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

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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abfallrelevanter Vorgänge und Abstimmung mit den Behörden
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rechtlicher Aspekte
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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
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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:
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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
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+ 27 begleitende Fachvorträge
Der Eintritt zur Messe und die
Teilnahme an den Fachvorträgen
ist für die Besucher kostenlos.
Wirtschaftsregion Rhein-Main
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65929 Frankfurt a. M.
Beachten Sie unbedingt unsere
aktuell gültigen Corona-Regeln
BESUCHER-
REGISTRIERUNG
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Meorga
Messen
2022:
Frankfurt
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Ludwigshafen
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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
References
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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-
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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).