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vgbe energy journal 1/2 (2022) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

vgbe energy journal - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 1/2 (2022). Technical Journal of the vgbe energy e.V. Energy is us! +++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++ Georg Stamatelopoulos: vgbe energy – on the way to the energy system of the future /// vgbe energy – auf dem Weg in das Energiesystem der Zukunft Thomas Kufen: VGB Congress 2021. Welcome address | Grußworte Georg Stamatelopoulos: VGB Congress 2021. Opening speech | Eröffnungsrede Marc Massaar Van Schaik, Till Böhmer and Hilde Geudens: Our common ambition to improve quality and safety performance for works involving contractors /// Unser gemeinsames Bestreben, die Qualität und die Sicherheit bei Arbeiten, an denen Auftragnehmer beteiligt sind, zu verbessern Markus Eferdinger: More efficient energy supply through the construction of a two-zone storage facility for Stadtwerke Duisburg /// Effizientere Energieversorgung durch die Errichtung eines Zwei-Zonen-Speichers für die Stadtwerke Duisburg Romāns Oļekšijs and Bogdan Olekshii: Combined heat and power plant electrical equipment incident rate and unavailability empirical expression /// Empirische Kennzahl für Störungen und Nichtverfügbarkeit von elektrischen Komponenten in Heizkraftwerken Gunnar Löhning, Florian Wenzel, Andreas Kleitz, Oliver Stenzel and Thomas Hörtinger: First operating experience with the BigBattery Lausitz /// Erste Betriebserfahrungen mit der BigBattery Lausitz Thomas Lehmann: Black Start – Support for an existing CCGT power plant /// Schwarzstart – Unterstützung für ein Bestands-GuD-Kraftwerk Florian Schumann and Helmut Guggenbichler: Mobile maintenance against the background of sector coupling /// Mobile Instandhaltung vor dem Hintergrund der Sektorenkopplung Simon Fleischer and Kai Michels Optimal PID controller structures for practical application /// Optimale PID-Reglerstrukturen für die praktische Anwendung Greg Kelsall and Paul Baruya: The role of low emission coal technologies in a net zero Asian future /// Die Rolle emissionsarmer Kohletechnologien in einer Netto-Null-Zukunft in Asien Michael Beckmann and Juliane Jentschke: Conference Report: 53rd Colloquium on Power Plant Technology /// Tagungsbericht: 53. Kraftwerkstechnisches Kolloquium

vgbe energy journal - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 1/2 (2022).
Technical Journal of the vgbe energy e.V. Energy is us!

+++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++

Georg Stamatelopoulos: vgbe energy – on the way to the energy system of the future /// vgbe energy – auf dem Weg in das Energiesystem der Zukunft

Thomas Kufen: VGB Congress 2021. Welcome address | Grußworte

Georg Stamatelopoulos: VGB Congress 2021. Opening speech | Eröffnungsrede

Marc Massaar Van Schaik, Till Böhmer and Hilde Geudens: Our common ambition to improve quality and safety performance for works involving contractors /// Unser gemeinsames Bestreben, die Qualität und die Sicherheit bei Arbeiten, an denen Auftragnehmer beteiligt sind, zu verbessern

Markus Eferdinger: More efficient energy supply through the construction of a two-zone storage facility for Stadtwerke Duisburg /// Effizientere Energieversorgung durch die Errichtung eines Zwei-Zonen-Speichers für die Stadtwerke Duisburg

Romāns Oļekšijs and Bogdan Olekshii: Combined heat and power plant electrical equipment incident rate and unavailability empirical expression /// Empirische Kennzahl für Störungen und Nichtverfügbarkeit von elektrischen Komponenten in Heizkraftwerken

Gunnar Löhning, Florian Wenzel, Andreas Kleitz, Oliver Stenzel and Thomas Hörtinger: First operating experience with the BigBattery Lausitz /// Erste Betriebserfahrungen mit der BigBattery Lausitz

Thomas Lehmann: Black Start – Support for an existing CCGT power plant /// Schwarzstart – Unterstützung für ein Bestands-GuD-Kraftwerk

Florian Schumann and Helmut Guggenbichler: Mobile maintenance against the background of sector coupling /// Mobile Instandhaltung vor dem Hintergrund der Sektorenkopplung

Simon Fleischer and Kai Michels Optimal PID controller structures for practical application /// Optimale PID-Reglerstrukturen für die praktische Anwendung

Greg Kelsall and Paul Baruya: The role of low emission coal technologies in a net zero Asian future /// Die Rolle emissionsarmer Kohletechnologien in einer Netto-Null-Zukunft in Asien

Michael Beckmann and Juliane Jentschke: Conference Report: 53rd Colloquium on Power Plant Technology /// Tagungsbericht: 53. Kraftwerkstechnisches Kolloquium

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International Journal for Generation

and Storage of Electricity and Heat

1 I 2 · 2022

FOCUS

vgbe Congress 2021

vgbe Awards 2021

Innovations in

energy supply

Save the Date

vgbe Congress 2022

Improve quality and safety

performance

for works involving

contractors

ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER 2022

RADISSON BLU HOTEL

Combined heat and

power plant electrical

equipment incident rate

and unavailability

empirical expression

Mobile maintenance

against the background of

sector coupling

The role of low emission

coal technologies in

a net zero Asian future

www.vgbe.energy

Ms Angela Langen

t +49 201 8128-310

e angela.langen@vgbe.energy

ISSN 1435–3199 · K 43600 | International Edition | Publication of VGB PowerTech e. V.

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Editorial

vgbe energy – on the way to the

energy system of the future

Dear readers,

Our industry is facing a multitude of challenges, which are

summarised under the term “energy transition”. The objective

is a sustainable energy system with a net-zero balance

in climate-relevant emissions. The path to this objective is

already characterised by a massive expansion of renewable

energies – especially in the areas of solar, wind, biomass and

water – which is essential for achieving the targets. Another

no less important challenge concerns security of supply and

system stability. This requires dispatchable generation, i.e.

power in the system that is available at all times. For this generation,

from today’s perspective, it will be necessary above

all to install the necessary capacities on the basis of gas; in

the final stage, through the use of green gases, above all hydrogen,

another field of action.

These challenges, for which actual solutions must be implemented,

are all reflected in the topic of technology. It is necessary

to develop new technologies or to further develop established

ones, to accompany these up to technical implementation

and finally to build and operate the necessary plants for

our energy supply. The energy sector is ready for this and actively

involved in a large number of future-oriented projects.

Accordingly, the “VGB PowerTech” is also to be found here,

as the technical association of energy plant operators. In this

challenging times of change, the association supports its

member companies and the industry as an independent platform,

network and competence centre.

With a new image, we would like to present the association

to the outside world for the new energy age. In doing

so, continuity, in the sense of reliability and competences,

is preserved and provided with added value through a new

addition. What could be more appropriate in the world of

energy” than an addition with an “e”? With a small change

– which does not even have an audible impact in common

parlance – we notice our area of activities, the energy sector

and the energy with which we support our members every

day and pursue our common goals.

In this way, we are taking a decisive step towards a strong

and formative brand: vgbe energy with the main ideas “vision

– generation – benefit”. The association’s willingness to

change, improve, create connections and take responsibility

is also expressed in our claim “ENERGY IS US”. Energy is not

just a topic, it is our innermost motivation.

The new brand vgbe energy – ENERGY IS US! also conceals

another level to which we are committed. It is the call: “be”

– be! We, vgbe energy, are the active partner that informs, inspires

and connects: be energised, be inspired, be connected,

be informed – are our promises to our members for joint success.

However, the changes do not only affect the external appearance

of the vgbe energy association. The drastic changes in

the energy sector were the reason to tackle a fundamental

structural and operational reorientation and to develop it under

the title “VGB2025”. Based on the proposals of a broad-

based working group consisting of representatives of the

member companies and the head office, a forward-looking,

efficient concept for the association was developed and approved

by the members. A sustainable financing model for

the association as well as increasing the attractiveness for

existing and potential member companies through a transparent,

modular and flexible participation model are central

parts.

In future, all activities of the association will be grouped,

on the one hand, in the initially five Technical Competence

Centres – Wind Power, Hydropower, Nuclear Power, Thermal

Power Plants and the Future Energy System; Energy System

of the Future – in which the known working bodies and the

activities and services assigned to them are organised. The

Technical Competence Centres will concentrate on the important

focal points relevant to all member companies in the

areas of plant and operational safety, technical exchange of

experience, expertise for external communication, development

of standards and organisation and coordination of joint

research projects.

On the other hand, activities are organised in the Technical

Programmes to cover or develop comprehensive or completely

new topics. Thematically, cross-cutting and/or new topics,

technologies as well as activities can be covered. The Technical

Programmes offer flexible implementation conditions in

terms of participation, funding and structuring and are designed

with a clear focus on the objectives to be achieved, the

deliverables and the time frame.

As an integral part of the association, vgbe energy’s service

company offers further highly qualified services and further

know-how for the members with its Technical Services and

Engineering Services as well as the Event Service and Publishing

House.

This is vgbe energy of the future – our portfolio, our claim

and our energy with a concept for the future. We look forward

to you continuing to walk this challenging and exciting

path together with us in the future.

Dr. Georg Stamatelopoulos

Chairman of the Board of Directors

of the VGB PowerTech e.V.

Member of the Board/

Chief Operating Officer Generation

of the EnBW Energie

Baden-Württemberg AG

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 1


Editorial

vgbe energy – auf dem Weg in das

Energiesystem der Zukunft

Sehr geehrte Leserinnen und Leser,

unsere Branche steht vor einer Vielzahl von richtungsweisenden

Herausforderungen, die unter dem Begriff „Energiewende“

zusammengefasst werden. Ziel ist ein nachhaltiges

Energiesystem mit einer Net-Zero-Bilanz bei klimarelevanten

Emissionen. Der Weg dahin ist schon heute gekennzeichnet

durch einen massiven Ausbau der erneuerbaren Energien –

insbesondere in den Bereichen Solar, Wind, Biomasse und

Wasser –, was essentiell für das Erreichen der Ziele ist. Eine

weitere nicht minder wichtige Herausforderung betrifft die

Versorgungssicherheit und die Systemstabilität. Dazu bedarf

es disponibler Erzeugung, also Leistung im System, die uns jederzeit

zur Verfügung steht. Für diese Erzeugung wird es aus

heutiger Sicht vor allem erforderlich sein, notwendige Kapazitäten

auf Basis von Gas zu installieren; in der Endstufe durch

Einsatz von grünen Gasen, vor allem Wasserstoff, ein weiteres

aktuelles Handlungsfeld.

Diese Herausforderungen, für die tatsächliche Lösungen umgesetzt

werden müssen, spiegeln sich alle im Thema Technik.

Denn es gilt neue Technologien zu entwickeln bzw. etablierte

weiter zu entwickeln, diese bis zur technischen Umsetzung zu

begleiten und letztendlich die notwendigen Anlagen für die

Energieversorgung zu errichten und zu betreiben. Die Energiebranche

ist dazu bereit und aktiv in einer Vielzahl von zukunftsweisenden

Projekten eingebunden.

Dementsprechend findet sich hier auch der „VGB PowerTech“

wieder, als technischer Verband der Energieanlagenbetreiber.

Der Verband unterstützt in dieser anspruchsvollen Zeit des

Wandels seine Mitgliedsunternehmen und die Branche als

unabhängige Plattform, Netzwerk und Kompetenzzentrum.

Mit einem neuen Erscheinungsbild möchten wir den Verband

auch nach außen für das neue Energiezeitalter präsentieren.

Dabei wird Kontinuität, im Sinne von Verlässlichkeit und

Kompetenzen, gewahrt und durch einen neuen Zusatz mit

Mehrwert versehen. Was bietet sich in der Welt der „Energie“

dabei mehr als eine Ergänzung mit einem „e“ an? Mit einer

kleinen Veränderung – die im allgemeinen Sprachgebrauch

nicht einmal zum hörbaren Tragen kommt – transportieren

wir unser Zuhause, die Energiebranche und die Energie, mit

der wir tagtäglich unsere Mitglieder unterstützen und unsere

gemeinsamen Ziele verfolgen.

So gehen wir einen entscheidenden Schritt in Richtung einer

starken und prägenden Marke: vgbe energy mit den Hauptgedanken

„vision – generation – benefit“. Die Bereitschaft des

Verbandes zu verändern, zu verbessern, Verbindungen zu

schaffen und Verantwortung zu übernehmen drückt sich zudem

in unserem Claim „ENERGY IS US“ aus. Energie ist nicht

nur Thema, es ist unser innerster Antrieb.

In der neuen Marke vgbe energy – ENERGY IS US! verbirgt

sich zudem noch eine weitere Ebene, der wir uns verschreiben.

Es ist die Aufforderung: „be“ – sei! Wir, der vgbe energy,

sind der aktive Partner, der informiert, inspiriert und verbindet:

be energised, be inspired, be connected, be informed –

sind unsere Versprechen an unsere Mitglieder für gemeinsame

Erfolge.

Die Veränderungen betreffen aber nicht nur das äußere Auftreten

des Verbandes vgbe energy. Die einschneidenden Veränderungen

der Energiebranche waren Anlass, eine grundle-

gende strukturelle und operative Neuausrichtung in Angriff

zu nehmen und unter dem Titel „VGB2025“ zu entwickeln. Auf

Basis der Vorschläge einer breit aufgestellten Arbeitsgruppe

aus Vertretern der Mitgliedsunternehmen und der Geschäftsstelle

wurde ein zukunftsweisendes, effizientes Konzept für

den Verband erarbeitet und von den Mitgliedern genehmigt.

Ein nachhaltiges Finanzierungsmodell für den Verband sowie

die Erhöhung der Attraktivität für bestehende und potenzielle

Mitgliedsunternehmen durch ein transparentes, modulares

und flexibles Beteiligungsmodell sind zentrale Komponenten.

Zukünftig gruppieren sich alle Aktivitäten des Verbands zum

einen in den zunächst fünf Technischen Kompetenzzentren –

Windkraft, Wasserkraft, Kernkraft, Thermische Kraftwerke

und das Future Energy System; Energiesystem der Zukunft –,

in denen die bekannten Arbeitsgremien und die ihnen zugeordneten

Aktivitäten und Dienstleistungen organisiert sind.

Die Technischen Kompetenzzentren werden sich auf die wichtigen

und für alle Mitgliedsunternehmen relevanten Schwerpunkte

aus den Bereichen Anlagen- und Betriebssicherheit,

Technischer Erfahrungsaustausch, Expertise für die externe

Kommunikation, Erarbeitung von Standards und Organisation

und Koordination von Gemeinschaftsforschungsvorhaben

konzentrieren.

Zum anderen werden Aktivitäten in den Technischen Programmen

organisiert, mit denen übergreifende oder ganz

neue Themen abgedeckt bzw. entwickelt werden. Thematisch

können übergeordnete und/oder neuartige Themen, Technologien

sowie Aktivitäten abgedeckt werden. Die Technischen

Programme bieten flexible Durchführungsbedingungen hinsichtlich

Beteiligung, Finanzierung und Strukturierung und

sind mit einem klaren Fokus auf die zu erreichenden Ziele,

die zu erbringenden Leistungen sowie den zeitlichen Rahmen

ausgerichtet.

Als integraler Bestandteil des Verbands bietet die Dienstleistungsgesellschaft

des vgbe energy mit den Technischen Diensten

und Ingenieurservices sowie dem Veranstaltungsservice

und Verlag weitere hochqualifizierte Leistungen und weiteres

Know-how für die Mitglieder an.

Das ist vgbe energy der Zukunft – unser Portfolio, unser Anspruch

und unsere Energie mit einem Konzept für die Zukunft.

Wir freuen uns, wenn Sie diesen anspruchsvollen und

aufregenden Weg auch in Zukunft weiterhin gemeinsam mit

uns gehen.

Dr. Georg Stamatelopoulos

Vorsitzender des Vorstands

des VGB PowerTech e.V.

Mitglied des Vorstands/

Chief Operating Officer Generation

der EnBW Energie

Baden-Württemberg AG

2 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


www.branchentag-wasserstoff.de

1. Branchentag Wasserstoff

28./29. März 2022


International Journal for Generation

and Storage of Electricity and Heat 1/2 · 2022

vgbe energy

on the way to the energy system of the future

vgbe energy

auf dem Weg in das Energiesystem der Zukunft

Georg Stamatelopoulos 1

More efficient energy supply through the construction

of a two-zone storage facility for Stadtwerke Duisburg

Effizientere Energieversorgung durch die Errichtung

eines Zwei-Zonen-Speichers für die Stadtwerke Duisburg

Markus Eferdinger 48

Abstracts/Kurzfassungen6

Members‘ News 8

Industry News 20

News from Science & Research 27

Events in Brief 32

Combined heat and power plant electrical equipment

incident rate and unavailability empirical expression

Empirische Kennzahl für Störungen und Nichtverfügbarkeit

von elektrischen Komponenten in Heizkraftwerken

Romāns Oļekšijs and Bogdan Olekshii 52

First operating experience with the BigBattery Lausitz

Erste Betriebserfahrungen mit der BigBattery Lausitz

Gunnar Löhning, Florian Wenzel, Andreas Kleitz,

Oliver Stenzel and Thomas Hörtinger 58

VGB Congress 2021

Welcome address | Grußworte

Thomas Kufen 33

Black Start – Support for an existing CCGT power plant

Schwarzstart – Unterstützung für ein Bestands-GuD-Kraftwerk

Thomas Lehmann 63

Opening speech | Eröffnungsrede

Georg Stamatelopoulos 34

Conference report | Konferenzbericht 37

vgbe Awards 2021 | vgbe-Awards 2021 39

Our common ambition to improve quality and safety

performance for works involving contractors

Unser gemeinsames Bestreben, die Qualität und

die Sicherheit bei Arbeiten, an denen Auftragnehmer

beteiligt sind, zu verbessern

Marc Massaar Van Schaik, Till Böhmer and Hilde Geudens 41

Mobile maintenance against the background

of sector coupling

Mobile Instandhaltung vor dem Hintergrund

der Sektorenkopplung

Florian Schumann and Helmut Guggenbichler 66

Optimal PID controller structures for practical application

Optimale PID-Reglerstrukturen für die praktische Anwendung

Simon Fleischer and Kai Michels 72

The role of low emission coal technologies

in a net zero Asian future

Die Rolle emissionsarmer Kohletechnologien in einer

Netto-Null-Zukunft in Asien

Greg Kelsall and Paul Baruya 76

4 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


Ms Angela Langen

Content

Save the Date

vgbe Congress 2022

ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER 2022

RADISSON BLU HOTEL

www.vgbe.energy

t +49 201 8128-310

e angela.langen@vgbe.energy

vgbe-congress2022 StD (2021-09-15).indd 5 17.02.2022 11:40:31

vgbe Congress/vgbe-Kongress 2022

Save the date!

Conference Report:

53 rd Colloquium on Power Plant Technology

Tagungsbericht: 53. Kraftwerkstechnisches Kolloquium

Michael Beckmann and Juliane Jentschke 81

Operating results 85

vgbe news 90

Personalien90

14 and 15 September 2022

Radisson Blu Hotel

Antwerp, Belgium

For more information please visit our new website

or contact us:

be informed www.vgbe.energy

Contacts

Ines Moors

t +49 201 8128-274

e vgb-congress@vgbe.energy

Inserentenverzeichnis94

Events 95

Angela Langen

t +49 201 8128-310

e angela.langen@vgbe.energy

Imprint96

Preview vgbe energy journal 3|2022 96

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 5


Abstracts | Kurzfassungen

Our common ambition to improve

quality and safety performance for

works involving contractors

Marc Massaar Van Schaik, Till Böhmer

and Hilde Geudens

ENGIE THERMAL Europe manages a Europe

wide generation fleet with an capacity of approx.

19.8 GW of Gas- and large-scale Combined

Heat Power assets and some pumped storage

plants. Due to the increasing number of safety

related events with Contractors, an improvement

program was launched focusing on the

quality and safety performance for works involving

Contractors. A multidisciplinary working

group consisting of Maintenance, Procurement

and HSE experts reviewed in a holistic way the

‘full life cycle’ from qualification and selection

during the tender phase up to the closure of the

works. One of the main achievements of this

project is the close collaboration between the

different departments – Procurement, HSE and

Business – thanks to a shared objective to improve

quality and safety performance.

More efficient energy supply

through the construction of a

two-zone storage facility for

Stadtwerke Duisburg

Markus Eferdinger

Storing large quantities of electricity and heat

still poses major challenges for the energy industry.

Stadtwerke Duisburg was also confronted

with this. To overcome them, the industrial

services provider Bilfinger Industrial Services

from Austria was commissioned. A district

heating storage system with two-zone technology,

including an associated pump house,

was to provide a remedy. The municipal utility

relied on the innovative technology of the twozone

storage tank. The two-zone technology is

an invention of the Swedish engineer Dr. Anders

Hedbäck. With this technology, heat storage

tanks that can withstand temperatures of over

100 degrees Celsius can be built without pressure.

Combined heat and power plant

electrical equipment incident rate

and unavailability empirical

expression

Romāns Oļekšijs and Bogdan Olekshii

This paper presents approach to estimate combined

heat and power plant main electrical

equipment incident rate and unavailability time

basing on statistical data. Empirical equations

for generator incident rate and unavailability

time estimation based on operating hours and

number of start-ups per year are provided. The

equations allow to predict CHP main electrical

equipment incident rate and caused outage

time basing on expected CHP operation time

and start-up number per year. Such information

is valuable for risk assessment and planning of

power plant operation regimes. Provided equations

could be used for any CHP. Calculation examples

are presented. Also, brief description of

possible economical effect is presented, which

is very important in terms to choose right operation

regimes.

First operating experience with the

BigBattery Lausitz

Gunnar Löhning, Florian Wenzel,

Andreas Kleitz, Oliver Stenzel

and Thomas Hörtinger

Lausitz Energie Kraftwerke AG (LEAG) is tapping

into new business areas and has built a

battery storage facility with a storage capacity

of around 54 megawatt hours at its Schwarze

Pumpe site. The “BigBattery Lausitz” project

combines modern power plant infrastructures

with storage technology on a new scale and is

so far unique in Europe in this constellation.

The storage unit, which is based on lithium-ion

technology, enables further flexibilisation of

power generation at the Schwarze Pumpe site.

By providing control power, it contributes to

increasing the robustness of the transmission

grid against frequency fluctuations and thus

supports the system integration of renewable

energies. The following article first explains the

technical concept of the battery storage system.

It then presents initial operating experience

with the BigBattery Lausitz and approaches for

further optimisation.

Black Start – Support for an

existing CCGT power plant

Thomas Lehmann

During a blackout scenario of 50Hertz transmission

GmbH (50Hertz) transmission system the

district system berlin is also going to be affected.

Today 50Hertz transmission GmbH commands

the re-establishment of the grid. The Stromnetz

Berlin GmbH as district system operator wants

to react faster and repower the district system

quicker. For this case black start diesel generators

will be built at the CHP plant Berlin Mitte to

recover from a total shut-down. These partnerships,

regulations and the technical implementation

will be shown.

Mobile maintenance against the

background of sector coupling

Florian Schumann

and Helmut Guggenbichler

Both, for plants in operation in the energy industry

and on the way to establishing decentralised

structures in energy supply, there is

currently still often the problem in the operating

phase that there is a discrepancy between

the need and the supply of information. This

often means that the service staff on site do not

have the documentation they need to process

their tasks or that it is no longer up to date. To

solve these problems, mobile maintenance systems

have already been implemented in several

companies, including power plants. With this

software interface, the employees on site can

directly access the current data statuses both

online and offline with the help of mobile devices

such as smartphones, tablets or AR glasses

and interact with the existing systems. With the

help of this mobile solution, information losses

due to media discontinuities as well as unnecessary

walking or driving distances for additional

on-site inspections resulting from missing data

are avoided.

Optimal PID controller structures for

practical application

Simon Fleischer and Kai Michels

For systems with several inputs and outputs

we often have the problem that under certain

operation conditions the controller for the different

system variables act against each other.

To avoid this problem, one could use a multi-dimensional

state-space controller, but this

type of controller is so complex, that in case of

changes in the system it cannot be tuned any

more. Therefore, at the IAT of Bremen University

an algorithm is currently developed, that

provides an optimal PI(D) controller structure

including parameterization for such systems.

The optimization means a maximization of control

quality by minimization of the H_∞-Norm.

From that point of view, the algorithm can be

seen as a link between modern control theory

and practical application.

The role of low emission coal

technologies in a net zero

Asian future

Greg Kelsall and Paul Baruya

There is a widely held assumption that there

must be an end to the use of coal to achieve net

zero emissions (NZE). For much of Asia, it is not

feasible to phase out unabated coal in the coming

decades as it remains the dominant source

of energy, because of its low cost and ease of

availability. Many Asian countries have relatively

fast-growing economies and populations,

which are also becoming more urban. Thus, demand

for energy, electricity and infrastructure

is growing – all of which are carbon-intensive.

There is much that Asian countries can do to

approach NZE, starting with the deployment of

low emission coal technologies (LECT). Carbon

capture, utilisation and storage (CCUS) is a necessary

part of Asia’s transition to NZE because

coal will remain important for many years for

existing industry, such as electricity generation

and industrial processes that are hard to abate;

and new industries, such as bioenergy, hydrogen,

ammonia and dimethyl ether (DME). Asia,

and in particular China, should become a key focus

for the roll‐out of commercial CCUS, where

large scale projects are underway.

Conference Report: 53 rd Colloquium

on Power Plant Technology

Michael Beckmann and Juliane Jentschke

For the second year in a row, the Power Plant

Technology Colloquium (KWTK) took place as

a hybrid conference. Thanks to a hygiene and

event concept, 600 participants were able to attend

the conference in attendance at the Dresden

Congress Centre. About 50 people followed

the KWTK online. In addition to the plenary

session and panel discussion, all technical presentations

of the individual sessions were also

broadcast live for the first time. In addition, the

70 exhibitors in Dresden had the opportunity to

present their companies online. Thus, even under

the given framework conditions, the KWTK

organisation team was once again able to conduct

a communication and discussion platform

that met with a lively response.

6 | vgbe energy journa 1 | 2 · 2022


Abstracts | Kurzfassungen

Unser gemeinsames Bestreben,

die Qualität und die Sicherheit bei

Arbeiten, an denen Auftragnehmer

beteiligt sind, zu verbessern

Marc Massaar Van Schaik, Till Böhmer

und Hilde Geudens

ENGIE THERMAL Europe betreut einen europaweiten

Kraftwerkspark von ca. 19,8 GW mit

Gas- und leistungsstarken Kraftwerken inkl.

Kraft-Wärme-Kopplung sowie einigen Pumpspeicherkraftwerken.

Aufgrund der zunehmenden

Zahl von sicherheitsrelevanten Ereignissen

bei Auftragnehmern wurde ein Optimierungsprogramm

aufgelegt, das sich auf die Qualität

und Sicherheit bei Arbeiten mit Auftragnehmern

konzentriert. Eine multidisziplinäre Arbeitsgruppe,

bestehend aus Experten aus den Bereichen

Instandhaltung, Beschaffung sowie Sicherheit

und Gesundheitsschutz, überprüfte auf

ganzheitliche Weise den gesamten Lebenszyklus

von der Qualifikation und Auswahl während der

Ausschreibungsphase bis zum Abschluss der Arbeiten.

Eines der wichtigsten Ergebnisse dieses

Projekts ist die etablierte enge Zusammenarbeit

zwischen den verschiedenen Abteilungen – Beschaffung,

HSE und Unternehmen – dank des

gemeinsamen Ziels, die Qualität und das Niveau

von Sicherheit zu verbessern.

Effizientere Energieversorgung

durch die Errichtung eines

Zwei-Zonen-Speichers für die

Stadtwerke Duisburg

Markus Eferdinger

Das Speichern von größeren Strom- und Wärmemengen

stellt die Energiebranche noch immer

vor große Herausforderungen. Damit sahen

sich auch die Stadtwerke Duisburg konfrontiert.

Um diese zu bewältigen, wurde der Industriedienstleister

Bilfinger Industrial Services beauftragt.

Ein Fernwärmespeicher mit Zwei-Zonen-Technologie,

samt dazugehörigem Pumpenhaus,

sollte Abhilfe schaffen. Dabei setzten die

Stadtwerke auf die innovative Technologie des

Zwei-Zonen Speichers. Die Zwei-Zonen-Technik

ist eine Erfindung des schwedischen Ingenieurs

Dr. Anders Hedbäck. Mit dieser Technik können

drucklose Wärmespeicher realisiert werden, in

denen Wasser in flüssiger Phase mit über 100 °C

gespeichert werden kann. Bilfinger hat die Patente

übernommen.

Empirische Kennzahl für Störungen

und Nichtverfügbarkeit von

elektrischen Komponenten

in Heizkraftwerken

Romāns Oļekšijs und Bogdan Olekshii

In diesem Beitrag wird ein Ansatz zur Abschätzung

der Störungsrate und der Nichtverfügbarkeitszeit

der elektrischen Haupteinrichtungen

eines Heizkraftwerks auf der Grundlage statistischer

Daten vorgestellt. Es werden empirische

Gleichungen für die Ermittlung der Störungsrate

und der Nichtverfügbarkeitszeit von Generatoren

auf der Grundlage von Betriebsstunden

und der Anzahl von Anlagenstarts pro Jahr

aufgestellt. Die so gewonnenen Gleichungen

ermöglichen eine Prognose der Störfallrate und

der dadurch verursachten Ausfallzeit auf der

Grundlage der erwarteten KWK-Betriebszeit

und der Anzahl der Anlagenstarts pro Jahr. Diese

Informationen sind hilfreich für die Risikobewertung

und die Planung von Kraftwerksbetriebsregimen.

Die bereitgestellten Gleichungen

können für jede beliebige KWK-Anlage verwendet

werden.

Erste Betriebserfahrungen mit der

BigBattery Lausitz

Gunnar Löhning, Florian Wenzel,

Andreas Kleitz, Oliver Stenzel

und Thomas Hörtinger

Die Lausitz Energie Kraftwerke AG (LEAG) erschließt

neue Geschäftsfelder und errichtete

am Standort Schwarze Pumpe einen Batteriespeicher

mit einer Speicherkapazität von ca.

54 Megawattstunden. Das Projekt „BigBattery

Lausitz“ kombiniert moderne Kraftwerksinfrastrukturen

mit Speichertechnologie in neuer

Größenordnung und ist in dieser Konstellation

bislang einzigartig in Europa. Der auf der Lithium-Ionen-Technologie

basierende Speicher

ermöglicht eine weitere Flexibilisierung der

Stromerzeugung am Standort Schwarze Pumpe.

Durch die Bereitstellung von Regelleistung

trägt er dazu bei, die Robustheit des Übertragungsnetzes

gegen Frequenzschwankungen zu

erhöhen und unterstützt so die Systemintegration

der erneuerbaren Energien. Im Beitrag wird

die technische Konzeption des Batteriespeichers

erläutert. Erste Betriebserfahrungen mit der Big-

Battery Lausitz und Ansätze zur weiteren Optimierung

werden vorgestellt.

Schwarzstart – Unterstützung

für ein Bestands-GuD-Kraftwerk

Thomas Lehmann

Bei einem Netzzusammenbruch in der Regelzone

der 50Hertz transmission GmbH (50Hertz)

ist das Land Berlin ebenfalls betroffen. Während

des Netzwiederaufbaus koordiniert 50Hertz

alle durchzuführenden Maßnahmen. Als Verteilungsnetzbetreiber

Berlins möchte die Stromnetz

Berlin GmbH jedoch unabhängiger und

schneller auf einen Netzzusammenbruch im

Sinne einer schnellen Wiederversorgung wichtiger

Teile des Stromnetzes in Berlin reagieren

können.

Mobile Instandhaltung vor dem

Hintergrund der Sektorenkopplung

Florian Schumann

und Helmut Guggenbichler

Sowohl bei im Betrieb befindlichen Anlagen der

Energiewirtschaft als auch auf dem Weg zur

Etablierung von dezentralen Strukturen in der

Energieversorgung tritt derzeit in der Betriebsphase

häufig noch das Problem auf, dass es eine

Diskrepanz zwischen dem Bedarf und der Versorgung

mit Informationen gibt. Dies bedeutet

oftmals, dass den Servicemitarbeitern vor Ort

nicht die benötigte Dokumentation zur Bearbeitung

ihrer Aufgabenstellungen vorliegt oder diese

nicht mehr dem aktuellen Stand entspricht.

Zur Behebung dieser Probleme konnten bereits

in mehreren Unternehmen, u.a. Kraftwerken,

Systeme zur mobilen Instandhaltung implementiert

werden. Mit dieser Software-Oberfläche

können die Mitarbeiter vor Ort mit Hilfe von

mobilen Endgeräten, wie Smartphones, Tablets

oder auch AR-Brillen, sowohl online als auch

offline direkt auf die aktuellen Datenstände zugreifen

und mit den bestehenden Systemen interagieren.

Der vorliegende Beitrag befasst sich

mit der bestehenden Diskrepanz zwischen dem

Bedarf und der Versorgung an Informationen

zur Störungsaufnahme und Störungsbehebung

im industriellen Bereich. Im Rahmen des Beitrages,

wird ein Bezug zu den aktuellen technologischen

Standards der relevanten Soft- und Hardware

hergestellt und anhand von industriellen

Anwendungsfällen vorgestellt. Im Zuge dessen

werden die zu Beginn angesprochene Problematiken

abermals aufgegriffen und die erarbeiteten

Lösungsansätze erneut dargestellt.

Optimale PID-Reglerstrukturen

für die praktische Anwendung

Simon Fleischer und Kai Michels

Oftmals besteht bei Systemen mit mehreren Einund

Ausgangsgrößen das Problem, dass die Regler

für die einzelnen Systemgrößen in bestimmten

Betriebssituationen gegeneinander arbeiten.

Abhilfe würde hier eine Mehrgrößen-Zustandsregelung

schaffen, die aber so komplex ist, dass

sie im laufenden Betrieb an Veränderungen in

der Strecke nicht mehr angepasst werden kann.

Am IAT der Uni Bremen wird daher ein Algorithmus

entwickelt, der für ein dynamisches System

mit mehreren Ein- und Ausgangsgrößen eine

optimale Struktur aus PI(D)-Reglern mitsamt

Parametrierung liefert. Die Optimierung zielt

auf eine Maximierung der Regelgüte bezüglich

der H_∞-Norm ab. Der Algorithmus stellt damit

einen Brückenschlag zwischen moderner Regelungstheorie

und praktischer Anwendung dar.

Die Rolle emissionsarmer

Kohletechnologien in einer

Netto-Null-Zukunft in Asien

Greg Kelsall und Paul Baruya

Es besteht die weit verbreitete Annahme, dass

die Nutzung von Kohle beendet werden muss,

um Netto-Null-Emissionen (NZE) zu erreichen.

In weiten Teilen Asiens ist ein Ausstieg aus der

Kohle in den kommenden Jahrzehnten nicht

machbar, da sie aufgrund ihrer geringen Kosten

und leichten Verfügbarkeit die dominierende

Energiequelle bleiben wird. Die Kohlenstoffabscheidung,

-nutzung und -speicherung (CCUS)

ist daher ein notwendiger Bestandteil des Übergangs

Asiens zu NZE. Asien, und insbesondere

China, sollten sich daher zu einem Schwerpunkt

für die Einführung kommerzieller CCUS entwickeln.

Die Emissionen von Kohlekraftwerken

lassen sich durch die Mitverbrennung von Biomasse

mit Kohle und die Steigerung des Wirkungsgrads

der Anlagen verringern. Für die Dekarbonisierung

der Industrie und des Chemiesektors

ist ein Portfolio-Ansatz erforderlich, der

die Umstellung auf emissionsarme Brennstoffe

wie Wasserstoff und Ammoniak, Biomasse als

kohlenstoffneutraler Brennstoff, verbesserte

Energieeffizienz und den Einsatz der derzeit

besten verfügbaren und künftigen innovativen

Technologien einschließlich CCUS umfasst.

Tagungsbericht:

53. Kraftwerkstechnisches Kolloquium

Michael Beckmann und Juliane Jentschke

Im zweiten Jahr in Folge fand das Kraftwerkstechnische

Kolloquium (KWTK) als hybride

Konferenz statt. Dank eines Hygiene- und

Veranstaltungskonzeptes konnten 600 Teilnehmerinnen

und Teilnehmer die Tagung in Präsenz

im Dresdner Congress Center besuchen. Etwa 50

Personen verfolgten das KWTK online. Neben

der Plenarveranstaltung und Podiumsdiskussion

wurden erstmalig auch alle Fach-Vorträge

der einzelnen Sessions live übertragen. Zusätzlich

hatten die 70 Aussteller in Dresden die

Möglichkeit, ihr Unternehmen online zu präsentieren.

Somit konnte das Organisations-Team

des KWTK auch unter den gegebenen Rahmenbedingungen

wieder eine Kommunikations- und

Diskussionsplattform durchführen, die lebhafte

Resonanz fand.

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 7


Members’ News

Members´

News

Engie: Offshore wind: a key step

towards the world’s first large

scale floating wind project

(engie) Ocean Winds, an ENGIE 50/50

joint-venture with EDPR, and its partner

Aker Offshore Wind, have been awarded the

exclusive rights to develop the Korea Floating

Wind project.

Korea Floating Wind (“KF Wind”), a

joint-venture between Ocean Winds

(66.7 %) and Aker Offshore Wind (33.3 %),

has obtained its first Electric Business License

(EBL) from the South Korean Ministry

of Trade, Industry and Energy for a capacity

of 870 MW.

The EBL is a mandatory requirement to

generate and supply electricity in South Korea.

It grants KF Wind exclusive development

rights to carry out the project, based in

Ulsan.

KF Wind expects the second EBL, for a 450

MW capacity, to follow while it continues to

pursue the project’s development with the

objective of reaching financial close in 2024.

Paulo ALMIRANTE, ENGIE Senior Executive

Vice President in charge of Renewables,

Energy Management and Nuclear Activities,

said: “We are very proud that Ocean Winds

and its partner have been successfully

awarded, by South Korean authorities, the

exclusive rights to develop what will be the

first large scale floating project of Ocean

Winds.

Over the past month, ENGIE’s Ocean

Winds joint-venture reached important

milestones in the Mayflower Wind project in

the U.S., in the ScotWind tender in Scotland

and now in South Korea. These major offshore

wind farms will significantly contribute

to the energy transition in which ENGIE

is strongly committed with its partners and

clients.”

South Korea aims to generate 20 % of its

power from renewable sources by 2030, of

which 12 GW from offshore wind. At the

COP26, the South Korean government committed

to reducing greenhouse gas emissions

by at least 40 % by 2030 compared to

its 2018 peak.

LL

www.engie.com (22541411)

Fortum and Uniper Wind&Solar

team launches its first project

− Pjelax-Böle and Kristinestad

Norr wind parks to be built in

cooperation with Helen

(fortum/uniper) The joint team of Fortum

and Uniper for wind and solar businesses in

Europe is launching its first project. Fortum

has made an investment decision to start the

construction of the 380-megawatt Pjelax-Böle

and Kristinestad Norr wind parks in

Närpes and in Kristinestad, Finland in partnership

with the Finnish energy company

Helen Ltd.

The project consists of 56 wind turbines

with an annual power generation of approximately

1.1 terawatt hours. Construction

with civil works will start in January 2022

and the wind parks are expected to be fully

operational at the latest in the second quarter

of 2024. Fortum will retain a 60 % majority

and Helen a 40 % minority ownership in

the project and the investment will be consolidated

on Fortum’s balance sheet. The

total capital expenditure of the projects is

approximately EUR 360 million, of which

Fortum’s share is EUR 216 million.

Fortum and Helen have also signed a longterm

electricity sales agreement (PPA, power

purchase agreement) according to which

Helen is to purchase approximately half of

the power generation from the Pjelax-Böle

and Kristinestad Norr wind parks.

As announced in December 2020, onshore

wind and solar is one of the three strategic

cooperation areas for Fortum and Uniper.

The aim of strategic cooperation is to ensure

focused and effective implementation of the

Group strategy, to create more value and to

optimise exploration of growth opportunities.

The wind and solar organisation is under

the leadership of Uniper, and its aim is to

build between 1.5 and 2 gigawatt of new

capacity in the most attractive European

markets by 2025. Fortum’s and Uniper’s two

other strategic cooperation areas are Nordic

hydro and physical trading optimisation and

hydrogen development.

Fortum‘s and Uniper’s business model for

wind and solar consists of development,

construction, asset management as well as

partnerships and other forms of co-operation.

“We are extremely pleased to announce

our partnership with Helen and our first

joint wind park project with Uniper. This is

an important step in implementing our Nordic

wind strategy and we will continue to

build on our long-standing expertise to grow

in carbon free power generation,” says Simon-Erik

Ollus, Executive Vice President of

Fortum’s Generation division.

“It’s great to be involved in investing in another

wind farm project in Finland. This investment

will triple Helen’s wind power

production. Helen’s target is carbon-neutral

energy production in 2030. Wind power is

one of a number of means of achieving the

carbon neutrality target in a profitable way,”

says Helen’s CEO Juha-Pekka Weckström.

“This is our first joint renewables project

with Fortum and it marks a major milestone.

With a scale of 380 MW, an annual production

of approximately 1.1 terawatt hours and

in combination with a long-term electricity

sales agreement with a very good partner,

this project is a lighthouse for the future of

our joint renewables ambition. Together,

Fortum and Uniper can leverage our joint

expertise to accelerate our decarbonisation,”

says Frank Possmeier, Executive Vice

President of Fortum’s and Uniper’s joint

wind and solar businesses.

LL

www.fortum.com, www.helen.fi,

www.uniper.energy (22541429)

Excellent production year 2021

at Fortum’s Loviisa nuclear

power plant

(fortum) Despite the ongoing coronavirus

pandemic, Fortum’s Loviisa nuclear power

plant achieved a production record in 2021.

The power plant generated a total of 8.2 terawatt-hours

(net) of carbon-free power.

Thanks to the Loviisa nuclear power plant’s

electricity production, Finland emits about 6

million tonnes less carbon dioxide emissions

annually compared to the equivalent

amount of fossil fuel-based electricity.

On an international scale, the 92.9% load

factor of the Loviisa nuclear power plant was

among the best in the world for pressurised

water reactors. Loviisa Unit 1’s load factor

was 93.9% and Loviisa Unit 2’s was 92.2%.

Both plant units underwent refuelling in

2021. The annual outage of Unit 1 lasted 18

days, and the annual outage of Unit 2 was 24

days. The annual outage of Unit 2 was delayed

by approximately six days from the

original plan due to the replacement of additional

equipment.

“During the annual outages, several plant

modifications were carried out to improve

the safety and operation of the plants. Safety

automation and process monitoring computer

upgrades continued for both plants.

The automation modernisation of the emer-

8 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


Members´ News

(EPNE) plant LEAG mit diesem Projekt, einen

innovativen Beitrag zum Ausbau der

Erneuerbaren Energien in der Lausitz zu

leisten und ist damit allein in der zweiten

Jahreshälfte 2021 Wegbereiter für über

550 MW Grünstromleistung. Die 21-MW-Anlage

wäre das bislang größte in Deutschland

realisierte Floating-PV-Projekt.

LEAG: Das RDV-Gerät am Standort Cottbuser Ostsee bei Ankunft, Foto: Andreas Franke

gency generator that was started in 2020

was continued with Unit 1. In addition, a

project was implemented to enable the life

cycle of the process water preservation

chemical at the power plant to be as safe and

emission-free as possible. The upgrades ensure

the plant‘s operating reliability, safety,

and availability,” says Timo Eurasto, Manager,

Operations Unit, Loviisa Power Plant.

“Also the long-term, methodical work to

lower radiation levels for radiation workers

has produced results. The radiation levels

were at a record low with both units”, he

adds.

The Loviisa nuclear power plant is a major

employer in the region, providing work for

approximately 530 Fortum employees and

nearly 100 permanent employees of other

companies working in the plant area every

day. Additionally, about 650 external employees

participated in the annual outages

and investment projects. In addition, the

power plant also employed some 80 summer

trainees. Fortum’s investments in the Loviisa

power plant were approximately EUR 30 million

(2020: approximately EUR 50 million).

sector professionals, 530 of them work at

the Loviisa power plant. Additionally, nearly

100 permanent employees of other companies

work in the power plant area every day.

LL

www.fortum.com (22541152)

LEAG bereitet Ostseeboden

für Floating-PV-Anlage vor

(leag) Die vorbereitenden Arbeiten zur Errichtung

einer bis zu 18 Hektar großen

schwimmenden PV-Anlage auf dem künftig

1.900 Hektar großen Cottbuser Ostsee haben

begonnen. Das Energieunternehmen

LEAG vergütet derzeit mittels Rütteldruckverdichtung

den gekippten Untergrund im

ehemaligen Tagebau Cottbus-Nord. Damit

geht das Energieunternehmen in Vorleistung,

um die ersten Arbeiten für die noch

durch die Stadt Cottbus zu genehmigende

Anlage „im Trockenen“ vornehmen zu können.

In Zusammenarbeit mit ihrer Projektentwicklerin

EP New Energies GmbH

„Für die Vergütung des gekippten Bodens

kommt wieder das bewährte Verfahren der

Rütteldruckverdichtung zum Einsatz, mit

dem wir bereits die Ufer der zwei Naturschutz-Inseln

und die gekippten Uferbereiche

im künftigen Cottbuser Ostsee verdichtet

haben. Unsere Tochterfirma GMB steht

hierzu mit ihrer Technik und ihrem Knowhow

an unserer Seite,“ so die Leiterin Geotechnik

bei LEAG, Franziska Uhlig-May. Für die Rütteldruckverdichtung

setzt die GMB den Raupenseilkran

mit einem Einsatzgewicht von

rund 290 Tonnen und einer 35 Meter langen

Lanze mit Rüttler ein. Das Rütteldruckverdichtungs-Gerät

wurde mit mehreren Tieflader-Transporten

von seinem vorherigen Einsatzort

in Greifenhain angeliefert und an einem

Montageplatz am Rande des Cottbuser

Ostsees für seinen Einsatz gerüstet.

„Anders als bei Anlagen, die auf Wasserflächen

installiert werden, mussten wir für

unsere Floating-PV-Anlage zunächst eine

technische Lösung für die Installation entwickeln,

die das Aufschwimmen ermöglicht,

ohne, dass die Anlage dabei ihre Lage verändert.

Gemeinsam mit Partnern haben wir

ein System auf Basis von Dalben erarbeitet,

mit dem das gewünschte Aufschwimmen an

Ort und Stelle im künftigen Ostsee möglich

wird“, so Torsten Bahl, LEAG-Verantwortlicher

Spezialtiefbau / Sicherung Bergbaufolgelandschaften.

Dabei werde die Anlage um

in den Untergrund gerammte Rohre, sogenannte

Dalben mit einem Durchmesser von

etwa 30 bis 40 Zentimeter, errichtet. Bevor

die Dalben in den Untergrund gerammt werden

können, muss der gekippte Untergrund

in Tiefen bis zu 30 Metern aufwendig vergütet

werden. Insbesondere im Bereich der

zukünftigen 34 Ankerpunkte als Standorte

für die Dalben ist ein auf zwei Meter verdichtetes

Rüttelraster vorgesehen.

Loviisa nuclear power plant

In 2021, the load factor at Fortum’s fully-owned

Loviisa nuclear power plant was

92.9%. The continuous development and

modernisation of the power plant enable

load factors that are among the best for pressurised

water reactors on an international

scale. During the past five years, Fortum’s

investments in the Loviisa power plant have

totalled about EUR 325 million. In 2021, the

power plant produced a record-high total of

8.2 terawatt-hours (net) of electricity, which

is more than 10% of Finland’s electricity production.

Fortum employs about 700 nuclear

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 9


Members´ News

SAVE THE DATE

vgbe Conference

Maintenance of

Wind Power Plants

8 & 9 June 2022

Bremerhaven, Germany

Neben den Ankerpunkten, erfolgen Verdichtungsmaßnahmen

außerdem für einen

Sicherungsstützkörper, der die geplante Anlage

von einem Bewegen in Tieflagen schützen

soll sowie für einen Zufahrtsweg, der

während der Montage der Anlage genutzt

werden wird. In Summe ergeben sich für

dieses Projekt rund 40.000 Meter die mittels

Rütteldruckverdichtung bearbeitet werden.

Ende März 2022 sollen die Arbeiten zur

Rütteldruckverdichtung abgeschlossen werden.

Die Errichtung der Anlage ist für das

Jahr 2023 mit Vorliegen der Baugenehmigung

vorgesehen. „Wir liegen mit der Flutung

des Ostsees weiterhin im Plan, so dass

wir mit einem Aufschwimmen der Anlage ab

dem Jahr 2024 rechnen“, so Franziska Uhlig-May.

LL

www.leag.de (22541409)

CONTACTS

Ulrich Langnickel

t +49 201 8128-238

e vgbe-maint-wind@vgbe.energy

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany

Grünes Kraftwerk: Weltweit

erster Wasserstoff-Betriebsversuch

in Wiener Gasturbine

geplant

• Wasserstoff-Beimischung in Kraftwerk

Donaustadt unter Realbedingungen geplant

• Wien Energie, RheinEnergie, Siemens

Energy und VERBUND forschen gemeinsam

an Schlüsseltechnologie

(div) Wasserstoff ist ein entscheidender

Energieträger in einer CO 2 -neutralen Energiezukunft.

Wien Energie, RheinEnergie,

Siemens Energy und VERBUND forschen

deshalb an einer neuen Einsatzmöglichkeit:

In einem gemeinsamen Betriebsversuch in

einer Kraft-Wärme-Kopplungsanlage von

Wien Energie, dem Kraftwerk Donaustadt,

soll Wasserstoff unter Realbedingungen

zum Einsatz kommen. Der umweltfreundliche

Energieträger wird dabei dem normalerweise

eingesetzten Energieträger Erdgas

beigemischt. Es ist der weltweit erste Versuch,

in einer in öffentlicher Produktion befindlichen

großen Gas-und-Dampfturbinen-Anlage

Wasserstoff beizumengen. Ein

entsprechender Kooperationsvertrag wurde

kürzlich unterzeichnet, die Kooperationspartner

gehen von knapp zehn Millionen

Euro Projektkosten aus. Um das Projekt

vollumfänglich durchführen und noch mehr

Erkenntnisse zum Betrieb grüner Kraftwerke

sammeln zu können, sollen Förderungen

beantragt werden.

„Bis 2040 will Wien klimaneutral sein. Für

die Wärmewende und den Klimaschutz in

unserer Stadt spielt der Einsatz von grünen

Gasen in unseren Kraftwerken eine zentrale

Rolle. Mit dem weltweit ersten Wasserstoff-Betriebsversuch

in einer Gasturbine

machen wir den entscheidenden Schritt

vom Papier in die Praxis. Dieses länderübergreifende

Kooperationsprojekt ist ein Vor-

be informed www.vgbe.energy

10 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


Members´ News

zeigebeispiel für die gesamte Branche“, betont

Michael Strebl, Vorsitzender der Wien

Energie-Geschäftsführung.

Ist der Betriebsversuch erfolgreich, hat er

maßgebliche Auswirkungen auf das Gelingen

der Energiewende. „Dies ist ein bedeutender

Schritt auf dem Weg zu klimaneutralen

Fernwärmenetzen und der damit verbundenen

Stromproduktion“, sagt Dieter

Steinkamp, Vorstandsvorsitzender der RheinEnergie,

größter Energieversorger in Köln.

„Gelingt es uns, die Herzstücke solcher Wärmenetze,

die Erzeugung, zu vergrünen, so

können wir in einem Schritt mehrere Tausend

Häuser und Wohnungen klimaneutral

beheizen.“

Wichtige Erkenntnisse

für Energiezukunft erhofft

Am Kraftwerksstandort in Wien wird der

erste Praxistest dieser Art an einer „heavy

duty gas turbine“ vorgenommen. Bereits im

Frühjahr 2022 soll mit Umbaumaßnahmen

an der Gasturbine gestartet werden. Nach

der Umrüstung der Turbine im kommenden

Jahr soll die Beimischung von Wasserstoff

2023 erfolgen. Von diesem Praxistest erwarten

sich die beteiligten Unternehmen wichtige

Erkenntnisse und Daten zur Effizienz

und den Emissionen der Wasserstoffmitverbrennung.

„Siemens Energy ist auf Dekarbonisierung

der Energiesysteme fokussiert.

Dabei unterstützen wir als Partner auch unsere

Kunden bei der Realisierung von Lösungen

zur Dekarbonisierung ihrer Prozesse bei

gleichzeitiger Deckung des steigenden Energiebedarfs.

Wir sind überzeugt, dass innovative

Technologien und der Einsatz von Wasserstoff

der wichtigste Schlüssel zur Bekämpfung

des Klimawandels sind“, erklärt

Aleš Prešern, Geschäftsführer von Siemens

Energy Austria.

Diese Erkenntnisse sind zur weiteren Entwicklung

der nächsten Generation an Gasturbinen

hoch relevant. Die ExpertInnen der

teilnehmenden Unternehmen wollen die

Ergebnisse gemeinsam auswerten und daraus

Folgerungen für die weitere Anpassung

an neue künftige Energieträger treffen.

„Innovation und Kooperation sind entscheidende

Faktoren beim Erreichen unserer

Klimaziele“, so VERBUND Thermal Power

Geschäftsführer Robert Koubek. „Wir

testen und forschen hier gemeinsam zum

Einsatz von Wasserstoff in der bestehenden

Infrastruktur eines Wärmekraftwerks, um

die Dekarbonisierung des Gassektors voranzutreiben.“

Vertragsunterzeichnung H2-Feldtest im Kraftwerk Donaustadt

Am Foto v.l.n.r.: Michael Strebl (Vorsitzender der Wien Energie-Geschäftsführung),

Alexander Kirchner (Geschäftsbereichsleiter Asset Betrieb, Wien Energie), Robert Koubek

(Geschäftsführer VERBUND Thermal Power), Aleš Prešern (Geschäftsführer von Siemens

Energy Austria), Michaela Länger (Finanz-Geschäftsführerin bei Siemens Energy Austria),

Armin Ehret (Stv. Leiter Erzeugung und Standortleiter Kraftwerk Köln-Niehl, RheinEnergie),

Karl Gruber (Geschäftsführer Wien Energie). Foto Wien Energie/Max Kropitz

In einem ersten Schritt soll der Wasserstoffanteil

bei 15 Volumenprozent liegen. Im

zweiten Schritt ist geplant, den Anteil zu

verdoppeln. Ist der Versuch erfolgreich, soll

die Anlage für den Dauerbetrieb zertifiziert

werden. Schon bei 15 Volumenprozent Beimischung

von grünem Wasserstoff im Kraftwerk

Donaustadt würden jedes Jahr rund

33.000 Tonnen CO 2 eingespart werden.

Ähnliche Gasturbinen als Vorteil

Die Gasturbinen von Wien Energie, Rhein-

Energie und VERBUND sind nahezu

baugleich. Sie arbeiten im „Heavy-Duty“-Einsatz

und erzeugen rund um die Uhr

Wärme sowie je nach Auslastungsgrad auch

Prozessdampf, Fernwärme und Strom. Ihre

Leistungsabgabe lässt sich flexibel steuern.

Damit gleichen die Turbinen Schwankungen

aus, die bei der Erzeugung von Wind- und

Sonnenstrom zwangsläufig entstehen. Kaum

ein anderer Kraftwerkstyp ist so flexibel wie

eine Gas-und-Dampfturbinenanlage.

Bei allen drei Unternehmen ist eine Siemens-Energy-Gasturbine

vom Typ 4000 F

im Einsatz. Dieser Anlagentypus trägt in

seiner Klasse die Hauptlast der Versorgung

am Strommarkt in Österreich und speziell

für das gesamte Versorgungsgebiet Wien. In

Europa sind mehr als 115 Gasturbinen dieser

Klasse in Betrieb mit einer installierten

Leistung von mehr als 31 Gigawatt. In Köln

steht sie am Standort Niehl (HKW Niehl 2,

Inbetriebnahme 2005, Leistung 400 Megawatt).

Vernetzung der

Energiesektoren entscheidend

Wasserstoff gilt als ein Schlüssel-Energieträger

auf dem Weg zur Klimaneutralität,

insbesondere im Sektor Energieerzeugung.

Er lässt sich als sogenannter „grüner“ Wasserstoff

unter Verwendung von Erneuerbarer

Energie erzeugen, dadurch wird er komplett

klimaneutral. ExpertInnen rechnen mit

einem allmählichen Markthochlauf ab Anfang

der Dreißigerjahre.

Zudem kann Wasserstoff auch ein Medium

sein, um den Überschuss aus der Produktion

von Erneuerbarer Energie zu speichern. Damit

leistet er auch einen Beitrag zur Stabilisierung

des Energiesystems und erhöht dessen

Flexibilität. Da hohe Mengen an Erneuerbarer

Energie oft in den Zeiten anfallen, in

denen der Bedarf vielleicht eher gering ist,

aber nicht zur Verfügung stehen, wenn es

hohe Nachfrage gibt (Winter, Dunkelheit,

niedrige Temperaturen, …), kann Wasserstoff

als Ausgleich zwischen Bedarf und Angebot

dienen.

Über das Kraftwerk Donaustadt

Das Kraftwerk Donaustadt in Wien ist

eine der modernsten Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen

Österreichs. Wien Energie

hat das Kraftwerk 2001 in Betrieb genommen

und erzeugt Wärme mit 350 Megawatt

Leistung und Strom mit bis zu 395 Megawatt.

Im kombinierten Betrieb liegt der

Wirkungsgrad bei 86 Prozent. Die Anlage

ist damit besonders effizient. Im Jahr 2020

konnte das Kraftwerk Donaustadt umgerechnet

Strom für 850.000 Haushalte und

Wärme für mehr als 150.000 Haushalte

produzieren.

LL

www.wienenergie.at

www.rheinenergie.com

www.siemens-energy.com

www.verbund.com (22541106)

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 11


Members´ News

RWE – TetraSpar: Windturbine

auf weltweit erstem vollständig

industriell gefertigten,

schwimmendem Fundament

in Betrieb

• Die TetraSpar-Pilotanlage von Shell, TEP-

CO RP, RWE und Stiesdal wurde erfolgreich

an das norwegische Stromnetz

angeschlossen.

• Das schwimmende Fundament samt Turbine

wurde im Juli von Dänemark nach

Norwegen geschleppt. Jetzt wurde die

Anlage in Betrieb genommen und erzeugt

Strom.

• Das Konzept zeichnet sich durch niedrige

Materialkosten und kurze Montage- und

Errichtungsprozesse aus.

(rwe) Die Windturbine auf dem schwimmenden

TetraSpar-Fundament ist in 200

Metern Wassertiefe vor der Küste Norwegens

verankert und vollständig in Betrieb

genommen. Das Projekt geht nun in die Testphase.

Ziel ist es, Daten zu Verhalten und

Leistung zu erheben und so den Weg für

kommerzielle schwimmende Windkraftanlagen

zu ebnen.

Das modular aufgebaute TetraSpar-Konzept

besteht aus einer Stahlrohrkonstruktion

mit darunter hängendem Kielelement. In

diesem Sommer wurde das schwimmende

TetraSpar-Fundament samt Turbine rund

360 Seemeilen vom Montagehafen Grenaa

in Dänemark zum Teststandort im norwegischen

Marine Energy Test Centre (METCentre)

geschleppt. Die Inbetriebnahme der

3,6-Megawatt-Windturbine von Siemens

folgt auf eine Reihe an vorherigen Meilensteinen:

Henrik Stiesdal, Chairman of the Board of

Directors, TetraSpar Demonstrator ApS:

„Dies ist ein wichtiger Meilenstein für unser

Projekt. Am allerwichtigsten ist, dass wir

alle Projektphasen ohne nennenswerte Sicherheitsvorfälle

abgeschlossen haben, und

das, obwohl es sich um ein innovatives Projekt

handelt mit Komponenten, die noch nie

zuvor eingesetzt wurden. Die fundierte Erfahrung

unserer Projektpartner war hier

von unschätzbarem Wert. Darüber hinaus

freuen wir uns natürlich sehr, dass neue

Technologien, die noch vor ein paar Jahren

Wunschdenken waren und nur auf dem Papier

bestanden, nun erfolgreich umgesetzt

wurden. Alles weist darauf hin, dass unser

Hauptziel, nämlich die schwimmende

Windkraft zur Marktreife zu führen, erreicht

werden kann, nicht nur auf Prototyp-Ebene,

sondern im großtechnischen Maßstab.“

Seiichi Fubasami, President bei TEPCO RP:

„Die Erwartungshaltung in Bezug auf

schwimmende Offshore-Windparks ist international

hoch. Eines der derzeit anspruchsvollsten

Projekte ist TetraSpar. Jeder

einzelne Prozessschritt, von Fertigung und

Montage über das Zuwasserlassen der

schwimmenden Konstruktion bis hin zur

Installation hat gut geklappt. Wir freuen uns

sehr, dass die Anlage nun in Betrieb ist. In

Japan rechnen wir damit, dass ab 2030

mehr schwimmende Offshore-Windparks

gebaut werden, damit das Land sein Ziel, bis

2050 klimaneutral zu werden, erreichen

kann. Das TetraSpar-Konzept lässt sich unter

den in Japan vorherrschenden Bedingungen

umsetzen und erlaubt den einfachen

Aufbau regionaler Lieferketten. Floating-Wind

wird eine wichtige Rolle spielen,

um Erneuerbare Energien grundlastfähig zu

machen. Schwimmende Windkraftanlagen

sind eine vielversprechende neue Technologie

und wir sind zuversichtlich, dass sich

TetraSpar vor der Küste Norwegens auch in

den nächsten Jahren bewährt.“

• Erfolgreiche Komponentenfertigung für

das weltweit erste industriell gefertigte

schwimmende Fundament

für Offshore-Windkraftanlagen

• Montage der einzelnen Fundamentkomponenten

im Hafen (ohne Schweißarbeiten)

• Zuwasserlassen der schwimmenden Konstruktion

und anschließende Installation

der Turbine von der Kaikante mit einem

herkömmlichen Kran

• Sichere Unterwasserinstallation des Kielelements,

nachdem die Anlage ausreichend

tiefe Gewässer erreicht hatte. Im

Gegensatz zu anderen Konzepten war es

dadurch möglich das TetraSpar-Fundament

bereits im Hafen mit geringer Wassertiefe

vorzufertigen.

Das Pilotprojekt hat gezeigt, dass das von

Stiesdal entwickelte ‚Tetra’-Konzept Vorteile

gegenüber anderen Konstruktionen für

schwimmende Windkraftanlagen hat: das

Potenzial für schnellere Herstellungs-, Montage-

und Errichtungsprozesse sowie geringere

Materialkosten.

RWE – TetraSpar: Windturbine auf weltweit erstem voll- ständig industriell gefertigten,

schwimmendem Fundament in Betrieb

Laut Van Seventer, Commercial Lead for

Offshore Wind bei Shell: „Wir sind froh, diesen

wichtigen Meilenstein erreicht zu haben

und stolz auf unseren Beitrag zu diesem

wirklich innovativen Konzept. Shell hat sich

auf die Fahnen geschrieben, die Weiterentwicklung

der schwimmenden Windkraft

durch technische und finanzielle Unterstützung

viel ver- sprechender Konzepte wie

TetraSpar weltweit voranzutreiben. Langfristig

hoffen wir, die Technologie der

schwimmenden Windkraftanlagen weltweit

und im großtechnischen Maßstab einzusetzen,

um die Dekarbonisierung unserer Kunden

und der Gesellschaft insgesamt zu ermöglichen.“

Sven Utermöhlen, CEO Offshore Wind bei

RWE Renewables: „Dieses Pilotprojekt war

herausfordernd und inspirierend zugleich.

Die Idee des TetraSpar- Fundamentkonzepts

ist die industriell-modulare Fertigung und

Montage, was für eine langfristige Kostensenkung

entscheidend sein wird. Dank unserer

intensiven Mitarbeit in diesem Projekt

haben wir aus erster Hand erfahren, wie

sich dieser modulare Ansatz auf kommerzielle

Projekte skalieren lässt. Dank der guten

Zusammenarbeit mit unseren Projektpartnern

konnten wir das innovative Fundament

sicher in Betrieb nehmen. Wir haben viel

gelernt – etwa wie wichtig es ist, unsere Erfahrung

mit fest im Meeresboden installierten

Fundamenten auf schwimmende Fundamente

zu übertragen. Dieser Erfolg spornt

uns an, weiterhin eine Vorreiterrolle bei

Floating-Offshore-Wind einzunehmen und

Innovationen weiter voranzutreiben.“

12 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


In der bevorstehenden Testphase werden

die vier Projektpartner wichtige Einblicke in

den Betrieb erhalten sowie die Gelegenheit,

die beim TetraSpar angewandte Technologie

weiter zu optimieren. Mit Hilfe der Ergebnisse

wollen die Partner neue Regionen

für Offshore-Wind erschließen und so zu

einer klimafreundlichen und nachhaltigen

Stromerzeugung beitragen.

Über Shell Renewables

and Energy Solutions

Shell Renewables and Energy Solutions

baut ein integriertes Energiegeschäft auf,

das den Kunden CO 2 -arme oder CO 2 -freie

Lösungen bzw. Lösungen im Bereich Erneuerbare

Energien bietet. Der Geschäftszweig

umfasst Handel, Erzeugung sowie Lieferung

und bietet integrierte Energielösungen im

kommerziellen Maßstab – von Wasserstoff,

Sonnenenergie und Wind bis hin zu Ladesäulen

für Elektrofahrzeuge. Dabei werden

Natur und Technologie zur Reduktion

von Emissionen genutzt, die sich im Energiesystem

nur schwer vermeiden lassen.

Über TEPCO RP

TEPCO RP ist eine hundertprozentige

Tochter von Tokyo Electric Power Company

Holdings Incorporated („TEPCO Holdings“),

dem größten Stromerzeuger Japans.

Im April 2020 wurde das Geschäft mit

Erneuerbaren Energien von TEPCO Holdings

auf TEPCO RP übertragen, wodurch

TEPCO RP Strom ausschließlich aus regenerativen

Energiequellen erzeugt. Seit vielen

Jahren deckt das Geschäftsmodell der TEP-

CO RP sowohl die Planungs-, die Bau- als

auch die Betriebsphase sowie die Wartung

von Wasser- und Windkraftanlagen ab. Die

installierte Gesamtleistung der Wasser-,

Wind- und Solarkraftanlagen beträgt rund

10 Gigawatt und dank unserer technischen

Expertise betreiben wir die größte Anzahl

an Anlagen in Japan. Um die großartigen

Chancen zu nutzen, die sich aus dem weltweiten

Trend zur Dekarbonisierung ergeben

und die wachsende Nachfrage nach

CO 2 -freier Energie abzudecken, planen wir,

unsere installierte Leistung bis 2030 um 6 -

7 Gigawatt auszubauen, innerhalb und außerhalb

Japans. Ebenso werden wir die

Energiewende weiter vorantreiben. Im Bereich

Windenergie haben wir eine Pilotanlage

errichtet, Japans erste fest im Meeresboden

verankerte Windkraftanlage, die sich

vor der Küste von Choshi befindet. Diese

Anlage ist inzwischen im kommerziellen Betrieb.

TEPCO RP wird die Nutzung Erneuerbarer

Energien im In- und Ausland weiter

vorantreiben und so seinen Beitrag für eine

saubere und nachhaltige Gesellschaft ohne

CO 2 -Emissionen leisten. Wir wollen so nach

besten Kräften die natürlichen Ressourcen

unseres Planeten schützen und eine zuverlässige

und kostengünstige Stromversorgung

zu gewährleisten.

Programm

veröffentlicht

KONTAKTE

FACHLICHE KOORDINATION

Dipl.-Ing. Jörg Kaiser

t +49-201-8128-288

e joerg.kaiser@vgbe.energy

REGISTRIERUNG

Barbara Bochynski

t +49 201 8128-205

e vgbe-it-sig-kritisvo@vgbe.energy

Members´ News

vgbe-Workshop

in Kooperation mit ausecus

Neue Anforderungen

aus dem

IT-Sicherheitsgesetz

2.0 und der

KRITIS-Verordnung

28. April 2022

Essen, Deutschland

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland

be informed www.vgbe.energy

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 13


Members´ News

Über RWE

RWE ist Gestalter und Schrittmacher der

grünen Energiewelt. Mit einer umfassenden

Investitions- und Wachstumsstrategie baut

das Unternehmen seine leistungsstarke und

grüne Erzeugungskapazität bis 2030 international

auf 50 Gigawatt aus. Dafür investiert

RWE in dieser Dekade 50 Milliarden

Euro brutto. Das Portfolio basiert auf

Offshore- und Onshore-Wind, Solar, Wasserkraft,

Wasserstoff, Speichern, Biomasse

und Gas. Der Energiehandel erstellt maßgeschneiderte

Energielösungen für Großkunden.

RWE verfügt über Standorte in den attraktiven

Märkten Europa, Nordamerika

und im asiatisch-pazifischen Raum. Aus

Kernenergie und Kohle steigt das Unternehmen

verantwortungsvoll aus. Für beide

Energieträger sind staatlich vorgegebene

Ausstiegspfade definiert. RWE beschäftigt

weltweit rund 19.000 Menschen und hat ein

klares Ziel: klimaneutral bis 2040. Auf dem

Weg dahin hat sich das Unternehmen ambitionierte

Ziele für alle Aktivitäten gesetzt,

die Treibhausgasemissionen verursachen.

Die Ziele sind durch die Science Based Targets

Initiative wissenschaftlich bestätigt und

stehen im Einklang mit dem Pariser Klimaabkommen.

Ganz im Sinne des Purpose:

Our energy for a sustainable life.

Über Stiesdal

Stiesdal A/S hat seinen Geschäftssitz in

Odense mit Standorten in Give und Kopenhagen.

Das Unternehmen hat vier Tochtergesellschaften

mit unterschiedlichen

Schwerpunkten im Bereich Umwelttechnologie:

Stiesdal Offshore Technologies hat die

modular aufgebaute schwimmende Turbinenplattform

Tetra entwickelt, die schneller

und kostengünstiger hergestellt werden

kann als auf dem Markt verfügbare Alternativen.

Stiesdal Storage Technologies hat den

Energiespeicher GridScale entwickelt, mit

dem sich Elektrizität in Form von Wärme in

Steingranulat speichern lässt. Diese Lösung

bietet eine längere Speicherzeit als Lithium-Ion-Batterien.

Mit dem dänischen Energiekonzern

Andel wurde ein Vertrag über

den Bau einer ersten Pilotanlage im dänischen

Rødby in 2022 geschlossen. Stiesdal

PtX Technologies hat den wasserstoffbasierten

HydroGen entwickelt, ein neues Elektrolysesystem,

mit dem sich Strom kostengünstiger

in Wasserstoff umwandeln lässt

als mit herkömmlichen Systemen. Der Bau

der ersten Pilotanlage ist für Anfang 2022

geplant. Stiesdal Fuel Technologies hat die

SkyClean-Technologie entwickelt, mit der

CO 2 -negativer Treibstoff für Flugzeuge erzeugt

wird. Dies geschieht durch Pyrolyse,

bei der Biomasse in Bio-Treibstoff umgewandelt

und das entstehende CO 2 abgeschieden

und gespeichert wird.

RWE arbeitet mit Linde an

der Entwicklung einer

200 Megawatt-Elektrolyseanlage

in Lingen

• Linde übernimmt Genehmigungsplanung

für zwei 100-MW-PEM-Elektrolyseure

• Wichtige Vorarbeit für schnellen Projektstart

im Falle staatlicher Förderzusage

Dr. Sopna Sury, Chief Operating Officer Hydrogen

der RWE Generation SE: „Bis 2030 will

RWE 2 Gigawatt eigene Elektrolysekapazität

schaffen, um damit grünen Wasserstoff erzeugen

zu können. Von den mehr als 30 Wasserstoff-Projekten

mit RWE-Beteiligung betrifft

GET H2 in Lingen die am weitesten fortgeschrittene

Großanlage. Die Vorauswahl von

Linde als unseren technischen Anbieter bei einem

wesentlichen Teil dieses Vorhabens ist ein

wichtiger Meilenstein auf dem Weg hin zu einer

Investitionsentscheidung. Da die Planung

der technischen Details für die ersten zwei

Elektrolyse-Einheiten nun möglich ist, können

wir im Falle einer Förderzusage zügig mit der

Projektumsetzung starten. Wir freuen uns,

dabei auf Lindes Erfahrung mit der Planung

komplexer Technologieprojekte im Industriemaßstab

zurückgreifen zu können.“

(rwe) Im Rahmen ihrer Strategie „Growing

Green“ hat RWE im November angekündigt,

bis 2030 mindestens 2 Gigawatt (GW) Elektrolyse-Kapazität

für die Erzeugung von

grünem Wasserstoff zu errichten. Mit der

Vorauswahl des technischen Anbieters für

zwei 100 MW-Elektrolyseanlagen in Lingen

geht RWE nun einen wichtigen Schritt in

diese Richtung: RWE hat mit Linde, dem

weltweit führenden Industriegase- und Anlagenbauunternehmen,

eine Vereinbarung

über die Genehmigungsplanung für das Vorhaben

unterzeichnet.

Die Genehmigungsplanung gehört zur vorbereitenden

Projektentwicklung. Die anschließende

Detailplanung sowie die Beschaffung

und Errichtung der Anlage stehen

ausdrücklich unter dem Vorbehalt staatlicher

Beihilfe durch die Bundesrepublik

Deutschland.

Die geplante 200-MW-Anlage ist Teil von

RWEs Bestrebungen, im Rahmen des Projekts

GET H2 bis 2026 einen 300-MW-Elektrolyseur

am Standort Lingen zu errichten.

Das Unternehmen plant, die Gesamtkapazität

in Lingen bis 2030 auf bis zu 2 GW zu

erhöhen. Ziel der Initiative GET H2 ist es,

zusammen mit nationalen und europäischen

Partnern die kritische Masse zu schaffen,

die für den Aufbau einer überregionalen

europäischen Wasserstoffinfrastruktur

und die Entwicklung eines europäischen

Wasserstoff-Marktes erforderlich ist.

In der ersten Projektphase soll die geplante

Anlage aus zwei 100-MW-Protonen-Austauschmembran-Elektrolyseuren

(PEM) bestehen,

die unter Einsatz von Offshore-Windstrom

aus der Nordsee grünen Wasserstoff

erzeugen. Es wird erwartet, dass der in Lingen

produzierte grüne Wasserstoff helfen

wird, den Ausstoß von Kohlendioxid in signifikantem

Umfang zu vermeiden. Der erste

100-MW-Elektrolyseur soll 2024, der zweite

bis Mitte 2025 in Betrieb gehen, sofern die

öffentlichen Mittel im Rahmen des IPCEI-Mechanismus

rechtzeitig bewilligt werden.

RWE ist weltweit an mehr als 30 Projekten

auf allen Stufen der Wasserstoff-Wertschöpfungskette

beteiligt. Das Unternehmen ist

einer der weltweit führenden Erzeuger von

Strom aus erneuerbaren Energien. Darüber

hinaus verfügt das Unternehmen über Expertise

bei der Produktion und Speicherung

von grünem Wasserstoff. RWEs Energiehandel

kann industriellen Abnehmern Wasserstoff

bedarfsgerecht bereitstellen.

LL

www.rwe.com (22541404)

LL

www.shell.com

www.tepco.co.jp

www.stiesdal.com (22541400)

RWE und Kawasaki planen in Lingen die Errichtung einer der weltweit ersten

wasserstofffähigen Gasturbinen im Industriemaßstab

14 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


RWE und Kawasaki planen in

Lingen die Errichtung einer der

weltweit ersten wasserstofffähigen

Gasturbinen im Industriemaßstab

• Rückverstromung von grünem Wasserstoff

mit 34 MW-Anlage ab 2024 geplant

• Wasserstoffbetriebene Kraftwerke werden

künftig wichtigen Beitrag für grüne

Versorgungssicherheit leisten

Roger Miesen, Vorstandsvorsitzender und

Chief Operating Officer der RWE Generation

SE: „Eine der größten Herausforderungen der

Energiewende ist es, jederzeit eine sichere CO 2 -

freie Stromversorgung zu gewährleisten –

auch dann, wenn Wind und Sonne nicht ausreichend

zur Verfügung stehen. Wasserstoffbetriebene

Gaskraftwerke werden dafür künftig

einen wichtigen Beitrag leisten. Um Erfahrungen

mit dem Betrieb solcher Anlagen zu sammeln,

planen Kawasaki und RWE in Lingen

jetzt ein Pilotprojekt mit einer wasserstoffbetriebenen

Turbine. Damit wollen wir erste

Grundlagen dafür schaffen, dass wir grünen

Wasserstoff bei Bedarf künftig auch rückverstromen

können.“

(rwe) Im Rahmen ihrer Strategie „Growing

Green“ hat RWE im November angekündigt,

mindestens 2 Gigawatt Gaskraftwerkskapazität

zuzubauen, um die Energiewende mit

flexibler Leistung zu unterstützen. Die neuen

Anlagen werden mit einem klaren Dekarbonisierungspfad

versehen. Für bestehende

Anlagen entwickelt RWE einen Fahrplan,

um sie grün umzurüsten.

Nun folgt der nächste Schritt: Gemeinsam

mit Kawasaki Heavy Industries (Kawasaki),

einem der weltweit führenden Turbinenhersteller,

plant RWE Generation SE (RWE) in

Lingen die Errichtung einer wasserstoffbetriebenen

Gasturbine. Mit ihr soll im RWE

Gaskraftwerk Emsland die Rückverstromung

von Wasserstoff erprobt werden. Das Vorhaben

ist eines der ersten weltweit, bei dem

eine Gasturbine 100 % Wasserstoff in industriellem

Maßstab in Strom umwandelt. Die

Anlage mit einer Leistung von 34 Megawatt

(MW) könnte Mitte 2024 in Betrieb gehen.

Kawasakis Gasturbine bietet maximale

Brennstoffflexibilität: Sie kann mit jeder beliebigen

Kombination aus Erdgas und Wasserstoff

betrieben werden. Das ist unverzichtbar,

weil die zur Rückverstromung

verfügbare Menge an grünem Gas während

des Hochlaufs der Wasserstoffwirtschaft

häufig schwanken wird, bevor ein durchgängiger

Betrieb damit möglich ist.

Während des Pilotprojekts soll die Turbine

vor allem in Betriebslastbereichen zwischen

30 % und 100 % getestet werden. Das entspricht

Lastverläufen von Gasturbinen, wie

sie in einem Stromnetz mit hohem Anteil an

wetterbedingt schwankenden Erneuerbaren

Energien zu erwarten sind.

Im Projektverlauf sollen zwei von Kawasaki

entwickelte Verbrennungs-Systeme zum

Einsatz kommen. Beide wurden in 1-MW-Varianten

bereits bei einem Demonstrationsprojekt

in Kobe (Japan) erfolgreich getestet.

In Lingen würden diese Technologieprinzipien

erstmals auf industriellen Maßstab

skaliert werden.

Beim Zukunftsthema Wasserstoff hat RWE

alle Möglichkeiten unter einem Dach: von

der Grünstrom-Produktion über das Knowhow,

grünen Wasserstoff herzustellen und

zu speichern, bis hin zum Energiehandel,

der den Brennstoff industriellen Abnehmern

bedarfsgerecht bereitstellen kann. Mit

starken Partnern ist RWE bereits in über 30

Wasserstoffprojekten aktiv.

Der Standort Lingen spielt eine Schlüsselrolle

in RWEs Wasserstoffstrategie: Im Rahmen

des Projekts GET H2 plant das Unternehmen,

dort bis 2024 eine erste

100-MW-Elektrolyseanlage zu errichten, die

unter Einsatz von Offshore-Windstrom aus

der Nordsee grünen Wasserstoff erzeugen

wird. Die Kapazität dieser Anlage soll bis

2026 auf 300 MW und bis 2030 auf 2 GW

ausgebaut werden. Ziel des GET H2-Projekts

ist es, gemeinsam mit nationalen und europäischen

Partnern die kritische Masse zu

schaffen, die erforderlich ist, um den Aufbau

einer überregionalen europäischen Wasserstoffinfrastruktur

in Gang zu setzen und einen

starken europäischen Wasserstoff-Markt

zu entwickeln.

LL

www.rwe.com (22541402)

Zweites Leben für E-Auto-

Batterien: RWE und Audi

errichten neuartigen Energiespeicher

in Herdecke

• Pilotprojekt hat Speicherleistung von

rund 4,5 Megawattstunden

• Testbetrieb im November 2021 angelaufen

• Innovatives Konzept erhöht Betriebsspannung

und senkt Kosten

Roger Miesen, Vorstandsvorsitzender und

Chief Operating Officer der RWE Generation

SE: „Leistungsfähige Batteriespeicher sind für

die Energiewende unverzichtbar. Um kurzfristige

Schwankungen bei den Erneuerbaren

Energien auszugleichen und das Netz zu stabilisieren,

braucht es flexible Speichertechnologien.

Dafür sind Batteriespeicher bestens geeignet.

Gemeinsam mit Audi testen wir in

Herdecke, wie sich aus E-Autos ausgemusterte

Hochvolt-Batterien, im Verbund zusammengeschaltet,

als stationäre Energiespeicher verhalten.

Die Weiternutzung solcher ,Second-Life’-Speicher

ist eine nachhaltige Alternative zu

fabrikneuen Akkus. Die Erfahrungen aus diesem

Projekt werden uns helfen, die Anwen-

Members´ News

MEORGA

MSR-Spezialmessen

Prozess- u. Fabrikautomation

Fachmesse für

Prozess- und Fabrikautomation

Messtechnik

Steuerungstechnik

Regeltechnik

Automatisierungstechnik

Prozessleitsysteme

+ 27 begleitende Fachvorträge

Der Eintritt zur Messe und die

Teilnahme an den Fachvorträgen

ist für die Besucher kostenlos.

Wirtschaftsregion Rhein-Main

Frankfurt

23.03.2022

8.00 bis 16.00 Uhr

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JAHRHUNDERTHALLE

Pfaffenwiese 30

65929 Frankfurt a. M.

Beachten Sie unbedingt unsere

aktuell gültigen Corona-Regeln

BESUCHER-

REGISTRIERUNG

erforderlich für Einlass-Code

Meorga

Messen

2022:

Frankfurt

Halle (Saale)

Ludwigshafen

Bochum

www.meorga.de

info

COVID-19

23.03.2022

18.05.2022

14.09.2022

26.10.2022

MEORGA GmbH - Sportplatzstr. 27 - 66809 Nalbach

vgbe Telefon energy 06838 journal 8960035 1 | - 2 info@meorga.de

· 2022 | 15


Members´ News

SAVE THE DATE

dungen zu identifizieren, in denen wir solche

Batteriesysteme am wirtschaftlichsten betreiben

können.“

vgbe Workshop

Materials and Quality

Assurance 2022

with Technical Exhibition

4/5 May 2020

Schloss Paffendorf, Germany

CONTACTS

Technical coordination

Jens Ganswind-Eyberg

Workshop

Diana Ringhoff

e vgbe-material@vgbe.energy

Exhibition

Steffanie Fidorra-Fränz

e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany

(rwe) RWE und Audi gehen im Rahmen der

Energiewende zusammen neue Wege: RWE

hat im nordrhein-westfälischen Herdecke

einen Energiespeicher in Betrieb genommen,

bei dem gebrauchte Lithium-Ionen-Batterien

aus Elektroautos von Audi

zum Einsatz kommen. Mit Hilfe von 60 Batteriesystemen

wird der neuartige Speicher

auf dem Gelände des RWE-Pumpspeicherkraftwerks

am Hengsteysee rund 4,5 Megawattstunden

Strom zwischenspeichern

können.

Die für das Projekt bereitgestellten ausgemusterten

Batterien stammen aus Audi

e-tron Entwicklungsfahrzeugen. Sie besitzen

nach ihrem ersten Leben im Auto noch

eine Restkapazität von mehr als 80 Prozent.

Dadurch eignen sich diese „Second-Life-Batterien“

hervorragend für den Einsatz in stationären

Stromspeichern. Je nach Einsatzweise

stecken noch bis zu zehn Jahre Restlebensdauer

in den Batterien. Zudem sind sie

deutlich günstiger als neue Zellen. Und auch

dafür steht „Second Life“: Die bei der Produktion

der Batterien entstandenen

CO 2 -Emissionen werden nachhaltig auf

zwei Leben (im Auto und als Stromspeicher)

verteilt.

„Audi hat sich die CO 2 -neutrale Mobilität

zum Ziel gesetzt. Wir arbeiten mit aller Kraft

darauf hin, dieses ehrgeizige Vorhaben zu

erreichen. Unsere Elektro-Offensive mit

mehr als 20 vollelektrischen Modellen bis

2025 ist ein wichtiger Schritt. Unser Anspruch

geht aber weit über das Fahrzeug hinaus,

weshalb wir die Entwicklung nachhaltiger

Mobilität durch Kooperationen mit

Partnern aus der Energiewirtschaft vorantreiben.

Die Zusammenarbeit mit RWE soll

die Möglichkeiten für eine ressourcenschonende

Nutzung von gebrauchten Hochvolt-Batterien

sowie deren intelligente Integration

ins Energienetz der Zukunft aufzeigen.

Darüber hinaus denken wir heute

schon an die Zeit nach dieser Nutzungsphase

und forcieren ein effektives Batterie-

Recyc ling“, sagt Oliver Hoffmann, Vorstand

Technische Entwicklung der AUDI AG.

Für die 60 rund 700 Kilogramm schweren

Batterien hat RWE auf dem Gelände ihres

Pumpspeicherkraftwerkes in Herdecke bereits

eine 160 Quadratmeter große Leichtbau-Halle

errichtet. Die Installation der

Batteriesysteme im Innern wurde im Oktober

abgeschlossen. Die Inbetriebnahme einzelner

Komponenten ist im November angelaufen.

Voraussichtlich ab Anfang 2022 wird

RWE die Speicherkapazität ihres Second

Life Batteriespeichers vermarkten – zunächst

um das Stromnetz im Rahmen der

Frequenzhaltung zu unterstützen. Danach

ist geplant, weitere Vermarktungsmethoden

flexibel zu testen.

be informed www.vgbe.energy

16 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


Members´ News

Die Erkenntnisse aus dem Referenzspeicher

in Herdecke sollen RWE helfen, zukünftig

größere Speicher auf Basis von

E-Auto-Akkus zu bauen und zu betreiben.

Dafür kommt eine innovative Technik zum

Einsatz, bei der jeweils zwei Module in Serie

geschaltet werden. Das erhöht die Betriebsspannung

und senkt Kosten.

Die Aussichten für diese besondere Verbindung

von Versorgungssicherheit und Nachhaltigkeit

sind ausgezeichnet: E-Mobilität

gewinnt immer mehr an Fahrt. Daher werden

in Zukunft große Mengen entsprechender

Hochvoltbatterien das Ende ihrer automobilen

Lebensphase erreichen. Experten

rechnen damit, dass der Markt für Second-Life-Batterien

in Europa bis 2030 auf 8

Gigawattstunden und bis 2035 sogar auf 76

Gigawattstunden ansteigt.

Der Second Life-Batteriespeicher in Herdecke

ist eines von zehn Batterieprojekten, die

RWE in den USA, in Deutschland und Irland

umsetzt. Parallel dazu arbeitet das Unternehmen

an innovativen Projekten wie Redox-Flow-Batterien

oder Batteriespeichern,

die virtuell mit Wasserkraftwerken gekoppelt

sind. Bis 2030 wird das Unternehmen

seine Batteriespeicher-Kapazität von derzeit

600 Megawatt auf 3 Gigawatt erhöhen.

LL

www.rwe.com (22541405)

Stilllegungen zum Jahresende:

RWE setzt gesetzlich festgelegten

Ausstieg aus Kohle und

Kernkraft um

• Block C des KKW Gundremmingen

und drei Braunkohle-Anlagen

wurden abgeschaltet

• Kraftwerke haben eine Leistung von

insgesamt 2.200 Megawatt

(rwe) RWE hat am Silvesterabend 2021 insgesamt

2.200 Megawatt (MW) Kraftwerkskapazität

planmäßig vom Netz genommen.

Am Standort Gundremmingen wurde als

letzte Anlage der Siedewasserreaktor Block

C mit rund 1.300 MW stillgelegt. Im Rheinischen

Braunkohlenrevier schaltete das Unternehmen

die 300-MW-Blöcke Neurath B,

Niederaußem C und Weisweiler E ab. „Wir

setzen damit den gesetzlichen Ausstieg aus

der Kernkraft und der Kohle konsequent

weiter um“, erklärt RWE Power-Vorstandsvorsitzender

Dr. Frank Weigand. Die vier

jetzt stillzulegenden Kraftwerksblöcke haben

seit Betriebsbeginn über 400 Milliarden

Kilowattstunden Strom erzeugt. Das entspricht

ungefähr dem Strombedarf Berlins

mit allen Unternehmen und Privathaushalten

über 90 Jahre. Die Stilllegungen erfolgen

im Rahmen des gesetzlich festgelegten

Stilllegungsfahrplans und wurden der Bundesnetzagentur

entsprechend angezeigt.

Zweites Leben für E-Auto-Batterien: RWE und Audi errichten neuartigen Energie speicher

in Herdecke

„Dass die Kraftwerksblöcke so zuverlässig

und sicher betrieben wurden und einen

wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit

des Landes geleistet haben, ist das Werk

unserer kompetenten, erfahrenen und motivierten

Beschäftigten, die dort über die Jahre

gearbeitet haben. Ihnen gebührt besonderer

Respekt und Anerkennung“, würdigt

RWE Power-CEO Weigand die Leistung der

Kraftwerker.

Die nächsten Außerbetriebnahmen folgen

in 2022: Zum 1. April wird in Neurath ein

weiterer 300-MW-Block vom Netz gehen.

Zum Jahresende legt RWE Power am selben

Standort die beiden 600-MW-Blöcke sowie

die Brikettierung in der Fabrik Frechen still.

Insgesamt gehen im kommenden Jahr weitere

rund 1.600 MW in der Braunkohle außer

Betrieb. Zudem wird das Unternehmen

das Kernkraftwerk Emsland in Lingen

(1.400 MW) stilllegen.

Bereits im Dezember 2020 hatte RWE den

Block E des Steinkohlenkraftwerks Westfalen

mit 800 Megawatt und das Kraftwerk

Ibbenbüren mit ebenfalls 800 Megawatt

außer Betrieb genommen. Somit betreibt

das Unternehmen in Großbritannien und

Deutschland keine Steinkohlekraftwerke

mehr, in den Niederlanden werden derzeit

die von RWE betriebenen Kohlekraftwerke

auf Biomasse umgerüstet. Im Rheinischen

Braunkohlenrevier hatte RWE, wie im Kohleausstiegsgesetz

festgelegt, den ersten

Block mit einer Leistung von 300 MW ebenfalls

Ende 2020 abgeschaltet.

Im Zeitraum von 2020 bis 2022 setzt RWE

damit Kraftwerke mit einer Gesamtleistung

von mehr als 7.000 Megawatt still.

Die Stilllegungen haben massive Auswirkungen

auf die Belegschaft: Bis Ende 2023

baut RWE Power im Rheinland rund 3.000

Stellen in der gesamten Prozesskette vom

Tagebau über die Instandhaltung und Verwaltung

bis zur Stromerzeugung ab. Die

Belegschaft des Kernkraftwerks Gundremmingen

geht von rund 600 Mitarbeitenden

Anfang 2017 auf rund 440 Ende 2022 zurück;

die verbleibenden Kolleginnen und

Kollegen werden noch bis in die 30er Jahre

mit Nachbetrieb und Rückbau des Standorts

beschäftigt sein. Erster Schritt wird die Entladung

der Brennelemente aus dem Reaktor

und ihre Umlagerung ins Abklingbecken

sein. Der Personalabbau wird sozialverträglich

gestaltet – im Braunkohlebereich auch

mit Unterstützung des sogenannte Anpassungsgeldes.

Mit den morgigen Stilllegungen in der

Braunkohle setzt RWE ihre CO 2 -Minderungsstrategie

fort und spart weitere mehr

als 7 Millionen Tonnen CO 2 pro Jahr ein.

Gleichzeitig treibt RWE konsequent den

Ausbau erneuerbarer Energien voran. Bis

2030 will das Unternehmen 50 Milliarden

Euro brutto in den Ausbau von Erneuerbaren

Energien, Batterien, Speichern, Wasserstoff

und flexiblen Backup-Kapazitäten investieren.

LL

www.rwe.com (22541406)

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 17


Members´ News

Gebaut wird das neue Gas- und Dampfturbinenkraftwerke

in Herne von Siemens

Energy als Generalunternehmer. „Auch

wenn die Inbetriebnahme noch aussteht,

kann man mit Blick auf die zurückliegenden

24 Monate schon jetzt festhalten, dass das

Projekt gerade unter den besonderen Bedingungen

der Corona-Pandemie sehr gut verlaufen

ist. Das ist ohne Frage auch Ergebnis

der guten und vertrauensvollen Zusammenarbeit

von Siemens Energy und STEAG sowie

des hohen persönlichen Einsatzes der

beteiligten Kollegen aus vielen Ländern“, so

STEAG-Projektleiter Kai Braekler.

Steag: GuD Herne erzeugt ersten Strom

Steag: GuD Herne erzeugt

ersten Strom

• Kraftwerksprojekt erreicht nächsten Meilenstein

auf dem Weg zur Inbetriebnahme

(steag) Das neue Gas- und Dampfturbinenkraftwerk

von STEAG in Herne hat einen

weiteren Meilenstein auf dem Weg zur Inbetriebnahme

im Frühsommer dieses Jahres

erreicht: In den vergangenen Tagen wurde

das Kraftwerk mit dem Stromnetz synchronisiert

und hat erstmals Strom ins Netz eingespeist.

Die schrittweise Inbetriebsetzung

und die dafür notwendige Erprobung werden

in den kommenden Tagen bei schrittweise

steigender Leistung fortgesetzt.

Das Großprojekt des neuen und hocheffizienten

Gas- und Dampfturbinenkraftwerks

Herne geht mit großen Schritten seinem erfolgreichen

Ende entgegen. „Wir sind sehr

stolz darauf, dass dieses anspruchsvolle und

unter Pandemiebedingungen ganz besonders

herausfordernde Projekt weiterhin im

Zeitplan liegt. Der nun erreichte Meilenstein

der erstmaligen Ausspeisung der Anlage ins

Stromnetz ist dafür eine eindrucksvolle Bestätigung“,

zeigt sich Dr. Andreas Reichel,

der neue Vorsitzende der STEAG-Geschäftsführung,

hocherfreut über die gute Nachricht

zu Jahresbeginn.

Zünden der Gasturbine

Ende Dezember

Nach der Inbetriebnahme der Erdgasversorgung

im September 2021 wurde die Gasturbine

des neuen Kraftwerks bereits Ende

Dezember 2021 erstmals gezündet. „Alles

verlief wie geplant, sodass Netzsynchronisation

und erste Stromeinspeisung ins Netz

die logischen nächsten Schritte waren“, sagt

Kai Braekler, der den Kraftwerksneubau bei

STEAG als Projektleiter verantwortet. Am

19.Januar haben wir 260 Megawatt (MW)

erreicht – das entspricht etwa 40 Prozent

der Maximalleistung. Dabei findet in diesen

Tagen das Ausblasen und Reinigen der

Dampfleitungen statt.

Wenn dies geschehen ist, wird schließlich

auch die Wärmeauskopplung des GuD-Kraftwerks

Herne probeweise in Betrieb genommen.

„Dies ist für Februar geplant, einem

der statistisch kältesten Monate des Jahres

mit entsprechend hohem Wärmebedarf“, so

Kai Braekler. Nach Inbetriebnahme wird das

GuD-Kraftwerk Herne nicht nur Strom, sondern

in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) auch

Wärme produzieren. Deren Menge reicht

künftig aus, um bis zu 275.000 Haushalte im

Ruhrgebiet klimaschonend mit Fernwärme

zu versorgen.

Stark verbesserte CO 2 -Bilanz

Mit der Umstellung der Strom- und Wärmeerzeugung

von Steinkohle auf Erdgas

verbessert sich die Emissionsbilanz am

Standort Herne deutlich. „Wir sparen künftig

mindestens 50 Prozent an CO 2 -Emissionen

dauerhaft ein“, berichtet Dr. Ralf Schiele,

der in der STEAG-Geschäftsführung die

Bereiche Markt und Technik verantwortet.

Möglich werde das aus zwei Gründen: „Erstens

setzt Erdgas im Vergleich zur Steinkohle

beim Verbrennen weniger CO 2 frei. Und

zweitens hat sich die Effizienz der neuen

Anlage gerade bei gleichzeitiger Erzeugung

von Strom und Wärme gegenüber dem

Steinkohleblock Herne 4 noch einmal

enorm verbessert“, so Ralf Schiele.

Generalunternehmer Siemens Energy

GuD Herne bereit

für Wasserstoff-Zukunft

Doch nicht nur die gute Zusammenarbeit

ist Anlass zur Freude, auch die in Herne verbaute

Anlagentechnik sorgt dafür, dass das

neue GuD-Kraftwerk mehr ist als reine Brückentechnik

auf dem Weg in eine regenerative

und klimaneutrale Energiezukunft,

denn: „Das neue Kraftwerk kann bereits

heute bis zu 15 Prozent Wasserstoff mitverbrennen,

wenn er dem Erdgasnetz beigemischt

wird“, so STEAG-Geschäftsführer

Andreas Reichel. Perspektivisch sei nach

erfolgreichem Hochlauf einer Wasserstoffwirtschaft

auch eine technische Ertüchtigung

der Anlage möglich, um diese komplett

auf eine Wasserstoffbefeuerung umzustellen.

„Wir sehen STEAG damit am Standort

Herne nicht nur für die energiewirtschaftlichen

und -technischen Herausforderungen

von morgen, sondern bereits von übermorgen

bestmöglich gerüstet“, bilanziert

Andreas Reichel.

LL

www.steag.com (22541201)

Stadtwerke Düsseldorf:

Erlebbare Energiewende

an der International School

of Düsseldorf

(sw-d) Die Düsseldorfer Grünwerke, eine

100-prozentige Tochter der Stadtwerke Düsseldorf,

lassen grünen Strom entstehen – als

Investor, Projektierer oder Betreiber. Demnächst

auch in Düsseldorf-Kaiserswerth.

Denn die Grünwerke und die International

School of Düsseldorf (ISD) wollen zwei Photovoltaik-Anlagen

auf den Dächern der

Schulgebäude errichten. Dazu wurde nun

ein gemeinsamer Vertrag unterzeichnet. Die

ISD wird die Anlagen selbst betreiben und

den vor Ort erzeugten Strom zu etwa 75 Prozent

auch selbst verbrauchen. Die überschüssige

Energie wird in das öffentliche

Stromnetz eingespeist.

Die Grünwerke errichten die Anlagen auf

den Dächern der beiden benachbarten Campus-Standorte

„Senior School“ und „Elementary

School“. „Etwa 750 Module mit einer

Leistung von rund 260 Kilowatt peak

erzeugen künftig rund 230 Megawattstunden

im Jahr. Das spart jährlich rund 94 Tonnen

CO 2 , deckt ein Viertel des Strombedarfs

der Schule und zahlt natürlich auf die Düsseldorfer

Klimaziele ein“, erklärt Julien

18 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


Members´ News

Mounier, Vorstandsvorsitzender der Stadtwerke

Düsseldorf. Die International School

of Düsseldorf und die Grünwerke leisten so

gemeinsam einen wichtigen Beitrag zur Erreichung

der Düsseldorfer Klimaziele. „Die

Installation und der Betrieb der Photovoltaik-Anlagen

fügen sich perfekt in unseren

Nachhaltigkeitsplan ein. Durch die Darstellung

von Erzeugung, Verbrauch und

CO 2 -Einsparung auf einer digitalen Anzeigetafel

können wir den Schülerinnen und

Schülern in ihrem Alltag zeigen, wie grüner

Strom produziert wird. So wird Energiewende

erlebbar“, erklärt Schuldirektor Frank

Tschan von der ISD.

Die International School of Düsseldorf

(ISD) e.V. wurde 1968 gegründet und ist

eine gemeinnützige, unabhängige und koedukative

Tagesschule im Herzen der internationalen

Gemeinschaft von Düsseldorf.

Als eine der ältesten und größten internationalen

Schulen in Deutschland bietet die

ISD rund 1000 Schülerinnen und Schülern

aus über 52 Ländern nationale und internationale

Qualifikationen an.

www.swd-ag.de (22541150)

Donaukraftwerk Altenwörth:

Turbine fit fürs Neue Jahr

• Rechtzeitig vor den Feiertagen im Dezember

2021 wurde im Donau-Kraftwerk

Altenwörth die Instandhaltungsarbeiten

an der Maschine 8 vollendet.

(verbund) Alles, was sich dreht, muss von

Zeit zu Zeit gewartet werden. In der niederschlagsarmen

Jahreszeit bedeutet das viel

Arbeit für die VERBUND-Kraftwerker:innen.

In Altenwörth wurde die Maschine Nr. 8

nach 9 Jahren Dauerbetrieb abgedämmt,

inspiziert und gewartet und kann im Neuen

Jahr wieder mit voller Kraft Strom erzeugen.

Das Donaukraftwerk Altenwörth mit seinen

9 Kaplan-Turbinen ist das leistungsstärkste

Flusskraftwerk in Österreich. Damit

das so bleibt, muss jede Maschine in regelmäßigen

Abständen für Wartungsarbeiten

stillgelegt werden. Mehrere Wochen lang

inspizieren die VERBUND-Mitarbeiter:innen

die Maschine und bessern Abnutzungsschäden

aus. Der Dauerbetrieb und die Kraft

des Wassers nagen buchstäblich an den Flügeln

der gewaltigen Turbine. Die Hauptarbeit

ist daher zumeist das Nachschweißen

der Turbine, die Erneuerung des Korrosionsschutzes

und die Überprüfung von Laufradmantel,

Leitapparat und anderer mechanischen

und elektrischen Anlagen im Herzen

des Kraftwerks.

Kaplan-Turbine. Laufrad.

Revision Maschine 8 im Donaukraftwerk Altenwörth. CopyrightVERBUND

Sauberer Strom aus Wasserkraft

für 580.000 Haushalte

Jede der 9 Turbinen Turbine hat eine Leistung

von 38.000 Kilowatt. In einer Sekunde

schießen 300.000 Liter Donauwasser durch

das gepanzerte Rohr. Trotz enormer physikalischer

Kräfte läuft die Turbine präzise und

millimetergenau. Für die notwendige Wartung

wurde Personal aus der gesamten niederösterreichischen

Kraftwerksgruppe zusammengezogen.

Im Jänner steht die Inspektion

einer weiteren Turbine auf dem Plan.

Insgesamt investiert VERBUND alleine in

Niederösterreich für Betrieb und Instandhaltung

der Kraftwerke jährlich 24. Mio Euro.

LL

www.verbund.com (22541140)

WSW streben Klimaneutralität

für das Jahr 2035 an

(wsw) Die Wuppertaler Stadtwerke machen

Ernst beim Klimaschutz. Bis 2035 will das

Unternehmen bei Energieversorgung und

ÖPNV klimaneutral sein.

„Wuppertal hat nach den Hitzewellen und

Starkregenereignissen der vergangenen

Jahre durch das Hochwasser in diesem Sommer

die Folgen des Klimawandels erneut

hautnah zu spüren bekommen. Das zeigt,

dass wir beim Klimaschutz mehr Tempo aufnehmen

müssen.“ Dabei sieht der Vorstandsvorsitzende

der WSW, Markus Hilkenbach,

die Wuppertaler Stadtwerke als

Energieversorger und Verkehrsbetrieb in einer

besonderen Verantwortung.

Klimaschutz und CO 2 -Vermeidung sind für

die WSW seit Jahrzehnten ein wichtiges

Thema. Seit 1990 konnte das Unternehmen

die CO 2 -Emission um 58 Prozent senken.

Während die WSW damals für 2,2 Millionen

Tonnen CO 2 jährlich verantwortlich zeichneten,

waren es im Jahr 2020 noch 911.000

Tonnen. In dieser Betrachtung sind nicht

nur die Emissionen einberechnet, die die

WSW selbst, beispielsweise durch den Kraftwerksbetrieb

zu verantworten haben, sondern

auch die Emissionen der Vorlieferanten

und der WSW Kunden.

Mit der neuen Klimaschutzstrategie gibt

sich die WSW nun einen festen Fahrplan. Bis

2030 sollen die Emissionen durch eine Vielzahl

von Maßnahmen um 80 Prozent gegenüber

1990 sinken, bis 2035 will das Unternehmen

nicht nur selbst klimaneutral wirtschaften,

sondern auch seine Strom- und

Gaslieferungen klimaneutral stellen.

„Der aktuelle Bericht des Weltklimarats ist

unmissverständlich: Wir dürfen unsere Neutralitätsziele

nicht erst in 25 oder 30 Jahren

erreichen, sondern müssen dies bereits sehr

viel früher tun“, sagt der WSW-Aufsichtsratsvorsitzende

Dietmar Bell.

2018 hat WSW mit der Stilllegung des Kohle-Heizkraftwerks

in Wuppertal-Elberfeld

bereits einen großen Schritt beim lokalen

Klimaschutz getan. 450.000 Tonnen

CO 2 -Ausstoß pro Jahr werden dadurch vermieden.

Auch bei der Mobilitätswende wollen

die Stadtwerke der Bergischen Metropole

Vorbild sein. 2020 wurden die ersten zehn

Wasserstoff-Busse angeschafft. Der Treibstoff

für die emissionsfreien Fahrzeuge wird

vor Ort produziert – mit Strom aus der Müllverbrennung.

Bis Ende des Jahres wird die

H2-Flotte auf zwanzig Busse erweitert.

Mit solchen und weiteren Maßnahmen,

die sich zum Teil bereits in der Umsetzung

befinden, wollen die WSW den Ausstoß klimaschädlicher

Gase weiter reduzieren. Klimaschutzkriterien

werden zukünftig auch

im Einkauf und insbesondere bei der Stromund

Gasbeschaffung verbindlich angewendet.

Investitionen in Anlagentechnik, Fahrzeuge

und Standorte stehen zukünftig unter

der Anforderung, zur Reduktion von Treibhausgasen

beizutragen.

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 19


Industry News

Kundenseitig werden die WSW den Ausbau

der Fernwärme vorantreiben. So wird

das Fernwärmenetz im Innenstadtbereich in

den nächsten Jahren modernisiert und von

Dampf auf Heizwasser umgestellt. Dies soll

eine jährliche CO 2 -Ersparnis von 5.500 Tonnen

erbringen.

Auch den lokalen Ausbau der Erneuerbaren

Energien wollen die WSW forcieren. Bei

der Solarenergie sehen die WSW nicht nur

Potenzial auf Gebäudedächern, sondern

auch bei Freiflächenanlagen im Wuppertaler

Stadtgebiet. Solche Anlagen könnten

über Bürgerfonds mitfinanziert werden.

Aber auch Windkraft, die im Bergischen

noch wenig genutzt wird, ist eine Option für

Wuppertal. Darüber hinaus wollen die WSW

weitere Windpark-Projekte über die Beteiligungsgesellschaft

Binnenwind entwickeln.

Großes Potenzial könnte nach Einschätzung

der WSW auch in der Geothermie

schlummern. In mehreren tausend Metern

Tiefe unter Wuppertal liegen geologische

Schichten, in denen Temperaturen von weit

über 100 °C herrschen. Die Möglichkeiten

der Nutzung von Erdwärme aus großen Tiefen

gilt es noch zu erkunden. Die WSW

möchten prüfen ob es sinnvoll ist, die aus

der Tiefe gewonnene Wärme in das Wuppertaler

Wärmenetz zu integrieren.

Dennoch: Als dichtbesiedelte Großstadt

wird Wuppertal nicht in der Lage sein, seinen

Energiebedarf vollständig durch Erneuerbare

Energien aus der eigenen Region zu

decken. Daher wird auch die Frage nachprüfbarer

Zertifizierungen eine Rolle auf

dem Weg zur Klimaneutralität spielen. Die

bisher geübte Praxis, Grünstromzertifikate

bei abgeschriebenen norwegischen oder österreichischen

Wasserkraftwerken zu kaufen,

sehen die WSW kritisch. „Das hilft weder

der Energiewende noch dem Klimaschutz“,

sagt WSW-Chef Hilkenbach. Mit

der Online-Handelsplattform „Tal.Markt“,

die sich ausschließlich aus deutschen Grünstromkraftwerken

speist, haben die WSW

ein transparentes Kundenangebot mit echtem

Ökostrom als Alternative entwickelt.

„Diesen Weg wollen wir auch bei der Zertifizierung

unserer Energieangebote weitergehen“,

so Hilkenbach, „Das bedeutet, dass wir

nur Zertifikate nutzen werden, die einen

substantiellen und nachprüfbaren Beitrag

zum Ausbau der erneuerbaren Energien

leisten.“ Er gehe davon aus, dass in einer

kommenden EEG-Novelle die rechtlichen

Rahmenbedingungen für die dafür notwendige

Transparenz geschaffen werden.

Lassen sich für die Dekade bis 2030 jetzt

schon Maßnahmen zur 80 Prozent-Emissionsminderung

entwerfen, so ist der Schlussspurt

zum Null-Emissions-Ziel in 2035 weitaus

schwieriger zu planen. „Die restlichen

20 Prozent CO 2 , die wir bis 2035 einsparen

wollen, werden ein großer Kraftakt, den wir

nur gemeinsam mit unseren Gesellschaftern,

der Stadt Wuppertal und unseren Kundinnen

und Kunden bewältigen können“,

macht Markus Hilkenbach deutlich. Viele

der notwendigen Klimaschutz-Maßnahmen

können heute noch nicht endgültig bestimmt

werden, denn die technologische

Entwicklung sowie die wirtschaftlichen,

politischen und gesellschaftlichen Rahmenbedingungen

sind nicht überall absehbar.

Das ändert aus Sicht der WSW jedoch

nichts daran, dass jetzt mit einer klaren Zielsetzung

gehandelt werden muss. „Niemand

behauptet, dass es einfach wird – und es

bereits auf alle Fragen eine Antwort gibt.

Aber wichtig ist, sich ein ambitioniertes Ziel

zu setzen und einfach anzufangen“, meint

der WSW-Vorstandsvorsitzende. Die Akteure

in Wuppertal sind optimistisch und begreifen

Klimaneutralität als gemeinsames

Projekt der gesamten Stadtgesellschaft. Der

Aufsichtsratsvorsitzende Dietmar Bell sieht

das kommunale Unternehmen beim Klimaschutz

als „Enabler“, als „Möglichmacher“:

„Die WSW helfen als Dienstleister, Unterstützer

und Vorbild, die gesamte Stadt bis

zum Jahr 2035 klimaneutral zu machen.“

LL

www.wsw-online.de (22541147)

Industry

News

Company

Announcements

ANDRITZ and Pohjolan Voima

commission Metris BOA measurement

and analysis system at

Hämeenkyrö CHP biopower plant

(andritz) International technology group

ANDRITZ and Finnish energy company

Pohjolan Voima have commissioned a Metris

BOA measurement and analysis system for

the combined heat and power plant at Metsä

Board’s Kyro mill in Kyröskoski, Hämeenkyrö,

Finland. The system, which is the first

of its kind to be installed in Finland, is used

to extend the lifecycle of the power plant’s

boilers as well as to reduce maintenance and

cut emissions.

The Metris BOA system was installed as

part of Hämeenkyrön Voima’s switch from

fossil fuel to recycled fuels. The latter create

new requirements with regard to condition

monitoring of the boilers as the risk of erosion

and corrosion damage on heating surfaces

increases when these types of fuel are

used.

ANDRITZ Metris BOA is a web app that

utilizes live data as well as historical data

from the plant to optimize and analyze power

plant processes and monitor the equipment

installed. Indicators and advisors increase

the operators’ awareness of opportunities

to optimize consumption of utilities,

improve efficiency, or keep the combustion

process running at the optimum level. Machine-learning

algorithms trained using

historical data monitor important equipment

and processes to reduce unplanned

shutdown time and identify deviations at an

early stage before any serious failure occurs.

Initial results show that emissions from the

plant have decreased, the quality of ash has

improved, and the plant availability has increased

with Metris BOA.

Jarmo Tervo, Manager, Technology and

Projects, Pohjolan Voima, says: “When making

the switch to recycled fuel, we already

knew that the varying quality of the fuel and

the impact of the new fuels on the boiler

would pose challenges to us. In addition,

abandoning peat has required changes to

the boiler technology.”

Pohjolan Voima is a Finnish energy company

producing electricity and heat using hydroelectric,

thermal and nuclear power. The

company’s share of the total electricity generated

in Finland is approximately 20%,

with 96% of this energy being carbon neutral.

LL

www.andritz.com (22541023)

Intilion: Batteriespeicher für Europas

größten Energieversorger

• INTILION qualifiziert sich als Lieferant

für Enel

(hoppecke) Der Speicherhersteller INTILI-

ON aus Paderborn ist ab sofort mit seinen

Batteriespeichern bei Enel gelistet. Als qualifizierter

Partner der Enel-Tochterfirmen

Enel X und Enel Green Power wird INTILI-

ON seine Speichersysteme für Projekte im

kommerziellen und industriellen Maßstab

mit bis zu zehn Megawattstunden Kapazität

liefern. „Ein qualifizierter Partner eines Giganten

der Energiebranche zu sein, der

weltweit an der Spitze der Energie- und Mobilitätswende

steht, ist für uns ein großer

Schritt in Richtung Internationalisierung.

Wir blicken gespannt auf die ersten Projekte,

die wir künftig gemeinsam in Europa realisieren

werden“, sagt Karthik Sathyakumar,

International Sales Manager for Energy

Storage Systems bei INTILION.

Die Speicherfirma musste während eines

umfangreichen Qualifizierungsprozesses in

Online-Audits ihre technische Kompetenz

und ihre Fähigkeiten in den Bereichen Arbeitssicherheit,

Compliance, Qualitätssiche-

20 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


Industry News

PROGRAMM ONLINE

rung und Umweltmanagement unter Beweis

stellen. Als nächstes soll die Kooperation

konkretisiert werden, u.a. will INTILION mit

Enel an Ausschreibungen teilnehmen und

gemeinsam die ersten Projekte umsetzen.

Gemessen an der Marktkapitalisierung ist

Enel der größte europäische Energieversorger

mit Hauptsitz in Rom und weiteren

Standorten in mehr als 30 Ländern weltweit.

Das Unternehmen will seinen Kohlenstoffausstoß

bis 2040 auf Netto-Null senken.

Um dieses Ziel zu erreichen, will Enel u.a.

bis 2030 rund 30 Prozent seiner regenerativen

Erzeugungsanlagen mit Speichersystemen

ausstatten. „Wir freuen uns sehr darauf,

Enel bei seinen Plänen, bis 2040 kohlenstofffrei

zu werden, durch unsere hochmodernen

Batteriespeicher zu unterstützen“,

erklärt Sathyakumar.

Über die INTILION GmbH

Die INTILION GmbH ist eine 100%ige

Tochterfirma der Accumulatorenwerke

HOPPECKE Carl Zoellner & Sohn GmbH.

Das Unternehmen wurde 2019 gegründet

und konzentriert sich seitdem auf die Entwicklung

und Produktion qualitativ hochwertiger,

sicherer und zuverlässiger Lithium-Ionen-Energiespeicherlösungen.

Neben

stationären Systemen für die Zwischenspeicherung

regenerativer Energien bietet INTI-

LION Antriebsenergiespeicher für Flurförderzeuge

und Hochvoltsysteme für Züge

und andere Schwerlastanwendungen an.

Neuer Termin!

vgbe Fachtagung

Thermische Abfall-,

Klärschlammbehandlung

und

Wirbelschichtfeuerungen

mit Fachausstellung

9. & 10. Mai 2022

Hamburg, Deutschland

INTILION ist Marktführer bei kritischen,

systemrelevanten Infrastrukturen und überzeugt

seine Kunden insbesondere durch

seinen ganzheitlichen Ansatz, seine hochwertigen

Produkte und seinen kompetenten

Service.

LL

intilion.com (22541110)

Steinmüller Engineering erhält

Zuschlag für die Erweiterung

der Klärschlammverbrennung

VERA Hamburg

• Konsequente Umsetzung der Neuausrichtung

(steinmüller) Im Dezember 2021 hat sich

Steinmüller Engineering in einem EU-weiten

Ausschreibungsverfahren für den Bau

einer vierten Linie zur Erweiterung der Klärschlammverbrennung

von HAMBURG WAS-

SER (Hamburger Stadtentwässerung AöR)

durchgesetzt. Die Erweiterung hat einen

Durchsatz von ca. 35.000 Tonnen pro Jahr

Trockensubstanz und sichert damit auch

zukünftig die Entsorgung der Freien und

Hansestadt Hamburg sowie der Kooperationspartner

AZV Südholstein und Entsorgungsbetriebe

Lübeck bei nachfolgender

KONTAKTE

Fachliche Koordination

Dr. Andreas Wecker

und Christian Stolzenberger

Teilnahme

Barbara Bochynski

e vgbe-therm-abf@vgbe.energy

Fachausstellung

e

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany

be informed www.vgbe.energy

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 21


Industry News

Programm online

Nutzung der Verbrennungsenergie und der

Rückgewinnung des Phosphors aus der

Asche. Somit trägt die Anlage wesentlich zu

Nachhaltigkeit und Ressourcenschonung

bei.

vgbe-Konferenz

KELI 2022

Elektro-, Leit- und

Informationstechnik

in der Energieversorgung

10./11. & 12. Mai 2022

Bremen, Deutschland

Das von HAMBURG WASSER mit Unterstützung

der Planungsgesellschaft AFRY

entworfene Konzept lehnt sich an die bereits

bestehenden drei Linien an. Die komplexe

Gesamtanlage beinhaltet neben Demontagearbeiten

und Austausch im Bestand die

Bereiche Annahme, Lagerung, Trocknung,

Wirbelschichtofen, Rauchgasreinigung, Turbine,

Wasser-/Dampfkreislauf, Kesselhaus,

TGA, E- und Leittechnik sowie Montage und

Inbetriebnahme. Die Fertigstellung soll in

2025 erfolgen.

Gerade bei Umbau und Bau im Bestand hat

Steinmüller Engineering aus der Vergangenheit

umfangreiche Erfahrung bei Kraftwerksanlagen

aufzuweisen.

„Mit diesem Auftragseingang hat die Steinmüller

Engineering GmbH ihr für das Geschäftsjahr

gesteckte Ziel erreicht und konsequent

die begonnene Neuausrichtung des

Unternehmens im Zuge der Energiewende

umgesetzt“, so Vertriebsleiter Lutz Brandau.

LL

www.steinmueller.com (22541059)

KONTAKTE

Ulrike Künstler

t +49 201 8128-206

Ulrike Troglio

t +49 201 8128-282

e vgbe-keli@vgbe.energy

FACHAUSSTELLUNG

Angela Langen

t +49 201 8128-310

e angela.langen@vgbe.energy

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland

Bund fördert die Industrialisierung

von Sunfires Wasser stoff-

Technologie mit 60 Million Euro

• Elektrolyseunternehmen müssen ihre

Fertigungskapazitäten rasch ausbauen,

um die steigende Nachfrage decken zu

können. Zur Vorbereitung der Serienfertigung

von Sunfires SOEC- und

Alkali-Elektrolyseuren, erhalten das

Unternehmen und seine Verbundpartner

aus Industrie und Forschung Förderung

von der Bundesregierung.

(sunfire) Wegen seines Potenzials zur Dekarbonisierung

energieintensiver Industrien

hat sich grüner Wasserstoff innerhalb

kürzester Zeit von einem strittigen Hoffnungsträger

zum festen Baustein der Energiewende

entwickelt. Entsprechend rasant

steigt die Nachfrage nach dem Gas, das beim

Aufspalten von Wasser in Elektrolyseuren

erzeugt wird. Deren installierte Leistung soll

in der EU bis zum Jahr 2030 von derzeit

knapp 0,2 GW auf 40 GW wachsen.

Vor diesem Hintergrund baut Sunfire, das

zu den weltgrößten Entwicklern und Produzenten

von Elektrolyseuren gehört, mit

Hochdruck seine Fertigungskapazitäten

aus. Gemeinsam mit Partnern aus Forschung

und Industrie bereitet das Dresdener

Unternehmen seine Technologien auf die

industrielle Produktion im GigawattMaßstab

vor. Dafür stellt das Bundesministerium

be informed www.vgbe.energy

22 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


Industry News

für Bildung und Forschung (BMBF) über das

Leitprojekt H2Giga umfangreiche Mittel zur

Verfügung.

Die Förderzusage beschleunigt insbesondere

den Markthochlauf der innovativen

Hochtemperatur-Elektrolyseure (SOEC).

Unter der Leitung von Sunfire erhalten 15

Verbundpartner 33 Millionen Euro, um Fertigungsprozesse

aufzubauen und die Systeme

zu optimieren. Durch die Nutzung von

Abwärme aus industriellen Prozessen benötigen

Sunfires SOEC-Elektrolyseure im Vergleich

zu anderen Technologien bis zu 30 %

weniger Strom aus erneuerbaren Energien,

um ein Kilogramm Wasserstoff zu erzeugen.

„In der neuen Generation werden sie ihre

Stärken noch besser ausspielen als bisher“,

kündigt Christian von Olshausen an.

„Wir werden unter anderem die einzelnen

Komponenten langlebiger gestalten und das

Design der Systeme vereinfachen“, so der

Sunfire-CTO weiter. „Mit unseren optimierten

Hochtemperatur-Elektrolyseuren kann

die Industrie grünen Wasserstoff künftig

noch effizienter – und demnach kostengünstiger

– produzieren. Um auch den Anschaffungspreis

zu reduzieren, entwickeln wir

außerdem Prozessketten für die industrielle

Serienfertigung.“

Den anspruchsvollen Weg in Richtung Gigawatt

beschreitet Sunfire mit Partnern, die

bereits in der Vergangenheit an verschiedenen

Projekten mitgewirkt haben. Bei der

Errichtung einer Pilotlinie für die automatisierte

Fertigung greift das Unternehmen

etwa auf die Expertise der XENON Automatisierungstechnik

GmbH zurück. Gemeinsam

mit den Dresdener „Nachbarn“ baut

Sunfire bereits SOEC-Elektrolyseure für die

Raffinerie des Kraftstoffproduzenten Neste

in Rotterdam. „Wir sind froh, auf Partner

wie XENON bauen zu können. Sie verfügen

über wertvolle Erfahrungen in der industriellen

Fertigung und sind offen dafür, diese

einzusetzen, um neue Technologien voranzubringen“,

erklärt Christian von Olshausen.

Nicht nur die Entwicklung der SOEC-Technologie

erfährt Unterstützung. Fördermittel

stellt das BMBF auch für die Industrialisierung

der Druck-Alkali Elektrolyseure bereit.

Obwohl sich die robusten Systeme bereits

seit Jahrzehnten in der Industrie bewährt

haben, werden sie bislang nicht in Serie gefertigt.

Insgesamt stehen Sunfire und seinen

acht Verbundpartnern 27 Millionen Euro

zur Verfügung, um die Produktion dieser

Technologie in den Gigawatt-Maßstab zu

überführen.

„Wir bauen Fertigungsprozesse auf und finalisieren

das neue Design unserer DruckAlkali

Elektrolyseure“, erklärt Christian von

Olshausen. „Im Vergleich zu den Vorgängermodellen

werden wir diese im Hinblick auf

Energieverbrauch und Langlebigkeit noch

einmal verbessern.“ Die ohnehin als kostengünstigste

Elektrolysetechnologie bekannte

Alkali-Elektrolyse wird dadurch weiterhin

an Attraktivität gewinnen.

Damit die Industrie zeitnah auf grünen

Wasserstoff zurückgreifen kann, möchte die

Bundesregierung mit ihrem Engagement

den Ausbau von Technologien beschleunigen.

Mit dieser Absicht hatte das BMBF den

Ideenwettbewerb „Wasserstoffrepublik

Deutschland“ ausgeschrieben. Im Leitprojekt

H2Giga arbeiten nun ca. 30 eigenständige

Verbünde an der Überführung von

Elektrolysetechnologien in den Gigawatt-Maßstab.

Sunfire setzt für die Industrialisierung

neben Fördergeldern umfangreiche

eigene Mittel ein.

LL

www.sunfire.de (22541008)

Voith Hydro starts new year

with expansion of operation

and maintenance business for

hydropower plants by acquiring

majority stake in

Green Highland Renewables

• More than 40 hydropower stations are

already managed by Green Highland Renewables

today

• Both companied will join forces to bring

highest operation and maintenance

standards for hydropower fleets to customers

worldwide

• Transaction was agreed

on in the end of 2021

(voith) In the end of last year, Voith Hydro

acquired a majority shareholding of Green

Highland Renewables (GHR). With this step

the company expands its business in the

field of maintenance as well as operation

and development of hydropower facilities.

The German full-line supplier for hydropower

equipment and the Scottish service

provider create a perfect fit and customers

worldwide will benefit from both joining

forces. There are already several plants the

companies have worked on together – until

now separated through the respective

scopes of supply. In that way, Voith Hydro

was supplying electro-mechanical equipment

whereas GHR was responsible for development

activities, service and operations

at site.

Moritz von Plate, Head of Voith Hydro’s Hy-

Service business unit: “Our customers will

benefit from a new single source approach and

we together will be able to accompany them

through the entire project lifecycle – including

plant operation. Apart from that, there is still

a lot of room for growth for both of us. For example,

GHR’s strong footprint in Scotland will

be a great basis to service also larger hydropower

projects and for the entry into the international

markets where Voith Hydro is already

active.”

Up to now GHR is one of the leading hydro

companies in the United Kingdom especially

in the segment of so called small hydro facilities

with up to 20 MW of total output. First

projects to be tackled together have already

been identified and there is a lot more to

come as Alex Reading, CEO at GHR who will

remain in this position, indicates: “I am happy

that we have Voith on board bringing in

their technology expertise from very small

to very large hydropower stations but also

moderniazation know-how and digital tools.

I am sure that our customer’s will benefit

from it.”

About Green Highland Renewables

GHR started as developer for small (hydropower)

projects in 2007. Until today the

company has accumulated a track record of

around 50 successfully commissioned hydropower

stations throughout Scotland. As

full-scope service provider GHR supports

plant owners with long-term, turnkey service

contracts, performing not only monitoring,

technical management, and regular

maintenance, but also commercial and administrative

management of the plants.

Currently there are around 40 plants under

management ranging from several hundred

kilowatts to almost 20 MW in capacity.

The Scottish company, with locations in

Perth and Dingwall, employs around 20

highly skilled employees. The organizational

structure and management of GHR will

remain entrepreneurial in nature and operate

under the established Green Highland

Renewables brand.

LL

www.voith.com (22541019)

Wärtsilä enters the Dutch market

to supply the country’s largest

energy storage system to

support grid stability

(waertsilae) The technology group Wärtsilä

will supply a 25-megawatt (MW) / 48-megawatt

hour (MWh) energy storage system to

GIGA Storage BV in the Netherlands to help

stabilise the electric grid. This will be Wärtsilä’s

first energy storage project in the Netherlands

and it will be the country’s largest

system to date. The order was booked to

Wärtsilä order intake in December 2021,

and the system is expected to become operational

in October 2022.

The Wärtsilä energy storage system, called

the GIGA Buffalo battery, will be co-located

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 23


Industry News

with wind and solar assets at the Widnet

smart grid, located at the Wageningen University

& Research test centre in Lelystad.

Eneco, a leading energy provider in the Netherlands,

will utilise the battery to make its

energy services more sustainable and add

more renewable energy on the grid. The energy

storage will also help to optimise the

power system, regulate energy frequency and

reliability on the grid and improve revenues.

As the largest energy storage project in the

Netherlands to date, it will store the equivalent

of the annual energy consumption of

more than 9,000 households each year.

“The Buffalo battery will help stabilise the

Netherlands’ electricity grid and save a maximum

of 23,000 tons of carbon dioxide emissions

per year,” said Maarten Quist, COO,

GIGA Storage. “We’re pleased to work with

Wärtsilä to implement this landmark project,

which will help us reach our goal of

deploying 1.5 GW of energy storage in Europe

by 2025.”

The Dutch government has set a goal to

reduce greenhouse gas emissions by 49% by

2030 and a 95% reduction by 2050. The

growth of renewable energy in the Netherlands

and likewise across Europe has helped

to decarbonise the energy system but has

also created congestion on electrical networks,

making energy storage a necessity

for reliability. Recent reports indicate that

the Netherlands will need between 29 and

54-gigawatts (GW) of energy storage capacity

by 2050.

“Wärtsilä sees a major opportunity and

paramount need to help our customers increase

energy storage deployment throughout

Europe in order to realise a 100% renewable

energy future,” said Pekka Tolonen,

Director, Europe, Wärtsilä Energy.

“This is an important milestone for Wärtsilä

as our first project in the Netherlands.

We’re thrilled to add yet another country to

our 4 GWh portfolio of market-leading energy

storage technology deployments

worldwide.”

The Buffalo battery will be the first largescale

energy storage project based on lithium

iron phosphate (LFP) chemistry in Europe,

which provides enhanced safety features

and uses less vulnerable natural resources.

The project will include Wärtsilä’s

GridSolv Quantum, a fully integrated, modular

and compact energy storage system, as

well as the GEMS Digital Energy Platform,

Wärtsilä’s sophisticated energy management

system. It will be optimised with Wärtsilä’s

Service+ GAP solution, which provides

maintenance with performance guarantees.

Wärtsilä will supply the energy storage

system under an extended equipment

delivery and a long-term service agreement.

LL

www.wartsila.com (22541028)

Wärtsilä long-term service

agreement will provide power

supply reliability and availability

for major Italian industrial

company

(waertsilae) The technology group Wärtsilä

has signed a ten-year long-term service

agreement covering two industrial combined

heat and power (CHP) plants in Italy.

The plants operate with highly efficient

Wärtsilä 31SG gas engines, and supply electricity,

steam, and hot water for industrial

use. The agreement took effect in January

2022, and the order intake was booked in

Q4, 2021.

The Guaranteed asset performance agreement

covers altogether five Wärtsilä 31SG

gas engines, and is designed to ensure the

plants’ reliability and availability, which are

essential for maintaining the customer’s

production schedules. The full maintenance

scope includes an availability guarantee that

is implemented with a resident engineer on

site plus remote support from Wärtsilä’s Expertise

Centre in Trieste.

The high efficiency of the engine generating

sets creates both energy cost savings and

reduced levels of emissions. Furthermore, it

opens the possibility to obtain the Italian

White Certificate, which aims to promote

energy efficiency measures by final energy

users, and which is one of the most complete

examples of baseline and trade incentive

schemes existing in Europe.

“Long-term service agreements are an integral

element within Wärtsilä’s lifecycle

services offering. They are based on utilisation

of the latest digital technologies combined

with our extensive know-how and

understanding of power generation installations,

as well as their optimisation at system

level. The bottom line is that we guarantee

plant availability, which for any industrial

company is critical. What is more, by ensuring

efficient operations we are supporting

global efforts to decarbonise operations,”

says Pekka Tolonen, Energy Business Director,

Europe, Wärtsilä Energy.

Wärtsilä has a strong presence in Italy with

a delivery centre and an Energy Expertise

Centre in Trieste, and service offices in

Genoa, Naples, and Taranto. To date, the

company has delivered 1,411 MW of power

plant capacity to Italy, of which 709 MW are

currently covered by Wärtsilä long-term service

agreements.

LL

www.wartsila.com (22541027)

ENERTRAG wird europäisch:

Umwandlung in SE

abgeschlossen

(iwr-pressedienst) Die Umwandlung der

ENERTRAG AG in eine Europäische Aktiengesellschaft

(Societas Europaea, SE) wurde

zum 6. Januar 2022 durch Eintragung in das

Handelsregister vollzogen.

Nach mehr als 20-jähriger Tätigkeit in

Deutschland, Frankreich und Polen hat

ENERTRAG die Umwandlung von einer

deutschen in eine europäische Rechtsform

vollzogen. Künftig wird das Unternehmen

als ENERTRAG SE firmieren und so der europäischen

Herkunft und dem internationalen

Selbstverständnis noch stärker Rechnung

tragen.

Als dynamisch wachsendes Unternehmen

ist ENERTRAG weltweit an zahlreichen Projekten

im Bereich der erneuerbaren Energien

beteiligt. Rund 800 Beschäftigte aus fast

40 Nationen sind heute in vier europäischen

und fünf weiteren internationalen Ländern

tätig.

„Die SE ist eine moderne, supranationale

Rechtsform und damit nach Überzeugung

von Aufsichtsrat und Vorstand die richtige

Rechtsform für das weitere europäische und

internationale Wachstum von ENERTRAG“,

so Jörg Müller, ENERTRAG-Vorstandsvorsitzender.

„Als Unternehmen mit Wurzeln in

Brandenburg und Geschäftsaktivitäten in

Europa und weltweit ist die Umwandlung in

eine SE eine folgerichtige Entscheidung, die

zu einem modernen und international tätigen

Unternehmen mit vielfältiger Mitarbeiterstruktur

bestens passt.“

Den Arbeitnehmern aller europäischen

Standorte bietet ein SE-Betriebsrat die Möglichkeit

zur grenzüberschreitenden Mitbestimmung.

Von einem solchen Gremium erwartet

das Unternehmen ein weiteres Zusammenwachsen

der Belegschaft über Ländergrenzen

hinweg.

Die neue Rechtsform hat keine Auswirkungen

auf Aktionäre, Kunden und Vertragspartner

oder bestehende Vertragsverhältnisse.

Die bewährte Struktur von Aufsichtsrat

und Vorstand sowie deren personelle

Besetzung werden beibehalten. Der

Hauptsitz der ENERTRAG SE bleibt unverändert

Dauerthal.

LL

www.enertrag.com (22541558)

24 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


SAVE THE DATE

Industry News

Hamburg: Erdwärme für 5.000

Haushalte

• Bohrungen für die Hamburger Wärmewende

haben begonnen

In Hamburg-Wilhelmsburg haben die Bohrungen

zur Förderung von Erdwärme begonnen.

Hamburgs Staatsrat für Umwelt,

Klima, Energie und Agrarwirtschaft, Michael

Pollmann hat gemeinsam mit den Geschäftsführern

der Hamburger Energiewerke,

Michael Prinz und Ingo Hannemann von

Hamburg Wasser das Startsignal gegeben.

Die Bohrarbeiten sind der erste Schritt zur

Errichtung einer Geothermie-Anlage am

Standort, die im Rahmen des Energiewende-Projektes

IW3 bis 2024 realisiert wird.

Die Geothermie-Anlage soll bei einem erfolgreichen

Abschluss der Bohrungen künftig

Erdwärme, in Form von heißem Thermalwasser,

aus 3.500 Metern Tiefe an die

Oberfläche fördern. Über Wärmetauscher

wird die Energie dem Wasser entzogen und

in das dezentrale Nahwärmenetz in Wilhelmsburg

eingespeist. Anschließend wird

das abgekühlte Wasser zurück in die thermalwasserführende

Schicht im Untergrund

geleitet. Hierfür sind zwei Bohrungen geplant:

eine Produktionsbohrung, zur Förderung

des heißen Thermalwassers und eine

Injektionsbohrung, um es in den Untergrund

zurückzuleiten. Die Bohrarbeiten

werden voraussichtlich im August abgeschlossen.

Mit einer Leistung von 10 Megawatt

könnten so rund 5.000 Haushalte mit

grüner Wärme in Wilhelmsburg versorgt

und gleichzeitig pro Jahr rund 7.000 t CO 2

eingespart werden.

Michael Pollmann, Staatsrat für Umwelt,

Klima, Energie und Agrarwirtschaft: „Tief in

der Erde unter Hamburg schlummert ein

energetischer Schatz. Diesen wollen wir nun

zu bergen beginnen. Die Tiefengeothermie,

für die wir heute in Hamburg den Startschuss

geben, bietet beachtliche Potenziale

zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung.

Wir zeigen damit einmal mehr, wie

Hamburg den Kohleausstieg umsetzt, wie

wir die Steinkohle in Wedel durch eine Vielzahl

sauberer Quellen ersetzen und damit

auch neue Technologien voranbringen. Bei

einer Tiefenbohrung bleibt zwar immer ein

Restrisiko hinsichtlich der Fündigkeit, aber

wir sind zuversichtlich, dass das Vorhaben

erfolgreich sein wird, denn alle Anzeichen

deuten darauf hin, dass die Geothermie einen

wichtigen Beitrag für die Wärmewende

in Hamburg leisten kann und wird.“

Michael Prinz, Geschäftsführer der Hamburger

Energiewerke GmbH: „Wir haben

viele Jahre auf den Start der Bohrungen hingearbeitet,

und ich freue mich, dass wir diesen

wichtigen Meilenstein nun vollzogen

haben. Wir liefern hier ein wegweisendes

Konzept zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung.

Ziel unseres Projektes ist es,

vgbe-Konferenz

Dampfturbinen

und Dampfturbinenbetrieb

2022

14. & 15. Juni 2022

Köln, Deutschland

KONTAKTE

FACHLICHE KOORDINATION

Anna-Maria Mika

t +49 201 8128 268

e vgbe-dampfturb@vgbe.energy

TEILNEHMER

Diana Ringhoff

t +49 201 8128 232

e vgbe-dampfturb@vgbe.energy

AUSSTELLUNG

Angela Langen

t +49 201 8128 310

e angela.langen@vgbe.energy

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland

be informed www.vgbe.energy

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 25


Industry News

SAVE THE DATE

zunächst in Wilhelmsburg zu einer umweltfreundlichen

und nachhaltigen Wärmeversorgung

beizutragen und darüber hinaus als

Blaupause zu dienen, die auch von weiteren

Städten und Gemeinden in Norddeutschland

für die eigene Wärmewende umgesetzt

werden kann.

vgbe-Workshop

Flue Gas Cleaning 2022

8 & 9 June 2022

Ismaning/Munich, Germany

Ingo Hannemann, Sprecher der Geschäftsführung

von Hamburg Wasser: „Ich freue

mich sehr zu sehen, wie das gemeinsame

Projekt der Hamburger Energiewerke und

von Hamburg Wasser Realität wird. Von beiden

Seiten ist viel Fachkenntnis und Herzblut

hineingeflossen, um eines der bedeutendsten

Versorgungsprojekte der Stadt

umzusetzen, in dem ganz klar der Klimaschutz

im Fokus steht. Wir setzen unsere

jahrzehntelange Erfahrung in Wasser- und

Energiefragen sowie der Hydrogeologie ein,

um zusammen mit anderen städtischen Akteuren

an Innovationen zu arbeiten, die Versorgungssicherheit

und Umweltschutz vereinen.

Das begreifen wir als unseren Auftrag

für die Stadt Hamburg und ihre Menschen.“

Die Anlage ist Teil des Reallabors IW3 – Integrierte

WärmeWende Wilhelmsburg, das

eine nahezu CO 2 -freie Wärmeversorgung

von Wilhelmsburger Wohnquartieren anstrebt:

Neben bereits vorhandenen Wärmeerzeugern

wie Solarthermie, bildet die

Nutzung von Erdwärme die Basis des Projektes.

Durch die zusätzliche Einbindung sektorenübergreifender

Technologien wie

Wärmepumpen, Power-to-Heat-Anlagen und

der Nutzung eigenerzeugten erneuerbaren

Stroms, ist perspektivisch eine CO 2 -neutrale

Versorgung möglich. Zudem ist die Errichtung

eines saisonalen Aquiferspeichers geplant,

um Wärmeüberschüsse aus den Sommermonaten

im Winter nutzen zu können.

Unterschiedliche Energiebedarfe lassen sich

so mit unterschiedlichen Energieverfügbarkeiten

effizient miteinander verknüpfen. Ein

digitaler Wärme-Marktplatz bündelt alle lokalen

Energieerzeuger und Verbraucher und

ermöglicht eine kosteneffiziente wie klimafreundliche

Versorgung von Gebäuden. Die

Investitionskosten für das IW3-Projekt betragen

70 Millionen Euro.

CONTACT

FACHLICHE KOORDINATION

Ms. Ines Moors

t +49-201-8128-222

e vgbe-flue-gas@vgbe.energy

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschland

Als „Reallabor der Energiewende“, fördert

das Bundesministerium für Wirtschaft und

Klimaschutz (BMWK) das Vorhaben zudem

mit insgesamt rund 22,5 Millionen Euro. Die

Reallabore sind Teil des 7. Energieforschungsprogramms,

mit dem die Bundesregierung

Forschung und Entwicklung im Bereich

zukunftsweisender Energietechnologien

unterstützt. Sie erproben innovative

Technologien und deren Zusammenspiel im

industriellen Maßstab und unter realen Bedingungen.

Dies kann sich auf ein Quartier

beziehen oder auf einen ganzen Stadtteil,

wie im IW3-Projekt vorgesehen. Die in den

Reallaboren gesammelten Erfahrungswerte

werden genutzt, um den Umbau des Energiesystems

in Deutschland voranzubringen.

be informed www.vgbe.energy

26 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


News from Science & Research

Neben den Hamburger Energiewerken als

Konsortialführer sind an dem Hamburger

Projekt auch die Hamburg Energie Geothermie

GmbH (HEGeo), Consulaqua mbH, HIR

Hamburg Institut Research gGmbH sowie

die Hochschule für Angewandte Wissenschaften

(HAW) Hamburg und die Christian-Albrechts-Universität

(CAU) zu Kiel beteiligt.

LL

www.geothermie-wilhelmsburg.de

www.iw3-hamburg.de (22541114)

Products and

Services

Dekarbonisation als Treiber:

Abwärmelösungen von Orcan

Energy nun zweithäufigst installierte

ORC-Anlage weltweit

(orcan) Das Münchner CleanTech Unternehmen

Orcan Energy ist mit seinen Abwärmelösungen

zum zweitmeist genutzten Anbieter

weltweit aufgestiegen. Zu diesem Ergebnis

kam die Branchenanalyse des Energy

Engineering Department des Polytechnikums

Mailand, die kürzlich auf der 6. internationalen

ORC-Konferenz in München

veröffentlicht wurde und einen Vergleich

unter 30 Unternehmen anstellte, die Technologien

zur Rückgewinnung von Abwärme

auf ORC Basis anbieten. Damit hat Orcan

Energy Branchenriesen wie Enogia, Dürr

oder Turboden in puncto installierter Anlagen

hinter sich gelassen. Mit 502 Anlagen

weltweit liegt Orcan Energy lediglich hinter

dem bereits seit 1965 und international operierenden

Stromerzeuger Ormat mit 1226

Anlagen.

Dieser Trend spiegelt sich in den Absatzzahlen

von Orcan Energy wider. Im Jahr

2021 ist es Orcan Energy gelungen, sein Auftragsvolumen

zu verdreifachen. Damit verzeichnete

das Münchner Abwärmeunternehmen

trotz massiven Auswirkungen der

Coronakrise starke Zahlen und profitiert

von der zunehmenden globalen Nachfragen

nach modularen Abwärmelösungen.

Andreas Sichert, CEO von Orcan Energy,

sagt: „Das Ergebnis der Studie bestätigt uns:

die Nachfrage vor allem nach unkomplizierten

und flexiblen Abwärmelösungen steigt

weltweit. Immer mehr Unternehmen haben

das Ziel im Rahmen ihrer Dekarbonisierungsstrategie,

günstigen Strom zu produzieren

und gleichzeitig ihre Ökobilanz zu

verbessern. Das gelingt am besten mit einer

ausgereiften ORC Technologie wie Orcan

Energy sie anbietet.“

Die modularen Lösungen des Münchner

CleanTech Unternehmen Orcan wandeln

bisher ungenutzte Abwäme in Strom um. Sie

basieren auf der Organic-Rankine-Cycle

(ORC) Technologie und können ganz einfach

per plug-and-play überall dort eingesetzt

werden, wo Abwärme entsteht: an Industrieanlagen,

auf Schiffen oder motorbasierten

Kraftwerksanlagen.

Der ORC-Prozess ist eine verlässliche und

seit langem erfolgreiche Technologie, um

aus (Ab-) Wärme Strom zu erzeugen. Mit

Orcan Energys ORC-Lösungen der neuesten

Generation können Anlagenbetreiber Abwärme

sehr schnell und einfach nutzen –

und das bereits bei niedriger Temperatur.

Im Jahr 2022 hat Orcan Energy weiterhin

vor allem Kunden aus energieintensiven

Branchen im Blick, wo viel Abwärme anfällt.

Betreiber erzielen hier die größten Gewinne.

Darüber hinaus plant Orcan Energy seine

Internationalisierung voranzutreiben mit

den Zielmärkten Amerika und Asien.

Über Orcan Energy

Orcan Energy AG ist ein europaweit führendes

CleanTech Unternehmen, das effiziente

Energielösungen auf Basis der Organic-Rankine-Cycle-Technologie

zur Verstromung

von Abwärme anbietet. Orcan Energy

AG wurde 2008 von den Physikern Dr.

Andreas Sichert, Dr. Andreas Schuster und

Richard Aumann mit dem Ziel gegründet,

Unternehmen aus unterschiedlichen Industriesparten

eine einfache, kostensparende

und effiziente Energielösung anzubieten,

die das enorme Energiepotenzial ungenutzter

industrieller Abwärmequellen erschließt.

Orcan Energy AG betreibt derzeit

500 Anlagen und ist damit die meistgenutzte

Anlage im Nieder-Temperatur-Sektor in

Deutschland. Für die Erschließung neuer

Absatzmärkte in Asien hat Orcan Energy Anfang

2018 ein Joint Venture mit der VPower

Group International Holdings LTD, Chinas

führendem Unternehmen für integrierte

Stromerzeugungsanlagen und der finanzstarken

CITIC Pacific Ltd gegründet. Orcan

Energy AG beschäftigt 60 Mitarbeiter und

hat seinen Sitz in München.

LL

www.orcan-energy.com. (22541121)

News from

Science &

Research

Wasserstofftechnologie:

Elektrolyseure sollen

Massenware werden

(fh-ipa) Wer Wasserstoff als Energiequelle

nutzen will, braucht Elektrolyseure. Doch

die sind rar und teuer, weil sie bisher noch

weitgehend von Hand gefertigt werden. Damit

sie künftig im industriellen Maßstab

produziert werden können, entwickelt ein

Forschungsteam vom Fraunhofer IPA derzeit

eine durchgängig automatisierte Elektrolyseurfabrik.

Wasserstoff ist auf der Erde reichlich vorhanden.

Allerdings ist er sehr reaktionsfreudig

und daher in Molekülen gebunden, in

Wasser (H 2 O) zum Beispiel. Wer das gasförmige

Element als emissionsfreie Energiequelle

nutzen möchte, muss den Wasserstoff

also zunächst aus dem Wassermolekül herauslösen.

Dafür gibt es sogenannte Elektrolyseure.

Sie spalten Wasser in seine Bestandteile

Wasserstoff (H 2 ) und Sauerstoff

(O) auf. Brennstoffzellen können den Wasserstoff

wieder in elektrischen Strom umwandeln,

der dann Motoren antreibt. Oder

der Wasserstoff wird in Hochöfen direkt

verbrannt.

Da Wasserstoff bei der Energie- und Verkehrswende

eine wichtige Rolle spielt,

braucht die Welt in absehbarer Zeit massenhaft

neue Elektrolyseure. Doch die werden

bisher noch weitgehend in Handarbeit gefertigt,

was sehr viel Zeit braucht, teuer und fehleranfällig

ist. Wissenschaftlerinnen und

Wissenschaftler vom Fraunhofer-Institut für

Produktionstechnik und Automatisierung IPA

wollen deshalb zusammen mit Partnern aus

Forschung und Industrie die Fertigung von

Elektrolyseuren durchgängig automatisieren.

„Ziel ist eine automatisierte Elektrolyseurfabrik

im Gigawatt-Maßstab“, sagt Friedrich-Wilhelm

Speckmann vom Zentrum für digitalisierte

Batteriezellenproduktion (ZDB) am

Fraunhofer IPA. „Die hier innerhalb eines

Jahres produzierten Elektrolyseure sollen

also eine aufaddierte Nominalleistung von

mindestens einem Gigawatt haben.“

Roboter sollen künftig

das Stacking übernehmen

Ein Elektrolyseur besteht aus zwei Elektroden

– der positiv geladenen Anode und der

negativ geladenen Kathode – und einem

Separator, in diesem Fall einer Proto-

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 27


News fromScience & Research

nen-Austausch-Membran (PEM). Um die

Leistung zu erhöhen, werden viele Elektrolysezellen

zu einem sogenannten Stack

gestapelt. Dieses Stacking geschieht bisher

noch größtenteils in Handarbeit, könnte in

Zukunft aber von Robotern erledigt werden.

Weil aber nicht nur das Stacking, sondern

die gesamte Produktionslinie automatisiert

werden soll, müssen die Forscherinnen und

Forscher auch sämtliche vor- und nachgelagerte

Prozesse, bis zum Einfahren der Gesamtsysteme,

berücksichtigen. Dabei reichen

die Aufgaben von der Fabrik- und Produktionsplanung,

über die Bauteiltests bis

hin zu den End-of-Line-Prüfständen. Zusätzlich

werden im Konsortium auch neuartige

Stackdesigns entwickelt, die zukünftige

Produktionsverfahren vereinfachen und somit

beschleunigen.

Fertigungssystemplanung,

Roboter und Sensoren

für die Elektrolyseurfabrik

Um die automatisierte Elektrolyseurfabrik

verwirklichen zu können, bauen die Projektpartner

zunächst eine Fertigungslinie nach

dem aktuellen Stand der Technik auf. Diese

wird dann Stück für Stück modular angepasst

und erweitert, damit die einzelnen

Prozesse besser als bisher ineinandergreifen

und automatisiert ablaufen. Dabei klären die

Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler

eine ganze Reihe offener Fragestellungen,

zum Beispiel: Welche Robotertopologie eignet

sich für das Stacking am besten? Wie

muss ein Roboter die Bauteile greifen und

wie schnell darf er sich dabei maximal bewegen,

um die sensiblen Komponenten nicht zu

beschädigen? Welche optischen Sensoren

sollen zur Qualitätssicherung in die Anlage

integriert werden? Welche Fertigungstechnologien

ermöglichen eine Skalierung der

Elektrolyseurproduktion? Wie muss eine

vollkommen automatisierte Elektrolyseurfabrik

aussehen und aufgebaut sein?

Antworten auf diese und viele weitere Fragen

will das Forschungsteam bis 31. März

2025 gefunden haben. Dann nämlich läuft

das Forschungsprojekt „Industrialisierung

der PEM-Elektrolyse-Produktion“ (PEP.IN)

aus, welches das Bundesministerium für Bildung

und Forschung (BMBF) mit über 20

Millionen Euro fördert. Beteiligt sind an

dem Verbundprojekt neben dem Fraunhofer

IPA auch das Fraunhofer-Institut für Solare

Energiesysteme ISE, das Fraunhofer-Institut

für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik

UMSICHT, die MAN Energy Solutions

SE, die H-TEC Systems GmbH, die Audi AG,

die VAF GmbH, das Zentrum für Brennstoffzellen-Technik

GmbH und das Forschungszentrum

Jülich GmbH. PEP.IN ist Teil des

Leitprojekts „H2Giga“, einem von drei Wasserstoff-Leitprojekten,

die einen zentralen

Beitrag des BMBF zur Umsetzung der Nationalen

Wasserstoffstrategie bilden.

Weitere H2Giga-Projekte mit

Beteiligung des Fraunhofer IPA

Degrad-EL3-Q: Im Forschungsprojekt „Degrad-EL3-Q“

untersucht ein Forschungsteam

vom Zentrum für Cyber Cognitive Intelligence

(CCI) am Fraunhofer IPA, inwiefern

Degradationsanalysen, die mit einem

Quantencomputer durchgeführt werden,

klare Vorteile gegenüber klassischen Computertechnologien

bieten. Mehr dazu unter:

https://t1p.de/jovwk

FRHY: Im H2Giga-Projekt „Referenzfabrik

für hochratenfähige Elektrolyseur-Produktion“

(FRHY) bildet ein Forschungsteam vom

Kompetenzzentrum DigITools am Fraunhofer

IPA die einzelnen Produktionsmodule

der Referenzfabrik als Digitale Zwillinge ab

und vernetzt sie virtuell zu einer kompletten

Produktionslinie. Dazu baut es eine standortübergreifende,

serviceorientierte Produktions-IT-Plattform

auf. Mehr dazu unter: https://t1p.de/frlf

IREKA: Im Forschungsprojekt „Iridium-reduzierte

Anodenkatalysatoren für die

PEM-Wasserelektrolyse“ (IREKA) verfolgt

ein Forschungsteam von der Abteilung Galvanotechnik

am Fraunhofer IPA und vom

Leibniz-Institut für Katalyse das Ziel, den

Bedarf des seltenen Elements Iridium für

PEM-Elektrolyseure zu reduzieren. Dazu

untersucht es drei mögliche Ansätze. Mehr

dazu unter: https://t1p.de/uaii

ReNaRe: Im H2Giga-Projekt „Recycling –

Nachhaltige Ressourcennutzung“ (ReNaRe)

arbeitet ein Forschungsteam von der Abteilung

Roboter- und Assistenzsysteme am

Fraunhofer IPA an der automatisierten Demontage

von Elektrolyseuren. Dazu werden

erhältliche Systeme erfasst und die Anforderungen

hinsichtlich modularer Roboterwerkzeuge

und notwendiger KI-Algorithmen

für die Roboterprogrammierung definiert.

Ein Digitaler Zwilling flankiert die

Demontage, um die einzelnen Schritte virtuell

zu optimieren. Mehr dazu unter:

https://t1p.de/38ew6

LL

www.ipa.fraunhofer.de (22541029)

Windenergie schneller

ausbauen – mit Hilfe von

Künstlicher Intelligenz

(iph) „Den Ausbau der Erneuerbaren Energien

drastisch zu beschleunigen“ – das haben

SPD, Grüne und FDP im Koalitionsvertrag

vereinbart. Viele Windenergie-Ausbauprojekte

werden allerdings durch Klagen

aus der Bevölkerung verzögert oder gar gestoppt.

Damit in Zukunft weniger Projekte

scheitern, soll im Forschungsprojekt „Wind-

GISKI“ ein Geoinformationssystem entwickelt

werden, das mit Hilfe von Künstlicher

Intelligenz die Erfolgsaussichten vorhersagt.

In das System sollen auch demografische

und soziologische Daten einfließen. Ein

Konsortium aus Wirtschaft und Wissenschaft

arbeitet im Projekt „WindGISKI“ eng

zusammen, beteiligt sind diverse Disziplinen

von der Informatik bis zur Sozialwissenschaft.

Mehr Tempo beim Windanlagen-Bau ist

dringend notwendig, sofern die Menge der

in Deutschland produzierten Windenergie

nicht nur beibehalten, sondern gesteigert

werden soll. Derzeit gibt es etwa 30.000

Windenergieanlagen deutschlandweit.

Etwa die Hälfte davon könnte in den kommenden

zehn Jahren vom Netz gehen, weil

beispielsweise die EEG-Förderung abläuft

oder technische Komponenten veraltet sind.

Doch welche Flächen eignen sich für das

Repowering oder den Neubau von Windenergieanlagen?

Wo gibt es nicht nur ausreichend

Platz, sondern auch genug Wohlwollen

in der Bevölkerung, damit lokale Windenergie-Ausbauprojekte

Erfolg haben können?

Diese Frage will ein Konsortium aus

Wissenschaft und Wirtschaft im Forschungsprojekt

„WindGISKI“ beantworten.

Ziel ist es, ein Geoinformationssystem zu

entwickeln, das mit Hilfe von Künstlicher

Intelligenz für jeden Winkel Deutschlands

berechnet, wie erfolgversprechend Windenergie-Ausbauprojekte

dort sein werden.

Bei der Prognose werden nicht nur harte

Faktoren berücksichtigt, etwa der Abstand

zu Siedlungen oder das Windvorkommen,

sondern es fließen erstmals auch umfangreiche

demografische und soziologische Faktoren

in die Bewertung ein. Dazu gehören

beispielsweise die politische Ausrichtung in

der Region, das Durchschnittsalter, der Bildungsgrad

und vieles mehr. Auch die Anzahl

der bisherigen Windenergieanlagen

wird berücksichtigt.

Dass dieser Ansatz vielversprechend ist,

hat eine Machbarkeitsstudie gezeigt, die das

Institut für Integrierte Produktion Hannover

(IPH) gGmbH und die Nefino GmbH im

Sommer und Herbst 2020 durchgeführt haben.

Die Wissenschaftler:innen haben Daten

aus vergangenen Windenergieprojekten

analysiert und Zusammenhänge festgestellt.

Allerdings sind diese Zusammenhänge nicht

unbedingt linear. So ist in Regionen, in denen

bereits einige Windenergieanlagen vorhanden

sind, die Bevölkerung grundsätzlich

aufgeschlossener für weitere Bauprojekte –

werden es allerdings zu viele, steigt die

Wahrscheinlichkeit für Widerstand. Regionen

mit einem hohen Anteil von umweltbewussten

Bürgern stehen Windenergieanlagen

in der Regel offener gegenüber, doch

auch hier kann Widerstand wachsen, wenn

beispielsweise Artenschutz-Bedenken eine

Rolle spielen.

28 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


#52KT

www.kerntechnik.com

News fromScience & Research

Media Partner

TERMINVERSCHIEBUNG

21. – 22. Juni 2022

HYPERION Hotel, Leipzig

Ausstellung, Wissenschaftsdiskurs,

Young Scientists Workshop und Networking Plattform

Was Sie erwartet?

p Plenarsitzung mit herausragenden Vorträgen und Referenten

in der technische, wirtschaftliche und gesellschaftliche Fragestellungen

diskutiert werden

p Networking Plattform

p Themen-Sessions mit aktuellen Fachvorträgen

aus Industrie, Forschung & Lehre

p Begleitende Industrieausstellung mit Ständen

namhafter Unternehmen der Nuklearbranche

p Young Scientists Workshop

Seien Sie dabei!

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 29


News fromScience & Research

SAVE THE DATE

vgbe Expert Event

Ecology and

Environment

in Hydropower 2022

1 & 2 June 2022

Web Conference

live &

online

Die Realisierungswahrscheinlichkeit

hängt also von vielen verschiedenen Faktoren

ab, die sich noch dazu gegenseitig beeinflussen.

Um komplexe Zusammenhänge zu

erkennen, werden im Forschungsprojekt

„WindGISKI“ Künstliche Intelligenz sowie

Methoden des Data Mining eingesetzt. Als

Grundlage dienen Daten von vergangenen

Windenergie-Ausbauprojekten. Damit wird

die Künstliche Intelligenz angelernt, bis sie

die Erfolgsaussichten und die Realisierungsdauer

nachbilden kann. Im Anschluss kann

sie Zukunftsprognosen abgeben und die Realisierungswahrscheinlichkeit

von Windenergie-Projekten

für Potenzialflächen jeder

Region in Deutschland vorhersagen – so das

Ziel der Wissenschaftler:innen.

Das Geoinformationssystem, das im Forschungsprojekt

entwickelt werden soll, soll

bei zwei Problemen helfen. Zum einen soll

es einfacher werden, vielversprechende Flächen

für zukünftige Windenergie-Projekte

zu identifizieren. Zum anderen kann das

System dazu beitragen, herauszufinden,

welche Hindernisse andernorts den Ausbau

bremsen und wie sich diese Hürden beseitigen

lassen. Beides trägt dazu bei, den Ausbau

der Windenergie in Deutschland zu beschleunigen.

Das mit insgesamt zwei Millionen Euro geförderte

Verbundprojekt ist am 1. Dezember

2021 gestartet und hat eine Laufzeit von

drei Jahren. Gefördert wird es vom Bundesministerium

für Umwelt, Naturschutz, nukleare

Sicherheit und Verbraucherschutz

(BMUV) im Förderprogramm KI-Leuchttürme.

Projektträger ist die Zukunft – Umwelt

– Gesellschaft (ZUG) gGmbH.

LL

windgiski.iph-hannover.de (22541030)

CONTACT

vgbe-ecol-hpp@vgbe.energy

VGB PowerTech e. V.

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany

Nutzung der Meeresenergie

voranzutreiben

• Forschungszentrum Küste (FZK) der

Leibniz Universität Hannover und der

Technischen Universität Braunschweig

als deutsche Partnerinstitution dabei

(fzk) Durch eine Vernetzung bestehender

Versuchseinrichtungen aus ganz Europa

soll eine weltweit führende Großforschungseinrichtung

für marine Erneuerbare

Energien entstehen. Im Projekt MARI-

NERG-i haben sich Forschungseinrichtungen

aus vielen europäischen Ländern zusammengetan,

um die Entwicklung und

nachhaltige Nutzung der Meeresenergie,

etwa durch Wellen- oder Tidekraftwerke

sowie Offshore-Windparks, voranzutreiben.

Deutschland wird im Verbund vom

Forschungszentrum Küste (FZK), einer gemeinsamen

Einrichtung der Leibniz Universität

Hannover (LUH) und der Technischen

Universität Braunschweig, vertreten.

30 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


News fromScience & Research

Das Projekt „MARINERG-i – Offshore Renewable

Energy Research Infrastructure“

hat zum Ziel, die führende international

verteilte Forschungsinfrastruktur im Bereich

Offshore Renewable Energy zu werden

– mit einem Netzwerk von einzigartigen

Testeinrichtungen, die über ganz Europa

verteilt sind. Dem enormen Potenzial der

marinen Erneuerbaren Energien kommt im

Rahmen der Energiewende eine große Bedeutung

zu. Um dieses Potenzial nachhaltig

nutzbar zu machen und den Schutz der marinen

Umwelt dabei zu berücksichtigen, bedarf

es konzertierter internationaler Anstrengungen.

Durch die Vernetzung von

Versuchseinrichtungen aus ganz Europa soll

mit MARINERG-i ein so genanntes „European

Research Infrastructure Consortium“

(ERIC) als weltweit führende Großforschungseinrichtung

für marine Erneuerbare

Energien entstehen.

MARINERG-i wird maßgeblich zur Unterstützung

des Green Deal der EU beitragen,

indem das wissenschaftliche und technische

Fachwissen in Europa gestärkt wird. Unter

der Leitung des MaREI-Zentrums am University

College Cork wird das Projekt derzeit

von Irland, Belgien, Portugal, Spanien und

dem Vereinigten Königreich unterstützt, mit

weiterer erheblicher Unterstützung von Einrichtungen

in Frankreich, den Niederlanden,

Italien, Norwegen und Deutschland.

Deutschland wird dabei von der Leibniz

Universität Hannover und der Technischen

Universität Braunschweig vertreten, die zunächst

die Nutzung des neu ausgebauten

Großen Wellenkanals (GWK) des Forschungszentrums

Küste in Hannover anbieten.

Zudem koordinieren sie die zukünftige

Einbindung weiterer deutscher Großversuchseinrichtungen,

die Interesse haben,

sich an einer weltweit führenden Großforschungseinrichtung

im Bereich der marinen

Erneuerbaren Energien zu beteiligen.

Das Team beginnt nun mit einer Vorbereitungsphase,

in der die rechtlichen, veraltungstechnischen,

wissenschaftlichen und

wirtschaftlichen Komponenten des europäischen

Verbunds festgelegt werden, die für

den gebündelten Betrieb der Großforschungseinrichtungen

erforderlich sind. Für

eine vollständige Partnerschaft in einem

ERIC steht die finale Genehmigung seitens

politischer Akteurinnen und Akteure auf

Bundesebene noch aus, aber das FZK bringt

sich mit großer Unterstützung des Landes

Niedersachsen und der Deutschen Allianz

Meeresforschung (DAM) bereits in der laufenden

Vorbereitungsphase intensiv ein.

Damit leistet das Forschungszentrum Küste

einen wichtigen Beitrag dazu, dass Deutschland

den Anschluss in dem sich momentan

rasant entwickelnden Bereich der marinen

Erneuerbaren Energien behält. Eine weitere

Aktivität in dieser Richtung ist das vom

BMWi mit rund 35 Millionen Euro geförderte

Projekt marTech, in dessen Rahmen derzeit

der Große Wellenkanal zu einer weltweit

einzigartigen Großforschungsinfrastruktur

umgebaut wird, die optimale Testmöglichkeiten,

gerade für den Bereich der

Meeresenergie durch Abbildung von

Tideströmungen plus Meereswellen, bietet.

Nach einer erfolgreichen Antragsphase

wurde MARINERG-i als eine von elf neuen

Forschungsinfrastrukturen in die ESFRI-2021

Roadmap aufgenommen. Die europäische

ESFRI (Europäisches Strategieforum für Forschungsinfrastrukturen)-Roadmap

fördert

die Umsetzung von bedeutenden Großforschungseinrichtungen

für die nächsten zehn

bis zwanzig Jahre. Die Roadmap soll die besten

europäischen Wissenschaftseinrichtungen,

basierend auf einem gründlichen Bewertungs-

und Auswahlverfahren, enthalten.

Die aktuelle Roadmap wurde im September

2021 formal genehmigt und im Dezember

2021 offiziell bekanntgegeben.

Forschungszentrum Küste (FZK)

Das FZK ist eine gemeinsame Einrichtung

der Leibniz Universität Hannover und der

Technischen Universität Braunschweig, spezialisiert

auf Forschung im Bereich des Küsteningenieurwesens

und Seebaus. Im Verbund

mit vier Partnerinstituten bietet das

FZK numerische und physikalische Modelle

in den Bereichen Wasserbau, Küstenschutz,

Meerestechnik, Geotechnik und Bodenmechanik.

Diese gebündelte Kompetenz und

die umfangreiche Ausstattung mit teils einzigartigen

Versuchseinrichtungen machen

das FZK zu einer national und international

anerkannten Institution der universitären

Forschung im Küsteningenieurwesen und

Seebau. Mit dem Großen Wellenkanal in

Hannover betreibt das FZK eine der größten

Forschungseinrichtungen ihrer Art weltweit.

LL

www.lufi.uni-hannover.de (22541030)

VTT is building a leading

European piloting centre for

clean energy innovations

(vtt) Carbon neutrality in transport and industry

requires strong investments in joint

innovation and piloting by companies and

research actors. VTT is investing EUR 18

million in a new clean energy piloting centre

during 2022-2025. The research and testing

environment will be completed in 2024 in

connection with VTT Bioruukki in Espoo,

Finland.

With digital solutions, the new energy innovation

research and testing environment

will allow companies to scale solutions to

production in a more cost-effective and

quick way than before. The aim is to accelerate

the creation of clean energy applications

for both domestic use and export.

“We will have people working on things

like the interplay of traffic, households, industry

and energy production in the energy

system of the future, all under one roof. To

facilitate this work, we are building something

unique for Europe, a testing platform

for sustainable forms of energy for applying

innovations in practice. The development of

winning solutions requires close cooperation

between industry, start-ups and research

actors, and the piloting centre will

provide a good framework for that,” says

Jussi Manninen, Executive Vice President at

VTT.

The research environment and piloting

equipment will enable the development of

solutions for clean and energy-efficient

transport, industry and built environment.

EINE BRANCHE.

EIN NETZWERK.

Finden Sie neue Projekte, Ideen

und die richtigen Ansprechpartner

der europäischen Energiebranche.

“The energy transition in transport is happening

at an accelerating pace. Electric cars

are already an everyday thing, but consumcommunity.e-world-essen.com

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 31


News fromScience & Research

ers expect longer ranges and easy and fast

charging. In the upcoming few years, we

need innovations in battery and charging

systems, but also in efficient and low-emission

power solutions for heavy traffic. In

addition to battery and hydrogen cell technologies,

we also need solutions for biofuels,

electric fuels and efficient hybrid solutions.

The piloting centre will offer new possibilities

for experimental research, both nationally

and internationally”, says Ari Aalto, Vice

President of Mobility and Transport research

at VTT.

Hydrogen technologies, among other

things, will be an essential part of the new

research environment. The new solutions

developed there will entail significant improvements

to the profitability of renewable

hydrogen production and bring electrolysis

technology closer to commercial applications.

Improving long-term test drive possibilities

aims at better management of industrial

applications.

Digitalisation plays a critical role in the

clean society of the future. Renewable,

weather-dependent primary energy production

requires flexibility from the system. In

the future, the optimisation and adjustment

of the energy system will require entirely

new types of solutions that can be developed

and tested in the new piloting centre.

Clean energy piloting centre enables

cross-sectoral and international

cooperation

VTT Bioruukki, established in Kivenlahti,

Espoo in 2015, is a research centre where

industry and the SME sector develop and

commercialise their product and process

concepts. VTT Bioruukki facilitates the development

of different products, such as

new fibre products from the forest industry.

The new piloting centre focusing on

clean energy will complement the existing

facilities and strengthen synergies between

different sectors. The new building has

about 3,000 square metres of floor space,

and the design of its laboratory facilities

and test equipment is based on feedback

from companies and VTT’s own technology

roadmaps.

Digitalising the research environment

makes it possible to integrate VTT Bioruukki

into a wider network of research environments.

Partners’ research environments can

likewise be virtually linked to the larger entity.

Digitalisation also speeds up the development

time of innovations from idea to

practice, reduces development costs and

boosts the use of experimental infrastructure.

“With the new piloting centre, companies

will have the chance to get ahead of their

competitors. Industry and the SME sector

will be able to develop innovations there

even more efficiently and quickly. At the

same time, we avoid building overlapping

piloting and testing environments. We want

to welcome both Finnish and international

companies to develop the innovation centre

with us,” says Manninen.

LL

www.vtt.fi

www.vttresearch.com (22541606)

Events in brief

E-WORLD ENERGY

& WATER 2022

• Sommertermin

vom 21. bis 23. Juni 2022

(e&w) Der Juni-Termin für Europas Leitmesse

der Energiewirtschaft stößt in der

Branche auf breite Zustimmung. Die große

Mehrheit der Aussteller hat sich bereits für

eine Veranstaltung im Juni ausgesprochen

und der Termin vom 21. bis 23. Juni 2022

steht damit fest. „Wir sind noch immer im

engen Austausch mit unseren Ausstellern

und erwarten noch weitere Rückmeldungen,

aber schon jetzt können wir rund 90

Prozent der gebuchten Ausstellungsfläche

für den Juni-Termin einplanen. Für dieses

positive Feedback, die Solidarität und die

Unterstützung, die wir erfahren, sind wir

sehr dankbar und freuen uns, Aussteller

und Besucher im Sommer dann endlich

wieder in der Messe Essen willkommen zu

heißen“, so die beiden Geschäftsführerinnen

der E-world GmbH, Stefanie Hamm

und Sabina Großkreuz.

Internationale und nationale Ländergemeinschaftsstände,

unter anderem aus

Schweden und Frankreich, bestätigten ihre

Teilnahme am Juni-Termin. Auch das Bundesamt

für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle

(BAFA) unterstützt den Termin im Sommer,

indem die Förderungen für junge innovative

Unternehmen, die vom Februar in den Juni

wechseln wollen, unkompliziert und ohne

erneute Antragsstellung weiterbestehen

bleiben.

Besucher erwartet umfangreiches

Rahmenprogramm

Auch das hochkarätige Rahmenprogramm

der E-world verlegen die Veranstalter

auf den Juni-Termin. Konferenzen wie

das Führungstreffen Energie oder das Glasfaserforum

werden Fachbesuchern und

Ausstellern ebenso wie das Programm auf

den Fachforen wieder zahlreiche Impulse

für ihr Business liefern. Die Möglichkeit,

Tickets für den Junitermin zu erwerben,

wird zeitnah über den E-world Ticketshop

zur Verfügung stehen.

Digitale Plattform verkürzt

die Wartezeit

Mit der Community bietet die E-world eine

maßgeschneiderten Online-Plattform, die

die Wartezeit bis zur nächsten Messe vor Ort

verkürzt und die Branche miteinander vernetzt.

Die Registrierung ist kostenfrei.

LL

www.e-world-essen.com (22541608)

1. Branchentag Wasserstoff

• H 2 -Readiness & Versorgungssicherheit

im Fokus

• 28. und 29. März 2022 – Essen

(lk) Viele Menschen und Unternehmen setzen

ihre Hoffnungen darauf, dass Wasserstoff

als komprimiertes Gas oder als tiefgekühlte

Flüssigkeit das entscheidende Puzzlestück

zum Gelingen der Energiewende

sein wird.

Mit dem 1. Branchentag Wasserstoff wird

unter dem Titel „H 2 -Readiness & Versorgungssicherheit

im Fokus“ am 28./29. März

2022 auf dem Energiecampus im Essener

Deilbachtal eine Fachveranstaltung initiiert,

die die technischen, regulatorischen und finanztechnischen

Rahmenbedingungen der

vielfältigen Wasserstoffnutzung in Industrie,

Mobilität und Privathaushalten aufzeigt.

Es wird dabei immer wieder um die

grundsätzliche Fragestellung gehen: Wie

können wir sicherstellen, dass alle Ampeln

auf Grün gestellt sind, um alle sinnvollen

und notwendigen Projekte zu realisieren?

Der Kongress

Der Branchentag Wasserstoff wird als

Energiekongress im DACH-Raum die Lücke

im Bereich des Know-How-Transfers und

des Business-Networking schließen und für

neue B2B-Kontakte und für die Pflege bestehender

Kontakte als Plattform dienen.

Veranstalter sind der VGB PowerTech e.V.

als technischer Fachverband, Lorenz Kommunikation

als langjährig auf den EE-Sektor

spezialisierte Veranstaltungs -und PR-Agentur,

die KWS Energy Knowledge eG als Ausbildungseinrichtung

der deutschen Energiewirtschaft

sowie WindAdvice als erfahrener

Finanz- und Projektberater. Zusammen verknüpfen

diese vier Partner Unternehmen

und Projekte für einen gemeinsamen, erfolgreichen

Kurs zur optimierten Wasserstoffnutzung

in Deutschland.

Veranstaltungspartner sind: Deutscher

Wasserstoff- und Brennstoffzellen-Verband

(DWV), KWS Energy Knowledge eG, Lorenz

Kommunikation, NRW.ENERGY4CLIMATE,

VGB PowerTech e.V., WindAdvice UG

L L www.branchentag-wasserstoff.de

(22541609)

32 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS in Essen

VGB-Kongress 2021:

Grußworte

Thomas Kufen, Oberbürgermeister der Stadt Essen**

Abstract

VGB Congress 2021 – 100 PLUS in the

Grand Hall of Zollverein Coking Plant in

Essen, Germany

After last year’s jubilee congress on the occasion

of the 100th anniversary of VGB-PowerTech

e.V. had to be cancelled due to the pandemic

and could only take place as digital

event, this year it was possible to hold a presence

event again. About 250 participants and

exhibitors from Germany and abroad attended

this year’s VGB Congress 100 PLUS in the

Grand Hall of Kokerei Zollverein in Essen. The

opening event was rounded off by an interesting

and stimulating key note by Professor Dr

Ernst Ulrich von Weizäcker, who gave a very

impressive presentation entitled “Come on!

What we need to change to stay!” Professor

von Weizäcker presented approaches to a global

future energy supply. The Technical Sessions

focused on the topics of systems, renewables,

decarbonisation, hydrogen, security of supply,

digitalisation, power and heat, and storage. l

Autoren

Thomas Kufen

Oberbürgermeister der

Stadt Essen

Essen, Deutschland

Dr. Georg Stamatelopoulos

Vorsitzender des Vorstands

des VGB PowerTech e.V.

Essen, Deutschland

Herzlich willkommen in Essen, herzlich

willkommen in einer der bedeutendsten

Energiemetropolen Europas.

Die Grand Hall ist eine optimale Kulisse für

den VGB PowerTech Kongress, denn hier

standen Energiemaschinen und Schaltschränke

der größten und modernsten

Steinkohleförderanlage der Welt. Die ehemalige

Kompressorenhalle mit dazugehörigem

Schalthaus ist auch heute noch hochmodern.

Denn im Zuge der Covid-19-Pandemie

wurde die Raumluftanlage aufgerüstet,

sodass die zugeführte Atemluft gefiltert

wird, um die Ausbreitung von Aerosolen zu

unterbinden.

Thomas Kufen, Oberbürgermeister der Stadt

Essen, auf dem VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS.

Für die Feier des 101. Jubiläum des VGB PowerTech

e.V. ist die Grand Hall also auch

deshalb ein guter Ort. Letztes Jahr musste

die 100-Jahr-Feier ins Netz verlegt werden,

was zweifellos auch gut funktionierte. Aber

sich persönlich zu treffen ist doch schöner.

*) Die Videomitschnitte des VGB-Kongresses

sind online auf dem YouTube-Kanal des VGB

verfügbar.

The video recordings of the VGB Congress are

available online on the VGB YouTube channel.

https://t1p.de/xpcx

**) Es gilt das gesprochene Wort.

Daher bin ich froh und erleichtert, dass wir

heute zusammenkommen können.

Der VGB Kongress hat wieder das Who is

Who der Energiebranche zusammengeführt

und Essen als Veranstaltungsort ist dazu wie

geschaffen.

Hier im Zentrum der Metropole Ruhr haben

namhafte international tätige Energiekonzerne

ihren Hauptsitz. Sie machen Essen zu

einem Entscheidungszentrum der Energiewirtschaft.

Die Essener Konzerne haben führende

Marktpositionen in der Energiegewinnung,

-verteilung, -versorgung und im Energiemanagement.

Ein Bestandteil der Essener

Energiewirtschaft sind aber ebenso kleine

und mittlere Unternehmen. In ihrer Gesamtheit

decken diese zum Teil hoch spezialisierten

Produktions- und Dienstleistungsunternehmen

die wichtigsten Bereiche der Wertschöpfungskette

ab.

Essen bietet mit der Messe Essen einen zentralen

Veranstaltungsort als Plattform der

Energiewirtschaft mit internationaler Ausstrahlungskraft.

Eine herausragende Bedeutung

hat hierbei die Leitmesse „E-world

energy & water“. Als Europas Leitmesse geben

sich hier alle nationalen wie internationalen

Unternehmen hier ein Stell-dich-ein.

Meine Damen und Herren, der heutige Kongress

steht unter dem Motto „100 plus“. Über

ein Jahrhundert lang erfolgreich zu sein,

Standards zu setzen, immer auf dem neuesten

Stand der Technik sein und mehr noch:

die Zukunft zu gestalten! … das ist kein

Selbstläufer …

Dahinter steckt viel Kraft, Ehrgeiz und der

Wille am Puls der Zeit zu sein – vielleicht

auch seiner Zeit voraus zu sein. 101 Jahre

gebündeltes Wissen versammelt sich im

VGB, das sich in seiner heutigen Kernkompetenz

widerspiegelt. Davon profitieren heutzutage

430 VGB-Mitglieder aus 33 Ländern.

Denn es müssen Antworten gefunden werden,

wie mit den drei großen Trends im

Energiebereich umgegangen wird:

––

der Dezentralisierung

––

der Digitalisierung

––

und der Dekarbonisierung.

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 33


VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS in Essen

Julia L. Modenbach, moderierte die Eröffnungsveranstaltung

und die Plenarsitzung zum

Thema „Wasserstoff“ des VGB-Kongress 2021.

Eines der Themen in denen wir als Energiemetropole

auch erfolgreich sein wollen und

es vorantreiben, ist das Thema Wasserstoff.

Wasserstoff ist eine bedeutende Zukunftschance

für den Energie- und Umweltstandort

Essen und ein Treiber für die Energiewende.

Im April dieses Jahres [2021] haben

wir einen Wasserstoffbeirat gegründet. Es

freut mich, dass viele Essener Unternehmen

ihre Mitarbeit in diesem Beirat zugesagt haben,

um die strategische Entwicklung der

Wasserstoff-Wirtschaft sowie die konkrete

Realisierung von Projekten in Essen voranzubringen.

Das jüngste Mitglied im Wasserstoffbeirat

ist übrigens der VGB. Das freut

mich sehr.

Meine Damen und Herren, wie Sie unschwer

feststellen können, bin ich stolz auf meine

Heimatstadt. Es ist etwas Besonderes die

Energiemetropole Essen zu vertreten und

ich bin froh, dass der VGB hier in Essen seinen

Stammsitz hat und die Fäden europäischer

Energiewirtschaft verknüpft und zusammenhält.

Lassen Sie mich Ihnen an dieser

Stelle dem VGB PowerTech e.V. ganz

herzlich zum 101-jährigen Geburtstag gratulieren!

Ich wünsche Ihnen allen auf dem VGB PowerTech

Kongress interessante Vorträge und

eine schöne Jubiläumsfeier.

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit und

bleiben Sie gesund!

Glück auf!

l

VGB-Kongress 2021:

Eröffnungsrede

Georg Stamatelopoulos

Sehr geehrte Damen und Herren,

ich freue mich sehr, Sie in der Grand Hall auf

Zollverein in Essen begrüßen zu können.

Insbesondere freut es mich, dass wir es in

diesem Jahr wieder geschafft haben, uns

persönlich und nicht nur virtuell zu treffen.

Das aus der Corona-Situation geborene

„VGB Online“-Event als Webveranstaltung

mit Liveübertragung in alle Welt des vergangenen

Jahres war ein Erfolg; nichtdestotrotz

stehen wir heute im 101. Jahr des Verbands

vor richtungsweisenden Herausforderungen

für die Branche und für die gesamte Gesellschaft.

Es ist daher gut, wenn wir die

Möglichkeit des intensiven persönlichen

Austausches nutzen, um uns gegenseitig zu

informieren, uns abzustimmen und die eine,

oder andere Erkenntnis für unser Geschäft

mitzunehmen.

Dies werden wir heute und morgen hier auf

dem Gelände tun – gemeinsam mit unseren

Vortragsgästen und einem besonderen Blick

auf die Themen unserer Zeit.

Ich freue mich sehr auf das Grußwort des

nordrhein-westfälischen Ministers für Wirtschaft,

Innovation, Digitalisierung und

Energie, Dr. Andreas Pinkwart, der per Video

zugeschaltet sein wird. Und es freut

mich sehr, den Oberbürgermeister der Stadt

Essen, Thomas Kufen Vor-Ort begrüßen zu

dürfen. Essen als europäische Energiestadt

ist bei der Wahl eines Tagungsorts für den

VGB Kongress quasi unschlagbar und galt

von Anfang an als Jubiläumsaustragungsort

als gesetzt. Hierzu wird uns sicher Herr Kufen

noch was erzählen.

Mit Vorfreude und Spannung blicke ich auf

die beiden Vorträge des heutigen Plenar-

Vormittags: In der Key Note wird uns, Professor

Dr. Ernst Ulrich von Weizsäcker ausführen,

was wir tun müssen, um mit unserem

Wissen, die erforderlichen Veränderungen

für den Erhalt der Welt zu schaffen.

Und aus berufenem Munde wird Dr. Ralf

Wieder zu „Health & Safety“ in der Energiebranche

sprechen, ein Thema, das bei

uns allen sehr hohe Priorität hat. Dr. Wieder

hat das Thema über Jahre beim VGB begleitet

und wichtige Impulse für die Mitgliederunternehmen

gegeben.

34 | vgbe energy journa 1 | 2 · 2022


VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS in Essen

Technisch wird es am Nachmittag, wenn wir

uns mit Wasserstoff im Energiesystem der

Zukunft beschäftigen, wozu ich schon jetzt

alle Vortragenden und Teilnehmerinnen

bzw. Teilnehmer der anschließenden Diskussionsrunde

begrüße.

Richtungsweisende

Herausforderungen für die

Energiebranche

Ausbau der Erneuerbaren Energien

Über richtungsweisende Herausforderungen

sprach ich in meiner Einleitung und die

erste, die ich ansprechen möchte, ist der

massive Ausbau der Erneuerbaren Energien

(EE). Es ist kein Zufall, dass der VGB dies als

Erstes von insgesamt acht Handlungsfeldern

in seinem im vergangenen Jubiläumsjahr

erschienenen Positionspapier „Energy is us

– Being Part of the Future Energy System“

auflistet. Der massive Ausbau der erneuerbaren

Energien – insbesondere in den Bereichen

Solar, Wind, Biomasse und Wasser – ist

essentiell für das Erreichen der europäischen

Klimaziele.

Werfen wir einen Blick darauf, wo wir heute

stehen und was wir in 2030 erreicht haben

wollen: In Deutschland liegt die installierte

Leistung für Wind Onshore derzeit bei ca.

55 GW. Bis 2030 wollen wir diese nahezu

verdoppeln auf ca. 95 GW. Bei den Windkraftanlagen

auf See soll die Leistung bis

2030 fast verdreifacht werden, von aktuell

ca. 7,5 GW auf dann 20 GW. PV soll im Jahr

2030 mit 150 GW die dominierende erneuerbare

Technologie in Deutschland werden.

Um das Ziel zu erreichen, müssen wir von

heute ca. 50 GW um durchschnittlich 10 GW

pro Jahr wachsen! In der EU müssen, folgt

man dem Nachhaltigkeitspfad der Internationalen

Energieagentur, 336 GW Wind Onund

Offshore sowie 391 GW PV erreicht

sein. Das bedeutet eine Verdopplung der installierten

Windkraftleistung, sowie mehr

als die 3-fache Menge im Bereich PV.

Seien wir ehrlich: Die Frage, ob wir unsere

EE-Ziele erreichen, ist keine politische mehr.

Es ist eine technische, praktische Frage. Erschwerend

kommt hinzu, dass uns der aktuelle

Anlagenbestand nicht ewig zur Verfügung

stehen wird: in den kommenden Jahren

verlieren wir ca. 1-2 GW an Wind

Onshore Leistung in Deutschland, weil die

Windenergieanlagen ihr technisches Lebensende

erreicht haben.

Was es für den EE-Ausbau dringend braucht,

ist ein verlässlicher gesetzgeberischer und

regulatorischer Rahmen für alle Energieanlagen.

Wie sollen wir als Anlagenerrichter

und -betreiber zur Erreichung der EE-Ziele

beitragen, wenn es bis zu sechs Jahre für

den Erhalt der Genehmigung zum Bau von

Windenergieanlagen benötigt? Wie sollen

wir die Politik in ihren Zielen unterstützen,

wenn – übertrieben gesagt – jede Gemeinde

eigene Vorschriften und Standards beim Artenschutz

praktiziert? Als Nicht-Spezialist

auf diesem Gebiet habe ich das Gefühl, dass

Fledermäuse ihre Gewohnheiten nicht an

die jeweilige Gemeinde anpassen, die sie

durchfliegen. Außerdem: Wie sollen die EE-

Ausbauziele erreicht werden, wenn Flächen

für Wind Onshore- und PV-Anlagen nicht

rechtzeitig und vor allem nicht ausreichend

zur Verfügung gestellt werden?

Wir, die Unternehmen der Branche, stehen

bereit, in das dringend notwendige weitere

Wachstum der Erneuerbaren zu investieren.

Wir sagen aber auch ganz offen, dass es

nicht ausreicht, Ziele zu definieren, ohne die

Voraussetzungen für deren Erreichung zu

schaffen.

Dr. Georg Stamatelopoulos, Vorsitzender

des Vorstands des VGB PowerTech e.V.,

während der Eröffnungsrede des

VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS.

Versorgungssicherheit und

Systemstabilität

Eine weitere Herausforderung, die nicht

minder wichtig ist, betrifft die Versorgungssicherheit

und die Systemstabilität. Dafür

benötigen wir disponible Leistung im System,

Leistung, die uns jederzeit zur Verfügung

steht, wenn sie gebraucht wird und

nicht vom Wetter abhängt.

Erschwerend kommt hinzu, dass wir in

Deutschland bis voraussichtlich Anfang der

2030er-Jahre parallel zum EE-Ausbau aus

der Kernenergie- und Kohleverstromung

aussteigen (und ich entschuldige mich hier

bei unseren internationalen Gästen, dass ich

mich mit einem ausschließlich deutschen

Dilemma befasse). Um die Versorgungssicherheit

und Systemstabilität zu gewährleisten,

sehe ich keine andere Alternative als

Gas. Gas, das schrittweise und in der Endstufe

durch grüne Gase – vor allem Wasserstoff

– ersetzt wird. Am Anfang werden wir

noch verstärkt Erdgas nutzen müssen, um

die Systemstabilität beizubehalten. Hier

müssen wir Öffentlichkeitsarbeit leisten und

die Gesellschaft informieren. Die Aufgabe

der Politik ist es Rahmenbedingungen zu

schaffen, die den Aufbau dieser Gasinfrastruktur

mit Marktinstrumenten zulässt,

wenn nicht sogar fördert.

Meine Damen und Herren, wenn ich über

die disponible Leistung rede, ist die Verbindung

mit Versorgungssicherheit und Systemstabilität

automatisch. Ich erinnere

mich an den 8. Januar 2021, den Tag an dem

Europa am Rande eines Blackouts stand.

Durch rechtzeitig und zielgerichtet eingeleitete

Gegenmaßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber

konnte jedoch ein Blackout

vermieden werden. Was ich in Erinnerung

behalten habe, ist die Tatsache, daß an diesem

Tag wenig Erneuerbare im Einsatz waren.

Und daraus folgen zwei wichtige Folgerungen:

––

Der beinahe Blackout ist nicht durch die

Erneuerbare verursacht und

––

Das Meistern dieser Situation ist kein positiver

Präzedenzfall für ein stabiles Versorgungssystem

wenn wir alle konventionellen

Kraftwerke abschalten werden.

Dieses Ereignis hat uns erneut vor Augen geführt,

wie wichtig Flexibilität in der Stromerzeugung

bei der Transformation hin zu

klimaneutralen Energiequellen ist. Die Netzstabilität

ist kein Thema, das abgekoppelt

vom fortschreitenden Ausbau der volatilen

Erneuerbaren gesehen werden darf. Das Ereignis

vom 8. Januar 2021 zeigt, wie wichtig

ein gemeinsames Fortschreiten beim Ausbau

von erneuerbarer und flexibel einsetzbarer

Erzeugung ist, um eine sichere Stromversorgung

zu gewährleisten.

EU-Taxonomieverordnung und die

Flexibiltätsoptionen Wasserkraft

und Gas

In diesem Sinne dürfen flexible Erzeugungstechnologien

– gasbasiert, oder Wasserkraftwerke

– von den aktuell diskutierten Taxonomieregelungen

auf europäischer Ebene nicht

benachteiligt werden.

Die im letzten Jahr verabschiedete EU-Taxonomieverordnung,

die als Rahmen zur Erleichterung

nachhaltiger Investitionen

dient, ist für den Wasserkraftsektor in mehrfacher

Hinsicht von Bedeutung: Es wurden

neue gesetzliche Anforderungen für die

nichtfinanzielle Berichterstattung von Unternehmen

geschaffen und dabei konkrete

Kriterien zur Einordnung wirtschaftlicher

Aktivitäten vorgesehen, die als „nachhaltig“

gelten sollen. Dabei werden an die Wasserkraft

zum Teil nicht nur höhere Nachweisanforderungen

gestellt als an andere erneuerbare

Erzeugungsarten. Darüber hinaus sind

die Kriterien für die Gaskraftwerke und für

die Wasserkraft nicht so klar und spezifisch,

wie sie sein sollten, um sofort angewendet

und umgesetzt werden zu können. Die Kriterien

finden sich in Durchführungsrechtsakten,

die zum Teil schon ausformuliert sind,

zum Teil noch in Ausarbeitung befindlich

sind. Der VGB hat eine eingehende Diskussion

in der gesamten Branche initiiert, um

sowohl ein gemeinsames Verständnis als

auch abgestimmte Interpretationen der neuen

Definitionen zu erreichen. Wir haben

eine Interpretationsschrift entwickelt, die

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 35


VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS in Essen

Definitionen und Abgrenzungen für zahlreiche

Begriffe vorschlägt sowie Hinweise zur

Interpretation der Taxonomiekriterien gibt.

Digitalisierung

In den vergangenen mehr als eineinhalb

Jahren haben wir bewusst oder unbewusst

durch die Corona-Pandemie erfahren, wie

herausragend wichtig die Digitalisierung für

unsere Zeit ist. Ohne Digitalisierung, die

Option für Homeoffice und die neuen Wege

der Kommunikation – Webkonferenzen waren

vor Corona bekannt, aber bei weitem

nicht etabliert – wäre unser Leben und unsere

Arbeit in vielen Bereichen sehr eingeschränkt

gewesen.

Weder ein normaler Alltag noch die Nutzung

von Digitalisierung wären denkbar,

wenn gerade wir als Energiebranche in der

Pandemiesituation die Stromversorgung

nicht im Griff hätten.

Im letzten Jahr lag die durchschnittliche

Dauer der Stromunterbrechung mit nur 10,7

Minuten in Deutschland noch niedriger als

der Wert im Vorjahr. Darauf können wir und

alle Mitarbeitenden ruhig ein bisschen stolz

sein.

Die Themen und Herausforderungen für unsere

Branche reißen nicht ab, und letztendlich

landen alle Bereiche der zukünftigen

Energieversorgung beim Thema „Technik“

und seiner Umsetzung.

Weiterentwicklung des VGB

Und hier beginnt auch die Arbeit des VGB

mit seinen Leistungen für seine Mitglieder

aber auch für die Branche insgesamt. Mit

neuer Technik können wir neue Wege in der

Stromerzeugung oder der Koppelung der

Energiesektoren bewerkstelligen. Mit neuer

Technik machen wir die Anlagen von heute

und morgen effektiver, verlässlicher und sicherer.

Mit neuer Technik oder ihrer Weiterentwicklung

gewinnen wir aber auch als

VGB neue Mitglieder. Es freut mich zu sehen,

dass wir viel entwickeltes, bewährtes

Know-how, das sich beim VGB über teils

Jahrzehnte etabliert hat, auf die neuen

Technologien übertragen können. Ich denke

dabei zum Beispiel an unsere beiden Kennzeichensysteme

KKS – Kraftwerk-Kennzeichensystem

sowie RDS-PP ® – Reference Designation

System for Power Plants. Aktuell

laufen Aktivitäten, um diese bei einem weltweit

engagierten Anlagenbetreiber im Bereich

der Photovoltaik zu implementieren.

Und beim RDS-PP ® prüfen wir gemeinsam

mit einem Entwickler den Einsatz in der

Geothermie mit einem Organic Rankine

Kreislauf. Dies zeigt auch, wie relevant der

VGB schon seit Jahrzehnten bei wichtigen

Zukunftsthemen wie hier der Digitalisierung

ist. Denn eine sinnvolle Digitalisierung

von Energieanlagen, sei es in der Regelungsund

Steuertechnik bis hin zum Assetmanagement

oder gar dem „Digital Twin“, ist

ohne vorausgehende systematische Anlagendokumentation

gar nicht möglich. Auch

freut es mich, dass der VGB die gesamte

Branche, das heißt über die Mitglieder hinaus,

weltweit unterstützen kann, da wir unser

Know-how – zu fairen Bedingungen –

auch weitergeben.

Ein neues Erscheinungsbild –

der vgbe energy

Der VGB geht nicht mit dem Wandel, der

VGB ist im Wandel und befasst sich aktiv mit

den Herausforderungen der Zukunft. Ein

Blick auf die 100jährige Geschichte des VGB

zeigt eindrucksvoll, wie der Fortschritt in

der Energietechnik durch unseren Verband

geprägt wurde.

100 Jahre VGB sind aber nicht nur Anlass,

um über Inhalte nachzudenken und Themen

der Zukunft zu behandeln. 100 Jahre VGB

waren für uns auch Anlass, über das Erscheinungsbild

des VGB nachzudenken. Wir wissen,

dass es nicht ausreichend ist, gute Technik

zu entwickeln und diese ein- oder umzusetzen,

wir müssen unser Handeln auch in

die Öffentlichkeit transportieren.

Um dazu im Sinne von „Zukunft trifft Tradition“

aktiv beizutragen möchten wir mit

dem VGB optisch unterstützt durch ein neues

Erscheinungsbild in das neue Energiezeitalter

aufbrechen:

Die Kontinuität wollen wir wahren und den

renommierten Namen VGB beibehalten –

ihn aber gleichzeitig durch einen neuen Zusatz

mit Mehrwert versehen.

Und das möchten wir mit einem kleinen,

aber feinen Zusatz erreichen: das „e“. Eine

Veränderung, die klein erscheinen mag – zumal

sie im Sprachgebrauch gar nicht zum

Tragen kommt –, aber inhaltlich umso mehr

transportiert: Das „e“ steht nicht nur stellvertretend

für unser Zuhause, die Energiebranche,

sondern auch für die Energie,

mit der wir tagtäglich unsere Mitglieder unterstützen

und unsere gemeinsamen Ziele

verfolgen.

Wir gehen damit einen entscheidenden

Schritt in Richtung einer starken und prägenden

Marke vgbe energy.

In der modernen, frisch anmutenden kleinen

Schreibweise und positiv aufgeladen

mit den Inhalten „vision generation benefit“.

Doch dahinter steckt noch so viel mehr: Wir

wollen eine zukunftsweisende Energieversorgung

mitgestalten; dies soll sich auch

in unserem Claim „ENERGY IS US“ ausdrücken.

Die neue Marke vgbe birgt in ihrer Schreibweise

darüber hinaus noch eine weitere

Ebene, der wir uns verschreiben und die wir

uns zunutze machen möchten. In vgbe

steckt die deutliche Aufforderung „be“ – sei!

Wir sind die Stimme der Anlagenbetreibenden

und als solche sind wir jederzeit ein aktiv

agierender Partner, der informiert, inspiriert

und verbindet.

be energised, be inspired, be connected, be

informed – das sind unsere Versprechen an

unsere Mitglieder – für langfristige Geschäftsbeziehungen

und langfristige gemeinsame

Erfolge.

Wertigkeit und Wiedererkennungswert sind

natürlich

ebenso wichtige Merkmale. Das neue Corporate

Design, das Sie, liebe Gäste hier in

der Grand Hall eventuell überrascht hat,

gibt uns die passenden Werkzeuge an die

Hand, um kreative und ansprechende Antworten

auf die Fragen der zukünftigen Energieversorgung

zu geben.

In diesem Sinne: be energised, be inspired,

be connected, be informed

Ich wünsche uns allen daher ein interessantes,

belebendes und farbenfrohes Event – im

Sinne des V G B E!

l

36 | vgbe energy journa 1 | 2 · 2022


VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS in Essen

VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS

in der Grand Hall

Kokerei Zollverein Essen

– Kongressbericht

Rund 250 Teilnehmer und Aussteller aus

dem In- und Ausland haben unter Einhaltung

der aktuellen Corona-Regeln am diesjährigen

VGB-Kongress 100 PLUS in der

Grand Hall der Kokerei Zollverein in Essen

teilgenommen.

VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS – Podiumsdiskussion „Die Rolle von Wasserstoff im Energiesystem

der Zukunft“ mit (v.l.) Julia L. Modenbach, Moderation; Prof. Dr.-Ing. Harald Bradke,

Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI, Deutschland; Dr. Sopna Sury,

Chief Operating Officer Hydrogen, RWE Generation SE, Deutschland; Dr. Cord Landsmann,

Uniper Engineering, Deutschland; Thomas Bürgler, voestalpine Stahl GmbH, Österreich; Professor

Dr. Ernst Ulrich von Weizsäcker; und Dr. Georg Stamatelopoulos, Vorsitzender des Vorstands,

VGB PowerTech e. V

Nachdem im vergangenen Jahr pandemiebedingt

der Jubiläums-Kongress anlässlich

des 100. Geburtstages des VGB-Power-

Tech e.V. als Präsenzveranstaltung ausfallen

musste und lediglich als Digitalveranstaltung

stattfinden konnte, war es in diesem

Jahr wieder möglich, eine Präsenzveranstaltung

durchzuführen. Rund 250 Teilnehmer

und Aussteller aus dem In- und Ausland haben

unter Einhaltung der aktuellen Corona-

Regeln am diesjährigen VGB-Kongress 100

PLUS in der Grand Hall der Kokerei Zollverein

in Essen teilgenommen.

Wie beim VGB-Kongress üblich, wurde auch

diese Veranstaltung wieder von einer Fachausstellung

begleitet, die ansprechend in

der Grand Hall arrangiert war. Durch die

Platzierung im Zentrum der Veranstaltung,

hatten die Kongressteilnehmer und 23 Aussteller

ausreichend Gelegenheit zum unmittelbaren

fachlichen Austausch, persönlichen

Gespräch und Networking.

Die diesjährige Eröffnungsveranstaltung

zum VGB-Kongress 100 PLUS wurde von Julia

L. Modenbach, Head of Internal Communications

der RWE AG, moderiert und vom

Vorsitzenden des vgbe-Vorstands, Dr. Georg

Stamatelopoulos, eröffnet.

Zunächst wurde der mit Spannung erwartete

neue Markenauftritt und das damit verbundene

neue Erscheinungsbild des VGB

PowerTech e.V. vorgestellt. Aus VGB wird

vgbe – dabei steht vgbe für „vision generation

benefit“. Hinter der neuen Marke verbirgt

sich zudem eine deutliche Aufforderung

– „be“ – sei! vgbe versteht sich damit

als aktiver, agierender Partner der Energieversorgung,

der bewegt, inspiriert, verbindet

und informiert. vgbe fungiert als Kommunikator,

Brücke und Plattform für seine

Mitglieder in der Energieversorgung der

Zukunft. Die kräftigen Farben der Logos visualisieren

das breit gefächerte Angebot des

vgbe unter dem neuen Motto „Energy is us“

und unterstreichen, dass unter dem Dach

des vgbe sämtliche Technologien und Energien

zur Umwandlung und Speicherung von

Strom und Wärme gebündelt sind.

In seiner Eröffnungsrede hob Dr. Stamatelopoulos

die Bedeutung von vgbe bei

der Bewältigung der anstehenden Aufgaben

und Herausforderungen hervor. Der weltweit

steigende Strombedarf zur Erreichung der

Klimaziele bzw. Klimaneutralität, bei gleichzeitiger

Gewährleistung einer gesicherten

Stromversorgung, ist unstrittig. Zur Erreichung

dieser Ziele sind enorme Anstrengungen

beim Ausbau der Erneuerbaren erforderlich,

um den zukünftigen Wasserstoffbedarf

der Industrie, bei der Digitalisierung und im

Verkehrssektor zu decken. In diesem Zusammenhang

nannte Dr. Stamatelopoulos verlässliche

politische Rahmenbedingungen,

den konsequenten und beschleunigten Ausbau

der Erneuerbaren, vor allem im on- und

off-shore Windbereich sowie in der Solarenergie,

Effizienzsteigerung und die Information

und Aufklärung einer breiten Öffentlichkeit,

als unerlässliche Voraussetzungen

zur Erreichung der ehrgeizigen Klimaziele.

In allen Bereichen leistet vgbe durch seine

unabhängige Expertise als technischer Fachverband

der Energieanlagenbetreiber einen

wertvollen Beitrag. vgbe ist, so Dr. Stamatelopoulos,

weltweit renommiert und

eine starke Marke. Der Verband verfügt über

etabliertes Wissen, das immer weiter auch

in die Bereiche der Erneuerbaren ausgedehnt

und erweitert wird, wie z.B. eindrucksvoll

durch das RDS-PP © für Windanlagen

und Photovoltaik dokumentiert.

Nach der Eröffnungsrede des vgbe-Vorstandsvorsitzenden

wurde die Eröffnungsveranstaltung

mit Grußworten des regierenden

Oberbürgermeisters der Stadt Essen,

Thomas Kufen, und dem NRW-Minister für

Wirtschaft, Innovation, Digitalisierung und

Energie, Professor Dr. Andreas, fortgesetzt.

Beide Redner verwiesen auf die Bedeutung

von vgbe, der mittlerweile im 101. Jahr seines

Bestehens den Wandel in der Strombranche

stets aktiv begleitet und den Stand

der Technik in der Strom- und Wärmeerzeugung

entscheidend mitgeprägt hat.

Auch die anschließende Verleihung der VGB

Awards in den Bereichen Innovation, Quality

sowie Health and Safety, machte deutlich,

welche Impulse vom vgbe ausgehen und wie

der Verband innovative Ideen fördert, um

Arbeits- und Anlagensicherheit sowie die

Verfügbarkeit von Energieanagen zu steigern

und den Klimaschutz voranzutreiben.

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 37


VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS in Essen

Am zweiten Kongresstag wurden Vorträge

zu den Themenblöcken „System“, „Erneuerbare“,

„Dekarbonisation“, „Wasserstoff, Versorgungssicherheit“,

„Digitalisierung“, „Power

and Heat sowie „Speicherung“ gehalten.

Die aktuellen Probleme und Aufgaben

wurden aus verschiedensten Blickwinkeln

dargestellt und in den anschließenden Diskussionen

lebhaft erörtert.

Mit den Besichtigungen der Zeche Zollverein,

der Kokerei, sowie dem Kraftwerk Lausward

in Düsseldorf und dem Energie-Campus

Deilbachtal in Essen, wurde den Teilnehmern

auch wieder ein interessantes

Besuchsprogramm angeboten.

Professor Dr. Ernst Ulrich von Weizsäcker,

Key Note „Come on! Was wir ändern müssen, um zu bleiben!“

Key Note „Come on!

Was wir ändern müssen,

um zu bleiben!“

Professor Dr. Ernst Ulrich von Weizäcker

Die Eröffnungsveranstaltung wurde durch

eine interessante und anregende Key Note

von Professor Dr. Ernst Ulrich von Weizäcker

abgerundet, der in sehr beeindruckender

Weise in seinem Vortrag „Come on! Was wir

ändern müssen, um zu bleiben!“ Ansätze einer

globalen zukünftigen Energieversorgung

dargestellt hat. Dabei spannte Professor von

Weizäcker den Bogen von Fridays for Future,

den Aufbau einer Kreislaufwirtschaft, die Dekarbonisierung

des Verkehrs durch den Einsatz

von Methanol, erzeugt aus grünem Wasserstoff

und abgeschiedenem CO 2 , bis hin

zum „Budget-Ansatz“. Danach sollten die Industrieländer,

die das Kontingent der ihnen

zustehenden Emissionen bereits ausgeschöpft

haben, den Entwicklungs- und

Schwellenländern Emissionsrechte abkaufen,

um dort Anreize zum Einsatz klimafreundlicher

Energieumwandlung zu schaffen, damit

verhindert wird, dass in diesen Ländern das

fossile Zeitalter nachgeholt wird.

In den Plenarvorträgen des ersten Tages

zum Thema „Die Rolle von Wasserstoff im

Energiesystem der Zukunft“ und die daran

anschließende Diskussion wurden die Aufgaben

aus wissenschaftlicher, Betreiberund

industrieller Perspektive beleuchtet. Es

wurden verschiedene Arten der Wasserstoffproduktion

und entsprechende Importwege

vorgestellt und diskutiert. Die Vortragenden

waren der Meinung, dass nur mit grünem

Wasserstoff die globalen Klimaziele erreicht

werden können. Darüber hinaus wurde betont,

dass die Ziele nur gemeinschaftlich zu

erreichen sind und mit allen Beteiligten konsensfähige

Lösungen herbeigeführt werden

müssen.

Fachvorträge:

System, Erneuerbare,

Dekarbonisation, Wasserstoff,

Versorgungssicherheit,

Digitalisierung, Power and

Heat sowie Speicherung

Vor allem die Führungen über das UNESCO-

Welterbe Zeche und Kokerei Zollverein

wurde von den Teilnehmern mit großem

Interesse angenommen. Die einst weltweit

größte Schachtanlage zur Förderung

und Veredelung von Steinkohle hat auch

im Zeitalter von Erneuerbaren und Wasserstoff

nichts von ihrer Faszination verloren.

Vor der historischen Kulisse der Kokerei

Zollverein schloss sich auch für vgbe der

Kreis: auf dem diesjährigen Kongress wurde

immer wieder die Bedeutung von Wasserstoff

zur Erreichung der Klimaziele hervorgehoben

und „Wasserstoff als Kohle des

21. Jahrhunderts“ bezeichnet. Angesichts

der Historie des vgbe, dessen Gründung im

Jahr 1920 auf eine folgenschwere Kesselexplosion

im Kraftwerk Reisholz zurückgeht,

wird deutlich, wie vgbe als technischer

Fachverband der Energieanlagenbetreiber

von der Kohleverstromung bis hin zu den

Erneuerbaren und zum Wasserstoff seine

Mitglieder bewegt, inspiriert, verbindet und

informiert und so seinem Motto „Energy is

us“ mehr als gerecht wird.

vgbe dankt allen Sponsoren, Ausstellern,

Vortragenden und Besuchern, für ihre Teilnahme

am diesjährigen vgbe-Kongress, der

erneut gezeigt hat, wie wertvoll der persönliche

Austausch zwischen den Beteiligen der

Energiebranche ist.

Be informed ... www.vgbe.energy

l

be energised

be inspired

be connected

be informed

38 | vgbe energy journa 1 | 2 · 2022


VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS in Essen

Verleihung der

vgbe-Awards auf dem

VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS

––

vgbe Innovation Award 2021:

Theresa Loss für Arbeiten zu Verformungen

bei Windenergieanlagen und Romans

Oleksijs für Optimierungen bei Lastwechselbetrieb

von Heizkraftwerken

––

vgbe Quality Award:

BAUER Spezialtiefbau GmbH für die Erneuerung

der Dammdichtung des Wasserkraftwerks

Roßhaupten

––

vgb Safety & Health Award:

ENGIE Thermal Europe für Sicherheit,

Qualität und Ethik bei der Zusammenarbeit

mit Auftragnehmern

Anlässlich des vgbe-Kongresses werden alljährlich

Innovationen und Engagement von

Ingenieurinnen und Ingenieuren sowie Wissenschaftlern

und Experten in Energietechnik

und Energiewirtschaft ausgezeichnet.

Der Innovation Award, Quality Award und

Health & Safety Award sind geschätzte Auszeichnungen,

die auch in diesem Jahr wieder

im Rahmen der Eröffnungsveranstaltung

des vgbe-Kongresses vom Vorsitzenden

des Verbandes, Dr. Georg Stamatelopoulos,

verliehen wurden:

vgbe Innovation Award

Die VGB-FORSCHUNGSSTIFTUNG zeichnet

seit über 40 Jahren Hochschulabsolventen

oder Young Professionals mit dem Innovation

Award für herausragende Leistungen in

der Energietechnik aus. Seit 2019 wird der

Preis in den zwei Kategorien „Anwendungsorientierung“

und „Zukunftsorientierung“

mit entsprechenden Bewertungskriterien

verliehen. Die Auszeichnung ist jeweils mit

einem Preisgeld in Höhe von 5.000,00 Euro

dotiert.

In 2021 wurde der vgbe Innovation Award,

Kategorie „Anwendungsorientiert“, an

Dr. Romans Oleksijs für seine Arbeiten

zum Lastwechselbetrieb bei Heizkraftwerken

und deren Effekte auf die elektrischen

Hauptkomponenten der Anlagen verliehen.

Dazu hat Romans Oleksijs empirische Formeln

entwickelt, die eine Bewertung der

Zuverlässigkeit für verschiedene Betriebsszenarien

ermöglichen und auch eine Kostenermittlung

für Störungen infolge von

Nichtverfügbarkeiten. Die empirischen

Verleihung des vgbe Innovation Award 2021 an Romans Oleksijs (v.l.n.r.: Dr. Romans Oleksijs,

vgbe Innovation Award Preisträger 2021, Dr. Georg Stamatelopoulos, Vorsitzender des VGB PowerTech

e.V. und Vorsitzender des Stiftungsvorstandes der VGB FORSCHUNGSSTIFTUNG,

Dr. Oliver Then, Geschäftsführer VGB PowerTech).

Formeln aus dieser Studie können für die

elektrischen Hauptkomponenten aller Arten

von KWK-Anlagen verwendet werden

und tragen zum effizienten, sicheren

und wirtschaftlichen Betrieb von Anlagen

bei.

Der vgbe Innovation Award in der Kategorie

„Zukunftsorientiert“ wurde an Diplom-

Ingenieurin Theresa Loss vergeben. Anerkannt

wurden die Arbeiten von Theresa Loss

für herausragende Ergebnisse zur Überwachung

der Verformung von Rotorblättern

von Windenergieanlagen mit 3D-Beschleunigungsmessern

und modellbasierten Biegeformen.

Die konsequente Überwachung

von Rotorblättern ist eine Möglichkeit, um

die Rotorblatteinstellungen zu optimieren

und die Wechselverformung zu verringern.

Dies führt zu einer erheblichen Lebensdauerverlängerung

und damit zum nachhaltigen

und kostengünstigeren Betrieb von

Windenergieanlagen.

vgbe Quality Award

Qualität ist Grundlage für einen erfolgreichen,

sicheren und ökonomischen Anlagenbetrieb.

Daher hat der vgbe energy bereits

im Jahr 2006 den Quality Award ins Leben

gerufen, um das Bewusstsein in der Branche

für die kommerzielle Bedeutung von Qualität

zu schärfen und Partnerfirmen auszuzeichnen,

die bei der Erbringung ihrer Lieferungen

und Leistungen eine außerordentliche

Qualität gezeigt haben.

In 2021 wurde die BAUER Spezialtiefbau

GmbH, Region Süd, Dachau, vertreten

durch Ing. Dietmar Seitz und Dipl.-Ing. Stefan

Jäger, mit dem vgbe Quality Award ausgezeichnet.

Der Preis wurde auf Vorschlag

der Uniper Kraftwerke GmbH, Landshut, für

herausragende Qualität beim Projekt „Erneuerung

der Dammdichtung Roßhaupten“

verliehen.

Das Uniper-Kraftwerk Roßhaupten mit dem

zugehörigen Dammbauwerk leistet, neben

der umweltschonenden Stromerzeugung

für rund 48.000 Haushalte, auch einen Beitrag

zur Beherrschung von Hochwässern

und Krisen. Der Staudamm Roßhaupten ist

das wesentliche Element für die Vergleichmäßigung

der Wasserführung und Hochwassersicherheit

am Lech. Mit rund 50

Messstellen wird die Stauanlage permanent

beobachtet. In 2018 wurden aufgrund von

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 39


VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS in Essen

Verleihung des vgbe Quality Award 2021 an die Vertreter von BAUER Spezialtiefbau

(v.l.n.r.: Dr. Oliver Then, Geschäftsführer VGB PowerTech,

Dietmar Seitz, Stefan Jäger, BAUER Spezialtiefbau GmbH,

Dr. Georgs Stamatelopoulos, Vorsitzender des VGB PowerTech e.V).

Befunden mit Sofortmaßnahmen temporäre

Sicherungsmaßnahmen umgesetzt. Die

BAUER Spezialtiefbau GmbH hat dies auch

auf Langfristigkeit abzielenden Maßnahmen

durchgeführt. Ziel war die Herstellung

einer neuen Dammdichtung. Die BAUER

Spezialtiefbau GmbH hat sich bei diesen von

ihnen durchgeführten Arbeiten, die sicherlich

auch ein hohes Maß an Verantwortung

bedeuten, mit herausragender Qualität

empfohlen.

vgbe Safety & Health Award

Safety & Health steht seit Jahren auf der

Agenda der Energieanlagenbetreiber und

zählt neben Versorgungssicherheit und

Umweltverträglichkeit zu den herausragenden

Themen der Unternehmensstrategien.

In 2021 wurde der vgbe Safety & Health

Award an ENGIE Thermal Europe, vertreten

durch Hilde Geudens und Massar van

Schaik, verliehen. In einer laufenden Beobachtung

wurde festgestellt, dass sicherheitsrelevante

Ereignisse bei Auftragnehmern

seit 2018 zunahmen und deutlich über den

ENGIE-internen Ereignissen lagen. Es wurde

ein Projekt initiiert und die Schlüsselfrage

gestellt: Was können und müssen wir als

ENGIE tun, um dies bei den von Auftragnehmern

ausgeführten Arbeiten zu verbessern?

In mehreren international besetzten Projektgruppen

wurden Workshops durchgeführt,

um eine „einheitliche Sprache“ für

alle Prozesse zu schaffen. Daraus abgeleitet

wurde ein Leitfaden mit 10 für die Auftragnehmer

zu beachtenden Kriterien zu den

Themen Health and Safety, Qualität und

Ethik. Diese 10 Kriterien werden auf Seite

von ENGIE mit Hilfe von „Help cards“ zusammengefasst

und sind für das ENGIE-Management

verpflichtend, d.h. ohne „Help

cards“ wird bei ENGIE kein Auftrag angenommen

oder ausgeführt. Damit stellt EN-

GIE sicher, dass sich Health & Safety sowie

die Qualität ihrer Auftragnehmer spürbar

verbessert.

Die Verleihung dieser vier Awards unterstreicht

auch das Engagement des vgbe, der

mit der Verleihung seiner Awards Innovationen,

Qualität und das Thema Health & Safety

in den Fokus stellt und somit zur Verbesserung

von Versorgungssicherheit, Umweltverträglichkeit

und Arbeitsschutz in der

Energiewirtschaft beiträgt.

Verleihung des vgbe Safety & Health Award 2021 an die Vertreterin und Vertreter

von ENGIE Thermal Europe

(v.l.n.r.: Dr. Oliver Then, Geschäftsführer VGB PowerTech, Hilde Geudens, Massar van Schaik

und Wim Broos, ENGIE Thermal Europe,

Dr. Georg Stamatelopoulos, Vorsitzender des VGB PowerTech e.V).

vgbe-Kongress 2022

in Antwerpen

Auch für 2022 Jahr ist wieder ein großes

Branchentreffen für Energieanlagen geplant.

vgbe lädt ein zum vgbe-Kongress

2022, der am 14. und 15. September 2022 in

Antwerpen, Belgien mit aktuellen, Vorträgen,

internationalen Gästen und attraktivem

Rahmenprogramm stattfinden wird. l

40 | vgbe energy journa 1 | 2 · 2022


Improve quality and safety performance for works involving contractors

Our common ambition

to improve quality and

safety performance for

works involving

contractors

Marc Massaar Van Schaik, Till Böhmer and Hilde Geudens

Abstract

Unser gemeinsames Bestreben, die

Qualität und die Sicherheit bei Arbeiten,

an denen Auftragnehmer beteiligt sind,

zu verbessern

ENGIE THERMAL Europe betreut einen europaweiten

Kraftwerkspark mit Gas- und leistungsstarken

Kraftwerken inkl. Kraft-Wärme-

Kopplung sowie einigen Pumpspeicherkraftwerken.

Mit unseren 1.387 Mitarbeitern

betreiben wir derzeit etwa 19,8 GW an Anlagenleistung.

Autors

Marc Massaar Van Schaik

Head of Health & Safety,

Security and Environment

European Maintenance Support

Till Böhmer

Support & Performance Manager

ENGIE Procurement Europe

Hilde Geudens

Business Sustainability

Governance Manager

ENGIE THERMAL Europe

Aufgrund der zunehmenden Zahl von sicherheitsrelevanten

Ereignissen bei Auftragnehmern

wurde ein Optimierungsprogramm aufgelegt,

das sich auf die Qualität und Sicherheit

bei Arbeiten mit Auftragnehmern konzentriert.

Eine multidisziplinäre Arbeitsgruppe,

bestehend aus Experten aus den Bereichen

Instandhaltung, Beschaffung sowie Sicherheit

und Gesundheitsschutz, überprüfte auf ganzheitliche

Weise den gesamten Lebenszyklus

von der Qualifikation und Auswahl während

der Ausschreibungsphase bis zum Abschluss

der Arbeiten.

Eines der wichtigsten Ergebnisse dieses Projekts

ist die etablierte enge Zusammenarbeit

zwischen den verschiedenen Abteilungen – Beschaffung,

HSE und Unternehmen – dank des

gemeinsamen Ziels, die Qualität und das Niveau

von Sicherheit zu verbessern. Die

Hauptaspekte des Ansatzes sind eine frühzeitige

Integration der Qualitäts- und HSE-Anforderungen,

die die endgültige Entscheidung

über die Auswahl eines Auftragnehmers beeinflussen,

sowie eine Aktualisierung der Mindestanforderungen

für die Koordination und

Überwachung der Arbeiten, die von ENGIE und

dem Auftragnehmer einzuhalten sind. Diese

Mindestanforderungen sind in den ‚Safety

Fundamentals‘ zusammengefasst, die es den

Leitenden vor Ort ermöglichen, sich bei jedem

wichtigen Schritt auf das Wesentliche zu konzentrieren:

Arbeitsvorbereitung, Aufnahme

der Arbeiter auf der Baustelle, Beginn der Arbeiten,

Koordination und Überwachung der

Arbeiten und Bewertung. Um den Kreis zu

schließen, wird die regelmäßige Bewertung der

Leistung des Auftragnehmers als Input für

künftige Auswahlrunden genutzt, um bewährte

Verfahren zu ermitteln und Verbesserungsmaßnahmen

festzulegen und zu verfolgen. l

ENGIE THERMAL Europe was awarded the vgbe

Health & Safety award 2021 for the program

‘Work with Contractors’, which is topic of this

article. The award ceremony took place during

the vgbe Congress in Essen on 22 September

2021.

ENGIE THERMAL Europe manages a Europe

wide generation fleet of Gas- and large-scale

Combined Heat Power assets and some pumped

storage plants. We are currently operating

about 19.8 GW with our 1,387 employees.

Due to the increasing number of safety related

events with Contractors, an improvement program

was launched focusing on the quality

and safety performance for works involving

Contractors. A multidisciplinary working

group consisting of Maintenance, Procurement

and HSE experts reviewed in a holistic

way the ‘full life cycle’ from qualification and

selection during the tender phase up to the closure

of the works.

One of the main achievements of this project is

the close collaboration between the different

departments – Procurement, HSE and Business

– thanks to a shared objective to improve

quality and safety performance. The main

axes of the approach are an early integration

of the quality and HSE requirements influencing

the final decision for selection of a Contractor,

and a refresh of the minimum requirements

for coordination and supervision of the

works to be respected by ENGIE and the Contractor.

These minimum requirements are

summarized in the ‘Safety Fundamentals’ allowing

work leaders in the field to focus on the

essentials in every key step: work preparation,

acceptance of workers on site, start work, coordination

& supervision of the works and

evaluation. To close the loop, the regular evaluation

of Contractor performance is used as

an input for future selection rounds, to identify

good practices and to define and follow-up

on improvement actions.

Introduction

The health and safety of all teams have always

been a top priority of THERMAL Europe.

Our collective goal is to guarantee that

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 41


Improve quality and safety performance for works involving contractors

everybody - operational & support teams,

management, and contractors - can return

home safe, healthy at the end of each working

day.

The last years an increase of safety events

involving contractors was observed. Hence,

the initiative to join forces and to define how

to improve quality and safety performance

for works involving contractors. From the

start it was decided to go for a holistic approach,

covering the full cycle of working

with contractors and to launch a working

group with experts from the field. First reflection

was regarding the question: what

can we do, as ENGIE, to facilitate a good

safety & quality performance by our Contractors?

Because indeed:

You only keep it safe together!

years experience

employees

major outages and more

than expert missions

(in average per year)

Turbines, Generators, Boilers,

High Voltage Equipment, Plant

Improvement Projects, ...... Active in more than countries

with more than customers

Who are we ?

ENGIE THERMAL Europe combines the

ENGIE THERMAL power activities in Europe

in a single entity, to meet the business challenges

of the energy transition (F i g u r e 1 ).

Our scope of activity covers the management,

operation and maintenance of Group

gas and large-scale Combined Heat Power

assets in following countries: Belgium,

France, Italy, Netherlands, Portugal, Spain

and the UK. We are currently operating

about 19.8 GW with our 1,387 employees.

Furthermore, our European Maintenance

Support department performs major outages

and expert missions for ENGIE and customers

world-wide (F i g u r e 2 ).

Fig. 2. European Maintenance Support.

Reason for and approach of

our improvement program

Unfortunately, we observed a significant increase

over the last years of the amount of

safety events for works involving contractors

(Figure 3).

Hence, ENGIE THERMAL Europe launched

a project to enhance quality & safety performance

for works involving Contractors.

Key question was: what can and must

we do, as ENGIE, to impact and improve

safety performance for works performed by

Contractors?

The project focused on the full cycle, from

qualification and selection of the Contractor

Company till evaluation of contractor performance.

To close the loop these evaluation

results are being used as an input for improvement

actions and for future qualification

and selection.

The project team was composed of a multidisciplinary

team of maintenance –, HSE –

and procurement managers, with relevant

field experience in the different countries

we operate in.

Strength of the approach was that the developed

guidelines:

––

Clarify minimum requirements and management

expectations (PROCESS);

––

Provide supporting tools for implementation

(TOOLS);

––

Strengthen the collaboration amongst key

players in the process of working with

contractors: namely Procurement, Business

and HSE representatives (ORGANI-

ZATION).

UK

colleagues

GW INSTALLED CAPACITY (1), of which:

BELGIUM

4 744 MW

3 226 MW Gas

1 093 MW Hydro/Pump.

213 MW Other Thermal

205 MW Biomass

7 MW Battery

2 088 MW

2 088 MW Hydro/Pump.

THE NETHERLANDS

2 923 MW Gas

GAS

HYDRO/PUMP (2)

GW

GW

FRANCE

2 129 MW Gas

BIOMASS

GW

Generation activities in

in Europe

Client solutions for

clients

countries

generated power in 2020

CO 2 in 2020

(related to energy production)

large industrial

PORTUGAL

2 405 MW

1 829 MW Gas

576 MW Coal

SPAIN

1 990 MW Gas

ITALY

3 547 MW

3 472 MW Gas

75 MW Hydro

(1) Maximum Net Installed capacity @ 100% Figures at 01.07.2021

(2) Including Hydro Drawings Rights Switzerland - BKW Hydro (46 MW)

(3) of which ENGIE 1170 MW and Tirreno Power 2 377 MW (consolidated at 100 %)

ENGIE perimeter 2021

Joint ventures

Fig. 1. ENGIE THERMAL Europe in a nutshell.

42 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


Improve quality and safety performance for works involving contractors

The procedure for Qualification & Selection

ensures that Contractors are selected in a

fair and transparent manner based on objective

criteria which are defined before the

tender. For high risk works, results on QHSE

criteria are influencing the selection thanks

to a rating system.

In practice, a local Tender Committee is set

up consisting of Business, Procurement and

an HSE representative ensuring early involvement

of HSE and smooth collaborain

%

100

50

0

64 %

36 %

During the workshops, existing procedures

and good practices have been shared, as well

as difficulties encountered in the field and

solutions found. A common language on

the process ‘working with contractors’ was

defined and will facilitate future discussions

and exchange on lessons learned (Root

Cause Analyses) and good practices within

the THERMAL Europe organization.

In this article, we will focus on following

steps of the process:

––

Evaluation

––

Qualification and Selection

––

Contract

––

Coordination and Supervision

A new TOOL to facilitate

regular evaluation of

performance

A tool called GEN CAPS was build and deployed

throughout THERMAL Europe to facilitate

the performance of regular evaluations

and follow-up. The project team defined

10 relevant evaluation criteria in the

field of HSE, quality, communication, collaboration

and ethics (F i g u r e 4 ). For each

criteria, an explaining definition is available

by a simple click on the ‘i’. The evaluation is

very straightforward: if all expectations

have been met, the evaluator chooses a

green smiley for these criteria. In case of

small deviations with room for improvement

for the future, a yellow smiley is selected.

In case of serious mistakes or human

error, a red smiley is given and additional

explanation is entered in the “Comments”

section.

The evaluations made are to be seen as an

indication: a red smiley will trigger an exchange

with the Contractor in an open way

to collect feedback, understand, and to define

common improvement actions where

and if needed.

The evaluations made are accessible for colleagues

from Maintenance, HSE and Pro-

People Involved in LTAs & Non-LTAs Between January

and December 2021

53 %

47 %

59 %

41 %

2016 2017 2018 2019 2020 2021

Contractor

Fig. 3. Trend safety events 2016-2021.

69 %

31 %

63 % 63 %

Own Staff

(*) Excluding assets sold in the meantime

curement in other entities and countries in

all transparency, so they can easily comprehend

the observations made for a certain

Contractor Company and contact each other

for further information.

The output is used to close the loop:

––

The evaluation results will be shared with

the Contractor during briefing meetings,

where also feedback on ENGIE is discussed.

––

Positive results will be recognized and are

very interesting to identify good practices

(what works well?). When needed, improvement

actions are defined and followed-up.

––

These results are used as an input for future

qualification & selection. Positive

evaluations will contribute to future selection

of the Contractor Company.

Relevant

Relevant

Relevant

Relevant

Relevant

Relevant

Relevant

Relevant

Relevant

Relevant

Yes

Yes

Yes

Yes

Yes

Yes

Yes

Yes

Yes

Yes

37 % 37 %

Q1 -

Q1 - Meet of H&S requirements (9 savings rules) :

Q2 - Transparency level :

Q3 - Involvement Ledership :

Q4 - Environmental and waste management :

Q5 - H&S Plan quality & Qualification doc :

Q6 - Other Doc provided in time :

Q7 - Preparation of Services/works :

Q8 - Services on site :

GEN CAPS is a user-friendly tool, allowing

views and analyses on suppliers / countries

/ sites / evaluation results, so it can be

used for monitoring and steering of performance

(F i g u r e 5 ).

Only work with qualified

contractors

All contractors that are invited for a tender

must be qualified. The working group defined

a qualification table, based on group

rules, which enables the local buyers to identify

easily the criteria that need to be checked

in function of the contract value and of the

type of works (e.g. service contract / high

risk works). Those checks can include the financial

health, Ethics, the QHSE (Quality,

Health, Safety und Environment) system,

technical capabilities, legal compliance (e.g.

compliance with ENGIE Embargo policy),

but also the previous evaluation results in

GEN CAPS. The result of the qualification

process is an “OK / not OK” result.

Selecting the contractor

based on objective awarding

criteria

Q9 - Meet of contractual requirements and Ethics standards :

Q10 - Communication :

Fig. 4. Questionnaire with 10 evaluation criteria.

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 43


Improve quality and safety performance for works involving contractors

Procurement

status

Procurement

status

Procurement

status

Procurement

status

Procurement

status

Overall

rating

84 %

Overall

rating

78 %

Overall

rating

85 %

Overall

rating

58 %

Overall

rating

Not

rated

Fig. 5. Procurement Status and Overall evaluation

scores of selected contractors.

tion. This new local committee might have

been the decisive game changer in the overall

process as it structures and ensures a systematic

exchange between key stakeholders

in the selection process also for smaller tender

files. Business, HSE and Procurement

discuss and decide together on all relevant

questions: Is this work to be considered as

high-risk? What are the relevant selection

criteria? How should the individual criteria

be weighed? Which suppliers should be invited

to the tender? This structured approach

enables to detect potential risks and

specific requirements in an early stage.

When needed, a site visit at Contractors’ site

is organized at least for contractors without

proven accomplishments that will perform

high risk works in terms of quality, safety

and environment at ENGIE.

Finally, the local Tender Committee awards

the contract based on the review of offers

received and the technical compliance

check. Results are collected in the “Selection

comparison table”.

Hence, QHSE criteria are influencing the selection

and HSE is considered at early stage

in the process.

Strong and flexible procedure

The qualification and selection procedure is

based on clear rules and principles, while

giving the local stakeholders the flexibility

to adapt it to their needs and to specific cases.

It is also open to future strategic requirements:

Sustainability in sourcing is becoming

increasingly important and the carbon

neutral process is introduced at ENGIE, emphasizing

the importance of working ever

more closely with suppliers who have science-based

targets for carbon neutrality.

Self-commitments and visible actions of

suppliers in the field of carbon neutrality

will be added step by step to the qualification

and selection criteria.

Further strengthen safety

conditions in contract

The project also improved the integration of

10 key principles in the General Terms &

conditions for contracts. Amongst others:

––

The maximum number authorized for subcontracting

and the % of temporary workers

(if allowed) is specified. Subcontracting

and temporary employment is subject to

ENGIE entity’s approval.

––

Duty to communicate on HSE requirements

to the Contractor company employees and

subcontractors. The Contractor ensures employees

and subcontractors comply with the

requirements.

––

Appointment of an ENGIE HSE representative

and one of the Contractor. Regular visits

and inspections are set up. Results of the visits

are documented and shared with the subcontracting

party(ies). ENGIE ensures the coordination

of the health and safety aspects.

––

Any person has the right to stop the work in

the event of a situation presenting a serious

and imminent danger without any negative

consequences.

Organize for adequate

coordination and supervision

Once a qualified contractor has been selected,

it is key to take the right actions to ensure

safety & quality performance. With the

Working Group, we defined 5 key moments

from the preparation of works till closure of

the works on site (F i g u r e 6 ).

WORK

PREPARATION

Prepare for doing a good

job safely by having

risks, safety measures

and safe working method

defined.

ACCEPTANCE

Are the conditions

OK to accept the

Contractor workers

on site?

START TO WORK

Are the conditions

OK to start work?

For each of these 5 process steps, the actions

to be taken or the ‘Safety Fundamentals’

have been clarified in help cards and summarized

in ‘must do’s’ for our ENGIE work

leaders. All ‘must do’s’ are based on existing

procedures.

Examples of such ‘must do’s’ are a clear definition

of scope, hazard and risk assessment,

the permit to work procedure, check of qualification

and certifications, safety inductions,

the start work talk, the LMRA or Last-

Minute Risk Analyses, open culture, coordination

meetings, toolbox, joined safety

visits, fair recognition and consequence

management, STOP the works principle, …

Although fully based on existing procedures

and processes, the Safety Fundamentals are

meant to be a true support in the field to:

––

Refresh and raise awareness on the key

moments to address safety risks in exchange

with our contractors;

––

Have local exchange with ENGIE

workleads on how to ‘do it right’, on difficulties

encountered in the field and solutions

found.

––

Fully integrate the Safety Fundamentals

in our reflections and way of working.

––

Focus on the essence.

The implementation plan at entity level (each

power plant) included a 3-step approach:

––

A self-assessment on compliance with

the Safety Fundamentals and definition of

local attention points and actions for improvement

(local priorities).

––

A local training session, including examples

of good practices and safety events /

lessons learned for each process step.

––

Regular exchange within the teams on

local priorities and refresh of the safety

fundamentals.

Business sponsors have been appointed for

each entity to foster local ownership and

leadership. Managers in the field of Maintenance,

HSE and Procurement were trained.

Training and communication kits in the local

language were provided to support further

implementation.

COORDINATION

& SUPERVISION

Are the conditions stil

OK to continue work?

EVALUATION

Close the loop by

evaluating safety &

quality performance of

the contractor and

ourselves

Fig. 6. The 5 steps of our Safety Fundamentals. Minimum requirements are detailed in

five Helpcards and a Onepager summarizes the must do’s for workleads in the field.

44 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


Improve quality and safety performance for works involving contractors

Management attention

From the early start, the THERMAL Europe

management team sponsored the improvement

project. Important milestones were

broadly discussed and communicated, key

messages were passed on, members of the

project team were invited to local management

meetings to share the principles of the

new process and to ensure local buy-in. The

management team still follows up the status

and the progress based on quarterly issued

KPI’s including safety performance, evaluations

done and action plans.

Conclusion

The most important success factor of the project

is without any doubt the composition of

the project team by multi-disciplinary experts

with large experience in the field.

Main achievements since the launch of the

working group are :

––

The update of the THERMAL Europe

Guideline on working with Contractors

with minimum requirements for Qualification,

Selection, Contract and Coordination

& Supervision.

––

The set-up of Local Tender Committees

and tools for qualification and selection,

ensuring integration of requirements

for Quality & HSE in an early stage

and working with qualified contractors.

––

The use of the GEN CAPS Tool for regular

evaluation of performance and follow-up

on Action Plans.

––

The definition of our THERMAL Europe

Safety Fundamentals for Coordination

and Supervision, clarifying minimum requirements

and allowing FOCUS on key

points to impact safety for works involving

Contractors.

Positive impact can be noticed: increased

collaboration between Procurement, HSE

and Business thanks to a common language

From Oct ´21 to March ´22

ENGIE Rosignano (Italy) - ENGIE Cartagena (Spain)

ENGIE Montoir (France) - ENGIE EMS Linkebeek

(Belgium) ENGIE Amercoeur (Belgium) - ENGIE Coo

(Belgium) ENGIE Rodenhuize (Belgium) - ENGIE Kallo

(Belgium) ENGIE Maxima (Netherlands) - ENGIE First

Hydro - Ffestiniog (UK)

Fig. 7. The THERMAL Europe vgbe Health & Safety Award tour.

and shared objective to improve quality and

safety performance. Increased ownership in

the field to perform evaluations and start,

using the GEN CAPS tool for monitoring and

steering. The Safety Fundamentals are used

to refresh ‘must do’s’, to define local improvement

actions and to indicate what went well

or what went wrong in Root Cause Analyses

for safety events involving contractors.

In the coming months, we want to ensure

continuation of efforts and to see impact on

the safety performance. Next steps are

amongst others the follow-up on the local

action plans to improve compliance with the

Safety Fundamentals, the integration of a

refresh of the Safety Fundamentals in the

Training & development track of employees,

to improve the process for using KPI’s to

steer for good safety performance and to

share good practices throughout THERMAL

Europe and with our Contractors.

From March ´22 to Nov ´22

ENGIE Leini (Italy) - ENGIE Voghera (Italy) - ENGIE Castelnou (Spain)

ENGIE Combigolfe (France) - ENGIE CycoFos (France)

ENGIE Dunkerque DK6 (France) - ENGIE Saint-Ghislain (Belgium)

ENGIE Awirs (Belgium) - ENGIE Drogenbos (Belgium)

ENGIE Herdersbrug (Belgium) - ENGIE Knippegroen (Belgium)

ENGIE Vilvoorde (Belgium) - ENGIE Zandvliet (Belgium)

ENGIE Eems (Netherlands) - ENGIE Bergum (Netherlands)

ENGIE First Hydro - Dinorwig (Uk)

VGBE H&S Award Tour

On 23 September 2021 ENGIE THERMAL

Europe was awarded the vgbe Health &

Safety award 2021 for our program ‘Work

with Contractors’.

Cedric Osterrieth,

Managing Director THERMAL Europe:

“I am very proud of the collaborative approach

that underpins the ‘Work with Contractors’-program

and involves many parts of

our organization. The vgbe Health & Safety

Award gives an energizing boost for ever deeper

collaboration on safety with our suppliers

and for striving towards impact. It is also a

recognition of the leadership in our teams on

safety matters.

Thank you to all involved colleagues!”

Marco Lavra, Maintenance Manager Rosignano power plant (Italy)

“We were incredibly pleased to have the Award with us, to continue to talk on safety together with our Contractors and remind our common

goal to return home safely. As a good practice we shared the last One Page Notes produced, where the Safety Fundamentals steps were used

to analyse the events.”

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 45


Improve quality and safety performance for works involving contractors

Wim Broos, Chief Cluster South Europe Officer and member of the vgbe Board

“We are honoured with such international recognition from our peers. This recognition is the result of excellent teamwork of procurement, maintenance,

EMS and HSE with great support from communication. Let us all continue to apply the guidelines and tools and

focus on achieving excellent safety and quality performance together with our contractors.”

“To underline the excellent teamwork and to maintain the good dynamic, we launched an ‘Award Tour’ that brings the vgbe Health & Safety award

to all THERMAL Europe power plants. Pictures of the tour are shared by the different teams on THERMAL Europe Yammer page (internal social

media), including reference to good practices.”

l

Joaquín Sanchez and Bienvenido Urrea,

Technical Support Manager and HSE Technician

Cartagena Power plant (Spain)

“The VGBe Award was exhibited in the work permit room during its

stay in the Cartagena Power Plant. Everybody, Contractors as well

as own Staff have seen it and the meaning of the Award was explained,

resulting in shared recognition with all persons working in

the plant.”

Wouter Van Nederkassel, Entity Manager Maintenance

Combined Heat Power assets, Belgium

“The VGB award for the “safety fundamentals” is a confirmation

that this new way of working with Contractors is the way to go. It’s

boosting the awareness of our field technicians that a good marriage

of Safety with Quality is crucial ! It all starts with a good

preparation of the works: a clear description of the works to be

done, analyses of hazards and risks and correct application of the

work permit procedure to ensure safety from the system. In the process

steps “selection”, “acceptance” and “start to work”, it’s key to

verify if we deal with the “right” Contractor. After a five minute talk

with the contractor, you know what you have in the tub. You can

almost predict how it’s going to sound during the execution of the

works. If our field technicians have doubts or feel uncertain about

the contractor, they are empowered to say ‘we do not start with this

contractor!’ After all, we know that only technical qualified and

experienced Contractor workers have the ability to recognize the

risks in technical maintenance activities and to apply the right

measures to control and manage those risks. “

46 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


Improve quality and safety performance for works involving contractors

Ludivine Boyer QHSE Coordinator

Combigolfe Power Plant (France)

“For each overhaul we organize a positive recognition program in

close collaboration with our contractors. This program motivates

all workers to report hazardous situations, to share good practices

and to participate to the weekly safety animations (e.g. Escape

game on the ENGIE Live Saving Rules, demonstration of consequences

from objects falling from height if not wearing safety helmet,

animation on safety on the road or work at height etc…). At

the end of the overhaul, the workers of the 3 winning Contractor

Companies are recognized with a nice attention.“

Laurens Segers, Account & Project Manager Siemens Energy and Frank Minne, Senior Project Leader ENGIE

The Knippegroen CCGT Power Plant is a 305 MW power plant

converting CO- gas into electricity for an industrial customer in

the harbour of Ghent. Siemens Energy was the supplier responsible

for the major overhaul of the steam turbine and generator.

the outage for the involved experts of Siemens Energy originating

from different countries and arriving at different milestones

of the overhaul. The aim was to onboard every co-worker of Siemens

Energy to fulfill the HSE rules and to explain the actual

status of the progress of the project. This was a challenge as well

for Siemens Energy as for ENGIE, but indisputable mandatory to

guarantee the safe fulfillment of the project.”

Frank Minne, ENGIE: “I noticed during our joined Safety Visits

that Siemens Energy and ENGIE share the same values and apply

similar principles with regards to safety. This common language

and type of actions ensure a smooth collaboration. How do you

evaluate the added value of these Joined Safety Visits between

management and project team?”

Frank Minne, ENGIE: “For our project at the Knippegroen power

plant in Ghent, one of our focus points was to onboard new workers

on site. Can you explain how Siemens Energy experienced the

transfer of information on HSE-aspects related to the project?”

Laurens Segers, Siemens Energy: “Due to the complexity of the

work, several kick-off sessions were organised by ENGIE during

Laurens Segers, Siemens Energy: “Our management is involved

in the full cycle of the project, from offer till handover including

feedback. In this process, safety is always present at the

highest level and is continuously monitored. In this project, Peter

Koninckx, the Vice President of Siemens Energy BeLux, and

Thorsten Strunk, Head of Transactional Service Business, participated

to a Joined Safety Visit on site with ENGIE. Management

presence in the field demonstrates the importance we attach

to working safely and allows direct exchange with the project

team. We noticed that both of us share the same HSE values

and concerns that are embedded in the roots of our companies.”

Frank Minne, ENGIE: “Thank you for having shared these good

practices and let’s continue our dialogue on safety for the future.”

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 47


Effizientere Energieversorgung

durch die

Errichtung eines Zwei-

Zonen-Speichers für die

Stadtwerke Duisburg

Markus Eferdinger

Abstract

More efficient energy supply through

the construction of a two-zone storage

facility for Stadtwerke Duisburg

Electricity or heat cannot be stowed away in

storage until demand increases again. Storing

large quantities of electricity and heat still

poses major challenges for the energy industry.

Stadtwerke Duisburg was also confronted

with this. To overcome them, the industrial

services provider Bilfinger Industrial Services

from Austria was commissioned. A district

heating storage system with two-zone technology,

including an associated pump house, was

to provide a remedy.

Bilfinger Industrial Services GmbH, Wels, Austria

was awarded with the vgbe Quality Award

2021 | 2 nd place for the execution of the project.

The municipal utility relied on the innovative

technology of the two-zone storage tank and at

the end of 2016 commissioned the Austrian

subsidiary of the Mannheim-based industrial

services provider Bilfinger for the planning,

delivery and turnkey construction and commissioning

of a two-zone district heating storage

tank, including pump house for the distribution

of district heating.

The two-zone technology is an invention of the

Swedish engineer Dr. Anders Hedbäck. With

this technology, heat storage tanks that can

withstand temperatures of over 100 degrees

Celsius can be built without pressure. Bilfinger

has taken over the patents. The former Bilfinger

VAM (today: Bilfinger Industrial Services)

has been one of the leading companies in industrial

plant, pipeline and tank construction

for decades.

l

Strom oder Wärme lassen sich nicht in Lagern

verstauen, bis der Bedarf wieder steigt.

Das Speichern von größeren Strom- und

Wärmemengen stellt die Energiebranche

noch immer vor große Herausforderungen.

Damit sahen sich auch die Stadtwerke Duisburg

konfrontiert. Um diese zu bewältigen,

wurde der Industriedienstleister Bilfinger

Industrial Services aus Österreich beauftragt.

Ein Fernwärmespeicher mit Zwei-Zonen-Technologie,

samt dazugehörigem

Pumpenhaus, sollte Abhilfe schaffen.

Dabei setzten die Stadtwerke auf die innovative

Technologie des Zwei-Zonen Speichers

und beauftragten Ende 2016 die österreichische

Tochtergesellschaft des Mannheimer

Industriedienstleisters Bilfinger für die Planung,

Lieferung sowie schlüsselfertige Errichtung

und Inbetriebnahme eines Zweizonen-Fernwärmespeichers,

inklusive Pumpenhaus

zur Verteilung von Fernwärme.

Die Zwei-Zonen-Technik ist eine Erfindung

des schwedischen Ingenieurs Dr. Anders

Hedbäck. Mit dieser Technik können drucklose

Wärmespeicher realisiert werden, in

denen Wasser in flüssiger Phase mit über

100 °C gespeichert werden kann. Bilfinger

hat die Patente übernommen. Die ehemali-

Autoren

Ing. Markus Eferdinger

Projektmanager Bilfinger

Industrial Services GmbH

Wels, Österreich

Bild 1. Zwei-Zonen-Speichers für die Stadtwerke Duisburg

48 | vgbe energy journal


Effizientere Energieversorgung durch die Errichtung eines Zwei-Zonen-Speichers

ge Bilfinger VAM (heute: Bilfinger Industrial

Services) zählt seit Jahrzehnten zu den führenden

Unternehmen im industriellen Anlagen-,

Rohrleitungs- und Tankbau.

Einleitung

Im Gas- und Dampfturbinen-Heizkraftwerk

der Stadtwerke Duisburg in Wanheim

(HKWIII) werden gleichzeitig Strom und

Fernwärme erzeugt. Dabei sind die Stromund

Fernwärmeproduktion technisch und

zeitlich aneinandergekoppelt, was negative

Auswirkungen auf den Markt haben kann.

Sinkt der Strompreis an der Strombörse im

Sommer oder an den Wochenenden, muss

der Strom unter dem Marktpreis verkauft

werden. Dies führt zu einem unrentablen

Betrieb des Kraftwerks.

Das Heizkraftwerk in Wanheim besteht aus

drei Gasturbinen: eine aus dem Jahr 1975

((HKWIII/A), die beiden anderen aus dem

Jahr 2005 (HKWIII/B). Die ältere Gasturbine

hat eine Leistung von 41 MW el und 88 MW th

und soll nach 2025 vom Netz gehen. Die jüngeren

Turbinen weisen eine Leistung von je

75 MW el auf. Der in den beiden nachgelagerten

Abhitzedampferzeugern (AHDE) erzeugte

Dampf wird auf eine Dampfturbine geführt,

so dass das HKW III eine Gesamtleistung

von 249 MW el und 167 MW th erzeugen

kann. Dieser Teil soll über das Jahr 2030 hinaus

betrieben werden.

Das Duisburger Fernwärmenetz besteht aus

drei Segmenten. Mitte, Süd und West. Die

Höchstlast beträgt rund 310 MW, die gesamte

Arbeitsleistung liegt bei etwa 700 GWh/a.

Die Vorlauftemperatur des Fernwärmewassers

erreicht Niveaus von 75 bis 130 °C, beim

Rücklauf werden Werte von 50 bis 60 Grad

Celsius gemessen.

Lösung: Wärmespeicher für

die Energiewende

Die Stadtwerke Duisburg haben den Beschluss

gefasst, ihre Strategie zur Erzeugung

von Fernwärme anzupassen. Somit wurde

das am Unternehmenssitz in Hochfeld betriebene

Steinkohlekraftwerk im Frühjahr

2018 stillgelegt. Hintergrund der Entscheidung:

Das zukunftssichere erdgasbetriebene

Heizkraftwerk in Duisburg-Wanheim

wird weiter betrieben und um einen Fernwärmespeicher

– eine Schlüsseltechnologie

in der Branche – erweitert. Der Speicher ermöglicht

die zeitliche Entkopplung der

Strom- und Fernwärmeproduktion und somit

einen flexibleren und wirtschaftlicheren

Einsatz des Kraftwerks. So kann der Betrieb

des Heizkraftwerks besser an den Kundenbedarf

beziehungsweise bzw. die Marktsituation

angepasst werden.

Die Innovation: Bilfinger

Zwei-Zonen-Technologie

Die Stadtwerke Duisburg setzten dabei auf

die innovative Technologie des Zwei-Zonen

Speichers und beauftragten Ende 2016 die

Bild 2. Aushubarbeiten Fernwärmespeicher und Pumpenhaus.

österreichische Tochtergesellschaft des

Mannheimer Industriedienstleisters Bilfinger

für die Planung, Lieferung sowie schlüsselfertige

Errichtung und Inbetriebnahme eines

Zweizonen-Fernwärmespeichers, inklusive

Pumpenhaus zur Verteilung von Fernwärme.

Die Zwei-Zonen-Technik ist eine Erfindung

des schwedischen Ingenieurs Dr. Anders

Hedbäck. Mit dieser Technik können drucklose

Wärmespeicher realisiert werden, in

denen Wasser in flüssiger Phase mit über

100 °C gespeichert werden kann. Die ehemalige

Bilfinger VAM (heute: Bilfinger Industrial

Services) hat die Patente übernommen

und zählt seit Jahrzehnten zu den führenden

Unternehmen im industriellen

Anlagen-, Rohrleitungs- und Tankbau.

Der Wärmespeicher der Stadtwerke Duisburg

gehört mit zu den ersten vier Wärmespeichern

in Deutschland, bei denen die moderne

Zwei-Zonen-Speichertechnologie

zum Einsatz gekommen ist. Beim Zwei-Zonen-Speicher

ist das Speichervolumen durch

ein Zwischendach in eine obere und eine

untere Zone geteilt, die „kommunizierend“

miteinander verbunden sind. In der oberen

Zone befindet sich 60 bis 90 °C warmes Wasser,

das durch sein Eigengewicht einen

Druck erzeugt. Dieser sorgt dafür, dass das

über 100 °C heiße Wasser in der unteren

Zone nicht zu „kochen“ beginnt. Damit ermöglicht

die Zwei-Zonen-Bauweise die Speicherung

von Wasser mit Temperaturen von

über 100 °C in einem drucklosen Behälter.

Der Speicher mit einem Durchmesser von

36 Metern ragt jetzt 44 Meter in die Höhe.

Wenn der Behälter mit Wasser gefüllt ist,

steigt das Gesamtgewicht auf etwa 45.000

Tonnen. Die erste Befüllung mit 43.000 Kubikmetern

aufbereitetem Trinkwasser wurde

im Frühjahr 2018 vorgenommen und

dauerte ganze sechs Wochen. Der Behälter

nimmt doppelt so viel Wasser auf wie in dem

gesamten Fernwärmenetz zirkuliert. Wird

die Wärme aus dem Kraftwerk nicht sofort

ausgekoppelt, können künftig bis zu

1.450 Megawattstunden Fernwärme zwischengespeichert

werden. In Kombination

mit dem Gas- und Dampfturbinen-Heizkraftwerk

können die Stadtwerke Duisburg

mit den Gebieten Stadtmitte, Duisburger

Süden und Rheinhausen nun 6.250 Anschlüsse

bzw. über 40.000 Kunden – überwiegend

private Haushalte, aber auch Gewerbebetriebe

– beliefern.

Der Zweizonenspeicher ist mit einer Speichertemperatur

von 115 Grad Celsius direkt

in das Fernwärmenetz eingebunden. Dazu

wurden im angrenzenden Pumpengebäude

neue Netzvor- und -rücklaufpumpen installiert.

Der Zweizonenspeicher der Stadtwerke

Duisburg ist als hydraulische Weiche offen

ins System eingebunden. Somit übernimmt

der Wärmespeicher auch zusätzliche

Aufgaben wie die Systemdruckhaltung. Das

Be- und Entladen ist mit geringstmöglichem

Regelaufwand möglich. Um ein Beladen des

Speichers mit überhöhter Temperatur, was

zum Ausdampfen in der unteren Zone füh-

Bild 3. Daten zum Fernwärmespeicherprojekt.

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 49


Effizientere Energieversorgung durch die Errichtung eines Zwei-Zonen-Speichers

Bild 4. Fernwärmespeicher und Pumpenhaus,

Außenansicht

ren könnte, zu verhindern, ist eine Beladetemperaturregelung

in Form einer Rücklaufbeimischung

installiert.

Vorteile des drucklosen

Speicherbetriebs

Vorteilhaft dabei ist, dass drucklose

Speicherbehälter nicht unter die Druckgeräterichtlinie

fallen, wodurch keine wiederkehrenden

Prüfungen am Behälter notwendig

sind. Für die wiederkehrenden Prüfungen

wären Konzepte zu erarbeiten, wie eine

innere und äußere Prüfung regelmäßig

durchgeführt werden muss. Für eine innere

Prüfung wäre in den meisten Fällen eine

Entleerung des Behälters notwendig, wodurch

das aufbereitete Fernwärmewasser

regelmäßig verworfen und wieder neu bereitgestellt

werden müsste. Alternative Methoden

zur Innenprüfung haben sich bisher

noch nicht durchgesetzt. Eine solche Prüfung

würde einen wochenlangen Betrieb

ohne Speicher bedeuten, was auf Grund der

fehlenden Funktion der hydraulischen Weiche,

einen erhöhten Aufwand für den Betrieb

bedeuten würde.

Wenn es die genehmigungstechnischen Voraussetzungen

zulassen und die Speicherhöhe

entsprechend gewählt werden kann, ist

der drucklose Speicher auch in der Lage, die

Funktion der Druckhaltung zu übernehmen,

wodurch eine zusätzliche Druckhaltestation

entfallen kann. Die dafür notwendigen Bedingungen

waren beim Projekt HKW III gegeben,

wodurch die Höhe entsprechend angepasst

werden konnte. Somit übernimmt

der Speicher am Standort auch die Funktion

der Druckhaltung.

Ein weiterer Vorteil ist, dass der drucklose

Speicher problemlos das Speicher- und Netzausdehnungsvolumen

aufnehmen kann.

Entgegen einer Variante mit einem Druckbehälter

kann also mit einem Zwei-Zonen-

Speicher auf die Ausführung eines gesonderten

Ausgleichsbehälters verzichtet werden.

Weiterhin wurde ein Vorratsvolumen von

ca. 1000 m³ zusätzlich realisiert, wodurch

sich die Nachspeisung von Verlustwasser im

Fernwärmesystem deutlich vereinfacht hat.

Umweltfreundlich, energieund

kosteneffizient

Mit dem Fernwärmespeicher kann das HKW

III im Betrieb mit einem besseren Wirkungsgrad

fahren, da ungünstige Teillastfahrweisen

vermieden werden und die Kraft-Wärme-

Kopplungsanlage HKW III besser ausgelastet

wird. Darüber hinaus kann es an Wochenenden

und im Sommer abgeschaltet werden,

ohne dass ein Kessel Frischwärme erzeugen

muss. So kann beispielsweise unter der Woche

die Wärme von 1.400 Megawattstunden

(MWh) für ein Sommerwochenende erzeugt

werden. Aufgrund des KWK (Kraft-Wärme-

Kopplung) -Effekts bedeutet dies einen zusätzlichen

Gaseinsatz von 700 MWh. In einem

Frischwärmekessel wären dafür

ca. 1.500 MWh Gaseinsatz notwendig. Der

geringere Gasverbrauch von 800 MWh führt

zu einer Einsparung von ca. 160.000 kg CO 2

an einem Wochenende im Sommer. Das entspricht

ca. 32 Millionen Luftballons.

Spezielles Montageverfahren

ermöglicht kürzere Bauzeit

Das Engineering dauerte von Anfang bis Mitte

des Jahres 2017. Die Anlagenkonzeptionierung

bei Bilfinger erfolgte mit dem Planungstool

PDMS. Dies ermöglichte eine exakte

Darstellung der Komponentenaufstellung für

eine effiziente und wartungsfreundliche Gebäude-

und Anlagenplanung. Die Aushubarbeiten

für das Speicherfundament begannen

im Frühjahr 2017. Daran anschließend starteten

im Sommer die Bauarbeiten für das Pumpenhaus

und die Montagearbeiten für den

Speicher. Bei der Errichtung des Speichers

wurde ein spezielles Verfahren angewendet:

Hierbei wurden zunächst Sockel und Deckel

des Stahlbehälters gefertigt und aufeinandergelegt.

Anschließend wurde der Deckel

hydraulisch angehoben und dann laufend

gedreht. Gleichzeitig wurde die Außenwand

des Speichers wie eine Spirale abschnittsweise

seitlich eingezogen und verschweißt. Dadurch

verkürzte sich die Bauzeit erheblich.

Herausforderungen bei

Planung und Montage

Für den Speicher wurde eine Flachgründung

vorgesehen, welche in enger Abstimmung

und gemeinsam mit den zuständigen

Experten wie Bodengutachter und Prüfstatiker

entwickelt wurde. Eine Bohrpfahlgründung

war aufgrund des Bodenaufbaus nicht

sinnvoll bzw. wäre mit enormen Kosten verbunden

gewesen.

Eine besondere Herausforderung war die

Herstellung des Speicherfundaments mit

einem Durchmesser von 40 m und einer Dicke

von 2 m. Bei der Betonnage des Spei-

Bild 5. Innenansicht des Pumpenhauses.

Bild 6. Innenansicht Zugang zum Pumpenhaus.

50 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


Effizientere Energieversorgung durch die Errichtung eines Zwei-Zonen-Speichers

cherfundaments musste gewährleistet sein,

diese ohne Unterbrechung herstellen zu

können. Aus diesem Grund wurden im Umkreis

von Duisburg 3 Betonmischwerke für

dieses Projekt parallel beauftragt, um eine

durchgehende Betonnage sicherstellen zu

können. In Summe waren die Betonmischer

inkl. der kompletten Mannschaft 36 Stunden

im Einsatz, um die Flachgründung ohne

Unterbrechung herstellen zu können. Aufgrund

dieser Fundamentart wurde gemeinsam

mit den Stadtwerken Duisburg und

dem Bodengutachter eine spezielle Setzungsmessung

vereinbart, um die prognostizierten

Setzungen auch dokumentieren zu

können bzw. Abweichungen frühzeitig zu

erkennen. Setzungen hat es gegeben, allerdings

unkritisch, da in erwartetem Rahmen

und gleichmäßig über die Fläche verteilt.

Die komplette Planung des Pumpenhauses

inkl. Speicheranbindung und Anbindung an

die bestehende FW-Trasse erfolgte mit dem

Planungstool „PDMS“. Durch dessen Anwendung

konnte eine detaillierte Aufstellungsplanung

vorgenommen und dem Kunden

bzw. Betriebspersonal bereits vor Montage,

in den Design Reviews, präsentiert und

abgestimmt werden. Durch das Engineering

im „PDMS“ konnte in weiterer Folge auch

ein montagetechnisch optimierter Ablauf

für die Errichtung des kompletten Pumpenhauses

entwickelt werden. Damit war es

möglich, Schnittstellen zwischen den einzelnen

Gewerken wie Rohrleitungen, Stahlbau,

Klima-Lüftung und EMSR professionell

zu koordinieren.

Die Stadtwerke Duisburg legte sehr hohen

Wert auf eine wartungsfreundliche Pumpenanlage.

Auch hier war die 3D-Darstellung

des kompletten Pumpenhauses inkl. Stahlbau,

Rohrleitungen und des kompletten

Equipments wie u.a. Armaturen, Pumpen,

Lüftungsanlage, Kabeltrassen und EMSR-

Anlagenteile hilfreich, um entsprechende

Wartungsräume und Ausbaumöglichkeiten

im Vorfeld visualisieren zu können.

Die Inbetriebnahme fand in mehreren Teilabschnitten

in dem Zeitraum von Sommer

bis Herbst 2018 statt. Anschließend wurden

die Leistungstests und der vierwöchige Probebetrieb

durchgeführt. Ende 2018 wurde

die Anlage an die Stadtwerke übergeben.

Eine besondere Herausforderung bei diesem

Projekt war es, die diversen Betriebsweisen

der Speicheranlage so zu konfigurieren,

dass alle Kundenanforderungen erfüllt

werden konnten. Auf 3 Punkte gehen wir in

folgenden Zeilen im Speziellen ein und beschreiben

diese in einer Kurzfassung:

––

Dem Kunden war es wichtig, eine stoßfreie

und vollautomatische Umschaltung

u.a. zwischen folgenden Betriebskombinationen,

mit ununterbrochener Aufrechterhaltung

der Netzdruckregelung für den

Betrieb der Anlage, zu gewährleisten:

––

FW-Versorgung durch Erzeuger am

Standort bei gleichzeitiger Speicherbeladung

Bild 7. Visualisierung des Wärmespeichers für die Stadtwerke Duisburg.

––

FW-Versorgung durch Erzeuger am

Standort mit zusätzlicher Speicherentladung

––

FW-Abnahme durch Beladung Speicher

aus FW-Netz mit und ohne Wärmeerzeugung

am Standort

Dieses Ziel konnte erreicht durch die spezielle

hydraulische Ausführung und Einbindung

des Speichersystems in das FW-Netz

und den Erzeugern am Standort erreicht

werden Der sehr hohe Automatisierungsgrad

der Gesamtanlage trug ebenso zur erfolgreichen

Umsetzung bei.

––

Im Betrieb von solchen Speicheranlagen

weiß man aus Erfahrung, dass die Aufnahme

schlagartiger Leistungsänderungen

(positiv / negativ) der Wärmeerzeugung

am Standort aufgrund stromgeführter

Fahrweise (z.B. Anforderung Gasturbine)

– Teilnahme am Regelenergiemarkt

oder Anlagenausfälle (Erzeuger)

für unsere Kunden in der heutigen Zeit

von enormer Bedeutung ist.

Auch dies konnte abgesichert werden, indem

der Speicher als hydraulische Weiche

eingebaut wurde. Im Zuge der Inbetriebnahme

wurden Regelungen und Vorsteuerungen

optimiert, so können größte Leistungserhöhungen

und Reduktionen derart vom

Wärmespeicher ausgeglichen werden, dass

keinerlei Auswirkungen auf das FW-Netz

entstehen. Dies hat positive Auswirkungen

auf die Anlagenverfügbarkeit.

––

Unterschiedliche Temperaturniveaus

bzw. Anforderungen (FW-Netz, Erzeuger,

Wärmespeicher) waren dem Betreiber am

Standort HKW III enorm wichtig.

Auch bei dieser Anforderung konnte der

Kunde zufriedengestellt werden. Dies gelang

durch Installation von Beimischungen (Fernwärmevorlauf

und Speichervorlauf), welche

bei solch einem großen Betriebsbereich

funktionieren und schlagartige Leistungsund

Temperaturänderungen ausgleichen.

Damit konnten die Temperaturniveaus voneinander

entkoppelt werden und dies ermöglicht

einen optimalen Betrieb der einzelnen

Systeme. (Beispiel: Speicherbeladung

mit 113 °C um maximale Speicherkapazität

zu erhalten, Fernwärmevorlauftemperatur

gemäß Sollwertkurve, der Betrieb der Erzeuger

erfolgte im optimalen Temperaturbereich/Wirkungsgrad).

Eine weitere Herausforderung für die gesamte

Inbetriebnahme-Mannschaft von Bilfinger

und den Kunden war es, dass die Inbetriebnahme

der Wärmespeicheranlage im

laufenden Erzeuger- und Fernwärmebetrieb

zu erfolgen hatte. Auch dies konnte durch

eine solide Inbetriebnahme-Planung, gepaart

mit der notwendigen Flexibilität des

Projektteams, gewährleistet werden.

Das Ergebnis: Wirtschaftlich

und flexibel

Im Gas- und Dampfturbinen-Heizkraftwerk

der Stadtwerke Duisburg in Wanheim produziert

nun gleichzeitig Strom und Wärme in

effizienter Kraft-Wärme-Kopplung. Wenn

der Strom profitabel an der Strombörse verkauft

werden kann, die Fernwärmekunden

zu diesem Zeitpunkt jedoch keine Fernwärme

benötigen, können die Stadtwerke zukünftig

die parallel erzeugte Wärme im neuen

Speicher „zwischenparken“. Ist die Stromproduktion

im Kraftwerk jedoch unrentabel,

weil vorrangig eine große Menge Strom aus

regenerativen Quellen in das Netz eingespeist

wird, kann die gespeicherte Wärme

für die Versorgung der Fernwärmekunden

genutzt werden. Das Kraftwerk kann während

dieser Zeit mit kleinerer Leistung laufen

oder sogar ausgeschaltet werden.

„Bilfinger Industrial Services hat uns mit einem

hochwertigen Projektkonzept und einem

guten Preis-Leistungs-Verhältnis überzeugt.“

Andreas Gutschek, Vorstand der Stadtwerke

Duisburg

Der Wärmespeicher der Stadtwerke Duisburg

zählt mit einem Speichervolumen von

43.800 Kubikmetern Wasser und der Bilfinger-Zwei-Zonen-Speichertechnologie

zu

den größten und modernsten Wärmespeichern

Deutschlands. Die Wärmekapazität

des Speichers von ca.1.450 MWh reicht zum

Beispiel aus, um in den Sommermonaten

die Versorgung aller Kunden im Netzgebiet

für 70 Stunden sicherzustellen. l

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 51


Combined heat and

power plant electrical

equipment incident

rate and unavailability

empirical expression

Romāns Oļekšijs and Bogdan Olekshii

Abstract

Empirische Kennzahl für Störungen und

Nichtverfügbarkeit von elektrischen

Komponenten in Heizkraftwerken

In diesem Beitrag wird ein Ansatz zur Abschätzung

der Störungsrate und der Nichtverfügbarkeitszeit

der elektrischen Haupteinrichtungen

eines Heizkraftwerks auf der Grundlage

statistischer Daten vorgestellt. Es werden

empirische Gleichungen für die Ermittlung der

Störungsrate und der Nichtverfügbarkeitszeit

von Generatoren auf der Grundlage von Betriebsstunden

und der Anzahl von Anlagenstarts

pro Jahr aufgestellt. Es wurde ein Über-

Mr Romāns Oļekšijs was awarded the vgbe Innovation

Award 2021 | Category: Applicationoriented

for his work, which is topic of this article.

The award ceremony took place during the

vgbe Congress in Essen on 22 September 2021.

VGB presented in [6] that there were around

39 unplanned unavailability incidents per

unit per year in average during 2008-2017,

leading to 7.7 % of unplanned energy unablick

über die verfügbaren Störungsstatistiken

von Leistungstransformatoren und Generatorschaltern

erstellt, und es wurden Gleichungen

für die Ermittlung der Gesamtstörungsrate

und der ungeplanten Nichtverfügbarkeitszeit

der elektrischen KWK-Hauptsysteme

aufgestellt. Die so gewonnenen Gleichungen

ermöglichen eine Prognose der Störfallrate

und der dadurch verursachten Ausfallzeit auf

der Grundlage der erwarteten KWK-Betriebszeit

und der Anzahl der Anlagenstarts pro

Jahr. Diese Informationen sind hilfreich für

die Risikobewertung und die Planung von

Kraftwerksbetriebsregimen. Die bereitgestellten

Gleichungen können für jedes beliebige

KWK-Kraftwerk verwendet werden, die Benutzer

müssen lediglich eine geeignete Gleichung

auf der Grundlage der prognostizierten Betriebsstunden

und der Anzahl der Anläufe des

Kraftwerks auswählen. Es werden Berechnungsbeispiele

vorgestellt. Außerdem wird

eine kurze Beschreibung möglicher wirtschaftlicher

Parameter gegeben, die für die Wahl des

richtigen Betriebsregimes sehr wichtig sind. l

1 Introduction

Modern combined heat and power plants

(CHP) are designed for two-shift operation

mode, this type of operating is more damaging

for power plant equipment. It is well

known, that thermal fatigue is at its most

damaging when a component is operating in

the creep range and is subject to a constant

tensile load. This mostly affects gas turbines

and heat recovery steam generators (HRSG).

[1][2][3] Thus, the impact on power plant

electrical equipment is not studied as much

as heat regeneration steam generators and

steam turbines. Generator, power transformers

and switchgear can be susceptible to increased

fatigue, wear, and other forms of

degradation due to repeated stop-start operation.

[4][5]

14.00

12.00

12.60

Autors

Ph.D. Romāns Oļekšijs

JSC “Latvenergo”,

Riga, Latvia

Romans.Oleksijs@edu.rtu.lv

B.Sc. Bogdan Olekshii

Institute of power system

Riga Technical University

Riga, Latvia

Bogdan.Olekshii@edu.rtu.lv

In % of power plant total

10.00

8.00

6.00

4.00

2.00

0.00

9.22

1.60

3.38

1.55

3.15

Generator system Main supply system Total main electrical

equipment

Energy unavalability in % Incidents in %

Fig. 1. Impact of main electrical equipment on CCGT power plant unavailability.

52 | vgbe energy journal


CHP electrical equipment incident rate analysis

vailability. The precise number of incidents

on generators main transformers and circuit

breakers is not reported, still, the caused unavailability

time is illustrated in F i g u r e 1 .

Despite that, total incident count for main

electrical equipment is only 1.22 incidents

per unit per year, which is 3.15 % of all incidents,

it causes 0.97 % of unplanned energy

unavailability, which is 12.6 % of total power

plant unplanned energy unavailability, which

shows how high is impact of incidents in power

plant main electrical equipment systems.

Around 42 % of unplanned energy unavailability

caused by the main electrical equipment

is represented by generator incidents.

Generator must operate under electrical,

mechanical and thermal stress all the time.

The majority of problems occur with generator

insulation, although, mica insulation has

great insulation capability of around

300 kV/m, the imperfections of insulation,

such as cracks, voids, delamination, wrinkles

or damaged mica layers lead to electrical

treeing development and break down of

insulation. [7] The main causes of generator

failures are problems with stator windings,

rotor windings and bearings, thus, no precise

statistic is available due to sensitivity of

such information [8].

Thus, for other electrical equipment under

the scope broad statistics of incident causers

is available. Power transformer weakest spots

or elements are represented in F i g u r e 2 .

Usually, problems appear with online tap

changers, which are rare for step-up transformers.

Problems with windings appear due

to local short circuits or short circuits in the

grid, as well as lightning strikes. Bushing

problems also are common to all power transformers.

Other problems are mostly related

to the cooling system, wrong operation of

relay protection or failure of self-consumption.

Failure rate statistic on step-up power

transformers is presented in Ta b l e 1 .

Main circuit breakers cause very few problems

for power plants, but their failure can

Tab. 1. Step-up power transformer failure rate.

Highest

voltage, kV

cause long unavailability. [6][10] Usually

circuit breaker problem occurs when an operation

command is performed. In some

case circuit breakers locks and do not perform

task operation due to failure or blocking

within the circuit breaker control system,

such failure mode represents 25 % of

failures. Electrical problems are usually related

to breakdown to earth, breakdown

across the pole or inability to carry flowing

current. Problems with the mechanical part

are not very common. Even more rare is operation

without a command, in 5.4 % failure

case circuit breaker opens without command.

High voltage circuit breaker failure

modes are represented in F i g u r e 3 and

failure rate presented in Ta b l e 2 . [11]

2 Approach of incident

rate and unavailability

evaluation

< 200 200 to 300 300 to 500 500 to 700 >700

Major failures 20 43 89 9 4

Failure rate 0.0059 0.0093 0.0132 0.0049 0.0054

Tab. 2. The number of major failures per command per generatorccircuit breaker technology.

CB type Failure type Λcb

Air-blast

SF 6 with pneumaticoperating

mechanism

SF 6 with hydromechanical

spring

operating mechanism

An incident of a generator, step-up transformer

and generator circuit breaker leads

Major failure per 10 000 close commands 0.344

Major failure per 10 000 open commands 0.006

Total 0.350

Major failure per 10 000 close commands 0.032

Major failure per 10 000 open commands 0.028

Total 0.060

Major failure per 10 000 close commands 0.020

Major failure per 10 000 open commands 0.004

Total 0.024

to energy unavailability. For risk assessment

it is essential to know what effects the appearance

of incidents in main electrical

equipment of a power plant. In this research,

two criteria are used to prognose

the incident appearance, these are: the

number of operating hours and number of

start-ups.

Step-up transformer incidents are not affected

by the number of start-ups as well as

the number of operating hours, because

they are connected to the transmission grid

all year long, excluding the maintenance

shutdowns. Only incidents, reported for circuit

breakers appear during operation commands,

so incidents are dependent only on

the number of operations. Generator incident

rate depends on various factors, which

appear only during operation hours and are

enforced during transient regime. F i g -

u r e 4 shows that the generator incident

rate is not a regular function of operating

hours. The same is if the incident rate is presented

as function of start-up number. It is

Bushings

12 %

Other

12 %

Core

3 %

Tap

changer

41 %

Lose of

mechanic

integrity

8.10 %

Operation

without

command

5.60 %

Other

5.40 % Does not

close on

command

18.20 %

Electrical

breakdown

11.20 %

Leakage

13 %

Windings

19 %

Locking in

position

25.10 %

Does not

open on

command

16.40 %

Fig. 2. Power transformer subcomponent failures [9].

Fig. 3. High voltage circuit breaker major failure modes.

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 53


CHP electrical equipment incident rate analysis

Number of generator incidents

per unit per year

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0

0 2000 4000 6000 8000

Fig. 4. Number of generator system incident per year per unit relation to operating hours per year.

gen.h = ____ gen.h n

= __ s

t op ( top ) #(3)

because of the difference of generator constructions,

age and operating regimes represented

by statistics, incident rate of generators

in generally can be expressed as follows:

gen = f(t op ; n s ; c; y; t t …) (1)

where, gen – generator incident rate;

t op – operation time per year, h/year;

n s – number of starts per year, 1/year;

c – cooling method (direct or indirect);

y – insulation technology;

t t – total number of hours in operation, h;

and other factors.

As it is not possible to describe generator incident

rate from physical model or it is too

complicated to be applied in practice, the

empirical model can be used to evaluate relations

between different variables (startup

number and operating hours) to describe

incident rate probability. In this paper, least

square method and proposed approach

are used to find out empirical formula for

turbogenerator incident rate and unplanned

unavailability time. [12] Using

least square method incident rate would be

expressed as:

gen.l = 0 + 1 t op + 2 n s #(1)

where, gen.l – incident rate calculated by

least square method;

– unknown parameters of empirical model.

In case if least square method is used expression

below will be obtained:

gen.l =-1.92807+0.00029t op +

0.03266n s #(2)

Operation hours per year in h

In proposed approach for generators we propose

to get rid of the number of operating

hour or the number of starts, to get more

clear dependency of incident rate in one

of proposed variables. Used statistics clearly

defines average operated hours per year,

but the number of start-ups was evaluated

from several sources of information [13],

[14], so we choose to use operating time as

base for further calculation. Hourly incident

rate is:

incidents

Such expression also means that the number

of starts must be expressed as number of

starts per hour. This allows to get relation

between incident rate per hour and start-ups

per hour which is presented in F i g u r e 5

and seems to have linear relation. Due to

much lower operation hours and incident

rate, comparing to other technologies, open

cycle gas turbine power plant (OCGT) generators

statistics differs a lot from other used

Number of incidents

per hour per unit per year

data. After excluding OCGT data, a nonlinear

relation appears between the corresponding

parameters. For a better understanding

F i g u r e 6 shows lower part of

graph (marked by cloud at F i g u r e 5 )

where fossil fired and CCGT unit statistic appears.

[6]

Logarithmic expression could be used to express

relation between number of generator

system incident per hour per year per unit

relation to number of starts per hour per

unit per year. But obtained expression will

not stick with the existing points of the

graph. In case if incident rate is calculated

by least square method, obtained results

sticks well to used statistics. Thus, errors

could appear in some combination of operating

hours and number of start-ups per

year, incident rate could hit negative values

which is presented at F i g u r e 7 and is unacceptable.

To avoid such situations, all

data presented at F i g u r e 5 were divided

in parts which now can be expressed as linear

functions. For incident estimation perhour

per unit per year Ta b l e 3 should be

used.

After hourly generator incident rate is calculated

for prognosed regime (4), it should be

multiplied by prognosed operation hours

per year, this will lead to generator incidents

0.004

0.0035

0.003

0.0025

0.002

0.0015

0.001

0.0005

0

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3

Number of starts per hour per unit per year

Incidents per hour

Fig. 5. Number of generator system incident per hour per year per unit relation to number of

starts per hour per unit per year.

Number of incidents

per hour per unit per year

0.0002

0.00018

0.00016

0.00014

0.00012

0.0001

0.00008

0.00006

0.00004

0.00002

0

0 0.002 0.004 0.006 0.008 0.01 0.012 0.014 0.016

Number of starts per hour per unit per year

incidents per hour

Fig. 6. The number of generator system incident per hour per year per unit relation to number of

starts per hour per unit per year excluding OCGT and 200 to 600 MW generator data.

54 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


CHP electrical equipment incident rate analysis

Tab. 3. Equations for Incident Rate Estimation for Generators.

Generator incident rate

per unit per year λ gen

Number of starts per hour per

unit per year

per unit per year. Calculation is made using

(5) and Ta b l e 3 . The example result is provided

in Ta b l e 4 . It is clear, that the number

of star-ups affects incident rate immensely,

operating hours have much lower

impact on incident rate, at low start-up

number, increase of operating hour results

in a slight decrease of the incident rate.

Thus, at a moderate or a high number of

starts, the increase of operating hours will

lead to a higher incident rate of a generator.

gen.h.3 = 0.0058*

__ n s

top

– 0.00009#(4)

where, gen.h.3 – generator incident rate per

hour per unit per year calculated by equation

number 3 from Ta b l e 3 .

gen = gen.h * t op #(5)

where, gen – generator incident rate per

unit per year;

gen.h – generator incident rate per hour per

unit per year calculated by (4).

Estimation equation

Equation number

0.000741 to 0.004272 0.0264*n s.h - 0.000002 1

0.004272 to 0.014341 0.0066* n s.h + 0.00008 2

0.014341 to 0.570776 0.0058* n s.h + 0.00009 3

1.6

1.4

1.2

1

0.8

0.6

0.4

0.2

0

0

-0.2

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

-0.4

-0.6

Generator operating hours, t op , h

Proposed aproach Least squares

Incidents per year

Aproach simulated Least square simulated

Fig. 7. Comparison of prosed approach results and least square results for generator incident rate

estimation.

Tab. 4. Generator Incident estimation.

Prognosed

operating hours

per year

Prognosed

starts per year

Starts per hour

Equation

number

Incidents per

year

2000 10 0.005 2 0.226

2000 30 0.015 3 0.354

2000 100 0.05 3 0.760

3000 10 0.0033333 1 0.258

3000 30 0.01 2 0.438

3000 100 0.0333333 3 0.850

4000 10 0.0025 1 0.256

4000 30 0.0075 2 0.518

4000 100 0.025 3 0.940

Power transformer incident rate will be taken

from [9]. The number of power transformers

in one power plant unit must be

observed as well as the transformer highest

rated operating voltage, because incident

rate statistics is provided for different voltage

levels. For circuit breakers, data from

[11] will be used. To evaluate circuit breaker

incident rate per unit per year a number and

type of circuit breakers must be observed.

Total power plant unit main electrical

equipment incident rate is calculated as

follows:

el.t = gen + t + cb = gen.h *t op +

∑ n

t.v + n* ∑ n

i=1

i=1

cb.t #(6)

where, el.t – main electrical equipment total

incident rate per unit per year;

gen – generator incident rate per unit per

year calculated by (5);

t – step-up power transformer incident rate

per unit per year;

cb – generator circuit breaker incident rate

per unit per year;

n – total amount per power plant unit;

t.v – step-up transformers incident rate according

to voltage level of step-up transformer;

cb.t – generator circuit breaker incident rate

according to circuit breaker technology.

Total main electrical system incident rate

calculation results are shown in Ta b l e 5 ,

for CHP in Baltic state it is common to use

110 kV and 330 kV step-up transformers for

one power plant unit, for circuit breaker SF 6

with hydro-mechanical spring operating

mechanism technology was chosen.

Step-up transformer caused power plant

unit unavailability percentage is reported in

wide range even for VGB power plants, its

value varies in 0.02-0.12 % range of total

hours per year. For generators unavailability

indicator lies in 0.12-1.29 % range of total

hours per year. For generator incident

caused unavailability percentage estimation,

the same approach will be used

that was used for generator incident rate

estimation.

k un.h = ___ k un

t op

Tab. 5. Power plant unit main electrical equipment incident estimation.

Prognosed

operating

hours per year

Prognosed

starts per

year

= f

__ n

(

s

top ) #(7)

where, k un.h – hourly energy unavailability

percent per unit per year, %.

λ gen λ t.110 λ t.330 λ cb λ el.t

2000 10 0.226 0.0059 0.0132 0.0000048 0.2451

2000 30 0.354 0.0059 0.0132 0.0000048 0.3731

2000 100 0.760 0.0059 0.0132 0.0000048 0.7791

3000 10 0.258 0.0059 0.0132 0.0000048 0.2771

3000 30 0.438 0.0059 0.0132 0.0000048 0.4571

3000 100 0.850 0.0059 0.0132 0.0000048 0.8691

4000 10 0.256 0.0059 0.0132 0.0000048 0.2751

4000 30 0.518 0.0059 0.0132 0.0000048 0.5371

4000 100 0.940 0.0059 0.0132 0.0000048 0.9591

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 55


CHP electrical equipment incident rate analysis

Tab. 6. Equations for unavailability estimation for generators.

Number of starts per hour

per unit per year

Obtained equations are presented in Ta -

b l e 6 , equation (5) must be used to get

from hourly unavailability percentage to

yearly. The next step is calculation of unavailable

or unproduced energy due to estimated

incident rate. This is done using (8).

The loss of a generator, a transformer or

generator circuit breaker leads to the loss

of full power, so outage hours caused by incidents

in main electricity system of power

plant can be calculated, the results are

represented in Ta b l e 7. Unavailability

caused by circuit breakers is less than 0.01 %

of unavailability caused by generators

and power transformers, and is not represented.

W un.e = k un.e *P N *t N #(8)

where, W un.e – estimated unavailable energy

per unit per year due to generator incidents,

MWh;

k un.e – estimated incident caused energy

unavailability percent, %;

P N – power plant nominal power, MW;

t N – calendar time, h. [6]

Literature analysis shows that the number of

major incidents, leading to generator or

power transformer overhaul, is negligible,

thus when such incidents appear, costs and

unavailability time of power plant unit become

extremely significant.

3 Impact on power plant

operation costs

Incidents of electrical equipment and caused

unavailability leads to economical loss for

power plant and impacts total operation

costs. Costs of unplanned unavailability

could be divided in two groups, first – additional

maintenance and repair costs; second

– loss of income due to incident. It could be

expressed as follows:

Unavailability % estimation

equation

Equation number

0.000741 to 0.004272 0.0148* n s.h + 0.000007 1

0.004272 to 0.014341 0.0133* n s.h + 0.00001 2

0.014341 to 0.570776 0.0204* n s.h - 0.00009 3

Tab. 7. Equations for unavailability estimation for generators.

λ el.t

k un generator,

%

k un

transformers, %

k un total, %

Unavailability

hours, t un

0.245105 0.153 0.12 0.273 23.92

0.373105 0.432 0.12 0.552 48.36

0.779105 1.86 0.12 1.98 173.45

0.277105 0.169 0.12 0.289 25.32

0.457105 0.429 0.12 0.549 48.09

0.869105 1.77 0.12 1.89 165.56

0.275105 0.176 0.12 0.296 25.93

0.537105 0.439 0.12 0.559 48.97

0.959105 1.68 0.12 1.8 157.68

C un = el.t * (C mr + C s ) + t un * P CHP *

(C el + C bal ) (9)

where, C un – unavailability costs, EUR;

C mr – maintenance and repair costs due to

incident in main electrical system.

EUR/cycle;

C s – power plant start-up costs, EUR/cycle;

t un – unplanned unavailability per year, h;

P CHP – power plant installed active power,

MW;

C el – costs of loss due to undelivered electricity,

EUR/h;

C ser – costs of loss due to undelivered services,

EUR/h;

C bal – balancing costs, EUR/h.

dent costs were reported as high as 140,794

EUR, but [16] reported only 23,500 EUR

per incident. Costs of balancing energy in

2018 in Latvia were 59.27 EUR/MWh and

electricity market price were 49.90 EUR/

MWh.

Using data from Ta b l e 5 and Ta b l e 7 calculations

of (9) basing on data from [15]

were made to show possible financial impact

of unplanned incidents in main electrical

equipment on 400 MW combined heat

and power plant. Results are presented in

Table 8.

4 Conclusion

To make approach of incident rate and unavailability

evaluation, numerous statistics

were analyzed. Available statistics for generator

system represent only incidents

and caused unavailability data, thus do

not provide data on major incidents. For

power transformers, more incident data is

available, but there is almost no statistics

for caused outage. Generator circuit breaker

incident markers are so low, that caused

unavailability was not considered in final

calculations. Obtained empirical equations

for incident rate of generator and caused

unavailability time evaluation were presented.

Expressions considers the number of operated

hours per year and number of starts

per year for CHP. Also, data for power transformer

and circuit breaker incident rate

evaluation is presented.

The increase of number of start-ups leads

to the increase of incident rate and unavailability

time. In some cases, the increase of

operating hours at same start-up level

can lead even to lower incident rate and

unavailability percentage. Also, economical

effect of incident rate and unavailability

hours were studied. Such approach is in-

Tab. 8. Financial loss due to CHP main electrical equipment incident and unavailability.

Prognosed

operating hours

per year, h

Prognosed

starts per year

λ el.t

Unavailability

hours, tun

Yearly loss, EUR

2000 10 0.24511 21.4712 1,236,334

2000 30 0.37311 32.6840 2,362,840

2000 100 0.77911 68.2496 8,013,303

3000 10 0.27711 24.2744 1,312,350

3000 30 0.45711 40.0424 2,390,242

3000 100 0.86911 76.1336 7,710,680

4000 10 0.27511 24.0992 1,338,201

4000 30 0.53711 47.0504 2,465,522

4000 100 0.95911 84.0176 7,408,056

Mentioned costs can vary in wide range due

to region, type of power plant, legislation

and other factors. Any of mentioned costs

are not often reported, because it is sensitive

information for electricity generators

and manufacturers of generators and power

transformers. In [15] generators inci-

dicative and should help in risk assessment.

As a result, proper operating regimes

could be selected as well as the

best investment strategy (improved monitoring

and/or upgrades) could be chosen

based on the foreseen CHP operation regimes.

56 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


CHP electrical equipment incident rate analysis

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Agan, D.D. Hilleman, Power plant cycling

costs, Intertek APTECH, www.intertek.

com/aptech.

l

VGB-Standard

Monitoring, limiting and protection devices

on steam turbine plants

(Formerly VGB-R 103e)

VGB-S-103-00-2020-02-EN (VGB-S-103-00-2020-02-DE, German edition)

DIN A4, Print/eBook, 84 Pages, Price for VGB-Members € 180.–, Non-Members € 270.–, + Shipping & VAT

This standard is addressed to manufacturers, service providers and operators of steam turbine plants

and is intended in particular to assist operators in equipping their steam turbine plants.

The safe operation of steam turbines makes great demands on monitoring, limiting and protection

devices.

In order to keep pace with the rapid development in this field, the Technical Guideline “Monitoring,

Safety and Protective Equipment on Steam Turbine Plants” issued by the VDEW in 1967 was last revised

in 1998 by the VGB Working Group “Turbine Operation” in the Technical Committee “Steam Turbines

and Steam Turbine Operation”.

VGB-Standard

Monitoring, limiting

and protection devices

on steam turbine systems

(formerly VGB-R 103e)

VGB-S-103-00-2020-02-EN

After many years of good experience with the application of this VGB Guideline, a revision of the

Guideline became necessary with the transfer of the Guideline into VGB-Standard VGB-S-103, especially

due to the changes in the design of monitoring, safety and protection equipment caused by digitalisation. It should be considered

on a case-by-case basis whether this guideline is to be applied in a meaningful way for older steam turbine plants. It therefore also

contains information on retrofitting

options.

Each turbine plant shall be equipped with monitoring, limiting and protection devices that allow a safe assessment of the condition

of the steam turbine plant at any time or detect and eliminate unacceptable operating conditions or shut down the corresponding

plant components in case of danger.

In an effort to operate turbine plants optimally and to protect them from disturbances, operational failures and damage, the operator

of steam turbine plants shall decide for himself to what extent the standard monitoring, safety and control equipment provided

meets his operational requirements. When equipping the turbine plant with I&C equipment, however, one should consider to what

extent the operating personnel can be relieved or even completely replaced in order to eliminate human inadequacies in the operation,

monitoring or securing of the steam turbine plant.

In this VGB-Standard, the definitions and general aspects of monitoring, limiting and protection devices are dealt with in an introductory

section. Criteria groups and error possibilities, measures to limit the error possibilities and designs of redundant systems are

specified. The further enumerations then explain the tasks to be performed by the various bodies.

The requirements of VDMA 4315 (application of the principles of functional safety) and a life cycle record (functional safety) and

scope of testing of the protective circuits were also considered and taken into account.

Finally, overview tables show the purpose, measuring location, type of task and the inspection intervals of the individual facilities.

* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB. www.vgb.org/vgbvs4om

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 57


Erste Betriebserfahrungen

mit der

BigBattery Lausitz

Gunnar Löhning, Florian Wenzel, Andreas Kleitz,

Oliver Stenzel und Thomas Hörtinger

Abstract

First operating experience with the

BigBattery Lausitz

Lausitz Energie Kraftwerke AG (LEAG) is developing

new business areas and has built a

battery storage facility with a storage capacity

of around 54 megawatt hours (MWh) at its

Schwarze Pumpe site. The “BigBattery Lausitz”

project combines modern power plant infrastructures

with storage technology on a new

scale and is so far unique in Europe in this constellation.

The storage unit, which is based on lithiumion

technology, enables further flexibilisation

of power generation at the Schwarze Pumpe

site. By providing control power, it contributes

to increasing the robustness of the transmission

grid against frequency fluctuations and

Die LEAG errichtete am Kraftwerks- und Industriestandort

Schwarze Pumpe einen Batteriespeicher

mit einer nutzbaren Speicherkapazität

von ca. 54 Megawattstunden

(MWh) und einer präqualifizierbaren Regelleistung

von mehr als 50 Megawatt (MW).

Die Investitionsentscheidung für das Projekt

wurde im Dezember 2018 getroffen. Nach

dem Projektstart im Januar 2019 mussten

zunächst die erforderlichen Genehmigungen

für das Projekt eingeholt werden. Die

Errichtung der Anlage begann im Sommer

2019 und wurde im Sommer 2020 abgethus

supports the system integration of renewable

energies.

The following article first explains the technical

concept of the battery storage system. It

then presents initial operating experience with

the BigBattery Lausitz and approaches for

further optimisation. l

Die Lausitz Energie Kraftwerke AG (LEAG) erschließt

neue Geschäftsfelder und errichtete

am Standort Schwarze Pumpe einen Batteriespeicher

mit einer Speicherkapazität von ca.

54 Megawattstunden (MWh). Das Projekt

„BigBattery Lausitz“ kombiniert moderne

Kraftwerksinfrastrukturen mit Speichertechnologie

in neuer Größenordnung und ist in

dieser Konstellation bislang einzigartig in Europa.

Der auf der Lithium-Ionen-Technologie basierende

Speicher ermöglicht eine weitere Flexibilisierung

der Stromerzeugung am Standort

Schwarze Pumpe. Durch die Bereitstellung

von Regelleistung trägt er dazu bei, die Robustheit

des Übertragungsnetzes gegen Frequenzschwankungen

zu erhöhen und unterstützt

so die Systemintegration der erneuerbaren

Energien.

Der nachfolgende Beitrag erläutert zunächst

die technische Konzeption des Batteriespeichers.

Anschließend werden erste Betriebserfahrungen

mit der BigBattery Lausitz und

Ansätze zur weiteren Optimierung vorgestellt.

1 Einführung

Autoren

Gunnar Löhning

Florian Wenzel

Andreas Kleitz

Oliver Stenzel

Thomas Hörtinger

Lausitz Energie Kraftwerke AG

Vortrag gehalten auf dem

53. Kraftwerkstechnischen

Kolloquium, Dresden,

5. und 6. Oktober 2021.

Mit freundlicher Genehmigung

der Veranstalter.

Bild 1. Kraftwerk Schwarze Pumpe mit der BigBattery Lausitz

58 | vgbe energy journal


UR 13

BC 13

62 m

Erste Betriebserfahrungen mit der BigBattery Lausitz

schlossen. Nach einer durch Pandemiebedingungen

erschwerten mehrmonatigen Inbetriebsetzungsphase

und dem erfolgreich

absolvierten Erprobungsbetrieb nahm der

Batteriespeicher am 30.12.2020 den kommerziellen

Dauerbetrieb auf.

Von Anfang an bestand die Grundidee des

Projektes „BigBattery Lausitz“ darin, statt

der bislang im Übertragungsnetz üblichen

Einzelspeicher einen Batteriespeicher vollständig

in einen bestehenden Kraftwerksstandort

zu integrieren (B i l d 1 ). Der

Standort Schwarze Pumpe wurde gewählt,

weil hier neben einem modernen Kraftwerk

mit Anschluss an das 380-kV-Übertragungsnetz

auch eine Anbindung an das interne

110-kV-Eigenversorgungsnetz der LEAG sowie

die unmittelbare Nachbarschaft zum

Industriepark Schwarze Pumpe gegeben

sind. Der Batteriespeicher ist damit strategisch

günstig gelegen, um neben der Erbringung

von Systemdienstleistungen zukünftig

weitere Geschäftsfelder zu entwickeln.

Die BigBattery Lausitz kann elektrische

Energie aus den benachbarten Kraftwerksblöcken

und aus dem Übertragungsnetz

speichern und bei Bedarf wieder zurückspeisen.

Das Be- und Entladen orientiert

sich dabei an den Bedingungen im Stromnetz

sowie an den Strommärkten. Durch

eine Kombination vorhandener moderner

Kraftwerksinfrastrukturen mit der Lithium-

Ionen-Speichertechnologie entsteht ein virtuelles

Kraftwerk, das verschiedene Systemdienstleistungen

erbringen kann. Es trägt

dazu bei, die Stromerzeugung am Standort

Schwarze Pumpe weiter zu flexibilisieren

und die Frequenz im Übertragungsnetz zu

stabilisieren.

Die elektrischen Energieversorgungssysteme

sind aktuell geprägt durch einen kontinuierlichen

Zubau von Windkraft- und Photovoltaikanlagen

mit schwankender Einspeiseleistung

und die Stilllegung regelfähiger

thermischer Kraftwerke, welche

durch die synchron mit der Netzfrequenz

EBT 03

110 kV

NLS

Block A

MT

27 kV

GLS

Höchstspannungsnetz

380 kV 380 kV

G

EBT 02 EBT 02

EBT 01 EBT 01

110-kV-GIS

NLS

Block B

MT

GLS

G

27 kV

EBT 03

Laden / Entladen

110-kV-

Kabel

FL

MS-SA NS-SA

BT

BC 01

BC 02

UR 01

UR 02

UR 03

UR 04

BC 03

BC 04

laufenden Schwungmassen der Turbosätze

frequenzstützend wirken. Speichertechnologien

und innovative Konzepte zur Erbringung

von Systemdienstleistungen werden

daher immer wichtiger für die Gewährleistung

der Versorgungssicherheit. Die BigBattery

Lausitz leistet somit auch einen Beitrag

für die Systemintegration der erneuerbaren

Energien.

Der Generalauftragnehmer für die Errichtung

des Batteriespeichers war die Firma

EGEM s.r.o. (Tschechien), die mit einer Reihe

regionaler Unternehmen zusammenarbeitete.

Das Projekt wurde durch das Land

Brandenburg im Rahmen des Förderprogramms

RENplus 2014 – 2020 gefördert.

2 Technische Konzeption

des Speichers

110 m

Zufahrt Zufahrt Zufahrt Zufahrt

Bild 2. Schematischer Anordnungsplan des Batteriespeichers: Batteriecontainer BC 01 – BC 13,

Umrichterstationen UR 01 – UR 13, Mittelspannungs-Schaltanlage MS-SA, Niederspannungs-Schaltanlage

NS-SA, Blocktransformator BT, Feuerlöschcontainer FL und 110-kV-

Netzanbindung. Die Batteriecontainer sind untereinander und von den Umrichterstationen

durch Brandwände getrennt.

Das Batteriespeichersystem wurde westlich

des Blockes B in den Kraftwerksstandort

Schwarze Pumpe integriert, wobei die gewählte

technische Konzeption eine Fläche

BigBattery Lausitz

BT EBT 01 EBT 02

400 V

10-kV-SAS KSP

(Noteinspeisung)

HKL, Beleuchtung, sichere Schiene, LT, ...

Bild 3. Übersichtsschema zur Anbindung des Batteriespeichers (rot) an das Kraftwerk Schwarze

Pumpe und das 380-kV-Höchstspannungsnetz der 50Hertz Transmission GmbH.

UR

01

20 kV

BC 01

UR

02

BC 02

UR

13

BC 13

BC 05

BC 06

UR 05

UR 06

UR 07

UR 08

BC 07

BC 08

BC 09

BC 10

UR 09

UR 10

UR 11

UR 12

BC 11

BC 12

von 110 mal 62 Metern erforderte (B i l d 1

und B i l d 2 ). Es wurden 13 Batteriecontainer

mit Lithium-Ionen-Akkumulatoren installiert,

denen jeweils eine Umrichterstation

zugeordnet ist. Jede Umrichterstation besteht

aus zwei Umrichtern und einem gemeinsamen

Vierwicklungs-Umrichtertransformator.

Über die Umrichterstationen erfolgt

die Umsetzung von der Gleichspannung

der Batterien auf die speicherinterne

Wechselspannung von 20 kV. Damit ergeben

sich 13 Speicherstränge, die über eine 20-kV-

Schaltanlage zusammengeschaltet sind.

Aufgrund der Nennscheinleistung der Big-

Battery Lausitz von 70 MVA (technische Daten

vgl. Ta b e l l e 1 ) wurde kein separater

Netzanschluss an das 380-kV-Übertragungsnetz

beantragt. Stattdessen wird der vorhandene

Netzanschluss der Kraftwerksblöcke

Schwarze Pumpe A/B genutzt, was der vorgesehenen

Verknüpfung zu einem virtuellen

Kraftwerk entgegenkommt. Der 110/20-kV-

Blocktransformator des Batteriespeichers

setzt hierzu zunächst die speicherinterne

Mittelspannung von 20 kV auf 110 kV um.

Über drei erdverlegte einphasige 110-kV-Kabel

erfolgt der Anschluss des Speichers an

die gasisolierte 110-kV-Schaltanlage (GIS)

des Kraftwerkes Schwarze Pumpe. Der Netzanschluss

an das Höchstspannungsnetz ist

über zwei weitere Transformatoren und die

Generatorausleitung der Blöcke Schwarze

Pumpe A bzw. B gegeben (B i l d 3 ).

Die elektrische Eigenversorgung des Speichers

für Klimatisierung, Schutz- und Leitsystem,

Brandmelder usw. erfolgt im Normalbetrieb

über einen an die 20-kV-Schaltanlage

angeschlossenen 20/0,4-kV-Eigenbedarfstransformator

und eine 400-V-

Schaltanlage. Für den Fall einer Revision

oder einer längerfristigen Störung der

110-kV-Netzanbindung ist über einen zweiten

10/0,4-kV-Eigenbedarfstransformator

eine Notversorgung aus einer 10-kV-Schaltanlage

des Kraftwerks gewährleistet.

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 59


MMS

BigBattery

Erste Betriebserfahrungen mit der BigBattery Lausitz

Aus Brandschutzgründen werden die Batteriecontainer

untereinander bzw. von den

benachbarten Umrichterstationen durch

Brandwände getrennt. Das gesamte Gelände

der BigBattery Lausitz wurde mit einem

Zaun umgeben, da es als abgeschlossener

elektrischer Betriebsbereich eingestuft

wird. Ein internes Straßennetz dient der Zugänglichkeit

für die Feuerwehr bzw. für

Transporte bei einem eventuellen Komponententausch.

Neben der Noteinspeisung zur Besicherung

des Eigenbedarfs und der gemeinsamen

Nutzung der elektrischen Energieableitung

ergeben sich durch das integrierte Speicherkonzept

eine Reihe weiterer Schnittstellen

zur bestehenden Kraftwerksanlage, die vorteilhaft

genutzt werden können:

––

Einbindung der Brandmelder der BigBattery

Lausitz sowie der Hermetikschutzrelais

der ölisolierten Umrichtertransformatoren

in die Brandmeldeanlage des Kraftwerks

und Aufschaltung der Signale auf

die Leitwarte der Werkfeuerwehr,

––

Versorgung der Sprühlöschanlage des ölisolierten

Blocktransformators durch das

Löschwassernetz des Standortes,

––

Anbindung des Blocktransformator-Fundaments

mit Ölabscheider an das vorhandene

Abwassernetz des Kraftwerkes,

––

Anbindung an das Erdungssystem der Bestandsanlage,

––

Erweiterung der vorhandenen Straßenbeleuchtung

für das Speichergelände,

––

Zufahrt zum Speicher über Kraftwerksstraßen,

––

Anbindung des Batteriespeichers an die

Hauptleittechnik (HLT) des Kraftwerks

für das Bedienen und Beobachten von der

Zentralwarte des Standortes.

Ein vom Batterielieferanten LG Chem mitgeliefertes

Batteriemanagementsystem (BMS)

übernimmt die Steuerung und Überwachung

der einzelnen Batteriemodule. Die

Leistungsflüsse beim Laden bzw. Entladen

des Speichers werden durch einen zentralen

Anlagenregler über die Umrichterstationen

gesteuert (Energiemanagementsystem -

EMS). Für die Ankopplung an die Kraftwerksleittechnik

besitzt der Speicher eine

interne, den genannten Systemen überlagerte

Leittechnik. Diese fasst die Datenströme

der unterlagerten Ebenen zusammen

und übergibt eine ausgewählte Signalmenge

an die Hauptleittechnik. Obwohl der

Speicher im Normalbetrieb durch das Personal

der Kraftwerksleitwarte überwacht

wird, ist eine Vor-Ort-Bedienung – z.B. für

den Schwarzfall des gesamten Standortes

oder für Sonderbetriebszustände – über das

interne Leitsystem möglich.

Tab. 1. Technische Daten des Batteriespeichers.

Parameter

Nutzbare Speicherkapazität am Netzanschlusspunkt

Scheinleistung am Netzanschlusspunkt

Wirkleistung am Netzanschlusspunkt

Präqualifizierbare Primärregelleistung (PRL)

Der Batteriespeicher befindet sich seit dem

30.12.2020 im kommerziellen Dauerbetrieb.

Aktuell wird der Speicher vorrangig

für die Bereitstellung von Primär- und Sekundärregelleistung

für den Übertragungsnetzbetreiber

sowie zur Reduzierung von

Bilanzkreisabweichungen genutzt. Der Einsatz

des Speichers wird dabei in erster Linie

vom Strommarkt und den Verhältnissen im

Übertragungsnetz bestimmt.

Die Erbringung von Systemdienstleistungen

erfolgt anhand von Vorgabewerten der

Kraftwerkseinsatzplanung und der Vermarktung.

Diese werden vom zentralen Management

für Systemdienstleistungen (MMS) der

LEAG über die Hauptleittechnik des Kraftwerkes

Schwarze Pumpe an den Speicher

übergeben. Statusmeldungen des Batteriespeichers

(Verfügbarkeit, Betriebsart, Ladezustand

usw.) werden ebenfalls über die

Hauptleittechnik an das MMS übermittelt.

Das Kraftwerkspersonal auf der Zentralwarte

überwacht neben dem Kraftwerksprozess

auch das Systemverhalten der BigBattery

Lausitz sowie den Status der Verbindungen

zum MMS und zum Speicher (B i l d 4 ).

Der Verbund von MMS-System, Kraftwerksleittechnik

und der internen Leittechnik des

Wert

ca. 54 MWh

70 MVA

66 MW

≥ 50 MW

Zykluswirkungsgrad ca. 85 %

Batterietyp

Netzanschlusspunkt

Flächenbedarf

Lithium-Ionen-Akkumulatoren

110-kV-GIS des KW Schwarze Pumpe

110 x 62 m

Batteriespeichers mit den unterlagerten

Ebenen (EMS, BMS) erwies sich insbesondere

in der Inbetriebsetzung als eine echte

Herausforderung. Mittlerweile ist der Signalaustausch

optimiert und das Betriebsverhalten

des Speichers insgesamt stabil und

unauffällig. Seit Beginn des Dauerbetriebs

wurden lediglich sporadische Kommunikationsprobleme

und eine geringe Anzahl an

Warn- und Störmeldungen von Einzelkomponenten

beobachtet.

Die ersten Monate des Dauerbetriebs der

BigBattery waren geprägt durch das Sammeln

von Erfahrungen bei Betrieb, Vermarktung

und Vor-Ort-Inspektionen. Neben dem

Kennenlernen des Speicherverhaltens beim

Erbringen von Systemdienstleistungen

stand insbesondere auch die Feinabstimmung

der Prozesse bei Vermarktung und

Nachlademanagement für unterschiedliche

Einsatzszenarien im Vordergrund.

Bei reiner PRL-Bereitstellung sollte der Ladezustand

etwa bei 50 % liegen, damit bei

kritischen Situationen im Übertragungsnetz

eine Vollaktivierung der Primärregelleistung

für mindestens 15 Minuten in positive

3 Erste Betriebserfahrungen

3.1 Betrieb des Batteriespeichers

im Übertragungsnetz

Bild 4. Das Anlagenbild MMS-Betrieb BigBattery in der Hauptleittechnik des Kraftwerks Schwarze

Pumpe vermittelt einen Überblick über den Systemzustand des Batteriespeichers und den

Status der Kommunikationsverbindungen.

60 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


Erste Betriebserfahrungen mit der BigBattery Lausitz

oder negative Richtung möglich ist. Im Normalfall

muss der Speicher jedoch nur kleine

Schwankungen der Netzfrequenz ausgleichen,

so dass das der Ladezustand kurzfristig

nur kleine Abweichungen nach oben

oder unten ausweist. Bei längerer PRL-Erbringung

bzw. wenn durch den Speicher

Sekundärregelleistung bereitgestellt wird,

können sich je nach Abforderung größere

Änderung des Ladezustandes ergeben. Hier

ist dann eine Anpassung des Arbeitspunktes

durch gezieltes Laden bzw. Entladen erforderlich.

Aus den Betriebserfahrungen abgeleitete

technische Anpassungsmaßnahmen wurden

durch die Errichterfirma EGEM, die gleichzeitig

als Servicepartner für den Gewährleistungszeitraum

gebunden wurde, in Abstimmung

mit dem Betreiber umgesetzt.

Hierbei konnte in vielen Fällen das Prozessdatennetz

(PDN) der LEAG genutzt werden,

das einen Fernzugriff auf den Batteriespeicher

mittels Authentifizierung und verschlüsseltem

Datenverkehr ermöglicht.

Schwerpunktthemen der kommenden Monate

sind der Einfluss der Betriebsweise auf

die äquivalenten Ladezyklen und den Systemzustand

(State of Health – SoH) sowie

die Analyse weiterer Einsatzfelder.

3.2 Anforderungen an das

Betriebspersonal

Die Betriebs- und Fachingenieure des Kraftwerks

waren von Beginn an Teil des Projektteams.

Für das Schichtpersonal wurden im

Juni 2020 Schulungen durchgeführt. Die

Inbetriebsetzungsphase wurde bereits

durch das spätere Betriebspersonal begleitet

und für die individuelle Einarbeitung

genutzt.

Neben Bedienung und Überwachung des

Batteriespeichers von der Zentralwarte wird

der Anlagenzustand durch das Betriebspersonal

auch durch Kontrollgänge und Nutzung

verschiedener Vor-Ort-Systeme überwacht.

Durch den Betreiber wurde hierfür

auf Grundlage der Risikobeurteilung

der Errichterfirma EGEM eine Gefährdungsbeurteilung

für Betrieb und Inspektion der

Anlage erstellt. Auch die Kontrollgangsordnung

des Kraftwerkes wurde angepasst

und um den Bereich der BigBattery erweitert.

Das gesamte Gelände des Batteriespeichers

wurde als abgeschlossener elektrischer

Betriebsraum ausgewiesen, zu dem

nur elektrotechnisch unterwiesenes Fachpersonal

Zutritt hat. Überdies ergeben

sich erhöhte Anforderungen für den Personenschutz

aufgrund der Gefahr von Störlichtbögen.

Grundsätzlich sind Schaltanlagen und Umrichter

in LEAG-Kraftwerken möglichst störlichtbogensicher

auszuführen. Die Störlichtbogensicherheit

ist mit einer Typprüfung

gemäß DIN EN 61439-2 Beiblatt 1 [2] für

NS-Schaltgerätekombinationen bzw. IEC

62271-200 [3] für HS-Schaltgeräte und

Bild 5. Übersicht der Störlichtbogen-Gefährdungsbereiche (rot hinterlegt). Der Ausschnitt oben

links zeigt die Reduzierung der Gefährdungsbereiche bei einer (partiellen) Freischaltung

von Umrichterstationen.

-Schaltanlagen nachzuweisen. Ist eine Störlichtbogensicherheit

nicht gewährleistet, so

sind die Anlagen in einem störlichtbogenfest

und druckstoßfest geschotteten Raum aufzustellen.

Auch die BigBattery Lausitz wurde hinsichtlich

einer Störlichtbogengefährdung bewertet.

Für die MS- und NS-Schaltanlage des

Batteriespeichers liegen entsprechende Typprüfungen

vor. Für die leistungsstarken Umrichter

ist im Falle eines elektrischen Fehlers

insbesondere durch die angeschlossenen

Batterien mit sehr hohen anlagenspezifischen

Kurzschlussströmen zu rechnen, die

durch übliche Schaltanlagen-Einhausungen

nicht beherrschbar sind. Ebenso kann

eine Störlichtbogengefährdung innerhalb

der Batteriecontainer konstruktionsbedingt

nicht ausgeschlossen werden, da die

Batteriemodule in offenen Racks installiert

sind. Mit einer Personengefährdung

durch austretendes Plasma und Druckwellen

ist ebenfalls in den Türbereichen der Batteriecontainer,

nahe der Druckentlastungsöffnung

der MS-Schaltanlage sowie im Bereich

von Türen und Druckentlastungsöffnungen

der EB-Transformatorboxen zu

rechen.

Durch die Errichterfirma EGEM wurde eine

Übersicht der Störlichtbogen-Gefährdungsbereiche

erstellt (B i l d 5 ). Diese Bereiche

sind im Betrieb nur kurzzeitig zu begehen,

Arbeiten oder ein längerer Aufenthalt

in den markierten Bereichen sind durch

die LEAG nicht freigegeben. Für Inspektionen

oder Wartungsmaßnahmen sind die

Anlagenbereiche freizuschalten, wobei

ein Freischalten einzelner Batteriecontainer

oder Umrichterstationen ohne Einschränkung

der Anlagenverfügbarkeit möglich

ist.

Seit Beginn des kommerziellen Betriebes

wird eine wöchentliche Inspektion zur

Überwachung der Anlage und zum Erkennen

von Optimierungsbedarf durchgeführt.

Da die wöchentlichen Kontrollen einen hohen

Aufwand darstellen, wird anhand der

gesammelten Betriebserfahrung eine Bewertung

und Anpassung der Umfänge und

Kontrollintervalle erfolgen.

3.3 Erweiterung zum virtuellen

Kraftwerk und weitere

Optimierungsansätze

Der Batteriespeicher hat in einem ersten

Schritt als Einzelanlage das Präqualifikationsverfahren

zur Erbringung von Regelreserve

durchlaufen [4]. Nach erfolgreicher

Präqualifikation kann er damit als separate

Reserveeinheit parallel zu den Kraftwerksblöcken

Schwarze Pumpe A und B Systemdienstleistungen

erbringen. Im Sinne einer

weiteren Optimierung werden derzeit die

technischen und regulatorischen Randbedingungen

für eine Erhöhung der präqualifizierbaren

Leistung analysiert.

Durch die Anbindung des Batteriespeichers

an die Hauptleittechnik des Kraftwerks

Schwarze Pumpe und das MMS-System

der LEAG wurden die Voraussetzungen geschaffen,

die Blöcke A und B des Bestandskraftwerks

mit dem Batteriespeicher zu einem

virtuellen Kraftwerk zu vernetzen. Die

Zusammenführung zu einem virtuellen

Kraftwerk verfolgt mehrere Zielstellungen:

––

optimierte Erbringung von Primärregel-,

Sekundärregel- und Minutenreserveleistung

durch technologiespezifische Sollwertvorgaben

aus dem Kraftwerksmanagementsystem,

––

erhöhte Flexibilität bei gleichzeitiger anlagenschonender

Fahrweise (weniger

Verschleiß und längere Lebensdauer),

––

weniger Ungleichgewicht des Bilanzkreises.

In der praktischen Umsetzung kann der Batteriespeicher

so beispielsweise häufig auftretende

kleine Frequenzabweichungen aus-

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 61


Erste Betriebserfahrungen mit der BigBattery Lausitz

regeln, während das Kraftwerk bei länger

andauernden größeren Leistungsabforderungen

übernimmt.

Das Ziel der LEAG ist es, aus den Erfahrungen

des Speichermanagements zukünftig

weitere Anwendungsfälle für die Erhöhung

der Versorgungssicherheit zu entwickeln.

Denkbar wären hier unter anderem die folgenden

Einsatzfälle für den Fall einer Großstörung

im Übertragungsnetz:

––

Sicherung der Wiederanfahrfähigkeit

des Kraftwerks Schwarze Pumpe: Bei

Stillstand des Kraftwerks wird die elektrische

Eigenbedarfsversorgung der Anlage

über das Übertragungs- oder Verteilnetz

sichergestellt. Im Falle einer Großstörung

fällt diese Versorgung schlagartig aus und

es steht nur noch die Batterieanlage des

Kraftwerks als zeitlich sehr begrenzte

Notstromversorgung zur Verfügung. Für

ein Wiederanfahren muss die elektrische

Anfahrleistung aus dem Netz bereitgestellt

werden. Sind die Reserven des Notstromsystems

vor einer externen Spannungszuschaltung

aufgebraucht, ist ein

schnelles Wiederanfahren des Kraftwerks

nicht mehr möglich. Die Anlage steht

dann für den Versorgungswiederaufbau

nicht zur Verfügung. Hier kann die Big-

Battery Lausitz als externe Notstromversorgung

die Wiederanfahrfähigkeit deutlich

länger erhalten.

––

Versorgung kritischer industrieller Verbraucher:

Der Batteriespeicher kann im

Fall einer Großstörung wichtige industrielle

Verbraucher am Standort (z.B. Wasserversorgung,

Brikettfabrik) zumindest

kurzzeitig versorgen und so Schäden an

den Anlagen durch ein unkontrolliertes

Abfahren vermeiden. Die Sicherstellung

der Wasserversorgung ist ebenso eine Voraussetzung

für einen Beitrag des Kraftwerks

zum Netzwiederaufbau.

––

Schwarzstartfähigkeit des Kraftwerks

Schwarze Pumpe: Thermische Großkraftwerke

sind in der Regel nicht

schwarzstartfähig, können also nicht unabhängig

vom Netz anfahren. Die

Schwarzstartfähigkeit des Kraftwerks

Schwarze Pumpe könnte durch die Installation

einer schwarzstartfähigen Gasturbine

mit ausreichender Leistung zur

Beherrschung der Stoßlasten der elektrischen

Großaggregate (Saugzüge, E-

Speisepumpen) erreicht werden. Das Anfahren

der Gasturbine könnte hierbei über

die BigBattery Lausitz erfolgen.

––

Bereitstellung oder Bezug von Wirk- und

Blindleistung im Rahmen des Netzwiederaufbaus:

Beim Netzwiederaufbau

nach einer Großstörung werden durch

den Übertragungsnetzbetreiber schrittweise

Netzbetriebsmittel und Verbraucher

wieder zugeschaltet. Limitierend

wirken hierbei die durch die beteiligten

Erzeugungseinheiten beherrschbaren

Lastsprünge sowie die Schwankungen

der Spannung beim Zuschalten von leerlaufenden

Leitungen oder Verbrauchern.

Befehl „Stop“ aktiv

Befehl „Betrieb“ aktiv

Betrieb

Netzbetrieb

110-kV-LS

geschlossen

Netzbetrieb

110-kV-LS

geschlossen

Hier könnte der Batteriespeicher durch

kurzzeitige definierte Einspeisung von

Wirkleistung sowie als steuerbare Last einen

unterstützenden Beitrag leisten. Über

die Einspeisung bzw. den Bezug von Blindleistung

wäre ebenso eine Spannungsstützung

beim Teilnetzaufbau möglich.

Um die genannten Einsatzfälle zu beherrschen,

wurde der Batteriespeicher schwarzstartfähig

ausgelegt (B i l d 6 ). Ausgehend

von zwei netzbildenden Umrichterstationen

kann der Speicher angefahren werden

und eine Spannungsvorschaltung auf die

Sammelschienen der 110-kV-GIS erfolgen.

Nachfolgend ist dann der Aufbau eines

standortinternen Teilnetzes möglich. Der

Speicher ist entsprechend den Vorgaben

der VDE-AR-N 4120 [5] ebenfalls zur Blindleistungsbereitstellung

fähig, auch wenn

diese Betriebsweise im Normalbetrieb deaktiviert

ist.

4 Zusammenfassung und

Ausblick

Stop

Bild 6. Allgemeine Betriebszustände des Batteriespeichers.

Die im Zeitraum 2019 bis 2020 am Kraftwerks-

und Industriestandort Schwarze

Pumpe errichtete „BigBattery Lausitz“ kombiniert

moderne Kraftwerksinfrastrukturen

mit Batteriespeichertechnologie in neuer

Größenordnung und ist in dieser Konstellation

bislang einzigartig in Europa.

Der Speicher befindet sich seit dem

30.12.2020 im kommerziellen Dauerbetrieb

und wird bislang vorrangig für die Bereitstellung

von Primär- und Sekundärregelleistung

sowie zur Reduzierung von Bilanzkreisabweichungen

genutzt. Ausgehend von

den bisher gesammelten Betriebserfahrungen

arbeitet die LEAG bereits an der Optimierung

des Speichereinsatzes.

Durch Integration des Batteriespeichers in

das Kraftwerk Schwarze Pumpe entsteht ein

virtuelles Kraftwerk, das die Stromerzeugung

am Standort Schwarze Pumpe weiter

flexibilisieren und in optimaler Weise Systemdienstleistungen

erbringen kann. Perspektivisch

sollen weitere Anwendungsfälle

zur Erhöhung der Versorgungssicherheit

Alle Wechselrichter AC-/DC-seitig getrennt

110-kV-LS schließen

110-kV-LS öffnen

110-kV-LS öffnen nur

Notfall oder Schutz

Synchronisieren

Desynchronisieren

Schwarzstart

Schwarzfall

110-kV-LS offen

(spannungsloses

Inselnetz)

Inselnetz

110-kV-LS

offen

Alle verfügbaren Wechselrichter AC-/DC-seitig zugeschaltet

Stop

entwickelt werden. Denkbar ist z. B. die Nutzung

des Batteriespeichers zur Unterstützung

des Netzwiederaufbaus im Fall einer

Großstörung.

5 Literatur

[1] Löhning, Gunnar; Wenzel, Florian; Altmann,

Harald; Hörtinger, Thomas: BigBattery

Lausitz - Realisierung eines innovativen

Großspeicherprojektes der LEAG. In: Beckmann,

Michael; Hurtado, Antonio: Kraftwerkstechnik

2020: Power Plant Technology.

Beiträge des 52. Kraftwerkstechnischen

Kolloquiums, 06. und 07. Oktober 2020 in

Dresden. Freiberg: SAXONIA Standortentwicklungs-

und –verwaltungsgesellschaft

mbH, 2020, S. 15-24.

[2] DIN EN 61439-2 Beiblatt 1; VDE 0660-600-2

Beiblatt 1 (2016). Niederspannungs-Schaltgerätekombinationen

– Teil 2: Energie-Schaltgerätekombinationen;

Beiblatt 1: Leitfaden

für die Prüfung unter Störlichtbogenbedingungen

infolge eines inneren Fehlers (IEC/

TR 61641:2014), Deutsche Norm, 01/2016.

[3] DIN EN 62271-200:2012-08; VDE 0671-

200:2012-08 (2012). Hochspannungs-

Schaltgeräte und -Schaltanlagen – Teil 200:

Metallgekapselte Wechselstrom-Schaltanlagen

für Bemessungsspannungen über 1 kV bis

einschließlich 52 kV (IEC 62271-200:2011),

Deutsche Fassung EN 62271-200:2012,

08/2012.

[4] Präqualifikationsverfahren für Regelreserveanbieter

(FCR, aFRR, mFRR) in Deutschland

(„PQ-Bedingungen“). Präqualifikationsbedingungen

der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber,

Version 1.03, 29.05.2020,

URL: https://www.regelleistung.net/ext/

static/prequalification (Stand: 19.05.2021).

[5] VDE-AR-N 4120 (2018). Technische Regeln

für den Anschluss von Kundenanlagen an

das Hochspannungsnetz und deren Betrieb

(TAR Hochspannung), Deutsche Norm,

11/2018. l

62 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


Schwarzstart – Hilfe für ein Bestands-GuD-Kraftwerk

Schwarzstart –

Unterstützung für ein

Bestands-GuD-

Kraftwerk

Thomas Lehmann

Abstract

Black Start – Support for an existing

CCGT power plant

During a blackout scenario of 50Hertz transmission

GmbH (50Hertz) transmission system

the district system berlin is also going to be

affected. Today 50Hertz transmission GmbH

commands the re-establishment of the grid.

The Stromnetz Berlin GmbH as district system

operator wants to react faster and repower the

district system quicker. For this case black

start diesel generators will be built at the CHP

plant Berlin Mitte to recover from a total shutdown.

These partnerships, regulations and the

technical implementation will be shown. l

Autoren

Thomas Lehmann

Vattenfall Wärme Berlin AG

Berlin, Deutschland

Bei einem Netzzusammenbruch in der Regelzone

der 50Hertz transmission GmbH

(50Hertz) ist das Land Berlin ebenfalls betroffen.

Während des Netzwiederaufbaus koordiniert

50Hertz alle durchzuführenden Maßnahmen.

Als Verteilungsnetzbetreiber Berlins

möchte die Stromnetz Berlin GmbH jedoch

unabhängiger und schneller auf einen Netzzusammenbruch

im Sinne einer schnellen Wiederversorgung

wichtiger Teile des Stromnetzes

in Berlin reagieren können.

Für diesen Fall wird ein bestehendes GuD-

Kraftwerk, welches an das 110kV-Verteilungsnetz

der Stromnetzberlin GmbH angebunden

ist, mittels Netzersatzanlage zum eigenständigen

Wiederaufbau des Kraftwerkseigenbedarfs

ertüchtigt. Dieser Projektbericht umfasst die

Konzeptfindung, die Kooperation mit dem VNB

und den Ansatz der technischen Realisierung,

in deren Phase sich das Projekt aktuell befindet.

1 Einleitung

Im Verteilungsnetz der Stromnetz Berlin

GmbH (SNB) als Verteilungsnetzbetreiber

(VNB) Berlins werden ca. 2,35 Mio. Haushalts-

und Gewerbekunden auf einer Fläche

von 892 km² mit elektrischer Energie versorgt.

Die Jahreshöchstlast des Netzes liegt

bei ca. 2.300 MW. Das Elektrizitätsverteilungsnetz

der SNB ist derzeit über 8 Umspannwerke

an das vorgelagerte Netz des

regelzonenverantwortlichen Übertragungsnetzbetreibers

50 Hertz angeschlossen [].

Die Vattenfall Wärme Berlin AG (VWB) als

Kraftwerksbetreiber wurde von der SNB angefragt,

ein Bestandskraftwerk, welches an

das Berliner Verteilungsnetz angebunden ist,

zur Schwarzstartfähigkeit zu ertüchtigen.

Der Hintergrund dazu ist, dass bei einem

Netzzusammenbruch in der Regelzone der

50 Hertz auch das Verteilungsnetz Berlin betroffen

ist. Die Koordination eines Netzwiederaufbaus

nach einem Blackout erfolgt

durch das Transmission Control Center

(TCC) von 50 Hertz .

Ein Blackout ist definiert als langanhaltender,

großflächiger Stromausfall (z.B. in

mehreren Bundesländern oder gar Ländern

in Europa) mit einer großen Anzahl Betroffener.

Eine uneingeschränkte und schnelle

Wiederversorgung über angrenzende

Stromnetze ist nicht möglich. In Berlin hat

es seit dem Ende des Zweiten Weltkrieges

keinen Blackout im Sinne der genannten Definition

gegeben. Lokale Stromausfälle,

auch der große Stromausfall in Teilen von

Köpenick im Jahr 2019, können vergleichsweise

schnell und ohne bleibende, schwerwiegende

Auswirkungen auf die Bevölkerung

behoben werden [].

Möglichkeiten zum Netzwiederaufbau im

Verteilungsnetz Berlin sind:

––

Spannungsangebot von 50 Hertz

––

Fangen im Eigenbedarf (EB)

––

Kraftwerkseigenbedarfsaufbau mittels

Netzersatzanlage

Die genannten Möglichkeiten können je

nach Situation technisch und zeitlich kombiniert

werden. Obwohl erst an zweiter Stelle

genannt, hat die Maßnahme „Fangen im

EB“ bezüglich erster Wiederversorgungsschritte

sowohl zeitliche als auch organisatorische

Vorteile. Da die Belastung von Blöcken,

die sich im EB gefangen haben, grundsätzlich

möglichst schnell erfolgen soll, sind

damit erste Kunden bereits wiederversorgt.

Der organisatorische Vorteil ist, dass keine

Abstimmungen seitens SNB mit 50 Hertz erforderlich

sind.

Besteht dazu keine Möglichkeit eines schnellen

Spannungsangebots von 50 Hertz und

haben sich keine Blöcke im EB gefangen,

kann durch einen innerstädtischen Schwarzstart

der VNB Berlin im Falle eines Blackouts

der Regelzone signifikante Teile ihres Elektrizitätsverteilungsnetzes

der Hauptstadt

Berlin wieder zügig unter Spannung setzen.

Auf diese Weise kann mindestens eine Teilversorgung

Berlins mit elektrischer Energie

gewährleistet werden, sowie bis zur Beseiti-

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 63


Schwarzstart – Hilfe für ein Bestands-GuD-Kraftwerk

gung der Störung im Übertragungsnetz aufrechterhalten

werden.

Die Wahl zur Ertüchtigung mittels Netzersatzanlage

fiel auf das von der VWB betriebene

HKW-Mitte im Herzen Berlins.

2 HKW-Mitte

Das HKW-Mitte befindet sich am Spreeufer

zwischen Jannowitz- und Michaelbrücke. Es

ist ein Gas- und Dampfturbinenkraftwerk

(GuD-Kraftwerk) und versorgt die Gebiete

um den Potsdamer Platz, Alexanderplatz,

den Hauptbahnhof und weitere Gebiete des

Berliner Zentrums mit elektrischer und

thermischer Energie im Kraft-Wärme-Kopplungs-Prozess.

Insgesamt kann das Kraftwerk eine elektrische

Leistung von 475 MW und eine thermische

Leistung von 670 MW erzeugen. Allein

vom HKW-Mitte werden ca. 25 % des elektrischen

Energiebedarfs Berlins erzeugt. Die

erzeugte elektrische Energie wird in das

Verteilungsnetz der SNB über das Umspannwerk

Ohmstraße eingespeist.

Die bivalenten Gasturbinen haben eine elektrische

Leistung von jeweils 180 MW und

werden mit Erdgas oder leichtem Heizöl

(HEL) befeuert. Die Abgaswärme der Gasturbinen

erzeugt in den nachgeschalteten

Abhitzekesseln Frischdampf, der für den

Betrieb der Dampfturbine genutzt wird. Die

Dampfturbine hat eine elektrische Leistung

von 112 MW. Die elektrische Versorgung

für das Anfahren der Dampf- und Gasturbinen

erfolgt aus dem vorgelagerten 110 kV-

Netz.

Um Reaktionszeiten und die Versorgungssicherheit

des 110 kV-Netzes zu gewährleisten,

soll das HKW Berlin Mitte um eine Netzersatzanlege

ertüchtigt werden. Der Wiederaufbau

des Kraftwerkseigenbedarfs des

HKW Mitte soll durch das Anfahren einer

Gasturbine über eine Netzersatzanlage realisiert

werden. Dazu muss die elektrische

Versorgung aller notwendigen Aggregate

und Hilfssysteme der entsprechenden Gasturbine

sichergestellt werden.

3 Technische Realisierung

Die technische Lösung zur Erzeugung der

notwendigen elektrischen Leistung für das

Anfahren einer Gasturbine besteht aus einer

10,5 kV-Netzersatzanlage (NEA). Die NEA

besteht aus fünf baugleichen Dieselgeneratoren

mit einer elektrischen Scheinleistung

je 2,6 MVA, die auf eine gemeinsame

10,5 kV-Generatorschaltanlage speisen. Für

das Anfahren einer Gastrubine wird jedoch

nur die elektrische Leistung von vier Aggregaten

benötigt. Das fünfte Aggregate erhöht

jedoch signifikant die Anlagenverfügbarkeit.

Die 10,5 kV-Generatorschaltanlage speist

mittels Kabelverbindung auf die beiden

10,5 kV-Anfahr und Blockschienen A1BBA /

A2BBA im Eigenbedarf des HKW-Mitte. Die

Flächenkonzept NEA am Standort HKW-Mitte.

Dieselgeneratoren bestehen aus einem Hubkolben-Verbrennungsmotor,

Kupplung, Generator,

zugehörigen Hilfseinrichtungen,

Tagestank mit 1,5 m 3 Volumen, Abgasanlage

mit Schalldämpfer und Dieselpartikelfilter,

Generatorleistungsschalter und eigener Aggregate-

Steuerung. Den einzelnen Aggregate-Steuerungen

ist eine Feldautomation

(zentrale NEA Steuerung) übergeordnet,

die den direkten Signalaustausch mit dem

Zentralenleitsystem in der Bedienwarte im

HKW-Mitte übernimmt. Alle Übergänge von

Zu- und Ableitungen (Luftzuleitung, Abgassystem,

Hydraulik- und Kühlsysteme, etc.)

werden flexibel ausgeführt. Eine schwingungstechnische

Entkopplung ist berücksichtigt,

um die Ausbreitung von Vibrationen

und Körperschall zu vermeiden. Die

Abgasleitungen münden in einen zentralen

Abgaskamin. Auf Grundlage eines Emissionsgutachten

beträgt die Kaminhöhe 45m.

Die Aufstellung der 5 Dieselgeneratoren erfolgt

jeweils in einzelnen Containern, die

unmittelbar nebeneinander angeordnet

sind und als Einheit einen gemeinsamen

Maschinenraum bilden.

In einem weiteren Container befinden sich

die 10,5 kV-Generatorschaltanlage, die

400 V-Eigenbedarfsverteilung der NEA, der

400 kVA Eigenbedarfstransformator 10,5/

0,4 kV und die Feldautomation (zentrale

NEA-Steuerung).

Der Aufstellungsort der NEA ist auf dem

Areal eines ehemaligen Bestandsgebäudes

angedacht. Das erforderte ein Umfangreiches

Abrissmanagement und die nachträgliche

Ertüchtigung einer Funktionsfläche ausgeführt

als Betonfläche.

In einem separatem Container befindet sich

ein CO 2 -Flaschenlager zur verzögerten Flutung

des Maschinenraumes bei Brandmeldung

nach optischen und akustischen Warnsignalen

in und außerhalb der NEA.

Die Versorgung der Tagestanks erfolgt aus

dem vorhandenen HEL-Tank mit einem Volumen

von 8.750 m 3 (8.750.000 l), welcher

Auswirkung auf die Wahl des Standortes

hatte.

4 Regularien zur

Kooperation zwischen

SNB und VWB

Ein Vertrag zwischen SNB und VWB regelt

die Bereitstellung einer entsprechenden

Systemdienstleistung zum Netzwiederaufbau.

VWB soll auf der Grundlage dieses Ver-

64 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


Schwarzstart – Hilfe für ein Bestands-GuD-Kraftwerk

trages das HKW-Mitte zunächst zu einer

schwarzstartfähigen Stromerzeugungsanlage

ertüchtigen (Teil A) und anschließend

die Schwarzstartleistung der Anlage während

der Laufzeit dieses Vertrages vorhalten

und nach Aufruf betreiben (Teil B).

Der Vertrag zwischen SNB und VWB ist auch

die Grundlage für eine Wirtschaftsprüferbestätigung

und der Kostenanerkennung der

OPEX und CAPEX Investitionen der Unternehmen.

Auf Grundlage dieses Vertrages

erfolgt auch die regulatorische Kostenübernahme

durch die Bundesnetzagentur

(BNetzA).

Gemäß Art. 4 Abs 4. der Verordnung (EU)

Nr. 2017/2196 der Kommission vom 24. November

2017 zur Feststellung eines Netzkodex

über den Notzustand und den Netzwiederaufbau

werden die Modalitäten entweder

im nationalen Recht oder vertraglich

festgelegt. Weiterhin sind die ÜNB verpflichtet,

einen Vorschlag für die Modalitäten für

Systemdienstleister für den Netzwiederaufbau

bei der BNetzA zur Genehmigung einzureichen.

Am 18.12.2018 wurde der Antrag

der vorgeschlagenen Modalitäten für Dienstleister

zum Netzwiederaufbau von den ÜNB

eingereicht und die Dokumente veröffentlicht.

Zum Zeitpunkt des Vertragsabschlusses der

Vertragspartner SNB und VWB lag weder

eine nationale gesetzliche Regelung der Modalitäten

für Anbieter von Systemdienstleistungen

zum Netzwiederaufbau vor, noch

wurde eine entsprechende Genehmigung

der BNetzA zu den ÜNB vorgeschlagenen

Modalitäten erteilt. Die Vertragspartner waren

sich des Umstandes bewusst, dass eine

nationale gesetzliche Regelung der Modalitäten

für Systemdienstleistungen zum Netzwiederaufbau

oder eine Genehmigung der

von den ÜNB vorgeschlagenen Modalitäten

durch die BNetzA dazu führen kann, dass

der Vertrag an die jeweiligen Modalitäten

angepasst oder beendet werden muss, wenn

und soweit er von diesem abweicht.

Am 20.05.2020 wurde der Antrag der vertraglichen

Modalitäten für Systemdienstleistungen

zum Netzwiederaufbau durch

die BNetzA genehmigt. Neue Verträge mit

Anbietern von Systemdienstleistungen zum

Netzwiederaufbau müssen ab sofort die Anforderungen

der vertraglichen Modalitäten

erfüllen. Altverträge werden bis Mai 2023

überführt.

Weiterhin sind in dem Vertrag zwischen SNB

und VWB in Anlehnung an die Modalitäten

von Systemdienstleistern die Anforderungen

an die NEA, die späteren Eigentumsgrenzen,

die vertragliche Laufzeit, die Terminplanung,

die Koordinationswege zwischen den

Unternehmen, ein Zahlungsplan, die vorzuhaltenden

Ressourcen und ein Trainingskonzept

enthalten.

Im wirtschaftlichen Eigentum der SNB sind

im Wesentlichen die Anlagenteile auf der

Funktionsfläche. Das sind:

––

Modulare Dieselgeneratoren

––

Abgasanlage

––

Kühlanlage (Lüfter)

––

Hilfsspannungsversorgung

––

Tanksystem, sofern keine zentrale Brennstoffvorhaltung

mittels Heizöltank HKW-

Mitte

––

E-Technik NEA

––

Schutztechnik NEA

––

Leittechnik NEA

Im wirtschaftlichen Eigentum der VWB sind

die wesentlichen Schnittstellen und Ertüchtigungen

kraftwerksseitig. Das sind:

––

Versorgungstechnik HKW-Mitte

––

E-Technik HKW-Mitte

––

Schutztechnik HKW-Mitte

––

Leittechnik HKW-Mitte

Die Aufnahme des kommerziellen Betriebs

soll nach erfolgreichen Abschlusstest im

dritten Quartal 2021 stattfinden.

Die Laufzeit des Vertrages und damit der

Vorhaltung der Systemdienstleistung beträgt

15 Jahre ab Ertüchtigung der Schwarzstartfähigkeit.

48 Monate vor Vertragsende

werden Verhandlungen zum Zustand und

Verbleib der Systemdienstleistung nach Vertragsende

begonnen.

Am Standort sind zu jeder Zeit 2.000 m 3

HEL, sowie geschultes Betriebspersonal und

Arbeitsanweisungen vorzuhalten. Das Betriebspersonal

nimmt mindestens alle drei

Jahre an Simulatortrainings koordiniert

durch SNB teil. Kann eine Ressource für einen

Zeitraum nicht vorgehalten werden, ist

dies sofort SNB mitzuteilen.

Die Abrechnung der vorgehaltenen Ressourcen

und der vereinbarten Vergütung erfolgt

jährlich, wobei das Abrechnungsjahr dem

Kalenderjahr entspricht.

Für den Nachweis der geforderten Anlagenverfügbarkeit

von 95 % sind 10 Probeläufe

der einzelnen Aggregate pro Jahr gefordert.

Ein Probebetrieb der Netzersatzanlage in

Zusammenhang mit dem Kraftwerk erfolgt

jährlich. Ein erweiterter Probebetrieb mit

SNB erfolgt alle fünf Jahre und ist als Betriebsversuch

auszulegen.

Bei Veränderungen an der Anlage oder Anlagenzustand

des HKW-Mitte mit negativem

Einfluss auf die Vorhaltung der Systemdienstleistung

gibt es eine Informationspflicht

gegenüber SNB.

Literaturverzeichnis

[1] https://www.bundesnetzagentur.de/DE/

Service-Funktionen/Beschlusskammern/1_

GZ/BK6-GZ/2018/BK6-18-249/BK6-18-

249_DB_Beschluss.html l

VGB-Standard

Einphasig gekapselte Generatorableitung

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

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

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

erstellt.

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

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

Modifizierung, Betrieb und Instandhaltung von einphasig gekapselten Generatorableitungen

und deren Nebenanlagen zu erstellen.

Als wesentliche Grundlage wurde der Abschlussbericht „Heutige Generatorableitungen in Deutschland

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

berücksichtigte damalige Erkenntnisse, schloss Lücken der Regelwerke und schaffte damit

konkrete Voraussetzungen für die Erarbeitung von detaillierten objektspezifischen Unterlagen seit

den 1980er Jahren.

VGB-Standard

Einphasig gekapselte

Generatorableitung

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

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

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

kostengünstige Generatorableitungen.

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

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

die Qualitätssicherung definiert.

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 65


Mobile Instandhaltung

vor dem Hintergrund

der Sektorenkopplung

Florian Schumann und Helmut Guggenbichler

Abstract

Mobile maintenance against the

background of sector coupling

Both, for plants in operation in the energy industry

and on the way to establishing decentralised

structures in energy supply, there is

currently still often the problem in the operating

phase that there is a discrepancy between

the need and the supply of information.

This often means that the service staff on site

do not have the documentation they need to

process their tasks or that it is no longer up to

date. The problem can also be that a fault is

recorded by hand on site and the information

is not sufficient for further processing in the

work preparation department.

To solve these problems, mobile maintenance

systems have already been implemented in

several companies, including power plants.

With this software interface, the employees on

site can directly access the current data sta-

Autoren

Florian Schumann M.Sc.

Standortleiter Hamburg

Ingenieurgesellschaft für

Energie- und

Kraftwerkstechnik mbH

Hamburg, Deutschland

Dipl.-Ing Helmut Guggenbichler

Geschäftsführer

Augmensys GmbH

Klagenfurt, Österreich

tuses both online and offline with the help of

mobile devices such as smartphones, tablets or

AR glasses and interact with the existing systems.

Access to the required data can be done,

for example, by scanning individual QR codes

but also by OCR scanning of the existing KKS

signs.

With the help of this mobile solution, information

losses due to media discontinuities as well

as unnecessary walking or driving distances

for additional on-site inspections resulting

from missing data are avoided. l

Sowohl bei im Betrieb befindlichen Anlagen

der Energiewirtschaft als auch auf dem Weg

zur Etablierung von dezentralen Strukturen

in der Energieversorgung tritt derzeit in der

Betriebsphase häufig noch das Problem

auf, dass es eine Diskrepanz zwischen dem Bedarf

und der Versorgung mit Informationen

gibt.

Dies bedeutet oftmals, dass den Servicemitarbeitern

vor Ort nicht die benötigte Dokumentation

zur Bearbeitung ihrer Aufgabenstellungen

vorliegt oder diese nicht mehr dem aktuellen

Stand entspricht. Die Problemstellung

kann sich ebenso darin darstellen, dass vor

Ort handschriftlich eine Störung aufgenommen

wird und deren Informationen zur weiteren

Bearbeitung in der Arbeitsvorbereitung

nicht ausreichend sind.

Zur Behebung dieser Probleme konnten bereits

in mehreren Unternehmen, u.a. Kraftwerken,

Systeme zur mobilen Instandhaltung implementiert

werden. Mit dieser Software-Oberfläche

können die Mitarbeiter vor Ort mit Hilfe

von mobilen Endgeräten, wie Smartphones,

Tablets oder auch AR-Brillen, sowohl online

als auch offline direkt auf die aktuellen Daten-

Gender Disclaimer

In diesem Beitrag wird aus Gründen der besseren

Lesbarkeit das generische Maskulinum

verwendet. Weibliche und anderweitige

Geschlechteridentitäten werden dabei

ausdrücklich mitgemeint, soweit es für die

Aussage erforderlich ist.

stände zugreifen und mit den bestehenden

Systemen interagieren. Der Zugriff auf die benötigten

Daten kann z.B. über das Scannen

von individuellen QR-Codes aber auch durch

OCR-Scan der bestehenden KKS-Schilder geschehen.

Mit Hilfe dieser mobilen Lösung werden Informationsverluste

durch Medienbrüche sowie

aus fehlenden Daten resultierende unnötige

Lauf- oder Fahrtwege für zusätzliche vor Ort

Prüfungen vermieden.

Der vorliegende Beitrag befasst sich mit der

bestehenden Diskrepanz zwischen dem Bedarf

und der Versorgung an Informationen

zur Störungsaufnahme und Störungsbehebung

im industriellen Bereich.

Im Rahmen des Beitrages, wird ein Bezug zu

den aktuellen technologischen Standards

der relevanten Soft- und Hardware hergestellt

und anhand von industriellen Anwendungsfällen

vorgestellt. Im Zuge dessen

werden die zu Beginn angesprochene Problematiken

abermals aufgegriffen und die

erarbeiteten Lösungsansätze erneut dargestellt.

Einleitung

Im Rahmen der Industrie 4.0 Bestrebungen

wird der Fokus stets auf neue Technologien

gesetzt. Dieser Begriff geht auf die Forschungsunion

der deutschen Bundesregierung

zurück und beschreibt die Einleitung

der vierten industriellen Revolution. Ein

Definitionsansatz beschreibt „Industrie 4.0“

als Begrifflichkeit, die einerseits nach der

Integration modernster Informations- und

Kommunikationstechnologien (IKT) in klassische

physische Produkte und Prozesse

strebt und andererseits die Erschließung

neuer Märkte zur Stärkung internationaler

Wettbewerbsposition in der Produktion fokussiert

[vgl. Culot et al., 2020, S.1].

Nachdem die Industrie bereits seit Jahren

Informationstechniken zur Automatisierung

von Prozessen einsetzt, sollen im Zuge der

„Industrie 4.0“ IKT genutzt werden, um die

Vernetzung innerhalb der produzierenden

Industrie zu steigern und somit die Betriebs-

66 | vgbe energy journal


Mobile Instandhaltung vor dem Hintergrund der Sektorenkopplung

abläufe zu optimieren. Dies bedeutet, dass

mit einer verstärkten Vernetzung und einer

damit einhergehenden steigenden Kommunikation

zwischen den verschiedenen Komponenten

produktionsrelevante Informationen

intelligent geteilt und zeitgleich digital

verarbeitet werden müssen. Mittels dieser

digitalen Verarbeitung von industriellen Informationen

entstehen vernetzte, gesamtheitliche

Daten, wodurch zukünftige Produktionen

optimiert werden können.

Wir leben in einer Welt, die eine überwältigende

Menge an Daten erzeugt. Nun stellt

sich die Herausforderung besagte Daten einerseits

zu filtern, um lediglich die wertvollen

für den Nutzer zu extrahieren, und andererseits

die gefilterten Daten intuitiv auf diversen

Mobilgeräten zu präsentieren.

Aufgrund dessen erfordert es Mechanismen,

die Informationen in eine für Menschen

nutzbare Form bringen.

Die Instandhaltung von remote gesteuerten,

virtuell gekoppelten Kraftwerksanlagen, mit

dem Ziel der Sektorenkopplung, stellt sich

als noch größere Herausforderung dar als

die von zentralen Anlagen. Dies ist auf die

räumliche Entfernung der Assets zurückzuführen

und äußert sich einerseits in Komplikationen

in der Dokumentation, welche vor

Ort nicht in aktueller Form vorliegt und somit

zu erhöhten Fahrtzeiten führen kann.

Andererseits können Komplikationen, in

Form von Medienbrüchen durch bestehende

Papier-Prozesse und damit einhergehenden

Datenverlusten, entstehen.

1 Technologie

Wie kann nun den oben angeführten Problematiken

entgegengewirkt werden? Die Augmented

Reality (AR) Software UBIK ist eine

Datenverwaltungssoftware für mobile Geräte

(Smartphones, Tablets, Wearables, etc.),

die es dem Nutzer ermöglicht, auf Daten

und Dokumente aus verschiedenen Quellsystemen

zuzugreifen.

ONLINE-TAG INFORMATIONEN DURCH BLOSSEDS BETRACHTEN ABRUFEN

Bild 1. AR-Überlagerung in der Kameraansicht.

Die Unternehmen Augmensys und IEK bestreiten

in diesem Aufgabengebiet bereits

seit einigen Jahren gemeinsam Projekte. Im

Zuge dieser passt Augmensys die hauseigene

Datenverwaltungssoftware UBIK speziell

an die Anwendungen des Kunden an und die

IEK bringt ihr Wissen in den Kraftwerksprozessen

ein und betreut die Aufgaben vor Ort

beim Kunden.

In folgendem wird ein grundsätzlicher

Überblick über die Softwarelösung und deren

Features gegeben und in welcher Form

diese direkt an die Bedürfnisse der Kunden

angepasst werden können.

Während der gesamten Anlagenlebensdauer,

von der Inbetriebnahme bis zum Shutdown,

bietet UBIK mittels mobiler Endgeräte

einen intuitiven, aktuellen, papierlosen und

eindeutigen Zugang zu den digitalen Systemen

der gesamten Anlage, für Kontrollorgane,

Instandhalter, Techniker und Betreiber.

Mittels der folgenden Features ist es UBIK

gelungen der Diskrepanz zwischen dem Bedarf

und der Versorgung mit Informationen

entgegenzuwirken.

Durch die Augmented Reality Features von

UBIK ist es möglich spezifische Objekte/

Komponenten in einer Anlage zu identifizieren

und alle zugrunde liegenden Daten vor

Ort, dem Anwender zur Verfügung zu stellen.

Augmented Reality spielt auch in der

Navigation eine wichtige Rolle, da es einerseits

durch diese Technologie möglich ist

Mitarbeiter effizient und vor allem sicher

durch Anlagen zu führen und andererseits

auch den einfachen Zugang zu den Equipment-

bzw. Anlagendaten durch AR-Überlagerung

in der Kameraansicht zu ermöglichen

(B i l d 1 ).

Für die AR Anwendungen ist unter anderem

die Ermittlung der exakten Position des jeweiligen

Mobilgerätes in einer Anlage wesentlich.

Dies kann zum Beispiel über spezielle

Marker (Aruco), W-Lan-Fingerprint,

iBeacon-Triangulation oder ähnliches erfolgen.

Des Weiteren können im Freien zusätzlich

auch GPS-Systeme verwendet werden.

Ist die Position des Mobilgerätes in der Anlage

bekannt, kann neben der AR auch eine

CAx

TAG: P617

Nom Power (4 kW)

Type (Rotary Pump)

Material (steel)

Geo-Position (LLA)

Circuit Diagram

Applikations-Server

(Konsolidierung, Applikation)

Anwender Zugang

ERP

TAG: P617

Order no, (4711)

Vendor (ksb)

Price

...

TAG: P617

Nom Power (4 kW)

Geo-Position (LLA)

Circuit Diagram

Order no, (4711)

Vendor (ksb)

Flow rate (0,8 m 3 /h)

DCS

TAG: P617

Flow rate (0,8 m 3 /h)

Torque (147 N)

...

Data Lake

Server HW: On-premises oder OnCloud

OS Clients: Win10, iOS, Android

Bild 2. Konsolidierung AR-System.

vgbe energy journal 1 | 2 · 2022 | 67


Mobile Instandhaltung vor dem Hintergrund der Sektorenkopplung

Kartendarstellung zur einfacheren Orientierung

bzw. zum einfachen Zugriff auf Daten

genutzt werden.

Eine weitere praktikable Möglichkeit um

Objekte zu identifizieren bzw. auf die entsprechenden

Daten zuzugreifen ist es sich

an verschiedenen Marker-Technologien vor

Ort, wie z.B. QR-Codes, Barcodes, Tag-

Schildern (OCR), RFIDs, ID-Markern, Bildern

und vielem mehr zu bedienen.

Mit Hilfe von UBIK ist es möglich aus verschiedenen

Systemen einen kompletten Objektdatensatz

über ein einziges User Interface

zu erhalten. Dazu werden auf Serverseite diverse,

beim Kunden bestehenden digitale Expertensysteme,

z.B. aus dem Bereich CAE,

ERP, DCS oder DMS angebunden und die mobil

notwendigen Daten und Dokumente in einer

Schicht zusammengeführt. Um mit mobilen

Geräten produktiv und sinnvoll in der

Anlage arbeiten zu können, ist die Bereitstellung

der richtigen, notwendigen, aktuellen

Daten und Dokumente der wesentliche Erfolgsfaktor.

Dabei werden die bestehenden

Strukturen und Dateisysteme beim Kunden

nicht geändert und können wie bisher bestehen

bleiben (B i l d 2 ).

Neben dem Bereitstellen der Daten und Dokumente

ist ein weiterer wichtiger Erfolgs-

Faktor, dass die Daten vor Ort auch geändert,

ergänzt oder vollkommen neu angelegt

werden können und diese Änderungen wiederum

an die Expertensysteme rücksynchronisiert

werden.

Bevor die Softwarelösung allerdings bei den

betreffenden Unternehmen implementiert

werden kann, müssen grundlegende erste

Schritte getroffen werden. Zunächst werden

die Gegebenheiten vor Ort analysiert

und bereits bestehende Arbeitsabläufe und

zukünftige Möglichkeiten evaluiert. Basierend

auf dieser Analyse werden die Bedürfnisse

des Kunden erfasst, dokumentiert

und ein Umsetzungskonzept erstellt. Beruhend

darauf erfolgt letztendlich die Anpassungen

der Anwendungen, unter regelmäßiger

Einbeziehung der relevanten Mitarbeiter,

Projektleiter, Vorgesetzten und setzt

somit die zukünftigen Anwender in den Fokus.

Die möglichen mehrwertstiftenden Anwendungsfälle

im Anlagenlebenszyklus

(B i l d 3 ) sind z.B.:

––

Inbetriebnahme bei Neuanlagen oder

Umbauten

––

Inspektions- und Meldungswesen im Betrieb

der Anlagen durch das Analgenpersonal

––

Geplante und Reaktive Instandhaltungsabwicklung

––

Datenaufnahmen vor Umbauten oder

wenn die Bestandsdokumentation vom

AsBuild sehr abweicht

––

Management und Durchführung von Anlagenstillständen

/Turnarounds

––

Remote Expert zuschalten über Web-

Calls

Inbetriebnahme

(FAT, CC, LC, ...)

Turnaround

Management

2 Anwendungsfall

Bis dato besteht teilweise in der Industrie die

Problematik, dass Servicemitarbeitern, welche

Vorort in den Anlagen tätig sind, benötigte

Dokumente nicht vorliegen. Dies kann

aus verschiedenen Gründen der Fall sein,

einerseits kann es an mangelnder Aktualität

scheitern oder an der Tatsache, dass Daten

nicht digitalisiert sind und somit nicht vor

Ort abgerufen werden können.

Häufig können bestehende Prozesse der Industrie

mittels der Einführung von Digitalisierung

optimiert werden. Das größte Potenzial

bieten hierbei Prozesse, die auf Personen

und deren Tätigkeiten basieren. Einerseits

werden bei diesen Arbeiten verschiedenen

Informationen, wie Dokumente oder Daten,

benötigt und andererseits müssen im Zuge

der Tätigkeiten oftmals Dokumentationen,

wie Notizen oder Meldungen, generiert werden.

Bis dato werden die angeführten Tätigkeiten

oft in Form eines „Papier-Prozesses“

abgewickelt. Diese Daten könnten jedoch

durchweg digital zur Verfügung gestellt und

verarbeitet werden.

Aufgrund der hohen Anzahl an sensiblen

Komponenten mit spezifischen Dokumentationen

bieten sich Anlagenparks in der Energiewirtschaft

für diese Prozessoptimierung

beispielhaft an. Die Digitalisierung dieser

Prozesse zur mobilen Abwicklung stellt hierbei

speziell bei Anlagenparks mit Fokus auf

Sektorenkopplung aufgrund der örtlichen

Verteilung der Assets auf einem größeren

Gebiet einen deutlichen Mehrwert dar. Als

Erfolgsfaktor zählt hierbei, dass dem richtigen

Mitarbeiter, zur richtigen Zeit, am richtigen

Ort die benötigten Daten zur Verfügung

gestellt werden. Die Möglichkeit Informationen

mittels eines mobilen Geräts vor Ort eingeblendet

zu bekommen, stellt einen enormen

Zusatznutzen dar. Somit können z.B.

Betriebs- und Wartungsfehler durch veraltete

Dokumentation, zusätzliche Fahrten zur

Beschaffung aktueller Dokumentation sowie

Informationsverluste durch Medienbrüche

vermieden werden. Des Weiteren können

vor Ort auch Daten z.B. aus der Leittechnik

abgerufen werden. Mit Hilfe dieser zusätzlichen

Daten kann die Lage vor Ort qualifizierter

bewertet werden.

Inspektion und Meldungen

Daten Aufnahme

Bild 3. Anwendungsfälle für mobile Lösungen im Anlagenlebenszyklus.

Mobile

Instandhaltung

Remonte

Expert

In folgendem Beispiel soll näher erklärt werden,

wie diese Software die Unternehmen

unterstützt.

2.1 Ablauf eines Instandhaltungs-

Arbeitstages mit mobiler

Unterstützung

Zum besseren Verständnis der oben angeführten

Features und der Möglichkeiten von

UBIK, wird in folgendem ein Tag eines Servicetechnikers/Instandhalters

dargestellt,

mit beispielhaften Aufgaben, Herausforderungen

und Lösungsansätzen.

Der Tag des Servicemitarbeiters beginnt mit

der Ankunft in dem jeweiligen Unternehmen,

in welchem UBIK auf seinem mobilen

Gerät (Handy, Tablet, SmartGlass, etc.) gestartet

wird.

Mit Hilfe des anwenderspezifischen Logins

wird sichergestellt, dass für den Mitarbeiter

die erforderlichen Daten bzw. seine geplanten

Instandhaltungsaufträge, für diesen spezifischen

Tag angezeigt werden. Bereits im

Vorfeld können die Aufgaben von der Arbeitsvorbereitung

speziellen Mitarbeitern

zugewiesen werden und durch eine Anbindung

an das bestehende ERP System werden

dem Servicemitarbeiter schließlich nur die

ihm zugeordneten Aufträge angezeigt. Je

nachdem wie es vom Auftraggeber gewünscht

ist, können auch geplante Arbeiten,

welche entweder noch keinem Instandhalter

oder anderen Kollegen zugewiesen sind,

angezeigt werden. Neben der Aufgabenübersicht

gibt es, über das Mobilgerät auch

die Möglichkeit mittels eines Anlagenstrukturbrowsers

(Kraftwerk-Kennzeichensystem

KKS, Anlagen-Kennzeichensystem AKZ,

etc.) Daten und Dokumente jederzeit mobil

in den Anlagen abzurufen. Die Quellen für

diese Daten sind zum einen die technische

Platz-Struktur aus dem ERP-System und

zum anderen die technischen Daten und Dokumente

aus dem Engineering-Tool (CAE)

und dem Dokumenten Management Tool

(DMS) des eigenen Unternehmens.

Es kann der Fall eintreten, dass Techniker

Arbeiten in Anlagen verrichten müssen, welche

werde über WiFi noch Telefonempfang

verfügen. Aus diesem Grund werden die Arbeitsaufträge

und die Anlagenstruktur in-

68 | vgbe energy journal 1 | 2 · 2022


Mobile Instandhaltung vor dem Hintergrund der Sektorenkopplung

einen Stromlaufplan oder das Hersteller-

Manual genutzt werden. Fällt dem Mitarbeiter

dabei auf, dass ein Plan nicht mit der

Realität übereinstimmt, so kann er mit Rotstift-Möglichkeiten

diese Abweichung direkt

am Mobilgerät dokumentieren (siehe

Bild 5).

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