralen

Beitrag des BMBF zur Umsetzung der

Nationalen Wasserstoffstrategie. Über vier

Jahre sollen sie vorhandene Hürden, die

den Einstieg Deutschlands in eine Wasserstoffwirtschaft

erschweren, aus dem Weg

räumen. Dabei geht es um die serienmäßige

Herstellung großskaliger Wasser-Elektrolyseure

(H2Giga), die Erzeugung von Wasserstoff

und Folgeprodukten auf hoher See

(H2Mare) sowie Technologien für den

Transport von Wasserstoff (TransHyDE).

In den Wasserstoff-Leitprojekten arbeiten

über 240 Partner aus Wissenschaft und Industrie

zusammen. Im Frühjahr sind die

Projekte auf Basis unverbindlicher Förder-Inaussichtstellungen

gestartet. Insgesamt

wird die Förderung über 740 Millionen

Euro betragen.

LL

www.bam.de (213461038)

Superlubricity eliminates friction

in engines

• „Prometheus“ and „Chephren“:

Fraunhofer IWS works on machines

that barely lose energy in the form

of waste heat

(f-iws) Nearly frictionless motors and gearboxes

shall ensure electric bicycles with

greater range on a single battery charge as

well as industrial machines with significantly

lower power consumption in form of

friction and waste heat. The Fraunhofer

Institute for Material and Beam Technology

IWS Dresden is collaborating with industry

and research partners in the joint

projects “Prometheus” and “Chephren”.

The researchers want to significantly improve

the energy and eco balance of cars

and other engines or machines through improved

superhard carbon coatings.

The economic, technical and ecological

potentials are substantial: If superlubricity

was applied consistently in engines and

transmissions of cars, buses and trucks as

well as in general mechanical engineering,

global CO 2 emissions could drop by several

hundred million tons per year. Wear damage,

maintenance and lubricant costs

would be significantly reduced as well.

“Technological progresses, especially with

extremely lubricious carbon coatings,

should finally enable us to almost completely

eliminate friction in tribological

systems,” emphasizes Dr. Volker

Weihnacht, who leads the Carbon Coatings

Department at Fraunhofer IWS. “We particularly

want to use environmentally

friendly lubricants in the process. Used in

combination, these technologies can significantly

contribute to allowing vehicles and

other machines to operate more efficiently

and waste fewer resources.“

Laser-Arc TM and Diamor

Extremely hard carbon-based “Diamor”

coatings are playing a key role on the path to

so-called superlubricity. Fraunhofer IWS has

developed and improved this technology and

the respective equipment over many years.

The process takes place in vacuum chambers

equipped with the Laser-ArcTM technology. A

laser ignites a plasma of high energy ions and

electrons on graphite electrodes. Electric and

magnetic fields direct this cloud of charged

carbon particles onto the component. A thin

layer of tetrahedral amorphous carbon, abbreviated

ta-C, is deposited on the component

surface, only a few micrometers (thousandths

of a millimeter) thick. These coatings

are very hard and, after mechanical

polishing, also very smooth. They exhibit

similar properties to diamond – hence the

name “Diamor”.

„Prometheus“ technology for lower CO 2

emissions in the combustion engine

The project “Prometheus”, funded by the

German Federal Ministry for Economic Affairs

and Energy, is based on Fraunhofer

30


VGB PowerTech 11 l 2021

News fromScience & Research

2 In Laser-ArcTM systems a thin coating of just a few micrometers of tetrahedral amorphous

carbon, abbreviated ta-C, is for example applied to piston rings. These coatings are very hard

and after mechanical polishing, also very smooth. © Fraunhofer IWS Dresden

IWS carbon coating technology and aims at

particularly efficient ultra-lubricated engines

for cars, buses and trucks as well as

very low-friction natural-gas engines. The

partners in this consortium therefore also

represent a broad section of German industry

and industry-related research. In addition

to the consortium leader Federal Mogul

and Fraunhofer IWS, participants include

BMW, MAN, MTU, Fuchs Schmierstoffe,

VTD Vakuumtechnik Dresden and TU

Dresden.

The concept: The engineers add chemical

elements, for example molybdenum or

boron, to the already low-friction Diamor

coatings in the engine. Therefore, they replace

the previous pure graphite electrodes

traditionally used in the Laser-ArcTM

process with new composite

electrodes. In the engine, the doping elements

then chemically combine with particular

lubricant molecules and create ultra-lubricating

interfaces during operation.

Compared to current solutions, their

use is expected to lower friction in the engine

by 50 percent. The research group

estimates that lower-friction engines could

save up to two terawatt-hours of energy

and thus around 520 kilotons of CO 2 annually

just in Germany. This is roughly equivalent

to the energy consumed by 800,000

two-person households in a year. The first

ultra-lubricating Prometheus engines are

expected to power series-production vehicles

in approximately 2025.

“With today‘s lubricants, however, superlubricity

in combustion engines is not yet

possible,” admits Volker Weihnacht. “But

we are confident that this will change in

the future with particularly environmentally

friendly new lubricants based on fatty

acids or water.”

Ultra- and superlubricity

Ultra-low friction allows friction losses in

internal combustion engines to be cut in half

compared to current state-of the art. The friction

coefficient is between 0.01 and 0.05,

which is roughly equivalent to the friction of

very smooth steel sliding on ice.

Experts, on the other hand, only speak of

superlubricity when the friction coefficient

falls below 0.01. To illustrate this, one can

imagine a five-ton elephant standing on a

plate. If this plate is super-lubricated, a person

could push the elephant effortlessly.

„Chephren“: On the way to

a frictionless machine

The still young joint project for the

“Chemical-Physical Reduction of Frictional

Energy” (“Chephren”) is taking things one

step further than “Prometheus” and is aiming

for superlubricity. This concept focuses

on transmissions and bearings in battery-electric

cars and bicycles, as well as

drive chains in combine harvesters and

many moving components in machine

tools. In order to advance to the superlubricity

stage, the partners will use better

lubricants and, above all, significantly improve

the quality of the carbon coatings. In

the future, these coatings should be defect-free

and smooth, even without any

post-polishing steps. Until now, such

roughnesses have been caused by undesirable

side effects of arc evaporation: In addition

to the plasma, consisting of individual

ions and electrons, the arc discharge

also releases micrometer-sized pieces of

carbon from the electrodes. These can create

microscopically small, but disturbing

roughness peaks on the component. Fraunhofer

IWS is now developing new plasma

superfilters as part of the “Chephren” project:

Instead of aligning the plasma from

the electrode directly onto the components,

electric and magnetic fields are applied

around the carbon plasma including

the macroparticles to deflect it from the

line of sight. The deflected plasma enters

the coating chamber and reaches the components

to be coated whereas the macroparticles

are being seperated and filtered

out effectively.

The lubricitated “Chephren” components

should be ready for series production at the

end of the decade. Industry is already

showing a great deal of interest. That is reflected

in the broad participation in the

joint project. Among others, BMW, WIT-

TENSTEIN SE, VTD Vakuumtechnik Dresden,

IWIS Munich and Fuchs Schmierstoffe

are on board, with the German Federal

Ministry for Economic Affairs and Energy

providing funding.

LL

www.iws.fraunhofer.de

(213461026)

Mit Hochleistungsschichten zur

effektiven Nutzung und

Speicherung solarer Energie

(f-fep) Dünnschichtsysteme für Photovoltaik

und Solarthermie tragen dazu bei, ein

breites Spektrum der solaren Strahlung sowohl

für die Stromerzeugung als auch in

Form von Wärme einzusammeln. Mit den

vom Fraunhofer FEP entwickelten Vakuumtechnologien

können Schichten und

Schichtsysteme rund um die Nutzung solarer

Energie und die Speicherung von Wärme

im industriellen Maßstab abgeschieden

werden und einen Beitrag zur verstärkten

Nutzung dieser wichtigen Energiequelle

leisten.

Die Strahlungsenergie, die die Erde von

der Sonne innerhalb von 90 Minuten empfängt,

entspricht etwa dem Weltenergieverbrauch

eines ganzen Jahres. (Quelle:

AEE).

Zur effektiven Absorption der solaren

Einstrahlung sind, gleich ob für die Photovoltaik

oder für die Solarthermie, speziell

entworfene und optimierte Schichtsysteme

erforderlich. Dazu gehören im Bereich der

Photovoltaik unter anderem Halbleiterschichten

und Elektrodenschichten. Für

die Solarthermie werden Absorberschichten

mit hoher Absorption im sichtbaren

und UV- und geringer Emission im infraroten

Spektralbereich (IR) benötigt, um Verluste

durch Wärmeabstrahlung gering zu

halten.

Effektive Solarabsorber dank optimierter

Schichtsysteme

Um solch eine optische Funktion zu realisieren,

muss ein Schichtsystem aus mehreren

Einzellagen erzeugt werden, deren Dicken

sehr präzise abgestimmt und die reproduzierbar

auf Absorberrohren von So-

31


News fromScience & Research VGB PowerTech 11 l 2021

larröhrenkollektoren – dem Kollektortyp

mit den geringsten Wärmeverlusten – abgeschieden

werden. Das Absorberrohr befindet

sich in einem evakuierten Hüllrohr,

sodass das Schichtsystem vor Verschmutzung

und etwaiger Degradation durch

Luftbestandteile geschützt ist. Dennoch

muss das Schichtsystem dauerhaft hohe

Temperaturen aushalten, die das Absorberrohr

annimmt, und auch bei zyklischer

Temperaturbelastung langzeitstabil sein.

Je höher die Temperatur im Wärmekreislauf,

desto besser und vielfältiger kann sie

genutzt werden, sei es direkt als Prozesswärme

oder um bei hoher Temperatur

Wärmespeicher aufzuladen.

Auch zur Entwicklung effizienterer Speichersysteme

liefern Beschichtungen ihren

Beitrag. Um die durch Photovoltaik absorbierte

und bereit gestellte Energie zeitlich

variabel nutzbar zu machen, wird aktuell

umfangreich zu elektrischen Energiespeichern

geforscht, die den zeitlichen Versatz

zwischen Stromerzeugung und Stromverbrauch

ausgleichen sollen.

Neue Beschichtungsprozesse für

Speicherkonzepte mit Zeolith-Granulat

Für den Bereich Wärme übernimmt diese

Funktion in vielen Wärmekreisen ein Wasserspeicher.

Aber auch hier wird an besseren

Speicherkonzepten gearbeitet, die eine

höhere Speicherkapazität als Wasser haben

und die platzsparender und verlustärmer

gestaltet werden können. Darunter

fallen zum Beispiel Adsorptionswärmespeicher,

bei denen nanoporösem Zeolith-Granulat

unter Zufuhr der zu speichernden

Wärme Wasser ausgetrieben

wird. Das entspricht dann der Beladung

des Speichers mit Energie.

„Wenn das Speichermaterial mit wasserdampfbeladener

Luft durchströmt wird,

adsorbiert es Wasser und setzt dabei Wärme

frei, die in Heizkreisen genutzt werden

kann“, erläutert Dr. Heidrun Klostermann,

Wissenschaftlerin am Fraunhofer FEP. „Damit

das funktioniert, muss aber auch der

Wärmeaustausch mit dem Speichermaterial

effizient gestaltet werden, welches selbst

keine gute Wärmeleitung aufweist. Das

können Aluminium-Schichten bewerkstelligen,

mit denen das Material umhüllt

wird. Sie gewährleisten einen guten Wärmetransport

und effizienten Wärmeübergang

am Wärmetauscher.“ Neben der Adund

Desorptionsdynamik des Speichermaterials

ist dies ein wesentlicher Aspekt der

Leistungsfähigkeit eines Speichersystems

und von großem Einfluss auf dessen maximale

sowie die durchschnittliche spezifische

Wärmeleistung.

Das granulare Speichermaterial Zeolith

wird im Vakuum als Schüttgut mit Aluminium

bedampft. Der Anspruch guter Wärmeleitung

setzt eine gleichmäßige, ausreichend

dicke Schicht voraus. Die Forschenden

am Fraunhofer FEP experimentieren

mit Schichten von mehr als 20 Mikrometern

Dicke. Diese werden mit einer

Technologie realisiert, die sonst zur Folienbeschichtung

genutzt wird. Schüttungen

eines hochporösen Materials auf diese

Weise gleichmäßig mit dicken Schichten

zu versehen, ist daher eine große Herausforderung

und die bisherigen Entwicklungen

des Fraunhofer FEP sind durchaus

einzigartig.

Der Prozess muss so gestaltet werden,

dass die Schichten den Stoffaustausch zwischen

Umgebung und Speichermaterial

nicht behindern, das Material muss

schließlich weiterhin Wasser aufnehmen

und abgeben können, damit das Speicherprinzip

funktioniert. Dass dieser Stofftransport

durch die Schicht nicht behindert

wird, zeigen vergleichende Adsorptionskurven

von beschichtetem und unbeschichtetem

Material.

Höhere Speicherdichten,

kleinere Speichervolumina

– Entwicklungen für Morgen

Insbesondere Entwickler neuartiger Speichermaterialien

mit Fokussierung auf die

Maximierung der Speicherkapazität sind

an den innovativen Schichtentwicklungen

des Fraunhofer FEP interessiert. Solche

neuen Speichermaterialen sind vor allem

Hybridmaterialien, die noch nicht großtechnisch

gefertigt werden, wie das bei den

Zeolithen der Fall ist. In der Regel werden

sie nur in kleinen Mengen hergestellt und

liegen in Pulverform vor. Am Fraunhofer

FEP besteht damit künftig die Herausforderung,

auch diese neuen Materialien in

der Metallisierungsanlage zu behandeln.

Speicherhersteller hoffen ebenfalls auf diese

neuen Materialklassen, mit denen die

genannten Vorteile gegenüber den etablierten

Wasserspeichern ein noch stärkeres

Gewicht erhielten: höhere Speicherdichte,

kleinere Speichervolumina.

Interesse regt sich auch in einem weiteren

Anwendungsfeld: bei der Kühlung mit

Adsorptionskältemaschinen. Diese werden

künftig, sei es stationär in Kombination mit

solarer Wärme oder im Fahrzeugbau unter

Nutzung von Abwärme aus Brennstoffzellenantrieben,

einen Teil der derzeit beherrschenden

Kompressionskältemaschinen

ersetzen. Damit wird der Verbrauch konventionell

erzeugter elektrischer Energie

und fossiler Brennstoffe reduziert.

Die Wissenschaftler am Fraunhofer FEP

stehen bereit, um für diese spannenden

Anwendungsfelder Schichten an Einsatzgebiet

und Nutzungsbedingungen anzupassen

und zu optimieren.

LL

www.fep.fraunhofer.de

(213461029)

DIANE: Digitalisierung als Motor

für cross-industrielle Netzwerke

(f-u) Mit dem Ziel, in Pilotprojekten Zukunftstechnologien

voranzutreiben, unterstützt

die NRW-Landesregierung im Rahmen

der Ruhr-Konferenz das „Spitzencluster

Industrielle Innovationen“ (SPIN). Fünf

SPIN-Projekte bekamen jetzt einen Förderbescheid

in Höhe von insgesamt mehr als 8

Millionen Euro. Darunter auch das Projekt

DIANE mit dem Fraunhofer UMSICHT als

Projektpartner. Hier werden die Potenziale

für und durch Biogasanlagen im cross-industriellen

Verbund erforscht.

Der Fokus von SPIN liegt auf der Entwicklung

von klimafreundlichen Technologien

und Verfahren zur erfolgreichen Transformation

unseres Energiesystems. Das Spitzencluster

wird vom Ministerium für Wirtschaft,

Innovation, Digitalisierung und

Energie des Landes Nordrhein-Westfalen

gefördert und soll dazu beitragen, den Weg

in eine digitalisierte Industrie 4.0 zu ebnen

und den Energie- und Rohstoffwandel in

NRW zu forcieren. Wirtschafts- und Energieminister

Prof. Andreas Pinkwart bei der

Übergabe der Förderbescheide: „[…] Gemeinsam

treiben wir den klimafreundlichen

Umbau unserer Industrie voran und

stellen die Weichen für ein intelligentes

Energiesystem der Zukunft. […]“

DIANE – Digitalisierung als Motor für

cross-industrielle Netzwerke

Im Rahmen des mit 1,67 Millionen Euro

geförderten Projekts DIANE soll in einem

Hünxer Gewerbegebiet ein cross-industrielles

Netzwerk rund um die dortige Biogasanlage

der Loick Bioenergie GmbH entwickelt

werden. Das Gewerbegebiet beheimatet

neben einem Logistikbetrieb Recycling-,

Beton- und kleinere Chemieunternehmen.

„Das Ziel ist, die bestehende

Biogasanlage in die Stoff- und Energieversorgung

des Gewerbegebiets zu integrieren,

um die Interaktion mit den umliegenden

Betrieben zu forcieren“, erklärt Martin

Distelhoff, Leiter der Gruppe IT-Plattformen

am Fraunhofer UMSICHT.

Reduktion von CO 2 -Emissionen und

schonender Umgang mit Rohstoffquellen

Im Fokus steht dabei zum einen die Bewertung

der Integration von PV- und

Windkraftanlagen, um beispielsweise

Wasserstoff über Elektrolyse zu erzeugen

– der Wasserstoff kann zur Veredelung des

Biogases genutzt werden. Ein weiterer Aspekt

ist die Entwicklung und Implementierung

geeigneter Sensorik, damit die

Biogasanlage und die angrenzenden Betriebe

digital abgebildet und bestmöglich

vernetzt werden.

Über erneuerbare Energien, chemisch gespeicherte

Energie sowie die Veredelung

biogener Reststoffe könnte die nachhaltige

Strom- und Rohstoffversorgung des Hünxer

Netzwerks gewährleistet werden. Zur

32


VGB PowerTech 11 l 2021

News fromScience & Research

Stabilisierung des Stromnetzes prüfen UM-

SICHT-Forschenden entsprechende Möglichkeiten

für eine intelligente Steuerung

und Vernetzung.

Auch die Erzeugung von synthetischen

Produkten aus abgetrenntem CO 2 mithilfe

von regenerativ erzeugtem Wasserstoff

wird untersucht. Hinzu kommen verschiedene

biotechnologische Aspekte wie etwa

die Beschickung der Biogasanlage mit alternativen

Substraten, die bisher nicht verwertet

werden konnten. Letzteres könnte

einen wichtigen Beitrag zur Reduzierung

der Treibhausgasemissionen aus der Tierhaltung

und der Abfallentsorgung leisten.

Reststoffe der Anlage wie z. B. Gärreste sollen

als Torfersatzstoffe dienen.

Entwicklung neuer Geschäftsmodelle

Die UMSICHT-Forschenden entwickeln

einen Maßnahmenkatalog und ein Vorgehensmodell,

um die im Rahmen von DIA-

NE entwickelten Methoden auf andere

Standorte anwenden zu können. Das Ziel

ist ein Leitfaden für die Flexibilitätssteigerung

sowie die energetische und stoffliche

Optimierung von nicht mehr durch das

EEG geförderten Bestandsbiogasanlagen.

Der Leitfaden kann zur Überwachung und

Steuerung komplexer cross-industrieller

Verbünde genutzt werden. So kann auch

die Loick Bioenergie GmbH auf Basis der

Forschungsarbeiten perspektivisch neue

Geschäftsmodelle für ihre weiteren Biogasanlagen

erschließen.

Nach dem erfolgreichen Projektstart soll

die Erprobung, Validierung und Verwertung

der umgesetzten Konzepte und Szenarien

bis Ende 2024 abgeschlossen sein.

LL

www.umsicht.fraunhofer.de

(213461031)

Die Black-Box öffnen: Wie findet

KI Schwachstellen im Stromnetz?

(fz-j) In unserem Stromsystem verursachen

alltägliche Schwankungen hohe Kosten

für die Verbraucher und Risiken für die

Betreiber. Doch was verursacht diese alltäglichen

Schwankungen? Drei Jülicher,

Kölner und Norweger Wissenschaftler sind

dieser Frage mithilfe von Künstlicher Intelligenz

(KI) auf den Grund gegangen – und

fanden dabei große Unterschiede zwischen

den Stromnetzen.

Wer im Frühjahr 2018 morgens den Zug

erwischen musste, konnte eine böse Überraschung

erleben: Viele digitale Uhren

zeigten die Zeit über Wochen hinweg mit

einer Verspätung von bis zu sechs Minuten

an. Grund dafür war eine extreme Abweichung

der Netzfrequenz im Europäischen

Stromnetz. „Viele digitale Uhren nutzen

die Netzfrequenz als Taktgeber. Weicht die

Netzfrequenz zu sehr von ihrem Richtwert

ab, so kann das zu Verspätungen führen“,

erklärt Johannes Kruse vom Forschungszentrum

Jülich, Erstautor der Studie.

Im Stromnetz drehen sich die Generatoren

mit zirka 50 Umdrehungen pro Sekunde,

also mit einer Netzfrequenz von ungefähr

50 Hertz. Ein ausgefeiltes System von

Messungen und Regelkraftwerken sorgt

dafür, dass dieser Richtwert eingehalten

wird. Langfristige Abweichungen wie im

Frühjahr 2018 bringen Uhren durcheinander

und belasten das Regelsystem. Kurzfristige

extreme Abweichungen, etwa

durch den Ausfall von Kraftwerken, können

zu weitreichenden Stromausfällen

führen.

Doch solche extremen Abweichungen der

Netzfrequenz sind selten. Kleinere Abweichungen

hingegen lassen sich alltäglich

beobachten und sie sind ebenfalls risikoreich.

Denn sie verbrauchen die Reserven

im Regelsystem, die eigentlich für die seltenen

Fälle benötigt werden, wenn beispielsweise

unerwartet Kraftwerke ausfallen.

Außerdem verursacht der Verbrauch von

Reserven durchgehend Kosten für Betreiber

und damit auch für Stromkunden.

„Deshalb müssen wir nicht nur die extremen,

sondern die alltäglichen Abweichungen

verstehen“, führt Johannes Kruse weiter

aus. „Was sind die Risiken und Treiber,

die zu hohen alltäglichen Abweichungen

der Netzfrequenz führen?“

Die Black-Box der Künstlichen Intelligenz

Um dieser Frage nachzugehen, haben die

Wissenschaftler aus Jülich, Köln und Norwegen

Methoden der Künstlichen Intelligenz

eingesetzt. „In den letzten Jahren ist

die Menge an öffentlich zugänglichen Daten

über das Stromsystem enorm gewachsen.

Um diesen Datenschatz zu heben, bietet

sich KI regelrecht an“, kommentiert

Dirk Witthaut vom Jülicher Institut für

Energie- und Klimaforschung und dem Institut

für Theoretische Physik der Universität

Köln.

Doch die Analyse der Netzfrequenz mithilfe

von KI birgt einen Nachteil. Moderne

Methoden der Künstlichen Intelligenz sind

meistens „Black-Boxen“: Wie die KI zu Entscheidungen

und Vorhersagen kommt

bleibt im Verborgenen. Daher können die

Wissenschaftler die Netzfrequenz zwar

vorhersagen und modellieren, aber daraus

keine neuen Erkenntnisse ziehen. „Um die

Black-Box zu öffnen werden überall auf der

Welt Methoden entwickelt, um KI-Modelle

transparenter zu machen. Mit diesen Methoden

konnten wir drohende Frequenzabweichungen

nicht nur vorhersagen, sondern

die grundsätzlichen Risikofaktoren

identifizieren, weil wir verstehen, was die

KI bei ihren Diagnosen als relevant erachtet“,

ergänzt Dirk Witthaut.

Große Unterschiede zwischen

den Stromnetzen

„Wir konnten zum Beispiel zeigen, dass

falsche Vorhersagen der Stromnachfrage

und -erzeugung ein großes Risiko darstellen,

vor allem in Skandinavien „, beschreibt

Benjamin Schäfer von der Norwegischen

Universität für Umwelt- und Biowissenschaften.

„In Zentraleuropa sind hingegen

die Fahrpläne der konventionellen Kraftwerke

extrem relevant, also wie sie ihre

Leistung hoch- oder herunterfahren, während

im Britischen Netz vor allem die

Windstromerzeugung und hohe Strompreise

mit erhöhtem Risiko einhergehen.

Solche Ergebnisse können wir benutzen,

um gezielt Schwachstellen im jeweiligen

Stromsystem zu identifizieren und Lösungen

vorzuschlagen, um Kosten zu senken

und die Stabilität weiter zu verbessern.“

Im Gegensatz zu etablierten Modellen,

funktioniert das transparente KI Modell

der Autoren nur auf Basis von historischen

Daten – ohne zusätzliche Annahmen über

technische Details des Stromnetzes. Die

Autoren erhoffen sich deshalb, dass ihre

Studie die Anwendung solch transparenter

KI Methoden im Energiesektor weiter beschleunigt.

Damit wäre das Stromsystem

besser vorbereitet, wenn die Uhren wieder

einmal falsch gehen oder extreme Ereignisse

die Stabilität der Stromversorgung bedrohen.

Die Netzfrequenz zeigt die Balance von

Erzeugung und Verbrauch in einem

Stromnetz an

Die Netzfrequenz zeigt die Balance von

Erzeugung und Verbrauch in einem Stromnetz

an (a). Kleine Störungen dieser Balance

werden von ausgefeilten Kontrollmechanismen

ausgeglichen, große Störungen

bedrohen die Stabilität des Netzes. Die

Jülicher Forscher untersuchen welche Risikofaktoren

zu Ungleichgewichten führen

und wie diese zusammenwirken. Dazu benutzen

sie transparente KI-Methoden (b).

Diese Methoden ermöglichen es zu verstehen,

wie die KI ihre Vorhersage getroffen

hat und welche Einflüsse das Risiko von

Ungleichgewichten erhöhen (rote Pfeile)

oder abschwächen (blaue Pfeile).

LL

www.fz-juelich.de (213461035)

33


Power News VGB PowerTech 11 l 2021

Power

News

EEG-Umlage 2022 beträgt 3,723

cent pro Kilowattstunde –

Bundeszuschuss senkt umlage um

0,934 €Cent pro Kilowattstunde

• Übertragungsnetzbetreiber

veröffentlichen EEG-Umlage 2022

• EEG-Umlage läge ohne Bundeszuschuss

bei 4,657 Cent pro Kilowattstunde

• Umlage sinkt wegen hohem

Marktpreisniveau und hohem EEG-

Kontostand

• Abzugsbetrag für ausgeförderte

Anlagen für 2022 beträgt 0,184 Cent

pro Kilowattstunde

(uenb-d) Die EEG-Umlage sinkt 2022 auf

3,723 €Cent pro Kilowattstunde (€ct/

kWh). Sie sinkt damit um 2,777 €ct/kWh

gegenüber dem Vorjahr (6,500 €ct/kWh).

Bereits ohne den Bundeszuschuss liegt die

Umlage unter der von der Bundesregierung

für 2022 beschlossenen Deckelung

auf 6,000 €ct/kWh. Der Bundeszuschuss

wird in diesem Jahr ausschließlich aus den

Einnahmen aus der CO 2 -Bepreisung finanziert.

Er beträgt 2022 3,25 Milliarden Euro.

Ohne diesen Zuschuss läge die EEG-Umlage

2022 bei 4,657 €ct/kWh. Das teilen die

vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber

(ÜNB) mit.

Die wichtigsten Gründe für die sinkende

EEG-Umlage sind das hohe Niveau der Börsenstrompreise

und der daraus entstandene

hohe EEG-Kontostand zum 30. September

2021. Dieser lag bei 4,547 Milliarden

Euro und fließt vollständig als Gutschrift in

die EEG-Umlage 2022 ein.

Für 2022 haben die ÜNB erstmalig den

Abzugsbetrag nach § 53 Abs. 2 EEG für ausgeförderte

Anlagen veröffentlicht. Dieser

beträgt 0,184 €ct/kWh. Er wird bei ausgeförderten

Anlagen, deren reguläre, 20-jährige

Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz

(EEG) beendet ist und

die nicht anderweitig direktvermarktet

werden, von der Einspeisevergütung abgezogen.

Er spiegelt die mit der Vermarktung

des Stroms aus diesen Anlagen verbundenen

Kosten wider.

Zur EEG-Umlage

Als Grundlage zur Berechnung der

EEG-Umlage dienen die Prognosen der im

Jahr 2022 zu erwartenden Einspeisung aus

regenerativen Stromerzeugungsanlagen

nach dem EEG sowie des zu erwartenden

Stromverbrauchs. Die Berechnungen ergeben

einen Umlagebetrag (vor Bundeszuschuss)

von 16,2 Milliarden Euro. Die

EEG-Umlage wird von den Letztverbrauchern

für jede bezogene Kilowattstunde

entrichtet und dient der Förderung der erneuerbaren

Energien im Stromsektor. Die

ÜNB erheben die Umlage nach den gesetzlichen

Vorgaben des EEG.

Für das Jahr 2022 wird eine weitere Zunahme

von Strom aus regenerativen Anlagen

um elf Terawattstunden (TWh) auf

239 TWh prognostiziert (dies entspricht

einer Gesamtfördersumme von 22,8 Milliarden

Euro). Abzüglich der prognostizierten

Börsenerlöse, die insbesondere marktpreisbedingt

um 95,1 Prozent gestiegen

sind, sowie unter Berücksichtigung weiterer

Kosten- und Erlöspositionen ergibt sich

für 2022 eine erwartete Deckungslücke

von 19,8 Milliarden Euro. Dies entspricht

einer Kernumlage (Umlage vor Bundeszuschuss,

Kontostand und Liquiditätsreserve)

für 2022 von etwa 5,7 €ct/kWh. Davon

entfallen etwa 2,5 €ct/kWh auf Photovoltaik,

circa 1,4 €ct/kWh auf Energie aus Biomasse,

rund 0,7 €ct/kWh auf Windenergie

an Land und etwa 1,1 €ct/kWh auf Windenergie

auf See.

In die Umlageberechnung fließen zusätzlich

der Stand des EEG-Kontos zum 30.

September sowie die sogenannte Liquiditätsreserve

ein. Das EEG-Konto verzeichnete

zu diesem Stichtag ein Plus von 4,5 Milliarden

Euro. Ein wesentlicher Grund für

diesen Überschuss war der unerwartet

starke Anstieg der Börsenstrompreise: Der

Marktpreis für 2021 lag Anfang Oktober

um circa 152 Prozent über dem Wert, der

gemäß gesetzlicher Vorgaben im vergangenen

Jahr für 2021 angenommen wurde.

Der Überschuss auf dem EEG-Konto wurde

bei der Bestimmung der EEG-Umlage 2022

vollständig berücksichtigt und senkt diese

um etwa 1,3 €ct/kWh.

Die Liquiditätsreserve wird mit fünf Prozent

angesetzt, bezogen auf die erwartete

Deckungslücke. Sie liegt 2022 somit bei

knapp 1,0 Milliarden Euro. Der Anteil der

Liquiditätsreserve an der EEG-Umlage vor

Bundeszuschuss beträgt etwa 0,3 €ct/

kWh. Die Liquiditätsreserve dient dazu,

Schwankungen auf dem EEG-Konto abzufedern.

Diese Schwankungen ergeben sich

aus Abweichungen zwischen der Prognose

und der tatsächlichen Einspeisung aus erneuerbaren

Energien. So führen zum Beispiel

besonders sonnenreiche Jahre zu höheren

Vergütungen für Strom aus Photovoltaikanlagen

als im Durchschnitt zu erwarten

wäre. Auch sinkende Börsenpreise

lassen die Vergütung für Strom aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen

stärker steigen,

bei gleichzeitig sinkenden Einnahmen aus

dem Stromverkauf.

Diese Kostenbestandteile zusammen ergäben

eine EEG-Umlage 2022 vor dem Zuschuss

aus den CO 2 -Einnahmen von

4,657 €ct/kWh. Der Zuschuss beläuft sich

auf 3,25 Milliarden Euro und senkt die

EEG-Umlage um circa 0,934 €ct/kWh. Um

die politisch vorgegebene Deckelung der

EEG-Umlage 2022 auf 6,000 €ct/kWh zu

erreichen, sind damit keine weiteren Zuschüsse

aus dem Bundeshaushalt nötig.

Die Ermittlung der EEG-Umlage und des

Abzugsbetrags für ausgeförderte Anlagen

erfolgt auf Basis von Prognosen unabhängiger

Gutachter in Abstimmung mit der

Bundesnetzagentur. Diese überwacht die

Einhaltung der Erneuerbaren-Energien-Verordnung,

die Ermittlung, Festlegung,

Veröffentlichung und Weitergabe

der EEG-Umlage sowie die Vermarktung

der EEG-Strommengen und regelt die Anforderungen

für deren Vermarktung.

Zur Mittelfristprognose

Zusammen mit der EEG-Umlage haben

die vier deutschen ÜNB auch die EEG-Mittelfristprognose

(EEG-Vorausschau) veröffentlicht.

Sie beinhaltet die wahrscheinliche

Entwicklung der Einspeisung aus regenerativen

Stromerzeugungsanlagen nach

dem EEG für die nächsten fünf Jahre. Gemäß

den gesetzlichen Vorgaben werden

unter anderem Prognosedaten zur installierten

Leistung, der eingespeisten jährlichen

Strommenge, der an die Anlagenbetreiber

auszuzahlenden finanziellen Förderung

sowie zum Letztverbraucherabsatz

veröffentlicht. Detaillierte Information

hierzu finden sich auf der Webseite

„Netztransparenz“.

LL

www.netztransparenz.de

www.50hertz.com

www.amprion.net

www.tennet.eu

www.transnetbw.de (213461016)

BDI-Studie „Klimapfade 2.0“

• „Stromerzeugung: Enormer

Investitionsbedarf für Klimaneutralität“

(bdi/vdma) Der Bundesverband der Deutschen

Industrie (BDI) hat die Studie „Klimapfade

2.0“ veröffentlicht. Mitgliedsverbände

des BDI und Experten legen damit

einen Umsetzungsvorschlag für den Umbau

zu einem klimaneutralen Industrieland

vor. Der Fachverband VDMA Power

Systems ist einer der Unterstützer der Studie

– Geschäftsführer Dr. Dennis Rendschmidt

beschreibt die Ergebnisse für den

Energieanlagenbau:

„Als Technologieanbieter hat der Energieanlagenbau

eine wichtige Aufgabe bei

der Gestaltung des Weges zur Klimaneutralität

in Deutschland bis zum Jahr 2045. Um

die Klimaziele zu erreichen und den wachsenden

Strombedarf zu decken, besteht ein

enormer Investitionsbedarf auf der Erzeugungsseite.

Im Bereich der erneuerbaren

Stromerzeugung müssen demnach bei der

Windenergie an Land 98 GW und auf See

28 GW bis zum Jahr 2030 installiert sein.

Zur Sicherstellung des kontinuierlichen

Zubaus der Windenergie müssen vor allem

die Genehmigungslage und Flächenverfügbarkeit

verbessert werden. Darüber hinaus

müssen laut Studie zur Gewährleistung der

Versorgungssicherheit bis zum Jahr 2030

zusätzliche Gaskraftwerkskapazitäten mit

34


VGB PowerTech 11 l 2021

Power News

einer Leistung von über 40 GW zugebaut

werden. Diese Anlagen müssen auf den Betrieb

mit Wasserstoff vorbereitet sein.

Für das Zusammenspiel der verschiedenen

Erzeugungstechnologien zur zukünftigen

Sicherstellung der Versorgungssicherheit

haben wir kürzlich unser Strommarktpositionspapier

vorgelegt. Es sieht einen

wettbewerblich organisierten Kapazitätsmechanismus

in Ergänzung zum Energy-Only-Markt

vor.“

LL

www.vdma.org (213461218)

IIASA: How recovery from COVID-

19’s impact on energy demand

could help meet climate targets

(iiasa) The pandemic-related drop in

greenhouse gas emissions in 2020 was likely

the largest on record in a single year, but

how our recovery might affect future emissions

is less clear. New modeling examines

alternative scenarios and how they could

impact climate mitigation targets.

A group of IIASA researchers in the Energy,

Climate, and Environment Program

performed a bottom-up assessment of

changes in energy-related demand and estimated

how new patterns of travel, work,

consumption, and production might reduce

or increase climate mitigation challenges.

“Many people have been wondering what

the large changes in societies that came

with the COVID-19 pandemic and its lockdowns

mean for climate change,” says Jarmo

Kikstra, lead author of the study. “If

societies are just moving back to old practices,

the answer is that there is virtually no

effect. However, if some of the changes in

energy-use practices persist, climate mitigation

challenges will be affected.”

The research, published in Nature Energy,

shows that a low energy demand recovery

could reduce a hypothetical tax on all carbon

emissions by 19 % for a scenario that is

on track for reaching the Paris Agreement’s

goal of limiting global warming to 1.5 °C.

This scenario would also lower energy supply

investments until 2030 by US$1.8 trillion

and soften the pressure to quickly implement

renewable energy technologies.

“Our key finding is that missing the opportunity

to retain low-energy practices in

lifestyle and business would lead to a more

difficult energy transition. Our economic

recovery and climate mitigation policies

should embed strategies to retain the low

energy demand practices observed during

the pandemic, such as low-carbon mobility

in cities and increased tele-conferencing,”

says coauthor Adriano Vinca.

According to the authors, this is especially

true when it comes to transportation. In

particular, the different recovery narratives

of transportation energy demand

strongly influence CO 2 emission trends.

The researchers examined four different

scenarios, each with a consistent set of assumptions

about changes in energy demand

in buildings, transport, and industry

sectors as the world recovers from the

COVID-19 pandemic.

In the “restore” scenario, the use of private

vehicles, as well as the intensity of air

transport are restored to pre-pandemic levels.

The same holds for industrial activities

and supply chains, as well as our working

practices and domestic life.

In the “self-reliance” scenario, concerns

about health risks linger longer and individuals

shift towards private transport

while abandoning forms of crowded transport.

Office and living space increase to

carry on social distancing. In addition, demand

for steel is especially strong due to

reinvigorated car manufacturing and

building construction.

In the “smart use” scenario, people adapt

better to working from home and there is a

moderate shift to teleworking. This leads to

home space being used more intensively,

and a slight reduction in motorized transportation

growth, compared to pre-pandemic

levels.

In the last scenario, which the researchers

call “green push”, the highest energy reductions

are achieved by changes in space reallocation

and reduced private transport. For

instance, walking or cycling replaces some

of the trips that were previously done by car,

and empty offices are repurposed.

The researchers conclude that compared to

a “green push” scenario, the “restore” scenario

would increase the energy investments

required to meet a 1.5 °C climate target by

about 9 % or $1.8 trillion. This difference is

in part due to the need to boost the pace of

transport electrification and the upscaling of

solar and wind in the “restore” scenario.

“The bottom line is that the “green push”

scenario, which supports working from

home and teleconferencing to reduce flying

and commuting can have strongly beneficial

outcomes for climate mitigation

challenges,” says IIASA Energy, Climate,

and Environment Program Director and coauthor,

Keywan Riahi.

The authors further add that it is important

to design holistic policies, including

the repurposing of office space and the increased

use of walking or cycling within

cities or public transport when commuting.

As coauthor Charlie Wilson, also of the

University of East Anglia, concludes, “limiting

global warming to 1.5 °C will be exceptionally

hard. A tiny silver lining to the

COVID-19 cloud is that the 1.5 °C target

becomes that bit more achievable if we can

selectively sustain some of the lower-carbon

practices forced upon us by lockdowns.”

LL

www.iiasa.ac.at (213461030)

Wärtsilä report anticipates

that accelerated adoption of

renewables can reduce electricity

production costs by up

to 50 percent

(wartsila) The technology group Wärtsilä

has issued a report ahead of COP26, the

UN’s Climate Change Conference to be

held in Glasgow this autumn, demonstrating

the environmental and economic opportunities

for states that decarbonise rapidly.

The report will be presented at the

Economist Sustainability Week event.

The ‘Front-Loading Net Zero’ report states

that electricity production costs could be

reduced by up to 50 % by 2050 if countries

and states adopt 100 % renewable systems

faster than currently planned. Significant

cost reductions can be achieved by

front-loading the deployment of renewables,

mainly wind and solar photovoltaic,

and by utilising the technologies needed to

balance their inherent intermittency, such

as energy storage and thermal balancing

power plants. The report indicates that carbon

neutral systems can provide cheaper

electricity compared to current fossil fuel-based

systems.

The report models Germany, India, and

California, three markets with vastly different

socio-economic dynamics, energy systems,

and challenges, demonstrating the

cost-optimal path towards 100 % renewable

power systems in each region.

The report reveals that by accelerating

100 % renewable power systems, substantial

benefits are unlocked:

• Accelerating renewables to become

main source of electricity drives down

fossil fuel usage (i.e. coal and gas),

significantly reducing the overall

levelised cost of electricity. India can

halve its electricity costs by 2050, while

California and Germany can cut costs by

17 % and 8 % by 2040 respectively[1].

• Coal-fired power – 70 % of generation in

India and 33 % in Germany – can be securely

replaced by renewables and flexibility

from energy storage and thermal

balancing power plants as early as 2040.

• Colossal carbon savings can be made in

the short term, enabling national

climate targets to be achieved. Germany

can avoid 422 million tonnes of carbon

dioxide by 2040 by accelerating its coal

phase-out. This would help achieve its

65 % reduction target (compared to

1990 levels) set for 2030.

• Renewables as the main source of

primary energy for electricity

generation can drive energy

independence. For example, Germany

could avoid the need to import 550

TWh of power by accelerating the

phase-out of coal.

35


Power News VGB PowerTech 11 l 2021

The clear, deliverable pathways to 100 %

renewables modelled in these vastly different

energy systems show that affordable

net zero economies are in reach for every

country at COP26. In addition to the deep

dive models, the report‘s chapters focusing

on Australia, Chile and the UK’s energy

transitions underline that the technologies

needed to achieve 100 % renewable power

systems are already available at scale

around the world. The report shows the

once-in-a-generation opportunity to dramatically

scale-up renewable generation

and energy storage to bridge the gap to

100 % renewable electricity without adding

to the cost of power.

Wärtsilä’s President & CEO, Håkan Agnevall

explains: “As we approach COP26, our

‘Front-Loading Net Zero’ report should act

as a wake-up call for leaders, as this is our

last and best chance to get countries on

pathways to carbon neutrality. Our modelling

shows that it is viable for energy systems

to be fully decarbonised before 2050,

and that accelerating the shift to renewable

power coupled with flexibility, will help

economies to thrive. We have all the technologies

that we need to rapidly shift to net

zero energy. The benefits of renewable-led

systems are cumulative and self-reinforcing

– the more we have, the greater the

benefits – so it is vital that leaders and power

producers come together now to frontload

net zero this decade.”

Sushil Purohit, President, Wärtsilä Energy

and EVP, Wärtsilä adds: “There is no single

solution that fits all markets, and this

report highlights the different paths and

technologies that can be utilised. The ultimate

aim, however, is common to all and

that is to decarbonise energy production

and take the fullest advantage of our natural

energy sources.”

“This valuable report from Wärtsilä

shows very clearly what can be achieved by

moving away from conventional fuels towards

100 % renewable energy. Reducing

electricity cost and CO 2 emissions in parallel

generates CO 2 reduction benefits. The

technologies available today offer the flexibility

and rapid reaction time needed to

balance renewables,” said Christian Breyer,

Professor at the LUT University.

LL

www.wartsila.com (213461036)

Destatis: 3 % der jährlichen

CO 2- Emissionen werden vom

Wald absorbiert

(destatis) Der Wald ist Lebensraum für

Tiere und Pflanzen, Erholungsraum für

Menschen – und er bindet Kohlenstoff. Wie

das Statistische Bundesamt (Destatis) mitteilt,

speicherten die deutschen Wälder mit

ihrem gesamten Ökosystem im Jahr 2019

rund 8,3 Millionen Tonnen Kohlenstoff

mehr als im Vorjahr. Das entspricht rund

30,6 Millionen Tonnen Kohlendioxid

(CO 2 ). Die privaten Haushalte und die Produktionsbereiche

wie beispielsweise die

Industrie, Dienstleistungen oder die Landwirtschaft

sorgten demgegenüber für einen

Ausstoß von rund 879,2 Millionen Tonnen.

Damit deckte die Zunahme der Kohlenstoffspeicherung

des Waldökosystems im

Jahr 2019 rechnerisch nur 3 % der jährlichen

CO 2 Emissionen in Deutschland ab.

LL

www.destatis.de (213461037)

l

Events in brief

World Hydropower Congress

2021 ends with historic moment

for the hydropower sector – Voith

Hydro contributed as supporting

partner of the event

(v-h) The 2021 World Hydropower Congress

took place the first time virtual

around the world. The event with more

than 6000 participants took place throughout

the month of September, under the

theme ‘Renewables working together in an

interconnected world’, and the patronage

of the President of Costa Rica, supported

by Instituto Costarricense de Electricidad.

The event started on September 7th and

culminated in the signature of the San José

Declaration on Sustainable Hydropower. It

was organized by the International Hydropower

Association (IHA) representing public

and privately owned developers, operators

and manufacturers. For the first time,

virtual sessions were held across multiple

time zones bringing discussions to stakeholders

around the world.

There were several key achievements

marking this year’s Congress, like:

• The publication of the IHA Guide on

Hydropower in Protected Areas

including a no-go commitment on any

future development in UNESCOdesignated

World Heritage Sites

• The launch of the global Hydropower

Sustainability Standard and the

declaration of support for this new

sustainability certification scheme by

leading hydropower companies and

international organisations

• The urgent call for action on pumped

storage hydropower by an international

government-led coalition

• The collaboration of green hydrogen

and sustainable hydropower sectors to

achieve net zero

• The presentation of extraordinary

advances in hydropower supporting

renewable power system security by the

EU-funded energy innovation project

XFLEX HYDRO

Voith Hydro has contributed with

high-level speakers on important topics

like modernization of hydropower fleets or

the future role of pumped storage hydropower.

Apart from that, different innovations

of the technology group were displayed

in the online innovation hub and

experts on various topics were available for

individual meetings.

Most importantly, the San José Declaration

was unveiled recognizing sustainable

hydropower as a clean, green, modern and

affordable solution to meet the global climate

and development goals. The ambitious

set of principles and recommendations

to guide the future of sustainable hydropower

development was handed over to

the COP26 President Alok Sharma in order

to bring it to the UN Climate Change Conference

in Glasgow in November 2021.

It has been drafted and refined through

an extensive consultation process that involved

over 100 representatives of a wide

range of stakeholders, and by the outcomes

of multiple forums and working groups:

the IHA Charter for Sustainable Hydropower,

the Hydropower Sustainability

Standard, the International Forum on

Pumped Storage Hydropower, the Working

Group on Hydropower in Protected Areas,

the IEA Hydropower Special Market Report

and the IRENA Collaborative Framework

on Hydropower.

The virtual format of the World Hydropower

Congress was a valuable opportunity

to bring hydropower experts and decision

makers from around the world together,

taking action to strengthen the sector’s

performance. This is of great importance,

as we finally need to let hydropower play

the important role it is supposed to in the

fight against climate change.

LL

www.voith.com (213461303)

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VGB PowerTech 11 l 2021

Power News

E-World energy & water 2022:

Die Branche trifft sich persönlich

beim umfangreichen Konferenzund

Forenprogramm

in der Messe Essen

(e-world) Im Zeichen des E-world Leitmotivs

„Solutions for a sustainable future“

thematisiert das Vortragsprogramm Wege

in eine klimaneutrale Zukunft der Energiewirtschaft.

„Aussteller aus über 20 Nationen

werden auf der E-world ihre Innovationen

für eine nachhaltige Energiezukunft

präsentieren“, so die beiden E-world-Geschäftsführerinnen

Stefanie Hamm und

Sabina Großkreuz. „Vor allem im breit gefächerten

Konferenz- und Forenprogramm

setzen die Referenten Meilensteine, indem

sie die Beiträge der Branche zur Realisierung

nationaler und europäischer Klimaziele

aufzeigen.“

Erfolgreiche Konferenzformate und

aktuelle Fragestellungen

Das Kongressprogramm beinhaltet Themen

wie die Digitalisierung des Vertriebs

von Energieversorgern, Elektromobilität,

rechtliche Aspekte beim Roll-out von

Ladeinfrastruktur oder Geschäftsmodelle

für Energieeffizienz. Es startet mit dem

Führungstreffen Energie am Vortag der

Messe, dem 7. Februar 2022. Hier diskutieren

führende Köpfe der Energiewirtschaft

unter der Moderation von Benedikt Müller-Arnold

aus der SZ-Wirtschaftsredaktion

aktuelle Fragen der Branche. Wie der

Beitrag von Wasserstoff zur Energiewende

aussehen kann, erläutert das gleichnamige

Forum am zweiten Messetag. Die Erwartungen

an die neue Bundesregierung,

rasch die nötigen regulatorischen Voraussetzungen

zu schaffen, sind hoch. Sie werden

ebenso im Fokus stehen wie die Erzeugung

von Wasserstoff in Deutschland und

der Transport nach und innerhalb Europas.

Eine weitere Veranstaltung greift Kooperationen

mit der Wohnungswirtschaft für

eine erfolgreiche Wärmewende auf. Ein

besonders relevantes neues Geschäftsfeld

für viele Kommunen und Stadtwerke ist

das Thema Glasfaser. Im Glasfaserforum

am zweiten Messetag werden Geschäftsmodelle

vorgestellt, die das neue Telekommunikationsgesetz

in diesem Feld ermöglicht.

Programmpartner sind der BREKO,

Micus Strategieberatung und Conenergy.

Informativer Input auf Foren

direkt in den Messehallen

Auf gleich drei Bühnen in den Messehallen

findet während der E-world 2022 das

Forenprogramm statt. Die Fokusthemen

hier lauten Trading, Infrastructure und

Costumer Solutions. Messebesucher können

sich unkompliziert und ohne ein weiteres

Ticket über aktuelle Sachverhalte informieren.

Auf dem Programm stehen unter

anderem Vorträge der Branchenverbände

Bitkom und VDE Verband der Elektrotechnik

Elektronik Informationstechnik e.V.

rund um Netzausbau und Netzresilienz.

Die Experten von Beenera konnten Tesla

Europe für einen Vortrag zum Thema Elektromobilität

gewinnen. Der Weltenergierat

Deutschland wird Trends der internationalen

Energiewende vorstellen. Zu Nachhaltigkeit

im Börsengeschäft geben Experten

der Energiebörse European Energy Exchange

und des Umweltbundesamtes ihr Wissen

weiter.

Die einzelnen Vorträge sowie die Referenten

werden in Kürze veröffentlicht. Sowohl

Messe wie auch Konferenzen und

Foren werden unter höchsten Hygienemaßnahmen

in Präsenz geplant.

LL

www.e-world-essen.com

(213461304)

Enlit is on the road again...!

• Enlit Europe: Join us in Frankfurt,

Germany on

29 November to 1 December 2022

What is Enlit?

Enlit vows to light the spark that will fuel

the change we need to ensure our industry

and our planet – have the brightest possible

future.

Enlit is a series of energy events unlike

any other – because they are more than just

energy events. Enlit is a community that for

365-days a year will collaborate and innovate

to solve the most pressing energy-related

issues.

At the European edition, the Enlit community

will come together on our online

platform and for three days in Frankfurt

from 29 November through to 1 December

2022, to meet and inspire each other and to

develop their discussions and actions to

take steps forward in the energy transition.

And so the Enlit circle begins: a constantly

growing, inclusive and end-to-end forum

that addresses every aspect of Europe’s energy

transition.

Our Promise

The boundaries of the sector are blurring

and this evolution is being shaped by established

players, external disruptors, innovative

start-ups and the increasingly engaged

end-user.

We believe in an equitable energy transition

that leaves no one behind. From corporates

to consumers, investors to entrepreneurs,

and engineers to activists – we

promise to welcome you all and to give you

the ability to seize all of the opportunities

that the energy transition has to offer. Energy

is evolving. So are we – so are you.

Together we will make a difference.

Expand with Enlit

The energy transition has different characteristics

in every region, yet the overarching

story is the same: how we harness,

trade, deploy and use energy is changing

radically and rapidly. And it will continue

to change.

From source to generation from grid to

consumer, the boundaries of the sector are

blurring and this evolution is being shaped

by established players, external disruptors,

innovative start-ups and the increasingly

engaged end-user.

Who Visits

Enlit Europe hosts representatives from

utilities, network operators, vendors, consultants,

start-ups and system integrators

covering the entire smart energy value

chain. Whoever you are looking to meet, we

have the right platform to help you do this!

“For visitors, exhibitors, speakers and the

Enlit Europe team, that supercharged feeling

you have at the end of three fast-paced

days is priceless. To leave with business being

done, your phone full of new contacts,

and your head swirling with actionable

ideas is to know that in 72 hours you have

grown and you have the knowledge and

tools to help your business to the next level

of its evolution.” Paddy Young, Director,

Enlit Europe.

LL

www.enlit-europe.com (213461306)

22. Jahrestagung:

MainDays 2022

• Neuer Termin: 22. - 23. März 2022

• Next Generation Maintenance -

vernetzt, datenbasiert, kollaborativ

• 22. Jahrestagung: Die MainDays finden

vom 22. – 23. März 2022 in Berlin statt

(ta-c) Die letzten Monate haben eindrucksvoll

gezeigt, welches Potenzial neue, digitale

Tools und innovative IT-Lösungen haben.

Doch der Einsatz von neuen Technologien

ist kein Selbstzweck – gerade für die

Maintenance mit knappen Budgets und

Ressourcen muss der Mehrwert digitaler

Umsetzungen quantifizierbar und messbar

sein. Unser Jahrestreffen für Verantwortliche

aus Instandhaltung und technischem

Service thematisiert aktuelle Trends und

Herausforderungen und stellt darüber hinaus

gelungene Transformations- und Optimierungsprojekte

vor.

Ob vor Ort oder ‚remote‘ - nutzen Sie unsere

Veranstaltung als Plattform, um sich

mit den mit relevanten Fragestellungen für

eine zukunftsfähige Maintenance auseinanderzusetzen:

Wie nutzen Sie intelligente

Sensoren, um Condition Monitoring und

Predictive Maintenance voranzutreiben –

auch wenn es sich um Brownfield-Anlagen

handelt? Haben Sie die richtige Datenbasis,

um darauf Digitalisierungsprojekte

aufzusetzen? Wie motivieren Sie Ihre

Teams, Innovationen anzunehmen und

neue Wege zu gehen? Inwieweit müssen

Instandhaltungsstrategien angepasst werden

und wie lassen sich Prozesse rund um

die Auftragsabwicklung und Rückmeldun-

37


Power News VGB PowerTech 11 l 2021

gen durch Einsatz mobiler Lösungen beschleunigen?

Last but not least: Welche

Konsequenzen hat der Einsatz von

4.0-Technologie auf die Rechtssicherheit –

von Arbeitsschutz- bis hin zu Dokumentationspflichten?

LL

www.tacevents.com (213461307)

SAVE THE DATE

live &

online

KERNTECHNIK 2022: 1. - 22. Juni

2022 | Hyperion Hotel in Leipzig

• Neuer Termin, Juni 2022 in Leipzig

(kernd) Mit großem Engagement haben

die Kerntechnische Gesellschaft (KTG),

der Verband Kerntechnik Deutschland

(KernD), die INFORUM GmbH, der Programmausschuss,

die Aussteller und die

Dienstleister an der Vorbereitung der

KERNTECHNIK 2022 gearbeitet, die am

29. und 30. März nach langer Unterbrechung

wieder als Präsenzveranstaltung die

Reihe unserer Branchentagungen fortsetzten

sollte.

Aufgrund der aktuellen und erneuten

Pandemieentwicklung verschieben wir die

Tagung.

• Der neue Termin ist:

21. und 22. Juni 2022

Hintergrund dieser Entscheidung ist die

nun zum dritten Mal in Folge bestehende

unsichere Pandemielage mit zahlreichen

Einschränkungen, die eine erfolgreiche

Durchführung einer größeren Präsenzveranstaltung

aus heutiger Sicht und im Lichte

der Erfahrungen von 2020 und 2021

sehr unsicher erscheinen lässt.

Als eine der traditionsreichen kerntechnischen

Tagungen bringt die „KERNTECH-

NIK 2022“ (ehemals AMNT) mit ihrer

ganzheitlichen Themenbreite Betreiber,

Hersteller, Zulieferer, Politik, Behörden,

Gutachter sowie Forschung und Entwicklung

aus vielen Ländern zusammen.

Was Sie erwartet?

• Plenarsitzung mit herausragenden

Vorträgen und Referenten in der

technische, wirtschaftliche und

gesellschaftliche Fragestellungen

diskutiert werden

• Themen-Sessions mit aktuellen

Fachvorträgen aus Industrie, Forschung

& Lehre

• Begleitende Fachausstellung mit

Ständen namhafter Unternehmen der

Nuklearbranche

• Young Scientists Workshop für

studentische Nachwuchsfachkräfte und

als Gesprächsplattform mit Firmen

• Networking

LL

www.kerntechnik.com

(213461308)

vgbe Expert Event

Ecology and

Environment

in Hydropower

1/2 June 2022

KONTAKT

Melanie Schreiner

e vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy

t +49 201 8128-230

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland

38

be inspired www.vgbe.services


VGB PowerTech 11 l 2021

Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken

Netzregelung mit Wasserstoff-

Speicherkraft werken in zukünftig

voll-regenerativen Netzen

Harald Weber

Abstract

Grid control with hydrogen storage power

plants in future fully regenerative grids

In the course of the energy transition, more and

more electrical energy is generated by wind and

PV plants. Some of this energy has to be stored

in large chemical storage facilities (storage

power plant). These new players are connected

to the three-phase grid with converters and, due

to the system, no longer have flywheel masses.

The conventional power plants, on the other

hand, will decrease in number. Therefore, the

storage power plants must take over all the

tasks of the conventional power plants, both for

grid control and for secondary coupling. l

Autor

Prof. Dr. Harald Weber

Universität Rostock

Rostock, Deutschland

1 Zusammenfassung

Im Zuge der Energiewende wird mehr und

mehr elektrische Energie von Wind- und PV-

Anlagen er zeugt. Diese Energie muss zum

Teil in großen chemischen Speichern gespeichert

werden (Speicher kraftwerk). Diese

neuen Player werden mit Umrichtern an das

Drehstromnetz angeschlossen und weisen

systembedingt keine Schwungmassen mehr

auf. Die konventionellen Kraftwerke dagegen

werden in ihrer Anzahl zurückgehen. Deshalb

müssen die Speicherkraftwerke alle Aufgaben

der konventionellen Kraftwerke übernehmen

und das sowohl für die Netzregelung

als auch für die Sek torenkopplung.

2 Einleitung

Mit der Ablösung der Dampfmaschinen

durch Turbinen war zwar deren pulsierendes

Drehmoment verschwunden, aber an

der prinzipiellen Wirkungsweise der drehzahl-

oder frequenzorientierten Re gelung

durch Momentan- und Primärreserveleistung

hatte sich nichts geändert, da ja auch

das Schwungrad in Form des Turbinen-

Generator-Satzes weiter vorhanden war.

Selbst in der modernen elektrischen Energieversorgung

sind diese Netzregel-Prinzipien

bis heute gültig, wobei allerdings im

Europäischen Verbundnetz eine sprungförmige

Verbraucheränderung an einem Ort

zu einer eu ropaweiten Ausspeicherung von

Momentanreserve und anschließender –

ebenfalls europaweiter – Bereitstellung

von Primärregelleistung führt. Damit wird

bei jeder Störung auch eine europaweite

Lastflussverschiebung ausgelöst, da ja aufgrund

der solidarischen Leistungsbereitstellung

aller Er zeuger jede punktuell auftretende

Störleistung von allen Kraftwerken

des Netzes anteilig ausgere gelt wird.

Dampfmaschine und Dampfturbine werden

hauptsächlich von fossilen Energieträgern

angetrieben, was auch schon die Problematik

der zukünftigen Energieversorgung

umreißt. Durch den CO 2 -Auss toß

sowie die Endlichkeit dieser Energieträger

ist ein Umstieg auf regenerative Energien

zu künftig unausweichlich notwendig. Hier

kommen in Deutschland Wind und Sonne

infrage. Da diese aber nicht planbar zur

Verfügung stehen, müssen deren geerntete

Energien in absehbarer Zeit in grö ßerem

Umfang gespeichert werden. Als ernsthafte

Speicher kristallisieren sich hierbei immer

mehr elektrische und chemische Speicher

heraus. Die drei neuen Player in der

Energieversorgung Wind, Sonne und Speicher

haben eines gemein: Sie besitzen keine

Schwungräder oder andere rotierende

Massen mehr, da alle drei über leistungselektronische

Umrichter an das Netz angeschlossen

werden. Heutzutage stehen noch

wenige Umrichter vielen Kraftwerken gegenüber,

so dass sich die Umrich ter an die

Schwungmassen und deren Frequenz anpassen

müssen. Das geschieht durch synthetische

Erzeugung von Momentanreserve-

und Primärregelleistung. Dazu berechnen

die Umrichter aus der abgegebenen

Wirk- und Blindleistung die passenden

Spannungswinkel und -amplituden. Damit

ver halten sich diese neuen Elemente dann

ebenfalls wie Kraftwerke und können in

das System inte griert werden.

Zukünftig aber wird sich das Verhältnis

umkehren: Einer Vielzahl durchaus leistungsstarker

schwungmassefreier Umrichter

bei Wind- und PV-Anlagen sowie bei

Speichern und Gleichstromleitungen werden

immer weniger – oder auch bald keine

– konventionellen Kraftwerke mehr gegenüber

stehen. Damit ist die Anpassung

der Umrichter an die Welt der

rotierenden Schwungmassen obsolet und

eine neue Art der Netzregelung könnte eingeführt

werden: Die win kelorientierte

Netzregelung.

3 Das neue „konventionelle“

Kraftwerk oder Speicherkraftwerk

Die Grundprinzipien der Elektrischen

Energieversorgung sowie der Netzregelung

sind universell und müssen für alle

Arten der Erzeugung, der Übertragung

und Verteilung sowie des Verbrauchs wie

folgt eingehalten werden:

––

Weiträumige und feinverteilte Energieversorgung

benötigt ein Drehstromnetz.

––

Plötzliche Laständerungen müssen ins-

39


Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken VGB PowerTech 11 l 2021

tantan durch Momentanreserveleistung

gespeist wer den.

––

Die Speicher der Momentanreserveleistung

müssen im Sekundenbereich durch

die Primärre gelung entlastet und wieder

aufgefüllt werden. Dazu werden Primärregelleistungs-Speicher

benötigt.

––

Die Primärregelleistung muss im Minutenbereich

durch die Sekundärregelung

abgelöst wer den. Dabei ist dann auch

deren Speicher wieder aufzuladen.

––

Anschließend treten Fahrplanänderungen

in Kraft, welche alle Regler wieder

„auf null“ stel len.

––

In einer voll-regenerativ versorgten Energieversorgung

kommt noch folgende

Aufgabe hin zu: Gewisse Mengen der geernteten

Energie müssen für Prognosefehler

sowie „Dunkelflau ten“ gespeichert

werden.

Bislang wurden diese Aufgaben von konventionellen

Kraftwerken wahrgenommen,

welche dazu aus einer Systemkette

bestehend aus unterschiedlich schnellen

Speichern sowie Umwandlern/An passern

aufgebaut sind. In B i l d 1 a ist dazu beispielhaft

die Systemkette eines Kohlekraftwerks

dar gestellt. Dessen Funktionsweise

soll anhand einer sprungförmigen Leistungsanforderung

an den Generatorklemmen

dargestellt werden.

––

Umwandlung/Anpassung: Die sprungförmige

elektrische Leistungsanforderung

wird vom Generator bei noch konstanter

Drehzahl instantan in eine

sprungförmige Erhöhung des Luft spalt-

Moments und damit der mechanischen

Leistung umgesetzt.

––

Speicher: Der Turbosatz bestehend aus

Turbine-Generator-Erreger speichert instantan

kineti sche Energie aus und liefert

diese mechanische Leistung. Dadurch

sinkt die Drehzahl ab, welche hier die

Größe des Speicherinhalts kennzeichnet.

––

Umwandlung/Anpassung: Der Primärregler

greift über das Turbinenventil auf

den Frisch dampfspeicher (Trommeloder

Benson-Kessel) zu, wodurch im Sekundenbereich

der Dampfstrom erhöht

wird. Damit steigt das Turbinenmoment

an und füllt den Drehzahl-Spei cher wieder

auf.

––

Speicher: Durch den erhöhten Dampfstrom

sinkt der Dampfdruck ab, welcher

hier die Grö ße des Speicherinhalts kennzeichnet.

––

Umwandlung/Anpassung: Der Brennstoffregler

erhöht die Feuerung, um den

Druck auszu regeln. Dabei wird mehr

Kohle C mit Sauerstoff O 2 zu CO 2 umgewandelt.

Im Verdampfer wird mehr

Dampf erzeugt. Mit dem erhöhten

Dampfstrom wird der Druck-Speicher

wieder aufgefüllt.

––

Speicher: Der Brennstoffregler greift im

Minutenbereich auf die Kohlehalde zu

und erhöht den Brennstoff-Massenstrom.

Die Kohlemasse der Halde wird

weniger, welche hier die Grö ße des Speicherinhalts

kennzeichnet. Hier findet

selbstverständlich keine Wieder-aufladung

durch das Kraftwerk selbst statt,

sondern die Kohle muss von außen zugeführt

werden.

Durch das zunehmende Vorhandensein regenerativer

Energiequellen aus Wind und

Sonne muss das konventionelle Kraftwerk

zu gewissen Zeiten seine Leistung stark

reduzieren, um diesen Erzeugern Platz zu

schaffen. Dazu muss die Mindestleistung abgesenkt

und die Regelgeschwindigkeit erhöht

werden. In dieser Anforderung stehen

heute alle fossilen Erzeuger [3,4].

Um die o.g. Versorgungs- und Netzregelaufgaben

auch weiterhin in einer voll-regenerativen

Welt realisieren zu können,

braucht es neue „konventionelle“ Kraftwerke,

welche Energie bei „Dunkel flauten“

nicht nur liefern, sondern in Überschuss-

Situationen auch speichern können. Dabei

müssen diese neuen Anlagen für eine Übergangszeit

auch noch in einer schwungmasse-orientierten

Energie versorgung gemeinsam

mit konventionellen Kraftwerken

funktionieren. In einer rein umrichter-orientierten

Energieversorgung können sie

dann auch entweder netzbildend oder aber

netzstützend bei konstanter Netzfrequenz

betrieben werden, was den Übergang zur

Winkelregelung bedeutet.

In B i l d 1 b ist die Systemkette dieses neuen,

schwungmassefreien Kraftwerks dargestellt,

welches im netzbildenden Modus

arbeiten kann. Auch hier soll die Wirkungsweise

wieder anhand einer sprungförmia.

The old conventional power plant

O 2

C

C

Heat

H 2 O

Stean

Live

Steam

G

P

Coal Storage

Combustion

CO 2

Pipe Wall

Boiler

Drum or

Benson

Boiler

Valve &

Turbine

Rotating

Mass

Generator

Three-Phase

System

b. The new "codventional" or storage power plant (SPP)

O 2

Heat

DC

H 2

DC

DC

Fuel Cell Capacitor Converter

DC

DC

P

H 2

H 2 O

DC

AC

Transportation

H 2

DC

DC

DC

Battery

Converter

Supercapacitor

Converter

Three-Phase

System

Electrolyzer Capacitor Converter

O 2 Storage:

Secondary

Control

Energy

Conversion

Adaptation

Chemical-

Thermal

Storage:

Heat

Adaptation

Storage:

Primary

Control

Energy

Conversion

Adaptation

Thermal-

Mechanical

Storage:

Inertia

Energy

Conversion

Adaptation

Mechanical-

Electrical

Network

Bild 1. Vergleich von konventionellem thermischen Kraftwerk und Wasserstoff-Speicherkraftwerk.

40


Abwärme

Abwärme

"exotherm"

VGB PowerTech 11 l 2021

Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken

gen Leistungsanforderung am DC/AC-Umrichter

dargestellt werden:

––

Umwandlung/Anpassung: Die sprungförmige

elektrische Leistungsanforderung

führt beim Umrichter bei konstant

gehaltenem Netz-Spannungswinkel

(netzbildend) zu einer instantanen Erhöhung

des Drehstroms und damit auch

zu einer instantanen Erhöhung des

Gleichstroms auf der Gleichstromseite.

––

Speicher: Der Super-Capacitor speichert

instantan elektrische Energie aus und

liefert diese Leistung. Dadurch sinkt seine

Spannung ab, welche hier die Größe

des Speicherinhalts kennzeichnet. Dieses

Verhalten entspricht der Momentanreserve

des konventionellen Kraft werks.

––

Umwandlung/Anpassung: Die Regelung

des nachgeschalteten DC/DC-Umrichters

soll die Kondensatorspannung

konstant halten. Dazu greift sie auf die

Batterie zu, wodurch im Se kundenbereich

der Batteriestrom erhöht wird.

Damit steigt der Kondensator-Ladestrom

an und füllt den Spannungs-Speicher

wieder auf. Dieses Verhalten entspricht

der Primärrege lung des konventionellen

Kraftwerks.

––

Speicher: Durch den erhöhten Batteriestrom

sinkt die Batteriespannung ab,

welche hier die Größe des Speicherinhalts

kennzeichnet.

––

Umwandlung/Anpassung: Der Brennstoffzellen-Regler

erhöht die Aktivität

der Brennstoff zelle, um die Batterie zu

laden und die Batteriespannung auszuregeln.

Dabei wird mehr Wasserstoff 2H 2

mit Sauerstoff O 2 zu H 2 O umgewandelt.

Der DC/DC-Umrichter passt dabei die

Spannungen an. Mit dem erhöhten Batteriestrom-Ladestrom

wird der

Spannungs-Spei cher wieder aufgefüllt.

––

Speicher: Der Brennstoffzellenregler

greift im Minutenbereich auf den Wasserstoffspeicher

zu und erhöht den

Brennstoff-Massenstrom. Die Wasserstoff-Masse

des Speichers wird ge ringer,

welche hier die Größe des Speicherinhalts

kennzeichnet. Hier kann Wiederaufladung

stattfinden.

Im Gegensatz zum alten konventionellen

Kraftwerk, welches seine Leistungsabgabe

nur bis zu ei ner Mindestleistung verringern

kann, kann das neue konventionelle

Kraftwerk seine Leistung auch umkehren

und funktioniert damit wie ein Wasser-

Speicherkraftwerk oder Pumpspei cherkraftwerk.

Dazu wird bei Produktionsüberschuss

aus den regenerativen Quellen stoßfrei

von Brennstoffzellen- auf Elektrolyseur-Betrieb

umgeschaltet. Der zugehörige

Umrichter passt wieder die Spannung an

und der Elektrolyseur erzeugt Wasserstoff

passenden Drucks. Das neue konventionelle

Kraftwerk kann somit als Speicherkraftwerk

bezeichnet werden.

4 Das Wasserstoff-Speicherkraftwerk

in der Sektorenkopplung

In B i l d 2 ist das Wasserstoff-Speicherkraftwerk

als verbindendes Element in der

Sektorenkopplung dargestellt. Bei Überschuss

von regenerativer Energie wird der

Wasserstoff-Speicher aufgeladen, während

bei Strommangel aus dem Wasserstoff-

Speicher das Stromsystem versorgt wird.

Hierbei ist in beiden Betriebsmodi (Elektrolyseur-

oder Brennstoffzellenbetrieb)

stets die vollumfängliche Netzregelung garantiert,

so dass bezüglich der „Netzstabilität“

keine unbeherrschbaren Situationen

entstehen können.

Im Normalbetrieb soll das Wasserstoff-

Speicherkraftwerk im Verbrauchsmodus

arbeiten, d.h., es wird über den Elektrolyseur

Wasserstoff erzeugen. Damit werden

dann auch die Bereiche „Verkehr (Schwerverkehr)“

und „Wärmebedarf“ gedeckt. Die

batterieelektrischen Fahrzeuge (BEV)

hinge gen sind als neue Verbraucher im

elektrischen Netz angesiedelt. Bei Dunkelflauten

jedoch wird das elektrische Netz

aus dem Wasserstoff-Speicher versorgt.

„Ferne Atomenergie“

Sonne

Wärme

„Luft,

Wasser,

Boden“

„begrenzt“

Biomasse

Müllverbrennung

Erdwärme

Windparks

Photovoltaik

Wärmepumpe

Warmwasser

„Wärme“

Wärmebedarf

„Fernwärme“

Elektrisches

Netz

„Drehstrom“

Wasserstoff-

Speicherkraftwerk

250 kW - 500 MW

Wasserstoff

„H 2 “

Methanisierung

„Sabatier“

Verkehr

Elektrische

Verbraucher

„Flexibilität“

Methan

„CH 4 “

CO 2

„Luft“

Batterie

elektrische

Fahrzeuge

BEV

„Speicherbedarf für

Warmwasser,

Wasserstoff,

Methan“

Bild 2. Das Wasserstoff-Speicherkraftwerk als Teil der Sektorenkopplung.

41


Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken VGB PowerTech 11 l 2021

a. Network

W

S

W

S

H

W

Bild 3. 25-Knoten-Beispielnetz 110 kV.

Hier ist dann auch eine hohe Flexibilität

der elektrischen Verbraucher notwendig,

um die Speicherkapazitäten nicht zu überlasten.

Jedenfalls ist von einem weiteren

starken Ausbau der erneuerbaren Energien

auszugehen, damit das System im Gleichgewicht

bleiben kann. Untersuchungen haben

ergeben, dass alleine für den Strombedarf

der Stadt Berlin in Windparks eine

installierte Leistung von acht Gigawatt vorgehalten

werden müsste. Deshalb sind hier

auch Importe aus den Bereichen Strom,

S

S

T

W

S

Voltage Base

Apparent power base

Interconnecting line length

Line reactance per unit length

Line resistance to reactance ratio

Network Components

Type No. Power per

Element (MW)

Loads

14 4 MW

Storage PP 5 5 MW

Thermal PP 1 5 MW

Hydro PP

1 5 MW

Wind PP

4 5.25 MW

Generating units 11 -

Wasserstoff und Gas vorzusehen.

110 kV

10 MVA

250 km

0.3 Ω/km

0.1

Total power

(MW)

56 MW

25 MW

5 MW

5 MW

21 MW

56 MW

5 Netzbetrieb mit Wasserstoff-

Speicherkraftwerken

Um den Netzbetrieb mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken

zu erläutern, ist in B i l d 3

ein einfaches 25-Knoten-Beispielnetz mit

seinen Kenngrößen dargestellt. In diesem

Netz befinden sich neben den Wasserstoff-

Speicherkraftwerken S mehrere Windparks

W, ein thermisches Kohlekraftwerk

T, ein Wasserkraftwerk W sowie mehrere

Verbraucher. Die Kennwerte des

Netzes sind in der Abbildung in Tabellen

zusammen gefasst.

Lastzuschaltung

Im ersten Beispiel wird als Störanregung die

Verbraucherlast am Knoten 13 sprungförmig

von 4 auf 10 MW erhöht. Alle Kraftwerke

sollen dabei gleichberechtigt an der Netzreglung

teilnehmen und vor der Störung

das Netz gemäß der Tabelle „Network Components“

in B i l d 3 versorgen. Um die zeitliche

Arbeitsweise sichtbar zu machen, werden

neben der Netzfrequenz die Kraftwerksleistungen

des Kohlekraftwerks, des

Wasserkraftwerks und des Speicherkraftwerks

am Knoten 7 in B i l d 4 in per-unit-

Werten dargestellt. Als Zeitbereiche wurden

2 s, 50 s und 2000 s gewählt, womit das

Verhalten bezüglich der Momentanreserve,

der Primärregelung und der Sekundärregelung

deutlich wird.

Momentanreserve (Bildteil a):

Die Steigung des Frequenzabfalls zum Zeitpunkt

null beträgt umgerechnet etwa

- 2 Hz/s. Alle Kraftwerke liefern im ersten

Moment Momentanreserve und tragen damit

gemeinsam zu diesem langsamen und

beherrschbaren Frequenzabfall (RoCoF)

a) Momentanreserve

1.002

[pu]

1.000

0.998

0.996

0.600

[pu]

0.560

0.520

0.994

0.480

199.6 200 200.4 200.8 201.2 [s] 201.6 199.6 200 200.4 200.8 201.2 [s] 201.6

b) Primarregelung

1.002

[pu]

1.000

0.998

0.996

0.600

[pu]

0.560

0.520

0.994

0.480

190 200 210 220 230 [s] 240 190 200 210 220 230 [s] 240

c) Sekundarregelung

1.002

[pu]

1.000

0.998

0.996

0.994

0 400 800 1200 1600 [s] 2000

f(t): Frequency

0.600

[pu]

0.560

0.520

0.480

0 400 800 1200 1600 [s] 2000

p(t): SPP node 7 p(t): TPP node 19

p(t): HPP node 12 p(t): WPP node 3

Bild 5. Frequenz und Leistungsbereitstellung der einzelnen Kraftwerkstypen T, H und S (Knoten 7).

42


VGB PowerTech 11 l 2021

Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken

a. Network

W

S

W

S

H

W

bei, auch die schwungmassefreien, per

Umrichter an das Netz an geschlossenen

Speicherkraftwerke.

Primärregelung (Bildteil b):

Neben dem Kohlekraftwerk und dem Wasserkraftwerk

liefert auch das Speicherkraftwerk

zuverläs sig Primärregelleistung,

womit ein Frequenzminimum bei etwa

- 0,996 pu entsprechend - 200 mHz erreicht

wird. Das festdruckgeregelte Kohlekraftwerk

erleidet eine vorübergehende Druckreduktion,

weswegen hier die abgegebene

Wirkleistung etwas einbricht.

Sekundärregelung (Bildteil c):

Alle Kraftwerke nehmen mit entsprechender

Leistungsaufteilung an der Sekundärregelung

teil, weshalb die Netzfrequenz

S

S

W

S

b. Ramp increase in power generation by wind power

plants and resulting increase in frequency

1.2

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0 600 1200 1800 2400 [s) 3000

p(t): Wind PP at node 3 in pu

1.016

1.012

1.008

1.004

1.000

0.996

Bild 5. Ausregelung einer Windfront: Frequenzverlauf.

0 600 1200 1800 2400 [s) 3000

f(t): Frequency in pu

sicher auf den Nennwert von 50 Hz zurückgeführt

werden kann. Der Speicherinhalt

des Wasserstoff-Speicherkraftwerks

muss dabei natürlich so groß sein,

dass er seine Leistungserhöhung auch

über die benötigte Zeit aufrecht erhalten

kann.

Ausregelung einer Windfront

Im zweiten Beispiel wird angenommen,

dass im Netz eine durchlaufende Windfront

ausgere gelt werden muss. Zudem

wird hier ein voll-regenerativer Betrieb angenommen,

bei welchem das Kohlekraftwerk

bereits außer Betrieb ist, siehe

B i l d 5 . Hierbei wird ein Windleistungs-

Anstieg von 80 % der installierten Leistung

innerhalb von 600 s entsprechend 10 Minuten

vorausgesetzt, siehe B i l d 1 b .

Bei diesem Vorgang steigt die Netzfrequenz

während des Windanstiegs um 0,016 pu

entsprechend 800 mHz an, um dann bei

der erhöhten Windleistungs-Einspeisung

aufgrund der Sekundärregelung wieder

auf den Nennwert zurückgeführt zu

werden.

In B i l d 6 b sind die Leistungsverläufe des

Wasserkraftwerks und eines Speicherkraftwerks

darge stellt. Beim Ansteigen der

Windleistung verringern zunächst beide

Kraftwerkstypen ihre Leistungs abgabe,

wobei das Wasserkraftwerk bei seiner Mindestleistung

von 0,5 pu stehen bleibt. Das

Spei cherkraftwerk hingegen kann seine

Leistung auch umkehren und damit die gesamte

verbleibende Windleistung aufnehmen.

Dabei geht das Kraftwerk automatisch

vom Brennstoffzellen-Betrieb in den

Elektrolyseur-Betrieb über, siehe B i l d

6b.

In B i l d 6 c ist dazu noch der Pegel des zugehörigen

Wasserstoffspeichers dargestellt.

Aufgrund des Umschaltens auf Elektrolyseur-Betrieb

bei Windanstieg wird der

Speicher wieder aufgefüllt, was natürlich

bei den konventionellen Kraftwerken nicht

möglich war. Damit ist dieses Kraftwerk

auch für die vollumfängliche Sektorenkopplung

geeignet.

Resümee

Mit dem vorgestellten schwungmassefreien

Wasserstoff-Speicherkraftwerk lässt sich

in einer voll-regenerativen elektrischen

Energieversorgung sowohl Netzregelung

als auch Sektorenkopplung bei steter Auf-

H 2

a) Darstellung der internen Speicher

O 2

Heat

DC

H 2 H 2 O

Transportation

DC

DC

H 2 DC

DC

DC

Fuel Cell Capacitor Converter

Electrolyzer Capacitor Converter

DC

DC

DC

AC

Battery Converter Supercapacitor

Converter

P

Three-Phase

System

O 2

b) Leistungsverläufe c) Ströme und Massenstrom d) Spannugen und Wasserstoff-Level

Active power output

1.4

[pu]

1.0

0.6

0.2

-0.2

Wind

Wasserkraft

Nulllinie

Current flow from SPP storages

0.30

[pu]

0.15

0.00

-0.15

-0.30

BZ

EL

Wasserstoffspeicherkrattwerk

Ströme-

SuperCap und

Batterie

Massenstrom

Wasserstoffspeicher

Voltage levels of SPP storages

1.03

[pu]

1.02

1.01

1.00

0.99

Spannung

Batterie

Spannung

SuperCap

Level

Wasserstoffspeicher

-0.6

-0.45

0.98

0 400 800 1200 1600 [s]2000 0 400 800 1200 1600 [s]2000 0 400 800 1200 1600 [s]2000

Bild 6. Ausregelung einer Windfront: Leistungen, Ströme und Level.

43


Netzregelung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken VGB PowerTech 11 l 2021

rechterhaltung der Versorgungssicherheit

betreiben. Leistungsmäßig kann das Kraftwerk

dabei so hoch-skaliert werden, dass

sowohl Sektorenkopplung in Städten als

auch Netzregelung und Wasserstoff-Erzeugung

in industriellen Großanlagen durchgeführt

werden kann. Damit ist dann eine

realistische Perspektive für eine CO 2 -freie

Energieversorgung gegeben.

Literatur

1. Weber, H.: Von der Frequenzregelung mit

Schwungmassen (netzstützende Maßnahmen)

zur Winkelregelung mit Umrichtern

(netzbildende Maßnahmen), 12. ETG/GMA-

Fachtagung „Netzregelung und Systemführung“,

26. – 27.09.2017, Berlin.

2. Töpfer, M., Weber, H., Gerdun, P., Ahmed,

N.: Untersuchungen zur vollregenerativen

Stromversorgung mit Wasserstoff-Speicherkraftwerken,

13. ETG/GMA-Fachtagung

„Netz regelung und Systemführung“ (2019),

18 - 19.09.2019, Berlin, Germany.

3. Ahmed, N., Weber, H.: Importance of Storage

Power Plants (SPP) in Large-Scale Renewa ble

Energy Integration, 2020 Wind Integration

Workshop, 11-12 November 2020. (Virtual

Conference).

l

VGB-Standard

Teil 41: Power to Gas

Part 41: Power to Gas

RDS-PP ® Anwendungsrichtlinie

Application Guideline

VGB-S-823-41-2018-07-EN-DE. deutsch/englische Ausgabe 2018

DIN A4, 160 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 280,–, für Nicht mit glie der € 420,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

Das vollständige RDS-PP ® umfasst zusätzlich die Publikationen VGB-S-821-00-2016-06-DE und VGB-B 102;

empfohlen werden des Weiteren der VGB-S-891-00-2012-06-DE-EN und VGB-B 108 d/e.

Für eine effiziente Abwicklung der Aufgaben von Planung, Entwicklung, Bau, Betrieb und Instandhaltung einer

industriellen Anlage, ist es hilfreich, die Anlage zu gliedern und die einzelnen Anlagenteile klar und eindeutig

mit einem alphanumerischen Kennzeichen zu versehen. Eine gute Kennzeichensystematik bildet die Struktur

der Anlage und das Zusammenwirken ihrer einzelnen Teile genau ab.

Die Kennzeichnung unterstützt damit unter anderem ein wirtschaftliches Engineering der Anlage sowie eine

kostenoptimierte Beschaffung, indem Anlagenteile mit vergleichbaren Anforderungen leicht und frühzeitig

identifiziert werden können. Für Betrieb und Instandhaltung dient diese Kennzeichnung auch als eindeutige Adresse in Betriebsführungs- und

Instandhaltungssystemen.

Zur Kennzeichnung von Industrieanlagen und ihrer Dokumentation gibt es internationale Normen, vor allem die DIN/EN-Reihe 81346.

Das auf diesen Grundnormen basierende Kennzeichnungskonzept wird „Reference Designation System (RDS)“ genannt. Es ist prinzipiell

für alle Industrieanlagen anwendbar.

Für den Kraftwerksbereich wurde in Einklang mit den Grundnormen die Fachnorm DIN ISO/TS 81346-10 veröffentlicht.

Sie ist die normative Grundlage für das RDS-PP®, das „Reference Designation System for Power Plants“.

Diese Fachnorm deckt die Anwendung für alle Fachbereiche und alle Typen von Anlagen der Energieversorgung ab.

Das vorliegende Dokument regelt die Anwendung des Kennzeichensystems RDS-PP für Power to Gas Anlagen.

Die Richtlinie enthält detaillierte Festlegungen zur Referenzkennzeichnung für Anlagenteile, die spezifisch für eine Power to Gas Anlage

sind (z.B. Elektrolyseur, Methanisierungssystem).

Für Anlagenteile, die projektspezifisch variieren, gibt die Richtlinie prinzipielle Anleitungen mit Beispielen, die im konkreten Anwendungsfall

sinngemäß umzusetzen sind. Dies gilt insbesondere für Hilfs- und Nebensysteme.

* Für Ordentliche Mitglieder (Anlagenbetreiber und -eigentümer) des VGB ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.

VGB-Standard

RDS-PP ®

Application Guideline

Part 41: Power to Gas

Anwendungsrichtlinie

Teil 41: Power to Gas

VGB-S-823-41-2018-07-EN-DE

VGB PowerTech Service GmbH Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany

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

44


VGB PowerTech 11 l 2021

Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation

Dynamic monitoring of Frequency

Containment Reserve activation

Philipp Maucher and Hendrik Lens

Kurzfassung

Dynamische Überwachung der

Aktivierung der Primärregelleistung

Frequency Containment Reserve (FCR), auch

bekannt als Primärregelleistung, ist die

schnellste Art der Regelleistung (RL), die zur

Frequenzhaltung eingesetzt wird. In der Vergangenheit

wurde die FCR durch eine geringe

Anzahl an großen Kraftwerken erbracht. Die

technischen Anforderungen an die FCR-Aktivierung

konnten daher manuell überprüft werden.

Da die FCR zunehmend von einer großen

Anzahl an kleineren Einheiten bereitgestellt

wird, sind manuelle Verfahren in Zukunft keine

praktikable Option. Aus diesem Grund wird in

diesem Artikel ein Konzept für ein automatisiertes

Monitoring der FCR-Erbringungsqualität

im Betrieb vorgestellt.

Bevor jedoch das FCR-Monitoring durchgeführt

werden kann, muss die gemessene Wirkleistung

auf die Fahrplanleistung und die verschiedenen

RL-Produkte aufgeteilt werden, da diese gleichzeitig

bereitgestellt werden können. Dieser Artikel

präsentiert eine Methode zur Trennung verschiedener

RL-Produkte basierend auf dynamischen

Modellen.

Im vorgeschlagenen Monitoringkonzept wird

basierend auf dem FCR-Sollwert ein Toleranzkanal

gebildet, der den zulässigen Bereich für

die FCR-Aktivierung definiert. Dieser Toleranzkanal

wird mittels eines dynamischen Modells

festgelegt, das dem langsamsten Regelleistungserbringer

entspricht, dessen FCR-Aktivierung

noch als konform gilt.

Zur Auswertung von längeren Zeiträumen wird

die tatsächliche FCR-Aktivierung relativ zum

Toleranzkanal normiert. Abschließend werden

die mit dem vorgeschlagenen Monitoringkonzept

erhaltenen Ergebnisse für verschiedene

Arten nicht-konformer FCR-Aktivierung, wie

z.B. begrenzte oder verspätete Erbringung, diskutiert.

l

Authors

Philipp Maucher, M.Sc.

Research Scientist

Prof. Dr.-Ing. Hendrik Lens

Head of Department Power Generation and

Automatic Control

University of Stuttgart – IFK

Stuttgart, Germany

Frequency Containment Reserve (FCR), also

known as primary control reserve, is the fastest

active power reserve (APR) used for system

balancing. In the past, FCR was provided

by a limited number of large units and the

technical requirements on FCR activation

could be monitored by a manual procedure.

Due to the fact that FCR increasingly is provided

by a large number of smaller units,

manual procedures are no viable option for

the future. For this reason, this article describes

an automated concept for monitoring

the quality of the activation of FCR during

operation.

Before FCR monitoring can be carried out,

however, the measured active power has to be

apportioned among the scheduled power and

the different APR products, as they may be

provided simultaneously. This article presents

a method for the separation of different

APR products based on dynamic models.

In the proposed monitoring concept, a tolerance

channel is created based on the FCR setpoint,

defining the admissible range for FCR

activation. This tolerance channel is established

by means of a dynamic model corresponding

to the slowest reserve provider (RP)

whose FCR activation is still considered to be

compliant.

For the purpose of evaluation for longer time

periods, the actual FCR activation is normalized

relative to the tolerance channel. Finally,

the article discusses results obtained with the

proposed monitoring concept for different

kinds of non-compliant FCR activation such

as limited or delayed activation.

1 Introduction

1.1 Motivation

In a power system, production and consumption

must always be in balance. If the

planned production and consumption are

not balanced, the difference is compensated

by the synchronous generators of the

power plants, leading to their deceleration

(consumption > production) or acceleration

(consumption < production) and,

thus, to an according change of the system

frequency. Since the admissible range for

the grid frequency is limited, active power

reserve (APR) must be used for stabilization.

Frequency Containment Reserve

(FCR) is used as the fastest kind of APR,

which mitigates frequency changes quickly

by activating active power proportional to

the grid frequency.

In Europe, FCR is procured by Transmission

System Operators (TSO) as an APR product,

mostly on dedicated markets. In order

to guarantee secure grid operation, the

TSO drafted the definition of technical criteria

for FCR in the EU network codes and

their national implementations, among

which minimum requirements on response

times, dynamic behaviour, accuracy, and

reliability. APR providers may offer FCR by

means of generation units, storage devices,

or loads (reserve providing units) or in

groups of several units (reserve providing

groups). In this article, both reserve providing

units and groups are denoted as reserve

providers (RP). To this end, before a RP can

participate in FCR provision, its compliance

with the criteria above is verified in a socalled

prequalification procedure defined

by the TSO. While this procedure may be

repeated after some time (usually several

years), it is not suitable to monitor whether

the criteria are met during operation. Such

monitoring, however, is a relevant contribution

to creating a level playing field for

the FCR market, as it prevents APR providers

being paid for a service that actually is

not provided at the quality required.

1.2 State of the art

In the past, FCR was provided by a limited

number of large RP. Under such conditions,

it was feasible to perform manual monitoring

of FCR activation, meaning that the

response of RP after relevant frequency

events was analysed by experts of the relevant

TSO based on ex-post data. However,

due to the increasing provision of FCR by

dispersed RP, manual monitoring is no

longer practicable in the future. This is not

only because of the sheer number of RP,

but also because of the large variety of

technologies that may behave quite differently

depending on the mode of operation.

This means that, for some technologies,

the behaviour observed in the prequalification

process demonstrates that the RP is

capable to meet the criteria in principle,

but not necessarily that it always does so

during normal operation. As a consequence,

an automated monitoring concept

for FCR is needed.

45


Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation VGB PowerTech 11 l 2021

The relevant technical requirements for

the activation of FCR in Europe are defined

in §154(7) of the SO-GL [1]:

“In case of a frequency deviation equal to

or larger than 200 mHz, ...

1. at least 50 % / 100 % of the full FCR capacity

shall be delivered at the latest after

15 / 30 seconds.”

2. the activation of the full FCR capacity

shall rise at least linearly from 15 to 30

seconds.”

“In case of a frequency deviation smaller

than 200 mHz, the related activated FCR

capacity shall be at least proportional

with the same time behaviour referred to 1.

and 2.”

The FCR activation shall also not be artificially

delayed.

In order to understand the difference between

prequalification procedures and

FCR in normal operation, it is important to

note that the SO-GL specifies the required

FCR activation exclusively for a frequency

step. This is reflected in prequalification

procedures for FCR providers, e.g. of German

TSO [2]: The compliance of a RP with

the SO-GL is checked by means of FCR setpoint

steps (corresponding to frequency

steps) with a large time interval of 15 min

in between. Consequently, steady state is

achieved between these steps. Hence,

each of the steps can be considered as independent,

allowing for direct application of

the SO-GL. However, for the case of normal

operation, during which the frequency

is constantly changing, the SO-GL requirements

must be adequately transferred

to the case of a constantly changing frequency.

Compared to prequalification requirements,

the automatic monitoring of FCR

activation has not received much attention

yet. Only a few methods have been published

so far, and all of them have limitations,

in particular with respect to the monitoring

of dynamic performance. The German

TSOs presented a monitoring concept

that defines a tolerance channel by applying

the SO-GL requirements directly on the

measured frequency [3]. However, rapid

changes in the frequency lead to undesirable

behaviour of that tolerance channel. In

France, the FCR activation during operation

is checked based on several criteria.

On the one hand, an admissible range is

defined for frequency events (rapid frequency

changes or large frequency deviations)

using a first order transfer function.

On the other hand, the offered FCR gain is

compared with the actual FCR gain during

operation for a longer time period [4]. In

some interconnections of the United States,

the response of individual governors is examined

in order to assess primary frequency

response (PFR), which is the APR that

corresponds to FCR in Europe. However,

this procedure is not feasible for a large

number of RP. In the ERCOT grid, PFR is

monitored using the ratio of the activated

and the expected PFR in different time intervals

(initial and sustained) [5].

The methods mentioned above either do

not check the PFR activation automatically,

not all dynamic aspects, or only based on

rare events. Thus, they are not well suited

for the task mentioned. Hence, a new monitoring

method is required that is able to

evaluate the quality of the stationary and

dynamic FCR activation continuously and

automatically for a large number of RP in

real operation.

Apart from the monitoring as such, a further

challenge is given by the fact that RP

can provide several APR products simultaneously.

However, only one quantity is

measurable: the active power fed into the

grid. As a consequence, there is a need to

apportion this single value to the different

kinds of APR provided. An appropriate

separation of the different kinds of APR is

not a trivial task. We provide a procedure

for the separation that is advantageous

compared to existing ones.

2 Separation of different

APR products

In order to be able to monitor different

kinds of APR products, the actual power

output related to the respective product is

needed as an input, but only the entire

power output of a RP is measurable. While

the EU network codes define requirements

for each single kind of APR, no procedure is

specified that is to be used in order to determine

the power output related to each

APR based on the total power output of a

RP. In fact, this is trivial during prequalification

procedures, as then only the setpoint

of the APR product under consideration

changes while all other components of

the power set-point remain constant. Obviously,

this assumption is not valid during

normal operation. For this reason, this section

provides a method for apportioning

the total measured power output among

scheduled power, FCR, automatic Frequency

Restoration Reserve (aFRR), and manual

Frequency Restoration Reserve (mFRR)

[6], the latter two being further APR products

(also known as secondary and tertiary

control reserve) that are not in the main

focus of this article.

2.1 Status quo and basic idea

The aim of the method is to enable the TSO

to apportion the total power output in order

to avoid further effort for the APR provider

and to ensure equal treatment of all

APR providers and technologies. If the APR

providers were to assign the total power

output, the TSO could not test their procedures

for correctness and reliability. Therefore,

only the following data which the

APR provider transmits to the TSO is available

for the separation of scheduled power,

FCR, aFRR, and mFRR:

––

total power output P act,total ,

––

scheduled power P sched,set ,

––

FCR set-point P FCR,set ,

––

aFRR set-point P aFRR,set ,

––

mFRR set-point P mFRR,set .

In Germany, currently the entire deviation

of the provision of APR is assigned to one

product (aFRR; if no aFRR is offered: FCR;

if neither aFRR nor FCR are offered: mFRR)

[2]. In another approach, the deviation in

the provision of APR is distributed proportionally

to the products, depending on tolerance

permitted for the respective products

[3]. Both methods have the disadvantage

that they assign the deviation of the

provision of APR regardless of the activation

dynamics. In both approaches, a very

small FCR offer and a simultaneously large

aFRR offer cause the FCR to hardly have

any influence on the monitoring so that a

lack of FCR activation cannot be identified.

The separation of the total power output is

carried out on the basis of the transmitted

data under the assumption that the activation

of each of the products can be described

by an appropriate model. These

models are used to estimate the activated

power of each product as a result of the corresponding

set-point. For the sake of validation,

the sum of all model outputs then is

expected to yield the measured power output,

even dynamically.

The structure of the overall model is shown

in F i g u r e 1 . The actual activation for

each of the various products is estimated

from the corresponding set-point using a

dynamic model of the respective activation

so that the sum of all estimated actual activations

corresponds to the estimated total

power output P act,total,est . Data from time

periods in which only one of the inputs is

excited (for example, FCR without a

change in scheduled power, aFRR, and

mFRR activation) can be used to estimate

the corresponding dynamics with system

identification techniques. Then, these estimated

dynamics can be used to identify the

dynamics of a second input, and so forth.

The basic assumption that allows doing

this is that the dynamics of the reaction to

different power set-points can be superimposed.

In addition, an offset P offset will be determined

to take systematic deviations into

P sched,set

P FCR,set

P aFRR,set

P mFRR,set

Σ sched

Σ FCR

Σ aFRR

Σ mFRR

P offset,est

P sched,est

P FCR,est

P aFRR,est

P mFRR,est

P act,total,est

Fig. 1. Activation model-based separation of

APR products.

46


VGB PowerTech 11 l 2021

Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation

account. This offset is assumed to be constant

during a period with constant scheduled

power and mFRR activation. Note that

this procedure does not aim at modelling

the provision of APR with high accuracy.

Rather, the models are used as a pre-processing

step for the monitoring of APR.

2.2 Identification of the activation

models

In order to identify the activation models,

time periods are determined in which the

set-points of those models that have not yet

been identified are constant. Since the FCR

set-point changes continuously, the activation

model for this product is determined

first.

First, time periods are identified in which

the activation of the other products is constant.

Apart from any set-point changes,

the time interval containing the subsequent

activation has to be excluded as well.

This is done based on the activation time

(aFRR: 400 s (activation time of 300s plus

security margin of 100s); mFRR: 900 s;

scheduled power: 150 s from the end of the

ramped set-point change; in the case of a

set-point step, the ramping is estimated).

In order to obtain sufficient data for system

identification of the identified time periods,

only those with a length of at least

300 s are used. Assume that there are several

such time periods T k , where k is an index.

For the actual FCR output P k,FCR,calc , it

is assumed that the other products correspond

exactly to their set-points. For systematic

deviations, an offset P k,offset is also

determined in each time period.

The estimated FCR output P k,FCR,est is calculated

from the FCR set-point P k,FCR,set using

a second-order transfer function G k,FCR (s).

For each period k, P k,offset and G k,FCR (s) are

optimized so that the quadratic error

∑ t∊Tk |P k,FCR,est (t) – P k,FCR,calc (t)| 2 is minimized.

The final transfer function G FCR (s)

is the one from all periods k which has the

median gain. This transfer function represents

the activation model ∑ FCR for the RP

under consideration. It enables the estimated

FCR activation to be determined

over the entire time period.

For the actual aFRR output P aFRR,calc , the

activation model is determined for the

whole period under consideration, because

this achieves better results for real data

than the determination of an activation

model for every period without a change

in scheduled power and mFRR activation.

It is assumed that the scheduled power

and the mFRR activation correspond exactly

to their set-points and the FCR activation

to P FCR,est . The offset is assumed to be

the average offset of all FCR periods, i.e. for

all T k .

The activation model for aFRR, ∑ aFRR , consists

of a rate limit Ṗ aFRR,ratelimit and a second-order

transfer function G aFRR (s). Their

parameters are chosen such that the quadratic

error ∑|P aFRR,est (t) – P aFRR,calc (t)| 2 is

minimized.

As already mentioned in Section , the offset

between two changes in scheduled

power or in mFRR activation is assumed to

be constant. The time periods T l for determining

the offset are those without a

change in both scheduled power and mFRR

activation. For the actual offset P l,offset,calc ,

it is assumed that the scheduled power and

the mFRR activation correspond exactly to

their set-points and the FCR and aFRR activation

to P FCR,est and P FRR,est , respectively.

The offset for each period is then calculated

using the mean value of P l,offset,calc . For

the offset during the changes (scheduled

power or mFRR), it is assumed that this offset

changes with a ramp from the offset of

the previous period to the offset of the following

period. The estimated offset

P offset,est (t) is thus determined for every

point in time.

The time periods T i for determining the

scheduled power are those with a change

in scheduled power. For the actual “activation”

of scheduled power P i,sched,calc , it is assumed

that the mFRR activation corresponds

exactly to its set-point, the FCR and

aFRR activation to P FCR,est and P aFRR,est , and

the offset to P offset,est .

The “activation” of scheduled power

P i,sched,est is calculated from the scheduled

power P i,sched,set using a rate limitation

Ṗ i,sched,ratelimit and a first-order transfer

function G i,sched (s). For each period T i ,

Ṗ i,sched,ratelimit and G i,sched (s) are, again,

chosen so that the quadratic error

∑ t∊Ti |P i,sched,est (t) – P i,sched,calc(t) | 2 becomes

minimal. The model with the median rate

limitation over all models is selected to estimate

the “activation” of the scheduled power.

This dynamic model enables the operating

point P operating to be determined over the

entire time period.

The dynamic model for mFRR activation

P mFRR,est is determined in the same way as

the estimated aFRR activation P mFRR,est , except

that a first-order transfer function is

used and that P aFRR,est , P offset , and P operating

are used for the calculation of P mFRR,calc .

A subsequent update of the calculation of

the dynamic model for aFRR activation is

aFRR in p.u.

0.04

0.02

0

-0.02

-0.04

P aFRR,set

P aFRR,est

P aFRR,act

P aFRR,current

then possible to improve the results. For

this update, all calculated results are used

to calculate P aFRR,calc instead of assuming

that the activation follows the set-point directly.

Otherwise, the procedure remains

the same.

2.3 Distribution of the deviations to the

products

We now have determined all dynamic activation

models shown in F i g u r e 1 . However,

the addition of all estimated product

activations, P act,total,est , does not correspond

to the total power output P act,total , since the

model shown in F i g u r e 1 cannot model

noise. Moreover, the assumption that the

dynamic response is identical over the entire

period is also not completely fulfilled.

Therefore, the deviations have to be assigned

to the APR products FCR, aFRR, and

mFRR.

The total deviation is calculated as

P dev (t) = P act,total (t) – P act,total,est (t).(1)

The chosen methodology apportions P dev

according to the offered FCR P FCR,tot , aFRR

P aFRR,tot , mFRR P mFRR,tot , and the total offered

APR

P APR,tot = P FCR,tot + P aFRR,tot + P mFRR,tot . (2)

6500 7000 7500 8000 8500 9000 9500 10000

Consider the following example for the final

aFRR activation P aFRR,act :

P aFRR,act (t) = P aFRR,est (t) + P dev (t)∙ _______

P aFRR,tot

P APR,tot

(3)

These quantities then can be used as input

values for the monitoring procedure

(which is described for FCR in Section 3).

The results for aFRR can be compared with

the separation method currently used by

German TSO [2]. For this reason, the results

of both methods are compared in

F i g u r e 2 . The current method assumes

that all products, except aFRR, are activated

instantaneously and exactly. Hence, all

deviations, especially changes of the setpoint

due to the schedule of the plant, are

fully assigned to aFRR. As a consequence,

this method causes large deviations in

what is considered as actual aFRR provision

during changes in other products, post

in s

Fig. 2. Estimated (est) and final (act) output of aFRR and current method for separation.

47


Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation VGB PowerTech 11 l 2021

sibly leading to unjustified cases of noncompliance

detection. For example, consider

the black line at about 7100 seconds.

As the green line shows, the proposed

methodology provides much smoother results

such that non-compliance detection

becomes more reliable and less challengeable.

This is because the proposed methodology

takes the dynamics of the activation

of other APR products and of schedule

changes into account.

3 FCR monitoring

This section presents a monitoring concept

for FCR provision during operation

which was originally presented in [7]. In

the developed concept, dynamic tolerance

channels are defined on the basis of

the frequency. The evaluation of the compliance

with the tolerance channel is performed

using normalization. The monitoring

concept therefore is called “Dynamic

Normalization Methodology” (DNM). Section

explains the initial situation for FCR

monitoring. In Sections 3.2 to 3.4, the tolerance

channel formation and the implementation

of minimum tolerance channel

widths are presented. Section 3.5 presents

the evaluation of the tolerance channel results

for a longer time period. Finally, the

results for different non-compliant FCR activations

are shown in Section 3.6. In this

section, power is stated in p.u. with the offered

FCR being the base value.

3.1 Initial situation

F i g u r e 3 a shows an FCR set-point curve

resulting from a real frequency measurement

(blue). The figure also shows the corresponding

FCR activation by a generic

pumped storage power plant model

(black).

In this context, it is assumed that the FCR

activation has already been separated from

the schedule of the RP and from possible

other types of APR according to the procedure

described in Section . As already discussed,

due to the fact that the frequency

changes continuously, it is not straightforward

to apply the criteria of the regulatory

framework mentioned in Section , in order

to determine whether the observed FCR

activation is compliant. In contrast to a full

activation time for a step-change, frequency-dependent

tolerance channels that correspond

to the admissible range of actual

FCR activation could be used for arbitrary

frequency signals. To this end, the following

subsections present a method for defining

such tolerance channels.

3.2 Tolerance channel

In the proposed method, a distinction is

made between two different bounds for

FCR activation: an upper and a lower

bound. The bounds can be considered as

“fast” or “slow”, depending on the direction

(positive or negative) of the change of the

FCR in p.u.

FCR in p.u.

FCR in p.u.

0.4

0.2

0

0.4

0.2

0

0.4

0.2

0

a)

b)

c)

FCR set

FCR activation

5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600

FCR set

LB DNM

UB DNM

FCR activation

FCR set-point. The procedure for a positive

FCR set-point change is described below. In

this case, the upper bound follows the setpoint

without delay and, thus, corresponds

to the fast bound. For the lower bound, the

FCR set-point is delayed by a dynamical system

∑ (slow bound). The slow bound grants

the RP adequate time to activate the requested

reserve power. In the case of a negative

FCR set-point change, the relationship

is reversed: the lower bound then becomes

the fast bound and the upper bound corresponds

to the slow bound.

The definition of a dynamical system is

needed in order to generalize the requirements,

which are defined in the SO-GL for

a frequency step only, to arbitrary frequency

signals. The underlying assumption of

choosing a linear dynamical system is

that the FCR activation of the RP behaves

t in s

5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600

FCR set

LB DNM (final)

UB DNM (final)

FCR activation

t in s

5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600

Fig. 3. a) FCR set-point and FCR activation.

b) FCR set-point, FCR activation, and tolerance channel without minimum tolerance

channel width.

c) FCR set-point, FCR activation, and final tolerance channel.

t in s

as a linear system, which is approximately

true in particular for slower technologies

such as thermal power plants. However,

the definition of the requirements in the

SO-GL does not correspond to the step response

of any linear system. For that reason,

we propose the following linear system

of third order with an output time delay

T d =10 s:

(4)

x = [P out Ṗ out Ṗ . out] T (5)

u = P FCR,set (6)

y = P out (7)

48


VGB PowerTech 11 l 2021

Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation

F i g u r e 4 shows the minimum requirements

(black) according to SO-GL and the

slower bound P SB = P out defined by (4) to

(7) (red) for a positive FCR set-point step

(blue). That slower bound corresponds to

the lower bound for FCR activation. As

F i g u r e 4 shows, the step response of this

system is an approximation of the SO-GL

requirements. In particular, it is less strict

for t > 15 s, in order to avoid unjustified

detection of non-compliant provision of

FCR. The under-fulfilment granted between

30 and 50 s is acceptable, since most

RP cannot exactly achieve the set-point due

to noise (see Section 3.3). In addition, a

large part of the FCR has already been activated,

which is why the slight under-fulfilment

that is granted is not decisive for system

stability. It may seem that the slow

bound is overly strict for 10 s < t < 15 s, as

the slow bound is above the minimum requirement.

However, note that the SO-GL

also specifies that an artificial delay is not

permitted. To our knowledge, there is no

RP that has a technically justified reaction

time greater than 10 s after which it is able

to increase FCR provision from 0 to 50 %

within only further 5 s. Hence, the definition

of the slow bound in (4) to (7) can be

considered to be compatible with the SO-

GL. Note that choosing a dynamical system

with a time delay of 15 s would result in a

reduction of the slow bound and, as a consequence,

in significant under-fulfilment of

the resulting slow bound, which would be

deemed unacceptable with respect to system

stability.

So far, we have discussed a single step

change of the FCR set-point in one direction.

However, the FCR set-point in real

grid operation changes permanently and

with frequently changing direction. In order

to clarify the influence of changes in

different directions on the tolerance channel,

these are shown in F i g u r e 5 a by

several step changes in different directions

at an interval of 30 s. In contrast to the prequalification

procedure (step changes in

different directions at an interval of 15 min

[2]), the slow bound does not reach steady

state after this time. It becomes clear

from F i g u r e 5 a that, when the upper

bound changes from fast to slow bound after

60 s (due to the negative set-point step),

there is an undesired step in the upper

bound. This is due to the fact that the slow

bound has not yet reached the FCR setpoint

before the negative set-point step

takes place.

In order to correct this undesired behaviour,

the dynamic system ∑ is duplicated

such that the output values of ∑ UB and ∑ LB

are used for the upper and the lower

bound, respectively. ∑ UB and ∑ LB then are

reinitialized to a steady state corresponding

to the current FCR set-point P FCR,set .

Thus, both systems are identical in terms of

their parameters, but after a reinitialization

their output variables differ because

FCR in p.u.

1.5

1

0.5

0

-10 0 10 20 30 40 50 60

different histories of the FCR set-point are

taken into account.

The reinitialization is carried out at time t r

for the upper bound if

P out,UB (t r ) ≤ P FCR,set (t r ) ∧ Ṗ FCR,set (t r ) = P FCR,set (t r ) ∧ Ṗ FCR,set (t r ) >0,

(9)

where P out,UB and P out,LB are the outputs of

∑ UB and ∑ LB , respectively.

The reinitialization at time t r is performed

by setting the current and past state vector

x of ∑ UB/LB to

x(t≤t r ) = [P FCR,set (t r ) 0 0)] T (10)

t in s

FCR set

Slow bound defined by (4)-(7)

Requirements SO-GL

Fig. 4. Step response of the dynamical system for a positive FCR set-point step and SO-GL

requirements [1].

FCR in p.u.

FCR in p.u.

1.5

1

0.5

0

1.5

1

0.5

0

0 20 40 60 80 100 120 140 160

a)

b)

t in s

0 20 40 60 80 100 120 140 160

t in s

FCR set

LB DNM

UB DNM

FCR set

LB DNM

UB DNM

Fig. 5. a) Upper (UB) and lower bound (LB) of FCR activation for fast FCR set-point steps

(30 seconds).

b) Upper (UB) and lower bound (LB) of FCR activation for fast FCR set-point steps with

reinitialization.

This state vector corresponds to a steady

state P out = P FCR,set for the input P FCR,set .

Moreover, setting also the values for

the past means that the output of ∑ UB/LB ,

i.e. the respective bound, is retained at

P FCR,set (t r ) until t r + T d , even if P FCR,set (t)

changes, as long as the reinitialization conditions

(8) and (9) are not met (which

would again cause a reinitialization).

F i g u r e 5 b shows the effect of reinitialization

on the tolerance channel. After 60 s,

condition (8) is true and a reinitialization

takes place. The state of ∑ UB is set to the

FCR set-point of the current time step. This

allows the RP appropriate reaction time for

the power reduction.

F i g u r e 3 b shows the tolerance channel

for the FCR set-point curve from F i g u r e

3a. The upper and lower bound P UB/LB,0 (t)

49


Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation VGB PowerTech 11 l 2021

result from the maximum (UB) or minimum

(LB) from P FCR,set (t) (fast bound) and

P out,UB/LB (t) (slow bound). The reinitializations

become visible at maximum and minimum

values of the FCR set-point. The resulting

tolerance channel is as desired. The

FCR activation of the pumped storage power

plant is also shown. Although the tolerance

bounds are violated in a few time

steps, FCR activation by the RP is compliant

in general. The violations can be traced

back to noise in the power activation,

which occurs in real operation due to disturbances

in the process (e.g. pressure

surges in pumped storage power plants,

fuel inhomogeneities in steam power

plants, etc.). To allow for a realistic evaluation

of the monitoring methodology, noise

was added to the FCR activation of the

power plant model.

3.3 Minimum tolerance channel width

According to (4) to (10), time periods with

almost no frequency change cause the tolerance

channel bounds to converge. As a

result, noisy RP would be classified as noncompliant

without reasonable justification,

especially in times with small frequency

changes.

A minimum tolerance channel width can

allow for a certain amount of noise (up to

5 % of the offered FCR). The upper and

lower bound with minimum tolerance

channel width P UB/LB,5 are calculated as

P UB,5 (t) = max(P UB,0 (t); P MV,0 (t) + 0.05;

P FCR,set (t)+0.05)(11)

P LB,5 (t) = min(P LB,0 (t); P MV,0 (t) – 0.05;

P FCR,set (t) – 0.05) (12)

where P UB/LB,0 is the upper / lower bound

without minimum tolerance channel width

as calculated according to Section and

P MV,0 (t) = 1 _

2

∙ (P UB,0 (t) + P LB,0 (t)).(13)

The minimum tolerance channel width

provides a minimum distance both to P MV,0 ,

which ensures that slow RP do not violate

the tolerance channel bounds only due to a

small amount of noise, and to P FCR,set (for

fast RP).

Due to the definitions in (11) and (12),

however, there is a rapid transition from

the slow bound with minimum tolerance

channel width to the slow bound without

minimum tolerance channel width in the

case of rapid FCR set-point changes (see

red dotted line in Figure 6 after 0 s as an

example). These rapid changes could lead

to measured values outside the tolerance

channel, which would therefore be considered

non-compliant, if the FCR activation

was previously in the lower (positive setpoint

step) or upper (negative) range of

the tolerance channel. Therefore, in (14)

and (15), the difference between the

bounds of the tolerance channels with and

without minimum tolerance channel

FCR in p.u.

1.5

1

0.5

0

-10 0 10 20 30 40 50 60

width, i.e. P UB,5 – P UB,0 , is delayed by the

1

transfer function G(s) = ______ in order

(0.5.s+1) 3

to smooth the transition:

∆P UB,del (s) = G(s) ∙ (P UB,5 (s) – P UB,0 (s))

(14)

∆P LB,del (s) = G(s) ∙ (P LB,5 (s) – P LB,0 (s))

(15)

Since the tolerance channel should not be

narrowed by this delay, an additional maximum/minimum

calculation is carried out

with P UB,LB,5 (t) in order to arrive at the final

definitions for the upper and lower bound:

P UB,f (t) = max(P UB,5 (t); P UB,0 (t) +

∆P UB,del (t)) (16)

P LB,f (t) = min(P LB,5 (t); P LB,0 (t) +

∆P LB,del (t)) (17)

F i g u r e 6 displays the lower bounds P LB,5 ,

resulting from (12), and P LB,f , including the

additional transition and resulting from

(17). It can be seen that the sudden change

in P LB,5 is smoothed by the transition such

that the RP is granted sufficient reaction

time.

F i g u r e 3 c shows the final tolerance channel

for the FCR set-point shown in F i g u r e

3 a . Now, all data points are within the tolerance

channel, since the new tolerance

bounds allow for a certain level of noise.

3.4 Consideration of a frequency filter

This section deals with the optional consideration

of a possible frequency filter by a

t in s

FCR set

LB DNM (final)

UB DNM (final)

LB DNM (min. tol)

UB DNM (min. tol)

Fig. 6. Minimum tolerance channel width with (final) and without transition (min. tol) for a FCR setpoint

step.

∆f

1

1 + T F s

Low pass filter

Fig. 7. Moving dead band according to [8].

modification of the FCR set-point P FCR,set .

Due to space limitations, only the regulatory

framework and implementation are discussed

here and no simulation results

are shown. The tolerance channels in the

previous sections have been calculated

without taking any frequency filter into account.

According to Annex V SO-GL, a combined

effect of inherent frequency response insensitivity

and a possible frequency response

dead band of 10 mHz is permissible

for the provision of FCR [1]. This

should also be taken into account in the

context of monitoring. Therefore, the effects

of a 10 mHz moving dead band (assuming

no inherent frequency response

insensitivity) on FCR monitoring is considered

and the monitoring procedure is

adjusted accordingly. F i g u r e 7 shows

a typical dead band reported to be used

in conventional power plants [8]. Typical

parameters for the provision of FCR

are:

––

Dead band: c F =10 mHz

––

Filter time constant: T F =30 up to 600 s

For FCR monitoring, filter time constants

between T F =30 s and T F =100 s (common

range) are considered.

In order to create a tolerance channel that

takes a possible frequency filter into account,

the set-point that is used as input for

the calculation of the bounds by (4) – (10)

is calculated from the following FCR setpoints:

––

P FCR,set (∆f), based on the actual frequency

deviation,

ε E

C F

Dead band

ε A

∆f M

∆f A

50


VGB PowerTech 11 l 2021

Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation

––

P FCR,set (∆f A30/100 ), based on the the frequency

deviation filtered by a moving

dead band with T F =30 s or 100 s,

as follows:

P FCR,set,UB = max(P FCR,set (∆f);

P FCR,set (∆f A30 ); P FCR,set (∆f A100 )) (18)

P FCR,set,LB = min(P FCR,set (∆f);

P FCR,set (∆f A30 ); P FCR,set (∆f A100 )) (19)

Thus, the set-point is not necessarily identical

for the two bounds. These set-points

then can be used as inputs for ∑ UB and ∑ LB

without any further modification of the

procedure described in the previous sections.

3.5 Evaluation of the tolerance channel

for a longer time period

The tolerance channels presented in Section

and 3.3 can be used to check whether

the activation of FCR is compliant at the

respective time step. For a product period

of the FCR activation (four hours since 1

July 2020), however, an overall evaluation

of the compliance of FCR activation is difficult.

Therefore, this section proposes an

evaluation method for longer time periods.

The aim of the evaluation is to summarize

the results for a longer time period in

a clear graph. The evaluation method

should also indicate the type of non-compliance.

As a first step, the results of the former sections

are normalized. This allows a comparison

of FCR activation at different time

steps and with different tolerance channel

widths. It is useful to define a reference

value for the representation in a graph. In

this case, the mean value of the final tolerance

channel P MV,f = 0.5∙(P UB,f + P LB,f ) is

used for this. This value also provides information

about the expected FCR activation

and is therefore helpful for the determination

of the type of non-compliance in

the further process.

When normalizing the deviation of the

FCR activation P FCR,act , its difference to the

mean value of the final tolerance channel

P MV,f is normalized to half the final tolerance

channel width:

d norm = ___________

P FCR,act – P MV,f

(20)

P MV,f – P LB,f

The normalized deviation d norm enables

the following classification for each measured

value P FCR,act :

––

|d norm (t)|>1: larger than upper

(d norm (t)|>1) or smaller than lower

bound (d norm (t)1, the value of

d norm (t) gives an indication on how severe

the non-compliance is.

F i g u r e 8 a shows the evaluation of the

pumped storage power plant for a time period

of four hours without considering a

frequency filter. The mean values of the final

tolerance channel P MV,f are plotted on

the x-axis and the associated values of the

normalized deviation d norm on the y-axis.

Since the RP complies with FCR requirements,

all values are within the range

[–1,1].

3.6 Results for different non-compliant

FCR activations

This section presents the evaluation graphs

for various types of non-compliance with

the SO-GL requirements (F i g u r e 8 b )

and explains how these can be assigned using

the graphs. The graphs are only intended

to provide a qualitative overview and

are therefore shown without axes labels.

The axes are identical to F i g u r e 8 a .

The graph at the top left shows delayed FCR

activation. In this case, violations of the tolerance

channel occur for all mean values of

Normalized deviation

Mean value (final)

Bounds of tolerance channel

Under-fulfilled

Limited activation

Fig. 8. a) Evaluation for a longer time period.

b) Evaluation for different types of non-compliance with FCR requirements.

the final tolerance channel, since delayed

activation is independent of the mean value.

In the graph at the top right, FCR activation

is insufficient. The gain factor of FCR

activation in the model of the RP is at 80 %

of the required gain. In this case, there are

no violations of the tolerance channel in

the case of absolute mean values that are

very small, since the impact of the gain remains

within the tolerance channel width.

In the case of large absolute mean values,

however, violations can be observed. Due

to the gain being too small, the result is a

straight line sloping down to the right.

At the bottom left, a superimposition of

under-fulfilment with subsequent over-fulfilment

(120 % of the required gain) can be

seen. This results in an “X”-shape in the

graph as the under-fulfilment is superimposed

with a straight line from the overfulfilment

that is inclined to the lower left.

In the last case, the FCR activation is limited

to 10 % of the offered FCR in both directions.

It can be seen that the activation is

compliant for absolute mean values below

0.1. For larger absolute mean values, the

deviations increase rapidly, since the FCR

activation is not increased or decreased further.

The results in F i g u r e 8 b show that the

evaluation method is able to distinguish

different cases of non-compliance.

51


Dynamic monitoring of Frequency Containment Reserve activation VGB PowerTech 11 l 2021

4 Conclusion

In this article, a methodology for the separation

of the scheduled power, FCR, aFRR,

and mFRR is presented, which is necessary

to extract the activation of each product in

order to use it for monitoring. For this purpose,

a dynamic activation model is determined

for each product, solely based on

measurement data, which models the provision

in the best possible way. Results for

available real data show deviations from the

real behaviour, but they are significantly

more precise and adequate than previous

methods.

The part of the “Dynamic Normalization

Methodology” (DNM) monitoring concept

presented here enables automatic monitoring

of FCR activation during operation. It

overcomes shortcomings of existing proposals,

in particular with respect to the dynamic

requirements for FCR activation. For

this purpose, tolerance channels are

formed based on the slowest permitted reaction

of a RP. In order to allow for a certain

level of noise in the output power of

the RP, a minimum tolerance channel

width is introduced. A possible frequency

filter can also be taken into account by adjusting

the FCR set-point for the respective

bound. In the subsequent evaluation of the

results with a normalization, a clear representation

of the quality of FCR activation

for longer time periods is made possible.

This allows conclusions to be drawn about

the type of non-compliance.

The methods presented are currently being

tested with real data by TransnetBW

(TSO).

References

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ULATION (EU) 2017/1485 – of 2 August 2017

– establishing a guideline on electricity transmission

system operation, 2017. [Online].

Available: https://​eur-lex.europa.eu​/​legal-​

content/​EN/​TXT/​PDF/​?​uri=​

CELEX:32017R1485&​from=​LT

[2] 50hertz, amprion, Tennet, TransnetBW, Revised

prequalification requirements (FCR,

aFRR, mFRR) [in German], 2020. [Online].

Available: https://​www.regelleistung.net​/​

ext/​download/​PQ_​Bedingungen_​FCR_​

aFRR_​mFRR

[3] 50hertz, amprion, Tennet, TransnetBW, Revised

rules for the determination of instantaneous

balancing power [in German], 2018.

[Online]. Available: https://​www.regelleis

tung.net​/​ext/​download/​Konsultation_​

Regelleistungsistwerte

[4] RTE,“Règles Services Système Fréquence,

2018. [Online]. Available: https://​www.

services-rte.com​/​files/​live/​sites/​services-​

rte/​files/​pdf/​role-​gestionnaires/​20181026_​

Regles_​services_​systeme_​frequence.pdf

[5] NERC, Reliability Guideline – Primary Frequency

Control, 2019. [Online]. Available:

https://​www.nerc.com​/​comm/​OC/​RS_​

GOP_​Survey_​DL/​PFC_​Reliability_​Guideline_​rev20190501_​v2_​final.pdf

[6] P. Maucher and H. Lens, Monitoring

the Compliance of Balancing Reserves Power

with the System Operation Guideline

of Continental Europe, Submitted for presentation

at IEEE International Conference

on Communications, Control, and

Computing Technologies for Smart Grids,

2021.

[7] P. Maucher and H. Lens, Monitoring the

Compliance of Frequency Containment Reserves

Activation with the System Operation

Guideline of Continental Europe, in ETG-Kongress,

virtual, 2021.

[8] T. Weissbach and E. Welfonder, Frequenzfilterung

bei der Primärregelung – Vor- und

Nachteile für den Kraftwerks- und Netzbetrieb,

in VGB-Konferenz „Elektrotechnik,

Leittechnik, Informationsverarbeitung“

(KELI), Dresden, 2010.

l

VGB-Standard

Einphasig gekapselte Generatorableitung

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

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

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

erstellt.

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

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

Modifizierung, Betrieb und Instandhaltung von einphasig gekapselten Generatorableitungen

und deren Nebenanlagen zu erstellen.

Als wesentliche Grundlage wurde der Abschlussbericht „Heutige Generatorableitungen in Deutschland

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

berücksichtigte damalige Erkenntnisse, schloss Lücken der Regelwerke und schaffte damit

konkrete Voraussetzungen für die Erarbeitung von detaillierten objektspezifischen Unterlagen seit

den 1980er Jahren.

VGB-Standard

Einphasig gekapselte

Generatorableitung

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

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

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

kostengünstige Generatorableitungen.

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

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

die Qualitätssicherung definiert.

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

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

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

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

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

52


VGB PowerTech 11 l 2021

Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1

Der Weg des KKM in die Stilllegung

Teil 1: Vorbereitung und Rahmenbedingungen

Ulrich Bielert, Rezsö Jakab, Stefan Klute und Martin Saxer

Abstract

The KKM’s path to decommissioning

Part 1: Preparation and framework

conditions

The Mühleberg nuclear power plant (KKM) finally

ceased operations on December 20, 2019.

Following this date several plant modifications

were performed to prepare the site for decommissioning.

On September 15, 2020 KKM became

the first commercial Swiss nuclear power

plant (NPP) to be decommissioned and dismantled.

The decommissioning of the Mühleberg

nuclear power plant is therefore a pioneering

project for BKW and for Switzerland as a whole

and is also attracting attention in the Swiss

media.

With this two-part report, we want to describe

the processes which led to the shutdown of the

plant and the following decommissioning from

the perspective of the people involved at KKM

and summarize some of the lessons learned on

this path. In the first part of the report we will

explain how the decision to shut down KKM

came about, how BKW positioned itself to cope

with the legal and organizational issues involved,

and which safety cases had to be provided.

In the second part of the report we will

describe the technical systems which were built

to prepare for a safe and efficient dismantling.

We will also describe the operational processes

which were introduced to manage the dismantling

processes.

l

Autoren

Dr. Ulrich Bielert

Rezsö Jakab

Stefan Klute

Martin Saxer

BKW Energie AG

Kernkraftwerk Mühleberg

Mühleberg, Schweiz

Das Kernkraftwerk Mühleberg (KKM) hat

am 20. Dezember 2019 den Leistungsbetrieb

endgültig eingestellt. Nach der Etablierung

des technischen Nachbetriebs erfolgte am 15.

September 2020 die endgültige Außerbetriebnahme.

Seitdem befindet sich das Kraftwerk

in der Stilllegung.

Das Kernkraftwerk Mühleberg ist damit das

erste kommerzielle Kernkraftwerk in der

Schweiz, das stillgelegt und zurückgebaut

wird. Die Stilllegung des Kernkraftwerks

Mühleberg hat für die BKW wie auch für die

gesamte Schweiz Pioniercharakter und findet

eine große Aufmerksamkeit in den Schweizer

Medien.

Mit dem vorliegenden zweiteiligen Bericht

wollen wir die Hintergründe für die Außerbetriebnahme

und Stilllegung der Anlage aus

der Sicht der Belegschaft des KKM schildern

und unsere Erfahrungen auf dem Weg in die

Stilllegung weitergeben. Im ersten Teil des

Berichts legen wir dar, wie es zum Entscheid

zur Stilllegung des KKM kam, wie die BKW

sich aufgestellt hat, um die Stilllegung des

KKM zu bewältigen, welche rechtlichen und

organisatorischen Fragen zu klären und welche

Nachweise zu erbringen waren. Im zweiten

Teil beschreiben wir die technischen

Nachrüstungen während der Etablierung des

technischen Nachbetriebs sowie die neu eingeführten

Arbeitsverfahren zur Abwicklung

der Stilllegungsarbeiten.

1 Einleitung

Am 29. Oktober 2013 hat der Verwaltungsrat

der BKW entschieden, dass KKM nur bis

Ende 2019 weiter zu betreiben und es danach

aus unternehmerischen Gründen außer

Betrieb zu nehmen [1]. Unmittelbar

nach dieser Entscheidung begann die BKW

mit den notwendigen Vorbereitungsarbeiten.

Am 20. Dezember 2019 erfolgte die

endgültige Einstellung des Leistungsbetriebs

(EELB) [2] und anschließend begann

die Etablierung des technischen

Nachbetriebs (ETNB), um die Voraussetzungen

für eine sichere und wirtschaftliche

Stilllegung des KKM zu schaffen. Die

ETNB konnte termingerecht am 15. September

2020 mit der endgültigen Außerbetriebnahme

(EABN) abgeschlossen werden

[3]. Seitdem befindet sich das Kraftwerk

offiziell in der Stilllegung.

Das Kernkraftwerk Mühleberg ist damit

das erste kommerzielle Kernkraftwerk in

der Schweiz, das endgültig außer Betrieb

genommen wurde und zurückgebaut wird.

Daher waren zu Beginn der Vorbereitungsarbeiten

viele Fragen auch in Bezug auf die

Interpretation des anzuwendenden Regelwerks

offen. Die Stilllegung des Kernkraftwerks

Mühleberg hat für die BKW wie auch

für die gesamte Schweiz Pioniercharakter

und findet auch eine große Aufmerksamkeit

in den Schweizer Medien.

Mit dem vorliegenden ersten Teil des Berichts

wollen wir die Hintergründe für die

Außerbetriebnahme und Stilllegung der

Anlage aus der Sicht der Belegschaft des

KKM schildern und unsere Erfahrungen

auf dem Weg in die Stilllegung weitergeben.

Entsprechend werden wir im Folgenden

darlegen, wie es zum Entscheid zur

Stilllegung des KKM kam, wie die BKW sich

aufgestellt hat, um das Pionierprojekt der

Stilllegung eines Kernkraftwerks in der

Schweiz zu bewältigen, welche rechtlichen

und technischen Fragen zu klären waren

und was wir daraus gelernt haben. Der Bericht

wurde rund ein Jahr nach der EABN

verfasst. Einerseits hatten wir damit die

Gelegenheit, Erfahrungen mit den neu installierten

Systemen und den neuen Aufgaben,

Prozessen und Organisationsstrukturen

zu sammeln, andererseits ist die Erinnerung

an den Weg, der uns in die

Stilllegung führte, noch frisch.

2 Der Entscheid zur Stilllegung

des KKM

Ende des ersten Jahrzehnts des 21. Jahrhunderts

erlebte die Kernenergie in der

Schweiz eine Renaissance, die zur Initiierung

der Planung für mehrere Neubauprojekte

in der Schweiz führte. So wurde am 4.

Dezember 2008 ein Rahmenbewilligungsgesuch

für den Bau eines neuen Leichtwasserreaktors

in Niederruntigen (also in unmittelbarer

Nähe zum bestehenden Kernkraftwerk

Mühleberg) gestellt, zu dem das

Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat

(ENSI) – die Aufsichtsbehörde über

die Kernanlagen in der Schweiz – im September

2010 eine positive Stellungnahme

veröffentlichte [4] und das auch bei der

Bevölkerung des Kantons Bern eine breite

53


Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1 VGB PowerTech 11 l 2021

Zustimmung fand. Diese Entwicklung kam

am 11. März 2011 mit dem Tohoku-Erdbeben

[5] und dem darauffolgenden Reaktorunfall

von Fukushima zu einem abrupten

Ende [6].

Die Ereignisse in Japan hatten auch große

Auswirkungen auf die bestehenden

Schweizer Kernkraftwerke. Unmittelbar

nach dem Unfall forderte das ENSI eine

Überprüfung der Auslegung der bestehenden

Anlagen [7]. Dafür legte das ENSI die

Randbedingungen für die Nachweisführung

neu fest [8]. Noch während der Überprüfung

der Auslegung wurden vom ENSI

erste Nachrüstmaßnahmen und zusätzliche

Nachweise gefordert [9].

Die von der Aufsichtsbehörde angeordnete

Überprüfung der Auslegung ergab, dass

die Schweizer Kernkraftwerke die Anforderungen

erfüllten. Alle erforderlichen

Nachweise konnten innerhalb des vorgegebenen

engen Zeitrahmens erbracht werden

[10, 11]. Trotzdem stellte das ENSI im weiteren

Verlauf verschiedene Nachrüstforderungen.

In der „Sicherheitstechnischen Stellungnahme

zum Langzeitbetrieb des Kernkraftwerks

Mühleberg“ [12] formulierte das

ENSI verschiedene Forderungen als Voraussetzungen

für einen unbefristeten

Langzeitbetrieb.

Die beiden großen Nachrüstthemen „zusätzliche

Kühlwasserversorgung“ und „Verbesserung

im Bereich der Brennelementlagerbecken“

waren damit endgültig zu den

Schlüsselthemen für einen allfälligen

Langzeitbetrieb des KKM geworden.

Unter hohem Zeitdruck wurden im Folgenden

im Projekt DIWANAS (Diversitäre

Wärmesenke und Nachwärmeabfuhrsystem)

verschiedene Nachrüstkonzepte erarbeitet.

Die ersten Nachrüstkonzepte wurden

der Aufsichtsbehörde Mitte 2012 eingereicht

und gleichzeitig die Konzeptfreigabe

beantragt. Bei der weiteren Ausarbeitung

der Konzepte kam es mehrmals

zu Änderungen. Dabei zeigte sich insbesondere,

dass die ursprünglichen Annahmen

zu den Nachrüstkosten zu optimistisch

waren.

Aus den Diskussionen über die Realisierung

der für einen Langzeitbetrieb erforderlichen

Nachrüstungen resultierten

schließlich drei Varianten:

––

Weiterbetrieb bis 2017 ohne Umsetzung

größerer Nachrüstprojekte

––

Weiterbetrieb bis 2019 mit Umsetzung

der Nachrüstprojekte in einem reduzierten

Umfang

––

Unbefristeter Weiterbetrieb (im Rahmen

der Schweizer Gesetzgebung, das heißt

solange die Anlage sicher betrieben werden

kann) mit einer vollständigen Umsetzung

aller Nachrüstprojekte

Auf Basis der erstellten Projektunterlagen

erfolgte die betriebswirtschaftliche Bewertung

der drei Varianten. Nach Abwägung

aller Chancen und Risiken sowie unter Berücksichtigung

der erwarteten Entwicklung

des Strommarkts entschied der Verwaltungsrat

am 29. Oktober 2013, die vollständigen

Nachrüstprojekte aus unternehmerischen

Überlegungen nicht umzusetzen,

sondern das Kernkraftwerk nur

bis 2019 zu betreiben. An dieser Stelle

möchten wir betonen, dass zum Zeitpunkt

der Entscheidung eine technisch umsetzbare

und genehmigungsfähige Projektvariante

für den unbefristeten Weiterbetrieb

vorlag.

Im Hinblick auf einen befristeten Weiterbetrieb

des KKM bis 2019 verfügte das ENSI

am 14. November 2013 die nachfolgenden

Forderungen 1 [13, 14]:

––

Erstellung von Unterlagen zur endgültigen

Außerbetriebnahme in 2019

––

Erstellung eines Konzepts zur Berücksichtigung

der Materialalterung von mechanischen

Komponenten der Sicherheitsklasse

SK4 (*)

––

Austausch von 1E-Kabeln der Sicherheitssysteme

im Reaktorgebäude (*)

––

Aktualisierung der thermohydraulischen

und bruchmechanischen Analysen

zum Integritätsnachweis des Reaktordruckbehälters

(*)

––

Nachweis ausreichender Sicherheitsmargen

für den Kernmantel ohne Umsetzung

des Instandhaltungskonzepts (*)

––

Erstellung eines Konzepts zur Überprüfung

des Materialzustands des Primärcontainments

an unzugänglichen Stellen

(*)

––

Aktualisierung der Sicherheitsnachweise

für verschiedene Störfälle (*)

––

Sicherheitstechnische Bewertung der

Nachrüstung einer diversitären, automatischen

Auslösung der Sicherheitsfunktion

„Kühlmitteleinspeisung in den RDB 2 “

(*)

––

Sicherheitstechnische Bewertung der

Nachrüstung einer automatischen Auslösung

der Reaktorschnellabschaltung bei

hohem RDB-Füllstand sowie weiterer diversitärer

Maßnahmen zur Sicherstellung

des Überspeisungsschutzes des RDB

(*)

––

Umsetzung von Maßnahmen zur Reduktion

von potenziellen, seismisch bedingten

Leckagen aus dem Bereich des Brennelementlagerbecken-Kühlkreislaufs

––

Nachrüstung eines zusätzlichen, erdbebenfesten

Anschlusses im SUSAN-Kühlwassersystem

3 für den Einsatz mobiler

Pumpen

––

Umsetzung von Maßnahmen zur Reduktion

der Gefährdung aufgrund von erdbebeninduzierter

Überflutung

1

Bereits bestehende Forderungen oder darauf

basierende Forderungen sind mit einem Stern

(*) gekennzeichnet

2

RDB – Reaktordruckbehälter

3

SUSAN – Spezielles Unabhängiges System zur

Abfuhr der Nachzerfallswärme. Nachrüstung

von Notstandssystemen im KKM

––

Nachrüstung einer zusätzlichen, von der

Aare unabhängigen Kühlwasserversorgung

für die SUSAN-Notstandssysteme

––

Aufzeigen, dass auch ohne Realisierung

der zusätzlichen, erdbebenfesten und

überflutungssicheren sowie von der Aare

unabhängigen Kühlwasserversorgung

ein ausreichender Sicherheitsgewinn für

die verbleibende Betriebszeit erzielt werden

kann

––

Aufzeigen, dass auch ohne Realisierung

eines zusätzlichen Nachwärmeabfuhrsystems

ein ausreichender Sicherheitsgewinn

für die verbleibende Betriebszeit

erzielt werden kann

––

Aufzeigen, dass auch ohne Realisierung

eines erdbebenfesten und überflutungssicheren

Brennelementlagerbecken-

Kühlsystems ein ausreichender Sicherheitsgewinn

für die verbleibende Betriebszeit

erzielt werden kann

––

Durchführung einer erweiterten Analyse

zur Auswirkung von Bränden und Überflutungen

im Reaktorgebäude

––

Aufzeigen, dass alle angemessenen Maßnahmen

zu einer weiteren Verminderung

der Gefährdung durch Brände und

Überflutung getroffen wurden

Die aufgeführten Forderungen wurden alle

fristgerecht bearbeitet, der Aufsichtsbehörde

eingereicht und von dieser akzeptiert.

3 Das Projekt Stilllegung

Schon während der Ausarbeitung der vorstehend

geschilderten Nachrüstprojekte

wurden parallel auch Überlegungen zu einer

möglichen Stilllegung des KKM im

Sinne einer Eventualplanung durchgeführt.

Mit dem Entscheid, das KKM nur bis

2019 weiterzubetreiben, wurden einerseits

natürlich die Arbeiten am Nachrüstprojekt

DIWANAS gestoppt, andererseits bekamen

viele bisher nur hypothetische Betrachtungen

zur Stilllegung nun höchste

Priorität.

Schnell war klar, dass das Wissen und die

Erfahrung der Mitarbeitenden des KKM

auch für die Stilllegung genutzt werden

sollte und dass damit eine Vergabe der

Stilllegung als Gesamtprojekt an einen Generalunternehmer

nicht infrage kam.

Für die Vorbereitung und Umsetzung

der Stilllegung war eine Organisation zu

schaffen, die einerseits die Anlagenkenntnisse

der Betriebsmannschaft des KKM

nutzt und andererseits die übergeordneten

Anforderungen eines Großprojekts erfüllt.

Bereits 2012 wurde ein Projekt aufgesetzt,

dass sich mit Fragen rund um die Organisation,

die benötigte Personalstärke, notwendige

Kompetenzen für die sichere Aufrechterhaltung

des Technischen Nachbetriebs

einerseits und für die Durchführung der

Rückbauarbeiten andererseits, auseinandersetzte.

Weitere Überlegungen galten der

Wahl der geeigneten Aufbauorganisation.

54


VGB PowerTech 11 l 2021

Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1

Die Organisationsform der Stilllegung des

KKM basiert auf einer Matrixorganisation

bestehend aus der Projektorganisation und

der Standortorganisation (siehe B i l d 1 ).

Ziel dieser Organisationsform ist die Sicherstellung

einer nachvollziehbaren und

umsetzbaren Abgrenzung der Verantwortung

zwischen Standortleiter (verantwortlich

für die nukleare Sicherheit) und Gesamtprojektleiter

(verantwortlich für die

wirtschaftliche Umsetzung der Stilllegung).

Die Linienorganisation am Standort KKM

wurde für die Stilllegung schrittweise angepasst.

Die für die Nachrüstprojekte gebildete

Abteilung „Projekte“ wurde in einem ersten

Schritt in die Abteilung „Rückbau“ umgewandelt.

Im weiteren Verlauf wurde die

Strukturen der Abteilungen schrittweise

umgebaut, um die neuen Anforderungen

besser abzubilden und die Mitarbeitenden

frühzeitig in neue Aufgabengebiete einzuführen

(siehe dazu auch Abschnitt 6). Während

die Linienorganisation im Leistungsbetrieb

aus 7 Abteilungen mit insgesamt 21

Ressorts bestand, sind es in der Stilllegung

noch 3 Abteilungen mit 9 Ressorts, welche

die Belange des Nachbetriebs abdecken, sowie

die Abteilung Rückbau mit 4 Ressorts,

die für alle Arbeiten zur Planung und Umsetzung

des Rückbaus zuständig ist.

Das Gesamtprojekt Stilllegung KKM ist hierarchisch

in drei technische Programme sowie

zwei Querschnittsfunktionen gegliedert.

Die Leitung des Gesamtprojekts erfolgt

durch den Gesamtprojektleiter (GPL), der

mit den drei Programmleitern (PL) und

den Leitern der beiden Querschnittsfunktionen

die Projektleitung bildet.

Die Projektleitung hat einen direkten

Zugriff auf die Konzernquerschnittsfunktionen

Beschaffung, Controlling, Finanzen,

Informatik, Kommunikation, Human Ressources

(HR) sowie die technischen Dienste

und Engineering-Dienstleistungen.

Das Kernteam der Projektorganisation besteht

aus Mitarbeitenden der BKW, die entweder

vollständig dem Projekt zugeordnet

sind oder zeitweise funktionsbezogen für das

Projekt arbeiten. Weitere Mitarbeitende aus

dem KKM arbeiten funktionsbezogen aus ihrer

bestehenden Linienfunktion für das Gesamtprojekt

bzw. einzelne Programme.

Das Programm „Demontage und Materialbehandlung“

steuert die Abläufe der Demontagen,

die Materialbehandlung sowie

die gesamte Logistik (zum Beispiel Transportwege,

Pufferflächen, etc.). Der Programmleiter

„Demontage und Materialbehandlung“

ist gleichzeitig der Abteilungsleiter

„Rückbau“ in der Standortorganisation.

Das Programm „Entsorgung“ verantwortet

die Entsorgungsplanung und -durchführung

außerhalb des KKM Areals (unter anderem

Beschaffung der Lager- und Transportbehälter

für radioaktive Abfälle, Abklinglagerung,

konventionelle Entsorgung).

a)

Konzernleitungsausschuss

Technische Kommission

Projektsteuerungsausschuss

Gesamtprojektleitung

Assistenz

Finanzen & Controlling

Project Offfice

Beschaffung

Kommunikation

Demontage und

Materialbehandlung

Nach· und Rückbaubetrieb

Entsorgung

Verfahren und

Dokumentation

Projektsteuerung

Ausschüsse/Projektorgane Gesamtprojekt Programme/Querschnittsfunktionen Konzerndienstleistung/Shared Service Mitarbeitende

b)

Projekt-Org.

Standort-Org.

Projekt·

steuerung

Verfahren und

Dokumentation

Rückbau Anlage Dienste Überwachung

Demontage &

Mat. Behandlung

Nach &

Rückbaubetrieb

Entsorgung

Projekt 1

Projekt 2

Projekt 3

Projekt 4

Betriebspaket

Betriebspaket

Bild 1. Matrixorganisation für die Stilllegung des KKM – a) Liniensicht b) Projektsicht.

55


Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1 VGB PowerTech 11 l 2021

Das Programm „Nach- und Rückbaubetrieb“

steuert alle Aktivitäten in Zusammenhang

mit den Systemanpassungen,

den Systemaußerbetriebnahmen und der

Installation und Inbetriebnahme von Ersatzsystemen.

Die Querschnittsfunktion „Verfahren und

Dokumentation“ führt und koordiniert

die Planung, Auslegung und Erstellung der

Unterlagen für die Freigabeanträge der Etablierung

des Technischen Nachbetriebs,

der vorbereitenden Maßnahmen und der

Stilllegungsphasen. Die Organisationseinheit

verantwortet sämtliche Kommunikation

und Koordination mit den beteiligten

Behörden im Bundesverfahren sowie im

Aufsichtsverfahren zur Stilllegung des

KKM.

Darüber hinaus bildet die Querschnittsfunktion

die Schnittstelle zur extern beauftragten

Umweltbaubegleitung (UBB), koordiniert

die Arbeiten mit den BKW internen

Stellen und sorgt dafür, dass die in der

Verfügung festgelegten umweltrelevanten

Maßnahmen während der Stilllegung des

KKM umgesetzt werden.

Die Querschnittsfunktion „Projektsteuerung“

verantwortet die Sicherstellung der

organisatorischen und technischen Infrastruktur

für eine effiziente Projektführung

und -steuerung. Darüber hinaus sind die

Unterstützungsfunktionen des Gesamtprojekts

wie das Projektmanagementoffice

(PMO), das Risikomanagement und die

Terminplanung in dieser Organisationseinheit

angegliedert.

Die Organisation wird in Abhängigkeit des

Planungs- und Rückbaufortschritts und den

einhergehenden Veränderungen in der Anlage

adaptiert. Von der Organisation erfordert

dies hohe Flexibilität, die es ihr ermöglicht,

sich an die unterschiedlichen Stilllegungsphasen

mit den gegebenen fachlichen

und methodischen Schwerpunkten anzupassen.

Dazu gehört die Sicherstellung der

zugehörigen personellen Ressourcen mit

erforderlichen Qualifikationen.

4 Das rechtliche Verfahren

Gemäß Kernenergiegesetz (KEG) Art. 26

[15] muss der Eigentümer seine Kernanlage

stilllegen, wenn er sie endgültig außer

Betrieb genommen hat. Er muss dabei insbesondere:

––

die Anforderungen der nuklearen Sicherheit

und Sicherung erfüllen;

––

die Kernmaterialien in eine andere Kernanlage

verbringen;

––

die radioaktiven Teile dekontaminieren

oder als radioaktive Abfälle behandeln;

––

die radioaktiven Abfälle entsorgen;

––

die Anlage bewachen, bis alle nuklearen

Gefahrenquellen daraus entfernt sind.

Das Kernenergiegesetz verlangt in Art. 27

die Vorlage eines „Stilllegungsprojekts“

(Gesamtheit der einzureichenden Unter-

18.12.2015 Einreichung des Stilllegungsgesuchs

Öffentliche Auflage Gesuch (1 Monat)

Stellungnahme der Kantone BE, FR, NE, SO und VD (3 Monate)

lagen), in dem unter anderem die Phasen

und der Zeitplan der Stilllegung darzulegen

sind. Das Stilllegungsprojekt beschreibt

auch die gegenseitige Abgrenzung

der geplanten Stilllegungsphasen. Über

die Stilllegungsverfügung werden entsprechend

Art. 46 Kernenergieverordnung

(KEV) [16] die Stilllegungsphasen festgelegt.

Die Umsetzung der Vorgaben aus KEG und

KEV wird in der Schweiz vor allem durch

Richtlinien der Aufsichtsbehörde ENSI geregelt.

Für die Stilllegung von Kernanlagen

ist unter anderem die Richtlinie ENSI-G17

[17] relevant. Darüber hinaus sind natürlich

auch in der Stilllegung die Vorgaben

des Strahlenschutzes, insbesondere des

Strahlenschutzgesetzes (StSG) [18], der

Strahlenschutzverordnung (StSV) [19] und

der einschlägigen ENSI-Richtlinien [20-27]

zu beachten.

Für das erste Stilllegungsprojekt eines kommerziellen

Kernkraftwerks in der Schweiz

bestand die Herausforderung also nicht darin,

dass es keine relevanten Regelungen

gegeben hätte, sondern eher darin, dass es

weder auf Betreiberseite noch auf Behördenseite

Erfahrungen mit der Anwendung

und Interpretation des Regelwerks gab. Die

Interpretation und der Umgang mit dem

Regelwerk musste als“o im laufenden Verfahren

erst erarbeitet werden.

Zunächst war zu klären, wer der eigentliche

Adressat des Stilllegungsprojekts ist.

Die Zuständigkeit für den Erlass einer Stilllegungsverfügung

liegt beim Eidgenössischen

Departement für Umwelt, Verkehr,

Energie und Kommunikation (UVEK), wobei

das Verfahren durch das Bundesamt für

Energie (BFE) geführt wurde. Bei der Bearbeitung

des Gesuchs stützte sich das BFE

auf ein Fachgutachten des Eidgenössischen

Nuklearsicherheitsinspektorats (ENSI)

und die Stellungnahme der Eidgenössischen

Kommission für Nukleare Sicherheit

(KNS) zu diesem Fachgutachten. Weiterhin

sah das Verfahren eine öffentliche

Auflage mit der Möglichkeit zur

Einsprache für die betroffenen Parteien

vor. Außerdem war klar, dass nach der Erteilung

der Stilllegungsverfügung alle betroffenen

Parteien ein Beschwerderecht

haben würden, sodass mit einem längeren

Rechtsmittelverfahren zwischen der Ausstellung

der Stilllegungsverfügung und der

Rechtskraft dieser Verfügung gerechnet

werden musste.

Da somit zwar das Verfahren zur Ausstellung

der Stilllegungsverfügung zeitlich gut

planbar war, der weitere Verlauf der zu erwartenden

Rechtsmittelverfahren aber

nicht, schien es ratsam, einerseits das Stilllegungsprojekt

möglichst frühzeitig beim

BFE einzureichen und das Projekt andererseits

so aufzustellen, dass auch während

allfälliger Einsprachen ausgewählte vorbereitende

Tätigkeiten im KKM möglich

wären. Die resultierende Planung für

den Verfahrensablauf ist in B i l d 2 dargestellt.

Welche Auswirkungen sich durch

diese Verfahrensfragen auf die technische

Seite der Stilllegung ergeben haben, wird

in den nachfolgenden Abschnitten aufgezeigt.

Das Stilllegungsgesuch mit den Unterlagen

zum Stilllegungsprojekt wurde schließlich

am 18. Dezember 2015 durch die BKW

beim Bundesamt für Energie eingereicht

[28]. Das Gutachten des ENSI zum Stilllegungsprojekt

des KKM lag am 30. August

2017 vor [29]. Parallel zur Erarbeitung des

Gutachtens durch das ENSI erfolgte die öffentliche

Auflage der Gesuchsunterlagen

für einen Monat ab April 2016. Im Auflageverfahren

wurden lediglich acht Einsprachen

eingereicht. Weiterhin wurden von

den Kantonen Bern, Solothurn, Freiburg,

Neuenburg und Waadt sowie verschiedenen

Bundesämtern Stellungnahmen abgegeben.

Durch die KNS wurde eine Stellung-

Sicherheitstechnische Prüfung durch Behörden (BFE, ENSI)

20.06.2018 Ausstellen der

Stilllegungsverfügung durch UVEK

Allfälliges Rechtsmittelverfahren

20.12.2019

Endgültige Einstellung

des Leistungsbetriebs

2016 April 2017 2018 2019 2020

BFE: Bundesamt für Energie

ENSI: Eidgenössisches Nuklearsicherheitsinspektorat

UVEK: Eidg. Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation

Das BFE leitet das Stilllegungsverfahren

Stilllegungsverfahren

Bild 2. Verfahrensablauf Stilllegung.

56


VGB PowerTech 11 l 2021

Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1

nahme zum Gutachten des ENSI erstellt

[30]. Alle diese Beiträge wurden schließlich

in der Stilllegungsverfügung des UVEK

vom 20. Juni 2018 [31] berücksichtigt.

Nachdem gegen die Stilllegungsverfügung

keine Rechtsmittel eingelegt wurden, erlangte

die Verfügung am 6. September

2018 Rechtskraft.

Die Stilllegungsverfügung enthält verschiedene

Auflagen, die bei der detaillierten

Ausarbeitung der verschiedenen Stilllegungsphasen

jeweils zu berücksichtigen

waren bzw. sind.

Ein wichtiger Punkt der Stilllegungsverfügung

betraf die sogenannte Etablierung

des technischen Nachbetriebs. Diese wurde

als Voraussetzung festgelegt, um die

Stilllegungsphase 1 zu beginnen. Als Resultat

war die Stilllegungsverfügung nach

Ablauf der Einsprachefrist somit rechtskräftig.

Sie erlangte ihre Rechtswirksamkeit

aber erst mit der Feststellung der erfolgreichen

Etablierung des technischen

Nachbetriebs durch die Aufsichtsbehörde

ENSI am 15. September 2020.

5 Ablauf der Arbeiten

Betriebsbewilligung Stilllegungsverfügung 2. Verfahren

Einreichung

Stilllegungsgesuch

Leistungsbetrieb und

Vorbereitung Stilllegung

Endgültige

Einstellung

Leistungsbetrieb

Bild 3. Phasen der Stilllegung.

ETNB

Endgültige Brennelementfreiheit

Behörde gibt Anlage frei:

Ausserbetriebnahme

Keine radiologische

Gefahrenquelle mehr

Vorbereitung Rückbau

SP1

SP2 SP3

im Reaktorgebäude

2019 2020

2024

2031

2034

heute

Erste Demontagen im Nuklearer Rückbau - Nuklearer Rückbau - Konventioneller Rückbau

Maschinenhaus Abtransport Entfernen aller

Brennelemente Radioaktivität

Das Stilllegungsprojekt [28], das der Genehmigungsbehörde

eingereicht wurde

und die Grundlage für die Stilllegungsverfügung

bildet, sieht wie in B i l d 3 dargestellt

drei Stilllegungsphasen vor:

Die Stilllegungsphase 1 (SP1) umfasst unter

anderem den Beginn der Demontagen

von aktivierten Bauteilen aus dem RDB

und von mit der EABN obsolet gewordenen

Einrichtungen. Des Weiteren wird im Maschinenhaus

die Infrastruktur für die Materialbehandlung

eingerichtet und in Betrieb

genommen. Die Phase schließt mit der

vollständigen Entfernung des Kernbrennstoffs

vom Areal des KKM ab.

In der Stilllegungsphase 2 (SP2) erfolgen

Demontage und Zerlegung aller Einrichtungen

in der kontrollierten Zone mithilfe

unterschiedlicher thermischer und

mechanischer Zerlegeverfahren sowie

die Dekontamination und Behandlung

von Materialien. Die Phase gilt mit erfolgreicher

Freimessung der Gebäude als beendet.

Die dritte Stilllegungsphase (SP3) ist geprägt

durch die Feststellung, dass das KKM

keine radiologische Gefahrenquelle mehr

darstellt.

Weiterhin wurde vor der eigentlichen Stilllegung

eine weitere Phase zur Etablierung

des technischen Nachbetriebs vorgesehen.

Ziele dieser inzwischen bereits abgeschlossenen

Phase waren der frühzeitige Transfer

der Brennelemente ins Brennelementlagerbecken

(BEB), die Installation bzw. Modifikation

der Systeme zur Kühlung der

Brennelemente, sowie die Trennung des

BEB vom Rest der Anlage. Mit diesen Maßnahmen

wurde die Voraussetzung geschaffen,

dass die nicht mehr benötigten Systeme

aus dem Leistungsbetrieb ohne Wechselwirkungen

mit den neuen Systemen zur

Kühlung der Brennelemente bereits in der

Stilllegungsphase 1 zurückgebaut werden

können (Rückwirkungsfreiheit).

Da zu Beginn des Verfahrens lediglich der

Termin der EELB gegeben war, alle anderen

Termine aber verfahrensbedingten Verzögerungen

hätten unterliegen können, war

es wichtig, die Stilllegung so zu planen,

dass die Gefahr von Verzögerungen bei

den eigentlichen Stilllegungsarbeiten möglichst

vermeidbar blieb. Deshalb wurden

sogenannte vorbereitende Maßnahmen

(VM) definiert. Bei diesen Arbeiten handelte

es sich um Tätigkeiten, die für die Durchführung

der Stilllegung erforderlich sind,

aber nicht direkt zum nuklearen Rückbau

gehören, und daher im Rahmen der Betriebsbewilligung

abgewickelt werden

konnten. Insbesondere gehörten dazu die

Transportbereitstellung von Betonteilen

aus dem Reaktorgebäude und Vorbereitungsarbeiten

zur Einrichtung von Materialbehandlungseinrichtungen

im Maschinenhaus.

Bereits unmittelbar nach der EELB wurden

nicht radioaktive Abfälle und Materialien

entfernt, um deren allfällige Kontamination

durch mögliche Systemöffnungen zu verhindern.

Auch die Entsorgung verschiedener

Betriebsmedien erfolgte bereits in diesem

frühen Stadium. Diese Vorgehensweise

diente der Absenkung des Gefährdungspotenzials

der Anlage (unter anderem Brandlastreduzierung)

und der Optimierung des

Strahlenschutzes (ALARA-Prinzip 4 ).

Voraussetzung für die Durchführung aller

Arbeiten zur Etablierung des Technischen

Nachbetriebs war, dass die Arbeiten keine

unzulässigen Auswirkungen auf den Betrieb

der in dieser Phase noch sicherheitsrelevanten

Systeme hatten (Rückwirkungsschutz).

Im Einzelnen beinhaltete die ETNB folgende

Maßnahmen:

––

Entladen des RDB, Transfer der Brennelemente

ins BEB

––

Etablieren der autarken redundanten

Brennelementlagerbeckenkühlung (Arbek)

––

Anpassungen der Druckluftversorgung

Nachnutzung

des Areals

––

Anpassungen der Lüftungsanlagen

––

Anpassungen der Eigenbedarfsversorgung

––

Weitere Systemänderungen

––

Behandeln und Abtransportieren von

Betriebsabfällen

––

Abklassieren der mit der EELB nicht

mehr sicherheitsrelevanten Systeme sowie

Außerbetriebsetzung und Außerbetriebnahme

der nicht mehr erforderlichen

Systeme respektive Teilsysteme

––

Systemanpassungen und irreversibles

Trennen (elektrisch/mechanisch) nicht

mehr benötigter Systeme von den restlichen

Betriebssystemen

––

Ausführen betrieblicher Tätigkeiten

––

Transportbereitstellung beweglicher Anlageteile

Eine wichtige Planungsgrundlage für die

Stilllegungsphase 1 ist die Erfassung und

Dokumentation des radiologischen Anlagenzustands

mittels der radiologischen Anlagencharakterisierung.

Ausgangspunkt

der Überlegungen ist das im Leistungsbetrieb

geführte Kontaminations- und Dosisleistungskataster.

Für die zu demontierenden

SSK 5 dienen diese Ergebnisse als Planungsansatz,

der durch weitere Probenahmen

und Messungen während der Stilllegung

laufend verifiziert und aktualisiert

wird. Die Messungen zur Charakterisierung

werden unter Berücksichtigung der Untergrundstrahlung,

der Beaufschlagung von

Systemen mit Betriebsmedien sowie der Art

und Geometrie der zu charakterisierenden

Einrichtungen durchgeführt. Ergänzt werden

die Messungen außerdem durch Aktivierungsrechnungen

für ausgewählte Komponenten.

Die radiologische Anlagencharakterisierung

dient als Basis für die Rückbauplanung,

die Ermittlung der Massenströme

der insgesamt anfallenden radioaktiven

Materialien und radioaktiven Abfälle, die

Festlegung des Material- und Abfallkonzepts

und die Transport- und Lagerlogistik.

4

ALARA – As Low As Reasonable Achievable

(Grundsatz im Strahlenschutz)

5

SSK – Systeme, Strukturen und Komponenten

57


Der Weg des KKM in die Stilllegung. Teil 1 VGB PowerTech 11 l 2021

Parallel zu den Arbeiten der ETNB wurden

vorbereitende Maßnahmen im Maschinenhaus

durchgeführt, welche sich aus Demontage-,

Auf- und Umbauarbeiten zusammensetzen.

Die Durchführung der VM direkt nach der

EELB begründet sich maßgeblich in ihrem

Beitrag zur Erfüllung der Zielsetzungen

„Reduzieren der Kollektivdosis“, „Aufrechterhalten

und Nutzen des Know-hows

und der Betriebserfahrung des Kraftwerkpersonals“

und „rasches Aufbauen der Materiallogistik

zur Sicherstellung eines kontinuierlichen

Materialabflusses“.

Diese Zielsetzungen wurden in den VM

durch das Entfernen von Einrichtungen, dem

Aufbau von Materialbehandlungseinrichtungen

sowie der Schaffung von Transport- und

Pufferflächen erreicht. Die VM fanden ausschließlich

im Maschinenhaus statt.

Für die Planung und Durchführung der VM

war zu berücksichtigen, dass die Tätigkeiten

parallel zu den Transportbereitstellungen

im Reaktorgebäude, den Systemanpassungen

im Maschinenhaus, Wiederholungsprüfungen

und Instandhaltungsarbeiten

sowie den Wareneingängen inklusive

Wareneingangsprüfungen stattfanden.

Im Rahmen der VM wurde daher die Installation

zusätzlicher Hebezeuge, Transportund

Gebäudeöffnungen sowie die Schaffung

von Puffer- und Bearbeitungsflächen

geplant und umgesetzt.

6 Personalentwicklung

Mit dem Übergang vom Leistungsbetrieb

zunächst in die ETNB und dann in die Stilllegung

waren große technische Änderungen

verbunden. Aus diesen Änderungen

ergaben sich neue Aufgabenstellungen für

die Mitarbeitenden mit den Schwerpunkten

Abtransport der Brennelemente, Außerbetriebnahme

von Systemen, Umsetzung

von Änderungen an bestehenden

Systemen und insbesondere Demontage

von Systemen und Komponenten. Seit dem

Entscheid, das KKM ausser Betrieb zu nehmen,

haben sich die Aufgaben und die Stellenprofile

für die Mehrzahl der Mitarbeitenden

grundlegend geändert.

Aus personalpolitischer Sicht waren die

Herausforderungen nach der Bekanntgabe

des Entscheids zur Stilllegung des KKM einerseits

die Sicherstellung eines ausreichenden

Personalbestandes während der

verbleibenden Betriebszeit im Rahmen der

gesetzlichen Anforderungen und andererseits

die Vorbereitung auf die geänderten

Anforderungen an das Personal nach der

endgültigen Einstellung des Leistungsbetriebs.

Diese Themen wurden durch das

BKW interne Projekt „Personal Perspektiven“

(PePe) adressiert. Ziele dieses Projekts

waren die Bindung der Mitarbeitenden an

das KKM durch die Entwicklung von beruflichen

Perspektiven im Rückbau und die

Neuausrichtung der Organisation im Hinblick

auf die ETNB und die Stilllegung.

Dazu wurden mit einer Personal- und Kompetenzbedarfsanalyse

die erforderlichen

Kompetenzen und der Personalbedarf für

die unterschiedlichen Phasen der Stilllegungsarbeiten

ermittelt. Dabei wurde die

Erfassung des für die Stilllegung erforderlichen

Know-hows anhand von Experteneinschätzungen

und internationalen Erfahrungen

vorgenommen. Auf Basis von Tätigkeitsprofilen

wurden Funktionen definiert,

die in der Stilllegungsorganisation wahrgenommen

werden müssen. Dabei wurden in

der Stilllegungsorganisation drei Gruppen

an Funktionen unterschieden: „bestehende

Funktionen in der bestehenden Organisationsform“,

„bestehende Funktionen in einer

veränderten Organisationsform“ und

„neue Funktionen im Rückbau“.

Die erarbeiteten Ergebnisse zum Personalbedarf

und den erforderlichen Kompetenzen

wurden durch den Erfahrungsaustausch

mit deutschen Kernkraftwerken im

Rückbau laufend validiert. Die Anforderungen

an die neue Abteilung Rückbau

wurden durch den Kraftwerksleiter und

den Gesamtprojektleiter definiert.

Das B i l d 4 zeigt die zeitliche Entwicklung

des Personalverlaufs mit Planungsstand

Mitte 2019. Dabei entsprechen die

Balken dem geschätzten Personalbedarf.

Die schwarze Kurve zeigt die natürliche

Entwicklung des Personalbestands unter

Berücksichtigung der regulären Pensionierungen

aufgrund des Alters der Mitarbeitenden.

Die beiden farbigen Kurven berücksichtigen

unterschiedliche Annahmen

über die Fluktuation der Mitarbeitenden

aufgrund der Stilllegung. In den Kurven

sind Ersatzanstellungen für ausscheidende

Mitarbeitende nicht berücksichtigt.

Der dargestellte Personalverlauf wurde zunächst

durch die Abteilungen des KKM in

einem Bottom-Up-Ansatz ermittelt. Um die

Belastbarkeit der Daten zu verbessern, wurde

das Ergebnis innerhalb der BKW einer

unabhängigen Überprüfung unterzogen.

Zusätzlich wurden mehrfach externe Zweitmeinungen

zur Planung eingeholt.

295

Juli 2019

315

307

298

Personalplanung KKM

Obwohl wir die Planungsgüte des dargestellten

Personalverlaufs als gut erachten,

ist allen Beteiligten bewusst, dass mit weiteren

Änderungen aufgrund von Optimierungen

in der Planung, Anpassungen der

Terminplanung oder aufgrund des Einflusses

von äußeren Rahmenbedingungen zu

rechnen ist.

Die Personalbedarfsplanung zeigt für die

Zeit bis zur Kernbrennstofffreiheit nur einen

geringen Rückgang des Ressourcenbedarfs

gegenüber dem Leistungsbetrieb. Obwohl

sich also die Gesamtzahl der Mitarbeitenden

nur vergleichsweise wenig ändert,

übernehmen viele Mitarbeitende neue

Funktionen und Aufgaben. Trotz sich verändernder

organisatorischer Zugehörigkeit,

Funktion und Aufgaben ist aber trotzdem

sichergestellt, dass die Anlage jederzeit Zugriff

auf das Wissen und die Unterstützung

der erfahrenen Mitarbeitenden hat.

Die Ersatzanstellungen werden entsprechend

der realen Fluktuation vorgenommen.

Für die Deckung des Ressourcenbedarfs

kommen die bei der BKW etablierten

HR-Recruiting-Prozesse, analog dem Leistungsbetrieb,

zur Anwendung.

Als Hilfsmittel für eine personenscharfe

Planung wurde eine Transfermatrix (TMx)

entwickelt. Die Transfermatrix zeigt die erforderlichen

Funktionen. In der Transfermatrix

sind sowohl die Ist-Organisation als

auch die Soll-Organisation ab EELB dokumentiert.

Sie zeigt zudem den Wechsel des

Personals von der Ist- zur Soll-Organisation.

Bereits 2015 wurde mit jedem Mitarbeitenden

ein „TMx-Gespräch“ geführt, indem

die vorgesehene Funktion ab EELB

aufgezeigt wurde.

Im Juni 2018 und im Juni 2019 wurde den

Mitarbeitenden im Rahmen einer Personalinformation

die Organisation per EELB

inklusive aller zugewiesenen Mitarbeitenden

vorgestellt. Vorlaufend zu den geplanten

organisatorischen Änderungen wurde

im September 2018 die Büroraumplanung

vorgestellt und im Frühjahr 2019 umgesetzt.