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

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

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

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

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

Thomas Kufen: VGB Congress 2021. Welcome address | Grußworte

Georg Stamatelopoulos: VGB Congress 2021. Opening speech | Eröffnungsrede

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Generation</strong><br />

<strong>and</strong> <strong>Storage</strong> <strong>of</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong><br />

1 I 2 · <strong>2022</strong><br />

FOCUS<br />

<strong>vgbe</strong> Congress 2021<br />

<strong>vgbe</strong> Awards 2021<br />

Innovations in<br />

<strong>energy</strong> supply<br />

Save the Date<br />

<strong>vgbe</strong> Congress <strong>2022</strong><br />

Improve quality <strong>and</strong> safety<br />

per<strong>for</strong>mance<br />

<strong>for</strong> works involving<br />

contractors<br />

ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER <strong>2022</strong><br />

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Combined heat <strong>and</strong><br />

power plant electrical<br />

equipment incident rate<br />

<strong>and</strong> unavailability<br />

empirical expression<br />

Mobile maintenance<br />

against the background <strong>of</strong><br />

sector coupling<br />

The role <strong>of</strong> low emission<br />

coal technologies in<br />

a net zero Asian future<br />

www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

Ms Angela Langen<br />

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ISSN 1435–3199 · K 43600 | <strong>International</strong> Edition | Publication <strong>of</strong> VGB PowerTech e. V.<br />

<strong>vgbe</strong>-congress<strong>2022</strong> StD (2021-09-15).indd 5 17.02.<strong>2022</strong> 11:42:20<br />

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Leiter Umweltbetriebe (m/w/d) (R1206)<br />

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Wir sind die „Bessermacher“. Mit Leidenschaft versehen wir die Produkte unserer Kunden<br />

mit besonderen Eigenschaften. Diese Eigenschaften machen die Produkte u.a. nachhaltiger,<br />

wirksamer, effizienter und somit die Welt ein Stück weit besser. In unserem internationalen<br />

Konzern stehen Ihnen vielfältige persönliche und fachliche Entwicklungsmöglichkeiten für<br />

Ihre Karriere zur Verfügung. Sind Sie bereit dazu?<br />

Was Sie erwartet<br />

• Leitung der Umweltbetriebe unter Berücksichtigung technischer, wirtschaftlicher, umweltrelevanter<br />

und gesetzlicher Gesichtspunkte mit Betreiberverantwortung<br />

• Kontinuierliche Optimierung des Betriebs, der Prozess- und Betriebsabläufe und der<br />

Aufbau- und Ablau<strong>for</strong>ganisation<br />

• Sicherstellung der Anlagenverfügbarkeit und Einhaltung der gesetzlichen, sicherheitsrelevanten<br />

und Evonik-internen Vorgaben und Regelwerke<br />

• Kostenkontrolle, -verantwortung und Optimierung der Betriebs- und Inst<strong>and</strong>haltungskosten<br />

• Erstellung und Prüfung von Genehmigungsanträgen bezüglich abwasser- und<br />

abfallrelevanter Vorgänge und Abstimmung mit den Behörden<br />

• Erstellung und Mitwirkung bei Berichten für interne und externe Zwecke unter Beachtung<br />

rechtlicher Aspekte<br />

• Planung, Durchführung und Abstimmung von Inst<strong>and</strong>haltungs- und Investitionsmaßnahmen<br />

mit den Fachabteilungen<br />

• Sicherstellung des Ereignismanagements in Abwasser-, Löschwasser-, Abfall- und<br />

Havarie-Fragen sowie Fragen des Hochwasserschutzes<br />

Was wir erwarten<br />

• Erfolgreich abgeschlossenes Studium der Fachrichtungen Ver- und Entsorgungstechnik,<br />

Verfahrenstechnik, Chemie, Bauingenieurwesen oder vergleichbarer Studiengänge<br />

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Abwasserbeh<strong>and</strong>lungsanlagen und der Abfallwirtschaft<br />

• Teamfähigkeit und Erfahrung bei der Führung und Motivation von Mitarbeitern<br />

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Abwasser-, Abfall- und Umweltrecht<br />

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Editorial<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> – on the way to the<br />

<strong>energy</strong> system <strong>of</strong> the future<br />

Dear readers,<br />

Our industry is facing a multitude <strong>of</strong> challenges, which are<br />

summarised under the term “<strong>energy</strong> transition”. The objective<br />

is a sustainable <strong>energy</strong> system with a net-zero balance<br />

in climate-relevant emissions. The path to this objective is<br />

already characterised by a massive expansion <strong>of</strong> renewable<br />

energies – especially in the areas <strong>of</strong> solar, wind, biomass <strong>and</strong><br />

water – which is essential <strong>for</strong> achieving the targets. Another<br />

no less important challenge concerns security <strong>of</strong> supply <strong>and</strong><br />

system stability. This requires dispatchable generation, i.e.<br />

power in the system that is available at all times. For this generation,<br />

from today’s perspective, it will be necessary above<br />

all to install the necessary capacities on the basis <strong>of</strong> gas; in<br />

the final stage, through the use <strong>of</strong> green gases, above all hydrogen,<br />

another field <strong>of</strong> action.<br />

These challenges, <strong>for</strong> which actual solutions must be implemented,<br />

are all reflected in the topic <strong>of</strong> technology. It is necessary<br />

to develop new technologies or to further develop established<br />

ones, to accompany these up to technical implementation<br />

<strong>and</strong> finally to build <strong>and</strong> operate the necessary plants <strong>for</strong><br />

our <strong>energy</strong> supply. The <strong>energy</strong> sector is ready <strong>for</strong> this <strong>and</strong> actively<br />

involved in a large number <strong>of</strong> future-oriented projects.<br />

Accordingly, the “VGB PowerTech” is also to be found here,<br />

as the technical association <strong>of</strong> <strong>energy</strong> plant operators. In this<br />

challenging times <strong>of</strong> change, the association supports its<br />

member companies <strong>and</strong> the industry as an independent plat<strong>for</strong>m,<br />

network <strong>and</strong> competence centre.<br />

With a new image, we would like to present the association<br />

to the outside world <strong>for</strong> the new <strong>energy</strong> age. In doing<br />

so, continuity, in the sense <strong>of</strong> reliability <strong>and</strong> competences,<br />

is preserved <strong>and</strong> provided with added value through a new<br />

addition. What could be more appropriate in the world <strong>of</strong><br />

“<strong>energy</strong>” than an addition with an “e”? With a small change<br />

– which does not even have an audible impact in common<br />

parlance – we notice our area <strong>of</strong> activities, the <strong>energy</strong> sector<br />

<strong>and</strong> the <strong>energy</strong> with which we support our members every<br />

day <strong>and</strong> pursue our common goals.<br />

In this way, we are taking a decisive step towards a strong<br />

<strong>and</strong> <strong>for</strong>mative br<strong>and</strong>: <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> with the main ideas “vision<br />

– generation – benefit”. The association’s willingness to<br />

change, improve, create connections <strong>and</strong> take responsibility<br />

is also expressed in our claim “ENERGY IS US”. Energy is not<br />

just a topic, it is our innermost motivation.<br />

The new br<strong>and</strong> <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> – ENERGY IS US! also conceals<br />

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

– be! We, <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong>, are the active partner that in<strong>for</strong>ms, inspires<br />

<strong>and</strong> connects: be energised, be inspired, be connected,<br />

be in<strong>for</strong>med – are our promises to our members <strong>for</strong> joint success.<br />

However, the changes do not only affect the external appearance<br />

<strong>of</strong> the <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> association. The drastic changes in<br />

the <strong>energy</strong> sector were the reason to tackle a fundamental<br />

structural <strong>and</strong> operational reorientation <strong>and</strong> to develop it under<br />

the title “VGB2025”. Based on the proposals <strong>of</strong> a broad-<br />

based working group consisting <strong>of</strong> representatives <strong>of</strong> the<br />

member companies <strong>and</strong> the head <strong>of</strong>fice, a <strong>for</strong>ward-looking,<br />

efficient concept <strong>for</strong> the association was developed <strong>and</strong> approved<br />

by the members. A sustainable financing model <strong>for</strong><br />

the association as well as increasing the attractiveness <strong>for</strong><br />

existing <strong>and</strong> potential member companies through a transparent,<br />

modular <strong>and</strong> flexible participation model are central<br />

parts.<br />

In future, all activities <strong>of</strong> the association will be grouped,<br />

on the one h<strong>and</strong>, in the initially five Technical Competence<br />

Centres – Wind Power, Hydropower, Nuclear Power, Thermal<br />

Power Plants <strong>and</strong> the Future Energy System; Energy System<br />

<strong>of</strong> the Future – in which the known working bodies <strong>and</strong> the<br />

activities <strong>and</strong> services assigned to them are organised. The<br />

Technical Competence Centres will concentrate on the important<br />

focal points relevant to all member companies in the<br />

areas <strong>of</strong> plant <strong>and</strong> operational safety, technical exchange <strong>of</strong><br />

experience, expertise <strong>for</strong> external communication, development<br />

<strong>of</strong> st<strong>and</strong>ards <strong>and</strong> organisation <strong>and</strong> coordination <strong>of</strong> joint<br />

research projects.<br />

On the other h<strong>and</strong>, activities are organised in the Technical<br />

Programmes to cover or develop comprehensive or completely<br />

new topics. Thematically, cross-cutting <strong>and</strong>/or new topics,<br />

technologies as well as activities can be covered. The Technical<br />

Programmes <strong>of</strong>fer flexible implementation conditions in<br />

terms <strong>of</strong> participation, funding <strong>and</strong> structuring <strong>and</strong> are designed<br />

with a clear focus on the objectives to be achieved, the<br />

deliverables <strong>and</strong> the time frame.<br />

As an integral part <strong>of</strong> the association, <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong>’s service<br />

company <strong>of</strong>fers further highly qualified services <strong>and</strong> further<br />

know-how <strong>for</strong> the members with its Technical Services <strong>and</strong><br />

Engineering Services as well as the Event Service <strong>and</strong> Publishing<br />

House.<br />

This is <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>of</strong> the future – our portfolio, our claim<br />

<strong>and</strong> our <strong>energy</strong> with a concept <strong>for</strong> the future. We look <strong>for</strong>ward<br />

to you continuing to walk this challenging <strong>and</strong> exciting<br />

path together with us in the future.<br />

Dr. Georg Stamatelopoulos<br />

Chairman <strong>of</strong> the Board <strong>of</strong> Directors<br />

<strong>of</strong> the VGB PowerTech e.V.<br />

Member <strong>of</strong> the Board/<br />

Chief Operating Officer <strong>Generation</strong><br />

<strong>of</strong> the EnBW Energie<br />

Baden-Württemberg AG<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 1


Editorial<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> – auf dem Weg in das<br />

Energiesystem der Zukunft<br />

Sehr geehrte Leserinnen und Leser,<br />

unsere Branche steht vor einer Vielzahl von richtungsweisenden<br />

Heraus<strong>for</strong>derungen, die unter dem Begriff „Energiewende“<br />

zusammengefasst werden. Ziel ist ein nachhaltiges<br />

Energiesystem mit einer Net-Zero-Bilanz bei klimarelevanten<br />

Emissionen. Der Weg dahin ist schon heute gekennzeichnet<br />

durch einen massiven Ausbau der erneuerbaren Energien –<br />

insbesondere in den Bereichen Solar, Wind, Biomasse und<br />

Wasser –, was essentiell für das Erreichen der Ziele ist. Eine<br />

weitere nicht minder wichtige Heraus<strong>for</strong>derung betrifft die<br />

Versorgungssicherheit und die Systemstabilität. Dazu bedarf<br />

es disponibler Erzeugung, also Leistung im System, die uns jederzeit<br />

zur Verfügung steht. Für diese Erzeugung wird es aus<br />

heutiger Sicht vor allem er<strong>for</strong>derlich sein, notwendige Kapazitäten<br />

auf Basis von Gas zu installieren; in der Endstufe durch<br />

Einsatz von grünen Gasen, vor allem Wasserst<strong>of</strong>f, ein weiteres<br />

aktuelles H<strong>and</strong>lungsfeld.<br />

Diese Heraus<strong>for</strong>derungen, für die tatsächliche Lösungen umgesetzt<br />

werden müssen, spiegeln sich alle im Thema Technik.<br />

Denn es gilt neue Technologien zu entwickeln bzw. etablierte<br />

weiter zu entwickeln, diese bis zur technischen Umsetzung zu<br />

begleiten und letztendlich die notwendigen Anlagen für die<br />

Energieversorgung zu errichten und zu betreiben. Die Energiebranche<br />

ist dazu bereit und aktiv in einer Vielzahl von zukunftsweisenden<br />

Projekten eingebunden.<br />

Dementsprechend findet sich hier auch der „VGB PowerTech“<br />

wieder, als technischer Verb<strong>and</strong> der Energieanlagenbetreiber.<br />

Der Verb<strong>and</strong> unterstützt in dieser anspruchsvollen Zeit des<br />

W<strong>and</strong>els seine Mitgliedsunternehmen und die Branche als<br />

unabhängige Platt<strong>for</strong>m, Netzwerk und Kompetenzzentrum.<br />

Mit einem neuen Erscheinungsbild möchten wir den Verb<strong>and</strong><br />

auch nach außen für das neue Energiezeitalter präsentieren.<br />

Dabei wird Kontinuität, im Sinne von Verlässlichkeit und<br />

Kompetenzen, gewahrt und durch einen neuen Zusatz mit<br />

Mehrwert versehen. Was bietet sich in der Welt der „Energie“<br />

dabei mehr als eine Ergänzung mit einem „e“ an? Mit einer<br />

kleinen Veränderung – die im allgemeinen Sprachgebrauch<br />

nicht einmal zum hörbaren Tragen kommt – transportieren<br />

wir unser Zuhause, die Energiebranche und die Energie, mit<br />

der wir tagtäglich unsere Mitglieder unterstützen und unsere<br />

gemeinsamen Ziele verfolgen.<br />

So gehen wir einen entscheidenden Schritt in Richtung einer<br />

starken und prägenden Marke: <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> mit den Hauptgedanken<br />

„vision – generation – benefit“. Die Bereitschaft des<br />

Verb<strong>and</strong>es zu verändern, zu verbessern, Verbindungen zu<br />

schaffen und Verantwortung zu übernehmen drückt sich zudem<br />

in unserem Claim „ENERGY IS US“ aus. Energie ist nicht<br />

nur Thema, es ist unser innerster Antrieb.<br />

In der neuen Marke <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> – ENERGY IS US! verbirgt<br />

sich zudem noch eine weitere Ebene, der wir uns verschreiben.<br />

Es ist die Auf<strong>for</strong>derung: „be“ – sei! Wir, der <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong>,<br />

sind der aktive Partner, der in<strong>for</strong>miert, inspiriert und verbindet:<br />

be energised, be inspired, be connected, be in<strong>for</strong>med –<br />

sind unsere Versprechen an unsere Mitglieder für gemeinsame<br />

Erfolge.<br />

Die Veränderungen betreffen aber nicht nur das äußere Auftreten<br />

des Verb<strong>and</strong>es <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong>. Die einschneidenden Veränderungen<br />

der Energiebranche waren Anlass, eine grundle-<br />

gende strukturelle und operative Neuausrichtung in Angriff<br />

zu nehmen und unter dem Titel „VGB2025“ zu entwickeln. Auf<br />

Basis der Vorschläge einer breit aufgestellten Arbeitsgruppe<br />

aus Vertretern der Mitgliedsunternehmen und der Geschäftsstelle<br />

wurde ein zukunftsweisendes, effizientes Konzept für<br />

den Verb<strong>and</strong> erarbeitet und von den Mitgliedern genehmigt.<br />

Ein nachhaltiges Finanzierungsmodell für den Verb<strong>and</strong> sowie<br />

die Erhöhung der Attraktivität für bestehende und potenzielle<br />

Mitgliedsunternehmen durch ein transparentes, modulares<br />

und flexibles Beteiligungsmodell sind zentrale Komponenten.<br />

Zukünftig gruppieren sich alle Aktivitäten des Verb<strong>and</strong>s zum<br />

einen in den zunächst fünf Technischen Kompetenzzentren –<br />

Windkraft, Wasserkraft, Kernkraft, Thermische Kraftwerke<br />

und das Future Energy System; Energiesystem der Zukunft –,<br />

in denen die bekannten Arbeitsgremien und die ihnen zugeordneten<br />

Aktivitäten und Dienstleistungen organisiert sind.<br />

Die Technischen Kompetenzzentren werden sich auf die wichtigen<br />

und für alle Mitgliedsunternehmen relevanten Schwerpunkte<br />

aus den Bereichen Anlagen- und Betriebssicherheit,<br />

Technischer Erfahrungsaustausch, Expertise für die externe<br />

Kommunikation, Erarbeitung von St<strong>and</strong>ards und Organisation<br />

und Koordination von Gemeinschafts<strong>for</strong>schungsvorhaben<br />

konzentrieren.<br />

Zum <strong>and</strong>eren werden Aktivitäten in den Technischen Programmen<br />

organisiert, mit denen übergreifende oder ganz<br />

neue Themen abgedeckt bzw. entwickelt werden. Thematisch<br />

können übergeordnete und/oder neuartige Themen, Technologien<br />

sowie Aktivitäten abgedeckt werden. Die Technischen<br />

Programme bieten flexible Durchführungsbedingungen hinsichtlich<br />

Beteiligung, Finanzierung und Strukturierung und<br />

sind mit einem klaren Fokus auf die zu erreichenden Ziele,<br />

die zu erbringenden Leistungen sowie den zeitlichen Rahmen<br />

ausgerichtet.<br />

Als integraler Best<strong>and</strong>teil des Verb<strong>and</strong>s bietet die Dienstleistungsgesellschaft<br />

des <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> mit den Technischen Diensten<br />

und Ingenieurservices sowie dem Veranstaltungsservice<br />

und Verlag weitere hochqualifizierte Leistungen und weiteres<br />

Know-how für die Mitglieder an.<br />

Das ist <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> der Zukunft – unser Portfolio, unser Anspruch<br />

und unsere Energie mit einem Konzept für die Zukunft.<br />

Wir freuen uns, wenn Sie diesen anspruchsvollen und<br />

aufregenden Weg auch in Zukunft weiterhin gemeinsam mit<br />

uns gehen.<br />

Dr. Georg Stamatelopoulos<br />

Vorsitzender des Vorst<strong>and</strong>s<br />

des VGB PowerTech e.V.<br />

Mitglied des Vorst<strong>and</strong>s/<br />

Chief Operating Officer <strong>Generation</strong><br />

der EnBW Energie<br />

Baden-Württemberg AG<br />

2 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


www.branchentag-wasserst<strong>of</strong>f.de<br />

1. Branchentag Wasserst<strong>of</strong>f<br />

28./29. März <strong>2022</strong>


<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Generation</strong><br />

<strong>and</strong> <strong>Storage</strong> <strong>of</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> 1/2 · <strong>2022</strong><br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> –<br />

on the way to the <strong>energy</strong> system <strong>of</strong> the future<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> –<br />

auf dem Weg in das Energiesystem der Zukunft<br />

Georg Stamatelopoulos 1<br />

More efficient <strong>energy</strong> supply through the construction<br />

<strong>of</strong> a two-zone storage facility <strong>for</strong> Stadtwerke Duisburg<br />

Effizientere Energieversorgung durch die Errichtung<br />

eines Zwei-Zonen-Speichers für die Stadtwerke Duisburg<br />

Markus Eferdinger 48<br />

Abstracts/Kurzfassungen6<br />

Members‘ News 8<br />

Industry News 20<br />

News from Science & Research 27<br />

Events in Brief 32<br />

Combined heat <strong>and</strong> power plant electrical equipment<br />

incident rate <strong>and</strong> unavailability empirical expression<br />

Empirische Kennzahl für Störungen und Nichtverfügbarkeit<br />

von elektrischen Komponenten in Heizkraftwerken<br />

Romāns Oļekšijs <strong>and</strong> Bogdan Olekshii 52<br />

First operating experience with the BigBattery Lausitz<br />

Erste Betriebserfahrungen mit der BigBattery Lausitz<br />

Gunnar Löhning, Florian Wenzel, Andreas Kleitz,<br />

Oliver Stenzel <strong>and</strong> Thomas Hörtinger 58<br />

VGB Congress 2021<br />

Welcome address | Grußworte<br />

Thomas Kufen 33<br />

Black Start – Support <strong>for</strong> an existing CCGT power plant<br />

Schwarzstart – Unterstützung für ein Best<strong>and</strong>s-GuD-Kraftwerk<br />

Thomas Lehmann 63<br />

Opening speech | Eröffnungsrede<br />

Georg Stamatelopoulos 34<br />

Conference report | Konferenzbericht 37<br />

<strong>vgbe</strong> Awards 2021 | <strong>vgbe</strong>-Awards 2021 39<br />

Our common ambition to improve quality <strong>and</strong> safety<br />

per<strong>for</strong>mance <strong>for</strong> works involving contractors<br />

Unser gemeinsames Bestreben, die Qualität und<br />

die Sicherheit bei Arbeiten, an denen Auftragnehmer<br />

beteiligt sind, zu verbessern<br />

Marc Massaar Van Schaik, Till Böhmer <strong>and</strong> Hilde Geudens 41<br />

Mobile maintenance against the background<br />

<strong>of</strong> sector coupling<br />

Mobile Inst<strong>and</strong>haltung vor dem Hintergrund<br />

der Sektorenkopplung<br />

Florian Schumann <strong>and</strong> Helmut Guggenbichler 66<br />

Optimal PID controller structures <strong>for</strong> practical application<br />

Optimale PID-Reglerstrukturen für die praktische Anwendung<br />

Simon Fleischer <strong>and</strong> Kai Michels 72<br />

The role <strong>of</strong> low emission coal technologies<br />

in a net zero Asian future<br />

Die Rolle emissionsarmer Kohletechnologien in einer<br />

Netto-Null-Zukunft in Asien<br />

Greg Kelsall <strong>and</strong> Paul Baruya 76<br />

4 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


Ms Angela Langen<br />

Content<br />

Save the Date<br />

<strong>vgbe</strong> Congress <strong>2022</strong><br />

ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER <strong>2022</strong><br />

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t +49 201 8128-310<br />

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<strong>vgbe</strong> Congress/<strong>vgbe</strong>-Kongress <strong>2022</strong><br />

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Conference Report:<br />

53 rd Colloquium on Power Plant Technology<br />

Tagungsbericht: 53. Kraftwerkstechnisches Kolloquium<br />

Michael Beckmann <strong>and</strong> Juliane Jentschke 81<br />

Operating results 85<br />

<strong>vgbe</strong> news 90<br />

Personalien90<br />

14 <strong>and</strong> 15 September <strong>2022</strong><br />

Radisson Blu Hotel<br />

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Contacts<br />

Ines Moors<br />

t +49 201 8128-274<br />

e vgb-congress@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

Inserentenverzeichnis94<br />

Events 95<br />

Angela Langen<br />

t +49 201 8128-310<br />

e angela.langen@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

Imprint96<br />

Preview <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 3|<strong>2022</strong> 96<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 5


Abstracts | Kurzfassungen<br />

Our common ambition to improve<br />

quality <strong>and</strong> safety per<strong>for</strong>mance <strong>for</strong><br />

works involving contractors<br />

Marc Massaar Van Schaik, Till Böhmer<br />

<strong>and</strong> Hilde Geudens<br />

ENGIE THERMAL Europe manages a Europe<br />

wide generation fleet with an capacity <strong>of</strong> approx.<br />

19.8 GW <strong>of</strong> Gas- <strong>and</strong> large-scale Combined<br />

<strong>Heat</strong> Power assets <strong>and</strong> some pumped storage<br />

plants. Due to the increasing number <strong>of</strong> safety<br />

related events with Contractors, an improvement<br />

program was launched focusing on the<br />

quality <strong>and</strong> safety per<strong>for</strong>mance <strong>for</strong> works involving<br />

Contractors. A multidisciplinary working<br />

group consisting <strong>of</strong> Maintenance, Procurement<br />

<strong>and</strong> HSE experts reviewed in a holistic way the<br />

‘full life cycle’ from qualification <strong>and</strong> selection<br />

during the tender phase up to the closure <strong>of</strong> the<br />

works. One <strong>of</strong> the main achievements <strong>of</strong> this<br />

project is the close collaboration between the<br />

different departments – Procurement, HSE <strong>and</strong><br />

Business – thanks to a shared objective to improve<br />

quality <strong>and</strong> safety per<strong>for</strong>mance.<br />

More efficient <strong>energy</strong> supply<br />

through the construction <strong>of</strong> a<br />

two-zone storage facility <strong>for</strong><br />

Stadtwerke Duisburg<br />

Markus Eferdinger<br />

Storing large quantities <strong>of</strong> electricity <strong>and</strong> heat<br />

still poses major challenges <strong>for</strong> the <strong>energy</strong> industry.<br />

Stadtwerke Duisburg was also confronted<br />

with this. To overcome them, the industrial<br />

services provider Bilfinger Industrial Services<br />

from Austria was commissioned. A district<br />

heating storage system with two-zone technology,<br />

including an associated pump house,<br />

was to provide a remedy. The municipal utility<br />

relied on the innovative technology <strong>of</strong> the twozone<br />

storage tank. The two-zone technology is<br />

an invention <strong>of</strong> the Swedish engineer Dr. Anders<br />

Hedbäck. With this technology, heat storage<br />

tanks that can withst<strong>and</strong> temperatures <strong>of</strong> over<br />

100 degrees Celsius can be built without pressure.<br />

Combined heat <strong>and</strong> power plant<br />

electrical equipment incident rate<br />

<strong>and</strong> unavailability empirical<br />

expression<br />

Romāns Oļekšijs <strong>and</strong> Bogdan Olekshii<br />

This paper presents approach to estimate combined<br />

heat <strong>and</strong> power plant main electrical<br />

equipment incident rate <strong>and</strong> unavailability time<br />

basing on statistical data. Empirical equations<br />

<strong>for</strong> generator incident rate <strong>and</strong> unavailability<br />

time estimation based on operating hours <strong>and</strong><br />

number <strong>of</strong> start-ups per year are provided. The<br />

equations allow to predict CHP main electrical<br />

equipment incident rate <strong>and</strong> caused outage<br />

time basing on expected CHP operation time<br />

<strong>and</strong> start-up number per year. Such in<strong>for</strong>mation<br />

is valuable <strong>for</strong> risk assessment <strong>and</strong> planning <strong>of</strong><br />

power plant operation regimes. Provided equations<br />

could be used <strong>for</strong> any CHP. Calculation examples<br />

are presented. Also, brief description <strong>of</strong><br />

possible economical effect is presented, which<br />

is very important in terms to choose right operation<br />

regimes.<br />

First operating experience with the<br />

BigBattery Lausitz<br />

Gunnar Löhning, Florian Wenzel,<br />

Andreas Kleitz, Oliver Stenzel<br />

<strong>and</strong> Thomas Hörtinger<br />

Lausitz Energie Kraftwerke AG (LEAG) is tapping<br />

into new business areas <strong>and</strong> has built a<br />

battery storage facility with a storage capacity<br />

<strong>of</strong> around 54 megawatt hours at its Schwarze<br />

Pumpe site. The “BigBattery Lausitz” project<br />

combines modern power plant infrastructures<br />

with storage technology on a new scale <strong>and</strong> is<br />

so far unique in Europe in this constellation.<br />

The storage unit, which is based on lithium-ion<br />

technology, enables further flexibilisation <strong>of</strong><br />

power generation at the Schwarze Pumpe site.<br />

By providing control power, it contributes to<br />

increasing the robustness <strong>of</strong> the transmission<br />

grid against frequency fluctuations <strong>and</strong> thus<br />

supports the system integration <strong>of</strong> renewable<br />

energies. The following article first explains the<br />

technical concept <strong>of</strong> the battery storage system.<br />

It then presents initial operating experience<br />

with the BigBattery Lausitz <strong>and</strong> approaches <strong>for</strong><br />

further optimisation.<br />

Black Start – Support <strong>for</strong> an<br />

existing CCGT power plant<br />

Thomas Lehmann<br />

During a blackout scenario <strong>of</strong> 50Hertz transmission<br />

GmbH (50Hertz) transmission system the<br />

district system berlin is also going to be affected.<br />

Today 50Hertz transmission GmbH comm<strong>and</strong>s<br />

the re-establishment <strong>of</strong> the grid. The Stromnetz<br />

Berlin GmbH as district system operator wants<br />

to react faster <strong>and</strong> repower the district system<br />

quicker. For this case black start diesel generators<br />

will be built at the CHP plant Berlin Mitte to<br />

recover from a total shut-down. These partnerships,<br />

regulations <strong>and</strong> the technical implementation<br />

will be shown.<br />

Mobile maintenance against the<br />

background <strong>of</strong> sector coupling<br />

Florian Schumann<br />

<strong>and</strong> Helmut Guggenbichler<br />

Both, <strong>for</strong> plants in operation in the <strong>energy</strong> industry<br />

<strong>and</strong> on the way to establishing decentralised<br />

structures in <strong>energy</strong> supply, there is<br />

currently still <strong>of</strong>ten the problem in the operating<br />

phase that there is a discrepancy between<br />

the need <strong>and</strong> the supply <strong>of</strong> in<strong>for</strong>mation. This<br />

<strong>of</strong>ten means that the service staff on site do not<br />

have the documentation they need to process<br />

their tasks or that it is no longer up to date. To<br />

solve these problems, mobile maintenance systems<br />

have already been implemented in several<br />

companies, including power plants. With this<br />

s<strong>of</strong>tware interface, the employees on site can<br />

directly access the current data statuses both<br />

online <strong>and</strong> <strong>of</strong>fline with the help <strong>of</strong> mobile devices<br />

such as smartphones, tablets or AR glasses<br />

<strong>and</strong> interact with the existing systems. With the<br />

help <strong>of</strong> this mobile solution, in<strong>for</strong>mation losses<br />

due to media discontinuities as well as unnecessary<br />

walking or driving distances <strong>for</strong> additional<br />

on-site inspections resulting from missing data<br />

are avoided.<br />

Optimal PID controller structures <strong>for</strong><br />

practical application<br />

Simon Fleischer <strong>and</strong> Kai Michels<br />

For systems with several inputs <strong>and</strong> outputs<br />

we <strong>of</strong>ten have the problem that under certain<br />

operation conditions the controller <strong>for</strong> the different<br />

system variables act against each other.<br />

To avoid this problem, one could use a multi-dimensional<br />

state-space controller, but this<br />

type <strong>of</strong> controller is so complex, that in case <strong>of</strong><br />

changes in the system it cannot be tuned any<br />

more. There<strong>for</strong>e, at the IAT <strong>of</strong> Bremen University<br />

an algorithm is currently developed, that<br />

provides an optimal PI(D) controller structure<br />

including parameterization <strong>for</strong> such systems.<br />

The optimization means a maximization <strong>of</strong> control<br />

quality by minimization <strong>of</strong> the H_∞-Norm.<br />

From that point <strong>of</strong> view, the algorithm can be<br />

seen as a link between modern control theory<br />

<strong>and</strong> practical application.<br />

The role <strong>of</strong> low emission coal<br />

technologies in a net zero<br />

Asian future<br />

Greg Kelsall <strong>and</strong> Paul Baruya<br />

There is a widely held assumption that there<br />

must be an end to the use <strong>of</strong> coal to achieve net<br />

zero emissions (NZE). For much <strong>of</strong> Asia, it is not<br />

feasible to phase out unabated coal in the coming<br />

decades as it remains the dominant source<br />

<strong>of</strong> <strong>energy</strong>, because <strong>of</strong> its low cost <strong>and</strong> ease <strong>of</strong><br />

availability. Many Asian countries have relatively<br />

fast-growing economies <strong>and</strong> populations,<br />

which are also becoming more urban. Thus, dem<strong>and</strong><br />

<strong>for</strong> <strong>energy</strong>, electricity <strong>and</strong> infrastructure<br />

is growing – all <strong>of</strong> which are carbon-intensive.<br />

There is much that Asian countries can do to<br />

approach NZE, starting with the deployment <strong>of</strong><br />

low emission coal technologies (LECT). Carbon<br />

capture, utilisation <strong>and</strong> storage (CCUS) is a necessary<br />

part <strong>of</strong> Asia’s transition to NZE because<br />

coal will remain important <strong>for</strong> many years <strong>for</strong><br />

existing industry, such as electricity generation<br />

<strong>and</strong> industrial processes that are hard to abate;<br />

<strong>and</strong> new industries, such as bio<strong>energy</strong>, hydrogen,<br />

ammonia <strong>and</strong> dimethyl ether (DME). Asia,<br />

<strong>and</strong> in particular China, should become a key focus<br />

<strong>for</strong> the roll‐out <strong>of</strong> commercial CCUS, where<br />

large scale projects are underway.<br />

Conference Report: 53 rd Colloquium<br />

on Power Plant Technology<br />

Michael Beckmann <strong>and</strong> Juliane Jentschke<br />

For the second year in a row, the Power Plant<br />

Technology Colloquium (KWTK) took place as<br />

a hybrid conference. Thanks to a hygiene <strong>and</strong><br />

event concept, 600 participants were able to attend<br />

the conference in attendance at the Dresden<br />

Congress Centre. About 50 people followed<br />

the KWTK online. In addition to the plenary<br />

session <strong>and</strong> panel discussion, all technical presentations<br />

<strong>of</strong> the individual sessions were also<br />

broadcast live <strong>for</strong> the first time. In addition, the<br />

70 exhibitors in Dresden had the opportunity to<br />

present their companies online. Thus, even under<br />

the given framework conditions, the KWTK<br />

organisation team was once again able to conduct<br />

a communication <strong>and</strong> discussion plat<strong>for</strong>m<br />

that met with a lively response.<br />

6 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> journa 1 | 2 · <strong>2022</strong>


Abstracts | Kurzfassungen<br />

Unser gemeinsames Bestreben,<br />

die Qualität und die Sicherheit bei<br />

Arbeiten, an denen Auftragnehmer<br />

beteiligt sind, zu verbessern<br />

Marc Massaar Van Schaik, Till Böhmer<br />

und Hilde Geudens<br />

ENGIE THERMAL Europe betreut einen europaweiten<br />

Kraftwerkspark von ca. 19,8 GW mit<br />

Gas- und leistungsstarken Kraftwerken inkl.<br />

Kraft-Wärme-Kopplung sowie einigen Pumpspeicherkraftwerken.<br />

Aufgrund der zunehmenden<br />

Zahl von sicherheitsrelevanten Ereignissen<br />

bei Auftragnehmern wurde ein Optimierungsprogramm<br />

aufgelegt, das sich auf die Qualität<br />

und Sicherheit bei Arbeiten mit Auftragnehmern<br />

konzentriert. Eine multidisziplinäre Arbeitsgruppe,<br />

bestehend aus Experten aus den Bereichen<br />

Inst<strong>and</strong>haltung, Beschaffung sowie Sicherheit<br />

und Gesundheitsschutz, überprüfte auf<br />

ganzheitliche Weise den gesamten Lebenszyklus<br />

von der Qualifikation und Auswahl während der<br />

Ausschreibungsphase bis zum Abschluss der Arbeiten.<br />

Eines der wichtigsten Ergebnisse dieses<br />

Projekts ist die etablierte enge Zusammenarbeit<br />

zwischen den verschiedenen Abteilungen – Beschaffung,<br />

HSE und Unternehmen – dank des<br />

gemeinsamen Ziels, die Qualität und das Niveau<br />

von Sicherheit zu verbessern.<br />

Effizientere Energieversorgung<br />

durch die Errichtung eines<br />

Zwei-Zonen-Speichers für die<br />

Stadtwerke Duisburg<br />

Markus Eferdinger<br />

Das Speichern von größeren Strom- und Wärmemengen<br />

stellt die Energiebranche noch immer<br />

vor große Heraus<strong>for</strong>derungen. Damit sahen<br />

sich auch die Stadtwerke Duisburg konfrontiert.<br />

Um diese zu bewältigen, wurde der Industriedienstleister<br />

Bilfinger Industrial Services beauftragt.<br />

Ein Fernwärmespeicher mit Zwei-Zonen-Technologie,<br />

samt dazugehörigem Pumpenhaus,<br />

sollte Abhilfe schaffen. Dabei setzten die<br />

Stadtwerke auf die innovative Technologie des<br />

Zwei-Zonen Speichers. Die Zwei-Zonen-Technik<br />

ist eine Erfindung des schwedischen Ingenieurs<br />

Dr. Anders Hedbäck. Mit dieser Technik können<br />

drucklose Wärmespeicher realisiert werden, in<br />

denen Wasser in flüssiger Phase mit über 100 °C<br />

gespeichert werden kann. Bilfinger hat die Patente<br />

übernommen.<br />

Empirische Kennzahl für Störungen<br />

und Nichtverfügbarkeit von<br />

elektrischen Komponenten<br />

in Heizkraftwerken<br />

Romāns Oļekšijs und Bogdan Olekshii<br />

In diesem Beitrag wird ein Ansatz zur Abschätzung<br />

der Störungsrate und der Nichtverfügbarkeitszeit<br />

der elektrischen Haupteinrichtungen<br />

eines Heizkraftwerks auf der Grundlage statistischer<br />

Daten vorgestellt. Es werden empirische<br />

Gleichungen für die Ermittlung der Störungsrate<br />

und der Nichtverfügbarkeitszeit von Generatoren<br />

auf der Grundlage von Betriebsstunden<br />

und der Anzahl von Anlagenstarts pro Jahr<br />

aufgestellt. Die so gewonnenen Gleichungen<br />

ermöglichen eine Prognose der Störfallrate und<br />

der dadurch verursachten Ausfallzeit auf der<br />

Grundlage der erwarteten KWK-Betriebszeit<br />

und der Anzahl der Anlagenstarts pro Jahr. Diese<br />

In<strong>for</strong>mationen sind hilfreich für die Risikobewertung<br />

und die Planung von Kraftwerksbetriebsregimen.<br />

Die bereitgestellten Gleichungen<br />

können für jede beliebige KWK-Anlage verwendet<br />

werden.<br />

Erste Betriebserfahrungen mit der<br />

BigBattery Lausitz<br />

Gunnar Löhning, Florian Wenzel,<br />

Andreas Kleitz, Oliver Stenzel<br />

und Thomas Hörtinger<br />

Die Lausitz Energie Kraftwerke AG (LEAG) erschließt<br />

neue Geschäftsfelder und errichtete<br />

am St<strong>and</strong>ort Schwarze Pumpe einen Batteriespeicher<br />

mit einer Speicherkapazität von ca.<br />

54 Megawattstunden. Das Projekt „BigBattery<br />

Lausitz“ kombiniert moderne Kraftwerksinfrastrukturen<br />

mit Speichertechnologie in neuer<br />

Größenordnung und ist in dieser Konstellation<br />

bislang einzigartig in Europa. Der auf der Lithium-Ionen-Technologie<br />

basierende Speicher<br />

ermöglicht eine weitere Flexibilisierung der<br />

Stromerzeugung am St<strong>and</strong>ort Schwarze Pumpe.<br />

Durch die Bereitstellung von Regelleistung<br />

trägt er dazu bei, die Robustheit des Übertragungsnetzes<br />

gegen Frequenzschwankungen zu<br />

erhöhen und unterstützt so die Systemintegration<br />

der erneuerbaren Energien. Im Beitrag wird<br />

die technische Konzeption des Batteriespeichers<br />

erläutert. Erste Betriebserfahrungen mit der Big-<br />

Battery Lausitz und Ansätze zur weiteren Optimierung<br />

werden vorgestellt.<br />

Schwarzstart – Unterstützung<br />

für ein Best<strong>and</strong>s-GuD-Kraftwerk<br />

Thomas Lehmann<br />

Bei einem Netzzusammenbruch in der Regelzone<br />

der 50Hertz transmission GmbH (50Hertz)<br />

ist das L<strong>and</strong> Berlin ebenfalls betr<strong>of</strong>fen. Während<br />

des Netzwiederaufbaus koordiniert 50Hertz<br />

alle durchzuführenden Maßnahmen. Als Verteilungsnetzbetreiber<br />

Berlins möchte die Stromnetz<br />

Berlin GmbH jedoch unabhängiger und<br />

schneller auf einen Netzzusammenbruch im<br />

Sinne einer schnellen Wiederversorgung wichtiger<br />

Teile des Stromnetzes in Berlin reagieren<br />

können.<br />

Mobile Inst<strong>and</strong>haltung vor dem<br />

Hintergrund der Sektorenkopplung<br />

Florian Schumann<br />

und Helmut Guggenbichler<br />

Sowohl bei im Betrieb befindlichen Anlagen der<br />

Energiewirtschaft als auch auf dem Weg zur<br />

Etablierung von dezentralen Strukturen in der<br />

Energieversorgung tritt derzeit in der Betriebsphase<br />

häufig noch das Problem auf, dass es eine<br />

Diskrepanz zwischen dem Bedarf und der Versorgung<br />

mit In<strong>for</strong>mationen gibt. Dies bedeutet<br />

<strong>of</strong>tmals, dass den Servicemitarbeitern vor Ort<br />

nicht die benötigte Dokumentation zur Bearbeitung<br />

ihrer Aufgabenstellungen vorliegt oder diese<br />

nicht mehr dem aktuellen St<strong>and</strong> entspricht.<br />

Zur Behebung dieser Probleme konnten bereits<br />

in mehreren Unternehmen, u.a. Kraftwerken,<br />

Systeme zur mobilen Inst<strong>and</strong>haltung implementiert<br />

werden. Mit dieser S<strong>of</strong>tware-Oberfläche<br />

können die Mitarbeiter vor Ort mit Hilfe von<br />

mobilen Endgeräten, wie Smartphones, Tablets<br />

oder auch AR-Brillen, sowohl online als auch<br />

<strong>of</strong>fline direkt auf die aktuellen Datenstände zugreifen<br />

und mit den bestehenden Systemen interagieren.<br />

Der vorliegende Beitrag befasst sich<br />

mit der bestehenden Diskrepanz zwischen dem<br />

Bedarf und der Versorgung an In<strong>for</strong>mationen<br />

zur Störungsaufnahme und Störungsbehebung<br />

im industriellen Bereich. Im Rahmen des Beitrages,<br />

wird ein Bezug zu den aktuellen technologischen<br />

St<strong>and</strong>ards der relevanten S<strong>of</strong>t- und Hardware<br />

hergestellt und anh<strong>and</strong> von industriellen<br />

Anwendungsfällen vorgestellt. Im Zuge dessen<br />

werden die zu Beginn angesprochene Problematiken<br />

abermals aufgegriffen und die erarbeiteten<br />

Lösungsansätze erneut dargestellt.<br />

Optimale PID-Reglerstrukturen<br />

für die praktische Anwendung<br />

Simon Fleischer und Kai Michels<br />

Oftmals besteht bei Systemen mit mehreren Einund<br />

Ausgangsgrößen das Problem, dass die Regler<br />

für die einzelnen Systemgrößen in bestimmten<br />

Betriebssituationen gegenein<strong>and</strong>er arbeiten.<br />

Abhilfe würde hier eine Mehrgrößen-Zust<strong>and</strong>sregelung<br />

schaffen, die aber so komplex ist, dass<br />

sie im laufenden Betrieb an Veränderungen in<br />

der Strecke nicht mehr angepasst werden kann.<br />

Am IAT der Uni Bremen wird daher ein Algorithmus<br />

entwickelt, der für ein dynamisches System<br />

mit mehreren Ein- und Ausgangsgrößen eine<br />

optimale Struktur aus PI(D)-Reglern mitsamt<br />

Parametrierung liefert. Die Optimierung zielt<br />

auf eine Maximierung der Regelgüte bezüglich<br />

der H_∞-Norm ab. Der Algorithmus stellt damit<br />

einen Brückenschlag zwischen moderner Regelungstheorie<br />

und praktischer Anwendung dar.<br />

Die Rolle emissionsarmer<br />

Kohletechnologien in einer<br />

Netto-Null-Zukunft in Asien<br />

Greg Kelsall und Paul Baruya<br />

Es besteht die weit verbreitete Annahme, dass<br />

die Nutzung von Kohle beendet werden muss,<br />

um Netto-Null-Emissionen (NZE) zu erreichen.<br />

In weiten Teilen Asiens ist ein Ausstieg aus der<br />

Kohle in den kommenden Jahrzehnten nicht<br />

machbar, da sie aufgrund ihrer geringen Kosten<br />

und leichten Verfügbarkeit die dominierende<br />

Energiequelle bleiben wird. Die Kohlenst<strong>of</strong>fabscheidung,<br />

-nutzung und -speicherung (CCUS)<br />

ist daher ein notwendiger Best<strong>and</strong>teil des Übergangs<br />

Asiens zu NZE. Asien, und insbesondere<br />

China, sollten sich daher zu einem Schwerpunkt<br />

für die Einführung kommerzieller CCUS entwickeln.<br />

Die Emissionen von Kohlekraftwerken<br />

lassen sich durch die Mitverbrennung von Biomasse<br />

mit Kohle und die Steigerung des Wirkungsgrads<br />

der Anlagen verringern. Für die Dekarbonisierung<br />

der Industrie und des Chemiesektors<br />

ist ein Portfolio-Ansatz er<strong>for</strong>derlich, der<br />

die Umstellung auf emissionsarme Brennst<strong>of</strong>fe<br />

wie Wasserst<strong>of</strong>f und Ammoniak, Biomasse als<br />

kohlenst<strong>of</strong>fneutraler Brennst<strong>of</strong>f, verbesserte<br />

Energieeffizienz und den Einsatz der derzeit<br />

besten verfügbaren und künftigen innovativen<br />

Technologien einschließlich CCUS umfasst.<br />

Tagungsbericht:<br />

53. Kraftwerkstechnisches Kolloquium<br />

Michael Beckmann und Juliane Jentschke<br />

Im zweiten Jahr in Folge f<strong>and</strong> das Kraftwerkstechnische<br />

Kolloquium (KWTK) als hybride<br />

Konferenz statt. Dank eines Hygiene- und<br />

Veranstaltungskonzeptes konnten 600 Teilnehmerinnen<br />

und Teilnehmer die Tagung in Präsenz<br />

im Dresdner Congress Center besuchen. Etwa 50<br />

Personen verfolgten das KWTK online. Neben<br />

der Plenarveranstaltung und Podiumsdiskussion<br />

wurden erstmalig auch alle Fach-Vorträge<br />

der einzelnen Sessions live übertragen. Zusätzlich<br />

hatten die 70 Aussteller in Dresden die<br />

Möglichkeit, ihr Unternehmen online zu präsentieren.<br />

Somit konnte das Organisations-Team<br />

des KWTK auch unter den gegebenen Rahmenbedingungen<br />

wieder eine Kommunikations- und<br />

Diskussionsplatt<strong>for</strong>m durchführen, die lebhafte<br />

Resonanz f<strong>and</strong>.<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 7


Members’ News<br />

Members´<br />

News<br />

Engie: Offshore wind: a key step<br />

towards the world’s first large<br />

scale floating wind project<br />

(engie) Ocean Winds, an ENGIE 50/50<br />

joint-venture with EDPR, <strong>and</strong> its partner<br />

Aker Offshore Wind, have been awarded the<br />

exclusive rights to develop the Korea Floating<br />

Wind project.<br />

Korea Floating Wind (“KF Wind”), a<br />

joint-venture between Ocean Winds<br />

(66.7 %) <strong>and</strong> Aker Offshore Wind (33.3 %),<br />

has obtained its first Electric Business License<br />

(EBL) from the South Korean Ministry<br />

<strong>of</strong> Trade, Industry <strong>and</strong> Energy <strong>for</strong> a capacity<br />

<strong>of</strong> 870 MW.<br />

The EBL is a m<strong>and</strong>atory requirement to<br />

generate <strong>and</strong> supply electricity in South Korea.<br />

It grants KF Wind exclusive development<br />

rights to carry out the project, based in<br />

Ulsan.<br />

KF Wind expects the second EBL, <strong>for</strong> a 450<br />

MW capacity, to follow while it continues to<br />

pursue the project’s development with the<br />

objective <strong>of</strong> reaching financial close in 2024.<br />

Paulo ALMIRANTE, ENGIE Senior Executive<br />

Vice President in charge <strong>of</strong> Renewables,<br />

Energy Management <strong>and</strong> Nuclear Activities,<br />

said: “We are very proud that Ocean Winds<br />

<strong>and</strong> its partner have been successfully<br />

awarded, by South Korean authorities, the<br />

exclusive rights to develop what will be the<br />

first large scale floating project <strong>of</strong> Ocean<br />

Winds.<br />

Over the past month, ENGIE’s Ocean<br />

Winds joint-venture reached important<br />

milestones in the Mayflower Wind project in<br />

the U.S., in the ScotWind tender in Scotl<strong>and</strong><br />

<strong>and</strong> now in South Korea. These major <strong>of</strong>fshore<br />

wind farms will significantly contribute<br />

to the <strong>energy</strong> transition in which ENGIE<br />

is strongly committed with its partners <strong>and</strong><br />

clients.”<br />

South Korea aims to generate 20 % <strong>of</strong> its<br />

power from renewable sources by 2030, <strong>of</strong><br />

which 12 GW from <strong>of</strong>fshore wind. At the<br />

COP26, the South Korean government committed<br />

to reducing greenhouse gas emissions<br />

by at least 40 % by 2030 compared to<br />

its 2018 peak.<br />

LL<br />

www.engie.com (22541411)<br />

Fortum <strong>and</strong> Uniper Wind&Solar<br />

team launches its first project<br />

− Pjelax-Böle <strong>and</strong> Kristinestad<br />

Norr wind parks to be built in<br />

cooperation with Helen<br />

(<strong>for</strong>tum/uniper) The joint team <strong>of</strong> Fortum<br />

<strong>and</strong> Uniper <strong>for</strong> wind <strong>and</strong> solar businesses in<br />

Europe is launching its first project. Fortum<br />

has made an investment decision to start the<br />

construction <strong>of</strong> the 380-megawatt Pjelax-Böle<br />

<strong>and</strong> Kristinestad Norr wind parks in<br />

Närpes <strong>and</strong> in Kristinestad, Finl<strong>and</strong> in partnership<br />

with the Finnish <strong>energy</strong> company<br />

Helen Ltd.<br />

The project consists <strong>of</strong> 56 wind turbines<br />

with an annual power generation <strong>of</strong> approximately<br />

1.1 terawatt hours. Construction<br />

with civil works will start in January <strong>2022</strong><br />

<strong>and</strong> the wind parks are expected to be fully<br />

operational at the latest in the second quarter<br />

<strong>of</strong> 2024. Fortum will retain a 60 % majority<br />

<strong>and</strong> Helen a 40 % minority ownership in<br />

the project <strong>and</strong> the investment will be consolidated<br />

on Fortum’s balance sheet. The<br />

total capital expenditure <strong>of</strong> the projects is<br />

approximately EUR 360 million, <strong>of</strong> which<br />

Fortum’s share is EUR 216 million.<br />

Fortum <strong>and</strong> Helen have also signed a longterm<br />

electricity sales agreement (PPA, power<br />

purchase agreement) according to which<br />

Helen is to purchase approximately half <strong>of</strong><br />

the power generation from the Pjelax-Böle<br />

<strong>and</strong> Kristinestad Norr wind parks.<br />

As announced in December 2020, onshore<br />

wind <strong>and</strong> solar is one <strong>of</strong> the three strategic<br />

cooperation areas <strong>for</strong> Fortum <strong>and</strong> Uniper.<br />

The aim <strong>of</strong> strategic cooperation is to ensure<br />

focused <strong>and</strong> effective implementation <strong>of</strong> the<br />

Group strategy, to create more value <strong>and</strong> to<br />

optimise exploration <strong>of</strong> growth opportunities.<br />

The wind <strong>and</strong> solar organisation is under<br />

the leadership <strong>of</strong> Uniper, <strong>and</strong> its aim is to<br />

build between 1.5 <strong>and</strong> 2 gigawatt <strong>of</strong> new<br />

capacity in the most attractive European<br />

markets by 2025. Fortum’s <strong>and</strong> Uniper’s two<br />

other strategic cooperation areas are Nordic<br />

hydro <strong>and</strong> physical trading optimisation <strong>and</strong><br />

hydrogen development.<br />

Fortum‘s <strong>and</strong> Uniper’s business model <strong>for</strong><br />

wind <strong>and</strong> solar consists <strong>of</strong> development,<br />

construction, asset management as well as<br />

partnerships <strong>and</strong> other <strong>for</strong>ms <strong>of</strong> co-operation.<br />

“We are extremely pleased to announce<br />

our partnership with Helen <strong>and</strong> our first<br />

joint wind park project with Uniper. This is<br />

an important step in implementing our Nordic<br />

wind strategy <strong>and</strong> we will continue to<br />

build on our long-st<strong>and</strong>ing expertise to grow<br />

in carbon free power generation,” says Simon-Erik<br />

Ollus, Executive Vice President <strong>of</strong><br />

Fortum’s <strong>Generation</strong> division.<br />

“It’s great to be involved in investing in another<br />

wind farm project in Finl<strong>and</strong>. This investment<br />

will triple Helen’s wind power<br />

production. Helen’s target is carbon-neutral<br />

<strong>energy</strong> production in 2030. Wind power is<br />

one <strong>of</strong> a number <strong>of</strong> means <strong>of</strong> achieving the<br />

carbon neutrality target in a pr<strong>of</strong>itable way,”<br />

says Helen’s CEO Juha-Pekka Weckström.<br />

“This is our first joint renewables project<br />

with Fortum <strong>and</strong> it marks a major milestone.<br />

With a scale <strong>of</strong> 380 MW, an annual production<br />

<strong>of</strong> approximately 1.1 terawatt hours <strong>and</strong><br />

in combination with a long-term electricity<br />

sales agreement with a very good partner,<br />

this project is a lighthouse <strong>for</strong> the future <strong>of</strong><br />

our joint renewables ambition. Together,<br />

Fortum <strong>and</strong> Uniper can leverage our joint<br />

expertise to accelerate our decarbonisation,”<br />

says Frank Possmeier, Executive Vice<br />

President <strong>of</strong> Fortum’s <strong>and</strong> Uniper’s joint<br />

wind <strong>and</strong> solar businesses.<br />

LL<br />

www.<strong>for</strong>tum.com, www.helen.fi,<br />

www.uniper.<strong>energy</strong> (22541429)<br />

Excellent production year 2021<br />

at Fortum’s Loviisa nuclear<br />

power plant<br />

(<strong>for</strong>tum) Despite the ongoing coronavirus<br />

p<strong>and</strong>emic, Fortum’s Loviisa nuclear power<br />

plant achieved a production record in 2021.<br />

The power plant generated a total <strong>of</strong> 8.2 terawatt-hours<br />

(net) <strong>of</strong> carbon-free power.<br />

Thanks to the Loviisa nuclear power plant’s<br />

electricity production, Finl<strong>and</strong> emits about 6<br />

million tonnes less carbon dioxide emissions<br />

annually compared to the equivalent<br />

amount <strong>of</strong> fossil fuel-based electricity.<br />

On an international scale, the 92.9% load<br />

factor <strong>of</strong> the Loviisa nuclear power plant was<br />

among the best in the world <strong>for</strong> pressurised<br />

water reactors. Loviisa Unit 1’s load factor<br />

was 93.9% <strong>and</strong> Loviisa Unit 2’s was 92.2%.<br />

Both plant units underwent refuelling in<br />

2021. The annual outage <strong>of</strong> Unit 1 lasted 18<br />

days, <strong>and</strong> the annual outage <strong>of</strong> Unit 2 was 24<br />

days. The annual outage <strong>of</strong> Unit 2 was delayed<br />

by approximately six days from the<br />

original plan due to the replacement <strong>of</strong> additional<br />

equipment.<br />

“During the annual outages, several plant<br />

modifications were carried out to improve<br />

the safety <strong>and</strong> operation <strong>of</strong> the plants. Safety<br />

automation <strong>and</strong> process monitoring computer<br />

upgrades continued <strong>for</strong> both plants.<br />

The automation modernisation <strong>of</strong> the emer-<br />

8 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


Members´ News<br />

(EPNE) plant LEAG mit diesem Projekt, einen<br />

innovativen Beitrag zum Ausbau der<br />

Erneuerbaren Energien in der Lausitz zu<br />

leisten und ist damit allein in der zweiten<br />

Jahreshälfte 2021 Wegbereiter für über<br />

550 MW Grünstromleistung. Die 21-MW-Anlage<br />

wäre das bislang größte in Deutschl<strong>and</strong><br />

realisierte Floating-PV-Projekt.<br />

LEAG: Das RDV-Gerät am St<strong>and</strong>ort Cottbuser Ostsee bei Ankunft, Foto: Andreas Franke<br />

gency generator that was started in 2020<br />

was continued with Unit 1. In addition, a<br />

project was implemented to enable the life<br />

cycle <strong>of</strong> the process water preservation<br />

chemical at the power plant to be as safe <strong>and</strong><br />

emission-free as possible. The upgrades ensure<br />

the plant‘s operating reliability, safety,<br />

<strong>and</strong> availability,” says Timo Eurasto, Manager,<br />

Operations Unit, Loviisa Power Plant.<br />

“Also the long-term, methodical work to<br />

lower radiation levels <strong>for</strong> radiation workers<br />

has produced results. The radiation levels<br />

were at a record low with both units”, he<br />

adds.<br />

The Loviisa nuclear power plant is a major<br />

employer in the region, providing work <strong>for</strong><br />

approximately 530 Fortum employees <strong>and</strong><br />

nearly 100 permanent employees <strong>of</strong> other<br />

companies working in the plant area every<br />

day. Additionally, about 650 external employees<br />

participated in the annual outages<br />

<strong>and</strong> investment projects. In addition, the<br />

power plant also employed some 80 summer<br />

trainees. Fortum’s investments in the Loviisa<br />

power plant were approximately EUR 30 million<br />

(2020: approximately EUR 50 million).<br />

sector pr<strong>of</strong>essionals, 530 <strong>of</strong> them work at<br />

the Loviisa power plant. Additionally, nearly<br />

100 permanent employees <strong>of</strong> other companies<br />

work in the power plant area every day.<br />

LL<br />

www.<strong>for</strong>tum.com (22541152)<br />

LEAG bereitet Ostseeboden<br />

für Floating-PV-Anlage vor<br />

(leag) Die vorbereitenden Arbeiten zur Errichtung<br />

einer bis zu 18 Hektar großen<br />

schwimmenden PV-Anlage auf dem künftig<br />

1.900 Hektar großen Cottbuser Ostsee haben<br />

begonnen. Das Energieunternehmen<br />

LEAG vergütet derzeit mittels Rütteldruckverdichtung<br />

den gekippten Untergrund im<br />

ehemaligen Tagebau Cottbus-Nord. Damit<br />

geht das Energieunternehmen in Vorleistung,<br />

um die ersten Arbeiten für die noch<br />

durch die Stadt Cottbus zu genehmigende<br />

Anlage „im Trockenen“ vornehmen zu können.<br />

In Zusammenarbeit mit ihrer Projektentwicklerin<br />

EP New Energies GmbH<br />

„Für die Vergütung des gekippten Bodens<br />

kommt wieder das bewährte Verfahren der<br />

Rütteldruckverdichtung zum Einsatz, mit<br />

dem wir bereits die Ufer der zwei Naturschutz-Inseln<br />

und die gekippten Uferbereiche<br />

im künftigen Cottbuser Ostsee verdichtet<br />

haben. Unsere Tochterfirma GMB steht<br />

hierzu mit ihrer Technik und ihrem Knowhow<br />

an unserer Seite,“ so die Leiterin Geotechnik<br />

bei LEAG, Franziska Uhlig-May. Für die Rütteldruckverdichtung<br />

setzt die GMB den Raupenseilkran<br />

mit einem Einsatzgewicht von<br />

rund 290 Tonnen und einer 35 Meter langen<br />

Lanze mit Rüttler ein. Das Rütteldruckverdichtungs-Gerät<br />

wurde mit mehreren Tieflader-Transporten<br />

von seinem vorherigen Einsatzort<br />

in Greifenhain angeliefert und an einem<br />

Montageplatz am R<strong>and</strong>e des Cottbuser<br />

Ostsees für seinen Einsatz gerüstet.<br />

„Anders als bei Anlagen, die auf Wasserflächen<br />

installiert werden, mussten wir für<br />

unsere Floating-PV-Anlage zunächst eine<br />

technische Lösung für die Installation entwickeln,<br />

die das Aufschwimmen ermöglicht,<br />

ohne, dass die Anlage dabei ihre Lage verändert.<br />

Gemeinsam mit Partnern haben wir<br />

ein System auf Basis von Dalben erarbeitet,<br />

mit dem das gewünschte Aufschwimmen an<br />

Ort und Stelle im künftigen Ostsee möglich<br />

wird“, so Torsten Bahl, LEAG-Verantwortlicher<br />

Spezialtiefbau / Sicherung Bergbaufolgel<strong>and</strong>schaften.<br />

Dabei werde die Anlage um<br />

in den Untergrund gerammte Rohre, sogenannte<br />

Dalben mit einem Durchmesser von<br />

etwa 30 bis 40 Zentimeter, errichtet. Bevor<br />

die Dalben in den Untergrund gerammt werden<br />

können, muss der gekippte Untergrund<br />

in Tiefen bis zu 30 Metern aufwendig vergütet<br />

werden. Insbesondere im Bereich der<br />

zukünftigen 34 Ankerpunkte als St<strong>and</strong>orte<br />

für die Dalben ist ein auf zwei Meter verdichtetes<br />

Rüttelraster vorgesehen.<br />

Loviisa nuclear power plant<br />

In 2021, the load factor at Fortum’s fully-owned<br />

Loviisa nuclear power plant was<br />

92.9%. The continuous development <strong>and</strong><br />

modernisation <strong>of</strong> the power plant enable<br />

load factors that are among the best <strong>for</strong> pressurised<br />

water reactors on an international<br />

scale. During the past five years, Fortum’s<br />

investments in the Loviisa power plant have<br />

totalled about EUR 325 million. In 2021, the<br />

power plant produced a record-high total <strong>of</strong><br />

8.2 terawatt-hours (net) <strong>of</strong> electricity, which<br />

is more than 10% <strong>of</strong> Finl<strong>and</strong>’s electricity production.<br />

Fortum employs about 700 nuclear<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 9


Members´ News<br />

SAVE THE DATE<br />

<strong>vgbe</strong> Conference<br />

Maintenance <strong>of</strong><br />

Wind Power Plants<br />

8 & 9 June <strong>2022</strong><br />

Bremerhaven, Germany<br />

Neben den Ankerpunkten, erfolgen Verdichtungsmaßnahmen<br />

außerdem für einen<br />

Sicherungsstützkörper, der die geplante Anlage<br />

von einem Bewegen in Tieflagen schützen<br />

soll sowie für einen Zufahrtsweg, der<br />

während der Montage der Anlage genutzt<br />

werden wird. In Summe ergeben sich für<br />

dieses Projekt rund 40.000 Meter die mittels<br />

Rütteldruckverdichtung bearbeitet werden.<br />

Ende März <strong>2022</strong> sollen die Arbeiten zur<br />

Rütteldruckverdichtung abgeschlossen werden.<br />

Die Errichtung der Anlage ist für das<br />

Jahr 2023 mit Vorliegen der Baugenehmigung<br />

vorgesehen. „Wir liegen mit der Flutung<br />

des Ostsees weiterhin im Plan, so dass<br />

wir mit einem Aufschwimmen der Anlage ab<br />

dem Jahr 2024 rechnen“, so Franziska Uhlig-May.<br />

LL<br />

www.leag.de (22541409)<br />

CONTACTS<br />

Ulrich Langnickel<br />

t +49 201 8128-238<br />

e <strong>vgbe</strong>-maint-wind@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

VGB PowerTech e. V.<br />

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany<br />

Grünes Kraftwerk: Weltweit<br />

erster Wasserst<strong>of</strong>f-Betriebsversuch<br />

in Wiener Gasturbine<br />

geplant<br />

• Wasserst<strong>of</strong>f-Beimischung in Kraftwerk<br />

Donaustadt unter Realbedingungen geplant<br />

• Wien Energie, RheinEnergie, Siemens<br />

Energy und VERBUND <strong>for</strong>schen gemeinsam<br />

an Schlüsseltechnologie<br />

(div) Wasserst<strong>of</strong>f ist ein entscheidender<br />

Energieträger in einer CO 2 -neutralen Energiezukunft.<br />

Wien Energie, RheinEnergie,<br />

Siemens Energy und VERBUND <strong>for</strong>schen<br />

deshalb an einer neuen Einsatzmöglichkeit:<br />

In einem gemeinsamen Betriebsversuch in<br />

einer Kraft-Wärme-Kopplungsanlage von<br />

Wien Energie, dem Kraftwerk Donaustadt,<br />

soll Wasserst<strong>of</strong>f unter Realbedingungen<br />

zum Einsatz kommen. Der umweltfreundliche<br />

Energieträger wird dabei dem normalerweise<br />

eingesetzten Energieträger Erdgas<br />

beigemischt. Es ist der weltweit erste Versuch,<br />

in einer in öffentlicher Produktion befindlichen<br />

großen Gas-und-Dampfturbinen-Anlage<br />

Wasserst<strong>of</strong>f beizumengen. Ein<br />

entsprechender Kooperationsvertrag wurde<br />

kürzlich unterzeichnet, die Kooperationspartner<br />

gehen von knapp zehn Millionen<br />

Euro Projektkosten aus. Um das Projekt<br />

vollumfänglich durchführen und noch mehr<br />

Erkenntnisse zum Betrieb grüner Kraftwerke<br />

sammeln zu können, sollen Förderungen<br />

beantragt werden.<br />

„Bis 2040 will Wien klimaneutral sein. Für<br />

die Wärmewende und den Klimaschutz in<br />

unserer Stadt spielt der Einsatz von grünen<br />

Gasen in unseren Kraftwerken eine zentrale<br />

Rolle. Mit dem weltweit ersten Wasserst<strong>of</strong>f-Betriebsversuch<br />

in einer Gasturbine<br />

machen wir den entscheidenden Schritt<br />

vom Papier in die Praxis. Dieses länderübergreifende<br />

Kooperationsprojekt ist ein Vor-<br />

be in<strong>for</strong>med www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

10 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


Members´ News<br />

zeigebeispiel für die gesamte Branche“, betont<br />

Michael Strebl, Vorsitzender der Wien<br />

Energie-Geschäftsführung.<br />

Ist der Betriebsversuch erfolgreich, hat er<br />

maßgebliche Auswirkungen auf das Gelingen<br />

der Energiewende. „Dies ist ein bedeutender<br />

Schritt auf dem Weg zu klimaneutralen<br />

Fernwärmenetzen und der damit verbundenen<br />

Stromproduktion“, sagt Dieter<br />

Steinkamp, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender der RheinEnergie,<br />

größter Energieversorger in Köln.<br />

„Gelingt es uns, die Herzstücke solcher Wärmenetze,<br />

die Erzeugung, zu vergrünen, so<br />

können wir in einem Schritt mehrere Tausend<br />

Häuser und Wohnungen klimaneutral<br />

beheizen.“<br />

Wichtige Erkenntnisse<br />

für Energiezukunft erh<strong>of</strong>ft<br />

Am Kraftwerksst<strong>and</strong>ort in Wien wird der<br />

erste Praxistest dieser Art an einer „heavy<br />

duty gas turbine“ vorgenommen. Bereits im<br />

Frühjahr <strong>2022</strong> soll mit Umbaumaßnahmen<br />

an der Gasturbine gestartet werden. Nach<br />

der Umrüstung der Turbine im kommenden<br />

Jahr soll die Beimischung von Wasserst<strong>of</strong>f<br />

2023 erfolgen. Von diesem Praxistest erwarten<br />

sich die beteiligten Unternehmen wichtige<br />

Erkenntnisse und Daten zur Effizienz<br />

und den Emissionen der Wasserst<strong>of</strong>fmitverbrennung.<br />

„Siemens Energy ist auf Dekarbonisierung<br />

der Energiesysteme fokussiert.<br />

Dabei unterstützen wir als Partner auch unsere<br />

Kunden bei der Realisierung von Lösungen<br />

zur Dekarbonisierung ihrer Prozesse bei<br />

gleichzeitiger Deckung des steigenden Energiebedarfs.<br />

Wir sind überzeugt, dass innovative<br />

Technologien und der Einsatz von Wasserst<strong>of</strong>f<br />

der wichtigste Schlüssel zur Bekämpfung<br />

des Klimaw<strong>and</strong>els sind“, erklärt<br />

Aleš Prešern, Geschäftsführer von Siemens<br />

Energy Austria.<br />

Diese Erkenntnisse sind zur weiteren Entwicklung<br />

der nächsten <strong>Generation</strong> an Gasturbinen<br />

hoch relevant. Die ExpertInnen der<br />

teilnehmenden Unternehmen wollen die<br />

Ergebnisse gemeinsam auswerten und daraus<br />

Folgerungen für die weitere Anpassung<br />

an neue künftige Energieträger treffen.<br />

„Innovation und Kooperation sind entscheidende<br />

Faktoren beim Erreichen unserer<br />

Klimaziele“, so VERBUND Thermal Power<br />

Geschäftsführer Robert Koubek. „Wir<br />

testen und <strong>for</strong>schen hier gemeinsam zum<br />

Einsatz von Wasserst<strong>of</strong>f in der bestehenden<br />

Infrastruktur eines Wärmekraftwerks, um<br />

die Dekarbonisierung des Gassektors voranzutreiben.“<br />

Vertragsunterzeichnung H2-Feldtest im Kraftwerk Donaustadt<br />

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

Alex<strong>and</strong>er Kirchner (Geschäftsbereichsleiter Asset Betrieb, Wien Energie), Robert Koubek<br />

(Geschäftsführer VERBUND Thermal Power), Aleš Prešern (Geschäftsführer von Siemens<br />

Energy Austria), Michaela Länger (Finanz-Geschäftsführerin bei Siemens Energy Austria),<br />

Armin Ehret (Stv. Leiter Erzeugung und St<strong>and</strong>ortleiter Kraftwerk Köln-Niehl, RheinEnergie),<br />

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

In einem ersten Schritt soll der Wasserst<strong>of</strong>fanteil<br />

bei 15 Volumenprozent liegen. Im<br />

zweiten Schritt ist geplant, den Anteil zu<br />

verdoppeln. Ist der Versuch erfolgreich, soll<br />

die Anlage für den Dauerbetrieb zertifiziert<br />

werden. Schon bei 15 Volumenprozent Beimischung<br />

von grünem Wasserst<strong>of</strong>f im Kraftwerk<br />

Donaustadt würden jedes Jahr rund<br />

33.000 Tonnen CO 2 eingespart werden.<br />

Ähnliche Gasturbinen als Vorteil<br />

Die Gasturbinen von Wien Energie, Rhein-<br />

Energie und VERBUND sind nahezu<br />

baugleich. Sie arbeiten im „Heavy-Duty“-Einsatz<br />

und erzeugen rund um die Uhr<br />

Wärme sowie je nach Auslastungsgrad auch<br />

Prozessdampf, Fernwärme und Strom. Ihre<br />

Leistungsabgabe lässt sich flexibel steuern.<br />

Damit gleichen die Turbinen Schwankungen<br />

aus, die bei der Erzeugung von Wind- und<br />

Sonnenstrom zwangsläufig entstehen. Kaum<br />

ein <strong>and</strong>erer Kraftwerkstyp ist so flexibel wie<br />

eine Gas-und-Dampfturbinenanlage.<br />

Bei allen drei Unternehmen ist eine Siemens-Energy-Gasturbine<br />

vom Typ 4000 F<br />

im Einsatz. Dieser Anlagentypus trägt in<br />

seiner Klasse die Hauptlast der Versorgung<br />

am Strommarkt in Österreich und speziell<br />

für das gesamte Versorgungsgebiet Wien. In<br />

Europa sind mehr als 115 Gasturbinen dieser<br />

Klasse in Betrieb mit einer installierten<br />

Leistung von mehr als 31 Gigawatt. In Köln<br />

steht sie am St<strong>and</strong>ort Niehl (HKW Niehl 2,<br />

Inbetriebnahme 2005, Leistung 400 Megawatt).<br />

Vernetzung der<br />

Energiesektoren entscheidend<br />

Wasserst<strong>of</strong>f gilt als ein Schlüssel-Energieträger<br />

auf dem Weg zur Klimaneutralität,<br />

insbesondere im Sektor Energieerzeugung.<br />

Er lässt sich als sogenannter „grüner“ Wasserst<strong>of</strong>f<br />

unter Verwendung von Erneuerbarer<br />

Energie erzeugen, dadurch wird er komplett<br />

klimaneutral. ExpertInnen rechnen mit<br />

einem allmählichen Markthochlauf ab Anfang<br />

der Dreißigerjahre.<br />

Zudem kann Wasserst<strong>of</strong>f auch ein Medium<br />

sein, um den Überschuss aus der Produktion<br />

von Erneuerbarer Energie zu speichern. Damit<br />

leistet er auch einen Beitrag zur Stabilisierung<br />

des Energiesystems und erhöht dessen<br />

Flexibilität. Da hohe Mengen an Erneuerbarer<br />

Energie <strong>of</strong>t in den Zeiten anfallen, in<br />

denen der Bedarf vielleicht eher gering ist,<br />

aber nicht zur Verfügung stehen, wenn es<br />

hohe Nachfrage gibt (Winter, Dunkelheit,<br />

niedrige Temperaturen, …), kann Wasserst<strong>of</strong>f<br />

als Ausgleich zwischen Bedarf und Angebot<br />

dienen.<br />

Über das Kraftwerk Donaustadt<br />

Das Kraftwerk Donaustadt in Wien ist<br />

eine der modernsten Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen<br />

Österreichs. Wien Energie<br />

hat das Kraftwerk 2001 in Betrieb genommen<br />

und erzeugt Wärme mit 350 Megawatt<br />

Leistung und Strom mit bis zu 395 Megawatt.<br />

Im kombinierten Betrieb liegt der<br />

Wirkungsgrad bei 86 Prozent. Die Anlage<br />

ist damit besonders effizient. Im Jahr 2020<br />

konnte das Kraftwerk Donaustadt umgerechnet<br />

Strom für 850.000 Haushalte und<br />

Wärme für mehr als 150.000 Haushalte<br />

produzieren.<br />

LL<br />

www.wienenergie.at<br />

www.rheinenergie.com<br />

www.siemens-<strong>energy</strong>.com<br />

www.verbund.com (22541106)<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 11


Members´ News<br />

RWE – TetraSpar: Windturbine<br />

auf weltweit erstem vollständig<br />

industriell gefertigten,<br />

schwimmendem Fundament<br />

in Betrieb<br />

• Die TetraSpar-Pilotanlage von Shell, TEP-<br />

CO RP, RWE und Stiesdal wurde erfolgreich<br />

an das norwegische Stromnetz<br />

angeschlossen.<br />

• Das schwimmende Fundament samt Turbine<br />

wurde im Juli von Dänemark nach<br />

Norwegen geschleppt. Jetzt wurde die<br />

Anlage in Betrieb genommen und erzeugt<br />

Strom.<br />

• Das Konzept zeichnet sich durch niedrige<br />

Materialkosten und kurze Montage- und<br />

Errichtungsprozesse aus.<br />

(rwe) Die Windturbine auf dem schwimmenden<br />

TetraSpar-Fundament ist in 200<br />

Metern Wassertiefe vor der Küste Norwegens<br />

verankert und vollständig in Betrieb<br />

genommen. Das Projekt geht nun in die Testphase.<br />

Ziel ist es, Daten zu Verhalten und<br />

Leistung zu erheben und so den Weg für<br />

kommerzielle schwimmende Windkraftanlagen<br />

zu ebnen.<br />

Das modular aufgebaute TetraSpar-Konzept<br />

besteht aus einer Stahlrohrkonstruktion<br />

mit darunter hängendem Kielelement. In<br />

diesem Sommer wurde das schwimmende<br />

TetraSpar-Fundament samt Turbine rund<br />

360 Seemeilen vom Montagehafen Grenaa<br />

in Dänemark zum Testst<strong>and</strong>ort im norwegischen<br />

Marine Energy Test Centre (METCentre)<br />

geschleppt. Die Inbetriebnahme der<br />

3,6-Megawatt-Windturbine von Siemens<br />

folgt auf eine Reihe an vorherigen Meilensteinen:<br />

Henrik Stiesdal, Chairman <strong>of</strong> the Board <strong>of</strong><br />

Directors, TetraSpar Demonstrator ApS:<br />

„Dies ist ein wichtiger Meilenstein für unser<br />

Projekt. Am allerwichtigsten ist, dass wir<br />

alle Projektphasen ohne nennenswerte Sicherheitsvorfälle<br />

abgeschlossen haben, und<br />

das, obwohl es sich um ein innovatives Projekt<br />

h<strong>and</strong>elt mit Komponenten, die noch nie<br />

zuvor eingesetzt wurden. Die fundierte Erfahrung<br />

unserer Projektpartner war hier<br />

von unschätzbarem Wert. Darüber hinaus<br />

freuen wir uns natürlich sehr, dass neue<br />

Technologien, die noch vor ein paar Jahren<br />

Wunschdenken waren und nur auf dem Papier<br />

best<strong>and</strong>en, nun erfolgreich umgesetzt<br />

wurden. Alles weist darauf hin, dass unser<br />

Hauptziel, nämlich die schwimmende<br />

Windkraft zur Marktreife zu führen, erreicht<br />

werden kann, nicht nur auf Prototyp-Ebene,<br />

sondern im großtechnischen Maßstab.“<br />

Seiichi Fubasami, President bei TEPCO RP:<br />

„Die Erwartungshaltung in Bezug auf<br />

schwimmende Offshore-Windparks ist international<br />

hoch. Eines der derzeit anspruchsvollsten<br />

Projekte ist TetraSpar. Jeder<br />

einzelne Prozessschritt, von Fertigung und<br />

Montage über das Zuwasserlassen der<br />

schwimmenden Konstruktion bis hin zur<br />

Installation hat gut geklappt. Wir freuen uns<br />

sehr, dass die Anlage nun in Betrieb ist. In<br />

Japan rechnen wir damit, dass ab 2030<br />

mehr schwimmende Offshore-Windparks<br />

gebaut werden, damit das L<strong>and</strong> sein Ziel, bis<br />

2050 klimaneutral zu werden, erreichen<br />

kann. Das TetraSpar-Konzept lässt sich unter<br />

den in Japan vorherrschenden Bedingungen<br />

umsetzen und erlaubt den einfachen<br />

Aufbau regionaler Lieferketten. Floating-Wind<br />

wird eine wichtige Rolle spielen,<br />

um Erneuerbare Energien grundlastfähig zu<br />

machen. Schwimmende Windkraftanlagen<br />

sind eine vielversprechende neue Technologie<br />

und wir sind zuversichtlich, dass sich<br />

TetraSpar vor der Küste Norwegens auch in<br />

den nächsten Jahren bewährt.“<br />

• Erfolgreiche Komponentenfertigung für<br />

das weltweit erste industriell gefertigte<br />

schwimmende Fundament<br />

für Offshore-Windkraftanlagen<br />

• Montage der einzelnen Fundamentkomponenten<br />

im Hafen (ohne Schweißarbeiten)<br />

• Zuwasserlassen der schwimmenden Konstruktion<br />

und anschließende Installation<br />

der Turbine von der Kaikante mit einem<br />

herkömmlichen Kran<br />

• Sichere Unterwasserinstallation des Kielelements,<br />

nachdem die Anlage ausreichend<br />

tiefe Gewässer erreicht hatte. Im<br />

Gegensatz zu <strong>and</strong>eren Konzepten war es<br />

dadurch möglich das TetraSpar-Fundament<br />

bereits im Hafen mit geringer Wassertiefe<br />

vorzufertigen.<br />

Das Pilotprojekt hat gezeigt, dass das von<br />

Stiesdal entwickelte ‚Tetra’-Konzept Vorteile<br />

gegenüber <strong>and</strong>eren Konstruktionen für<br />

schwimmende Windkraftanlagen hat: das<br />

Potenzial für schnellere Herstellungs-, Montage-<br />

und Errichtungsprozesse sowie geringere<br />

Materialkosten.<br />

RWE – TetraSpar: Windturbine auf weltweit erstem voll- ständig industriell gefertigten,<br />

schwimmendem Fundament in Betrieb<br />

Laut Van Seventer, Commercial Lead <strong>for</strong><br />

Offshore Wind bei Shell: „Wir sind froh, diesen<br />

wichtigen Meilenstein erreicht zu haben<br />

und stolz auf unseren Beitrag zu diesem<br />

wirklich innovativen Konzept. Shell hat sich<br />

auf die Fahnen geschrieben, die Weiterentwicklung<br />

der schwimmenden Windkraft<br />

durch technische und finanzielle Unterstützung<br />

viel ver- sprechender Konzepte wie<br />

TetraSpar weltweit voranzutreiben. Langfristig<br />

h<strong>of</strong>fen wir, die Technologie der<br />

schwimmenden Windkraftanlagen weltweit<br />

und im großtechnischen Maßstab einzusetzen,<br />

um die Dekarbonisierung unserer Kunden<br />

und der Gesellschaft insgesamt zu ermöglichen.“<br />

Sven Utermöhlen, CEO Offshore Wind bei<br />

RWE Renewables: „Dieses Pilotprojekt war<br />

heraus<strong>for</strong>dernd und inspirierend zugleich.<br />

Die Idee des TetraSpar- Fundamentkonzepts<br />

ist die industriell-modulare Fertigung und<br />

Montage, was für eine langfristige Kostensenkung<br />

entscheidend sein wird. Dank unserer<br />

intensiven Mitarbeit in diesem Projekt<br />

haben wir aus erster H<strong>and</strong> erfahren, wie<br />

sich dieser modulare Ansatz auf kommerzielle<br />

Projekte skalieren lässt. Dank der guten<br />

Zusammenarbeit mit unseren Projektpartnern<br />

konnten wir das innovative Fundament<br />

sicher in Betrieb nehmen. Wir haben viel<br />

gelernt – etwa wie wichtig es ist, unsere Erfahrung<br />

mit fest im Meeresboden installierten<br />

Fundamenten auf schwimmende Fundamente<br />

zu übertragen. Dieser Erfolg spornt<br />

uns an, weiterhin eine Vorreiterrolle bei<br />

Floating-Offshore-Wind einzunehmen und<br />

Innovationen weiter voranzutreiben.“<br />

12 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


In der bevorstehenden Testphase werden<br />

die vier Projektpartner wichtige Einblicke in<br />

den Betrieb erhalten sowie die Gelegenheit,<br />

die beim TetraSpar angew<strong>and</strong>te Technologie<br />

weiter zu optimieren. Mit Hilfe der Ergebnisse<br />

wollen die Partner neue Regionen<br />

für Offshore-Wind erschließen und so zu<br />

einer klimafreundlichen und nachhaltigen<br />

Stromerzeugung beitragen.<br />

Über Shell Renewables<br />

<strong>and</strong> Energy Solutions<br />

Shell Renewables <strong>and</strong> Energy Solutions<br />

baut ein integriertes Energiegeschäft auf,<br />

das den Kunden CO 2 -arme oder CO 2 -freie<br />

Lösungen bzw. Lösungen im Bereich Erneuerbare<br />

Energien bietet. Der Geschäftszweig<br />

umfasst H<strong>and</strong>el, Erzeugung sowie Lieferung<br />

und bietet integrierte Energielösungen im<br />

kommerziellen Maßstab – von Wasserst<strong>of</strong>f,<br />

Sonnenenergie und Wind bis hin zu Ladesäulen<br />

für Elektr<strong>of</strong>ahrzeuge. Dabei werden<br />

Natur und Technologie zur Reduktion<br />

von Emissionen genutzt, die sich im Energiesystem<br />

nur schwer vermeiden lassen.<br />

Über TEPCO RP<br />

TEPCO RP ist eine hundertprozentige<br />

Tochter von Tokyo Electric Power Company<br />

Holdings Incorporated („TEPCO Holdings“),<br />

dem größten Stromerzeuger Japans.<br />

Im April 2020 wurde das Geschäft mit<br />

Erneuerbaren Energien von TEPCO Holdings<br />

auf TEPCO RP übertragen, wodurch<br />

TEPCO RP Strom ausschließlich aus regenerativen<br />

Energiequellen erzeugt. Seit vielen<br />

Jahren deckt das Geschäftsmodell der TEP-<br />

CO RP sowohl die Planungs-, die Bau- als<br />

auch die Betriebsphase sowie die Wartung<br />

von Wasser- und Windkraftanlagen ab. Die<br />

installierte Gesamtleistung der Wasser-,<br />

Wind- und Solarkraftanlagen beträgt rund<br />

10 Gigawatt und dank unserer technischen<br />

Expertise betreiben wir die größte Anzahl<br />

an Anlagen in Japan. Um die großartigen<br />

Chancen zu nutzen, die sich aus dem weltweiten<br />

Trend zur Dekarbonisierung ergeben<br />

und die wachsende Nachfrage nach<br />

CO 2 -freier Energie abzudecken, planen wir,<br />

unsere installierte Leistung bis 2030 um 6 -<br />

7 Gigawatt auszubauen, innerhalb und außerhalb<br />

Japans. Ebenso werden wir die<br />

Energiewende weiter vorantreiben. Im Bereich<br />

Windenergie haben wir eine Pilotanlage<br />

errichtet, Japans erste fest im Meeresboden<br />

verankerte Windkraftanlage, die sich<br />

vor der Küste von Choshi befindet. Diese<br />

Anlage ist inzwischen im kommerziellen Betrieb.<br />

TEPCO RP wird die Nutzung Erneuerbarer<br />

Energien im In- und Ausl<strong>and</strong> weiter<br />

vorantreiben und so seinen Beitrag für eine<br />

saubere und nachhaltige Gesellschaft ohne<br />

CO 2 -Emissionen leisten. Wir wollen so nach<br />

besten Kräften die natürlichen Ressourcen<br />

unseres Planeten schützen und eine zuverlässige<br />

und kostengünstige Stromversorgung<br />

zu gewährleisten.<br />

Programm<br />

veröffentlicht<br />

KONTAKTE<br />

FACHLICHE KOORDINATION<br />

Dipl.-Ing. Jörg Kaiser<br />

t +49-201-8128-288<br />

e joerg.kaiser@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

REGISTRIERUNG<br />

Barbara Bochynski<br />

t +49 201 8128-205<br />

e <strong>vgbe</strong>-it-sig-kritisvo@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

Members´ News<br />

<strong>vgbe</strong>-Workshop<br />

in Kooperation mit ausecus<br />

Neue An<strong>for</strong>derungen<br />

aus dem<br />

IT-Sicherheitsgesetz<br />

2.0 und der<br />

KRITIS-Verordnung<br />

28. April <strong>2022</strong><br />

Essen, Deutschl<strong>and</strong><br />

VGB PowerTech e. V.<br />

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschl<strong>and</strong><br />

be in<strong>for</strong>med www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 13


Members´ News<br />

Über RWE<br />

RWE ist Gestalter und Schrittmacher der<br />

grünen Energiewelt. Mit einer umfassenden<br />

Investitions- und Wachstumsstrategie baut<br />

das Unternehmen seine leistungsstarke und<br />

grüne Erzeugungskapazität bis 2030 international<br />

auf 50 Gigawatt aus. Dafür investiert<br />

RWE in dieser Dekade 50 Milliarden<br />

Euro brutto. Das Portfolio basiert auf<br />

Offshore- und Onshore-Wind, Solar, Wasserkraft,<br />

Wasserst<strong>of</strong>f, Speichern, Biomasse<br />

und Gas. Der Energieh<strong>and</strong>el erstellt maßgeschneiderte<br />

Energielösungen für Großkunden.<br />

RWE verfügt über St<strong>and</strong>orte in den attraktiven<br />

Märkten Europa, Nordamerika<br />

und im asiatisch-pazifischen Raum. Aus<br />

Kernenergie und Kohle steigt das Unternehmen<br />

verantwortungsvoll aus. Für beide<br />

Energieträger sind staatlich vorgegebene<br />

Ausstiegspfade definiert. RWE beschäftigt<br />

weltweit rund 19.000 Menschen und hat ein<br />

klares Ziel: klimaneutral bis 2040. Auf dem<br />

Weg dahin hat sich das Unternehmen ambitionierte<br />

Ziele für alle Aktivitäten gesetzt,<br />

die Treibhausgasemissionen verursachen.<br />

Die Ziele sind durch die Science Based Targets<br />

Initiative wissenschaftlich bestätigt und<br />

stehen im Einklang mit dem Pariser Klimaabkommen.<br />

Ganz im Sinne des Purpose:<br />

Our <strong>energy</strong> <strong>for</strong> a sustainable life.<br />

Über Stiesdal<br />

Stiesdal A/S hat seinen Geschäftssitz in<br />

Odense mit St<strong>and</strong>orten in Give und Kopenhagen.<br />

Das Unternehmen hat vier Tochtergesellschaften<br />

mit unterschiedlichen<br />

Schwerpunkten im Bereich Umwelttechnologie:<br />

Stiesdal Offshore Technologies hat die<br />

modular aufgebaute schwimmende Turbinenplatt<strong>for</strong>m<br />

Tetra entwickelt, die schneller<br />

und kostengünstiger hergestellt werden<br />

kann als auf dem Markt verfügbare Alternativen.<br />

Stiesdal <strong>Storage</strong> Technologies hat den<br />

Energiespeicher GridScale entwickelt, mit<br />

dem sich Elektrizität in Form von Wärme in<br />

Steingranulat speichern lässt. Diese Lösung<br />

bietet eine längere Speicherzeit als Lithium-Ion-Batterien.<br />

Mit dem dänischen Energiekonzern<br />

Andel wurde ein Vertrag über<br />

den Bau einer ersten Pilotanlage im dänischen<br />

Rødby in <strong>2022</strong> geschlossen. Stiesdal<br />

PtX Technologies hat den wasserst<strong>of</strong>fbasierten<br />

HydroGen entwickelt, ein neues Elektrolysesystem,<br />

mit dem sich Strom kostengünstiger<br />

in Wasserst<strong>of</strong>f umw<strong>and</strong>eln lässt<br />

als mit herkömmlichen Systemen. Der Bau<br />

der ersten Pilotanlage ist für Anfang <strong>2022</strong><br />

geplant. Stiesdal Fuel Technologies hat die<br />

SkyClean-Technologie entwickelt, mit der<br />

CO 2 -negativer Treibst<strong>of</strong>f für Flugzeuge erzeugt<br />

wird. Dies geschieht durch Pyrolyse,<br />

bei der Biomasse in Bio-Treibst<strong>of</strong>f umgew<strong>and</strong>elt<br />

und das entstehende CO 2 abgeschieden<br />

und gespeichert wird.<br />

RWE arbeitet mit Linde an<br />

der Entwicklung einer<br />

200 Megawatt-Elektrolyseanlage<br />

in Lingen<br />

• Linde übernimmt Genehmigungsplanung<br />

für zwei 100-MW-PEM-Elektrolyseure<br />

• Wichtige Vorarbeit für schnellen Projektstart<br />

im Falle staatlicher Förderzusage<br />

Dr. Sopna Sury, Chief Operating Officer Hydrogen<br />

der RWE <strong>Generation</strong> SE: „Bis 2030 will<br />

RWE 2 Gigawatt eigene Elektrolysekapazität<br />

schaffen, um damit grünen Wasserst<strong>of</strong>f erzeugen<br />

zu können. Von den mehr als 30 Wasserst<strong>of</strong>f-Projekten<br />

mit RWE-Beteiligung betrifft<br />

GET H2 in Lingen die am weitesten <strong>for</strong>tgeschrittene<br />

Großanlage. Die Vorauswahl von<br />

Linde als unseren technischen Anbieter bei einem<br />

wesentlichen Teil dieses Vorhabens ist ein<br />

wichtiger Meilenstein auf dem Weg hin zu einer<br />

Investitionsentscheidung. Da die Planung<br />

der technischen Details für die ersten zwei<br />

Elektrolyse-Einheiten nun möglich ist, können<br />

wir im Falle einer Förderzusage zügig mit der<br />

Projektumsetzung starten. Wir freuen uns,<br />

dabei auf Lindes Erfahrung mit der Planung<br />

komplexer Technologieprojekte im Industriemaßstab<br />

zurückgreifen zu können.“<br />

(rwe) Im Rahmen ihrer Strategie „Growing<br />

Green“ hat RWE im November angekündigt,<br />

bis 2030 mindestens 2 Gigawatt (GW) Elektrolyse-Kapazität<br />

für die Erzeugung von<br />

grünem Wasserst<strong>of</strong>f zu errichten. Mit der<br />

Vorauswahl des technischen Anbieters für<br />

zwei 100 MW-Elektrolyseanlagen in Lingen<br />

geht RWE nun einen wichtigen Schritt in<br />

diese Richtung: RWE hat mit Linde, dem<br />

weltweit führenden Industriegase- und Anlagenbauunternehmen,<br />

eine Vereinbarung<br />

über die Genehmigungsplanung für das Vorhaben<br />

unterzeichnet.<br />

Die Genehmigungsplanung gehört zur vorbereitenden<br />

Projektentwicklung. Die anschließende<br />

Detailplanung sowie die Beschaffung<br />

und Errichtung der Anlage stehen<br />

ausdrücklich unter dem Vorbehalt staatlicher<br />

Beihilfe durch die Bundesrepublik<br />

Deutschl<strong>and</strong>.<br />

Die geplante 200-MW-Anlage ist Teil von<br />

RWEs Bestrebungen, im Rahmen des Projekts<br />

GET H2 bis 2026 einen 300-MW-Elektrolyseur<br />

am St<strong>and</strong>ort Lingen zu errichten.<br />

Das Unternehmen plant, die Gesamtkapazität<br />

in Lingen bis 2030 auf bis zu 2 GW zu<br />

erhöhen. Ziel der Initiative GET H2 ist es,<br />

zusammen mit nationalen und europäischen<br />

Partnern die kritische Masse zu schaffen,<br />

die für den Aufbau einer überregionalen<br />

europäischen Wasserst<strong>of</strong>finfrastruktur<br />

und die Entwicklung eines europäischen<br />

Wasserst<strong>of</strong>f-Marktes er<strong>for</strong>derlich ist.<br />

In der ersten Projektphase soll die geplante<br />

Anlage aus zwei 100-MW-Protonen-Austauschmembran-Elektrolyseuren<br />

(PEM) bestehen,<br />

die unter Einsatz von Offshore-Windstrom<br />

aus der Nordsee grünen Wasserst<strong>of</strong>f<br />

erzeugen. Es wird erwartet, dass der in Lingen<br />

produzierte grüne Wasserst<strong>of</strong>f helfen<br />

wird, den Ausstoß von Kohlendioxid in signifikantem<br />

Umfang zu vermeiden. Der erste<br />

100-MW-Elektrolyseur soll 2024, der zweite<br />

bis Mitte 2025 in Betrieb gehen, s<strong>of</strong>ern die<br />

öffentlichen Mittel im Rahmen des IPCEI-Mechanismus<br />

rechtzeitig bewilligt werden.<br />

RWE ist weltweit an mehr als 30 Projekten<br />

auf allen Stufen der Wasserst<strong>of</strong>f-Wertschöpfungskette<br />

beteiligt. Das Unternehmen ist<br />

einer der weltweit führenden Erzeuger von<br />

Strom aus erneuerbaren Energien. Darüber<br />

hinaus verfügt das Unternehmen über Expertise<br />

bei der Produktion und Speicherung<br />

von grünem Wasserst<strong>of</strong>f. RWEs Energieh<strong>and</strong>el<br />

kann industriellen Abnehmern Wasserst<strong>of</strong>f<br />

bedarfsgerecht bereitstellen.<br />

LL<br />

www.rwe.com (22541404)<br />

LL<br />

www.shell.com<br />

www.tepco.co.jp<br />

www.stiesdal.com (22541400)<br />

RWE und Kawasaki planen in Lingen die Errichtung einer der weltweit ersten<br />

wasserst<strong>of</strong>ffähigen Gasturbinen im Industriemaßstab<br />

14 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


RWE und Kawasaki planen in<br />

Lingen die Errichtung einer der<br />

weltweit ersten wasserst<strong>of</strong>ffähigen<br />

Gasturbinen im Industriemaßstab<br />

• Rückverstromung von grünem Wasserst<strong>of</strong>f<br />

mit 34 MW-Anlage ab 2024 geplant<br />

• Wasserst<strong>of</strong>fbetriebene Kraftwerke werden<br />

künftig wichtigen Beitrag für grüne<br />

Versorgungssicherheit leisten<br />

Roger Miesen, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender und<br />

Chief Operating Officer der RWE <strong>Generation</strong><br />

SE: „Eine der größten Heraus<strong>for</strong>derungen der<br />

Energiewende ist es, jederzeit eine sichere CO 2 -<br />

freie Stromversorgung zu gewährleisten –<br />

auch dann, wenn Wind und Sonne nicht ausreichend<br />

zur Verfügung stehen. Wasserst<strong>of</strong>fbetriebene<br />

Gaskraftwerke werden dafür künftig<br />

einen wichtigen Beitrag leisten. Um Erfahrungen<br />

mit dem Betrieb solcher Anlagen zu sammeln,<br />

planen Kawasaki und RWE in Lingen<br />

jetzt ein Pilotprojekt mit einer wasserst<strong>of</strong>fbetriebenen<br />

Turbine. Damit wollen wir erste<br />

Grundlagen dafür schaffen, dass wir grünen<br />

Wasserst<strong>of</strong>f bei Bedarf künftig auch rückverstromen<br />

können.“<br />

(rwe) Im Rahmen ihrer Strategie „Growing<br />

Green“ hat RWE im November angekündigt,<br />

mindestens 2 Gigawatt Gaskraftwerkskapazität<br />

zuzubauen, um die Energiewende mit<br />

flexibler Leistung zu unterstützen. Die neuen<br />

Anlagen werden mit einem klaren Dekarbonisierungspfad<br />

versehen. Für bestehende<br />

Anlagen entwickelt RWE einen Fahrplan,<br />

um sie grün umzurüsten.<br />

Nun folgt der nächste Schritt: Gemeinsam<br />

mit Kawasaki Heavy Industries (Kawasaki),<br />

einem der weltweit führenden Turbinenhersteller,<br />

plant RWE <strong>Generation</strong> SE (RWE) in<br />

Lingen die Errichtung einer wasserst<strong>of</strong>fbetriebenen<br />

Gasturbine. Mit ihr soll im RWE<br />

Gaskraftwerk Emsl<strong>and</strong> die Rückverstromung<br />

von Wasserst<strong>of</strong>f erprobt werden. Das Vorhaben<br />

ist eines der ersten weltweit, bei dem<br />

eine Gasturbine 100 % Wasserst<strong>of</strong>f in industriellem<br />

Maßstab in Strom umw<strong>and</strong>elt. Die<br />

Anlage mit einer Leistung von 34 Megawatt<br />

(MW) könnte Mitte 2024 in Betrieb gehen.<br />

Kawasakis Gasturbine bietet maximale<br />

Brennst<strong>of</strong>fflexibilität: Sie kann mit jeder beliebigen<br />

Kombination aus Erdgas und Wasserst<strong>of</strong>f<br />

betrieben werden. Das ist unverzichtbar,<br />

weil die zur Rückverstromung<br />

verfügbare Menge an grünem Gas während<br />

des Hochlaufs der Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft<br />

häufig schwanken wird, bevor ein durchgängiger<br />

Betrieb damit möglich ist.<br />

Während des Pilotprojekts soll die Turbine<br />

vor allem in Betriebslastbereichen zwischen<br />

30 % und 100 % getestet werden. Das entspricht<br />

Lastverläufen von Gasturbinen, wie<br />

sie in einem Stromnetz mit hohem Anteil an<br />

wetterbedingt schwankenden Erneuerbaren<br />

Energien zu erwarten sind.<br />

Im Projektverlauf sollen zwei von Kawasaki<br />

entwickelte Verbrennungs-Systeme zum<br />

Einsatz kommen. Beide wurden in 1-MW-Varianten<br />

bereits bei einem Demonstrationsprojekt<br />

in Kobe (Japan) erfolgreich getestet.<br />

In Lingen würden diese Technologieprinzipien<br />

erstmals auf industriellen Maßstab<br />

skaliert werden.<br />

Beim Zukunftsthema Wasserst<strong>of</strong>f hat RWE<br />

alle Möglichkeiten unter einem Dach: von<br />

der Grünstrom-Produktion über das Knowhow,<br />

grünen Wasserst<strong>of</strong>f herzustellen und<br />

zu speichern, bis hin zum Energieh<strong>and</strong>el,<br />

der den Brennst<strong>of</strong>f industriellen Abnehmern<br />

bedarfsgerecht bereitstellen kann. Mit<br />

starken Partnern ist RWE bereits in über 30<br />

Wasserst<strong>of</strong>fprojekten aktiv.<br />

Der St<strong>and</strong>ort Lingen spielt eine Schlüsselrolle<br />

in RWEs Wasserst<strong>of</strong>fstrategie: Im Rahmen<br />

des Projekts GET H2 plant das Unternehmen,<br />

dort bis 2024 eine erste<br />

100-MW-Elektrolyseanlage zu errichten, die<br />

unter Einsatz von Offshore-Windstrom aus<br />

der Nordsee grünen Wasserst<strong>of</strong>f erzeugen<br />

wird. Die Kapazität dieser Anlage soll bis<br />

2026 auf 300 MW und bis 2030 auf 2 GW<br />

ausgebaut werden. Ziel des GET H2-Projekts<br />

ist es, gemeinsam mit nationalen und europäischen<br />

Partnern die kritische Masse zu<br />

schaffen, die er<strong>for</strong>derlich ist, um den Aufbau<br />

einer überregionalen europäischen Wasserst<strong>of</strong>finfrastruktur<br />

in Gang zu setzen und einen<br />

starken europäischen Wasserst<strong>of</strong>f-Markt<br />

zu entwickeln.<br />

LL<br />

www.rwe.com (22541402)<br />

Zweites Leben für E-Auto-<br />

Batterien: RWE und Audi<br />

errichten neuartigen Energiespeicher<br />

in Herdecke<br />

• Pilotprojekt hat Speicherleistung von<br />

rund 4,5 Megawattstunden<br />

• Testbetrieb im November 2021 angelaufen<br />

• Innovatives Konzept erhöht Betriebsspannung<br />

und senkt Kosten<br />

Roger Miesen, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender und<br />

Chief Operating Officer der RWE <strong>Generation</strong><br />

SE: „Leistungsfähige Batteriespeicher sind für<br />

die Energiewende unverzichtbar. Um kurzfristige<br />

Schwankungen bei den Erneuerbaren<br />

Energien auszugleichen und das Netz zu stabilisieren,<br />

braucht es flexible Speichertechnologien.<br />

Dafür sind Batteriespeicher bestens geeignet.<br />

Gemeinsam mit Audi testen wir in<br />

Herdecke, wie sich aus E-Autos ausgemusterte<br />

Hochvolt-Batterien, im Verbund zusammengeschaltet,<br />

als stationäre Energiespeicher verhalten.<br />

Die Weiternutzung solcher ,Second-Life’-Speicher<br />

ist eine nachhaltige Alternative zu<br />

fabrikneuen Akkus. Die Erfahrungen aus diesem<br />

Projekt werden uns helfen, die Anwen-<br />

Members´ News<br />

MEORGA<br />

MSR-Spezialmessen<br />

Prozess- u. Fabrikautomation<br />

Fachmesse für<br />

Prozess- und Fabrikautomation<br />

Messtechnik<br />

Steuerungstechnik<br />

Regeltechnik<br />

Automatisierungstechnik<br />

Prozessleitsysteme<br />

+ 27 begleitende Fachvorträge<br />

Der Eintritt zur Messe und die<br />

Teilnahme an den Fachvorträgen<br />

ist für die Besucher kostenlos.<br />

Wirtschaftsregion Rhein-Main<br />

Frankfurt<br />

23.03.<strong>2022</strong><br />

8.00 bis 16.00 Uhr<br />

myticket<br />

JAHRHUNDERTHALLE<br />

Pfaffenwiese 30<br />

65929 Frankfurt a. M.<br />

Beachten Sie unbedingt unsere<br />

aktuell gültigen Corona-Regeln<br />

BESUCHER-<br />

REGISTRIERUNG<br />

er<strong>for</strong>derlich für Einlass-Code<br />

Meorga<br />

Messen<br />

<strong>2022</strong>:<br />

Frankfurt<br />

Halle (Saale)<br />

Ludwigshafen<br />

Bochum<br />

www.meorga.de<br />

info<br />

COVID-19<br />

23.03.<strong>2022</strong><br />

18.05.<strong>2022</strong><br />

14.09.<strong>2022</strong><br />

26.10.<strong>2022</strong><br />

MEORGA GmbH - Sportplatzstr. 27 - 66809 Nalbach<br />

<strong>vgbe</strong> Telefon <strong>energy</strong> 06838 <strong>journal</strong> 8960035 1 | - 2 info@meorga.de<br />

· <strong>2022</strong> | 15


Members´ News<br />

SAVE THE DATE<br />

dungen zu identifizieren, in denen wir solche<br />

Batteriesysteme am wirtschaftlichsten betreiben<br />

können.“<br />

<strong>vgbe</strong> Workshop<br />

Materials <strong>and</strong> Quality<br />

Assurance <strong>2022</strong><br />

with Technical Exhibition<br />

4/5 May 2020<br />

Schloss Paffendorf, Germany<br />

CONTACTS<br />

Technical coordination<br />

Jens Ganswind-Eyberg<br />

Workshop<br />

Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />

e <strong>vgbe</strong>-material@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

Exhibition<br />

Steffanie Fidorra-Fränz<br />

e steffanie.fidorra-fraenz@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

VGB PowerTech e. V.<br />

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany<br />

(rwe) RWE und Audi gehen im Rahmen der<br />

Energiewende zusammen neue Wege: RWE<br />

hat im nordrhein-westfälischen Herdecke<br />

einen Energiespeicher in Betrieb genommen,<br />

bei dem gebrauchte Lithium-Ionen-Batterien<br />

aus Elektroautos von Audi<br />

zum Einsatz kommen. Mit Hilfe von 60 Batteriesystemen<br />

wird der neuartige Speicher<br />

auf dem Gelände des RWE-Pumpspeicherkraftwerks<br />

am Hengsteysee rund 4,5 Megawattstunden<br />

Strom zwischenspeichern<br />

können.<br />

Die für das Projekt bereitgestellten ausgemusterten<br />

Batterien stammen aus Audi<br />

e-tron Entwicklungsfahrzeugen. Sie besitzen<br />

nach ihrem ersten Leben im Auto noch<br />

eine Restkapazität von mehr als 80 Prozent.<br />

Dadurch eignen sich diese „Second-Life-Batterien“<br />

hervorragend für den Einsatz in stationären<br />

Stromspeichern. Je nach Einsatzweise<br />

stecken noch bis zu zehn Jahre Restlebensdauer<br />

in den Batterien. Zudem sind sie<br />

deutlich günstiger als neue Zellen. Und auch<br />

dafür steht „Second Life“: Die bei der Produktion<br />

der Batterien entst<strong>and</strong>enen<br />

CO 2 -Emissionen werden nachhaltig auf<br />

zwei Leben (im Auto und als Stromspeicher)<br />

verteilt.<br />

„Audi hat sich die CO 2 -neutrale Mobilität<br />

zum Ziel gesetzt. Wir arbeiten mit aller Kraft<br />

darauf hin, dieses ehrgeizige Vorhaben zu<br />

erreichen. Unsere Elektro-Offensive mit<br />

mehr als 20 vollelektrischen Modellen bis<br />

2025 ist ein wichtiger Schritt. Unser Anspruch<br />

geht aber weit über das Fahrzeug hinaus,<br />

weshalb wir die Entwicklung nachhaltiger<br />

Mobilität durch Kooperationen mit<br />

Partnern aus der Energiewirtschaft vorantreiben.<br />

Die Zusammenarbeit mit RWE soll<br />

die Möglichkeiten für eine ressourcenschonende<br />

Nutzung von gebrauchten Hochvolt-Batterien<br />

sowie deren intelligente Integration<br />

ins Energienetz der Zukunft aufzeigen.<br />

Darüber hinaus denken wir heute<br />

schon an die Zeit nach dieser Nutzungsphase<br />

und <strong>for</strong>cieren ein effektives Batterie-<br />

Recyc ling“, sagt Oliver H<strong>of</strong>fmann, Vorst<strong>and</strong><br />

Technische Entwicklung der AUDI AG.<br />

Für die 60 rund 700 Kilogramm schweren<br />

Batterien hat RWE auf dem Gelände ihres<br />

Pumpspeicherkraftwerkes in Herdecke bereits<br />

eine 160 Quadratmeter große Leichtbau-Halle<br />

errichtet. Die Installation der<br />

Batteriesysteme im Innern wurde im Oktober<br />

abgeschlossen. Die Inbetriebnahme einzelner<br />

Komponenten ist im November angelaufen.<br />

Voraussichtlich ab Anfang <strong>2022</strong> wird<br />

RWE die Speicherkapazität ihres Second<br />

Life Batteriespeichers vermarkten – zunächst<br />

um das Stromnetz im Rahmen der<br />

Frequenzhaltung zu unterstützen. Danach<br />

ist geplant, weitere Vermarktungsmethoden<br />

flexibel zu testen.<br />

be in<strong>for</strong>med www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

16 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


Members´ News<br />

Die Erkenntnisse aus dem Referenzspeicher<br />

in Herdecke sollen RWE helfen, zukünftig<br />

größere Speicher auf Basis von<br />

E-Auto-Akkus zu bauen und zu betreiben.<br />

Dafür kommt eine innovative Technik zum<br />

Einsatz, bei der jeweils zwei Module in Serie<br />

geschaltet werden. Das erhöht die Betriebsspannung<br />

und senkt Kosten.<br />

Die Aussichten für diese besondere Verbindung<br />

von Versorgungssicherheit und Nachhaltigkeit<br />

sind ausgezeichnet: E-Mobilität<br />

gewinnt immer mehr an Fahrt. Daher werden<br />

in Zukunft große Mengen entsprechender<br />

Hochvoltbatterien das Ende ihrer automobilen<br />

Lebensphase erreichen. Experten<br />

rechnen damit, dass der Markt für Second-Life-Batterien<br />

in Europa bis 2030 auf 8<br />

Gigawattstunden und bis 2035 sogar auf 76<br />

Gigawattstunden ansteigt.<br />

Der Second Life-Batteriespeicher in Herdecke<br />

ist eines von zehn Batterieprojekten, die<br />

RWE in den USA, in Deutschl<strong>and</strong> und Irl<strong>and</strong><br />

umsetzt. Parallel dazu arbeitet das Unternehmen<br />

an innovativen Projekten wie Redox-Flow-Batterien<br />

oder Batteriespeichern,<br />

die virtuell mit Wasserkraftwerken gekoppelt<br />

sind. Bis 2030 wird das Unternehmen<br />

seine Batteriespeicher-Kapazität von derzeit<br />

600 Megawatt auf 3 Gigawatt erhöhen.<br />

LL<br />

www.rwe.com (22541405)<br />

Stilllegungen zum Jahresende:<br />

RWE setzt gesetzlich festgelegten<br />

Ausstieg aus Kohle und<br />

Kernkraft um<br />

• Block C des KKW Gundremmingen<br />

und drei Braunkohle-Anlagen<br />

wurden abgeschaltet<br />

• Kraftwerke haben eine Leistung von<br />

insgesamt 2.200 Megawatt<br />

(rwe) RWE hat am Silvesterabend 2021 insgesamt<br />

2.200 Megawatt (MW) Kraftwerkskapazität<br />

planmäßig vom Netz genommen.<br />

Am St<strong>and</strong>ort Gundremmingen wurde als<br />

letzte Anlage der Siedewasserreaktor Block<br />

C mit rund 1.300 MW stillgelegt. Im Rheinischen<br />

Braunkohlenrevier schaltete das Unternehmen<br />

die 300-MW-Blöcke Neurath B,<br />

Niederaußem C und Weisweiler E ab. „Wir<br />

setzen damit den gesetzlichen Ausstieg aus<br />

der Kernkraft und der Kohle konsequent<br />

weiter um“, erklärt RWE Power-Vorst<strong>and</strong>svorsitzender<br />

Dr. Frank Weig<strong>and</strong>. Die vier<br />

jetzt stillzulegenden Kraftwerksblöcke haben<br />

seit Betriebsbeginn über 400 Milliarden<br />

Kilowattstunden Strom erzeugt. Das entspricht<br />

ungefähr dem Strombedarf Berlins<br />

mit allen Unternehmen und Privathaushalten<br />

über 90 Jahre. Die Stilllegungen erfolgen<br />

im Rahmen des gesetzlich festgelegten<br />

Stilllegungsfahrplans und wurden der Bundesnetzagentur<br />

entsprechend angezeigt.<br />

Zweites Leben für E-Auto-Batterien: RWE und Audi errichten neuartigen Energie speicher<br />

in Herdecke<br />

„Dass die Kraftwerksblöcke so zuverlässig<br />

und sicher betrieben wurden und einen<br />

wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit<br />

des L<strong>and</strong>es geleistet haben, ist das Werk<br />

unserer kompetenten, erfahrenen und motivierten<br />

Beschäftigten, die dort über die Jahre<br />

gearbeitet haben. Ihnen gebührt besonderer<br />

Respekt und Anerkennung“, würdigt<br />

RWE Power-CEO Weig<strong>and</strong> die Leistung der<br />

Kraftwerker.<br />

Die nächsten Außerbetriebnahmen folgen<br />

in <strong>2022</strong>: Zum 1. April wird in Neurath ein<br />

weiterer 300-MW-Block vom Netz gehen.<br />

Zum Jahresende legt RWE Power am selben<br />

St<strong>and</strong>ort die beiden 600-MW-Blöcke sowie<br />

die Brikettierung in der Fabrik Frechen still.<br />

Insgesamt gehen im kommenden Jahr weitere<br />

rund 1.600 MW in der Braunkohle außer<br />

Betrieb. Zudem wird das Unternehmen<br />

das Kernkraftwerk Emsl<strong>and</strong> in Lingen<br />

(1.400 MW) stilllegen.<br />

Bereits im Dezember 2020 hatte RWE den<br />

Block E des Steinkohlenkraftwerks Westfalen<br />

mit 800 Megawatt und das Kraftwerk<br />

Ibbenbüren mit ebenfalls 800 Megawatt<br />

außer Betrieb genommen. Somit betreibt<br />

das Unternehmen in Großbritannien und<br />

Deutschl<strong>and</strong> keine Steinkohlekraftwerke<br />

mehr, in den Niederl<strong>and</strong>en werden derzeit<br />

die von RWE betriebenen Kohlekraftwerke<br />

auf Biomasse umgerüstet. Im Rheinischen<br />

Braunkohlenrevier hatte RWE, wie im Kohleausstiegsgesetz<br />

festgelegt, den ersten<br />

Block mit einer Leistung von 300 MW ebenfalls<br />

Ende 2020 abgeschaltet.<br />

Im Zeitraum von 2020 bis <strong>2022</strong> setzt RWE<br />

damit Kraftwerke mit einer Gesamtleistung<br />

von mehr als 7.000 Megawatt still.<br />

Die Stilllegungen haben massive Auswirkungen<br />

auf die Belegschaft: Bis Ende 2023<br />

baut RWE Power im Rheinl<strong>and</strong> rund 3.000<br />

Stellen in der gesamten Prozesskette vom<br />

Tagebau über die Inst<strong>and</strong>haltung und Verwaltung<br />

bis zur Stromerzeugung ab. Die<br />

Belegschaft des Kernkraftwerks Gundremmingen<br />

geht von rund 600 Mitarbeitenden<br />

Anfang 2017 auf rund 440 Ende <strong>2022</strong> zurück;<br />

die verbleibenden Kolleginnen und<br />

Kollegen werden noch bis in die 30er Jahre<br />

mit Nachbetrieb und Rückbau des St<strong>and</strong>orts<br />

beschäftigt sein. Erster Schritt wird die Entladung<br />

der Brennelemente aus dem Reaktor<br />

und ihre Umlagerung ins Abklingbecken<br />

sein. Der Personalabbau wird sozialverträglich<br />

gestaltet – im Braunkohlebereich auch<br />

mit Unterstützung des sogenannte Anpassungsgeldes.<br />

Mit den morgigen Stilllegungen in der<br />

Braunkohle setzt RWE ihre CO 2 -Minderungsstrategie<br />

<strong>for</strong>t und spart weitere mehr<br />

als 7 Millionen Tonnen CO 2 pro Jahr ein.<br />

Gleichzeitig treibt RWE konsequent den<br />

Ausbau erneuerbarer Energien voran. Bis<br />

2030 will das Unternehmen 50 Milliarden<br />

Euro brutto in den Ausbau von Erneuerbaren<br />

Energien, Batterien, Speichern, Wasserst<strong>of</strong>f<br />

und flexiblen Backup-Kapazitäten investieren.<br />

LL<br />

www.rwe.com (22541406)<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 17


Members´ News<br />

Gebaut wird das neue Gas- und Dampfturbinenkraftwerke<br />

in Herne von Siemens<br />

Energy als Generalunternehmer. „Auch<br />

wenn die Inbetriebnahme noch aussteht,<br />

kann man mit Blick auf die zurückliegenden<br />

24 Monate schon jetzt festhalten, dass das<br />

Projekt gerade unter den besonderen Bedingungen<br />

der Corona-P<strong>and</strong>emie sehr gut verlaufen<br />

ist. Das ist ohne Frage auch Ergebnis<br />

der guten und vertrauensvollen Zusammenarbeit<br />

von Siemens Energy und STEAG sowie<br />

des hohen persönlichen Einsatzes der<br />

beteiligten Kollegen aus vielen Ländern“, so<br />

STEAG-Projektleiter Kai Braekler.<br />

Steag: GuD Herne erzeugt ersten Strom<br />

Steag: GuD Herne erzeugt<br />

ersten Strom<br />

• Kraftwerksprojekt erreicht nächsten Meilenstein<br />

auf dem Weg zur Inbetriebnahme<br />

(steag) Das neue Gas- und Dampfturbinenkraftwerk<br />

von STEAG in Herne hat einen<br />

weiteren Meilenstein auf dem Weg zur Inbetriebnahme<br />

im Frühsommer dieses Jahres<br />

erreicht: In den vergangenen Tagen wurde<br />

das Kraftwerk mit dem Stromnetz synchronisiert<br />

und hat erstmals Strom ins Netz eingespeist.<br />

Die schrittweise Inbetriebsetzung<br />

und die dafür notwendige Erprobung werden<br />

in den kommenden Tagen bei schrittweise<br />

steigender Leistung <strong>for</strong>tgesetzt.<br />

Das Großprojekt des neuen und hocheffizienten<br />

Gas- und Dampfturbinenkraftwerks<br />

Herne geht mit großen Schritten seinem erfolgreichen<br />

Ende entgegen. „Wir sind sehr<br />

stolz darauf, dass dieses anspruchsvolle und<br />

unter P<strong>and</strong>emiebedingungen ganz besonders<br />

heraus<strong>for</strong>dernde Projekt weiterhin im<br />

Zeitplan liegt. Der nun erreichte Meilenstein<br />

der erstmaligen Ausspeisung der Anlage ins<br />

Stromnetz ist dafür eine eindrucksvolle Bestätigung“,<br />

zeigt sich Dr. Andreas Reichel,<br />

der neue Vorsitzende der STEAG-Geschäftsführung,<br />

hocherfreut über die gute Nachricht<br />

zu Jahresbeginn.<br />

Zünden der Gasturbine<br />

Ende Dezember<br />

Nach der Inbetriebnahme der Erdgasversorgung<br />

im September 2021 wurde die Gasturbine<br />

des neuen Kraftwerks bereits Ende<br />

Dezember 2021 erstmals gezündet. „Alles<br />

verlief wie geplant, sodass Netzsynchronisation<br />

und erste Stromeinspeisung ins Netz<br />

die logischen nächsten Schritte waren“, sagt<br />

Kai Braekler, der den Kraftwerksneubau bei<br />

STEAG als Projektleiter verantwortet. Am<br />

19.Januar haben wir 260 Megawatt (MW)<br />

erreicht – das entspricht etwa 40 Prozent<br />

der Maximalleistung. Dabei findet in diesen<br />

Tagen das Ausblasen und Reinigen der<br />

Dampfleitungen statt.<br />

Wenn dies geschehen ist, wird schließlich<br />

auch die Wärmeauskopplung des GuD-Kraftwerks<br />

Herne probeweise in Betrieb genommen.<br />

„Dies ist für Februar geplant, einem<br />

der statistisch kältesten Monate des Jahres<br />

mit entsprechend hohem Wärmebedarf“, so<br />

Kai Braekler. Nach Inbetriebnahme wird das<br />

GuD-Kraftwerk Herne nicht nur Strom, sondern<br />

in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) auch<br />

Wärme produzieren. Deren Menge reicht<br />

künftig aus, um bis zu 275.000 Haushalte im<br />

Ruhrgebiet klimaschonend mit Fernwärme<br />

zu versorgen.<br />

Stark verbesserte CO 2 -Bilanz<br />

Mit der Umstellung der Strom- und Wärmeerzeugung<br />

von Steinkohle auf Erdgas<br />

verbessert sich die Emissionsbilanz am<br />

St<strong>and</strong>ort Herne deutlich. „Wir sparen künftig<br />

mindestens 50 Prozent an CO 2 -Emissionen<br />

dauerhaft ein“, berichtet Dr. Ralf Schiele,<br />

der in der STEAG-Geschäftsführung die<br />

Bereiche Markt und Technik verantwortet.<br />

Möglich werde das aus zwei Gründen: „Erstens<br />

setzt Erdgas im Vergleich zur Steinkohle<br />

beim Verbrennen weniger CO 2 frei. Und<br />

zweitens hat sich die Effizienz der neuen<br />

Anlage gerade bei gleichzeitiger Erzeugung<br />

von Strom und Wärme gegenüber dem<br />

Steinkohleblock Herne 4 noch einmal<br />

enorm verbessert“, so Ralf Schiele.<br />

Generalunternehmer Siemens Energy<br />

GuD Herne bereit<br />

für Wasserst<strong>of</strong>f-Zukunft<br />

Doch nicht nur die gute Zusammenarbeit<br />

ist Anlass zur Freude, auch die in Herne verbaute<br />

Anlagentechnik sorgt dafür, dass das<br />

neue GuD-Kraftwerk mehr ist als reine Brückentechnik<br />

auf dem Weg in eine regenerative<br />

und klimaneutrale Energiezukunft,<br />

denn: „Das neue Kraftwerk kann bereits<br />

heute bis zu 15 Prozent Wasserst<strong>of</strong>f mitverbrennen,<br />

wenn er dem Erdgasnetz beigemischt<br />

wird“, so STEAG-Geschäftsführer<br />

Andreas Reichel. Perspektivisch sei nach<br />

erfolgreichem Hochlauf einer Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft<br />

auch eine technische Ertüchtigung<br />

der Anlage möglich, um diese komplett<br />

auf eine Wasserst<strong>of</strong>fbefeuerung umzustellen.<br />

„Wir sehen STEAG damit am St<strong>and</strong>ort<br />

Herne nicht nur für die energiewirtschaftlichen<br />

und -technischen Heraus<strong>for</strong>derungen<br />

von morgen, sondern bereits von übermorgen<br />

bestmöglich gerüstet“, bilanziert<br />

Andreas Reichel.<br />

LL<br />

www.steag.com (22541201)<br />

Stadtwerke Düsseldorf:<br />

Erlebbare Energiewende<br />

an der <strong>International</strong> School<br />

<strong>of</strong> Düsseldorf<br />

(sw-d) Die Düsseldorfer Grünwerke, eine<br />

100-prozentige Tochter der Stadtwerke Düsseldorf,<br />

lassen grünen Strom entstehen – als<br />

Investor, Projektierer oder Betreiber. Demnächst<br />

auch in Düsseldorf-Kaiserswerth.<br />

Denn die Grünwerke und die <strong>International</strong><br />

School <strong>of</strong> Düsseldorf (ISD) wollen zwei Photovoltaik-Anlagen<br />

auf den Dächern der<br />

Schulgebäude errichten. Dazu wurde nun<br />

ein gemeinsamer Vertrag unterzeichnet. Die<br />

ISD wird die Anlagen selbst betreiben und<br />

den vor Ort erzeugten Strom zu etwa 75 Prozent<br />

auch selbst verbrauchen. Die überschüssige<br />

Energie wird in das öffentliche<br />

Stromnetz eingespeist.<br />

Die Grünwerke errichten die Anlagen auf<br />

den Dächern der beiden benachbarten Campus-St<strong>and</strong>orte<br />

„Senior School“ und „Elementary<br />

School“. „Etwa 750 Module mit einer<br />

Leistung von rund 260 Kilowatt peak<br />

erzeugen künftig rund 230 Megawattstunden<br />

im Jahr. Das spart jährlich rund 94 Tonnen<br />

CO 2 , deckt ein Viertel des Strombedarfs<br />

der Schule und zahlt natürlich auf die Düsseldorfer<br />

Klimaziele ein“, erklärt Julien<br />

18 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


Members´ News<br />

Mounier, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender der Stadtwerke<br />

Düsseldorf. Die <strong>International</strong> School<br />

<strong>of</strong> Düsseldorf und die Grünwerke leisten so<br />

gemeinsam einen wichtigen Beitrag zur Erreichung<br />

der Düsseldorfer Klimaziele. „Die<br />

Installation und der Betrieb der Photovoltaik-Anlagen<br />

fügen sich perfekt in unseren<br />

Nachhaltigkeitsplan ein. Durch die Darstellung<br />

von Erzeugung, Verbrauch und<br />

CO 2 -Einsparung auf einer digitalen Anzeigetafel<br />

können wir den Schülerinnen und<br />

Schülern in ihrem Alltag zeigen, wie grüner<br />

Strom produziert wird. So wird Energiewende<br />

erlebbar“, erklärt Schuldirektor Frank<br />

Tschan von der ISD.<br />

Die <strong>International</strong> School <strong>of</strong> Düsseldorf<br />

(ISD) e.V. wurde 1968 gegründet und ist<br />

eine gemeinnützige, unabhängige und koedukative<br />

Tagesschule im Herzen der internationalen<br />

Gemeinschaft von Düsseldorf.<br />

Als eine der ältesten und größten internationalen<br />

Schulen in Deutschl<strong>and</strong> bietet die<br />

ISD rund 1000 Schülerinnen und Schülern<br />

aus über 52 Ländern nationale und internationale<br />

Qualifikationen an.<br />

www.swd-ag.de (22541150)<br />

Donaukraftwerk Altenwörth:<br />

Turbine fit fürs Neue Jahr<br />

• Rechtzeitig vor den Feiertagen im Dezember<br />

2021 wurde im Donau-Kraftwerk<br />

Altenwörth die Inst<strong>and</strong>haltungsarbeiten<br />

an der Maschine 8 vollendet.<br />

(verbund) Alles, was sich dreht, muss von<br />

Zeit zu Zeit gewartet werden. In der niederschlagsarmen<br />

Jahreszeit bedeutet das viel<br />

Arbeit für die VERBUND-Kraftwerker:innen.<br />

In Altenwörth wurde die Maschine Nr. 8<br />

nach 9 Jahren Dauerbetrieb abgedämmt,<br />

inspiziert und gewartet und kann im Neuen<br />

Jahr wieder mit voller Kraft Strom erzeugen.<br />

Das Donaukraftwerk Altenwörth mit seinen<br />

9 Kaplan-Turbinen ist das leistungsstärkste<br />

Flusskraftwerk in Österreich. Damit<br />

das so bleibt, muss jede Maschine in regelmäßigen<br />

Abständen für Wartungsarbeiten<br />

stillgelegt werden. Mehrere Wochen lang<br />

inspizieren die VERBUND-Mitarbeiter:innen<br />

die Maschine und bessern Abnutzungsschäden<br />

aus. Der Dauerbetrieb und die Kraft<br />

des Wassers nagen buchstäblich an den Flügeln<br />

der gewaltigen Turbine. Die Hauptarbeit<br />

ist daher zumeist das Nachschweißen<br />

der Turbine, die Erneuerung des Korrosionsschutzes<br />

und die Überprüfung von Laufradmantel,<br />

Leitapparat und <strong>and</strong>erer mechanischen<br />

und elektrischen Anlagen im Herzen<br />

des Kraftwerks.<br />

Kaplan-Turbine. Laufrad.<br />

Revision Maschine 8 im Donaukraftwerk Altenwörth. CopyrightVERBUND<br />

Sauberer Strom aus Wasserkraft<br />

für 580.000 Haushalte<br />

Jede der 9 Turbinen Turbine hat eine Leistung<br />

von 38.000 Kilowatt. In einer Sekunde<br />

schießen 300.000 Liter Donauwasser durch<br />

das gepanzerte Rohr. Trotz enormer physikalischer<br />

Kräfte läuft die Turbine präzise und<br />

millimetergenau. Für die notwendige Wartung<br />

wurde Personal aus der gesamten niederösterreichischen<br />

Kraftwerksgruppe zusammengezogen.<br />

Im Jänner steht die Inspektion<br />

einer weiteren Turbine auf dem Plan.<br />

Insgesamt investiert VERBUND alleine in<br />

Niederösterreich für Betrieb und Inst<strong>and</strong>haltung<br />

der Kraftwerke jährlich 24. Mio Euro.<br />

LL<br />

www.verbund.com (22541140)<br />

WSW streben Klimaneutralität<br />

für das Jahr 2035 an<br />

(wsw) Die Wuppertaler Stadtwerke machen<br />

Ernst beim Klimaschutz. Bis 2035 will das<br />

Unternehmen bei Energieversorgung und<br />

ÖPNV klimaneutral sein.<br />

„Wuppertal hat nach den Hitzewellen und<br />

Starkregenereignissen der vergangenen<br />

Jahre durch das Hochwasser in diesem Sommer<br />

die Folgen des Klimaw<strong>and</strong>els erneut<br />

hautnah zu spüren bekommen. Das zeigt,<br />

dass wir beim Klimaschutz mehr Tempo aufnehmen<br />

müssen.“ Dabei sieht der Vorst<strong>and</strong>svorsitzende<br />

der WSW, Markus Hilkenbach,<br />

die Wuppertaler Stadtwerke als<br />

Energieversorger und Verkehrsbetrieb in einer<br />

besonderen Verantwortung.<br />

Klimaschutz und CO 2 -Vermeidung sind für<br />

die WSW seit Jahrzehnten ein wichtiges<br />

Thema. Seit 1990 konnte das Unternehmen<br />

die CO 2 -Emission um 58 Prozent senken.<br />

Während die WSW damals für 2,2 Millionen<br />

Tonnen CO 2 jährlich verantwortlich zeichneten,<br />

waren es im Jahr 2020 noch 911.000<br />

Tonnen. In dieser Betrachtung sind nicht<br />

nur die Emissionen einberechnet, die die<br />

WSW selbst, beispielsweise durch den Kraftwerksbetrieb<br />

zu verantworten haben, sondern<br />

auch die Emissionen der Vorlieferanten<br />

und der WSW Kunden.<br />

Mit der neuen Klimaschutzstrategie gibt<br />

sich die WSW nun einen festen Fahrplan. Bis<br />

2030 sollen die Emissionen durch eine Vielzahl<br />

von Maßnahmen um 80 Prozent gegenüber<br />

1990 sinken, bis 2035 will das Unternehmen<br />

nicht nur selbst klimaneutral wirtschaften,<br />

sondern auch seine Strom- und<br />

Gaslieferungen klimaneutral stellen.<br />

„Der aktuelle Bericht des Weltklimarats ist<br />

unmissverständlich: Wir dürfen unsere Neutralitätsziele<br />

nicht erst in 25 oder 30 Jahren<br />

erreichen, sondern müssen dies bereits sehr<br />

viel früher tun“, sagt der WSW-Aufsichtsratsvorsitzende<br />

Dietmar Bell.<br />

2018 hat WSW mit der Stilllegung des Kohle-Heizkraftwerks<br />

in Wuppertal-Elberfeld<br />

bereits einen großen Schritt beim lokalen<br />

Klimaschutz getan. 450.000 Tonnen<br />

CO 2 -Ausstoß pro Jahr werden dadurch vermieden.<br />

Auch bei der Mobilitätswende wollen<br />

die Stadtwerke der Bergischen Metropole<br />

Vorbild sein. 2020 wurden die ersten zehn<br />

Wasserst<strong>of</strong>f-Busse angeschafft. Der Treibst<strong>of</strong>f<br />

für die emissionsfreien Fahrzeuge wird<br />

vor Ort produziert – mit Strom aus der Müllverbrennung.<br />

Bis Ende des Jahres wird die<br />

H2-Flotte auf zwanzig Busse erweitert.<br />

Mit solchen und weiteren Maßnahmen,<br />

die sich zum Teil bereits in der Umsetzung<br />

befinden, wollen die WSW den Ausstoß klimaschädlicher<br />

Gase weiter reduzieren. Klimaschutzkriterien<br />

werden zukünftig auch<br />

im Einkauf und insbesondere bei der Stromund<br />

Gasbeschaffung verbindlich angewendet.<br />

Investitionen in Anlagentechnik, Fahrzeuge<br />

und St<strong>and</strong>orte stehen zukünftig unter<br />

der An<strong>for</strong>derung, zur Reduktion von Treibhausgasen<br />

beizutragen.<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 19


Industry News<br />

Kundenseitig werden die WSW den Ausbau<br />

der Fernwärme vorantreiben. So wird<br />

das Fernwärmenetz im Innenstadtbereich in<br />

den nächsten Jahren modernisiert und von<br />

Dampf auf Heizwasser umgestellt. Dies soll<br />

eine jährliche CO 2 -Ersparnis von 5.500 Tonnen<br />

erbringen.<br />

Auch den lokalen Ausbau der Erneuerbaren<br />

Energien wollen die WSW <strong>for</strong>cieren. Bei<br />

der Solarenergie sehen die WSW nicht nur<br />

Potenzial auf Gebäudedächern, sondern<br />

auch bei Freiflächenanlagen im Wuppertaler<br />

Stadtgebiet. Solche Anlagen könnten<br />

über Bürgerfonds mitfinanziert werden.<br />

Aber auch Windkraft, die im Bergischen<br />

noch wenig genutzt wird, ist eine Option für<br />

Wuppertal. Darüber hinaus wollen die WSW<br />

weitere Windpark-Projekte über die Beteiligungsgesellschaft<br />

Binnenwind entwickeln.<br />

Großes Potenzial könnte nach Einschätzung<br />

der WSW auch in der Geothermie<br />

schlummern. In mehreren tausend Metern<br />

Tiefe unter Wuppertal liegen geologische<br />

Schichten, in denen Temperaturen von weit<br />

über 100 °C herrschen. Die Möglichkeiten<br />

der Nutzung von Erdwärme aus großen Tiefen<br />

gilt es noch zu erkunden. Die WSW<br />

möchten prüfen ob es sinnvoll ist, die aus<br />

der Tiefe gewonnene Wärme in das Wuppertaler<br />

Wärmenetz zu integrieren.<br />

Dennoch: Als dichtbesiedelte Großstadt<br />

wird Wuppertal nicht in der Lage sein, seinen<br />

Energiebedarf vollständig durch Erneuerbare<br />

Energien aus der eigenen Region zu<br />

decken. Daher wird auch die Frage nachprüfbarer<br />

Zertifizierungen eine Rolle auf<br />

dem Weg zur Klimaneutralität spielen. Die<br />

bisher geübte Praxis, Grünstromzertifikate<br />

bei abgeschriebenen norwegischen oder österreichischen<br />

Wasserkraftwerken zu kaufen,<br />

sehen die WSW kritisch. „Das hilft weder<br />

der Energiewende noch dem Klimaschutz“,<br />

sagt WSW-Chef Hilkenbach. Mit<br />

der Online-H<strong>and</strong>elsplatt<strong>for</strong>m „Tal.Markt“,<br />

die sich ausschließlich aus deutschen Grünstromkraftwerken<br />

speist, haben die WSW<br />

ein transparentes Kundenangebot mit echtem<br />

Ökostrom als Alternative entwickelt.<br />

„Diesen Weg wollen wir auch bei der Zertifizierung<br />

unserer Energieangebote weitergehen“,<br />

so Hilkenbach, „Das bedeutet, dass wir<br />

nur Zertifikate nutzen werden, die einen<br />

substantiellen und nachprüfbaren Beitrag<br />

zum Ausbau der erneuerbaren Energien<br />

leisten.“ Er gehe davon aus, dass in einer<br />

kommenden EEG-Novelle die rechtlichen<br />

Rahmenbedingungen für die dafür notwendige<br />

Transparenz geschaffen werden.<br />

Lassen sich für die Dekade bis 2030 jetzt<br />

schon Maßnahmen zur 80 Prozent-Emissionsminderung<br />

entwerfen, so ist der Schlussspurt<br />

zum Null-Emissions-Ziel in 2035 weitaus<br />

schwieriger zu planen. „Die restlichen<br />

20 Prozent CO 2 , die wir bis 2035 einsparen<br />

wollen, werden ein großer Kraftakt, den wir<br />

nur gemeinsam mit unseren Gesellschaftern,<br />

der Stadt Wuppertal und unseren Kundinnen<br />

und Kunden bewältigen können“,<br />

macht Markus Hilkenbach deutlich. Viele<br />

der notwendigen Klimaschutz-Maßnahmen<br />

können heute noch nicht endgültig bestimmt<br />

werden, denn die technologische<br />

Entwicklung sowie die wirtschaftlichen,<br />

politischen und gesellschaftlichen Rahmenbedingungen<br />

sind nicht überall absehbar.<br />

Das ändert aus Sicht der WSW jedoch<br />

nichts daran, dass jetzt mit einer klaren Zielsetzung<br />

geh<strong>and</strong>elt werden muss. „Niem<strong>and</strong><br />

behauptet, dass es einfach wird – und es<br />

bereits auf alle Fragen eine Antwort gibt.<br />

Aber wichtig ist, sich ein ambitioniertes Ziel<br />

zu setzen und einfach anzufangen“, meint<br />

der WSW-Vorst<strong>and</strong>svorsitzende. Die Akteure<br />

in Wuppertal sind optimistisch und begreifen<br />

Klimaneutralität als gemeinsames<br />

Projekt der gesamten Stadtgesellschaft. Der<br />

Aufsichtsratsvorsitzende Dietmar Bell sieht<br />

das kommunale Unternehmen beim Klimaschutz<br />

als „Enabler“, als „Möglichmacher“:<br />

„Die WSW helfen als Dienstleister, Unterstützer<br />

und Vorbild, die gesamte Stadt bis<br />

zum Jahr 2035 klimaneutral zu machen.“<br />

LL<br />

www.wsw-online.de (22541147)<br />

Industry<br />

News<br />

Company<br />

Announcements<br />

ANDRITZ <strong>and</strong> Pohjolan Voima<br />

commission Metris BOA measurement<br />

<strong>and</strong> analysis system at<br />

Hämeenkyrö CHP biopower plant<br />

(<strong>and</strong>ritz) <strong>International</strong> technology group<br />

ANDRITZ <strong>and</strong> Finnish <strong>energy</strong> company<br />

Pohjolan Voima have commissioned a Metris<br />

BOA measurement <strong>and</strong> analysis system <strong>for</strong><br />

the combined heat <strong>and</strong> power plant at Metsä<br />

Board’s Kyro mill in Kyröskoski, Hämeenkyrö,<br />

Finl<strong>and</strong>. The system, which is the first<br />

<strong>of</strong> its kind to be installed in Finl<strong>and</strong>, is used<br />

to extend the lifecycle <strong>of</strong> the power plant’s<br />

boilers as well as to reduce maintenance <strong>and</strong><br />

cut emissions.<br />

The Metris BOA system was installed as<br />

part <strong>of</strong> Hämeenkyrön Voima’s switch from<br />

fossil fuel to recycled fuels. The latter create<br />

new requirements with regard to condition<br />

monitoring <strong>of</strong> the boilers as the risk <strong>of</strong> erosion<br />

<strong>and</strong> corrosion damage on heating surfaces<br />

increases when these types <strong>of</strong> fuel are<br />

used.<br />

ANDRITZ Metris BOA is a web app that<br />

utilizes live data as well as historical data<br />

from the plant to optimize <strong>and</strong> analyze power<br />

plant processes <strong>and</strong> monitor the equipment<br />

installed. Indicators <strong>and</strong> advisors increase<br />

the operators’ awareness <strong>of</strong> opportunities<br />

to optimize consumption <strong>of</strong> utilities,<br />

improve efficiency, or keep the combustion<br />

process running at the optimum level. Machine-learning<br />

algorithms trained using<br />

historical data monitor important equipment<br />

<strong>and</strong> processes to reduce unplanned<br />

shutdown time <strong>and</strong> identify deviations at an<br />

early stage be<strong>for</strong>e any serious failure occurs.<br />

Initial results show that emissions from the<br />

plant have decreased, the quality <strong>of</strong> ash has<br />

improved, <strong>and</strong> the plant availability has increased<br />

with Metris BOA.<br />

Jarmo Tervo, Manager, Technology <strong>and</strong><br />

Projects, Pohjolan Voima, says: “When making<br />

the switch to recycled fuel, we already<br />

knew that the varying quality <strong>of</strong> the fuel <strong>and</strong><br />

the impact <strong>of</strong> the new fuels on the boiler<br />

would pose challenges to us. In addition,<br />

ab<strong>and</strong>oning peat has required changes to<br />

the boiler technology.”<br />

Pohjolan Voima is a Finnish <strong>energy</strong> company<br />

producing electricity <strong>and</strong> heat using hydroelectric,<br />

thermal <strong>and</strong> nuclear power. The<br />

company’s share <strong>of</strong> the total electricity generated<br />

in Finl<strong>and</strong> is approximately 20%,<br />

with 96% <strong>of</strong> this <strong>energy</strong> being carbon neutral.<br />

LL<br />

www.<strong>and</strong>ritz.com (22541023)<br />

Intilion: Batteriespeicher für Europas<br />

größten Energieversorger<br />

• INTILION qualifiziert sich als Lieferant<br />

für Enel<br />

(hoppecke) Der Speicherhersteller INTILI-<br />

ON aus Paderborn ist ab so<strong>for</strong>t mit seinen<br />

Batteriespeichern bei Enel gelistet. Als qualifizierter<br />

Partner der Enel-Tochterfirmen<br />

Enel X und Enel Green Power wird INTILI-<br />

ON seine Speichersysteme für Projekte im<br />

kommerziellen und industriellen Maßstab<br />

mit bis zu zehn Megawattstunden Kapazität<br />

liefern. „Ein qualifizierter Partner eines Giganten<br />

der Energiebranche zu sein, der<br />

weltweit an der Spitze der Energie- und Mobilitätswende<br />

steht, ist für uns ein großer<br />

Schritt in Richtung <strong>International</strong>isierung.<br />

Wir blicken gespannt auf die ersten Projekte,<br />

die wir künftig gemeinsam in Europa realisieren<br />

werden“, sagt Karthik Sathyakumar,<br />

<strong>International</strong> Sales Manager <strong>for</strong> Energy<br />

<strong>Storage</strong> Systems bei INTILION.<br />

Die Speicherfirma musste während eines<br />

umfangreichen Qualifizierungsprozesses in<br />

Online-Audits ihre technische Kompetenz<br />

und ihre Fähigkeiten in den Bereichen Arbeitssicherheit,<br />

Compliance, Qualitätssiche-<br />

20 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


Industry News<br />

PROGRAMM ONLINE<br />

rung und Umweltmanagement unter Beweis<br />

stellen. Als nächstes soll die Kooperation<br />

konkretisiert werden, u.a. will INTILION mit<br />

Enel an Ausschreibungen teilnehmen und<br />

gemeinsam die ersten Projekte umsetzen.<br />

Gemessen an der Marktkapitalisierung ist<br />

Enel der größte europäische Energieversorger<br />

mit Hauptsitz in Rom und weiteren<br />

St<strong>and</strong>orten in mehr als 30 Ländern weltweit.<br />

Das Unternehmen will seinen Kohlenst<strong>of</strong>fausstoß<br />

bis 2040 auf Netto-Null senken.<br />

Um dieses Ziel zu erreichen, will Enel u.a.<br />

bis 2030 rund 30 Prozent seiner regenerativen<br />

Erzeugungsanlagen mit Speichersystemen<br />

ausstatten. „Wir freuen uns sehr darauf,<br />

Enel bei seinen Plänen, bis 2040 kohlenst<strong>of</strong>ffrei<br />

zu werden, durch unsere hochmodernen<br />

Batteriespeicher zu unterstützen“,<br />

erklärt Sathyakumar.<br />

Über die INTILION GmbH<br />

Die INTILION GmbH ist eine 100%ige<br />

Tochterfirma der Accumulatorenwerke<br />

HOPPECKE Carl Zoellner & Sohn GmbH.<br />

Das Unternehmen wurde 2019 gegründet<br />

und konzentriert sich seitdem auf die Entwicklung<br />

und Produktion qualitativ hochwertiger,<br />

sicherer und zuverlässiger Lithium-Ionen-Energiespeicherlösungen.<br />

Neben<br />

stationären Systemen für die Zwischenspeicherung<br />

regenerativer Energien bietet INTI-<br />

LION Antriebsenergiespeicher für Flurförderzeuge<br />

und Hochvoltsysteme für Züge<br />

und <strong>and</strong>ere Schwerlastanwendungen an.<br />

Neuer Termin!<br />

<strong>vgbe</strong> Fachtagung<br />

Thermische Abfall-,<br />

Klärschlammbeh<strong>and</strong>lung<br />

und<br />

Wirbelschichtfeuerungen<br />

mit Fachausstellung<br />

9. & 10. Mai <strong>2022</strong><br />

Hamburg, Deutschl<strong>and</strong><br />

INTILION ist Marktführer bei kritischen,<br />

systemrelevanten Infrastrukturen und überzeugt<br />

seine Kunden insbesondere durch<br />

seinen ganzheitlichen Ansatz, seine hochwertigen<br />

Produkte und seinen kompetenten<br />

Service.<br />

LL<br />

intilion.com (22541110)<br />

Steinmüller Engineering erhält<br />

Zuschlag für die Erweiterung<br />

der Klärschlammverbrennung<br />

VERA Hamburg<br />

• Konsequente Umsetzung der Neuausrichtung<br />

(steinmüller) Im Dezember 2021 hat sich<br />

Steinmüller Engineering in einem EU-weiten<br />

Ausschreibungsverfahren für den Bau<br />

einer vierten Linie zur Erweiterung der Klärschlammverbrennung<br />

von HAMBURG WAS-<br />

SER (Hamburger Stadtentwässerung AöR)<br />

durchgesetzt. Die Erweiterung hat einen<br />

Durchsatz von ca. 35.000 Tonnen pro Jahr<br />

Trockensubstanz und sichert damit auch<br />

zukünftig die Entsorgung der Freien und<br />

Hansestadt Hamburg sowie der Kooperationspartner<br />

AZV Südholstein und Entsorgungsbetriebe<br />

Lübeck bei nachfolgender<br />

KONTAKTE<br />

Fachliche Koordination<br />

Dr. Andreas Wecker<br />

und Christian Stolzenberger<br />

Teilnahme<br />

Barbara Bochynski<br />

e <strong>vgbe</strong>-therm-abf@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

Fachausstellung<br />

e<br />

VGB PowerTech e. V.<br />

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany<br />

be in<strong>for</strong>med www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 21


Industry News<br />

Programm online<br />

Nutzung der Verbrennungsenergie und der<br />

Rückgewinnung des Phosphors aus der<br />

Asche. Somit trägt die Anlage wesentlich zu<br />

Nachhaltigkeit und Ressourcenschonung<br />

bei.<br />

<strong>vgbe</strong>-Konferenz<br />

KELI <strong>2022</strong><br />

Elektro-, Leit- und<br />

In<strong>for</strong>mationstechnik<br />

in der Energieversorgung<br />

10./11. & 12. Mai <strong>2022</strong><br />

Bremen, Deutschl<strong>and</strong><br />

Das von HAMBURG WASSER mit Unterstützung<br />

der Planungsgesellschaft AFRY<br />

entworfene Konzept lehnt sich an die bereits<br />

bestehenden drei Linien an. Die komplexe<br />

Gesamtanlage beinhaltet neben Demontagearbeiten<br />

und Austausch im Best<strong>and</strong> die<br />

Bereiche Annahme, Lagerung, Trocknung,<br />

Wirbelschicht<strong>of</strong>en, Rauchgasreinigung, Turbine,<br />

Wasser-/Dampfkreislauf, Kesselhaus,<br />

TGA, E- und Leittechnik sowie Montage und<br />

Inbetriebnahme. Die Fertigstellung soll in<br />

2025 erfolgen.<br />

Gerade bei Umbau und Bau im Best<strong>and</strong> hat<br />

Steinmüller Engineering aus der Vergangenheit<br />

umfangreiche Erfahrung bei Kraftwerksanlagen<br />

aufzuweisen.<br />

„Mit diesem Auftragseingang hat die Steinmüller<br />

Engineering GmbH ihr für das Geschäftsjahr<br />

gesteckte Ziel erreicht und konsequent<br />

die begonnene Neuausrichtung des<br />

Unternehmens im Zuge der Energiewende<br />

umgesetzt“, so Vertriebsleiter Lutz Br<strong>and</strong>au.<br />

LL<br />

www.steinmueller.com (22541059)<br />

KONTAKTE<br />

Ulrike Künstler<br />

t +49 201 8128-206<br />

Ulrike Troglio<br />

t +49 201 8128-282<br />

e <strong>vgbe</strong>-keli@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

FACHAUSSTELLUNG<br />

Angela Langen<br />

t +49 201 8128-310<br />

e angela.langen@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

VGB PowerTech e. V.<br />

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschl<strong>and</strong><br />

Bund fördert die Industrialisierung<br />

von Sunfires Wasser st<strong>of</strong>f-<br />

Technologie mit 60 Million Euro<br />

• Elektrolyseunternehmen müssen ihre<br />

Fertigungskapazitäten rasch ausbauen,<br />

um die steigende Nachfrage decken zu<br />

können. Zur Vorbereitung der Serienfertigung<br />

von Sunfires SOEC- und<br />

Alkali-Elektrolyseuren, erhalten das<br />

Unternehmen und seine Verbundpartner<br />

aus Industrie und Forschung Förderung<br />

von der Bundesregierung.<br />

(sunfire) Wegen seines Potenzials zur Dekarbonisierung<br />

energieintensiver Industrien<br />

hat sich grüner Wasserst<strong>of</strong>f innerhalb<br />

kürzester Zeit von einem strittigen H<strong>of</strong>fnungsträger<br />

zum festen Baustein der Energiewende<br />

entwickelt. Entsprechend rasant<br />

steigt die Nachfrage nach dem Gas, das beim<br />

Aufspalten von Wasser in Elektrolyseuren<br />

erzeugt wird. Deren installierte Leistung soll<br />

in der EU bis zum Jahr 2030 von derzeit<br />

knapp 0,2 GW auf 40 GW wachsen.<br />

Vor diesem Hintergrund baut Sunfire, das<br />

zu den weltgrößten Entwicklern und Produzenten<br />

von Elektrolyseuren gehört, mit<br />

Hochdruck seine Fertigungskapazitäten<br />

aus. Gemeinsam mit Partnern aus Forschung<br />

und Industrie bereitet das Dresdener<br />

Unternehmen seine Technologien auf die<br />

industrielle Produktion im GigawattMaßstab<br />

vor. Dafür stellt das Bundesministerium<br />

be in<strong>for</strong>med www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

22 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


Industry News<br />

für Bildung und Forschung (BMBF) über das<br />

Leitprojekt H2Giga umfangreiche Mittel zur<br />

Verfügung.<br />

Die Förderzusage beschleunigt insbesondere<br />

den Markthochlauf der innovativen<br />

Hochtemperatur-Elektrolyseure (SOEC).<br />

Unter der Leitung von Sunfire erhalten 15<br />

Verbundpartner 33 Millionen Euro, um Fertigungsprozesse<br />

aufzubauen und die Systeme<br />

zu optimieren. Durch die Nutzung von<br />

Abwärme aus industriellen Prozessen benötigen<br />

Sunfires SOEC-Elektrolyseure im Vergleich<br />

zu <strong>and</strong>eren Technologien bis zu 30 %<br />

weniger Strom aus erneuerbaren Energien,<br />

um ein Kilogramm Wasserst<strong>of</strong>f zu erzeugen.<br />

„In der neuen <strong>Generation</strong> werden sie ihre<br />

Stärken noch besser ausspielen als bisher“,<br />

kündigt Christian von Olshausen an.<br />

„Wir werden unter <strong>and</strong>erem die einzelnen<br />

Komponenten langlebiger gestalten und das<br />

Design der Systeme vereinfachen“, so der<br />

Sunfire-CTO weiter. „Mit unseren optimierten<br />

Hochtemperatur-Elektrolyseuren kann<br />

die Industrie grünen Wasserst<strong>of</strong>f künftig<br />

noch effizienter – und demnach kostengünstiger<br />

– produzieren. Um auch den Anschaffungspreis<br />

zu reduzieren, entwickeln wir<br />

außerdem Prozessketten für die industrielle<br />

Serienfertigung.“<br />

Den anspruchsvollen Weg in Richtung Gigawatt<br />

beschreitet Sunfire mit Partnern, die<br />

bereits in der Vergangenheit an verschiedenen<br />

Projekten mitgewirkt haben. Bei der<br />

Errichtung einer Pilotlinie für die automatisierte<br />

Fertigung greift das Unternehmen<br />

etwa auf die Expertise der XENON Automatisierungstechnik<br />

GmbH zurück. Gemeinsam<br />

mit den Dresdener „Nachbarn“ baut<br />

Sunfire bereits SOEC-Elektrolyseure für die<br />

Raffinerie des Kraftst<strong>of</strong>fproduzenten Neste<br />

in Rotterdam. „Wir sind froh, auf Partner<br />

wie XENON bauen zu können. Sie verfügen<br />

über wertvolle Erfahrungen in der industriellen<br />

Fertigung und sind <strong>of</strong>fen dafür, diese<br />

einzusetzen, um neue Technologien voranzubringen“,<br />

erklärt Christian von Olshausen.<br />

Nicht nur die Entwicklung der SOEC-Technologie<br />

erfährt Unterstützung. Fördermittel<br />

stellt das BMBF auch für die Industrialisierung<br />

der Druck-Alkali Elektrolyseure bereit.<br />

Obwohl sich die robusten Systeme bereits<br />

seit Jahrzehnten in der Industrie bewährt<br />

haben, werden sie bislang nicht in Serie gefertigt.<br />

Insgesamt stehen Sunfire und seinen<br />

acht Verbundpartnern 27 Millionen Euro<br />

zur Verfügung, um die Produktion dieser<br />

Technologie in den Gigawatt-Maßstab zu<br />

überführen.<br />

„Wir bauen Fertigungsprozesse auf und finalisieren<br />

das neue Design unserer DruckAlkali<br />

Elektrolyseure“, erklärt Christian von<br />

Olshausen. „Im Vergleich zu den Vorgängermodellen<br />

werden wir diese im Hinblick auf<br />

Energieverbrauch und Langlebigkeit noch<br />

einmal verbessern.“ Die ohnehin als kostengünstigste<br />

Elektrolysetechnologie bekannte<br />

Alkali-Elektrolyse wird dadurch weiterhin<br />

an Attraktivität gewinnen.<br />

Damit die Industrie zeitnah auf grünen<br />

Wasserst<strong>of</strong>f zurückgreifen kann, möchte die<br />

Bundesregierung mit ihrem Engagement<br />

den Ausbau von Technologien beschleunigen.<br />

Mit dieser Absicht hatte das BMBF den<br />

Ideenwettbewerb „Wasserst<strong>of</strong>frepublik<br />

Deutschl<strong>and</strong>“ ausgeschrieben. Im Leitprojekt<br />

H2Giga arbeiten nun ca. 30 eigenständige<br />

Verbünde an der Überführung von<br />

Elektrolysetechnologien in den Gigawatt-Maßstab.<br />

Sunfire setzt für die Industrialisierung<br />

neben Fördergeldern umfangreiche<br />

eigene Mittel ein.<br />

LL<br />

www.sunfire.de (22541008)<br />

Voith Hydro starts new year<br />

with expansion <strong>of</strong> operation<br />

<strong>and</strong> maintenance business <strong>for</strong><br />

hydropower plants by acquiring<br />

majority stake in<br />

Green Highl<strong>and</strong> Renewables<br />

• More than 40 hydropower stations are<br />

already managed by Green Highl<strong>and</strong> Renewables<br />

today<br />

• Both companied will join <strong>for</strong>ces to bring<br />

highest operation <strong>and</strong> maintenance<br />

st<strong>and</strong>ards <strong>for</strong> hydropower fleets to customers<br />

worldwide<br />

• Transaction was agreed<br />

on in the end <strong>of</strong> 2021<br />

(voith) In the end <strong>of</strong> last year, Voith Hydro<br />

acquired a majority shareholding <strong>of</strong> Green<br />

Highl<strong>and</strong> Renewables (GHR). With this step<br />

the company exp<strong>and</strong>s its business in the<br />

field <strong>of</strong> maintenance as well as operation<br />

<strong>and</strong> development <strong>of</strong> hydropower facilities.<br />

The German full-line supplier <strong>for</strong> hydropower<br />

equipment <strong>and</strong> the Scottish service<br />

provider create a perfect fit <strong>and</strong> customers<br />

worldwide will benefit from both joining<br />

<strong>for</strong>ces. There are already several plants the<br />

companies have worked on together – until<br />

now separated through the respective<br />

scopes <strong>of</strong> supply. In that way, Voith Hydro<br />

was supplying electro-mechanical equipment<br />

whereas GHR was responsible <strong>for</strong> development<br />

activities, service <strong>and</strong> operations<br />

at site.<br />

Moritz von Plate, Head <strong>of</strong> Voith Hydro’s Hy-<br />

Service business unit: “Our customers will<br />

benefit from a new single source approach <strong>and</strong><br />

we together will be able to accompany them<br />

through the entire project lifecycle – including<br />

plant operation. Apart from that, there is still<br />

a lot <strong>of</strong> room <strong>for</strong> growth <strong>for</strong> both <strong>of</strong> us. For example,<br />

GHR’s strong footprint in Scotl<strong>and</strong> will<br />

be a great basis to service also larger hydropower<br />

projects <strong>and</strong> <strong>for</strong> the entry into the international<br />

markets where Voith Hydro is already<br />

active.”<br />

Up to now GHR is one <strong>of</strong> the leading hydro<br />

companies in the United Kingdom especially<br />

in the segment <strong>of</strong> so called small hydro facilities<br />

with up to 20 MW <strong>of</strong> total output. First<br />

projects to be tackled together have already<br />

been identified <strong>and</strong> there is a lot more to<br />

come as Alex Reading, CEO at GHR who will<br />

remain in this position, indicates: “I am happy<br />

that we have Voith on board bringing in<br />

their technology expertise from very small<br />

to very large hydropower stations but also<br />

moderniazation know-how <strong>and</strong> digital tools.<br />

I am sure that our customer’s will benefit<br />

from it.”<br />

About Green Highl<strong>and</strong> Renewables<br />

GHR started as developer <strong>for</strong> small (hydropower)<br />

projects in 2007. Until today the<br />

company has accumulated a track record <strong>of</strong><br />

around 50 successfully commissioned hydropower<br />

stations throughout Scotl<strong>and</strong>. As<br />

full-scope service provider GHR supports<br />

plant owners with long-term, turnkey service<br />

contracts, per<strong>for</strong>ming not only monitoring,<br />

technical management, <strong>and</strong> regular<br />

maintenance, but also commercial <strong>and</strong> administrative<br />

management <strong>of</strong> the plants.<br />

Currently there are around 40 plants under<br />

management ranging from several hundred<br />

kilowatts to almost 20 MW in capacity.<br />

The Scottish company, with locations in<br />

Perth <strong>and</strong> Dingwall, employs around 20<br />

highly skilled employees. The organizational<br />

structure <strong>and</strong> management <strong>of</strong> GHR will<br />

remain entrepreneurial in nature <strong>and</strong> operate<br />

under the established Green Highl<strong>and</strong><br />

Renewables br<strong>and</strong>.<br />

LL<br />

www.voith.com (22541019)<br />

Wärtsilä enters the Dutch market<br />

to supply the country’s largest<br />

<strong>energy</strong> storage system to<br />

support grid stability<br />

(waertsilae) The technology group Wärtsilä<br />

will supply a 25-megawatt (MW) / 48-megawatt<br />

hour (MWh) <strong>energy</strong> storage system to<br />

GIGA <strong>Storage</strong> BV in the Netherl<strong>and</strong>s to help<br />

stabilise the electric grid. This will be Wärtsilä’s<br />

first <strong>energy</strong> storage project in the Netherl<strong>and</strong>s<br />

<strong>and</strong> it will be the country’s largest<br />

system to date. The order was booked to<br />

Wärtsilä order intake in December 2021,<br />

<strong>and</strong> the system is expected to become operational<br />

in October <strong>2022</strong>.<br />

The Wärtsilä <strong>energy</strong> storage system, called<br />

the GIGA Buffalo battery, will be co-located<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 23


Industry News<br />

with wind <strong>and</strong> solar assets at the Widnet<br />

smart grid, located at the Wageningen University<br />

& Research test centre in Lelystad.<br />

Eneco, a leading <strong>energy</strong> provider in the Netherl<strong>and</strong>s,<br />

will utilise the battery to make its<br />

<strong>energy</strong> services more sustainable <strong>and</strong> add<br />

more renewable <strong>energy</strong> on the grid. The <strong>energy</strong><br />

storage will also help to optimise the<br />

power system, regulate <strong>energy</strong> frequency <strong>and</strong><br />

reliability on the grid <strong>and</strong> improve revenues.<br />

As the largest <strong>energy</strong> storage project in the<br />

Netherl<strong>and</strong>s to date, it will store the equivalent<br />

<strong>of</strong> the annual <strong>energy</strong> consumption <strong>of</strong><br />

more than 9,000 households each year.<br />

“The Buffalo battery will help stabilise the<br />

Netherl<strong>and</strong>s’ electricity grid <strong>and</strong> save a maximum<br />

<strong>of</strong> 23,000 tons <strong>of</strong> carbon dioxide emissions<br />

per year,” said Maarten Quist, COO,<br />

GIGA <strong>Storage</strong>. “We’re pleased to work with<br />

Wärtsilä to implement this l<strong>and</strong>mark project,<br />

which will help us reach our goal <strong>of</strong><br />

deploying 1.5 GW <strong>of</strong> <strong>energy</strong> storage in Europe<br />

by 2025.”<br />

The Dutch government has set a goal to<br />

reduce greenhouse gas emissions by 49% by<br />

2030 <strong>and</strong> a 95% reduction by 2050. The<br />

growth <strong>of</strong> renewable <strong>energy</strong> in the Netherl<strong>and</strong>s<br />

<strong>and</strong> likewise across Europe has helped<br />

to decarbonise the <strong>energy</strong> system but has<br />

also created congestion on electrical networks,<br />

making <strong>energy</strong> storage a necessity<br />

<strong>for</strong> reliability. Recent reports indicate that<br />

the Netherl<strong>and</strong>s will need between 29 <strong>and</strong><br />

54-gigawatts (GW) <strong>of</strong> <strong>energy</strong> storage capacity<br />

by 2050.<br />

“Wärtsilä sees a major opportunity <strong>and</strong><br />

paramount need to help our customers increase<br />

<strong>energy</strong> storage deployment throughout<br />

Europe in order to realise a 100% renewable<br />

<strong>energy</strong> future,” said Pekka Tolonen,<br />

Director, Europe, Wärtsilä Energy.<br />

“This is an important milestone <strong>for</strong> Wärtsilä<br />

as our first project in the Netherl<strong>and</strong>s.<br />

We’re thrilled to add yet another country to<br />

our 4 GWh portfolio <strong>of</strong> market-leading <strong>energy</strong><br />

storage technology deployments<br />

worldwide.”<br />

The Buffalo battery will be the first largescale<br />

<strong>energy</strong> storage project based on lithium<br />

iron phosphate (LFP) chemistry in Europe,<br />

which provides enhanced safety features<br />

<strong>and</strong> uses less vulnerable natural resources.<br />

The project will include Wärtsilä’s<br />

GridSolv Quantum, a fully integrated, modular<br />

<strong>and</strong> compact <strong>energy</strong> storage system, as<br />

well as the GEMS Digital Energy Plat<strong>for</strong>m,<br />

Wärtsilä’s sophisticated <strong>energy</strong> management<br />

system. It will be optimised with Wärtsilä’s<br />

Service+ GAP solution, which provides<br />

maintenance with per<strong>for</strong>mance guarantees.<br />

Wärtsilä will supply the <strong>energy</strong> storage<br />

system under an extended equipment<br />

delivery <strong>and</strong> a long-term service agreement.<br />

LL<br />

www.wartsila.com (22541028)<br />

Wärtsilä long-term service<br />

agreement will provide power<br />

supply reliability <strong>and</strong> availability<br />

<strong>for</strong> major Italian industrial<br />

company<br />

(waertsilae) The technology group Wärtsilä<br />

has signed a ten-year long-term service<br />

agreement covering two industrial combined<br />

heat <strong>and</strong> power (CHP) plants in Italy.<br />

The plants operate with highly efficient<br />

Wärtsilä 31SG gas engines, <strong>and</strong> supply electricity,<br />

steam, <strong>and</strong> hot water <strong>for</strong> industrial<br />

use. The agreement took effect in January<br />

<strong>2022</strong>, <strong>and</strong> the order intake was booked in<br />

Q4, 2021.<br />

The Guaranteed asset per<strong>for</strong>mance agreement<br />

covers altogether five Wärtsilä 31SG<br />

gas engines, <strong>and</strong> is designed to ensure the<br />

plants’ reliability <strong>and</strong> availability, which are<br />

essential <strong>for</strong> maintaining the customer’s<br />

production schedules. The full maintenance<br />

scope includes an availability guarantee that<br />

is implemented with a resident engineer on<br />

site plus remote support from Wärtsilä’s Expertise<br />

Centre in Trieste.<br />

The high efficiency <strong>of</strong> the engine generating<br />

sets creates both <strong>energy</strong> cost savings <strong>and</strong><br />

reduced levels <strong>of</strong> emissions. Furthermore, it<br />

opens the possibility to obtain the Italian<br />

White Certificate, which aims to promote<br />

<strong>energy</strong> efficiency measures by final <strong>energy</strong><br />

users, <strong>and</strong> which is one <strong>of</strong> the most complete<br />

examples <strong>of</strong> baseline <strong>and</strong> trade incentive<br />

schemes existing in Europe.<br />

“Long-term service agreements are an integral<br />

element within Wärtsilä’s lifecycle<br />

services <strong>of</strong>fering. They are based on utilisation<br />

<strong>of</strong> the latest digital technologies combined<br />

with our extensive know-how <strong>and</strong><br />

underst<strong>and</strong>ing <strong>of</strong> power generation installations,<br />

as well as their optimisation at system<br />

level. The bottom line is that we guarantee<br />

plant availability, which <strong>for</strong> any industrial<br />

company is critical. What is more, by ensuring<br />

efficient operations we are supporting<br />

global ef<strong>for</strong>ts to decarbonise operations,”<br />

says Pekka Tolonen, Energy Business Director,<br />

Europe, Wärtsilä Energy.<br />

Wärtsilä has a strong presence in Italy with<br />

a delivery centre <strong>and</strong> an Energy Expertise<br />

Centre in Trieste, <strong>and</strong> service <strong>of</strong>fices in<br />

Genoa, Naples, <strong>and</strong> Taranto. To date, the<br />

company has delivered 1,411 MW <strong>of</strong> power<br />

plant capacity to Italy, <strong>of</strong> which 709 MW are<br />

currently covered by Wärtsilä long-term service<br />

agreements.<br />

LL<br />

www.wartsila.com (22541027)<br />

ENERTRAG wird europäisch:<br />

Umw<strong>and</strong>lung in SE<br />

abgeschlossen<br />

(iwr-pressedienst) Die Umw<strong>and</strong>lung der<br />

ENERTRAG AG in eine Europäische Aktiengesellschaft<br />

(Societas Europaea, SE) wurde<br />

zum 6. Januar <strong>2022</strong> durch Eintragung in das<br />

H<strong>and</strong>elsregister vollzogen.<br />

Nach mehr als 20-jähriger Tätigkeit in<br />

Deutschl<strong>and</strong>, Frankreich und Polen hat<br />

ENERTRAG die Umw<strong>and</strong>lung von einer<br />

deutschen in eine europäische Rechts<strong>for</strong>m<br />

vollzogen. Künftig wird das Unternehmen<br />

als ENERTRAG SE firmieren und so der europäischen<br />

Herkunft und dem internationalen<br />

Selbstverständnis noch stärker Rechnung<br />

tragen.<br />

Als dynamisch wachsendes Unternehmen<br />

ist ENERTRAG weltweit an zahlreichen Projekten<br />

im Bereich der erneuerbaren Energien<br />

beteiligt. Rund 800 Beschäftigte aus fast<br />

40 Nationen sind heute in vier europäischen<br />

und fünf weiteren internationalen Ländern<br />

tätig.<br />

„Die SE ist eine moderne, supranationale<br />

Rechts<strong>for</strong>m und damit nach Überzeugung<br />

von Aufsichtsrat und Vorst<strong>and</strong> die richtige<br />

Rechts<strong>for</strong>m für das weitere europäische und<br />

internationale Wachstum von ENERTRAG“,<br />

so Jörg Müller, ENERTRAG-Vorst<strong>and</strong>svorsitzender.<br />

„Als Unternehmen mit Wurzeln in<br />

Br<strong>and</strong>enburg und Geschäftsaktivitäten in<br />

Europa und weltweit ist die Umw<strong>and</strong>lung in<br />

eine SE eine folgerichtige Entscheidung, die<br />

zu einem modernen und international tätigen<br />

Unternehmen mit vielfältiger Mitarbeiterstruktur<br />

bestens passt.“<br />

Den Arbeitnehmern aller europäischen<br />

St<strong>and</strong>orte bietet ein SE-Betriebsrat die Möglichkeit<br />

zur grenzüberschreitenden Mitbestimmung.<br />

Von einem solchen Gremium erwartet<br />

das Unternehmen ein weiteres Zusammenwachsen<br />

der Belegschaft über Ländergrenzen<br />

hinweg.<br />

Die neue Rechts<strong>for</strong>m hat keine Auswirkungen<br />

auf Aktionäre, Kunden und Vertragspartner<br />

oder bestehende Vertragsverhältnisse.<br />

Die bewährte Struktur von Aufsichtsrat<br />

und Vorst<strong>and</strong> sowie deren personelle<br />

Besetzung werden beibehalten. Der<br />

Hauptsitz der ENERTRAG SE bleibt unverändert<br />

Dauerthal.<br />

LL<br />

www.enertrag.com (22541558)<br />

24 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


SAVE THE DATE<br />

Industry News<br />

Hamburg: Erdwärme für 5.000<br />

Haushalte<br />

• Bohrungen für die Hamburger Wärmewende<br />

haben begonnen<br />

In Hamburg-Wilhelmsburg haben die Bohrungen<br />

zur Förderung von Erdwärme begonnen.<br />

Hamburgs Staatsrat für Umwelt,<br />

Klima, Energie und Agrarwirtschaft, Michael<br />

Pollmann hat gemeinsam mit den Geschäftsführern<br />

der Hamburger Energiewerke,<br />

Michael Prinz und Ingo Hannemann von<br />

Hamburg Wasser das Startsignal gegeben.<br />

Die Bohrarbeiten sind der erste Schritt zur<br />

Errichtung einer Geothermie-Anlage am<br />

St<strong>and</strong>ort, die im Rahmen des Energiewende-Projektes<br />

IW3 bis 2024 realisiert wird.<br />

Die Geothermie-Anlage soll bei einem erfolgreichen<br />

Abschluss der Bohrungen künftig<br />

Erdwärme, in Form von heißem Thermalwasser,<br />

aus 3.500 Metern Tiefe an die<br />

Oberfläche fördern. Über Wärmetauscher<br />

wird die Energie dem Wasser entzogen und<br />

in das dezentrale Nahwärmenetz in Wilhelmsburg<br />

eingespeist. Anschließend wird<br />

das abgekühlte Wasser zurück in die thermalwasserführende<br />

Schicht im Untergrund<br />

geleitet. Hierfür sind zwei Bohrungen geplant:<br />

eine Produktionsbohrung, zur Förderung<br />

des heißen Thermalwassers und eine<br />

Injektionsbohrung, um es in den Untergrund<br />

zurückzuleiten. Die Bohrarbeiten<br />

werden voraussichtlich im August abgeschlossen.<br />

Mit einer Leistung von 10 Megawatt<br />

könnten so rund 5.000 Haushalte mit<br />

grüner Wärme in Wilhelmsburg versorgt<br />

und gleichzeitig pro Jahr rund 7.000 t CO 2<br />

eingespart werden.<br />

Michael Pollmann, Staatsrat für Umwelt,<br />

Klima, Energie und Agrarwirtschaft: „Tief in<br />

der Erde unter Hamburg schlummert ein<br />

energetischer Schatz. Diesen wollen wir nun<br />

zu bergen beginnen. Die Tiefengeothermie,<br />

für die wir heute in Hamburg den Startschuss<br />

geben, bietet beachtliche Potenziale<br />

zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung.<br />

Wir zeigen damit einmal mehr, wie<br />

Hamburg den Kohleausstieg umsetzt, wie<br />

wir die Steinkohle in Wedel durch eine Vielzahl<br />

sauberer Quellen ersetzen und damit<br />

auch neue Technologien voranbringen. Bei<br />

einer Tiefenbohrung bleibt zwar immer ein<br />

Restrisiko hinsichtlich der Fündigkeit, aber<br />

wir sind zuversichtlich, dass das Vorhaben<br />

erfolgreich sein wird, denn alle Anzeichen<br />

deuten darauf hin, dass die Geothermie einen<br />

wichtigen Beitrag für die Wärmewende<br />

in Hamburg leisten kann und wird.“<br />

Michael Prinz, Geschäftsführer der Hamburger<br />

Energiewerke GmbH: „Wir haben<br />

viele Jahre auf den Start der Bohrungen hingearbeitet,<br />

und ich freue mich, dass wir diesen<br />

wichtigen Meilenstein nun vollzogen<br />

haben. Wir liefern hier ein wegweisendes<br />

Konzept zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung.<br />

Ziel unseres Projektes ist es,<br />

<strong>vgbe</strong>-Konferenz<br />

Dampfturbinen<br />

und Dampfturbinenbetrieb<br />

<strong>2022</strong><br />

14. & 15. Juni <strong>2022</strong><br />

Köln, Deutschl<strong>and</strong><br />

KONTAKTE<br />

FACHLICHE KOORDINATION<br />

Anna-Maria Mika<br />

t +49 201 8128 268<br />

e <strong>vgbe</strong>-dampfturb@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

TEILNEHMER<br />

Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />

t +49 201 8128 232<br />

e <strong>vgbe</strong>-dampfturb@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

AUSSTELLUNG<br />

Angela Langen<br />

t +49 201 8128 310<br />

e angela.langen@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

VGB PowerTech e. V.<br />

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschl<strong>and</strong><br />

be in<strong>for</strong>med www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 25


Industry News<br />

SAVE THE DATE<br />

zunächst in Wilhelmsburg zu einer umweltfreundlichen<br />

und nachhaltigen Wärmeversorgung<br />

beizutragen und darüber hinaus als<br />

Blaupause zu dienen, die auch von weiteren<br />

Städten und Gemeinden in Norddeutschl<strong>and</strong><br />

für die eigene Wärmewende umgesetzt<br />

werden kann.<br />

<strong>vgbe</strong>-Workshop<br />

Flue Gas Cleaning <strong>2022</strong><br />

8 & 9 June <strong>2022</strong><br />

Ismaning/Munich, Germany<br />

Ingo Hannemann, Sprecher der Geschäftsführung<br />

von Hamburg Wasser: „Ich freue<br />

mich sehr zu sehen, wie das gemeinsame<br />

Projekt der Hamburger Energiewerke und<br />

von Hamburg Wasser Realität wird. Von beiden<br />

Seiten ist viel Fachkenntnis und Herzblut<br />

hineingeflossen, um eines der bedeutendsten<br />

Versorgungsprojekte der Stadt<br />

umzusetzen, in dem ganz klar der Klimaschutz<br />

im Fokus steht. Wir setzen unsere<br />

jahrzehntelange Erfahrung in Wasser- und<br />

Energiefragen sowie der Hydrogeologie ein,<br />

um zusammen mit <strong>and</strong>eren städtischen Akteuren<br />

an Innovationen zu arbeiten, die Versorgungssicherheit<br />

und Umweltschutz vereinen.<br />

Das begreifen wir als unseren Auftrag<br />

für die Stadt Hamburg und ihre Menschen.“<br />

Die Anlage ist Teil des Reallabors IW3 – Integrierte<br />

WärmeWende Wilhelmsburg, das<br />

eine nahezu CO 2 -freie Wärmeversorgung<br />

von Wilhelmsburger Wohnquartieren anstrebt:<br />

Neben bereits vorh<strong>and</strong>enen Wärmeerzeugern<br />

wie Solarthermie, bildet die<br />

Nutzung von Erdwärme die Basis des Projektes.<br />

Durch die zusätzliche Einbindung sektorenübergreifender<br />

Technologien wie<br />

Wärmepumpen, Power-to-<strong>Heat</strong>-Anlagen und<br />

der Nutzung eigenerzeugten erneuerbaren<br />

Stroms, ist perspektivisch eine CO 2 -neutrale<br />

Versorgung möglich. Zudem ist die Errichtung<br />

eines saisonalen Aquiferspeichers geplant,<br />

um Wärmeüberschüsse aus den Sommermonaten<br />

im Winter nutzen zu können.<br />

Unterschiedliche Energiebedarfe lassen sich<br />

so mit unterschiedlichen Energieverfügbarkeiten<br />

effizient mitein<strong>and</strong>er verknüpfen. Ein<br />

digitaler Wärme-Marktplatz bündelt alle lokalen<br />

Energieerzeuger und Verbraucher und<br />

ermöglicht eine kosteneffiziente wie klimafreundliche<br />

Versorgung von Gebäuden. Die<br />

Investitionskosten für das IW3-Projekt betragen<br />

70 Millionen Euro.<br />

CONTACT<br />

FACHLICHE KOORDINATION<br />

Ms. Ines Moors<br />

t +49-201-8128-222<br />

e <strong>vgbe</strong>-flue-gas@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

VGB PowerTech e. V.<br />

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Deutschl<strong>and</strong><br />

Als „Reallabor der Energiewende“, fördert<br />

das Bundesministerium für Wirtschaft und<br />

Klimaschutz (BMWK) das Vorhaben zudem<br />

mit insgesamt rund 22,5 Millionen Euro. Die<br />

Reallabore sind Teil des 7. Energie<strong>for</strong>schungsprogramms,<br />

mit dem die Bundesregierung<br />

Forschung und Entwicklung im Bereich<br />

zukunftsweisender Energietechnologien<br />

unterstützt. Sie erproben innovative<br />

Technologien und deren Zusammenspiel im<br />

industriellen Maßstab und unter realen Bedingungen.<br />

Dies kann sich auf ein Quartier<br />

beziehen oder auf einen ganzen Stadtteil,<br />

wie im IW3-Projekt vorgesehen. Die in den<br />

Reallaboren gesammelten Erfahrungswerte<br />

werden genutzt, um den Umbau des Energiesystems<br />

in Deutschl<strong>and</strong> voranzubringen.<br />

be in<strong>for</strong>med www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

26 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


News from Science & Research<br />

Neben den Hamburger Energiewerken als<br />

Konsortialführer sind an dem Hamburger<br />

Projekt auch die Hamburg Energie Geothermie<br />

GmbH (HEGeo), Consulaqua mbH, HIR<br />

Hamburg Institut Research gGmbH sowie<br />

die Hochschule für Angew<strong>and</strong>te Wissenschaften<br />

(HAW) Hamburg und die Christian-Albrechts-Universität<br />

(CAU) zu Kiel beteiligt.<br />

LL<br />

www.geothermie-wilhelmsburg.de<br />

www.iw3-hamburg.de (22541114)<br />

Products <strong>and</strong><br />

Services<br />

Dekarbonisation als Treiber:<br />

Abwärmelösungen von Orcan<br />

Energy nun zweithäufigst installierte<br />

ORC-Anlage weltweit<br />

(orcan) Das Münchner CleanTech Unternehmen<br />

Orcan Energy ist mit seinen Abwärmelösungen<br />

zum zweitmeist genutzten Anbieter<br />

weltweit aufgestiegen. Zu diesem Ergebnis<br />

kam die Branchenanalyse des Energy<br />

Engineering Department des Polytechnikums<br />

Mail<strong>and</strong>, die kürzlich auf der 6. internationalen<br />

ORC-Konferenz in München<br />

veröffentlicht wurde und einen Vergleich<br />

unter 30 Unternehmen anstellte, die Technologien<br />

zur Rückgewinnung von Abwärme<br />

auf ORC Basis anbieten. Damit hat Orcan<br />

Energy Branchenriesen wie Enogia, Dürr<br />

oder Turboden in puncto installierter Anlagen<br />

hinter sich gelassen. Mit 502 Anlagen<br />

weltweit liegt Orcan Energy lediglich hinter<br />

dem bereits seit 1965 und international operierenden<br />

Stromerzeuger Ormat mit 1226<br />

Anlagen.<br />

Dieser Trend spiegelt sich in den Absatzzahlen<br />

von Orcan Energy wider. Im Jahr<br />

2021 ist es Orcan Energy gelungen, sein Auftragsvolumen<br />

zu verdreifachen. Damit verzeichnete<br />

das Münchner Abwärmeunternehmen<br />

trotz massiven Auswirkungen der<br />

Coronakrise starke Zahlen und pr<strong>of</strong>itiert<br />

von der zunehmenden globalen Nachfragen<br />

nach modularen Abwärmelösungen.<br />

Andreas Sichert, CEO von Orcan Energy,<br />

sagt: „Das Ergebnis der Studie bestätigt uns:<br />

die Nachfrage vor allem nach unkomplizierten<br />

und flexiblen Abwärmelösungen steigt<br />

weltweit. Immer mehr Unternehmen haben<br />

das Ziel im Rahmen ihrer Dekarbonisierungsstrategie,<br />

günstigen Strom zu produzieren<br />

und gleichzeitig ihre Ökobilanz zu<br />

verbessern. Das gelingt am besten mit einer<br />

ausgereiften ORC Technologie wie Orcan<br />

Energy sie anbietet.“<br />

Die modularen Lösungen des Münchner<br />

CleanTech Unternehmen Orcan w<strong>and</strong>eln<br />

bisher ungenutzte Abwäme in Strom um. Sie<br />

basieren auf der Organic-Rankine-Cycle<br />

(ORC) Technologie und können ganz einfach<br />

per plug-<strong>and</strong>-play überall dort eingesetzt<br />

werden, wo Abwärme entsteht: an Industrieanlagen,<br />

auf Schiffen oder motorbasierten<br />

Kraftwerksanlagen.<br />

Der ORC-Prozess ist eine verlässliche und<br />

seit langem erfolgreiche Technologie, um<br />

aus (Ab-) Wärme Strom zu erzeugen. Mit<br />

Orcan Energys ORC-Lösungen der neuesten<br />

<strong>Generation</strong> können Anlagenbetreiber Abwärme<br />

sehr schnell und einfach nutzen –<br />

und das bereits bei niedriger Temperatur.<br />

Im Jahr <strong>2022</strong> hat Orcan Energy weiterhin<br />

vor allem Kunden aus energieintensiven<br />

Branchen im Blick, wo viel Abwärme anfällt.<br />

Betreiber erzielen hier die größten Gewinne.<br />

Darüber hinaus plant Orcan Energy seine<br />

<strong>International</strong>isierung voranzutreiben mit<br />

den Zielmärkten Amerika und Asien.<br />

Über Orcan Energy<br />

Orcan Energy AG ist ein europaweit führendes<br />

CleanTech Unternehmen, das effiziente<br />

Energielösungen auf Basis der Organic-Rankine-Cycle-Technologie<br />

zur Verstromung<br />

von Abwärme anbietet. Orcan Energy<br />

AG wurde 2008 von den Physikern Dr.<br />

Andreas Sichert, Dr. Andreas Schuster und<br />

Richard Aumann mit dem Ziel gegründet,<br />

Unternehmen aus unterschiedlichen Industriesparten<br />

eine einfache, kostensparende<br />

und effiziente Energielösung anzubieten,<br />

die das enorme Energiepotenzial ungenutzter<br />

industrieller Abwärmequellen erschließt.<br />

Orcan Energy AG betreibt derzeit<br />

500 Anlagen und ist damit die meistgenutzte<br />

Anlage im Nieder-Temperatur-Sektor in<br />

Deutschl<strong>and</strong>. Für die Erschließung neuer<br />

Absatzmärkte in Asien hat Orcan Energy Anfang<br />

2018 ein Joint Venture mit der VPower<br />

Group <strong>International</strong> Holdings LTD, Chinas<br />

führendem Unternehmen für integrierte<br />

Stromerzeugungsanlagen und der finanzstarken<br />

CITIC Pacific Ltd gegründet. Orcan<br />

Energy AG beschäftigt 60 Mitarbeiter und<br />

hat seinen Sitz in München.<br />

LL<br />

www.orcan-<strong>energy</strong>.com. (22541121)<br />

News from<br />

Science &<br />

Research<br />

Wasserst<strong>of</strong>ftechnologie:<br />

Elektrolyseure sollen<br />

Massenware werden<br />

(fh-ipa) Wer Wasserst<strong>of</strong>f als Energiequelle<br />

nutzen will, braucht Elektrolyseure. Doch<br />

die sind rar und teuer, weil sie bisher noch<br />

weitgehend von H<strong>and</strong> gefertigt werden. Damit<br />

sie künftig im industriellen Maßstab<br />

produziert werden können, entwickelt ein<br />

Forschungsteam vom Fraunh<strong>of</strong>er IPA derzeit<br />

eine durchgängig automatisierte Elektrolyseurfabrik.<br />

Wasserst<strong>of</strong>f ist auf der Erde reichlich vorh<strong>and</strong>en.<br />

Allerdings ist er sehr reaktionsfreudig<br />

und daher in Molekülen gebunden, in<br />

Wasser (H 2 O) zum Beispiel. Wer das gasförmige<br />

Element als emissionsfreie Energiequelle<br />

nutzen möchte, muss den Wasserst<strong>of</strong>f<br />

also zunächst aus dem Wassermolekül herauslösen.<br />

Dafür gibt es sogenannte Elektrolyseure.<br />

Sie spalten Wasser in seine Best<strong>and</strong>teile<br />

Wasserst<strong>of</strong>f (H 2 ) und Sauerst<strong>of</strong>f<br />

(O) auf. Brennst<strong>of</strong>fzellen können den Wasserst<strong>of</strong>f<br />

wieder in elektrischen Strom umw<strong>and</strong>eln,<br />

der dann Motoren antreibt. Oder<br />

der Wasserst<strong>of</strong>f wird in Hochöfen direkt<br />

verbrannt.<br />

Da Wasserst<strong>of</strong>f bei der Energie- und Verkehrswende<br />

eine wichtige Rolle spielt,<br />

braucht die Welt in absehbarer Zeit massenhaft<br />

neue Elektrolyseure. Doch die werden<br />

bisher noch weitgehend in H<strong>and</strong>arbeit gefertigt,<br />

was sehr viel Zeit braucht, teuer und fehleranfällig<br />

ist. Wissenschaftlerinnen und<br />

Wissenschaftler vom Fraunh<strong>of</strong>er-Institut für<br />

Produktionstechnik und Automatisierung IPA<br />

wollen deshalb zusammen mit Partnern aus<br />

Forschung und Industrie die Fertigung von<br />

Elektrolyseuren durchgängig automatisieren.<br />

„Ziel ist eine automatisierte Elektrolyseurfabrik<br />

im Gigawatt-Maßstab“, sagt Friedrich-Wilhelm<br />

Speckmann vom Zentrum für digitalisierte<br />

Batteriezellenproduktion (ZDB) am<br />

Fraunh<strong>of</strong>er IPA. „Die hier innerhalb eines<br />

Jahres produzierten Elektrolyseure sollen<br />

also eine aufaddierte Nominalleistung von<br />

mindestens einem Gigawatt haben.“<br />

Roboter sollen künftig<br />

das Stacking übernehmen<br />

Ein Elektrolyseur besteht aus zwei Elektroden<br />

– der positiv geladenen Anode und der<br />

negativ geladenen Kathode – und einem<br />

Separator, in diesem Fall einer Proto-<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 27


News fromScience & Research<br />

nen-Austausch-Membran (PEM). Um die<br />

Leistung zu erhöhen, werden viele Elektrolysezellen<br />

zu einem sogenannten Stack<br />

gestapelt. Dieses Stacking geschieht bisher<br />

noch größtenteils in H<strong>and</strong>arbeit, könnte in<br />

Zukunft aber von Robotern erledigt werden.<br />

Weil aber nicht nur das Stacking, sondern<br />

die gesamte Produktionslinie automatisiert<br />

werden soll, müssen die Forscherinnen und<br />

Forscher auch sämtliche vor- und nachgelagerte<br />

Prozesse, bis zum Einfahren der Gesamtsysteme,<br />

berücksichtigen. Dabei reichen<br />

die Aufgaben von der Fabrik- und Produktionsplanung,<br />

über die Bauteiltests bis<br />

hin zu den End-<strong>of</strong>-Line-Prüfständen. Zusätzlich<br />

werden im Konsortium auch neuartige<br />

Stackdesigns entwickelt, die zukünftige<br />

Produktionsverfahren vereinfachen und somit<br />

beschleunigen.<br />

Fertigungssystemplanung,<br />

Roboter und Sensoren<br />

für die Elektrolyseurfabrik<br />

Um die automatisierte Elektrolyseurfabrik<br />

verwirklichen zu können, bauen die Projektpartner<br />

zunächst eine Fertigungslinie nach<br />

dem aktuellen St<strong>and</strong> der Technik auf. Diese<br />

wird dann Stück für Stück modular angepasst<br />

und erweitert, damit die einzelnen<br />

Prozesse besser als bisher inein<strong>and</strong>ergreifen<br />

und automatisiert ablaufen. Dabei klären die<br />

Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler<br />

eine ganze Reihe <strong>of</strong>fener Fragestellungen,<br />

zum Beispiel: Welche Robotertopologie eignet<br />

sich für das Stacking am besten? Wie<br />

muss ein Roboter die Bauteile greifen und<br />

wie schnell darf er sich dabei maximal bewegen,<br />

um die sensiblen Komponenten nicht zu<br />

beschädigen? Welche optischen Sensoren<br />

sollen zur Qualitätssicherung in die Anlage<br />

integriert werden? Welche Fertigungstechnologien<br />

ermöglichen eine Skalierung der<br />

Elektrolyseurproduktion? Wie muss eine<br />

vollkommen automatisierte Elektrolyseurfabrik<br />

aussehen und aufgebaut sein?<br />

Antworten auf diese und viele weitere Fragen<br />

will das Forschungsteam bis 31. März<br />

2025 gefunden haben. Dann nämlich läuft<br />

das Forschungsprojekt „Industrialisierung<br />

der PEM-Elektrolyse-Produktion“ (PEP.IN)<br />

aus, welches das Bundesministerium für Bildung<br />

und Forschung (BMBF) mit über 20<br />

Millionen Euro fördert. Beteiligt sind an<br />

dem Verbundprojekt neben dem Fraunh<strong>of</strong>er<br />

IPA auch das Fraunh<strong>of</strong>er-Institut für Solare<br />

Energiesysteme ISE, das Fraunh<strong>of</strong>er-Institut<br />

für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik<br />

UMSICHT, die MAN Energy Solutions<br />

SE, die H-TEC Systems GmbH, die Audi AG,<br />

die VAF GmbH, das Zentrum für Brennst<strong>of</strong>fzellen-Technik<br />

GmbH und das Forschungszentrum<br />

Jülich GmbH. PEP.IN ist Teil des<br />

Leitprojekts „H2Giga“, einem von drei Wasserst<strong>of</strong>f-Leitprojekten,<br />

die einen zentralen<br />

Beitrag des BMBF zur Umsetzung der Nationalen<br />

Wasserst<strong>of</strong>fstrategie bilden.<br />

Weitere H2Giga-Projekte mit<br />

Beteiligung des Fraunh<strong>of</strong>er IPA<br />

Degrad-EL3-Q: Im Forschungsprojekt „Degrad-EL3-Q“<br />

untersucht ein Forschungsteam<br />

vom Zentrum für Cyber Cognitive Intelligence<br />

(CCI) am Fraunh<strong>of</strong>er IPA, inwiefern<br />

Degradationsanalysen, die mit einem<br />

Quantencomputer durchgeführt werden,<br />

klare Vorteile gegenüber klassischen Computertechnologien<br />

bieten. Mehr dazu unter:<br />

https://t1p.de/jovwk<br />

FRHY: Im H2Giga-Projekt „Referenzfabrik<br />

für hochratenfähige Elektrolyseur-Produktion“<br />

(FRHY) bildet ein Forschungsteam vom<br />

Kompetenzzentrum DigITools am Fraunh<strong>of</strong>er<br />

IPA die einzelnen Produktionsmodule<br />

der Referenzfabrik als Digitale Zwillinge ab<br />

und vernetzt sie virtuell zu einer kompletten<br />

Produktionslinie. Dazu baut es eine st<strong>and</strong>ortübergreifende,<br />

serviceorientierte Produktions-IT-Platt<strong>for</strong>m<br />

auf. Mehr dazu unter: https://t1p.de/frlf<br />

IREKA: Im Forschungsprojekt „Iridium-reduzierte<br />

Anodenkatalysatoren für die<br />

PEM-Wasserelektrolyse“ (IREKA) verfolgt<br />

ein Forschungsteam von der Abteilung Galvanotechnik<br />

am Fraunh<strong>of</strong>er IPA und vom<br />

Leibniz-Institut für Katalyse das Ziel, den<br />

Bedarf des seltenen Elements Iridium für<br />

PEM-Elektrolyseure zu reduzieren. Dazu<br />

untersucht es drei mögliche Ansätze. Mehr<br />

dazu unter: https://t1p.de/uaii<br />

ReNaRe: Im H2Giga-Projekt „Recycling –<br />

Nachhaltige Ressourcennutzung“ (ReNaRe)<br />

arbeitet ein Forschungsteam von der Abteilung<br />

Roboter- und Assistenzsysteme am<br />

Fraunh<strong>of</strong>er IPA an der automatisierten Demontage<br />

von Elektrolyseuren. Dazu werden<br />

erhältliche Systeme erfasst und die An<strong>for</strong>derungen<br />

hinsichtlich modularer Roboterwerkzeuge<br />

und notwendiger KI-Algorithmen<br />

für die Roboterprogrammierung definiert.<br />

Ein Digitaler Zwilling flankiert die<br />

Demontage, um die einzelnen Schritte virtuell<br />

zu optimieren. Mehr dazu unter:<br />

https://t1p.de/38ew6<br />

LL<br />

www.ipa.fraunh<strong>of</strong>er.de (22541029)<br />

Windenergie schneller<br />

ausbauen – mit Hilfe von<br />

Künstlicher Intelligenz<br />

(iph) „Den Ausbau der Erneuerbaren Energien<br />

drastisch zu beschleunigen“ – das haben<br />

SPD, Grüne und FDP im Koalitionsvertrag<br />

vereinbart. Viele Windenergie-Ausbauprojekte<br />

werden allerdings durch Klagen<br />

aus der Bevölkerung verzögert oder gar gestoppt.<br />

Damit in Zukunft weniger Projekte<br />

scheitern, soll im Forschungsprojekt „Wind-<br />

GISKI“ ein Geoin<strong>for</strong>mationssystem entwickelt<br />

werden, das mit Hilfe von Künstlicher<br />

Intelligenz die Erfolgsaussichten vorhersagt.<br />

In das System sollen auch demografische<br />

und soziologische Daten einfließen. Ein<br />

Konsortium aus Wirtschaft und Wissenschaft<br />

arbeitet im Projekt „WindGISKI“ eng<br />

zusammen, beteiligt sind diverse Disziplinen<br />

von der In<strong>for</strong>matik bis zur Sozialwissenschaft.<br />

Mehr Tempo beim Windanlagen-Bau ist<br />

dringend notwendig, s<strong>of</strong>ern die Menge der<br />

in Deutschl<strong>and</strong> produzierten Windenergie<br />

nicht nur beibehalten, sondern gesteigert<br />

werden soll. Derzeit gibt es etwa 30.000<br />

Windenergieanlagen deutschl<strong>and</strong>weit.<br />

Etwa die Hälfte davon könnte in den kommenden<br />

zehn Jahren vom Netz gehen, weil<br />

beispielsweise die EEG-Förderung abläuft<br />

oder technische Komponenten veraltet sind.<br />

Doch welche Flächen eignen sich für das<br />

Repowering oder den Neubau von Windenergieanlagen?<br />

Wo gibt es nicht nur ausreichend<br />

Platz, sondern auch genug Wohlwollen<br />

in der Bevölkerung, damit lokale Windenergie-Ausbauprojekte<br />

Erfolg haben können?<br />

Diese Frage will ein Konsortium aus<br />

Wissenschaft und Wirtschaft im Forschungsprojekt<br />

„WindGISKI“ beantworten.<br />

Ziel ist es, ein Geoin<strong>for</strong>mationssystem zu<br />

entwickeln, das mit Hilfe von Künstlicher<br />

Intelligenz für jeden Winkel Deutschl<strong>and</strong>s<br />

berechnet, wie erfolgversprechend Windenergie-Ausbauprojekte<br />

dort sein werden.<br />

Bei der Prognose werden nicht nur harte<br />

Faktoren berücksichtigt, etwa der Abst<strong>and</strong><br />

zu Siedlungen oder das Windvorkommen,<br />

sondern es fließen erstmals auch umfangreiche<br />

demografische und soziologische Faktoren<br />

in die Bewertung ein. Dazu gehören<br />

beispielsweise die politische Ausrichtung in<br />

der Region, das Durchschnittsalter, der Bildungsgrad<br />

und vieles mehr. Auch die Anzahl<br />

der bisherigen Windenergieanlagen<br />

wird berücksichtigt.<br />

Dass dieser Ansatz vielversprechend ist,<br />

hat eine Machbarkeitsstudie gezeigt, die das<br />

Institut für Integrierte Produktion Hannover<br />

(IPH) gGmbH und die Nefino GmbH im<br />

Sommer und Herbst 2020 durchgeführt haben.<br />

Die Wissenschaftler:innen haben Daten<br />

aus vergangenen Windenergieprojekten<br />

analysiert und Zusammenhänge festgestellt.<br />

Allerdings sind diese Zusammenhänge nicht<br />

unbedingt linear. So ist in Regionen, in denen<br />

bereits einige Windenergieanlagen vorh<strong>and</strong>en<br />

sind, die Bevölkerung grundsätzlich<br />

aufgeschlossener für weitere Bauprojekte –<br />

werden es allerdings zu viele, steigt die<br />

Wahrscheinlichkeit für Widerst<strong>and</strong>. Regionen<br />

mit einem hohen Anteil von umweltbewussten<br />

Bürgern stehen Windenergieanlagen<br />

in der Regel <strong>of</strong>fener gegenüber, doch<br />

auch hier kann Widerst<strong>and</strong> wachsen, wenn<br />

beispielsweise Artenschutz-Bedenken eine<br />

Rolle spielen.<br />

28 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


#52KT<br />

www.kerntechnik.com<br />

News fromScience & Research<br />

Media Partner<br />

TERMINVERSCHIEBUNG<br />

21. – 22. Juni <strong>2022</strong><br />

HYPERION Hotel, Leipzig<br />

Ausstellung, Wissenschaftsdiskurs,<br />

Young Scientists Workshop und Networking Platt<strong>for</strong>m<br />

Was Sie erwartet?<br />

p Plenarsitzung mit herausragenden Vorträgen und Referenten<br />

in der technische, wirtschaftliche und gesellschaftliche Fragestellungen<br />

diskutiert werden<br />

p Networking Platt<strong>for</strong>m<br />

p Themen-Sessions mit aktuellen Fachvorträgen<br />

aus Industrie, Forschung & Lehre<br />

p Begleitende Industrieausstellung mit Ständen<br />

namhafter Unternehmen der Nuklearbranche<br />

p Young Scientists Workshop<br />

Seien Sie dabei!<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 29


News fromScience & Research<br />

SAVE THE DATE<br />

<strong>vgbe</strong> Expert Event<br />

Ecology <strong>and</strong><br />

Environment<br />

in Hydropower <strong>2022</strong><br />

1 & 2 June <strong>2022</strong><br />

Web Conference<br />

live &<br />

online<br />

Die Realisierungswahrscheinlichkeit<br />

hängt also von vielen verschiedenen Faktoren<br />

ab, die sich noch dazu gegenseitig beeinflussen.<br />

Um komplexe Zusammenhänge zu<br />

erkennen, werden im Forschungsprojekt<br />

„WindGISKI“ Künstliche Intelligenz sowie<br />

Methoden des Data Mining eingesetzt. Als<br />

Grundlage dienen Daten von vergangenen<br />

Windenergie-Ausbauprojekten. Damit wird<br />

die Künstliche Intelligenz angelernt, bis sie<br />

die Erfolgsaussichten und die Realisierungsdauer<br />

nachbilden kann. Im Anschluss kann<br />

sie Zukunftsprognosen abgeben und die Realisierungswahrscheinlichkeit<br />

von Windenergie-Projekten<br />

für Potenzialflächen jeder<br />

Region in Deutschl<strong>and</strong> vorhersagen – so das<br />

Ziel der Wissenschaftler:innen.<br />

Das Geoin<strong>for</strong>mationssystem, das im Forschungsprojekt<br />

entwickelt werden soll, soll<br />

bei zwei Problemen helfen. Zum einen soll<br />

es einfacher werden, vielversprechende Flächen<br />

für zukünftige Windenergie-Projekte<br />

zu identifizieren. Zum <strong>and</strong>eren kann das<br />

System dazu beitragen, herauszufinden,<br />

welche Hindernisse <strong>and</strong>ernorts den Ausbau<br />

bremsen und wie sich diese Hürden beseitigen<br />

lassen. Beides trägt dazu bei, den Ausbau<br />

der Windenergie in Deutschl<strong>and</strong> zu beschleunigen.<br />

Das mit insgesamt zwei Millionen Euro geförderte<br />

Verbundprojekt ist am 1. Dezember<br />

2021 gestartet und hat eine Laufzeit von<br />

drei Jahren. Gefördert wird es vom Bundesministerium<br />

für Umwelt, Naturschutz, nukleare<br />

Sicherheit und Verbraucherschutz<br />

(BMUV) im Förderprogramm KI-Leuchttürme.<br />

Projektträger ist die Zukunft – Umwelt<br />

– Gesellschaft (ZUG) gGmbH.<br />

LL<br />

windgiski.iph-hannover.de (22541030)<br />

CONTACT<br />

<strong>vgbe</strong>-ecol-hpp@<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

VGB PowerTech e. V.<br />

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany<br />

Nutzung der Meeresenergie<br />

voranzutreiben<br />

• Forschungszentrum Küste (FZK) der<br />

Leibniz Universität Hannover und der<br />

Technischen Universität Braunschweig<br />

als deutsche Partnerinstitution dabei<br />

(fzk) Durch eine Vernetzung bestehender<br />

Versuchseinrichtungen aus ganz Europa<br />

soll eine weltweit führende Groß<strong>for</strong>schungseinrichtung<br />

für marine Erneuerbare<br />

Energien entstehen. Im Projekt MARI-<br />

NERG-i haben sich Forschungseinrichtungen<br />

aus vielen europäischen Ländern zusammengetan,<br />

um die Entwicklung und<br />

nachhaltige Nutzung der Meeresenergie,<br />

etwa durch Wellen- oder Tidekraftwerke<br />

sowie Offshore-Windparks, voranzutreiben.<br />

Deutschl<strong>and</strong> wird im Verbund vom<br />

Forschungszentrum Küste (FZK), einer gemeinsamen<br />

Einrichtung der Leibniz Universität<br />

Hannover (LUH) und der Technischen<br />

Universität Braunschweig, vertreten.<br />

30 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


News fromScience & Research<br />

Das Projekt „MARINERG-i – Offshore Renewable<br />

Energy Research Infrastructure“<br />

hat zum Ziel, die führende international<br />

verteilte Forschungsinfrastruktur im Bereich<br />

Offshore Renewable Energy zu werden<br />

– mit einem Netzwerk von einzigartigen<br />

Testeinrichtungen, die über ganz Europa<br />

verteilt sind. Dem enormen Potenzial der<br />

marinen Erneuerbaren Energien kommt im<br />

Rahmen der Energiewende eine große Bedeutung<br />

zu. Um dieses Potenzial nachhaltig<br />

nutzbar zu machen und den Schutz der marinen<br />

Umwelt dabei zu berücksichtigen, bedarf<br />

es konzertierter internationaler Anstrengungen.<br />

Durch die Vernetzung von<br />

Versuchseinrichtungen aus ganz Europa soll<br />

mit MARINERG-i ein so genanntes „European<br />

Research Infrastructure Consortium“<br />

(ERIC) als weltweit führende Groß<strong>for</strong>schungseinrichtung<br />

für marine Erneuerbare<br />

Energien entstehen.<br />

MARINERG-i wird maßgeblich zur Unterstützung<br />

des Green Deal der EU beitragen,<br />

indem das wissenschaftliche und technische<br />

Fachwissen in Europa gestärkt wird. Unter<br />

der Leitung des MaREI-Zentrums am University<br />

College Cork wird das Projekt derzeit<br />

von Irl<strong>and</strong>, Belgien, Portugal, Spanien und<br />

dem Vereinigten Königreich unterstützt, mit<br />

weiterer erheblicher Unterstützung von Einrichtungen<br />

in Frankreich, den Niederl<strong>and</strong>en,<br />

Italien, Norwegen und Deutschl<strong>and</strong>.<br />

Deutschl<strong>and</strong> wird dabei von der Leibniz<br />

Universität Hannover und der Technischen<br />

Universität Braunschweig vertreten, die zunächst<br />

die Nutzung des neu ausgebauten<br />

Großen Wellenkanals (GWK) des Forschungszentrums<br />

Küste in Hannover anbieten.<br />

Zudem koordinieren sie die zukünftige<br />

Einbindung weiterer deutscher Großversuchseinrichtungen,<br />

die Interesse haben,<br />

sich an einer weltweit führenden Groß<strong>for</strong>schungseinrichtung<br />

im Bereich der marinen<br />

Erneuerbaren Energien zu beteiligen.<br />

Das Team beginnt nun mit einer Vorbereitungsphase,<br />

in der die rechtlichen, veraltungstechnischen,<br />

wissenschaftlichen und<br />

wirtschaftlichen Komponenten des europäischen<br />

Verbunds festgelegt werden, die für<br />

den gebündelten Betrieb der Groß<strong>for</strong>schungseinrichtungen<br />

er<strong>for</strong>derlich sind. Für<br />

eine vollständige Partnerschaft in einem<br />

ERIC steht die finale Genehmigung seitens<br />

politischer Akteurinnen und Akteure auf<br />

Bundesebene noch aus, aber das FZK bringt<br />

sich mit großer Unterstützung des L<strong>and</strong>es<br />

Niedersachsen und der Deutschen Allianz<br />

Meeres<strong>for</strong>schung (DAM) bereits in der laufenden<br />

Vorbereitungsphase intensiv ein.<br />

Damit leistet das Forschungszentrum Küste<br />

einen wichtigen Beitrag dazu, dass Deutschl<strong>and</strong><br />

den Anschluss in dem sich momentan<br />

rasant entwickelnden Bereich der marinen<br />

Erneuerbaren Energien behält. Eine weitere<br />

Aktivität in dieser Richtung ist das vom<br />

BMWi mit rund 35 Millionen Euro geförderte<br />

Projekt marTech, in dessen Rahmen derzeit<br />

der Große Wellenkanal zu einer weltweit<br />

einzigartigen Groß<strong>for</strong>schungsinfrastruktur<br />

umgebaut wird, die optimale Testmöglichkeiten,<br />

gerade für den Bereich der<br />

Meeresenergie durch Abbildung von<br />

Tideströmungen plus Meereswellen, bietet.<br />

Nach einer erfolgreichen Antragsphase<br />

wurde MARINERG-i als eine von elf neuen<br />

Forschungsinfrastrukturen in die ESFRI-2021<br />

Roadmap aufgenommen. Die europäische<br />

ESFRI (Europäisches Strategie<strong>for</strong>um für Forschungsinfrastrukturen)-Roadmap<br />

fördert<br />

die Umsetzung von bedeutenden Groß<strong>for</strong>schungseinrichtungen<br />

für die nächsten zehn<br />

bis zwanzig Jahre. Die Roadmap soll die besten<br />

europäischen Wissenschaftseinrichtungen,<br />

basierend auf einem gründlichen Bewertungs-<br />

und Auswahlverfahren, enthalten.<br />

Die aktuelle Roadmap wurde im September<br />

2021 <strong>for</strong>mal genehmigt und im Dezember<br />

2021 <strong>of</strong>fiziell bekanntgegeben.<br />

Forschungszentrum Küste (FZK)<br />

Das FZK ist eine gemeinsame Einrichtung<br />

der Leibniz Universität Hannover und der<br />

Technischen Universität Braunschweig, spezialisiert<br />

auf Forschung im Bereich des Küsteningenieurwesens<br />

und Seebaus. Im Verbund<br />

mit vier Partnerinstituten bietet das<br />

FZK numerische und physikalische Modelle<br />

in den Bereichen Wasserbau, Küstenschutz,<br />

Meerestechnik, Geotechnik und Bodenmechanik.<br />

Diese gebündelte Kompetenz und<br />

die umfangreiche Ausstattung mit teils einzigartigen<br />

Versuchseinrichtungen machen<br />

das FZK zu einer national und international<br />

anerkannten Institution der universitären<br />

Forschung im Küsteningenieurwesen und<br />

Seebau. Mit dem Großen Wellenkanal in<br />

Hannover betreibt das FZK eine der größten<br />

Forschungseinrichtungen ihrer Art weltweit.<br />

LL<br />

www.lufi.uni-hannover.de (22541030)<br />

VTT is building a leading<br />

European piloting centre <strong>for</strong><br />

clean <strong>energy</strong> innovations<br />

(vtt) Carbon neutrality in transport <strong>and</strong> industry<br />

requires strong investments in joint<br />

innovation <strong>and</strong> piloting by companies <strong>and</strong><br />

research actors. VTT is investing EUR 18<br />

million in a new clean <strong>energy</strong> piloting centre<br />

during <strong>2022</strong>-2025. The research <strong>and</strong> testing<br />

environment will be completed in 2024 in<br />

connection with VTT Bioruukki in Espoo,<br />

Finl<strong>and</strong>.<br />

With digital solutions, the new <strong>energy</strong> innovation<br />

research <strong>and</strong> testing environment<br />

will allow companies to scale solutions to<br />

production in a more cost-effective <strong>and</strong><br />

quick way than be<strong>for</strong>e. The aim is to accelerate<br />

the creation <strong>of</strong> clean <strong>energy</strong> applications<br />

<strong>for</strong> both domestic use <strong>and</strong> export.<br />

“We will have people working on things<br />

like the interplay <strong>of</strong> traffic, households, industry<br />

<strong>and</strong> <strong>energy</strong> production in the <strong>energy</strong><br />

system <strong>of</strong> the future, all under one ro<strong>of</strong>. To<br />

facilitate this work, we are building something<br />

unique <strong>for</strong> Europe, a testing plat<strong>for</strong>m<br />

<strong>for</strong> sustainable <strong>for</strong>ms <strong>of</strong> <strong>energy</strong> <strong>for</strong> applying<br />

innovations in practice. The development <strong>of</strong><br />

winning solutions requires close cooperation<br />

between industry, start-ups <strong>and</strong> research<br />

actors, <strong>and</strong> the piloting centre will<br />

provide a good framework <strong>for</strong> that,” says<br />

Jussi Manninen, Executive Vice President at<br />

VTT.<br />

The research environment <strong>and</strong> piloting<br />

equipment will enable the development <strong>of</strong><br />

solutions <strong>for</strong> clean <strong>and</strong> <strong>energy</strong>-efficient<br />

transport, industry <strong>and</strong> built environment.<br />

EINE BRANCHE.<br />

EIN NETZWERK.<br />

Finden Sie neue Projekte, Ideen<br />

und die richtigen Ansprechpartner<br />

der europäischen Energiebranche.<br />

“The <strong>energy</strong> transition in transport is happening<br />

at an accelerating pace. Electric cars<br />

are already an everyday thing, but consumcommunity.e-world-essen.com<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 31


News fromScience & Research<br />

ers expect longer ranges <strong>and</strong> easy <strong>and</strong> fast<br />

charging. In the upcoming few years, we<br />

need innovations in battery <strong>and</strong> charging<br />

systems, but also in efficient <strong>and</strong> low-emission<br />

power solutions <strong>for</strong> heavy traffic. In<br />

addition to battery <strong>and</strong> hydrogen cell technologies,<br />

we also need solutions <strong>for</strong> bi<strong>of</strong>uels,<br />

electric fuels <strong>and</strong> efficient hybrid solutions.<br />

The piloting centre will <strong>of</strong>fer new possibilities<br />

<strong>for</strong> experimental research, both nationally<br />

<strong>and</strong> internationally”, says Ari Aalto, Vice<br />

President <strong>of</strong> Mobility <strong>and</strong> Transport research<br />

at VTT.<br />

Hydrogen technologies, among other<br />

things, will be an essential part <strong>of</strong> the new<br />

research environment. The new solutions<br />

developed there will entail significant improvements<br />

to the pr<strong>of</strong>itability <strong>of</strong> renewable<br />

hydrogen production <strong>and</strong> bring electrolysis<br />

technology closer to commercial applications.<br />

Improving long-term test drive possibilities<br />

aims at better management <strong>of</strong> industrial<br />

applications.<br />

Digitalisation plays a critical role in the<br />

clean society <strong>of</strong> the future. Renewable,<br />

weather-dependent primary <strong>energy</strong> production<br />

requires flexibility from the system. In<br />

the future, the optimisation <strong>and</strong> adjustment<br />

<strong>of</strong> the <strong>energy</strong> system will require entirely<br />

new types <strong>of</strong> solutions that can be developed<br />

<strong>and</strong> tested in the new piloting centre.<br />

Clean <strong>energy</strong> piloting centre enables<br />

cross-sectoral <strong>and</strong> international<br />

cooperation<br />

VTT Bioruukki, established in Kivenlahti,<br />

Espoo in 2015, is a research centre where<br />

industry <strong>and</strong> the SME sector develop <strong>and</strong><br />

commercialise their product <strong>and</strong> process<br />

concepts. VTT Bioruukki facilitates the development<br />

<strong>of</strong> different products, such as<br />

new fibre products from the <strong>for</strong>est industry.<br />

The new piloting centre focusing on<br />

clean <strong>energy</strong> will complement the existing<br />

facilities <strong>and</strong> strengthen synergies between<br />

different sectors. The new building has<br />

about 3,000 square metres <strong>of</strong> floor space,<br />

<strong>and</strong> the design <strong>of</strong> its laboratory facilities<br />

<strong>and</strong> test equipment is based on feedback<br />

from companies <strong>and</strong> VTT’s own technology<br />

roadmaps.<br />

Digitalising the research environment<br />

makes it possible to integrate VTT Bioruukki<br />

into a wider network <strong>of</strong> research environments.<br />

Partners’ research environments can<br />

likewise be virtually linked to the larger entity.<br />

Digitalisation also speeds up the development<br />

time <strong>of</strong> innovations from idea to<br />

practice, reduces development costs <strong>and</strong><br />

boosts the use <strong>of</strong> experimental infrastructure.<br />

“With the new piloting centre, companies<br />

will have the chance to get ahead <strong>of</strong> their<br />

competitors. Industry <strong>and</strong> the SME sector<br />

will be able to develop innovations there<br />

even more efficiently <strong>and</strong> quickly. At the<br />

same time, we avoid building overlapping<br />

piloting <strong>and</strong> testing environments. We want<br />

to welcome both Finnish <strong>and</strong> international<br />

companies to develop the innovation centre<br />

with us,” says Manninen.<br />

LL<br />

www.vtt.fi<br />

www.vttresearch.com (22541606)<br />

Events in brief<br />

E-WORLD ENERGY<br />

& WATER <strong>2022</strong><br />

• Sommertermin<br />

vom 21. bis 23. Juni <strong>2022</strong><br />

(e&w) Der Juni-Termin für Europas Leitmesse<br />

der Energiewirtschaft stößt in der<br />

Branche auf breite Zustimmung. Die große<br />

Mehrheit der Aussteller hat sich bereits für<br />

eine Veranstaltung im Juni ausgesprochen<br />

und der Termin vom 21. bis 23. Juni <strong>2022</strong><br />

steht damit fest. „Wir sind noch immer im<br />

engen Austausch mit unseren Ausstellern<br />

und erwarten noch weitere Rückmeldungen,<br />

aber schon jetzt können wir rund 90<br />

Prozent der gebuchten Ausstellungsfläche<br />

für den Juni-Termin einplanen. Für dieses<br />

positive Feedback, die Solidarität und die<br />

Unterstützung, die wir erfahren, sind wir<br />

sehr dankbar und freuen uns, Aussteller<br />

und Besucher im Sommer dann endlich<br />

wieder in der Messe Essen willkommen zu<br />

heißen“, so die beiden Geschäftsführerinnen<br />

der E-world GmbH, Stefanie Hamm<br />

und Sabina Großkreuz.<br />

<strong>International</strong>e und nationale Ländergemeinschaftsstände,<br />

unter <strong>and</strong>erem aus<br />

Schweden und Frankreich, bestätigten ihre<br />

Teilnahme am Juni-Termin. Auch das Bundesamt<br />

für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle<br />

(BAFA) unterstützt den Termin im Sommer,<br />

indem die Förderungen für junge innovative<br />

Unternehmen, die vom Februar in den Juni<br />

wechseln wollen, unkompliziert und ohne<br />

erneute Antragsstellung weiterbestehen<br />

bleiben.<br />

Besucher erwartet umfangreiches<br />

Rahmenprogramm<br />

Auch das hochkarätige Rahmenprogramm<br />

der E-world verlegen die Veranstalter<br />

auf den Juni-Termin. Konferenzen wie<br />

das Führungstreffen Energie oder das Glasfaser<strong>for</strong>um<br />

werden Fachbesuchern und<br />

Ausstellern ebenso wie das Programm auf<br />

den Fach<strong>for</strong>en wieder zahlreiche Impulse<br />

für ihr Business liefern. Die Möglichkeit,<br />

Tickets für den Junitermin zu erwerben,<br />

wird zeitnah über den E-world Ticketshop<br />

zur Verfügung stehen.<br />

Digitale Platt<strong>for</strong>m verkürzt<br />

die Wartezeit<br />

Mit der Community bietet die E-world eine<br />

maßgeschneiderten Online-Platt<strong>for</strong>m, die<br />

die Wartezeit bis zur nächsten Messe vor Ort<br />

verkürzt und die Branche mitein<strong>and</strong>er vernetzt.<br />

Die Registrierung ist kostenfrei.<br />

LL<br />

www.e-world-essen.com (22541608)<br />

1. Branchentag Wasserst<strong>of</strong>f<br />

• H 2 -Readiness & Versorgungssicherheit<br />

im Fokus<br />

• 28. und 29. März <strong>2022</strong> – Essen<br />

(lk) Viele Menschen und Unternehmen setzen<br />

ihre H<strong>of</strong>fnungen darauf, dass Wasserst<strong>of</strong>f<br />

als komprimiertes Gas oder als tiefgekühlte<br />

Flüssigkeit das entscheidende Puzzlestück<br />

zum Gelingen der Energiewende<br />

sein wird.<br />

Mit dem 1. Branchentag Wasserst<strong>of</strong>f wird<br />

unter dem Titel „H 2 -Readiness & Versorgungssicherheit<br />

im Fokus“ am 28./29. März<br />

<strong>2022</strong> auf dem Energiecampus im Essener<br />

Deilbachtal eine Fachveranstaltung initiiert,<br />

die die technischen, regulatorischen und finanztechnischen<br />

Rahmenbedingungen der<br />

vielfältigen Wasserst<strong>of</strong>fnutzung in Industrie,<br />

Mobilität und Privathaushalten aufzeigt.<br />

Es wird dabei immer wieder um die<br />

grundsätzliche Fragestellung gehen: Wie<br />

können wir sicherstellen, dass alle Ampeln<br />

auf Grün gestellt sind, um alle sinnvollen<br />

und notwendigen Projekte zu realisieren?<br />

Der Kongress<br />

Der Branchentag Wasserst<strong>of</strong>f wird als<br />

Energiekongress im DACH-Raum die Lücke<br />

im Bereich des Know-How-Transfers und<br />

des Business-Networking schließen und für<br />

neue B2B-Kontakte und für die Pflege bestehender<br />

Kontakte als Platt<strong>for</strong>m dienen.<br />

Veranstalter sind der VGB PowerTech e.V.<br />

als technischer Fachverb<strong>and</strong>, Lorenz Kommunikation<br />

als langjährig auf den EE-Sektor<br />

spezialisierte Veranstaltungs -und PR-Agentur,<br />

die KWS Energy Knowledge eG als Ausbildungseinrichtung<br />

der deutschen Energiewirtschaft<br />

sowie WindAdvice als erfahrener<br />

Finanz- und Projektberater. Zusammen verknüpfen<br />

diese vier Partner Unternehmen<br />

und Projekte für einen gemeinsamen, erfolgreichen<br />

Kurs zur optimierten Wasserst<strong>of</strong>fnutzung<br />

in Deutschl<strong>and</strong>.<br />

Veranstaltungspartner sind: Deutscher<br />

Wasserst<strong>of</strong>f- und Brennst<strong>of</strong>fzellen-Verb<strong>and</strong><br />

(DWV), KWS Energy Knowledge eG, Lorenz<br />

Kommunikation, NRW.ENERGY4CLIMATE,<br />

VGB PowerTech e.V., WindAdvice UG<br />

L L www.branchentag-wasserst<strong>of</strong>f.de<br />

(22541609)<br />

32 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS in Essen<br />

VGB-Kongress 2021:<br />

Grußworte<br />

Thomas Kufen, Oberbürgermeister der Stadt Essen**<br />

Abstract<br />

VGB Congress 2021 – 100 PLUS in the<br />

Gr<strong>and</strong> Hall <strong>of</strong> Zollverein Coking Plant in<br />

Essen, Germany<br />

After last year’s jubilee congress on the occasion<br />

<strong>of</strong> the 100th anniversary <strong>of</strong> VGB-PowerTech<br />

e.V. had to be cancelled due to the p<strong>and</strong>emic<br />

<strong>and</strong> could only take place as digital<br />

event, this year it was possible to hold a presence<br />

event again. About 250 participants <strong>and</strong><br />

exhibitors from Germany <strong>and</strong> abroad attended<br />

this year’s VGB Congress 100 PLUS in the<br />

Gr<strong>and</strong> Hall <strong>of</strong> Kokerei Zollverein in Essen. The<br />

opening event was rounded <strong>of</strong>f by an interesting<br />

<strong>and</strong> stimulating key note by Pr<strong>of</strong>essor Dr<br />

Ernst Ulrich von Weizäcker, who gave a very<br />

impressive presentation entitled “Come on!<br />

What we need to change to stay!” Pr<strong>of</strong>essor<br />

von Weizäcker presented approaches to a global<br />

future <strong>energy</strong> supply. The Technical Sessions<br />

focused on the topics <strong>of</strong> systems, renewables,<br />

decarbonisation, hydrogen, security <strong>of</strong> supply,<br />

digitalisation, power <strong>and</strong> heat, <strong>and</strong> storage. l<br />

Autoren<br />

Thomas Kufen<br />

Oberbürgermeister der<br />

Stadt Essen<br />

Essen, Deutschl<strong>and</strong><br />

Dr. Georg Stamatelopoulos<br />

Vorsitzender des Vorst<strong>and</strong>s<br />

des VGB PowerTech e.V.<br />

Essen, Deutschl<strong>and</strong><br />

Herzlich willkommen in Essen, herzlich<br />

willkommen in einer der bedeutendsten<br />

Energiemetropolen Europas.<br />

Die Gr<strong>and</strong> Hall ist eine optimale Kulisse für<br />

den VGB PowerTech Kongress, denn hier<br />

st<strong>and</strong>en Energiemaschinen und Schaltschränke<br />

der größten und modernsten<br />

Steinkohleförderanlage der Welt. Die ehemalige<br />

Kompressorenhalle mit dazugehörigem<br />

Schalthaus ist auch heute noch hochmodern.<br />

Denn im Zuge der Covid-19-P<strong>and</strong>emie<br />

wurde die Raumluftanlage aufgerüstet,<br />

sodass die zugeführte Atemluft gefiltert<br />

wird, um die Ausbreitung von Aerosolen zu<br />

unterbinden.<br />

Thomas Kufen, Oberbürgermeister der Stadt<br />

Essen, auf dem VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS.<br />

Für die Feier des 101. Jubiläum des VGB PowerTech<br />

e.V. ist die Gr<strong>and</strong> Hall also auch<br />

deshalb ein guter Ort. Letztes Jahr musste<br />

die 100-Jahr-Feier ins Netz verlegt werden,<br />

was zweifellos auch gut funktionierte. Aber<br />

sich persönlich zu treffen ist doch schöner.<br />

*) Die Videomitschnitte des VGB-Kongresses<br />

sind online auf dem YouTube-Kanal des VGB<br />

verfügbar.<br />

The video recordings <strong>of</strong> the VGB Congress are<br />

available online on the VGB YouTube channel.<br />

https://t1p.de/xpcx<br />

**) Es gilt das gesprochene Wort.<br />

Daher bin ich froh und erleichtert, dass wir<br />

heute zusammenkommen können.<br />

Der VGB Kongress hat wieder das Who is<br />

Who der Energiebranche zusammengeführt<br />

und Essen als Veranstaltungsort ist dazu wie<br />

geschaffen.<br />

Hier im Zentrum der Metropole Ruhr haben<br />

namhafte international tätige Energiekonzerne<br />

ihren Hauptsitz. Sie machen Essen zu<br />

einem Entscheidungszentrum der Energiewirtschaft.<br />

Die Essener Konzerne haben führende<br />

Marktpositionen in der Energiegewinnung,<br />

-verteilung, -versorgung und im Energiemanagement.<br />

Ein Best<strong>and</strong>teil der Essener<br />

Energiewirtschaft sind aber ebenso kleine<br />

und mittlere Unternehmen. In ihrer Gesamtheit<br />

decken diese zum Teil hoch spezialisierten<br />

Produktions- und Dienstleistungsunternehmen<br />

die wichtigsten Bereiche der Wertschöpfungskette<br />

ab.<br />

Essen bietet mit der Messe Essen einen zentralen<br />

Veranstaltungsort als Platt<strong>for</strong>m der<br />

Energiewirtschaft mit internationaler Ausstrahlungskraft.<br />

Eine herausragende Bedeutung<br />

hat hierbei die Leitmesse „E-world<br />

<strong>energy</strong> & water“. Als Europas Leitmesse geben<br />

sich hier alle nationalen wie internationalen<br />

Unternehmen hier ein Stell-dich-ein.<br />

Meine Damen und Herren, der heutige Kongress<br />

steht unter dem Motto „100 plus“. Über<br />

ein Jahrhundert lang erfolgreich zu sein,<br />

St<strong>and</strong>ards zu setzen, immer auf dem neuesten<br />

St<strong>and</strong> der Technik sein und mehr noch:<br />

die Zukunft zu gestalten! … das ist kein<br />

Selbstläufer …<br />

Dahinter steckt viel Kraft, Ehrgeiz und der<br />

Wille am Puls der Zeit zu sein – vielleicht<br />

auch seiner Zeit voraus zu sein. 101 Jahre<br />

gebündeltes Wissen versammelt sich im<br />

VGB, das sich in seiner heutigen Kernkompetenz<br />

widerspiegelt. Davon pr<strong>of</strong>itieren heutzutage<br />

430 VGB-Mitglieder aus 33 Ländern.<br />

Denn es müssen Antworten gefunden werden,<br />

wie mit den drei großen Trends im<br />

Energiebereich umgegangen wird:<br />

––<br />

der Dezentralisierung<br />

––<br />

der Digitalisierung<br />

––<br />

und der Dekarbonisierung.<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 33


VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS in Essen<br />

Julia L. Modenbach, moderierte die Eröffnungsveranstaltung<br />

und die Plenarsitzung zum<br />

Thema „Wasserst<strong>of</strong>f“ des VGB-Kongress 2021.<br />

Eines der Themen in denen wir als Energiemetropole<br />

auch erfolgreich sein wollen und<br />

es vorantreiben, ist das Thema Wasserst<strong>of</strong>f.<br />

Wasserst<strong>of</strong>f ist eine bedeutende Zukunftschance<br />

für den Energie- und Umweltst<strong>and</strong>ort<br />

Essen und ein Treiber für die Energiewende.<br />

Im April dieses Jahres [2021] haben<br />

wir einen Wasserst<strong>of</strong>fbeirat gegründet. Es<br />

freut mich, dass viele Essener Unternehmen<br />

ihre Mitarbeit in diesem Beirat zugesagt haben,<br />

um die strategische Entwicklung der<br />

Wasserst<strong>of</strong>f-Wirtschaft sowie die konkrete<br />

Realisierung von Projekten in Essen voranzubringen.<br />

Das jüngste Mitglied im Wasserst<strong>of</strong>fbeirat<br />

ist übrigens der VGB. Das freut<br />

mich sehr.<br />

Meine Damen und Herren, wie Sie unschwer<br />

feststellen können, bin ich stolz auf meine<br />

Heimatstadt. Es ist etwas Besonderes die<br />

Energiemetropole Essen zu vertreten und<br />

ich bin froh, dass der VGB hier in Essen seinen<br />

Stammsitz hat und die Fäden europäischer<br />

Energiewirtschaft verknüpft und zusammenhält.<br />

Lassen Sie mich Ihnen an dieser<br />

Stelle dem VGB PowerTech e.V. ganz<br />

herzlich zum 101-jährigen Geburtstag gratulieren!<br />

Ich wünsche Ihnen allen auf dem VGB PowerTech<br />

Kongress interessante Vorträge und<br />

eine schöne Jubiläumsfeier.<br />

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit und<br />

bleiben Sie gesund!<br />

Glück auf!<br />

l<br />

VGB-Kongress 2021:<br />

Eröffnungsrede<br />

Georg Stamatelopoulos<br />

Sehr geehrte Damen und Herren,<br />

ich freue mich sehr, Sie in der Gr<strong>and</strong> Hall auf<br />

Zollverein in Essen begrüßen zu können.<br />

Insbesondere freut es mich, dass wir es in<br />

diesem Jahr wieder geschafft haben, uns<br />

persönlich und nicht nur virtuell zu treffen.<br />

Das aus der Corona-Situation geborene<br />

„VGB Online“-Event als Webveranstaltung<br />

mit Liveübertragung in alle Welt des vergangenen<br />

Jahres war ein Erfolg; nichtdestotrotz<br />

stehen wir heute im 101. Jahr des Verb<strong>and</strong>s<br />

vor richtungsweisenden Heraus<strong>for</strong>derungen<br />

für die Branche und für die gesamte Gesellschaft.<br />

Es ist daher gut, wenn wir die<br />

Möglichkeit des intensiven persönlichen<br />

Austausches nutzen, um uns gegenseitig zu<br />

in<strong>for</strong>mieren, uns abzustimmen und die eine,<br />

oder <strong>and</strong>ere Erkenntnis für unser Geschäft<br />

mitzunehmen.<br />

Dies werden wir heute und morgen hier auf<br />

dem Gelände tun – gemeinsam mit unseren<br />

Vortragsgästen und einem besonderen Blick<br />

auf die Themen unserer Zeit.<br />

Ich freue mich sehr auf das Grußwort des<br />

nordrhein-westfälischen Ministers für Wirtschaft,<br />

Innovation, Digitalisierung und<br />

Energie, Dr. Andreas Pinkwart, der per Video<br />

zugeschaltet sein wird. Und es freut<br />

mich sehr, den Oberbürgermeister der Stadt<br />

Essen, Thomas Kufen Vor-Ort begrüßen zu<br />

dürfen. Essen als europäische Energiestadt<br />

ist bei der Wahl eines Tagungsorts für den<br />

VGB Kongress quasi unschlagbar und galt<br />

von Anfang an als Jubiläumsaustragungsort<br />

als gesetzt. Hierzu wird uns sicher Herr Kufen<br />

noch was erzählen.<br />

Mit Vorfreude und Spannung blicke ich auf<br />

die beiden Vorträge des heutigen Plenar-<br />

Vormittags: In der Key Note wird uns, Pr<strong>of</strong>essor<br />

Dr. Ernst Ulrich von Weizsäcker ausführen,<br />

was wir tun müssen, um mit unserem<br />

Wissen, die er<strong>for</strong>derlichen Veränderungen<br />

für den Erhalt der Welt zu schaffen.<br />

Und aus berufenem Munde wird Dr. Ralf<br />

Wieder zu „Health & Safety“ in der Energiebranche<br />

sprechen, ein Thema, das bei<br />

uns allen sehr hohe Priorität hat. Dr. Wieder<br />

hat das Thema über Jahre beim VGB begleitet<br />

und wichtige Impulse für die Mitgliederunternehmen<br />

gegeben.<br />

34 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> journa 1 | 2 · <strong>2022</strong>


VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS in Essen<br />

Technisch wird es am Nachmittag, wenn wir<br />

uns mit Wasserst<strong>of</strong>f im Energiesystem der<br />

Zukunft beschäftigen, wozu ich schon jetzt<br />

alle Vortragenden und Teilnehmerinnen<br />

bzw. Teilnehmer der anschließenden Diskussionsrunde<br />

begrüße.<br />

Richtungsweisende<br />

Heraus<strong>for</strong>derungen für die<br />

Energiebranche<br />

Ausbau der Erneuerbaren Energien<br />

Über richtungsweisende Heraus<strong>for</strong>derungen<br />

sprach ich in meiner Einleitung und die<br />

erste, die ich ansprechen möchte, ist der<br />

massive Ausbau der Erneuerbaren Energien<br />

(EE). Es ist kein Zufall, dass der VGB dies als<br />

Erstes von insgesamt acht H<strong>and</strong>lungsfeldern<br />

in seinem im vergangenen Jubiläumsjahr<br />

erschienenen Positionspapier „Energy is us<br />

– Being Part <strong>of</strong> the Future Energy System“<br />

auflistet. Der massive Ausbau der erneuerbaren<br />

Energien – insbesondere in den Bereichen<br />

Solar, Wind, Biomasse und Wasser – ist<br />

essentiell für das Erreichen der europäischen<br />

Klimaziele.<br />

Werfen wir einen Blick darauf, wo wir heute<br />

stehen und was wir in 2030 erreicht haben<br />

wollen: In Deutschl<strong>and</strong> liegt die installierte<br />

Leistung für Wind Onshore derzeit bei ca.<br />

55 GW. Bis 2030 wollen wir diese nahezu<br />

verdoppeln auf ca. 95 GW. Bei den Windkraftanlagen<br />

auf See soll die Leistung bis<br />

2030 fast verdreifacht werden, von aktuell<br />

ca. 7,5 GW auf dann 20 GW. PV soll im Jahr<br />

2030 mit 150 GW die dominierende erneuerbare<br />

Technologie in Deutschl<strong>and</strong> werden.<br />

Um das Ziel zu erreichen, müssen wir von<br />

heute ca. 50 GW um durchschnittlich 10 GW<br />

pro Jahr wachsen! In der EU müssen, folgt<br />

man dem Nachhaltigkeitspfad der <strong>International</strong>en<br />

Energieagentur, 336 GW Wind Onund<br />

Offshore sowie 391 GW PV erreicht<br />

sein. Das bedeutet eine Verdopplung der installierten<br />

Windkraftleistung, sowie mehr<br />

als die 3-fache Menge im Bereich PV.<br />

Seien wir ehrlich: Die Frage, ob wir unsere<br />

EE-Ziele erreichen, ist keine politische mehr.<br />

Es ist eine technische, praktische Frage. Erschwerend<br />

kommt hinzu, dass uns der aktuelle<br />

Anlagenbest<strong>and</strong> nicht ewig zur Verfügung<br />

stehen wird: in den kommenden Jahren<br />

verlieren wir ca. 1-2 GW an Wind<br />

Onshore Leistung in Deutschl<strong>and</strong>, weil die<br />

Windenergieanlagen ihr technisches Lebensende<br />

erreicht haben.<br />

Was es für den EE-Ausbau dringend braucht,<br />

ist ein verlässlicher gesetzgeberischer und<br />

regulatorischer Rahmen für alle Energieanlagen.<br />

Wie sollen wir als Anlagenerrichter<br />

und -betreiber zur Erreichung der EE-Ziele<br />

beitragen, wenn es bis zu sechs Jahre für<br />

den Erhalt der Genehmigung zum Bau von<br />

Windenergieanlagen benötigt? Wie sollen<br />

wir die Politik in ihren Zielen unterstützen,<br />

wenn – übertrieben gesagt – jede Gemeinde<br />

eigene Vorschriften und St<strong>and</strong>ards beim Artenschutz<br />

praktiziert? Als Nicht-Spezialist<br />

auf diesem Gebiet habe ich das Gefühl, dass<br />

Fledermäuse ihre Gewohnheiten nicht an<br />

die jeweilige Gemeinde anpassen, die sie<br />

durchfliegen. Außerdem: Wie sollen die EE-<br />

Ausbauziele erreicht werden, wenn Flächen<br />

für Wind Onshore- und PV-Anlagen nicht<br />

rechtzeitig und vor allem nicht ausreichend<br />

zur Verfügung gestellt werden?<br />

Wir, die Unternehmen der Branche, stehen<br />

bereit, in das dringend notwendige weitere<br />

Wachstum der Erneuerbaren zu investieren.<br />

Wir sagen aber auch ganz <strong>of</strong>fen, dass es<br />

nicht ausreicht, Ziele zu definieren, ohne die<br />

Voraussetzungen für deren Erreichung zu<br />

schaffen.<br />

Dr. Georg Stamatelopoulos, Vorsitzender<br />

des Vorst<strong>and</strong>s des VGB PowerTech e.V.,<br />

während der Eröffnungsrede des<br />

VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS.<br />

Versorgungssicherheit und<br />

Systemstabilität<br />

Eine weitere Heraus<strong>for</strong>derung, die nicht<br />

minder wichtig ist, betrifft die Versorgungssicherheit<br />

und die Systemstabilität. Dafür<br />

benötigen wir disponible Leistung im System,<br />

Leistung, die uns jederzeit zur Verfügung<br />

steht, wenn sie gebraucht wird und<br />

nicht vom Wetter abhängt.<br />

Erschwerend kommt hinzu, dass wir in<br />

Deutschl<strong>and</strong> bis voraussichtlich Anfang der<br />

2030er-Jahre parallel zum EE-Ausbau aus<br />

der Kernenergie- und Kohleverstromung<br />

aussteigen (und ich entschuldige mich hier<br />

bei unseren internationalen Gästen, dass ich<br />

mich mit einem ausschließlich deutschen<br />

Dilemma befasse). Um die Versorgungssicherheit<br />

und Systemstabilität zu gewährleisten,<br />

sehe ich keine <strong>and</strong>ere Alternative als<br />

Gas. Gas, das schrittweise und in der Endstufe<br />

durch grüne Gase – vor allem Wasserst<strong>of</strong>f<br />

– ersetzt wird. Am Anfang werden wir<br />

noch verstärkt Erdgas nutzen müssen, um<br />

die Systemstabilität beizubehalten. Hier<br />

müssen wir Öffentlichkeitsarbeit leisten und<br />

die Gesellschaft in<strong>for</strong>mieren. Die Aufgabe<br />

der Politik ist es Rahmenbedingungen zu<br />

schaffen, die den Aufbau dieser Gasinfrastruktur<br />

mit Marktinstrumenten zulässt,<br />

wenn nicht sogar fördert.<br />

Meine Damen und Herren, wenn ich über<br />

die disponible Leistung rede, ist die Verbindung<br />

mit Versorgungssicherheit und Systemstabilität<br />

automatisch. Ich erinnere<br />

mich an den 8. Januar 2021, den Tag an dem<br />

Europa am R<strong>and</strong>e eines Blackouts st<strong>and</strong>.<br />

Durch rechtzeitig und zielgerichtet eingeleitete<br />

Gegenmaßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber<br />

konnte jedoch ein Blackout<br />

vermieden werden. Was ich in Erinnerung<br />

behalten habe, ist die Tatsache, daß an diesem<br />

Tag wenig Erneuerbare im Einsatz waren.<br />

Und daraus folgen zwei wichtige Folgerungen:<br />

––<br />

Der beinahe Blackout ist nicht durch die<br />

Erneuerbare verursacht und<br />

––<br />

Das Meistern dieser Situation ist kein positiver<br />

Präzedenzfall für ein stabiles Versorgungssystem<br />

wenn wir alle konventionellen<br />

Kraftwerke abschalten werden.<br />

Dieses Ereignis hat uns erneut vor Augen geführt,<br />

wie wichtig Flexibilität in der Stromerzeugung<br />

bei der Trans<strong>for</strong>mation hin zu<br />

klimaneutralen Energiequellen ist. Die Netzstabilität<br />

ist kein Thema, das abgekoppelt<br />

vom <strong>for</strong>tschreitenden Ausbau der volatilen<br />

Erneuerbaren gesehen werden darf. Das Ereignis<br />

vom 8. Januar 2021 zeigt, wie wichtig<br />

ein gemeinsames Fortschreiten beim Ausbau<br />

von erneuerbarer und flexibel einsetzbarer<br />

Erzeugung ist, um eine sichere Stromversorgung<br />

zu gewährleisten.<br />

EU-Taxonomieverordnung und die<br />

Flexibiltätsoptionen Wasserkraft<br />

und Gas<br />

In diesem Sinne dürfen flexible Erzeugungstechnologien<br />

– gasbasiert, oder Wasserkraftwerke<br />

– von den aktuell diskutierten Taxonomieregelungen<br />

auf europäischer Ebene nicht<br />

benachteiligt werden.<br />

Die im letzten Jahr verabschiedete EU-Taxonomieverordnung,<br />

die als Rahmen zur Erleichterung<br />

nachhaltiger Investitionen<br />

dient, ist für den Wasserkraftsektor in mehrfacher<br />

Hinsicht von Bedeutung: Es wurden<br />

neue gesetzliche An<strong>for</strong>derungen für die<br />

nichtfinanzielle Berichterstattung von Unternehmen<br />

geschaffen und dabei konkrete<br />

Kriterien zur Einordnung wirtschaftlicher<br />

Aktivitäten vorgesehen, die als „nachhaltig“<br />

gelten sollen. Dabei werden an die Wasserkraft<br />

zum Teil nicht nur höhere Nachweisan<strong>for</strong>derungen<br />

gestellt als an <strong>and</strong>ere erneuerbare<br />

Erzeugungsarten. Darüber hinaus sind<br />

die Kriterien für die Gaskraftwerke und für<br />

die Wasserkraft nicht so klar und spezifisch,<br />

wie sie sein sollten, um so<strong>for</strong>t angewendet<br />

und umgesetzt werden zu können. Die Kriterien<br />

finden sich in Durchführungsrechtsakten,<br />

die zum Teil schon aus<strong>for</strong>muliert sind,<br />

zum Teil noch in Ausarbeitung befindlich<br />

sind. Der VGB hat eine eingehende Diskussion<br />

in der gesamten Branche initiiert, um<br />

sowohl ein gemeinsames Verständnis als<br />

auch abgestimmte Interpretationen der neuen<br />

Definitionen zu erreichen. Wir haben<br />

eine Interpretationsschrift entwickelt, die<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 35


VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS in Essen<br />

Definitionen und Abgrenzungen für zahlreiche<br />

Begriffe vorschlägt sowie Hinweise zur<br />

Interpretation der Taxonomiekriterien gibt.<br />

Digitalisierung<br />

In den vergangenen mehr als eineinhalb<br />

Jahren haben wir bewusst oder unbewusst<br />

durch die Corona-P<strong>and</strong>emie erfahren, wie<br />

herausragend wichtig die Digitalisierung für<br />

unsere Zeit ist. Ohne Digitalisierung, die<br />

Option für Home<strong>of</strong>fice und die neuen Wege<br />

der Kommunikation – Webkonferenzen waren<br />

vor Corona bekannt, aber bei weitem<br />

nicht etabliert – wäre unser Leben und unsere<br />

Arbeit in vielen Bereichen sehr eingeschränkt<br />

gewesen.<br />

Weder ein normaler Alltag noch die Nutzung<br />

von Digitalisierung wären denkbar,<br />

wenn gerade wir als Energiebranche in der<br />

P<strong>and</strong>emiesituation die Stromversorgung<br />

nicht im Griff hätten.<br />

Im letzten Jahr lag die durchschnittliche<br />

Dauer der Stromunterbrechung mit nur 10,7<br />

Minuten in Deutschl<strong>and</strong> noch niedriger als<br />

der Wert im Vorjahr. Darauf können wir und<br />

alle Mitarbeitenden ruhig ein bisschen stolz<br />

sein.<br />

Die Themen und Heraus<strong>for</strong>derungen für unsere<br />

Branche reißen nicht ab, und letztendlich<br />

l<strong>and</strong>en alle Bereiche der zukünftigen<br />

Energieversorgung beim Thema „Technik“<br />

und seiner Umsetzung.<br />

Weiterentwicklung des VGB<br />

Und hier beginnt auch die Arbeit des VGB<br />

mit seinen Leistungen für seine Mitglieder<br />

aber auch für die Branche insgesamt. Mit<br />

neuer Technik können wir neue Wege in der<br />

Stromerzeugung oder der Koppelung der<br />

Energiesektoren bewerkstelligen. Mit neuer<br />

Technik machen wir die Anlagen von heute<br />

und morgen effektiver, verlässlicher und sicherer.<br />

Mit neuer Technik oder ihrer Weiterentwicklung<br />

gewinnen wir aber auch als<br />

VGB neue Mitglieder. Es freut mich zu sehen,<br />

dass wir viel entwickeltes, bewährtes<br />

Know-how, das sich beim VGB über teils<br />

Jahrzehnte etabliert hat, auf die neuen<br />

Technologien übertragen können. Ich denke<br />

dabei zum Beispiel an unsere beiden Kennzeichensysteme<br />

KKS – Kraftwerk-Kennzeichensystem<br />

sowie RDS-PP ® – Reference Designation<br />

System <strong>for</strong> Power Plants. Aktuell<br />

laufen Aktivitäten, um diese bei einem weltweit<br />

engagierten Anlagenbetreiber im Bereich<br />

der Photovoltaik zu implementieren.<br />

Und beim RDS-PP ® prüfen wir gemeinsam<br />

mit einem Entwickler den Einsatz in der<br />

Geothermie mit einem Organic Rankine<br />

Kreislauf. Dies zeigt auch, wie relevant der<br />

VGB schon seit Jahrzehnten bei wichtigen<br />

Zukunftsthemen wie hier der Digitalisierung<br />

ist. Denn eine sinnvolle Digitalisierung<br />

von Energieanlagen, sei es in der Regelungsund<br />

Steuertechnik bis hin zum Assetmanagement<br />

oder gar dem „Digital Twin“, ist<br />

ohne vorausgehende systematische Anlagendokumentation<br />

gar nicht möglich. Auch<br />

freut es mich, dass der VGB die gesamte<br />

Branche, das heißt über die Mitglieder hinaus,<br />

weltweit unterstützen kann, da wir unser<br />

Know-how – zu fairen Bedingungen –<br />

auch weitergeben.<br />

Ein neues Erscheinungsbild –<br />

der <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong><br />

Der VGB geht nicht mit dem W<strong>and</strong>el, der<br />

VGB ist im W<strong>and</strong>el und befasst sich aktiv mit<br />

den Heraus<strong>for</strong>derungen der Zukunft. Ein<br />

Blick auf die 100jährige Geschichte des VGB<br />

zeigt eindrucksvoll, wie der Fortschritt in<br />

der Energietechnik durch unseren Verb<strong>and</strong><br />

geprägt wurde.<br />

100 Jahre VGB sind aber nicht nur Anlass,<br />

um über Inhalte nachzudenken und Themen<br />

der Zukunft zu beh<strong>and</strong>eln. 100 Jahre VGB<br />

waren für uns auch Anlass, über das Erscheinungsbild<br />

des VGB nachzudenken. Wir wissen,<br />

dass es nicht ausreichend ist, gute Technik<br />

zu entwickeln und diese ein- oder umzusetzen,<br />

wir müssen unser H<strong>and</strong>eln auch in<br />

die Öffentlichkeit transportieren.<br />

Um dazu im Sinne von „Zukunft trifft Tradition“<br />

aktiv beizutragen möchten wir mit<br />

dem VGB optisch unterstützt durch ein neues<br />

Erscheinungsbild in das neue Energiezeitalter<br />

aufbrechen:<br />

Die Kontinuität wollen wir wahren und den<br />

renommierten Namen VGB beibehalten –<br />

ihn aber gleichzeitig durch einen neuen Zusatz<br />

mit Mehrwert versehen.<br />

Und das möchten wir mit einem kleinen,<br />

aber feinen Zusatz erreichen: das „e“. Eine<br />

Veränderung, die klein erscheinen mag – zumal<br />

sie im Sprachgebrauch gar nicht zum<br />

Tragen kommt –, aber inhaltlich umso mehr<br />

transportiert: Das „e“ steht nicht nur stellvertretend<br />

für unser Zuhause, die Energiebranche,<br />

sondern auch für die Energie,<br />

mit der wir tagtäglich unsere Mitglieder unterstützen<br />

und unsere gemeinsamen Ziele<br />

verfolgen.<br />

Wir gehen damit einen entscheidenden<br />

Schritt in Richtung einer starken und prägenden<br />

Marke <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong>.<br />

In der modernen, frisch anmutenden kleinen<br />

Schreibweise und positiv aufgeladen<br />

mit den Inhalten „vision generation benefit“.<br />

Doch dahinter steckt noch so viel mehr: Wir<br />

wollen eine zukunftsweisende Energieversorgung<br />

mitgestalten; dies soll sich auch<br />

in unserem Claim „ENERGY IS US“ ausdrücken.<br />

Die neue Marke <strong>vgbe</strong> birgt in ihrer Schreibweise<br />

darüber hinaus noch eine weitere<br />

Ebene, der wir uns verschreiben und die wir<br />

uns zunutze machen möchten. In <strong>vgbe</strong><br />

steckt die deutliche Auf<strong>for</strong>derung „be“ – sei!<br />

Wir sind die Stimme der Anlagenbetreibenden<br />

und als solche sind wir jederzeit ein aktiv<br />

agierender Partner, der in<strong>for</strong>miert, inspiriert<br />

und verbindet.<br />

be energised, be inspired, be connected, be<br />

in<strong>for</strong>med – das sind unsere Versprechen an<br />

unsere Mitglieder – für langfristige Geschäftsbeziehungen<br />

und langfristige gemeinsame<br />

Erfolge.<br />

Wertigkeit und Wiedererkennungswert sind<br />

natürlich<br />

ebenso wichtige Merkmale. Das neue Corporate<br />

Design, das Sie, liebe Gäste hier in<br />

der Gr<strong>and</strong> Hall eventuell überrascht hat,<br />

gibt uns die passenden Werkzeuge an die<br />

H<strong>and</strong>, um kreative und ansprechende Antworten<br />

auf die Fragen der zukünftigen Energieversorgung<br />

zu geben.<br />

In diesem Sinne: be energised, be inspired,<br />

be connected, be in<strong>for</strong>med<br />

Ich wünsche uns allen daher ein interessantes,<br />

belebendes und farbenfrohes Event – im<br />

Sinne des V G B E!<br />

l<br />

36 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> journa 1 | 2 · <strong>2022</strong>


VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS in Essen<br />

VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS<br />

in der Gr<strong>and</strong> Hall<br />

Kokerei Zollverein Essen<br />

– Kongressbericht<br />

Rund 250 Teilnehmer und Aussteller aus<br />

dem In- und Ausl<strong>and</strong> haben unter Einhaltung<br />

der aktuellen Corona-Regeln am diesjährigen<br />

VGB-Kongress 100 PLUS in der<br />

Gr<strong>and</strong> Hall der Kokerei Zollverein in Essen<br />

teilgenommen.<br />

VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS – Podiumsdiskussion „Die Rolle von Wasserst<strong>of</strong>f im Energiesystem<br />

der Zukunft“ mit (v.l.) Julia L. Modenbach, Moderation; Pr<strong>of</strong>. Dr.-Ing. Harald Bradke,<br />

Fraunh<strong>of</strong>er-Institut für System- und Innovations<strong>for</strong>schung ISI, Deutschl<strong>and</strong>; Dr. Sopna Sury,<br />

Chief Operating Officer Hydrogen, RWE <strong>Generation</strong> SE, Deutschl<strong>and</strong>; Dr. Cord L<strong>and</strong>smann,<br />

Uniper Engineering, Deutschl<strong>and</strong>; Thomas Bürgler, voestalpine Stahl GmbH, Österreich; Pr<strong>of</strong>essor<br />

Dr. Ernst Ulrich von Weizsäcker; und Dr. Georg Stamatelopoulos, Vorsitzender des Vorst<strong>and</strong>s,<br />

VGB PowerTech e. V<br />

Nachdem im vergangenen Jahr p<strong>and</strong>emiebedingt<br />

der Jubiläums-Kongress anlässlich<br />

des 100. Geburtstages des VGB-Power-<br />

Tech e.V. als Präsenzveranstaltung ausfallen<br />

musste und lediglich als Digitalveranstaltung<br />

stattfinden konnte, war es in diesem<br />

Jahr wieder möglich, eine Präsenzveranstaltung<br />

durchzuführen. Rund 250 Teilnehmer<br />

und Aussteller aus dem In- und Ausl<strong>and</strong> haben<br />

unter Einhaltung der aktuellen Corona-<br />

Regeln am diesjährigen VGB-Kongress 100<br />

PLUS in der Gr<strong>and</strong> Hall der Kokerei Zollverein<br />

in Essen teilgenommen.<br />

Wie beim VGB-Kongress üblich, wurde auch<br />

diese Veranstaltung wieder von einer Fachausstellung<br />

begleitet, die ansprechend in<br />

der Gr<strong>and</strong> Hall arrangiert war. Durch die<br />

Platzierung im Zentrum der Veranstaltung,<br />

hatten die Kongressteilnehmer und 23 Aussteller<br />

ausreichend Gelegenheit zum unmittelbaren<br />

fachlichen Austausch, persönlichen<br />

Gespräch und Networking.<br />

Die diesjährige Eröffnungsveranstaltung<br />

zum VGB-Kongress 100 PLUS wurde von Julia<br />

L. Modenbach, Head <strong>of</strong> Internal Communications<br />

der RWE AG, moderiert und vom<br />

Vorsitzenden des <strong>vgbe</strong>-Vorst<strong>and</strong>s, Dr. Georg<br />

Stamatelopoulos, eröffnet.<br />

Zunächst wurde der mit Spannung erwartete<br />

neue Markenauftritt und das damit verbundene<br />

neue Erscheinungsbild des VGB<br />

PowerTech e.V. vorgestellt. Aus VGB wird<br />

<strong>vgbe</strong> – dabei steht <strong>vgbe</strong> für „vision generation<br />

benefit“. Hinter der neuen Marke verbirgt<br />

sich zudem eine deutliche Auf<strong>for</strong>derung<br />

– „be“ – sei! <strong>vgbe</strong> versteht sich damit<br />

als aktiver, agierender Partner der Energieversorgung,<br />

der bewegt, inspiriert, verbindet<br />

und in<strong>for</strong>miert. <strong>vgbe</strong> fungiert als Kommunikator,<br />

Brücke und Platt<strong>for</strong>m für seine<br />

Mitglieder in der Energieversorgung der<br />

Zukunft. Die kräftigen Farben der Logos visualisieren<br />

das breit gefächerte Angebot des<br />

<strong>vgbe</strong> unter dem neuen Motto „Energy is us“<br />

und unterstreichen, dass unter dem Dach<br />

des <strong>vgbe</strong> sämtliche Technologien und Energien<br />

zur Umw<strong>and</strong>lung und Speicherung von<br />

Strom und Wärme gebündelt sind.<br />

In seiner Eröffnungsrede hob Dr. Stamatelopoulos<br />

die Bedeutung von <strong>vgbe</strong> bei<br />

der Bewältigung der anstehenden Aufgaben<br />

und Heraus<strong>for</strong>derungen hervor. Der weltweit<br />

steigende Strombedarf zur Erreichung der<br />

Klimaziele bzw. Klimaneutralität, bei gleichzeitiger<br />

Gewährleistung einer gesicherten<br />

Stromversorgung, ist unstrittig. Zur Erreichung<br />

dieser Ziele sind enorme Anstrengungen<br />

beim Ausbau der Erneuerbaren er<strong>for</strong>derlich,<br />

um den zukünftigen Wasserst<strong>of</strong>fbedarf<br />

der Industrie, bei der Digitalisierung und im<br />

Verkehrssektor zu decken. In diesem Zusammenhang<br />

nannte Dr. Stamatelopoulos verlässliche<br />

politische Rahmenbedingungen,<br />

den konsequenten und beschleunigten Ausbau<br />

der Erneuerbaren, vor allem im on- und<br />

<strong>of</strong>f-shore Windbereich sowie in der Solarenergie,<br />

Effizienzsteigerung und die In<strong>for</strong>mation<br />

und Aufklärung einer breiten Öffentlichkeit,<br />

als unerlässliche Voraussetzungen<br />

zur Erreichung der ehrgeizigen Klimaziele.<br />

In allen Bereichen leistet <strong>vgbe</strong> durch seine<br />

unabhängige Expertise als technischer Fachverb<strong>and</strong><br />

der Energieanlagenbetreiber einen<br />

wertvollen Beitrag. <strong>vgbe</strong> ist, so Dr. Stamatelopoulos,<br />

weltweit renommiert und<br />

eine starke Marke. Der Verb<strong>and</strong> verfügt über<br />

etabliertes Wissen, das immer weiter auch<br />

in die Bereiche der Erneuerbaren ausgedehnt<br />

und erweitert wird, wie z.B. eindrucksvoll<br />

durch das RDS-PP © für Windanlagen<br />

und Photovoltaik dokumentiert.<br />

Nach der Eröffnungsrede des <strong>vgbe</strong>-Vorst<strong>and</strong>svorsitzenden<br />

wurde die Eröffnungsveranstaltung<br />

mit Grußworten des regierenden<br />

Oberbürgermeisters der Stadt Essen,<br />

Thomas Kufen, und dem NRW-Minister für<br />

Wirtschaft, Innovation, Digitalisierung und<br />

Energie, Pr<strong>of</strong>essor Dr. Andreas, <strong>for</strong>tgesetzt.<br />

Beide Redner verwiesen auf die Bedeutung<br />

von <strong>vgbe</strong>, der mittlerweile im 101. Jahr seines<br />

Bestehens den W<strong>and</strong>el in der Strombranche<br />

stets aktiv begleitet und den St<strong>and</strong><br />

der Technik in der Strom- und Wärmeerzeugung<br />

entscheidend mitgeprägt hat.<br />

Auch die anschließende Verleihung der VGB<br />

Awards in den Bereichen Innovation, Quality<br />

sowie Health <strong>and</strong> Safety, machte deutlich,<br />

welche Impulse vom <strong>vgbe</strong> ausgehen und wie<br />

der Verb<strong>and</strong> innovative Ideen fördert, um<br />

Arbeits- und Anlagensicherheit sowie die<br />

Verfügbarkeit von Energieanagen zu steigern<br />

und den Klimaschutz voranzutreiben.<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 37


VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS in Essen<br />

Am zweiten Kongresstag wurden Vorträge<br />

zu den Themenblöcken „System“, „Erneuerbare“,<br />

„Dekarbonisation“, „Wasserst<strong>of</strong>f, Versorgungssicherheit“,<br />

„Digitalisierung“, „Power<br />

<strong>and</strong> <strong>Heat</strong> sowie „Speicherung“ gehalten.<br />

Die aktuellen Probleme und Aufgaben<br />

wurden aus verschiedensten Blickwinkeln<br />

dargestellt und in den anschließenden Diskussionen<br />

lebhaft erörtert.<br />

Mit den Besichtigungen der Zeche Zollverein,<br />

der Kokerei, sowie dem Kraftwerk Lausward<br />

in Düsseldorf und dem Energie-Campus<br />

Deilbachtal in Essen, wurde den Teilnehmern<br />

auch wieder ein interessantes<br />

Besuchsprogramm angeboten.<br />

Pr<strong>of</strong>essor Dr. Ernst Ulrich von Weizsäcker,<br />

Key Note „Come on! Was wir ändern müssen, um zu bleiben!“<br />

Key Note „Come on!<br />

Was wir ändern müssen,<br />

um zu bleiben!“<br />

Pr<strong>of</strong>essor Dr. Ernst Ulrich von Weizäcker<br />

Die Eröffnungsveranstaltung wurde durch<br />

eine interessante und anregende Key Note<br />

von Pr<strong>of</strong>essor Dr. Ernst Ulrich von Weizäcker<br />

abgerundet, der in sehr beeindruckender<br />

Weise in seinem Vortrag „Come on! Was wir<br />

ändern müssen, um zu bleiben!“ Ansätze einer<br />

globalen zukünftigen Energieversorgung<br />

dargestellt hat. Dabei spannte Pr<strong>of</strong>essor von<br />

Weizäcker den Bogen von Fridays <strong>for</strong> Future,<br />

den Aufbau einer Kreislaufwirtschaft, die Dekarbonisierung<br />

des Verkehrs durch den Einsatz<br />

von Methanol, erzeugt aus grünem Wasserst<strong>of</strong>f<br />

und abgeschiedenem CO 2 , bis hin<br />

zum „Budget-Ansatz“. Danach sollten die Industrieländer,<br />

die das Kontingent der ihnen<br />

zustehenden Emissionen bereits ausgeschöpft<br />

haben, den Entwicklungs- und<br />

Schwellenländern Emissionsrechte abkaufen,<br />

um dort Anreize zum Einsatz klimafreundlicher<br />

Energieumw<strong>and</strong>lung zu schaffen, damit<br />

verhindert wird, dass in diesen Ländern das<br />

fossile Zeitalter nachgeholt wird.<br />

In den Plenarvorträgen des ersten Tages<br />

zum Thema „Die Rolle von Wasserst<strong>of</strong>f im<br />

Energiesystem der Zukunft“ und die daran<br />

anschließende Diskussion wurden die Aufgaben<br />

aus wissenschaftlicher, Betreiberund<br />

industrieller Perspektive beleuchtet. Es<br />

wurden verschiedene Arten der Wasserst<strong>of</strong>fproduktion<br />

und entsprechende Importwege<br />

vorgestellt und diskutiert. Die Vortragenden<br />

waren der Meinung, dass nur mit grünem<br />

Wasserst<strong>of</strong>f die globalen Klimaziele erreicht<br />

werden können. Darüber hinaus wurde betont,<br />

dass die Ziele nur gemeinschaftlich zu<br />

erreichen sind und mit allen Beteiligten konsensfähige<br />

Lösungen herbeigeführt werden<br />

müssen.<br />

Fachvorträge:<br />

System, Erneuerbare,<br />

Dekarbonisation, Wasserst<strong>of</strong>f,<br />

Versorgungssicherheit,<br />

Digitalisierung, Power <strong>and</strong><br />

<strong>Heat</strong> sowie Speicherung<br />

Vor allem die Führungen über das UNESCO-<br />

Welterbe Zeche und Kokerei Zollverein<br />

wurde von den Teilnehmern mit großem<br />

Interesse angenommen. Die einst weltweit<br />

größte Schachtanlage zur Förderung<br />

und Veredelung von Steinkohle hat auch<br />

im Zeitalter von Erneuerbaren und Wasserst<strong>of</strong>f<br />

nichts von ihrer Faszination verloren.<br />

Vor der historischen Kulisse der Kokerei<br />

Zollverein schloss sich auch für <strong>vgbe</strong> der<br />

Kreis: auf dem diesjährigen Kongress wurde<br />

immer wieder die Bedeutung von Wasserst<strong>of</strong>f<br />

zur Erreichung der Klimaziele hervorgehoben<br />

und „Wasserst<strong>of</strong>f als Kohle des<br />

21. Jahrhunderts“ bezeichnet. Angesichts<br />

der Historie des <strong>vgbe</strong>, dessen Gründung im<br />

Jahr 1920 auf eine folgenschwere Kesselexplosion<br />

im Kraftwerk Reisholz zurückgeht,<br />

wird deutlich, wie <strong>vgbe</strong> als technischer<br />

Fachverb<strong>and</strong> der Energieanlagenbetreiber<br />

von der Kohleverstromung bis hin zu den<br />

Erneuerbaren und zum Wasserst<strong>of</strong>f seine<br />

Mitglieder bewegt, inspiriert, verbindet und<br />

in<strong>for</strong>miert und so seinem Motto „Energy is<br />

us“ mehr als gerecht wird.<br />

<strong>vgbe</strong> dankt allen Sponsoren, Ausstellern,<br />

Vortragenden und Besuchern, für ihre Teilnahme<br />

am diesjährigen <strong>vgbe</strong>-Kongress, der<br />

erneut gezeigt hat, wie wertvoll der persönliche<br />

Austausch zwischen den Beteiligen der<br />

Energiebranche ist.<br />

Be in<strong>for</strong>med ... www.<strong>vgbe</strong>.<strong>energy</strong><br />

l<br />

be energised<br />

be inspired<br />

be connected<br />

be in<strong>for</strong>med<br />

38 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> journa 1 | 2 · <strong>2022</strong>


VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS in Essen<br />

Verleihung der<br />

<strong>vgbe</strong>-Awards auf dem<br />

VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS<br />

––<br />

<strong>vgbe</strong> Innovation Award 2021:<br />

Theresa Loss für Arbeiten zu Ver<strong>for</strong>mungen<br />

bei Windenergieanlagen und Romans<br />

Oleksijs für Optimierungen bei Lastwechselbetrieb<br />

von Heizkraftwerken<br />

––<br />

<strong>vgbe</strong> Quality Award:<br />

BAUER Spezialtiefbau GmbH für die Erneuerung<br />

der Dammdichtung des Wasserkraftwerks<br />

Roßhaupten<br />

––<br />

vgb Safety & Health Award:<br />

ENGIE Thermal Europe für Sicherheit,<br />

Qualität und Ethik bei der Zusammenarbeit<br />

mit Auftragnehmern<br />

Anlässlich des <strong>vgbe</strong>-Kongresses werden alljährlich<br />

Innovationen und Engagement von<br />

Ingenieurinnen und Ingenieuren sowie Wissenschaftlern<br />

und Experten in Energietechnik<br />

und Energiewirtschaft ausgezeichnet.<br />

Der Innovation Award, Quality Award und<br />

Health & Safety Award sind geschätzte Auszeichnungen,<br />

die auch in diesem Jahr wieder<br />

im Rahmen der Eröffnungsveranstaltung<br />

des <strong>vgbe</strong>-Kongresses vom Vorsitzenden<br />

des Verb<strong>and</strong>es, Dr. Georg Stamatelopoulos,<br />

verliehen wurden:<br />

<strong>vgbe</strong> Innovation Award<br />

Die VGB-FORSCHUNGSSTIFTUNG zeichnet<br />

seit über 40 Jahren Hochschulabsolventen<br />

oder Young Pr<strong>of</strong>essionals mit dem Innovation<br />

Award für herausragende Leistungen in<br />

der Energietechnik aus. Seit 2019 wird der<br />

Preis in den zwei Kategorien „Anwendungsorientierung“<br />

und „Zukunftsorientierung“<br />

mit entsprechenden Bewertungskriterien<br />

verliehen. Die Auszeichnung ist jeweils mit<br />

einem Preisgeld in Höhe von 5.000,00 Euro<br />

dotiert.<br />

In 2021 wurde der <strong>vgbe</strong> Innovation Award,<br />

Kategorie „Anwendungsorientiert“, an<br />

Dr. Romans Oleksijs für seine Arbeiten<br />

zum Lastwechselbetrieb bei Heizkraftwerken<br />

und deren Effekte auf die elektrischen<br />

Hauptkomponenten der Anlagen verliehen.<br />

Dazu hat Romans Oleksijs empirische Formeln<br />

entwickelt, die eine Bewertung der<br />

Zuverlässigkeit für verschiedene Betriebsszenarien<br />

ermöglichen und auch eine Kostenermittlung<br />

für Störungen infolge von<br />

Nichtverfügbarkeiten. Die empirischen<br />

Verleihung des <strong>vgbe</strong> Innovation Award 2021 an Romans Oleksijs (v.l.n.r.: Dr. Romans Oleksijs,<br />

<strong>vgbe</strong> Innovation Award Preisträger 2021, Dr. Georg Stamatelopoulos, Vorsitzender des VGB PowerTech<br />

e.V. und Vorsitzender des Stiftungsvorst<strong>and</strong>es der VGB FORSCHUNGSSTIFTUNG,<br />

Dr. Oliver Then, Geschäftsführer VGB PowerTech).<br />

Formeln aus dieser Studie können für die<br />

elektrischen Hauptkomponenten aller Arten<br />

von KWK-Anlagen verwendet werden<br />

und tragen zum effizienten, sicheren<br />

und wirtschaftlichen Betrieb von Anlagen<br />

bei.<br />

Der <strong>vgbe</strong> Innovation Award in der Kategorie<br />

„Zukunftsorientiert“ wurde an Diplom-<br />

Ingenieurin Theresa Loss vergeben. Anerkannt<br />

wurden die Arbeiten von Theresa Loss<br />

für herausragende Ergebnisse zur Überwachung<br />

der Ver<strong>for</strong>mung von Rotorblättern<br />

von Windenergieanlagen mit 3D-Beschleunigungsmessern<br />

und modellbasierten Biege<strong>for</strong>men.<br />

Die konsequente Überwachung<br />

von Rotorblättern ist eine Möglichkeit, um<br />

die Rotorblatteinstellungen zu optimieren<br />

und die Wechselver<strong>for</strong>mung zu verringern.<br />

Dies führt zu einer erheblichen Lebensdauerverlängerung<br />

und damit zum nachhaltigen<br />

und kostengünstigeren Betrieb von<br />

Windenergieanlagen.<br />

<strong>vgbe</strong> Quality Award<br />

Qualität ist Grundlage für einen erfolgreichen,<br />

sicheren und ökonomischen Anlagenbetrieb.<br />

Daher hat der <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> bereits<br />

im Jahr 2006 den Quality Award ins Leben<br />

gerufen, um das Bewusstsein in der Branche<br />

für die kommerzielle Bedeutung von Qualität<br />

zu schärfen und Partnerfirmen auszuzeichnen,<br />

die bei der Erbringung ihrer Lieferungen<br />

und Leistungen eine außerordentliche<br />

Qualität gezeigt haben.<br />

In 2021 wurde die BAUER Spezialtiefbau<br />

GmbH, Region Süd, Dachau, vertreten<br />

durch Ing. Dietmar Seitz und Dipl.-Ing. Stefan<br />

Jäger, mit dem <strong>vgbe</strong> Quality Award ausgezeichnet.<br />

Der Preis wurde auf Vorschlag<br />

der Uniper Kraftwerke GmbH, L<strong>and</strong>shut, für<br />

herausragende Qualität beim Projekt „Erneuerung<br />

der Dammdichtung Roßhaupten“<br />

verliehen.<br />

Das Uniper-Kraftwerk Roßhaupten mit dem<br />

zugehörigen Dammbauwerk leistet, neben<br />

der umweltschonenden Stromerzeugung<br />

für rund 48.000 Haushalte, auch einen Beitrag<br />

zur Beherrschung von Hochwässern<br />

und Krisen. Der Staudamm Roßhaupten ist<br />

das wesentliche Element für die Vergleichmäßigung<br />

der Wasserführung und Hochwassersicherheit<br />

am Lech. Mit rund 50<br />

Messstellen wird die Stauanlage permanent<br />

beobachtet. In 2018 wurden aufgrund von<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 39


VGB-Kongress 2021 – 100 PLUS in Essen<br />

Verleihung des <strong>vgbe</strong> Quality Award 2021 an die Vertreter von BAUER Spezialtiefbau<br />

(v.l.n.r.: Dr. Oliver Then, Geschäftsführer VGB PowerTech,<br />

Dietmar Seitz, Stefan Jäger, BAUER Spezialtiefbau GmbH,<br />

Dr. Georgs Stamatelopoulos, Vorsitzender des VGB PowerTech e.V).<br />

Befunden mit So<strong>for</strong>tmaßnahmen temporäre<br />

Sicherungsmaßnahmen umgesetzt. Die<br />

BAUER Spezialtiefbau GmbH hat dies auch<br />

auf Langfristigkeit abzielenden Maßnahmen<br />

durchgeführt. Ziel war die Herstellung<br />

einer neuen Dammdichtung. Die BAUER<br />

Spezialtiefbau GmbH hat sich bei diesen von<br />

ihnen durchgeführten Arbeiten, die sicherlich<br />

auch ein hohes Maß an Verantwortung<br />

bedeuten, mit herausragender Qualität<br />

empfohlen.<br />

<strong>vgbe</strong> Safety & Health Award<br />

Safety & Health steht seit Jahren auf der<br />

Agenda der Energieanlagenbetreiber und<br />

zählt neben Versorgungssicherheit und<br />

Umweltverträglichkeit zu den herausragenden<br />

Themen der Unternehmensstrategien.<br />

In 2021 wurde der <strong>vgbe</strong> Safety & Health<br />

Award an ENGIE Thermal Europe, vertreten<br />

durch Hilde Geudens und Massar van<br />

Schaik, verliehen. In einer laufenden Beobachtung<br />

wurde festgestellt, dass sicherheitsrelevante<br />

Ereignisse bei Auftragnehmern<br />

seit 2018 zunahmen und deutlich über den<br />

ENGIE-internen Ereignissen lagen. Es wurde<br />

ein Projekt initiiert und die Schlüsselfrage<br />

gestellt: Was können und müssen wir als<br />

ENGIE tun, um dies bei den von Auftragnehmern<br />

ausgeführten Arbeiten zu verbessern?<br />

In mehreren international besetzten Projektgruppen<br />

wurden Workshops durchgeführt,<br />

um eine „einheitliche Sprache“ für<br />

alle Prozesse zu schaffen. Daraus abgeleitet<br />

wurde ein Leitfaden mit 10 für die Auftragnehmer<br />

zu beachtenden Kriterien zu den<br />

Themen Health <strong>and</strong> Safety, Qualität und<br />

Ethik. Diese 10 Kriterien werden auf Seite<br />

von ENGIE mit Hilfe von „Help cards“ zusammengefasst<br />

und sind für das ENGIE-Management<br />

verpflichtend, d.h. ohne „Help<br />

cards“ wird bei ENGIE kein Auftrag angenommen<br />

oder ausgeführt. Damit stellt EN-<br />

GIE sicher, dass sich Health & Safety sowie<br />

die Qualität ihrer Auftragnehmer spürbar<br />

verbessert.<br />

Die Verleihung dieser vier Awards unterstreicht<br />

auch das Engagement des <strong>vgbe</strong>, der<br />

mit der Verleihung seiner Awards Innovationen,<br />

Qualität und das Thema Health & Safety<br />

in den Fokus stellt und somit zur Verbesserung<br />

von Versorgungssicherheit, Umweltverträglichkeit<br />

und Arbeitsschutz in der<br />

Energiewirtschaft beiträgt.<br />

Verleihung des <strong>vgbe</strong> Safety & Health Award 2021 an die Vertreterin und Vertreter<br />

von ENGIE Thermal Europe<br />

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

und Wim Broos, ENGIE Thermal Europe,<br />

Dr. Georg Stamatelopoulos, Vorsitzender des VGB PowerTech e.V).<br />

<strong>vgbe</strong>-Kongress <strong>2022</strong><br />

in Antwerpen<br />

Auch für <strong>2022</strong> Jahr ist wieder ein großes<br />

Branchentreffen für Energieanlagen geplant.<br />

<strong>vgbe</strong> lädt ein zum <strong>vgbe</strong>-Kongress<br />

<strong>2022</strong>, der am 14. und 15. September <strong>2022</strong> in<br />

Antwerpen, Belgien mit aktuellen, Vorträgen,<br />

internationalen Gästen und attraktivem<br />

Rahmenprogramm stattfinden wird. l<br />

40 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> journa 1 | 2 · <strong>2022</strong>


Improve quality <strong>and</strong> safety per<strong>for</strong>mance <strong>for</strong> works involving contractors<br />

Our common ambition<br />

to improve quality <strong>and</strong><br />

safety per<strong>for</strong>mance <strong>for</strong><br />

works involving<br />

contractors<br />

Marc Massaar Van Schaik, Till Böhmer <strong>and</strong> Hilde Geudens<br />

Abstract<br />

Unser gemeinsames Bestreben, die<br />

Qualität und die Sicherheit bei Arbeiten,<br />

an denen Auftragnehmer beteiligt sind,<br />

zu verbessern<br />

ENGIE THERMAL Europe betreut einen europaweiten<br />

Kraftwerkspark mit Gas- und leistungsstarken<br />

Kraftwerken inkl. Kraft-Wärme-<br />

Kopplung sowie einigen Pumpspeicherkraftwerken.<br />

Mit unseren 1.387 Mitarbeitern<br />

betreiben wir derzeit etwa 19,8 GW an Anlagenleistung.<br />

Autors<br />

Marc Massaar Van Schaik<br />

Head <strong>of</strong> Health & Safety,<br />

Security <strong>and</strong> Environment<br />

European Maintenance Support<br />

Till Böhmer<br />

Support & Per<strong>for</strong>mance Manager<br />

ENGIE Procurement Europe<br />

Hilde Geudens<br />

Business Sustainability<br />

Governance Manager<br />

ENGIE THERMAL Europe<br />

Aufgrund der zunehmenden Zahl von sicherheitsrelevanten<br />

Ereignissen bei Auftragnehmern<br />

wurde ein Optimierungsprogramm aufgelegt,<br />

das sich auf die Qualität und Sicherheit<br />

bei Arbeiten mit Auftragnehmern konzentriert.<br />

Eine multidisziplinäre Arbeitsgruppe,<br />

bestehend aus Experten aus den Bereichen<br />

Inst<strong>and</strong>haltung, Beschaffung sowie Sicherheit<br />

und Gesundheitsschutz, überprüfte auf ganzheitliche<br />

Weise den gesamten Lebenszyklus<br />

von der Qualifikation und Auswahl während<br />

der Ausschreibungsphase bis zum Abschluss<br />

der Arbeiten.<br />

Eines der wichtigsten Ergebnisse dieses Projekts<br />

ist die etablierte enge Zusammenarbeit<br />

zwischen den verschiedenen Abteilungen – Beschaffung,<br />

HSE und Unternehmen – dank des<br />

gemeinsamen Ziels, die Qualität und das Niveau<br />

von Sicherheit zu verbessern. Die<br />

Hauptaspekte des Ansatzes sind eine frühzeitige<br />

Integration der Qualitäts- und HSE-An<strong>for</strong>derungen,<br />

die die endgültige Entscheidung<br />

über die Auswahl eines Auftragnehmers beeinflussen,<br />

sowie eine Aktualisierung der Mindestan<strong>for</strong>derungen<br />

für die Koordination und<br />

Überwachung der Arbeiten, die von ENGIE und<br />

dem Auftragnehmer einzuhalten sind. Diese<br />

Mindestan<strong>for</strong>derungen sind in den ‚Safety<br />

Fundamentals‘ zusammengefasst, die es den<br />

Leitenden vor Ort ermöglichen, sich bei jedem<br />

wichtigen Schritt auf das Wesentliche zu konzentrieren:<br />

Arbeitsvorbereitung, Aufnahme<br />

der Arbeiter auf der Baustelle, Beginn der Arbeiten,<br />

Koordination und Überwachung der<br />

Arbeiten und Bewertung. Um den Kreis zu<br />

schließen, wird die regelmäßige Bewertung der<br />

Leistung des Auftragnehmers als Input für<br />

künftige Auswahlrunden genutzt, um bewährte<br />

Verfahren zu ermitteln und Verbesserungsmaßnahmen<br />

festzulegen und zu verfolgen. l<br />

ENGIE THERMAL Europe was awarded the <strong>vgbe</strong><br />

Health & Safety award 2021 <strong>for</strong> the program<br />

‘Work with Contractors’, which is topic <strong>of</strong> this<br />

article. The award ceremony took place during<br />

the <strong>vgbe</strong> Congress in Essen on 22 September<br />

2021.<br />

ENGIE THERMAL Europe manages a Europe<br />

wide generation fleet <strong>of</strong> Gas- <strong>and</strong> large-scale<br />

Combined <strong>Heat</strong> Power assets <strong>and</strong> some pumped<br />

storage plants. We are currently operating<br />

about 19.8 GW with our 1,387 employees.<br />

Due to the increasing number <strong>of</strong> safety related<br />

events with Contractors, an improvement program<br />

was launched focusing on the quality<br />

<strong>and</strong> safety per<strong>for</strong>mance <strong>for</strong> works involving<br />

Contractors. A multidisciplinary working<br />

group consisting <strong>of</strong> Maintenance, Procurement<br />

<strong>and</strong> HSE experts reviewed in a holistic<br />

way the ‘full life cycle’ from qualification <strong>and</strong><br />

selection during the tender phase up to the closure<br />

<strong>of</strong> the works.<br />

One <strong>of</strong> the main achievements <strong>of</strong> this project is<br />

the close collaboration between the different<br />

departments – Procurement, HSE <strong>and</strong> Business<br />

– thanks to a shared objective to improve<br />

quality <strong>and</strong> safety per<strong>for</strong>mance. The main<br />

axes <strong>of</strong> the approach are an early integration<br />

<strong>of</strong> the quality <strong>and</strong> HSE requirements influencing<br />

the final decision <strong>for</strong> selection <strong>of</strong> a Contractor,<br />

<strong>and</strong> a refresh <strong>of</strong> the minimum requirements<br />

<strong>for</strong> coordination <strong>and</strong> supervision <strong>of</strong> the<br />

works to be respected by ENGIE <strong>and</strong> the Contractor.<br />

These minimum requirements are<br />

summarized in the ‘Safety Fundamentals’ allowing<br />

work leaders in the field to focus on the<br />

essentials in every key step: work preparation,<br />

acceptance <strong>of</strong> workers on site, start work, coordination<br />

& supervision <strong>of</strong> the works <strong>and</strong><br />

evaluation. To close the loop, the regular evaluation<br />

<strong>of</strong> Contractor per<strong>for</strong>mance is used as<br />

an input <strong>for</strong> future selection rounds, to identify<br />

good practices <strong>and</strong> to define <strong>and</strong> follow-up<br />

on improvement actions.<br />

Introduction<br />

The health <strong>and</strong> safety <strong>of</strong> all teams have always<br />

been a top priority <strong>of</strong> THERMAL Europe.<br />

Our collective goal is to guarantee that<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 41


Improve quality <strong>and</strong> safety per<strong>for</strong>mance <strong>for</strong> works involving contractors<br />

everybody - operational & support teams,<br />

management, <strong>and</strong> contractors - can return<br />

home safe, healthy at the end <strong>of</strong> each working<br />

day.<br />

The last years an increase <strong>of</strong> safety events<br />

involving contractors was observed. Hence,<br />

the initiative to join <strong>for</strong>ces <strong>and</strong> to define how<br />

to improve quality <strong>and</strong> safety per<strong>for</strong>mance<br />

<strong>for</strong> works involving contractors. From the<br />

start it was decided to go <strong>for</strong> a holistic approach,<br />

covering the full cycle <strong>of</strong> working<br />

with contractors <strong>and</strong> to launch a working<br />

group with experts from the field. First reflection<br />

was regarding the question: what<br />

can we do, as ENGIE, to facilitate a good<br />

safety & quality per<strong>for</strong>mance by our Contractors?<br />

Because indeed:<br />

You only keep it safe together!<br />

years experience<br />

employees<br />

major outages <strong>and</strong> more<br />

than expert missions<br />

(in average per year)<br />

Turbines, Generators, Boilers,<br />

High Voltage Equipment, Plant<br />

Improvement Projects, ...... Active in more than countries<br />

with more than customers<br />

Who are we ?<br />

ENGIE THERMAL Europe combines the<br />

ENGIE THERMAL power activities in Europe<br />

in a single entity, to meet the business challenges<br />

<strong>of</strong> the <strong>energy</strong> transition (F i g u r e 1 ).<br />

Our scope <strong>of</strong> activity covers the management,<br />

operation <strong>and</strong> maintenance <strong>of</strong> Group<br />

gas <strong>and</strong> large-scale Combined <strong>Heat</strong> Power<br />

assets in following countries: Belgium,<br />

France, Italy, Netherl<strong>and</strong>s, Portugal, Spain<br />

<strong>and</strong> the UK. We are currently operating<br />

about 19.8 GW with our 1,387 employees.<br />

Furthermore, our European Maintenance<br />

Support department per<strong>for</strong>ms major outages<br />

<strong>and</strong> expert missions <strong>for</strong> ENGIE <strong>and</strong> customers<br />

world-wide (F i g u r e 2 ).<br />

Fig. 2. European Maintenance Support.<br />

Reason <strong>for</strong> <strong>and</strong> approach <strong>of</strong><br />

our improvement program<br />

Un<strong>for</strong>tunately, we observed a significant increase<br />

over the last years <strong>of</strong> the amount <strong>of</strong><br />

safety events <strong>for</strong> works involving contractors<br />

(Figure 3).<br />

Hence, ENGIE THERMAL Europe launched<br />

a project to enhance quality & safety per<strong>for</strong>mance<br />

<strong>for</strong> works involving Contractors.<br />

Key question was: what can <strong>and</strong> must<br />

we do, as ENGIE, to impact <strong>and</strong> improve<br />

safety per<strong>for</strong>mance <strong>for</strong> works per<strong>for</strong>med by<br />

Contractors?<br />

The project focused on the full cycle, from<br />

qualification <strong>and</strong> selection <strong>of</strong> the Contractor<br />

Company till evaluation <strong>of</strong> contractor per<strong>for</strong>mance.<br />

To close the loop these evaluation<br />

results are being used as an input <strong>for</strong> improvement<br />

actions <strong>and</strong> <strong>for</strong> future qualification<br />

<strong>and</strong> selection.<br />

The project team was composed <strong>of</strong> a multidisciplinary<br />

team <strong>of</strong> maintenance –, HSE –<br />

<strong>and</strong> procurement managers, with relevant<br />

field experience in the different countries<br />

we operate in.<br />

Strength <strong>of</strong> the approach was that the developed<br />

guidelines:<br />

––<br />

Clarify minimum requirements <strong>and</strong> management<br />

expectations (PROCESS);<br />

––<br />

Provide supporting tools <strong>for</strong> implementation<br />

(TOOLS);<br />

––<br />

Strengthen the collaboration amongst key<br />

players in the process <strong>of</strong> working with<br />

contractors: namely Procurement, Business<br />

<strong>and</strong> HSE representatives (ORGANI-<br />

ZATION).<br />

UK<br />

colleagues<br />

GW INSTALLED CAPACITY (1), <strong>of</strong> which:<br />

BELGIUM<br />

4 744 MW<br />

3 226 MW Gas<br />

1 093 MW Hydro/Pump.<br />

213 MW Other Thermal<br />

205 MW Biomass<br />

7 MW Battery<br />

2 088 MW<br />

2 088 MW Hydro/Pump.<br />

THE NETHERLANDS<br />

2 923 MW Gas<br />

GAS<br />

HYDRO/PUMP (2)<br />

GW<br />

GW<br />

FRANCE<br />

2 129 MW Gas<br />

BIOMASS<br />

GW<br />

<strong>Generation</strong> activities in<br />

in Europe<br />

Client solutions <strong>for</strong><br />

clients<br />

countries<br />

generated power in 2020<br />

CO 2 in 2020<br />

(related to <strong>energy</strong> production)<br />

large industrial<br />

PORTUGAL<br />

2 405 MW<br />

1 829 MW Gas<br />

576 MW Coal<br />

SPAIN<br />

1 990 MW Gas<br />

ITALY<br />

3 547 MW<br />

3 472 MW Gas<br />

75 MW Hydro<br />

(1) Maximum Net Installed capacity @ 100% Figures at 01.07.2021<br />

(2) Including Hydro Drawings Rights Switzerl<strong>and</strong> - BKW Hydro (46 MW)<br />

(3) <strong>of</strong> which ENGIE 1170 MW <strong>and</strong> Tirreno Power 2 377 MW (consolidated at 100 %)<br />

ENGIE perimeter 2021<br />

Joint ventures<br />

Fig. 1. ENGIE THERMAL Europe in a nutshell.<br />

42 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


Improve quality <strong>and</strong> safety per<strong>for</strong>mance <strong>for</strong> works involving contractors<br />

The procedure <strong>for</strong> Qualification & Selection<br />

ensures that Contractors are selected in a<br />

fair <strong>and</strong> transparent manner based on objective<br />

criteria which are defined be<strong>for</strong>e the<br />

tender. For high risk works, results on QHSE<br />

criteria are influencing the selection thanks<br />

to a rating system.<br />

In practice, a local Tender Committee is set<br />

up consisting <strong>of</strong> Business, Procurement <strong>and</strong><br />

an HSE representative ensuring early involvement<br />

<strong>of</strong> HSE <strong>and</strong> smooth collaborain<br />

%<br />

100<br />

50<br />

0<br />

64 %<br />

36 %<br />

During the workshops, existing procedures<br />

<strong>and</strong> good practices have been shared, as well<br />

as difficulties encountered in the field <strong>and</strong><br />

solutions found. A common language on<br />

the process ‘working with contractors’ was<br />

defined <strong>and</strong> will facilitate future discussions<br />

<strong>and</strong> exchange on lessons learned (Root<br />

Cause Analyses) <strong>and</strong> good practices within<br />

the THERMAL Europe organization.<br />

In this article, we will focus on following<br />

steps <strong>of</strong> the process:<br />

––<br />

Evaluation<br />

––<br />

Qualification <strong>and</strong> Selection<br />

––<br />

Contract<br />

––<br />

Coordination <strong>and</strong> Supervision<br />

A new TOOL to facilitate<br />

regular evaluation <strong>of</strong><br />

per<strong>for</strong>mance<br />

A tool called GEN CAPS was build <strong>and</strong> deployed<br />

throughout THERMAL Europe to facilitate<br />

the per<strong>for</strong>mance <strong>of</strong> regular evaluations<br />

<strong>and</strong> follow-up. The project team defined<br />

10 relevant evaluation criteria in the<br />

field <strong>of</strong> HSE, quality, communication, collaboration<br />

<strong>and</strong> ethics (F i g u r e 4 ). For each<br />

criteria, an explaining definition is available<br />

by a simple click on the ‘i’. The evaluation is<br />

very straight<strong>for</strong>ward: if all expectations<br />

have been met, the evaluator chooses a<br />

green smiley <strong>for</strong> these criteria. In case <strong>of</strong><br />

small deviations with room <strong>for</strong> improvement<br />

<strong>for</strong> the future, a yellow smiley is selected.<br />

In case <strong>of</strong> serious mistakes or human<br />

error, a red smiley is given <strong>and</strong> additional<br />

explanation is entered in the “Comments”<br />

section.<br />

The evaluations made are to be seen as an<br />

indication: a red smiley will trigger an exchange<br />

with the Contractor in an open way<br />

to collect feedback, underst<strong>and</strong>, <strong>and</strong> to define<br />

common improvement actions where<br />

<strong>and</strong> if needed.<br />

The evaluations made are accessible <strong>for</strong> colleagues<br />

from Maintenance, HSE <strong>and</strong> Pro-<br />

People Involved in LTAs & Non-LTAs Between January<br />

<strong>and</strong> December 2021<br />

53 %<br />

47 %<br />

59 %<br />

41 %<br />

2016 2017 2018 2019 2020 2021<br />

Contractor<br />

Fig. 3. Trend safety events 2016-2021.<br />

69 %<br />

31 %<br />

63 % 63 %<br />

Own Staff<br />

(*) Excluding assets sold in the meantime<br />

curement in other entities <strong>and</strong> countries in<br />

all transparency, so they can easily comprehend<br />

the observations made <strong>for</strong> a certain<br />

Contractor Company <strong>and</strong> contact each other<br />

<strong>for</strong> further in<strong>for</strong>mation.<br />

The output is used to close the loop:<br />

––<br />

The evaluation results will be shared with<br />

the Contractor during briefing meetings,<br />

where also feedback on ENGIE is discussed.<br />

––<br />

Positive results will be recognized <strong>and</strong> are<br />

very interesting to identify good practices<br />

(what works well?). When needed, improvement<br />

actions are defined <strong>and</strong> followed-up.<br />

––<br />

These results are used as an input <strong>for</strong> future<br />

qualification & selection. Positive<br />

evaluations will contribute to future selection<br />

<strong>of</strong> the Contractor Company.<br />

Relevant<br />

Relevant<br />

Relevant<br />

Relevant<br />

Relevant<br />

Relevant<br />

Relevant<br />

Relevant<br />

Relevant<br />

Relevant<br />

Yes<br />

Yes<br />

Yes<br />

Yes<br />

Yes<br />

Yes<br />

Yes<br />

Yes<br />

Yes<br />

Yes<br />

37 % 37 %<br />

Q1 -<br />

Q1 - Meet <strong>of</strong> H&S requirements (9 savings rules) :<br />

Q2 - Transparency level :<br />

Q3 - Involvement Ledership :<br />

Q4 - Environmental <strong>and</strong> waste management :<br />

Q5 - H&S Plan quality & Qualification doc :<br />

Q6 - Other Doc provided in time :<br />

Q7 - Preparation <strong>of</strong> Services/works :<br />

Q8 - Services on site :<br />

GEN CAPS is a user-friendly tool, allowing<br />

views <strong>and</strong> analyses on suppliers / countries<br />

/ sites / evaluation results, so it can be<br />

used <strong>for</strong> monitoring <strong>and</strong> steering <strong>of</strong> per<strong>for</strong>mance<br />

(F i g u r e 5 ).<br />

Only work with qualified<br />

contractors<br />

All contractors that are invited <strong>for</strong> a tender<br />

must be qualified. The working group defined<br />

a qualification table, based on group<br />

rules, which enables the local buyers to identify<br />

easily the criteria that need to be checked<br />

in function <strong>of</strong> the contract value <strong>and</strong> <strong>of</strong> the<br />

type <strong>of</strong> works (e.g. service contract / high<br />

risk works). Those checks can include the financial<br />

health, Ethics, the QHSE (Quality,<br />

Health, Safety und Environment) system,<br />

technical capabilities, legal compliance (e.g.<br />

compliance with ENGIE Embargo policy),<br />

but also the previous evaluation results in<br />

GEN CAPS. The result <strong>of</strong> the qualification<br />

process is an “OK / not OK” result.<br />

Selecting the contractor<br />

based on objective awarding<br />

criteria<br />

Q9 - Meet <strong>of</strong> contractual requirements <strong>and</strong> Ethics st<strong>and</strong>ards :<br />

Q10 - Communication :<br />

Fig. 4. Questionnaire with 10 evaluation criteria.<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 43


Improve quality <strong>and</strong> safety per<strong>for</strong>mance <strong>for</strong> works involving contractors<br />

Procurement<br />

status<br />

Procurement<br />

status<br />

Procurement<br />

status<br />

Procurement<br />

status<br />

Procurement<br />

status<br />

Overall<br />

rating<br />

84 %<br />

Overall<br />

rating<br />

78 %<br />

Overall<br />

rating<br />

85 %<br />

Overall<br />

rating<br />

58 %<br />

Overall<br />

rating<br />

Not<br />

rated<br />

Fig. 5. Procurement Status <strong>and</strong> Overall evaluation<br />

scores <strong>of</strong> selected contractors.<br />

tion. This new local committee might have<br />

been the decisive game changer in the overall<br />

process as it structures <strong>and</strong> ensures a systematic<br />

exchange between key stakeholders<br />

in the selection process also <strong>for</strong> smaller tender<br />

files. Business, HSE <strong>and</strong> Procurement<br />

discuss <strong>and</strong> decide together on all relevant<br />

questions: Is this work to be considered as<br />

high-risk? What are the relevant selection<br />

criteria? How should the individual criteria<br />

be weighed? Which suppliers should be invited<br />

to the tender? This structured approach<br />

enables to detect potential risks <strong>and</strong><br />

specific requirements in an early stage.<br />

When needed, a site visit at Contractors’ site<br />

is organized at least <strong>for</strong> contractors without<br />

proven accomplishments that will per<strong>for</strong>m<br />

high risk works in terms <strong>of</strong> quality, safety<br />

<strong>and</strong> environment at ENGIE.<br />

Finally, the local Tender Committee awards<br />

the contract based on the review <strong>of</strong> <strong>of</strong>fers<br />

received <strong>and</strong> the technical compliance<br />

check. Results are collected in the “Selection<br />

comparison table”.<br />

Hence, QHSE criteria are influencing the selection<br />

<strong>and</strong> HSE is considered at early stage<br />

in the process.<br />

Strong <strong>and</strong> flexible procedure<br />

The qualification <strong>and</strong> selection procedure is<br />

based on clear rules <strong>and</strong> principles, while<br />

giving the local stakeholders the flexibility<br />

to adapt it to their needs <strong>and</strong> to specific cases.<br />

It is also open to future strategic requirements:<br />

Sustainability in sourcing is becoming<br />

increasingly important <strong>and</strong> the carbon<br />

neutral process is introduced at ENGIE, emphasizing<br />

the importance <strong>of</strong> working ever<br />

more closely with suppliers who have science-based<br />

targets <strong>for</strong> carbon neutrality.<br />

Self-commitments <strong>and</strong> visible actions <strong>of</strong><br />

suppliers in the field <strong>of</strong> carbon neutrality<br />

will be added step by step to the qualification<br />

<strong>and</strong> selection criteria.<br />

Further strengthen safety<br />

conditions in contract<br />

The project also improved the integration <strong>of</strong><br />

10 key principles in the General Terms &<br />

conditions <strong>for</strong> contracts. Amongst others:<br />

––<br />

The maximum number authorized <strong>for</strong> subcontracting<br />

<strong>and</strong> the % <strong>of</strong> temporary workers<br />

(if allowed) is specified. Subcontracting<br />

<strong>and</strong> temporary employment is subject to<br />

ENGIE entity’s approval.<br />

––<br />

Duty to communicate on HSE requirements<br />

to the Contractor company employees <strong>and</strong><br />

subcontractors. The Contractor ensures employees<br />

<strong>and</strong> subcontractors comply with the<br />

requirements.<br />

––<br />

Appointment <strong>of</strong> an ENGIE HSE representative<br />

<strong>and</strong> one <strong>of</strong> the Contractor. Regular visits<br />

<strong>and</strong> inspections are set up. Results <strong>of</strong> the visits<br />

are documented <strong>and</strong> shared with the subcontracting<br />

party(ies). ENGIE ensures the coordination<br />

<strong>of</strong> the health <strong>and</strong> safety aspects.<br />

––<br />

Any person has the right to stop the work in<br />

the event <strong>of</strong> a situation presenting a serious<br />

<strong>and</strong> imminent danger without any negative<br />

consequences.<br />

Organize <strong>for</strong> adequate<br />

coordination <strong>and</strong> supervision<br />

Once a qualified contractor has been selected,<br />

it is key to take the right actions to ensure<br />

safety & quality per<strong>for</strong>mance. With the<br />

Working Group, we defined 5 key moments<br />

from the preparation <strong>of</strong> works till closure <strong>of</strong><br />

the works on site (F i g u r e 6 ).<br />

WORK<br />

PREPARATION<br />

Prepare <strong>for</strong> doing a good<br />

job safely by having<br />

risks, safety measures<br />

<strong>and</strong> safe working method<br />

defined.<br />

ACCEPTANCE<br />

Are the conditions<br />

OK to accept the<br />

Contractor workers<br />

on site?<br />

START TO WORK<br />

Are the conditions<br />

OK to start work?<br />

For each <strong>of</strong> these 5 process steps, the actions<br />

to be taken or the ‘Safety Fundamentals’<br />

have been clarified in help cards <strong>and</strong> summarized<br />

in ‘must do’s’ <strong>for</strong> our ENGIE work<br />

leaders. All ‘must do’s’ are based on existing<br />

procedures.<br />

Examples <strong>of</strong> such ‘must do’s’ are a clear definition<br />

<strong>of</strong> scope, hazard <strong>and</strong> risk assessment,<br />

the permit to work procedure, check <strong>of</strong> qualification<br />

<strong>and</strong> certifications, safety inductions,<br />

the start work talk, the LMRA or Last-<br />

Minute Risk Analyses, open culture, coordination<br />

meetings, toolbox, joined safety<br />

visits, fair recognition <strong>and</strong> consequence<br />

management, STOP the works principle, …<br />

Although fully based on existing procedures<br />

<strong>and</strong> processes, the Safety Fundamentals are<br />

meant to be a true support in the field to:<br />

––<br />

Refresh <strong>and</strong> raise awareness on the key<br />

moments to address safety risks in exchange<br />

with our contractors;<br />

––<br />

Have local exchange with ENGIE<br />

workleads on how to ‘do it right’, on difficulties<br />

encountered in the field <strong>and</strong> solutions<br />

found.<br />

––<br />

Fully integrate the Safety Fundamentals<br />

in our reflections <strong>and</strong> way <strong>of</strong> working.<br />

––<br />

Focus on the essence.<br />

The implementation plan at entity level (each<br />

power plant) included a 3-step approach:<br />

––<br />

A self-assessment on compliance with<br />

the Safety Fundamentals <strong>and</strong> definition <strong>of</strong><br />

local attention points <strong>and</strong> actions <strong>for</strong> improvement<br />

(local priorities).<br />

––<br />

A local training session, including examples<br />

<strong>of</strong> good practices <strong>and</strong> safety events /<br />

lessons learned <strong>for</strong> each process step.<br />

––<br />

Regular exchange within the teams on<br />

local priorities <strong>and</strong> refresh <strong>of</strong> the safety<br />

fundamentals.<br />

Business sponsors have been appointed <strong>for</strong><br />

each entity to foster local ownership <strong>and</strong><br />

leadership. Managers in the field <strong>of</strong> Maintenance,<br />

HSE <strong>and</strong> Procurement were trained.<br />

Training <strong>and</strong> communication kits in the local<br />

language were provided to support further<br />

implementation.<br />

COORDINATION<br />

& SUPERVISION<br />

Are the conditions stil<br />

OK to continue work?<br />

EVALUATION<br />

Close the loop by<br />

evaluating safety &<br />

quality per<strong>for</strong>mance <strong>of</strong><br />

the contractor <strong>and</strong><br />

ourselves<br />

Fig. 6. The 5 steps <strong>of</strong> our Safety Fundamentals. Minimum requirements are detailed in<br />

five Helpcards <strong>and</strong> a Onepager summarizes the must do’s <strong>for</strong> workleads in the field.<br />

44 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


Improve quality <strong>and</strong> safety per<strong>for</strong>mance <strong>for</strong> works involving contractors<br />

Management attention<br />

From the early start, the THERMAL Europe<br />

management team sponsored the improvement<br />

project. Important milestones were<br />

broadly discussed <strong>and</strong> communicated, key<br />

messages were passed on, members <strong>of</strong> the<br />

project team were invited to local management<br />

meetings to share the principles <strong>of</strong> the<br />

new process <strong>and</strong> to ensure local buy-in. The<br />

management team still follows up the status<br />

<strong>and</strong> the progress based on quarterly issued<br />

KPI’s including safety per<strong>for</strong>mance, evaluations<br />

done <strong>and</strong> action plans.<br />

Conclusion<br />

The most important success factor <strong>of</strong> the project<br />

is without any doubt the composition <strong>of</strong><br />

the project team by multi-disciplinary experts<br />

with large experience in the field.<br />

Main achievements since the launch <strong>of</strong> the<br />

working group are :<br />

––<br />

The update <strong>of</strong> the THERMAL Europe<br />

Guideline on working with Contractors<br />

with minimum requirements <strong>for</strong> Qualification,<br />

Selection, Contract <strong>and</strong> Coordination<br />

& Supervision.<br />

––<br />

The set-up <strong>of</strong> Local Tender Committees<br />

<strong>and</strong> tools <strong>for</strong> qualification <strong>and</strong> selection,<br />

ensuring integration <strong>of</strong> requirements<br />

<strong>for</strong> Quality & HSE in an early stage<br />

<strong>and</strong> working with qualified contractors.<br />

––<br />

The use <strong>of</strong> the GEN CAPS Tool <strong>for</strong> regular<br />

evaluation <strong>of</strong> per<strong>for</strong>mance <strong>and</strong> follow-up<br />

on Action Plans.<br />

––<br />

The definition <strong>of</strong> our THERMAL Europe<br />

Safety Fundamentals <strong>for</strong> Coordination<br />

<strong>and</strong> Supervision, clarifying minimum requirements<br />

<strong>and</strong> allowing FOCUS on key<br />

points to impact safety <strong>for</strong> works involving<br />

Contractors.<br />

Positive impact can be noticed: increased<br />

collaboration between Procurement, HSE<br />

<strong>and</strong> Business thanks to a common language<br />

From Oct ´21 to March ´22<br />

ENGIE Rosignano (Italy) - ENGIE Cartagena (Spain)<br />

ENGIE Montoir (France) - ENGIE EMS Linkebeek<br />

(Belgium) ENGIE Amercoeur (Belgium) - ENGIE Coo<br />

(Belgium) ENGIE Rodenhuize (Belgium) - ENGIE Kallo<br />

(Belgium) ENGIE Maxima (Netherl<strong>and</strong>s) - ENGIE First<br />

Hydro - Ffestiniog (UK)<br />

Fig. 7. The THERMAL Europe <strong>vgbe</strong> Health & Safety Award tour.<br />

<strong>and</strong> shared objective to improve quality <strong>and</strong><br />

safety per<strong>for</strong>mance. Increased ownership in<br />

the field to per<strong>for</strong>m evaluations <strong>and</strong> start,<br />

using the GEN CAPS tool <strong>for</strong> monitoring <strong>and</strong><br />

steering. The Safety Fundamentals are used<br />

to refresh ‘must do’s’, to define local improvement<br />

actions <strong>and</strong> to indicate what went well<br />

or what went wrong in Root Cause Analyses<br />

<strong>for</strong> safety events involving contractors.<br />

In the coming months, we want to ensure<br />

continuation <strong>of</strong> ef<strong>for</strong>ts <strong>and</strong> to see impact on<br />

the safety per<strong>for</strong>mance. Next steps are<br />

amongst others the follow-up on the local<br />

action plans to improve compliance with the<br />

Safety Fundamentals, the integration <strong>of</strong> a<br />

refresh <strong>of</strong> the Safety Fundamentals in the<br />

Training & development track <strong>of</strong> employees,<br />

to improve the process <strong>for</strong> using KPI’s to<br />

steer <strong>for</strong> good safety per<strong>for</strong>mance <strong>and</strong> to<br />

share good practices throughout THERMAL<br />

Europe <strong>and</strong> with our Contractors.<br />

From March ´22 to Nov ´22<br />

ENGIE Leini (Italy) - ENGIE Voghera (Italy) - ENGIE Castelnou (Spain)<br />

ENGIE Combigolfe (France) - ENGIE CycoFos (France)<br />

ENGIE Dunkerque DK6 (France) - ENGIE Saint-Ghislain (Belgium)<br />

ENGIE Awirs (Belgium) - ENGIE Drogenbos (Belgium)<br />

ENGIE Herdersbrug (Belgium) - ENGIE Knippegroen (Belgium)<br />

ENGIE Vilvoorde (Belgium) - ENGIE Z<strong>and</strong>vliet (Belgium)<br />

ENGIE Eems (Netherl<strong>and</strong>s) - ENGIE Bergum (Netherl<strong>and</strong>s)<br />

ENGIE First Hydro - Dinorwig (Uk)<br />

VGBE H&S Award Tour<br />

On 23 September 2021 ENGIE THERMAL<br />

Europe was awarded the <strong>vgbe</strong> Health &<br />

Safety award 2021 <strong>for</strong> our program ‘Work<br />

with Contractors’.<br />

Cedric Osterrieth,<br />

Managing Director THERMAL Europe:<br />

“I am very proud <strong>of</strong> the collaborative approach<br />

that underpins the ‘Work with Contractors’-program<br />

<strong>and</strong> involves many parts <strong>of</strong><br />

our organization. The <strong>vgbe</strong> Health & Safety<br />

Award gives an energizing boost <strong>for</strong> ever deeper<br />

collaboration on safety with our suppliers<br />

<strong>and</strong> <strong>for</strong> striving towards impact. It is also a<br />

recognition <strong>of</strong> the leadership in our teams on<br />

safety matters.<br />

Thank you to all involved colleagues!”<br />

Marco Lavra, Maintenance Manager Rosignano power plant (Italy)<br />

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

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

to analyse the events.”<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 45


Improve quality <strong>and</strong> safety per<strong>for</strong>mance <strong>for</strong> works involving contractors<br />

Wim Broos, Chief Cluster South Europe Officer <strong>and</strong> member <strong>of</strong> the <strong>vgbe</strong> Board<br />

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

EMS <strong>and</strong> HSE with great support from communication. Let us all continue to apply the guidelines <strong>and</strong> tools <strong>and</strong><br />

focus on achieving excellent safety <strong>and</strong> quality per<strong>for</strong>mance together with our contractors.”<br />

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

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

media), including reference to good practices.”<br />

l<br />

Joaquín Sanchez <strong>and</strong> Bienvenido Urrea,<br />

Technical Support Manager <strong>and</strong> HSE Technician<br />

Cartagena Power plant (Spain)<br />

“The VGBe Award was exhibited in the work permit room during its<br />

stay in the Cartagena Power Plant. Everybody, Contractors as well<br />

as own Staff have seen it <strong>and</strong> the meaning <strong>of</strong> the Award was explained,<br />

resulting in shared recognition with all persons working in<br />

the plant.”<br />

Wouter Van Nederkassel, Entity Manager Maintenance<br />

Combined <strong>Heat</strong> Power assets, Belgium<br />

“The VGB award <strong>for</strong> the “safety fundamentals” is a confirmation<br />

that this new way <strong>of</strong> working with Contractors is the way to go. It’s<br />

boosting the awareness <strong>of</strong> our field technicians that a good marriage<br />

<strong>of</strong> Safety with Quality is crucial ! It all starts with a good<br />

preparation <strong>of</strong> the works: a clear description <strong>of</strong> the works to be<br />

done, analyses <strong>of</strong> hazards <strong>and</strong> risks <strong>and</strong> correct application <strong>of</strong> the<br />

work permit procedure to ensure safety from the system. In the process<br />

steps “selection”, “acceptance” <strong>and</strong> “start to work”, it’s key to<br />

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

with the contractor, you know what you have in the tub. You can<br />

almost predict how it’s going to sound during the execution <strong>of</strong> the<br />

works. If our field technicians have doubts or feel uncertain about<br />

the contractor, they are empowered to say ‘we do not start with this<br />

contractor!’ After all, we know that only technical qualified <strong>and</strong><br />

experienced Contractor workers have the ability to recognize the<br />

risks in technical maintenance activities <strong>and</strong> to apply the right<br />

measures to control <strong>and</strong> manage those risks. “<br />

46 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


Improve quality <strong>and</strong> safety per<strong>for</strong>mance <strong>for</strong> works involving contractors<br />

Ludivine Boyer QHSE Coordinator<br />

Combigolfe Power Plant (France)<br />

“For each overhaul we organize a positive recognition program in<br />

close collaboration with our contractors. This program motivates<br />

all workers to report hazardous situations, to share good practices<br />

<strong>and</strong> to participate to the weekly safety animations (e.g. Escape<br />

game on the ENGIE Live Saving Rules, demonstration <strong>of</strong> consequences<br />

from objects falling from height if not wearing safety helmet,<br />

animation on safety on the road or work at height etc…). At<br />

the end <strong>of</strong> the overhaul, the workers <strong>of</strong> the 3 winning Contractor<br />

Companies are recognized with a nice attention.“<br />

Laurens Segers, Account & Project Manager Siemens Energy <strong>and</strong> Frank Minne, Senior Project Leader ENGIE<br />

The Knippegroen CCGT Power Plant is a 305 MW power plant<br />

converting CO- gas into electricity <strong>for</strong> an industrial customer in<br />

the harbour <strong>of</strong> Ghent. Siemens Energy was the supplier responsible<br />

<strong>for</strong> the major overhaul <strong>of</strong> the steam turbine <strong>and</strong> generator.<br />

the outage <strong>for</strong> the involved experts <strong>of</strong> Siemens Energy originating<br />

from different countries <strong>and</strong> arriving at different milestones<br />

<strong>of</strong> the overhaul. The aim was to onboard every co-worker <strong>of</strong> Siemens<br />

Energy to fulfill the HSE rules <strong>and</strong> to explain the actual<br />

status <strong>of</strong> the progress <strong>of</strong> the project. This was a challenge as well<br />

<strong>for</strong> Siemens Energy as <strong>for</strong> ENGIE, but indisputable m<strong>and</strong>atory to<br />

guarantee the safe fulfillment <strong>of</strong> the project.”<br />

Frank Minne, ENGIE: “I noticed during our joined Safety Visits<br />

that Siemens Energy <strong>and</strong> ENGIE share the same values <strong>and</strong> apply<br />

similar principles with regards to safety. This common language<br />

<strong>and</strong> type <strong>of</strong> actions ensure a smooth collaboration. How do you<br />

evaluate the added value <strong>of</strong> these Joined Safety Visits between<br />

management <strong>and</strong> project team?”<br />

Frank Minne, ENGIE: “For our project at the Knippegroen power<br />

plant in Ghent, one <strong>of</strong> our focus points was to onboard new workers<br />

on site. Can you explain how Siemens Energy experienced the<br />

transfer <strong>of</strong> in<strong>for</strong>mation on HSE-aspects related to the project?”<br />

Laurens Segers, Siemens Energy: “Due to the complexity <strong>of</strong> the<br />

work, several kick-<strong>of</strong>f sessions were organised by ENGIE during<br />

Laurens Segers, Siemens Energy: “Our management is involved<br />

in the full cycle <strong>of</strong> the project, from <strong>of</strong>fer till h<strong>and</strong>over including<br />

feedback. In this process, safety is always present at the<br />

highest level <strong>and</strong> is continuously monitored. In this project, Peter<br />

Koninckx, the Vice President <strong>of</strong> Siemens Energy BeLux, <strong>and</strong><br />

Thorsten Strunk, Head <strong>of</strong> Transactional Service Business, participated<br />

to a Joined Safety Visit on site with ENGIE. Management<br />

presence in the field demonstrates the importance we attach<br />

to working safely <strong>and</strong> allows direct exchange with the project<br />

team. We noticed that both <strong>of</strong> us share the same HSE values<br />

<strong>and</strong> concerns that are embedded in the roots <strong>of</strong> our companies.”<br />

Frank Minne, ENGIE: “Thank you <strong>for</strong> having shared these good<br />

practices <strong>and</strong> let’s continue our dialogue on safety <strong>for</strong> the future.”<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 47


Effizientere Energieversorgung<br />

durch die<br />

Errichtung eines Zwei-<br />

Zonen-Speichers für die<br />

Stadtwerke Duisburg<br />

Markus Eferdinger<br />

Abstract<br />

More efficient <strong>energy</strong> supply through<br />

the construction <strong>of</strong> a two-zone storage<br />

facility <strong>for</strong> Stadtwerke Duisburg<br />

<strong>Electricity</strong> or heat cannot be stowed away in<br />

storage until dem<strong>and</strong> increases again. Storing<br />

large quantities <strong>of</strong> electricity <strong>and</strong> heat still<br />

poses major challenges <strong>for</strong> the <strong>energy</strong> industry.<br />

Stadtwerke Duisburg was also confronted<br />

with this. To overcome them, the industrial<br />

services provider Bilfinger Industrial Services<br />

from Austria was commissioned. A district<br />

heating storage system with two-zone technology,<br />

including an associated pump house, was<br />

to provide a remedy.<br />

Bilfinger Industrial Services GmbH, Wels, Austria<br />

was awarded with the <strong>vgbe</strong> Quality Award<br />

2021 | 2 nd place <strong>for</strong> the execution <strong>of</strong> the project.<br />

The municipal utility relied on the innovative<br />

technology <strong>of</strong> the two-zone storage tank <strong>and</strong> at<br />

the end <strong>of</strong> 2016 commissioned the Austrian<br />

subsidiary <strong>of</strong> the Mannheim-based industrial<br />

services provider Bilfinger <strong>for</strong> the planning,<br />

delivery <strong>and</strong> turnkey construction <strong>and</strong> commissioning<br />

<strong>of</strong> a two-zone district heating storage<br />

tank, including pump house <strong>for</strong> the distribution<br />

<strong>of</strong> district heating.<br />

The two-zone technology is an invention <strong>of</strong> the<br />

Swedish engineer Dr. Anders Hedbäck. With<br />

this technology, heat storage tanks that can<br />

withst<strong>and</strong> temperatures <strong>of</strong> over 100 degrees<br />

Celsius can be built without pressure. Bilfinger<br />

has taken over the patents. The <strong>for</strong>mer Bilfinger<br />

VAM (today: Bilfinger Industrial Services)<br />

has been one <strong>of</strong> the leading companies in industrial<br />

plant, pipeline <strong>and</strong> tank construction<br />

<strong>for</strong> decades. <br />

l<br />

Strom oder Wärme lassen sich nicht in Lagern<br />

verstauen, bis der Bedarf wieder steigt.<br />

Das Speichern von größeren Strom- und<br />

Wärmemengen stellt die Energiebranche<br />

noch immer vor große Heraus<strong>for</strong>derungen.<br />

Damit sahen sich auch die Stadtwerke Duisburg<br />

konfrontiert. Um diese zu bewältigen,<br />

wurde der Industriedienstleister Bilfinger<br />

Industrial Services aus Österreich beauftragt.<br />

Ein Fernwärmespeicher mit Zwei-Zonen-Technologie,<br />

samt dazugehörigem<br />

Pumpenhaus, sollte Abhilfe schaffen.<br />

Dabei setzten die Stadtwerke auf die innovative<br />

Technologie des Zwei-Zonen Speichers<br />

und beauftragten Ende 2016 die österreichische<br />

Tochtergesellschaft des Mannheimer<br />

Industriedienstleisters Bilfinger für die Planung,<br />

Lieferung sowie schlüsselfertige Errichtung<br />

und Inbetriebnahme eines Zweizonen-Fernwärmespeichers,<br />

inklusive Pumpenhaus<br />

zur Verteilung von Fernwärme.<br />

Die Zwei-Zonen-Technik ist eine Erfindung<br />

des schwedischen Ingenieurs Dr. Anders<br />

Hedbäck. Mit dieser Technik können drucklose<br />

Wärmespeicher realisiert werden, in<br />

denen Wasser in flüssiger Phase mit über<br />

100 °C gespeichert werden kann. Bilfinger<br />

hat die Patente übernommen. Die ehemali-<br />

Autoren<br />

Ing. Markus Eferdinger<br />

Projektmanager Bilfinger<br />

Industrial Services GmbH<br />

Wels, Österreich<br />

Bild 1. Zwei-Zonen-Speichers für die Stadtwerke Duisburg<br />

48 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong>


Effizientere Energieversorgung durch die Errichtung eines Zwei-Zonen-Speichers<br />

ge Bilfinger VAM (heute: Bilfinger Industrial<br />

Services) zählt seit Jahrzehnten zu den führenden<br />

Unternehmen im industriellen Anlagen-,<br />

Rohrleitungs- und Tankbau.<br />

Einleitung<br />

Im Gas- und Dampfturbinen-Heizkraftwerk<br />

der Stadtwerke Duisburg in Wanheim<br />

(HKWIII) werden gleichzeitig Strom und<br />

Fernwärme erzeugt. Dabei sind die Stromund<br />

Fernwärmeproduktion technisch und<br />

zeitlich anein<strong>and</strong>ergekoppelt, was negative<br />

Auswirkungen auf den Markt haben kann.<br />

Sinkt der Strompreis an der Strombörse im<br />

Sommer oder an den Wochenenden, muss<br />

der Strom unter dem Marktpreis verkauft<br />

werden. Dies führt zu einem unrentablen<br />

Betrieb des Kraftwerks.<br />

Das Heizkraftwerk in Wanheim besteht aus<br />

drei Gasturbinen: eine aus dem Jahr 1975<br />

((HKWIII/A), die beiden <strong>and</strong>eren aus dem<br />

Jahr 2005 (HKWIII/B). Die ältere Gasturbine<br />

hat eine Leistung von 41 MW el und 88 MW th<br />

und soll nach 2025 vom Netz gehen. Die jüngeren<br />

Turbinen weisen eine Leistung von je<br />

75 MW el auf. Der in den beiden nachgelagerten<br />

Abhitzedampferzeugern (AHDE) erzeugte<br />

Dampf wird auf eine Dampfturbine geführt,<br />

so dass das HKW III eine Gesamtleistung<br />

von 249 MW el und 167 MW th erzeugen<br />

kann. Dieser Teil soll über das Jahr 2030 hinaus<br />

betrieben werden.<br />

Das Duisburger Fernwärmenetz besteht aus<br />

drei Segmenten. Mitte, Süd und West. Die<br />

Höchstlast beträgt rund 310 MW, die gesamte<br />

Arbeitsleistung liegt bei etwa 700 GWh/a.<br />

Die Vorlauftemperatur des Fernwärmewassers<br />

erreicht Niveaus von 75 bis 130 °C, beim<br />

Rücklauf werden Werte von 50 bis 60 Grad<br />

Celsius gemessen.<br />

Lösung: Wärmespeicher für<br />

die Energiewende<br />

Die Stadtwerke Duisburg haben den Beschluss<br />

gefasst, ihre Strategie zur Erzeugung<br />

von Fernwärme anzupassen. Somit wurde<br />

das am Unternehmenssitz in Hochfeld betriebene<br />

Steinkohlekraftwerk im Frühjahr<br />

2018 stillgelegt. Hintergrund der Entscheidung:<br />

Das zukunftssichere erdgasbetriebene<br />

Heizkraftwerk in Duisburg-Wanheim<br />

wird weiter betrieben und um einen Fernwärmespeicher<br />

– eine Schlüsseltechnologie<br />

in der Branche – erweitert. Der Speicher ermöglicht<br />

die zeitliche Entkopplung der<br />

Strom- und Fernwärmeproduktion und somit<br />

einen flexibleren und wirtschaftlicheren<br />

Einsatz des Kraftwerks. So kann der Betrieb<br />

des Heizkraftwerks besser an den Kundenbedarf<br />

beziehungsweise bzw. die Marktsituation<br />

angepasst werden.<br />

Die Innovation: Bilfinger<br />

Zwei-Zonen-Technologie<br />

Die Stadtwerke Duisburg setzten dabei auf<br />

die innovative Technologie des Zwei-Zonen<br />

Speichers und beauftragten Ende 2016 die<br />

Bild 2. Aushubarbeiten Fernwärmespeicher und Pumpenhaus.<br />

österreichische Tochtergesellschaft des<br />

Mannheimer Industriedienstleisters Bilfinger<br />

für die Planung, Lieferung sowie schlüsselfertige<br />

Errichtung und Inbetriebnahme eines<br />

Zweizonen-Fernwärmespeichers, inklusive<br />

Pumpenhaus zur Verteilung von Fernwärme.<br />

Die Zwei-Zonen-Technik ist eine Erfindung<br />

des schwedischen Ingenieurs Dr. Anders<br />

Hedbäck. Mit dieser Technik können drucklose<br />

Wärmespeicher realisiert werden, in<br />

denen Wasser in flüssiger Phase mit über<br />

100 °C gespeichert werden kann. Die ehemalige<br />

Bilfinger VAM (heute: Bilfinger Industrial<br />

Services) hat die Patente übernommen<br />

und zählt seit Jahrzehnten zu den führenden<br />

Unternehmen im industriellen<br />

Anlagen-, Rohrleitungs- und Tankbau.<br />

Der Wärmespeicher der Stadtwerke Duisburg<br />

gehört mit zu den ersten vier Wärmespeichern<br />

in Deutschl<strong>and</strong>, bei denen die moderne<br />

Zwei-Zonen-Speichertechnologie<br />

zum Einsatz gekommen ist. Beim Zwei-Zonen-Speicher<br />

ist das Speichervolumen durch<br />

ein Zwischendach in eine obere und eine<br />

untere Zone geteilt, die „kommunizierend“<br />

mitein<strong>and</strong>er verbunden sind. In der oberen<br />

Zone befindet sich 60 bis 90 °C warmes Wasser,<br />

das durch sein Eigengewicht einen<br />

Druck erzeugt. Dieser sorgt dafür, dass das<br />

über 100 °C heiße Wasser in der unteren<br />

Zone nicht zu „kochen“ beginnt. Damit ermöglicht<br />

die Zwei-Zonen-Bauweise die Speicherung<br />

von Wasser mit Temperaturen von<br />

über 100 °C in einem drucklosen Behälter.<br />

Der Speicher mit einem Durchmesser von<br />

36 Metern ragt jetzt 44 Meter in die Höhe.<br />

Wenn der Behälter mit Wasser gefüllt ist,<br />

steigt das Gesamtgewicht auf etwa 45.000<br />

Tonnen. Die erste Befüllung mit 43.000 Kubikmetern<br />

aufbereitetem Trinkwasser wurde<br />

im Frühjahr 2018 vorgenommen und<br />

dauerte ganze sechs Wochen. Der Behälter<br />

nimmt doppelt so viel Wasser auf wie in dem<br />

gesamten Fernwärmenetz zirkuliert. Wird<br />

die Wärme aus dem Kraftwerk nicht so<strong>for</strong>t<br />

ausgekoppelt, können künftig bis zu<br />

1.450 Megawattstunden Fernwärme zwischengespeichert<br />

werden. In Kombination<br />

mit dem Gas- und Dampfturbinen-Heizkraftwerk<br />

können die Stadtwerke Duisburg<br />

mit den Gebieten Stadtmitte, Duisburger<br />

Süden und Rheinhausen nun 6.250 Anschlüsse<br />

bzw. über 40.000 Kunden – überwiegend<br />

private Haushalte, aber auch Gewerbebetriebe<br />

– beliefern.<br />

Der Zweizonenspeicher ist mit einer Speichertemperatur<br />

von 115 Grad Celsius direkt<br />

in das Fernwärmenetz eingebunden. Dazu<br />

wurden im angrenzenden Pumpengebäude<br />

neue Netzvor- und -rücklaufpumpen installiert.<br />

Der Zweizonenspeicher der Stadtwerke<br />

Duisburg ist als hydraulische Weiche <strong>of</strong>fen<br />

ins System eingebunden. Somit übernimmt<br />

der Wärmespeicher auch zusätzliche<br />

Aufgaben wie die Systemdruckhaltung. Das<br />

Be- und Entladen ist mit geringstmöglichem<br />

Regelaufw<strong>and</strong> möglich. Um ein Beladen des<br />

Speichers mit überhöhter Temperatur, was<br />

zum Ausdampfen in der unteren Zone füh-<br />

Bild 3. Daten zum Fernwärmespeicherprojekt.<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 49


Effizientere Energieversorgung durch die Errichtung eines Zwei-Zonen-Speichers<br />

Bild 4. Fernwärmespeicher und Pumpenhaus,<br />

Außenansicht<br />

ren könnte, zu verhindern, ist eine Beladetemperaturregelung<br />

in Form einer Rücklaufbeimischung<br />

installiert.<br />

Vorteile des drucklosen<br />

Speicherbetriebs<br />

Vorteilhaft dabei ist, dass drucklose<br />

Speicherbehälter nicht unter die Druckgeräterichtlinie<br />

fallen, wodurch keine wiederkehrenden<br />

Prüfungen am Behälter notwendig<br />

sind. Für die wiederkehrenden Prüfungen<br />

wären Konzepte zu erarbeiten, wie eine<br />

innere und äußere Prüfung regelmäßig<br />

durchgeführt werden muss. Für eine innere<br />

Prüfung wäre in den meisten Fällen eine<br />

Entleerung des Behälters notwendig, wodurch<br />

das aufbereitete Fernwärmewasser<br />

regelmäßig verworfen und wieder neu bereitgestellt<br />

werden müsste. Alternative Methoden<br />

zur Innenprüfung haben sich bisher<br />

noch nicht durchgesetzt. Eine solche Prüfung<br />

würde einen wochenlangen Betrieb<br />

ohne Speicher bedeuten, was auf Grund der<br />

fehlenden Funktion der hydraulischen Weiche,<br />

einen erhöhten Aufw<strong>and</strong> für den Betrieb<br />

bedeuten würde.<br />

Wenn es die genehmigungstechnischen Voraussetzungen<br />

zulassen und die Speicherhöhe<br />

entsprechend gewählt werden kann, ist<br />

der drucklose Speicher auch in der Lage, die<br />

Funktion der Druckhaltung zu übernehmen,<br />

wodurch eine zusätzliche Druckhaltestation<br />

entfallen kann. Die dafür notwendigen Bedingungen<br />

waren beim Projekt HKW III gegeben,<br />

wodurch die Höhe entsprechend angepasst<br />

werden konnte. Somit übernimmt<br />

der Speicher am St<strong>and</strong>ort auch die Funktion<br />

der Druckhaltung.<br />

Ein weiterer Vorteil ist, dass der drucklose<br />

Speicher problemlos das Speicher- und Netzausdehnungsvolumen<br />

aufnehmen kann.<br />

Entgegen einer Variante mit einem Druckbehälter<br />

kann also mit einem Zwei-Zonen-<br />

Speicher auf die Ausführung eines gesonderten<br />

Ausgleichsbehälters verzichtet werden.<br />

Weiterhin wurde ein Vorratsvolumen von<br />

ca. 1000 m³ zusätzlich realisiert, wodurch<br />

sich die Nachspeisung von Verlustwasser im<br />

Fernwärmesystem deutlich vereinfacht hat.<br />

Umweltfreundlich, energieund<br />

kosteneffizient<br />

Mit dem Fernwärmespeicher kann das HKW<br />

III im Betrieb mit einem besseren Wirkungsgrad<br />

fahren, da ungünstige Teillastfahrweisen<br />

vermieden werden und die Kraft-Wärme-<br />

Kopplungsanlage HKW III besser ausgelastet<br />

wird. Darüber hinaus kann es an Wochenenden<br />

und im Sommer abgeschaltet werden,<br />

ohne dass ein Kessel Frischwärme erzeugen<br />

muss. So kann beispielsweise unter der Woche<br />

die Wärme von 1.400 Megawattstunden<br />

(MWh) für ein Sommerwochenende erzeugt<br />

werden. Aufgrund des KWK (Kraft-Wärme-<br />

Kopplung) -Effekts bedeutet dies einen zusätzlichen<br />

Gaseinsatz von 700 MWh. In einem<br />

Frischwärmekessel wären dafür<br />

ca. 1.500 MWh Gaseinsatz notwendig. Der<br />

geringere Gasverbrauch von 800 MWh führt<br />

zu einer Einsparung von ca. 160.000 kg CO 2<br />

an einem Wochenende im Sommer. Das entspricht<br />

ca. 32 Millionen Luftballons.<br />

Spezielles Montageverfahren<br />

ermöglicht kürzere Bauzeit<br />

Das Engineering dauerte von Anfang bis Mitte<br />

des Jahres 2017. Die Anlagenkonzeptionierung<br />

bei Bilfinger erfolgte mit dem Planungstool<br />

PDMS. Dies ermöglichte eine exakte<br />

Darstellung der Komponentenaufstellung für<br />

eine effiziente und wartungsfreundliche Gebäude-<br />

und Anlagenplanung. Die Aushubarbeiten<br />

für das Speicherfundament begannen<br />

im Frühjahr 2017. Daran anschließend starteten<br />

im Sommer die Bauarbeiten für das Pumpenhaus<br />

und die Montagearbeiten für den<br />

Speicher. Bei der Errichtung des Speichers<br />

wurde ein spezielles Verfahren angewendet:<br />

Hierbei wurden zunächst Sockel und Deckel<br />

des Stahlbehälters gefertigt und aufein<strong>and</strong>ergelegt.<br />

Anschließend wurde der Deckel<br />

hydraulisch angehoben und dann laufend<br />

gedreht. Gleichzeitig wurde die Außenw<strong>and</strong><br />

des Speichers wie eine Spirale abschnittsweise<br />

seitlich eingezogen und verschweißt. Dadurch<br />

verkürzte sich die Bauzeit erheblich.<br />

Heraus<strong>for</strong>derungen bei<br />

Planung und Montage<br />

Für den Speicher wurde eine Flachgründung<br />

vorgesehen, welche in enger Abstimmung<br />

und gemeinsam mit den zuständigen<br />

Experten wie Bodengutachter und Prüfstatiker<br />

entwickelt wurde. Eine Bohrpfahlgründung<br />

war aufgrund des Bodenaufbaus nicht<br />

sinnvoll bzw. wäre mit enormen Kosten verbunden<br />

gewesen.<br />

Eine besondere Heraus<strong>for</strong>derung war die<br />

Herstellung des Speicherfundaments mit<br />

einem Durchmesser von 40 m und einer Dicke<br />

von 2 m. Bei der Betonnage des Spei-<br />

Bild 5. Innenansicht des Pumpenhauses.<br />

Bild 6. Innenansicht Zugang zum Pumpenhaus.<br />

50 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


Effizientere Energieversorgung durch die Errichtung eines Zwei-Zonen-Speichers<br />

cherfundaments musste gewährleistet sein,<br />

diese ohne Unterbrechung herstellen zu<br />

können. Aus diesem Grund wurden im Umkreis<br />

von Duisburg 3 Betonmischwerke für<br />

dieses Projekt parallel beauftragt, um eine<br />

durchgehende Betonnage sicherstellen zu<br />

können. In Summe waren die Betonmischer<br />

inkl. der kompletten Mannschaft 36 Stunden<br />

im Einsatz, um die Flachgründung ohne<br />

Unterbrechung herstellen zu können. Aufgrund<br />

dieser Fundamentart wurde gemeinsam<br />

mit den Stadtwerken Duisburg und<br />

dem Bodengutachter eine spezielle Setzungsmessung<br />

vereinbart, um die prognostizierten<br />

Setzungen auch dokumentieren zu<br />

können bzw. Abweichungen frühzeitig zu<br />

erkennen. Setzungen hat es gegeben, allerdings<br />

unkritisch, da in erwartetem Rahmen<br />

und gleichmäßig über die Fläche verteilt.<br />

Die komplette Planung des Pumpenhauses<br />

inkl. Speicheranbindung und Anbindung an<br />

die bestehende FW-Trasse erfolgte mit dem<br />

Planungstool „PDMS“. Durch dessen Anwendung<br />

konnte eine detaillierte Aufstellungsplanung<br />

vorgenommen und dem Kunden<br />

bzw. Betriebspersonal bereits vor Montage,<br />

in den Design Reviews, präsentiert und<br />

abgestimmt werden. Durch das Engineering<br />

im „PDMS“ konnte in weiterer Folge auch<br />

ein montagetechnisch optimierter Ablauf<br />

für die Errichtung des kompletten Pumpenhauses<br />

entwickelt werden. Damit war es<br />

möglich, Schnittstellen zwischen den einzelnen<br />

Gewerken wie Rohrleitungen, Stahlbau,<br />

Klima-Lüftung und EMSR pr<strong>of</strong>essionell<br />

zu koordinieren.<br />

Die Stadtwerke Duisburg legte sehr hohen<br />

Wert auf eine wartungsfreundliche Pumpenanlage.<br />

Auch hier war die 3D-Darstellung<br />

des kompletten Pumpenhauses inkl. Stahlbau,<br />

Rohrleitungen und des kompletten<br />

Equipments wie u.a. Armaturen, Pumpen,<br />

Lüftungsanlage, Kabeltrassen und EMSR-<br />

Anlagenteile hilfreich, um entsprechende<br />

Wartungsräume und Ausbaumöglichkeiten<br />

im Vorfeld visualisieren zu können.<br />

Die Inbetriebnahme f<strong>and</strong> in mehreren Teilabschnitten<br />

in dem Zeitraum von Sommer<br />

bis Herbst 2018 statt. Anschließend wurden<br />

die Leistungstests und der vierwöchige Probebetrieb<br />

durchgeführt. Ende 2018 wurde<br />

die Anlage an die Stadtwerke übergeben.<br />

Eine besondere Heraus<strong>for</strong>derung bei diesem<br />

Projekt war es, die diversen Betriebsweisen<br />

der Speicheranlage so zu konfigurieren,<br />

dass alle Kundenan<strong>for</strong>derungen erfüllt<br />

werden konnten. Auf 3 Punkte gehen wir in<br />

folgenden Zeilen im Speziellen ein und beschreiben<br />

diese in einer Kurzfassung:<br />

––<br />

Dem Kunden war es wichtig, eine stoßfreie<br />

und vollautomatische Umschaltung<br />

u.a. zwischen folgenden Betriebskombinationen,<br />

mit ununterbrochener Aufrechterhaltung<br />

der Netzdruckregelung für den<br />

Betrieb der Anlage, zu gewährleisten:<br />

––<br />

FW-Versorgung durch Erzeuger am<br />

St<strong>and</strong>ort bei gleichzeitiger Speicherbeladung<br />

Bild 7. Visualisierung des Wärmespeichers für die Stadtwerke Duisburg.<br />

––<br />

FW-Versorgung durch Erzeuger am<br />

St<strong>and</strong>ort mit zusätzlicher Speicherentladung<br />

––<br />

FW-Abnahme durch Beladung Speicher<br />

aus FW-Netz mit und ohne Wärmeerzeugung<br />

am St<strong>and</strong>ort<br />

Dieses Ziel konnte erreicht durch die spezielle<br />

hydraulische Ausführung und Einbindung<br />

des Speichersystems in das FW-Netz<br />

und den Erzeugern am St<strong>and</strong>ort erreicht<br />

werden Der sehr hohe Automatisierungsgrad<br />

der Gesamtanlage trug ebenso zur erfolgreichen<br />

Umsetzung bei.<br />

––<br />

Im Betrieb von solchen Speicheranlagen<br />

weiß man aus Erfahrung, dass die Aufnahme<br />

schlagartiger Leistungsänderungen<br />

(positiv / negativ) der Wärmeerzeugung<br />

am St<strong>and</strong>ort aufgrund stromgeführter<br />

Fahrweise (z.B. An<strong>for</strong>derung Gasturbine)<br />

– Teilnahme am Regelenergiemarkt<br />

oder Anlagenausfälle (Erzeuger)<br />

für unsere Kunden in der heutigen Zeit<br />

von enormer Bedeutung ist.<br />

Auch dies konnte abgesichert werden, indem<br />

der Speicher als hydraulische Weiche<br />

eingebaut wurde. Im Zuge der Inbetriebnahme<br />

wurden Regelungen und Vorsteuerungen<br />

optimiert, so können größte Leistungserhöhungen<br />

und Reduktionen derart vom<br />

Wärmespeicher ausgeglichen werden, dass<br />

keinerlei Auswirkungen auf das FW-Netz<br />

entstehen. Dies hat positive Auswirkungen<br />

auf die Anlagenverfügbarkeit.<br />

––<br />

Unterschiedliche Temperaturniveaus<br />

bzw. An<strong>for</strong>derungen (FW-Netz, Erzeuger,<br />

Wärmespeicher) waren dem Betreiber am<br />

St<strong>and</strong>ort HKW III enorm wichtig.<br />

Auch bei dieser An<strong>for</strong>derung konnte der<br />

Kunde zufriedengestellt werden. Dies gelang<br />

durch Installation von Beimischungen (Fernwärmevorlauf<br />

und Speichervorlauf), welche<br />

bei solch einem großen Betriebsbereich<br />

funktionieren und schlagartige Leistungsund<br />

Temperaturänderungen ausgleichen.<br />

Damit konnten die Temperaturniveaus vonein<strong>and</strong>er<br />

entkoppelt werden und dies ermöglicht<br />

einen optimalen Betrieb der einzelnen<br />

Systeme. (Beispiel: Speicherbeladung<br />

mit 113 °C um maximale Speicherkapazität<br />

zu erhalten, Fernwärmevorlauftemperatur<br />

gemäß Sollwertkurve, der Betrieb der Erzeuger<br />

erfolgte im optimalen Temperaturbereich/Wirkungsgrad).<br />

Eine weitere Heraus<strong>for</strong>derung für die gesamte<br />

Inbetriebnahme-Mannschaft von Bilfinger<br />

und den Kunden war es, dass die Inbetriebnahme<br />

der Wärmespeicheranlage im<br />

laufenden Erzeuger- und Fernwärmebetrieb<br />

zu erfolgen hatte. Auch dies konnte durch<br />

eine solide Inbetriebnahme-Planung, gepaart<br />

mit der notwendigen Flexibilität des<br />

Projektteams, gewährleistet werden.<br />

Das Ergebnis: Wirtschaftlich<br />

und flexibel<br />

Im Gas- und Dampfturbinen-Heizkraftwerk<br />

der Stadtwerke Duisburg in Wanheim produziert<br />

nun gleichzeitig Strom und Wärme in<br />

effizienter Kraft-Wärme-Kopplung. Wenn<br />

der Strom pr<strong>of</strong>itabel an der Strombörse verkauft<br />

werden kann, die Fernwärmekunden<br />

zu diesem Zeitpunkt jedoch keine Fernwärme<br />

benötigen, können die Stadtwerke zukünftig<br />

die parallel erzeugte Wärme im neuen<br />

Speicher „zwischenparken“. Ist die Stromproduktion<br />

im Kraftwerk jedoch unrentabel,<br />

weil vorrangig eine große Menge Strom aus<br />

regenerativen Quellen in das Netz eingespeist<br />

wird, kann die gespeicherte Wärme<br />

für die Versorgung der Fernwärmekunden<br />

genutzt werden. Das Kraftwerk kann während<br />

dieser Zeit mit kleinerer Leistung laufen<br />

oder sogar ausgeschaltet werden.<br />

„Bilfinger Industrial Services hat uns mit einem<br />

hochwertigen Projektkonzept und einem<br />

guten Preis-Leistungs-Verhältnis überzeugt.“<br />

Andreas Gutschek, Vorst<strong>and</strong> der Stadtwerke<br />

Duisburg<br />

Der Wärmespeicher der Stadtwerke Duisburg<br />

zählt mit einem Speichervolumen von<br />

43.800 Kubikmetern Wasser und der Bilfinger-Zwei-Zonen-Speichertechnologie<br />

zu<br />

den größten und modernsten Wärmespeichern<br />

Deutschl<strong>and</strong>s. Die Wärmekapazität<br />

des Speichers von ca.1.450 MWh reicht zum<br />

Beispiel aus, um in den Sommermonaten<br />

die Versorgung aller Kunden im Netzgebiet<br />

für 70 Stunden sicherzustellen. l<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 51


Combined heat <strong>and</strong><br />

power plant electrical<br />

equipment incident<br />

rate <strong>and</strong> unavailability<br />

empirical expression<br />

Romāns Oļekšijs <strong>and</strong> Bogdan Olekshii<br />

Abstract<br />

Empirische Kennzahl für Störungen und<br />

Nichtverfügbarkeit von elektrischen<br />

Komponenten in Heizkraftwerken<br />

In diesem Beitrag wird ein Ansatz zur Abschätzung<br />

der Störungsrate und der Nichtverfügbarkeitszeit<br />

der elektrischen Haupteinrichtungen<br />

eines Heizkraftwerks auf der Grundlage<br />

statistischer Daten vorgestellt. Es werden<br />

empirische Gleichungen für die Ermittlung der<br />

Störungsrate und der Nichtverfügbarkeitszeit<br />

von Generatoren auf der Grundlage von Betriebsstunden<br />

und der Anzahl von Anlagenstarts<br />

pro Jahr aufgestellt. Es wurde ein Über-<br />

Mr Romāns Oļekšijs was awarded the <strong>vgbe</strong> Innovation<br />

Award 2021 | Category: Applicationoriented<br />

<strong>for</strong> his work, which is topic <strong>of</strong> this article.<br />

The award ceremony took place during the<br />

<strong>vgbe</strong> Congress in Essen on 22 September 2021.<br />

VGB presented in [6] that there were around<br />

39 unplanned unavailability incidents per<br />

unit per year in average during 2008-2017,<br />

leading to 7.7 % <strong>of</strong> unplanned <strong>energy</strong> unablick<br />

über die verfügbaren Störungsstatistiken<br />

von Leistungstrans<strong>for</strong>matoren und Generatorschaltern<br />

erstellt, und es wurden Gleichungen<br />

für die Ermittlung der Gesamtstörungsrate<br />

und der ungeplanten Nichtverfügbarkeitszeit<br />

der elektrischen KWK-Hauptsysteme<br />

aufgestellt. Die so gewonnenen Gleichungen<br />

ermöglichen eine Prognose der Störfallrate<br />

und der dadurch verursachten Ausfallzeit auf<br />

der Grundlage der erwarteten KWK-Betriebszeit<br />

und der Anzahl der Anlagenstarts pro<br />

Jahr. Diese In<strong>for</strong>mationen sind hilfreich für<br />

die Risikobewertung und die Planung von<br />

Kraftwerksbetriebsregimen. Die bereitgestellten<br />

Gleichungen können für jedes beliebige<br />

KWK-Kraftwerk verwendet werden, die Benutzer<br />

müssen lediglich eine geeignete Gleichung<br />

auf der Grundlage der prognostizierten Betriebsstunden<br />

und der Anzahl der Anläufe des<br />

Kraftwerks auswählen. Es werden Berechnungsbeispiele<br />

vorgestellt. Außerdem wird<br />

eine kurze Beschreibung möglicher wirtschaftlicher<br />

Parameter gegeben, die für die Wahl des<br />

richtigen Betriebsregimes sehr wichtig sind. l<br />

1 Introduction<br />

Modern combined heat <strong>and</strong> power plants<br />

(CHP) are designed <strong>for</strong> two-shift operation<br />

mode, this type <strong>of</strong> operating is more damaging<br />

<strong>for</strong> power plant equipment. It is well<br />

known, that thermal fatigue is at its most<br />

damaging when a component is operating in<br />

the creep range <strong>and</strong> is subject to a constant<br />

tensile load. This mostly affects gas turbines<br />

<strong>and</strong> heat recovery steam generators (HRSG).<br />

[1][2][3] Thus, the impact on power plant<br />

electrical equipment is not studied as much<br />

as heat regeneration steam generators <strong>and</strong><br />

steam turbines. Generator, power trans<strong>for</strong>mers<br />

<strong>and</strong> switchgear can be susceptible to increased<br />

fatigue, wear, <strong>and</strong> other <strong>for</strong>ms <strong>of</strong><br />

degradation due to repeated stop-start operation.<br />

[4][5]<br />

14.00<br />

12.00<br />

12.60<br />

Autors<br />

Ph.D. Romāns Oļekšijs<br />

JSC “Latvenergo”,<br />

Riga, Latvia<br />

Romans.Oleksijs@edu.rtu.lv<br />

B.Sc. Bogdan Olekshii<br />

Institute <strong>of</strong> power system<br />

Riga Technical University<br />

Riga, Latvia<br />

Bogdan.Olekshii@edu.rtu.lv<br />

In % <strong>of</strong> power plant total<br />

10.00<br />

8.00<br />

6.00<br />

4.00<br />

2.00<br />

0.00<br />

9.22<br />

1.60<br />

3.38<br />

1.55<br />

3.15<br />

Generator system Main supply system Total main electrical<br />

equipment<br />

Energy unavalability in % Incidents in %<br />

Fig. 1. Impact <strong>of</strong> main electrical equipment on CCGT power plant unavailability.<br />

52 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong>


CHP electrical equipment incident rate analysis<br />

vailability. The precise number <strong>of</strong> incidents<br />

on generators main trans<strong>for</strong>mers <strong>and</strong> circuit<br />

breakers is not reported, still, the caused unavailability<br />

time is illustrated in F i g u r e 1 .<br />

Despite that, total incident count <strong>for</strong> main<br />

electrical equipment is only 1.22 incidents<br />

per unit per year, which is 3.15 % <strong>of</strong> all incidents,<br />

it causes 0.97 % <strong>of</strong> unplanned <strong>energy</strong><br />

unavailability, which is 12.6 % <strong>of</strong> total power<br />

plant unplanned <strong>energy</strong> unavailability, which<br />

shows how high is impact <strong>of</strong> incidents in power<br />

plant main electrical equipment systems.<br />

Around 42 % <strong>of</strong> unplanned <strong>energy</strong> unavailability<br />

caused by the main electrical equipment<br />

is represented by generator incidents.<br />

Generator must operate under electrical,<br />

mechanical <strong>and</strong> thermal stress all the time.<br />

The majority <strong>of</strong> problems occur with generator<br />

insulation, although, mica insulation has<br />

great insulation capability <strong>of</strong> around<br />

300 kV/m, the imperfections <strong>of</strong> insulation,<br />

such as cracks, voids, delamination, wrinkles<br />

or damaged mica layers lead to electrical<br />

treeing development <strong>and</strong> break down <strong>of</strong><br />

insulation. [7] The main causes <strong>of</strong> generator<br />

failures are problems with stator windings,<br />

rotor windings <strong>and</strong> bearings, thus, no precise<br />

statistic is available due to sensitivity <strong>of</strong><br />

such in<strong>for</strong>mation [8].<br />

Thus, <strong>for</strong> other electrical equipment under<br />

the scope broad statistics <strong>of</strong> incident causers<br />

is available. Power trans<strong>for</strong>mer weakest spots<br />

or elements are represented in F i g u r e 2 .<br />

Usually, problems appear with online tap<br />

changers, which are rare <strong>for</strong> step-up trans<strong>for</strong>mers.<br />

Problems with windings appear due<br />

to local short circuits or short circuits in the<br />

grid, as well as lightning strikes. Bushing<br />

problems also are common to all power trans<strong>for</strong>mers.<br />

Other problems are mostly related<br />

to the cooling system, wrong operation <strong>of</strong><br />

relay protection or failure <strong>of</strong> self-consumption.<br />

Failure rate statistic on step-up power<br />

trans<strong>for</strong>mers is presented in Ta b l e 1 .<br />

Main circuit breakers cause very few problems<br />

<strong>for</strong> power plants, but their failure can<br />

Tab. 1. Step-up power trans<strong>for</strong>mer failure rate.<br />

Highest<br />

voltage, kV<br />

cause long unavailability. [6][10] Usually<br />

circuit breaker problem occurs when an operation<br />

comm<strong>and</strong> is per<strong>for</strong>med. In some<br />

case circuit breakers locks <strong>and</strong> do not per<strong>for</strong>m<br />

task operation due to failure or blocking<br />

within the circuit breaker control system,<br />

such failure mode represents 25 % <strong>of</strong><br />

failures. Electrical problems are usually related<br />

to breakdown to earth, breakdown<br />

across the pole or inability to carry flowing<br />

current. Problems with the mechanical part<br />

are not very common. Even more rare is operation<br />

without a comm<strong>and</strong>, in 5.4 % failure<br />

case circuit breaker opens without comm<strong>and</strong>.<br />

High voltage circuit breaker failure<br />

modes are represented in F i g u r e 3 <strong>and</strong><br />

failure rate presented in Ta b l e 2 . [11]<br />

2 Approach <strong>of</strong> incident<br />

rate <strong>and</strong> unavailability<br />

evaluation<br />

< 200 200 to 300 300 to 500 500 to 700 >700<br />

Major failures 20 43 89 9 4<br />

Failure rate 0.0059 0.0093 0.0132 0.0049 0.0054<br />

Tab. 2. The number <strong>of</strong> major failures per comm<strong>and</strong> per generatorccircuit breaker technology.<br />

CB type Failure type Λcb<br />

Air-blast<br />

SF 6 with pneumaticoperating<br />

mechanism<br />

SF 6 with hydromechanical<br />

spring<br />

operating mechanism<br />

An incident <strong>of</strong> a generator, step-up trans<strong>for</strong>mer<br />

<strong>and</strong> generator circuit breaker leads<br />

Major failure per 10 000 close comm<strong>and</strong>s 0.344<br />

Major failure per 10 000 open comm<strong>and</strong>s 0.006<br />

Total 0.350<br />

Major failure per 10 000 close comm<strong>and</strong>s 0.032<br />

Major failure per 10 000 open comm<strong>and</strong>s 0.028<br />

Total 0.060<br />

Major failure per 10 000 close comm<strong>and</strong>s 0.020<br />

Major failure per 10 000 open comm<strong>and</strong>s 0.004<br />

Total 0.024<br />

to <strong>energy</strong> unavailability. For risk assessment<br />

it is essential to know what effects the appearance<br />

<strong>of</strong> incidents in main electrical<br />

equipment <strong>of</strong> a power plant. In this research,<br />

two criteria are used to prognose<br />

the incident appearance, these are: the<br />

number <strong>of</strong> operating hours <strong>and</strong> number <strong>of</strong><br />

start-ups.<br />

Step-up trans<strong>for</strong>mer incidents are not affected<br />

by the number <strong>of</strong> start-ups as well as<br />

the number <strong>of</strong> operating hours, because<br />

they are connected to the transmission grid<br />

all year long, excluding the maintenance<br />

shutdowns. Only incidents, reported <strong>for</strong> circuit<br />

breakers appear during operation comm<strong>and</strong>s,<br />

so incidents are dependent only on<br />

the number <strong>of</strong> operations. Generator incident<br />

rate depends on various factors, which<br />

appear only during operation hours <strong>and</strong> are<br />

en<strong>for</strong>ced during transient regime. F i g -<br />

u r e 4 shows that the generator incident<br />

rate is not a regular function <strong>of</strong> operating<br />

hours. The same is if the incident rate is presented<br />

as function <strong>of</strong> start-up number. It is<br />

Bushings<br />

12 %<br />

Other<br />

12 %<br />

Core<br />

3 %<br />

Tap<br />

changer<br />

41 %<br />

Lose <strong>of</strong><br />

mechanic<br />

integrity<br />

8.10 %<br />

Operation<br />

without<br />

comm<strong>and</strong><br />

5.60 %<br />

Other<br />

5.40 % Does not<br />

close on<br />

comm<strong>and</strong><br />

18.20 %<br />

Electrical<br />

breakdown<br />

11.20 %<br />

Leakage<br />

13 %<br />

Windings<br />

19 %<br />

Locking in<br />

position<br />

25.10 %<br />

Does not<br />

open on<br />

comm<strong>and</strong><br />

16.40 %<br />

Fig. 2. Power trans<strong>for</strong>mer subcomponent failures [9].<br />

Fig. 3. High voltage circuit breaker major failure modes.<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 53


CHP electrical equipment incident rate analysis<br />

Number <strong>of</strong> generator incidents<br />

per unit per year<br />

0.9<br />

0.8<br />

0.7<br />

0.6<br />

0.5<br />

0.4<br />

0.3<br />

0.2<br />

0.1<br />

0<br />

0 2000 4000 6000 8000<br />

Fig. 4. Number <strong>of</strong> generator system incident per year per unit relation to operating hours per year.<br />

gen.h = ____ gen.h n<br />

= __ s<br />

t op ( top ) #(3)<br />

because <strong>of</strong> the difference <strong>of</strong> generator constructions,<br />

age <strong>and</strong> operating regimes represented<br />

by statistics, incident rate <strong>of</strong> generators<br />

in generally can be expressed as follows:<br />

gen = f(t op ; n s ; c; y; t t …) (1)<br />

where, gen – generator incident rate;<br />

t op – operation time per year, h/year;<br />

n s – number <strong>of</strong> starts per year, 1/year;<br />

c – cooling method (direct or indirect);<br />

y – insulation technology;<br />

t t – total number <strong>of</strong> hours in operation, h;<br />

<strong>and</strong> other factors.<br />

As it is not possible to describe generator incident<br />

rate from physical model or it is too<br />

complicated to be applied in practice, the<br />

empirical model can be used to evaluate relations<br />

between different variables (startup<br />

number <strong>and</strong> operating hours) to describe<br />

incident rate probability. In this paper, least<br />

square method <strong>and</strong> proposed approach<br />

are used to find out empirical <strong>for</strong>mula <strong>for</strong><br />

turbogenerator incident rate <strong>and</strong> unplanned<br />

unavailability time. [12] Using<br />

least square method incident rate would be<br />

expressed as:<br />

gen.l = 0 + 1 t op + 2 n s #(1)<br />

where, gen.l – incident rate calculated by<br />

least square method;<br />

– unknown parameters <strong>of</strong> empirical model.<br />

In case if least square method is used expression<br />

below will be obtained:<br />

gen.l =-1.92807+0.00029t op +<br />

0.03266n s #(2)<br />

Operation hours per year in h<br />

In proposed approach <strong>for</strong> generators we propose<br />

to get rid <strong>of</strong> the number <strong>of</strong> operating<br />

hour or the number <strong>of</strong> starts, to get more<br />

clear dependency <strong>of</strong> incident rate in one<br />

<strong>of</strong> proposed variables. Used statistics clearly<br />

defines average operated hours per year,<br />

but the number <strong>of</strong> start-ups was evaluated<br />

from several sources <strong>of</strong> in<strong>for</strong>mation [13],<br />

[14], so we choose to use operating time as<br />

base <strong>for</strong> further calculation. Hourly incident<br />

rate is:<br />

incidents<br />

Such expression also means that the number<br />

<strong>of</strong> starts must be expressed as number <strong>of</strong><br />

starts per hour. This allows to get relation<br />

between incident rate per hour <strong>and</strong> start-ups<br />

per hour which is presented in F i g u r e 5<br />

<strong>and</strong> seems to have linear relation. Due to<br />

much lower operation hours <strong>and</strong> incident<br />

rate, comparing to other technologies, open<br />

cycle gas turbine power plant (OCGT) generators<br />

statistics differs a lot from other used<br />

Number <strong>of</strong> incidents<br />

per hour per unit per year<br />

data. After excluding OCGT data, a nonlinear<br />

relation appears between the corresponding<br />

parameters. For a better underst<strong>and</strong>ing<br />

F i g u r e 6 shows lower part <strong>of</strong><br />

graph (marked by cloud at F i g u r e 5 )<br />

where fossil fired <strong>and</strong> CCGT unit statistic appears.<br />

[6]<br />

Logarithmic expression could be used to express<br />

relation between number <strong>of</strong> generator<br />

system incident per hour per year per unit<br />

relation to number <strong>of</strong> starts per hour per<br />

unit per year. But obtained expression will<br />

not stick with the existing points <strong>of</strong> the<br />

graph. In case if incident rate is calculated<br />

by least square method, obtained results<br />

sticks well to used statistics. Thus, errors<br />

could appear in some combination <strong>of</strong> operating<br />

hours <strong>and</strong> number <strong>of</strong> start-ups per<br />

year, incident rate could hit negative values<br />

which is presented at F i g u r e 7 <strong>and</strong> is unacceptable.<br />

To avoid such situations, all<br />

data presented at F i g u r e 5 were divided<br />

in parts which now can be expressed as linear<br />

functions. For incident estimation perhour<br />

per unit per year Ta b l e 3 should be<br />

used.<br />

After hourly generator incident rate is calculated<br />

<strong>for</strong> prognosed regime (4), it should be<br />

multiplied by prognosed operation hours<br />

per year, this will lead to generator incidents<br />

0.004<br />

0.0035<br />

0.003<br />

0.0025<br />

0.002<br />

0.0015<br />

0.001<br />

0.0005<br />

0<br />

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3<br />

Number <strong>of</strong> starts per hour per unit per year<br />

Incidents per hour<br />

Fig. 5. Number <strong>of</strong> generator system incident per hour per year per unit relation to number <strong>of</strong><br />

starts per hour per unit per year.<br />

Number <strong>of</strong> incidents<br />

per hour per unit per year<br />

0.0002<br />

0.00018<br />

0.00016<br />

0.00014<br />

0.00012<br />

0.0001<br />

0.00008<br />

0.00006<br />

0.00004<br />

0.00002<br />

0<br />

0 0.002 0.004 0.006 0.008 0.01 0.012 0.014 0.016<br />

Number <strong>of</strong> starts per hour per unit per year<br />

incidents per hour<br />

Fig. 6. The number <strong>of</strong> generator system incident per hour per year per unit relation to number <strong>of</strong><br />

starts per hour per unit per year excluding OCGT <strong>and</strong> 200 to 600 MW generator data.<br />

54 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


CHP electrical equipment incident rate analysis<br />

Tab. 3. Equations <strong>for</strong> Incident Rate Estimation <strong>for</strong> Generators.<br />

Generator incident rate<br />

per unit per year λ gen<br />

Number <strong>of</strong> starts per hour per<br />

unit per year<br />

per unit per year. Calculation is made using<br />

(5) <strong>and</strong> Ta b l e 3 . The example result is provided<br />

in Ta b l e 4 . It is clear, that the number<br />

<strong>of</strong> star-ups affects incident rate immensely,<br />

operating hours have much lower<br />

impact on incident rate, at low start-up<br />

number, increase <strong>of</strong> operating hour results<br />

in a slight decrease <strong>of</strong> the incident rate.<br />

Thus, at a moderate or a high number <strong>of</strong><br />

starts, the increase <strong>of</strong> operating hours will<br />

lead to a higher incident rate <strong>of</strong> a generator.<br />

gen.h.3 = 0.0058*<br />

__ n s<br />

top<br />

– 0.00009#(4)<br />

where, gen.h.3 – generator incident rate per<br />

hour per unit per year calculated by equation<br />

number 3 from Ta b l e 3 .<br />

gen = gen.h * t op #(5)<br />

where, gen – generator incident rate per<br />

unit per year;<br />

gen.h – generator incident rate per hour per<br />

unit per year calculated by (4).<br />

Estimation equation<br />

Equation number<br />

0.000741 to 0.004272 0.0264*n s.h - 0.000002 1<br />

0.004272 to 0.014341 0.0066* n s.h + 0.00008 2<br />

0.014341 to 0.570776 0.0058* n s.h + 0.00009 3<br />

1.6<br />

1.4<br />

1.2<br />

1<br />

0.8<br />

0.6<br />

0.4<br />

0.2<br />

0<br />

0<br />

-0.2<br />

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000<br />

-0.4<br />

-0.6<br />

Generator operating hours, t op , h<br />

Proposed aproach Least squares<br />

Incidents per year<br />

Aproach simulated Least square simulated<br />

Fig. 7. Comparison <strong>of</strong> prosed approach results <strong>and</strong> least square results <strong>for</strong> generator incident rate<br />

estimation.<br />

Tab. 4. Generator Incident estimation.<br />

Prognosed<br />

operating hours<br />

per year<br />

Prognosed<br />

starts per year<br />

Starts per hour<br />

Equation<br />

number<br />

Incidents per<br />

year<br />

2000 10 0.005 2 0.226<br />

2000 30 0.015 3 0.354<br />

2000 100 0.05 3 0.760<br />

3000 10 0.0033333 1 0.258<br />

3000 30 0.01 2 0.438<br />

3000 100 0.0333333 3 0.850<br />

4000 10 0.0025 1 0.256<br />

4000 30 0.0075 2 0.518<br />

4000 100 0.025 3 0.940<br />

Power trans<strong>for</strong>mer incident rate will be taken<br />

from [9]. The number <strong>of</strong> power trans<strong>for</strong>mers<br />

in one power plant unit must be<br />

observed as well as the trans<strong>for</strong>mer highest<br />

rated operating voltage, because incident<br />

rate statistics is provided <strong>for</strong> different voltage<br />

levels. For circuit breakers, data from<br />

[11] will be used. To evaluate circuit breaker<br />

incident rate per unit per year a number <strong>and</strong><br />

type <strong>of</strong> circuit breakers must be observed.<br />

Total power plant unit main electrical<br />

equipment incident rate is calculated as<br />

follows:<br />

el.t = gen + t + cb = gen.h *t op +<br />

∑ n<br />

t.v + n* ∑ n<br />

i=1<br />

i=1<br />

cb.t #(6)<br />

where, el.t – main electrical equipment total<br />

incident rate per unit per year;<br />

gen – generator incident rate per unit per<br />

year calculated by (5);<br />

t – step-up power trans<strong>for</strong>mer incident rate<br />

per unit per year;<br />

cb – generator circuit breaker incident rate<br />

per unit per year;<br />

n – total amount per power plant unit;<br />

t.v – step-up trans<strong>for</strong>mers incident rate according<br />

to voltage level <strong>of</strong> step-up trans<strong>for</strong>mer;<br />

cb.t – generator circuit breaker incident rate<br />

according to circuit breaker technology.<br />

Total main electrical system incident rate<br />

calculation results are shown in Ta b l e 5 ,<br />

<strong>for</strong> CHP in Baltic state it is common to use<br />

110 kV <strong>and</strong> 330 kV step-up trans<strong>for</strong>mers <strong>for</strong><br />

one power plant unit, <strong>for</strong> circuit breaker SF 6<br />

with hydro-mechanical spring operating<br />

mechanism technology was chosen.<br />

Step-up trans<strong>for</strong>mer caused power plant<br />

unit unavailability percentage is reported in<br />

wide range even <strong>for</strong> VGB power plants, its<br />

value varies in 0.02-0.12 % range <strong>of</strong> total<br />

hours per year. For generators unavailability<br />

indicator lies in 0.12-1.29 % range <strong>of</strong> total<br />

hours per year. For generator incident<br />

caused unavailability percentage estimation,<br />

the same approach will be used<br />

that was used <strong>for</strong> generator incident rate<br />

estimation.<br />

k un.h = ___ k un<br />

t op<br />

Tab. 5. Power plant unit main electrical equipment incident estimation.<br />

Prognosed<br />

operating<br />

hours per year<br />

Prognosed<br />

starts per<br />

year<br />

= f<br />

__ n<br />

(<br />

s<br />

top ) #(7)<br />

where, k un.h – hourly <strong>energy</strong> unavailability<br />

percent per unit per year, %.<br />

λ gen λ t.110 λ t.330 λ cb λ el.t<br />

2000 10 0.226 0.0059 0.0132 0.0000048 0.2451<br />

2000 30 0.354 0.0059 0.0132 0.0000048 0.3731<br />

2000 100 0.760 0.0059 0.0132 0.0000048 0.7791<br />

3000 10 0.258 0.0059 0.0132 0.0000048 0.2771<br />

3000 30 0.438 0.0059 0.0132 0.0000048 0.4571<br />

3000 100 0.850 0.0059 0.0132 0.0000048 0.8691<br />

4000 10 0.256 0.0059 0.0132 0.0000048 0.2751<br />

4000 30 0.518 0.0059 0.0132 0.0000048 0.5371<br />

4000 100 0.940 0.0059 0.0132 0.0000048 0.9591<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 55


CHP electrical equipment incident rate analysis<br />

Tab. 6. Equations <strong>for</strong> unavailability estimation <strong>for</strong> generators.<br />

Number <strong>of</strong> starts per hour<br />

per unit per year<br />

Obtained equations are presented in Ta -<br />

b l e 6 , equation (5) must be used to get<br />

from hourly unavailability percentage to<br />

yearly. The next step is calculation <strong>of</strong> unavailable<br />

or unproduced <strong>energy</strong> due to estimated<br />

incident rate. This is done using (8).<br />

The loss <strong>of</strong> a generator, a trans<strong>for</strong>mer or<br />

generator circuit breaker leads to the loss<br />

<strong>of</strong> full power, so outage hours caused by incidents<br />

in main electricity system <strong>of</strong> power<br />

plant can be calculated, the results are<br />

represented in Ta b l e 7. Unavailability<br />

caused by circuit breakers is less than 0.01 %<br />

<strong>of</strong> unavailability caused by generators<br />

<strong>and</strong> power trans<strong>for</strong>mers, <strong>and</strong> is not represented.<br />

W un.e = k un.e *P N *t N #(8)<br />

where, W un.e – estimated unavailable <strong>energy</strong><br />

per unit per year due to generator incidents,<br />

MWh;<br />

k un.e – estimated incident caused <strong>energy</strong><br />

unavailability percent, %;<br />

P N – power plant nominal power, MW;<br />

t N – calendar time, h. [6]<br />

Literature analysis shows that the number <strong>of</strong><br />

major incidents, leading to generator or<br />

power trans<strong>for</strong>mer overhaul, is negligible,<br />

thus when such incidents appear, costs <strong>and</strong><br />

unavailability time <strong>of</strong> power plant unit become<br />

extremely significant.<br />

3 Impact on power plant<br />

operation costs<br />

Incidents <strong>of</strong> electrical equipment <strong>and</strong> caused<br />

unavailability leads to economical loss <strong>for</strong><br />

power plant <strong>and</strong> impacts total operation<br />

costs. Costs <strong>of</strong> unplanned unavailability<br />

could be divided in two groups, first – additional<br />

maintenance <strong>and</strong> repair costs; second<br />

– loss <strong>of</strong> income due to incident. It could be<br />

expressed as follows:<br />

Unavailability % estimation<br />

equation<br />

Equation number<br />

0.000741 to 0.004272 0.0148* n s.h + 0.000007 1<br />

0.004272 to 0.014341 0.0133* n s.h + 0.00001 2<br />

0.014341 to 0.570776 0.0204* n s.h - 0.00009 3<br />

Tab. 7. Equations <strong>for</strong> unavailability estimation <strong>for</strong> generators.<br />

λ el.t<br />

k un generator,<br />

%<br />

k un<br />

trans<strong>for</strong>mers, %<br />

k un total, %<br />

Unavailability<br />

hours, t un<br />

0.245105 0.153 0.12 0.273 23.92<br />

0.373105 0.432 0.12 0.552 48.36<br />

0.779105 1.86 0.12 1.98 173.45<br />

0.277105 0.169 0.12 0.289 25.32<br />

0.457105 0.429 0.12 0.549 48.09<br />

0.869105 1.77 0.12 1.89 165.56<br />

0.275105 0.176 0.12 0.296 25.93<br />

0.537105 0.439 0.12 0.559 48.97<br />

0.959105 1.68 0.12 1.8 157.68<br />

C un = el.t * (C mr + C s ) + t un * P CHP *<br />

(C el + C bal ) (9)<br />

where, C un – unavailability costs, EUR;<br />

C mr – maintenance <strong>and</strong> repair costs due to<br />

incident in main electrical system.<br />

EUR/cycle;<br />

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

t un – unplanned unavailability per year, h;<br />

P CHP – power plant installed active power,<br />

MW;<br />

C el – costs <strong>of</strong> loss due to undelivered electricity,<br />

EUR/h;<br />

C ser – costs <strong>of</strong> loss due to undelivered services,<br />

EUR/h;<br />

C bal – balancing costs, EUR/h.<br />

dent costs were reported as high as 140,794<br />

EUR, but [16] reported only 23,500 EUR<br />

per incident. Costs <strong>of</strong> balancing <strong>energy</strong> in<br />

2018 in Latvia were 59.27 EUR/MWh <strong>and</strong><br />

electricity market price were 49.90 EUR/<br />

MWh.<br />

Using data from Ta b l e 5 <strong>and</strong> Ta b l e 7 calculations<br />

<strong>of</strong> (9) basing on data from [15]<br />

were made to show possible financial impact<br />

<strong>of</strong> unplanned incidents in main electrical<br />

equipment on 400 MW combined heat<br />

<strong>and</strong> power plant. Results are presented in<br />

Table 8.<br />

4 Conclusion<br />

To make approach <strong>of</strong> incident rate <strong>and</strong> unavailability<br />

evaluation, numerous statistics<br />

were analyzed. Available statistics <strong>for</strong> generator<br />

system represent only incidents<br />

<strong>and</strong> caused unavailability data, thus do<br />

not provide data on major incidents. For<br />

power trans<strong>for</strong>mers, more incident data is<br />

available, but there is almost no statistics<br />

<strong>for</strong> caused outage. Generator circuit breaker<br />

incident markers are so low, that caused<br />

unavailability was not considered in final<br />

calculations. Obtained empirical equations<br />

<strong>for</strong> incident rate <strong>of</strong> generator <strong>and</strong> caused<br />

unavailability time evaluation were presented.<br />

Expressions considers the number <strong>of</strong> operated<br />

hours per year <strong>and</strong> number <strong>of</strong> starts<br />

per year <strong>for</strong> CHP. Also, data <strong>for</strong> power trans<strong>for</strong>mer<br />

<strong>and</strong> circuit breaker incident rate<br />

evaluation is presented.<br />

The increase <strong>of</strong> number <strong>of</strong> start-ups leads<br />

to the increase <strong>of</strong> incident rate <strong>and</strong> unavailability<br />

time. In some cases, the increase <strong>of</strong><br />

operating hours at same start-up level<br />

can lead even to lower incident rate <strong>and</strong><br />

unavailability percentage. Also, economical<br />

effect <strong>of</strong> incident rate <strong>and</strong> unavailability<br />

hours were studied. Such approach is in-<br />

Tab. 8. Financial loss due to CHP main electrical equipment incident <strong>and</strong> unavailability.<br />

Prognosed<br />

operating hours<br />

per year, h<br />

Prognosed<br />

starts per year<br />

λ el.t<br />

Unavailability<br />

hours, tun<br />

Yearly loss, EUR<br />

2000 10 0.24511 21.4712 1,236,334<br />

2000 30 0.37311 32.6840 2,362,840<br />

2000 100 0.77911 68.2496 8,013,303<br />

3000 10 0.27711 24.2744 1,312,350<br />

3000 30 0.45711 40.0424 2,390,242<br />

3000 100 0.86911 76.1336 7,710,680<br />

4000 10 0.27511 24.0992 1,338,201<br />

4000 30 0.53711 47.0504 2,465,522<br />

4000 100 0.95911 84.0176 7,408,056<br />

Mentioned costs can vary in wide range due<br />

to region, type <strong>of</strong> power plant, legislation<br />

<strong>and</strong> other factors. Any <strong>of</strong> mentioned costs<br />

are not <strong>of</strong>ten reported, because it is sensitive<br />

in<strong>for</strong>mation <strong>for</strong> electricity generators<br />

<strong>and</strong> manufacturers <strong>of</strong> generators <strong>and</strong> power<br />

trans<strong>for</strong>mers. In [15] generators inci-<br />

dicative <strong>and</strong> should help in risk assessment.<br />

As a result, proper operating regimes<br />

could be selected as well as the<br />

best investment strategy (improved monitoring<br />

<strong>and</strong>/or upgrades) could be chosen<br />

based on the <strong>for</strong>eseen CHP operation regimes.<br />

56 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


CHP electrical equipment incident rate analysis<br />

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electricity market. IEEE 5th <strong>International</strong><br />

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<strong>and</strong> Electrical Drives (POWERENG), Riga,<br />

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Issue 2, pp. 551-561January 2015<br />

[16] N. Kumar, P.M. Besuner, S.A. Lefton, D.D.<br />

Agan, D.D. Hilleman, Power plant cycling<br />

costs, Intertek APTECH, www.intertek.<br />

com/aptech.<br />

l<br />

VGB-St<strong>and</strong>ard<br />

Monitoring, limiting <strong>and</strong> protection devices<br />

on steam turbine plants<br />

(Formerly VGB-R 103e)<br />

VGB-S-103-00-2020-02-EN (VGB-S-103-00-2020-02-DE, German edition)<br />

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

This st<strong>and</strong>ard is addressed to manufacturers, service providers <strong>and</strong> operators <strong>of</strong> steam turbine plants<br />

<strong>and</strong> is intended in particular to assist operators in equipping their steam turbine plants.<br />

The safe operation <strong>of</strong> steam turbines makes great dem<strong>and</strong>s on monitoring, limiting <strong>and</strong> protection<br />

devices.<br />

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

Safety <strong>and</strong> Protective Equipment on Steam Turbine Plants” issued by the VDEW in 1967 was last revised<br />

in 1998 by the VGB Working Group “Turbine Operation” in the Technical Committee “Steam Turbines<br />

<strong>and</strong> Steam Turbine Operation”.<br />

VGB-St<strong>and</strong>ard<br />

Monitoring, limiting<br />

<strong>and</strong> protection devices<br />

on steam turbine systems<br />

(<strong>for</strong>merly VGB-R 103e)<br />

VGB-S-103-00-2020-02-EN<br />

After many years <strong>of</strong> good experience with the application <strong>of</strong> this VGB Guideline, a revision <strong>of</strong> the<br />

Guideline became necessary with the transfer <strong>of</strong> the Guideline into VGB-St<strong>and</strong>ard VGB-S-103, especially<br />

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

on a case-by-case basis whether this guideline is to be applied in a meaningful way <strong>for</strong> older steam turbine plants. It there<strong>for</strong>e also<br />

contains in<strong>for</strong>mation on retr<strong>of</strong>itting<br />

options.<br />

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

<strong>of</strong> the steam turbine plant at any time or detect <strong>and</strong> eliminate unacceptable operating conditions or shut down the corresponding<br />

plant components in case <strong>of</strong> danger.<br />

In an ef<strong>for</strong>t to operate turbine plants optimally <strong>and</strong> to protect them from disturbances, operational failures <strong>and</strong> damage, the operator<br />

<strong>of</strong> steam turbine plants shall decide <strong>for</strong> himself to what extent the st<strong>and</strong>ard monitoring, safety <strong>and</strong> control equipment provided<br />

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

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

monitoring or securing <strong>of</strong> the steam turbine plant.<br />

In this VGB-St<strong>and</strong>ard, the definitions <strong>and</strong> general aspects <strong>of</strong> monitoring, limiting <strong>and</strong> protection devices are dealt with in an introductory<br />

section. Criteria groups <strong>and</strong> error possibilities, measures to limit the error possibilities <strong>and</strong> designs <strong>of</strong> redundant systems are<br />

specified. The further enumerations then explain the tasks to be per<strong>for</strong>med by the various bodies.<br />

The requirements <strong>of</strong> VDMA 4315 (application <strong>of</strong> the principles <strong>of</strong> functional safety) <strong>and</strong> a life cycle record (functional safety) <strong>and</strong><br />

scope <strong>of</strong> testing <strong>of</strong> the protective circuits were also considered <strong>and</strong> taken into account.<br />

Finally, overview tables show the purpose, measuring location, type <strong>of</strong> task <strong>and</strong> the inspection intervals <strong>of</strong> the individual facilities.<br />

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

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 57


Erste Betriebserfahrungen<br />

mit der<br />

BigBattery Lausitz<br />

Gunnar Löhning, Florian Wenzel, Andreas Kleitz,<br />

Oliver Stenzel und Thomas Hörtinger<br />

Abstract<br />

First operating experience with the<br />

BigBattery Lausitz<br />

Lausitz Energie Kraftwerke AG (LEAG) is developing<br />

new business areas <strong>and</strong> has built a<br />

battery storage facility with a storage capacity<br />

<strong>of</strong> around 54 megawatt hours (MWh) at its<br />

Schwarze Pumpe site. The “BigBattery Lausitz”<br />

project combines modern power plant infrastructures<br />

with storage technology on a new<br />

scale <strong>and</strong> is so far unique in Europe in this constellation.<br />

The storage unit, which is based on lithiumion<br />

technology, enables further flexibilisation<br />

<strong>of</strong> power generation at the Schwarze Pumpe<br />

site. By providing control power, it contributes<br />

to increasing the robustness <strong>of</strong> the transmission<br />

grid against frequency fluctuations <strong>and</strong><br />

Die LEAG errichtete am Kraftwerks- und Industriest<strong>and</strong>ort<br />

Schwarze Pumpe einen Batteriespeicher<br />

mit einer nutzbaren Speicherkapazität<br />

von ca. 54 Megawattstunden<br />

(MWh) und einer präqualifizierbaren Regelleistung<br />

von mehr als 50 Megawatt (MW).<br />

Die Investitionsentscheidung für das Projekt<br />

wurde im Dezember 2018 getr<strong>of</strong>fen. Nach<br />

dem Projektstart im Januar 2019 mussten<br />

zunächst die er<strong>for</strong>derlichen Genehmigungen<br />

für das Projekt eingeholt werden. Die<br />

Errichtung der Anlage begann im Sommer<br />

2019 und wurde im Sommer 2020 abgethus<br />

supports the system integration <strong>of</strong> renewable<br />

energies.<br />

The following article first explains the technical<br />

concept <strong>of</strong> the battery storage system. It<br />

then presents initial operating experience with<br />

the BigBattery Lausitz <strong>and</strong> approaches <strong>for</strong><br />

further optimisation. l<br />

Die Lausitz Energie Kraftwerke AG (LEAG) erschließt<br />

neue Geschäftsfelder und errichtete<br />

am St<strong>and</strong>ort Schwarze Pumpe einen Batteriespeicher<br />

mit einer Speicherkapazität von ca.<br />

54 Megawattstunden (MWh). Das Projekt<br />

„BigBattery Lausitz“ kombiniert moderne<br />

Kraftwerksinfrastrukturen mit Speichertechnologie<br />

in neuer Größenordnung und ist in<br />

dieser Konstellation bislang einzigartig in Europa.<br />

Der auf der Lithium-Ionen-Technologie basierende<br />

Speicher ermöglicht eine weitere Flexibilisierung<br />

der Stromerzeugung am St<strong>and</strong>ort<br />

Schwarze Pumpe. Durch die Bereitstellung<br />

von Regelleistung trägt er dazu bei, die Robustheit<br />

des Übertragungsnetzes gegen Frequenzschwankungen<br />

zu erhöhen und unterstützt<br />

so die Systemintegration der erneuerbaren<br />

Energien.<br />

Der nachfolgende Beitrag erläutert zunächst<br />

die technische Konzeption des Batteriespeichers.<br />

Anschließend werden erste Betriebserfahrungen<br />

mit der BigBattery Lausitz und<br />

Ansätze zur weiteren Optimierung vorgestellt.<br />

1 Einführung<br />

Autoren<br />

Gunnar Löhning<br />

Florian Wenzel<br />

Andreas Kleitz<br />

Oliver Stenzel<br />

Thomas Hörtinger<br />

Lausitz Energie Kraftwerke AG<br />

Vortrag gehalten auf dem<br />

53. Kraftwerkstechnischen<br />

Kolloquium, Dresden,<br />

5. und 6. Oktober 2021.<br />

Mit freundlicher Genehmigung<br />

der Veranstalter.<br />

Bild 1. Kraftwerk Schwarze Pumpe mit der BigBattery Lausitz<br />

58 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong>


UR 13<br />

BC 13<br />

62 m<br />

Erste Betriebserfahrungen mit der BigBattery Lausitz<br />

schlossen. Nach einer durch P<strong>and</strong>emiebedingungen<br />

erschwerten mehrmonatigen Inbetriebsetzungsphase<br />

und dem erfolgreich<br />

absolvierten Erprobungsbetrieb nahm der<br />

Batteriespeicher am 30.12.2020 den kommerziellen<br />

Dauerbetrieb auf.<br />

Von Anfang an best<strong>and</strong> die Grundidee des<br />

Projektes „BigBattery Lausitz“ darin, statt<br />

der bislang im Übertragungsnetz üblichen<br />

Einzelspeicher einen Batteriespeicher vollständig<br />

in einen bestehenden Kraftwerksst<strong>and</strong>ort<br />

zu integrieren (B i l d 1 ). Der<br />

St<strong>and</strong>ort Schwarze Pumpe wurde gewählt,<br />

weil hier neben einem modernen Kraftwerk<br />

mit Anschluss an das 380-kV-Übertragungsnetz<br />

auch eine Anbindung an das interne<br />

110-kV-Eigenversorgungsnetz der LEAG sowie<br />

die unmittelbare Nachbarschaft zum<br />

Industriepark Schwarze Pumpe gegeben<br />

sind. Der Batteriespeicher ist damit strategisch<br />

günstig gelegen, um neben der Erbringung<br />

von Systemdienstleistungen zukünftig<br />

weitere Geschäftsfelder zu entwickeln.<br />

Die BigBattery Lausitz kann elektrische<br />

Energie aus den benachbarten Kraftwerksblöcken<br />

und aus dem Übertragungsnetz<br />

speichern und bei Bedarf wieder zurückspeisen.<br />

Das Be- und Entladen orientiert<br />

sich dabei an den Bedingungen im Stromnetz<br />

sowie an den Strommärkten. Durch<br />

eine Kombination vorh<strong>and</strong>ener moderner<br />

Kraftwerksinfrastrukturen mit der Lithium-<br />

Ionen-Speichertechnologie entsteht ein virtuelles<br />

Kraftwerk, das verschiedene Systemdienstleistungen<br />

erbringen kann. Es trägt<br />

dazu bei, die Stromerzeugung am St<strong>and</strong>ort<br />

Schwarze Pumpe weiter zu flexibilisieren<br />

und die Frequenz im Übertragungsnetz zu<br />

stabilisieren.<br />

Die elektrischen Energieversorgungssysteme<br />

sind aktuell geprägt durch einen kontinuierlichen<br />

Zubau von Windkraft- und Photovoltaikanlagen<br />

mit schwankender Einspeiseleistung<br />

und die Stilllegung regelfähiger<br />

thermischer Kraftwerke, welche<br />

durch die synchron mit der Netzfrequenz<br />

EBT 03<br />

110 kV<br />

NLS<br />

Block A<br />

MT<br />

27 kV<br />

GLS<br />

Höchstspannungsnetz<br />

380 kV 380 kV<br />

G<br />

EBT 02 EBT 02<br />

EBT 01 EBT 01<br />

110-kV-GIS<br />

NLS<br />

Block B<br />

MT<br />

GLS<br />

G<br />

27 kV<br />

EBT 03<br />

Laden / Entladen<br />

110-kV-<br />

Kabel<br />

FL<br />

MS-SA NS-SA<br />

BT<br />

BC 01<br />

BC 02<br />

UR 01<br />

UR 02<br />

UR 03<br />

UR 04<br />

BC 03<br />

BC 04<br />

laufenden Schwungmassen der Turbosätze<br />

frequenzstützend wirken. Speichertechnologien<br />

und innovative Konzepte zur Erbringung<br />

von Systemdienstleistungen werden<br />

daher immer wichtiger für die Gewährleistung<br />

der Versorgungssicherheit. Die BigBattery<br />

Lausitz leistet somit auch einen Beitrag<br />

für die Systemintegration der erneuerbaren<br />

Energien.<br />

Der Generalauftragnehmer für die Errichtung<br />

des Batteriespeichers war die Firma<br />

EGEM s.r.o. (Tschechien), die mit einer Reihe<br />

regionaler Unternehmen zusammenarbeitete.<br />

Das Projekt wurde durch das L<strong>and</strong><br />

Br<strong>and</strong>enburg im Rahmen des Förderprogramms<br />

RENplus 2014 – 2020 gefördert.<br />

2 Technische Konzeption<br />

des Speichers<br />

110 m<br />

Zufahrt Zufahrt Zufahrt Zufahrt<br />

Bild 2. Schematischer Anordnungsplan des Batteriespeichers: Batteriecontainer BC 01 – BC 13,<br />

Umrichterstationen UR 01 – UR 13, Mittelspannungs-Schaltanlage MS-SA, Niederspannungs-Schaltanlage<br />

NS-SA, Blocktrans<strong>for</strong>mator BT, Feuerlöschcontainer FL und 110-kV-<br />

Netzanbindung. Die Batteriecontainer sind unterein<strong>and</strong>er und von den Umrichterstationen<br />

durch Br<strong>and</strong>wände getrennt.<br />

Das Batteriespeichersystem wurde westlich<br />

des Blockes B in den Kraftwerksst<strong>and</strong>ort<br />

Schwarze Pumpe integriert, wobei die gewählte<br />

technische Konzeption eine Fläche<br />

BigBattery Lausitz<br />

BT EBT 01 EBT 02<br />

400 V<br />

10-kV-SAS KSP<br />

(Noteinspeisung)<br />

HKL, Beleuchtung, sichere Schiene, LT, ...<br />

Bild 3. Übersichtsschema zur Anbindung des Batteriespeichers (rot) an das Kraftwerk Schwarze<br />

Pumpe und das 380-kV-Höchstspannungsnetz der 50Hertz Transmission GmbH.<br />

UR<br />

01<br />

20 kV<br />

BC 01<br />

UR<br />

02<br />

BC 02<br />

UR<br />

13<br />

BC 13<br />

BC 05<br />

BC 06<br />

UR 05<br />

UR 06<br />

UR 07<br />

UR 08<br />

BC 07<br />

BC 08<br />

BC 09<br />

BC 10<br />

UR 09<br />

UR 10<br />

UR 11<br />

UR 12<br />

BC 11<br />

BC 12<br />

von 110 mal 62 Metern er<strong>for</strong>derte (B i l d 1<br />

und B i l d 2 ). Es wurden 13 Batteriecontainer<br />

mit Lithium-Ionen-Akkumulatoren installiert,<br />

denen jeweils eine Umrichterstation<br />

zugeordnet ist. Jede Umrichterstation besteht<br />

aus zwei Umrichtern und einem gemeinsamen<br />

Vierwicklungs-Umrichtertrans<strong>for</strong>mator.<br />

Über die Umrichterstationen erfolgt<br />

die Umsetzung von der Gleichspannung<br />

der Batterien auf die speicherinterne<br />

Wechselspannung von 20 kV. Damit ergeben<br />

sich 13 Speicherstränge, die über eine 20-kV-<br />

Schaltanlage zusammengeschaltet sind.<br />

Aufgrund der Nennscheinleistung der Big-<br />

Battery Lausitz von 70 MVA (technische Daten<br />

vgl. Ta b e l l e 1 ) wurde kein separater<br />

Netzanschluss an das 380-kV-Übertragungsnetz<br />

beantragt. Stattdessen wird der vorh<strong>and</strong>ene<br />

Netzanschluss der Kraftwerksblöcke<br />

Schwarze Pumpe A/B genutzt, was der vorgesehenen<br />

Verknüpfung zu einem virtuellen<br />

Kraftwerk entgegenkommt. Der 110/20-kV-<br />

Blocktrans<strong>for</strong>mator des Batteriespeichers<br />

setzt hierzu zunächst die speicherinterne<br />

Mittelspannung von 20 kV auf 110 kV um.<br />

Über drei erdverlegte einphasige 110-kV-Kabel<br />

erfolgt der Anschluss des Speichers an<br />

die gasisolierte 110-kV-Schaltanlage (GIS)<br />

des Kraftwerkes Schwarze Pumpe. Der Netzanschluss<br />

an das Höchstspannungsnetz ist<br />

über zwei weitere Trans<strong>for</strong>matoren und die<br />

Generatorausleitung der Blöcke Schwarze<br />

Pumpe A bzw. B gegeben (B i l d 3 ).<br />

Die elektrische Eigenversorgung des Speichers<br />

für Klimatisierung, Schutz- und Leitsystem,<br />

Br<strong>and</strong>melder usw. erfolgt im Normalbetrieb<br />

über einen an die 20-kV-Schaltanlage<br />

angeschlossenen 20/0,4-kV-Eigenbedarfstrans<strong>for</strong>mator<br />

und eine 400-V-<br />

Schaltanlage. Für den Fall einer Revision<br />

oder einer längerfristigen Störung der<br />

110-kV-Netzanbindung ist über einen zweiten<br />

10/0,4-kV-Eigenbedarfstrans<strong>for</strong>mator<br />

eine Notversorgung aus einer 10-kV-Schaltanlage<br />

des Kraftwerks gewährleistet.<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 59


MMS<br />

BigBattery<br />

Erste Betriebserfahrungen mit der BigBattery Lausitz<br />

Aus Br<strong>and</strong>schutzgründen werden die Batteriecontainer<br />

unterein<strong>and</strong>er bzw. von den<br />

benachbarten Umrichterstationen durch<br />

Br<strong>and</strong>wände getrennt. Das gesamte Gelände<br />

der BigBattery Lausitz wurde mit einem<br />

Zaun umgeben, da es als abgeschlossener<br />

elektrischer Betriebsbereich eingestuft<br />

wird. Ein internes Straßennetz dient der Zugänglichkeit<br />

für die Feuerwehr bzw. für<br />

Transporte bei einem eventuellen Komponententausch.<br />

Neben der Noteinspeisung zur Besicherung<br />

des Eigenbedarfs und der gemeinsamen<br />

Nutzung der elektrischen Energieableitung<br />

ergeben sich durch das integrierte Speicherkonzept<br />

eine Reihe weiterer Schnittstellen<br />

zur bestehenden Kraftwerksanlage, die vorteilhaft<br />

genutzt werden können:<br />

––<br />

Einbindung der Br<strong>and</strong>melder der BigBattery<br />

Lausitz sowie der Hermetikschutzrelais<br />

der ölisolierten Umrichtertrans<strong>for</strong>matoren<br />

in die Br<strong>and</strong>meldeanlage des Kraftwerks<br />

und Aufschaltung der Signale auf<br />

die Leitwarte der Werkfeuerwehr,<br />

––<br />

Versorgung der Sprühlöschanlage des ölisolierten<br />

Blocktrans<strong>for</strong>mators durch das<br />

Löschwassernetz des St<strong>and</strong>ortes,<br />

––<br />

Anbindung des Blocktrans<strong>for</strong>mator-Fundaments<br />

mit Ölabscheider an das vorh<strong>and</strong>ene<br />

Abwassernetz des Kraftwerkes,<br />

––<br />

Anbindung an das Erdungssystem der Best<strong>and</strong>sanlage,<br />

––<br />

Erweiterung der vorh<strong>and</strong>enen Straßenbeleuchtung<br />

für das Speichergelände,<br />

––<br />

Zufahrt zum Speicher über Kraftwerksstraßen,<br />

––<br />

Anbindung des Batteriespeichers an die<br />

Hauptleittechnik (HLT) des Kraftwerks<br />

für das Bedienen und Beobachten von der<br />

Zentralwarte des St<strong>and</strong>ortes.<br />

Ein vom Batterielieferanten LG Chem mitgeliefertes<br />

Batteriemanagementsystem (BMS)<br />

übernimmt die Steuerung und Überwachung<br />

der einzelnen Batteriemodule. Die<br />

Leistungsflüsse beim Laden bzw. Entladen<br />

des Speichers werden durch einen zentralen<br />

Anlagenregler über die Umrichterstationen<br />

gesteuert (Energiemanagementsystem -<br />

EMS). Für die Ankopplung an die Kraftwerksleittechnik<br />

besitzt der Speicher eine<br />

interne, den genannten Systemen überlagerte<br />

Leittechnik. Diese fasst die Datenströme<br />

der unterlagerten Ebenen zusammen<br />

und übergibt eine ausgewählte Signalmenge<br />

an die Hauptleittechnik. Obwohl der<br />

Speicher im Normalbetrieb durch das Personal<br />

der Kraftwerksleitwarte überwacht<br />

wird, ist eine Vor-Ort-Bedienung – z.B. für<br />

den Schwarzfall des gesamten St<strong>and</strong>ortes<br />

oder für Sonderbetriebszustände – über das<br />

interne Leitsystem möglich.<br />

Tab. 1. Technische Daten des Batteriespeichers.<br />

Parameter<br />

Nutzbare Speicherkapazität am Netzanschlusspunkt<br />

Scheinleistung am Netzanschlusspunkt<br />

Wirkleistung am Netzanschlusspunkt<br />

Präqualifizierbare Primärregelleistung (PRL)<br />

Der Batteriespeicher befindet sich seit dem<br />

30.12.2020 im kommerziellen Dauerbetrieb.<br />

Aktuell wird der Speicher vorrangig<br />

für die Bereitstellung von Primär- und Sekundärregelleistung<br />

für den Übertragungsnetzbetreiber<br />

sowie zur Reduzierung von<br />

Bilanzkreisabweichungen genutzt. Der Einsatz<br />

des Speichers wird dabei in erster Linie<br />

vom Strommarkt und den Verhältnissen im<br />

Übertragungsnetz bestimmt.<br />

Die Erbringung von Systemdienstleistungen<br />

erfolgt anh<strong>and</strong> von Vorgabewerten der<br />

Kraftwerkseinsatzplanung und der Vermarktung.<br />

Diese werden vom zentralen Management<br />

für Systemdienstleistungen (MMS) der<br />

LEAG über die Hauptleittechnik des Kraftwerkes<br />

Schwarze Pumpe an den Speicher<br />

übergeben. Statusmeldungen des Batteriespeichers<br />

(Verfügbarkeit, Betriebsart, Ladezust<strong>and</strong><br />

usw.) werden ebenfalls über die<br />

Hauptleittechnik an das MMS übermittelt.<br />

Das Kraftwerkspersonal auf der Zentralwarte<br />

überwacht neben dem Kraftwerksprozess<br />

auch das Systemverhalten der BigBattery<br />

Lausitz sowie den Status der Verbindungen<br />

zum MMS und zum Speicher (B i l d 4 ).<br />

Der Verbund von MMS-System, Kraftwerksleittechnik<br />

und der internen Leittechnik des<br />

Wert<br />

ca. 54 MWh<br />

70 MVA<br />

66 MW<br />

≥ 50 MW<br />

Zykluswirkungsgrad ca. 85 %<br />

Batterietyp<br />

Netzanschlusspunkt<br />

Flächenbedarf<br />

Lithium-Ionen-Akkumulatoren<br />

110-kV-GIS des KW Schwarze Pumpe<br />

110 x 62 m<br />

Batteriespeichers mit den unterlagerten<br />

Ebenen (EMS, BMS) erwies sich insbesondere<br />

in der Inbetriebsetzung als eine echte<br />

Heraus<strong>for</strong>derung. Mittlerweile ist der Signalaustausch<br />

optimiert und das Betriebsverhalten<br />

des Speichers insgesamt stabil und<br />

unauffällig. Seit Beginn des Dauerbetriebs<br />

wurden lediglich sporadische Kommunikationsprobleme<br />

und eine geringe Anzahl an<br />

Warn- und Störmeldungen von Einzelkomponenten<br />

beobachtet.<br />

Die ersten Monate des Dauerbetriebs der<br />

BigBattery waren geprägt durch das Sammeln<br />

von Erfahrungen bei Betrieb, Vermarktung<br />

und Vor-Ort-Inspektionen. Neben dem<br />

Kennenlernen des Speicherverhaltens beim<br />

Erbringen von Systemdienstleistungen<br />

st<strong>and</strong> insbesondere auch die Feinabstimmung<br />

der Prozesse bei Vermarktung und<br />

Nachlademanagement für unterschiedliche<br />

Einsatzszenarien im Vordergrund.<br />

Bei reiner PRL-Bereitstellung sollte der Ladezust<strong>and</strong><br />

etwa bei 50 % liegen, damit bei<br />

kritischen Situationen im Übertragungsnetz<br />

eine Vollaktivierung der Primärregelleistung<br />

für mindestens 15 Minuten in positive<br />

3 Erste Betriebserfahrungen<br />

3.1 Betrieb des Batteriespeichers<br />

im Übertragungsnetz<br />

Bild 4. Das Anlagenbild MMS-Betrieb BigBattery in der Hauptleittechnik des Kraftwerks Schwarze<br />

Pumpe vermittelt einen Überblick über den Systemzust<strong>and</strong> des Batteriespeichers und den<br />

Status der Kommunikationsverbindungen.<br />

60 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


Erste Betriebserfahrungen mit der BigBattery Lausitz<br />

oder negative Richtung möglich ist. Im Normalfall<br />

muss der Speicher jedoch nur kleine<br />

Schwankungen der Netzfrequenz ausgleichen,<br />

so dass das der Ladezust<strong>and</strong> kurzfristig<br />

nur kleine Abweichungen nach oben<br />

oder unten ausweist. Bei längerer PRL-Erbringung<br />

bzw. wenn durch den Speicher<br />

Sekundärregelleistung bereitgestellt wird,<br />

können sich je nach Ab<strong>for</strong>derung größere<br />

Änderung des Ladezust<strong>and</strong>es ergeben. Hier<br />

ist dann eine Anpassung des Arbeitspunktes<br />

durch gezieltes Laden bzw. Entladen er<strong>for</strong>derlich.<br />

Aus den Betriebserfahrungen abgeleitete<br />

technische Anpassungsmaßnahmen wurden<br />

durch die Errichterfirma EGEM, die gleichzeitig<br />

als Servicepartner für den Gewährleistungszeitraum<br />

gebunden wurde, in Abstimmung<br />

mit dem Betreiber umgesetzt.<br />

Hierbei konnte in vielen Fällen das Prozessdatennetz<br />

(PDN) der LEAG genutzt werden,<br />

das einen Fernzugriff auf den Batteriespeicher<br />

mittels Authentifizierung und verschlüsseltem<br />

Datenverkehr ermöglicht.<br />

Schwerpunktthemen der kommenden Monate<br />

sind der Einfluss der Betriebsweise auf<br />

die äquivalenten Ladezyklen und den Systemzust<strong>and</strong><br />

(State <strong>of</strong> Health – SoH) sowie<br />

die Analyse weiterer Einsatzfelder.<br />

3.2 An<strong>for</strong>derungen an das<br />

Betriebspersonal<br />

Die Betriebs- und Fachingenieure des Kraftwerks<br />

waren von Beginn an Teil des Projektteams.<br />

Für das Schichtpersonal wurden im<br />

Juni 2020 Schulungen durchgeführt. Die<br />

Inbetriebsetzungsphase wurde bereits<br />

durch das spätere Betriebspersonal begleitet<br />

und für die individuelle Einarbeitung<br />

genutzt.<br />

Neben Bedienung und Überwachung des<br />

Batteriespeichers von der Zentralwarte wird<br />

der Anlagenzust<strong>and</strong> durch das Betriebspersonal<br />

auch durch Kontrollgänge und Nutzung<br />

verschiedener Vor-Ort-Systeme überwacht.<br />

Durch den Betreiber wurde hierfür<br />

auf Grundlage der Risikobeurteilung<br />

der Errichterfirma EGEM eine Gefährdungsbeurteilung<br />

für Betrieb und Inspektion der<br />

Anlage erstellt. Auch die Kontrollgangsordnung<br />

des Kraftwerkes wurde angepasst<br />

und um den Bereich der BigBattery erweitert.<br />

Das gesamte Gelände des Batteriespeichers<br />

wurde als abgeschlossener elektrischer<br />

Betriebsraum ausgewiesen, zu dem<br />

nur elektrotechnisch unterwiesenes Fachpersonal<br />

Zutritt hat. Überdies ergeben<br />

sich erhöhte An<strong>for</strong>derungen für den Personenschutz<br />

aufgrund der Gefahr von Störlichtbögen.<br />

Grundsätzlich sind Schaltanlagen und Umrichter<br />

in LEAG-Kraftwerken möglichst störlichtbogensicher<br />

auszuführen. Die Störlichtbogensicherheit<br />

ist mit einer Typprüfung<br />

gemäß DIN EN 61439-2 Beiblatt 1 [2] für<br />

NS-Schaltgerätekombinationen bzw. IEC<br />

62271-200 [3] für HS-Schaltgeräte und<br />

Bild 5. Übersicht der Störlichtbogen-Gefährdungsbereiche (rot hinterlegt). Der Ausschnitt oben<br />

links zeigt die Reduzierung der Gefährdungsbereiche bei einer (partiellen) Freischaltung<br />

von Umrichterstationen.<br />

-Schaltanlagen nachzuweisen. Ist eine Störlichtbogensicherheit<br />

nicht gewährleistet, so<br />

sind die Anlagen in einem störlichtbogenfest<br />

und druckstoßfest geschotteten Raum aufzustellen.<br />

Auch die BigBattery Lausitz wurde hinsichtlich<br />

einer Störlichtbogengefährdung bewertet.<br />

Für die MS- und NS-Schaltanlage des<br />

Batteriespeichers liegen entsprechende Typprüfungen<br />

vor. Für die leistungsstarken Umrichter<br />

ist im Falle eines elektrischen Fehlers<br />

insbesondere durch die angeschlossenen<br />

Batterien mit sehr hohen anlagenspezifischen<br />

Kurzschlussströmen zu rechnen, die<br />

durch übliche Schaltanlagen-Einhausungen<br />

nicht beherrschbar sind. Ebenso kann<br />

eine Störlichtbogengefährdung innerhalb<br />

der Batteriecontainer konstruktionsbedingt<br />

nicht ausgeschlossen werden, da die<br />

Batteriemodule in <strong>of</strong>fenen Racks installiert<br />

sind. Mit einer Personengefährdung<br />

durch austretendes Plasma und Druckwellen<br />

ist ebenfalls in den Türbereichen der Batteriecontainer,<br />

nahe der Druckentlastungsöffnung<br />

der MS-Schaltanlage sowie im Bereich<br />

von Türen und Druckentlastungsöffnungen<br />

der EB-Trans<strong>for</strong>matorboxen zu<br />

rechen.<br />

Durch die Errichterfirma EGEM wurde eine<br />

Übersicht der Störlichtbogen-Gefährdungsbereiche<br />

erstellt (B i l d 5 ). Diese Bereiche<br />

sind im Betrieb nur kurzzeitig zu begehen,<br />

Arbeiten oder ein längerer Aufenthalt<br />

in den markierten Bereichen sind durch<br />

die LEAG nicht freigegeben. Für Inspektionen<br />

oder Wartungsmaßnahmen sind die<br />

Anlagenbereiche freizuschalten, wobei<br />

ein Freischalten einzelner Batteriecontainer<br />

oder Umrichterstationen ohne Einschränkung<br />

der Anlagenverfügbarkeit möglich<br />

ist.<br />

Seit Beginn des kommerziellen Betriebes<br />

wird eine wöchentliche Inspektion zur<br />

Überwachung der Anlage und zum Erkennen<br />

von Optimierungsbedarf durchgeführt.<br />

Da die wöchentlichen Kontrollen einen hohen<br />

Aufw<strong>and</strong> darstellen, wird anh<strong>and</strong> der<br />

gesammelten Betriebserfahrung eine Bewertung<br />

und Anpassung der Umfänge und<br />

Kontrollintervalle erfolgen.<br />

3.3 Erweiterung zum virtuellen<br />

Kraftwerk und weitere<br />

Optimierungsansätze<br />

Der Batteriespeicher hat in einem ersten<br />

Schritt als Einzelanlage das Präqualifikationsverfahren<br />

zur Erbringung von Regelreserve<br />

durchlaufen [4]. Nach erfolgreicher<br />

Präqualifikation kann er damit als separate<br />

Reserveeinheit parallel zu den Kraftwerksblöcken<br />

Schwarze Pumpe A und B Systemdienstleistungen<br />

erbringen. Im Sinne einer<br />

weiteren Optimierung werden derzeit die<br />

technischen und regulatorischen R<strong>and</strong>bedingungen<br />

für eine Erhöhung der präqualifizierbaren<br />

Leistung analysiert.<br />

Durch die Anbindung des Batteriespeichers<br />

an die Hauptleittechnik des Kraftwerks<br />

Schwarze Pumpe und das MMS-System<br />

der LEAG wurden die Voraussetzungen geschaffen,<br />

die Blöcke A und B des Best<strong>and</strong>skraftwerks<br />

mit dem Batteriespeicher zu einem<br />

virtuellen Kraftwerk zu vernetzen. Die<br />

Zusammenführung zu einem virtuellen<br />

Kraftwerk verfolgt mehrere Zielstellungen:<br />

––<br />

optimierte Erbringung von Primärregel-,<br />

Sekundärregel- und Minutenreserveleistung<br />

durch technologiespezifische Sollwertvorgaben<br />

aus dem Kraftwerksmanagementsystem,<br />

––<br />

erhöhte Flexibilität bei gleichzeitiger anlagenschonender<br />

Fahrweise (weniger<br />

Verschleiß und längere Lebensdauer),<br />

––<br />

weniger Ungleichgewicht des Bilanzkreises.<br />

In der praktischen Umsetzung kann der Batteriespeicher<br />

so beispielsweise häufig auftretende<br />

kleine Frequenzabweichungen aus-<br />

<strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong> | 61


Erste Betriebserfahrungen mit der BigBattery Lausitz<br />

regeln, während das Kraftwerk bei länger<br />

<strong>and</strong>auernden größeren Leistungsab<strong>for</strong>derungen<br />

übernimmt.<br />

Das Ziel der LEAG ist es, aus den Erfahrungen<br />

des Speichermanagements zukünftig<br />

weitere Anwendungsfälle für die Erhöhung<br />

der Versorgungssicherheit zu entwickeln.<br />

Denkbar wären hier unter <strong>and</strong>erem die folgenden<br />

Einsatzfälle für den Fall einer Großstörung<br />

im Übertragungsnetz:<br />

––<br />

Sicherung der Wiederanfahrfähigkeit<br />

des Kraftwerks Schwarze Pumpe: Bei<br />

Stillst<strong>and</strong> des Kraftwerks wird die elektrische<br />

Eigenbedarfsversorgung der Anlage<br />

über das Übertragungs- oder Verteilnetz<br />

sichergestellt. Im Falle einer Großstörung<br />

fällt diese Versorgung schlagartig aus und<br />

es steht nur noch die Batterieanlage des<br />

Kraftwerks als zeitlich sehr begrenzte<br />

Notstromversorgung zur Verfügung. Für<br />

ein Wiederanfahren muss die elektrische<br />

Anfahrleistung aus dem Netz bereitgestellt<br />

werden. Sind die Reserven des Notstromsystems<br />

vor einer externen Spannungszuschaltung<br />

aufgebraucht, ist ein<br />

schnelles Wiederanfahren des Kraftwerks<br />

nicht mehr möglich. Die Anlage steht<br />

dann für den Versorgungswiederaufbau<br />

nicht zur Verfügung. Hier kann die Big-<br />

Battery Lausitz als externe Notstromversorgung<br />

die Wiederanfahrfähigkeit deutlich<br />

länger erhalten.<br />

––<br />

Versorgung kritischer industrieller Verbraucher:<br />

Der Batteriespeicher kann im<br />

Fall einer Großstörung wichtige industrielle<br />

Verbraucher am St<strong>and</strong>ort (z.B. Wasserversorgung,<br />

Brikettfabrik) zumindest<br />

kurzzeitig versorgen und so Schäden an<br />

den Anlagen durch ein unkontrolliertes<br />

Abfahren vermeiden. Die Sicherstellung<br />

der Wasserversorgung ist ebenso eine Voraussetzung<br />

für einen Beitrag des Kraftwerks<br />

zum Netzwiederaufbau.<br />

––<br />

Schwarzstartfähigkeit des Kraftwerks<br />

Schwarze Pumpe: Thermische Großkraftwerke<br />

sind in der Regel nicht<br />

schwarzstartfähig, können also nicht unabhängig<br />

vom Netz anfahren. Die<br />

Schwarzstartfähigkeit des Kraftwerks<br />

Schwarze Pumpe könnte durch die Installation<br />

einer schwarzstartfähigen Gasturbine<br />

mit ausreichender Leistung zur<br />

Beherrschung der Stoßlasten der elektrischen<br />

Großaggregate (Saugzüge, E-<br />

Speisepumpen) erreicht werden. Das Anfahren<br />

der Gasturbine könnte hierbei über<br />

die BigBattery Lausitz erfolgen.<br />

––<br />

Bereitstellung oder Bezug von Wirk- und<br />

Blindleistung im Rahmen des Netzwiederaufbaus:<br />

Beim Netzwiederaufbau<br />

nach einer Großstörung werden durch<br />

den Übertragungsnetzbetreiber schrittweise<br />

Netzbetriebsmittel und Verbraucher<br />

wieder zugeschaltet. Limitierend<br />

wirken hierbei die durch die beteiligten<br />

Erzeugungseinheiten beherrschbaren<br />

Lastsprünge sowie die Schwankungen<br />

der Spannung beim Zuschalten von leerlaufenden<br />

Leitungen oder Verbrauchern.<br />

Befehl „Stop“ aktiv<br />

Befehl „Betrieb“ aktiv<br />

Betrieb<br />

Netzbetrieb<br />

110-kV-LS<br />

geschlossen<br />

Netzbetrieb<br />

110-kV-LS<br />

geschlossen<br />

Hier könnte der Batteriespeicher durch<br />

kurzzeitige definierte Einspeisung von<br />

Wirkleistung sowie als steuerbare Last einen<br />

unterstützenden Beitrag leisten. Über<br />

die Einspeisung bzw. den Bezug von Blindleistung<br />

wäre ebenso eine Spannungsstützung<br />

beim Teilnetzaufbau möglich.<br />

Um die genannten Einsatzfälle zu beherrschen,<br />

wurde der Batteriespeicher schwarzstartfähig<br />

ausgelegt (B i l d 6 ). Ausgehend<br />

von zwei netzbildenden Umrichterstationen<br />

kann der Speicher angefahren werden<br />

und eine Spannungsvorschaltung auf die<br />

Sammelschienen der 110-kV-GIS erfolgen.<br />

Nachfolgend ist dann der Aufbau eines<br />

st<strong>and</strong>ortinternen Teilnetzes möglich. Der<br />

Speicher ist entsprechend den Vorgaben<br />

der VDE-AR-N 4120 [5] ebenfalls zur Blindleistungsbereitstellung<br />

fähig, auch wenn<br />

diese Betriebsweise im Normalbetrieb deaktiviert<br />

ist.<br />

4 Zusammenfassung und<br />

Ausblick<br />

Stop<br />

Bild 6. Allgemeine Betriebszustände des Batteriespeichers.<br />

Die im Zeitraum 2019 bis 2020 am Kraftwerks-<br />

und Industriest<strong>and</strong>ort Schwarze<br />

Pumpe errichtete „BigBattery Lausitz“ kombiniert<br />

moderne Kraftwerksinfrastrukturen<br />

mit Batteriespeichertechnologie in neuer<br />

Größenordnung und ist in dieser Konstellation<br />

bislang einzigartig in Europa.<br />

Der Speicher befindet sich seit dem<br />

30.12.2020 im kommerziellen Dauerbetrieb<br />

und wird bislang vorrangig für die Bereitstellung<br />

von Primär- und Sekundärregelleistung<br />

sowie zur Reduzierung von Bilanzkreisabweichungen<br />

genutzt. Ausgehend von<br />

den bisher gesammelten Betriebserfahrungen<br />

arbeitet die LEAG bereits an der Optimierung<br />

des Speichereinsatzes.<br />

Durch Integration des Batteriespeichers in<br />

das Kraftwerk Schwarze Pumpe entsteht ein<br />

virtuelles Kraftwerk, das die Stromerzeugung<br />

am St<strong>and</strong>ort Schwarze Pumpe weiter<br />

flexibilisieren und in optimaler Weise Systemdienstleistungen<br />

erbringen kann. Perspektivisch<br />

sollen weitere Anwendungsfälle<br />

zur Erhöhung der Versorgungssicherheit<br />

Alle Wechselrichter AC-/DC-seitig getrennt<br />

110-kV-LS schließen<br />

110-kV-LS öffnen<br />

110-kV-LS öffnen nur<br />

Notfall oder Schutz<br />

Synchronisieren<br />

Desynchronisieren<br />

Schwarzstart<br />

Schwarzfall<br />

110-kV-LS <strong>of</strong>fen<br />

(spannungsloses<br />

Inselnetz)<br />

Inselnetz<br />

110-kV-LS<br />

<strong>of</strong>fen<br />

Alle verfügbaren Wechselrichter AC-/DC-seitig zugeschaltet<br />

Stop<br />

entwickelt werden. Denkbar ist z. B. die Nutzung<br />

des Batteriespeichers zur Unterstützung<br />

des Netzwiederaufbaus im Fall einer<br />

Großstörung.<br />

5 Literatur<br />

[1] Löhning, Gunnar; Wenzel, Florian; Altmann,<br />

Harald; Hörtinger, Thomas: BigBattery<br />

Lausitz - Realisierung eines innovativen<br />

Großspeicherprojektes der LEAG. In: Beckmann,<br />

Michael; Hurtado, Antonio: Kraftwerkstechnik<br />

2020: Power Plant Technology.<br />

Beiträge des 52. Kraftwerkstechnischen<br />

Kolloquiums, 06. und 07. Oktober 2020 in<br />

Dresden. Freiberg: SAXONIA St<strong>and</strong>ortentwicklungs-<br />

und –verwaltungsgesellschaft<br />

mbH, 2020, S. 15-24.<br />

[2] DIN EN 61439-2 Beiblatt 1; VDE 0660-600-2<br />

Beiblatt 1 (2016). Niederspannungs-Schaltgerätekombinationen<br />

– Teil 2: Energie-Schaltgerätekombinationen;<br />

Beiblatt 1: Leitfaden<br />

für die Prüfung unter Störlichtbogenbedingungen<br />

infolge eines inneren Fehlers (IEC/<br />

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

[3] DIN EN 62271-200:2012-08; VDE 0671-<br />

200:2012-08 (2012). Hochspannungs-<br />

Schaltgeräte und -Schaltanlagen – Teil 200:<br />

Metallgekapselte Wechselstrom-Schaltanlagen<br />

für Bemessungsspannungen über 1 kV bis<br />

einschließlich 52 kV (IEC 62271-200:2011),<br />

Deutsche Fassung EN 62271-200:2012,<br />

08/2012.<br />

[4] Präqualifikationsverfahren für Regelreserveanbieter<br />

(FCR, aFRR, mFRR) in Deutschl<strong>and</strong><br />

(„PQ-Bedingungen“). Präqualifikationsbedingungen<br />

der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber,<br />

Version 1.03, 29.05.2020,<br />

URL: https://www.regelleistung.net/ext/<br />

static/prequalification (St<strong>and</strong>: 19.05.2021).<br />

[5] VDE-AR-N 4120 (2018). Technische Regeln<br />

für den Anschluss von Kundenanlagen an<br />

das Hochspannungsnetz und deren Betrieb<br />

(TAR Hochspannung), Deutsche Norm,<br />

11/2018. l<br />

62 | <strong>vgbe</strong> <strong>energy</strong> <strong>journal</strong> 1 | 2 · <strong>2022</strong>


Schwarzstart – Hilfe für ein Best<strong>and</strong>s-GuD-Kraftwerk<br />

Schwarzstart –<br />

Unterstützung für ein<br />

Best<strong>and</strong>s-GuD-<br />

Kraftwerk<br />

Thomas Lehmann<br />

Abstract<br />

Black Start – Support <strong>for</strong> an existing<br />

CCGT power plant<br />

During a blackout scenario <strong>of</strong> 50Hertz transmission<br />

GmbH (50Hertz) transmission system<br />

the district system berlin is also going to be<br />

affected. Today 50Hertz transmission GmbH<br />

comm<strong>and</strong>s the re-establishment <strong>of</strong> the grid.<br />

The Stromnetz Berlin GmbH as district system<br />

operator wants to react faster <strong>and</strong> repower the<br />

district system quicker. For this case black<br />

start diesel generators will be b