VGB POWERTECH 1/2 (2021) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat
VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 1/2 (2021). Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us! Digitisation. Materials. Cyber Security.
VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 1/2 (2021).
Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us!
Digitisation. Materials. Cyber Security.
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<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Generation</strong> <strong>and</strong> <strong>Storage</strong> <strong>of</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong><br />
1/2 <strong>2021</strong><br />
Focus<br />
• Digitisation<br />
• Cyber security<br />
Flexibilisation –<br />
Analysis <strong>of</strong> the effects<br />
by evaluation <strong>of</strong> the<br />
<strong>VGB</strong> database KISSY<br />
Intrusion detection<br />
systems in the OT<br />
environment <strong>for</strong><br />
operators <strong>of</strong> critical<br />
infrastructures<br />
Characterisation<br />
<strong>of</strong> the long-term<br />
behaviour <strong>of</strong><br />
600/620 °C<br />
turbine materials<br />
Publication <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. l www.vgb.org<br />
ISSN 1435–3199 · K 43600 l <strong>International</strong> Edition
KWS TRAINING AND CONVENTION CENTER<br />
<strong>VGB</strong> MATERIALS LABORATORY<br />
H<br />
H<br />
KWS<br />
APARTMENT BUILDING<br />
CAMPUS-<br />
RESTAURANT<br />
KSG|GfS<br />
<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong><br />
<strong>VGB</strong> SERVICE<br />
<strong>VGB</strong> FORSCHUNGSSTIFTUNG<br />
Energy-Campus Deilbachtal –<br />
The Center <strong>of</strong> Excellence<br />
<strong>of</strong> the German <strong>and</strong> <strong>International</strong> Power Industry<br />
KWS PowerTech Training Center is generously equipped to <strong>of</strong>fer ample space <strong>for</strong> all kinds <strong>of</strong> events. It functions as an instruction<br />
<strong>and</strong> training site <strong>and</strong> a convention center <strong>for</strong> the Energy-Campus Deilbachtal. Our house facilitates the conveyance <strong>of</strong> knowledge<br />
<strong>and</strong> skills <strong>and</strong> is a hub <strong>for</strong> the transfer <strong>of</strong> knowledge as well as a meeting-place. We have been your dependable partner since<br />
1957 <strong>and</strong> are at your service with a wide range <strong>of</strong> future-oriented <strong>of</strong>ferings.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V. is a pr<strong>of</strong>essional association <strong>of</strong> the operators <strong>of</strong> power <strong>and</strong> heat generation installations. As an independent<br />
technical center <strong>of</strong> excellence <strong>and</strong> a network, we assist our members in their respective business activities as well as in the<br />
implementation <strong>of</strong> innovations <strong>and</strong> strategic tasks. It focuses on the exchange <strong>of</strong> pr<strong>of</strong>essional experience as well as user-oriented<br />
services <strong>for</strong> the purpose <strong>of</strong> optimizing economy, technical <strong>and</strong> occupational safety, health protection <strong>and</strong> environmental friendliness<br />
along the value chain. <strong>VGB</strong> PowerTech adds its substantial range <strong>of</strong> expertise in all power industry issues to the Energy-<br />
Campus Deilbachtal’s network.<br />
Ever since its foundation in 1987, the simulator center <strong>of</strong> KSG|GfS has been responsible <strong>for</strong> the centralized training <strong>of</strong> operating<br />
personnel from all German nuclear power plants <strong>and</strong> one from the Netherl<strong>and</strong>s. As part <strong>of</strong> the Energy Campus Deilbachtal,<br />
KSG|GfS meets the challenges <strong>of</strong> the energy market, <strong>of</strong>fering its clients srvices in the areas <strong>of</strong> training, engineering <strong>and</strong> consulting<br />
<strong>for</strong> the purpose <strong>of</strong> enhancing safety <strong>and</strong> efficient processes. The simulator center has been evolving into an interbranch<br />
provider <strong>of</strong> pr<strong>of</strong>essional conduct training. In addition, the simulator center develops training <strong>and</strong> engineering simulators <strong>for</strong><br />
power plant operators. The simulator center operates a high-availability computing center that may be utilized <strong>for</strong> all aspects<br />
<strong>of</strong> digitization in the power industry <strong>and</strong> any other branch <strong>of</strong> the economy.
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Editorial<br />
Transmission system operators prevent blackout –<br />
Decisive contribution by dispatchable power plants<br />
Dear Ladies <strong>and</strong> Gentlemen,<br />
At the beginning <strong>of</strong> this year,<br />
Europe was briefly on the<br />
verge <strong>of</strong> a collapse <strong>of</strong> its electricity<br />
grids. On 8 January at<br />
14:05 o´clock, the European<br />
interconnected grid along<br />
the countries <strong>of</strong> Croatia, Serbia,<br />
Bosnia <strong>and</strong> Herzegovina<br />
<strong>and</strong> Romania was separated<br />
into two parts. According to<br />
the current state <strong>of</strong> knowledge,<br />
this was triggered by a<br />
technical fault in the Ernestinovo<br />
substation in Croatia,<br />
which led to the shutdown <strong>of</strong> further substations within 30<br />
seconds as part <strong>of</strong> a chain reaction <strong>of</strong> protective shutdowns<br />
<strong>and</strong> thus to the separation <strong>of</strong> the South-Eastern Europe grid<br />
region from the North-Western part <strong>of</strong> the European interconnected<br />
grid.<br />
As a result <strong>of</strong> the separation, there was a power deficit <strong>of</strong><br />
approx. 6,300 MW in the north-west region, combined<br />
with a frequency drop to 49.74 Hertz, <strong>and</strong> a power surplus<br />
<strong>of</strong> approx. 6,300 MW in the south-east region, combined<br />
with a frequency increase to 50.6 Hertz. After only 15 seconds,<br />
the frequency deviations initially stabilised at 49.84<br />
<strong>and</strong> 50.3 Hertz.<br />
In the course <strong>of</strong> the countermeasures, in addition to calling<br />
up the available balancing power in Italy <strong>and</strong> France,<br />
consumers in industry that could be disconnected were<br />
taken <strong>of</strong>f the grid in the amount <strong>of</strong> 1,700 MW. In addition,<br />
420 MW <strong>of</strong> power was fed in from the Sc<strong>and</strong>inavian synchronous<br />
area <strong>and</strong> another 60 MW from the British grid. In<br />
the southeastern grid area, a reduction <strong>of</strong> generation capacity<br />
as far as Turkey ensured a return to the setpoint.<br />
Shortly after 3 p.m. Central European Time, the two grid<br />
areas were synchronised again.<br />
In Germany, the measure had no negative effects. Here,<br />
at the time the disruption occurred, electricity consumption<br />
<strong>of</strong> around 62,000 megawatt hours (MWh) was almost<br />
2,000 MWh higher than domestic generation, so that electricity<br />
imports from neighbouring countries were necessary.<br />
Due to the dark doldrums that prevailed on that day, more<br />
than 80 % <strong>of</strong> this electricity dem<strong>and</strong> <strong>of</strong> around 70,000 MW<br />
was covered by conventional power plants.<br />
A major blackout was prevented not least by the European<br />
Awareness System (EAS) introduced after the last grid<br />
disturbance in 2006. On this plat<strong>for</strong>m, the grid operators<br />
can exchange operating data in real time. Overall, even if<br />
the analysis <strong>of</strong> the causes has not yet been completed, the<br />
disturbance nevertheless points to increasing risks <strong>for</strong> the<br />
security <strong>of</strong> the European electricity supply, if, in the course<br />
<strong>of</strong> the energy transition, more <strong>and</strong> more controllable power<br />
plant capacity is taken <strong>of</strong>f the grid.<br />
A further frequency collapse into more critical areas could<br />
essentially be prevented by the available instantaneous<br />
reserve, i.e. the moment <strong>of</strong> inertia <strong>of</strong> the rotating masses<br />
<strong>of</strong> the turbines <strong>and</strong> generators in the power plants still in<br />
operation.<br />
Furthermore, more than 4,000 MW <strong>of</strong> the additional capacity<br />
needed in the North-West region was provided by<br />
increasing the output in power plants that were ready <strong>for</strong><br />
use <strong>for</strong> primary <strong>and</strong> secondary control power <strong>and</strong> minute<br />
reserve.<br />
So far, alternatives <strong>for</strong> these system services are only available<br />
to a very limited extent.<br />
In Germany, the controllable generation capacity will be reduced<br />
from about 98,000 MW in 2020 to only 80,000 MW<br />
in 2023 due to the nuclear phase-out, which is on the home<br />
straight, <strong>and</strong> the phase-out <strong>of</strong> coal-fired power generation,<br />
which has already begun. The highest grid load in 2020 was<br />
around 83,000 MW <strong>and</strong>, as expected, will not be reduced in<br />
the coming years due to rising electricity dem<strong>and</strong>. The hope<br />
<strong>of</strong> politicians that they will always be able to compensate<br />
<strong>for</strong> this power shortfall by importing electricity is subject to<br />
the proviso that there will also be a decline in secured generation<br />
capacity in our neighbouring European countries as<br />
part <strong>of</strong> the energy transition. Necessary replacement investments<br />
in secured capacity, e.g. on the basis <strong>of</strong> natural gas,<br />
are only promoted to a limited extent, at least in Germany,<br />
due to the unfavourable regulatory framework conditions.<br />
In the interest <strong>of</strong> maintaining a high level <strong>of</strong> security, <strong>of</strong> supply<br />
it would be advisable <strong>for</strong> German policy-makers to follow<br />
the advice <strong>of</strong> experts <strong>and</strong>, figuratively speaking, at least<br />
install a brace be<strong>for</strong>e cutting the belt completely.<br />
Dr. Oliver Then<br />
Executive General Manager<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech, Essen<br />
1
Editorial <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Übertragungsnetzbetreiber verhindern Blackout –<br />
Entscheidender Beitrag durch regelbare Kraftwerke<br />
Liebe Leserinnen und Leser,<br />
Zum Jahresbeginn st<strong>and</strong><br />
Europa kurzfristig am R<strong>and</strong>e<br />
eines Zusammenbruchs<br />
seiner Stromnetze. Am 8.<br />
Januar um 14:05 Uhr wurde<br />
das europäische Verbundnetz<br />
entlang der Länder Kroatien,<br />
Serbien, Bosnien und<br />
Herzegowina und Rumänien<br />
in zwei Teile getrennt. Nach<br />
derzeitigem Kenntnisst<strong>and</strong><br />
war der Auslöser eine technische<br />
Störung in der Schaltanlage<br />
Ernestinovo in Kroatien, die innerhalb von 30 Sekunden<br />
im Rahmen einer Kettenreaktion aus Schutzabschaltungen<br />
zur Abschaltung weiterer Schaltanlagen und mithin zur<br />
Trennung der Netzregion Süd-Ost-Europa vom nord-westlichen<br />
Teil des europäischen Verbundnetzes führte.<br />
Als Folge der Auftrennung entst<strong>and</strong> ein Leistungsdefizit von<br />
ca. 6.300 MW in der Nord-West-Region, verbunden mit einem<br />
Frequenzeinbruch auf 49,74 Hertz und ein Leistungsüberhang<br />
von ca. 6.300 MW im Bereich Süd-Ost, verbunden<br />
mit einem Frequenzanstieg auf 50,6 Hertz. Bereits nach 15<br />
Sekunden stabilisierten sich die Frequenzabweichungen zunächst<br />
auf 49,84 bzw. 50,3 Hertz.<br />
Im Zuge der Gegenmaßnahmen gingen neben dem Abruf<br />
der verfügbaren Regelleistungen in Italien und Frankreich<br />
abschaltbare Verbraucher in der Industrie in Höhe von<br />
1.700 MW vom Netz. Zusätzlich wurden 420 MW Leistung<br />
aus dem sk<strong>and</strong>inavischen Synchrongebiet und weitere<br />
60 MW aus dem britischen Netz eingespeist. Im südöstlichen<br />
Netzgebiet sorgte eine Reduzierung der Erzeugungsleistung<br />
bis in die Türkei hinein für eine Rückführung auf den Sollwert.<br />
Kurz nach 15.00 Uhr mitteleuropäischer Zeit wurden die beiden<br />
Netzteile wieder synchronisiert.<br />
In Deutschl<strong>and</strong> hatte die Maßnahme keine negativen Auswirkungen.<br />
Hier lag der Stromverbrauch zum Zeitpunkt<br />
des Eintretens der Störung mit rund 62.000 Megawattstunden<br />
(MWh) knapp 2.000 MWh höher als die inländische<br />
Erzeugung, so dass Stromimporte aus den Nachbarländern<br />
notwendig waren. Auf Grund der an diesem Tag herrschenden<br />
Dunkelflaute wurde dieser Strombedarf von rund<br />
70.000 MW zu mehr als 80 % durch konventionelle Kraftwerke<br />
gedeckt<br />
Nicht zuletzt durch das nach der letzten Netzstörung in 2006<br />
eingeführte European Awareness System (EAS) konnte ein<br />
größerer Blackout verhindert werden. Auf dieser Platt<strong>for</strong>m<br />
können die Netzbetreiber Betriebsdaten in Echtzeit austauschen.<br />
Insgesamt verweist die Störung, auch wenn die Ursachenanalyse<br />
noch nicht abgeschlossen ist, dennoch auf<br />
steigende Risiken für die Sicherheit der europäischen Stromversorgung,<br />
wenn im Zuge der Energiewende zunehmend<br />
regelbare Kraftwerksleistung vom Netz genommen wird.<br />
Ein weiter gehender Frequenzeinbruch in kritischere Bereiche<br />
konnte im wesentlichen durch die verfügbare Momentanreserve,<br />
also das Trägheitsmoment der rotierenden Massen<br />
der Turbinen und Generatoren in den noch in Betrieb<br />
befindlichen Kraftwerken verhindert werden.<br />
Darüber hinaus wurden über 4.000 MW der in der<br />
Nord-West-Region benötigten zusätzliche Leistung durch<br />
die Leistungserhöhung in Kraftwerksanlagen erbracht, die<br />
für die Primär- und Sekundärregelleistung sowie die Minutenreserve<br />
einsatzbereit waren.<br />
Bislang stehen für diese Systemdienstleistungen Alternativen<br />
nur sehr eingeschränkt zur Verfügung.<br />
In Deutschl<strong>and</strong> wird sich die regelbare Erzeugungsleistung<br />
durch den auf der Zielgeraden befindlichen Kernenergieausstieg<br />
und den begonnenen Ausstieg aus der Kohleverstromung<br />
von rund 98.000 MW in 2020 auf nur noch 80.000 MW<br />
im Jahr 2023 reduzieren. Die höchste Netzlast im Jahr 2020<br />
betrug rund 83.000 MW und wird sich erwartungsgemäß in<br />
den kommenden Jahren durch den steigenden Strombedarf<br />
nicht reduzieren. Die H<strong>of</strong>fnung der Politik, diese Leistungslücke<br />
stets durch Stromimporte ausgleichen zu können, steht<br />
unter dem Vorbehalt, dass auch in unseren europäischen<br />
Nachbarländern ein Rückgang der gesicherten Erzeugungsleistung<br />
im Rahmen der Energiewende stattfindet. Notwendige<br />
Ersatzinvestitionen in gesicherte Leistung z.B. auf der<br />
Basis von Erdgas werden zumindest in Deutschl<strong>and</strong> durch<br />
die ungünstigen regulatorischen Rahmenbedingungen nur<br />
eingeschränkt gefördert.<br />
Es wäre der deutschen Politik im Sinne der Aufrechterhaltung<br />
der hohen Versorgungssicherheit sehr zu empfehlen,<br />
dem Rat der Experten zu folgen und im übertragenen Sinne<br />
zumindest einen Hosenträger zu installieren, bevor der Gürtel<br />
ganz durchgeschnitten wird.<br />
Dr. Oliver Then<br />
Geschäftsführer<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech, Essen<br />
2
<strong>VGB</strong>-Workshop<br />
Veranstaltungsort<br />
Hotel am Delft<br />
Am Delft 27<br />
26721 Emden<br />
Kontakte<br />
Dagmar Oppenkowski<br />
Tel.<br />
+49 201 8128-237<br />
Guido Schwabe<br />
Tel.<br />
+49 201 8128-272<br />
E-mail<br />
vgb-arbeitsmed@vgb.org<br />
11. Emder Workshop Offshore<br />
Windenergieanlagen – Arbeitsmedizin<br />
Ankündigung<br />
7. und 8. Mai <strong>2021</strong><br />
• Die medizinischen Versorgungsmöglichkeiten bei Offshore-<br />
Arbeitsplätzen sind deutlich eingeschränkt.<br />
Daraus ergeben sich besondere An<strong>for</strong>derungen und Bedingungen<br />
für die Eignungsuntersuchung und Betreuung der Mitarbeiter/innen.<br />
• Dieser Workshop wendet sich an alle in dieser Branche Tätigen,<br />
insbesondere an Ärzte/innen sowie <strong>and</strong>ere Angehörige von<br />
Gesundheitsberufen und (medizinischen) Rettungs- sowie<br />
Beratungsdiensten, zu deren Aufgaben- oder Interessengebieten<br />
die gesundheitliche Vorsorge und die medizinische Versorgung<br />
an Offshore-Arbeitsplätzen gehört.<br />
• Über die Teilnahme am Workshop wird eine Bescheinigung ausgestellt.<br />
Weitere In<strong>for</strong>mationen | Programm | Anmeldung<br />
• www.vgb.org/<strong>of</strong>fshore_arbeitsmedizin<strong>2021</strong>.html<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Foto: ©rost9 - stock.adobe.com<br />
www.vgb.org
Contents <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
20 Jahre Anlagenservice<br />
Know-how und Spirit<br />
Ein maßgeblicher Inst<strong>and</strong>haltungs-Dienstleister zu werden, nicht nur<br />
innerhalb des E.ON-Konzerns, sondern auch für externe Kunden<br />
aus Industrie, Energiewirtschaft und Herstellung: Das war das Ziel<br />
der Neugründung eines eigenständigen Anlagenservices 2001.<br />
Aus der Inst<strong>and</strong>haltung der ehemaligen PreussenElektra, der mobilen<br />
Inst<strong>and</strong>haltung der ehemaligen BKW sowie der Bayernwerk<br />
Anlagenservice GmbH entst<strong>and</strong> „E.ON Anlagenservice“.<br />
Von den drei Quell-Unternehmen kam eine Menge an Fachkenntnis<br />
und Erfahrung. Außerdem wichtiges Betreiber-Know-how für große<br />
Energieanlagen: Schließlich revidierten und reparierten die<br />
Spezialisten die Kraftwerke im E.ON-Konzern. Um auch auf dem<br />
freien Markt zu bestehen, stellte sich der Anlagenservice neu auf,<br />
entwickelte Geschäftsmodelle, verstärkte sich mit weiteren Experten<br />
und akquirierte neue Kunden.<br />
<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Generation</strong><br />
<strong>and</strong> <strong>Storage</strong> <strong>of</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Transmission system operators prevent blackout –<br />
Decisive contribution by dispatchable power plants<br />
Übertragungsnetzbetreiber verhindern Blackout –<br />
Entscheidender Beitrag durch regelbare Kraftwerke<br />
Oliver Then 1<br />
Abstracts/Kurzfassungen6<br />
Members‘ News 8<br />
Industry News 41<br />
News from Science & Research 41<br />
Flexibilisation – Analysis <strong>of</strong> the effects by evaluation<br />
<strong>of</strong> the <strong>VGB</strong> database KISSY<br />
Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung<br />
der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY<br />
J. Aydt, M. Bader, J. Bareiß, R. Mohrmann,<br />
I. Pfaff, S. Prost, R. Uttich <strong>and</strong> H. Wels 44<br />
Characterization <strong>of</strong> the long-term behavior<br />
<strong>of</strong> 600/620 °C turbine materials<br />
Charakterisierung des Langzeitverhaltens<br />
von 600/620°C-Turbinenwerkst<strong>of</strong>fen<br />
Johanna Marie Haan, Torsten-Ulf Kern, Yang Wang,<br />
Christian Kontermann, Florian Kauffmann <strong>and</strong> Sabine Polenz 55<br />
Attack detection systems in the OT environment<br />
at operators <strong>of</strong> critical infrastructures<br />
Angriffserkennungssysteme im OT-Umfeld<br />
bei Betreibern kritischer Infrastrukturen<br />
Stefan Loubichi 61<br />
KKS <strong>and</strong> RDS-PP® –<br />
<strong>VGB</strong> speaks the language <strong>of</strong> power plant technology<br />
KKS und RDS-PP® –<br />
<strong>VGB</strong> spricht die Sprache der Kraftwerkstechnik<br />
Andreas Böser <strong>and</strong> Sabine Kuhlmann 68<br />
Efficient energy technology <strong>for</strong> many applications:<br />
Combined heat <strong>and</strong> power iKWK<br />
Effiziente Energie-Technik für viele Anwendungen:<br />
Kraft-Wärme-Kopplung iKWK<br />
Stefanie Reil 72<br />
4
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Contents<br />
Das Unternehmen wuchs, und mit der Zeit entst<strong>and</strong> ein besonderer<br />
„Spirit“ – Entschlusskraft und Expertise, Improvisationstalent und Freude<br />
an der Lösung schwieriger Aufgaben, Arbeiten in Teams und mit<br />
hohem Tempo. Als 2016 die Gesellschaft in „Uniper Anlagenservice“<br />
(UAS) umfirmierte, hatte sich das Unternehmen gegen starken Wettbewerb<br />
auf dem Markt der Inst<strong>and</strong>halter etabliert.<br />
Das Erfolgsrezept: Denken aus Kunden-Perspektive, Know-how<br />
kombinieren mit Kenntnis neuester Technik – zum Beispiel für die<br />
Modernisierung von Leitsystemen. Hierbei übernehmen virtuelle<br />
Maschinen die Steuerung von Energieanlagen. Weitere zukunftsweisende<br />
Techniken sind Schwingungsmessung mit Motion-Amplification-<br />
Kamera oder Kessel-Inspektion mit Multikopter. Und mit Back-End für<br />
radioaktiven Abfall ergibt sich ein neues Geschäftsfeld.<br />
Das Spektrum des Anlagenservices hat sich enorm erweitert. Für die<br />
nächsten 20 Jahre – und noch länger - bleibt genug zu tun.<br />
Mehr In<strong>for</strong>mationen zu Uniper Anlagenservice unter<br />
https://anlagenservice.uniper.energy<br />
New method <strong>for</strong> fully automated deter mination<br />
<strong>of</strong> the concentration <strong>of</strong> legionella<br />
in a water sample within a few hours<br />
Neues Verfahren zur vollautomatisierten Bestimmung<br />
der Konzentration von Legionellen in einer Wasserprobe<br />
innerhalb weniger Stunden<br />
Holger Ohme, Jennifer Becker, Pascal Jahn <strong>and</strong> Dirk Heinecke 77<br />
Energy consumption in Germany 2020<br />
Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> 2020<br />
AGEB84<br />
Operating results 88<br />
<strong>VGB</strong> News 90<br />
Personalien92<br />
Inserentenverzeichnis94<br />
Events95<br />
Imprint96<br />
Preview <strong>VGB</strong> PowerTech 3|<strong>2021</strong> 96<br />
Annual Index 2020: The Annual Index 2020, as also <strong>of</strong> previous<br />
volumes, are available <strong>for</strong> free download at<br />
https://www.vgb.org/en/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html<br />
Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020<br />
der <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser<br />
Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:<br />
https://www.vgb.org/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html<br />
<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online<br />
With respect to the current Covid-19/Corona crises we continue with our<br />
free online service at YUMPU. Read <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> at<br />
https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech<br />
<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online<br />
Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona<br />
Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.<br />
Lesen Sie die <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online unter<br />
https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech<br />
5
Abstracts <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Flexibilisation – Analysis <strong>of</strong> the effects by<br />
evaluation <strong>of</strong> the <strong>VGB</strong> database KISSY<br />
J. Aydt, M. Bader, J. Bareiß, R. Mohrmann,<br />
I. Pfaff, S. Prost, R. Uttich <strong>and</strong> H. Wels<br />
The operating regime <strong>of</strong> fossil conventional<br />
thermal power plants has changed due to the increased<br />
use <strong>of</strong> renewable energies such as wind<br />
power <strong>and</strong> photovoltaics. The resulting increase<br />
in power generation capacity in the power grid<br />
also leads to increased downtimes <strong>and</strong> reduced<br />
operating times under full load <strong>for</strong> the conventional<br />
power plants. As a result, these power<br />
plants are subject to increased flexible operation.<br />
Basically, the question must be asked whether<br />
the changed operating mode has also led to<br />
increased lifetime consumption <strong>of</strong> plant components.<br />
In terms <strong>of</strong> materials technology, the<br />
relationship between cyclic loading, such as<br />
that caused by start-ups <strong>and</strong> shutdowns, <strong>and</strong><br />
increased service life consumption <strong>for</strong> thickwalled<br />
components is well known. It was unclear<br />
whether other unexpected damage had occurred<br />
in the plants in addition to the recorded<br />
service life consumption on selected components<br />
<strong>and</strong> whether this was clearly related to<br />
the change in operating mode. To clarify these<br />
issues, all relevant boiler, turbine, <strong>and</strong> generator<br />
components were considered.<br />
For statistical data analysis, the data set <strong>of</strong> the<br />
<strong>VGB</strong>-KISSY database was used. The data originate<br />
from 129 hard coal <strong>and</strong> lignite-fired power<br />
plants as well as from 33 combined cycle <strong>and</strong> gas<br />
turbine power plants <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> members over a period<br />
<strong>of</strong> 10 years (2005 to 2019). The data were<br />
anonymized be<strong>for</strong>e analysis <strong>and</strong> evaluated as an<br />
annual time series considering precise <strong>VGB</strong> definitions<br />
<strong>for</strong> planned <strong>and</strong> unplanned unavailability.<br />
Characterization <strong>of</strong> the long-term behavior<br />
<strong>of</strong> 600/620 °C turbine materials<br />
Johanna Marie Haan, Torsten-Ulf Kern, Yang<br />
Wang, Christian Kontermann, Florian Kauffmann<br />
<strong>and</strong> Sabine Polenz<br />
Based on the experience gained during the European<br />
COST R&D program, large-scale turbine<br />
components have been manufactured <strong>and</strong> are<br />
in use in power plants since 2005. Through inservice<br />
investigations <strong>of</strong> the applied advanced<br />
9-10Cr creep resistant steels CB2, FB2 <strong>and</strong> COST<br />
E as part <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> research projects, the knowledge<br />
about these materials has been continuously<br />
increased: Creep tests at low, operationally<br />
relevant stresses, <strong>and</strong> running times <strong>of</strong> more<br />
than 80,000 hours confirm the long-term stability<br />
<strong>of</strong> the corresponding microstructural features<br />
(sub-grain structure <strong>and</strong> precipitation behavior)<br />
as well as the associated creep strength. For all<br />
three materials, the creep strength extrapolations<br />
based on the COST test melts <strong>and</strong> demonstration<br />
parts were confirmed or exceeded by<br />
the ongoing tests.<br />
In addition, LCF tests with holding time were<br />
able to provide evidence <strong>of</strong> the functionality <strong>of</strong><br />
the materials in relation to the changed requirements<br />
by flexible power plant operation <strong>and</strong><br />
higher operating temperatures. Comparisons<br />
were also made regarding the de<strong>for</strong>mation <strong>and</strong><br />
fatigue behavior compared to currently established<br />
materials <strong>and</strong> their application temperature<br />
limits.<br />
In summary, it is confirmed that the development<br />
<strong>of</strong> advanced 9-10Cr steels has produced<br />
three reliable materials that <strong>for</strong>m a stable alloy<br />
concept <strong>for</strong> 600-620 °C power plant application.<br />
Attack detection systems in the OT<br />
environment at operators <strong>of</strong> critical<br />
infrastructures<br />
Stefan Loubichi<br />
The new IT Security Act 2.0 obliges the operators<br />
<strong>of</strong> German critical infrastructures to implement<br />
systems <strong>for</strong> attack detection. If they fail<br />
to do so or if they think it is not necessary they<br />
face severe penalties <strong>of</strong> up to EUR 10,000,000.<br />
The question naturally arises as to whether this<br />
was really necessary. According to a research<br />
report by the Criminological Institute in Lower<br />
Saxony, only 20 percent <strong>of</strong> industrial companies<br />
use Intrusion Detection Systems. Normally this<br />
should be a good reason why it is necessary to<br />
implement such systems. In the area <strong>of</strong> anomaly<br />
detection <strong>and</strong> intrusion detection in particular,<br />
the German Bundesamt für Sicherheit in der In<strong>for</strong>mationstechnik<br />
(BSI) gives a lot <strong>of</strong> assistance<br />
on what to consider. The selection <strong>of</strong> the suitable<br />
system depends on the budget available,<br />
the infrastructural requirements <strong>and</strong> whether<br />
the company has dealt with OT security be<strong>for</strong>eh<strong>and</strong>.<br />
It is important that the manufacturers <strong>of</strong><br />
these components <strong>of</strong> critical infrastructure must<br />
issue a guarantee <strong>for</strong> their components. For German<br />
manufacturers this shouldn’t be critical,<br />
<strong>for</strong> manufacturers outside the EU the BSI will<br />
certainly be critical.<br />
KKS <strong>and</strong> RDS-PP® – <strong>VGB</strong> speaks the language<br />
<strong>of</strong> power plant technology<br />
Andreas Böser <strong>and</strong> Sabine Kuhlmann<br />
Regardless <strong>of</strong> the degree <strong>of</strong> industrialization,<br />
power generation is undoubtedly one <strong>of</strong> the<br />
most important <strong>and</strong> complex tasks <strong>of</strong> any society.<br />
The reliable supply <strong>of</strong> energy <strong>and</strong> thus the<br />
successful operation <strong>of</strong> each individual power<br />
plant – regardless <strong>of</strong> the primary energy used<br />
– requires an identification system <strong>for</strong> the consistent<br />
identification <strong>of</strong> plant components <strong>and</strong><br />
processes. KKS <strong>and</strong> RDS-PP® provide these<br />
capabilities from planning to orderly dismantling.<br />
Starting with project planning, through<br />
operation <strong>of</strong> the plant <strong>and</strong> up to the planned<br />
end <strong>of</strong> operation, all process participants speak<br />
the same “<strong>VGB</strong> language” <strong>and</strong> can thus communicate<br />
with each other nationally <strong>and</strong> also<br />
internationally without any problems. Thanks<br />
to this <strong>VGB</strong> power plant language, data can be<br />
exchanged irrespective <strong>of</strong> manufacturer <strong>and</strong> operator<br />
<strong>and</strong> enable power plant operators to operate<br />
<strong>and</strong> maintain their plants independently<br />
<strong>and</strong>, in the end, to dismantle them in compliance<br />
with laws <strong>and</strong> st<strong>and</strong>ards.<br />
Efficient energy technology <strong>for</strong> many<br />
applications: Combined heat <strong>and</strong> power iKWK<br />
Stefanie Reil<br />
The German coal phase-out law opens up completely<br />
new opportunities <strong>for</strong> combined heat<br />
<strong>and</strong> power (CHP). This is because the associated<br />
amendment to the CHP Act (KWKG) promotes<br />
greater flexibility in the technology <strong>and</strong> thus<br />
opens up innovative business models <strong>for</strong> CHP<br />
plants. Until now, these have served almost<br />
exclusively as base-load generators in continuous<br />
operation. But the sharp increase in volatile<br />
power generation from the sun <strong>and</strong> wind is<br />
making more <strong>and</strong> more residual load necessary:<br />
This is precisely where CHP has a great opportunity<br />
to demonstrate its market credentials <strong>for</strong><br />
the future. However, the new flexibility also<br />
increases the complexity <strong>of</strong> CHP-based energy<br />
concepts. To ensure that the respective application<br />
(business case) remains economically viable,<br />
sound project development <strong>and</strong> planning<br />
are essential. Here, Gammel Engineering (GE)<br />
is already prepared <strong>for</strong> complex <strong>and</strong> flexible<br />
concepts due to its decades <strong>of</strong> know-how in project<br />
development <strong>for</strong> decentralized energy systems<br />
<strong>and</strong> CHP. This is currently being demonstrated<br />
again in the planning <strong>of</strong> an iKWK system<br />
in Bad Reichenhall. The project, jointly developed<br />
by Stadtwerke Bad Reichenhall <strong>and</strong> Gammel<br />
Engineering, was awarded the contract in<br />
the first iKWK tender round in 2018. Full commissioning<br />
is planned <strong>for</strong> June <strong>2021</strong>. Currently,<br />
the municipal utilities are already advertising it<br />
with the slogan: “Saalach heat from renewable,<br />
innovative, CO 2 -saving CHP plant”.<br />
New method <strong>for</strong> fully automated determination<br />
<strong>of</strong> the concentration <strong>of</strong> legionella<br />
in a water sample within a few hours<br />
Holger Ohme, Jennifer Becker, Pascal Jahn<br />
<strong>and</strong> Dirk Heinecke<br />
The hygienic necessity to control the concentration<br />
<strong>of</strong> legionella in technical water systems<br />
from which aerosols can be discharged leads to<br />
the problem that the cultivation method (ISO<br />
11731-2017) used <strong>for</strong> this purpose only provides<br />
reliable results after a delay <strong>of</strong> 7-12 days. On<br />
this basis, necessary measures can only be taken<br />
<strong>and</strong> controlled with a considerable time delay.<br />
Rapid tests currently available on the market<br />
either do not correlate reliably with the accredited<br />
cultivation method or require (time-)<br />
consuming preparation steps. Some rapid tests<br />
provide highly specific detection <strong>for</strong> single Legionella<br />
species, but not <strong>for</strong> all Legionella species<br />
in a water sample (Legionella spp. = species<br />
pluralis). The newly developed measuring<br />
device INWATROL L.nella+ is based on the<br />
method <strong>of</strong> measuring the metabolic activity <strong>of</strong><br />
living cells <strong>and</strong> reliably determines the parameter<br />
Legionella spp. from a water sample within<br />
a few hours. The measuring device is directly<br />
connected to the technical water system with<br />
automatic <strong>and</strong> self-disinfecting sample feed, including<br />
self-disinfection <strong>of</strong> the water contained<br />
in the measuring cell after the measurement is<br />
completed. This enables the plant operator to<br />
determine the hygienic water quality continuously<br />
<strong>and</strong> safely. In addition to the direct control<br />
<strong>of</strong> the success <strong>of</strong> the measures carried out, it is<br />
also possible to control e.g. biocides according<br />
to requirements.<br />
Energy consumption in Germany 2020<br />
AGEB<br />
Energy consumption in Germany in 2020 fell<br />
by 8.7 percent compared to the previous year,<br />
reaching a historic low <strong>of</strong> 11,691 petajoules (PJ)<br />
or 398.8 million tonnes <strong>of</strong> hard coal equivalent<br />
(MtCE). Compared to 2006, the year with the<br />
highest energy consumption in Germany so<br />
far since reunification, the decline amounts to<br />
about 21 per cent, reports the Working Group<br />
on Energy Balances. As a result <strong>of</strong> the decline<br />
in consumption <strong>and</strong> further shifts in the energy<br />
mix in favour <strong>of</strong> renewables <strong>and</strong> natural gas,<br />
the AG Energiebilanzen expects a decrease in<br />
energy-related CO 2 emissions in the order <strong>of</strong><br />
about 80 million tonnes. This corresponds to a<br />
reduction <strong>of</strong> around 12 percent compared to the<br />
previous year.<br />
6
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Kurzfassungen<br />
Flexibilisierung –<br />
Analyse der Auswirkungen durch<br />
Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY<br />
J. Aydt, M. Bader, J. Bareiß, R. Mohrmann,<br />
I. Pfaff, S. Prost, R. Uttich und H. Wels<br />
Das Einsatzregime konventioneller Wärmekraftwerke<br />
hat sich durch die verstärkte Nutzung erneuerbarer<br />
Energien wie Windkraft und Photovoltaik<br />
verändert. Die dadurch ebenfalls erhöhte<br />
Stromerzeugungskapazität im Stromnetz führt<br />
zu vermehrten Stillst<strong>and</strong>zeiten und reduzierten<br />
Betriebszeiten unter Volllast für die konventionellen<br />
Kraftwerke. Dadurch unterliegen diese<br />
Kraftwerke einem erhöhten flexiblen Betrieb.<br />
Grundsätzlich muss die Frage gestellt werden,<br />
ob die veränderte Betriebsweise auch zu<br />
einem erhöhten Lebensdauerverbrauch von<br />
Komponenten der Anlagen geführt hat. Werkst<strong>of</strong>ftechnisch<br />
ist der Zusammenhang zwischen<br />
zyklische Belastung wie durch An- und Abfahrten<br />
und einem erhöhten Lebensdauerverbrauch<br />
für dickw<strong>and</strong>ige Komponenten bekannt. Unklar<br />
war, ob neben den aufgezeichneten Lebensdauerverbräuchen<br />
an ausgewählten Komponenten<br />
weitere unerwartete Schädigungen in den Anlagen<br />
aufgetreten sind und in einem eindeutigen<br />
Zusammenhang zur veränderten Betriebsweise<br />
stehen. Zur Klärung dieser Fragen wurden alle<br />
relevanten Komponenten von Kessel, Turbine<br />
und Generator berücksichtigt.<br />
Zur statistischen Datenanalyse wurde der Datensatz<br />
der <strong>VGB</strong>-KISSY Datenbank genutzt. Die<br />
Daten stammen aus 129 Stein- und Braunkohlekraftwerken<br />
sowie aus 33 GuD- und Kombikraftwerken<br />
von <strong>VGB</strong>-Mitgliedern über einen<br />
Zeitraum von 10 Jahren (2010 bis 2019). Die<br />
Daten wurden vor der Analyse anonymisiert und<br />
als jährliche Zeitreihe unter Berücksichtigung<br />
präziser <strong>VGB</strong>-Definitionen für geplante und ungeplante<br />
Nichtverfügbarkeit ausgewertet.<br />
Charakterisierung des Langzeitverhaltens<br />
von 600/620°C-Turbinenwerkst<strong>of</strong>fen<br />
Johanna Marie Haan, Torsten-Ulf Kern,<br />
Yang Wang, Christian Kontermann,<br />
Florian Kauffmann und Sabine Polenz<br />
Basierend auf den Erfahrungen des europäischen<br />
COST-F&E-Programms werden seit<br />
2005 großtechnische Turbinenkomponenten<br />
gefertigt und in Kraftwerken eingesetzt.<br />
Durch In-Service-Untersuchungen der eingesetzten<br />
<strong>for</strong>tschrittlichen 9-10Cr kriechfesten<br />
Stähle CB2, FB2 und COST E im Rahmen von<br />
<strong>VGB</strong>-Forschungsprojekten wurde das Wissen<br />
zu diesen Werkst<strong>of</strong>fen kontinuierlich erweitert:<br />
Kriechversuche bei niedrigen, betriebsrelevanten<br />
Spannungen und Laufzeiten von mehr als<br />
80.000 Stunden bestätigen die Langzeitstabilität<br />
der entsprechenden Gefügeeigenschaften<br />
(Subkornstruktur und Ausscheidungsverhalten)<br />
sowie der zugehörigen Kriechfestigkeit. Für alle<br />
drei Werkst<strong>of</strong>fe wurden die auf den COST-Testschmelzen<br />
und Demonstrationskomponenten<br />
basierenden Zeitst<strong>and</strong>festigkeitsextrapolationen<br />
durch die laufenden Tests bestätigt oder<br />
übertr<strong>of</strong>fen.<br />
Darüber hinaus konnten LCF-Tests mit Haltezeit<br />
die Eignung der Werkst<strong>of</strong>fe in Bezug auf<br />
die veränderten An<strong>for</strong>derungen durch flexiblen<br />
Kraftwerksbetrieb und höhere Betriebstemperaturen<br />
nachweisen. Es wurden auch Vergleiche<br />
hinsichtlich des Ver<strong>for</strong>mungs- und Ermüdungsverhaltens<br />
im Vergleich zu derzeit etablierten<br />
Werkst<strong>of</strong>fen und deren Einsatztemperaturgrenzen<br />
durchgeführt.<br />
Zusammenfassend wird bestätigt, dass mit der<br />
Entwicklung <strong>for</strong>tschrittlicher 9-10Cr-Stähle drei<br />
zuverlässige Werkst<strong>of</strong>fe entst<strong>and</strong>en sind, die ein<br />
stabiles Legierungskonzept für den Kraftwerkseinsatz<br />
bei 600 bis 620 °C bilden.l<br />
Angriffserkennungssysteme im OT-Umfeld<br />
bei Betreibern kritischer Infrastrukturen<br />
Stefan Loubichi<br />
Das neue IT-Sicherheitsgesetz 2.0 verpflichtet<br />
die Betreiber Kritischer Infrastrukturen in<br />
Deutschl<strong>and</strong> Systeme zur Angriffserkennung zu<br />
implementieren. H<strong>and</strong>eln sie nicht oder halten<br />
sie es nicht für notwendig, drohen ihnen empfindliche<br />
Strafen von bis zu 10.000.000 Euro. Es<br />
stellt sich die Frage, ob dies wirklich notwendig<br />
war. Nach einem Forschungsbericht des Kriminologischen<br />
Instituts in Niedersachsen setzen<br />
nur 20 Prozent der Industrieunternehmen Intrusion<br />
Detection Systeme ein. Normalerweise<br />
sollte dies ein guter Grund sein, warum es notwendig<br />
ist, solche Systeme zu implementieren.<br />
In diesem Beitrag werden die verschiedenen<br />
Möglichkeiten vorgestellt, Systeme zur Angriffserkennung<br />
zu implementieren. Gerade im<br />
Bereich der Anomalieerkennung und Intrusion<br />
Detection gibt das Bundesamt für Sicherheit in<br />
der In<strong>for</strong>mationstechnik (BSI) viele Hilfestellungen<br />
dazu, was zu beachten ist. Die Auswahl<br />
des geeigneten Systems ist abhängig vom zur<br />
Verfügung stehenden Budget, den infrastrukturellen<br />
An<strong>for</strong>derungen und davon, ob sich das<br />
Unternehmen bereits vorher mit OT-Security<br />
beschäftigt hat. Wichtig ist, dass die Hersteller<br />
dieser Komponenten der kritischen Infrastruktur<br />
eine Garantie für ihre Komponenten abgeben<br />
müssen. Für deutsche Hersteller sollte dies<br />
unkritisch sein, für Hersteller außerhalb der EU<br />
wird das BSI sicherlich kritisch sein.<br />
KKS und RDS-PP® – <strong>VGB</strong> spricht<br />
die Sprache der Kraftwerkstechnik<br />
Andreas Böser und Sabine Kuhlmann<br />
Unabhängig vom Grad der Industrialisierung,<br />
zählt die Stromerzeugung zweifellos zu den<br />
wichtigsten und komplexesten Aufgaben einer<br />
Gesellschaft. Die zuverlässige Energieversorgung<br />
und damit der erfolgreiche Betrieb eines<br />
jeden einzelnen Kraftwerks – unabhängig von<br />
der eingesetzten Primärenergie – benötigt ein<br />
Kennzeichnungssystem zur konsistenten Identifikation<br />
von Anlagenteilen und Prozessen.<br />
KKS und RDS-PP® bieten diese Möglichkeiten<br />
von der Planung bis zum geordneten Rückbau.<br />
Angefangen bei der Projektierung, über<br />
den Betrieb der Anlage und bis zum geplanten<br />
Laufzeitende sprechen alle Prozessbeteiligten<br />
dieselbe „<strong>VGB</strong>-Sprache“ und können so national<br />
und auch international problemlos mitein<strong>and</strong>er<br />
kommunizieren. Dank dieser <strong>VGB</strong>-Kraftwerks-Sprache<br />
können hersteller- und betreiberunabhängig<br />
Daten ausgetauscht werden und<br />
versetzen Kraftwerksbetreiber in die Lage, ihre<br />
Anlagen selbstständig zu betreiben, zu warten<br />
und am Ende auch gesetzes- und normenkon<strong>for</strong>m<br />
zu demontieren.<br />
Effiziente Energie-Technik für viele<br />
Anwendungen: Kraft-Wärme-Kopplung iKWK<br />
Stefanie Reil<br />
Mit dem deutschen Kohleausstiegsgesetz ergeben<br />
sich für die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)<br />
ganz neue Chancen. Denn die damit verbundene<br />
Novelle des KWK-Gesetzes (KWKG) fördert die<br />
Flexibilisierung der Technik und eröffnet damit<br />
innovative Geschäftsmodelle für KWK-Anlagen.<br />
Bisher dienten diese fast ausschließlich<br />
als Grundlasterzeuger im Dauerbetrieb. Doch<br />
die starke Zunahme der volatilen Stromerzeugung<br />
aus Sonne und Wind macht immer mehr<br />
Residuallast er<strong>for</strong>derlich: Genau darin liegt für<br />
KWK die große Chance, ihre Marktberechtigung<br />
für die Zukunft zu zeigen. Aufgrund der neuen<br />
Flexibilität steigt aber auch die Komplexität<br />
KWK-basierter Energiekonzepte. Damit der jeweilige<br />
Einsatzfall (Business Case) wirtschaftlich<br />
tragfähig bleibt, sind eine fundierte Projektentwicklung<br />
und Planung unerlässlich. Hier ist<br />
Gammel Engineering aufgrund seines jahrzehntelangen<br />
Know-hows in der Projektentwicklung<br />
für dezentrale Energiesysteme und KWK bereits<br />
für komplexe und flexible Konzepte gewappnet.<br />
Dies wird aktuell wieder bei der Planung für ein<br />
iKWK-System in Bad Reichenhall unter Beweis<br />
gestellt. Das Projekt erhielt 2018 den Zuschlag<br />
in der ersten iKWK-Ausschreibungsrunde. Die<br />
vollständige Inbetriebnahme ist für Juni <strong>2021</strong><br />
geplant. Aktuell bewerben es die Stadtwerke<br />
bereits mit dem Slogan: „Saalachwärme aus<br />
erneuerbarem, innovativem, CO 2 -sparendem<br />
Heizkraftwerk“.<br />
Neues Verfahren zur vollautomatisierten<br />
Bestimmung der Konzentration von<br />
Legionellen in einer Wasserprobe innerhalb<br />
weniger Stunden<br />
Holger Ohme, Jennifer Becker, Pascal Jahn<br />
und Dirk Heinecke<br />
Die hygienische Notwendigkeit zur Kontrolle der<br />
Konzentration an Legionellen, in technischen<br />
Wassersystemen aus denen Aerosole ausgetragen<br />
werden können, führt zu der Problematik,<br />
dass das hierfür anzuwendende Kultivierungsverfahren<br />
(ISO 11731-2017) erst mit einer Verzögerung<br />
von 7-12 Tagen einen verlässlichen Befund<br />
liefert. Er<strong>for</strong>derliche Maßnahmen können<br />
auf dieser Basis nur stark zeitverzögert erfolgen<br />
und kontrolliert werden. Aktuell auf dem Markt<br />
verfügbare Schnelltest korrelieren entweder<br />
nicht belastbar mit der akkreditierten Kultivierungsmethode<br />
oder er<strong>for</strong>dern (zeit-) aufwendige<br />
Aufbereitungsschritte. Einige Schnelltests<br />
liefern hochspezifische Nachweise für einzelne<br />
Legionellenarten, jedoch nicht für alle Legionellenarten<br />
in einer Wasserprobe (Legionella spp.<br />
= species pluralis). Das dem neu entwickelten<br />
Messgerät INWATROL L.nella+ zu Grunde<br />
liegende Verfahren einer St<strong>of</strong>fwechselaktivitätsmessung<br />
lebender Zellen bestimmt den Parameter<br />
Legionella spp. zuverlässig innerhalb weniger<br />
Stunden aus einer Wasserprobe. Dabei wird<br />
das Messgerät direkt an das technische Wassersystem<br />
mit automatischem und selbstdesinfizierendem<br />
Probeneinzug angeschlossen, einschließlich<br />
Selbstdesinfektion des in der Messzelle<br />
enthaltenen Wassers nach abgeschlossener<br />
Messung. Dies ermöglicht dem Anlagenbetreiber<br />
die gefahrlose, kontinuierliche Ermittlung<br />
der hygienischen Wasserqualität. Neben der<br />
unmittelbaren Erfolgskontrolle durchgeführter<br />
Maßnahmen ist auch die bedarfsgerechte Steuerung<br />
z.B. von Bioziden möglich.<br />
Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> 2020<br />
AGEB<br />
Der Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> ist 2020<br />
um 8,7 % gegenüber dem Vorjahr zurückgegangen<br />
und erreichte mit 11.691 Petajoule (PJ) oder<br />
398,8 Millionen Tonnen Steinkohleneinheiten<br />
(Mio. t SKE) einen historischen Tiefstst<strong>and</strong>. Im<br />
Vergleich zu 2006, dem Jahr mit dem bisher<br />
höchsten Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> seit<br />
der Wiedervereinigung, beträgt der Rückgang<br />
rund 21 %, berichtet die Arbeitsgemeinschaft<br />
Energiebilanzen. Infolge des rückläufigen Verbrauchs<br />
sowie weiteren Verschiebungen im<br />
Energiemix zugunsten der Erneuerbaren und<br />
des Erdgases rechnet die AG Energiebilanzen<br />
mit einem Rückgang der energiebedingten<br />
CO 2 -Emissionen in einer Größenordnung von<br />
rund 80 Mio. t. Das entspricht einer Minderung<br />
gegenüber dem Vorjahr um rund 12 %.<br />
7
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News<br />
Alpiq und Fu-Gen schliessen<br />
Vereinbarung für schwedischen<br />
Windpark Tormoseröd<br />
(alpiq) Alpiq und das Schweizer Unternehmen<br />
Future <strong>Generation</strong> Renewable Energy<br />
(„Fu-Gen“) haben eine Miteigentümer-Vereinbarung<br />
für den von Alpiq entwickelten<br />
Windpark Tormoseröd im Südwesten<br />
Schwedens geschlossen. Der Windpark<br />
wird voraussichtlich Ende 2022 mit einer<br />
installierten Leistung von bis zu 72,6 MW<br />
voll betriebsfähig sein. Gebaut und betrieben<br />
wird er von Tormoseröd Vindpark AB<br />
unter der Führung von Fu-Gen und Alpiq<br />
Ecopower AG („AEP“), einer Alpiq Tochtergesellschaft,<br />
die Projekte im Bereich erneuerbare<br />
Energien in Europa betreibt und<br />
umsetzt.<br />
Im Dezember 2020 erwarb Fu-Gen die<br />
Mehrheit der Anteile (70 %) an Tormoseröd<br />
Vindpark AB, einer Projektgesellschaft,<br />
die vollständig im Besitz von Alpiq ist. Der<br />
Hauptzweck dieser Partnerschaft ist der<br />
Bau des Windparks Tormoseröd in den Gemeinden<br />
Strömstad und Tanum in der<br />
schwedischen Provinz Västra Götal<strong>and</strong> und<br />
dessen Betrieb über die nächsten 30 Jahre.<br />
Partnerschaft für<br />
nachhaltige Energieerzeugung<br />
Die Konzession für den Bau der Anlage<br />
ist bereits in Kraft und alle notwendigen<br />
Rechte sind gesichert, sodass der Bau des<br />
Projekts Anfang <strong>2021</strong> beginnen kann. Die<br />
Kommerzialisierung des Windparks ist für<br />
Anfang 2023 vorgesehen, mit einer geplanten<br />
installierten Leistung von bis zu<br />
72,6 MW, was dem Verbrauch von rund<br />
8.400 schwedischen Haushalten entspricht.<br />
Alpiq wird für die Projektmanagement-Aktivitäten<br />
während der Bauphase<br />
und für das technische und kommerzielle<br />
Asset Management während des Betriebs<br />
verantwortlich sein. Vor Ort wird Alpiq mit<br />
ihrem Team von Spezialisten den Bau begleiten<br />
sowie den technischen und kommerziellen<br />
Betrieb unterstützen.<br />
Tormoseröd ist für Alpiq ein wichtiges<br />
Projekt in Bezug auf Projektentwicklung,<br />
Finanzierungsmodell und Risikomanagement.<br />
Der Asset-Light-Ansatz beinhaltet einen<br />
wichtigen Co-Investitionspartner für<br />
Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien,<br />
wobei Alpiq den Entwicklungsteil der<br />
Anlagen übernimmt, um ihren Kunden den<br />
optimalen Service zu bieten.<br />
Beitrag zur Abdeckung<br />
zukünftigen Energiebedarfs<br />
Das Windparkprojekt Tormoseröd steht<br />
in vollem Einklang mit der Strategie des<br />
Schwedischen Verb<strong>and</strong>s für Windenergie,<br />
der bis 2040 eine 100-prozentige Stromerzeugung<br />
aus erneuerbaren Energien anstrebt.<br />
Es erfüllt dessen Erwartungen in<br />
Bezug auf die Entwicklung von Projekten<br />
für erneuerbare Energien, da die Windenergieerzeugung<br />
von heute 20 TWh auf<br />
mindestens 90 TWh im Jahr 2040 gesteigert<br />
werden soll, und damit mehr als die<br />
Hälfte des Stromverbrauchs in Schweden<br />
ausmachen soll.<br />
Alpiq und Fu-Gen setzen auf erneuerbare<br />
Energien wie Windkraft, im Hinblick auf<br />
die zunehmend dezentralisierte, dekarbonisierte<br />
und digitalisierte Energiewelt von<br />
morgen.<br />
Alpiq verfolgt ein nachhaltiges, finanziell<br />
solides und risikoadjustiertes Energiegeschäft,<br />
um damit zu einem besseren Klima<br />
und einer höheren Versorgungssicherheit<br />
in den europäischen Märkten beizutragen.<br />
(21511057)<br />
LL<br />
www.alpiq.com<br />
www.fugen-ren.com<br />
Alpiq Wasserkraftwerk<br />
Ruppoldingen erhält erneut<br />
das höchste Ökostrom-Label<br />
„naturemade star“<br />
(alpiq) Das Alpiq Wasserkraftwerk Ruppoldingen<br />
ist erneut mit dem Label „naturemade<br />
star“ zertifiziert worden. Das Label<br />
des Vereins für umweltgerechte Energie<br />
(VUE) ist die höchste Auszeichnung für<br />
Ökostrom in der Schweiz. Der mit dem<br />
Kraftwerk verbundene Alpiq Ök<strong>of</strong>onds unterstützt<br />
im erweiterten Einzugsgebiet des<br />
Kraftwerks Jahr für Jahr zahlreiche Projekte<br />
zur ökologischen Aufwertung und<br />
Schaffung natürlicher Lebensräume.<br />
Das Alpiq Wasserkraftwerk Ruppoldingen<br />
produziert seit mehr als 20 Jahren an<br />
der Aare ökologisch wertvolle, erneuerbare<br />
Energie. Beim Bau des Kraftwerks legte<br />
Alpiq sehr viel Wert auf umfangreiche Ersatz-<br />
und Ausgleichsmaßnahmen in der<br />
Natur. Nicht zuletzt dank dieser Maßnahmen<br />
zugunsten der Tier- und Pflanzenwelt<br />
trägt das Kraftwerk seit 2010 das Label „naturemade<br />
star“, das vom Verein für umweltgerechte<br />
Energie (VUE) verliehen<br />
wird. Dabei h<strong>and</strong>elt es sich um die höchste<br />
Auszeichnung für besonders umweltschonend<br />
erzeugte Energie aus 100 Prozent erneuerbaren<br />
Energiequellen.<br />
In den letzten Monaten hat das Kraftwerk<br />
der Alpiq Tochtergesellschaft Alpiq Hydro<br />
Aare die aufwändige Rezertifizierung erfolgreich<br />
durchlaufen. Das Wasserkraftwerk<br />
Ruppoldingen erfüllt somit weiterhin<br />
besonders strenge Auflagen im Bereich Umwelt<br />
und darf das Label „naturemade star“<br />
auch in den Jahren <strong>2021</strong> bis 2025 führen.<br />
Unterstützung für Projekte zwischen<br />
Grenchen und Niedergösgen<br />
Für jede in Form von Zertifikaten verkaufte<br />
Kilowattstunde (Herkunftsnachweis)<br />
aus dem Laufwasserkraftwerk Ruppoldingen<br />
fließt 1 Rappen in den Alpiq<br />
Ök<strong>of</strong>onds. Die Gelder aus dem Alpiq Ök<strong>of</strong>onds<br />
dienen der finanziellen Unterstützung<br />
von ökologischen Aufwertungs- und<br />
Verbesserungsmaßnahmen vorwiegend im<br />
erweiterten Einzugsgebiet des Alpiq Kraftwerks<br />
zwischen Grenchen und Niedergösgen.<br />
Dabei h<strong>and</strong>elt es sich beispielsweise<br />
um Renaturierungen und Revitalisierungen<br />
von Flussläufen oder Aufwertungen<br />
von Gewässern zugunsten der Biodiversität.<br />
In den zehn Jahren seines Bestehens<br />
hat der Alpiq Ök<strong>of</strong>onds über 100 Projekte<br />
mit insgesamt mehr als fünf Millionen<br />
Franken unterstützt.<br />
Alpiq Wasserkraftwerk Ruppoldingen erhält erneut das höchste Ökostrom-Label „naturemade star“<br />
(21511100)<br />
Neu: 122.000 Franken für ökologische<br />
Aufwertung an der Aare in Wolfwil<br />
Ein unabhängiges Lenkungsgremium<br />
wacht über die Verwendung der zweckgebundenen<br />
Gelder. Es entscheidet darüber,<br />
welche Projekte durch den Alpiq Ök<strong>of</strong>onds<br />
unterstützt werden. An seiner letzten Sitzung<br />
beschloss das Gremium, Projekte mit<br />
8
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
einem Betrag von insgesamt rund 220.000<br />
Franken zu unterstützen. Mehr als die<br />
Hälfte des Betrags, 122.000 Franken, werden<br />
für verschiedene Maßnahmen zur ökologischen<br />
Aufwertung an der Aare in Wolfwil<br />
im Kanton Solothurn eingesetzt. Im<br />
Gebiet Mattenh<strong>of</strong> / Chli Aarli wird unter<br />
Leitung der Abteilung Wasserbau des Amts<br />
für Umwelt des Kantons Solothurn unter<br />
<strong>and</strong>erem ein Aare-Altarm von 45 Meter<br />
Länge angelegt, zudem entstehen zwei<br />
neue Weiher und ein Seitengraben. Durch<br />
diesen zusätzlichen Lebensraum wird lokaler,<br />
ökologisch wertvoller Mehrwert für die<br />
Tier- und Pflanzenwelt geschaffen.<br />
Bereits früher beschlossen worden waren<br />
beispielsweise die Unterstützung des geplanten<br />
Revitalisierungs- und Hochwasserschutzprojekts<br />
an der Dünnern, wodurch<br />
in Herbetswil (SO) ein neues Naherholungsgebiet<br />
für Mensch und Tier entstehen<br />
soll. Oder die Instream-Revitalisierungsmassnahmen<br />
am Witibach in Grenchen,<br />
die in den letzten Monaten den Kanal wieder<br />
in einen ökologisch aufgewerteten, natürlich<br />
fliessenden Bach zurückverw<strong>and</strong>elten.<br />
(21511100)<br />
LL<br />
www.alpiq.com<br />
Axpo und IWB bauen<br />
Muttsee-Solaranlage<br />
Denner bezieht den Strom<br />
(axpo) Axpo und IWB realisieren gemeinsam<br />
die größte alpine Solaranlage der<br />
Schweiz. Die Partner werden das<br />
2,2-MW-Pionierprojekt im Sommer an der<br />
Muttsee-Staumauer installieren und in<br />
Betrieb nehmen. Denner wird den produzierten<br />
Solarstrom während 20 Jahren<br />
abnehmen.<br />
Die beiden Energieversorger Axpo und<br />
IWB errichten die 2,2-MW-Anlage im Rahmen<br />
einer Partnerschaft.<br />
Denner engagiert sich entsprechend seiner<br />
Nachhaltigkeitsstrategie bei diesem<br />
Projekt und verpflichtet sich, den alpinen<br />
Solarstrom während 20 Jahren zu beziehen.<br />
Aufgrund der alpinen Lage produziert die<br />
Anlage auch während der Wintermonate<br />
viel Strom. Da sie auf einer bestehenden<br />
Staumauer installiert wird, ist sie besonders<br />
umweltverträglich.<br />
AlpinSolar: Gemeinsam mehr erreichen<br />
Die ursprünglich von Axpo initiierte alpine<br />
Solar-Grossanlage auf der Muttsee-Staumauer<br />
wird zum Gemeinschaftsprojekt<br />
„AlpinSolar“ von Denner,<br />
Axpo und IWB. Die beiden Energieunternehmen<br />
Axpo und IWB werden die Anlage<br />
im Rahmen einer Partnerschaft erstellen.<br />
Denner, der grösste Discounter der<br />
Schweiz, wird den alpinen Solarstrom<br />
während 20 Jahren beziehen. Damit verfolgt<br />
Denner seine ambitionierten Nachhaltigkeitsziele<br />
konsequent weiter. „Dieses<br />
Projekt bekräftigt unser Engagement zur<br />
Erreichung der Klimaziele. Unser Ziel ist<br />
auch weiterhin, ausschliesslich Strom aus<br />
erneuerbarer Quelle zu beziehen, weshalb<br />
wir innovative Lösungen unterstützen, um<br />
den verantwortungsvollen Umgang mit<br />
unseren natürlichen Ressourcen zu fördern.<br />
Mit der alpinen Solaranlage investieren<br />
wir in unsere Zukunft und stärken den<br />
St<strong>and</strong>ort Schweiz“, erklärt Denner CEO<br />
Mario Irminger.<br />
„AlpinSolar“ ist eine Anlage, wie sie die<br />
Energiewende braucht. Die Solaranlage an<br />
der Muttsee-Staumauer wird umweltverträglich<br />
errichtet und liefert viel erneuerbaren<br />
Strom – vor allem im Winter. Darüber<br />
hinaus ist das Projekt besonders umweltverträglich,<br />
weil die Anlage auf einer<br />
bestehenden Staumauer gebaut wird. „Leider<br />
sind solche Anlagen aufgrund der fehlenden<br />
Rahmenbedingungen heute noch<br />
kaum wirtschaftlich realisierbar, so auch<br />
dieses Projekt“, sagt Axpo CEO Christoph<br />
Br<strong>and</strong>. „Wir haben uns dennoch mit starken<br />
Partnern dazu entschieden, dieses<br />
Leuchtturmprojekt zu realisieren, ein Zeichen<br />
zu setzen und so die Energiewende in<br />
der Schweiz einen Schritt vorwärts zu<br />
bringen. Wir sehen das Projekt auch als<br />
wichtigen Diskussionsbeitrag für die anstehenden<br />
Gesetzesrevisionen.“<br />
IWB, der Energieversorger des Kantons<br />
Basel-Stadt, beteiligt sich mit 49 % am Projekt.<br />
Das Unternehmen strebt eine konsequent<br />
klimafreundliche Energieversorgung<br />
an. „Teil davon ist der Ausbau der<br />
Stromproduktion aus Solarenergie gezielt<br />
auch in der Schweiz“, sagt IWB CEO Claus<br />
Schmidt. „Das Pionierprojekt ’AlpinSolar’<br />
passt deshalb hervorragend zu unserer<br />
Strategie.“ Planeco, eine Tochtergesellschaft<br />
von IWB, wird mit dem Bau der Anlage<br />
beauftragt.<br />
Viel Solarstrom – auch im Winter<br />
Die 2,2-MW-Solaranlage wird auf 2.500<br />
Metern über Meer an der Muttsee-Staumauer<br />
des Pumpspeicherwerks Limmern<br />
installiert und wird pro Jahr rund<br />
3,3 Mio. kWh Strom produzieren. Fast<br />
5.000 Solarmodule werden an der Staumauer<br />
montiert, die optimal nach Süden<br />
ausgerichtet ist. Dank ihrer alpinen Lage<br />
wird die Anlage beim Muttsee rund die<br />
Hälfte ihrer Produktion während des Winterhalbjahres<br />
liefern, also dann, wenn der<br />
Strom in der Schweiz tendenziell fehlt.<br />
Dies im Gegensatz zu Solaranlagen im Unterl<strong>and</strong>,<br />
bei denen nur rund ein Viertel der<br />
Stromproduktion während des Winterhalbjahres<br />
anfällt. Die Solaranlage beim<br />
Muttsee wird im Sommer <strong>2021</strong> gebaut und<br />
in Betrieb genommen. (21511117)<br />
LL<br />
www.axpo.com<br />
KLL steigert Produktion deutlich<br />
(axpo) Der Verwaltungsrat der Kraftwerke<br />
Linth-Limmern AG (KLL) hat heute die<br />
Rechnung des Geschäftsjahres 2019/20 genehmigt<br />
und zu Händen der Generalversammlung<br />
verabschiedet. Die Kraftwerke<br />
der KLL produzierten im Berichtsjahr deutlich<br />
mehr Strom als im Vorjahr.<br />
Die Kraftwerke Muttsee, Limmern, Hinters<strong>and</strong><br />
und Tierfehd produzierten im Geschäftsjahr<br />
2019/20 1,71 Milliarden Kilowattstunden<br />
Strom. Das entspricht dem<br />
Verbrauch von 380.000 durchschnittlichen<br />
Vierpersonenhaushalten und ist deutlich<br />
mehr als im Vorjahr (1,49 Mrd. kWh). Der<br />
grösste Teil der Energie stammte aus den<br />
Speicherkraftwerken (96,6 %) – nur ein<br />
kleiner Teil aus den Laufkraftwerken (3,4<br />
Prozent). Die Speicherkraftwerke der KLL<br />
bezogen für den Pumpbetrieb im Berichtsjahr<br />
insgesamt 1,84 Milliarden Kilowattstunden<br />
Strom.<br />
Dank der gesteigerten Produktion sanken<br />
die Produktionskosten der KLL auf 7,9 Rappen<br />
pro kWh (Vorjahr: 8,5 Rp/kWh). Demgegenüber<br />
stiegen die Jahreskosten zu Lasten<br />
der Partner vor allem Aufgrund der<br />
höheren Pumpenergiemenge um 11,8 Prozent<br />
auf 184,43 Millionen Franken.<br />
Im Berichtsjahr besichtigten gut 3200<br />
Personen die Anlagen des Pumpspeicherwerks<br />
Limmern. Das sind deutlich weniger<br />
als im Vorjahr (6600 Personen). Aufgrund<br />
der Corona-P<strong>and</strong>emie wurden die Besucherführungen<br />
von Anfang März bis Ende<br />
Juni eingestellt. (21511118)<br />
LL<br />
www.axpo.com<br />
BKW: Rekordergebnis für<br />
dezentrale erneuerbare Energie<br />
aus der Region<br />
(bkw) Die Region des Swiss Energyparks<br />
verzeichnete im letzten Jahr einen Produktionsrekord:<br />
127 GWh regional und dezentral<br />
erzeugte erneuerbare Energie. Das Gebiet,<br />
auf dem sich das Windkraftwerk JU-<br />
VENT, das Sonnenkraftwerk Mont-Soleil<br />
und das Wasserkraftwerk La Goule befinden,<br />
kommt somit auf eine theoretische<br />
Energieautonomie von 86 Prozent.<br />
Der Swiss Energypark, der 2016 auf Initiative<br />
der BKW und der Kantone Bern und<br />
Jura entst<strong>and</strong>, zeigt quasi im Großversuch,<br />
wie die Energieversorgung laut Strategie<br />
des Bundes einmal aussehen könnte. Das<br />
Gebiet, das flächenmäßig etwa dem Kanton<br />
Genf entspricht, erzeugte 2020 Strom<br />
aus erneuerbaren Quellen für rund 28.200<br />
Haushalte. Zugleich stieg 2020 der Verbrauch<br />
auf 147 GWh. Die Region, die dem<br />
Versorgungsgebiet von La Goule entspricht,<br />
konnte so 86 Prozent ihres Bedarfs<br />
mit lokaler erneuerbarer Energie aus<br />
nachhaltigen Quellen decken. Eine derartige<br />
Quote ist in dieser Höhe einmalig in<br />
der Schweiz.<br />
9
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Doch die letztjährige Rekordproduktion<br />
hat paradoxerweise den Autonomiegrad<br />
nicht gesteigert. Das erklärt sich dadurch,<br />
dass 2020 der Verbrauch gestiegen ist. Seit<br />
Kurzem wird auch Saignelégier von La<br />
Goule versorgt. Das Versorgungsgebiet,<br />
das 2019 noch 17.000 Einwohner zählte,<br />
wuchs 2020 auf 21.000 Personen an, und<br />
der Verbrauch stieg von 138 GWh auf<br />
147 GWh. Diese neue Situation gleicht den<br />
geringeren Verbrauch, der sich im Zusammenhang<br />
mit der Corona-Epidemie bemerkbar<br />
machte, weitgehend aus.<br />
Sonnen- und Windkraft boomen,<br />
Wasserkraft bleibt zurück<br />
Das Windkraftwerk JUVENT produzierte<br />
2020 nahezu 85 GWh. Niemals zuvor wurde<br />
an einem St<strong>and</strong>ort in der Schweiz so viel<br />
Strom aus Windkraft erzeugt. Dies entspricht<br />
dem Verbrauch von ca. 18.900<br />
Haushalten. Der Wert übertrifft die Prognosen,<br />
die die Gesellschaft JUVENT 2016<br />
während der letzten Umbauphase abgegeben<br />
hatte, um über 20 Prozent. Möglich<br />
war dieses Ergebnis durch sehr günstige<br />
Windverhältnisse und eine höhere Zahl<br />
Windturbinen im Einsatz.<br />
Auch die Photovoltaik schnitt 2020 dank<br />
anhaltender Hochdruckwetterlagen hervorragend<br />
ab. Sie bewirkten, dass die Eigenerzeuger<br />
wie auch das Sonnenkraftwerk<br />
Mont-Soleil ihre Produktion steigern konnten.<br />
Mont-Soleil hat im letzten Jahr um die<br />
630.000 kWh erzeugt. Dieses Ergebnis liegt<br />
15 Prozent über dem langfristigen Mittel<br />
und entspricht dem Jahresverbrauch von<br />
140 Haushalten. Das ist ein ausgezeichnetes<br />
Ergebnis für die Photovoltaikzellen, die<br />
bereits seit 29 Jahren im Einsatz sind.<br />
Das sonnige Wetter hatte jedoch genau<br />
den umgekehrten Effekt auf die Wasserkraftproduktion,<br />
führte es doch im Frühling<br />
zu Niedrigwasser. Die Produktion des<br />
Kraftwerks La Goule am Doubs liegt mit<br />
17 GWh 2020 unter dem Durchschnitt der<br />
letzten zehn Jahre. Dies entspricht dem Bedarf<br />
von etwa 3.800 Haushalten.<br />
Die Stromerzeugung auf dem Gebiet des<br />
Swiss Energypark ist ein gutes Beispiel, wie<br />
sich die neuen erneuerbaren Energien und<br />
die Wasserkraft gegenseitig ergänzen.<br />
Wenn die Stromproduktion aus Wasserkraft<br />
meteorologisch bedingt geringer ist,<br />
gleicht die Sonnenenergie das im Sommer<br />
aus. Während der Winterzeit wird dann<br />
vorwiegend Windkraft produziert.<br />
Bedeutende Rolle in der Energiewende<br />
Der Swiss Energypark verfügt<br />
schweizweit über einzigartige Gegebenheiten,<br />
sowohl im Hinblick auf den Anteil der<br />
erneuerbaren Energien als auch durch seinen<br />
flexiblen Energiemix. Hier ist es möglich,<br />
unter realen Bedingungen innovative<br />
Lösungen zu testen, die eines Tages unsere<br />
Versorgungssicherheit gewährleisten. Mit<br />
seiner Infrastruktur, die von der BKW und<br />
externen Akteuren (u. a. Start-ups oder<br />
Schulen) genutzt wird, kommt dem Swiss<br />
Energypark eine aktive Rolle in der Energiewende<br />
zu, da hier Lösungen mit hohem<br />
Mehrwert entwickelt werden. (21521140)<br />
LL<br />
www.swiss-energypark.ch<br />
juvent.ch<br />
societe-mont-soleil.ch/de<br />
lagoule.ch<br />
www.bkw.ch<br />
EEW: Schaffung neuer<br />
Industriearbeitsplätze –<br />
Niedersachsen fördert<br />
nachhaltiges EEW-Projekt<br />
in der Region Helmstedt<br />
(eew) Bernd Althusmann, Niedersachsens<br />
Minister für Wirtschaft, Arbeit, Verkehr<br />
und Digitalisierung, hat gestern einen<br />
Fördermittelbescheid in Höhe von 1,5<br />
Millionen Euro für das Projekt Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage<br />
(KVA) Helmstedt an die EEW Energy from<br />
Waste Helmstedt GmbH (EEW) übergeben.<br />
Die Mittel stammen aus der Gemeinschaftsaufgabe<br />
„Verbesserung der regionalen<br />
Wirtschaftsstruktur (GRW)“. Mit<br />
dem Programm stärkt das Wirtschaftsministerium<br />
die Wettbewerbs- und Anpassungsfähigkeit<br />
der Wirtschaft in strukturschwachen<br />
Regionen.<br />
Bernd Althusmann, Niedersachsens Minister<br />
für Wirtschaft, Arbeit, Verkehr und<br />
Digitalisierung (li.), übergibt den Förderbescheid<br />
an den Vorsitzenden der Geschäftsführung<br />
von EEW Energy from Waste,<br />
Bernard M. Kemper.<br />
„Die KVA Helmstedt ist erster sichtbarer<br />
Meilenstein für eine Nachnutzung des<br />
Helmstedter Reviers und des neuen Geschäftsfeldes<br />
Klärschlammverwertung<br />
von EEW. Wir freuen uns und sind stolz,<br />
dass Minister Althusmann das Engagement<br />
von EEW würdigt und damit nicht<br />
nur die Schaffung 15 tarifgebundener,<br />
qualifizierter Industriearbeitsplätze aus<br />
Mitteln seines Ministeriums fördert, sondern<br />
gleichzeitig mit dafür Sorge trägt,<br />
einen nachhaltigen Verwertungsweg für<br />
ein Fünftel des in Niedersachsen anfallenden<br />
Klärschlamms auszubauen“, sagt Bernard<br />
M. Kemper, Vorsitzender der Geschäftsführung<br />
von EEW Energy from<br />
Waste. Dies sei auch ein klares Signal für<br />
weitere Ansiedlungen am St<strong>and</strong>ort Buschhaus,<br />
die sich bereits am Horizont abzeichneten.<br />
Rüdiger Bösing, dem als kaufmännischem<br />
Geschäftsführer für die Region<br />
Nord die Verantwortung für den St<strong>and</strong>ort<br />
Buschhaus obliegt, kennt die Potentiale:<br />
„Gemeinsam mit einem Partner können<br />
wir den St<strong>and</strong>ort bei passenden Rahmenbedingungen<br />
sogar noch um eine Phosphorrecycling-anlage<br />
erweitern.“ Ferner<br />
sei es aufbauend auf der Wasserst<strong>of</strong>fstrategie<br />
des L<strong>and</strong>es Niedersachsen denkbar,<br />
dass die Helmstedter Unternehmen Avacon<br />
und EEW die Energiezukunft des<br />
St<strong>and</strong>ortes <strong>for</strong>tschreiben und grünen Wasserst<strong>of</strong>f<br />
mit elektrischer Energie aus Windkraft,<br />
Sonne und energetischer Abfallverwertung<br />
gewinnen, so Bösing weiter. Zunächst<br />
stehe aber die Fertigstellung Niedersachsens<br />
erster KVA im Fokus. „Wir<br />
liegen gut im Zeitplan und planen, das<br />
Projekt im Herbst kommenden Jahres mit<br />
der kommerziellen Inbetriebnahme abzuschließen“,<br />
sagt Projektleiter Helge Goedecke.<br />
Die Mitarbeiter stünden für ihren<br />
künftigen Arbeitsplatz bereits in den Startlöchern,<br />
weiß Rüdiger Bösing. „Wir haben<br />
alle 15 Stellen besetzt, überwiegend mit<br />
ehemaligen Auszubildenden der EEW und<br />
des Helmstedter Reviers. Für sie ist die<br />
KVA Helmstedt eine klare berufliche Zukunftsperspektive<br />
in ihrer Heimatregion.“<br />
Er freue sich bereits darauf, mit dem neuen<br />
Team „Buschhaus“ so bald wie möglich<br />
starten zu können.<br />
Bernd Althusmann, Niedersachsens Minister für Wirtschaft, Arbeit, Verkehr und Digitalisierung<br />
(li.), übergibt den Förderbescheid an den Vorsitzenden der Geschäftsführung von EEW Energy<br />
from Waste, Bernard M. Kemper. (21511125)<br />
10
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
EEW Energy from Waste (EEW) ist ein in Europa führendes<br />
Unternehmen bei der thermischen Abfall- und Klärschlammverwertung.<br />
Zur nachhaltigen energetischen Nutzung dieser<br />
Ressourcen entwickelt, errichtet und betreibt das Unternehmen<br />
Verwertungsanlagen auf höchstem technologischem<br />
Niveau und ist damit unabdingbarer Teil einer geschlossenen<br />
und nachhaltigen Kreislaufwirtschaft. In den<br />
derzeit 18 Anlagen der EEW-Gruppe in Deutschl<strong>and</strong> und im<br />
benachbarten Ausl<strong>and</strong> tragen 1150 Mitarbeiterinnen und<br />
Mitarbeiter für die energetische Verwertung von jährlich bis<br />
zu 5 Millionen Tonnen Abfall Verantwortung. EEW w<strong>and</strong>elt<br />
die in den Abfällen enthaltene Energie und stellt diese als<br />
Prozessdampf für Industriebetriebe, Fernwärme für Wohngebiete<br />
sowie umweltschonenden Strom zur Verfügung.<br />
Durch diese energetische Verwertung der in den EEW-Anlagen<br />
eingesetzten Abfälle werden natürliche Ressourcen geschont,<br />
wertvolle Rohst<strong>of</strong>fe zurückgewonnen und die<br />
CO 2 -Bilanz entlastet. (21511125)<br />
www.eew-energyfromwaste.com/<br />
EDF Renewables – Jinko Power consortium<br />
reaches the financial closing <strong>of</strong> the world’s<br />
largest solar project <strong>and</strong> launches its construction<br />
in Abu Dhabi<br />
(edf) The consortium, <strong>for</strong>med by French EDF Group subsidiary,<br />
EDF Renewables <strong>and</strong> Chinese Jinko Power HK, subsidiary<br />
<strong>of</strong> Jinko Power Technology Co. Ltd, both global leaders<br />
in renewable energy, have successfully reached the financial<br />
closing <strong>for</strong> the 2 GW Al Dhafra PV2 solar project in Abu Dhabi,<br />
United Arab Emir-ates. This operation has been completed<br />
along with TAQA Group <strong>and</strong> Masdar, the Abu Dhabi-based<br />
shareholders <strong>and</strong> major players in the electricity<br />
<strong>and</strong> renewable sectors.<br />
The approximately 1 billion USD transaction has been<br />
funded via project financing with BNP Paribas as bookrunner<br />
together with Bank <strong>of</strong> China, Crédit Agricole, HSBC,<br />
MUFG, Sumi-tomo Mitsui Banking Corporation <strong>and</strong> St<strong>and</strong>ard<br />
Chartered, as m<strong>and</strong>ated lead arrangers.<br />
Completion <strong>of</strong> this major milestone allows the mobilization<br />
on site <strong>and</strong> start <strong>of</strong> construction. Located in the region<br />
<strong>of</strong> Al Dhafra, 35 kilometres south <strong>of</strong> Abu Dhabi City, this solar<br />
photo-voltaic plant will be the largest single-site solar<br />
plant worldwide.<br />
Al Dhafra PV2 solar project will be the first plant <strong>of</strong> such<br />
scale to deploy bifacial module technology, capturing as<br />
such light on both sides <strong>of</strong> the PV modules <strong>and</strong> thus benefits<br />
from the reflection <strong>of</strong> light by the ground in order to yield<br />
higher generation. The plant spans over 20 square kilometres<br />
<strong>of</strong> desert climate area, with more than 4 million PV<br />
modules.<br />
Upon commissioning, targeted in 2022, this project will<br />
provide the equivalent electricity to power over 160,000 local<br />
households.<br />
A call <strong>for</strong> tenders was launched in June 2019 by Emirates<br />
Water <strong>and</strong> <strong>Electricity</strong> Company (EWEC), a leading company<br />
in the coordination <strong>of</strong> planning, purchasing <strong>and</strong> providing <strong>of</strong><br />
water <strong>and</strong> electricity across the UAE. EDF Renewables –<br />
Jinko Power consortium submitted the most competitive<br />
bid.<br />
As the project is under an independent power producer<br />
model (IPP), EDF Renewables <strong>and</strong> Jinko Power hold respectively<br />
20% <strong>of</strong> the shares, the remaining 60% is owned by<br />
TAQA <strong>and</strong> Masdar.<br />
C<br />
M<br />
Y<br />
CM<br />
MY<br />
CY<br />
CMY<br />
K<br />
<strong>VGB</strong> Expert Event<br />
Ecology <strong>and</strong> Environment<br />
in Hydropower<br />
Live & OnLine!<br />
www.vgb.org<br />
19 <strong>and</strong> 20 May <strong>2021</strong><br />
The international event will bring together<br />
experts from leading operators,<br />
manufacturers <strong>and</strong> suppliers, authorities,<br />
scientists as well as related stakeholders<br />
to discuss important issues in the field<br />
<strong>of</strong> ecology <strong>and</strong> environment in hydropower.<br />
Check our website www.vgb.org<br />
<strong>for</strong> more recent in<strong>for</strong>mation!<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
In<strong>for</strong>mationen<br />
Dr Hendrik Multhaupt<br />
Eva Silberer<br />
E-Mail<br />
vgb-ecol-hpp@vgb.org<br />
Phone<br />
+49 201 8128-207/202<br />
www.vgb.org<br />
11<br />
Live & OnLine
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
The four partners had previously signed<br />
the 30-years Power Purchase Agreement<br />
(PPA) on 23 rd July 2020.<br />
Bruno Bensasson, EDF Group Senior Executive<br />
Vice-President Renewable Energies<br />
<strong>and</strong> Chief Executive Officer <strong>of</strong> EDF Renewables<br />
declared: „The Al Dhafra PV2 project<br />
highlights EDF full commitment to supporting<br />
the UAE National Climate Change<br />
Plan. We are using our solar best expertise<br />
to deliver the next generation <strong>of</strong> solar plant<br />
in Abu Dhabi. The achievement <strong>of</strong> financial<br />
close with our partners <strong>and</strong> the investment<br />
community is a major milestone <strong>for</strong> the<br />
project. We are now fully mobilized to support<br />
the construction <strong>of</strong> the solar plant<br />
with the objective <strong>of</strong> reaching the commercial<br />
operation in 2022. This 2GW future<br />
solar power plant contributes to meet the<br />
EDF Group‘s CAP 2030 strategy, which<br />
aims to double its worldwide renewable<br />
installed energy capacity from 28 to 50 GW<br />
nets between 2015 <strong>and</strong> 2030“. (21511128)<br />
LL<br />
www.edf.com<br />
EDP launches ‚Futuro Ativo Sines‘<br />
project to promote initiatives to<br />
support the region<br />
(edp) Support <strong>for</strong> business creation, vocational<br />
training <strong>and</strong> an evaluation study <strong>of</strong><br />
economic opportunities are among the various<br />
initiatives that EDP aims to develop in<br />
partnership with local authorities. These<br />
initiatives are part <strong>of</strong> EDP‘s commitment to<br />
remain in the region after the closure <strong>of</strong> the<br />
Sines plant.<br />
Thursday, 14 January <strong>2021</strong> was the last<br />
day <strong>of</strong> activity <strong>of</strong> the thermal power plant<br />
<strong>of</strong> Sines, after 35 years in operation. Being<br />
the largest Portuguese power station, it<br />
played a strategic role in the country‘s energy<br />
supply <strong>and</strong> in the security <strong>of</strong> the national<br />
electricity system - a contribution<br />
that has been decreasing in view <strong>of</strong> the<br />
growing energy production from renewable<br />
sources <strong>and</strong> which ends now, in alignment<br />
with the commitments <strong>of</strong> decarbonization<br />
<strong>and</strong> energetic transition <strong>of</strong> the company<br />
<strong>and</strong> the national economy.<br />
After the closure <strong>of</strong> the coal power plant,<br />
EDP wants to maintain its connection to<br />
Sines <strong>and</strong> the local communities with<br />
which it has been actively collaborating in<br />
recent decades. In this sense, <strong>and</strong> under<br />
the motto ‚FAS - Futuro Ativo Sines‘ (Active<br />
Future Sines), EDP started two work fronts<br />
through which it intends to develop a series<br />
<strong>of</strong> initiatives to contribute to the conversion<br />
<strong>of</strong> the economy <strong>and</strong> employment in<br />
the region.<br />
The first work front involves a prospective<br />
study <strong>of</strong> the local economy, which is being<br />
done by University <strong>of</strong> Évora in partnership<br />
with Instituto Superior Técnico. This evaluation<br />
work, which relies on the auscultation<br />
<strong>of</strong> various entities in the region, aims<br />
to identify <strong>and</strong> evaluate the most dynamic<br />
EDP launches ‚Futuro Ativo Sines‘ project to promote initiatives to support the region.<br />
View <strong>of</strong> the Sines power plant (21511130)<br />
opportunities to enhance the social <strong>and</strong><br />
economic development <strong>of</strong> that territory. It<br />
is thus intended to identify how the local<br />
economy will evolve, how the transition<br />
from employment will be, how pr<strong>of</strong>essional<br />
qualification should be promoted,<br />
among other issues that help to anticipate<br />
measures <strong>and</strong> proposals with a positive impact<br />
on Sines.<br />
A second work front involves the creation<br />
<strong>of</strong> a Gabinete Local de Encaminhamento<br />
Social (GLES), in partnership with the City<br />
Council <strong>of</strong> Sines <strong>and</strong> the Instituto do Emprego<br />
e Formação Pr<strong>of</strong>issional, which aims<br />
to extend, at an early stage, to directly support<br />
the workers <strong>of</strong> the Sines power plant,<br />
including their families, <strong>and</strong> in the future<br />
extend this support to the rest <strong>of</strong> the population.<br />
This <strong>of</strong>fice, which will operate at<br />
Sines Tecnopolo, aims to help direct these<br />
people to work opportunities, training <strong>and</strong><br />
other alternatives that can generate jobs.<br />
This <strong>of</strong>fice will thus function as a kind <strong>of</strong><br />
plat<strong>for</strong>m from which other measures included<br />
in this project ‚Futuro Ativo Sines‘<br />
are developed. Among these measures is<br />
NAU, a program that supports entrepreneurship,<br />
similar to what had already been<br />
done in Sines in 2011 with the program<br />
‚Semente‘. It is a business incubator, which<br />
will also be housed in Tecnopolo de Sines,<br />
<strong>and</strong> will select, support <strong>and</strong> accelerate entrepreneurship<br />
projects <strong>for</strong> small local<br />
businesses. Through NAU, EDP aims to mobilize<br />
seed capital funds (initial investment<br />
capital) <strong>and</strong> other investment options to<br />
boost entrepreneurship in Sines.<br />
In parallel, EDP Production is committed<br />
to maintaining its social investment programs<br />
in the territory over the next year,<br />
such as ‚Partilha com Energia (involving<br />
schools in the region), Tradições (to support<br />
local arts <strong>and</strong> crafts) <strong>and</strong> vehicle donation.<br />
The EDP Volunteer Program will<br />
also be available within this project to support<br />
education, pr<strong>of</strong>essional monitoring<br />
<strong>and</strong> promote energy efficiency <strong>and</strong> combat<br />
energy poverty, among other situations<br />
that will be identified.<br />
With these initiatives, EDP will maintain<br />
its connection to the territory after the closure<br />
<strong>of</strong> the Sines plant, contributing to its<br />
development <strong>and</strong> improvement through<br />
new projects. Starting from January 15,<br />
the Sines plant will start a first phase <strong>of</strong> decommissioning,<br />
<strong>and</strong> then the dismantlement,<br />
in a process that will last about five<br />
years. (21511130)<br />
LL<br />
www.edp.com<br />
EIB <strong>and</strong> BPI provide EDP<br />
Renováveis with € 112 million to<br />
construct <strong>and</strong> operate two wind<br />
farms with a total capacity<br />
<strong>of</strong> 125 MW<br />
(edp) The wind farms are located in the<br />
districts <strong>of</strong> Coimbra <strong>and</strong> Guarda, in the<br />
west <strong>and</strong> north <strong>of</strong> the country. 560 jobs expected<br />
to be created during the implementation<br />
phase. The EIB financing is backed<br />
by the European Fund <strong>for</strong> Strategic Investments<br />
(EFSI).<br />
The European Investment Bank (EIB) will<br />
provide €65 million <strong>and</strong> BPI an additional<br />
€47 million to EDP Renováveis S.A.<br />
(EDPR), one <strong>of</strong> the main producer <strong>of</strong> wind<br />
energy in the world, to finance the construction<br />
<strong>and</strong> operation <strong>of</strong> two onshore<br />
wind farms with a total nominal capacity <strong>of</strong><br />
125 MW in the districts <strong>of</strong> Coimbra <strong>and</strong><br />
Guarda, Portugal. The project is co-financed<br />
by Banco BPI <strong>and</strong> the EIB financing<br />
is backed by the European Fund <strong>for</strong> Strategic<br />
Investments (EFSI), the main pillar <strong>of</strong><br />
the Investment Plan <strong>for</strong> Europe.<br />
With the support <strong>of</strong> the EIB, EDPR will<br />
design, construct <strong>and</strong> operate two medium-scale<br />
wind farms: Tocha II, with a ca-<br />
12
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
pacity <strong>of</strong> 33 MW, <strong>and</strong> Sincelo, with a capacity<br />
<strong>of</strong> 92 MW. Tocha II wind farm will be<br />
located in the west, close to the Atlantic<br />
coast, in the municipality <strong>of</strong> Cantanhede,<br />
district <strong>of</strong> Coimbra, whereas the Sincelo<br />
wind farm will be located along the municipalities<br />
<strong>of</strong> Pinhel <strong>and</strong> Guarda, district <strong>of</strong><br />
Guarda, in the northeast <strong>of</strong> Portugal. This<br />
project will also have a direct positive effect<br />
on employment, since it is expected to<br />
create approximately 560 temporary positions<br />
during its construction phase.<br />
Once operational, the two wind farms<br />
will contribute to Portugal meeting its Energy<br />
<strong>and</strong> Climate Plan targets, which <strong>for</strong>esee<br />
47% <strong>of</strong> renewable sources in gross final<br />
energy consumption by 2030, as well as the<br />
European Commission’s binding target <strong>of</strong><br />
having at least 32 % <strong>of</strong> final energy consumption<br />
coming from renewable sources<br />
by 2030.<br />
With this co-financed project, the EIB <strong>and</strong><br />
the BPI are rein<strong>for</strong>cing their commitment<br />
to sustainable financing <strong>and</strong> supporting initiatives<br />
that are respectful <strong>of</strong> the environment<br />
<strong>and</strong> that contribute to preventing <strong>and</strong><br />
mitigating climate change <strong>and</strong> the transition<br />
to a low-carbon economy.<br />
The EU bank is assisting this operation via<br />
a green energy loan, the features <strong>of</strong> which<br />
are fully in line with the requirements set<br />
out in its Climate Awareness Bonds programme.<br />
As a result, this operation is likely<br />
to be allocated to its portfolio <strong>of</strong> loan operations<br />
financed via the issuance <strong>of</strong> such<br />
bonds.<br />
EDP Renováveis interim CEO Rui Teixeira<br />
said:“At EDP Renováveis we are pleased to<br />
count with the support <strong>of</strong> the European Investment<br />
Bank (EIB) <strong>and</strong> Banco BPI to the<br />
development <strong>of</strong> new projects that will contribute<br />
to Portugal‘s achievement <strong>of</strong> its Energy<br />
<strong>and</strong> Climate Plan targets, the European<br />
Commission‘s targets <strong>and</strong> also to the<br />
creation <strong>of</strong> more than half a thous<strong>and</strong> jobs.<br />
This project rein<strong>for</strong>ces our commitment<br />
with the Portuguese renewables sector <strong>and</strong><br />
with the improvement <strong>of</strong> the quality <strong>of</strong> life<br />
<strong>of</strong> current <strong>and</strong> future generations. It also<br />
enhances our key role as a world leader in<br />
the renewable energy sector.“<br />
EIB Vice-President Ricardo Mourinho Félix,<br />
responsible <strong>for</strong> the Bank‘s operations in<br />
Portugal, said: This flagship project<br />
strengthens our partnership with EDP<br />
Renováveis <strong>and</strong> rein<strong>for</strong>ces the Bank‘s commitment<br />
to promoting climate action, economic<br />
development <strong>and</strong> cohesion. Supporting<br />
Portugal’s decarbonisation targets,<br />
while boosting growth <strong>and</strong> job creation, is<br />
one <strong>of</strong> the EIB’s main priorities. If we want<br />
the post-COVID economic recovery to be<br />
green <strong>and</strong> inclusive, it is key to foster the<br />
supply <strong>of</strong> renewable energy <strong>and</strong> its broad<br />
based utilisation by productive sector <strong>and</strong><br />
by our citizens.“<br />
Commissioner <strong>for</strong> the Economy, Paolo<br />
Gentiloni, said: „This agreement between<br />
the EIB <strong>and</strong> EDP Renováveis, supported by<br />
the Investment Plan <strong>for</strong> Europe, is a winner<br />
<strong>for</strong> both the climate <strong>and</strong> the economy. The<br />
financing, backed by the European Fund<br />
<strong>for</strong> Strategic Investments will fund new onshore<br />
windfarms in the west <strong>and</strong> north <strong>of</strong><br />
Portugal, helping the country to reach its<br />
ambitious energy <strong>and</strong> climate plans targets<br />
<strong>and</strong> creating new jobs in the process.“<br />
Banco BPI Board Member Pedro Barreto<br />
said: „„BPI has been a partner <strong>of</strong> EDP group<br />
<strong>for</strong> many years <strong>and</strong> this agreement with<br />
EDP Renováveis rein<strong>for</strong>ces this collaboration<br />
once again. The adoption <strong>of</strong> environmental,<br />
social <strong>and</strong> governance criteria in<br />
investment operations is part <strong>of</strong> a trend<br />
that will be increasingly important in the<br />
near future. The participation in this operation<br />
together with the EIB makes us proud<br />
<strong>and</strong> places BPI as a benchmark institution<br />
in the sustainable financing <strong>of</strong> Portuguese<br />
companies“.<br />
The EU climate bank<br />
The European Investment Bank (EIB) is<br />
the world‘s largest multilateral provider <strong>of</strong><br />
finance to fight climate change. The Bank<br />
has recently approved its Climate Bank<br />
Roadmap to deliver on its ambitious programme<br />
that aims to mobilise €1 trillion <strong>of</strong><br />
investments in climate action <strong>and</strong> environmental<br />
sustainability during the critical<br />
decade ending in 2030. To this end, the<br />
Bank will gradually increase the financing<br />
it allocates to these objectives to 50% by<br />
2025 <strong>and</strong>, from <strong>2021</strong> onwards, all the new<br />
EIB Group financing will be aligned with<br />
the goals <strong>of</strong> the Paris Agreement.<br />
The EIB is the world’s largest issuer <strong>of</strong><br />
green bonds <strong>and</strong> was the first organisation<br />
to make an issue on this market in 2007<br />
Background in<strong>for</strong>mation.<br />
The European Investment Bank (EIB) is<br />
the long-term lending institution <strong>of</strong> the European<br />
Union owned by its Member States.<br />
It makes long-term finance available <strong>for</strong><br />
sound investment in order to contribute towards<br />
EU policy objectives.<br />
The European Fund <strong>for</strong> Strategic Investments<br />
(EFSI) is the main pillar <strong>of</strong> the Investment<br />
Plan <strong>for</strong> Europe. It <strong>of</strong>fers first-loss<br />
guarantees that allow the EIB to invest in<br />
increasingly risky projects. The projects<br />
<strong>and</strong> agreements approved <strong>for</strong> financing under<br />
the EFSI have so far mobilized € 535.4<br />
billion in investment, <strong>of</strong> which 16 % <strong>for</strong> energy-related<br />
projects. (21511132)<br />
LL<br />
www.edp.com<br />
EDP finalizes sale <strong>of</strong> dams<br />
to Engie-led consortium<br />
(edp) The agreement <strong>for</strong> the sale <strong>of</strong> dams<br />
along the Douro river involves a €2.2 billion<br />
transaction. After the transfer <strong>of</strong> the assets,<br />
EDP will maintain its leading position<br />
in Portugal‘s hydroelectric market.<br />
EDP has finalized this week the sale <strong>of</strong> six<br />
hydroelectric plants to an investment consortium<br />
comprising Engie (which holds a<br />
40% stake), Crédit Agricole Assurances<br />
(35%) <strong>and</strong> Mirova – Grupo Natixis (25%).<br />
Amounting to 2.2 billion euros, the transaction<br />
was finalized exactly one year after<br />
the agreement between the two companies,<br />
with all the necessary corporate <strong>and</strong><br />
regulatory approvals.<br />
Located in the Douro hydrographic basin,<br />
this portfolio <strong>of</strong> six dams includes three<br />
reservoir power plants (Foz Tua, Baixo Sabor,<br />
<strong>and</strong> Feiticeiro) <strong>and</strong> three run-<strong>of</strong>-river<br />
plants (Mir<strong>and</strong>a, Bemposta, <strong>and</strong> Picote)<br />
with an overall installed capacity <strong>of</strong><br />
1.7 GW.<br />
Even after the transfer <strong>of</strong> these assets,<br />
EDP will maintain its leading position in<br />
Portugal, with an installed hydropower<br />
generation capacity <strong>of</strong> 5.1 GW, <strong>and</strong> retain<br />
its status as the second-largest hydroelectric<br />
operator in the Iberian Peninsula. The<br />
company‘s plan <strong>for</strong> the construction <strong>and</strong><br />
repowering <strong>of</strong> hydroelectric plants across<br />
the country has played a crucial role in attaining<br />
this position, boosting EDP‘s installed<br />
capacity by 2.6 GW over the past 12<br />
years.<br />
This operation is a decisive step in the execution<br />
<strong>of</strong> the EDP Strategic Plan set <strong>for</strong><br />
2022. The asset rotation program included<br />
in this plan aims to optimize the company‘s<br />
portfolio, reducing exposure to hydroelectric<br />
volatility <strong>and</strong> market prices while bolstering<br />
the business‘s low-risk pr<strong>of</strong>ile <strong>and</strong><br />
debt level. EDP is thus seeking to recycle<br />
capital to reinvest in pr<strong>of</strong>itable growth, especially<br />
in the renewable energies area,<br />
while also creating value. (21511133)<br />
LL<br />
www.edp.com<br />
Total <strong>and</strong> ENGIE partner to<br />
develop France‘s largest site <strong>for</strong><br />
the production <strong>of</strong> green hydrogen<br />
from 100% renewable electricity<br />
(engie) Total <strong>and</strong> ENGIE have signed a cooperation<br />
agreement to design, develop,<br />
build <strong>and</strong> operate the Masshylia project,<br />
France‘s largest renewable hydrogen production<br />
site at Châteauneuf-les-Martigues<br />
in the Provence-Alpes-Côte d‘Azur South<br />
region.<br />
Located at the heart <strong>of</strong> Total‘s La Mède<br />
biorefinery <strong>and</strong> powered by solar farms<br />
with a total capacity <strong>of</strong> more than 100 MW,<br />
the 40 MW electrolyser will produce 5<br />
tonnes <strong>of</strong> green hydrogen per day to meet<br />
13
the way <strong>for</strong> a multi-usage renewable hydrogen hub in the near future, strongly rooted in the<br />
region <strong>and</strong> with an international outreach." says Gwenaëlle Avice-Huet, ENGIE’s EVP in<br />
Members´News charge <strong>of</strong> renewable energies.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
the needs <strong>of</strong> the bi<strong>of</strong>uel production process<br />
at Total‘s La Mède biorefinery, avoiding<br />
15,000 tonnes <strong>of</strong> CO 2 emissions per year.<br />
An innovative management solution <strong>for</strong><br />
the production <strong>and</strong> storage <strong>of</strong> hydrogen<br />
will be implemented to manage the intermittent<br />
production <strong>of</strong> solar electricity <strong>and</strong><br />
the biorefinery‘s need <strong>for</strong> continuous hydrogen<br />
supply.<br />
The project thus integrates the implementation<br />
<strong>of</strong> 5 innovations that prefigure<br />
the industry‘s decarbonation solutions,<br />
without any precedent in Europe:<br />
A digital piloting system <strong>for</strong> the continuous<br />
supply <strong>of</strong> hydrogen with real-time<br />
management <strong>of</strong> solar electricity production,<br />
• Optimising the integration <strong>of</strong> several<br />
photovoltaic farms supplying the<br />
electrolyser to minimise energy losses<br />
<strong>and</strong> limit grid congestion,<br />
• Large-scale hydrogen storage to balance<br />
intermittent electricity production <strong>and</strong><br />
continuous hydrogen consumption,<br />
• A direct current connection between a<br />
photovoltaic farm <strong>and</strong> the electrolyser<br />
to improve the energy balance,<br />
• Enhanced industrial safety thanks to the<br />
use <strong>of</strong> 3D digital models <strong>for</strong> each<br />
component <strong>of</strong> the installation<br />
Total <strong>and</strong> ENGIE partner to develop France‘s largest site <strong>for</strong> the production <strong>of</strong> green hydrogen<br />
from 100% renewable electricity (21511153)<br />
Beyond this first phase, new renewable<br />
farms may be developed by the partners <strong>for</strong><br />
the electrolyser, which has the capacity to<br />
produce up to 15 tonnes <strong>of</strong> green hydrogen<br />
per day.<br />
The Masshylia project has been labelled<br />
as innovative <strong>and</strong> <strong>of</strong> great interest to the<br />
region by several regional institutions<br />
(Provence-Alpes-Côte d‘Azur South Region,<br />
Métropole Aix-Marseille-Provence,<br />
Capenergies competitiveness cluster). It<br />
benefits from the support <strong>of</strong> local actors <strong>for</strong><br />
its ability to reduce CO 2 emissions <strong>and</strong><br />
demonstrate the economic advantages <strong>of</strong><br />
renewable hydrogen <strong>and</strong> its integration<br />
into the local ecosystem <strong>and</strong> at the European<br />
level.<br />
The two partners aim to begin construction<br />
<strong>of</strong> the facilities in 2022, following the<br />
completion <strong>of</strong> the advanced engineering<br />
study, with a view to production in 2024,<br />
subject to the necessary financial support<br />
<strong>and</strong> public authorisations. To this end, the<br />
project has already applied <strong>for</strong> subsidies<br />
from the French (AMI) <strong>and</strong> European authorities<br />
(IPCEI, Innovation Fund).<br />
„Innovation <strong>and</strong> sustainability are at the<br />
heart <strong>of</strong> this joint project. As demonstrated<br />
by our commitment to the European Clean<br />
Hydrogen Alliance, we believe in the future<br />
<strong>of</strong> renewable hydrogen, <strong>and</strong> we are working<br />
with our partner ENGIE to make it happen.<br />
This renewable hydrogen production<br />
facility, combined with our expertise in<br />
solar energy, is a further step in our commitment<br />
to get to net zero by 2050..“ says<br />
Philippe Sauquet, President Gas, Renewables<br />
& Power at Total. „The association <strong>of</strong><br />
two leading French energy companies will<br />
make it possible to develop the hydrogen<br />
sector <strong>and</strong> become its leaders thanks to this<br />
joint, industrial <strong>and</strong> internationally reproducible<br />
project“.<br />
„The Masshylia project demonstrates the<br />
capacity <strong>of</strong> ENGIE to meet the challenges <strong>of</strong><br />
the energy transition by developing innovative<br />
carbon neutral solutions. The partnership<br />
between ENGIE <strong>and</strong> Total, by its<br />
scale <strong>and</strong> its very ambitious integrated approach,<br />
embodies ENGIE’s renewable hydrogen<br />
development strategy to reduce our<br />
clients CO 2 footprint. It also paves the way<br />
<strong>for</strong> a multi-usage renewable hydrogen hub<br />
in the near future, strongly rooted in the<br />
region <strong>and</strong> with an international outreach.“<br />
says Gwenaëlle Avice-Huet, EN-<br />
GIE’s EVP in charge <strong>of</strong> renewable energies.<br />
(21511153)<br />
LL<br />
www.engie.com<br />
ENGIE commissions 3 GW<br />
renewable capacity, in a difficult<br />
global p<strong>and</strong>emic context<br />
(engie) ENGIE commissioned 3 GW <strong>of</strong> new<br />
renewable capacity in 2020, including ~ 2<br />
GW in the US. In a difficult global p<strong>and</strong>emic<br />
context, ENGIE has reiterated the<br />
strong growth per<strong>for</strong>mance delivered in<br />
2019.<br />
ENGIE is on track to meet its target to add<br />
9 GW <strong>of</strong> renewable capacity between 2019<br />
<strong>and</strong> <strong>2021</strong>.<br />
In addition, the Group also acquired<br />
2 GW <strong>of</strong> operating assets in Europe.<br />
At the end <strong>of</strong> 2020, ENGIE‘s gross renewable<br />
energy capacity amounts to 31 GW.<br />
Of the 3 GW added in 2020, 70% is onshore<br />
wind, 21% solar PV <strong>and</strong> <strong>for</strong> the first<br />
time 9% <strong>of</strong>fshore wind with the commissioning<br />
<strong>of</strong> the first tranche <strong>of</strong> a bottom-fixed<br />
<strong>of</strong>fshore wind farm in Belgium (Seamade<br />
Mermaid, 235 MW). These new assets can<br />
provide enough renewable energy to supply<br />
1.3 million households over a 12 month<br />
period.<br />
The capacity installed in 2020 is distributed<br />
as follows:<br />
• North America: ~1.8 GW<br />
• Europe: ~0.9 GW<br />
• Latin America <strong>and</strong> others: ~0.3 GW<br />
14
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
With nearly 2 GW <strong>of</strong> additional capacity<br />
installed in 4 US states, 2020 was a milestone<br />
year <strong>for</strong> ENGIE in this country. EN-<br />
GIE now operates more than 3 GW <strong>of</strong> renewable<br />
generation capacity in North<br />
America.<br />
At the end <strong>of</strong> 2020, ENGIE operates<br />
31 GW <strong>of</strong> renewable assets, up 5 GW vs.<br />
end 2019:<br />
• 3 GW <strong>of</strong> organic development<br />
• 2 GW through acquisitions <strong>of</strong> operating<br />
assets: 1.7 GW hydro in Portugal <strong>and</strong><br />
0.3 GW wind in Italy <strong>and</strong> France.<br />
Overall, ENGIE’s renewable portfolio<br />
consists <strong>of</strong> ~57% hydroelectric capacity<br />
<strong>and</strong> ~43% wind & solar assets <strong>and</strong> renewables<br />
account <strong>for</strong> 30% <strong>of</strong> ENGIE’s gross<br />
power generation capacity (101 GW).<br />
Through renewable energy development,<br />
<strong>and</strong> thanks to its trading capabilities,<br />
ENGIE provides public <strong>and</strong> private<br />
customers with renewable energy supply<br />
under optimized contractual <strong>and</strong> financial<br />
arrangements. Doing so, the Group has<br />
further strengthened its positioning in the<br />
rapidly growing market <strong>of</strong> long-term corporate<br />
power purchase agreements<br />
(„Green Corporate PPAs“) with more than<br />
1.5 GW <strong>of</strong> contracts signed <strong>for</strong> the Group’s<br />
assets in 2020.<br />
Catherine MacGregor, ENGIE’s CEO said:<br />
„ENGIE‘s commissioning <strong>of</strong> 3 GW <strong>of</strong> additional<br />
renewable capacity, in 2020 is consistent<br />
with our growth strategy in renewables<br />
<strong>and</strong> positions ENGIE as a leader in<br />
global renewable development. This is an<br />
achievement in a challenging context <strong>for</strong><br />
the industry in 2020. This per<strong>for</strong>mance<br />
puts us on track to meet our target to add 9<br />
GW capacity over the 2019 to <strong>2021</strong> period,<br />
<strong>and</strong> makes us confident in our capacity to<br />
further accelerate renewables growth in<br />
the years to come.“ (21511155)<br />
LL<br />
www.engie.com<br />
Die EnBW treibt den Ausbau der<br />
Solarenergie mit zwei weiteren<br />
Großprojekten voran<br />
• Investitionsentscheidung für zwei<br />
weitere förderfreie Solarparks getr<strong>of</strong>fen<br />
• Baubeginn bereits für Anfang <strong>2021</strong><br />
geplant<br />
• Photovoltaik als Wachstumsmotor trotz<br />
Corona<br />
(enbw) Mit dem Projekt Weesow-Willmersdorf<br />
nimmt die EnBW derzeit in Br<strong>and</strong>enburg<br />
Deutschl<strong>and</strong>s größten Solarpark<br />
schrittweise in Betrieb. Parallel hat sie nun<br />
bereits für die nächsten beiden Großprojekte<br />
die Investitionsentscheidung getr<strong>of</strong>fen:<br />
Ebenfalls in Br<strong>and</strong>enburg angesiedelt,<br />
soll der Bau der beiden Solarparks „Gottesgabe“<br />
und „Alttrebbin“ zum Jahresbeginn<br />
<strong>2021</strong> starten. Gemeinsam mit dem Projekt<br />
Weesow-Willmersdorf kommen die drei<br />
Parks annähernd auf eine Gesamtleistung<br />
von rund 500 Megawatt und untermauern<br />
damit den strategischen Stellenwert der<br />
Solarenergie beim weiteren Ausbau der Erneuerbaren<br />
Energien. Einst ein Energieunternehmen<br />
mit bis zu 80 Prozent konventioneller<br />
Erzeugung, will die EnBW bis 2025<br />
rund die Hälfte ihres Portfolios mit erneuerbaren<br />
Energien bestreiten.<br />
Photovoltaik ist neben der Windkraft an<br />
L<strong>and</strong> und auf See inzwischen eine tragende,<br />
dritte Säule in der Ausbaustrategie des<br />
Unternehmens für erneuerbare Energien.<br />
„Um die für Deutschl<strong>and</strong> gesetzten Klimaziele<br />
zu erreichen, brauchen wir einen<br />
jährlich klar definierten Weg für den weiteren<br />
Zubau erneuerbarer Energien“, sagt<br />
Dirk Güsewell, Leiter Erzeugung Portfolioentwicklung<br />
der EnBW. „Bei Solarenergie<br />
wäre dafür ein jährlicher Zubau von fünf<br />
bis zehn Gigawatt notwendig. Mit unseren<br />
drei Großprojekten können wir hier nun<br />
auf einen Schlag einen wesentlichen Beitrag<br />
leisten.“<br />
Etwa 60 Kilometer östlich von Berlin im<br />
L<strong>and</strong>kreis Märkisch-Oderl<strong>and</strong> werden die<br />
beiden jeweils rund 150 Megawatt großen<br />
Projekte errichtet. Zusammen mit dem 187<br />
Megawatt großen Solarpark Weesow-Willmersdorf<br />
entsteht somit ein einzigartiges<br />
Solar-Cluster in großer räumlicher Nähe.<br />
Mit den Projekten kann umgerechnet für<br />
rund 140.000 Haushalte umweltfreundlicher<br />
Strom erzeugt werden, das entspricht<br />
etwa 70 Prozent der Haushalte in den<br />
br<strong>and</strong>enburgischen L<strong>and</strong>kreisen Barnim<br />
und Märkisch-Oderl<strong>and</strong>.<br />
Br<strong>and</strong>enburgs Wirtschaftsminister<br />
Jörg Steinbach: „Erneuerbare Energien<br />
können wettbewerbsfähig sein“<br />
„Was vor einigen Jahren noch illusorisch<br />
erschien, ist Realität geworden: Die regenerative<br />
Stromerzeugung ohne unterstützende<br />
Vergütung durch das Erneuerbare<br />
Energien Gesetz (EEG) funktioniert. Damit<br />
zeigt sich, dass die erneuerbaren Energien<br />
wettbewerbsfähig sein können“, erklärt<br />
Br<strong>and</strong>enburgs Minister für Wirtschaft, Arbeit<br />
und Energie, Jörg Steinbach. „Mit Projekten<br />
wie den Solarparks in Weesow-Willmersdorf,<br />
Gottesgabe und Alttrebbin trägt<br />
die EnBW dazu bei, unsere energie- und<br />
klimapolitischen Ziele zu erreichen. Br<strong>and</strong>enburg<br />
nimmt bei der Energiewende eine<br />
Spitzenstellung ein, denn kaum ein <strong>and</strong>eres<br />
L<strong>and</strong> hat den Ausbau der erneuerbaren<br />
Energien stärker vorangetrieben als wir.“<br />
Darüber hinaus begrüßt der Minister die<br />
Absicht von EnBW, Teilgewerke des Projektes<br />
an regional ansässige Unternehmen<br />
vergeben zu wollen. „Hier funktioniert,<br />
was man bei <strong>and</strong>eren Projekten häufig vermisst:<br />
Die regionale Wertschöpfung.“<br />
325.000 Tonnen CO 2<br />
durch Solarenergie vermieden<br />
Durch das Solar-Cluster aus drei Photovoltaik-Großprojekten<br />
können rund<br />
325.000 Tonnen CO 2 vermieden werden.<br />
Die EnBW will die Bauarbeiten analog zu<br />
Weesow-Willmersdorf innerhalb eines Jahres<br />
abwickeln und beide Anlagen bis Jahresende<br />
<strong>2021</strong> in Betrieb nehmen. Auch<br />
diese beiden Projekte realisiert die EnBW<br />
ohne Fördermittel. Den Strom vermarktet<br />
sie über den EnBW-eigenen Stromh<strong>and</strong>el.<br />
Dabei stehen alle Optionen <strong>of</strong>fen, sei es für<br />
Power Purchase Agreements (PPA), für<br />
den Stromh<strong>and</strong>el an der Börse oder auch<br />
über das eigene Vertriebsportfolio.<br />
Zu den Projekten gehören ebenfalls zahlreiche<br />
Natur- und Artenschutzmaßnahmen,<br />
welche die regionale Biodiversität<br />
fördert, wie eine Studie des Bundesverb<strong>and</strong>s<br />
Neue Energiewirtschaft (bne) zeigt.<br />
Die rund 400 Hektar große Baufläche aller<br />
drei Projekte wird dabei vollflächig mit heimischem<br />
Saatgut begrünt und mit Bäumen,<br />
Hecken und Sträuchern im direkten<br />
Umfeld ergänzt. (21511140)<br />
LL<br />
www.enbw.com<br />
Offshore-Windpark He Dreiht:<br />
EnBW erteilt Zuschlag für die<br />
Projektzertifizierung<br />
(enbw) Die EnBW hat den Zuschlag bei der<br />
EU-weiten Ausschreibung für die Projektzertifizierung<br />
des Offshore-Windparks<br />
EnBW He Dreiht an die Bureau Veritas Industry<br />
Services GmbH vergeben. Damit<br />
wird sie die Zertifizierung für die Windkraftanlagen<br />
und die Fundamente nach<br />
den An<strong>for</strong>derungen des Bundesamts für<br />
Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH)<br />
für alle Projektphasen übernehmen. Die<br />
Zertifizierung soll Ende 2025 abgeschlossen<br />
werden und einen sicheren Betrieb des<br />
Windparks über 25 Jahre gewährleisten.<br />
Derzeit laufen noch die Ausschreibungen<br />
für die Turbinenlieferung und -installation<br />
sowie für den Service- und Wartungsvertrag,<br />
für das Design der Fundamente sowie<br />
für Lieferung und Installation der Innerparkverkabelung.<br />
Nächstes Jahr wird die<br />
EnBW mit den Ausschreibungen für Fertigung<br />
sowie Transport und Installation der<br />
Fundamente beginnen.<br />
EnBW He Dreiht wird 90 km nordwestlich<br />
von Borkum und ungefähr 110 km<br />
westlich von Helgol<strong>and</strong> in der Nordsee liegen.<br />
Mit einer Kapazität von 900 MW gehört<br />
He Dreiht zu den größten geplanten<br />
Offshore-Windkraftprojekten in Europa<br />
und soll 2025 in Betrieb gehen. (21511144)<br />
LL<br />
www.enbw.com<br />
15
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Ankündigung<br />
NEUER TERMIN!<br />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung „Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb<br />
<strong>2021</strong>“<br />
11. und 12. November <strong>2021</strong> | Dorint Hotel, Potsdam<br />
Die <strong>VGB</strong>-Fachtagung „Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb <strong>2021</strong>“ – mit<br />
begleitender Fachausstellung – findet am 11./12. November <strong>2021</strong> im Dorint<br />
Hotel in Potsdam statt.<br />
Die sich im Kontext mit der Energiewende in kurzen Zeiträumen verändernden<br />
An<strong>for</strong>derungen im Strom- und Wärmemarkt sowie im öffentlichen Gastransportnetz<br />
er<strong>for</strong>dern für den wirtschaftlichen, sicheren und umweltverträglichen<br />
Betrieb von Gasturbinenanlagen eine rechtzeitige Anpassung operativer und<br />
anlagentechnischer Konzepte.<br />
Im Zweijahresrhythmus werden mit Gasturbinen befasste Fachleute der Betreiber,<br />
Hersteller, Planer, Verbände, Versicherer, F&E-Zentren, Behörden und<br />
in korrespondierenden Geschäftsbereichen vom <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. dazu<br />
eingeladen, durch Vorträge und umfassende Diskussion aktueller Fragen zur<br />
Gasturbine und dem Gasturbinenbetrieb den Erfahrungs-, Erkenntnis- und<br />
Gedankenaustausch zu intensivieren.<br />
In einem breit gefächerten Themenportfolio werden wir uns aktuellen Fragen<br />
aus dem Betrieb von Altanalgen, Best<strong>and</strong>sanlagen und Neuanlagen sowie der<br />
Planung neuer Gasturbinenanlagen und innovativen R&D-Projekten der gasturbinenbasierten<br />
Energietechnik zuwenden.<br />
Für das vorgesehene Vortragsportfolio bitten wir Sie, uns freundlicherweise zu<br />
folgenden Themen Ihre Präsentationsvorschläge mit kurzgefasstem Abstract<br />
zeitnah zu unterbreiten:<br />
ı Energie- und Umweltpolitische Rahmenbedingungen für Gasturbinenanlagen,<br />
u. a.<br />
ELV-An<strong>for</strong>derungen aus der Novelle der 13.BImSchV; KWK Gesetz; An<strong>for</strong>derungen<br />
aus dem Netzausbau; Gasturbinenbasierte Speicherkonzepte<br />
ı Maßnahmen zur Flexibilitätssteigerung und deren Konsequenzen, u. a.<br />
Absenkung der Mindestlast unter Einhaltung von Emissionsgrenzwerten;<br />
Erhöhung der Lastgradienten; Brennst<strong>of</strong>f-Flexibilität, Einsatz von Wasserst<strong>of</strong>f,<br />
Syngas, DME aus „Power to Gas“; Vermarktung von Alt- und Best<strong>and</strong>sanlagen;<br />
Einfluss vermehrter instationärer Beanspruchung der Gasturbine<br />
auf Lebensdauer und Schadenhäufigkeit<br />
ı Inst<strong>and</strong>haltung und Modernisierung, u. a.<br />
Entstehung und Umgang mit Cr VI-Belägen auf Gasturbinenkomponenten;<br />
Konzepte für flexiblere und längere Inspektions-/Revisionsintervalle, EOH-<br />
Algorithmen; LTE- und Upgrade-Konzepte<br />
ı Innovative Technologien und neue Produkte, u. a.<br />
Kühltechniken und Werkst<strong>of</strong>fe für den Heißgaspfad; Brenner- und Brennkammerkonzepte<br />
für die Emissionsminderung und H2-Mitverbrennung; Projekt-<br />
und Betriebserfahrungen mit Gasturbinenanlagen; Additive Manufacturing<br />
(3D-Druck) und Selective Laser Melting für Neufertigung und Refurbishment;<br />
Konzepte der Digitalisierung für Betrieb und Inst<strong>and</strong>haltung von<br />
Gasturbinen-Anlagen<br />
Reichen Sie Vorschläge von Themen und Vortragenden per Online<strong>for</strong>mular ein<br />
unter:<br />
https://www.vgb.org/gasturbinen_gasturbinenbetrieb_21_cfp.html<br />
Einsendeschluss ist der 31. Mai <strong>2021</strong>!<br />
Um unseren hohen qualitativen Ansprüchen gerecht zu werden, bitten wir Sie<br />
Verständnis dafür zu haben, dass Präsentationen mit verdecktem Marketing<br />
und betonter Produktpräsentation keine Berücksichtigung finden können.<br />
In der Fachausstellung erwarten Sie Spezialisten der zahlreich vertretenen Firmen<br />
der Gasturbinenbranche zu St<strong>and</strong>gesprächen.<br />
Ihre Ansprechpartnerin<br />
Diana Ringh<strong>of</strong>f (Fachtagung)<br />
E-Mail<br />
vgb-gasturb@vgb.org<br />
Telefon<br />
+49 201 8128-232<br />
Konferenzsprachen<br />
Deutsch und Englisch<br />
Simultanübersetzung ist vorgesehen<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Deutschl<strong>and</strong><br />
16<br />
Wir bitten ebenfalls um Mitteilung,<br />
falls Sie an einer Teilnahme als Aussteller interessiert sind:<br />
Ihr Ansprechpartner: Angela Langen<br />
E-Mail:<br />
angela.langen@vgb.org<br />
Telefon: +49 201 8128-310<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Deutschl<strong>and</strong>
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Announcement<br />
NEW DATE!<br />
<strong>VGB</strong> Conference „Gas Turbines <strong>and</strong> Operation <strong>of</strong><br />
Gas Turbines <strong>2021</strong>“<br />
11 <strong>and</strong> 12 November <strong>2021</strong> | Dorint Hotel, Potsdam/Germany<br />
The <strong>VGB</strong> Conference "Gas Turbines <strong>and</strong> Operation <strong>of</strong> Gas Turbines <strong>2021</strong>"<br />
– with accompanying technical exhibition – takes place at the Dorint Hotel in<br />
Potsdam/Germany on 11/12 November <strong>2021</strong>.<br />
In the context <strong>of</strong> the energy transition in a short period <strong>of</strong> time, the changing<br />
requirements in electricity <strong>and</strong> heat market <strong>and</strong> the public gas transport network<br />
require the timely adjustment <strong>of</strong> operational <strong>and</strong> plant engineering concepts<br />
<strong>for</strong> economical, safe <strong>and</strong> environmentally operation <strong>of</strong> gas turbines.<br />
In two-year intervals gas turbine experts from operators, manufacturers, planning<br />
<strong>of</strong>fices, associations, insurance companies, R&D centers, authorities <strong>and</strong><br />
corresponding business areas <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. are invited by <strong>VGB</strong><br />
PowerTech e.V. <strong>for</strong> intensifying the exchange <strong>of</strong> experience, findings <strong>and</strong> ideas<br />
by lectures <strong>and</strong> comprehensive discussions in the area <strong>of</strong> gas turbines <strong>and</strong><br />
the gas turbine operation.<br />
In a wide range <strong>of</strong> topics, we will address current issues from the operation <strong>of</strong><br />
old plants, existing plants <strong>and</strong> new plants, as well as the planning <strong>of</strong> new gas<br />
turbine plants <strong>and</strong> innovative R&D projects in gas turbine-based energy technology.<br />
For the provided topic portfolio we kindly ask you to submit your proposals <strong>for</strong><br />
presentations as short description in a reasonable time:<br />
ı Energy <strong>and</strong> environmental policy framework conditions <strong>for</strong> gas turbine<br />
plants, among other topics<br />
ELV requirements from the amendment to the 13.BImSchV; CHP law; Requirements<br />
from grid expansion; Gas turbine based storage concepts<br />
ı Measures <strong>for</strong> increasing the effectiveness <strong>and</strong> its consequences,<br />
among others topics<br />
Reduction <strong>of</strong> the minimum load by compliance <strong>of</strong> the emission limit values;<br />
Increase <strong>of</strong> the load gradient; Fuel flexibility, e.g. hydrogen, syngas, DME<br />
from “power to gas”; Marketing <strong>of</strong> old plants <strong>and</strong> existing plants; Impact <strong>of</strong><br />
increased transient loads <strong>of</strong> the gas turbine on lifetime <strong>and</strong> frequency <strong>of</strong><br />
claims<br />
ı Maintenance <strong>and</strong> modernization, among other topics<br />
Creation <strong>and</strong> h<strong>and</strong>ling <strong>of</strong> Cr VI linings on gas turbine components; Concepts<br />
<strong>for</strong> more flexible <strong>and</strong> longer revision intervals, EOH algorithms; LTE <strong>and</strong> upgrade<br />
concepts<br />
ı Innovative technology <strong>and</strong> new products, among other things<br />
Cooling technologies <strong>and</strong> materials <strong>for</strong> the hot gas path; Burner <strong>and</strong> combustion<br />
chamber concepts <strong>for</strong> emission reduction <strong>and</strong> H2 co-incineration;<br />
Combustion chamber bypass as innovative concept <strong>for</strong> increase <strong>of</strong> flexibility;<br />
Operational <strong>and</strong> project experiences with gas turbine plants; Additive<br />
manufacturing (3D-printing) <strong>and</strong> Selective Laser Melting <strong>for</strong> new production<br />
<strong>and</strong> refurbishment; Concepts <strong>of</strong> digitalization <strong>for</strong> operation <strong>and</strong> maintenance<br />
<strong>of</strong> gas turbine plants<br />
You are kindly ask to submit proposals <strong>for</strong> lectures <strong>and</strong> speakers online:<br />
https://www.vgb.org/en/gasturbinen_gasturbinenbetrieb_21_cfp.html<br />
The deadline <strong>for</strong> submission is 31 May <strong>2021</strong>!<br />
To fulfill our high quality st<strong>and</strong>ards, please do underst<strong>and</strong> that presentations<br />
with concealed marketing <strong>and</strong> emphasized product presentation cannot find<br />
consideration.<br />
In the exhibition, specialists from the numerous companies represented in the<br />
gas turbine industry will be waiting to talk to you.<br />
Members´News<br />
Your Contact<br />
Diana Ringh<strong>of</strong>f (Conference)<br />
E-mail<br />
vgb-gasturb@vgb.org<br />
Phone<br />
+49 201 8128-232<br />
Conference language<br />
German <strong>and</strong> English<br />
simultaneous translation is <strong>for</strong>seen<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
We also ask you to let us know if you are interested<br />
in participating as an exhibitor:<br />
Your Contact: Angela Langen<br />
E-mail:<br />
angela.langen@vgb.org<br />
Phone: +49 201 8128-310<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
17
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
EnBW nimmt Windpark<br />
Schwienau III in Betrieb<br />
(enbw) Die EnBW hat am 14. Januar <strong>2021</strong>,<br />
die letzte der drei neuen Windenergieanlagen<br />
des Windparks Schwienau III in Betrieb<br />
genommen. Projektleiter Christopher<br />
Sonntag erwartet eine jährliche Stromernte<br />
von deutlich über 30 Millionen Kilowattstunden:<br />
„Damit können wir rechnerisch<br />
an die 10.000 Haushalte klimaschonend<br />
mit Strom versorgen“. Die Zusammenarbeit<br />
mit der Samtgemeinde Bevensen-Ebstorf,<br />
zu der Schwienau gehört, habe das<br />
Projekt von Anfang an unterstützt.<br />
Durch frühzeitige Bürgerbeteiligungen,<br />
die im Rahmen einer umfassenden Projektvorstellung<br />
im Vorfeld in öffentlicher Sitzung<br />
geleistet wurden, wurde die Gemeinde<br />
in<strong>for</strong>miert. „Wir freuen uns, dass unsere<br />
Gemeinde mit den neuen Windenergieanlagen<br />
einen noch größeren Beitrag für klimaschonende<br />
Stromerzeugung leistet“,<br />
erklärt Hans-Joachim Bütow, Bürgermeister<br />
von Schwienau.<br />
Die drei Windenergieanlagen vom Typ<br />
Vestas V150 verfügen jeweils über eine<br />
Nennleistung von 4,2 Megawatt. Die Nabenhöhe<br />
der Anlagen liegt zwischen 148<br />
und 166 Metern, der Rotordurchmesser<br />
beträgt 150 Meter und die Gesamthöhe<br />
maximal 241 Meter.<br />
Das Gelände des Windparks Schwienau III<br />
liegt östlich der Gemarkung Stadorf und besteht<br />
aus l<strong>and</strong>wirtschaftlich genutzten Flächen.<br />
Im Umfeld stehen bereits mehrere Windenergieanlagen,<br />
unter <strong>and</strong>erem auch fünf<br />
der EnBW mit je 2,0 Megawatt Nennleistung.<br />
Der Inbetriebnahme des Windparks gingen<br />
umfangreiche naturschutzfachliche<br />
Untersuchungen voraus, in denen Biologen<br />
die Auswirkungen der Anlagen auf Natur<br />
und Umwelt überprüft haben. (21511150)<br />
LL<br />
www.enbw.com<br />
EnBW schließt Sanierungsarbeiten<br />
nach Br<strong>and</strong> im Heizkraftwerk<br />
Heilbronn erfolgreich ab<br />
(enbw) Das EnBW-Heizkraftwerk Heilbronn<br />
ist jetzt wieder voll verfügbar. Nach<br />
dem Br<strong>and</strong>, der sich Ende letzten Jahres in<br />
der Entschwefelungsanlage des Blocks 7<br />
ereignet hatte, st<strong>and</strong> nur noch eine der beiden<br />
Rauchgasreinigungsstraßen zur Verfügung.<br />
Während der Sanierung konnte der<br />
Kraftwerksblock entsprechend nur mit halber<br />
Leistung betrieben werden. Nun sind<br />
die Arbeiten abgeschlossen und die Betriebsfähigkeit<br />
der beschädigten Anlagenteile<br />
wieder vollständig hergestellt. „Ich<br />
bin froh, dass Block 7 jetzt wieder zu 100<br />
Prozent einsatzfähig ist“, bemerkt Jürgen<br />
Weigelt, Leiter Produktion der EnBW Kraftwerke<br />
Heilbronn, Marbach und Walheim,<br />
zufrieden. „Dank des großartigen Engagements<br />
der Kollegen des St<strong>and</strong>ortes Heilbronn<br />
war es möglich, die Maßnahmen so<br />
erfolgreich und im geplanten Zeitfenster<br />
umzusetzen.“<br />
Im Rahmen der Inst<strong>and</strong>setzung mussten<br />
zunächst – in enger Absprache mit den Behörden<br />
– die rund 7.000 Kubikmeter Löschwasser<br />
und die rund 1.500 Tonnen verunreinigten<br />
Absorber-Gipses, Br<strong>and</strong>reste,<br />
Strahls<strong>and</strong> und Stahlschrott entsorgt werden.<br />
Danach konnte mit den umfangreichen<br />
Sanierungsarbeiten begonnen werden.<br />
Allein für die Erneuerung des Korrosionsschutzes<br />
an den Rauchgaskanälen wurden<br />
Flächen von circa 4.000 Quadratmetern<br />
neu beschichtet. Die Schadenssumme<br />
beläuft sich auf rund 18 Millionen Euro.<br />
Auf der Baustelle waren in Spitzenzeiten<br />
bis zu 150 Fremdfirmenmitarbeiter unterschiedlicher<br />
Dienstleister tätig. „Um dieses<br />
Vorhaben auch in Zeiten der Corona-P<strong>and</strong>emie<br />
durchführen zu können, hatte die<br />
EnBW zusammen mit dem Gesundheitsamt<br />
Heilbronn ein spezielles Hygienekonzept<br />
erarbeitet“, erläutert Bernd Alicke,<br />
Leiter Inst<strong>and</strong>haltung der Kraftwerke Heilbronn,<br />
Marbach und Walheim. „Alle Beteiligten<br />
haben sich an die Regeln gehalten.<br />
Es gab keine Covid-19-Fälle im Zusammenhang<br />
mit diesem Projekt.“<br />
Heizkraftwerk Heilbronn<br />
Block 7 des Heizkraftwerks Heilbronn<br />
wird in Kraft-Wärme-Kopplung betrieben.<br />
Er hat eine elektrische Leistung von 778<br />
Megawatt und eine thermische Leistung<br />
von 320 Megawatt. Von den ursprünglich<br />
sieben Blöcken auf dem Kraftwerksgelände<br />
sind insgesamt noch drei in Betrieb – von<br />
denen zwei ausschließlich für die Netzreserve<br />
zur Verfügung stehen und nicht am<br />
Marktgeschehen teilnehmen. Als kleinere<br />
St<strong>and</strong>orte sind die Kraftwerke in Marbach<br />
und Walheim dem St<strong>and</strong>ort Heilbronn zugeordnet.<br />
(21511147)<br />
LL<br />
www.enbw.com<br />
E.ON: Energiewendeprojekt<br />
DESIGNETZ startet<br />
in den Live-Betrieb<br />
• Ergebnisse aus vier Jahren Forschung<br />
und Entwicklung werden nun in der<br />
Praxis erprobt<br />
• Integration realer Anlagen in ein<br />
simuliertes Energiesystem der Zukunft<br />
zeigt Heraus<strong>for</strong>derungen der<br />
Energiewelt von morgen<br />
• E.ON ist Konsortialführer des<br />
Projektkonsortiums aus 46 Partnern<br />
(eon) In DESIGNETZ untersuchen 46 Partner<br />
in drei Bundesländern, wie ein dezentrales,<br />
digitales und grünes Energiesystem<br />
der Zukunft funktioniert. Mögliche Lösungen<br />
werden in einem komplexen Zusammenspiel<br />
aus Realität und Simulation erprobt.<br />
Bislang hatten die Experten die Teilprojekte<br />
wie z.B. Batteriespeicher oder Power-to-<strong>Heat</strong>-Anlagen<br />
einzeln aufgebaut<br />
und in Betrieb genommen sowie Erkenntnisse<br />
darüber gesammelt, wie das Gesamtsystem<br />
aufgebaut werden kann. Nach vier<br />
Jahren Projektarbeit ist es nun so weit: DE-<br />
SIGNETZ startet in den Live-Betrieb – Einzelanlagen<br />
werden in das Gesamtsystem<br />
integriert. Erstmals ist jetzt eine bidirektionale<br />
Kommunikation zwischen den realen<br />
technischen Anlagen und dem sogenannten<br />
System Cockpit, welches Netzsituationen<br />
aus 2035 simuliert, möglich.<br />
Thomas König, bei E.ON für das Netzgeschäft<br />
verantwortlich, sagt: „Mit dem<br />
Live-Betrieb von DESIGNETZ haben wir<br />
einen wichtigen Meilenstein erreicht. Wir<br />
werden anh<strong>and</strong> der Ergebnisse aufzeigen<br />
können, wie die Energiewelt von morgen<br />
aussehen kann und welche Rahmenbedingungen<br />
die verschiedenen Akteure noch<br />
anpassen müssen, damit die Energiewende<br />
erfolgreich wird. DESIGNETZ liefert damit<br />
nicht nur für uns wichtige Impulse, sondern<br />
auch für Politik und Regulierung.“<br />
Das Heizkraftwerk Heilbronn ist nach dem Br<strong>and</strong> Ende 2019 wieder voll verfügbar. (Foto: EnBW)<br />
(21511147)<br />
18
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
Die technischen Anlagen der DESIG-<br />
NETZ-Teilprojekte übermitteln ihre Erzeugungs-,<br />
Verbrauchs- und Speicherkapazitäten<br />
(Flexibilität) über eine dezentrale Datendrehscheibe,<br />
das Energy Gateway, an<br />
das System Cockpit. Ein Energiespeicher<br />
schätzt beispielsweise ab, wie viel elektrische<br />
Energie er im Testzeitraum speichern<br />
bzw. in das Verteilnetz einspeisen kann.<br />
Das System Cockpit berechnet daraus mithilfe<br />
von Wetterdaten die erwartete Netzauslastung<br />
und den optimalen Flexibilitätseinsatz.<br />
Es meldet dann an die Anlagen<br />
zurück, welche Flexibilität verfügbar gemacht<br />
werden soll.<br />
Während des Testlaufs ermittelt das System<br />
Cockpit, ob die Anlagen der Teilprojekte<br />
die ange<strong>for</strong>derte Flexibilität auch tatsächlich<br />
wie ange<strong>for</strong>dert erbringen konnten.<br />
Dadurch werden wertvolle Erfahrungen<br />
gesammelt, wie die angebundenen<br />
Technologien auf die für sie realen An<strong>for</strong>derungen<br />
reagieren und welche Rolle technische<br />
Störungen, Wetterumschwünge<br />
und Reaktionszeiten der Anlagen spielen.<br />
Außerdem ist das System Cockpit dazu in<br />
der Lage, die technischen Anlagen der heutigen,<br />
realen Welt in ein simuliertes Energieversorgungssystem<br />
des Jahres 2035 zu<br />
integrieren.<br />
Die im Live-Betrieb gewonnenen Daten<br />
werden bis Ende März analysiert und fließen<br />
in die finalen Ergebnisse des umfassendsten<br />
Energiewendeprojekts überhaupt<br />
ein. DESIGNETZ wird konkrete Aussagen<br />
darüber treffen, wie Netzbetreiber, aber<br />
auch Flexibilitätsanbieter zukünftig Flexibilität<br />
für den Markt und im Verteilnetz<br />
nutzbar bzw. h<strong>and</strong>elbar machen können.<br />
Die Erkenntnisse aus dem Projekt werden<br />
außerdem zeigen, wie St<strong>and</strong>ardisierung<br />
und Digitalisierung weiter vorangetrieben<br />
werden müssen und wie das regulatorische<br />
Umfeld aussehen muss, damit technische<br />
Flexibilitätspotenziale auch tatsächlich genutzt<br />
werden können und die Energiewende<br />
gelingt.<br />
Über DESIGNETZ<br />
DESIGNETZ wird im Rahmen des Förderprogramms<br />
SINTEG (Schaufenster Intelligente<br />
Energie) des Bundesministeriums<br />
für Wirtschaft und Energie in den Bundesländern<br />
Nordrhein-Westfalen, Saarl<strong>and</strong><br />
und Rheinl<strong>and</strong>-Pfalz umgesetzt. In diesen<br />
Regionen wird das deutsche Energiesystem<br />
in seiner Vielfalt ideal abgebildet. Das<br />
Projekt ist am 1. Januar 2017 <strong>of</strong>fiziell gestartet<br />
und läuft über rund vier Jahre in<br />
einem Konsortium aus 46 erfahrenen Partnern<br />
aus Energiewirtschaft, Industrie, Forschung<br />
und Entwicklung. Die E.ON SE ist<br />
Konsortialführer des Projekts. Das Projektvolumen<br />
beträgt 66 Millionen Euro.<br />
(21511158)<br />
LL<br />
www.eon.com<br />
ESB: ESB spearheads circa<br />
100 MWh <strong>of</strong> major grid-scale<br />
battery projects in Dublin <strong>and</strong> Cork<br />
(esb) ESB announces that it is embarking<br />
on its first major battery projects at existing<br />
ESB sites at Inchicore, Co Dublin <strong>and</strong> Aghada,<br />
Co Cork.<br />
The projects are the first in a pipeline to<br />
deliver long-duration battery technology<br />
as well as additional flexible enabling technologies<br />
that will support Irel<strong>and</strong> in reaching<br />
its ambitious climate targets <strong>of</strong> 70 percent<br />
<strong>of</strong> electricity from renewable sources<br />
by 2030.<br />
Battery Energy <strong>Storage</strong> Systems will deliver<br />
60 MWh at Inchicore in Dublin <strong>and</strong><br />
38 MWh at Aghada Generating Station in<br />
Cork supporting the national grid in providing<br />
storage capacity <strong>and</strong> stability <strong>for</strong><br />
times <strong>of</strong> low wind.<br />
Paul Smith, Head <strong>of</strong> Asset Development<br />
at ESB <strong>Generation</strong> <strong>and</strong> Trading, says that<br />
the projects are entirely in line with ESB’s<br />
ambition to lead Irel<strong>and</strong>’s transition to a<br />
low carbon future: „Enabling technologies<br />
such as these fast-acting battery projects<br />
are crucial to support the grid <strong>and</strong> will facilitate<br />
ever more onshore wind, <strong>of</strong>fshore<br />
wind <strong>and</strong> solar onto the electricity system<br />
in the coming decades. These projects<br />
mark ESB’s first battery projects in Irel<strong>and</strong><br />
which is another important step on the<br />
company’s low carbon transition journey,<br />
<strong>and</strong> in doing so, help us lead in the delivery<br />
<strong>of</strong> our national climate obligations.“<br />
ESB are very pleased to be working with<br />
partners Fluence, Powercomm Group <strong>and</strong><br />
Kirby Group in the delivery <strong>of</strong> these two<br />
projects.<br />
For Fluence, a Siemens <strong>and</strong> AES energy<br />
storage technology company, the announcement<br />
is also a significant milestone.<br />
„Fluence has extensive experience delivering<br />
energy storage <strong>for</strong> the Irish electric<br />
grid, from the country’s first battery energy<br />
storage project to the fastest system response<br />
time in the world,“ said Paul Mc-<br />
Cusker, vice president <strong>of</strong> EMEA <strong>for</strong> Fluence.<br />
„We look <strong>for</strong>ward to working with<br />
ESB on projects that will help Irel<strong>and</strong> meet<br />
its ambitious clean energy goals <strong>and</strong> provide<br />
a more flexible, reliable <strong>and</strong> sustainable<br />
power system.“ (21511205)<br />
LL<br />
www.esb.ie<br />
Irish energy start-ups encouraged<br />
to participate in global<br />
accelerator programme<br />
• Successful start-ups will take part in<br />
seven-month programme with<br />
mentorship from nine global utilities<br />
including ESB<br />
• Winning company will receive $200,000<br />
<strong>and</strong> opportunity to bring their product<br />
or service to worldwide market<br />
• Irel<strong>and</strong> to host final <strong>of</strong> prestigious<br />
programme from November 9-11, <strong>2021</strong><br />
13 January <strong>2021</strong><br />
(esb) ESB is encouraging Irish energy startups<br />
to apply <strong>for</strong> a coveted spot on the <strong>2021</strong><br />
Free Electrons programme, the world’s first<br />
global utility accelerator that gives entrepreneurs<br />
access to a panel <strong>of</strong> innovative<br />
energy companies with a direct market-channel<br />
to 70 million customers in 40<br />
countries.<br />
It is planned, depending on Covid-19 restrictions,<br />
that this year’s programme will<br />
have a mix <strong>of</strong> physical <strong>and</strong> virtual <strong>of</strong>ferings<br />
where start-ups will receive the support <strong>of</strong><br />
technical experts from utilities, to refine<br />
their <strong>of</strong>ferings <strong>and</strong> introduce their innovative<br />
products <strong>and</strong> services to new markets<br />
in Europe, USA, Middle East, Far East <strong>and</strong><br />
Oceania.<br />
The sponsor utilities – including ESB – are<br />
seeking to collaborate with start-ups that<br />
have developed low-carbon enabling technologies<br />
<strong>and</strong> related customer friendly services<br />
to accelerate the adoption <strong>of</strong> clean<br />
energy in all aspects <strong>of</strong> our lives.<br />
Following the application process, 30<br />
companies will be invited to the initial<br />
Bootcamp event in Dubai this May (may be<br />
hosted online in line with Covid-19 restrictions).<br />
Following this, 15 companies will be<br />
selected to participate in mini modules in<br />
Lisbon <strong>and</strong> Hong Kong with the final taking<br />
place in Dublin from 9 to 11 November<br />
<strong>2021</strong>.<br />
Last year, 857 start-ups from 86 countries<br />
applied <strong>for</strong> the programme while more<br />
than $50 million in commercial deals have<br />
been signed since it first commenced in<br />
2017.<br />
To date, seven Irish technology start-ups<br />
have participated in the bootcamps or programme<br />
modules including Xenotta from<br />
Co Carlow, Sedicii from Co Water<strong>for</strong>d <strong>and</strong><br />
Grid Beyond from Co Dublin.<br />
Speaking about the benefits <strong>of</strong> this programme,<br />
Denis O’Leary, Innovation Manager<br />
at ESB, said:“Innovation is at the heart<br />
<strong>of</strong> all we do at ESB <strong>and</strong> is key to transitioning<br />
to a low-carbon future. The Free Electrons<br />
programme <strong>of</strong>fers us the opportunity<br />
to work with the world’s best start-ups <strong>and</strong>,<br />
in turn, helps them refine <strong>and</strong> create customer<br />
<strong>and</strong> industry focused energy solutions.<br />
As a founding member <strong>of</strong> this initiative,<br />
ESB is proud to once again host a mod-<br />
19
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
ule event later this year where we can<br />
showcase the best <strong>of</strong> Irish innovation <strong>and</strong><br />
industry. I encourage all energy start-ups<br />
to apply <strong>for</strong> this programme <strong>and</strong> we look<br />
<strong>for</strong>ward to working with them on this exciting<br />
journey.“<br />
During the programme, start-ups refine<br />
their value proposition, trial <strong>and</strong> test technology<br />
<strong>and</strong> gain access to invaluable resources,<br />
advice <strong>and</strong> support from around<br />
the globe. During the <strong>2021</strong> programme,<br />
ESB signed three pilot projects with Ripple<br />
Energy, a UK based start-up, Fos4X/Polytech<br />
from Germany <strong>and</strong> Portuguese startup,<br />
Tesselo.<br />
The deadline to apply <strong>for</strong> the programme<br />
is Sunday, 28 March <strong>2021</strong>.<br />
About Free Electrons<br />
Free Electrons is the global energy startup<br />
accelerator programme that connects<br />
the world’s most promising start-ups with<br />
leading utility companies. Free Electrons is<br />
backed by an international alliance <strong>of</strong> utilities<br />
<strong>and</strong> accelerators including: AusNet<br />
Services (Australia), Dubai <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong><br />
Water Authority (Dubai), ESB (Irel<strong>and</strong>),<br />
EDP (Portugal), innogy, Origin Energy<br />
(Australia), Singapore Power (Singapore)<br />
<strong>and</strong> Tokyo Electric Power Company (Japan).<br />
Read more about ESB’s involvement<br />
here: www.esb.ie/free-electrons<br />
(21511206)<br />
LL<br />
www.freeelectrons.org.<br />
www.esb.ie<br />
Revision der thermischen<br />
Abfallverwertungsanlage<br />
Dürnrohr beendet<br />
(evn) Nun ist die Anlage wieder „fit“ und<br />
kann ihren Entsorgungsauftrag erfüllen<br />
und die Abfallverwertung in Niederösterreich<br />
weiterhin sicherstellen<br />
„Boxenstopp“ für die Abfallverwertungsanlage<br />
in Dürnrohr: Einmal im Jahr wird<br />
jede der drei Linien für ca. drei Wochen<br />
außer Betrieb genommen und für die<br />
nächsten 8.000 Betriebsstunden „fit“ gemacht.<br />
Jetzt wurde die jährliche Revision<br />
der Linie 3 abgeschlossen. Seit Anfang November<br />
haben bis zu 150 Fachkräfte von 20<br />
verschiedenen regionalen Firmen und der<br />
EVN selbst die einzelnen Anlagenteile gereinigt,<br />
kontrolliert, notwendige Reparaturen<br />
durchgeführt und Ersatzteile eingebaut.<br />
Geschäftsführer Gernot Alfons: „Trotz der<br />
erschwerten Bedingungen und Einschränkungen<br />
durch die Corona Maßnahmen<br />
konnten wir alle Arbeiten sicher durchführen<br />
und unseren Zeitplan einhalten. Ich bin<br />
stolz auf das Team, dass wir diese Aufgabe<br />
in dieser heraus<strong>for</strong>dernden Zeit gemeinsam<br />
meistern konnten.“<br />
Boxenstopp in der Abfallverwertungsanlage Dürnrohr (21511222)<br />
Nun ist die Anlage wieder „fit“ und kann<br />
ihren Entsorgungsauftrag erfüllen und die<br />
Abfallverwertung in Niederösterreich weiterhin<br />
sicherstellen. Denn die Abfallverwertungsanlage<br />
spielt derzeit noch eine<br />
<strong>and</strong>ere wichtige Rolle:“Bei Verbrennungstemperaturen<br />
von über 1.000°C können<br />
wir aktuell die im Haushaltsrestmüll<br />
befindlichen Abfälle wie Schutzmasken,<br />
Einweganzüge und Einwegh<strong>and</strong>schuhe gesichert<br />
verbrennen“, erläutert Alfons diesen<br />
Beitrag zur P<strong>and</strong>emie-Bekämpfung.<br />
Seit der Stilllegung des benachbarten<br />
Kohlekraftwerks Dürnrohr sichert die<br />
Energie aus dem Müll außerdem im Alleingang<br />
die Energieversorgung der Region.<br />
EVN Abfallverwertung NÖ:<br />
Aus Müll wird Energie<br />
Die Thermische Abfallverwertungsanlage<br />
ist ein wichtiger Eckpfeiler des Energieknotens<br />
Dürnrohr. Das Energiepotenzial<br />
der Anlage beträgt 210 MW. Aus dem angelieferten<br />
Abfall entsteht Dampf, welcher<br />
zur Erzeugung von Strom sowie Fernwärme<br />
für die Gemeinde Zwentendorf und<br />
zwei Drittel der L<strong>and</strong>eshauptstadt St. Pölten<br />
verwendet wird. Zusätzlich wird die<br />
AGRANA Stärke GmbH mit Prozessdampf<br />
beliefert. Durch Energie aus Abfall werden<br />
dadurch fossile Energieträger eingespart.<br />
„Waste-to-energy“ nennt man diese zukunftsweisende<br />
Kombination von thermischer<br />
Abfallbeh<strong>and</strong>lung und Energiegewinnung.<br />
Die MVA Dürnrohr setzt diesbezüglich<br />
in Österreich neue Maßstäbe im<br />
Umgang mit Abfall: Der nicht sinnvoll recyclebare<br />
Anteil des Abfalls wird in der hochmodernen<br />
Anlage umweltschonend verbrannt,<br />
erzeugt Energie und liefert Wertst<strong>of</strong>fe<br />
wie z. B. Gips und Eisenschrott. Nur<br />
etwa 10 % des Volumens bleiben als Schlacke<br />
über, die gefahrlos für das Grundwasser<br />
auf Deponien abgelagert wird. Da in<br />
der Schlacke immer noch wertvolle Rohst<strong>of</strong>fe<br />
enthalten sind, wird diese vor der<br />
endgültigen Ablagerung einer weiteren<br />
Aufbereitung unterzogen.<br />
Mit einer Kapazität von 500.000 Tonnen<br />
Hausrest- und Sperrmüll sowie Gewerbeund<br />
Industrieabfälle pro Jahr verbindet die<br />
Anlage die umweltgerechte Beh<strong>and</strong>lung<br />
von Abfällen, die Nutzung der Energie im<br />
Müll zur Erzeugung von Strom für Haushalte,<br />
Fernwärme und Prozessdampf für<br />
die Industrie sowie den Transport der Abfälle<br />
und Restst<strong>of</strong>fe per Bahn. Im Mittelpunkt<br />
steht die ökologisch bestmögliche<br />
Beh<strong>and</strong>lung von Abfällen, das heißt, die<br />
Zerstörung der Schadst<strong>of</strong>fe im Müll bei<br />
Verbrennungstemperaturen von über<br />
1.000 °C und die Extraktion der nicht zerstörbaren<br />
Schadst<strong>of</strong>fe durch eine moderne,<br />
dreistufige Rauchgasreinigungsanlage.<br />
Die Energie im jährlich verbrannten Müll<br />
entspricht der Energie von ca. 100.000<br />
Tonnen Steinkohle. (21511222)<br />
Über die Anlage<br />
• Januar 2004: Betrieb Linie 1+2 mehr<br />
als 300.000 t/Jahr<br />
• Januar 2010: Betrieb Linie 1+2+3<br />
mehr als 500.000 t/Jahr<br />
• Abfallart: Hausrest- und Sperrmüll,<br />
Industrie- und Gewerbeabfälle<br />
• Zerstörung der Schadst<strong>of</strong>fe im Müll bei<br />
über 1.000 Grad Celsius,<br />
„Hygienisierung“ der Abfälle ist in<br />
Zeiten der Coronap<strong>and</strong>emie eine<br />
wichtige Aufgabenstellung der<br />
thermischen Abfallverwertung !<br />
• Energie aus Müll ersetzt 100.000 t<br />
Kohle bzw. 10 Mio. m3 Gas pro Jahr<br />
• Erzeugung von Strom, Fernwärme und<br />
Prozessdampf für die Industrie<br />
• Reduktion des Müllvolumens auf 1/10<br />
• Ressourcenschonung<br />
• Verminderung von Emissionen durch<br />
3-stufige Rauchgasreinigung<br />
• Reduktion von CO 2 und Treibhauseffekt<br />
• Verbesserte Luftqualität<br />
• Großteils umweltfreundliche<br />
Anlieferung per Bahn<br />
LL<br />
www.evn.at<br />
20
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
EVN: Größtes Naturwärmenetz<br />
Österreichs spart jährlich knapp<br />
100.000 Tonnen CO 2 und<br />
generiert über 9 Mio. Euro<br />
regionaler Wertschöpfung<br />
• Jährlich werden rund 350<br />
Wohneinheiten und rund 20 Gewerbe<br />
bzw. kommunale Objekte neu<br />
angeschlossen<br />
(evn) Im Jahr 2018 entst<strong>and</strong> in der Thermenregion<br />
das größte Naturwärmenetz<br />
Österreichs. 11 Gemeinden umfasst das<br />
rund 150 Kilometer lange Netz. „Die Nachfrage<br />
nach Naturwärme ist nach wie vor<br />
hoch – sowohl im privaten Sektor, aber<br />
auch bei öffentlichen Objekten und der Industrie.<br />
Da macht es natürlich Sinn, das<br />
Naturwärmenetz auszubauen und zu verdichten“,<br />
erläutert EVN Sprecher Stefan<br />
Zach.<br />
Jährlich werden rund 350 Wohneinheiten<br />
und rund 20 Gewerbe bzw. kommunale<br />
Objekte neu angeschlossen. „Unser Naturwärmenetz<br />
wird laufend erweitert und verdichtet<br />
und leistet einen großen Beitrag<br />
zum Klimaschutz. Alleine seit 2018 konnten<br />
rund 285.000 Tonnen CO 2 eingespart<br />
werden. Jedes Jahr kommen knapp<br />
100.000 Tonnen dazu“, so Zach.<br />
Neben den Umweltaspekten gibt es auch<br />
wirtschaftliche Effekte für die Umgebung:<br />
in den letzten drei Jahren wurden rund 25<br />
Mio. Euro an regionaler Wertschöpfung<br />
mit den eingesetzten Hackschnitzel generiert.<br />
„Wir beziehen unseren Biomasse-Bedarf<br />
von lokalen Genossenschaften. Die<br />
Ziele sind eine umweltfreundliche Erzeugung<br />
sowie das Verbleiben der Wertschöpfung<br />
in der Region“, so Zach.<br />
Der Einsatz erneuerbarer Energien ist für<br />
die EVN insbesondere im Wärmebereich<br />
seit vielen Jahren von großer Bedeutung.<br />
Die EVN betreibt heute mit Partnern aus<br />
der L<strong>and</strong>wirtschaft und der Sägeindustrie<br />
bereits rund 70 Biomasseanlagen in ganz<br />
Niederösterreich. Etwa zwei Drittel der gelieferten<br />
kommunalen Fernwärme wird<br />
aus Biomasse erzeugt.<br />
Durch die enge Kooperation der EVN mit<br />
der regionalen L<strong>and</strong>- und Forstwirtschaft<br />
bleibt die Wertschöpfung der Region erhalten.<br />
Die EVN setzt auf regionale Biomasse<br />
und arbeitet nur mit österreichischen Partnern.<br />
Mit einem Einsatz von rund 2,0 Millionen<br />
Schüttraummeter Hackschnitzel ist<br />
die EVN der größte Naturwärmeversorger<br />
aus Biomasse in Österreich. (21511225)<br />
LL<br />
www.evn.at<br />
LL<br />
Bild 2: Hackschnitzel aus der Region<br />
als wertvoller Rohst<strong>of</strong>f © EVN /<br />
Raimo Rumpler<br />
EVN: 110 Jahre Wasserkraft<br />
an der Traisen<br />
• Mit einem Arbeitsvermögen von 4.925<br />
MWh pro Jahr versorgen die drei<br />
altehrwürdigen Turbinen in den<br />
Anlagen bis heute rund 1.500 Haushalte<br />
in der Region mit umweltfreundlichem<br />
Strom aus Wasserkraft<br />
(evn) 110 Jahre – so lange erzeugen die<br />
drei Kleinwasserkraftweke Theresienh<strong>of</strong>,<br />
Wilhelmsburg und Luggau schon sauberen<br />
Ökostrom für die Region aus der Kraft der<br />
Traisen. Alle drei Anlagen wurden 1910 in<br />
Betrieb genommen und zählen damit zu<br />
den ältesten Wasserkraftwerken entlang<br />
der Traisen.<br />
„Trotz des stolzen Alters vieler unserer<br />
Kraftwerksst<strong>and</strong>orte ist die Erzeugung von<br />
elektrischer Energie aus Wasserkraft nach<br />
wie vor ein wichtiger Baustein in unserem<br />
Energiemix und eine Stütze der nachhaltigen<br />
Stromversorgung. 4.000 Kleinwasserkraftwerke<br />
decken rund 10 % des österreichischen<br />
Strombedarfs. Die EVN Kleinwasserkraftwerke<br />
werden seit Jahren<br />
Schritt für Schritt auf den neuesten St<strong>and</strong><br />
der Technik gebracht“, so EVN Sprecher<br />
Stefan Zach.<br />
Mit einem Arbeitsvermögen von 4.925<br />
MWh pro Jahr versorgen die drei altehrwürdigen<br />
Turbinen – eine Francis Zwillingsturbine<br />
und zwei Francis Schachtturbinen<br />
- in den Anlagen bis heute rund<br />
1.500 Haushalte in der Region mit umweltfreundlichem<br />
Strom aus Wasserkraft.<br />
Die Energieerzeugung durch Wasserkraft<br />
ist seit vielen Jahren ein wesentlicher Best<strong>and</strong>teil<br />
der EVN. Ziel der EVN ist ein behutsamer<br />
und konsequenter Ausbau erneuerbarer<br />
Energien. Dazu zählt neben der<br />
Nutzung von Wind, Sonne und Biomasse<br />
auch die Wasserkraft. Im Wasserkraftbereich<br />
liegt die Strategie vor allem in der<br />
Revitalisierung und Modernisierung bestehender<br />
Wasserkraftwerke. Die Kleinwasserkraftwerke<br />
der EVN erzeugen Öko-<br />
Strom für rund 37.000 niederösterreichische<br />
Haushalte. (21511226)<br />
LL<br />
www.evn.at<br />
EVN: Baustart für<br />
den Windpark „Schildberg“<br />
• Drei Windkraftanlagen sollen Ökostrom<br />
für bis zu 9.400 Haushalte produzieren<br />
(evn) Nach einer langen Wartezeit beginnen<br />
nun die ersten Arbeiten für den Windpark<br />
Schildberg: Drei moderne Windkraftanlagen<br />
werden dort in den nächsten Monaten<br />
errichtet.<br />
Das Projekt, das bereits eine positive<br />
Volksbefragung in Böheimkirchen absolviert<br />
hat und seit 2017 rechtsgültig genehmigt<br />
ist, war wegen leerer Fördertöpfe<br />
über 2 Jahre in der Warteschlange. Nun<br />
kann es endlich losgehen.<br />
Da die technologische Entwicklung in der<br />
Zwischenzeit nicht stehen geblieben ist,<br />
möchte die EVN dem Windparkdesign<br />
noch eine Modernisierung verpassen:<br />
Denn mit Anlagen der neuesten <strong>Generation</strong><br />
soll zusätzlicher Ökostrom für 1.700<br />
Haushalte produziert werden.<br />
„Dieser Mehrertrag entspricht dem privaten<br />
Strombedarf einer kleineren Stadt, den<br />
wir regional abdecken können, ohne ein<br />
zusätzliches Windrad errichten zu müssen“,<br />
erläutert EVN Sprecher Stefan Zach.<br />
Die drei Anlagen könnten dann 9.400<br />
Haushalte mit regionalem Ökostrom versorgen.<br />
Biomasseanlage in Mödling © EVN / Gabriele Moser<br />
21
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
100 Jahre GKM. Online im Web unter www.gkm.de<br />
Das Modernisierungskonzept wird derzeit<br />
noch vom Bundesverwaltungsgericht<br />
geprüft. „Das Bundesverwaltungsgericht<br />
beschäftigt sich gerade mit der Frage, ob<br />
die besten verfügbaren Windkraftanlagen<br />
errichtet werden, oder eben die bereits<br />
rechtsgültig genehmigten zweitbesten. Die<br />
Wartezeit wollen wir im Sinne des wichtigen<br />
Ausbaus der erneuerbaren Energien<br />
sinnvoll nutzen. Daher starten wir bereits<br />
mit den Arbeiten, die bei einem Windpark<br />
jedenfalls nötig sind. Wir freuen uns, dass<br />
am Schildberg bald drei moderne Windkraftanlagen<br />
regionalen Ökostrom produzieren“,<br />
so Zach. (21511227)<br />
LL<br />
www.evn.at<br />
Fortum streamlines its Swedish<br />
hydropower operations<br />
(<strong>for</strong>tum) Fortum has decided to sell eight<br />
small hydropower plants in Sweden to<br />
Downing Renewables & Infrastructure<br />
Trust plc. The power plants have an average<br />
annual power generation <strong>of</strong> 0.1 terawatt<br />
hours <strong>and</strong> a total capacity <strong>of</strong> 26 megawatts,<br />
representing 0.5% <strong>of</strong> Fortum’s Swedish hydropower<br />
capacity. The power plants are<br />
mainly run-<strong>of</strong>-river plants <strong>and</strong> not essential<br />
to Fortum’s strategic focus due to their<br />
small size <strong>and</strong> limited flexibility.<br />
The total purchase price on a debt <strong>and</strong><br />
cash free basis is EUR 64.5 million. The<br />
transaction is expected to close in February<br />
<strong>2021</strong>. (21511553)<br />
LL<br />
www.<strong>for</strong>tum.com<br />
A good production year 2020<br />
at Fortum’s Loviisa NPP<br />
(<strong>for</strong>tum) Despite the ongoing coronavirus<br />
p<strong>and</strong>emic, Fortum’s Loviisa nuclear power<br />
plant’s production year in 2020 went as<br />
planned. The power plant generated a total<br />
<strong>of</strong> 7,8 terawatt hours (net) <strong>of</strong> carbon-free<br />
power, accounting <strong>for</strong> more than 10% <strong>of</strong><br />
Finl<strong>and</strong>’s total electricity production.<br />
Thanks to the Loviisa nuclear power plant’s<br />
electricity production, Finl<strong>and</strong> emits about<br />
6 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 87.7% load<br />
factor <strong>of</strong> the Loviisa nuclear power plant<br />
was among the best in the world <strong>for</strong> pressurised<br />
water reactors. Loviisa unit 1’s load<br />
factor was 83.8% <strong>and</strong> Loviisa unit 2’s was<br />
91.7%. In 2020, Loviisa unit 2 went<br />
through a short annual outage lasting 24<br />
days, <strong>and</strong> unit 1 the extensive annual outage<br />
lasting 54 days.<br />
„The Loviisa nuclear power plant has produced<br />
emissions-free electricity reliably<br />
every day <strong>of</strong> the year. Coronavirus-related<br />
contingencies <strong>and</strong> measures were implemented<br />
through work procedures, space<br />
arrangements <strong>and</strong> working hours so that<br />
the work tasks could be per<strong>for</strong>med safely<br />
<strong>and</strong> with a high level <strong>of</strong> quality. Thanks to<br />
comprehensive contingency measures <strong>and</strong><br />
the personnel’s strong commitment, also<br />
the annual outages were implemented<br />
safely in the planned scope <strong>and</strong> with no<br />
coronavirus cases,“ says Timo Eurasto,<br />
Manager, Operations Unit, Loviisa Power<br />
Plant.<br />
„Long-term, methodical work to lower radiation<br />
levels <strong>for</strong> radiation workers has<br />
produced results at both plant units, <strong>and</strong><br />
the radiation levels have decreased by 50<br />
per cent in five years. This is a good indication<br />
<strong>of</strong> our personnel’s competence <strong>and</strong><br />
commitment to the continuous improvement<br />
<strong>of</strong> safety,“ Eurasto continues.<br />
The Loviisa nuclear power plant is a major<br />
employer in the region, providing work<br />
<strong>for</strong> approximately 530 Fortum employees<br />
<strong>and</strong> nearly 100 permanent employees <strong>of</strong><br />
other companies working in the plant area<br />
every day. Additionally, about 800 external<br />
employees participated in the annual outages<br />
<strong>and</strong> investment projects. The power<br />
plant also employed some 80 summer<br />
trainees in 2020. Fortum’s investments in<br />
the Loviisa power plant were approximately<br />
EUR 50 million (2019: approximately<br />
EUR 60 million).<br />
Loviisa Power Plant<br />
In 2020, the load factor at Fortum’s fully-owned<br />
Loviisa nuclear power plant was<br />
87.7%. The continuous development <strong>and</strong><br />
modernisations <strong>of</strong> the power plant enable<br />
the load factors that are among the best<br />
globally <strong>for</strong> pressurised water reactors.<br />
Fortum has invested a total <strong>of</strong> about EUR<br />
400 million in the Loviisa power plant over<br />
the past five years. In 2020, the plant generated<br />
a total <strong>of</strong> 7.8 terawatt hours (net),<br />
which is more than 10% <strong>of</strong> Finl<strong>and</strong>’s total<br />
electricity production. Of Fortum’s approximately<br />
700 nuclear power pr<strong>of</strong>essionals,<br />
some 530 <strong>of</strong> them work at the Loviisa power<br />
plant. Additionally, nearly 100 permanent<br />
employees <strong>of</strong> other companies work in<br />
the plant area every day. (21511554)<br />
LL<br />
www.<strong>for</strong>tum.com<br />
100 Jahre GKM<br />
(gkm) Die Grosskraftwerk Mannheim AG<br />
feiert <strong>2021</strong> einen runden Geburtstag. Vor<br />
hundert Jahren wurde das GKM von der<br />
Stadt Mannheim, der Pfalzwerke AG, der<br />
Badenwerk AG und der Neckar AG als Gemeinschaftskraftwerk<br />
gegründet. Unternehmenszweck<br />
war die möglichst wirtschaftliche<br />
Erzeugung von elektrischem<br />
Strom. Dabei bewiesen die vier Gründungsmitglieder<br />
großen Weitblick. Der<br />
St<strong>and</strong>ort in Mannheim-Neckarau liegt direkt<br />
am Rhein und ist wegen seiner unmittelbaren<br />
Nähe zu den Verbrauchern, der<br />
Anbindung an den Schiffs- und Bahnverkehr<br />
sowie der Kühlwasserversorgung optimal.<br />
Das GKM lädt dazu zu einer digitalen<br />
Zeitreise durch die letzten 100 Jahre ein:<br />
der Link findet sich auf den Webseiten des<br />
GKM (21511229)<br />
LL<br />
www.gkm.de<br />
22
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
HELEN: Climate deed under our feet: filling <strong>of</strong><br />
Mustikkamaa heat caverns is started<br />
(helen) Helen has started to fill Finl<strong>and</strong>’s largest heat storage<br />
facility with water. The heat caverns located underground in<br />
Mustikkamaa are a unique case even on a global scale <strong>and</strong> an<br />
important step on the carbon neutral path <strong>of</strong> Helsinki.<br />
In Mustikkamaa, at a depth <strong>of</strong> 80 metres, there are two decommissioned<br />
oil caverns, which Helen is now filling with<br />
water. In future, the caverns will serve the customers <strong>of</strong> the<br />
district heating network by balancing consumption peaks<br />
throughout the year.<br />
„This is an extremely smart way to convert energy infrastructure<br />
<strong>of</strong> the past <strong>for</strong> the needs <strong>of</strong> a carbon-neutral future,“<br />
smiles Unit Head Juhani Aaltonen who is responsible <strong>for</strong> the<br />
project.<br />
For example, waste heat from waste waters <strong>and</strong> properties<br />
can be converted into district heat, stored in the water <strong>of</strong> the<br />
heat caverns <strong>and</strong> released <strong>for</strong> use as <strong>and</strong> when necessary.<br />
<strong>Heat</strong> will not dissipate on its own because the bedrock that is<br />
tens <strong>of</strong> metres deep acts as an excellent insulator.<br />
The filling <strong>of</strong> the caverns will take more than three months<br />
due to their enormous total volume <strong>of</strong> 320 million litres. The<br />
caverns have such a large capacity that filling them with an<br />
ordinary kitchen tap would take more than 50 years. The heat<br />
contained in the water corresponds to the heating <strong>of</strong> 25,000<br />
one-bedroom apartments all year round.<br />
„A unique climate deed,“ sums up Project Manager Päivi<br />
Saajoranta, continuing excitedly: „The heat caverns have attracted<br />
attention in all quarters, even overseas, because the<br />
underground implementation requires specific skills <strong>and</strong> expertise.<br />
There is nothing similar in use outside Finl<strong>and</strong>.“<br />
Not only raw materials, but also energy will be recycled in<br />
the future<br />
The Mustikkamaa heat caverns are building a sustainable<br />
future where not only raw materials but also energy, which is<br />
produced in a number <strong>of</strong> different ways, are recycled. Helen<br />
aims to be carbon neutral in 2035, <strong>and</strong> the underground heat<br />
caverns are one important step on this path.<br />
„A carbon-neutral future is implemented with a combination<br />
<strong>of</strong> many green technologies. Our heat caverns support all<br />
energy <strong>for</strong>ms,“ Aaltonen sums up.<br />
Helen has numerous other projects that promote energy recycling,<br />
such as the large heating <strong>and</strong> cooling plants located<br />
underground in Sörnäinen <strong>and</strong> Esplanadi, as well as the plant<br />
under construction in Vuosaari, which will utilise the heat <strong>of</strong><br />
sea water.<br />
The Mustikkamaa heat caverns will be inaugurated next<br />
summer.<br />
Facts:<br />
• District heat is stored in two rock caverns in Mustikkamaa.<br />
The temperature <strong>of</strong> the water in the caverns varies<br />
between 50 <strong>and</strong> 90 °C.<br />
• The effective volume <strong>of</strong> the cavern storage facility is 260,000<br />
cubic metres <strong>and</strong> energy capacity about 11,500 MWh. The<br />
charging <strong>and</strong> discharging capacity is 120 MW.<br />
• The discharging or charging <strong>of</strong> the hear caverns at full<br />
power takes four days.<br />
• The rock caverns will decrease Helen’s carbon dioxide<br />
emissions by 21,000 tonnes per year. The stored heat can<br />
be used <strong>for</strong> balancing dem<strong>and</strong> peaks <strong>and</strong> that way cutting<br />
fossil heat production, <strong>for</strong> example, in cold winter days.<br />
• The production use <strong>of</strong> the Mustikkamaa heat caverns will<br />
start in summer <strong>2021</strong>.<br />
LL<br />
www.helen.fi<br />
<strong>VGB</strong>-Web-Workshop<br />
Emissionsüberwachung<br />
Save the date!<br />
www.vgb.org<br />
10. März <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
In<strong>for</strong>mationen<br />
Stephanie Schlüter<br />
E-Mail<br />
vgb-emission@vgb.org<br />
Telefon<br />
+49 201 8128-244<br />
Fachliche Koordination<br />
Sven Göhring<br />
E-Mail<br />
sven.goehring@vgb.org<br />
www.vgb.org<br />
23
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Helsinki residents enjoy most reliable<br />
energy distribution in Europe<br />
(helen) The reliability <strong>of</strong> the electricity <strong>and</strong><br />
district heating networks is at a record level<br />
in Helsinki. Last year, the average power cut<br />
lasted 1.2 minutes per Helsinki resident.<br />
The excellent reliability rate is the highest<br />
in Europe. In the district heating network,<br />
the number <strong>of</strong> leaks in 2020 was also record<br />
low. Long-term development <strong>of</strong> distribution<br />
networks is now reaping benefits.<br />
Maintained by Helen <strong>Electricity</strong> Network<br />
Ltd, the electricity network <strong>of</strong> Helsinki has<br />
smashed the reliability records also be<strong>for</strong>e:<br />
the previous European record, 1.5 minutes,<br />
is from 2019. Last year, the company<br />
reached a new record, 1.2 minutes. This<br />
level means that a Helsinki resident has a<br />
power cut <strong>of</strong> half an hour once every 25<br />
years. Excellent reliability in electricity distribution<br />
is the result <strong>of</strong> goal-oriented work<br />
carried out over the years. The ageing electricity<br />
network has been replaced each year<br />
in a systematic way, which alone keeps the<br />
number <strong>of</strong> faults down in the electricity<br />
network. In addition, in the 2010s Helen<br />
has invested in automatic fault management<br />
devices <strong>for</strong> h<strong>and</strong>ling faults in the underground<br />
electric cables without the customers<br />
noticing anything. Another major<br />
reason <strong>for</strong> the improvement <strong>of</strong> reliability is<br />
adding automation to the electricity network.<br />
With automation, any faults that<br />
may cause power cuts are quickly found<br />
<strong>and</strong> isolated from the rest <strong>of</strong> the network,<br />
<strong>and</strong> the electricity can be restored to the<br />
customers via another route.<br />
„It is fantastic to reach another record result<br />
in the reliability <strong>of</strong> electricity distribution.<br />
When taking into account the purchasing<br />
power-adjusted electricity prices<br />
paid by the residents <strong>and</strong> comparing Helsinki<br />
with other European capitals, it can<br />
be said that electricity in Helsinki is distributed<br />
more reliably <strong>and</strong> at the cheapest<br />
price,“ smiles Service Director Jouni Lehtinen<br />
<strong>of</strong> Helen <strong>Electricity</strong> Network.<br />
The number <strong>of</strong> leaks in the district heating<br />
networks <strong>of</strong> Helen Ltd has varied between<br />
100 <strong>and</strong> 130 over the past ten years.<br />
The low number <strong>of</strong> leaks last year, 82, is a<br />
clear improvement on the previous years.<br />
By utilising asset-related data, it has been<br />
possible to allocate the investments in the<br />
district heating network to the network at<br />
the end <strong>of</strong> the life cycle <strong>and</strong> to any risk areas.<br />
Preventive maintenance tasks enable<br />
repairs <strong>of</strong> any potentially faulty sections<br />
be<strong>for</strong>e they are visible to the customers in<br />
the <strong>for</strong>m <strong>of</strong> heating cuts.<br />
„Helen invests in both the production <strong>of</strong><br />
carbon-neutral district heat <strong>and</strong> the maintenance<br />
<strong>of</strong> the district heating network.<br />
The current district heating network acts as<br />
an excellent plat<strong>for</strong>m <strong>for</strong> all future technology<br />
solutions,“ says Director Timo Aaltonen<br />
<strong>of</strong> Helen. (21511233)<br />
LL<br />
www.helen.fi<br />
illwerke vkw hat zur<br />
Netzstabilisierung beigetragen<br />
(illwerke) Im europäischen Verbundnetz<br />
ist es am Freitag zu einem kurzzeitigen Frequenzeinbruch<br />
gekommen. Die automatischen<br />
Systeme zur Netzstabilisierung bei<br />
vorarlberg netz und im Kraftwerksbereich<br />
haben einw<strong>and</strong>frei funktioniert.<br />
Durch die Speicherkraftwerke der illwerke<br />
vkw wurden zusätzlich zur bereits vorh<strong>and</strong>enen<br />
Erzeugung 120 Megawatt an<br />
Leistung zur Stabilisierung der europäischen<br />
Stromversorgung eingespeist. Endkunden<br />
in Vorarlberg waren von dem Vorfall<br />
nicht betr<strong>of</strong>fen.<br />
Im europäischen Verbundnetz muss zu<br />
jeder Zeit gleich viel Energie erzeugt werden,<br />
wie auch verbraucht wird. Wird zu<br />
viel Strom ins Netz eingespeist, steigt die<br />
Netzfrequenz, bei zu hohem Verbrauch<br />
sinkt die Frequenz. Ziel ist, dass diese bei<br />
genau 50 Hertz liegt. Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke<br />
können innerhalb von<br />
Sekunden angefahren werden und sind damit<br />
der am besten geeignete Kraftwerkstyp,<br />
um im Falle einer Störung das Versorgungssystem<br />
zu stabilisieren.<br />
Am Freitag, 8.1.<strong>2021</strong> kam es um 14.05<br />
Uhr zu Frequenzabweichungen und in Folge<br />
zu einer Auftrennung des Verbundnetzes<br />
in einen südöstlichen Teil (Balkanländer<br />
bis Griechenl<strong>and</strong>) mit einer Überfrequenz<br />
von rund 50,3 Hertz und einen westlichen<br />
Teil mit einer Frequenz von rund<br />
49,75 Hertz, in dem sich auch Österreich<br />
befunden hat.<br />
Automatisch Turbinen<br />
in Betrieb genommen<br />
In Vorarlberg wurden die Frequenzabweichungen<br />
vom Leitsystem registriert und<br />
automatisiert Maßnahmen eingeleitet. Bei<br />
einer Frequenz von 49,8 Hertz werden automatisch<br />
die Pumpen gestoppt und alle<br />
Turbinen der Speicherkraftwerke in Betrieb<br />
genommen. Zusätzlich zur bereits<br />
vorh<strong>and</strong>enen Erzeugung wurden zur Stabilisierung<br />
120 Megawatt Leistung ins Netz<br />
eingespeist. Netzseitige Maßnahmen waren<br />
in Vorarlberg nicht notwendig, es kam<br />
auch zu keinem Spannungseinbruch. Endkunden<br />
waren von dem Vorfall nicht betr<strong>of</strong>fen.<br />
Um 15.08 Uhr konnten die europäischen<br />
Netzteile nach vorübergehenden Lastabschaltungen<br />
in Italien und Frankreich und<br />
einer Reduktion der Einspeisung in Serbien<br />
und Bosnien-Herzegowina wieder zusammengeschaltet<br />
und synchronisiert werden.<br />
Die Ursachen für die Frequenzabweichungen<br />
werden auf Ebene der europäischen<br />
Netzbetreiber untersucht und stehen<br />
derzeit noch nicht fest.<br />
Bei einem großflächigen Stromausfall besteht<br />
in Vorarlberg mit den für einen raschen<br />
Netzwiederaufbau am besten geeigneten<br />
Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken<br />
die Möglichkeit, in einen Inselbetrieb<br />
zu wechseln und so die Stromversorgung<br />
zumindest regional<br />
wiederherzustellen. Dieser Netzwiederaufbau,<br />
der im engen Zusammenspiel von Netzen<br />
und Kraftwerken erfolgen muss, wird<br />
regelmäßig trainiert. (21511251)<br />
LL<br />
www.illwerke.at<br />
INEOS signs renewable power<br />
deal with RWE to reduce CO 2<br />
emissions from its Belgian sites<br />
by a further 745000 tonnes<br />
• 10 year 56-Megawatt (~200 GWh per<br />
annum) Renewable Power Purchase<br />
Agreement<br />
• Renewable electricity goes direct to<br />
INEOS sites in Belgium.<br />
• Advances emission reductions at INEOS<br />
sites in Belgium to nearly 2 million<br />
tonnes <strong>of</strong> CO 2<br />
• Forms important part <strong>of</strong> the INEOS<br />
roadmap <strong>for</strong> a reduction in carbonbased<br />
energy <strong>for</strong> its facilities<br />
(ineos) INEOS has agreed a long term Power<br />
Purchase Agreement <strong>for</strong> renewable <strong>of</strong>fshore<br />
wind power in Belgium with RWE.<br />
Under the terms <strong>of</strong> the ten-year deal, which<br />
begins in <strong>2021</strong>, INEOS will purchase<br />
56-Megawatt (198 GWh per annum) <strong>of</strong> <strong>of</strong>fshore<br />
wind power from RWE Supply<br />
&Trading, produced at the Northwester2<br />
wind park in the Belgian North Sea.<br />
This significant deal will take ca. 25% <strong>of</strong><br />
Northwester2’s renewable electricity. It<br />
will reduce the carbon footprint <strong>of</strong> INEOS<br />
in Belgium by a further 745,000 tonnes <strong>of</strong><br />
CO 2 over the length <strong>of</strong> the contract, which<br />
is the equivalent <strong>of</strong> taking 65,000 cars <strong>of</strong>f<br />
the road each year.<br />
This is the second renewable power deal<br />
agreed by INEOS as part <strong>of</strong> our road map to<br />
reduce greenhouse gas emissions from<br />
across its operations, as the company continues<br />
to supply essential products that<br />
people increasingly need across medical,<br />
food, transport <strong>and</strong> construction.<br />
Combined with the Norther deal announced<br />
in September with Engie, the<br />
agreement with RWE increases the INEOS<br />
commitment to Belgian <strong>of</strong>fshore renewable<br />
wind to 140 MW (~500 GWh per annum).<br />
Together this reduces the carbon<br />
footprint <strong>of</strong> its operations by nearly 2 million<br />
tons <strong>of</strong> CO 2 over the life <strong>of</strong> the contracts;<br />
the equivalent <strong>of</strong> taking more than<br />
160,000 cars <strong>of</strong>f the road each year.<br />
David Thompson, CEO INEOS Trading<br />
said: „This agreement with RWE is another<br />
important step as we further reduce our<br />
carbon emissions from our energy consumption<br />
in Belgium. Combined with our<br />
earlier agreement in September, the deals<br />
reduce our carbon footprint by nearly 2<br />
million tonnes <strong>of</strong> Carbon Dioxide. We will<br />
continue to look at the options <strong>for</strong> further<br />
24
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
exp<strong>and</strong>ing the use <strong>of</strong> renewable energy, as agreements such<br />
as this support our roadmap towards a reduction in carbon<br />
based energy across our sites.“<br />
This contract illustrates RWE’s strong ambition to increase<br />
renewables’ development worldwide, as several PPAs have<br />
been signed with major companies during the last months.<br />
„We are excited that we are able to support INEOS in further<br />
reducing its greenhouse gas emissions,“ said Andre<br />
Stracke, CCO at RWE Supply & Trading. „With our global<br />
portfolio, we are among the largest producers <strong>of</strong> power from<br />
renewables. We provide tailor-made solutions to industrial<br />
customers <strong>and</strong> municipal utilities <strong>and</strong> help them to reach<br />
their climate protection targets.“ (21511235)<br />
LL<br />
www.ineos.com<br />
Kelag erwirbt Windpark Orjak in Kroatien<br />
(kelag) Die Kelag hat von der BayWa r. e in der Nähe von<br />
Split in Kroatien den Windpark Orjak erworben. Das Projekt<br />
besteht aus fünf Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung<br />
von 10,25 MW.<br />
Diese Windkraftanlagen erzeugen pro Jahr rund 25 Millionen<br />
Kilowattstunden Strom. Das entspricht dem Strombedarf<br />
von mehr als 7.000 Haushalten. „Mit dem Kauf dieses<br />
bereits in Betrieb befindlichen Windparks können wir unser<br />
Engagement für die Stromerzeugung aus erneuerbarer<br />
Energie weiter ausbauen“, sagt Manfred Freitag, Sprecher<br />
des Vorst<strong>and</strong>es der Kelag „Wir betreiben nun in Kroatien<br />
zwei Windparks, dazu kommen noch Windparks in Rumänien,<br />
Bulgarien und im Burgenl<strong>and</strong>.“<br />
Mit dem Windpark Orjak verfügt die Kelag über eine Gesamtleistung<br />
aus Windkraft von 87 MW und eine Jahreserzeugung<br />
aus Windkraft von rund 210 Millionen Kilowattstunden.<br />
Das entspricht dem Bedarf von 60.000 Haushalten.<br />
Zum Vergleich: Die Eigenstromaufbringung der Kelag, ausschließlich<br />
aus erneuerbarer Energie, betrug im vergangenen<br />
Jahr 3.359 Millionen Kilowattstunden.<br />
Beitrag zum Klimaschutz<br />
Kelag-Vorst<strong>and</strong> Danny Güthlein: „Der Kauf des Windparks<br />
Orjak ist ein wichtiger Beitrag zu unserer Strategie, die Stromerzeugung<br />
aus erneuerbarer Energie zu stärken, um aktiv<br />
zum Klimaschutz beizutragen.“ Die Kelag investiert ausschließlich<br />
in erneuerbare Energie, in Österreich genauso wie<br />
im benachbarten Ausl<strong>and</strong>. „Der Klimaschutz endet nicht an<br />
den Staatsgrenzen“, sagt Güthlein, „deswegen investieren wir<br />
auch im Ausl<strong>and</strong>, wenn die Rahmenbedingungen stimmen“.<br />
Klare Klimaschutzziele<br />
Die Nutzung der Windkraft wird in den nächsten Jahren<br />
deutlich zunehmen, betont Manfred Freitag. „Die Klimakrise,<br />
der notwendige Ausstieg aus fossiler Energie und die klaren<br />
österreichischen Klimaschutzziele geben die Richtung<br />
vor.“ Österreich will bis 2030 den gesamten Stromverbrauch<br />
zu 100 % aus eigener, erneuerbarer Energie decken. Bis<br />
2040 soll Österreich überhaupt klimaneutral sein, das bedeutet,<br />
dass alle Anwendungen von fossiler Energie durch<br />
erneuerbare Energieträger ersetzt sein müssen, vom Autoverkehr,<br />
über die Raumheizungen bis zur Industrie. Verbessert<br />
werden muss gleichzeitig auch die Effizienz der energetischen<br />
Anwendungen. Manfred Freitag: „Vor diesem Hintergrund<br />
und um zu dieser Herkulesaufgabe beizutragen<br />
planen wir, sowohl eigene Projekte zu entwickeln, als auch<br />
durch Akquisitionen weiter zu wachsen. Das kann in Österreich<br />
sein, aber eben auch im Ausl<strong>and</strong>. Wobei wir uns bei der<br />
Stromerzeugung auf die erneuerbaren Energieträger Wasserkraft,<br />
Windkraft und Photovoltaik konzentrieren.“<br />
(21511243)<br />
LL<br />
www.kelag.at<br />
C<br />
M<br />
Y<br />
CM<br />
MY<br />
CY<br />
CMY<br />
K<br />
<strong>VGB</strong> Fortbildungsveranstaltung<br />
Abfall und<br />
Gewässerschutz<br />
Save the Date!<br />
www.vgb.org<br />
20. und 21. April <strong>2021</strong><br />
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Diese Fortbildungsveranstaltung<br />
bietet <strong>VGB</strong> alle zwei Jahre an.<br />
Über die Teilnahme an der Veranstaltung<br />
wird eine Bescheinigung ausgestellt, die<br />
gegenüber den Behörden als<br />
Fortbildungsnachweis dient.<br />
Die Fachkunde gemäß § 9 Abs. 2<br />
Abfallbeauftragtenverordnung (AbfBeauftrV)<br />
kann durch Teilnahme an unserer<br />
Fortbildungsveranstaltung<br />
nachgewiesen werden.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
In<strong>for</strong>mationen<br />
Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />
E-Mail<br />
vgb-abf-gew@vgb.org<br />
Telefon<br />
+49 201 8128-232<br />
www.vgb.org<br />
25<br />
Live & OnLine
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Kelag engagiert sich<br />
in Frankreich und Portugal<br />
(kelag) Die Gremien von RWE und Kelag<br />
haben beschlossen,dass die Kelag von RWE<br />
12 Kleinwasserkraftwerke in Frankreich<br />
sowie Anteile an sieben Kleinwasserkraftwerken<br />
und sechs Windkraftanlagen in<br />
Portugal erwirbt. Über den Kaufpreis wurde<br />
Stillschweigen vereinbart.<br />
RWE hält diese Erzeugungsanlagen über<br />
zwei nationale Gesellschaften, die in das<br />
Eigentum der Kelag übergehen. Mit diesen<br />
25 Kraftwerken verfügt die Kelag über 65<br />
MW zusätzliche Leistung (anteilig) und<br />
eine zusätzliche Jahreserzeugung von<br />
rund 160 Millionen Kilowattstunden (anteilig)<br />
aus Wasserkraft und Windkraft, das<br />
entspricht dem Jahresbedarf von mehr als<br />
45.000 Haushalten. Die Kraftwerksleistung<br />
der Kelag steigt mit diesem Kauf um<br />
5 % auf 1.458 MW, die Eigenstromaufbringung<br />
wächst ebenfalls um knapp 5 % auf<br />
3,6 Milliarden Kilowattstunden. 16 Beschäftigte<br />
wechseln im Zuge des Erwerbsprozesses<br />
zur Kelag. „Die Kaufverträge<br />
wurden im Dezember 2020 von beiden<br />
Partnern unterschrieben, der Aufsichtsrat<br />
der Kelag hat seine Zustimmung erteilt“,<br />
sagt Manfred Freitag, Sprecher des Vorst<strong>and</strong>es<br />
der Kelag. „Die vollständige Umsetzung<br />
erfolgt im Lauf des Jahres <strong>2021</strong>,<br />
mit Wirkung 1. 1. <strong>2021</strong>.“<br />
Partnerschaft RWE,<br />
L<strong>and</strong> Kärnten und Kelag<br />
RWE hält direkt und indirekt 37,9 % an<br />
der Kelag. Im Herbst hatten das L<strong>and</strong><br />
Kärnten und RWE vereinbart, ihre seit<br />
dem Jahr 2001 bestehende, erfolgreiche<br />
Partnerschaft für ein weiteres Jahrzehnt<br />
<strong>for</strong>tzusetzen. Ziel dieser Kooperation ist<br />
es, die Position der Kelag als führendes<br />
Energieunternehmen und als Kompetenzzentrum<br />
für Wasserkraft auszubauen und<br />
zu stärken, der Erwerb der Kraftwerke in<br />
Frankreich und Portugal trägt dazu maßgeblich<br />
bei. RWE hat diese Anlagen im<br />
Rahmen der Transaktion mit E.ON im Jahr<br />
2019 erworben und konzentriert sich beim<br />
Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energieträger<br />
auf Investitionen in Windkraft,<br />
Photovoltaik und in Speichertechnologien.<br />
„Die neu erworbenen Kraftwerksanlagen<br />
passen hervorragend in den Kraftwerkspark<br />
der Kelag, der aktuell aus 78<br />
Wasserkraftwerken, sieben Windparks<br />
und 21 Photovoltaik-Anlagen besteht“,<br />
sagt Manfred Freitag. „Auf der Basis unserer<br />
Kernkompetenzen treten wir nun in<br />
zwei neue Märkte ein und sehen die Chance,<br />
dort selektiv weiter zu wachsen.“<br />
Aktiver Klimaschutz<br />
„Unser strategisches Ziel ist die verstärkte<br />
Nutzung erneuerbarer Energieträger im Inund<br />
Ausl<strong>and</strong>. Mit diesem Kauf machen wir<br />
einen weiteren wichtigen Schritt zur Stärkung<br />
unserer Klimaschutzaktivitäten“,<br />
sagt Danny Güthlein, Vorst<strong>and</strong> der Kelag.<br />
„Wir verfügen über umfassende Kompetenzen<br />
in den Bereichen Wasserkraft und<br />
Windkraft, diese werden wir in die lokale<br />
Betriebsführung und Inst<strong>and</strong>haltung in<br />
Frankreich und Portugal einbringen. Das<br />
sichert und schafft qualifizierte Arbeitsplätze<br />
in Kärnten. Klimaschutz endet nicht<br />
an Staatsgrenzen, jede aus erneuerbarer<br />
Energie erzeugte Kilowattstunde ersetzt<br />
eine thermisch erzeugte Kilowattstunde im<br />
europäischen Verbundnetz und leistet einen<br />
Beitrag zum Klimaschutz.“<br />
In den vergangenen 10 Jahren konnte die<br />
Kelag ihre Erzeugungskapazitäten aus erneuerbarer<br />
Energie stark ausbauen. Die<br />
installierte Leistung stieg um knapp 400<br />
MW, die Jahreserzeugung um rund 700<br />
Millionen Kilowattstunden. Danny Güthlein:<br />
„Dieses Wachstum wurde durch den<br />
Ausbau der Kapazitäten aus Wasserkraft,<br />
Windkraft und Photovoltaik im Rahmen<br />
von selbst entwickelten oder erworbenen<br />
Projekten in Österreich und in Südosteuropa<br />
möglich.“ (21511245)<br />
LL<br />
www.kelag.at<br />
LEAG: BigBattery Lausitz arbeitet<br />
im Dauerbetrieb<br />
• Probebetrieb des innovativen<br />
Stromspeichersystems konnte<br />
erfolgreich abgeschlossen werden<br />
(leag) Der Probebetrieb des größten Batteriespeicher<br />
Europas ist abgeschlossen. Zum<br />
Jahreswechsel 2020/<strong>2021</strong> konnte die Big-<br />
Battery Lausitz am Kraftwerksst<strong>and</strong>ort<br />
Schwarze Pumpe in den kommerziellen<br />
Dauerbetrieb gehen. Sie verfügt über eine<br />
nutzbare Kapazität von 53 MWh und kann<br />
unter <strong>and</strong>erem bis zu 50 MW Primärregelleistung<br />
zum Ausgleich kurzfristiger<br />
Schwankungen in der Versorgung zur Verfügung<br />
stellen. Damit trägt sie zu einem stabilen<br />
Stromnetz bei. Stromerzeugung, -verbrauch<br />
und -speicherung werden in diesem<br />
Stromspeichersystem intelligent vernetzt.<br />
Mit ihrem innovativen Lademanagement<br />
und durch die Nutzung eines neuartigen<br />
Kraftwerksleitsystems leistet die BigBattery<br />
Lausitz einen wichtigen Beitrag zur Integration<br />
erneuerbarer Energien ins Netz.<br />
Der Beauftragte der Bundesregierung für<br />
die neuen Bundesländer Marco W<strong>and</strong>erwitz<br />
würdigte das erste große Lausitzer<br />
Speicherprojekt: „Die Inbetriebnahme des<br />
Stromspeichers am St<strong>and</strong>ort Schwarze<br />
Pumpe ist ein wichtiges Signal für die Lausitz.<br />
Es macht deutlich, dass die Lausitz als<br />
Energiest<strong>and</strong>ort auch in Zukunft einen<br />
Beitrag zur sicheren Stromversorgung unseres<br />
L<strong>and</strong>es leisten wird.“<br />
„Mit diesem Innovationsprojekt im Herzen<br />
der Lausitz betritt unser Unternehmen<br />
Neul<strong>and</strong> auf dem Gebiet der Stromspeicherung<br />
und wird in einem Technologieumfeld<br />
aktiv, das im Zuge der Energiewende<br />
vielfältige Potentiale für die Zukunft bietet“,<br />
so der LEAG-Kraftwerksvorst<strong>and</strong> Hubertus<br />
Altmann. „So sind wir überzeugt,<br />
dass große Batteriespeicher künftig auch<br />
im Rahmen industrieller Anwendungen<br />
eine zentrale Rolle einnehmen werden. Einerseits<br />
zur Flexibilisierung der Elektrizitätsversorgung<br />
als Reaktion auf Schwankungen<br />
im Stromnetz und <strong>and</strong>ererseits im<br />
Zusammenspiel verschiedener Technologien.“<br />
Hubertus Altmann betonte zugleich,<br />
dass damit ein wichtiger Baustein für die<br />
Entwicklung integrierter Energielösungen<br />
geschaffen ist, die künftig zum Aufbau weiterer<br />
Wertschöpfungsketten in der Energieregion<br />
Lausitz beitragen werden.<br />
Die BigBattery Lausitz am Kraftwerksst<strong>and</strong>ort Schwarze Pumpe, Foto: Andreas Franke für LEAG<br />
(21511253)<br />
26
20<br />
8<br />
17<br />
9<br />
14<br />
2<br />
3<br />
4<br />
5<br />
6<br />
7<br />
8<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Golßen<br />
115<br />
Lieberose<br />
320<br />
112<br />
Members´News<br />
Guben<br />
Lübben<br />
96<br />
168<br />
LEAG passt Revierplanung an<br />
gesetzlichen Ausstiegspfad an<br />
Elsterwerda<br />
• Öffentlich-rechtlicher Vertrag 169 zur<br />
KVBG-Umsetzung vom Bundestag<br />
101<br />
bestätigt<br />
98<br />
(leag) Der Bundestag hat in seiner heutigen<br />
Sitzung dem zwischen Bundesregierung<br />
Großenhain<br />
und Kraftwerksbetreibern ausgeh<strong>and</strong>elten<br />
Vertrag über die Ausgestaltung des gesetzlichen<br />
Kohleausstieges in Deutschl<strong>and</strong> seine<br />
Zustimmung gegeben. Zusammen mit dem<br />
bereits im Sommer beschlossenen Kohleverstromungsbeendigungsgesetz<br />
(KVBG) sind<br />
damit nun die rechtlichen Grundlagen für<br />
den im gesellschaftlichen Konsens aufgestellten<br />
Ausstiegsfahrplan geschaffen.<br />
Mit der Umsetzung des KVBG und den darin<br />
vorgesehenen verkürzten Laufzeiten<br />
für Braunkohlenkraftwerke wird auch für<br />
die Versorgung der Lausitzer Kraftwerke<br />
deutlich weniger Kohle benötigt, als im Revierkonzept<br />
der Lausitz Energie Bergbau<br />
AG und Lausitz Energie Kraftwerke AG<br />
(LEAG) von 2017 vorgesehen. In der Konsequenz<br />
muss das Unternehmen seine Revierplanung<br />
anpassen und sowohl in Br<strong>and</strong>enburg<br />
als auch in Sachsen die ursprünglich<br />
geplante Produktion seiner Tagebaue<br />
entsprechend reduzieren.<br />
In Br<strong>and</strong>enburg ist davon vor allem der<br />
Tagebau Welzow-Süd betr<strong>of</strong>fen. Er wird,<br />
<strong>and</strong>ers als zunächst vorgesehen und durch<br />
den Braunkohlenplan von 2014 bestätigt,<br />
nicht in den räumlichen Teilabschnitt II<br />
<strong>for</strong>tgeführt. Mit der Nichtinanspruchnahme<br />
des Teilabschnitts II ist ein Förderverlust<br />
von mehr als 200 Millionen Tonnen Braunkohle<br />
verbunden, die in diesem Feld lagern.<br />
Damit trägt die LEAG auch dem im Koalitionsvertrag<br />
der br<strong>and</strong>enburgischen L<strong>and</strong>esregierung<br />
festgelegten Beschluss zum Tagebau<br />
Welzow-Süd Rechnung. In Sachsen<br />
muss aufgrund der Vorgaben des KVBG der<br />
Umfang des Tagebaus Reichwalde im Vergleich<br />
zu den bisherigen Planungen reduziert<br />
werden. Damit wird der Bereich der<br />
Komm<strong>and</strong>antur des Bundeswehr-Truppenübungsplatzes<br />
Oberlausitz am St<strong>and</strong>ort<br />
Haide nicht mehr in Anspruch genommen.<br />
169<br />
87<br />
169<br />
Thermische Abfallverwertung EVA (geplant)<br />
Schwarzheide<br />
Lauchhammer<br />
Für die Inanspruchnahme des Teilfeldes<br />
Mühlrose im Tagebau Nochten ist indessen<br />
nach wie vor eine klare und nachweisbare<br />
energiepolitische und energiewirtschaftliche<br />
Notwendigkeit gegeben. Aufgrund seiner<br />
Lage, der Beschaffenheit der Reichwalder<br />
Kohle sowie des Tagebau<strong>for</strong>tschritts<br />
gibt es dazu keine Alternative, um insbesondere<br />
das Kraftwerk Boxberg langfristig<br />
zu versorgen. Für die bereits laufende Umsiedlung<br />
des Trebendorfer Ortsteils Mühlrose,<br />
die mit der Inanspruchnahme des<br />
gleichnamigen Teilfelds verbunden ist,<br />
liegt seit März 2019 ein unterschriebener<br />
und damit rechtskräftiger Umsiedlungsvertrag<br />
vor, der auch bereits umgesetzt<br />
wird. Die Umsiedlung von Mühlrose ist Best<strong>and</strong>teil<br />
des im Jahr 2014 genehmigten<br />
Braunkohlenplans für den Tagebau Nochten.<br />
(21511254)<br />
LL<br />
www.leag.de<br />
LEW: „Motor für Klimaschutz<br />
in der Region“<br />
• 120-jähriges Firmenjubiläum von LEW<br />
steht im Zeichen von Klimaschutz und<br />
Nachhaltigkeit<br />
• Klimaneutralität bis 2030<br />
• Initiative „Gemeinsam besser MACHEN“<br />
ruft Menschen in Region zum<br />
Mitmachen auf<br />
(lew) Heute betreibt LEW insgesamt 36<br />
Wasserkraftwerke in der Region, dazu gehört<br />
auch das Iller-Kraftwerk bei Altusried.<br />
Mit Fischw<strong>and</strong>erhilfen und weiteren ökologischen<br />
Maßnahmen verbessert LEW seit<br />
vielen Jahren die Lebensräume in und an<br />
den Flüssen.<br />
96<br />
Hoyerswerda<br />
156<br />
Ortr<strong>and</strong><br />
Bernsdorf<br />
Wittichenau<br />
Die an die geänderte Revierplanung 97 angepasste Revierkarte fder LEAG. (21511254)<br />
98<br />
Luckau<br />
Braunkohlenkraftwerk<br />
Braunkohlentagebau<br />
A13<br />
Braunkohlenabbaufeld<br />
Betriebsflächen<br />
96<br />
vorübergehende Begrünung<br />
A13<br />
Calau<br />
Schwarze Pumpe<br />
Industriepark<br />
Auf einer Fläche von 110 mal 62 Meter,<br />
welche etwa der Größe eines Fußballfeldes 102<br />
entspricht, wurden 13 Batteriecontainer<br />
errichtet. In den 13 dazugehörigen Umrichtercontainern<br />
erfolgt die Umw<strong>and</strong>lung<br />
87<br />
zwischen Gleichspannung der Batterien<br />
und Wechselspannung für das Stromnetz.<br />
Weitere Best<strong>and</strong>teile sind der SchliebenBlocktrans-<br />
<strong>for</strong>mator und die dazugehörigen Schaltanlagen.<br />
Insgesamt sind 8840 Batteriemodule<br />
in der BigBattery aktiv. Je nach Situation<br />
im Stromnetz oder an den Strommärkten<br />
Doberlug-<br />
Kirchhain<br />
können die Batterien be- oder entladen<br />
werden. Gespeichert wird in ihnen der<br />
101<br />
Strommix aus konventionellen und erneuerbaren<br />
Energieträgern. (21511253)<br />
Bad Liebenwerda<br />
LL<br />
www.leag.de<br />
Sonnewalde rekultivierte Flächen<br />
A13<br />
Braunkohlenabbau geplant<br />
aufgrund Kohleausstiegsgesetz nicht<br />
mehr zur Kohleförderung vorgesehen<br />
St<strong>and</strong>ort Cottbus<br />
Veredlung<br />
Großräschen<br />
Cottbuser Ostsee in Flutung<br />
Batteriespeicher BigBattery<br />
Erneuerbare Energien-Anlage<br />
MCR Engineering<br />
Sekundär-Rohst<strong>of</strong>f-Zentrum (geplant)<br />
Ruhl<strong>and</strong><br />
Konferenzcenter Lübbenau<br />
2 km N 01/<strong>2021</strong><br />
Lübbenau<br />
A15<br />
96<br />
Vetschau<br />
Lauta<br />
Welzow<br />
A15<br />
Drebkau<br />
156<br />
169<br />
WELZOW-SÜD<br />
Spreeaue<br />
Cottbus<br />
97<br />
96<br />
97<br />
168<br />
168<br />
Spremberg<br />
156<br />
Peitz<br />
Jänschwalde<br />
168<br />
97<br />
168<br />
156<br />
Heute betreibt LEW insgesamt 36 Wasserkraftwerke<br />
in der Region, dazu gehört<br />
auch das Iller-Kraftwerk bei Altusried. Mit<br />
Fischw<strong>and</strong>erhilfen und weiteren ökologischen<br />
Maßnahmen verbessert LEW seit<br />
vielen Jahren die Lebensräume in und an<br />
den Flüssen. (Quelle: LEW / Yeah - Bild,<br />
Code & Herzklopfen GbR))<br />
Zum 120-jährigen Unternehmensjubiläum<br />
verstärkt die LEW-Gruppe in diesem<br />
Jahr ihre Klimaschutzaktivitäten, um bis<br />
2030 innerhalb des Unternehmens klimaneutral<br />
zu sein. Darüber hinaus baut LEW<br />
eigene Erzeugungskapazitäten aus regenerativen<br />
Energien weiter aus, erweitert das<br />
Angebot an klimafreundlichen und nachhaltigen<br />
Lösungen für Kunden und unterstützt<br />
mit zahlreichen Aktivitäten den<br />
Schutz von Umwelt und Natur. Mit einer<br />
Initiative unter dem Motto „Gemeinsam<br />
besser MACHEN“ will LEW auch die Menschen<br />
in der Region für das Thema Klimaschutz<br />
begeistern und zum Mitmachen bewegen.<br />
„Klimaschutz ist zentrales Thema der<br />
nächsten Jahre und Jahrzehnte. Als regionales<br />
Energieunternehmen haben wir dabei<br />
eine besondere Verantwortung. Wir<br />
wollen unseren Beitrag leisten und haben<br />
uns deshalb als LEW-Gruppe feste Ziele gesetzt:<br />
Bis 2030 werden wir klimaneutral.<br />
Mit unseren Aktivitäten wollen wir zudem<br />
Impulse für den Klimaschutz in unserer Region<br />
setzen“, sagt LEW-Vorst<strong>and</strong>smitglied<br />
Dr. Markus Litpher.<br />
0 2 4 6 8 10 km<br />
168<br />
A15<br />
156<br />
112<br />
JÄNSCHWALDE<br />
Boxberg<br />
115<br />
NOCHTEN<br />
97<br />
Forst / Lausitz<br />
Döbern<br />
115<br />
Weißwasser<br />
115<br />
REICHWALDE<br />
Bad Muskau<br />
115<br />
Niesky<br />
27
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Wasserkraftwerk am Lech markiert<br />
Geburtsstunde von LEW<br />
Das erste große Wasserkraftwerk der Region<br />
ging im Oktober 1901 in Gersth<strong>of</strong>en<br />
am Lech in Betrieb. Es ist der Startpunkt<br />
für die Elektrifizierung der gesamten Region<br />
und markiert die Geburtsstunde der<br />
Lechwerke. Seitdem hat LEW die klimafreundliche<br />
Stromerzeugung in der Region<br />
kontinuierlich ausgebaut und viele nachhaltige<br />
Lösungen auf den Weg gebracht.<br />
„Unsere Wurzeln haben wir in der Wasserkraft<br />
– Klimaschutz liegt in unserer<br />
DNA. Unser Jubiläumsjahr <strong>2021</strong> nehmen<br />
wir zum Anlass, unsere Klimaschutzaktivitäten<br />
in allen Bereichen weiter zu <strong>for</strong>cieren.<br />
Gemeinsam mit Kommunen, Unternehmen<br />
und Bürgern wollen wir Klimaschutz<br />
und Nachhaltigkeit in der Region<br />
voranbringen – weit über das Jubiläumsjahr<br />
<strong>2021</strong> hinaus“, sagt LEW-Vorst<strong>and</strong>smitglied<br />
Norbert Schürmann.<br />
Die Aktivitäten im Bereich Klimaschutz<br />
und Nachhaltigkeit hat LEW in fünf zentralen<br />
H<strong>and</strong>lungsfeldern gebündelt:<br />
• Klimaneutrale LEW-Gruppe bis 2030<br />
• Nachhaltige Energielösungen und<br />
Angebote für Kunden<br />
• Weiterer Ausbau eigener Erzeugung aus<br />
erneuerbaren Energien und Integration<br />
der Anlagen ins Verteilnetz<br />
• Naturschutz und Artenschutz in der<br />
Region<br />
• Nachhaltigkeitsinitiative für die Region<br />
Auf dem Weg zur<br />
klimaneutralen LEW-Gruppe<br />
LEW hat sich zum Ziel gesetzt, die<br />
CO 2 -Emissionen innerhalb des Unternehmens<br />
zu senken und bis spätestens 2030<br />
klimaneutral zu werden. Betrachtet werden<br />
dabei verschiedene Bereiche, in denen<br />
LEW Klimaneutralität anstrebt: Bei der<br />
Stromerzeugung setzt LEW mit eigenen<br />
Wasserkraftwerken und Photovoltaik-Anlagen<br />
bereits seit jeher auf erneuerbare Energien.<br />
Bis 2025 soll auch die Wärmeproduktion,<br />
für die überwiegend noch Erdgas zum<br />
Einsatz kommt, klimaneutral werden. Innerhalb<br />
der eigenen Betriebs- und Geschäftsgebäude<br />
stellt LEW den Strom- und<br />
Wärmebezug um: Seit letztem Jahr werden<br />
die Gebäude bereits mit Grünstrom beliefert.<br />
Dieser dient überwiegend auch als<br />
Energieträger für die Wärmeversorgung<br />
der eigenen Gebäude. Bis 2025 soll die<br />
Wärmeversorgung von LEW-Liegenschaften<br />
dann vollständig CO 2 -neutral sein. Im<br />
LEW-Fuhrpark werden PKW mit Verbrennungsmotor<br />
nach und nach durch Elektroautos<br />
ersetzt. Aktuell fährt bereits rund ein<br />
Drittel der PKW rein elektrisch. Ab spätestens<br />
2023 sollen keine neuen PKW mehr<br />
mit Verbrennungsmotor angeschafft werden,<br />
sodass der Fuhrpark bis spätestens<br />
2030 klimaneutral ist. Geladen werden die<br />
E-Fahrzeuge überwiegend an LEW-eigenen<br />
Ladesäulen auf dem Betriebsgelände.<br />
Die Strommengen hierfür stammen ausschließlich<br />
aus erneuerbaren Quellen.<br />
Auch beim Betrieb der Stromnetze entstehen<br />
vor allem durch die physikalisch bedingte<br />
Verlustenergie CO 2 -Emissionen.<br />
Durch technische Maßnahmen will LEW<br />
diese Emissionen verringern oder durch<br />
Kompensationen ausgleichen.<br />
Mehr Erneuerbare: LEW-eigene PV-<br />
Leistung soll bis 2025 mehr als verdoppelt<br />
werden<br />
LEW betreibt heute 36 Wasserkraftwerke<br />
und hat mehr als 77.000 PV-Anlagen ans<br />
Verteilnetz angeschlossen. Im Rahmen der<br />
LEW-Solar<strong>of</strong>fensive baut LEW die eigenen<br />
Erzeugungskapazitäten im Bereich Photovoltaik<br />
in den nächsten Jahren weiter aus.<br />
Diese sollen bis 2025 von aktuell rund 10<br />
Megawatt peak (MWp) auf 25 MWp steigen.<br />
In die Wasserkraftwerke investiert<br />
LEW jedes Jahr rund 7 Millionen Euro, einen<br />
großen Teil davon in die Modernisierung<br />
der Anlagen. So kann die Stromerzeugung<br />
aus klimafreundlicher Wasserkraft<br />
auch ohne den Neubau von Anlagen gesteigert<br />
werden. Aktuell stehen LEW aus Photovoltaik-Anlagen<br />
10 MWp und aus Wasserkraft-Anlagen<br />
rund 150 MW Ausbauleistung<br />
zur Verfügung.<br />
Bei der hohen Anzahl an dezentralen Erzeugungsanlagen<br />
kommt dem Verteilnetz<br />
eine besondere Rolle zu. Es sorgt dafür,<br />
dass der erzeugte Strom aufgenommen<br />
und weiterverteilt wird.<br />
„Das regionale Verteilnetz ist Herzkammer<br />
der dezentralen Energiewende und die<br />
zentrale Infrastruktur für den Klimaschutz“,<br />
sagt Dr. Markus Litpher. Um die<br />
Trans<strong>for</strong>mation des Netzes im laufenden<br />
Betrieb zu bewerkstelligen, sollen bis 2030<br />
rund eine Milliarde Euro in die Modernisierung<br />
und den Ausbau des Verteilnetzes fließen.<br />
Neben dem Netzausbau spielen auch<br />
der Ausbau intelligenter Steuerungsmöglichkeiten<br />
und die damit verbundene Nutzung<br />
von Flexibilitäten eine zentrale Rolle.<br />
„Dafür benötigen wir eine aktive Netzsteuerung,<br />
die wir nur durch Digitalisierung<br />
erreichen können“, so Dr. Markus Litpher.<br />
Klimaschutz für Zuhause<br />
„Effiziente und klimafreundliche Technologien<br />
verbessern nicht nur den Klimaschutz<br />
– sie können sich auch für den einzelnen<br />
Kunden wirtschaftlich lohnen. Wir<br />
entwickeln unsere Angebote und Lösungen<br />
kontinuierlich weiter und bringen die<br />
Energiezukunft zu den Menschen nach<br />
Hause. Digitale Technologien spielen dabei<br />
eine entscheidende Rolle“, sagt Norbert<br />
Schürmann.<br />
Seit Anfang dieses Jahres beliefert LEW<br />
alle Wärmekunden im Privatkundensegment<br />
mit grünem Wärmestrom. Außerdem<br />
gibt es seit letztem Jahr ein erweitertes<br />
Portfolio an Grünstrom-Tarifen für Privatkunden.<br />
Dabei bietet LEW auch einen regionalen<br />
Ökostrom-Tarif an, mit dem Projekte<br />
in den Bereichen Naturschutz, Naherholung<br />
und Umweltbildung unterstützt werden.<br />
Den Ökostromanteil baut LEW konsequent<br />
weiter aus.<br />
Klimaschutz im Einklang<br />
mit Umwelt- und Naturschutz<br />
„Wir alle wollen in einer lebenswerten<br />
Region mit einer intakten Umwelt leben.<br />
Unser Ziel ist, Klimaschutz in Einklang mit<br />
Umwelt- und Naturschutz zu bringen“,<br />
sagt Norbert Schürmann. So erarbeitet<br />
LEW beispielsweise begleitend zum Bau<br />
von Photovoltaik-Anlagen passende Artenschutzkonzepte.<br />
Auch viele eigene Grundstücke<br />
wertet LEW ökologisch auf – beispielsweise<br />
mit Feldhecken, Wildblumenwiesen,<br />
Reptilienhabitaten oder extensiven<br />
Beweidungskonzepten. Auch im Bereich<br />
der Wasserkraft kommt dem<br />
Naturschutz eine bedeutende Rolle zu.<br />
Norbert Schürmann: „Wir sind Vorreiter<br />
für eine nachhaltige Wasserkraftnutzung.<br />
Seit vielen Jahren verbessern wir die Lebensräume<br />
für Tiere und Pflanzen in und<br />
an den Flüssen – allen voran mit naturnahen<br />
Fischw<strong>and</strong>erhilfen oder Gewässerstrukturmaßnahmen.<br />
Viele unserer Projekte<br />
werden über EU-Förderprogramme unterstützt<br />
und haben über die Region hinaus<br />
Vorbildcharakter. Unsere Aktivitäten für<br />
eine nachhaltige Wasserkraft werden wir<br />
auch in Zukunft weiter vorantreiben.“<br />
Gemeinsam anpacken:<br />
Nachhaltigkeitsinitiative für die Region<br />
Das 120-jährige Jubiläum nimmt LEW<br />
auch zum Anlass, eine umfassende Nachhaltigkeitsinitiative<br />
in der Region zu starten.<br />
Unter dem Motto „Gemeinsam besser<br />
MACHEN“ will LEW engagierte Menschen<br />
aus der Region vorstellen, Best-Practice-Lösungen<br />
aufzeigen und die Vernetzung mit<br />
Partnern wie Kommunen, L<strong>and</strong>kreisen<br />
oder Hochschulen vertiefen. „Beim Schutz<br />
von Klima und Natur sind jeder Einzelne<br />
und wir alle gemeinsam gefragt. Deshalb<br />
wollen wir Bürgern, Kommunen und Unternehmen<br />
Ideen und Möglichkeiten bieten,<br />
sich einzubringen. Die Nachhaltigkeitsinitiative<br />
schafft die Grundlage dafür.<br />
Wir sind überzeugt: Wenn wir alle gemeinsam<br />
anpacken, können wir am meisten für<br />
Klima und Natur erreichen“, sagt Dr. Markus<br />
Litpher.<br />
Im Rahmen der Nachhaltigkeitsinitiative<br />
wird LEW dieses Jahr in der gesamten Region<br />
unterwegs sein – mit unterschiedlichen<br />
Formaten und Aktionen. Daneben hat<br />
LEW anlässlich des Firmenjubiläums auch<br />
viele weitere Angebote und Aktionen geplant.<br />
Diese reichen von Mitarbeiterprogrammen<br />
über Angebote für Kunden und<br />
kommunale Aktivitäten bis hin zu Veranstaltungen<br />
und Aktionen. „So wollen wir<br />
den Klimaschutz zu den Menschen vor Ort<br />
bringen. Gemeinsam können wir beim Klimaschutz<br />
mehr bewegen“, sagt Dr. Markus<br />
Litpher. (21511603)<br />
LL<br />
www.lew.de<br />
28
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
Mainova bleibt Energiepartner<br />
der Stadt Frankfurt<br />
(mainova) Mainova beliefert die Stadt Frankfurt am Main<br />
auch künftig mit Strom und Erdgas. Der heimische Energieversorger<br />
versorgt damit weiterhin zuverlässig städtische Liegenschaften<br />
wie Verwaltungsgebäude, Schulen, Kitas, Museen,<br />
den Palmengarten oder das Klinikum Höchst mit klimafreundlicher<br />
Energie. Das Unternehmen hat sich bei einer europaweiten<br />
Ausschreibung durchgesetzt. Der neue Vertrag gilt<br />
seit Jahresbeginn.<br />
Das Unternehmen liefert der Stadt jährlich voraussichtlich<br />
rund 181 Gigawattstunden Strom. Das entspricht dem Jahresbedarf<br />
von 72.400 durchschnittlichen Zwei-Personen-Haushalten.<br />
Die Energie für die rund 2.500 Lieferstellen bei rund<br />
60 kommunalen Einrichtungen, städtischen Gesellschaften<br />
und Stiftungen und Vereinen stammt aus hocheffizienter<br />
Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) aus dem Müllheizkraftwerk in<br />
der Frankfurter Nordweststadt und klimaneutralem<br />
Ökostrom. Einen Teil des Ökostroms bezieht die Stadt erstmals<br />
direkt aus einem deutschen Windpark. Im Vergleich zum<br />
herkömmlichen deutschen Strommix spart die Stadt Frankfurt<br />
am Main dank der Kombination von KWK- und Ökostrom<br />
jährlich insgesamt rund 63.350 Tonnen Kohlendioxid ein.<br />
Jährlich knapp 207 Megawattstunden Erdgas liefert Mainova<br />
voraussichtlich für die städtischen Gebäude, was der Jahresmenge<br />
von etwa 17.250 Mehrpersonen-Haushalten entspricht.<br />
Mit der Energie, die zu fünf Prozent aus Biogas besteht,<br />
werden unter <strong>and</strong>erem Klassenräume, Kitas und Krankenzimmer<br />
in städtischen Gebäuden beheizt – an insgesamt<br />
C<br />
M<br />
rund 900 Lieferstellen.<br />
Y<br />
Jan Schneider, Dezernent für Bau und Immobilien der Stadt<br />
Frankfurt am Main, sagt: „Wir setzen die Kooperation mit ei-Cnem<br />
langjährigen Partner <strong>for</strong>t, der nicht nur für eine verlässli-<br />
MY<br />
che und wirtschaftliche Energieversorgung der städtischen<br />
Liegenschaften steht, sondern auch dazu beiträgt, unsere ehrgeizigen<br />
Klimaschutzziele umzusetzen. Mit dem neuen Ver-<br />
CY<br />
CMY<br />
trag erhöhen wir den Bezug von Strom aus heimischen Windkraftanlagen<br />
noch einmal deutlich und unterstützen damit<br />
K<br />
die Energiewende.“<br />
Der Mainova-Vorst<strong>and</strong>svorsitzende Dr. Constantin H. Alsheimer<br />
erklärt: „Die Stadt Frankfurt und Mainova verbindet bei<br />
der Energieversorgung eine rund 190-jährige Partnerschaft.<br />
Wir freuen uns, dass wir diese vertrauensvolle Zusammenarbeit<br />
in den kommenden Jahren <strong>for</strong>tsetzen. Dabei werden wir<br />
die Stadt und ihre Liegenschaften nicht nur weiterhin zuverlässig<br />
mit Energie beliefern, sondern sie auch künftig weiter<br />
als kompetenter Ansprechpartner bei Fragen rund um die<br />
nachhaltige Energieversorgung beraten.“<br />
So ermöglicht Mainova der Stadt Frankfurt zudem auf vielfältige<br />
Weise, die kommunale Energiewende und damit den<br />
lokalen Klimaschutz wirksam voranzutreiben. Dazu zählt beispielsweise<br />
das bundesweit führende Mieterstrom-Modell gemeinsam<br />
mit der Wohnungswirtschaft. Weiterhin schafft das<br />
Unternehmen mit dem Ausbau der Ladeinfrastruktur die Voraussetzung<br />
für die Verbreitung der Elektromobilität. Zusätzlich<br />
unterstützt Mainova zahlreiche ehrenamtliche Projekte.<br />
(21511249)<br />
LL<br />
www.mainova.de<br />
<strong>VGB</strong> Workshop<br />
ÖL IM KRAFTWERK<br />
Verfahrenstechnik Turbinenbetrieb mit<br />
Schwerpunktthema Ölsystem und<br />
Reinigung, Schwingungsanalyse<br />
während des Dampfturbinenbetriebes<br />
Neuer Termin!<br />
www.vgb.org<br />
1. und 2. September <strong>2021</strong><br />
Bedburg<br />
Oftmals treten nach Revisionen Fehler auf.<br />
Ziel des Workshops ist es, den Teilnehmern<br />
Möglichkeiten einer Analyse zu<br />
Schwingungsereignissen – verursacht durch<br />
Ausrichtungsfehler, Lagergeometrien und<br />
Ölqualität – aufzuzeigen.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
In<strong>for</strong>mationen<br />
Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />
E-Mail<br />
vgb-oil-pp@vgb.org<br />
Telefon<br />
+49 201 8128-321<br />
www.vgb.org<br />
29<br />
Neuer Termin!
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
ark-E und Stadtwerke Iserlohn:<br />
Windkraftanlage Versetalsperre<br />
mit neuen Rekordwerten in 2020<br />
• Über 10 Mio. Kilowattstunden erzeugter<br />
Ökostrom im Betriebsjahr 2020<br />
• Seit Inbetriebnahme<br />
überdurchschnittliche Verfügbarkeit<br />
und Einsatzzeit<br />
(mark-e) Die gemeinsam von Mark-E und<br />
den Stadtwerken Iserlohn betriebene<br />
Windkraftanlage (WKA) an der Versetalsperre<br />
in Lüdenscheid hat im abgelaufenen<br />
Betriebsjahr 2020 für Rekordwerte gesorgt.<br />
Dieses positive Fazit ziehen beide<br />
Unternehmen nach Auswertung der nun<br />
aktuell vorliegenden Zahlen für die WKA.<br />
Insgesamt produzierte die WKA Versetalsperre<br />
vom Typ Enercon E-115 in 2020<br />
über 10 Mio. Kilowattstunden (kWh)<br />
Strom und verzeichnete dabei 3.343 Betriebsstunden.<br />
Damit wurden die ohnehin<br />
schon sehr guten Werte aus dem Jahr 2019<br />
(ca. 9,5 Mio. kWh bei 3.164 Betriebsstunden)<br />
nochmals um mehr als 5 Prozent<br />
übertr<strong>of</strong>fen. Seit Inbetriebnahme im Frühjahr<br />
2017 speiste die Anlage somit insgesamt<br />
bereits 34,7 Mio. kWh Strom ein. Die<br />
Windkraftanlage läuft dabei durchgängig<br />
mit einer sehr hohen Verfügbarkeit und<br />
liegt auch mit den erzielten Volllaststunden<br />
beständig über dem bundesdeutschen<br />
Durchschnitt.<br />
KlimaFair Kunden der Mark-E pr<strong>of</strong>itieren<br />
von regional erzeugtem Ökostrom<br />
Der von der WKA in 2020 hier vor Ort<br />
produzierte Ökostrom deckt rechnerisch<br />
somit den Strombedarf von fast 2.900<br />
Durchschnittshaushalten. Gleichzeitig hat<br />
der an der Versetalsperre regenerativ erzeugte<br />
Strom die Umwelt im vergangenen<br />
Jahr um mehr als 3.500 Tonnen Kohlendioxid<br />
entlastet. Die Windkraftanlage ist neben<br />
drei Laufwasserkraftwerken und Photovoltaikanlagen<br />
in der Region Teil des<br />
„KlimaFair“ Strom-Tarifs der Mark-E. Umweltbewusste<br />
Kunden erhalten hier „ihren“<br />
Ökostrom aus der Region und können zudem<br />
noch von Prämien im Rahmen des<br />
Mark-E Energiespar-Programms pr<strong>of</strong>itieren.<br />
Windkraftanlage Versetalsperre<br />
Die WKA Versetalsperre gehört zu 70 Prozent<br />
den Stadtwerken Iserlohn und zu 30<br />
Prozent der Mark-E. Jede eingespeiste Kilowattstunde<br />
wird in den ersten 20 Betriebsjahren<br />
– wie gesetzlich garantiert – mit<br />
8,29 Cent vergütet. Mark-E sorgte für die<br />
schlüsselfertige Errichtung der Anlage und<br />
kümmert sich auch um die technische Betriebsführung<br />
und die Direktvermarktung<br />
des erzeugten Ökostroms. Die Stadtwerke<br />
Iserlohn verantworten die kaufmännische<br />
Betriebsführung. (21511202)<br />
Daten WKA Versetal:<br />
• Baubeginn: August 2016<br />
• Bauende / erste Inbetriebnahme:<br />
Ende März 2017<br />
• Investitionsvolumen: ca. 5 Mio. Euro<br />
• Anlagentyp: Enercon E-115<br />
• Leistung: 3 Megawatt<br />
• Gesamthöhe: 195 Meter<br />
• Netzeinspeisung 2019 :<br />
ca. 9,5 Mio. kWh<br />
• Netzeinspeisung 2020:<br />
ca. 10,0 Mio. kWh<br />
• Betreibergesellschaft:<br />
Windkraft Versetalsperre GmbH & Co. KG<br />
LL<br />
www.enervie-gruppe.de<br />
Mark-E: GuD-Kraftwerk in 2020<br />
unverzichtbarer Baustein der<br />
Energiewende<br />
• Gute Marktsituation ermöglicht 3.900<br />
Betriebsstunden<br />
• Effiziente und emissionsarme<br />
Energieerzeugung zur Stabilisierung<br />
des Stromnetzes<br />
• Voll-Betrieb: Sechs neue Arbeitsplätze<br />
geschaffen<br />
(mark-e) Mark-E zieht eine erneut erfolgreiche<br />
Bilanz ihrer Gas- und Dampfturbinen<br />
(GuD-) anlage in Herdecke, die zusammen<br />
mit dem Projektpartner Statkraft betrieben<br />
wird: So konnte die Anlage in 2020<br />
ihre Betriebsdauer auf über 3.900 Stunden<br />
im Vergleich zum Vorjahr (gut 2.700 Stunden)<br />
weiter deutlich steigern – und dies<br />
trotz einer längeren Stillst<strong>and</strong>sphase im<br />
ersten Quartal 2020 aufgrund eines technisches<br />
Defektes an der Dampfturbine sowie<br />
einer geplanten Revision. Die Stromproduktion<br />
erhöhte sich sogar um fast 50<br />
Prozent: von knapp über 1.000 Gigawattstunden<br />
(GWh) in 2019 auf annähernd<br />
1.500 GWh im zurückliegenden Jahr.<br />
Hauptgrund hierfür ist eine weiter verbesserte<br />
Marktsituation. Diese wird bestimmt<br />
von mehreren Faktoren wie der<br />
schrittweisen Abschaltung von Kernkraftwerken,<br />
einem deutlich höheren CO 2 -<br />
Preis, einem niedrigen Gaspreisniveau und<br />
dem starken Rückgang der Kohleverstromung.<br />
„Das Jahr 2020 zeigt die große Bedeutung<br />
von effizienten GuD-Anlagen in<br />
einer Phase der Energiewende, in der immer<br />
mehr gesicherte Kraftwerksleistung<br />
vom Netz geht. Wir können mit unserer<br />
Anlage Leistung verlässlich und emissionsarm<br />
zur Verfügung stellen, diesen Bedarf<br />
sehen wir auch in Zukunft“, so ENERVIE<br />
Vorst<strong>and</strong>ssprecher Erik Höhne. GuD-Anlagen<br />
sind ein wesentlicher Faktor zur Stabilisierung<br />
des Stromnetzes, da sie vergleichsweise<br />
schnell zum Einsatz gebracht<br />
werden können. Damit kann die volatile<br />
Einspeisung von immer mehr Erneuerbaren<br />
Energien ausgeglichen werden.<br />
Aufgrund der schwierigen Marktsituation<br />
war das Betriebskonzept in den vergangenen<br />
Jahren angepasst und die Anlage<br />
zwischenzeitlich in einen Reservebetrieb<br />
überführt worden. Seit Frühjahr 2020 wird<br />
das GuD-Kraftwerk Herdecke nun wieder<br />
im „24/7“-Betrieb rund um die Uhr flexibel<br />
eingesetzt. „Hierfür wurde die Belegschaft<br />
am St<strong>and</strong>ort Herdecke entsprechend aufgestockt<br />
und insgesamt sechs neue Mitarbeiter<br />
eingestellt“, freut sich Erik Höhne<br />
über diese positive Entwicklung.<br />
Mark-E ist der Kraftwerksbetreiber innerhalb<br />
der ENERVIE Gruppe und hat in den<br />
letzten Jahren seinen Erzeugungs-Mix<br />
deutlich „vergrünt“: Der Anteil der fossilen<br />
Energieträger wurde insbesondere durch<br />
die Stilllegung der beiden Steinkohle-Blöcke<br />
im Kraftwerk Werdohl-Elverlingsen<br />
deutlich reduziert. Die ENERVIE Gruppe<br />
setzt stattdessen im Rahmen ihrer „Strategie<br />
2025“ auf einen deutlichen Ausbau erneuerbarer<br />
Energien. Aktuell verfügt<br />
Mark-E über ein Kraftwerksportfolio von<br />
rund 600 Megawatt (MW) Leistung: Neben<br />
der GuD Anlage Herdecke (417 MW)<br />
betreibt das Unternehmen das zusammen<br />
mit dem Partner STAWAG modernisierte<br />
und erweiterte Pumpspeicherwerk Finnentrop-Rönkhausen<br />
(140 MW), die größte<br />
Biomasseverstromungsanlage der Region<br />
(20 MW) in Hagen-Kabel, die Klärschlammverbrennungsanlage<br />
in Werdohl-Elverlingsen<br />
(4 MW) zusammen mit<br />
dem Ruhrverb<strong>and</strong>, drei Laufwasserkraftwerke<br />
(ca. 5 MW), eine Windkraftanlage in<br />
Lüdenscheid (3 MW) sowie diverse Photovoltaikanlagen<br />
(ca. 1 MW). Auch der Betrieb<br />
der GuD-Anlage Herdecke als „sauberste“<br />
konventionelle Energieerzeugung<br />
im Vergleich zu Steinkohle- und Braunkohlekraftwerken<br />
verbessert die Erzeugungsund<br />
damit Klimabilanz.<br />
Das Cuno-Kraftwerk Herdecke<br />
Seit 1908 wird am ältesten Kraftwerksst<strong>and</strong>ort<br />
der Mark-E in Herdecke Strom<br />
erzeugt. Ab 2005 errichtete Mark-E zusammen<br />
mit dem norwegischen Energieunternehmen<br />
Statkraft eine umweltfreundliche<br />
Gas- und Dampfturbinen (GuD)-Anlage<br />
am St<strong>and</strong>ort. Das Kraftwerk ging im Herbst<br />
2007 in Betrieb und zählt mit einem Wirkungsgrad<br />
von rund 59 Prozent immer<br />
noch zu den weltweit effizientesten Anlagen<br />
seiner Art. Für die Stromerzeugung<br />
nutzt es ein besonderes effektives Verfahren:<br />
In einem kombinierten Prozess wird in<br />
einer 270-MW-Gasturbine mit einem nachgeschalteten<br />
Abhitzekessel sowie einer<br />
147-MW Dampfturbine die Energie in Elektrizität<br />
umgew<strong>and</strong>elt. Im Vergleich zu einem<br />
modernen Kohlekraftwerk erspart die<br />
GuD-Anlage der Umwelt bei der Stromerzeugung<br />
damit jährlich über eine Million<br />
Tonnen Kohlendioxid. (21511203)<br />
LL<br />
www.enervie-gruppe.de<br />
30
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
MIBRAG passt Bergbauplanung<br />
für den Tagebau Vereinigtes<br />
Schleenhain an<br />
• Pödelwitz und das Abbaufeld<br />
Groitzscher Dreieck werden nicht in<br />
Anspruch genommen<br />
(mibrag) Der Ort Pödelwitz und das Abbaufeld<br />
Groitzscher Dreieck mit der Ortschaft<br />
Obertitz werden von MIBRAG für<br />
die Kohleförderung des Tagebaus Vereinigtes<br />
Schleenhain nicht mehr in Anspruch<br />
genommen. Zur Umsetzung des Sächsischen<br />
Koalitionsvertrages hat das Bergbauunternehmen<br />
mit dem Sächsischen Wirtschaftsministerium<br />
und dem Sächsischen<br />
Oberbergamt Gespräche geführt und der<br />
Nichtinanspruchnahme zugestimmt. Dazu<br />
erklärt Dr. Armin Eichholz, Vorsitzender<br />
der Geschäftsführung: „Wir haben mit der<br />
überarbeiteten Bergbauplanung für den<br />
Tagebau Vereinigtes Schleenhain eine<br />
weitreichende und verantwortungsvolle<br />
Entscheidung für die Region und für unser<br />
Unternehmen getr<strong>of</strong>fen.“<br />
MIBRAG hat nach dem politisch gewollten<br />
Ausstieg aus der Kohleverstromung<br />
Deutschl<strong>and</strong>s bis spätestens Ende 2038<br />
ihre Planungen den sich daraus resultierenden<br />
Bedingungen angepasst. Durch das<br />
von Bundestag und Bundesrat beschlossene<br />
Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung<br />
der Kohleverstromung verkürzt<br />
sich die Laufzeit des von MIBRAG mit Kohle<br />
belieferten Kraftwerkes Lippendorf auf<br />
Ende 2035. Die Anpassung der Bergbauplanung<br />
für den Tagebau Vereinigtes<br />
Schleenhain trägt diesem Umst<strong>and</strong> und<br />
der veränderten Situation am Energiemarkt<br />
Rechnung. (21511430)<br />
LL<br />
www.mibrag.de<br />
KKL: Erneut höhere<br />
Stromproduktion<br />
(kkl) Das Kernkraftwerk Leibstadt (KKL)<br />
hat im vergangenen Jahr die Stromproduktion<br />
um 2,6 Prozent auf 9.050 GWh erhöhen<br />
können (2019: 8’820 GWh).<br />
Dieses gute Resultat wurde dank eines<br />
störungsfreien Betriebs ermöglicht. Die<br />
Anlage konnte zudem mit voller Leistung<br />
gefahren werden.<br />
Seit dem Frühjahr 2020 sind auch im KKL<br />
umfassende Schutzmassnahmen gegen die<br />
Ausbreitung des Coronavirus in Kraft. Angesichts<br />
der Corona-Situation entschied<br />
das Werk im April 2020, die Jahreshauptrevision<br />
zu verkürzen und um zwei Monate<br />
zu verschieben. Die Revisionsarbeiten konzentrierten<br />
sich primär auf den Wechsel<br />
der Brennelemente sowie auf Inspektionsund<br />
Inst<strong>and</strong>haltungsarbeiten. Auf den aufwändigen<br />
Kondensatortausch wurde verzichtet.<br />
Mark-E: GuD-Kraftwerk in 2020 unverzichtbarer Baustein der Energiewende<br />
Nach einer sechswöchigen Revisionsdauer<br />
konnte das Werk am 12. August wieder<br />
mit dem Stromnetz verbunden werden und<br />
produziert seither durchgehend unter Volllast<br />
Strom.<br />
Im vergangenen Betriebsjahr wurden vier<br />
meldepflichtige Ereignisse verzeichnet, die<br />
keine Auswirkung auf die Stromproduktion<br />
hatten.<br />
<strong>2021</strong> plant das Kernkraftwerk Leibstadt<br />
eine rund fünf Monate dauernde Revision<br />
(24.5.-26.10.<strong>2021</strong>). Im Fokus stehen der<br />
Tausch des Kondensators und der Umbau<br />
des Reaktorumwälzsystems. Diese wichtigen<br />
Modernisierungsmassnahmen werden<br />
es dem KKL erlauben, auch in Zukunft eine<br />
sichere und zuverlässige Stromproduktion<br />
zu gewährleisten. (21511431)<br />
LL<br />
www.kkl.ch<br />
MVV: Das Küstenkraftwerk feiert<br />
Geburtstag: Seit einem Jahr<br />
Wärme und Strom für Kiel<br />
(mvv) Vor einem Jahr gaben die Stadtwerke<br />
Kiel <strong>of</strong>fiziell das Komm<strong>and</strong>o „Volle Kraft<br />
voraus“ für ihr Küstenkraftwerk. Im Rahmen<br />
einer virtuellen Geburtstagsfeier zogen<br />
die Verantwortlichen am 20. Januar<br />
<strong>2021</strong> Bilanz.<br />
Das modernste Gasmotorenheizkraftwerk<br />
Europas bestätigt sich als Fundament<br />
einer zuverlässigen und ökologischen Wärme-<br />
und Stromversorgung für Kiel und die<br />
ganze Region. Die Stadtwerke Kiel sind<br />
stolz auf das europaweit einzigartige Projekt,<br />
das nicht nur die Zukunft der Kieler<br />
Energieversorgung prägt, sondern auch zu<br />
einer erheblichen Reduzierung der<br />
CO 2 -Emissionen beiträgt.<br />
„Wir blicken auf ein erfolgreiches erstes<br />
Jahr zurück. Unser Küstenkraftwerk läuft<br />
und hat im ersten Jahr bereits rund<br />
1.000.000 Tonnen CO 2 gegenüber dem<br />
Vorgängerkraftwerk eingespart. Das bedeutet<br />
den Kohlendioxid-Ausstoß von umgerechnet<br />
500.000 Autos. Ein erheblicher<br />
Beitrag für das Klima in Kiel sowie zur sicheren<br />
Wärme- und Stromversorgung“,<br />
teilt Frank Meier, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender<br />
der Stadtwerke Kiel AG, im Rahmen der<br />
virtuellen Geburtstagsfeier mit.<br />
Seit der Inbetriebnahme vor einem Jahr<br />
versorgt das Küstenkraftwerk mehr als<br />
73.500 Kieler Haushalte, Betriebe und Einrichtungen<br />
mit ökologischer Fernwärme.<br />
Zudem speist die Anlage die erzeugte elektrische<br />
Energie in das Kieler 110-kV-Stromnetz<br />
ein, das sowohl die Wohnungen in der<br />
L<strong>and</strong>eshauptstadt als auch der umliegenden<br />
Gemeinden mit Strom versorgt. Überschüssige<br />
Energie wird in das vorgelagerte<br />
Stromnetz weitergeleitet<br />
„Wir feiern heute den ersten Geburtstag<br />
unseres Küstenkraftwerks. Dieses Projekt<br />
maßgeblich begleiten zu dürfen – von der<br />
Planung bis zum Betrieb – war und ist für<br />
mich persönlich ein Geschenk, eine Herzensangelegenheit.<br />
Ich bin sehr stolz dar-<br />
31
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Ørsted takes final investment<br />
decision on Old 300 Solar<br />
Center, a 430 MWAC solar PV<br />
project located near Houston<br />
MVV: Das Küstenkraftwerk feiert Geburtstag: Seit einem Jahr Wärme und Strom für Kiel. Ein Live-<br />
Talk mit Frank Meier (v.li.), Jan Christoph Kersig, Dr. Ulf Kämpfer und Dr. Jörg Teupen, moderiert<br />
durch Stadtwerke-Sprecher Sönke Schuster, rundete die Veranstaltung ab. (21511558)<br />
auf, was die Stadtwerke Kiel und alle Projektbeteiligten<br />
für dieses Projekt geleistet<br />
haben“, zeigt sich Dr. Jörg Teupen, Vorst<strong>and</strong><br />
Technik und Personal der Stadtwerke<br />
Kiel AG, begeistert über den erfolgreichen<br />
und zuverlässigen Betrieb.<br />
Im Rahmen einer virtuellen Geburtstagfeier<br />
blickten die Stadtwerke Kiel auf die<br />
vergangenen 12 Monate zurück. Neben<br />
kurzen Videoclips mit Mitarbeiter-Interviews<br />
sowie Statements befragter Kielerinnen<br />
und Kielern zum Küstenkraftwerk rundete<br />
ein Live-Talk mit Oberbürgermeister<br />
Ulf Kämpfer, Kersig-Immobilien-Geschäftsführer<br />
Jan Christoph Kersig und den beiden<br />
Stadtwerke-Vorstände die Veranstaltung<br />
ab.<br />
Oberbürgermeister Ulf Kämpfer lobte im<br />
Gespräch das Küstenkraftwerk: „Vor einigen<br />
Wochen erhielten wir den Deutschen<br />
Nachhaltigkeitspreis <strong>2021</strong> in der Kategorie<br />
Großstädte. Eine große Rolle für die Jury<br />
spielte dabei auch die Inbetriebnahme des<br />
Küstenkraftwerks. Das beweist: Wir sind<br />
auf einem richtigen Weg – dank des Klimaschutzengagements<br />
der vergangenen Jahre,<br />
dank unserer vielen aktuellen Maßnahmen<br />
und auch dank unseres neuen modernen<br />
Küstenkraftwerks.“<br />
Jan Christoph Kersig, Geschäftsführer<br />
Kersig Immobilien, fügte hinzu: „Wir sind<br />
froh, dass die Stadtwerke Kiel mit dem<br />
Küstenkraftwerk die Fernwärmeversorgung<br />
sichern. Denn für uns ist Fernwärme<br />
die klima- und umweltschonende Wärmeversorgung<br />
für unsere Immobilien. Der<br />
Ausstoß von CO 2 und Schadst<strong>of</strong>fen ist erheblich<br />
geringer als bei vergleichbarer<br />
Nutzung von Einzelfeuerungsanlagen<br />
beispielsweise mit Öl. Für Fernwärme<br />
sprechen auch die einfachere Technik, geringe<br />
Installations-, Wartungs- und Betriebskosten<br />
und die Platzersparnis in<br />
den Gebäuden.“<br />
Für die Stadtwerke Kiel ging es bei der<br />
damaligen Suche nach einer Nachfolgelösung<br />
für das Kohlekraftwerk nicht nur<br />
darum, die Energie zuverlässig bereitzustellen,<br />
sondern auch darum, Wärme und<br />
Strom so umweltfreundlich wie möglich zu<br />
produzieren. Ein Jahr nach Inbetriebnahme<br />
steht fest: Das Küstenkraftwerk vereint<br />
Versorgungssicherheit und Ökologie optimal.<br />
Durch die modulare Bauweise mit 20<br />
Gasmotoren der 10-Megawatt-Klasse erhält<br />
das Kraftwerk eine außergewöhnlich<br />
hohe Flexibilität. So wird die Leistungsabgabe<br />
der einzelnen Motoren dem aktuellen<br />
Energiebedarf angepasst und dementsprechend<br />
ausgerichtet. Die Gasmotoren, als<br />
Herz des Küstenkraftwerks, verfügen über<br />
eine elektrische Leistung von 190 Megawatt<br />
und eine Wärmeleistung von 192 Megawatt.<br />
Die beim Betrieb erzeugte Wärme<br />
wird in das Fernwärmenetz eingespeist.<br />
Um die im Rahmen der Kraft-Wärme-Kopplung<br />
entstehende Wärme auch in den Sommermonaten<br />
gezielt zu nutzen, erfolgt eine<br />
Speicherung im 60 Meter hohen Speicher.<br />
Durch die zeitliche Entkopplung der Wärmenutzung<br />
ist ein flexibler und wirtschaftlicher<br />
Betrieb des Küstenkraftwerks möglich.<br />
Der Elektrodenkessel erzeugt bei Bedarf<br />
mittels Strom Fernwärme, etwa dann,<br />
wenn es im Stromnetz zu einem Überangebot<br />
durch große Mengen an Windenergie<br />
kommt. Die neue Anlage trägt dazu bei,<br />
Angebot und Nachfrage im Stromnetz wieder<br />
ins Gleichgewicht zu bringen.<br />
Dieses komplexe Erzeugungskonzept ermöglicht<br />
es, mit einem hohen Maß an Autonomie<br />
auf die verschiedenen Szenarien<br />
des Energiemarktes zu reagieren. Und damit<br />
eine sichere und saubere Fernwärmeversorgung<br />
für Kiel zu gewährleisten.<br />
(21511558)<br />
LL<br />
www.mvv.de<br />
(orsted) Ørsted has taken final investment<br />
decision on the Old 300 Solar Center,<br />
which is located in Fort Bend County, 40<br />
miles from Houston, Texas, <strong>and</strong> is expected<br />
to come online in Q2 2022.<br />
Over the past year, Ørsted has significantly<br />
increased its solar portfolio <strong>and</strong> with the<br />
addition <strong>of</strong> Old 300, now has 1.1 GW <strong>of</strong> solar<br />
PV under construction, leading to a total<br />
<strong>of</strong> 3.4 GW <strong>of</strong> capacity in operation <strong>and</strong><br />
under construction across onshore wind,<br />
solar PV <strong>and</strong> storage.<br />
Old 300 is located close to Houston, one<br />
<strong>of</strong> the largest <strong>and</strong> fastest growing metropolitan<br />
areas in the US <strong>and</strong> benefits from a<br />
long-term PPA.<br />
„With its location close to Houston, Old<br />
300 will further diversify our onshore footprint<br />
into a premium market with strong<br />
long-term fundamentals.“ says Vishal Kapadia,<br />
Chief Commercial Officer <strong>for</strong> Onshore.<br />
„We‘re excited to add another largescale,<br />
attractively contracted solar project<br />
to our portfolio. Solar is the fastest-growing<br />
power generation technology in the<br />
world <strong>and</strong> will continue to play a key role in<br />
our growth going <strong>for</strong>ward.“<br />
The project will create a dependable income<br />
source <strong>for</strong> family ranches who lease<br />
their l<strong>and</strong> <strong>for</strong> the project. Furthermore,<br />
project construction will create up to 400<br />
jobs at its peak <strong>and</strong> the long-term operation<br />
<strong>of</strong> Old 300 Solar will generate over<br />
USD 40 million in property tax revenue <strong>for</strong><br />
Fort Bend County <strong>and</strong> the Needville Independent<br />
School District.<br />
Old 300 Solar Center will cover an area <strong>of</strong><br />
2,800 acres <strong>and</strong> utilise approximately 1<br />
million bifacial modules, supplied by JA<br />
Solar <strong>and</strong> LONGi Solar. Inverters will be<br />
supplied by SMA America. (21521307)<br />
LL<br />
www.orsted.com<br />
32
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
Ørsted takes final investment decision on first<br />
renewable hydrogen project<br />
(orsted) Ørsted has taken final investment decision on the<br />
Danish demonstration project H2RES, which will use <strong>of</strong>fshore<br />
wind energy to produce renewable hydrogen. The project is<br />
expected to produce its first hydrogen in late <strong>2021</strong> <strong>and</strong> will be<br />
Ørsted‘s first renewable hydrogen project in operation.<br />
Ørsted has decided to take final investment decision on the<br />
H2RES renewable hydrogen demonstration project at Avedøre<br />
Holme in Copenhagen, Denmark. H2RES will be Ørsted‘s first<br />
renewable hydrogen project in operation <strong>and</strong> marks a new era<br />
in Ørsted‘s green journey, where the power <strong>of</strong> <strong>of</strong>fshore wind<br />
will be harnessed to decarbonise society beyond direct electrification,<br />
<strong>of</strong>fering a path towards zero emissions <strong>for</strong> otherwise<br />
hard to abate sectors.<br />
H2RES will have a capacity <strong>of</strong> 2 MW. The facility will produce<br />
up to around 1,000 kg <strong>of</strong> renewable hydrogen daily,<br />
which will be used to fuel road transport in Greater Copenhagen<br />
<strong>and</strong> on Zeal<strong>and</strong>. The project is expected to produce its first<br />
hydrogen in late <strong>2021</strong>.<br />
Martin Neubert, Executive Vice President <strong>and</strong> CEO <strong>of</strong> Ørsted<br />
Offshore, says: „We see renewable hydrogen <strong>and</strong> other sustainable<br />
fuels as cornerstones in reaching net-zero emissions<br />
by 2050, <strong>and</strong> H2RES will contribute with key learnings to turn<br />
Europe‘s ambitious build-out targets <strong>for</strong> renewable hydrogen<br />
into a new industrial success story. With the right framework<br />
in place that incentivises the shift away from fossil fuels, renewable<br />
hydrogen can decarbonise transport <strong>and</strong> heavy industry,<br />
which is paramount to creating a world that runs entirely<br />
on green energy.“<br />
Ørsted has over the past 18 months partnered with different<br />
consortia in seven renewable hydrogen projects in Denmark,<br />
Germany, the Netherl<strong>and</strong>s, <strong>and</strong> the United Kingdom.<br />
The practically unlimited global <strong>of</strong>fshore wind resources are<br />
ideally suited to power renewable hydrogen electrolysis. The<br />
H2RES project will investigate how to best combine an electrolyser<br />
with the fluctuating power supply from <strong>of</strong>fshore wind,<br />
using Ørsted‘s two 3.6 MW <strong>of</strong>fshore wind turbines at Avedøre<br />
Holme.<br />
Anders Nordstrøm, Vice President <strong>and</strong> Head <strong>of</strong> Ørsted‘s hydrogen<br />
activities, says: „Renewable hydrogen will be a cornerstone<br />
in achieving Denmark‘s ambitious decarbonisation target.<br />
H2RES is an example <strong>of</strong> how public co-funding coupled<br />
with a committed hydrogen industry <strong>and</strong> ambitious <strong>of</strong>ftakers<br />
can drive the decarbonisation <strong>of</strong> the transport sector. H2RES<br />
is a small but important step towards large-scale renewable<br />
hydrogen production, <strong>and</strong> it will allow us to demonstrate how<br />
<strong>of</strong>fshore wind combined with onshore electrolysis can <strong>of</strong>fer<br />
decarbonisation beyond direct electrification.“<br />
The Energy Technology Development <strong>and</strong> Demonstration<br />
Programme (EUDP) under the Danish Energy Agency has previously<br />
awarded DKK 34.6 million <strong>for</strong> the development <strong>of</strong> the<br />
H2RES project to Ørsted, Everfuel Europe A/S, NEL Hydrogen<br />
A/S, Green Hydrogen Systems A/S, DSV Panalpina A/S, Hydrogen<br />
Denmark, <strong>and</strong> Energinet Elsystemansvar A/S.<br />
(21511434)<br />
LL<br />
www.orsted.com<br />
<strong>VGB</strong> Konferenz | OnLine<br />
Thermische<br />
Abfallverwertung und<br />
Wirbelschichtfeuerungen<br />
24. März <strong>2021</strong><br />
OnLine<br />
| Weitere In<strong>for</strong>mationen<br />
| Programm<br />
| Anmeldung<br />
• www.vgb.org/veranstaltungen.html<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
In<strong>for</strong>mationen<br />
Barbara Bochynski<br />
(Organisation)<br />
Christian Stolzenberger<br />
Dr. Andreas Wecker<br />
(Fachliche Koordination)<br />
E-Mail<br />
vgb-therm-wirb@vgb.org<br />
Telefon<br />
+49 201 8128-205<br />
www.vgb.org<br />
33
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
ummer 26 und 27: RWE startet<br />
kommerziellen Betrieb neuer<br />
Onshore-Windparks in den USA<br />
• Fertigstellung von Boiling Springs (148<br />
MW) und East Raymond (200 MW)<br />
erhöht die Erzeugungskapazität von<br />
RWE in Nordamerika<br />
• Lieferverträge mit Autoproduzent<br />
Honda und Energieversorger Austin<br />
Energy sichern Stromabnahme<br />
(rwe) Mit der Inbetriebnahme von zwei<br />
neuen Onshore-Windparks baut RWE ihr<br />
Erneuerbare-Energien-Portfolio in Nordamerika,<br />
einem der strategischen Kernmärkte<br />
des Unternehmens, weiter aus. Die<br />
beiden Windparks verfügen über eine installierte<br />
Gesamtleistung von 348 Megawatt<br />
(MW). Zusammen produzieren sie<br />
ausreichend grünen Strom, um rechnerisch<br />
den Bedarf von mehr als 104.000<br />
US-Haushalten zu decken.<br />
Der Onshore-Windpark Boiling Springs<br />
wurde mit einer Kapazität von 148 MW in<br />
Oklahoma im Woodward County errichtet.<br />
Der Windpark besteht aus 60 GE-Turbinen.<br />
Der Onshore-Windpark East Raymond<br />
hat eine installierte Leistung von 200 MW<br />
und liegt in Südtexas. Er wird von 91 Vestas-Turbinen<br />
angetrieben. In direkter Nähe<br />
errichtet RWE derzeit mit West Raymond<br />
einen weiteren Windpark mit einer installierten<br />
Leistung von 240 MW. Die Inbetriebnahme<br />
dieses Windparks ist für das<br />
erste Quartal <strong>2021</strong> geplant. RWE wird beide<br />
Windparks betreiben, auch wenn das<br />
Unternehmen seine Beteiligung an den<br />
Projekten auf 25 % reduziert.<br />
„Wir freuen uns sehr, dass mit East Raymond<br />
unser achtes Projekt an der texanischen<br />
Küste vollständig in Betrieb ist. Mit<br />
Boiling Springs haben wir zudem unser<br />
erstes Projekt im US-Bundesstaat Oklahoma<br />
am Netz, einem neuen und für uns äußerst<br />
attraktiven Markt“, betont Silvia<br />
Ortín Rios, COO Onshore Wind <strong>and</strong> Solar<br />
PV Americas von RWE Renewables. „Dank<br />
unserer erfahrenen Teams konnten wir diese<br />
Bauprojekte trotz erschwerter Bedingungen<br />
und unter Einhaltung unserer hohen<br />
Gesundheits- und Sicherheitsst<strong>and</strong>ards<br />
umsetzen. Wir möchten auch den<br />
lokalen Gemeinden und L<strong>and</strong>besitzern für<br />
ihre Unterstützung danken.“<br />
RWE verfügt bereits über Abnehmer für<br />
den Strom aus beiden Windparks. Für East<br />
Raymond wurde 2019 ein Stromliefervertrag<br />
(Power Purchase Agreement, PPA) mit<br />
dem Versorger Austin Energy abgeschlossen.<br />
Der Vertrag läuft über zwölf Jahre. Im<br />
selben Jahr einigte sich RWE auf einen PPA<br />
mit Honda. Der Autokonzern nimmt einen<br />
Großteil des im Windpark Boiling Springs<br />
erzeugten Stroms (anteilig aus 120 MW installierte<br />
Kapazität) ab. Die Vereinbarung<br />
ist Teil einer der bisher größten Abnahmen<br />
von grünem Strom in den USA durch die<br />
Automobilindustrie.<br />
Nordamerika ist einer der strategischen<br />
Kernmärkte von RWE, in dem das Unternehmen<br />
aufbauend auf einer starken Entwicklungspipeline<br />
weiter wachsen will.<br />
Die installierte Kapazität von RWE in den<br />
USA macht mehr als ein Drittel der Gesamtkapazität<br />
des Unternehmens im Bereich<br />
der Erneuerbaren Energien aus. Bis<br />
Ende 2022 will RWE ihr weltweites Erneuerbare-Energien-Portfolio<br />
auf mehr als 13<br />
Gigawatt (GW) Nettokapazität ausbauen<br />
und dafür 5 Milliarden Euro netto investieren.<br />
Zusammen mit Partnern kann das<br />
Brutto-Investitionsvolumen bis zu 9 Milliarden<br />
Euro betragen. Um ihre Wachstumsziele<br />
zu erreichen, verfügt RWE über eine<br />
attraktive Projektentwicklungspipeline<br />
von mehr als 22 GW. Diese umfasst alle<br />
strategischen Kernregionen des Unternehmens.<br />
(21511508)<br />
LL<br />
www.rwe.com<br />
RWE erhält Genehmigung für<br />
Offshore-Windpark Kaskasi<br />
• Kaskasi als erster Offshore-Windpark<br />
auf Basis des neuen Windenergie-auf-<br />
See-Gesetzes vom Bundesamt für<br />
Seeschifffahrt und Hydrographie<br />
genehmigt<br />
• Bauarbeiten auf See sollen im dritten<br />
Quartal <strong>2021</strong> beginnen<br />
• Vollständige Inbetriebnahme in 2022<br />
geplant<br />
(rwe) Der RWE Offshore-Windpark Kaskasi<br />
erhält endgültig grünes Licht: Anfang<br />
Dezember erteilte das Bundesamt für Seeschifffahrt<br />
und Hydrographie (BSH) den<br />
Planfeststellungsbeschluss für den<br />
342-Megawatt-Windpark. Damit ist Kaskasi<br />
(<strong>of</strong>fizielle Bezeichnung Kaskasi II) der<br />
erste Offshore-Windpark in Deutschl<strong>and</strong>,<br />
der nach erfolgreicher Auktionsteilnahme<br />
im sogenannten „Übergangssystem“ nach<br />
dem neuen Windenergie-auf-See-Gesetz<br />
genehmigt wurde. Ein Best<strong>and</strong>teil der Genehmigung<br />
sind sogenannte Pilotwindenergieanlagen,<br />
bei denen innovative Technologien<br />
getestet werden. Der Windpark<br />
soll im Sommer 2022 ans Netz angeschlossen<br />
werden. Nach der vollständigen, kommerziellen<br />
Inbetriebnahme im vierten<br />
Quartal 2022 wird Kaskasi rechnerisch<br />
rund 400.000 Haushalte pro Jahr mit grünem<br />
Strom versorgen können.<br />
Die Investitionsentscheidung für den<br />
Offshore-Windpark Kaskasi, der 35 Kilometer<br />
nördlich der Insel Helgol<strong>and</strong> entstehen<br />
soll, wurde im Frühjahr 2020 getr<strong>of</strong>fen.<br />
Auch die Lieferanten für die Hauptkomponenten<br />
sind ausgewählt und haben<br />
teilweise bereits mit der Fertigung begonnen.<br />
Der Offshore-Windpark Kaskasi wird<br />
aus insgesamt 38 Windturbinen (Typ: SG<br />
8.0-167 DD) bestehen. Jede Turbine wird<br />
über eine installierte Leistung von bis zu 9<br />
Megawatt (MW) verfügen. Die Windturbinen<br />
werden auf Monopile-Fundamenten<br />
installiert. Mit den Arbeiten auf See soll ab<br />
dem dritten Quartal <strong>2021</strong> begonnen werden.<br />
Bei der Installation der Fundamente<br />
wird RWE auf eine Vibrationsrammtechnik,<br />
das sogenannte „Vibro Pile Driving“,<br />
zurückgreifen. Dieses optimierte Installationsverfahren<br />
ist eine effiziente Alternative<br />
zur herkömmlichen Schlagrammtechnik<br />
und hat das Potenzial, sowohl die Konstruktionszeiten<br />
als auch Schallemissionen<br />
zu verringern.<br />
Außerdem werden am Windpark Kaskasi<br />
an drei ausgewählten Fundamenten innovative<br />
Stahlkragen angebracht. Der sogenannte<br />
„Collared Monopile“ wurde auf<br />
Grundlage eines von RWE entwickelten<br />
Patents entworfen und soll die Tragfähigkeit<br />
der Gesamtstruktur verbessern. Dies<br />
unterstreicht den Anspruch von RWE, bei<br />
der Förderung von Innovation und Technologie<br />
eine führende Rolle einzunehmen.<br />
RWE plant weiteres Wachstum im Bereich<br />
Offshore-Wind<br />
Kaskasi ist bereits der sechste Windpark<br />
von RWE vor der deutschen Küste: Das Unternehmen<br />
betreibt die ebenfalls vor Helgol<strong>and</strong><br />
gelegenen Offshore-Windparks<br />
Nordsee Ost (295 MW) und Amrumbank<br />
West (302 MW). Zum RWE Portfolio zählt<br />
auch Arkona, der mit einer installierten<br />
Leistung von 385 MW (RWE-Anteil 50%)<br />
größte Offshore-Windpark in der Ostsee.<br />
Darüber hinaus besitzt RWE Anteile an den<br />
Windparks Nordsee One und Alpha Ventus.<br />
Weltweit ist RWE Renewables bereits<br />
heute der zweitgrößte Betreiber von<br />
Offshore-Windparks und der Grundstein<br />
für weiteres Wachstum ist bereits gelegt:<br />
Neben Kaskasi in Deutschl<strong>and</strong> errichtet<br />
das Unternehmen derzeit vor der britischen<br />
Küste den Offshore-Windpark Triton<br />
Knoll mit einer installierten Leistung von<br />
857 MW (RWE-Anteil: 509 MW). Dieser<br />
Windpark soll im ersten Quartal 2022 seinen<br />
kommerziellen Betrieb aufnehmen.<br />
Insgesamt verfügt das Unternehmen über<br />
eine Entwicklungspipeline aus Offshore-Optionen<br />
mit mehr als 7 Gigawatt - zentrale<br />
Ausschreibungen, die das Unternehmen<br />
zusätzlich in Erwägung zieht, nicht<br />
eingerechnet. (21511505)<br />
LL<br />
www.rwe.com<br />
34
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
RWE Renewables und SkySails<br />
Power nutzen Höhenwind für<br />
Stromerzeugung<br />
(rwe) Sie wollen hoch hinaus: Die RWE Renewables<br />
GmbH und die SkySails Power<br />
GmbH lassen demnächst einen 120 m 2 großen<br />
Lenkdrachen aufsteigen, um mit ihm<br />
in einer Höhe von bis zu 400 Metern Windenergie<br />
für die Stromerzeugung zu nutzen.<br />
Über dieses Pilotprojekt haben die<br />
beiden Unternehmen jetzt eine Kooperation<br />
geschlossen. RWE erwirbt von dem<br />
Hamburger Partner eine innovative Höhenwindkraftanlage<br />
mit bis zu 200 Kilowatt<br />
Leistung. Drei Jahre lang wird die<br />
RWE Renewables das SkySails Power-System<br />
im Rahmen des Pilotprojektes zur Evaluierung<br />
der Technologie betreiben. Geeignete<br />
St<strong>and</strong>orte in Deutschl<strong>and</strong> werden<br />
derzeit untersucht.<br />
Flugwindkraftanlagen nutzen den kräftigen<br />
und stetigen Wind in Luftschichten von<br />
mehreren hundert Metern über dem Boden.<br />
Die SkySails Power-Anlage besteht<br />
aus einer Bodenstation mit einer Seilwinde,<br />
in die ein Generator integriert ist. Während<br />
seines Aufstiegs zieht ein Zugdrachen,<br />
der „Kite“, ein Seil in gesteuerten<br />
Flugfiguren von einer Winde ab – und der<br />
verbundene Generator erzeugt so Strom.<br />
Sobald das Zugseil seine maximale Länge<br />
erreicht hat, beginnt die Rückholphase: Der<br />
Kite stellt sich automatisch in eine Position,<br />
in der seine Zugkraft sehr gering ist, er also<br />
ohne viel Widerst<strong>and</strong> eingeholt werden<br />
kann. Der Generator arbeitet jetzt als Motor<br />
und wickelt das Seil auf. Dieser Rückholprozess<br />
benötigt nur einen Bruchteil der<br />
Energie, die während der Leistungsphase<br />
erzeugt wird. Nun kann der nächste Stromerzeugungs-Zyklus<br />
beginnen.<br />
Aktuelle Flugwindkraftanlagen bringen<br />
derzeit Leistungen von 100 bis 200 kW. Weiterentwicklungen<br />
versprechen Leistungen<br />
im Megawattbereich und sind damit auch<br />
für den Einsatz in großen Windparks besonders<br />
attraktiv. SkySails arbeitet derzeit an<br />
der Entwicklung einer solchen Anlage.<br />
„Die leichte, kompakte Bauweise von<br />
Flugwindkraftanlagen nimmt in besonderer<br />
Weise Rücksicht auf Mensch und Tier.<br />
Die Systeme arbeiten sehr leise, fallen in<br />
der L<strong>and</strong>schaft praktisch nicht auf und<br />
werfen kaum Schatten“, sagt Stephan Wrage,<br />
CEO der SkySails Power GmbH. Diese<br />
Vorteile können nach seinen Worten dazu<br />
beitragen, die Akzeptanz für Windenergie<br />
weiter zu erhöhen. Wrage: „Damit ist die<br />
SkySails-Technologie eine faszinierende<br />
Variante der erneuerbaren Stromerzeugung<br />
mit Windkraft.“<br />
„Ich freue mich, dass wir diese innovative,<br />
umweltfreundliche Technologie erstmalig<br />
zum Einsatz bringen“, sagt Katja<br />
Wünschel, Chief Operating Officer Wind<br />
Onshore und Photovoltaik Europa und asiatisch-pazifischer<br />
Raum der RWE Renewables<br />
„Sie hat das Potenzial, sowohl onshore<br />
als auch <strong>of</strong>fshore eingesetzt zu werden und<br />
so die konventionelle Windenergie zu ergänzen.“<br />
Ihr Vorst<strong>and</strong>skollege Sven Utermöhlen,<br />
bei RWE Renewables für das Ressort<br />
Wind Offshore Global zuständig, fügt<br />
hinzu: „Dieses Pilotprojekt kann nicht nur<br />
den Ausbau einer dezentralen erneuerbaren<br />
Energieversorgung unterstützen. Es ist<br />
auch ein vielversprechender Beitrag dazu,<br />
die Stromerzeugung von RWE bis 2040 klimaneutral<br />
umzubauen.“ (21511509)<br />
LL<br />
www.rwe.com<br />
https://t1p.de/xz6c<br />
Kohleausstiegsgesetz:<br />
Mit Kraftwerksblock D in<br />
Niederaußem nimmt RWE Power<br />
erste Anlage vom Netz<br />
• Weitere Einsparung von 2,5 Millionen<br />
Tonnen CO 2 pro Jahr in der Braunkohle<br />
• Betriebszeit endete am 31.12.2020 um<br />
Mitternacht<br />
• Über 115 Mrd. kWh Strom erzeugt<br />
(rwe) RWE Power legte zum 31. Dezember<br />
2020 den 300-Megawatt-Block D des<br />
Braunkohlenkraftwerks Niederaußem still.<br />
Die Außerbetriebnahme ist Teil des Kohleausstiegs,<br />
wie er 2019 von der Kommission<br />
„Wachstum, Strukturw<strong>and</strong>el, Beschäftigung“<br />
auf den Weg gebracht und in diesem<br />
Sommer von Bundestag und Bundesrat im<br />
Kohleverstromungsbeendigungsgesetz<br />
festgeschrieben worden ist.<br />
Durch die Außerbetriebnahme von Block<br />
D entfallen in der gesamten Prozesskette<br />
der Braunkohle, die von der Rohst<strong>of</strong>fgewinnung<br />
im Tagebau bis zu Betrieb und<br />
Inst<strong>and</strong>haltung im Kraftwerk reicht, rund<br />
300 Stellen. Bis Ende 2022, wenn RWE 2,8<br />
Gigawatt Kraftwerksleistung stillgelegt haben<br />
wird, werden es etwa 3.000 Arbeitsplätze<br />
sein. 2030 werden sogar zwei Drittel<br />
der RWE-Kraftwerkskapazität auf Basis<br />
Braunkohle stillgelegt und 6.000 Stellen<br />
vom Abbau betr<strong>of</strong>fen sein. Der Ende August<br />
abgeschlossene Tarifvertrag stellt sicher,<br />
dass es keine betriebsbedingten Kündigungen<br />
gibt und die Stilllegung sozialverträglich<br />
gestaltet wird.<br />
RWE trägt in den Anfangsjahren die<br />
Hauptlast beim Ausstieg aus der Braunkohlenutzung<br />
in Deutschl<strong>and</strong>. Durch den Zuschlag<br />
bei der ersten bundesweiten Stilllegungsauktion<br />
für Steinkohlekraftwerke für<br />
den 800-Megawatt-Block E des Kraftwerks<br />
Westfalen in Hamm und den 800-Megawatt-Block<br />
B des Kraftwerks Ibbenbüren<br />
beendet RWE zudem am 31. Dezember die<br />
Verstromung von Steinkohle in Deutschl<strong>and</strong>.<br />
Gleichzeitig treibt das Unternehmen<br />
konsequent den Ausbau erneuerbarer<br />
Energien voran.<br />
„Dass Block D so viele Jahre zuverlässig<br />
für die Stromversorgung gearbeitet hat, ist<br />
einer pr<strong>of</strong>essionellen Betriebsführung und<br />
einer klugen, erfolgreichen Inst<strong>and</strong>haltung<br />
zu verdanken - und damit dem Engagement<br />
der ganzen Mannschaft“, betont RWE<br />
Power-Vorst<strong>and</strong>smitglied Dr. Lars Kulik.<br />
Block D hat seit seiner Inbetriebnahme am<br />
1. Mai 1968 in 390.000 Betriebsstunden<br />
aus 129 Millionen Tonnen Braunkohle<br />
über 115 Milliarden Kilowattstunden<br />
Strom erzeugt. Damit könnte man rein<br />
rechnerisch sämtliche Stromverbraucher<br />
Düsseldorfs fast 30 Jahre lang versorgen.<br />
Seine Stilllegung führt, aufs Jahr gerechnet,<br />
zu einer Minderung des CO 2 -Ausstoßes<br />
um rund 2,5 Millionen Tonnen.<br />
Bereits seit Oktober 2019 sind bei RWE<br />
fünf weitere 300-MW-Blöcke nicht mehr<br />
im Vollbetrieb, sondern in der vierjährigen<br />
sogenannten Sicherheitsbereitschaft. Sie<br />
werden, abhängig vom Beginn der Sicherheitsbereitschaft,<br />
zum Oktober <strong>2021</strong>, 2022<br />
und 2023 endgültig stillgelegt. (21511506)<br />
LL<br />
www.rwe.com<br />
Kohleausstiegsgesetz: Mit Kraftwerksblock D in Niederaußem nimmt RWE Power erste Anlage<br />
vom Netz. Auf dem Foto (v.l.): Werner Kratzer; Hermann-Josef Abts, Friedrich Plötz, Dustin Curtis<br />
Goncz, Thomas Sporr, Jürgen Esser<br />
35
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Produktionserfolg: Block C des<br />
Kernkraftwerkes Gundremmingen<br />
produziert verlässlich und CO 2 -frei<br />
350 Milliarden kWh Strom<br />
• Erzeugungsmenge deckt mehr als<br />
viermal bayerischen Jahres-<br />
Stromverbrauch 2019<br />
(rwe) Am 17. Dezember 202 um 7.31 Uhr<br />
war es soweit: Genau zu diesem Zeitpunkt<br />
hat Block C des Kernkraftwerkes Gundremmingen<br />
die runde Marke von 350 Mrd.<br />
kWh (entspricht 350 TWh) erzeugtem<br />
Strom erreicht. Vor rund 36 Jahren, am 2.<br />
November 1984, wurde der Block zum ersten<br />
Mal mit dem Netz synchronisiert und<br />
hat seinen verlässlichen Leistungsbetrieb<br />
aufgenommen, der noch bis zum Jahresende<br />
<strong>2021</strong> <strong>and</strong>auern wird.<br />
„Wir freuen uns, gerade in der gegenwärtigen<br />
P<strong>and</strong>emie-Phase, als Teil der systemkritischen<br />
Infrastruktur mit unserem Produktionserfolg<br />
deutlich zu machen, dass<br />
wir als starker Partner der Region Bayerisch<br />
Schwaben ein Stück Sicherheit und Zuverlässigkeit<br />
bieten. Über 36 Jahre hinweg hat<br />
Block C, unabhängig von Witterungsgegebenheiten,<br />
stets sicher, verlässlich und CO 2 -<br />
frei Strom produziert und wird auch noch<br />
ein Jahr lang weiter produzieren“, erklärt<br />
Dr. Heiko Ringel, Leiter der Anlage.<br />
Glückwünsche zu diesem erfreulichen Ergebnis<br />
erreichten das Kraftwerks-Team<br />
auch aus Essen. Nikolaus Valerius, Kernenergievorst<strong>and</strong><br />
der RWE Power AG und<br />
technischer Geschäftsführer der RWE Nuclear<br />
GmbH, gratulierte: „Herzlichen Dank<br />
für diese bemerkenswerte Leistung. Allein<br />
mit der in Block C bislang erzeugten Strommenge<br />
lässt sich der bayerische Jahresstromverbrauch<br />
aus 2019 mehr als viermal<br />
abdecken (Bruttostromverbrauch Bayern<br />
2019: 85,8 TWh (Quelle: Monitoringbericht<br />
zum Umbau der Energieversorgung<br />
Bayerns, Seite 9, Oktober 2020, StMWi).<br />
Ein solch wichtiger Meilenstein lässt sich<br />
nur mit einer erfahrenen und engagierten<br />
Kraftwerksmannschaft als Teamleistung<br />
über viele Jahre erreichen.“ (21511504)<br />
LL<br />
www.rwe.com<br />
RWE veräußert<br />
Kleinwasserkraftwerke<br />
an österreichischen<br />
Energieversorger KELAG<br />
• Verkauf von 19 Kleinwasserkraftwerken<br />
in Frankreich und Portugal<br />
• Transaktion beinhaltet Anlagen mit<br />
einer Kapazität von rund 65 Megawatt<br />
(rwe) RWE veräußert ihre Portfolios an 19<br />
Kleinwasserkraftwerken in Frankreich und<br />
Portugal an den österreichischen Energieversorger<br />
KELAG. In der Kapazität von insgesamt<br />
65 Megawatt (pro rata) sind auch 3<br />
Megawatt Windkraft enthalten. 16 Beschäftigte<br />
wechseln im Zuge des Verkaufs<br />
zu dem Kärntner Unternehmen. RWE hatte<br />
die Anlagen im Rahmen der Transaktion<br />
mit E.ON im Jahr 2019 übernommen. Über<br />
den Kaufpreis wurde Stillschweigen vereinbart.<br />
Die Transaktion soll im Laufe des<br />
Jahres abgeschlossen werden mit Wirksamkeit<br />
zum 1. Januar <strong>2021</strong>.<br />
RWE ist seit 2001 an der KELAG beteiligt<br />
und hält 37,9 % am Energieversorger. Im<br />
Herbst 2020 hatten das L<strong>and</strong> Kärnten und<br />
RWE vereinbart, ihre erfolgreiche Partnerschaft<br />
für ein weiteres Jahrzehnt <strong>for</strong>tzusetzen.<br />
Ziel der Kooperation ist es, die Position<br />
der KELAG als führendes Energieunternehmen<br />
und als Kompetenzzentrum für<br />
Wasserkraft weiter auszubauen und zu<br />
stärken. Die Transaktion ist hierzu ein<br />
wichtiger Schritt. RWE konzentriert sich<br />
hingegen beim Ausbau der erneuerbaren<br />
Energien auf Investitionen in Windkraft an<br />
L<strong>and</strong> und auf See, in Photovoltaik und<br />
Speichertechnologien. (21511540)<br />
LL<br />
www.rwe.com<br />
STEAG SENS und LSG Group<br />
gründen Joint Venture<br />
(steag) Die STEAG Solar Energy Solutions<br />
GmbH, Tochtergesellschaft des Essener<br />
Energieunternehmens STEAG GmbH, kooperiert<br />
im Rahmen eines neuen Joint Ventures<br />
ab so<strong>for</strong>t mit der LSG Group aus<br />
Wien. Die langjährigen Partner und PV-Experten<br />
werden künftig gegenüber den Kunden<br />
als SENS LSG auftreten. Gemeinsam<br />
hat man die Photovoltaik-Märkte in Osteuropa<br />
im Blick.<br />
Never change a winning team – so könnte<br />
man die Konstellation beschreiben, die<br />
André Kremer, Geschäftsführer der in<br />
Würzburg ansässigen SENS, und Karl<br />
Göth, Geschäftsführer der Wiener LSG<br />
Group, jetzt mit ihren Unterschriften besiegelt<br />
haben: Die beiden Partner haben mit<br />
dem Abschluss eines neuen Joint-Venture-Vertrags<br />
die <strong>of</strong>fizielle Basis für eine<br />
Fortsetzung ihrer erfolgreichen Zusammenarbeit<br />
geschaffen. Bereits seit dem<br />
Jahr 2015 arbeiten SENS und der österreichische<br />
PV-Dienstleister in diversen Photovoltaik-Projekten<br />
eng zusammen.<br />
Kooperation unter dem Dach von STEAG<br />
„Wir schätzen die LSG seit Jahren in<br />
höchstem Maße – fachlich und ganz besonders<br />
auch menschlich. Daher war von Anfang<br />
an klar, dass wir unsere gemeinsamen<br />
Aktivitäten auch unter dem Dach von<br />
STEAG <strong>for</strong>tsetzen würden“, freut sich André<br />
Kremer. Erklärtes Ziel sei der Aufbau eines<br />
Projektportfolios von rund 1.000 Megawatt<br />
(MW) in den kommenden fünf Jahren.<br />
Im Blick haben die Partner vor allem Entwicklung<br />
und Bau von Solarparks sowie<br />
auch das Service-Geschäft in Osteuropa<br />
und darüber hinaus. Im Fokus stehen dabei<br />
zunächst Ungarn, Rumänien und Griechenl<strong>and</strong>.<br />
Die ersten Projekte in Ungarn<br />
sind bereits im Bau. So entstehen derzeit<br />
an fünf ungarischen St<strong>and</strong>orten PV-Freiflächen-Anlagen<br />
mit einer Gesamtleistung<br />
von 65 MW; die Fertigstellung ist bis Ende<br />
des ersten Quartals <strong>2021</strong> vorgesehen.<br />
Mehrjährige Erfolgsgeschichte<br />
wird <strong>for</strong>tgesetzt<br />
Seit 2015 haben die heutige STEAG-Tochter<br />
SENS und die LSG Group insgesamt<br />
über 230 MWp Großflächen-Photovoltaik-Anlagen<br />
zusammen gebaut. Herausragende<br />
Projekte wurden unter <strong>and</strong>erem in<br />
der Mongolei, Moldawien, Russl<strong>and</strong> und<br />
Australien realisiert. So entst<strong>and</strong> in der<br />
Mongolei unter heraus<strong>for</strong>dernden Rahmenbedingungen<br />
ein 30 MW-Park mitten<br />
in der Wüste Gobi. Und in Australien wurden<br />
zwei PV-Projekte in Queensl<strong>and</strong> erfolgreich<br />
errichtet und ans Netz angeschlossen.<br />
Dies sind nur zwei Beispiele für<br />
die gute Zusammenarbeit der beiden erfahrenen<br />
Partner. Im Rahmen des neuen<br />
Joint Ventures unterstützen sich die Teams<br />
wie schon in der Vergangenheit gegenseitig<br />
in der Planung, Projekt- und Bauleitung<br />
sowie beim Einkauf von Komponenten.<br />
Pr<strong>of</strong>essionelle wie partnerschaftliche<br />
Atmosphäre verbindet<br />
„Wir sind sehr froh, dass wir unsere Zusammenarbeit<br />
nun in dieser Form <strong>for</strong>tsetzen“,<br />
erklärt LSG-Geschäftsführer Karl<br />
Göth am R<strong>and</strong>e des Signing-Termins in<br />
Würzburg. „Unsere Zusammenarbeit ist<br />
geprägt durch ein außerordentlich kollegiales,<br />
partnerschaftliches Verhältnis, das<br />
Pr<strong>of</strong>essionalität und Zuverlässigkeit auf<br />
der einen Seite mit sehr viel Spaß und Leidenschaft<br />
auf der <strong>and</strong>eren Seite verbindet.<br />
Mit SENS zu arbeiten bedeutet für uns neben<br />
dem Projekterfolg auch ein ganz besonderes<br />
Mitein<strong>and</strong>er.“ (21511540)<br />
LL<br />
www.steag.com<br />
Steag: Windpark Crucea<br />
hat neuen Eigentümer<br />
• STEAG verkauft rumänische Anlage an<br />
Hidroelectrica<br />
• Künftig Konzentration auf <strong>and</strong>ere<br />
Windenergiemärkte<br />
(steag) Das Essener Energieunternehmen<br />
STEAG verkauft seinen rumänischen<br />
Onshore-Windpark Crucea an den rumänischen<br />
Erzeuger erneuerbarer Energien<br />
Hidroelectrica. Dies ist im Zusammenhang<br />
mit der strategischen Neuausrichtung von<br />
STEAG zu sehen, die in Bezug auf die Aktivitäten<br />
des Unternehmens im Windbereich<br />
eine Konzentration auf die Projektentwicklung<br />
und die Erbringung von Betriebsdienstleistungen<br />
vorsieht, wobei insbesondere<br />
der französische Windenergiemarkt<br />
im Fokus steht. Aktuell betreibt STEAG sowohl<br />
in Frankreich als auch in Deutschl<strong>and</strong><br />
Windparks.<br />
36
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
Am 23. Dezember 2020 haben die STEAG<br />
GmbH (STEAG) und die Societatea de Producere<br />
a Energiei Electrice în Hidrocentrale<br />
Hidroelectrica S.A. (Hidroelectrica) einen<br />
Vertrag über den Verkauf der<br />
STEAG-Anteile an der rumänischen Tochtergesellschaft<br />
Crucea Wind Farm S. A.<br />
(Crucea Wind Farm) und STEAG Energie<br />
Romania S.R.L. (STEAG Energie Romania)<br />
an Hidroelectrica unterzeichnet. Dies geschah<br />
nach einem wettbewerbsintensiven<br />
Verfahren, an dem sowohl lokale als auch<br />
internationale Bieter beteiligt waren. Die<br />
Transaktion wird in Übereinstimmung mit<br />
dem entsprechenden Vertrag vollzogen.<br />
Hidroelectrica diversifiziert Portfolio<br />
Hidroelectrica konzentriert sich auf die<br />
Diversifizierung seiner Produktion durch<br />
die Erweiterung seines Portfolios um qualitativ<br />
hochwertige Kapazitäten im Bereich<br />
der erneuerbaren Energien, als Teil der<br />
kürzlich genehmigten Entwicklungsstrategie<br />
des Unternehmens. Das Unternehmen<br />
bekräftigt sein Ziel, während des gesamten<br />
Prozesses der Portfoliodiversifizierung zu<br />
100 % grün zu bleiben.<br />
Der von STEAG entwickelte und 2014 in<br />
Betrieb genommene Windpark Crucea ist<br />
mit einer installierten Leistung von 108<br />
Megawatt (MW) einer der modernsten und<br />
am besten gewarteten Onshore-Windparks<br />
in Rumänien.<br />
STEAG konzentriert sich auf<br />
Projektentwicklung und den<br />
französischen Windenergiemarkt<br />
Mit dem Verkauf der Anlage zum jetzigen<br />
Zeitpunkt hat STEAG einen günstigen Moment<br />
getr<strong>of</strong>fen, da die Transaktion mit der<br />
zukünftigen Wind-Strategie von STEAG<br />
korreliert, diese erneuerbaren Anlagen zu<br />
entwickeln, zu verkaufen und anschließend<br />
als Servicedienstleister zu betreiben.<br />
Im Bereich der Windenergie werden die<br />
meisten Aktivitäten von STEAG in Zukunft<br />
auf dem französischen Markt stattfinden,<br />
der Chancen für weiteres Wachstum bietet.<br />
(21511541)<br />
LL<br />
www.steag.com<br />
TIWAG: Grünes Licht für<br />
Erweiterung des Kraftwerk<br />
Schwarzach<br />
(tiwag) Für die Erweiterung des<br />
TIWAG-Kraftwerks Schwarzach liegen<br />
nunmehr alle Genehmigungen vor. Mit<br />
dem geplanten Zubau beim Krafthaus in<br />
Huben soll die Jahresstromerzeugung ausgebaut<br />
und die Eigenversorgung des Bezirks<br />
gesteigert werden. Das Projekt folgt<br />
auch der nationalen Strategie zum Ausbau<br />
der Wasserkraft durch Verbesserungen<br />
und Optimierungen an bestehenden Anlagen.<br />
Die Investitionskosten betragen rund<br />
17 Mio. Euro. Diese Woche wurde mit den<br />
vorbereitenden Bauarbeiten begonnen.<br />
„Die Erweiterung dieses Kleinwasserkraftwerks<br />
ist aus wirtschaftlicher und<br />
ökologischer Sicht vernünftig und leistet<br />
einen wichtigen Beitrag zur Stärkung der<br />
regionalen Energieversorgung“, betont<br />
TIWAG-Vorst<strong>and</strong>sdirektor Johann Herdina:<br />
„Das Projekt wurde so geplant, dass<br />
ohne bauliche Maßnahmen an der Wasserfassung<br />
sowie an der Druckrohrleitung ein<br />
weiterer Maschinensatz zum Krafthaus<br />
dazu gebaut werden kann.“<br />
Die Jahresstromerzeugung wird dabei<br />
von 61 auf 83 Gigawattstunden gesteigert.<br />
Damit können über 5.200 Haushalte zusätzlich<br />
mit sauberer Energie aus Osttiroler<br />
Wasserkraft versorgt werden. Herdina: „Es<br />
ist uns wichtig, dass im Zuge der Errichtung<br />
die Wertschöpfung in der Region<br />
bleibt und auch zahlreiche Osttiroler Firmen<br />
federführend dabei sind.“ Die Fertigstellung<br />
ist bis 2022 geplant.<br />
Das zweite TIWAG-Projekt in Osttirol –<br />
die Errichtung eines neuen Kraftwerks am<br />
Tauernbach – ist unterdessen noch beim<br />
Bundesverwaltungsgericht in Wien anhängig.<br />
„Hier ist frühestens mit einem Baustart<br />
2023 zu rechnen“, so Herdina. Die TIWAG<br />
plant im Rahmen des Projekts 90 Mio. Euro<br />
zu investieren. (21511542)<br />
LL<br />
www.tiwag.at<br />
Trianel: Absichtserklärung<br />
Errichtung Wasserst<strong>of</strong>fcluster<br />
• Das Projekt Wasserst<strong>of</strong>fproduktion für<br />
Hamm nimmt Gestalt an<br />
(trianel) Das Projekt Wasserst<strong>of</strong>fproduktion<br />
für Hamm nimmt Gestalt an. Heute unterzeichneten<br />
der Oberbürgermeister der<br />
Stadt Hamm, Marc Herter und die Geschäftsführer<br />
der Stadtwerke Hamm sowie<br />
der Stadtwerke-Kooperation Trianel eine<br />
Absichtserklärung zur Errichtung eines<br />
Wasserst<strong>of</strong>fclusters in der Region Hamm.<br />
Nachdem die Bundesregierung ihre nationale<br />
Wasserst<strong>of</strong>fstrategie und die L<strong>and</strong>esregierung<br />
NRW ihre Wasserst<strong>of</strong>f Roadmap<br />
vorgelegt haben, gehen die Stadt Hamm,<br />
die Stadtwerke Hamm GmbH sowie die Trianel<br />
GmbH nun die Errichtung eines Wasserst<strong>of</strong>fclusters<br />
aktiv an.<br />
Mit der heute unterzeichneten Absichtserklärung<br />
sind alle Beteiligten der Realisierung<br />
des Projektes einen großen Schritt<br />
nähergekommen. Hamm geht als zukünftiger<br />
Wasserst<strong>of</strong>fst<strong>and</strong>ort in die nächste<br />
Runde.<br />
Bereits im August und September in<strong>for</strong>mierte<br />
sich die Bundesministerin für Umwelt,<br />
Naturschutz und nukleare Sicherheit<br />
Svenja Schulze (SPD) bei Besuchen vor Ort<br />
über die Planungen zu einem Wasserst<strong>of</strong>fprojekt<br />
in Hamm. Schon damals st<strong>and</strong> das<br />
Projektvorhaben der Stadtwerke mit Trianel,<br />
im nördlichen Ruhrgebiet eine kommunale<br />
Infrastruktur zur Versorgung des<br />
öffentlichen Personennahverkehrs<br />
(ÖPNV), kommunaler Fahrzeugflotten und<br />
industrieller Abnehmer mit grünem Wasserst<strong>of</strong>f<br />
aufzubauen und zu betreiben im<br />
Fokus. Als möglicher St<strong>and</strong>ort für eine<br />
Wasserst<strong>of</strong>fanlage wurde eine freie Fläche<br />
auf dem Gelände des Trianel Gaskraftwerks<br />
in Hamm favorisiert.<br />
Gestartet werden soll mit einer großtechnischen<br />
Elektrolyseanlage von bis zu<br />
20 MW, um eine kommunale Infrastruktur<br />
zur Versorgung des öffentlichen Personennahverkehrs<br />
(ÖPNV), kommunaler Fahrzeugflotten<br />
und industrieller Abnehmer mit<br />
Wasserst<strong>of</strong>f aufzubauen. Die Anlage soll mit<br />
Strom aus erneuerbaren Energien betrieben<br />
werden und modular erweiterbar sein.<br />
„Die Stadt Hamm bietet die optimalen Voraussetzungen,<br />
um eine moderne Wasserst<strong>of</strong>finfrastruktur<br />
für die Region aufzubauen.<br />
Die große Stromtrasse für Windenergie<br />
von der Nordsee führt direkt nach<br />
Hamm-Uentrop. Zudem haben sich schon<br />
heute eine Reihe heimischer Unternehmen<br />
– sowohl in der Mobilität als auch in der<br />
Produktion - für den Treibst<strong>of</strong>f der Zukunft<br />
entschieden. Wasserst<strong>of</strong>f verbindet eine<br />
neue wirtschaftliche Dynamik mit zukunftssicheren<br />
Arbeitsplätzen und einer<br />
nachhaltigen Entlastung des Klimas“, freut<br />
sich Oberbürgermeister Marc Herter über<br />
das zukunftsweisende Projekt.<br />
„Wir stehen in den Startlöchern, um Wasserst<strong>of</strong>fbusse<br />
und -LKW zu beschaffen, zu<br />
warten und diese mit dem in der Elektrolyseanlage<br />
erzeugten Wasserst<strong>of</strong>f zu betreiben.<br />
Dies ist der erste Schritt, folgen muss<br />
der Aufbau entsprechender Infrastruktur<br />
wie Wasserst<strong>of</strong>ftankstellen etc. Unter Berücksichtigung<br />
einer Anschubfinanzierung<br />
aus Mitteln der nationalen Wasserst<strong>of</strong>fstrategie<br />
und Mitteln aus dem Strukturstärkungsgesetz<br />
werden wir dieses neue zukunftsfähige<br />
Geschäftsmodell für die<br />
Stadtwerke erschließen“, erklärt Geschäftsführer<br />
Reinhard Bartsch.<br />
„Die Energiewende wird nur gelingen,<br />
wenn wir in Zukunft das Ziel erreichen, einerseits<br />
die immensen Überschussmengen<br />
der Produktion aus Wind und Sonne zu<br />
speichern und <strong>and</strong>ererseits unsere Energienutzung<br />
komplett zu dekarbonisieren.<br />
Wasserst<strong>of</strong>f wird hierzu einen zentralen<br />
Beitrag leisten. In dem Sinne ist der Aufbau<br />
einer modernen Wasserst<strong>of</strong>finfrastruktur<br />
in Hamm ein echtes Zukunftsprojekt, für<br />
das Trianel über eine langjährige Expertise<br />
als kommunaler Ansprechpartner und Projektentwickler<br />
verfügt. Gemeinsam mit der<br />
Stadt Hamm und den Stadtwerken Hamm<br />
wollen wir weitere Partner aus dem kommunalen<br />
Sektor sowie dem Verkehrs- und<br />
Industriesektor gewinnen, um den Zukunftsmarkt<br />
Wasserst<strong>of</strong>f gemeinsam aufzubauen“,<br />
erläutert Sven Becker, Sprecher<br />
der Geschäftsführung der Trianel GmbH.<br />
37
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
„Unter der Annahme, dass das Projekt<br />
Anfang 2022 beginnt, ist die Inbetriebnahme<br />
der Anlage für Anfang 2024 geplant“,<br />
so Becker. Entsprechend könnte der Busund<br />
LKW-Betrieb mit grünem Wasserst<strong>of</strong>f<br />
ab 2024 bzw. zwei Jahre nach Projektbeginn<br />
beginnen. (21511544)<br />
Die Absichtserklärung wurde unterzeichnet<br />
von:<br />
• Marc Herter, Oberbürgermeister der<br />
Stadt Hamm<br />
• Reinhard Bartsch, Geschäftsführer der<br />
Stadtwerke Hamm GmbH<br />
• Jörg Hegemann, Geschäftsführer der<br />
Stadtwerke Hamm GmbH<br />
• Sven Becker, Sprecher der<br />
Geschäftsführung der Trianel GmbH<br />
• Klaus Horstick, Leiter der Trianel-<br />
Projektentwicklung Offshore &<br />
Sektorkopplung<br />
LL<br />
www.trianel.com<br />
Trianel: Neue Vermarktungschancen<br />
für Biogasanlagen<br />
• Trianel gleicht in der<br />
Direktvermarktung unstete<br />
Winderzeugung mit Biogasanlagen aus<br />
(trianel) „Überbaute Biogasanlagen zeichnen<br />
sich durch ihre hohe Flexibilität aus.<br />
Diese Vorteile können ideal ausgenutzt<br />
werden, um das volatile Erzeugungsverhalten<br />
der Windenergie und Schwankungen<br />
in den Bilanzkreisen innerhalb einer<br />
Viertelstunde auszugleichen. Dabei können<br />
in Kombination mit der Intraday-Vermarktung<br />
deutlich höhere Erlöse erzielt<br />
werden als an den Regelenergiemärkten“,<br />
stellt Bastian Wurm, Leiter Direktvermarktung<br />
bei der Stadtwerke-Kooperation Trianel<br />
fest.<br />
Der stetig wachsende Anteil der erneuerbaren<br />
Energien erhöht den Wert von Flexibilität<br />
an den Intrayday- und Spotmärkten<br />
und für den internen Bilanzkreisausgleich<br />
großer Wind- und PV-Direktvermarkter.<br />
„Da die Preise für die Regelleistungsvermarktung<br />
in den letzten Jahren regulatorische<br />
Eingriffe erfahren haben, ist dieser<br />
Markt insbesondere für Biogasanlagen immer<br />
unattraktiver geworden. Wir erwarten,<br />
dass die aktuell erkennbaren Preissteigerungen<br />
durch die Einführung des Regelarbeitsmarktes<br />
mit zunehmender Liquidität<br />
wieder entfallen“, so Bastian Wurm<br />
weiter. Die Teilnahme an den Regelenergiemärkten<br />
schränkt Biogasanlagenbetreiber<br />
weiter ein, da die Anlagen mindestens<br />
vier Stunden in ihrer Verfügbarkeit gebunden<br />
sind und diese Leistung auch abgesichert<br />
werden muss. „Angesichts des volatilen<br />
– durch meteorologische Faktoren bestimmte<br />
– Einspeiseverhalten der Windenergie<br />
sind vier Stunden eine lange Zeit.<br />
Zeit, in der die wertvolle Steuerbarkeit von<br />
Biogasanlagen technisch und wirtschaftlich<br />
besser für den Bilanzkreisausgleich<br />
genutzt oder kurzfristig am Intraday-Markt<br />
vermarktet werden kann“, betont der Direktvermarktungs-Experte<br />
weiter.<br />
Der Trianel Bilanzkreisausgleich setzt genau<br />
hier an. Wind- und PV-Prognosefehler,<br />
die innerhalb der aktuellen Viertelstunde<br />
auftreten, werden innerhalb von Sekunden<br />
erkannt und im Viertelstundenmittel durch<br />
Biogasanlagen ausgeglichen. Der Anlagenbetreiber<br />
erhält für die Flexibilitätsbereitstellung<br />
ein entsprechendes Entgelt.<br />
Echtzeitausgleich statt<br />
Regelenergievermarktung<br />
Durch die Nutzung der Flexibilität am Intraday-Markt<br />
und in der Lieferviertelstunde<br />
für den Bilanzkreisausgleich können Biogasanlagenbetreiber<br />
vier- bis fünfmal höhere<br />
Erlöse erwirtschaften als durch die Bindung<br />
ihrer Anlagen an den Regelenergiemärkten.<br />
„Für eine Biogasanlage mit einer<br />
flexiblen Leistung von 1 MW können gegenüber<br />
der Spotoptimierung mit Regelleistungsvermarktung<br />
durch Erweiterung um<br />
Intraday und Bilanzkreisausgleich etwa<br />
20.000 € mehr erzielt werden“, so Wurm<br />
weiter. Bei größeren und flexibleren Anlagen<br />
sind die Vorteile entsprechend höher.<br />
Trianel kann die Vermarktung der Erzeugungsleistung<br />
von Biogasanlagen und deren<br />
Fahrpläne in dieser Form optimieren,<br />
da die dahinterliegenden Prozesse automatisiert<br />
sind und entsprechende Algorithmen<br />
die aktuelle Erzeugungsleistung aus<br />
dem Windportfolio mit dem Erzeugungskapazitäten<br />
aus dem Biogasportfolio innerhalb<br />
von Sekunden abgleichen. Dies ermöglicht<br />
die Integration der erneuerbaren<br />
Energien an den Energiemärkten, schafft<br />
neue Vermarktungsmöglichkeiten für Biogasanlagenbetreiber<br />
und senkt Risiken aus<br />
der Winderzeugung.<br />
Das Direktvermarktungsportfolio von Trianel<br />
umfasst ca. 2.800 MW und setzt sich<br />
aus Wind-, PV und Biogasanlagen zusammen.<br />
Gemeinsam mit der Schaumann<br />
BioEnergy GmbH, einem Spezialisten für<br />
die Energieerzeugung aus erneuerbaren<br />
Rohst<strong>of</strong>f-Substraten, bietet Trianel Biogasanlagenbetreibern<br />
innovative und zukunftsweisende<br />
Vermarktungsmöglichkeiten<br />
an. (21511544)<br />
LL<br />
www.trianel.com<br />
Uniper appoints Siemens Energy<br />
to deliver grid staity technology at<br />
UK power station sites<br />
(uniper) Uniper has appointed Siemens<br />
Energy to deliver grid stabilisation technology<br />
at its Killingholme <strong>and</strong> Grain power<br />
station sites in the UK<br />
Follows Uniper successfully securing four<br />
six-year contracts to deliver innovative inertia<br />
services to National Grid ESO<br />
Killingholme <strong>and</strong> Grain expected to be<br />
operational <strong>and</strong> delivering stability services<br />
from <strong>2021</strong><br />
Uniper has appointed Siemens Energy to<br />
deliver the rotating grid stabilisation technology<br />
that will enable Uniper to provide<br />
dedicated grid stability services to the British<br />
electricity system operator National<br />
Grid ESO at our facilities in Killingholme,<br />
Lincolnshire <strong>and</strong> Grain, Kent.<br />
This follows Uniper being awarded four<br />
six-year contracts by National Grid ESO<br />
earlier this year, to provide inertia services<br />
<strong>and</strong> voltage control to the grid under phase<br />
1 <strong>of</strong> its Stability Pathfinder.<br />
Siemens Energy will be responsible <strong>for</strong><br />
installing <strong>and</strong> commissioning synchronous<br />
condenser units at both facilities. Two<br />
steam turbine generators will be repurposed<br />
<strong>and</strong> flywheels installed at the Killingholme<br />
site; <strong>and</strong> two new synchronous<br />
condenser units will be built on the site <strong>of</strong><br />
the old oil fired power station at Grain.<br />
These units will be connected to the existing<br />
grid connections at each site.<br />
The services provided by Uniper through<br />
this innovative solution will make an important<br />
contribution by keeping the power<br />
system stable <strong>and</strong> our electricity supply at<br />
the required frequency as more renewable<br />
generation comes online.<br />
Traditionally, inertia has been provided<br />
as a by-product <strong>of</strong> generating electricity at<br />
thermal power stations with large synchronous<br />
spinning generators. However, as<br />
many <strong>of</strong> these facilities reach retirement,<br />
the job <strong>of</strong> managing grid stability has become<br />
more challenging <strong>for</strong> National Grid<br />
ESO, as renewable generation is not connected<br />
to the grid in the same way <strong>and</strong> cannot<br />
provide inertia.<br />
Working together with Siemens Energy,<br />
Uniper has developed a custom designed<br />
solution <strong>for</strong> each <strong>of</strong> our facilities that will<br />
provide the same grid stabilising services<br />
to National Grid ESO without the need to<br />
generate power - this is a significant step<br />
<strong>for</strong>ward in helping to deliver a net zero future<br />
<strong>for</strong> the UK.<br />
Mike Lockett, Uniper UK Country Chairman<br />
<strong>and</strong> Group Chief Commercial Officer<br />
Power, commented: „I’m delighted that<br />
we’ve been able to work closely with Siemens<br />
Energy to create a bespoke solution<br />
that meets the needs <strong>of</strong> National Grid ESO,<br />
<strong>and</strong> which is the right fit <strong>for</strong> our Killingholme<br />
<strong>and</strong> Grain facilities. The services<br />
provided by Uniper will make an important<br />
contribution in supporting the energy transition<br />
by maintaining grid stability <strong>and</strong> security<br />
<strong>of</strong> supplies whilst enabling more renewables<br />
to be integrated into the energy<br />
system. Creating these innovative solutions<br />
based at our sites, puts Uniper at the <strong>for</strong>efront<br />
<strong>of</strong> this market, demonstrating our ongoing<br />
commitment to meeting the challenge<br />
<strong>of</strong> a zero-carbon future.“<br />
Steve Scrimshaw, Vice President, Siemens<br />
Energy Ltd UK&I, said: „Great Britain<br />
is leading the way in integrating renewable<br />
power to replace fossil-based generation to<br />
38
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
decarbonise its electricity system. To go<br />
further, we will need to see more projects,<br />
like these, which enhance grid stability,<br />
<strong>and</strong> will ultimately enable the net zero goal<br />
to be achieved.“<br />
Julian Leslie, Head <strong>of</strong> Networks <strong>and</strong> Chief<br />
Engineer at National Grid ESO commented:<br />
„The GB electricity system is one <strong>of</strong> the<br />
most advanced in the world, both in terms<br />
<strong>of</strong> reliability <strong>and</strong> the levels <strong>of</strong> renewable<br />
power. We’re really excited to be building<br />
on that <strong>and</strong> see Siemens Energy <strong>and</strong> Uniper<br />
deliver another development in our Stability<br />
Pathfinder programme. Contracts <strong>and</strong><br />
technologies such as these are cheaper <strong>and</strong><br />
greener, helping us as the system operator<br />
to reduce emissions <strong>and</strong> save money <strong>for</strong><br />
electricity consumers – a huge step <strong>for</strong>ward<br />
in our ambition to be.“<br />
Uniper will be the biggest provider <strong>of</strong><br />
dedicated inertia <strong>and</strong> voltage control, <strong>and</strong><br />
will deliver services at both Killingholme<br />
<strong>and</strong> Grain up to 2026.<br />
Following this initial success, Uniper will<br />
continue to seek further opportunities to<br />
utilise our assets, engineering <strong>and</strong> market<br />
expertise in this fast-developing sector <strong>of</strong><br />
the energy transition.<br />
What is inertia <strong>and</strong> why is it needed?<br />
The National Grid <strong>Electricity</strong> System Operator<br />
(NGESO) must maintain the electricity<br />
system at 50 Hz in order to keep power<br />
supplies secure. In the UK, electricity is generated<br />
at power stations at the same frequency.<br />
Rapid changes in the frequency <strong>of</strong><br />
electricity can create instability in the system<br />
if dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> power exceeds supply, or<br />
there is too much power being supplied to<br />
the system. If this breaches a certain limit,<br />
this can cause equipment <strong>and</strong> domestic appliances<br />
to disconnect or be damaged, as<br />
well as power cuts. Inertia in the energy system<br />
slows down the rate at which frequency<br />
changes, helping the grid to remain stable<br />
at the right frequency <strong>and</strong> voltage level.<br />
The more inertia in the system, the slower<br />
the change in frequency, which gives the<br />
grid operator more time to react <strong>and</strong> manage<br />
system stability effectively.<br />
As we move towards a net zero future <strong>and</strong><br />
more <strong>of</strong> our electricity is generated from<br />
renewable sources, one <strong>of</strong> the challenges<br />
<strong>for</strong> the energy system operator is how to<br />
replace the inertia services that are, in the<br />
main, provided as a by-product <strong>of</strong> thermal<br />
generation. The new <strong>and</strong> repurposed synchronous<br />
condenser units at Killingholme<br />
<strong>and</strong> Grain will consist <strong>of</strong> a large piece <strong>of</strong><br />
spinning machinery which connects to the<br />
grid but doesn’t generate any power. Instead,<br />
the mass <strong>of</strong> the generator, connected<br />
to a flywheel rotating 3,000 times per minute,<br />
retains kinetic energy, known as inertia,<br />
in the electricity system, which helps<br />
the grid remain stable at the right frequency<br />
<strong>and</strong> voltage level. (21511546)<br />
LL<br />
www.uniper.energy<br />
VERBUND: Baubeschluss für<br />
Murkraftwerk in Gratkorn<br />
(verbund) VERBUND und Energie Steiermark<br />
investieren in den Ausbau der erneuerbaren<br />
Stromerzeugung: Das Gemeinschaftskraftwerk<br />
Gratkorn wird das modernste<br />
Laufwasserkraftwerk seiner Art.<br />
Die Gesamtinvestition beträgt 62 Millionen<br />
Euro und bringt einen wesentlichen Konjunkturimpuls<br />
für die regionale Wirtschaft.<br />
Der Baustart erfolgt im Jahr <strong>2021</strong>, die Inbetriebnahme<br />
im Jahr 2024.<br />
VERBUND und Energie Steiermark haben<br />
soeben die entsprechenden Beschlüsse für<br />
den Bau eines neuen Wasserkraftwerks in<br />
Gratkorn nördlich von Graz gefasst. Es<br />
deckt Strombedarf von 15.000 Haushalten<br />
mit grüner Energie. Der Baustart erfolgt im<br />
Jahr <strong>2021</strong>, die Inbetriebnahme des Murkraftwerks<br />
ist für das Jahr 2024 geplant.<br />
„Das Murkraftwerk Gratkorn ist das<br />
jüngste Gemeinschaftsprojekt von VER-<br />
BUND und Energie Steiermark und wird<br />
die erneuerbare Stromerzeugung im Großraum<br />
Graz signifikant stärken“, sagt Michael<br />
Strugl, stellvertretender Vorst<strong>and</strong>svorsitzender<br />
von VERBUND: „Bereits in<br />
zehn Jahren soll die gesamte Stromerzeugung<br />
in Österreich zu hundert Prozent erneuerbar<br />
sein. Das Murkraftwerk Gratkorn<br />
ist ein Baustein, um dieses ambitionierte<br />
Ziel zu erreichen“, so Michael Strugl.<br />
Klimaschutzprojekt mit Wirtschaftsimpuls<br />
Das Projekt mit einem Investitionsvolumen<br />
von 62 Millionen Euro ist bereits in<br />
allen Instanzen der Umweltverträglichkeitsprüfung<br />
(UVP) von den Naturschutzexperten<br />
des L<strong>and</strong>es und des Bundes genehmigt<br />
und wird in einer 50:50-Partnerschaft<br />
der beiden Energieunternehmen<br />
umgesetzt.<br />
VERBUND: Das geplante Murkraftwerk Gratkorn (21511548)<br />
„Wir sehen dieses wirtschaftlich überaus<br />
positive Projekt als konkreten H<strong>and</strong>lungs-Beitrag<br />
zur Klimawende und können<br />
damit unsere Nachhaltigkeits-Strategie<br />
weiter ausbauen“, so das Vorst<strong>and</strong>s-Duo<br />
Christian Purrer und Martin Graf von der<br />
Energie Steiermark. Dazu kommt: „Gerade<br />
angesichts der aktuellen Corona-Krise ist<br />
diese Investition ein grüner Beschäftigungs-Turbo<br />
für die regionale Wirtschaft<br />
und sorgt für wesentliche Impulse in der<br />
Region“.<br />
Es wird davon ausgegangen, dass im Rahmen<br />
der Ausschreibungen der überwiegende<br />
Teil der Aufträge an österreichische Unternehmen<br />
vergeben werden kann.<br />
Murkraftwerk speist erneuerbaren Strom<br />
rund um die Uhr ins regionale Netz ein<br />
Die Planungen für das modernste Wasserkraftwerk<br />
seiner Art wurden bereits im<br />
Jahr 2008 gestartet, das Murkraftwerk<br />
wird mit einer Leistung von 11 Megawatt<br />
jährlich etwa 54 Mio. kWh grünen,<br />
CO 2 -freien Strom erzeugen und direkt ins<br />
regionale Stromnetz einspeisen.<br />
Im Betrieb wird das Kraftwerk den Strombedarf<br />
von etwa 15.000 Haushalten mit<br />
erneuerbarer Energie aus Wasserkraft decken<br />
und damit einen CO 2 -Ausstoß im Ausmaß<br />
von 30.000 Tonnen pro Jahr vermeiden.<br />
Neben einem breiten Bündel an ökologischen<br />
Begleitmaßnahmen wird das neue<br />
Wasserkraftwerk auch den Hochwasserschutz<br />
für die Anrainergemeinden nördlich<br />
von Graz verbessern. Eine neue, zusätzliche<br />
Murbrücke für Radfahrer, Fußgänger<br />
und Freizeitsportler im Bereich des Kraftwerks<br />
wird das Freizeitangebot und das<br />
Radwegenetz aufwerten. (21511548)<br />
LL<br />
www.verbund.com<br />
39
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
OMV und VERBUND nehmen die<br />
größte Flächen-Photovoltaikanlage<br />
in Österreich in Betrieb<br />
(verbund) Die OMV, das internationale, integrierte<br />
Öl- und Gasunternehmen mit Sitz<br />
in Wien, und VERBUND, größtes österreichisches<br />
Stromunternehmen und einer der<br />
größten Stromerzeuger aus Wasserkraft in<br />
Europa, haben die größte Flächen-Photovoltaikanlage<br />
in Österreich in Betrieb genommen<br />
und nun findet der mehrwöchige<br />
Probebetrieb statt. Der Baustart der Anlage<br />
f<strong>and</strong> am 8. Juli 2020 im Beisein von Elisabeth<br />
Köstinger, Bundesministerin für L<strong>and</strong>wirtschaft,<br />
Regionen & Tourismus, Stellvertreter<br />
der L<strong>and</strong>eshauptfrau Stephan<br />
Pernkopf in Vertretung von L<strong>and</strong>eshauptfrau<br />
Johanna Mikl-Leitner, Rainer Seele,<br />
Vorst<strong>and</strong>svorsitzender und Generaldirektor<br />
der OMV, Johann Pleininger, Vorst<strong>and</strong>smitglied<br />
Upstream und stellvertretender<br />
Vorst<strong>and</strong>svorsitzender der OMV sowie<br />
VERBUND-Vorst<strong>and</strong>svorsitzenden Wolfgang<br />
Anzengruber und dem Stv. Vorst<strong>and</strong>svorsitzenden<br />
Michael Strugl auf<br />
dem OMV Areal in Schönkirchen-Reyersdorf<br />
statt. Nach nur fünf Monaten Bauzeit<br />
geht die Anlage in Betrieb.<br />
Auf einer OMV eignen Gesamtfläche von<br />
13,3 Hektar (133.200 m 2 ) in Schönkirchen/Niederösterreich<br />
geht nun die größte<br />
heimische Flächen-Photovoltaikanlage mit<br />
einer Leistung von 11,4 MWp in Betrieb. In<br />
der 1. Ausbaustufe erzeugen gesamt<br />
34.600 verbaute PV-Module in einer Ost-<br />
West Ausrichtung 10,96 GWh Sonnenstrom,<br />
was in etwa dem Jahresstromverbrauch<br />
von 3.400 Haushalten entspricht<br />
und umgerechnet rund 8.000 Tonnen CO 2<br />
spart. Trotz Corona-bedingter Liefereinschränkungen<br />
wurden die Bau<strong>for</strong>tschritte<br />
planmäßig eingehalten und in der Endausbaustufe<br />
wird die Anlage bis Ende <strong>2021</strong> um<br />
weitere 10.400 PV-Module ergänzt. Damit<br />
steigt die Gesamtleistung auf 14,85 MWp<br />
bei einer Erzeugung von 14,25 GWh, was<br />
dem Jahresstromverbrauch von 4.400<br />
Haushalten entspricht und zusätzlich<br />
2.400 Tonnen CO 2 pro Jahr einspart.<br />
„Ich durfte schon beim Spatenstich von<br />
diesem Projekt dabei sein, ich freue mich,<br />
dass diese Anlage nach nur wenigen Monaten<br />
Bauzeit in Betrieb geht. Es ist motivierend<br />
und anspornend, dass in Österreich<br />
auch im Bereich des Bergbaus Projekte aufgebaut<br />
werden, die Wettbewerbsfähigkeit<br />
und Klima-Neutralität verbinden. Gerade<br />
für die energieintensiven Sektoren braucht<br />
es innovative und klimafreundliche Lösungen,<br />
dafür ist diese Anlage ein wichtiger<br />
Schritt“, sagt die für Bergbau zuständige<br />
Bundesministerin Elisabeth Köstinger.<br />
„Gemeinsam mit VERBUND nehmen wir<br />
heute die größte Flächen-Photovoltaikanlage<br />
in Österreich in Betrieb. Dank dem<br />
Einsatz des gemeinsamen Projektteams<br />
konnte trotz heraus<strong>for</strong>dernder Umstände<br />
der geplante Termin eingehalten werden.<br />
So können wir ab so<strong>for</strong>t Teile unseres Eigenstrombedarfs<br />
durch Solarenergie nachhaltig<br />
abdecken. Damit leisten wir einen<br />
Beitrag zur Erreichung der Klimaziele und<br />
setzen unseren Weg der Reduktion unserer<br />
CO 2 -Intensität konsequent <strong>for</strong>t“, so Rainer<br />
Seele, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender und Generaldirektor<br />
der OMV.<br />
„Ein gemeinsames Manifest für die Energiezukunft!“,<br />
so Wolfgang Anzengruber,<br />
CEO VERBUND. „In einer Bauzeit von nur<br />
fünf Monaten wurde die größte Flächen-Photovoltaikanlage<br />
Österreichs erfolgreich<br />
von OMV und VERBUND umgesetzt<br />
und geht heute in Betrieb. Mit branchenübergreifenden<br />
Kooperationen wie<br />
dieser setzten wir wichtige Wirtschaftsimpulse<br />
und investieren nachhaltig – die aktuelle<br />
Krise muss uns lehren, auch die Klimakrise<br />
gemeinsam anzupacken.“<br />
„Niederösterreich setzt schon viele Jahre<br />
erfolgreich auf die Energiewende. Damit<br />
schützen wir das Klima und schaffen Arbeitsplätze<br />
in den Regionen. Die neue<br />
PV-Anlage von OMV und VERBUND ist ein<br />
großer Meilenstein. Projekte wie diese zeigen<br />
die hohe Bereitschaft von heimischen<br />
Unternehmen, in die nachhaltige Energiezukunft<br />
in Niederösterreich zu investieren“,<br />
so Stephan Pernkopf, Stellvertreter<br />
der L<strong>and</strong>eshauptfrau Johanna Mikl-Leitner.<br />
„Mit der größten Flächen-Photovoltaikanlage<br />
Österreichs setzen zwei heimische<br />
Energieriesen - OMV und VERBUND - ein<br />
klares Signal für eine nachhaltige Energiezukunft<br />
und leisten selbst einen wichtigen<br />
Beitrag zur Emissionsreduktion. Unser Ziel<br />
ist es, in Österreich bis 2030 Strom zu 100<br />
Prozent aus Erneuerbaren Technologien zu<br />
gewinnen. Dieses Ziel können wir nur gemeinsam<br />
mit den österreichischen Unternehmen<br />
erreichen“, so Magnus Brunner,<br />
Staatssekretär im Bundesministerium für<br />
Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität,<br />
Innovation und Technologie.<br />
Die Umsetzung dieses Projektes stärkt<br />
auch die strategische Zusammenarbeit der<br />
OMV und dem VERBUND. Diese startete<br />
2017 mit dem 40 % Einstieg der OMV in<br />
den E-Mobility Provider SMATRICS, an<br />
dem VERBUND weitere 40 % und Siemens<br />
20 % halten. Gemeinsam wurden die Raffineriest<strong>and</strong>orte<br />
in Österreich und Deutschl<strong>and</strong><br />
zur Erhöhung der Versorgungsqualität<br />
und –sicherheit evaluiert. Im Bereich<br />
grüner Wasserst<strong>of</strong>f arbeiten die OMV und<br />
VERBUND derzeit bereits im Projekt UpHy<br />
zusammen, in dem es um die Herstellung<br />
von Wasserst<strong>of</strong>f für die Anwendung in der<br />
Mobilität und im Raffinerie-Prozess geht.<br />
(21511550)<br />
LL<br />
www.verbund.com<br />
Wien Energie: Ausbau-Rekord: So<br />
viel Sonnenenergie wie nie zuvor<br />
(wienenergie) Wien Energie konnte 2020<br />
den Photovoltaik-Ausbau weiter beschleunigen.<br />
Im Schnitt errichtete der Energiedienstleister<br />
jede Woche ein neues Solarkraftwerk.<br />
Trotz Corona-Einschränkungen<br />
konnten so im vergangenen Jahr 26 Megawatt<br />
(MW) Photovoltaik-Leistung installiert<br />
werden – das ist ein neuer Jahresrekord.<br />
Insgesamt betreibt das Unternehmen<br />
nun über 260 Anlagen mit knapp 60 MW<br />
und baut seine Stellung als Österreichs<br />
größter Solarkraftbetreiber weiter aus.<br />
„Wien Energie treibt den Klimaschutz in<br />
der Stadt voran. Die wichtigste Ressource<br />
für den Erneuerbaren-Ausbau in Wien sind<br />
unsere Dächer“, erklärt Michael Strebl, Geschäftsführer<br />
von Wien Energie. „Mit unseren<br />
Ökokraftwerken können wir heute bereits<br />
Sonnenstrom für umgerechnet 25.000<br />
Haushalte – mehr als alle Haushalte der<br />
Inneren Stadt und Josefstadt zusammen -<br />
produzieren.“<br />
Größtes Solarkraftwerk Österreichs<br />
geht in Betrieb<br />
Im Herbst 2020 begann Wien Energie mit<br />
dem Bau des bei Inbetriebnahme größten<br />
Photovoltaikprojekts Österreichs. In der<br />
Schafflerh<strong>of</strong>straße im 22. Wiener Gemeindebezirk,<br />
auf einer ehemaligen Schotterdeponie<br />
der MA48 und MA49, entsteht ein<br />
Solarkraftwerk in der Größe von umgerechnet<br />
15 Fußballfeldern. Mit Jahresende<br />
ging bereits ein Teil der Anlage mit 6 MW<br />
ans Netz, im Frühjahr <strong>2021</strong> ist die Fertigstellung<br />
und vollständige Inbetriebnahme<br />
geplant. Im Vollbetrieb versorgt das 11,5<br />
MW-Solarkraftwerk rund 5.200 Haushalte<br />
mit Ökostrom. Die Anlage ist ein Paradebeispiel<br />
für die umweltfreundliche Gestaltung<br />
von Freiflächen-Anlagen. Neben der<br />
Stromproduktion dient die Fläche unter<br />
und neben den Photovoltaik-Modulen als<br />
beschattete Weide für rund 150 Jura-Schafe<br />
und für Ackerbau.<br />
Gemeinsam Klima schützen<br />
Wien Energie setzt beim Ausbau der Sonnenkraft<br />
auf Beteiligung und Kooperation.<br />
Im Mai 2020 ging das größte BürgerInnen-Solarkraftwerk<br />
in Unterlaa in Betrieb.<br />
Tausende KlimaschützerInnen aus Wien<br />
und Umgebung haben sich Beteiligungspakete<br />
gesichert.<br />
Klimaschutz in großen Schritten<br />
„Wir schreiten auch im neuen Jahr in diesem<br />
Tempo voran. In den kommenden<br />
zehn Jahren wollen wir unsere heutige<br />
Leistung verzehnfachen“, so Strebl. „Die<br />
Energiewende ist ein Gemeinschaftsprojekt.<br />
Sie kann nur gelingen, wenn wir alle<br />
an einem Strang ziehen. Wir brauchen für<br />
den Klimaschutz jede Kilowattstunde Sonnenstrom,<br />
die wir bekommen können.“<br />
(21511601)<br />
LL<br />
www.wienenergie.atl<br />
40
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Industry News<br />
Industry<br />
News<br />
20 Jahre Anlagenservice<br />
• Know-how und Spirit<br />
(uniper-a) Ein maßgeblicher Inst<strong>and</strong>haltungs-Dienstleister<br />
zu werden, nicht nur<br />
innerhalb des E.ON-Konzerns, sondern<br />
auch für externe Kunden aus Industrie,<br />
Energiewirtschaft und Herstellung: Das<br />
war das Ziel der Neugründung eines eigenständigen<br />
Anlagenservices 2001. Aus der<br />
Inst<strong>and</strong>haltung der ehemaligen Preussen-<br />
Elektra, der mobilen Inst<strong>and</strong>haltung der<br />
ehemaligen BKW sowie der Bayernwerk<br />
Anlagenservice GmbH entst<strong>and</strong> „E.ON Anlagenservice“.<br />
Von den drei Quell-Unternehmen kam<br />
eine Menge an Fachkenntnis und Erfahrung.<br />
Außerdem wichtiges Betreiber-Know-how<br />
für große Energieanlagen:<br />
Schließlich revidierten und reparierten die<br />
Spezialisten die Kraftwerke im E.ON-Konzern.<br />
Um auch auf dem freien Markt zu bestehen,<br />
stellte sich der Anlagenservice neu<br />
auf, entwickelte Geschäftsmodelle, verstärkte<br />
sich mit weiteren Experten und akquirierte<br />
neue Kunden.<br />
Das Spektrum des Anlagenservices hat sich enorm erweitert.<br />
Für die nächsten 20 Jahre – und noch länger – bleibt genug zu tun.<br />
Das Unternehmen wuchs, und mit der<br />
Zeit entst<strong>and</strong> ein besonderer „Spirit“ - Entschlusskraft<br />
und Expertise, Improvisationstalent<br />
und Freude an der Lösung<br />
schwieriger Aufgaben, Arbeiten in Teams<br />
und mit hohem Tempo. Als 2016 die Gesellschaft<br />
in „Uniper Anlagenservice“ (UAS)<br />
umfirmierte, hatte sich das Unternehmen<br />
gegen starken Wettbewerb auf dem Markt<br />
der Inst<strong>and</strong>halter etabliert.<br />
Das Erfolgsrezept: Denken aus Kunden-Perspektive,<br />
Know-how kombinieren<br />
mit Kenntnis neuester Technik – zum Beispiel<br />
für die Modernisierung von Leitsystemen.<br />
Hierbei übernehmen virtuelle Maschinen<br />
die Steuerung von Energieanlagen.<br />
Weitere zukunftsweisende Techniken<br />
sind Schwingungsmessung mit Motion-<br />
Amplification- Kamera oder Kessel-Inspektion<br />
mit Multikopter. Und mit Back-End für<br />
radioaktiven Abfall ergibt sich ein neues<br />
Geschäftsfeld.<br />
LL<br />
anlagenservice.uniper.energy<br />
News from<br />
Science &<br />
Research<br />
EnBW: Nachhaltigkeit im Blick:<br />
Lithium aus dem Oberrheingraben<br />
für Batterien<br />
(enbw) Weltweit steigt der Bedarf an Lithium:<br />
Vor allem für die E-Mobilität ist der<br />
Rohst<strong>of</strong>f heiß begehrt. Um den tendenziell<br />
weiter steigenden Bedarf decken zu können,<br />
wird seit einigen Jahren auch die Produktion<br />
von Lithium aus Anlagen der Tiefengeothermie<br />
diskutiert, vereinzelt sind<br />
bereits Pilotprojekte in der Umsetzung –<br />
unter <strong>and</strong>erem im Oberrheingraben. Das<br />
Bundesministerium für Wirtschaft und<br />
Energie fördert nun das Verbundprojekt<br />
UnLimited, bei dem die EnBW Energie Baden-Württemberg<br />
AG als Kooperationsführer<br />
gemeinsam mit dem Karlsruher Institut<br />
für Technologie (KIT) und den Partnern<br />
BESTEC, HYDROSION und Universität<br />
Göttingen eine Pilotanlage im Geothermiekraftwerk<br />
in Bruchsal einrichten wird.<br />
Deutschl<strong>and</strong> deckt seinen Bedarf an Lithium<br />
bislang vollständig über Importe,<br />
doch die Nachfrage steigt stetig, da Lithium-Ionen-Batterien<br />
auch für mobile und<br />
tragbare Anwendungen sehr gefragt sind.<br />
Auch Geothermieanlagen weltweit zeigen<br />
zum Teil beachtliche Gehalte an Lithium<br />
im Tiefenwasser – die Frage ist, wie es extrahiert<br />
werden kann. Das Projekt UnLimited<br />
(„Untersuchungen zur Lithiumproduktion<br />
aus heißen Tiefenwässern in Deutschl<strong>and</strong>“)<br />
setzt sich zum Ziel, die notwendigen<br />
technischen und wirtschaftlichen Grundlagen<br />
für eine Lithiumproduktion aus heißem<br />
Tiefenwasser in Deutschl<strong>and</strong> zu entwickeln.<br />
Heimische Produktion eröffnet A<br />
lternativen für Lieferketten<br />
In der Geothermie-Anlage Bruchsal, das<br />
die EnBW gemeinsam mit den Stadtwerken<br />
Bruchsal seit 2010 betreibt, wird Tiefenwasser<br />
für Wärme und Strom gefördert<br />
und nach der thermischen Nutzung wieder<br />
in das Reservoir zurückgeführt. Mit dem<br />
Wasserdurchsatz werden dabei überschlägig<br />
pro Betriebsjahr rund 800 Tonnen Lithiumchlorid<br />
ungenutzt gefördert und zurückgeführt.<br />
Im Rahmen eines Projekts<br />
entwickelte die EnBW gemeinsam mit dem<br />
KIT ein Verfahren, mit dem sich im Labormaßstab<br />
das im Tiefenwasser gelöste Lithium<br />
nachhaltig gewinnen lässt.<br />
Lithiumgehalt in Thermalwässern<br />
effizient nutzen<br />
Bisherige Untersuchungen zeigen, dass<br />
es im Norddeutschen Becken und im<br />
Oberrheingraben erhöhte Lithiumgehalte<br />
in Thermalwässern gibt. Aus Schichten<br />
zwischen 3.000 und 5.000 Metern Tiefe<br />
wird das zwischen 160 und 180 Grad Celsius<br />
heiße Tiefenwasser erbohrt, das dann<br />
durch einen Wärmetauscher geht. Dort<br />
setzen die Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler<br />
an – parallel zum Geothermiebetrieb<br />
– und bringen ein Ionensieb<br />
ein. „Ein wirtschaftlich sinnvolles Extraktionsverfahren<br />
bietet die Chance, die Pr<strong>of</strong>itabilität<br />
solcher Anlagen zu verbessern“,<br />
so Kolb. Im Labor laufen die Prozesse mit<br />
etwa 85 bis 95 prozentiger Effizienz, angestrebt<br />
ist eine Effizienz im Reallabor von<br />
etwa 70 Prozent.<br />
LL<br />
www.enbw.com<br />
41
Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Ankündigung<br />
<strong>VGB</strong>-Konferenz „INSTANDHALTUNG<br />
IN KRAFTWERKEN <strong>2021</strong>“<br />
23. und 24 Juni <strong>2021</strong> | Kongress Center Karlsruhe<br />
Der Treffpunkt für alle Fachleute aus der konventionellen und nuklearen<br />
Erzeugung, Inst<strong>and</strong>halter aus den Kraftwerken und Servicefirmen,<br />
Gutachter und Behördenvertreter, die sich mit neuen Entwicklungen in den<br />
Bereichen Wartung, Inspektion und Inst<strong>and</strong>setzung befassen.<br />
Die <strong>VGB</strong>-Konferenz „Inst<strong>and</strong>haltung in Kraftwerken <strong>2021</strong>“ findet am<br />
23./24. Juni <strong>2021</strong> im Kongress Center Karlsruhe in Karlsruhe statt.<br />
Die Veranstaltung richtet sich an alle Fachleute aus dem konventionellen<br />
und nuklearen Bereich, an Inst<strong>and</strong>halter aus den Kraftwerken und<br />
Servicefirmen, aber auch an Gutachter und Behördenvertreter, die sich mit<br />
neuen Entwicklungen in den Bereichen Wartung, Inspektion und Inst<strong>and</strong>setzung<br />
befassen. Sie soll die aktuellen Tagesthemen zur Diskussion<br />
stellen und den intensiven Erfahrungsaustausch der Inst<strong>and</strong>halter von<br />
Kraftwerken pflegen.<br />
Ihre Ansprechpartnerin<br />
Diana Ringh<strong>of</strong>f (Konferenz)<br />
E-Mail<br />
vgb-inst-kw@vgb.org<br />
Telefon<br />
+49 201 8128-232<br />
Programm<br />
Das Vortragsprogramm zu den aktuellen Themen:<br />
ı Aktuelle Rahmenbedingungen<br />
Arbeitssicherheit; Prüf-, Überwachungs-, und Inst<strong>and</strong>haltungskonzepte;<br />
End-<strong>of</strong>-Life-Management; Industrie 4.0; Ressourcensteuerung;<br />
Outagemanagement, Digitalisierung in der Inst<strong>and</strong>haltung, Abwicklung<br />
von Revisionen unter P<strong>and</strong>emiebedingungen<br />
ı Qualitätssicherung<br />
Projektüberwachung; Freischaltwesen; Fremdfirmenmanagement;<br />
Mobile Inst<strong>and</strong>haltung, Dokumentation in der Inst<strong>and</strong>haltung<br />
ı Techniken, Erfahrungen, Schäden<br />
Kessel, Turbine, Generator, Nebenanlagen; Konservierung;<br />
3D-Druck/Additive Fertigung, Abwicklung von Revisionen<br />
Fachausstellung<br />
Die begleitende Fachausstellung bietet qualifizierte In<strong>for</strong>mationen<br />
aus erster H<strong>and</strong> und die Möglichkeit zu Gesprächen mit Herstellern,<br />
Lieferanten und Dienstleistern aus dem Fachgebiet Inst<strong>and</strong>haltung.<br />
Konferenzsprachen<br />
Deutsch und Englisch<br />
ohne Simultanübersetzung<br />
Alle In<strong>for</strong>mationen zur Veranstaltung finden Sie hier:<br />
www.vgb.org/inst<strong>and</strong>haltung_kraftwerken<strong>2021</strong>.html<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Deutschl<strong>and</strong><br />
Wir bitten ebenfalls um Mitteilung,<br />
falls Sie an einer Teilnahme als Aussteller interessiert sind:<br />
Ihr Ansprechpartner: Angela Langen<br />
E-Mail:<br />
angela.langen@vgb.org<br />
Telefon:<br />
42<br />
+49 201 8128-310<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Deutschl<strong>and</strong>
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Announcement<br />
Industry News<br />
<strong>VGB</strong> Conference<br />
“MAINTENANCE IN POWER PLANTS <strong>2021</strong>”<br />
23 <strong>and</strong> 24 June <strong>2021</strong> | Congress Center Karlsruhe<br />
The meeting place <strong>of</strong> all experts <strong>of</strong> the conventional <strong>and</strong> nuclear division,<br />
to the experts <strong>of</strong> maintenance in power plants <strong>and</strong> service companies <strong>and</strong><br />
to the independent inspectors <strong>and</strong> deputies <strong>of</strong> governments, who are concerned<br />
with new developments in the divisions maintenance, inspection<br />
<strong>and</strong> repair.<br />
The <strong>VGB</strong> Conference "Maintenance in Power Plants <strong>2021</strong>" takes place<br />
at Congress Center Karlsruhe in Karlsruhe/Germany on 23/24 June <strong>2021</strong>.<br />
This event is addressed to all experts <strong>of</strong> the conventional <strong>and</strong> nuclear<br />
division, to the experts <strong>of</strong> maintenance in power plants <strong>and</strong> service<br />
companies <strong>and</strong> to the independent inspectors <strong>and</strong> deputies <strong>of</strong> governments,<br />
who are concerned with new developments in the divisions<br />
maintenance, inspection <strong>and</strong> repair. This conference is to put up the<br />
current subjects in discussion <strong>and</strong> to cultivate the intensive exchange <strong>of</strong><br />
experiences especially <strong>for</strong> the experts <strong>of</strong> maintenance in power plants.<br />
Your Contact<br />
Diana Ringh<strong>of</strong>f (Conference)<br />
E-mail<br />
vgb-inst-kw@vgb.org<br />
Phone<br />
+49 201 8128-232<br />
Programme<br />
The following subjects are scheduled:<br />
ı Current general requirements<br />
Occupational safety; Test-, monitoring- <strong>and</strong> maintenance concepts;<br />
End <strong>of</strong> Life Management; Industry 4.0; Resource management; Outage<br />
management, Digitization in maintenance, Processing <strong>of</strong> revision under<br />
p<strong>and</strong>emic conditions<br />
ı Quality assurance<br />
Supervision <strong>of</strong> projects; Isolation measures; Service companies<br />
management; Mobile maintenance, Documentation in maintenance<br />
ı Techniques, experiences, damages<br />
Boiler, Turbine, Generator, Auxiliary plant units; Preservation;<br />
3D-print/additive manufacturing, Processing <strong>of</strong> revision<br />
Technical Exhibition<br />
The accompanying trade exhibition <strong>of</strong>fers qualified first-h<strong>and</strong> in<strong>for</strong>mation<br />
<strong>and</strong> the opportunity to talk to manufacturers, suppliers <strong>and</strong> service<br />
providers from the field <strong>of</strong> maintenance <strong>for</strong> the energy sector.<br />
Conference languages<br />
German <strong>and</strong> English<br />
without simultaneous translation<br />
All in<strong>for</strong>mation can be accessed at:<br />
www.vgb.org/en/inst<strong>and</strong>haltung_kraftwerken<strong>2021</strong>.html<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
We also ask you to let us know if you are interested<br />
in participating as an exhibitor:<br />
Your Contact: Angela Langen<br />
E-mail:<br />
angela.langen@vgb.org<br />
Phone: +49 201 8128-310<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
43
Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Flexibilisierung – Analyse der<br />
Auswirkungen durch Auswertung<br />
der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY<br />
J. Aydt, M. Bader, J. Bareiß, R. Mohrmann, I. Pfaff, S. Prost, R. Uttich und H. Wels<br />
Abstract<br />
Flexibilisation – Analysis <strong>of</strong> the effects by<br />
evaluation <strong>of</strong> the <strong>VGB</strong> database KISSY<br />
The operating regime <strong>of</strong> fossil conventional thermal<br />
power plants has changed due to the increased<br />
use <strong>of</strong> renewable energies such as wind<br />
power <strong>and</strong> photovoltaics. The resulting increase<br />
in power generation capacity in the power grid<br />
also leads to increased downtimes <strong>and</strong> reduced<br />
operating times under full load <strong>for</strong> the conventional<br />
power plants. As a result, these power<br />
plants are subject to increased flexible operation.<br />
Basically, the question must be asked whether<br />
the changed operating mode has also led to increased<br />
lifetime consumption <strong>of</strong> plant components.<br />
In terms <strong>of</strong> materials technology, the relationship<br />
between cyclic loading, such as that<br />
caused by start-ups <strong>and</strong> shutdowns, <strong>and</strong> increased<br />
service life consumption <strong>for</strong> thickwalled<br />
components is well known. It was unclear<br />
whether other unexpected damage had<br />
occurred in the plants in addition to the recorded<br />
service life consumption on selected components<br />
<strong>and</strong> whether this was clearly related to<br />
the change in operating mode. To clarify these<br />
issues, all relevant boiler, turbine, <strong>and</strong> generator<br />
components were considered.<br />
For statistical data analysis, the data set <strong>of</strong> the<br />
<strong>VGB</strong>-KISSY database was used. The data originate<br />
from 129 hard coal <strong>and</strong> lignite-fired power<br />
plants as well as from 33 combined cycle <strong>and</strong><br />
gas turbine power plants <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> members over<br />
a period <strong>of</strong> 10 years (2005 to 2019). The data<br />
were anonymized be<strong>for</strong>e analysis <strong>and</strong> evaluated<br />
as an annual time series considering precise<br />
<strong>VGB</strong> definitions <strong>for</strong> planned <strong>and</strong> unplanned<br />
unavailability.<br />
l<br />
Autoren<br />
J. Aydt (EnBW AG)<br />
M. Bader (Uniper Kraftwerke GmbH)<br />
J. Bareiß (EnBW AG)<br />
R. Mohrmann (RWE Power AG)<br />
I. Pfaff (Uniper Kraftwerke GmbH)<br />
S. Prost (<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.)<br />
R. Uttich (RWE Power AG)<br />
H. Wels (Ruhest<strong>and</strong> DNV GL -<br />
DEKRA Solution B.V.)<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Projektgruppe Flexibilisierung von<br />
Kraftwerken, Essen, Deutschl<strong>and</strong><br />
1 Einleitung & Motivation<br />
In den ersten zwei Dekaden des 21. Jahrhunderts<br />
hat es in Europa und insbesondere<br />
in Deutschl<strong>and</strong> eine grundlegende Änderung<br />
hin zu einer nachhaltigen Energieversorgung<br />
gegeben, um den dem Menschen<br />
zugerechneten Klimaw<strong>and</strong>el zu reduzieren.<br />
Damit verbunden ist unter <strong>and</strong>erem<br />
ein tiefgreifender Umbau des Erzeugungs-Portfolios<br />
der Stromerzeugung. So<br />
sind 2020 in Deutschl<strong>and</strong> bereits sehr große<br />
vom Wind- und Solardargebot abhängige<br />
Erzeugungskapazitäten an das Netz angeschlossen.<br />
In Abhängigkeit vom diesem<br />
Dargebot haben die regulierenden Eingriffe<br />
der Netzbetreiber zur Aufrechterhaltung<br />
der Netzstabilität zugenommen.<br />
Insbesondere seit dem Reaktorunfall in Fukushima<br />
2011 hat sich die Verschiebung<br />
der Erzeugungskapazitäten regional und<br />
zu regenerativen Energien hin verstärkt.<br />
Der für eine gesicherte Stromversorgung<br />
aber weiterhin noch unverzichtbare Einsatz<br />
der fossilen und nuklearen konventionellen<br />
Wärmekraftanlagen wird seither zunehmend<br />
durch veränderte An<strong>for</strong>derungen<br />
von Politik und Energiemarkt sowie Eingriffe<br />
von Netzbetreiberseite beeinflusst. In<br />
Zeiten starker Sonneneinstrahlung und/<br />
oder bei günstigem Wind, also ab dem<br />
Frühjahr bis in den Herbst, ist die regenerative<br />
Stromproduktion so hoch, dass die<br />
konventionellen Anlagen häufig abgeschaltet<br />
werden müssen und nur noch zur Deckung<br />
der Residuallast oder für Netz-Systemdienstleistungen<br />
eingesetzt werden.<br />
Nicht immer entsprechen die neuen An<strong>for</strong>derungen<br />
der veränderten Fahrweise dabei<br />
den teilweise vor mehreren Jahrzehnten<br />
festgelegten Auslegungsdaten der konventionellen<br />
Anlagen. Sowohl die ge<strong>for</strong>derten<br />
Anfahrzeiten, die Häufigkeit der Anfahrten<br />
und Lastwechsel sowie die Lastgradienten,<br />
aber auch die Höhe der Mindestlast und<br />
die An<strong>for</strong>derungen an Netz-Dienstleistungen,<br />
wie Regelung oder Phasenschieber-<br />
Betrieb, werden zunehmend anspruchsvoller<br />
und entfernen sich vom Design der älteren<br />
Anlagen.<br />
In manchen Fällen kann durch Neukalkulation<br />
der Lebensdauer auf Basis der Werkst<strong>of</strong>feigenschaften<br />
sowie unter den veränderten<br />
Annahmen, wie der früheren Stilllegung<br />
einer Anlage durch den Kohleausstieg<br />
oder durch innovative Umbauten, den neuen<br />
An<strong>for</strong>derungen entgegengekommen<br />
werden. Allerdings enthalten diese Anlagen<br />
auch Bauteile, die wie eine Bremse<br />
wirken können oder prädestiniert sind für<br />
Großschäden, wenn mit der veränderten<br />
Fahrweise eine Werkst<strong>of</strong>fgrenze überschritten<br />
würde.<br />
Im Technical Committee (TC) Werkst<strong>of</strong>fe<br />
& Qualitätssicherung wurde daher die Frage<br />
gestellt: „Hat die ge<strong>for</strong>derte flexiblere<br />
Fahrweise für konventionelle Anlagen bereits<br />
zu Schädigungen von dickw<strong>and</strong>igen<br />
Bauteilen im Drucksystem Kessel (HA*),<br />
im Dampfsystem (LB*), bei Dampfturbinenanlagen<br />
(MA*) und bei den Generatoren<br />
(MK*) geführt?“<br />
Um diese Frage zu beantworten, wurde<br />
eine gemeinsame Projektgruppe, bestehend<br />
aus Mitgliedern des TC Werkst<strong>of</strong>fe &<br />
Qualitätssicherung und der Technical<br />
Group (TG) Per<strong>for</strong>mance Indicators ins<br />
Leben gerufen. Gemeinsames Ziel war die<br />
Analyse der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY („Das<br />
<strong>VGB</strong> KraftwerksIn<strong>for</strong>matioSSYstem“) im<br />
Hinblick auf mögliche Zusammenhänge<br />
zwischen der geänderten Fahrweise<br />
konventioneller Kraftwerksblöcke, den<br />
Betriebsdaten und den Nichtverfügbarkeiten.<br />
Die <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY ist eine Datenbank<br />
für technische Leistungs- und Zuverlässigkeits-Kennwerte<br />
und für Nichtverfügbarkeits-Ereignisse<br />
in Kraftwerksanlagen.<br />
Die Daten stammen von Mitgliedern des<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V. So wurden in den vergangenen<br />
10 Jahren in Europa und Südafrika<br />
beispielsweise die Daten von 842 Erzeugungseinheiten<br />
mit einer gesamten<br />
Nennleistung von 277 GW gesammelt und<br />
verarbeitet und die Ergebnisse anonymisiert<br />
in Berichten und Artikeln auch der<br />
Öffentlichkeit zur Verfügung gestellt.<br />
Die Datensammlung basiert auf einem gemeinsamen<br />
Begriffsverständnis aus den<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ards und darauf aufbauend festgelegten<br />
einheitlichen Verfahren der Datenerhebung.<br />
Dazu gehört die Verschlüsselung<br />
der Verursacher (Komponenten) von<br />
44
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY<br />
Nichtverfügbarkeit ebenso wie die Berechnungs-Methoden<br />
bei der Ermittlung von<br />
Kennwerten aus den übermittelten Daten<br />
der Mitglieder.<br />
Diese breite Datenbasis, die konsequente<br />
Kategorisierung, die Zuordnung von Nichtverfügbarkeit<br />
zu Komponenten, sowie die<br />
Verknüpfung mit den Betriebsdaten (auf<br />
Jahresbasis) ermöglichen auch die Analyse<br />
von Auswirkungen auf die oben aufgeführten<br />
dickw<strong>and</strong>igen Bauteile in konventionellen<br />
Kraftwerksanlagen.<br />
Im Fokus der dargestellten Untersuchungen<br />
st<strong>and</strong>en Kohle-Mono- und -Duoblöcke<br />
sowie gasbetriebene GuD- und Kombikraftwerken.<br />
Diese wurden z.B. nach<br />
Brennst<strong>of</strong>farten und Leistungs- und Altersklassen<br />
getrennt auf Auffälligkeiten des<br />
Betriebseinsatzes, der Verfügbarkeits-Entwicklungen<br />
und des Schadensgeschehens<br />
untersucht. Insbesondere wurde bei den<br />
Komponenten mit dicken W<strong>and</strong>stärken<br />
kontrolliert, ob die erfassten Schäden im<br />
Zusammenhang mit einer Änderung des<br />
Einsatzregimes stehen.<br />
Für die Darstellung der Ergebnisse wird im<br />
Folgenden zunächst ein Überblick über die<br />
verwendeten Definitionen und die Methodik<br />
der Kennwerte-Berechnung gegeben.<br />
Diese beruhen auf den <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ards zu<br />
den Begriffsbestimmungen. Daran anschließend<br />
wird die Vorgehensweise bis<br />
hin zu den Ergebnissen beschrieben, wie<br />
dies auch in der <strong>VGB</strong>-Konferenz KELI im<br />
November 2020 in einer ausführlichen Präsentation<br />
vorgetragen wurde. Betrachtungen<br />
zu der statistischen Datenanalyse erleichtern<br />
im Anschluss Verständnis und<br />
Interpretation der Ergebnisse, indem zum<br />
Beispiel Ausreißer, Varianten oder auch<br />
Spreizung untersucht und mit Hinweisen<br />
aus der Datenbasis angereichert werden.<br />
Am Ende des Artikels werden die Empfehlungen<br />
aus den Erkenntnissen zusammengefasst<br />
und ein Ausblick auf weitere Entwicklungen<br />
im Bereich der betrachteten<br />
Komponenten bei den gegebenen Veränderungen<br />
der Einsatzbedingungen für thermische<br />
Kraftwerke gewagt.<br />
2 Verwendete Kennzahlen und<br />
ihre Definitionen<br />
Tab. 2.1. Verwendete Definitionen aus dem <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard „Technische und kommerzielle<br />
Kennzahlen für Kraftwerksanlagen“ (<strong>VGB</strong>-S-002-03).<br />
Benennung Formel Begriffsbestimmung<br />
Anzahl Anfahrten a Eine Anfahrt ist technisch erfolgreich, wenn die<br />
Netzsynchronisation erfolgt ist und ein stabiler<br />
Betriebszust<strong>and</strong> erreicht wurde. Zu zählen sind nur<br />
Anfahrten, wenn die Anlage verfügbar gemeldet<br />
ist. Alle während einer Nichtverfügbarkeit durchgeführten<br />
Starts, wie Fehlversuch-, Prüf- oder Teststarts,<br />
sind nicht zu zählen. Eine erfolgreiche Anfahrt<br />
ist mit dem Erreichen der vom Lastverteiler<br />
ge<strong>for</strong>derten Leistung gegeben. Hierbei ist eine Toleranz<br />
von ±1/4 Stunde zulässig. Die Anlage<br />
muss die ge<strong>for</strong>derte Leistung mindestens für eine<br />
Dauer von einer ½ Stunde stabil erbringen.<br />
Nennleistung P N Die Nennleistung einer Anlage ist die höchste<br />
Dauerleistung unter Nennbedingungen, die eine<br />
Anlage zum Übergabezeitpunkt erreicht.<br />
Leistungsänderungen sind nur bei wesentlichen<br />
Änderungen der Nennbedingungen und bei<br />
konstruktiven Maßnahmen an der Anlage zulässig.<br />
Volllastbenutzungsstunden<br />
ta N = W___<br />
B<br />
P N<br />
Für die Volllastbenutzungsstunden werden häufig<br />
die äquivalenten Begriffe der Arbeitsausnutzung<br />
oder Ausnutzungsdauer verwendet. Die Ausnutzung<br />
ist ein Maß für den tatsächlichen Einsatz<br />
einer Anlage.<br />
Betriebszeit t B Die Betriebszeit ist die Zeitspanne, in der eine<br />
Anlage Energie umw<strong>and</strong>elt. Als Beginn der<br />
Betriebszeit gilt das Parallel-schalten und als<br />
Ende das Trennen des Generators vom Netz.<br />
geplante nichtverfügbare<br />
Arbeit<br />
ungeplante nichtverfügbare<br />
Arbeit<br />
ungeplante disponible<br />
nichtverfügbare Arbeit<br />
ungeplante nicht disponible<br />
nichtverfügbare Arbeit<br />
Ereignis<br />
Ereignismerkmal-<br />
Schlüsselsystem (EMS)<br />
W nv p<br />
W nv u = W nv ud + W nv un<br />
W nv ud<br />
W nv un<br />
Die geplante NV-Arbeit ist die NV-Arbeit, deren<br />
Beginn und Dauer mehr als vier Wochen im<br />
Voraus festgelegt sein müssen.<br />
Die ungeplante NV-Arbeit ist die NV-Arbeit, deren<br />
Beginn nicht oder bis vier Wochen verschiebbar<br />
ist. Die ungeplante NV-Arbeit wird unterteilt in<br />
einen disponiblen und einen nicht disponiblen<br />
Anteil.<br />
Die ungeplante disponible NV-Arbeit ist der Teil<br />
der ungeplanten NV-Arbeit, deren Beginn mehr als<br />
zwölf Stunden bis vier Wochen verschiebbar ist.<br />
Die ungeplante nicht disponible NV-Arbeit ist der<br />
Teil der ungeplanten NV-Arbeit, deren Beginn<br />
nicht oder bis zwölf Stunden verschiebbar ist.<br />
Nichtverfügbarkeiten sind solche Ereignisse, die<br />
durch anlagentechnische Schäden, Mängel oder<br />
Maßnahmen die Fähigkeit der Anlage oder des<br />
Anlagenteils einschränken, Energie umzuw<strong>and</strong>eln<br />
bzw. ihre jeweilige Funktion zu erfüllen.<br />
Die Nichtverfügbarkeit wird nach den folgenden<br />
Kriterien<br />
– Auswirkung auf die Anlage,<br />
– Zeitrahmen,<br />
– Ereignisart und<br />
– Verursacher (KKS-Funktion)<br />
aufgeteilt.<br />
Das EMS beschreibt unterschiedliche Aspekte<br />
eines Ereignisses mit 12 Schlüsseln. Jeder<br />
Schlüssel beinhaltet eine oder mehrere Gruppen.<br />
Die Gruppen sind zum Teil hierarchisch gegliedert.<br />
Jeder Gruppe sind Ereignismerkmale zugeordnet.<br />
Die im Folgenden (siehe Ta b e l l e 2 .1 )<br />
verwendeten Begriffe basieren auf dem<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard „Technische und kommerzielle<br />
Kennzahlen für Kraftwerksanlagen“<br />
(<strong>VGB</strong>-S-002-03). Dieser <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard ermöglicht<br />
dem Anwender eine technische<br />
und wirtschaftliche Beurteilung von Kraftwerksanlagen.<br />
Im Detail erhält der Anwender<br />
in diesem St<strong>and</strong>ard und seinem ebenfalls<br />
als St<strong>and</strong>ard ausgeführten separaten<br />
Anhang mit Anwendungsbeispielen (<strong>VGB</strong>-<br />
S-002-33) Analysemöglichkeiten für die<br />
Beurteilung von Kraftwerksprozessen, zur<br />
Bewertung des Anlagenbetriebes und für<br />
die Bestimmung des wirtschaftlichen Erfolges.<br />
Kraftwerk-<br />
Kennzeichensystem (KKS)<br />
Beide St<strong>and</strong>ards basieren auf dem Ansatz,<br />
dass der Betrieb von Kraftwerken bzw. die<br />
Ausnutzung unterschiedlicher Technologien<br />
in der Energieumw<strong>and</strong>lung sich im<br />
wettbewerblichen Umfeld neben einer Reihe<br />
von Restriktionen vorrangig nach den<br />
Kosten wie auch nach den spezifischen politischen<br />
Rahmenbedingungen in den<br />
Strommärkten richtet.<br />
Mit den aufgezeigten Bewertungskriterie<br />
lassen sich u.a. Effizienz, Verfügbarkeit<br />
Das Kraftwerk-Kennzeichensystem ist ein Anlagenkennzeichnungssystem<br />
zur einheitlichen und<br />
systematischen Kennzeichnung für Systeme,<br />
Einrichtungen und Betriebsmittel in der Stromund<br />
Wärmeversorgung.<br />
und Zuverlässigkeit der einzelnen Technologien<br />
ermitteln, unterein<strong>and</strong>er vergleichen<br />
und die eigene Position der Kraftwerksanlage<br />
bestimmen. Daraus ergibt<br />
sich die Möglichkeit, die eigene Wettbewerbsposition<br />
zu beeinflussen.<br />
Beide <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ards werden kontinuierlich<br />
den aktuellen Entwicklungen angepasst.<br />
Sie sind als Download über das<br />
Internet www.vgb.org kostenfrei abrufbar.<br />
45
Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Tab. 3.1. Klassenverteilung der betrachteten Kraftwerksblöcke.<br />
Kraftwerkstyp Anzahl Brennst<strong>of</strong>fklassen Anzahl Größenklassen Anzahl Betriebsalter Anzahl<br />
Fossiler Block Mono 113 Braunkohle 51 1: bis 99 MW 5 1: bis 9 Jahre 5<br />
Fossiler Block Duo 16 Gas 6 2: 100 – 199 MW 29 2: 10 – 19 Jahre 8<br />
Öl 6 3: 200 – 399 MW 44 3: 20 – 29 Jahre 21<br />
Steinkohle 66 4: 400 – 599 MW 15 4: 30 – 39 Jahre 31<br />
5: 600 – 999 MW 34 5: 40 – 49 Jahre 45<br />
6: ab 1000 MW 2 5: ab 50 Jahre 19<br />
Summe 129 Summe 129 Summe 129 Summe 129<br />
Größenklassen Anzahl Branche Anzahl Betriebszeit Anzahl Volllaststunden Anzahl<br />
≤ 200 MW 35 EVU 129 < 4000 h 18 < 4000 h 31<br />
> 200 MW ≤ 600 MW 60 Chemie 0 ≥ 4000 h ≤ 5000 h 9 ≥ 4000 h ≤ 5000 h 17<br />
> 600 MW 34 ≥ 5000 h ≤ 6000 h 15 ≥ 5000 h ≤ 6000 h 21<br />
≥ 6000 h ≤ 7000 h 37 ≥ 6000 h ≤ 7000 h 32<br />
≥ 7000 h ≤ 8000 h 45 ≥ 7000 h ≤ 8000 h 28<br />
> 8000 h 6 > 8000 h<br />
Summe 129 Summe 129 Summe 129 Summe 129<br />
3 Auswertung und Ergebnisse<br />
Aus dem <strong>VGB</strong> KISSY-Datenbankbest<strong>and</strong><br />
wurden Verfügbarkeitsdaten und Betriebskennwerte<br />
von rund 129 repräsentativen<br />
konventionellen Kraftwerksblöcken<br />
für die Auswertungen zur Flexibilisierung<br />
ausgewählt, die im Zeitbereich ab 1988 wenigstens<br />
ca. 10 Jahre <strong>for</strong>tlaufend Daten für<br />
die Datenbank-Module „Verfügbarkeit“ sowie<br />
„Nichtverfügbarkeit“ gemeldet haben.<br />
Reservekraftwerks-Blöcke (ResKW-Blöcke)<br />
wurden nicht berücksichtigt, ebenso<br />
wurden aus dem Kollektiv Kraftwerke mit<br />
Schmelzfeuerung, Industriekraftwerke mit<br />
mehr als 8.000 Volllaststunden und Blöcke<br />
die dem Sektor Chemie zuzuordnen waren,<br />
entfernt. Bei den ungeplanten Nichtverfügbarkeiten<br />
konnten für die konventionellen<br />
Blöcke insgesamt mehr als 12.800<br />
Ereignisse, die den Ereignisschlüsseln „Störung<br />
ohne Schaden“ oder „Schaden“ zugeordnet<br />
waren, ausgewertet werden. Hier<br />
wurde gezielt nach Schäden im Drucksystem<br />
(HA*), im Dampfsystem (LB*), bei<br />
Dampfturbinenanlagen (MA*) und bei den<br />
Generatoren (MK*) gefiltert.<br />
Bei den gasbefeuerten GuD- und Kombikraftwerken<br />
konnten 33 Anlagen (ohne<br />
ResKW-Blöcke) mit rund 1.300 ungeplanten<br />
Nichtverfügbarkeitsereignissen ausgewertet<br />
werden.<br />
3.1 Ergebnisse der Mono-/Duoblock<br />
Auswertungen<br />
Tabelle 3.1 können die Verteilungen<br />
der betrachteten rund 129 Blöcke hinsichtlich<br />
Kratwerkstyp, Brennst<strong>of</strong>f, Nennleistung,<br />
Alter, Branche, Betriebs- bzw. Volllaststunden<br />
zu entnommen werden. Im<br />
Folgenden werden die Trends im Betrachtungszeitraum<br />
ab dem Jahr 2005 bis ins<br />
Jahr 2019 ausschließlich für die Brennst<strong>of</strong>fklassen<br />
Braun- und Steinkohle dargestellt.<br />
In B i l d 3 .1 ist die Anzahl der erfolgreichen<br />
Anfahrten pro Jahr ab dem Jahr 2005<br />
für Steinkohle- und Braunkohleblöcke abhängig<br />
von der Nennleistungsklasse dargestellt.<br />
Die Anzahl der ausgewerteten Blöcke<br />
ist oberhalb der jeweiligen Jahreszahl<br />
mit angegeben. Während sich für Braunkohleblöcke<br />
ein nahezu über alle Nennleistungsklassen<br />
hinweg einheitlicher Trend<br />
mit einem moderaten Anstieg von ca. 9 auf<br />
14 Anfahrten pro Jahr abzeichnet, ist der<br />
Trend bei den Steinkohleanlagen deutlich<br />
abhängig von der Nennleistungsklasse.<br />
Nur für Blöcke mit einer Nennleistung<br />
> 600 MW ist ein Anstieg der Anfahrten<br />
von rd. 20 im Jahr 2005 auf rd. 40 im Jahr<br />
2019 zu erkennen, für kleinere Leistungsgrößen<br />
ist die Anzahl der Anfahrten sinkend.<br />
Insbesondere auffällig ist die deutliche<br />
Reduzierung der Anfahrten von rd. 80<br />
auf 30 für die Nennleistungsklasse <<br />
200 MW im Bereich Jahr 2005 bis Jahr<br />
2009 und weiter auf 10 Anfahrten ab dem<br />
Jahr 2017. Der Trend bis 2009 erklärt sich<br />
beispielsweise mit dem damals stark steigenden<br />
Kohle(transport)preis und die weitere<br />
Abnahme mit der zunehmenden Installation<br />
regenerativer Anlagen bei vergleichsweise<br />
hohen Betriebskosten der<br />
kleinen Steinkohleblöcke, die zunehmend<br />
nicht mehr im Geld waren.<br />
In B i l d 3 . 2 sind die Anzahl der Anfahrten<br />
sowie die Betriebs- bzw. Volllaststunden<br />
der ausgewerteten Stein- und Braunkohleblöcke<br />
pro Jahr ab dem Jahr 2005 zusammen<br />
mit den bisherigen Abschaltereignissen<br />
der Kernkraftwerke aufgetragen. Die<br />
Anzahl der ausgewerteten Blöcke ist oberhalb<br />
der jeweiligen Jahreszahl mit angegeben.<br />
Da die Meldung der Anfahrten in<br />
der Datenbank freiwillig erfolgt, steht in<br />
Klammern die Anzahl der Blöcke, die die<br />
Anfahrten in die Datenbank eingetragen<br />
haben.<br />
Es zeigt sich für die Steinkohleblöcke eine<br />
kurzzeitige Trendumkehr zu höherer An-<br />
100<br />
80<br />
Trend abhängig<br />
von Leistungsklasse<br />
Steinkohle<br />
20<br />
15<br />
Braunkohle<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
60<br />
40<br />
20<br />
0<br />
Nennleistungsklasse<br />
alle<br />
≤ 200 MW<br />
> 200 MW ≤ 600 MW<br />
> 600 MW<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
10<br />
5<br />
0<br />
Einheitlicher Trend<br />
moderat steigend<br />
Nennleistungsklasse<br />
alle<br />
≤ 200 MW<br />
> 200 MW ≤ 600 MW<br />
> 600 MW<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Bild 3.1. Auswertung der Anzahl der Anfahrten pro Jahr ab 2005 für unterschiedliche Nennleistungsklassen für Steinkohle- und Braunkohleanlagen.<br />
46
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY<br />
Steinkohle<br />
Braunkohle<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
Stunden m arith. Mittel<br />
Alle<br />
Nennleistungsklassen<br />
Anz. Anfahrten<br />
Betriebszeit<br />
Volllaststunden<br />
Linear (Anz. Anfahrten)<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
Stunden m arith. Mittel<br />
Alle<br />
Nennleistungsklassen<br />
Anz. Anfahrten<br />
Betriebszeit<br />
Volllaststunden<br />
Linear (Anz. Anfahrten)<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Bild 3.2. Auswertung der Anzahl der Anfahrten, Betriebs- und Volllaststunden pro Jahr ab dem Jahr 2005 für Steinkohle und Braunkohleanlagen mit<br />
den bisherigen Abschaltereignissen der Kernkraftwerke in Deutschl<strong>and</strong>.<br />
zahl von Anfahrten und geringfügig höheren<br />
Betriebszeiten aufgrund der Abschaltereignisse<br />
August 2011. Grundsätzlich<br />
bleibt der Gesamttrend mit einer sinkender<br />
Anzahl von Anfahrten (von rd. 40 in 2005<br />
auf 200 MW bis ≤ 600 MW<br />
und > 600 MW neben der Anzahl der<br />
Anfahrten und der Betriebs- und Volllaststunden<br />
die geplante bzw. ungeplante<br />
Nichtverfügbarkeit pro Jahr ab 2005 aufgetragen<br />
und in B i l d 3 . 4 für die Klasse<br />
> 600 MW nochmals die Nichtverfügbarkeiten<br />
und Anzahl der Anfahrten.<br />
Während für Steinkohle- als auch Braunkohleblöcke<br />
die geplante Nichtverfügbarkeit<br />
auf gleichbleibendem Niveau bleibt,<br />
zeigt sich bei der ungeplanten Nichtverfügbarkeit<br />
ab 2013 für Steinkohleblöcke ein<br />
deutlicher Anstieg und eine leichte Trendumkehr<br />
mit einem moderaten Anstieg für<br />
die Braunkohleblöcke. Dieser Trend zeigt<br />
sich <strong>and</strong>eutungsweise auch für die Klasse<br />
> 200 MW bis ≤ 600 MW und könnte<br />
auch das Ergebnis einer sich geänderten<br />
Inst<strong>and</strong>haltungsstrategie oder im Falle<br />
der Steinkohle der geringeren Kohlequalität<br />
sein. Ein Zusammenhang mit der<br />
gestiegenen Anzahl der Anfahrten wird<br />
näher im Kapitel 4 „NV-Auswertung“ betrachtet.<br />
Anh<strong>and</strong> der Auswertung über verschiedene<br />
Alterskategorien der Blöcke kann<br />
kein eindeutiger Trend bzgl. Anzahl der<br />
Anfahrten oder Betriebs- und Volllaststunden<br />
herausgefiltert werden. Durch den<br />
Vergleich der geplanten Nichtverfügbarkeiten<br />
im B i l d 3 . 3 deutet sich ab<br />
dem Jahr 2015 jedoch eine Konzentration<br />
der Inst<strong>and</strong>haltungsaufwände auf<br />
die Anlagen der Nennleistungsklasse<br />
Nennleistung > 200 MW ≤ 600 MW<br />
Nennleistung > 600 MW<br />
Steinkohle<br />
Anzahl Anfahrten bzw.<br />
MV-Arbeiten in % im arith. Mittel<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Stunden m arith. Mittel<br />
Anzahl Anfahrten bzw.<br />
MV-Arbeiten in % im arith. Mittel<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Stunden m arith. Mittel<br />
Anz. Anfahrten<br />
WNV geplant<br />
WNV ungeplant<br />
Betriebszeit<br />
Volllaststunden<br />
Linear (Anz. Anfahrten)<br />
Nennleistung > 200 MW ≤ 600 MW<br />
Nennleistung > 600 MW<br />
Braunkohle<br />
Anzahl Anfahrten bzw.<br />
MV-Arbeiten in % im arith. Mittel<br />
Stunden m arith. Mittel<br />
Anzahl Anfahrten bzw.<br />
MV-Arbeiten in % im arith. Mittel<br />
Stunden m arith. Mittel<br />
Anz. Anfahrten<br />
WNV geplant<br />
8,28 11,58<br />
Betriebszeit<br />
Volllaststunden<br />
Linear (Anz. Anfahrten)<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Bild 3.3. Auswertung der Anzahl der Anfahrten, Betriebs- bzw. Volllaststunden sowie geplante bzw. ungeplante Nichtverfügbarkeit pro Jahr ab<br />
2005 für Steinkohle- und Braunkohleanlagen ab der Nennleistungsklasse > 200 MW.<br />
47
Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Eintritt von Neubauten in Markt<br />
Steinkohle<br />
Eintritt von Neubauten in Markt<br />
Braunkohle<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
% im Mittel<br />
[Leistungsgewichtet]<br />
Nennleistung > 600 MW<br />
Anz. Anfahrten<br />
WNV geplant<br />
WNV ungeplant<br />
Linear (Anz. Anfahrten)<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
% im Mittel<br />
[Leistungsgewichtet]<br />
Nennleistung > 600 MW<br />
Anz. Anfahrten<br />
WNV geplant<br />
WNV ungeplant<br />
Linear (Anz. Anfahrten)<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Bild 3.4. Auswertung der Anzahl der Anfahrten und der geplanten bzw. ungeplanten Nichtverfügbarkeit pro Jahr ab 2005 für Steinkohle- und<br />
Braunkohleanlagen der Nennleistungsklasse > 600 MW.<br />
> 600 MW mit jüngerem Inbetriebsetzungsdatum<br />
an.<br />
In B ild 3.5 und Bild 3.6 sind die Ergebnisse<br />
der Auswertung nach Regionen Süd<br />
und Nord in Deutschl<strong>and</strong> für die Steinkohleblöcke<br />
dargestellt. B i l d 3 . 5 zeigt für<br />
alle Nennleistungsklassen und für die<br />
Klasse > 600 MW einen gegenläufigen<br />
Trend beim Vergleich der Regionen in den<br />
Jahren 2005 bis 2019 mit einer Angleichung<br />
der Anzahl der Anfahrten bis ca.<br />
2014 auf rd. 40 Anfahrten pro Jahr. Dann<br />
deutet sich in der Auswertung der Regionen<br />
jedoch wieder eine Trendumkehr bis<br />
2019 an.<br />
In der Region Süd ist beginnend mit dem<br />
Jahr 2013 trotz fallender Anzahl von Anfahrten<br />
ein hoher Anstieg der ungeplanten<br />
Nichtverfügbarkeiten zu erkennen, siehe<br />
B i l d 3 . 6 , deren Ursache noch unklar<br />
ist bzw. nicht eindeutig zugeordnet werden<br />
kann. Der grün hinterlegte Bereich ab<br />
2014/2015 für Steinkohleblöcke weist<br />
auf eine geänderte Anzahl der Meldeeingänge<br />
hin, die, wie oben schon erwähnt,<br />
einerseits durch Stilllegungen im Westen<br />
Deutschl<strong>and</strong>s und <strong>and</strong>ererseits auf<br />
fehlende Datenlieferungen an die <strong>VGB</strong><br />
KISSY-Datenbank zu begründen ist<br />
und hier die Auswertung ungünstig beeinflusst.<br />
3.2 Ergebnisse der Auswertungen der<br />
gasbefeuerten GuD- und<br />
Kombikraftwerken<br />
Ta b e l l e 3 . 2 sind die Verteilungen der<br />
betrachteten gasbefeuerten GuD- und<br />
Kombikraftwerken hinsichtlich Kraftwerkstyp,<br />
Brennst<strong>of</strong>f, Nennleistung, Alter, Branche,<br />
Betriebs- bzw. Volllaststunden sowie<br />
Region zu entnehmen. In die Auswertungen<br />
im Betrachtungszeitraum 2005 bis<br />
2019 sind insgesamt 33 europäische Anlagen<br />
eingeflossen.<br />
In B i l d 3 . 7 sind die Anzahl der Anfahrten<br />
sowie Betriebszeit und Volllaststunden<br />
über dem Auswertezeitraum aufgetragen.<br />
Für alle Nennleistungsklassen stellt sich ab<br />
2011 eine Trendumkehr zu einer steigenden<br />
Anzahl von Anfahrten und höherer Betriebszeit<br />
ein, wobei das Niveau der Betriebszeit<br />
der Jahre bis 2010 für den Nennleistungsbereich<br />
>200 bis 400 MW nicht<br />
mehr erreicht wird. Die Anzahl der Anfahrten<br />
und die Betriebszeiten sind dabei abhängig<br />
von der Nennleistungsklasse. Für<br />
Anlagen >400 MW werden mit >100 Anfahrten<br />
im arithmetischen Mittel der letzten<br />
5 Jahre rd. doppelt so viele Anfahrten<br />
als bei den Anlagen kleinerer Leistung<br />
durchgeführt. Generell zeigt sich, dass<br />
die durch Substitution der wegfallenden<br />
Leistung der kerntechnischen Anlagen und<br />
zunehmend auch der Residuallasten<br />
der Kohleanlagen die Einsatzregime wieder<br />
vergleichbar zu den Jahren 2005<br />
Sämtliche Nennleistungsklassen<br />
Steinkohle<br />
Nennleistung > 600 MW<br />
Steinkohle<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
Region Süd (DE)<br />
Region Nord (DE)<br />
Linear (Region Süd (DE))<br />
Linear (Region Nord (DE))<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
Region Süd (DE)<br />
Region Nord (DE)<br />
Linear (Region Süd (DE))<br />
Linear (Region Nord (DE))<br />
Anzahl Kraftwerke im Jahr<br />
Anzahl Kraftwerke im Jahr<br />
Bild 3.5. Auswertung der Anzahl der Anfahrten pro Jahr ab 2005 für alle Steinkohleanlagen abhängig von der Region und für die<br />
Nennleistungsklasse > 600 MW.<br />
Region<br />
Nord (DE)<br />
Steinkohle<br />
Region<br />
Süd (DE)<br />
Steinkohle<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
% im Mittel<br />
[Leistungsgewichtet]<br />
Anz. Anfahrten<br />
Betriebszeit<br />
Volllaststunden<br />
Linear (Anz. Anfahrten)<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
% im Mittel<br />
[Leistungsgewichtet]<br />
Anz. Anfahrten<br />
Betriebszeit<br />
Volllaststunden<br />
Linear (Anz. Anfahrten)<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Bild 3.6. Auswertung der Anzahl der Anfahrten, geplante und ungeplante Nichtverfügbarkeiten pro Jahr ab 2005 für Steinkohle<br />
abhängig von der Region.<br />
48
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY<br />
Tab. 3.2. Klassenverteilung der betrachteten gasbefeuerten GuD- und Kombikraftwerke.<br />
Kraftwerkstyp<br />
GuD<br />
Gesamt<br />
Anzahl<br />
Brennst<strong>of</strong>fklassen<br />
Anzahl Größenklassen Anzahl Betriebsalter Anzahl Betriebszeit Anzahl<br />
10 Gas 33 1: bis 99 MW 5 1: bis 9 Jahre 6 < 1000 h 4<br />
GuD DT 4 2: 100 – 199 MW 6 2: 10 -–19 Jahre 12 ≥ 1000 h ≤ 2000 h 9<br />
Kombi Ges. 16 3: 200 – 399 MW 12 3: 20 – 29 Jahre 7 ≥ 2000 h ≤ 3000 h 4<br />
Kombi DT 3 4: 400 – 599 MW 10 4: 30 – 39 Jahre 3 ≥ 3000 h ≤ 4000 h 3<br />
5: 600 – 999 MW 0 5: 40 – 49 Jahre 5 ≥ 4000 h ≤ 5000 h 2<br />
6: ab 1000 MW 0 5: ab 50 Jahre 0 ≥ 5000 h ≤ 6000 h 4<br />
≥ 6000 h ≤ 7000 h 2<br />
> 7000 h 5<br />
Summe 33 Summe 33 Summe 33 Summe 33 Summe 33<br />
Branche Anzahl Region Anzahl Größenklassen Anzahl Volllaststunden Anzahl<br />
EVU 33 DE-Nord ≤ 200 MW < 1000 h 10<br />
Chemie DE-Süd > 200 MW ≤ 600 MW ≥ 1000 h ≤ 2000 h 6<br />
<strong>International</strong> > 600 MW ≥ 2000 h ≤ 3000 h 4<br />
≥ 3000 h ≤ 4000 h 5<br />
≥ 4000 h ≤ 5000 h 4<br />
≥ 5000 h ≤ 6000 h 3<br />
≥ 6000 h ≤ 7000 h 1<br />
> 7000 h 0<br />
Summe 33 Summe 33 Summe 33 Summe 33<br />
GuD-/Kombikraftwerke<br />
GuD-/Kombikraftwerke<br />
Nennleistung ≤ 200 MW<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
Stunden m arith. Mittel<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
Stunden m arith. Mittel<br />
Anz. Anfahrten<br />
Betriebszeit<br />
Volllaststunden<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Nennleistung > 200 MW ≤ 400 MW<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Nennleistung > 400 MW ≤ 600 MW<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
Stunden m arith. Mittel<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
Stunden m arith. Mittel<br />
Anz. Anfahrten<br />
Betriebszeit<br />
Volllaststunden<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Bild 3.7. Auswertung der Anzahl der Anfahrten, Betriebs- und Volllaststunden pro Jahr ab 2005 für die betrachteten gasbefeuerten GuD- und<br />
Kombikraftwerken.<br />
bis 2010 sind, wobei der Anteil der Volllaststundenzahl<br />
höher ist. Der für die<br />
Nennleistungsklasse >400 MW für das<br />
Jahr 2016 ersichtliche Ausreißer wurde<br />
durch einen einzelnen St<strong>and</strong>ort verursacht.<br />
In B i l d 3 . 8 sind neben der Anzahl der<br />
Anfahrten die geplanten und ungeplanten<br />
Nichtverfügbarkeiten dargestellt. Die<br />
Nichtverfügbarkeiten (NV) liegen bei der<br />
Betrachtung aller Nennleistungsklassen<br />
auf vergleichbarem Niveau über die Jahre,<br />
geplante NV in der Regel auf deutlich höherem<br />
Niveau. Ab dem Jahr 2013 deutet<br />
sich eine Zunahme der NV geplant und ungeplant<br />
für GuD-Anlagen größerer Leistung<br />
an, die auch den Gesamttrend dominiert.<br />
49
Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
GuD-/Kombikraftwerke<br />
Sämtliche Nennleistungsklassen<br />
Nennleistung ≤ 200 MW<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
% im Mittel<br />
[Leistungsgewichtet]<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
% im Mittel<br />
[Leistungsgewichtet]<br />
Anz. Anfahrten<br />
WNV geplant<br />
WNV ungeplant<br />
Linear (Anz. Anfahrten)<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Nennleistung > 200 MW ≤ 400 MW<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Nennleistung > 400 MW ≤ 600 MW<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
% im Mittel<br />
[Leistungsgewichtet]<br />
Anzahl Anfahrten im<br />
arith. Mittel<br />
% im Mittel<br />
[Leistungsgewichtet]<br />
Anz. Anfahrten<br />
WNV geplant<br />
WNV ungeplant<br />
Linear (Anz. Anfahrten)<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Anzahl Kraftwerke (Anz. KWe für Anfahrten) im Jahr<br />
Bild 3.8. Auswertung der Anzahl der Anfahrten und der geplanten bzw. ungeplanten Nichtverfügbarkeit pro Jahr ab 2005 für die betrachteten<br />
gasbefeuerten GuD- und Kombikraftwerken.<br />
4 Statistische Datenanalyse der<br />
Nichtverfügbarkeiten<br />
4.1 Daten<br />
Die in Kapitel 3 beschriebenen Daten, also<br />
Jahreswerte für den Anteil der ungeplanten<br />
Nicht-Verfügbarkeit, der Betriebsstunden<br />
und der Anzahl der Startvorgänge,<br />
wurden für statistische Auswertungen<br />
herangezogen. Bei dieser Analyse wird<br />
das individuelle Anlagenverhalten nicht<br />
berücksichtigt. Auch gegenseitige Beeinflussungen<br />
werden nicht berücksichtigt,<br />
da die Betriebsstunden pro Jahr in der<br />
Regel mit zunehmender Anzahl der Anfahrten<br />
geringer werden. Es ist zu untersuchen,<br />
ob die gefundenen Unterschiede<br />
groß genug sind, um nicht als zufällig<br />
gelten zu können. Deshalb wurde zusätzlich<br />
eine statistische Analyse der ungeplanten<br />
Nichtverfügbarkeitsereignisse der KIS-<br />
SY-Datenbank unter systematischer Berücksichtigung<br />
von Ausreißern durchgeführt<br />
(sog. „Robuste Statistik“ 1 ). Als<br />
Rohdaten wurden eine anonymisierte<br />
Kraftwerkskennzeichnung, das Alter des<br />
Kraftwerks, Datum und Dauer der Nichtverfügbarkeit,<br />
der gemeldete Arbeitsverlust,<br />
die KKS der betr<strong>of</strong>fenen Komponente<br />
und die zugehörige Fehlerbeschreibung<br />
verwendet.<br />
Das Verhältnis von Anfahrten pro Jahr über<br />
Betriebsstunden pro Jahr ist in B i l d 4 .1<br />
für Kohlekraftwerke und in B i l d 4 . 2 für<br />
Gaskraftwerke dargestellt. Die Auswertung<br />
ergibt für<br />
––<br />
Grundlastkraftwerke, etwa 8000 Betriebsstunden<br />
pro Jahr und etwa 10 Anfahrten<br />
pro Jahr;<br />
––<br />
Kraftwerke mit Wochenendstillständen<br />
ca. 6000 Betriebsstunden pro Jahr und<br />
etwa 50 Anfahrten pro Jahr und<br />
––<br />
Spitzenlastkraftwerke zwischen 2000<br />
und 3000 Betriebsstunden pro Jahr bei<br />
mehr als 100 Anfahrten pro Jahr.<br />
Bei Anlagen mit mehr als einer Gasturbine<br />
können typischerweise viele Startvorgänge<br />
auftreten, wenn eine oder mehrere Gasturbinen<br />
in der Nacht abgeschaltet werden, jedoch<br />
die Dampfturbine durchläuft. Steinund<br />
Braunkohlekraftwerke werden zumeist<br />
in Grundlastbetrieb oder mit Wochenendstillständen<br />
betrieben, wobei wenige Kraftwerke<br />
mit einer geringen Anzahl von Anfahrten<br />
vermutlich saisonal betrieben werden.<br />
Daher ist die Aussagekraft des Datensatzes<br />
von Stein- und Braunkohlekraftwerken<br />
im Hinblick auf den Spitzenlastbetrieb<br />
gering.<br />
Kohlekraftwerke<br />
GuD- und Kombikraftwerke<br />
Anzahl Anfahrten pro Jahr<br />
200<br />
180<br />
160<br />
140<br />
120<br />
100<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
Ausreißer<br />
nicht<br />
berücksichtigt<br />
0<br />
0 2000 4000 6000 8000 10.000<br />
Anzahl Anfahrten pro Jahr<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
Ausreißer<br />
nicht<br />
berücksichtigt<br />
0<br />
0 2000 4000 6000 8000 10.000<br />
Betriebsstunden pro Jahr<br />
Betriebsstunden pro Jahr<br />
Bild 4.1. Anfahr- und Betriebsstunden für Stein- und Braunkohle.<br />
Bild 4.2. Anfahr- und Betriebsstunden für GuD- und Kombikraftwerke.<br />
50
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY<br />
Bei den Gaskraftwerken (s. B i l d 4 . 2 )<br />
sind die Zusammenhänge weniger klar:<br />
Eine systematische Beziehung zwischen<br />
den Anfahrten pro Jahr und den Betriebsstunden<br />
pro Jahr ist nicht zu erkennen. In<br />
B i l d 4 . 2 sind extreme Daten mit mehr<br />
als 500 Anfahrten pro Jahr nicht dargestellt,<br />
da diese Extrema nur durch Mehrfachzählung<br />
von Starts in Mehrwellenanlagen<br />
verursacht werden können. Eine genauere<br />
Analyse des Datensatzes ergab,<br />
dass die Kraftwerke auf Grund kommerzieller<br />
Gründe für einen begrenzten Zeitraum<br />
häufig gestartet wurden mit einer<br />
ungeplanten Nichtverfügbarkeit im Bereich<br />
von 5 %-7 %.<br />
4.2 Analyse-Methoden<br />
4.2.1 X-Y-Streudiagramme<br />
Für jeden Kraftwerkstyp (Gaskraftwerke,<br />
Kohlekraftwerke) wurden X-Y-Streudiagramme<br />
mit und ohne Ausreißer erstellt.<br />
Ausreißer wurden durch die zwei folgenden<br />
Kriterien identifiziert:<br />
––<br />
Top-10-Abweichungen von einer Regressionstrendlinie<br />
––<br />
eine Differenz zur Trendlinie größer als<br />
1,282 * St<strong>and</strong>ardabweichung des Fehlers<br />
(entsprechend 90 % des Vertrauensintervalls)<br />
Es wurden Analysen durchgeführt, um sowohl<br />
individuelle als auch kombinierte Effekte<br />
für die abhängigen Variablen zu finden.<br />
Die betrachteten Filter sind:<br />
––<br />
ungeplante Nichtverfügbarkeit pro Jahr,<br />
jeweils mit und ohne HILP (High Impact<br />
Low Probability, Ereignisdauer > 1 Monat)<br />
Ereignisse<br />
––<br />
ungeplanten Nichtverfügbarkeitsereignisse<br />
für Bauteile mit KKS: MB = Gasturbine,<br />
HA = Kessel (Drucksystem), LB<br />
= Dampfsystem, MA = Dampfturbine<br />
(einschließlich Kondensator) und MK =<br />
Generator<br />
Die analysierten unabhängigen Variablen<br />
sind:<br />
––<br />
Kraftwerks-Nummer (anonym)<br />
––<br />
Kalenderjahr<br />
––<br />
Kraftwerksleistung<br />
––<br />
Altersklasse<br />
––<br />
Betriebsstunden pro Jahr<br />
––<br />
Anfahrten pro Jahr<br />
4.2.2 Regressionsanalyse<br />
Das Statistiktool PSPP 2 wurde in Kombination<br />
mit der Analyse in MS-Excel verwendet.<br />
Die Analyse erfolgte in Anlehnung an<br />
Tukey‘s Exploratory Data Analysis 3 . Im Wesentlichen<br />
wurde lineare Regressionsanalyse<br />
durchgeführt, die z.B. die Koeffizienten<br />
a 0 bis a 3 in der nachfolgenden Gleichung<br />
1 durch kleinste Quadrate findet.<br />
NV ungeplant minus HILPs = a 0 +a 1 * KW Alter +a 2 *<br />
Betriebsstunden ____________ Anzahl der Fahrten<br />
+ a3 * ______________ (Gl. 1)<br />
Jahr<br />
Jahr<br />
Im Rahmen der Regressionsanalyse wurde<br />
mit dem sog. Kausalmodell 4 für eine durchschnittliche<br />
Anlage der Einfluss einer Änderung<br />
ihres Betriebsregimes vorhergesagt.<br />
Kreuzterme oder nichtlineare Terme<br />
wurden nicht berücksichtigt.<br />
4.2.3 Varianzanalyse<br />
Eine Varianzanalyse 5 wird durchgeführt,<br />
um festzustellen, ob die Unterschiede pro<br />
analysierter Variable, wie z.B. einzelnes<br />
Kraftwerk oder Altersklasse, groß genug<br />
sind, um zufällige Scheinbezüge auszuschließen.<br />
Es h<strong>and</strong>elt sich dabei um eine<br />
bewährte Methode. Die durchgeführte<br />
Analyse hat den Nachteil, dass davon ausgegangen<br />
wird, dass die Unterschiede statistisch<br />
normal verteilt sind. Trotzdem<br />
kann diese Methode Hinweise auf Abhängigkeiten<br />
geben, die dazu mit technischen<br />
Sachverst<strong>and</strong> hinterfragt werden müssen.<br />
4.3 Ergebnisse<br />
4.3.1 GuD- & Kombikraftwerke<br />
In Bild 4.3, Bild 4.4 und Bild 4.5,<br />
werden beispielhaft einige der wesentlichen<br />
X-Y-Diagramme gezeigt. Es ergeben<br />
sich folgende Beobachtungen:<br />
Im Allgemeinen ist der Effekt von Ausreißern<br />
beträchtlich, auch wenn sie nicht<br />
durch HILPs verursacht werden. Ausreißer<br />
Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten<br />
minus HILPs in %<br />
können z.B. durch eine Vielzahl von Ausfällen<br />
an spezifischen Teilsystemen für Anlagen<br />
mit minimaler (d.h.: optimierter)<br />
Reparatur verursacht werden.<br />
Der Effekt von „Betriebsstunden pro Jahr“<br />
entspricht nicht immer den Erwartungen.<br />
Bei mehr Betriebsstunden erwartet man<br />
mehr Ausfälle, dennoch kann der (Regressions-)<br />
Koeffizient negativ sein (Dauerbetrieb<br />
in Grundlast ist anlagenschonend).<br />
Dem gegenüber führen häufigere Starts <strong>of</strong>t<br />
zu erwarteten Ergebnissen: je mehr Starts,<br />
desto größer die ungeplante Nichtverfügbarkeit.<br />
Der absolute Durchschnittseffekt,<br />
z.B. für LB = Dampfsysteme, ist jedoch<br />
klein, aber im relativen Sinne mittel bis<br />
groß.<br />
Gasturbinen weisen eine geringe Alterung<br />
auf (wie bei ordnungsgemäßer Wartung zu<br />
erwarten ist), ähnlich wie Dampfturbinen<br />
und Generatoren. Kessel zeigen dagegen<br />
Alterung in Form einer Zunahme der ungeplanten<br />
Nichtverfügbarkeit.<br />
4.3.2 Stein- und Braunkohlekraftwerke<br />
Die meisten Beobachtungen ähneln denen<br />
bei GuD- und Kombikraftwerken<br />
(B i l d 4 . 6 und B i l d 4 . 7 ). Auch hier zeigen<br />
die Kessel eine Alterung in Form einer<br />
Zunahme der störungsbedingten Nichtverfügbarkeit.<br />
Ebenso zeigen Dampfturbinen<br />
GuD- und Kombikraftwerke<br />
20<br />
18<br />
16<br />
14<br />
12<br />
10<br />
8<br />
6<br />
4<br />
2<br />
0<br />
1,22% + 7,25E-05 * Anfahrten Ausreißer<br />
0 50 100 150 200 250 300<br />
Anzahl der Anfahrten pro Jahr<br />
Bild 4.3. Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten minus HILPs vs. Anzahl der Anfahrten,<br />
berechnete Trendlinie ohne Ausreißer.<br />
Alle ungeplanten<br />
Nichtverfügbarkeiten vom<br />
Drucksystem (Kessel [HA]) in %<br />
2,0<br />
1,5<br />
1,0<br />
0,5<br />
GuD- und Kombikraftwerke<br />
0,11% + 1,03E-08 * Betriebsstunden<br />
0,0<br />
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10.000<br />
Betriebsstunden pro Jahr<br />
Ausreißer<br />
Bild 4.4. Ungeplante Nichtverfügbarkeit von Kesselausfällen vs. Betriebsstunden pro Jahr,<br />
berechnete Trendlinie ohne Ausreißer (Anmerkung: aus Gründen der Übersichtlichkeit<br />
liegt die maximale Plot-Setzung bei 2 %).<br />
51
Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Alle ungeplanten<br />
Nichtverfügbarkeiten vom<br />
Drucksystem (Kessel [HA]) in %<br />
3.0<br />
2.5<br />
2.0<br />
1.5<br />
1.0<br />
0.5<br />
GuD- und Kombikraftwerke<br />
und Generatoren im Unterschied zu GuD-<br />
& Kombikraftwerken eine Alterung.<br />
Anzahl Anfahrten pro Jahr<br />
4.3.3 Auswertung von HILP-Ausfällen<br />
HILP-Ausfälle werden definiert als Ausfälle<br />
mit einer Dauer > 1 Monat (High Impact).<br />
Ihre Wahrscheinlichkeit des Auftretens pro<br />
Jahr sollte für ein Kraftwerk gering sein<br />
0,03 % + 1,85E-05 * Anzahl Anfahrten<br />
Ausreißer<br />
0.0<br />
0 50 100 150 200 250 300<br />
Bild 4.5. Ungeplante Nichtverfügbarkeit von Kesselausfällen vs. Anzahl Anfahrten pro Jahr,<br />
berechnete Trendlinie ohne Ausreißer (Anmerkung: maximale Plot-Einstellung bei 3 %).<br />
Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten<br />
minus HILPs in %<br />
30<br />
25<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
Kohlekraftwerke<br />
0<br />
0 50 100 150 200<br />
Anzahl der Anfahrten pro Jahr<br />
Ausreißer<br />
1,81E-02 + 1,03E-04 * Anzahl Anfahrten [N]<br />
Bild 4.6. Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten minus HILPs vs. Anzahl der Anfahrten,<br />
berechnete Trendlinie ohne Ausreißer.<br />
Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten<br />
minus HILPs vom<br />
Drucksystem (Kessel [HA]) in %<br />
30<br />
25<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
Kohlekraftwerke<br />
1,40E-02 + 1,62E-06 * Betriebsstunden [h]<br />
Betriebsstunden pro Jahr<br />
Ausreißer<br />
0<br />
0 2000 4000 6000 8000 10.000<br />
Bild 4.7. Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten minus HILPs vs. Betriebsstunden,<br />
berechnete Trendlinie ohne Ausreißer.<br />
(z.B. einmal pro 10 Jahre), was die Ta b e l -<br />
l e 4 .1 bestätigt.<br />
Darüber hinaus können sehr lange Ausfälle<br />
mit einem relativ geringen Leistungsverlust<br />
z.B. an Dampfturbinen auftreten. Dabei<br />
ist das Risiko bei einem HILP-Ausfall<br />
für HA (Kessel), LB (Dampfsystem),<br />
MA (Dampfturbine) und MK (Generator)<br />
bei GuD- & Kombikraftwerken im Vergleich<br />
zu Stein- und Braunkohlekraftwerken geringer.<br />
In der Praxis sollte man auch Systeme<br />
wie z.B. den Maschinentrans<strong>for</strong>mator<br />
(BAT) als Ausfallursache in Betracht ziehen,<br />
da ältere Trans<strong>for</strong>matoren ein höheres<br />
Ausfallrisiko haben. HILP-Ausfälle erfolgen<br />
im Vergleich zu „normalen Ausfällen“<br />
weniger regelmäßig. Daher ist es<br />
schwierig, eine Abhängigkeit von der<br />
Starthäufigkeit zu finden. Eine Regression<br />
mit binären statt kontinuierlichen Variablen<br />
zeigt angesichts der relativ geringen<br />
Zahl von HILPs kein klares Ergebnis.<br />
4.3.4 Ergebnis der Varianzanalyse<br />
Das Ergebnis für eine einfaktorielle (ONE-<br />
WAY ANOVA-)Varianzanalyse für die gesamte<br />
ungeplante Nichtverfügbarkeit minus<br />
HILPs ist in Ta b e l l e 4 . 2 dargestellt.<br />
Sie zeigt, dass für GuD & Kombikraftwerke<br />
der Effekt der Variable „Individuelles<br />
Kraftwerk“ 23 % der gesamten Unsicherheit<br />
im Datensatz erklärt. Ähnliches gilt für<br />
die Kohlekraftwerke, wobei die Variable<br />
„Individuelles Kraftwerk“ sogar 69 % der<br />
Gesamtunsicherheit einschließt.<br />
Sowohl der Effekt des Kalenderjahres als<br />
auch der des Betriebsalters ist nicht zufällig.<br />
Dies gilt auch für den Einfluss der Variable<br />
„Anfahrten pro Jahr“ für GuD & Kombikraftwerke<br />
mit z.B. 43 % der Gesamtunsicherheit.<br />
Eine Besonderheit liegt in der<br />
Bewertung des Kalenderjahrs für Kohlekraftwerke.<br />
Hier beeinflusst der Markt die<br />
Varianz.<br />
Eine Regressionsanalyse ist jedoch besser<br />
geeignet, um den Effekt von kontinuierlichen<br />
Variablen wie „Anfahrten pro Jahr“<br />
und „Betriebsstunden pro Jahr“ zu bewerten.<br />
Dies wird im nächsten Abschnitt beh<strong>and</strong>elt.<br />
4.3.5 Ergebnis der Regressionsanalyse<br />
Die Regressionsanalyse zeigt, dass die für<br />
die GuD- & Kombikraftwerke untersuchten<br />
Variablen nur 7 % der Varianz für die gesamte<br />
ungeplante Nichtverfügbarkeit minus<br />
HILPs erklären. Die Korrelation der<br />
einzelnen Variablen ist damit gering. Dennoch<br />
haben die Koeffizienten im linearen<br />
Modell (siehe Ta b e l l e 4 . 3 ) insgesamt<br />
eine Zufallswahrscheinlichkeit von nur 1 %<br />
und sind somit statistisch signifikant, d.h.<br />
der Effekt ist klein aber nicht zufällig. Die<br />
gesamte ungeplante Nichtverfügbarkeit<br />
minus HILPs nimmt mit dem Betriebsalter<br />
zu. Die Koeffizienten für <strong>and</strong>ere Variablen<br />
wie z.B. Kraftwerksleistung und Betriebsstunden<br />
pro Jahr haben eine hohe Zufallswahrscheinlichkeit<br />
(> 10 %).<br />
Die Regressionsanalyse zeigt z.B. für HA<br />
(Drucksystem Kessel) in GuD- & Kombikraftwerken,<br />
dass alle untersuchten Variablen<br />
nur 6 % der Varianz erklären und statistische<br />
Signifikanz vorliegt. Die ungeplante<br />
Nichtverfügbarkeit von HA nimmt mit den<br />
Betriebsstunden pro Jahr ab und mit zunehmendem<br />
Betriebsalter und Anzahl der<br />
52
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY<br />
Tab. 4.1. Alle ungeplanten Nichtverfügbarkeiten minus HILPs vs. Betriebsstunden,<br />
berechnete Trendlinie ohne Ausreißer.<br />
Anzahl<br />
KKS<br />
Anfahrten pro Jahr zu. Die Koeffizienten<br />
für <strong>and</strong>ere Variablen ergeben sich eher zufällig.<br />
Die Regressionen für MA (Dampfturbine)<br />
und MK (Generator) von GuD- &<br />
Kombikraftwerke zeigen Ergebnisse, die<br />
alle mit hoher Wahrscheinlichkeit (> 10 %)<br />
statistisch nicht signifikant sind.<br />
Die Ergebnisse für HA, MA und MK von<br />
Kohlekraftwerken sind vergleichbar mit<br />
GuD- und Kombikraftwerken. Jedoch ist<br />
NV Kohlekraftwerke<br />
Anzahl<br />
HILP<br />
HILP/<br />
Jahr<br />
Anzahl<br />
KKS<br />
NV Gaskraftwerke<br />
Anzahl<br />
HILP<br />
Gasturbinenanlage (MB) – – – 1217 12 3 %<br />
Kesselanlage (HA) 8036 35 3 % 342 0 0 %<br />
Dampfsystem Rohrleitungen (LB) 1241 9 1 % 117 0 0 %<br />
Dampfturbinenanlage (MA) 2944 54 4 % 606 9 2 %<br />
Generatoranlage (MK) 618 23 2 % 220 12 1 %<br />
Tab. 4.2. Ergebnis der Varianzanalyse.<br />
Variable<br />
Summe 12.838 121 – 2502 31 –<br />
KW-Jahre 1193 392<br />
GuD- & Kombikraftwerke<br />
Anteil der<br />
erklärten<br />
Varianz<br />
zufällig<br />
Anteil der<br />
erklärten<br />
Varianz<br />
Kohlekraftwerke<br />
zufällig<br />
Individuelles Kraftwerk 23 % nein 69 % nein<br />
Kalenderjahr 7 % ja 3 % nein<br />
Betriebsalter des Kraftwerks 6 % nein 9 % nein<br />
Anfahrten pro Jahr 43 % nein 6 % ja<br />
Betriebsstunden pro Jahr 75 % ja 94 % ja<br />
Tab. 4.3. Ergebnis der Regressionsanalyse.<br />
Variable<br />
GuD- & Kombikraftwerke<br />
normierter<br />
Regressionskoeffizient<br />
zufällig<br />
normierter<br />
Regressionskoeffizient<br />
Kohlekraftwerke<br />
Kraftwerksleistung 0.09 ja 0.02 ja<br />
Betriebsalter 0.12 nein 0 ja<br />
Anfahrten pro Jahr 0.15 nein 0.1 ja<br />
Betriebsstunden pro Jahr -0.05 ja -0.06 ja<br />
HILP/<br />
Jahr<br />
zufällig<br />
Kalenderjahr -0.10 ja 0.16 nein<br />
Varianz erklärt 7 % nein 5 % nein<br />
Tab. 4.4. Parameter des Kausalmodells.<br />
Gaskraftwerke 0,05 %<br />
Kohlekraftwerke 0,13 %<br />
Tab. 4.5. Definition der Altersklassen.<br />
der Effekt der Anzahl von Anfahrten etwas<br />
kleiner und weniger statistisch signifikant<br />
für die Kohlekraftwerke.<br />
4.3.6 Ergebnisse des Kausalmodells<br />
Für das Kausalmodell (Gleichung 2) wurden<br />
die Variablen „Kraftwerkstyp“, „Altersklasse“,<br />
„Kalenderjahr“, „Anzahl der Anfahrten<br />
pro Jahr“, und die „Betriebsstunden<br />
pro Jahr“ verwendet. Die Modellparameter<br />
a 0 – a 5 (s. Tabelle 4.4) wurden<br />
a 0 a 1 a 2 a 3 a 4 a5<br />
1,27 % +/-<br />
1,92 %<br />
1,25 % +/-<br />
1,67 %<br />
3,05*10 -3 -3,36*10 -4 3,01*10 -2 3,7*10 -5<br />
1,83*10 -3 -1,98*10 -4 7,61*10 -2 4,04*10 -5<br />
Altersklasse 1 2 3 4 5 6<br />
Kraftwerksalter in<br />
Jahren<br />
< 9 10 – 19 20 – 29 30 – 39 40 – 49 > 50<br />
mit dem Solvermodul in MS Excel separat<br />
für Gas- und Kohlekraftwerke bestimmt,<br />
wobei die Absolutwerte der Abweichungen<br />
anstatt der Abweichungen der Fehlerquadrate<br />
verwendet wurden, da diese weniger<br />
anfällig für Ausreißer sind. Die verwendeten<br />
Altersklassen sind in Ta b e l l e 4 . 5<br />
angegeben. Das Jahr 2016 ist Kalenderjahr<br />
12 in die Reihe von „GuD- & Kombikraftwerke“<br />
und Kalenderjahr 25 in die Reihe<br />
von „Kohlekraftwerke“.<br />
NV ungeplant minus HILPs = a 0 +a 1 * KW+a 2 *<br />
Altersklasse+a 3 * Kalenderjahr+a 4 *<br />
Anzahl ______________<br />
der Fahrten / 365 + a5 * ____________<br />
Betriebsstunden<br />
Jahr<br />
Jahr<br />
/ 8760<br />
(Gleichung 2)<br />
Mit dem Kausalmodell ist die Vorhersage<br />
für das durchschnittliche Verhalten eines<br />
Kraftwerks auch für ein geändertes Betriebsregime<br />
möglich. In B i l d 4 . 8 werden<br />
die Ergebnisse für GuD- & Kombikraftwerke<br />
(gelb) und Kohlekraftwerke (grau)<br />
dargestellt.<br />
Der durchschnittliche absolute Fehler für<br />
dieses Modell beträgt 1,54 % bei Kohlekraftwerken<br />
und 3,4 % bei GuD- & Kombi-<br />
Tab. 4.6. Parameter für untersuchte Betriebsregime.<br />
Begriff<br />
Betriebsstunden/Jahr<br />
Anzahl<br />
Anfahrten/Jahr<br />
Grundlast 8.000 10<br />
Wochenendstopp<br />
6.000 50<br />
Flexibel 2.000 100<br />
Extrem 2.000 300<br />
kraftwerken. Das Modell ergibt durchschnittlich:<br />
––<br />
78 Betriebsstunden pro Start für Kohlekraftwerke<br />
––<br />
34 Betriebsstunden pro Start für GuD- &<br />
Kombikraftwerke.<br />
Im Vergleich zu Kohlekraftwerken scheinen<br />
GuD- & Kombikraftwerke weniger<br />
empfindlich auf Anfahrten zu reagieren.<br />
Für Kohlekraftwerke stellen 200 – 300 Anfahrten<br />
pro Jahr eine Extrapolation dar, da<br />
es bisher noch keine Datenpunkte in dieser<br />
Größenordnung in KISSY gibt.<br />
5 Zusammenfassung<br />
Das Einsatzregime fossiler konventioneller<br />
Wärmekraftwerke hat sich durch die verstärkte<br />
Nutzung erneuerbarer Energien<br />
wie Windkraft und Photovoltaik verändert.<br />
Die dadurch ebenfalls erhöhte Stromerzeugungskapazität<br />
im Stromnetz führt zu vermehrten<br />
Stillst<strong>and</strong>zeiten und reduzierten<br />
Betriebszeiten unter Volllast für die konventionellen<br />
Kraftwerke. Dadurch unter-<br />
53
Flexibilisierung – Analyse der Auswirkungen durch Auswertung der <strong>VGB</strong>-Datenbank KISSY <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
NV (ungeplant) in %<br />
8,00<br />
6,00<br />
4,00<br />
2,00<br />
0,00<br />
Grundlast Wochenendstop Flexibel Extrem<br />
Bild 4.8. Vorhersage des Kausalmodells für die ungeplanten Nichtverfügbarkeiten minus HILPs für<br />
verschiedene Betriebsregime (Parameter siehe Tabelle 4.6).<br />
liegen diese Kraftwerke einem erhöhten<br />
flexiblen Betrieb.<br />
Grundsätzlich muss die Frage gestellt werden,<br />
ob die veränderte Betriebsweise auch<br />
zu einem erhöhten Lebensdauerverbrauch<br />
von Komponenten der Anlagen geführt<br />
hat. Werkst<strong>of</strong>ftechnisch ist der Zusammenhang<br />
zwischen zyklische Belastung wie<br />
durch An- und Abfahrten und einem erhöhten<br />
Lebensdauerverbrauch für dickw<strong>and</strong>ige<br />
Komponenten bekannt. Unklar<br />
war, ob neben den aufgezeichneten Lebensdauerverbräuchen<br />
an ausgewählten<br />
Komponenten weitere unerwartete Schädigungen<br />
in den Anlagen aufgetreten sind<br />
und in einem eindeutigen Zusammenhang<br />
zur veränderten Betriebsweise stehen. Zur<br />
Klärung dieser Fragen wurden alle relevanten<br />
Komponenten von Kessel, Turbine und<br />
Generator berücksichtigt.<br />
Zur statistischen Datenanalyse wurde der<br />
Datensatz der <strong>VGB</strong>-KISSY Datenbank genutzt.<br />
Die Daten stammen aus 129 Steinund<br />
Braunkohlekraftwerken sowie aus<br />
33 GuD- und Kombikraftwerken von <strong>VGB</strong>-<br />
Mitgliedern über einen Zeitraum von<br />
10 Jahren (2005 bis 2019). Die Daten wurden<br />
vor der Analyse anonymisiert und als<br />
jährliche Zeitreihe unter Berücksichtigung<br />
präziser <strong>VGB</strong>-Definitionen für geplante<br />
und ungeplante Nichtverfügbarkeit ausgewertet.<br />
Im ersten Schritt wurden die betriebsseitigen<br />
Daten auf die vermuteten erhöhten<br />
flexiblen Fahrweisen hin überprüft. Für die<br />
Braunkohlekraftwerke zeigt sich grundsätzlich<br />
ein geringer Anstieg der Starthäufigkeit<br />
pro Jahr bei relativ gleichbleibender<br />
Ausnutzung.<br />
Die Steinkohleblöcke weisen in der Gesamtheit<br />
im gleichen Zeitraum einen Rückgang<br />
der Anfahrvorgänge mit reduzierten<br />
Volllaststunden auf. Dabei war die Entwicklung<br />
für Anlagen kleiner 600 MW entgegengesetzt<br />
zur Entwicklung der Anlagen<br />
oberhalb 600 MW und wurden stetig weniger<br />
angefahren und auch weniger genutzt.<br />
Die Anlagen über 600 MW zeigen einen signifikanten<br />
Anstieg der Anfahrten und ab<br />
2013 eine deutlich reduzierte Ausnutzung.<br />
Diese Entwicklung geht nicht ausschließlich<br />
mit den stetig wachsenden Kapazitäten<br />
der Erneuerbaren einher, sondern mit<br />
den wirtschaftlichen Bedingungen im<br />
Energiemarkt.<br />
Für die gasbefeuerten GuD-Anlagen sind<br />
besondere Markteinflüsse feststellbar, die<br />
vermutlich stark an dem Gaspreis gekoppelt<br />
waren. Bis 2014 nahmen die Betriebsstunden<br />
der Anlagen kontinuierlich ab.<br />
Erst danach ist wieder ein Anstieg feststellbar.<br />
Dieser ist stetig bis heute gewachsen.<br />
Die Auswirkung des Betriebes<br />
Für die Steinkohlekraftwerke lässt sich mit<br />
Beibehaltung der Unterteilung in größer<br />
und kleiner 600 MW eine gute Übereinstimmung<br />
zwischen Zunahme der Startanzahl<br />
und der ungeplanten Nichtverfügbarkeit<br />
für Großanlagen ab 2013 erkennen.<br />
Dabei sind weitere Einflussfaktoren zu berücksichtigen,<br />
wie z.B. der Einsatz von<br />
Kohle mit geringerer Qualität oder ein im<br />
Betrachtungszeitraum verändertes Inst<strong>and</strong>haltungskonzept.<br />
Für Braunkohleanlagen ist tendenziell eine<br />
Zunahme der ungeplanten Nichtverfügbarkeiten<br />
in den letzten Jahren feststellbar.<br />
Diese folgt der stärkeren Tendenz der<br />
Startzyklenzunahme; eine ausgeprägte Abhängigkeit<br />
ist jedoch nicht ableitbar. Wird<br />
zudem der gesamte Bewertungszeitraum<br />
berücksichtigt, ist für die ungeplante<br />
Nichtverfügbarkeit eher eine Rückkehr auf<br />
das Niveau von 2005 zu beobachten.<br />
Für die GuD-Anlagen ist eine ganz ähnliche<br />
Wechselwirkung abzuleiten. Seit 2014 erfolgt<br />
mit zunehmenden Betriebsstunden<br />
der Anlagen auch wieder eine Zunahme<br />
der ungeplanten Nichtverfügbarkeiten.<br />
Die Datenanalyse konnte belegen, dass es<br />
den bekannten Zusammenhang zwischen<br />
Startanzahl und Störanfälligkeit der Anlagen<br />
gibt.<br />
Die statistische Datenanalyse im Detail<br />
Bei der Auswertung der Daten wurden vor<br />
Allem die Auswirkungen der Alterung der<br />
Anlagen und die Wechselwirkung zwischen<br />
Anzahl der Anfahrten und Betriebszeit<br />
berücksichtigt. Dabei wurde eine robuste<br />
Analyse unter Berücksichtigung von<br />
Ausreißern über ungeplante Nichtverfügbarkeiten<br />
aus der KISSY-Datenbank unter<br />
Verwendung von KKS-Codes zur Beschreibung<br />
von Subsystemen durchgeführt. Es<br />
zeigte sich, dass mehr Anfahrten pro Jahr<br />
im Durchschnitt zu einer erhöhten Ausfallrate<br />
führen und damit den Effekt reduzierter<br />
Betriebsstunden überkompensieren. In<br />
absoluten Zahlen erwies sich der Einfluss<br />
dickw<strong>and</strong>iger Teile als gering. Dieses Ergebnis<br />
bestätigt, dass die Lebensdauerüberwachung<br />
der betrachteten Komponenten<br />
gut funktioniert, die relevanten Komponenten<br />
ausgewählt wurden und die Anzahl<br />
der unerwarteten Ereignisse im Zusammenhang<br />
mit Startzahlen gering ist. Wie zu<br />
erwarten war, zeigt sich ein Alterungseinfluss<br />
auf Dampfturbinen und Generatorsatz<br />
bei den Kohlekraftwerken. Bei GuD- und<br />
Kombikraftwerken ist dies wegen der geringen<br />
Laufzeiten nicht festzustellen. Dem gegenüber<br />
ist für den Kessel über alle Anlagen<br />
ein allgemeiner Alterungseffekt festzustellen.<br />
Die Varianzanalyse zeigt weiterhin,<br />
dass es erhebliche Unterschiede zwischen<br />
den einzelnen Anlagen gibt, die in der Praxis<br />
berücksichtigt werden sollten.<br />
Ausblick<br />
Es liegen Hinweise auf weitere zunehmende<br />
Probleme an konventionellen Anlagen<br />
vor. Aus diesem Grund sind gegebenenfalls<br />
weitere Analysen sinnvoll. Dazu gehören<br />
u.a. die Einflüsse von vermehrten Stillst<strong>and</strong>zeiten<br />
als auch zunehmende lang<strong>and</strong>auernde<br />
Fahrten auf Mindestlastniveau.<br />
Ersteres kann zu Stillst<strong>and</strong>skorrosion führen,<br />
letzteres zu lokal auftretenden Beanspruchungen<br />
im Kessel mit teils signifikanten<br />
Schäden.<br />
Aus der Praxis ist zu vermuten, dass ein<br />
Einfluss der Inst<strong>and</strong>haltungsstrategie und<br />
der verwendeten Kohlequalität vorliegt.<br />
Ob Untersuchungen zum Einfluss der Kohlequalität<br />
vor dem Hintergrund des beschlossenen<br />
Kohleausstiegs in vielen europäischen<br />
Ländern noch zu hilfreichen Erkenntnissen<br />
führen könnten, wäre vor<br />
weiteren Untersuchungen zu klären.<br />
1 Peter J. Rousseeuw, Tutorial to Robust Statistics,<br />
<strong>Journal</strong> <strong>of</strong> Chemometrics, vl. 5, 1-20<br />
(1991).<br />
2 Eine freie S<strong>of</strong>tware vergleichbar mit SPSS,<br />
https://www.gnu.org/s<strong>of</strong>tware/pspp/.<br />
3 John W. Tukey, Exploratory Data Analysis,<br />
January 1977, ISBN 9780201076165.<br />
4 Vgl. Judea Pearl & Dana Mackenzie, The<br />
Book <strong>of</strong> Why, Penguin 2019, ISBN 978-0-<br />
141-98241-0.<br />
5 Vgl. Patrick O’Connor, Practical Reliability<br />
engineering, Wiley 5th edition, ISBN-10 :<br />
047097981X.<br />
l<br />
54
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Characterization <strong>of</strong> the long-term behavior <strong>of</strong> 600/620 °C turbine materials<br />
Characterization <strong>of</strong> the<br />
long-term behavior <strong>of</strong><br />
600/620 °C turbine materials<br />
Johanna Marie Haan, Torsten-Ulf Kern, Yang Wang, Christian Kontermann,<br />
Florian Kauffmann <strong>and</strong> Sabine Polenz<br />
Kurzfassung<br />
Charakterisierung des Langzeitverhaltens<br />
von 600/620°C-Turbinenwerkst<strong>of</strong>fen<br />
Basierend auf den Erfahrungen des europäischen<br />
COST-F&E-Programms werden seit 2005<br />
großtechnische Turbinenkomponenten gefertigt<br />
und in Kraftwerken eingesetzt. Durch In-Service-<br />
Untersuchungen der eingesetzten <strong>for</strong>tschrittlichen<br />
9-10Cr kriechfesten Stähle CB2, FB2 und<br />
COST E im Rahmen von <strong>VGB</strong>-Forschungsprojekten<br />
wurde das Wissen zu diesen Werkst<strong>of</strong>fen<br />
kontinuierlich erweitert: Kriechversuche bei<br />
niedrigen, betriebsrelevanten Spannungen und<br />
Laufzeiten von mehr als 80.000 Stunden bestätigen<br />
die Langzeitstabilität der entsprechenden<br />
Gefügeeigenschaften (Subkornstruktur und<br />
Ausscheidungsverhalten) sowie der zugehörigen<br />
Kriechfestigkeit. Für alle drei Werkst<strong>of</strong>fe wurden<br />
die auf den COST-Testschmelzen und Demonstrationskomponenten<br />
basierenden Zeitst<strong>and</strong>festigkeitsextrapolationen<br />
durch die laufenden<br />
Tests bestätigt oder übertr<strong>of</strong>fen.<br />
Darüber hinaus konnten LCF-Tests mit Haltezeit<br />
die Eignung der Werkst<strong>of</strong>fe in Bezug auf die<br />
veränderten An<strong>for</strong>derungen durch flexiblen<br />
Kraftwerksbetrieb und höhere Betriebstemperaturen<br />
nachweisen. Es wurden auch Vergleiche<br />
hinsichtlich des Ver<strong>for</strong>mungs- und Ermüdungsverhaltens<br />
im Vergleich zu derzeit etablierten<br />
Werkst<strong>of</strong>fen und deren Einsatztemperaturgrenzen<br />
durchgeführt.<br />
Zusammenfassend wird bestätigt, dass mit der<br />
Entwicklung <strong>for</strong>tschrittlicher 9-10Cr-Stähle<br />
drei zuverlässige Werkst<strong>of</strong>fe entst<strong>and</strong>en sind,<br />
die ein stabiles Legierungskonzept für den<br />
Kraftwerkseinsatz bei 600 bis 620 °C bilden. l<br />
Authors<br />
Dr.-Ing. Torsten-Ulf Kern<br />
Dr.-Ing. Johanna Marie Haan<br />
Siemens Energy AG<br />
Mülheim, Germany<br />
Dr.-Ing. Yang Wang<br />
Dr.-Ing. Christian Kontermann<br />
MPA-IfW Technische Universität Darmstadt<br />
Darmstadt, Germany<br />
Dr. rer. nat. Florian Kauffmann<br />
MPA Universität Stuttgart<br />
Stuttgart, Germany<br />
Sabine Polenz<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Essen, Germany<br />
Based on the experience gained during the<br />
European COST R&D program, large-scale<br />
turbine components have been manufactured<br />
<strong>and</strong> are in use in power plants since<br />
2005. Through in-service investigations <strong>of</strong><br />
the applied advanced 9-10Cr creep resistant<br />
steels CB2, FB2 <strong>and</strong> COST E as part <strong>of</strong> <strong>VGB</strong><br />
research projects, the knowledge about these<br />
materials has been continuously increased:<br />
Creep tests at low, operationally relevant<br />
stresses, <strong>and</strong> running times <strong>of</strong> more than<br />
80,000 hours confirm the long-term stability<br />
<strong>of</strong> the corresponding microstructural features<br />
(sub-grain structure <strong>and</strong> precipitation<br />
behavior) as well as the associated creep<br />
strength. For all three materials, the creep<br />
strength extrapolations based on the COST<br />
test melts <strong>and</strong> demonstration parts were confirmed<br />
or exceeded by the ongoing tests.<br />
In addition, LCF tests with holding time were<br />
able to provide evidence <strong>of</strong> the functionality<br />
<strong>of</strong> the materials in relation to the changed<br />
requirements by flexible power plant operation<br />
<strong>and</strong> higher operating temperatures.<br />
Comparisons were also made regarding the<br />
de<strong>for</strong>mation <strong>and</strong> fatigue behavior compared<br />
to currently established materials <strong>and</strong> their<br />
application temperature limits.<br />
In summary, it is confirmed that the development<br />
<strong>of</strong> advanced 9-10Cr steels has produced<br />
three reliable materials that <strong>for</strong>m a stable alloy<br />
concept <strong>for</strong> 600 to 620 °C power plant application.<br />
1. Introduction<br />
New martensitic steel alloys <strong>for</strong> use at<br />
600 °C (e.g. COST E) have been developed<br />
as part <strong>of</strong> the European joint project<br />
COST501, <strong>and</strong> since been successfully operated<br />
in power plants. In the follow-up<br />
projects COST522 [1] <strong>and</strong> COST536 [2],<br />
these materials have been further improved<br />
<strong>and</strong> optimized with regard to the<br />
alloying elements C-Cr-Mo-Ni-V-N as well<br />
as adding approx. 1% Co <strong>and</strong> 100 ppm boron<br />
enabling an usage <strong>of</strong> these materials up<br />
to 620 °C. The abbreviated designations <strong>of</strong><br />
these COST steels are FB2 (<strong>for</strong>ging material)<br />
<strong>and</strong> CB2 (cast material) with -B2 as<br />
the nomenclature <strong>of</strong> the experimental<br />
melt. Based on the experience gained in<br />
the COST investigations, large-scale turbine<br />
components have been manufactured<br />
<strong>and</strong> used in power plants [3, 4, 5, 6].<br />
One major aspect <strong>of</strong> the <strong>VGB</strong> 389 research<br />
project, which is briefly summarized within<br />
this article, was the determination <strong>of</strong><br />
long-term creep behavior <strong>of</strong> different boron-containing<br />
components <strong>of</strong> power<br />
plants to confirm the established scatter<br />
b<strong>and</strong>s. Microstructural investigations have<br />
been carried out on these creep specimens<br />
to enable statements on creep life <strong>and</strong> derive<br />
concepts <strong>for</strong> lifetime assessment <strong>of</strong> real<br />
components in power plant operation. In<br />
addition to continuous loading (creep behavior),<br />
changes in the electricity market<br />
lead to increased importance <strong>of</strong> cyclic loading<br />
conditions. To describe these effects, it<br />
is important to determine the cyclic behavior<br />
<strong>of</strong> the materials by means <strong>of</strong> strain controlled<br />
fatigue testing (LCF tests with <strong>and</strong><br />
without holding time).<br />
2. Materials <strong>and</strong> methods<br />
2.1 Materials<br />
The chemical composition <strong>of</strong> the X12Cr-<br />
MoWVNbN10-1-1 (COST E) <strong>and</strong> FB2 rotor<br />
modules investigated within <strong>VGB</strong>389<br />
corresponds to that <strong>of</strong> the pilot rotors developed<br />
within COST, see Ta b l e 1 <strong>and</strong><br />
Ta b l e 2 . In the FB2 melts, the boron <strong>and</strong><br />
nitrogen content, have received a slight<br />
modification due to increased experience:<br />
the boron content tends to be slightly higher,<br />
<strong>and</strong> the nitrogen content partly lower<br />
compared to the pilot rotor. The three<br />
COST E rotors were produced using electro-slag<br />
remelting (ESR), since the tungsten<br />
makes the material more prone to segregation<br />
<strong>and</strong> generally improves homogeneity<br />
<strong>and</strong> ingot utilization. The same<br />
procedure has also proven successful <strong>for</strong><br />
the pilot rotor made in COST501. The<br />
batches <strong>of</strong> FB2 rotors, except <strong>for</strong> the VRA<br />
15 rotor, were also produced using ESR.<br />
The VRA 15 rotor was melted in an electric<br />
arc furnace followed by vacuum treatment<br />
using the VOD process. The weight <strong>of</strong> the<br />
melts <strong>and</strong> <strong>for</strong>ging blocks covered a wide<br />
range (up to 175 t ingot), <strong>and</strong> the maximum<br />
<strong>for</strong>ging diameter <strong>of</strong> the rotors ranges<br />
from 1,020 to 1,200 mm. After the <strong>for</strong>ging<br />
55
Characterization <strong>of</strong> the long-term behavior <strong>of</strong> 600/620 °C turbine materials <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Tab. 1. Chemical composition <strong>of</strong> the investigated rotors made out <strong>of</strong> X12CrMoWVNbN10-1-1<br />
(COST E) – in comparison with the COST501 pilot rotor from Saarschmiede<br />
(mass fractions in %).<br />
Symbol C Si Mn Cr Mo W Ni V Nb N Al<br />
Pilot Rotor<br />
COST E<br />
(COST 501)<br />
VRS 11<br />
VRS 12<br />
VRS 13<br />
.12 .10 .45 10.39 1.06 .81 .74 .18 .045 .052 .008<br />
.12<br />
.12<br />
.12<br />
.07<br />
.05<br />
.06<br />
.42<br />
.43<br />
.42<br />
10.50<br />
10.50<br />
10.50<br />
process, the components were heat treated<br />
to install a martensitic microstructure.<br />
The chemical composition <strong>of</strong> the valve casings<br />
is shown in Ta b l e 3 . The data <strong>for</strong> the<br />
CB2P pilot valve from the COST522 research<br />
project are also listed as comparison.<br />
A total <strong>of</strong> four turbine valves made <strong>of</strong><br />
the cast steel CB2 were investigated. In<br />
terms <strong>of</strong> chemical composition, the cast<br />
steel CB2 is similar to the <strong>for</strong>ged variant<br />
FB2. The main alloying elements <strong>of</strong> the<br />
castings largely match those <strong>of</strong> the pilot<br />
valve CB2P from COST522 <strong>and</strong> correspond<br />
to the further developed specifications.<br />
The casings were melted in an electric arc<br />
furnace followed by vacuum treatment using<br />
the VOD process. After casting, the<br />
components were heat treated (quenching,<br />
tempering <strong>and</strong> multiple annealing) to martensitic<br />
microstructure.<br />
2.2 Experimental procedure<br />
The creep tests were carried out at the<br />
Chair <strong>and</strong> Institute <strong>for</strong> Materials Technology<br />
at the Technical University <strong>of</strong> Darmstadt<br />
(Institut für Werkst<strong>of</strong>fkunde, IfW)<br />
according to DIN EN ISO 204 with interrupted<br />
strain measurement in multisample<br />
testing machines. The tests have been interrupted<br />
after running times <strong>of</strong> 100, 250,<br />
500, 1,000, 2,500, 5,000 h <strong>and</strong> every<br />
5,000 h up to 40,000 h, above that every<br />
10,000 h.<br />
1.07<br />
1.06<br />
1.08<br />
.97<br />
.97<br />
.98<br />
.79<br />
.79<br />
.80<br />
.16<br />
.16<br />
.16<br />
.049<br />
.051<br />
.053<br />
.057<br />
.050<br />
.049<br />
Tab. 2. Chemical composition <strong>of</strong> the investigated rotors made out <strong>of</strong> X13CrMoCoVNbNB-9-2-1<br />
(FB2) – in comparison with the COST536 pilot rotor FB2-RBA Böhler/Kapfenberg<br />
(mass fractions in %).<br />
Symbol C Si Mn Cr Mo Co Ni V Nb N B Al<br />
Pilot Rotor<br />
FB2RBA<br />
(COST536)<br />
VRA 11<br />
VRA 13<br />
VRA 14<br />
VRA 15<br />
VRA 16<br />
VRA 19<br />
VRA 20<br />
.008<br />
.008<br />
.007<br />
.13 .09 .33 9.08 1.43 1.26 .16 .22 .054 .022 .0075 .011<br />
.13<br />
.14<br />
.14<br />
.13<br />
.14<br />
.13<br />
.13<br />
.14<br />
.09<br />
.09<br />
.08<br />
.08<br />
.08<br />
.08<br />
.31<br />
.34<br />
.34<br />
.37<br />
.32<br />
.34<br />
.34<br />
9.13<br />
9.26<br />
9.26<br />
9.12<br />
9.22<br />
9.28<br />
9.28<br />
1.57<br />
1.50<br />
1.49<br />
1.41<br />
1.52<br />
1.47<br />
1.47<br />
1.27<br />
1.29<br />
1.29<br />
1.21<br />
1.29<br />
1.29<br />
1.29<br />
.13<br />
.15<br />
.15<br />
.13<br />
.14<br />
.14<br />
.14<br />
.20<br />
.19<br />
.15<br />
.19<br />
.19<br />
.19<br />
.19<br />
.050<br />
.049<br />
.049<br />
.059<br />
.049<br />
.048<br />
.048<br />
.016<br />
.021<br />
.021<br />
.017<br />
.021<br />
.022<br />
.022<br />
.0082<br />
.0090<br />
.0093<br />
.0080<br />
.0096<br />
.0090<br />
.0090<br />
Tab. 3. Chemical composition <strong>of</strong> the investigated valves made <strong>of</strong> GX13CrMoCoVNbNB9-2-1<br />
(CB2) in comparison with the COST522 pilot valve CB2P (mass fractions in %).<br />
Symbol C Si Mn Cr Mo Co Ni V Nb N B Al<br />
Pilot Valve<br />
CB2P<br />
(COST522)<br />
VGA 11<br />
VGA 15<br />
VGA 16<br />
VGA 20<br />
.008<br />
.008<br />
.008<br />
.010<br />
.007<br />
.006<br />
.006<br />
.12 .29 .86 9.14 1.47 .95 .22 .19 .062 .020 .0121 .004<br />
.12<br />
.12<br />
.12<br />
.11<br />
.30<br />
.31<br />
.31<br />
.24<br />
.83<br />
.89<br />
.90<br />
.76<br />
9.24<br />
9.05<br />
9.07<br />
9.10<br />
1.41<br />
1.45<br />
1.46<br />
1.41<br />
.93<br />
.96<br />
.95<br />
1.01<br />
.19<br />
.19<br />
.20<br />
.20<br />
.19<br />
.20<br />
.20<br />
.19<br />
.066<br />
.067<br />
.069<br />
.062<br />
.022<br />
.024<br />
.024<br />
.022<br />
.0087<br />
.0095<br />
.0100<br />
.0084<br />
.009<br />
.008<br />
.019<br />
.006<br />
For the quantitative determination <strong>of</strong> precipitates<br />
in the transmission electron microscope<br />
(TEM) at the Materials Testing<br />
Institute <strong>of</strong> the University <strong>of</strong> Stuttgart, the<br />
extraction replica technique was used according<br />
to the state <strong>of</strong> the art [7]. In this<br />
process, the polished ground surface is<br />
etched with 65 °C hot V2A-etching solution<br />
<strong>for</strong> 60 s. After cleaning the ground surface<br />
with distilled water <strong>and</strong> ethanol, the thinnest<br />
possible support layer is applied to the<br />
ground surface. For this purpose, the samples<br />
were vaporized with carbon. Thereupon,<br />
2*2 mm² samples are scribed in the<br />
applied carbon layer with a scalpel. Finally,<br />
the specimen is etched again until the carbon<br />
film peels <strong>of</strong>f, <strong>and</strong> the finished extraction<br />
print is then applied to a microscope<br />
slide. The precipitates are identified by energy<br />
dispersive X-ray spectroscopy (EDS)<br />
mappings <strong>and</strong> point measurements. To<br />
validate the results, the crystal structure<br />
was examined on individual precipitates<br />
using selected area diffraction. Longitudinal<br />
sections from the strained samples<br />
were used <strong>for</strong> the investigation. The determination<br />
<strong>of</strong> free dislocation density <strong>and</strong><br />
subgrain size was based on the examination<br />
<strong>of</strong> metal foils.<br />
An analytical 200 keV transmission electron<br />
microscope (JEM-2010F from Jeol)<br />
was used to evaluate microstructural<br />
changes down to the nanometer scale. For<br />
analytical studies, the TEM is equipped<br />
with an EDS system Apollo from EDAX.<br />
With the EDS system all elements with<br />
atomic numbers >11 (sodium) can be detected.<br />
The detection limit is about<br />
0.1 wt.%, the achievable spatial resolution<br />
is about 2 nm. The results obtained are always<br />
normalized to 100 %, without considering<br />
the light elements that cannot be detected<br />
with the method. The accuracy <strong>of</strong><br />
EDS analyses is about 10 % <strong>of</strong> the measured<br />
value; within this range, there<strong>for</strong>e,<br />
deviations from the melt or piece analyses<br />
can occur. However, the agreement <strong>of</strong> EDS<br />
readings with each other is much better,<br />
this is likely to be around 0.2 % absolute.<br />
To determine the subgrain size <strong>and</strong> dislocation<br />
density, metal foils <strong>of</strong> the individual<br />
samples were examined.<br />
The low cycle fatigue tests carried out at<br />
the IfW have been conducted isothermally<br />
under strain-controlled conditions <strong>and</strong><br />
based on ISO 12106, which serve to provide<br />
a basic characterization <strong>of</strong> the de<strong>for</strong>mation<br />
<strong>and</strong> crack initiation behavior <strong>of</strong> the<br />
respective material <strong>and</strong> material state under<br />
cyclic loading. For detecting <strong>and</strong> comparing<br />
the cycle number until cracks have<br />
been initiated a load drop value criterion <strong>of</strong><br />
5 % has been used (N i5 ). With regard to the<br />
cycle <strong>for</strong>m both a “triangle” (w/o holding<br />
time) or a “trapezoidal” (with symmetrical<br />
holding times in tension <strong>and</strong> compression)<br />
have been chosen. The tests were per<strong>for</strong>med<br />
with a servo-hydraulic testing machine<br />
with a maximum <strong>for</strong>ce range <strong>of</strong> +/-<br />
50 kN in each case. The strain control is<br />
realized by using a side extensometer with<br />
a temperature-controlled measuring<br />
bridge <strong>and</strong> a measuring length <strong>of</strong> 20 mm.<br />
The strain rate was set to a value <strong>of</strong> dε/<br />
dt = 6%/min <strong>for</strong> all tests with a load ratio<br />
<strong>of</strong> Rε = -1. For the tests with holding time,<br />
10 min in tension <strong>and</strong> compression<br />
(10 min/10 min) was selected. The temperature<br />
was measured by means <strong>of</strong> calibrated<br />
type S thermocouples.<br />
3. Results <strong>and</strong> discussion<br />
3.1 Creep tests<br />
For the <strong>for</strong>ged material COST E, creep rupture<br />
times <strong>of</strong> 68,181 h were achieved at<br />
625 °C, F i g u r e 1 . For a better evaluation<br />
<strong>of</strong> the components / batches, the trend<br />
from COST501 is shown. By agreement in<br />
the project consortium, no further microstructure<br />
investigations were carried out<br />
on the COST E steel, as the focus <strong>of</strong> the current<br />
project <strong>VGB</strong> 389 is the characterization<br />
<strong>of</strong> the newer materials FB2 <strong>and</strong> CB2.<br />
For the rotor material X13CrMoCoVNbNB9-2-1<br />
(FB2), creep rupture times <strong>of</strong><br />
up to 87,300 h were achieve at 625 °C,<br />
F i g u r e 2 . For a better evaluation <strong>of</strong> the<br />
components/batches, the trend <strong>of</strong> the reference<br />
melt B2 from COST501 is given,<br />
also a boron-containing material but with-<br />
56
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Characterization <strong>of</strong> the long-term behavior <strong>of</strong> 600/620 °C turbine materials<br />
Creep rupture strength<br />
COST501<br />
pilot rotor E<br />
YS >700MPa<br />
10 2 10 3 10 4 10 5<br />
Time in hours<br />
625 o C<br />
VRS11 Tangential<br />
VRS11 Axial<br />
VRS12 Tangential<br />
VRS12 Axial<br />
VRS13 Tangential<br />
VRS13 Axial<br />
COST501 Rotor E<br />
discontinued<br />
Fig. 1. Creep rupture strength <strong>of</strong> turbine rotors at 625 °C made <strong>of</strong> X12CrMoWVNbN10-1-1<br />
(COST E) with 0.2YS (RT) > 700 MPa.<br />
Creep rupture strength<br />
COST501<br />
Rotor B2<br />
10 2 10 3 10 4 10 5<br />
Time in hours<br />
625 o C<br />
Fig. 2. Creep rupture strength <strong>of</strong> turbine rotors made <strong>of</strong> X13CrMoCoVNbNB9-2-1 (FB2) at<br />
625 °C.<br />
Creep rupture strength<br />
COST pilot melt CB-2<br />
Time in hours<br />
VRA13<br />
VRA14<br />
VRA16<br />
VRA 11 axial<br />
VRA 11<br />
VRA 15 axial<br />
VRA 15<br />
VRA 19<br />
625 o C<br />
VGA11<br />
10 2 10 3 10 4 10 5<br />
VGA15<br />
VGA20<br />
Cost CB-2<br />
VGA16<br />
void in fracture<br />
area<br />
Fig. 3. Creep rupture strength <strong>of</strong> valve casings made <strong>of</strong> (G)X13CrMoCoVNbNB9-2-1 (CB-2) at<br />
625 °C.<br />
out Co. At 625 °C <strong>and</strong> 100,000 h, the advantage<br />
<strong>of</strong> FB2 over COST E is expected to<br />
be higher than 30 %.<br />
For the casting material GX13CrMoCoVNbNB9-2-1<br />
(CB2), creep rupture times <strong>of</strong> up<br />
to 84,600 h have been installed; F i g u r e 3<br />
shows the corresponding creep rupture<br />
strength at 625 °C. For the evaluation <strong>of</strong><br />
the components/batches, the trend <strong>of</strong> the<br />
reference melt CB2 from COST501 is also<br />
shown. All specimens are in good agreement<br />
with the test melt CB2 from COST501.<br />
3.2 Microstructural investigations<br />
The long-term exposure <strong>of</strong> martensitic<br />
chromium steels in power plant operation<br />
is accompanied by various changes in the<br />
microstructure. Due to the influence <strong>of</strong><br />
temperature <strong>and</strong> stress state, creep pores<br />
<strong>for</strong>m in the microstructure, which coagulate<br />
at the end <strong>of</strong> service life to <strong>for</strong>m pore<br />
chains <strong>and</strong> finally material separations [8].<br />
The free dislocation density, especially in<br />
the martensitic 9-12 %Cr <strong>for</strong>ged steels, is<br />
very high after the manufacturing process<br />
<strong>and</strong> decreases significantly at the beginning<br />
<strong>of</strong> the creep stress, see F i g u r e 4 a .<br />
After the initial decrease, there is no significant<br />
change in the dislocation density<br />
with increasing test duration within the<br />
measurement accuracy, <strong>and</strong> the value remains<br />
stable. There is a dynamic equilibrium<br />
between the <strong>for</strong>mation <strong>of</strong> new dislocations<br />
<strong>and</strong> the degradation <strong>of</strong> dislocations in<br />
grain boundaries. Furthermore, changes in<br />
the subgrain structure can be seen on higher<br />
resolution length scales, the temporal<br />
development is shown in F i g u r e 4 b .<br />
Here, an increase in size with test duration<br />
(increasing accumulated strain) tends to<br />
be observed. At the same time, the shape<br />
also changes from initially elongated plates<br />
to a more equiaxed orientation. The microstructural<br />
changes are thus more pronounced<br />
than the pure measured subgrain<br />
size show here. In the case <strong>of</strong> the two samples<br />
that are clearly below the trend (approx.<br />
30 kh <strong>for</strong> CB2 <strong>and</strong> 40 kh <strong>for</strong> FB2), it is<br />
noticeable that both were tested at 600 °C.<br />
The fact that in both cases the subgrain size<br />
is below the initial condition is probably<br />
primarily due to material variations.<br />
In addition to the changes in the microstructure<br />
<strong>of</strong> the iron matrix, changes in the<br />
precipitates also occur with the creep stress<br />
<strong>and</strong> thermal exposure. The driving <strong>for</strong>ce<br />
here is the minimization <strong>of</strong> the free enthalpy<br />
<strong>of</strong> the microstructure. Examination <strong>of</strong><br />
the initial states <strong>of</strong> FB2 shows a very high<br />
percentage <strong>of</strong> M 23 C 6 in all samples. Sample<br />
VRA19, like the COST test rotor, shows<br />
only some Nb-rich MX particles in addition<br />
to the M 23 C 6 precipitates in the initial state.<br />
Overall, low initial carbide sizes are present<br />
with very slow particle growth. During<br />
the experimental period <strong>of</strong> 32,275 h at<br />
625 °C, fine V-rich MX particles precipitate<br />
in the experimental rotor, stabilizing<br />
the microstructure. VRA19 further-<br />
57
Characterization <strong>of</strong> the long-term behavior <strong>of</strong> 600/620 °C turbine materials <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
a)<br />
b)<br />
Dislocation density<br />
Subgrain size<br />
CB2<br />
CB2<br />
Time in hours<br />
interrupted 625 o C<br />
fracture 625 o C<br />
initial state<br />
fracture 600 o C<br />
interrupted 600 o C<br />
Time in hours<br />
interrupted 625 o C<br />
fracture 625 o C<br />
initial state<br />
fracture 600 o C<br />
interrupted 600 o C<br />
more shows Z-phase, MX <strong>and</strong> Laves-phase<br />
in small proportions after the creep exposure<br />
<strong>of</strong> 38,072 h, see F i g u r e 5 a . The<br />
VRA14 specimen already shows a small<br />
amount <strong>of</strong> MX precipitates in the initial<br />
state. After creep loading at 43,611 h, very<br />
comparable precipitate sizes to VRA19 are<br />
shown, with a slightly lower MX fraction,<br />
<strong>and</strong> a slightly higher fraction <strong>of</strong> Z-phase,<br />
see F i g u r e 5 b . The influence <strong>of</strong> the<br />
Z-phase in the samples analyzed so far is<br />
considered to be small, since in most <strong>of</strong> the<br />
studies <strong>of</strong> FB2 about 95 % <strong>of</strong> the strengthrelevant<br />
precipitates are M 23 C 6 . The M 23 C 6<br />
are very stable due to the alloying <strong>of</strong> boron<br />
which accumulates in the carbides [9]. In<br />
the initial state, no or very few MX particles<br />
are present, which are affected by the Z<br />
phase. In addition to the Z-phase, V-rich<br />
MX always occur in the creep tested specimens.<br />
Only slight particle growth occurred in all<br />
CB2 samples, <strong>and</strong> the precipitates found<br />
behave in a thermodynamically very stable<br />
manner. The initial size <strong>of</strong> the carbides is<br />
lower in the VGA16 variant than in the pilot<br />
valve from COST. A high annealing temperature<br />
in relation to FB2 leads to significant<br />
MX content already in the initial state.<br />
The vanadium-rich MX particles found increase<br />
slightly in size but remain stable in<br />
their population. Only Laves phase is<br />
<strong>for</strong>med during the creep tests, Z-phase was<br />
not observed, see F i g u r e 6 .<br />
Dislocation density<br />
Subgrain size<br />
FB2<br />
FB2<br />
Time in hours<br />
interrupted 625 o C<br />
fracture 625 o C<br />
initial state<br />
fracture 600 o C<br />
Time in hours<br />
interrupted 625 o C<br />
fracture 625 o C<br />
initial state<br />
fracture 600 o C<br />
0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000<br />
0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000<br />
Fig. 4. a) Dislocation densities in CB2 <strong>and</strong> FB2 as a function <strong>of</strong> test duration at 600 °C <strong>and</strong><br />
625 °C, b) Subgrain sizes in CB2 <strong>and</strong> FB2 as a function <strong>of</strong> exposure time at 600 °C<br />
<strong>and</strong> 625 °C.<br />
illustrations refer to a condition without<br />
thermal pre-aging. The shown comparisons<br />
to other materials than investigated<br />
within <strong>VGB</strong> 389 are based on different<br />
melts <strong>and</strong> different target cycle numbers<br />
published earlier [10],[11]. Thus, the evaluations<br />
are not harmonized among each<br />
other. Based on this, curve constellations<br />
can occur which cannot necessarily be justified<br />
by a material effect. There<strong>for</strong>e, the<br />
following observations <strong>and</strong> classifications<br />
as well as the underlying figures are to be<br />
understood as qualitative comparisons.<br />
F i g u r e 7 a shows the comparison <strong>of</strong> the<br />
achieved fatigue life without holding time<br />
<strong>for</strong> the three materials investigated at<br />
625 °C. In the range up to 10 4 load cycles,<br />
the COST E material consistently shows the<br />
highest achieved cycles until crack initiation<br />
N i5 . In this context, FB2 ranks between<br />
CB2 <strong>and</strong> COST E. At higher strain ranges,<br />
the <strong>for</strong>ged material FB2 shows comparable<br />
service lives to the cast variant CB2. For<br />
classification purposes, F i g u r e 7 b compares<br />
FB2 at its potential service temperature<br />
<strong>of</strong> 625 °C with the material COST E<br />
(melt uA1) at a service temperature <strong>of</strong><br />
600 °C <strong>and</strong> the 1Cr variant 30CrMoNiV4-5<br />
(melt BAP) at 550 °C. Due to lacking 10 min<br />
holdtime data at these temperatures <strong>for</strong><br />
the materials COST E <strong>and</strong> 1Cr, a holding<br />
time <strong>of</strong> 3 min in tension <strong>and</strong> compression<br />
were used <strong>for</strong> the comparison. Comparing<br />
the curves with <strong>and</strong> without holding time<br />
Fig. 5. STEM images <strong>and</strong> EDS distribution maps on extraction replicas <strong>of</strong> FB2 samples tested at<br />
625 °C: a) VRA19 sample removed after 38,072 h; b) VRA14 sample broken after<br />
43,611 h [red precipitates are chromium-rich (here: the M 23 C 6 ), green vanadium-rich (MX),<br />
<strong>and</strong> blue iron-rich (Laves phase)].<br />
3.3 LCF behavior<br />
Within this chapter, exemplary comparisons<br />
<strong>of</strong> LCF tests on different materials are<br />
summarized <strong>and</strong> discussed. All following<br />
Fig. 6. STEM images <strong>and</strong> EDS distribution maps on extraction replicas <strong>of</strong> VGA16 samples tested<br />
at 625 °C (CB2): a) degraded after 16,427 h; b) sample failure after 50,212 h<br />
[red precipitates are chromium-rich (here: M 23 C 6 ), green vanadium-rich (MX), <strong>and</strong> blue<br />
iron-rich (Laves phase)].<br />
58
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Characterization <strong>of</strong> the long-term behavior <strong>of</strong> 600/620 °C turbine materials<br />
a) CB2, 625 o C w/o holdtime<br />
b)<br />
FB2, 625 o C w/o holdtime<br />
X12 (COST E), 625 o C w/o holdtime<br />
∆ε<br />
<strong>for</strong> FB2, it is noticeable that the drop in the<br />
tolerable life induced by the holding time<br />
appears to be marginal at 625 °C. For the<br />
COST E at 600 °C, the holdtime-debit is<br />
much more pronounced in comparison. It<br />
is also interesting that the FB2 at 625 °C<br />
without holding time shows comparable<br />
service lives in the low cycle number range<br />
to the COST E at 600 °C with holding time.<br />
As expected, both materials per<strong>for</strong>m significantly<br />
better than the 1Cr at 550 °C at<br />
the temperatures considered. Regarding<br />
the reduction in service life due to the<br />
holding time, the 1Cr variant shows lower<br />
service lives by a factor <strong>of</strong> approx. 4 at a 3<br />
min holding time compared with the case<br />
without holding time. For the COST E, this<br />
factor is about 2 at 600 °C <strong>and</strong> 3 min holding<br />
time. In contrast, the FB2 shows almost<br />
no significant decrease in service life even<br />
at 10 min holding time, which underlines<br />
the potentially better resistance to creep<br />
fatigue interaction even at a temperature<br />
level <strong>of</strong> 625 °C.<br />
In the stress-strain diagram at midlife<br />
(N i5 ), F i g u r e 8 , further different tendencies<br />
can be observed. Regarding the<br />
hardening behavior at 625 °C, the COST E<br />
<strong>and</strong> CB2 variants show characteristically<br />
similar curves, although the COST E has a<br />
higher cyclic yield strength (F i g u r e 8 a ).<br />
The hardening behavior <strong>of</strong> FB2 seems different<br />
which results in slightly higher<br />
stresses at identical strain ranges. Comparing<br />
the materials at the respective usual<br />
∆ε<br />
1Cr(BAP), 550 o C w/o holdtime<br />
1Cr(BAP), 550 o C 3 min/3 min<br />
10 2 10 3 10 4 10 2 10 3 10 4<br />
N i5<br />
N i5<br />
service temperature (F i g u r e 8 b ), FB2 is<br />
below all other comparative materials in<br />
terms <strong>of</strong> cyclic strength <strong>and</strong> shows a pronounced<br />
drop in strength due to the 10 min<br />
holding time compared with the 3 min<br />
holding time <strong>of</strong> the other two materials at<br />
their service temperature levels. As expected,<br />
this drop is less pronounced <strong>for</strong> COST E,<br />
since both the temperature level, 600 °C<br />
instead <strong>of</strong> 625 °C, <strong>and</strong> the holding time itself,<br />
3 min instead <strong>of</strong> 10 min, are lower.<br />
Similar results are obtained <strong>for</strong> the 1Cr<br />
steel at 550 °C. It should further be noted<br />
that the cyclic de<strong>for</strong>mation behavior <strong>of</strong> the<br />
1Cr at 550 °C is comparable to the behavior<br />
<strong>of</strong> the COST E at 600 °C. FB2 shows a significantly<br />
earlier onset <strong>of</strong> s<strong>of</strong>tening due to<br />
the more severe test conditions.<br />
4. Summary<br />
FB2, 625 o C w/o holdtime<br />
FB2, 625 o C 10 min/10 min<br />
X12, 600 o C w/o holdtime<br />
X12, 600 o C 3 min/3 min<br />
Fig. 7. a) Comparison <strong>of</strong> fatigue life <strong>of</strong> materials CB2, FB2, X12, without holdtime, 625 °C;<br />
b) Comparison <strong>of</strong> fatigue life at usual application temperature, materials FB2,<br />
COST E (melt uA1) <strong>and</strong> 1Cr steel (melt BAP).<br />
a) b)<br />
∆σ / 2<br />
CB2, 625 o C w/o holdtime<br />
FB2, 625 o C w/o holdtime<br />
X12 (COST E), 625 o C w/o holdtime<br />
FB2, 625 o C w/o holdtime<br />
FB2, 625 o C 10 min/10 min<br />
X12, 600 o C w/o holdtime<br />
X12, 600 o C 3 min/3 min<br />
1Cr(BAP), 550 o C w/o holdtime<br />
1Cr(BAP), 550 o C 3 min/3 min<br />
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8<br />
∆ε / 2 in %<br />
∆ε / 2 in %<br />
Fig. 8. Comparison <strong>of</strong> the cyclically stabilized de<strong>for</strong>mation behavior evaluated at midlife (N i5 /2)<br />
<strong>of</strong> the materials a) CB2, FB2, COST E, without holdtime, 625 °C; b) midlife FB2,<br />
COST E (melt uA1) <strong>and</strong> 1Cr steel (melt BAP) at usual application temperature.<br />
∆σ / 2<br />
Both creep tests <strong>and</strong> microstructure investigations<br />
confirm the very high stability <strong>of</strong><br />
the investigated boron-containing materials<br />
CB2 <strong>and</strong> FB2. Even at temperatures<br />
above 600 °C, only minor changes in the<br />
subgrain <strong>and</strong> precipitate structure occur in<br />
the long term. The creep rupture strength<br />
confirms or exceeds the previously established<br />
expectations based on extrapolation<br />
procedures, with currently available test<br />
times <strong>of</strong> more than 80,000 h. These results<br />
<strong>for</strong>m the basis <strong>for</strong> individual, operationally<br />
relevant lifetime assessments to be carried<br />
out by the participating power plant operators<br />
EnBW, LEAG <strong>and</strong> UNIPER. LCF tests<br />
also provided evidence <strong>of</strong> the functionality<br />
<strong>of</strong> the materials in terms <strong>of</strong> higher load<br />
flexibility. The test results obtained, enable<br />
the application <strong>of</strong> concepts which integrate<br />
the current, partially changed operating<br />
mode <strong>of</strong> the 600 °C power plants into the<br />
service life assessment <strong>of</strong> power plant components<br />
<strong>for</strong>ced by the required energy<br />
turnaround.<br />
The investigations that have been conducted<br />
within the <strong>VGB</strong>389 project <strong>and</strong> its predecessors<br />
show how successful European<br />
steel development is per<strong>for</strong>med in comparison<br />
with other global ef<strong>for</strong>ts in this area:<br />
FB2 <strong>and</strong> CB2 <strong>for</strong>m a very reliable alloying<br />
concept <strong>for</strong> cast <strong>and</strong> <strong>for</strong>ged components <strong>of</strong><br />
high-temperature power plants <strong>for</strong> temperatures<br />
<strong>of</strong> up to 625 °C. The results <strong>of</strong> the<br />
tests can also serve as a basis <strong>for</strong> the development<br />
<strong>of</strong> further advanced alloying concepts.<br />
The closely coordinated program <strong>of</strong> mechanical<br />
tests with accompanying, elaborated<br />
microstructure investigations at test<br />
times relevant to operation, <strong>of</strong>fers a considerable<br />
gain in knowledge with regard to<br />
the underst<strong>and</strong>ing <strong>of</strong> the advanced 9-10Cr<br />
steels. It is an important element <strong>for</strong> future<br />
applications <strong>of</strong> the materials in the field <strong>of</strong><br />
gas <strong>and</strong> steam power plants as well as <strong>for</strong><br />
further steel developments <strong>and</strong> future<br />
fields (e.g. thermal storage). With a high<br />
degree <strong>of</strong> flexibility in the type <strong>and</strong> production<br />
<strong>of</strong> components made from these materials,<br />
they <strong>for</strong>m the basis <strong>for</strong> alternatives<br />
to cost-intensive Ni-based alloys <strong>and</strong> austenites.<br />
The present findings open up perspectives<br />
<strong>for</strong> the use <strong>of</strong> materials in technologies<br />
<strong>for</strong> decarbonizing <strong>of</strong> the energy<br />
sector.<br />
5. Outlook<br />
In order to be able to microscopically determine<br />
the long-term damage development<br />
also <strong>for</strong> times > 100,000 h, it is necessary<br />
to carry out a test program consisting <strong>of</strong><br />
continued creep tests <strong>and</strong> microstructure<br />
investigations. A sharpening <strong>of</strong> the evaluation<br />
concepts is possible by e.g. operationally<br />
similar strain cycle tests to investigate<br />
the influence <strong>of</strong> the cyclic sequence <strong>of</strong> stationary<br />
<strong>and</strong> transient stresses.<br />
Literature<br />
[1] COST522: Materials <strong>for</strong> highly loaded components<br />
<strong>of</strong> steam turbines with live steam<br />
temperatures <strong>of</strong> 650°C, 1998 – 2003.<br />
[2] COST536: Alloy Development <strong>for</strong> Critical<br />
Components <strong>of</strong> environmentally friendly<br />
Steam Power Plants, 2004 – 2009.<br />
[3] K.H. Mayer, H. Cerjak, T.-U. Kern, M.<br />
Staubli, D. Thornton: Present Status <strong>of</strong> Ferritic<br />
Steel Development <strong>for</strong> USC Plants in<br />
Europe, <strong>International</strong> Workshop on the Innovative<br />
Structural Materials <strong>for</strong> Infrastructure<br />
in 21st Century, Tsukuba, Japan,<br />
12.-13. January 2000.<br />
[4] T.-U. Kern, M. Staubli, K.H. Mayer, B.<br />
Donth, G. Zeiler <strong>and</strong> A. DiGianfrancesco:<br />
59
Characterization <strong>of</strong> the long-term behavior <strong>of</strong> 600/620 °C turbine materials <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
The European Ef<strong>for</strong>t in Development <strong>of</strong> New<br />
High Temperature Rotor Materials –<br />
COST536, 8th COST Conference on Materials<br />
<strong>for</strong> Advanced Power Engineering<br />
2006, September 2006, Liége, Belgium,<br />
Proceedings, pages 843-854.<br />
[5] M. Staubli, R. Hanus, T. Weber, K.H. Mayer<br />
<strong>and</strong> T.-U. Kern: The European Ef<strong>for</strong>ts in Development<br />
<strong>of</strong> New High Temperature Casing<br />
Materials – COST536, 8th COST Conference<br />
on Materials <strong>for</strong> Advanced Power<br />
Engineering 2006, September 2006,<br />
Liége, Belgium, Proceedings, pages 855-<br />
870.<br />
[6] T.-U. Kern, K.H. Mayer, B. Donth, G. Zeiler<br />
<strong>and</strong> A. DiGianfrancesco: The European Ef<strong>for</strong>ts<br />
in Development <strong>of</strong> New High Temperature<br />
Rotor Materials, COST536, 9th<br />
COST <strong>International</strong> Liége Conference on<br />
Materials <strong>for</strong> Advanced Power Engineering<br />
2010, 27.- 29. September 2010, Liége,<br />
Belgium.<br />
[7] F. Kauffmann, K.H. Mayer, S. Straub, K.<br />
Maile: Metallkundliche Beschreibung von<br />
neuen 9-11%Cr-Stählen (COST536),<br />
29. FVW/FVHT Vortragsveranstaltung am<br />
24.11. 2006 in Düsseldorf.<br />
[8] F. Kauffmann, K.H. Mayer, S. Straub, G.<br />
Zies, C. Scheu, H. Ru<strong>of</strong>f, K. Maile: Characterization<br />
<strong>of</strong> the Precipitates in modern Boron<br />
containing 9-12%Cr Steels by EFTEM<br />
<strong>and</strong> their Correlation to the Creep Strength,<br />
Fortschritte in der Metallographie 38<br />
(2006) 273-280.<br />
[9] F. Abe: New Development on Boron Metallurgy<br />
<strong>of</strong> Creep-resistant 9Cr-Steels <strong>for</strong> USC<br />
Power Plants, Steel Conference 2008 in<br />
Buenos Aires, May 2008.<br />
[10] R. Kong, S. Linn, A. Scholz, M. Oechsner:<br />
AVIF A269, Zur Schädigungsentwicklung<br />
mehrachsig und anisotherm hochbeanspruchter<br />
dickw<strong>and</strong>iger Gehäuse moderner<br />
thermischer Maschinen und Anlagen,<br />
Abschlussbericht, 2015.<br />
[11] C. Berger, A. Scholz, R. Znajda: AVIF A165<br />
Betriebsähnliches Langzeit-Dehnwechselverhalten<br />
wichtiger Stahlsorten, Abschlussbericht,<br />
2005.<br />
l<br />
<strong>VGB</strong>-Book<br />
Failures <strong>and</strong> Forced Unavailability <strong>of</strong> Power Plants<br />
Henk C. Wels<br />
<strong>VGB</strong>-B 035 | 2019<br />
DIN B5, 276 pages, price: 48.– €, + VAT <strong>and</strong> postage<br />
Failures <strong>and</strong><br />
Forced Unavailability<br />
<strong>of</strong> Power Plants<br />
Henk C. Wels<br />
Power plants are not functioning to the fullest 100 % <strong>of</strong> the time. Maintenance<br />
<strong>and</strong> inspection <strong>of</strong> some components require them to be <strong>of</strong>f-line in time, however,<br />
this can be planned such that customers continue receiving power from the electrical<br />
grid, steam or district heating from other plants. Unplanned outages due to<br />
failures or external conditions may cause surprises <strong>and</strong> can lead to situations in<br />
which the dem<strong>and</strong> is not satisfied at short term at large costs.<br />
When plants are similar in size or when feasible given the number <strong>of</strong> plants,<br />
the N-1 principle can be followed. The electrical grid operator has contracted<br />
a plant in hot st<strong>and</strong>by or makes the plants in operation to set their power by an<br />
amount <strong>of</strong> spare sufficient to remedy loss <strong>of</strong> a plant <strong>and</strong> that can be controlled<br />
up or down to keep the frequency constant <strong>and</strong> the total dem<strong>and</strong> being met.<br />
When a large number <strong>of</strong> plants are meeting the dem<strong>and</strong>, a reserve factor >1 can be applied depending on economical<br />
boundary conditions <strong>and</strong>/or grid connections with abroad.<br />
When dem<strong>and</strong> is not met, the grid operator has to lower this dem<strong>and</strong> by curtailing load to make sure that generators<br />
protection systems do not switch <strong>of</strong>f so many generators that due to a domino effect a blackout occurs with<br />
large parts <strong>of</strong> the grid without power. There<strong>for</strong>e, <strong>for</strong>ced unavailability results in additional installed power that takes<br />
time to realize <strong>and</strong> it is costly. Unavailability, planned or <strong>for</strong>ced, results <strong>for</strong> the owner <strong>of</strong> the plant in fixed costs<br />
(capital, maintenance, personnel) that are not compensated by income from MWhrs produced if no margin would<br />
be added to income.<br />
Given this relevance, unavailability must be minimized, however, not at all costs. For reserve units that operate only<br />
a few hours per year it does not pay to repair around the clock resulting in minimum <strong>for</strong>ced unavailability.<br />
The overall costs must be minimized at maximum production income within market <strong>and</strong> regulatory constraints.<br />
In this book unavailability is modeled both qualitatively <strong>and</strong> quantitatively. Without modeling, (describing how<br />
power plants seem to react on the factors that define unavailability) one cannot optimize. With modeling comes the<br />
ability to <strong>for</strong>ecast unavailability as a factor <strong>of</strong> influence factors such as operation hours, starts, plant layout. Models<br />
<strong>for</strong> human decision making are not discussed, only the effects <strong>of</strong> this decision making are studied.<br />
The book is derived from earlier papers presented at ESREDA, PGMON, <strong>VGB</strong> Working Groups <strong>and</strong> other committees<br />
while working with KEMA <strong>and</strong> its legacy companies <strong>and</strong> departments NRG, DNV-GL <strong>and</strong> DEKRA. The consent <strong>of</strong><br />
representatives <strong>of</strong> these organizations <strong>and</strong> firms <strong>for</strong> copying <strong>and</strong> further publishing has been granted. The names <strong>of</strong><br />
power plants still operating have been omitted or made anonymous. A description <strong>of</strong> the work <strong>of</strong> ESREDA is given.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany<br />
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<strong>VGB</strong>-B 035<br />
60
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Angriffserkennungssysteme im OT-Umfeld bei Betreibern kritischer Infrastrukturen<br />
Angriffserkennungssysteme im<br />
OT-Umfeld bei Betreibern kritischer<br />
Infrastrukturen<br />
Stefan Loubichi<br />
Abstract<br />
Attack detection systems in the OT<br />
environment <strong>for</strong> operators <strong>of</strong> critical<br />
infrastructures<br />
The new IT Security Act 2.0 obliges the operators<br />
<strong>of</strong> German critical infrastructures to implement<br />
systems <strong>for</strong> attack detection. If they fail to<br />
do so or if they think it is not necessary they face<br />
severe penalties <strong>of</strong> up to EUR 10,000,000. The<br />
question naturally arises as to whether this was<br />
really necessary. According to a research report<br />
by the Criminological Institute in Lower Saxony,<br />
only 20 percent <strong>of</strong> industrial companies use<br />
Intrusion Detection Systems. Normally this<br />
should be a good reason why it is necessary to<br />
implement such systems.<br />
In this essay we describe the different ways to<br />
implement systems <strong>for</strong> attack detection:<br />
––<br />
anomaly detection<br />
––<br />
Intrusion detection system (IDS)<br />
––<br />
Security In<strong>for</strong>mation <strong>and</strong> Event-Management<br />
(SIEM)<br />
In the area <strong>of</strong> anomaly detection <strong>and</strong> intrusion<br />
detection in particular, the German Bundesamt<br />
für Sicherheit in der In<strong>for</strong>mationstechnik (BSI)<br />
gives a lot <strong>of</strong> assistance on what to consider. Of<br />
course we look at these in detail, <strong>for</strong> example:<br />
––<br />
BSI-CS 134, Version 1.0, 25.02.2019<br />
––<br />
BSI Guide to implement Intrusion – Detection<br />
– Systems<br />
The selection <strong>of</strong> the suitable system depends on<br />
the budget available, the infrastructural requirements<br />
<strong>and</strong> whether the company has dealt<br />
with OT security be<strong>for</strong>eh<strong>and</strong>. It is important<br />
that the manufacturers <strong>of</strong> these components <strong>of</strong><br />
critical infrastructure must issue a guarantee<br />
<strong>for</strong> their components. For German manufacturers<br />
this shouldn‘t be critical, <strong>for</strong> manufacturers<br />
outside the EU the BSI will certainly be critical.<br />
Autor<br />
Pr<strong>of</strong>. h.c. PhDr. Dipl.-Kfm./Dipl.-Vw.<br />
Stefan Loubichi<br />
international experienced lead auditor <strong>and</strong><br />
consultant <strong>for</strong> in<strong>for</strong>mation management systems<br />
(ISO 27001, § 8 BSI-Law <strong>and</strong> IT-security<br />
catalogue § 11 I a/b EnWG) <strong>and</strong> IT-OT<br />
senior security expert, more than ten years <strong>of</strong><br />
international experience in implementing IT-/<br />
OT- security, key note speaker <strong>and</strong> author<br />
Essen, Deutschl<strong>and</strong><br />
Finally, the author gives a practical example <strong>of</strong><br />
how anomaly detection systems can be implemented<br />
by operators <strong>of</strong> critical infrastructures.<br />
In conclusion, it should be noted that anomaly<br />
detection systems will certainly be the tool <strong>for</strong><br />
SMEs, while IDS <strong>and</strong> SIEM will be reserved <strong>for</strong><br />
larger companies. An anomaly detection system<br />
can be implemented within e period <strong>of</strong> 3<br />
months.<br />
l<br />
Das IT-Sicherheitsgesetz 2.0<br />
Gemäß des am 1.1.<strong>2021</strong> von unserer Bundesregierung<br />
eingebrachten IT-Sicherheitsgesetztes<br />
2.0 wird durch Absatz 1a in<br />
§ 8a BSI-Gesetz die Verpflichtung zur Einführung<br />
von Systemen zur Angriffserkennung<br />
zu einem wichtigen aktiven Schritt<br />
der Cyberabwehr:<br />
„Die Verpflichtung nach Absatz 1 Satz 1, angemessene<br />
organisatorische und technische<br />
Vorkehrungen zu treffen, umfasst ab dem<br />
[einsetzen: Datum des ersten Tages des zwölften<br />
auf die Verkündung folgenden Kalendermonats]<br />
auch den Einsatz von Systemen zur<br />
Angriffserkennung. Die eingesetzten Systeme<br />
zur Angriffserkennung müssen geeignete Parameter<br />
und Merkmale aus dem laufenden<br />
Betrieb kontinuierlich und automatisch erfassen<br />
und auswerten. Sie sollten dazu in der<br />
Lage sein, <strong>for</strong>twährend Bedrohungen zu<br />
identifizieren und zu vermeiden sowie für<br />
eingetretene Störungen geeignete Beseitigungsmaßnahmen<br />
vorsehen. Absatz 1 Satz 2<br />
und 3 gilt entsprechend.“<br />
Wichtig ist in diesem Zusammenhang natürlich<br />
auch die neue Sanktionierung des<br />
IT-Sicherheitsgesetzes 2.0. Gemäß § 14 Absatz<br />
2 Nr. 2 h<strong>and</strong>elt ordnungswidrig,<br />
wer vorsätzlich oder fahrlässig entgegen<br />
§ 8a I 1 BSI-Gesetz in Verbindung mit einer<br />
Rechtsverordnung nach § 10 I 1 eine dort<br />
genannte Vorkehrung nicht, nicht richtig<br />
oder nicht vollständig oder nicht rechtzeitig<br />
trifft. Nach § 14 Abs. 5 kann die Ordnungswidrigkeit<br />
in den Fällen nach § 14<br />
Abs. 2 Nr. 2 mit einer Geldbuße von bis zu<br />
einer Million Euro geahndet werden. Des<br />
Weiteren ist laut § 14 Absatz 5 in diesem<br />
speziellen Fall § 30 Absatz 2 Satz 3 Ordnungswidrigkeitengesetz<br />
anwendbar. Dieser<br />
Satz sei hier wie folgt widergegeben:<br />
„Verweist das Gesetz auf diese Vorschrift,<br />
so verzehnfacht sich das Höchstmaß der<br />
Geldbuße nach Satz 2 für die im Gesetz bezeichneten<br />
Tatbestände.“ Wir reden hier<br />
also von 10 Millionen EURO.<br />
Auch aus diesem Grund sollte man sich<br />
zwei Mal überlegen, ob man wirklich auf<br />
ein System zur Angriffserkennung verzichten<br />
soll, da dies sehr teuer werden kann.<br />
Prinzipiell sei zum guten Schluss normativ<br />
noch darauf verwiesen werden, dass in<br />
Normelement 9.1 ISO/IEC 27001. Anhang<br />
A.12.4 ISO/IEC 27001 sowie FR 6 der ISO/<br />
IEC 62443 immer schon eine Referenzierung<br />
gegeben war.<br />
Aktueller St<strong>and</strong> der technischen<br />
Maßnahmen zur Cyberabwehr<br />
Der Bundesverb<strong>and</strong> In<strong>for</strong>mationssicherheit,<br />
Telekommunikation und neue Medien<br />
e.V (bitkom) bezifferte in seinem Studienbericht<br />
2020 „Spionage, Sabotage und<br />
Datendiebstahl – Wirtschaftsschutz in der<br />
vernetzten Welt“ die Schäden, die im Jahr<br />
2019 durch Cyberangriffe verursacht wurden,<br />
auf über 100 Milliarden Euro pro Jahr;<br />
dies stellt nahezu eine Verdopplung gegenüber<br />
dem Untersuchungszeitraum<br />
2017/2018 (55 Milliarden Euro) dar.<br />
Ein großes Problem besteht im Übrigen<br />
auch darin, dass laut Drucksache 19/24247<br />
der Bundesregierung nur 11,9 Prozent der<br />
schwerwiegenden Cyberangriffe angezeigt<br />
werden. Vergegenwärtigen wir in diesem<br />
Zusammenhang, dass es gemäß des aktuellen<br />
BSI-Lageberichtes zur IT-Sicherheit in<br />
Deutschl<strong>and</strong> im Zeitraum Juni 2019 bis<br />
Mai 2020 419 meldepflichtige Meldungen<br />
der Betreiber Kritischer Infrastrukturen<br />
gab, während die Zahl im Vergleichszentrum<br />
Juni 2017 bis Mai 2018 noch bei 145<br />
Meldungen lag. Während es in der Energiewirtschaft<br />
2020 26 und im Gesundheitswesen<br />
43 Meldungen gab, waren im Jahr<br />
2016 in der Energiewirtschaft 3 und im<br />
Gesundheitswesen 2 Meldungen zu verzeichnen.<br />
Schauen wir uns nun aber einmal an, welche<br />
technischen Maßnahmen von den<br />
61
Angriffserkennungssysteme im OT-Umfeld bei Betreibern kritischer Infrastrukturen <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Kritis-Betreibern gemäß des Forschungsberichtes<br />
152 des Kriminologischen<br />
Instituts Niedersachsen e.V. realisiert wurden:<br />
Nach Angaben des Gesamtverb<strong>and</strong>es der<br />
Deutschen Versicherungswirtschaft nutzen<br />
97% der befragten Unternehmen Virenscanner<br />
und Firewalls, 94 % nutzen Sicherheitsupdates<br />
und 84 % führen systematische<br />
Datensicherungen durch. Nach<br />
einer Studie der Bitkom aus dem Jahr 2018<br />
wurden in der Industrie bei den befragten<br />
Unternehmen folgende technischen Maßnahmen<br />
eingesetzt: Passwortschutz auf allen<br />
Geräten (100 %), Firewalls (100 %),<br />
Virenscanner (100 %), regelmäßige Datensicherungen<br />
(100 %), Verschlüsselung<br />
von Datenträgern (47 %), verschlüsselter<br />
E-Mail-Verkehr (36 %), Penetrationstests<br />
(24 %) und Intrusion Detection Systeme<br />
(20 %). Wenn nur jeder fünfte befragte Industriebetrieb<br />
in Deutschl<strong>and</strong> Intrusion<br />
Detection Systeme einsetzt, so muss es als<br />
folgerichtig angesehen werden, dass durch<br />
§ 8a Absatz 1a BSI-Gesetz die Verpflichtung<br />
zur Implementierung von Systemen<br />
zur Angriffserkennung eingeführt wird.<br />
In einer Zeit, in der sich die Frequenz und<br />
Komplexität von Cyberangriffen laufend<br />
erhöht, ist es deshalb notwendig, sich auf<br />
die Angriffserkennung und -reaktion („Detect<br />
<strong>and</strong> Respond“) zu fokussieren. Industrielle<br />
Cybersicherheitslösungen müssen<br />
eine umfassende Übersicht sowie einen<br />
tiefen Einblick der zu überwachenden Anlagen,<br />
die eine Vielzahl von IT-Assets enthalten<br />
können, zur Verfügung stellen.<br />
Dazu gehören Anwendungsserver, Engineering-Workstations,<br />
HMI/SCADA, FTP-<br />
Server, Daten-Historian, Feldbusprotokolle<br />
der alten und neuen <strong>Generation</strong>, web-basierte<br />
Administrations-Interfaces, Netzwerkdienste,<br />
virtuelle Systeme und vieles<br />
mehr). Aktuellen Angriffen lässt sich nur<br />
noch bedingt durch eine Absicherung an<br />
den Netzgrenzen begegnen. Es muss davon<br />
ausgegangen werden, dass früher oder<br />
später diese Absicherung überwunden<br />
wird.<br />
Deshalb ist der richtige Schritt die (Neu-)<br />
Bewertung der IT/OT-Security vom bisher<br />
dominierenden „Prevent und Protect“, also<br />
einer eher abschottenden- Sicherheitsl<strong>and</strong>schaft<br />
mit Firewall und VPN, hin zu „Detect<br />
<strong>and</strong> Respond“, mit dem Ziel einer kontinuierlichen<br />
Überwachung in Echtzeit und<br />
entsprechenden Maßnahmen als Reaktion<br />
auf Auffälligkeiten.<br />
Die Einrichtung ist in den heute genutzten<br />
Ethernet basierten Netzen schnell erfolgt.<br />
Die vollständige Erfassung und Analyse der<br />
Identitäten aller Kommunikationspartner,<br />
Assets, Zeitpunkt und Dauer der Kommunikation<br />
sowie der gesprochenen Protokolle<br />
aller Sitzungen passiert ohne weitere<br />
Anpassungen. Alarmierungen erfolgen<br />
ohne Konfiguration auf Basis von Anomalien.<br />
Anomalien sind einerseits abweichendes<br />
Verhalten vom Normalbetrieb (Fingerprint<br />
der Anlage), <strong>and</strong>erseits sind es auch<br />
Protokollfehler und -manipulationen bis<br />
hin zur automatisierten Erkennung von<br />
Aktivitäten unterschiedlicher Angriffsmodelle.<br />
Der ehemals hohe Aufw<strong>and</strong> dafür hat sich<br />
stark reduziert. Detailliertes Know-how<br />
und tiefgehende Kenntnisse als Voraussetzung<br />
sowie die aufwändigen betreuten Anlernphasen<br />
sind Dank maschinellem Lernen<br />
und zugeschnittenen Systemen für die<br />
An<strong>for</strong>derungen der Industrie nicht mehr<br />
er<strong>for</strong>derlich. Trotz aller Vorkehrungen sind<br />
Produktionsanlagen und somit das Unternehmen<br />
immer bestimmten Restrisiken<br />
ausgesetzt, die schwerwiegende Auswirkungen<br />
auf den Geschäftsbetrieb haben<br />
können. Auf derartige Ereignisse müssen<br />
wir uns vorbereiten – und damit die Folgen<br />
deutlich reduzieren.<br />
Das „Respond“ also auch das Reagieren auf<br />
Angriffe sollte somit so frühzeitig wie möglich<br />
erfolgen, um die Schadenauswirkung<br />
zu minimieren. Es lässt sich zwischen dem<br />
Respond bei Erkennen vor dem Schadenseintritt<br />
(Prävention) und dem Respond<br />
beim Eintritt eines Schadens (Reaktion)<br />
unterscheiden. In beiden Fällen sind vorab<br />
definierte Maßnahmen der Erfolgsfaktor.<br />
Für die schnelle Reaktionsfähigkeit erfolgt<br />
die Vorbereitung mithilfe einer Risikoanalyse<br />
und Bewertung. Schnell wird klar werden,<br />
ob alle Assets bekannt sind, welche<br />
Bedrohungen vorh<strong>and</strong>en sind und wie die<br />
bereits vorh<strong>and</strong>ene Maßnahme helfen –<br />
oder auch nicht. In den meisten Fällen werden<br />
direkt Maßnahmen zur Minimierung<br />
der Risiken umgesetzt. Für alle weiteren<br />
identifizierten Risiken, die eben nicht wirtschaftlich<br />
zu minimieren sind, werden spezifische<br />
Notfallszenarien erarbeitet und<br />
darauf basierend sinnvolle Präventiv-,<br />
Workaround- und Notfallmaßnahmen definiert.<br />
Alle Maßnahmen müssen auch die<br />
Personalverfügbarkeit und die Entscheidungsfähigkeit<br />
durch das Personal berücksichtigen.<br />
Drei strukturelle Möglichkeiten<br />
Nach diesseitiger Sicht sind derzeit drei Komponententypen<br />
in der Lage, geeignete Systeme<br />
zur Angriffserkennung zu sein:<br />
––<br />
Anomalieerkennung<br />
––<br />
Security In<strong>for</strong>mation & Event Management<br />
System (SIEM)<br />
––<br />
Intrusion Detection Systeme (IDS)<br />
Eine Charakterisierung dieser Komponenten<br />
erfolgt nachfolgend durch die Parameter:<br />
Ziel, Einsatzgebiet, Eigenschaften, Funktion,<br />
An<strong>for</strong>derungen.<br />
Hiernach erfolgt dann die Vorstellung von<br />
zwei – aus Sicht des Autors – unabdingbaren<br />
Typen.<br />
Anomalieerkennung:<br />
Ziele:<br />
––<br />
Cybersicherheit<br />
––<br />
Network Monitoring<br />
––<br />
Gewährleistung von Produktivität und<br />
Anlagenverfügbarkeit<br />
Einsatzgebiet:<br />
––<br />
Permanentes Network Monitoring komplexer<br />
Netzwerke mit deterministischen<br />
Kommunikationsmustern<br />
––<br />
Ebene 2 Absicherung gegen externe Bedrohung<br />
Eigenschaften:<br />
––<br />
Visualisierung verdächtiger Aktivitäten<br />
––<br />
Unabhängigkeit von einer Gefahrenliste<br />
der Dienstleister<br />
––<br />
Umfangreiches Reporting für <strong>for</strong>ensische<br />
Analysen<br />
Funktion:<br />
––<br />
Detektion aller Abweichungen vom St<strong>and</strong>ardkommunikationsmuster<br />
––<br />
Asset Management<br />
––<br />
Transparenz über Kommunikationsmuster<br />
An<strong>for</strong>derungen:<br />
––<br />
geringer Konfigurations- und Speicheraufw<strong>and</strong><br />
––<br />
kurze Lernzyklen<br />
––<br />
rückwirkungsfreie, <strong>of</strong>tmals „nur“ passive<br />
Datenzuleitung<br />
Security In<strong>for</strong>mation & Event Management<br />
System (SIEM)<br />
Ziele:<br />
––<br />
Cybersicherheit<br />
––<br />
Network Monitoring<br />
Einsatzgebiet:<br />
––<br />
Monitoring komplexer Netze<br />
Eigenschaften:<br />
––<br />
grafische und statische Visualisierung<br />
verdächtiger Netzaktivitäten<br />
––<br />
sehr detailliertes Reporting<br />
Funktion:<br />
––<br />
langfristige Analyse der Kommunikationsstruktur<br />
––<br />
Identifikation von Sicherheitslücken und<br />
Gefahren im Netzwerk<br />
An<strong>for</strong>derungen:<br />
––<br />
lange Lernzyklen<br />
––<br />
aktive Datenzuleitung<br />
––<br />
großer Konfigurationsaufw<strong>and</strong><br />
––<br />
hoher Speicheraufw<strong>and</strong><br />
––<br />
spezifisches Fachwissen<br />
Intrusion Detection Systeme<br />
Ziele:<br />
––<br />
Cybersicherheit<br />
Einsatzgebiet:<br />
––<br />
Management von Autorisierungen<br />
Eigenschaften:<br />
––<br />
Gefahrenabwehr unabhängig von der Gefahrenliste<br />
der Sicherheitsdienstleister<br />
––<br />
umfangreiches Reporting<br />
Funktion:<br />
––<br />
Abwehr bekannter Zugriffsmuster (Signaturen<br />
in und außerhalb von Netzwerken)<br />
An<strong>for</strong>derungen:<br />
––<br />
spezifisches Fachwissen<br />
62
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Angriffserkennungssysteme im OT-Umfeld bei Betreibern kritischer Infrastrukturen<br />
Anomalieerkennung nach der BSI<br />
Empfehlung CS 134<br />
Im Sinne des IT-Sicherheitsgesetzes ist es<br />
von grundlegender Relevanz den St<strong>and</strong><br />
der Technik einzuhalten. Was St<strong>and</strong> der<br />
Technik ist. Ist jedoch nie so einfach zu definieren<br />
und bekanntlicher Weise führen<br />
viele Wege nach Rom. Wichtig ist aber – im<br />
übertragenen Sinne –, dass man auch in<br />
Rom ankommt. Und wenn man in Sachen<br />
Anomalieerkennung in Rom ankommen<br />
will, so fährt man mit der Anwendung BSI<br />
Empfehlung CS 134 den richtigen Weg.<br />
Gerade für kleine bis mittelgroße von Betreiber<br />
kritischer Infrastrukturen, die<br />
durch eine bevorstehende Absenkung der<br />
Schwellenwerte in die Pflicht zur zeitnahen<br />
Umsetzung der Implementierung eines<br />
Systems zur Angriffserkennung kommen<br />
werden, wird die Anomalieerkennung<br />
wohl das primäre Tool oder<br />
Anfangstool sein. Genauso wichtig ist es in<br />
diesem Zusammenhang aber auch, dass<br />
der Hersteller ein Unternehmen ist, welches<br />
in der Lage ist, die neue Garantieerklärung<br />
gemäß IT-Sicherheitsgesetz 2.0 zu<br />
erfüllen.<br />
Vergegenwärtigen wir uns aber erst einmal,<br />
was man unter Anomalie versteht:<br />
In der Wissenschaft versteht man unter Anomalie<br />
als eine Situation, die so sehr von<br />
<strong>and</strong>eren Beobachtungen abweicht, dass<br />
diese den Verdacht hervorruft, durch einen<br />
<strong>and</strong>eren Mechanismus erzeugt zu sein.<br />
Eine weitere Definition besagt, dass die Erkennung<br />
von Anomalien das Problem der<br />
Entdeckung unentdeckter Muster sei.<br />
Im industriellen Umfeld können derartige<br />
Anomalien sein:<br />
Außergewöhnliche bzw. ungewöhnliche<br />
Aktivitäten im (ICS)-Netzwerk:<br />
––<br />
Anschluss eines neuen Gerätes<br />
––<br />
DHCP-Requests<br />
––<br />
Datenpakete eines bisher unbekannten<br />
Gerätes<br />
––<br />
Datenverkehr zwischen Geräten, die bisher<br />
nicht unterein<strong>and</strong>er kommuniziert<br />
haben<br />
––<br />
Datenverkehr mit einem bisher nicht verwendeten<br />
Protokoll<br />
––<br />
Datenverkehr mit einem unüblichen<br />
oder nicht vorgesehenen Protokoll<br />
––<br />
Auftreten von Ereignissen zu ungewöhnlichen<br />
Zeiten<br />
––<br />
Verwendung unerwarteter Adressen (öffentliche<br />
IP-Adressen etc.)<br />
––<br />
allgemein auffällige Ereignisse wie Adress-Scans<br />
oder Port-Scans<br />
––<br />
Änderungen der Netzwerkqualität , wie<br />
hohe B<strong>and</strong>breitennutzung, Erhöhung<br />
der RoundTrip-Zeiten, Verringerung der<br />
TCP-Fenstergröße, etc.<br />
Außergewöhnliche Ereignisse in produktionstypischen<br />
(ICS-)Protokollen<br />
––<br />
ungewöhnliche Fehlermeldungen<br />
––<br />
nicht unterstützte Funktionsaufrufe<br />
––<br />
bisher nicht verwendete Funktionsaufrufe<br />
––<br />
fehlerhafte Datenpakete<br />
––<br />
unbekannte Funktionscodes<br />
––<br />
Protokoll folgt nicht der Norm<br />
––<br />
unerwarteter Wechsel von einem Protokoll<br />
zu einem <strong>and</strong>eren<br />
Außergewöhnliche Veränderungen in Prozessdaten<br />
(z.B. Sensordaten, Steuerdaten):<br />
––<br />
Werte außerhalb definierter Bereiche<br />
––<br />
veränderte Häufigkeit<br />
––<br />
veränderte Zykluszeiten<br />
––<br />
sich verändernde Varianz innerhalb bestimmter<br />
Zeiträume<br />
Betrachten wir uns an, wie das BSI das dazugehörige<br />
Monitoring in BSI CS 134 definiert<br />
ist:<br />
„Eigenständiger Prozess, der alle Geräte in<br />
einem Netzwerk gleichermaßen überwacht.<br />
Daten und In<strong>for</strong>mationen werden<br />
dabei an einem oder mehreren zentralen<br />
Punkten gesammelt oder von einem zentralen<br />
Punkt abgefragt, mit technischen<br />
Verfahren analysiert und in Form von Zust<strong>and</strong>sberichten<br />
dargestellt. Monitoring-<br />
Lösungen erlauben darüber hinaus die<br />
Festlegung von Schwellwerten, die möglichen<br />
Zust<strong>and</strong>sberichte des Monitorings<br />
reichen daher von einfachen Signalisierungen<br />
(z.B. Rot/Grün-Leuchte bei Erreichen<br />
eines Schwellwertes) bis hin zu komplexen<br />
Diagrammen, Statistiken und Risikoeinschätzungen.<br />
Netze werden damit transparent.<br />
Zum effizienten Einsatz ist es neben<br />
der Auswahl der geeigneten Lösung er<strong>for</strong>derlich,<br />
die zu überwachenden Prozesse<br />
und Abläufe zu analysieren und die entsprechenden<br />
Kriterien für das Monitoring<br />
festzulegen.“<br />
Hieraus abgeleitet wird dann die Funktionsweise<br />
der Anomalieerkennung gemäß<br />
BSI CS 134:<br />
Um Anomalien zu erkennen, muss zuvor<br />
der „Normalzust<strong>and</strong>“ eines Systems – hier<br />
eines Produktionsnetzes – bekannt sein.<br />
Dazu werden – idealerweise passive – Sensoren<br />
(Netzwerk- oder Wiretaps) im Netzwerk<br />
bzw. im Netzwerksegment platziert,<br />
mittels derer über einen längeren Zeitraum<br />
die Daten im Netz erfasst werden können<br />
(Trainingsphase). Alternativ kann auch ein<br />
Switch mit Spiegelport (Mirroring) eingesetzt<br />
werden. Daten in diesem Sinne sind<br />
alle in<strong>for</strong>mationstechnischen Signale im<br />
Netzwerk, also Nutzdaten, Protokolldaten,<br />
Paketdaten usw.<br />
Das System sammelt alle auftretenden In<strong>for</strong>mationen<br />
und lernt dadurch die Netzwerktopologie,<br />
die Kommunikationsbeziehungen,<br />
das Zeitverhalten und gegebenenfalls<br />
die Inhalte der Kommunikation. Diese<br />
gewonnenen Daten lassen sich nach verschiedensten<br />
Kriterien analysieren, kategorisieren<br />
und bewerten. Mit dieser Datenbasis<br />
als Grundlage werden nun Schwellwerte<br />
und Triggerpunkte definiert, um<br />
außergewöhnliche Zustände und Vorgänge,<br />
die vom bisher gelernten „Normalen“<br />
abweichen, zu erkennen. Da jedes erstmalig<br />
auftretende Ereignis als Anomalie angesehen<br />
wird, ist es hilfreich, im Vorfeld und<br />
während der Trainingsphase mögliche Problembereiche<br />
festzulegen, auf die besonders<br />
geachtet werden soll, um die Zahl der<br />
Falschalarme (false positives) zu reduzieren.<br />
Im laufenden Betrieb wird diese<br />
Grundeinstellung kontinuierlich an die jeweils<br />
aktuellen Begebenheiten angepasst,<br />
beispielsweise wenn im Rahmen von Erweiterungen<br />
Geräte hinzukommen oder<br />
sich das Zeitverhalten einer Kommunikationsbeziehung<br />
gewollt ändert. Dies bedingt<br />
eine kontinuierliche Beobachtung und Bewertung,<br />
zumal ein potenzieller Angreifer<br />
darauf bedacht sein wird, seine eigenen<br />
Aktivitäten als normales Betriebsverhalten<br />
zu tarnen. Zweckmäßigerweise wird ein<br />
Erkennungssystem als eigenständige und<br />
unabhängige Komponente in das zu überwachende<br />
Netzwerk integriert und verfügt<br />
zudem über Schnittstellen zu Signalisierungs-,<br />
Melde- und Alarmsystemen und<br />
weiteren aktiven Sicherheitskomponenten.<br />
In diesem Zusammenhang wird zwischen<br />
aktiver und passiver Anomalieerkennung<br />
unterschieden:<br />
Passive Systeme<br />
verwenden Netzwerk- oder Wiretaps und<br />
arbeiten rückwirkungsfrei, d.h. sie haben<br />
keinen Einfluss auf Daten und Zeitverhalten<br />
im Netz und über sie werden keine Daten<br />
in das Netz gesendet. Zur Installation<br />
von Netzwerk- oder Wiretaps ist unter Umständen<br />
die Auftrennung des Netzwerks<br />
oder eines Netzwerkpfades er<strong>for</strong>derlich.<br />
Dies sollte daher nur zu einem geeigneten<br />
Zeitpunkt, beispielsweise vor der Inbetriebnahme<br />
oder innerhalb eines Wartungsfensters,<br />
erfolgen. Eine Abfrage von<br />
Geräten ist mit passiven Netzwerksensoren<br />
nicht möglich.<br />
Aktive Systeme<br />
erzeugen Datenverkehr in dem zu überwachenden<br />
Netz. Dieser Datenverkehr beinhaltet<br />
zum Beispiel:<br />
––<br />
Abfrage von Logdaten<br />
––<br />
Abfrage von Gerätetypen, Firmwareständen,<br />
Zuständen und Messdaten<br />
––<br />
Prüfen eines Netzwerksegments auf vorh<strong>and</strong>ene<br />
Teilnehmer durch Pings oder<br />
ARP-Anfragen<br />
Ein System zur Anomalieerkenung sollte<br />
deshalb gemäß BSI CS-134 folgende An<strong>for</strong>derungen<br />
in den nachfolgenden Kategorieklassen<br />
erfüllen:<br />
1. Allgemeine An<strong>for</strong>derungen:<br />
––<br />
Übersicht über alle Geräte, die im Netzwerk<br />
kommunizieren<br />
––<br />
Identifikation aller im Netzwerk vorkommenden<br />
Protokolle<br />
––<br />
Identifikation der im Netzwerk bestehenden<br />
Kommunikationsbeziehungen<br />
63
Angriffserkennungssysteme im OT-Umfeld bei Betreibern kritischer Infrastrukturen <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
––<br />
Erfassung der Netzwerkbelastung über<br />
die Zeit (Datenaufkommen, Kommunikationszeiten,<br />
etc.)<br />
––<br />
Einrichtung und Anpassbarkeit von Erkennungskriterien<br />
––<br />
Festlegung mehrerer Eskalationsstufen<br />
––<br />
übersichtliche und anpassbare Visualisierung<br />
––<br />
benutzerfreundliche Signalisierung und<br />
Darstellung von Ereignissen<br />
––<br />
Darstellung der Korrelation von Ereignissen<br />
––<br />
Integration in bereits bestehende Signalisierungs-,<br />
Melde- und Alarmsysteme<br />
––<br />
Skalierbarkeit, z.B. erweiterbare Speicherkapazitäten<br />
––<br />
Statistiken<br />
––<br />
Filterfunktionen<br />
––<br />
Exportfunktionen für weiterführende,<br />
ggf. <strong>for</strong>ensische Analysen (z.B. anomaliespezifische<br />
Netzwerkmitschnitte)<br />
––<br />
Benutzer- und Rollenmodell für den Zugriff<br />
auf das System<br />
––<br />
Updatefähigkeit<br />
––<br />
eigene Protokollierungsfunktionalitäten<br />
2. Außergewöhnliche bzw. ungewöhnliche<br />
Aktivitäten im Netzwerk:<br />
2.1 Basisan<strong>for</strong>derungen<br />
––<br />
Identifikation neuer Geräte im ICS-Netz<br />
––<br />
Identifikation der Kommunikation zwischen<br />
zwei Geräten, zwischen denen bisher<br />
keine Kommunikation stattgefunden<br />
hat<br />
––<br />
Identifikation der Kommunikation zwischen<br />
zwei Geräten über einen TCP/<br />
UDP9-Port, der bisher nicht verwendet<br />
worden ist<br />
––<br />
Identifikation neuer Protokolle oder der<br />
Veränderung von Protokollen zwischen<br />
einzelnen Komponenten<br />
––<br />
Identifikation von Verbindungen in unsichere<br />
Netzwerke, z.B. Internet<br />
––<br />
Identifikation unsicherer Kommunikationseigenschaften,<br />
z.B. fehlende Verschlüsselung<br />
2.2 Weitere An<strong>for</strong>derungen<br />
––<br />
Identifikation von Schwankungen in der<br />
Datenmenge und Häufigkeit<br />
––<br />
Darstellung ungewöhnlicher Aktivitäten<br />
––<br />
detaillierte Darstellung/Präsentation,<br />
ggf. mit Drill-Down-Möglichkeiten<br />
––<br />
Relevanz- und Risikobewertung erkannter<br />
Anomalien<br />
3. Außergewöhnliche Ereignisse in produktionstypischen<br />
3.1 Basisan<strong>for</strong>derungen<br />
––<br />
Identifikation von Fehlermeldungen,<br />
wie zum Beispiel ungültige oder nicht<br />
unterstützte Funktionsaufrufe bzw.<br />
Funktionscodes oder ungültige Adresse,<br />
ungültiges Ziel<br />
––<br />
Adresse oder Ziel nicht erreichbar / nicht<br />
verfügbar (z.B. Timeouts)<br />
––<br />
Identifikation ICS-spezifischer Funktionscodes,<br />
die bisher nicht verwendet<br />
wurden<br />
––<br />
Identifikation von Formatfehlern in ICS-<br />
Protokollen<br />
––<br />
Feststellen, ob ein Zugriff (z.B. Schreiben/Lesen)<br />
auf eine Adresse erfolgt, die<br />
von diesem Gerät üblicherweise nicht<br />
genutzt wird<br />
4. Außergewöhnliche Veränderungen in<br />
Prozessdaten (z.B. Sensordaten, Steuerdaten):<br />
4.1 Basisan<strong>for</strong>derungen<br />
––<br />
Abweichungen innerhalb festgelegter<br />
Wertebereiche<br />
––<br />
Veränderungen in der Häufigkeit<br />
––<br />
Veränderungen im Zeitverhalten<br />
––<br />
Tendenzveränderungen innerhalb von<br />
Wertebereichen<br />
Beispiel der praktischen<br />
Anwendbarkeit einer passiven<br />
Anomalieerkennung<br />
Bild 1. Asset-Übersicht IRMA ® ,Quelle: Videc.<br />
Bild 2. Risikomanagement IRMA ® , Quelle: Videc.<br />
Auch wenn die Anomalieerkennung in industrieller<br />
Automatisierungsumgebung<br />
kein absolutes Neul<strong>and</strong> ist, so sind weder<br />
aktive noch passive Anomalieerkennungen<br />
wie S<strong>and</strong> am Meer zu finden. Hinzu kommt<br />
durch das neue IT-Sicherheitsgesetz 2.0<br />
auch noch, dass die Hersteller wichtiger<br />
Kritis-Komponenten – und hierzu zählen<br />
auch die Hersteller von Anomalieerkennungssystemen<br />
eine Garantieerklärung<br />
abgeben müssen. Dies schränkt die weitere<br />
Auswahl etwas ein. Aus diesem Grunde hat<br />
sich der Autor des Artikels die Praktikabilität<br />
eines Tools zur passiven Anomalieerkennung<br />
am Beispiel der in Deutschl<strong>and</strong><br />
entwickelten und hergestellten Anomalieerkennung<br />
IRMA ® der Firma ACHTWERK<br />
angeschaut.<br />
Auffällig ist dabei, dass es vier Kernfunktionen<br />
gibt, die leicht zu „h<strong>and</strong>eln„ sind:<br />
1. Automatische Erkennung der Assets im<br />
Netzwerk (B i l d 1 ):<br />
Die Erkennung der Assets erfolgt über speziell<br />
entwickelte Algorithmen kombiniert<br />
mit effizientem Maschinelles Lernen zur<br />
Erstellung des Asset-Registers ihrer Produktionsanlage.<br />
Die passive Anomalieerkennung<br />
identifiziert vollständig autonom,<br />
erfasst und analysiert alle Systeme und<br />
Verbindungen ohne jegliche Aktivität im<br />
Netzwerk der Produktionsanlage. Diese<br />
grundsätzliche Funktion ist im Wesentlichen<br />
passiv, bedeutet, dass zunächst kein<br />
Teilnehmer aktiv angefragt wird. Ein wichtiger<br />
Aspekt, da viele alte Geräte auf solche<br />
Abfragen sehr sensibel reagieren und neue<br />
Teilnehmer dadurch automatisch erkannt<br />
werden. Auch bei segmentierten Netzwerken<br />
wird dabei die ganzheitliche Überwachung<br />
durch den Einsatz kostengünstiger<br />
64
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Angriffserkennungssysteme im OT-Umfeld bei Betreibern kritischer Infrastrukturen<br />
Bild 4. Netzplan IRMA ® , Quelle: Videc.<br />
Client-TAPs gewährleistet. Darüber gibt es<br />
eine aktiven Komponente zur vollumfänglichen<br />
Identifikation der Assets.<br />
2. Risikomanagement<br />
Von existenzieller Relevanz ist die Funktionalität<br />
des Risikomanagements (B i l d 2 ).<br />
Die Bewertung eines jeden Assets kann<br />
nun nebst Schutzmaßnahme ISMS-kon<strong>for</strong>m<br />
vorgenommen werden<br />
3. Netzwerkplan:<br />
Die grafische Darstellung des gesamten<br />
Netzwerkes mit allen Querverbindungen in<br />
der Kommunikation sowie die Auswertungen<br />
zu jedem einzelnen Teilnehmer ist<br />
dann durch das Modul Netzwerkplan möglich.<br />
Jeder Netzwerkplan kann einzeln gespeichert<br />
werden und bei erneuter Öffnung<br />
wird der Anwender so<strong>for</strong>t auf die<br />
Änderungen hingewiesen. Auch dies ist ein<br />
großer Vorteil einer ISO 27001 kon<strong>for</strong>men<br />
Dokumentation (B i l d 3 ).<br />
Gerade hierdurch lassen sich graphisch ungewöhnliche<br />
Verbindungen lokalisieren.<br />
4. Alarmierung:<br />
Alarmierung von Anomalien, Änderungen<br />
und somit möglichen Angriffen werden in<br />
der Bedienoberfläche und automatisiert<br />
über gesicherte Verbindungen alarmiert.<br />
Es steht mit der Schaltung von potentialfreien<br />
Kontakten eine elektrische Alarmierung<br />
direkt in das Leitsystem zur Verfügung.<br />
Durch die Vielzahl der elektronischen<br />
Datenschnittstellen als restAPI,<br />
SMTP oder SFTP ist die Weitergabe und<br />
Integration in ein Alarmierungssystem<br />
(z.B. AIP) oder in unternehmensweite Security<br />
In<strong>for</strong>mation Event Management<br />
(SIEM) Systeme sowie In<strong>for</strong>mation Security<br />
Management Systeme (ISMS) aufw<strong>and</strong>sarm<br />
möglich.<br />
Die passive Anomalieerkennung ist somit<br />
ein Tool zur Angriffserkennung im mittelständischen<br />
Unternehmensumfeld, welches<br />
in der Regel intuitiv zu bedienen ist.<br />
Darüber ist eine passive Anomalieerkennung<br />
natürlich auch etwas, was in die Systematik<br />
der Angriffserkennung bei Großkraftwerken<br />
integrierbar ist. Durch die<br />
Energiewende geht jedoch der Trend zu<br />
kleineren Entitäten in der Energieerzeugung,<br />
so dass derartige Systeme immer<br />
stärker zum Einsatz kommen. Ein weiteres<br />
Argument für den Einsatz von passiven Anomalieerkennungssystemen<br />
besteht aber<br />
natürlich auch darin, dass diese nur einen<br />
Bruchteil von <strong>and</strong>eren Systemen kosten<br />
und darüber hinaus auch nahezu intuitiv<br />
zu bedienen sind.<br />
Die derzeit bekanntesten Anbieter von Anomalieerkennungssystemen<br />
made in Germany<br />
– so sieht es sichere-industrie.de<br />
sind derzeit:<br />
––<br />
ACHTWERK GmbH & Co KG / Videc<br />
Data Engineering GmbH<br />
––<br />
Finally Safe GmbH<br />
––<br />
Rhebo GmbH<br />
Intrusion Detection Systeme und<br />
der zugehörige BSI Leitfaden<br />
Eine wichtige Hilfestellung bei der Implementierung<br />
und Auswahl von IDS Systemen<br />
gibt der BSI Leitfaden zur Einführung<br />
von Intrusion Detection Systemen.<br />
Als Intrusion-Detection-System wird eine<br />
Zusammenstellung von Werkzeugen bezeichnet,<br />
die den gesamten Intrusion-Detection-Prozess<br />
von der Ereigniserkennung<br />
über die Auswertung bis hin zur Eskalation<br />
und Dokumentation von Ereignissen unterstützen.<br />
Der Großteil marktverfügbare<br />
Intrusion-Detection-Produkte weist diese<br />
integrierte Funktionalität auf. IDS können<br />
jedoch auch aus Einzelkomponenten zusammengesetzt<br />
werden. Auswahl und Zusammenstellung<br />
des IDS richten sich dabei<br />
nach den individuellen technischen<br />
und organisatorischen Gegebenheiten und<br />
An<strong>for</strong>derungen. (B i l d 4 , B i l d 5 und<br />
Bild 6).<br />
Heutzutage bestehen IDS Systeme vor allem<br />
aus folgenden Komponenten:<br />
––<br />
Netzsensoren zur Überwachung des<br />
Netzverkehrs an bestimmten Punkten<br />
––<br />
Hostsensoren zur Überwachung des Betriebssystems,<br />
von Applikationen oder<br />
des hostspezifischen Netzverkehrs<br />
––<br />
Datenbankkomponenten<br />
––<br />
Managementstation<br />
––<br />
Auswertungsstation<br />
Sehr bekannte IDS Systeme sind derzeit:<br />
––<br />
SolarWinds Security Event Manager<br />
(wobei man es besser als SIEM bezeichnen<br />
sollte)<br />
––<br />
Kismet<br />
––<br />
Zeek<br />
––<br />
Open DLP<br />
––<br />
Sagan<br />
––<br />
Suricata<br />
––<br />
Security Onion<br />
Eines dieser Produkte ist auch den “Nicht-<br />
IDS-Experten” unter den Lesern sicherlich<br />
seit Ende 2020 bekannt.<br />
Methoden der Angriffserkennung sind:<br />
––<br />
Erkennung von Angriffsmustern<br />
––<br />
Anomalieerkennung<br />
––<br />
Korrelation von Ereignisdaten<br />
Beschäftigen wir uns nachfolgend mit der<br />
Erkennung von Angriffsmustern und der<br />
Korrelation von Ereignisdaten.<br />
Erkennen von Angriffsmustern<br />
Als Signaturen werden im IDS Kontext Muster<br />
bzw. Ereignisse bezeichnet, die auf einem<br />
bekannten Angriff oder ein missbräuchliches<br />
Systemverhalten hinweisen.<br />
Signaturen reichen dabei von einfacher Zeichenerkennung<br />
in Daten („pattern matching“)<br />
bis hin zu komplexen Verhaltensmustern.<br />
So erlauben sie auch die Erkennung<br />
fehlerhafter Verhaltensweisen des<br />
Systems oder einzelner Nutzer (z.B. drei<br />
fehlerhafte Login-Versuche innerhalb von<br />
drei Minuten). Das IDS alarmiert, sobald<br />
ein solches Muster zutrifft. Die meisten verfügbaren<br />
IDS gestatten das Anpassen oder<br />
Neuerstellen von Signaturen durch eine einfache<br />
Skriptsprache. Vorteil dieser Methode<br />
ist die leichte Verständlichkeit des Vorgehens.<br />
Nachteilig ist, dass praktisch alle Angriffe<br />
(in sämtlichen Modifikationen) aufgezählt<br />
werden müssen, damit sie erkannt<br />
werden können. Zwar können ähnliche Angriffe<br />
durch dieselbe Signatur erkannt werden,<br />
wenn die Signatur entsprechend „unscharf“<br />
definiert ist. Hierdurch erhöht sich<br />
jedoch auch die Fehlalarmrate (false positives)<br />
des IDS und mit ihr der personelle Aufw<strong>and</strong><br />
zur Analyse der IDS-Meldungen.<br />
Man kann bereits hier erkennen, dass<br />
IDS sehr ressourcenintensiv sind und folg-<br />
65
Angriffserkennungssysteme im OT-Umfeld bei Betreibern kritischer Infrastrukturen <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Internet<br />
Netzsensor<br />
externer<br />
Paketfilter<br />
DMZ<br />
Firewall-System<br />
Applikations<br />
Gateway<br />
Webserver<br />
interner<br />
Paketfilter<br />
Mailserver<br />
Client Systeme<br />
Internes Netz<br />
IDS<br />
Managementstation<br />
interne Server<br />
Bild 4. Einsatz des IDS zur ergänzenden Absicherung von Netzübergängen, Quelle: BSI.<br />
Internet<br />
Hostsensor<br />
externer<br />
Paketfilter<br />
DMZ<br />
Firewall-System<br />
Applikations<br />
Gateway interner<br />
Paketfilter<br />
Webserver<br />
Mailserver<br />
Client Systeme<br />
Internes Netz<br />
IDS<br />
Managementstation<br />
interne Server<br />
Bild 5. Einsatz eines IDS zur Überwachung spezifischer Systeme und/oder Anwendungen,<br />
Quelle: BSI.<br />
Internet<br />
Hostsensor<br />
Netzsensor<br />
Firewall-System<br />
Applikations<br />
Gateway<br />
externer interner<br />
Router Router<br />
DMZ<br />
Webserver<br />
Mailserver<br />
Modem<br />
Internes Netz<br />
Client Systeme<br />
Bild 6. Einsatz eines IDS zur Überwachung des internen Netzes.<br />
Switch/<br />
Router<br />
IDS<br />
Managementstation<br />
interne Server<br />
schen Aktionen zum Umgang mit den erkannten<br />
Ereignissen umfasst, wie z.B.<br />
Eskalationsprozesse. Neben der Dokumentierung<br />
sind vor allem Alarmierung und<br />
die automatische Einleitung von Gegenmaßnahmen<br />
von Relevanz. Beispiele für<br />
automatische Gegenmaßnahmen:<br />
––<br />
eine temporäre Regeländerung der<br />
Firewall, um bestimmte Zugangsmöglichkeiten<br />
für Angreifer zeitweise zu<br />
sperren und Zeit für Sicherungsmaßnahmen<br />
zu gewinnen<br />
––<br />
das Beenden von Kommunikationsverbindungen<br />
durch aktives Einbringen von<br />
Reset-Paketen in das Netz oder<br />
––<br />
die Sperrung von Zugriffsrechten auf einem<br />
Rechner, wenn ein Angriffs- oder<br />
Missbrauchsversuch erkannt wird.<br />
In diesem Zusammenhang muss jedoch auf<br />
zwei Sachverhalte verweisen werden:<br />
––<br />
Die Angriffserkennung durch ein IDS ist<br />
unscharf. Es treten regelmäßig Fehlalarme<br />
auf. Als Reaktion auf Fehlalarme<br />
kann das Unterbinden von Kommunikationsbeziehungen<br />
oder Zugangs-/Zugriffsmöglichkeiten<br />
dazu führen, dass<br />
die Verfügbarkeit von Systemen und Applikationen<br />
ungewollt beeinträchtigt<br />
wird.<br />
––<br />
Zur Durchführung von Angriffen werden<br />
häufig Absenderkennungen gefälscht.<br />
Automatische Reaktionen können dann<br />
dazu führen, dass Dienste oder Applikationen<br />
für legitime Nutzer nicht mehr<br />
erreichbar sind.<br />
Die große Heraus<strong>for</strong>derung im Bereich Intrusion<br />
Detection sind die unterschiedlichen<br />
Ansätze zur St<strong>and</strong>ardisierung:<br />
––<br />
Common Intrusion Detection Framework<br />
(CIDF) Projekt<br />
––<br />
Intrusion Detection Working Group<br />
(IDWG) der IETF<br />
––<br />
Common Content Inspection (CCI) API<br />
und OPSEC von Check Point<br />
––<br />
Common Vulnerabilities <strong>and</strong> Exposures<br />
(CVE)<br />
––<br />
ISO Technical Report<br />
Die nachfolgenden drei Szenarien mögen<br />
Ihnen IDS Einsatzszenarien verdeutlichen:<br />
lich auch als kostenintensiv zu bewerten<br />
sind.<br />
Korrelation von Ereignissen<br />
Die Auswertungslogik basiert in der Regel<br />
auf Ereignissen und Daten von einem Sensor,<br />
mehreren Sensoren gleicher Art oder<br />
mehrerer Sensoren unterschiedlicher Arten.<br />
Die Bewertung mehrerer, nicht zeitgleicher<br />
Ereignisse oder Ereignisse unterschiedlicher<br />
Sensoren durch die Auswertungslogik<br />
wird als Korrelation bezeichnet.<br />
Die Korrelation kann mit der Signaturanalyse<br />
und Anomalieanalyse kombinierbar<br />
sein. Die Korrelation wird in der Praxis derzeit<br />
hauptsächlich dadurch erschwert, dass<br />
einerseits ungeeignete Datenbanksysteme<br />
zur Speicherung der Ereignisdaten eingesetzt<br />
werden und <strong>and</strong>ererseits aufgrund<br />
fehlender St<strong>and</strong>ardisierung eine Korrelation<br />
über Sensoren verschiedener Hersteller<br />
hinweg nicht von den IDS unterstützt wird.<br />
Manuelle Korrelationen sind zwar möglich,<br />
jedoch sehr zeitaufwändig und damit<br />
kostenintensiv.<br />
Intrusion Response-Funktionen<br />
Als Reaktion auf erkannte Ereignisse können<br />
verschiedene Aktionen ausgelöst werden,<br />
von der Dokumentation des Ereignisses,<br />
über die Alarmierung bis zur automatischen<br />
Aktivierung von Gegenmaßnahmen.<br />
Die von einem IDS automatisch<br />
eingeleiteten Maßnahmen werden als Intrusion-Response<br />
bezeichnet. Incident-Responses<br />
sind die technisch-organisatori-<br />
Security In<strong>for</strong>mation <strong>and</strong><br />
Event-Management (SIEM)<br />
Der Begriff SIEM wurde 2005 durch Mark<br />
Nicolett und Amrit Williams von der USamerikanischen<br />
Gartner Group geprägt.<br />
Die Funktionsweise eines SIEM erfolgt<br />
(vereinfachend erklärt) erfolgt im Rahmen<br />
der folgenden Schritte:<br />
1. Datenerfassung<br />
Die Daten von sicherheitsrelevanten Aktivitäten<br />
wie Anmeldesitzungen und böswilligen<br />
Angriffen oder Bedrohungen werden<br />
erfasst.<br />
2. Regeln<br />
Aufgrund der erfassten Daten werden Regeln<br />
und Bedingungen entwickelt, die sich<br />
66
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Angriffserkennungssysteme im OT-Umfeld bei Betreibern kritischer Infrastrukturen<br />
ideal für Worst- und Best-Case-Szenarien<br />
eignen.<br />
3. Analyse<br />
Das SIEM analysiert nun die Daten und Ergebnisse<br />
und sucht nach Optionen, Ereignisse<br />
zu korrelieren und in umsetzbare<br />
Aufgaben umzuw<strong>and</strong>eln.<br />
Mit SIEM kann man natürlich proaktiv<br />
agieren, aber man muss sich natürlich fragen,<br />
in wie weit derartige Lösungen große<br />
Ressourcen und Kosten verursachen. Es ist<br />
aus diesem Grunde tendenziell davon auszugehen,<br />
dass SIEM-Lösungen auch weiterhin<br />
von großen Unternehmen hauptsächlich<br />
eingesetzt werden.<br />
Die großen Marktplayer im SIEM-Markt<br />
sind:<br />
––<br />
Splunk Enterprise Security<br />
––<br />
IBM QRadar<br />
––<br />
McAffee Enterprise Security Manager<br />
––<br />
ManageEngine EventLog Analyzer<br />
Konzept zur Implementierung<br />
eines Systems zur<br />
Angriffserkennung<br />
Zum guten Schluss sei hier noch vorgestellt,<br />
wie aus praktischer Sicht und aufgrund<br />
der Erfahrungen des Autors die Implementierung<br />
einer Anomalieerkennung<br />
in ICS-Netzwerken erfolgen sollte:<br />
––<br />
Ist-Analyse, Problem- und Zielbestimmung<br />
––<br />
Klärung unternehmerischer und gesetzlicher<br />
Vorgaben<br />
––<br />
Bestimmung der Security-Prozess-<br />
Ausgangssituation<br />
––<br />
Bestimmung der technischen Ausgangssituation<br />
––<br />
Ermittlung der Assets<br />
––<br />
Bestimmung des aktuellen Schutzniveaus<br />
––<br />
Festlegung des zu erreichenden<br />
Schutzniveaus<br />
––<br />
Dokumentation<br />
––<br />
Maßnahmenumsetzung<br />
––<br />
Etablierung der Security-Prozesse<br />
––<br />
Auswahl eines geeigneten Anomalie-<br />
Erkennungstools<br />
––<br />
Konzept zur Eingliederung der Sensoren<br />
des Anomalieerkennungstools<br />
––<br />
Technische Realisierung des Konzepts<br />
––<br />
Überprüfung der Zielerreichung<br />
––<br />
Interne Validierung der technische Realisierung<br />
––<br />
Externes Third-Party-Audit zur Überprüfung<br />
der Zielerreichung<br />
Fazit<br />
Die Zahl der Angriffe auf die IT-/OT-Systeme<br />
der Betreiber kritischer Infrastrukturen<br />
nehmen beständig zu und entsprechende<br />
Systeme zur Angriffserkennung sind in der<br />
Industrie in Deutschl<strong>and</strong> nur unzureichend<br />
implementiert. Aus diesem Grunde<br />
war die Verpflichtung Einführung derartiger<br />
Systeme der logische Schritt des Gesetzgebers.<br />
Durch Anomalieerkennungssysteme, Intrusion<br />
Detection Systeme (IDS) sowie Security<br />
In<strong>for</strong>mation <strong>and</strong> Event Management<br />
(SIEM) stehen drei verschiedene Klassen<br />
von Angriffserkennungssystemen zur Verfügung,<br />
wobei lediglich Anomalieerkennungssysteme<br />
in verhältnismäßig kleinem<br />
Zeitaufw<strong>and</strong> und mit verhältnismäßig kleinem<br />
Budget realisiert werden können. Der<br />
Vorteil liegt bei diesen Systemen auch darin,<br />
dass wir hier diverse deutsche Hersteller<br />
haben, die somit leichter die durch das<br />
neue IT-Sicherheitsgesetz 2.0 ge<strong>for</strong>derte<br />
Garantieerklärung abgeben können. Für<br />
größere Entitäten werden aber nach wie<br />
vor IDS und SIEM die bevorzugte Wahl<br />
sein.<br />
Referenzen<br />
Drucksache 19/24247 der Bundesregierung<br />
vom 12.11.2020.<br />
Gesetzesentwurf Zweites Gesetz zur Erhöhung<br />
der Sicherheit in<strong>for</strong>mationstechnischer Systeme<br />
vom 1.1.<strong>2021</strong>, Drucksache 1621 des<br />
Bundesrates.<br />
Drucksache 19/23851 des Deutschen Bundestages.<br />
Forschungsbericht Nr. 152 „Cyberangriffe gegen<br />
Unternehmen in Deutschl<strong>and</strong> – Ergebnisse<br />
einer repräsentativen Unternehmensbefragung<br />
2018/2019“ des Kriminologischen Forschungsinstituts<br />
(KFI) Niedersachsen e.V..<br />
https://www.bka.de/DE/AktuelleIn<strong>for</strong>matinen/StatistikenLagebilder/Lagebilder/Cybercrime/cybercrime_node.html.<br />
BSI, Lagebericht zur IT-Sicherheit in Deutschl<strong>and</strong><br />
2018.<br />
BSI, Lagebericht zur IT-Sicherheit in Deutschl<strong>and</strong><br />
2020.<br />
Forschungsberichtes 152 des Kriminologischen<br />
Instituts Niedersachsen.<br />
Bitkom e.V., 2018, Spionage, Sabotage und Datendiebstahl<br />
– Wirtschaftsschutz in der Industrie,<br />
Studienbericht, 2018.<br />
Ch<strong>and</strong>ola, V.; Banerjee, A.; Kumar, V.: Anomaly<br />
Detection: A Survey. In: ACM Computing<br />
Surveys 41 (2009), Nr. 3, S. 15:1–15:58.<br />
Hawkins, D.: Identification <strong>of</strong> Outliers.<br />
Dordrecht : Springer Netherl<strong>and</strong>s, 1980.<br />
BSI-CS 134, Version 1.0 vom 25.2.2019.<br />
ISO/IEC 62443-4-2: Technical security requirements<br />
<strong>for</strong> IACS, Foundational Requirement<br />
(FR) 6, Timely response to events.<br />
ISO/IEC 27001 9.1 Monitoring, measurement,<br />
analysis <strong>and</strong> evaluation.<br />
ISO/IEC 27001: Annex A: A.12.4 Logging <strong>and</strong><br />
monitoring.<br />
https://www.videc.de/produkte/irma-cybersecurity-risikomanagement-intrusion-detection-system/.<br />
https://www.sichere-industrie.de/anomalieerkennung-industrienetz-implementierenteil-2/.<br />
https://acht-werk.de/angebot/#funktion.<br />
https://www.bsi.bund.de/DE/Publikationen/<br />
Studien/IDS02/gr1_htm.html. l<br />
<strong>VGB</strong>-Book<br />
In<strong>for</strong>mationssicherheitsmanagementsysteme<br />
für Betreiber von Energieanlagen<br />
gemäß § 11 Absatz 1b Energiewirtschaftsgesetz<br />
Stefan Loubichi | <strong>VGB</strong>-B 031,<br />
2018, DIN A5, 168 Seiten, Preis: 91,59– €, + USt. und Vers<strong>and</strong><br />
Dieses Buch soll Führungskräften als auch verantwortlichen Ansprechpartnern für<br />
IT-Sicherheit ein grundlegendes und vertieftes Basiswissen vermitteln, über welches<br />
sie verfügen müssen, wenn sie den Weg der Implementierung und Zertifizierung<br />
des In<strong>for</strong>mationssicherheitsmanagementsystems erfolgreich bestehen wollen.<br />
In<strong>for</strong>mationssicherheitsmanagementsysteme<br />
für Betreiber von<br />
Energieanlagen gemäß<br />
§ 11 Absatz 1b<br />
Energiewirtschaftsgesetz<br />
Stefan Loubichi<br />
<strong>VGB</strong>-B 031<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH | Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften<br />
Fon: +49 201 8128-200<br />
E-Mail: mark@vgb.org | Webshop: www.vgb.org/shop<br />
67
KKS und RDS-PP® – <strong>VGB</strong> spricht die Sprache der Kraftwerkstechnik <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
KKS und RDS-PP ® – <strong>VGB</strong> spricht die<br />
Sprache der Kraftwerkstechnik<br />
Kon<strong>for</strong>me und herstellerunabhängige Kennzeichnung von<br />
Energieerzeugungsanlagen<br />
Andreas Böser und Sabine Kuhlmann<br />
Abstract<br />
KKS <strong>and</strong> RDS-PP ® – <strong>VGB</strong> speaks the<br />
language <strong>of</strong> power plant technology<br />
Regardless <strong>of</strong> the degree <strong>of</strong> industrialization,<br />
power generation is undoubtedly one <strong>of</strong> the<br />
most important <strong>and</strong> complex tasks <strong>of</strong> any society.<br />
The reliable supply <strong>of</strong> energy <strong>and</strong> thus the<br />
successful operation <strong>of</strong> each individual power<br />
plant – regardless <strong>of</strong> the primary energy used –<br />
requires an identification system <strong>for</strong> the consistent<br />
identification <strong>of</strong> plant components <strong>and</strong> processes.<br />
KKS <strong>and</strong> RDS-PP ® provide these capabilities<br />
from planning to orderly dismantling.<br />
Starting with project planning, through operation<br />
<strong>of</strong> the plant <strong>and</strong> up to the planned end <strong>of</strong><br />
operation, all process participants speak the<br />
same “<strong>VGB</strong> language” <strong>and</strong> can thus communicate<br />
with each other nationally <strong>and</strong> also internationally<br />
without any problems. Thanks to<br />
this <strong>VGB</strong> power plant language, data can be<br />
exchanged irrespective <strong>of</strong> manufacturer <strong>and</strong> operator<br />
<strong>and</strong> enable power plant operators to operate<br />
<strong>and</strong> maintain their plants independently<br />
<strong>and</strong>, in the end, to dismantle them in compliance<br />
with laws <strong>and</strong> st<strong>and</strong>ards.<br />
l<br />
Einleitung<br />
Kommunikation und Sprache sind in all ihren<br />
Facetten und Möglichkeiten unumgängliches<br />
Werkzeug für jede Art von Entwicklung.<br />
Das gilt für unser soziales und<br />
gleichermaßen für unser wissenschaftlichtechnisches<br />
sowie wirtschaftliches Leben.<br />
Je komplexer ein Problem und die daraus<br />
resultierenden Aufgaben und Zusammenhänge,<br />
desto detaillierter und differenzierter<br />
muss Sprache diese definieren und beschreiben,<br />
um Lösungen zu entwickeln<br />
und Innovationen nach vorne zu bringen.<br />
Zu diesem Zweck bilden sich kontinuierlich<br />
Fachsprachen heraus, damit die Zusammenhänge<br />
und Aufgaben in Wissenschaft<br />
und Produktion möglichst genau<br />
beschrieben werden können. Diese Sprachen<br />
basieren jedoch in der Regel auf der<br />
Allgemeinsprache und sind demensprechend<br />
mit Ungenauigkeiten und Unsicherheiten<br />
behaftet und er<strong>for</strong>dern eine maximal<br />
exakte Definition und Abgrenzung der<br />
Begriffe und eindeutige Benennungen von<br />
Objekten, Funktionen und Vernetzungen.<br />
Die eindeutige Benennung, die keinerlei<br />
Interpretationsspielraum zulässt, ist mit<br />
den Mitteln der Allgemeinsprache eine<br />
sehr ambitionierte Aufgabe und zahlreiche<br />
Beispiele ließen sich anführen, die deutlich<br />
machen, wo selbst Fachsprachen an klare<br />
und <strong>of</strong>tmals unüberwindbare Grenzen stoßen.<br />
Es muss also ein eindeutiges, von allen<br />
am Prozess Beteiligten akzeptiertes,<br />
System geschaffen werden, das jede Form<br />
von Fehlinterpretationen und Missverständnissen<br />
ausräumt.<br />
Diese Problematik gilt natürlich auch und<br />
vor allem für die Erzeugung und Speicherung<br />
von Strom und Wärme, Ausgangspunkt<br />
jeglicher Form von industriellem<br />
und wirtschaftlich zielgerichtetem H<strong>and</strong>eln.<br />
Die Verfahren zur Umw<strong>and</strong>lung fossiler,<br />
nuklearer und erneuerbarer Primärenergien<br />
werden seit Beginn der Elektrifizierung<br />
zunehmend komplexer. Durch den technischen<br />
Fortschritt und gesetzliche Auflagen<br />
hinsichtlich Umweltverträglichkeit, Arbeitssicherheit<br />
und Betriebssicherheit,<br />
werden an Komponenten und Verfahren<br />
stetig höhere An<strong>for</strong>derungen gestellt, die<br />
eine detaillierte und unmissverständliche<br />
Sprache zur eindeutigen Benennung der<br />
Komponenten, ihrer Beziehungen zuein<strong>and</strong>er<br />
und der Darstellung der Prozesse er<strong>for</strong>dert:<br />
mit den Anlagenkennzeichnungssystemen<br />
KKS (Kraftwerk-Kennzeichensystem)<br />
und RDS-PP ® (Reference Designation<br />
System <strong>for</strong> Power Plants) spricht <strong>VGB</strong><br />
Power Tech genau die Sprache der Energietechnik,<br />
die national sowie international<br />
eingesetzt und ge<strong>for</strong>dert wird, um damit<br />
den kompletten Betrieb von Anlagen zur<br />
Strom- und Wärmeerzeugung sowie Energiespeicherung<br />
zu führen (B i l d 1 ). Das<br />
gilt für den gesamten Lebenszyklus einer<br />
Energieanlage von der Projektierung und<br />
Planung, über die Errichtung und den<br />
UA004<br />
-UA01<br />
-UA02<br />
-UA03<br />
UA003<br />
-UA01<br />
-UA02<br />
-UA03<br />
UA002<br />
-UA01<br />
-UA02<br />
Autoren<br />
UA001<br />
-UA01<br />
-UA02<br />
=MQA01 UA001 -UA02<br />
Andreas Böser und Sabine Kuhlmann<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Essen, Deutschl<strong>and</strong><br />
Bild 1. Anwendung des RDS-PP ® anh<strong>and</strong> einer Photovoltaik-Freifeldanlage.<br />
68
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
KKS und RDS-PP® – <strong>VGB</strong> spricht die Sprache der Kraftwerkstechnik<br />
Betrieb bis zur Revision und zum geordneten<br />
Rückbau einer Anlage, die mit den<br />
<strong>VGB</strong>-Kennzeichnungssystemen eindeutig<br />
beschrieben und deren Verfahren und Prozesse<br />
zu jedem Zeitpunkt klar vonein<strong>and</strong>er<br />
abgegrenzt werden können.<br />
Somit sind die Kennzeichnungssysteme<br />
KKS und RDS-PP ® der „Generalschlüssel“,<br />
um In<strong>for</strong>mationen, die in den unterschiedlichen,<br />
an der Stromproduktion beteiligten<br />
Systemen verarbeitet werden, abzufragen<br />
und diese redundanz- und fehlerfrei mitein<strong>and</strong>er<br />
zu verknüpfen.<br />
KKS und RDS-PP ® bilden die Grundlage für<br />
digitalisierte Betriebsführung und sind:<br />
––<br />
anwendbar in allen konventionellen, nuklearen<br />
und erneuerbaren Energieanlagen,<br />
––<br />
konsistent für den gesamten „Lebenslauf“<br />
einer Anlage,<br />
––<br />
hersteller- und sprachenunabhängig und<br />
––<br />
gleich für alle am Stromerzeugungsbetrieb<br />
beteiligten Fachbereiche.<br />
Ohne diese „Sprache“ wäre der wirtschaftliche<br />
und konkurrenzfähige Betrieb eines<br />
Kraftwerks, das die aktuellen An<strong>for</strong>derungen<br />
an Arbeits- und Umweltsicherheit, Betriebssicherheit<br />
und Verfügbarkeit erfüllt,<br />
nahezu unmöglich und würde Planer, Hersteller,<br />
Betreiber, Servicedienstleister, Genehmigungsbehörden<br />
usw. vor schier unlösbare<br />
Probleme stellen und damit ernsthaft<br />
die Existenz ganzer Volkswirtschaften<br />
in Frage stellen.<br />
Entwicklung der<br />
Kraftwerkskennzeichnungssysteme<br />
KKS und RDS-PP ®<br />
Seit Mitte der 1970er-Jahre entwickelt <strong>VGB</strong><br />
gemeinsam mit seinen Mitgliedern kontinuierlich<br />
ein Anlagenkennzeichnungssystem,<br />
um den Bedürfnissen bei der Planung,<br />
dem Bau und dem Betrieb von Kraftwerksanlagen<br />
gerecht zu werden und um die einheitliche<br />
Kommunikation zwischen allen<br />
Beteiligten zu gewährleisten. Der <strong>VGB</strong> setzte<br />
den damaligen <strong>VGB</strong>-Fachausschuss<br />
„Technische Ordnungssysteme“ ein, in dem<br />
Vertreter von Betreibern, Gutachter, Behörden<br />
und Herstellern gleichrangig vertreten<br />
waren, um ein solches Kennzeichnungssystem<br />
zu entwickeln. Das Kennzeichensystem<br />
wurde parallel zur bzw.<br />
gemeinsam mit der DIN 40719-2 (Erstausgabe<br />
1978) entwickelt und die Aktivitäten<br />
des <strong>VGB</strong> mündeten im Kraftwerkskennzeichnungssystem<br />
– KKS. Die Erstausgabe<br />
des KKS wurde ebenfalls 1978 als <strong>VGB</strong>-<br />
Richtlinie <strong>VGB</strong>-B 105 veröffentlicht und<br />
liegt derzeit in seiner 8. Auflage von 2018<br />
vor. Mit Hilfe des KKS wurden neben den<br />
elektrotechnischen Betriebsmitteln auch<br />
Geräte der Maschinentechnik gekennzeichnet.<br />
Außerdem wurde KKS als Basis<br />
zur Kennzeichnung von Signalen, Anschlüssen<br />
und Dokumenten genutzt. Die<br />
Richtlinie wurde komplettiert durch die<br />
ELEN<br />
H 2 O<br />
=NHA<br />
= NHG<br />
=NHB<br />
-NHC<br />
=NHE<br />
ELEN Electric energy / Elektrische Energie<br />
Bild 2. Abbildung aus dem RDS-PP ® -St<strong>and</strong>ard <strong>VGB</strong>-S-823-41,<br />
Anwendungsrichtlinie „Power to Gas“.<br />
Funktions-, Aggregate- und Betriebsmittelschlüssel.<br />
Mit seiner Entwicklung hat sich<br />
das KKS weltweit als anerkannte „Sprache“<br />
etabliert und kommt in unzähligen Anlagen<br />
der Energieerzeugung zum Einsatz.<br />
Das KKS wurde damit als „Haus-Norm“ des<br />
<strong>VGB</strong> zu einem international anerkannten<br />
Regelwerk.<br />
Im Jahr 2000 wurde die DIN 40719-2 zurückgezogen<br />
und es erschien die IEC<br />
61346-2, bzw. DIN 61346-2. Demzufolge<br />
wurden im KKS Kennbuchstaben verwendet,<br />
die nicht mehr von einer gültigen<br />
Norm abgedeckt wurden und internationale<br />
An<strong>for</strong>derungen und Festlegungen wurden<br />
nicht mehr im KKS berücksichtigt. Daraus<br />
ergab sich die Notwendigkeit, das KKS<br />
weiterzuentwickeln, bzw. an das gültige<br />
internationale Regelwerk anzupassen. Der<br />
mittlerweile vom <strong>VGB</strong> eingesetzte Arbeitskreis<br />
„Anlagenkennzeichnung und Dokumentation“<br />
hat als Nachfolger des <strong>VGB</strong>-<br />
Fachausschusses „Technische Ordnungssysteme“<br />
maßgeblich an der Erarbeitung<br />
der Kraftwerksnormen DIN 6779-10 und<br />
DIN ISO/TS 16952-10 mitgearbeitet. Diese<br />
IEC- und ISO-Normen zur Referenzkennzeichnung<br />
wurden unter der gemeinsamen<br />
Normenreihe 81346 veröffentlicht und bilden<br />
die Grundnorm des Referenzkennzeichensystems<br />
für Kraftwerke – RDS-PP ® :<br />
die konsequente Weiterentwicklung des<br />
KKS. Das RDS-PP ® ist erstmalig Mitte der<br />
2000er Jahre erschienen und liegt mittlerweile<br />
in der 4. Auflage vor. Rund 90 % der<br />
Kennbuchstaben des KKS-Funktionsschlüssels<br />
konnten in den neuen Systemschlüssel<br />
des RDS-PP ® übernommen werden.<br />
Im Gegensatz zum KKS, wurde das<br />
RDS-PP ® um Kennzeichenblöcke für die<br />
gemeinsame- und funktionale Zuordnung<br />
erweitert, d.h. es lassen sich Verknüpfungen<br />
zwischen zwei Funktionen herstellen.<br />
Das RDS-PP ® bietet die Grundlage für eine<br />
objektorientierte Identifizierung der einzelnen<br />
Anlagenkomponenten mit beliebig<br />
vielen Beziehungen zu <strong>and</strong>eren Objekten<br />
und ist damit prädestiniert zur Abbildung<br />
in einem Betriebsführungssystem. Die einheitliche<br />
und durchgängige Strukturierung<br />
sowie die eindeutige Identifizierung<br />
der Anlagen erhöht die Anlagen- und Personensicherheit<br />
und schließt Verwechslungen<br />
aus. Das RDS-PP ® wurde zudem mit<br />
Blick auf die erneuerbaren Stromerzeugungstechnologien<br />
wie Wind, Wasser und<br />
Photovoltaik entwickelt und berücksichtigt<br />
deren zusätzliche An<strong>for</strong>derungen. Auch für<br />
Power-to-Gas ist bereits eine RDS-PP ® -Anwendungsrichtlinie<br />
verfügbar (B i l d 2 ).<br />
KKS und RDS-PP ® werden von <strong>VGB</strong> in<br />
deutscher und englischer Sprache entwickelt<br />
(Bild 3 und Bild 4).<br />
KKS oder RDS-PP ® ?<br />
Das KKS ist seit Ende der 1970er-Jahre<br />
weltweit erfolgreich im Einsatz und wurde<br />
durch die Entwicklung internationaler Normung<br />
durch das RDS-PP ® , das auf dieser<br />
Normung basiert, weiterentwickelt. Dennoch<br />
wird das nunmehr seit Jahrzehnten<br />
bewährte KKS weiter genutzt und auch in<br />
neuen Anlagen eingesetzt, vor allem, wenn<br />
eine bestehende Flotte bereits mit KKS gekennzeichnet<br />
ist und Betriebsführungsund<br />
Leittechniksysteme dementsprechend<br />
vorh<strong>and</strong>en sind und auch entsprechend<br />
z.B. mit einem Unternehmens-In<strong>for</strong>mationssystem<br />
(ERP) wie SAP verknüpft sind.<br />
H 2<br />
O 2<br />
69
KKS und RDS-PP® – <strong>VGB</strong> spricht die Sprache der Kraftwerkstechnik <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Basisregelwerk (inkl. Teil thermische Kraftwerke)<br />
Ergänzende Kraftwerkstyp spezifische Teile<br />
<strong>VGB</strong>-S-831-00-2015-05-DE<br />
Lieferung der Technischen<br />
Dokumentation für Anlagen<br />
der Energieversorgung<br />
<strong>VGB</strong>-S-811-01-2018-01-DE<br />
KKS-Festlegungen<br />
Richtlinie und Schlüsselteil<br />
Im Wind-Bereich hat sich das neuere RDS-<br />
PP ® durchgesetzt und wird dort mehr genutzt,<br />
als das KKS.<br />
Weitergehende Nutzung der<br />
Kennzeichnungssysteme<br />
KKS-Regelwerk<br />
<strong>VGB</strong>-S-832-00-2012-06-EN-DE<br />
Dokumentenkennzeichen für<br />
Anlagen der Energieversorgung<br />
(DCC Schlüssel)<br />
Abgesehen von der herstellerunabhängigen,<br />
normengerechten Kommunikation,<br />
werden die <strong>VGB</strong>-Kennzeichnungssysteme<br />
<strong>VGB</strong>-B 106<br />
KKS-Anwendungserläuterungen<br />
Allgemein und Fachspezifisch<br />
<br />
<br />
<strong>VGB</strong>-S-891-00-2012-06-DE-EN<br />
<strong>VGB</strong>-Abkürzungskatalog<br />
für die Kraftwerkstechnik<br />
Ergänzendes <strong>VGB</strong>-Regelwerk<br />
<strong>VGB</strong>-B 105.1<br />
KKS-Begriffszuordnungsliste<br />
zum Aggregate- und<br />
Betriebsmittelschlüssel<br />
<strong>VGB</strong>-B 106 D1<br />
KKS-Anwendungserläuterungen<br />
für Wasserkraftanlagen<br />
<strong>VGB</strong>-B 108 d/e<br />
Regeln zur Bildung von Benennungen<br />
und deren Anwendung<br />
in der Kraftwerkstechnik<br />
DE/d/(ohne Kürzel): Deutsche Ausgabe. EN/e: Englische Ausgabe.<br />
Fig. 3. Übersicht zum KKS-Regelwerk und den zugeordneten <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ards mit den Basisst<strong>and</strong>ards<br />
und dem erzeugungsspezifischen St<strong>and</strong>ard zur Wasserkraft. Die Publikationen sind<br />
entweder als zweisprachige Ausgabe, Deutsch-Englisch, erschienen bzw. als separate<br />
deutsch- bzw. englischsprachige Werke. Die Veröffentlichung <strong>VGB</strong>-B 105.1 liegt nur in<br />
deutscher Sprache vor. Das ergänzende Regelwerk vervollständigt vor allem im Hinblick<br />
auf den Aspekt der Dokumentation das KKS-Basisregelwerk.<br />
Basisregelwerk (inkl. Teil thermische Kraftwerke)<br />
<strong>VGB</strong>-S-821-00-2016-06-DE<br />
RDS-PP ®<br />
Systemschlüssel<br />
Ergänzende Kraftwerkstyp spezifische Teile<br />
<strong>VGB</strong>-S-831-00-2015-05-DE<br />
Lieferung der Technischen<br />
Dokumentation für Anlagen<br />
der Energieversorgung<br />
<strong>VGB</strong>-S-823-31-2014-12-EN-DE<br />
RDS-PP ® Anwendungsrichtlinie<br />
Wasserkraftwerke<br />
<strong>VGB</strong>-S-823-34-2020-12-EN-DE<br />
RDS-PP ® Anwendungsrichtlinie<br />
Verbrennungsmotoren<br />
<br />
<br />
<strong>VGB</strong>-S-832-00-2012-06-EN-DE<br />
Dokumentenkennzeichen für<br />
Anlagen der Energieversorgung<br />
(DCC Schlüssel)<br />
RDS-PP ® -Regelwerk<br />
<strong>VGB</strong>-B 102 d/e<br />
RDS-PP ® Kennbuchstaben<br />
Grundfunktionen und<br />
Produktklassen<br />
<strong>VGB</strong>-S-823-32-2014-03-EN-DE<br />
RDS-PP ® Anwendungsrichtlinie<br />
Windkraftwerke<br />
Ergänzendes <strong>VGB</strong>-Regelwerk<br />
<br />
<br />
<strong>VGB</strong>-S-891-00-2012-06-DE-EN<br />
<strong>VGB</strong>-Abkürzungskatalog<br />
für die Kraftwerkstechnik<br />
<strong>VGB</strong>-S-823-01-2015-09-EN-DE<br />
RDS-PP ® Anwendungsrichtlinie<br />
Kraftwerke, Allgemein<br />
<strong>VGB</strong>-S-823-41-2018-07-EN-DE<br />
RDS-PP ® Anwendungsrichtlinie<br />
Power to Gas<br />
<strong>VGB</strong>-S-823-33-2018-07-EN-DE<br />
RDS-PP ® Anwendungsrichtlinie<br />
Photovoltaische Kraftwerke<br />
<strong>VGB</strong>-B 108 d/e<br />
Regeln zur Bildung von Benennungen<br />
und deren Anwendung<br />
in der Kraftwerkstechnik<br />
DE/d/(ohne Kürzel): Deutsche Ausgabe. EN/e: Englische Ausgabe.<br />
Fig. 4. Übersicht zum RDS-PP ® -Regelwerk und den zugeordneten <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ards mit den Basisst<strong>and</strong>ards<br />
und dem erzeugungsspezifischen St<strong>and</strong>ard zur Wasserkraft, Windkraft, Photovoltaik,<br />
Verbrennungsmotoren und Power to Gas. Die Publikationen sind entweder als<br />
zweisprachige Ausgabe, Deutsch-Englisch, erschienen bzw. als separate deutsch- bzw.<br />
englischsprachige Werke. Das ergänzende Regelwerk vervollständigt vor allem im Hinblick<br />
auf den Aspekt der Dokumentation das RDS-PP ® -Basisregelwerk.<br />
KKS und RDS-PP ® auch in weiteren, für<br />
den sicheren und wirtschaftlichen Betrieb<br />
von Energieanlagen, sehr wichtigen Bereichen<br />
genutzt:<br />
Zum einen bieten die Kennzeichnungssysteme<br />
auch die Möglichkeit einer Zuordnung<br />
der Dokumentation zu den entsprechenden<br />
Komponenten/Systemen. In diesem<br />
Zusammenhang sind die <strong>VGB</strong>-Dokumentations-St<strong>and</strong>ards<br />
<strong>VGB</strong>-S-831-00, „Lieferung<br />
der Technischen Dokumentation<br />
(Technische Anlagendaten, Dokumente)<br />
für Anlagen der Energieversorgung“, und<br />
<strong>VGB</strong>-S-832-00, „Dokumentenkennzeichen<br />
für Anlagen der Energieversorgung“, zu erwähnen.<br />
In diesen St<strong>and</strong>ards werden An<strong>for</strong>derungen<br />
an den Lieferumfang der<br />
technischen Dokumentation und die Nutzung<br />
von Dokumentenkennzeichen für Anlagen<br />
der Energieversorgung beschrieben.<br />
Mit diesen Festlegungen wird auch hier die<br />
Kommunikation zwischen allen mit der<br />
H<strong>and</strong>habung von Dokumenten betrauten<br />
Partnern wesentlich verbessert. Unnötige<br />
Kosten können so wirkungsvoll und nachhaltig<br />
vermieden werden und Kraftwerksbetreibern<br />
wird ein selbstständiger und<br />
auch OEM-unabhängiger Betrieb ihrer Anlagen<br />
ermöglicht.<br />
Darüber hinaus sind das KKS und das<br />
RDS-PP ® auch für Benchmark-Aufgaben<br />
eine unerlässliche Voraussetzung. Die<br />
Schwachstellenanalyse, unternehmensintern<br />
wie unternehmensübergreifend, national<br />
wie international, wäre ohne entsprechende<br />
Kennzeichnung und Identifikation<br />
der einzelnen Komponenten und Verfahren<br />
kaum durchführbar und wird auch in<br />
KISSY genutzt. Der Nutzen solcher Benchmarks<br />
ist unstrittig und auch hier im Hinblick<br />
auf Arbeitssicherheit, Umweltverträglichkeit,<br />
Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit<br />
ein fester Punkt auf der Agenda von<br />
Energieversorgern weltweit.<br />
Aktualisierung von<br />
KKS und RPS-PP ®<br />
Wie bereits zuvor erwähnt, ist die <strong>VGB</strong>-<br />
Fachgruppe „Anlagenkennzeichnung und<br />
Dokumentation“ primär mit der Pflege und<br />
Aktualisierung des KKS sowie RDS-PP ® beauftragt<br />
(B i l d 5 ). In diesem Arbeitskreis<br />
arbeiten rund 15 Experten aus dem Betreiber-,<br />
Hersteller- und Beraterkreis zusammen.<br />
Im Gegensatz zu <strong>and</strong>eren <strong>VGB</strong>-Ausschüssen,<br />
basiert die Arbeit der TG „Anlagenkennzeichnung<br />
und Dokumentation“<br />
auf einer eigenen Geschäftsordnung. Alle<br />
Mitglieder des Arbeitskreises sind, wie bereits<br />
im Vorgängerausschuss, nach wie vor<br />
gleichranging stimmberechtigt und eventuelle<br />
Interessenskonflikte werden so<strong>for</strong>t<br />
und unmittelbar im Arbeitskreis von den<br />
Beteiligten ausgeräumt. Die einzelnen vertretenden<br />
Parteien arbeiten praxis- und<br />
ergebnisorientiert und sind Teil dieses<br />
symbiotischen Expertenteams. Dadurch<br />
wird gewährleistet, dass die individuellen<br />
Interessen der einzelnen Stakeholder optimal<br />
berücksichtigt werden können.<br />
Probleme, die bei der täglichen Arbeit auftreten<br />
und von Betreibern oder Beratern an<br />
die Fachgruppe herangetragen werden,<br />
stehen in der Fachgruppe unmittelbar auf<br />
der Agenda und werden diskutiert und Lösungen<br />
werden zeitnah erarbeitet. Die<br />
Fachgruppe bietet bei Fragestellungen<br />
rund um die Kraftwerkskennzeichnung<br />
70
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
KKS und RDS-PP® – <strong>VGB</strong> spricht die Sprache der Kraftwerkstechnik<br />
=MRE<br />
=MRG<br />
=MRV<br />
=MRN<br />
=MRH<br />
=MUG<br />
Bild 5. Bild aus dem aktuell erschienenen RDS-PP ® -St<strong>and</strong>ard zu „Anlagen der Energieversorgung<br />
mit Verbrennungsmotoren“.<br />
=MRE<br />
=MRK<br />
lischer Sprache mit rund 3.200 Seiten Dokumentation<br />
und In<strong>for</strong>mation. Zum RDS-<br />
PP ® -Schlüsselteil gehören rund 9.000<br />
Datensätze des Systemschlüssels. Auch<br />
für das RDS-PP ® sind „RDS-PP Pocketbooks“<br />
(deutsche und englische Ausgabe,<br />
jeweils 74 Seiten) als Printausgabe und<br />
eBook sowie eine kostenlose RDS-PP App<br />
für die Betriebssysteme iOS und Android<br />
erhältlich.<br />
Für den Nutzer und Anwender von KKS<br />
und RDS-PP ® bietet <strong>VGB</strong> zudem maßgeschneiderte<br />
Lizenzmodelle an, die sich an<br />
den jeweiligen Er<strong>for</strong>dernissen eines Projektes,<br />
von der Planung über den Bau und<br />
Betrieb bis hin zur Stilllegung orientieren.<br />
Für Ordentliche Mitglieder des <strong>VGB</strong> (Betreiber<br />
von Energieanlagen) sind Nutzung<br />
und Anwendung als Teil der Datenbank<br />
„<strong>VGB</strong> V4SOM“ (Zugriff auf das digitale Regelwerk)<br />
lizenziert. Fördernde und Außerordentliche<br />
Mitglieder des <strong>VGB</strong> pr<strong>of</strong>itieren<br />
von vergünstigten Angeboten.<br />
eine Erstberatung (First Level Support)<br />
und vermittelt Experten zur Durchführung<br />
von Optimierungsprojekten. Vertretern<br />
von <strong>VGB</strong>-Mitgliedsunternehmen wird hier<br />
die Möglichkeit geboten, aktiv an der Weiterentwicklung<br />
der Kennzeichensysteme<br />
mitzuarbeiten und die zukünftige Entwicklung<br />
mitzugestalten.<br />
Dokumentation und Nutzung von<br />
KKS und RDS-PP ®<br />
KKS und RDS-PP ® sind für den Anwender<br />
ausführlich dokumentiert und versetzen<br />
ihn damit in die Lage, eine geeignet Anlagenkennzeichnung<br />
und -dokumentation<br />
umzusetzen.<br />
Das KKS umfasst aktuell insgesamt neun<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ards in deutscher bzw. englischer<br />
Sprache mit rund 2.600 Seiten Dokumentation<br />
und In<strong>for</strong>mation. Zum KKS-<br />
Schlüsselteil mit Funktionssschlüssel, Aggregateschlüssel<br />
und Betriebsmittelschlüssel<br />
gehören rund 10.000 Datensätze,<br />
jeweils für Deutsch und Englisch. Das kostenlose<br />
als Print- und eBook verfügbare<br />
„KKS Pocketbook“ (148 Seiten) sowie die<br />
ebenfalls kostenlose KKS-App für die Betriebssysteme<br />
iOS und Android unterstützen<br />
den Anwender vor Ort (B i l d 6 ).<br />
Das RDS-PP ® umfasst aktuell insgesamt<br />
10 <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ards in deutscher bzw. eng-<br />
Fazit<br />
Unabhängig vom Grad der Industrialisierung,<br />
zählt die Stromerzeugung zweifellos<br />
zu den wichtigsten und komplexesten Aufgaben<br />
einer Gesellschaft. Die zuverlässige<br />
Energieversorgung und damit der erfolgreiche<br />
Betrieb eines jeden einzelnen Kraftwerks<br />
– unabhängig von der eingesetzten<br />
Primärenergie – benötigt ein Kennzeichnungssystem<br />
zur konsistenten Identifikation<br />
von Anlagenteilen und Prozessen. KKS<br />
und RDS-PP ® bieten diese Möglichkeiten<br />
von der Planung bis zum geordneten Rückbau.<br />
Angefangen bei der Projektierung,<br />
über den Betrieb der Anlage und bis zum<br />
geplanten Laufzeitende sprechen alle Prozessbeteiligten<br />
dieselbe „<strong>VGB</strong>-Sprache“<br />
und können so national und auch international<br />
problemlos mitein<strong>and</strong>er kommunizieren.<br />
Dank dieser <strong>VGB</strong>-Kraftwerks-Sprache<br />
können hersteller- und betreiberunabhängig<br />
Daten ausgetauscht werden und<br />
versetzen Kraftwerksbetreiber in die Lage,<br />
ihre Anlagen selbstständig zu betreiben, zu<br />
warten und am Ende auch gesetzes- und<br />
normenkon<strong>for</strong>m zu demontieren.<br />
Weitere In<strong>for</strong>mationen können auf der<br />
KKS-/RDS-PP ® -Themenseite des <strong>VGB</strong> gebündelt<br />
abgerufen werden:<br />
Bild 6. iOS ® /Android-App für<br />
KKS bzw. RDS-PP ® .FIND & GET FOUND! https://kks.vgb.org<br />
POWERJOBS.<strong>VGB</strong>.ORG l<br />
ONLINE–SHOP | WWW.<strong>VGB</strong>.ORG/SHOP<br />
JOBS IM INTERNET | WWW.<strong>VGB</strong>.ORG<br />
71
Forum Technologie – Effiziente Energie-Technik: iKWK <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Energiemanagement<br />
Effiziente Energie-Technik für viele<br />
Anwendungen: Kraft-Wärme-<br />
Kopplung iKWK<br />
Stefanie Reil<br />
Abstract<br />
Efficient energy technology <strong>for</strong> many<br />
applications: Combined heat <strong>and</strong><br />
power iKWK<br />
The German coal phase-out law opens up completely<br />
new opportunities <strong>for</strong> combined heat<br />
<strong>and</strong> power (CHP). This is because the associated<br />
amendment to the CHP Act (KWKG) promotes<br />
greater flexibility in the technology <strong>and</strong><br />
thus opens up innovative business models <strong>for</strong><br />
CHP plants. Until now, these have served almost<br />
exclusively as base-load generators in continuous<br />
operation. But the sharp increase in volatile<br />
power generation from the sun <strong>and</strong> wind is<br />
making more <strong>and</strong> more residual load necessary:<br />
This is precisely where CHP has a great<br />
opportunity to demonstrate its market credentials<br />
<strong>for</strong> the future. However, the new flexibility<br />
also increases the complexity <strong>of</strong> CHP-based energy<br />
concepts. To ensure that the respective application<br />
(business case) remains economically<br />
viable, sound project development <strong>and</strong> planning<br />
are essential. Here, Gammel Engineering<br />
(GE) is already prepared <strong>for</strong> complex <strong>and</strong> flexible<br />
concepts due to its decades <strong>of</strong> know-how in<br />
project development <strong>for</strong> decentralized energy<br />
systems <strong>and</strong> CHP. This is currently being demonstrated<br />
again in the planning <strong>of</strong> an iKWK<br />
system in Bad Reichenhall. The project, jointly<br />
developed by Stadtwerke Bad Reichenhall <strong>and</strong><br />
Gammel Engineering, was awarded the contract<br />
in the first iKWK tender round in 2018.<br />
Full commissioning is planned <strong>for</strong> June <strong>2021</strong>.<br />
Currently, the municipal utilities are already<br />
advertising it with the slogan: “Saalach heat<br />
from renewable, innovative, CO 2 -saving CHP<br />
plant”.<br />
l<br />
Jährliche Stromerzeugung in GWh/a<br />
250.000<br />
200.000<br />
150.000<br />
100.000<br />
50.000<br />
Mit dem deutschen Kohleausstiegsgesetz<br />
ergeben sich für die Kraft-Wärme-Kopplung<br />
(KWK) ganz neue Chancen. Denn die<br />
damit verbundene Novelle des KWK-Gesetzes<br />
(KWKG) fördert die Flexibilisierung<br />
der Technik und eröffnet damit innovative<br />
Geschäftsmodelle für KWK-Anlagen. Bisher<br />
dienten diese fast ausschließlich als<br />
Grundlasterzeuger im Dauerbetrieb. Doch<br />
die starke Zunahme der volatilen Stromerzeugung<br />
aus Sonne und Wind macht immer<br />
mehr Residuallast er<strong>for</strong>derlich: Genau<br />
darin liegt für KWK die große Chance, ihre<br />
Marktberechtigung für die Zukunft zu zeigen.<br />
Aufgrund der neuen Flexibilität steigt<br />
aber auch die Komplexität KWK-basierter<br />
Energiekonzepte. Damit der jeweilige Einsatzfall<br />
(Business Case) wirtschaftlich<br />
tragfähig bleibt, sind eine fundierte Projektentwicklung<br />
und Planung unerlässlich.<br />
Hier ist Gammel Engineering aufgrund seines<br />
jahrzehntelangen Know-hows in der<br />
Projektentwicklung für dezentrale Energiesysteme<br />
und KWK bereits für komplexe<br />
und flexible Konzepte gewappnet. Dies<br />
wird aktuell wieder bei der Planung für ein<br />
iKWK-System in Bad Reichenhall unter Beweis<br />
gestellt. Das Projekt, gemeinsam<br />
von den Stadtwerken Bad Reichenhall<br />
und GE entwickelt, erhielt 2018 den Zuschlag<br />
in der ersten iKWK-Ausschreibungsrunde.<br />
Die vollständige Inbetriebnahme<br />
ist für Juni <strong>2021</strong> geplant. Aktuell bewerben<br />
es die Stadtwerke bereits mit dem Slogan:<br />
„Saalachwärme aus erneuerbarem,<br />
innovativem, CO 2 -sparendem Heizkraftwerk“.<br />
Zwei Tendenzen spielen für die Zukunft<br />
der KWK aktuell die wichtigsten Rollen:<br />
Einerseits steigt wegen immer mehr fluktuierender<br />
erneuerbarer Einspeiser im<br />
Stromnetz der Bedarf an flexibler und bedarfsgerechter<br />
Stromerzeugung (B i l d 1).<br />
Andererseits gilt es, auch bei der Wärme<br />
die Wende zu einer ökologischen Erzeugung<br />
zu schaffen. Deshalb ist an dieser<br />
0<br />
1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017<br />
Jahr<br />
Autor<br />
Wasserkraft<br />
biogene Festbrennst<strong>of</strong>fe<br />
Klärgas<br />
Windenergie an L<strong>and</strong><br />
biogene flüssige Brennst<strong>of</strong>fe<br />
Deponiegas<br />
Windenergie auf See<br />
Biogas<br />
Biogener Anteil des Abfalls<br />
Photovoltaik<br />
Biomethan<br />
Geothermie<br />
Dr.-Ing. Stefanie Reil<br />
Leitung Projektentwicklung bei<br />
Gammel Engineering<br />
Abensberg, Deutschl<strong>and</strong><br />
Bild 1. Bruttostromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschl<strong>and</strong> von 1990 bis 2018<br />
(eigene Anfertigung nach [Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in<br />
Deutschl<strong>and</strong>, Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. August 2019. Verfügbar unter:<br />
https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Navigation/DE/Service/Erneuerbare_Energien_<br />
in_Zahlen/Zeitreihen/zeitreihen.html]).<br />
72
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Forum Technologie – Effiziente Energie-Technik: iKWK<br />
Stelle eine Sektorenkopplung essenziell.<br />
Ideal für dieses Zusammenwirken von<br />
Strom und Wärme ist dabei die motorische<br />
KWK: Sie kann sehr schnell Regelenergie<br />
liefern und damit fehlende (Residual-)Last<br />
abdecken – ganz ohne Netzausbau und mit<br />
geringen Investitionskosten. Durch geschicktes<br />
Ankoppeln lassen sich sogar bestehende<br />
Wärmenetze erweitern.<br />
Mit der KWKG-Novelle anlässlich des Kohleausstiegsgesetzes<br />
soll die flexible, bedarfsgerechte<br />
und strommarktdienliche<br />
Wärmeerzeugung durch KWK nun nochmals<br />
angeschoben werden. Dafür wird die<br />
Gültigkeit des KWKG zunächst bis Ende<br />
2029 verlängert. Durch zusätzliche Anreize<br />
in Form eines Bonus für innovative Wärme<br />
soll auch verstärkt Wärme aus erneuerbaren<br />
Energien in KWK-Systemen über<br />
1 MW el eingebunden werden.<br />
Ausgangslage am deutschen<br />
Energiemarkt und zukünftige<br />
An<strong>for</strong>derungen an KWK-Systeme<br />
KWK-Anlage<br />
P N,el,KWK , P N,th,KWK<br />
Leittechnik<br />
Innovative<br />
erneuerbare<br />
Wärmeerzeugung<br />
P N,th,ieWEZ<br />
Bild 2. Best<strong>and</strong>teile eines iKWK-Systems (Quelle: Gammel Engineering).<br />
Seit 2017 wird die KWK-Förderung von Anlagen<br />
zwischen 1 und 10 MW el durch Ausschreibung<br />
vergeben. Dabei sind 50 MW<br />
pro Jahr für innovative KWK-Systeme (sogenannte<br />
iKWK, B i l d 2 ) reserviert. Dafür<br />
laufen zwei Ausschreibungs-Runden, jeweils<br />
im Juni und Dezember. Die iKWK darf<br />
mit einem maximalen Aufschlag von<br />
12 €Cent/kWh angeboten werden, deutlich<br />
mehr als die Grenze von 7 €Cent/kWh bei<br />
konventionellen KWK-Systemen. Bisher<br />
galten KWK-Anlagen als Grundlasterzeuger,<br />
liefen also möglichst viele Stunden pro<br />
Jahr unter Volllast. Der stetig steigende Anteil<br />
fluktuierender Energieträger er<strong>for</strong>dert<br />
aber gleichzeitig eine Flexibilität im Betrieb<br />
und bei der Abrechnung. Dazu wird die<br />
Vergütung des iKWK-Stroms auf maximal<br />
3.500 Vollbenutzungsstunden pro Jahr begrenzt.<br />
Weil zusätzlich die Koppelung von<br />
Strom- und Wärmesektor ge<strong>for</strong>dert wird,<br />
sind iKWK-Systeme weit komplexer als konventionelle<br />
Varianten: Zu einer neuen oder<br />
modernisierten KWK-Anlage (1 MW el bis<br />
10 MW el ) kommen verpflichtend ein fabrikneuer<br />
innovativer erneuerbarer sowie ein<br />
elektrischer Wärmeerzeuger – Power-to-<br />
<strong>Heat</strong> (PtH) – hinzu. Diese Kombination<br />
mehrerer Wärmeerzeuger mit unterschiedlichen<br />
Energiequellen soll die Sektorenkopplung<br />
und gleichzeitig eine strommarktdienliche<br />
Wärmeerzeugung voranbringen.<br />
Für diese innovative erneuerbare Wärme<br />
gelten bestimmte Vorgaben: Sie muss aus<br />
Techniken mit einer Jahresarbeitszahl<br />
(JAZ) von mindestens 1,25 stammen und<br />
darf ausschließlich für Raumheizung,<br />
Warmwasserbereitung, Kälteerzeugung<br />
oder als Prozesswärme verwendet werden.<br />
Das gelingt brennst<strong>of</strong>fbasierten Absorptions-<br />
und Motorwärmepumpen (JAZ ><br />
1,3), strombetriebenen Wärmepumpen<br />
(JAZ> 3,0), Solarthermie oder Geothermie.<br />
Dabei dürfen gasbetriebene Wärmepumpen<br />
ausschließlich gasförmige Biomasse<br />
(Biogas oder Biomethan) verwenden,<br />
was zu entsprechend höheren Brennst<strong>of</strong>fpreisen<br />
führt. Es ist möglich, mehrere<br />
Wärme-Erzeuger zu kombinieren, doch jeder<br />
einzelne muss diese Effizienzan<strong>for</strong>derungen<br />
erfüllen. Zudem soll die erneuerbare<br />
Wärmeerzeugung mindestens 30 % der<br />
Referenzwärme pro Kalenderjahr liefern.<br />
Dabei sind Referenzwärme und Nutzwärme<br />
nicht identisch.<br />
Diesen Referenzwärme-Anteil von mindestens<br />
30 % zu wirtschaftlichen Rahmenbedingungen<br />
zu schaffen ist bei der Projektierung<br />
eines iKWK-Systems eine der größten<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen. Dabei ergeben sich<br />
zahlreiche Fragen: Was ist die optimale<br />
Wärmequelle für die Wärmepumpe? Stehen<br />
ausreichend Flächen für Solarthermie<br />
zur Verfügung? Und wie hoch sind deren<br />
Wärmeerzeugungskosten im Gesamtkonzept,<br />
damit das Geschäftsmodell am Ende<br />
trotzdem wirtschaftlich bleibt? Erschwerend<br />
kommt hinzu, dass der Nachweis für<br />
den Referenzwärme-Anteil jährlich erfolgen<br />
muss. Deshalb ist eine Redundanzhaltung<br />
beziehungsweise Überdimensionierung<br />
er<strong>for</strong>derlich.<br />
Gerade die KWK zwischen 1 und 10 MW el<br />
wird nun von der KWKG-Novelle besonders<br />
pr<strong>of</strong>itieren: Hier soll die Kombination einer<br />
KWK-Anlage mit einem erneuerbaren Wärmeerzeuger<br />
die Sektorenkopplung und<br />
gleichzeitig eine strommarktdienliche<br />
Wärmeerzeugung voranbringen. Jährlich<br />
berechnete Zuschläge bis zu 7 €Ct/kWh<br />
sind möglich, abhängig vom Verhältnis der<br />
Wärmelieferung innovativer Komponenten<br />
zur Referenzwärme. Es gibt zudem Boni<br />
für elektrische Wärmerzeuger. Gleichzeitig<br />
aber wird die jährliche geförderte Strommenge<br />
zukünftig begrenzt.<br />
Elektrische<br />
Wärmeerzeugung (PtH)<br />
P N,th,PtH<br />
Das Zukunftspotential von iKWK<br />
am Beispiel von Bad Reichenhall<br />
Bisher betrieben die Stadtwerke Bad Reichenhall<br />
lediglich Erdgas- und Stromnetze.<br />
Ein Wärmenetz war im zukünftigen iKWK-<br />
Gebiet nicht vorh<strong>and</strong>en. Bis dato benötigte<br />
Wärme wurde hingegen dezentral mit<br />
Heizöl und Erdgas bereitgestellt. Damit unterscheidet<br />
sich das Projekt völlig von den<br />
<strong>and</strong>eren Teilnehmern am Ausschreibeverfahren.<br />
Als Bad Reichenhall mit der Idee,<br />
ein innovatives KWK-System zu errichten,<br />
in die erste iKWK-Ausschreibungsrunde im<br />
Juni 2018 ging, wurde damit der Bau eines<br />
Fernwärmenetzes und die Entwicklung eines<br />
neuen Geschäftsfeldes verknüpft. Ziel<br />
sollte es sein, mit diesem zukunftsfähigen<br />
Konzept die Bindung der Stadtwerke zu<br />
den Bürgern langfristig zu sichern. Auf<br />
Grundlage gemeinsamer Beratungen zwischen<br />
den Stadtwerken und Gammel Engineering<br />
wurde beschlossen, dass die Ingenieure<br />
aus Abensberg ein Fernwärmenetz<br />
nebst iKWK-System mit folgenden Komponenten<br />
entwickeln: ein Erdgas-BHKW<br />
(6,7 MW el , 6,3 MW th ), eine Grundwasser-<br />
Wärmepumpe (2 x 1,5 MW th ), eine PtH-<br />
Anlage (2,5 MW th ) und drei thermische<br />
Speicher zur Optimierung des Anlagenbetriebs<br />
(zusammen 750 m 3 ) sowie Gaskessel<br />
für die Redundanzhaltung und Spitzenlast-<br />
Deckung (10 MW th )(Bild 3 und Bild 4).<br />
Da die regionalen Rahmenbedingungen<br />
weder genügend Flächen für Solarthermie<br />
noch relevante tiefengeothermische Möglichkeiten<br />
boten, kommt in Bad Reichenhall<br />
als innovativer erneuerbarer Erzeuger<br />
eine Grundwasserwärmepumpe zum Einsatz.<br />
Diese ist redundant ausgeführt (2 x<br />
1.500 kW Heizleistung) und benötigt eine<br />
Grundwasserentnahme von ca. 45 l/s. Da-<br />
Die Referenzwärme ist ein theoretischer Wert: die Summe der in einem Jahr über den innovativen<br />
Wärmeerzeuger bereitgestellten Wärme Eth,ieWEZ und dem Produkt aus installierter<br />
thermischer Leistung der KWK-Anlage Pth,KWK und 3000 Vbh/a. Nutzwärme ist die während<br />
eines Jahres von den einzelnen Erzeugern im iKWK-System wie KWK-Anlage, innovativer<br />
Wärmeerzeuger, PtH-Anlage und ggf. Spitzenlastkessel real erzeugte Wärmemenge.<br />
73
Forum Technologie – Effiziente Energie-Technik: iKWK <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Verbraucher<br />
… Therme Sparkasse Städtische Wohnbaugesellschaft Kur GmbH …<br />
KWK-Anlage<br />
P N,el,KWK<br />
P N,th,KWK<br />
Strom-Netz Bad Reichenhall<br />
Fernwärmenetz Bad Reichenhall<br />
Innovative<br />
erneuerbare<br />
Wärmeerzeugung<br />
P N,th,ieW<br />
E th,ieW = 3.000 Vbh<br />
P N,th,KWK<br />
= 0,3/07<br />
Elektrische<br />
Wärmeerzeugung<br />
(PtH)<br />
P N,th,PtH = 0,3<br />
P N,th,KWK<br />
Innovatives KWK-System<br />
Erdgasnetz der Stadtwerke Bad Reichenhall<br />
Umweltwärme (Grundwasser)<br />
Bild 3. Konzept Bad Reichenhall (Quelle: Gammel Engineering).<br />
BHKW 1<br />
BHKW 2<br />
Wärmepumpe 1 Wärmepumpe 2 3.350 kW th 3.350 kW th<br />
Schluckbrunnen<br />
3.150 kW el<br />
Pth<br />
WMZ WMZ WMZ WMZ<br />
Erdreich<br />
Grundwasser<br />
Förderbrunnen<br />
Gemischkühler<br />
2. Stufe<br />
Gemischkühler<br />
2. Stufe<br />
Bild 4. Anlagenkonzept (Quelle: Gammel Engineering).<br />
Thermischer<br />
Energie-<br />
Speicher<br />
P N,th,TES<br />
Spitzenlast-/<br />
Redundanzkessel<br />
P N,th,SPL<br />
Spitzenlastkessel<br />
2.500 kW 5.000 kW th th<br />
85 o C<br />
60 o C<br />
WMZ<br />
iKWK-System<br />
250 m 3<br />
250 m 3<br />
250 m 3<br />
der iKWK-Vergütung der Aufbau des Wärmenetzes<br />
direkt daraus finanziert werden<br />
kann. Neben den wirtschaftlichen Vorteilen<br />
reduziert das iKWK-System in der projektierten<br />
Form die CO 2 -Emissionen der Wärmebereitstellung<br />
auf weniger als die Hälfte.<br />
Im Juni 2018 endete die erste iKWK-Ausschreibungsrunde<br />
und das Projekt Bad Reichenhall<br />
erhielt den Zuschlag. Die Realisierungs-Planung<br />
für die Energiezentrale<br />
wurde im Februar, die für das Fernwärmenetz<br />
im Juli 2019 nach Ausschreibungen an<br />
GE vergeben. Inzwischen sind bereits die<br />
ersten Kilometer Fernwärmetrasse verlegt,<br />
die Planungen für die Energiezentrale gehen<br />
dem Ende entgegen. Die Inbetriebnahme<br />
des Gesamtsystems ist schließlich für<br />
Juni <strong>2021</strong> geplant. Die Stadtwerke Bad Reichenhall<br />
haben daher bereits mit der Vermarktung<br />
der so genannten „Saalachwärme“<br />
begonnen; erste Wärmeliefervorverträge<br />
mit Kunden sind ebenfalls bereits<br />
abgeschlossen. Die Zielmarke in der ersten<br />
Ausbaustufe ist eine jährliche Wärmeabnahme<br />
von 32.000 MWh.<br />
Welche Probleme bringt die<br />
aktuelle Ausschreibungspraxis<br />
mit sich?<br />
Trotz der wachsenden Bedeutung der KWK<br />
sowie der Förderung innovativer Anlagenkonzepte,<br />
lässt sich nach wie vor eine gewisse<br />
Zurückhaltung bezüglich der Beteiligung<br />
an solchen Ausschreibungen feststellen.<br />
Die Bundesnetzagentur BNetzA macht<br />
für die anfangs verhaltene Beteiligung an<br />
den iKWK-Ausschreibungen fehlendes Vertrauen<br />
in solche Vorhaben verantwortlich<br />
und h<strong>of</strong>ft, erste umgesetzte Positivbeispiele<br />
steigern die Bereitschaft. Dabei übersieht<br />
die BNetzA: Tatsächlich waren gerade<br />
in der Anfangsphase viele Rahmenbedingungen<br />
noch unklar. So wurde nach der<br />
ersten Ausschreibungsrunde im Juni 2018<br />
intensiv über den Verweis auf die „Richtli-<br />
mit diesbezügliche Risiken minimiert werden<br />
konnten, wurden bereits vor Gebotsabgabe<br />
für die Ausschreibung Scoping-Termine<br />
mit den Genehmigungsbehörden sowie<br />
dem Wasserwirtschaftsamt durchgeführt.<br />
Um den effizienten Betrieb der verschiedenen<br />
Komponenten zu gewährleisten, wird<br />
eine hochmoderne Energiezentrale realisiert,<br />
die in ihrer geplanten Form etwas<br />
ganz Besonderes ist: Sie entsteht nicht als<br />
Neubau, sondern ist in einer existierenden<br />
Bustiefgarage integriert. Deshalb sind mit<br />
Ausnahme des Wärmespeichers die Hauptkomponenten<br />
der iKWK-Anlage unterirdisch<br />
untergebracht (B i l d 5 ).<br />
Die Basis für den Business Case bildeten<br />
Bedarfsabschätzung, technische Konzeptionierung<br />
inklusive Festlegung von Anlagentechnik<br />
und -größe sowie Grobkostenanalyse.<br />
Im Rahmen der Projektierung<br />
ergab eine detaillierte Wirtschaftlichkeitsanalyse,<br />
dass durch die höheren Erlöse aus<br />
Kamine2 WP<br />
Druckhaltung<br />
Pufferspeicher<br />
SPL-Kessel<br />
Wärmeverteiler/<br />
Netzpumpen<br />
2 BHKW<br />
2 WP<br />
Schalldämpfer/<br />
Abgaswärmetauscher<br />
Bild 5. Ausgestaltung der Energiezentrale im Projekt Bad Reichenhall (Quelle: Gammel Engineering).<br />
74
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Forum Technologie – Effiziente Energie-Technik: iKWK<br />
nie zur Förderung Erneuerbarer Energien<br />
im Wärmemarkt“ diskutiert. Denn nach<br />
dieser Richtlinie hätten Wärmepumpen<br />
eine JAZ > 3,8 aufweisen müssen. Doch<br />
eine solche Technologie ist nicht für das<br />
Temperaturniveau in konventionellen<br />
Wärmenetzen am Markt verfügbar. Nachdem<br />
dies der BNetzA beim Scoping-Termin<br />
im November 2018 ausführlich erläutert<br />
wurde, ist das dazugehörige Merkblatt<br />
überarbeitet worden.<br />
Hinzu kommt, dass die Ziele zur nachhaltigen<br />
CO 2 -Einsparung immer noch nicht mit<br />
den gesetzlichen Vorgaben im Einklang stehen.<br />
Ungenutzte Abwärme findet sich beispielsweise<br />
nicht in der Auflistung des GEG<br />
(Gebäudeenergiegesetz). Hier spielt es<br />
auch keine Rolle, ob sie prozessbedingt<br />
nicht vermieden werden kann und seit Jahren<br />
ungenutzt an die Umwelt abgegeben<br />
wird. Sie darf aber aufgrund der fehlenden<br />
Auflistung nicht vom innovativen erneuerbaren<br />
Wärmeerzeuger genutzt werden. In<br />
Bad Reichenhall wäre jedoch Abwärme aus<br />
der Saline auf einem Temperaturniveau<br />
von 35 °C verfügbar. Diese wird – wegen der<br />
regulatorischen Rahmenbedingungen für<br />
iKWK – aktuell ungenutzt in die Saalach geleitet.<br />
Dabei könnte die Abwärme als Wärmequelle<br />
für die Wärmepumpe dienen.<br />
Stattdessen muss in Bad Reichenhall<br />
Grundwasser mit deutlich niedrigeren<br />
Temperaturen für die Wärmepumpe genutzt<br />
werden. Das macht einen zweistufigen<br />
WP-Prozess nötig mit deutlich schlechterer<br />
Energieeffizienz und damit höherem<br />
Strombedarf. Beim aktuellen Strommix hat<br />
dies 38 % mehr CO 2 -Emissionen zur Folge,<br />
über das Jahr gesehen entspricht dies 320 t.<br />
Dies steht nicht nur dem Ziel der Dekarbonisierung<br />
des Wärmemarktes entgegen,<br />
sondern verschlechtert auch die Wirtschaftlichkeit<br />
des Gesamtsystems immens.<br />
Auch die Auflage, dass bei einer geothermischen<br />
Nutzung die Brunnenanlage und damit<br />
auch die Bohrung fabrikneu sein müssen,<br />
verschärft das nochmals. Zudem verhindert<br />
diese Regelung die Möglichkeit, für<br />
geringfügig höhere Kosten eine Brunnenbohrung<br />
direkt größer dimensioniert auszuführen,<br />
um so das Potential für eine zweite<br />
iKWK-Anlage zu schaffen. Stattdessen<br />
wird bei einer Erweiterung eine zweite<br />
Bohrung notwendig.<br />
Anzahl [-]<br />
14<br />
12<br />
10<br />
8<br />
6<br />
4<br />
2<br />
0<br />
Energieversorger Zuschläge (B i l d 6 ).<br />
Letztverbraucher aus Industrie, Gewerbe<br />
oder öffentliche Auftraggeber haben das<br />
iKWK hingegen noch nicht für sich entdeckt.<br />
Ob es aus diesen Bereichen Gebote<br />
gab, ist nicht bekannt. Konkret: Von 26 Zuschlägen<br />
in den ersten fünf Ausschreibungsrunden<br />
entfielen 24 auf Stadtwerke<br />
und regionale Energieversorger. Die restlichen<br />
beiden iKWK-Zuschläge gingen an die<br />
Firma Glood GmbH Power to <strong>Heat</strong> in Kooperation<br />
mit der Denker & Wulf AG.<br />
In der ersten Ausschreibungsrunde vom<br />
Juni 2018 wurden zwei Gebote aufgrund<br />
von Formfehlern ausgeschlossen. In den<br />
beiden folgenden Runden (Dezember 2018<br />
und Juni 2019) erhielten alle eingereichten<br />
Gebote Zuschläge. Erstmals war die Ausschreibung<br />
im Dezember 2019 überzeichnet;<br />
es wurde sich also um mehr iKWK beiKWK-Ausschreibung<br />
Auswertung der ersten 4 Gebotstermine (Juni 18, Dez. 18, Juni 19, Dez. 19)<br />
Jun 18 Dez 18 Jun 19 Dez 19 Jun 20<br />
Eingereichte Gebote<br />
Diese Einschränkungen erschweren nicht<br />
nur das Projekt in Bad Reichenhall sondern<br />
auch die Umsetzung ähnlicher Anlagenkonzepte.<br />
Dabei liegen die Probleme <strong>of</strong>t im<br />
Detail. So wird etwa darüber diskutiert,<br />
wie weit eine Abluftöffnung von der Ansaugöffnung<br />
für eine Luft-Wärmepumpe<br />
entfernt sein darf, damit die Abwärme als<br />
„Umweltwärme“ der iKWK-Anlage zugerechnet<br />
werden darf. Eine weitere Regelung<br />
besagt: Wird der Mindest-Anteil des<br />
innovativen erneuerbaren Wärmeerzeugers<br />
von 30 % an der Referenzwärme unterschritten,<br />
wird in diesem Jahr auch die<br />
erlaubte Zahl von 3.500 Volllastbenutzungsstunden<br />
abgeschmolzen. Das wiederum<br />
macht eine Überdimensionierung von<br />
Komponenten zwingend notwendig. Dann<br />
müssen beispielsweise zusätzliche Redundanzen<br />
für mögliche Ausfallzeiten einer<br />
Wärmepumpe geschaffen werden. Das gilt<br />
folglich genauso für Jahre mit geringerem<br />
Solarthermie-Ertrag. Ohne diese Kapazitätserweiterung<br />
ist eine verlässliche Wirtschaftlichkeitsprognose<br />
schlichtweg unmöglich.<br />
Dies alles dürften Gründe sein,<br />
warum die weiteren Ausschreibungsrunden<br />
für iKWK-Systeme bis zum Dezember<br />
2019 deutlich unterzeichnet waren.<br />
Bisherige Ausschreibungen und<br />
Zuschlagsverteilung<br />
Bei den vergangenen Ausschreibungen bekamen<br />
vor allem Stadtwerke und regionale<br />
Gebotstermin<br />
Zuschläge<br />
Bild 6. Übersicht der eingereichten und bezuschlagten Gebote (Quelle: Gammel Engineering).<br />
Elektrische Leistung in MW el<br />
50<br />
45<br />
40<br />
45<br />
30<br />
25<br />
20<br />
15<br />
10<br />
0<br />
25,0<br />
20,9 23,0<br />
iKWK-Ausschreibung<br />
Auswertung der ersten 5 Gebotstermine<br />
29,1<br />
13,013,0<br />
30,4<br />
Jun 18 Dez 18 Jun 19 Dez 19 Jun 20<br />
Gebotstermin<br />
22,522,5<br />
25,0<br />
20,5<br />
43,1<br />
Ausgeschriebene Menge Zuschlagmenge Eingereichte Gebotsmenge<br />
Bild 7. Übersicht zu ausgeschriebenen, eingereichten und bezuschlagten Mengen<br />
Quelle: Gammel Engineering).<br />
29,5<br />
26,2<br />
43,8<br />
75
Forum Technologie – Effiziente Energie-Technik: iKWK <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Gebots-/Zuschlagswert in Ct/kWh el<br />
14<br />
12<br />
10<br />
8<br />
6<br />
4<br />
2<br />
0<br />
10,94<br />
10,27<br />
8,47<br />
iKWK-Ausschreibung<br />
Auswertung der ersten 5 Gebotstermine<br />
11,97<br />
11,31<br />
7,99<br />
11,89<br />
11,17<br />
durchschnittlicher, mengengewichteter Zuschlagswert<br />
höchster Gebotswert (mit Zuschlag)<br />
niedrigster Gebotswert (mit Zuschlag)<br />
Jun 18 Dez 18 Jun 19 Dez 19 Jun 20<br />
Gebotstermin<br />
9,70<br />
11,20<br />
10,25<br />
9,38<br />
Bild 8. Übersicht der bezugschlagten Gebotswerte (Quelle: Gammel Engineering).<br />
Anzahl der bezuschlagten Gebote [-]<br />
6<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
0<br />
10,63<br />
iKWK-Ausschreibung<br />
Auswertung der ersten 4 Gebotstermine (Juni 18, Dez. 18, Juni 19, Dez. 19)<br />
Elektrische Leistung iKWK in MW el<br />
11,99<br />
1 2 3 4 5 6 7 8 9<br />
Bild 9. Vergleich der elektrischen Leistung der bezuschlagten Gebote (Quelle: Gammel Engineering).<br />
iKWK-Ausschreibung<br />
Auswertung der ersten 4 Gebotstermine (Juni 18, Dez. 18, Juni 19, Dez. 19)<br />
innovativer erneuerbarer Wärmeerzeuger<br />
7<br />
Solarthermie<br />
Flusswasser-WP<br />
Luft-WP<br />
Unbekannt<br />
2<br />
1<br />
1<br />
2<br />
1<br />
Solarthermie-WP<br />
Grundwasser-WP<br />
WP ohne weitere Infos<br />
Bild 10. Technologieübersicht innovativer erneuerbarer Wärmeerzeuger (ieWEZ) (soweit bekannt)<br />
(Quelle: Gammel Engineering).<br />
4<br />
9,50<br />
worben, als Leistung zu vergeben war. Deshalb<br />
gab es für die vier teuersten Gebote<br />
keine Zuschläge; ein Gebot fiel wegen eines<br />
Formfehlers durch. Dennoch wurde<br />
auch bei dieser Runde das Ausschreibevolumen<br />
trotz Überzeichnung abermals nicht<br />
ausgeschöpft: Das letzte, teilweise im Ausschreibungsvolumen<br />
liegende Gebot bekam<br />
keinen Zuschlag, weil dessen Volumen<br />
um mehr als die Hälfte über der ausgeschriebenen<br />
Leistung gelegen hätte.<br />
Auch in der Ausschreibungsrunde vom<br />
Juni 2020 war das ausgeschriebene Volumen<br />
höher als das bezuschlagte.<br />
Die erste Ausschreibungsrunde war noch<br />
von einer Anfangsunsicherheit geprägt<br />
und die Angebote lagen weitab vom<br />
Höchstwert. In den Ausschreibungen von<br />
Dezember 2018 und Juni 2019 lagen die<br />
höchsten Gebote dagegen nahe am maximal<br />
erlaubten Zuschlagswert 12 €Cent/<br />
kWh und kamen aufgrund der Unterzeichnung<br />
der Ausschreibung zum Zuge. Und<br />
auch weiterhin scheinen hohe Gebotswerte<br />
realistische Chancen auf Zuschlag zu haben.<br />
Dies zeigt die Ausschreibungsrunde<br />
vom Juni 2020 mit dem höchsten bisher<br />
bezuschlagten Gebotswert überhaupt (s.<br />
Bild 7, Bild 8 und Bild 9).<br />
Auch wenn iKWK-Systeme gute Wirtschaftlichkeit<br />
versprechen: Für diese Systeme ist<br />
eine fundierte und belastbare Projektentwicklung<br />
unabdingbar. Eine Auswertung<br />
bei der Gammel Engineering (B i l d 10 )<br />
zeigt: Die meisten iKWK-Projekte arbeiten<br />
mit Wärmepumpen als innovative erneuerbare<br />
Wärmeerzeuger (ieWEZ). Der Grund:<br />
Wird ausschließlich auf Solarthermie als<br />
ieWEZ gesetzt, muss der Kollektor wegen<br />
der jährlich nachzuweisenden Mindesterzeugung<br />
von 30 % der Referenzwärme<br />
stark überdimensioniert werden.<br />
Die hierfür notwendigen Flächen sind<br />
meist nicht vorh<strong>and</strong>en. Beim Wärmepumpenbetrieb<br />
dürfen aber die laufenden Kosten<br />
und der Strombedarf im jeweiligen<br />
Auslegungspunkt nicht vernachlässigt<br />
werden.<br />
Ebenfalls sehr beachtenswert: Jedes Projekt,<br />
welches einen Zuschlag bekommt,<br />
verpflichtet sich, innerhalb von 48 Monaten<br />
in Betrieb zu gehen. Dafür ist eine Sicherheitsleistung<br />
von 70 Euro pro kW installierter<br />
elektrischer KWK-Leistung zu<br />
hinterlegen. Ein Rückzug von Geboten<br />
nach dem Zuschlag ist nicht mehr zulässig.<br />
Fazit<br />
Nur mit viel Pioniergeist gepaart mit Erfahrung<br />
aus zahlreichen realisierten Projekten,<br />
detaillierter und fundierter Betrachtung<br />
des Einzelprojekts lassen sich die Vorteile<br />
von iKWK-Systemen erschließen und<br />
die Projektrisiken minimieren. Zudem er<strong>for</strong>dert<br />
die hohe Komplexität jedes iKWK-<br />
Systems bei dessen Ausgestaltung fundiertes<br />
ingenieurtechnisches Know-how und<br />
hohe Expertise. <br />
l<br />
76
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Forum technology: Automated determination <strong>of</strong> the concentration <strong>of</strong> legionella in a water<br />
New method <strong>for</strong> fully automated determination <strong>of</strong> the concentration<br />
<strong>of</strong> legionella in a water sample within a few hours<br />
Neues Verfahren zur vollautomatisierten Bestimmung der Konzentration<br />
von Legionellen in einer Wasserprobe innerhalb weniger Stunden<br />
Holger Ohme, Jennifer Becker, Pascal Jahn <strong>and</strong> Dirk Heinecke<br />
1. Introduction<br />
The hygienic relevance <strong>of</strong> the spread <strong>of</strong> pathogenic Legionella via<br />
aerosols from technical water systems such as evaporative cooling<br />
systems <strong>and</strong> cooling towers has led to the creation <strong>of</strong> technical hygiene<br />
guidelines in many countries. In Germany, VDI 2047 part 2<br />
<strong>and</strong> 3, generally accepted technical rules <strong>for</strong> ensuring the hygienic<br />
operation <strong>of</strong> evaporative cooling systems <strong>and</strong> cooling towers came<br />
into <strong>for</strong>ce <strong>for</strong> the first time in 2015. In addition, in many countries<br />
the tolerable concentration <strong>of</strong> legionella in the circulation water<br />
<strong>of</strong> the respective plants is limited by the legislator. In Germany, the<br />
<strong>for</strong>ty-second ordinance <strong>for</strong> the implementation <strong>of</strong> the Federal Immission<br />
Control Act (Ordinance on Evaporative Cooling Systems,<br />
Cooling Towers <strong>and</strong> Wet Separators – 42nd BImSchV) came into<br />
<strong>for</strong>ce on 19.08.2017, which also includes wet separators. So far,<br />
the basis <strong>for</strong> hygiene control has always been the determination <strong>of</strong><br />
the concentration <strong>of</strong> legionella in the water by cultivation according<br />
to ISO 11731:2017 with system-dependent threshold values. In<br />
this cultivation method, cell division produces visible <strong>and</strong> there<strong>for</strong>e<br />
countable colonies. In comparison to other bacterial species,<br />
Legionella bacteria divide relatively slowly, so that the results <strong>of</strong><br />
the measurement are only available after 7-12 days, whereby in<br />
some cases further investigations to confirm suspicious colonies<br />
follow.<br />
For the operator <strong>of</strong> a plant with monitoring obligation, this means<br />
a strongly delayed control <strong>of</strong> the hygiene status. Furthermore,<br />
the efficiency <strong>of</strong> any necessary measures can only be determined<br />
with a long delay. Additional rapid tests <strong>for</strong> estimating the contamination<br />
<strong>of</strong> water with Legionella are available, e.g. based on<br />
immunological reactions (antibody reaction), detection <strong>of</strong> genetic<br />
material (PCR) or by means <strong>of</strong> color fluorescence microscopy. The<br />
limitations <strong>of</strong> these rapid tests are the live/dead quantification,<br />
the comparability to the culture method or the complex sample<br />
preparation.<br />
The newly developed <strong>and</strong> patented automatic measuring device<br />
INWATROL L.nella+ allows the reliable <strong>and</strong> continuous determination<br />
<strong>of</strong> the parameter Legionella spp. with high correlation to<br />
the cultivation method according to ISO 11731:2017 within a few<br />
hours without further preparation steps by the user.<br />
2. Rapid test <strong>for</strong> the fully automated<br />
determination <strong>of</strong> Legionella spp.<br />
2.1 Measuring principle<br />
The detection <strong>of</strong> metabolically active Legionella bacteria is based<br />
on a non-specific enzymatic conversion <strong>of</strong> a non-polar fluorescein<br />
acid ester, which only passes through the cell membrane <strong>of</strong> living<br />
cells into the cell interior where it is converted into color-active<br />
fluorescein. The increase in fluorescence as a function <strong>of</strong> time<br />
is directly proportional to the number <strong>of</strong> living cells <strong>and</strong> is converted<br />
into colony <strong>for</strong>ming units per 100 ml. Due to a combined<br />
1. Einleitung<br />
Die hygienische Relevanz der Verbreitung pathogener Legionellen<br />
über Aerosole aus technischen Wassersystemen wie Verdunstungskühlanlagen<br />
und Kühltürmen hat in vielen Ländern zur Erstellung<br />
technischer Hygienerichtlinien geführt. In Deutschl<strong>and</strong><br />
traten 2015 erstmalig mit der VDI 2047 Blatt 2 und 3 allgemein<br />
anerkannte Regeln der Technik für die Sicherstellung des hygienegerechten<br />
Betriebs von Verdunstungskühlanlagen und Kühltürmen<br />
in Kraft. Zusätzlich wird in vielen Ländern die tolerable<br />
Konzentration von Legionellen im Kreislaufwasser von betreffenden<br />
Anlagen durch den Gesetzgeber begrenzt. In Deutschl<strong>and</strong><br />
trat hierzu am 19.08.2017 die zweiundvierzigste Verordnung zur<br />
Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (Verordnung<br />
über Verdunstungskühlanlagen, Kühltürme und Nassabscheider<br />
– 42. BImSchV) in Kraft, welche zusätzlich Nassabscheider<br />
mit einschließt. Grundlage für die Hygienekontrolle bildet<br />
bislang in allen Fällen die Bestimmung der Konzentration an Legionellen<br />
im Wasser durch Kultivierung gemäß ISO 11731:2017<br />
mit jeweils systemabhängig definierten Schwellenwerten. Bei der<br />
Kultivierungsmethode entstehen durch Zellteilung sichtbare und<br />
daher auszählbare Kolonien. Im Vergleich zu <strong>and</strong>eren Bakterienarten<br />
teilen sich Legionellen relativ langsam, so dass der Befund<br />
der Messung erst nach 7-12 Tagen vorliegt, wobei teilweise weitere<br />
Untersuchungen zur Bestätigung verdächtiger Kolonien folgen.<br />
Für den Betreiber einer überwachungspflichtigen Anlage bedeutet<br />
dies eine stark zeitverzögerte Kontrolle des Hygienezust<strong>and</strong>s. Die<br />
Effektivität ggf. er<strong>for</strong>derlicher Maßnahmen kann ebenfalls nur<br />
mit großer Verzögerung ermittelt werden. Ergänzende Schnelltests<br />
zur Abschätzung der Belastung des Wassers mit Legionellen<br />
sind u.a. auf Basis immunologischer Reaktionen (Antikörper),<br />
Nachweis genetischen Materials (PCR) oder mittels Farbfluoreszenzmikroskopie<br />
verfügbar. Die Grenzen dieser Schnelltests liegen<br />
in der lebend/tot Quantifizierung, der Vergleichbarkeit zur<br />
Kulturmethode oder in der aufwendigen Probenaufbereitung.<br />
Durch das neuentwickelte und patentierte Automatikmessgerät<br />
INWATROL L.nella+ wird die zuverlässige und kontinuierliche<br />
Bestimmung des Parameters Legionella spp. mit hoher Korrelation<br />
zur Kultivierungsmethode gemäß ISO 11731:2017 innerhalb<br />
weniger Stunden ohne weitere Aufbereitungsschritte durch den<br />
Anwender möglich.<br />
2. Schnelltest zur vollautomatisierten<br />
Bestimmung von Legionella spp.<br />
2.1 Messprinzip<br />
Der Nachweis st<strong>of</strong>fwechselaktiver Legionellen erfolgt durch einen<br />
unspezifischen enzymatischen Umsatz eines unpolaren Fluoreszeinsäureesters,<br />
der ausschließlich über die Zellmembran lebender<br />
Zellen in das Zellinnere gelangt und hier zum farbaktiven Fluoreszein<br />
umgesetzt wird. Der Anstieg der Fluoreszenz abhängig<br />
der Zeit ist direkt proportional zur Lebendzellzahl und wird in<br />
koloniebildenden Einheiten pro 100 ml umgerechnet. Durch eine<br />
77
Forum technology: Automated determination <strong>of</strong> the concentration <strong>of</strong> legionella in a water <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
heat <strong>and</strong> pH pretreatment <strong>and</strong> the high measuring temperature<br />
compared to the cultivation method, the accompanying flora<br />
is killed. The measurement is per<strong>for</strong>med undiluted in a sample<br />
volume <strong>of</strong> approx. 350 ml. In comparison to the cultivation method,<br />
the measurement is not significantly influenced by accompanying<br />
flora <strong>and</strong> a high measuring inaccuracy due to a high<br />
dilution.<br />
kombinierte Wärme- und pH-Vorbeh<strong>and</strong>lung sowie die im Vergleich<br />
zur Kultivierungsmethode hohe Messtemperatur wird die<br />
Begleitflora abgetötet. Die Messung erfolgt unverdünnt in einem<br />
Probevolumen von ca. 350 ml. Im Vergleich zur Kultivierungsmethode<br />
wird die Messung nicht signifikant durch Begleitflora und<br />
eine hohe Messungenauigkeit auf Grund einer hohen Verdünnung<br />
beeinflusst.<br />
Fluoreszinester<br />
Intrazelluräres Fluoreszin<br />
Nichtfluoreszierend<br />
Membran permeabel<br />
Unpolar<br />
Fluoreszierend<br />
Nicht Membran permeabel<br />
Polar<br />
Ester hydrolysiert in der Zelle<br />
Wenige min<br />
2.2 Continuous, automated measurement<br />
For continuous measurements, the measuring device is directly<br />
connected to a water system. A thermally self-disinfecting sampling<br />
line ensures that no reproduction <strong>of</strong> legionella in the supply<br />
line affects the measurement result. Ideally, the sampling tap is in<br />
continuous operation to exclude stagnation <strong>of</strong> water between two<br />
measurements. The measuring cell in the device is rinsed several<br />
times during filling. After the rinsing process is completed, the<br />
combined heat <strong>and</strong> pH pretreatment starts. When the pre-treatment<br />
is completed, the measuring cell cools down to the measuring<br />
temperature <strong>and</strong> the measurement begins. The measuring<br />
cell is thermally disinfected be<strong>for</strong>e the device is filled again <strong>for</strong><br />
the follow-up examination. The measuring cell is ready <strong>for</strong> the<br />
next measurement. Usually, a sampling tap is installed directly at<br />
the sampling point be<strong>for</strong>e the sampling line. This tap can be used<br />
to take microbiological samples at the time <strong>of</strong> filling the measuring<br />
cell or at any other times, e.g. <strong>for</strong> further validation measurements.<br />
2.3 Automated measurement <strong>of</strong> manually loaded samples<br />
The continuous measuring operation can be interrupted <strong>for</strong> manual<br />
feeding <strong>of</strong> further water samples via the filling funnel. For cleaning,<br />
rinsing <strong>and</strong> filling the measuring cell, only the valve position<br />
on the device has to be changed. When the filling is completed, the<br />
valve position is returned to its original position <strong>and</strong> the measuring<br />
device switches back to automatic mode when the measurement<br />
is completed. The measuring procedure itself does not differ<br />
from the automatic mode. Kühlwassers entsprechend der 42.<br />
BImSchV, S. 74, <strong>VGB</strong> PowerTech 9, 2018).<br />
2.4 Cultivation according to ISO 11731:2017/ UBA 1<br />
The cultivation method uses several approaches with different dilution<br />
<strong>and</strong> pretreatment stages (heat or acid). The aim is to obtain<br />
2.2 Kontinuierliche, automatisierte Messung<br />
Für kontinuierliche Messungen ist das Messgerät direkt an ein<br />
Wassersystem angeschlossen. Eine thermisch selbstdesinfizierende<br />
Probeentnahmeleitung stellt sicher, dass in der Zuleitung<br />
keine Vermehrung von Legionellen das Messergebnis beeinflusst.<br />
Optimalerweise ist der Probeentnahmehahn als Dauerläufer in<br />
Betrieb, um Stagnation von Wasser zwischen zwei Messungen<br />
ausschließen zu können. Die Messzelle im Gerät wird bei der Befüllung<br />
mehrfach gespült. Nach Abschluss des Spülvorgangs beginnt<br />
die kombinierte Wärme- und pH-Vorbeh<strong>and</strong>lung. Zusätzlich<br />
erfolgt die automatisierte Dosierung des Inaktivierungsmittels bei<br />
Einsatz eines Biozids. Mit Abschluss der Vorbeh<strong>and</strong>lung kühlt die<br />
Messzelle auf die Messtemperatur ab und die Messung beginnt.<br />
Vor der erneuten Befüllung des Gerätes für die Folgeuntersuchung<br />
wird die Messzelle thermisch desinfiziert. Die Messzelle ist für die<br />
nächste Messung bereit. In der Regel ist direkt an der Entnahmestelle<br />
vor der Probeentnahmeleitung ein Probeentnahmehahn installiert,<br />
über den zum Zeitpunkt des Befüllvorgangs der Messzelle<br />
oder zu weiteren beliebigen Zeitpunkten eine mikrobiologische<br />
Probenahme z.B. für weitere Validierungsmessungen möglich ist.<br />
2.3 Automatisierte Messung manuell aufgegebener Proben<br />
Der kontinuierliche Messbetrieb kann für die manuelle Aufgabe<br />
weiterer Wasserproben über den Befülltrichter unterbrochen werden.<br />
Zur Reinigung, Spülung und Befüllung der Messzelle muss<br />
lediglich die Ventilstellung am Gerät geändert werden. Mit abgeschlossener<br />
Befüllung wird die Ventilstellung wieder in den Ausgangszust<strong>and</strong><br />
gebracht und das Messgerät wechselt mit Abschluss<br />
der Messung wieder in den Automatikbetrieb. Das Messverfahren<br />
selbst unterscheidet sich nicht vom Automatikbetrieb.<br />
2.4 Kultivierung nach ISO 11731:2017/ UBA 1<br />
Die Kultivierungsmethode verwendet mehrere Ansätze mit unterschiedlichen<br />
Verdünnungs- und Vorbeh<strong>and</strong>lungsstufen (Wär-<br />
1<br />
Empfehlung des Umweltbundesamtes zur Probenahme und zum Nachweis<br />
von Legionellen in Verdunstungskühlanlagen, Kühltürmen und<br />
Nassabscheidern<br />
1<br />
Recommendation <strong>of</strong> the Federal Environment Agency <strong>for</strong> sampling <strong>and</strong><br />
detection <strong>of</strong> Legionella in evaporative cooling systems, cooling towers<br />
<strong>and</strong> wet separators<br />
78
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Forum technology: Automated determination <strong>of</strong> the concentration <strong>of</strong> legionella in a water<br />
evaluable results <strong>for</strong> both low <strong>and</strong> high levels <strong>of</strong> Legionella. For<br />
the result, the preparation with the highest number <strong>of</strong> confirmed<br />
Legionella colonies is used (if the measurement accuracy/number<br />
<strong>of</strong> colonies is sufficiently high). The limits <strong>of</strong> the accuracy <strong>of</strong><br />
the cultivation method are mainly due to the possible influence<br />
<strong>of</strong> the accompanying flora, i.e. other microorganisms which can<br />
suppress the growth <strong>of</strong> the legionella or overgrow their colonies.<br />
Furthermore, bacteria are particles in a water sample <strong>and</strong> are<br />
not homogeneously distributed. There<strong>for</strong>e, when taking small<br />
volumes from the sample bottle, inaccuracies may occur due to<br />
the sometimes high dilution factors. During cultivation, living<br />
but non-cultivable cells in the so-called VBNC 2 status are not<br />
detected. Many Legionella from a coherent agglomerate, e.g. by<br />
propagation within an amoeba, are only visible <strong>and</strong> evaluated as<br />
one colony during cultivation (see Lindner, Hahn: Microbiological<br />
analyses <strong>of</strong> the cooling water according to the 42nd BImSchV, p.<br />
74, <strong>VGB</strong> PowerTech 9, 2018).<br />
3. Examples <strong>of</strong> application <strong>and</strong> correlation to the<br />
culture method<br />
The INWATROL L.nella+ is being used in various practical applications.<br />
Case studies include the operation in the following<br />
plants:<br />
3.1 Monitoring <strong>of</strong> the circulation water in the cooling tower <strong>of</strong><br />
a coal-fired power plant<br />
Challenges <strong>for</strong> the measuring mode:<br />
––<br />
Changing operating conditions due to load changes between<br />
full load, partial load <strong>and</strong> operation without load at varying<br />
flow rates (automatic sampling directly from the line behind<br />
the main cooling water pump) <strong>and</strong> circuit water temperatures.<br />
––<br />
Increased influence <strong>of</strong> VBNC cells especially at low circuit water<br />
temperatures.<br />
A stable measuring operation has been achieved over several<br />
months. The interim influence <strong>of</strong> VBNC cells can be successfully<br />
suppressed in the instrument by changing the automated pretreatment<br />
adapted to the main cooling water.<br />
me oder Säure). Ziel ist es dabei sowohl bei niedrigen als auch<br />
bei hohen Legionellen ein auswertbares Ergebnis zu erhalten. Für<br />
das Ergebnis wird der Ansatz mit der höchsten Anzahl bestätigter<br />
Legionellen Kolonien herangezogen (bei ausreichend hoher Messgenauigkeit/Anzahl<br />
an Kolonien). Die Grenzen der Genauigkeit<br />
der Kultivierungsmethode liegen v.a. im möglichen Einfluss der<br />
Begleitflora, also weiteren Mikroorganismen, welche das Wachstum<br />
der Legionellen unterdrücken oder deren Kolonien überwachsen<br />
können. Zudem sind Bakterien Partikel in einer Wasserprobe<br />
und nicht homogen verteilt. Bei der Entnahme kleiner Volumina<br />
aus der Probeflasche kann es daher zu Ungenauigkeiten durch die<br />
teilweise hohen Verdünnungsfaktoren kommen. Bei der Kultivierung<br />
werden lebende aber nicht kultivierbare Zellen im sogenannten<br />
VBNC 2 Status nicht erfasst. Viele Legionellen aus einem zusammenhängenden<br />
Agglomerat, z.B. durch Vermehrung innerhalb<br />
einer Amöbe, werden bei der Kultivierung lediglich als eine Kolonie<br />
sichtbar und gewertet (vgl. Lindner, Hahn: Mikrobiologische<br />
Analysen des Kühlwassers entsprechend der 42. BImSchV, S. 74,<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 9, 2018).<br />
3. Anwendungsbeispiele und Korrelation zur<br />
Kulturmethode<br />
Der INWATROL L.nella+ wird in unterschiedlichen Praxisanwendungen<br />
eingesetzt. Fallbeispiele hierfür sind u.a. der Betrieb in<br />
folgenden Anlagen:<br />
3.1 Überwachung des Kreislaufwassers im Kühlturm eines<br />
Kohlekraftwerks<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen für den Messbetrieb:<br />
––<br />
Wechselnde Betriebsbedingungen durch Lastwechsel zwischen<br />
Volllast, Teillast und Betrieb ohne Last bei variierenden Durchflussmengen<br />
(automatische Probeentnahme direkt aus der Leitung<br />
hinter der Hauptkühlwasserpumpe) und Kreislaufwassertemperaturen.<br />
––<br />
Vermehrter Einfluss von VBNC Zellen v.a. bei niedrigen Kreislaufwassertemperaturen.<br />
Es konnte ein stabiler Messbetrieb über mehrere Monate erzielt werden.<br />
Der zwischenzeitliche Einfluss von VBNC Zellen kann im Gerät<br />
durch eine auf das Hauptkühlwasser angepasste Änderung der automatisierten<br />
Vorbeh<strong>and</strong>lung erfolgreich unterdrückt werden.<br />
Circulation cooling<br />
boiler house<br />
steam<br />
condenser<br />
cooling<br />
tower<br />
cooling-water pump<br />
cooling tower make-up<br />
water treatment<br />
(optional)<br />
mechanical<br />
water treatment<br />
CMT<br />
make-up water<br />
blow-down<br />
Fig. 1. VDI 2047 Part 3 -Modes <strong>of</strong> operation <strong>of</strong> evaporative cooling<br />
systems, example: power station systems<br />
Fig. 2. INWATROL L.nella+ connection to the main cooling<br />
water line <strong>of</strong> a cooling tower<br />
2<br />
Viable but not culturable (VBNC)<br />
2<br />
Lebensfähig aber nicht kultivierbar<br />
79
Forum technology: Automated determination <strong>of</strong> the concentration <strong>of</strong> legionella in a water <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
3.2 Monitoring <strong>of</strong> the circulating water in the evaporative<br />
cooling system <strong>of</strong> a starch factory<br />
Challenges <strong>for</strong> the measuring operation:<br />
––<br />
Outdoor location <strong>of</strong> the instrument (wall mounting) with<br />
strongly changing ambient temperatures<br />
––<br />
Partially strong solid matter input into the circulation water<br />
with high organic load<br />
A stable measuring operation over several months was achieved.<br />
In particular, the influence <strong>of</strong> the biocide treatment on the concentration<br />
<strong>of</strong> legionella could be proven directly. When changing from<br />
a non-oxidizing to an oxidizing biocide, a directly measurable effect<br />
on both the concentration <strong>of</strong> the legionella <strong>and</strong> the reaction<br />
speed could be observed.<br />
3.2 Überwachung des Kreislaufwassers in der<br />
Verdunstungskühlanlage einer Stärkefabrik<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen für den Messbetrieb:<br />
––<br />
Gerätest<strong>and</strong>ort im Außenbereich (W<strong>and</strong>montage) bei stark<br />
wechselnden Umgebungstemperaturen<br />
––<br />
Teilweise starke Festst<strong>of</strong>feintrag in das Kreislaufwasser bei hoher<br />
organischer Belastung<br />
Es wurde ein stabiler Messbetrieb über mehrere Monate erreicht.<br />
Insbesondere konnte der Einfluss der Biozidbeh<strong>and</strong>lung auf die<br />
Konzentration der Legionellen direkt nachgewiesen werden. Bei<br />
dem Wechsel von einem nichtoxidierenden auf ein oxidierendes<br />
Biozid konnte eine direkt messbare Auswirkung sowohl auf die Konzentration<br />
der Legionellen als auch auf die Reaktionsgeschwindkeit<br />
beobachtet werden.<br />
Mar 1, 2020 4:00:00 PM bis Mar 26, 2020 11:59:00 PM<br />
Switch from non-oxidizing<br />
to oxidizing biocide<br />
Leginella spp. in KBE/100ml<br />
Fig. 3. Impact <strong>of</strong> a biocide change on the legionella concentration.<br />
3.3 Monitoring the circulation water <strong>of</strong> a metal cast house<br />
Challenge <strong>for</strong> the measuring operation:<br />
––<br />
Heavy contamination <strong>of</strong> the water with inorganic <strong>and</strong> organic<br />
impurities (casting oil)<br />
With strong fluctuations in the water quality, reliable measurements<br />
have been achieved over a period <strong>of</strong> several months. Casting<br />
plants are <strong>of</strong>ten equipped with a hot water storage tank. Depending<br />
on the requirements <strong>of</strong> the casting plant(s), the temperature<br />
<strong>and</strong> hydraulic retention time (stagnation), as well as the load<br />
<strong>of</strong> organic <strong>and</strong> inorganic contamination fluctuates strongly with a<br />
significant influence on the reproduction rate <strong>of</strong> legionella.<br />
Fig. 4. Installation <strong>of</strong> the INWATROL L.nella+<br />
in the outdoor area <strong>of</strong> the evaporative<br />
cooling system.<br />
3.3 Überwachung des Kreislaufwassers einer Metallgießerei<br />
Heraus<strong>for</strong>derung für den Messbetrieb:<br />
––<br />
Starke Verunreinigung des Wassers mit anorganischen und organischen<br />
Verunreinigungen (Gießöl)<br />
Es wurden bei starken Schwankungen in der Wasserqualität zuverlässige<br />
Messungen über einen Zeitraum von ebenfalls einigen<br />
Monaten erreicht werden. Gießanlagen sind häufig mit einem<br />
Warmwasserspeicherbecken ausgerüstet. Je nach An<strong>for</strong>derung der<br />
Gießanlage(n) schwankt die Temperatur und Verweilzeit (Stagnation),<br />
sowie die Belastung durch organische und anorganische<br />
Verschmutzung stark mit einem signifikanten Einfluss auf die Vermehrung<br />
von Legionellen.<br />
Casting molds<br />
Warm water basin<br />
Fig. 5. Principal sketch <strong>of</strong> a cast house cooling<br />
system.<br />
Fig. 6. INWATROL L.nella+ connection to the warm<br />
water st<strong>and</strong>pipe.<br />
Fig. 7. „Dem<strong>and</strong>ing“ cast water<br />
quality.<br />
80
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Forum technology: Automated determination <strong>of</strong> the concentration <strong>of</strong> legionella in a water<br />
3.4 Monitoring the drinking water network <strong>of</strong> a<br />
beverage manufacturer<br />
Challenge <strong>for</strong> the measuring operation:<br />
––<br />
Reliable detection <strong>of</strong> low <strong>and</strong> increasing concentration <strong>of</strong> legionella<br />
at changing drinking water temperature in the pipeline<br />
network<br />
––<br />
Suppression <strong>of</strong> the influence <strong>of</strong> VBNC cells on measurement results,<br />
especially at low water temperatures<br />
With this characteristically low-nutrient <strong>and</strong> solid-free water, fluctuating<br />
Legionella contamination could be reliably detected over<br />
several months, depending on the consumption structure <strong>and</strong><br />
temperatures in the pipeline network.<br />
3.4 Überwachung des Trinkwassernetzes bei einem<br />
Getränkehersteller<br />
Heraus<strong>for</strong>derung für den Messbetrieb:<br />
––<br />
Sichere Detektion niedriger und steigender Konzentration an<br />
Legionellen bei wechselnder Trinkwassertemperatur im Leitungsnetz<br />
––<br />
Unterdrückung des Einflusses von VBNC Zellen auf die Messergebnisse<br />
v.a. bei niedrigen Wassertemperaturen<br />
Bei diesem charakteristischerweise nährst<strong>of</strong>farmen und festst<strong>of</strong>ffreien<br />
Wasser konnten abhängig der Abnahmestruktur und Temperaturen<br />
im Leitungsnetz schwankende Belastungen mit Legionellen<br />
über mehrere Monate sicher detektiert werden.<br />
Flammable sampling tap/<br />
(continuous operation) <strong>for</strong><br />
validation measurement<br />
Thermal self-disinfecting<br />
feed pipe<br />
Pressure less device<br />
drainage<br />
Fig. 8. INWATROL L.nella+ connection to the drinking water supply network.<br />
3.5 Hygienic monitoring <strong>of</strong> different cooling systems <strong>of</strong> a food<br />
producing company using a laboratory device<br />
Challenge <strong>for</strong> the measuring operation:<br />
––<br />
Manual sample application <strong>of</strong> cooling water samples different<br />
in quality<br />
––<br />
Disinfection <strong>of</strong> the feed funnel be<strong>for</strong>e sample preparation<br />
––<br />
Guarantee <strong>of</strong> low work ef<strong>for</strong>t <strong>for</strong> manual samples including result<br />
evaluation<br />
A reliable, automated adjustment <strong>of</strong> the parameters <strong>for</strong> the pretreatment<br />
in the device could be ensured over several months<br />
even with differently buffered <strong>and</strong> preloaded water samples. Both<br />
drinking water samples (monitoring <strong>of</strong> the make-up water <strong>for</strong> the<br />
cooling systems) <strong>and</strong> the cooling water samples showed a good<br />
correlation to the cultivation method according to UBA with clearly<br />
different results.<br />
3.5 Hygienische Überwachung verschiedener Kühlanlagen<br />
eines Lebensmittelherstellers über ein Laborgerät<br />
Heraus<strong>for</strong>derung für den Messbetrieb:<br />
––<br />
Manuelle Probenaufgabe qualitativ unterschiedlicher Kühlwässer<br />
––<br />
Desinfektion des Aufgabetrichters vor Probenansatz<br />
––<br />
Gewährleistung eines niedrigen Arbeitsaufw<strong>and</strong>es für manuelle<br />
Proben inkl. Ergebnisauswertung<br />
Eine zuverlässige, automatisierte Einstellung der Parameter für<br />
die Vorbeh<strong>and</strong>lung im Gerät konnte über mehrere Monate auch<br />
bei unterschiedlich gepufferten und vorbelasteten Wasserproben<br />
sichergestellt werden. Sowohl Trinkwasserproben (Überwachung<br />
des Zusatzwassers für die Kühlanlagen) als auch die Kühlwasserproben<br />
zeigten bei deutlich unterschiedlichen Befunden eine gute<br />
Korrelation zur Kultivierungsmethode nach UBA.<br />
Feed funnel <strong>for</strong> manually<br />
loaded samples<br />
Choice on the monitor <strong>for</strong><br />
switching between manual<br />
or automatic operation <strong>and</strong><br />
cleaning option<br />
Touch screen <strong>for</strong> device<br />
operation<br />
Fig. 8. INWATROL L.nella+ installation in the laboratory <strong>of</strong> a food producing company (picture similar).<br />
81
Forum technology: Automated determination <strong>of</strong> the concentration <strong>of</strong> legionella in a water <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
3.6 Correlation <strong>of</strong> the rapid test INWATROL<br />
L.nella+ with the cultivation method<br />
The correlation <strong>of</strong> the rapid test was carried out over a high number<br />
<strong>of</strong> measurements with the cultivation method according to<br />
ISO 11731:2017. Sampling, sample transport as well as preparation<br />
<strong>and</strong> evaluation <strong>of</strong> the measurement results were carried out<br />
in accordance with the current recommendation <strong>of</strong> the Federal<br />
Environmental Agency <strong>for</strong> sampling <strong>and</strong> detection <strong>of</strong> Legionella<br />
in evaporative cooling systems, cooling towers <strong>and</strong> wet separators<br />
(UBA). Validation measurements were made with different<br />
accredited laboratories. In order to obtain a reliable qualitative<br />
comparison between the rapid test <strong>and</strong> the cultivation method,<br />
the following measurements were carried out in only one accredited<br />
laboratory (IWW Rheinisch-Westfälisches Institut für Wasser<br />
Beratungs- und Entwicklungsgesellschaft mbH, D-45476 Mülheim<br />
an der Ruhr).<br />
3.6 Korrelation des Schnelltests INWATROL<br />
L.nella+ mit der Kultivierungsmethode<br />
Die Korrelation des Schnelltests wurde über eine hohe Anzahl an<br />
Messungen mit der Kultivierungsprobe gemäß ISO 11731:2017<br />
durchgeführt. Die Durchführung von Probenahme, Probentransport<br />
sowie Ansatz und Auswertung der Messergebnis erfolgten<br />
dabei gemäß der geltenden Empfehlung des Bundesumweltamtes<br />
zur Probenahme und zum Nachweis von Legionellen in Verdunstungskühlanlagen,<br />
Kühltürmen und Nassabscheidern (UBA). Validierungsmessungen<br />
wurden mit unterschiedlichen akkreditierten<br />
Laboren durchgeführt. Um einen belastbaren qualitativen Vergleich<br />
zwischen dem Schnelltest und der Kultivierungsmethode zu erhalten,<br />
wurden die nachfolgend dargestellten Messung jedoch in nur<br />
einem akkreditierten Prüflabor durchgeführt (IWW Rheinisch-<br />
Westfälisches Institut für Wasser Beratungs- und Entwicklungsgesellschaft<br />
mbH, D-45476 Mülheim an der Ruhr).<br />
Validation rapid test versus cultivation method<br />
14.000<br />
12.000<br />
Legionelle spp. (cfu/100ml)<br />
10.000<br />
8.000<br />
6.000<br />
4.000<br />
2.000<br />
Cultivation ISO 11731:2017 (UBA)<br />
INWATROL L.nella+<br />
Deviation by VBNC cells (verified by<br />
PCR 3 analysis) be<strong>for</strong>e adjustment <strong>of</strong><br />
the pretreatment<br />
0<br />
Date<br />
Fig. 10. Validation period 23.06.2017 to 26.08.2020.<br />
4. Discussion<br />
The correlation to the cultural preparations carried out in the<br />
laboratory can be rated as very high overall. Two devices showed<br />
significant short-term deviations from the laboratory results in<br />
the <strong>for</strong>m <strong>of</strong> additional findings. Here the influence <strong>of</strong> VBNC cells<br />
on the measurement result <strong>of</strong> the INWATROL L.nella+ rapid test<br />
was investigated. Metabolic activity measurements using fluorescein<br />
diacetate are used in microbiological tests in addition to<br />
other methods (membrane integrity, protein synthesis (FISH), intact<br />
polar membrane lipid analysis, cell extension (“direct viable<br />
count”)) <strong>for</strong> the detection <strong>of</strong> VBNC bacteria. This can be an additional<br />
benefit <strong>for</strong> the operator, because recontamination <strong>of</strong> water<br />
systems with Legionella can also be a “revival” <strong>of</strong> VBNC organisms<br />
(see Hans-Curt Flemming, Jost Wingender – IWW Zentrum Wasser,<br />
Bi<strong>of</strong>ilm Centre, University Duisburg-Essen). Often, however,<br />
the aim <strong>of</strong> the operator is to achieve the highest possible correlation<br />
to the legally required examination by means <strong>of</strong> cultivation in<br />
the laboratory. By adjusting the pre-treatment conditions (mainly<br />
by increasing the temperature <strong>and</strong> lengthening the pre-treatment<br />
time), the correlation to the cultivation method can be successfully<br />
restored in case <strong>of</strong> multiple findings with VBNC cells.<br />
4. Diskussion<br />
Die Korrelation zu den im Labor durchgeführten kulturellen Ansätzen<br />
kann insgesamt als sehr hoch gewertet werden. Zwei Geräte<br />
zeigten kurzzeitig signifikante Abweichungen zu den Laborergebnissen<br />
in Form von Mehrbefunden. Hier wurde der Einfluss<br />
von VBNC Zellen auf das Messergebnis des INWATROL L.nella+<br />
Schnelltestes untersucht. St<strong>of</strong>fwechselaktivitätsmessungen mittels<br />
Fluoreszeindiacetat werden in der Mikrobiologie neben weiteren<br />
Methoden (Membran-Integrität, Proteinsynthese (FISH), „intact<br />
polar membrane lipid“ Analyse, Zellverlängerung („direct viable<br />
count“)) zur Detektion von VBNC Bakterien verwendet. Dies kann<br />
für den Betreiber einen zusätzlichen Nutzen darstellen, da es sich<br />
bei Rekontaminationen von Wassersystemen mit Legionellen auch<br />
um eine „Wiederbelebung“ von VBNC Organismen h<strong>and</strong>eln kann<br />
(vgl. Hans-Curt Flemming, Jost Wingender – IWW Zentrum Wasser,<br />
Bi<strong>of</strong>ilm Centre, Universität Duisburg-Essen). Häufig ist jedoch das<br />
Ziel des Betreibers, eine möglichst hohe Korrelation zur gesetzlich<br />
verpflichtenden Untersuchung mittels Kultivierung im Labor zu<br />
erreichen. Durch die Anpassung der Vorbeh<strong>and</strong>lungsbedingungen<br />
(v.a. durch eine Temperaturerhöhung und Verlängerung der Vorbeh<strong>and</strong>lungszeit)<br />
kann bei Mehrbefunden durch VBNC Zellen die<br />
Korrelation zur Kultivierungsmethode erfolgreich wiederhergestellt<br />
werden.<br />
3<br />
qPCR = Real Time Detection PCR: Nucleic acid amplification method<br />
based on the principle <strong>of</strong> polymerase chain reaction (PCR) allowing the<br />
quantification <strong>of</strong> the DNA obtained<br />
3<br />
qPCR = Real Time Detection PCR: Vervielfältigungsmethode für Nukleinsäuren,<br />
die auf dem Prinzip Polymerase-Kettenreaktion (PCR) beruht<br />
und die Quantifizierung der gewonnenen DNA ermöglicht<br />
82
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Forum technology: Automated determination <strong>of</strong> the concentration <strong>of</strong> legionella in a water<br />
References<br />
Forty-second Ordinance <strong>for</strong> the Implementation <strong>of</strong> the Federal Immission<br />
Control Act (Ordinance on Evaporative Cooling Systems, Cooling Towers<br />
<strong>and</strong> Wet Separators – 42nd BImSchV), 12.07.2017.<br />
Recommendation <strong>of</strong> the Federal Environment Agency <strong>for</strong> sampling <strong>and</strong><br />
detection <strong>of</strong> Legionella in evaporative cooling systems, cooling towers<br />
<strong>and</strong> wet separators, 06.03.2020.<br />
Water quality – Sampling <strong>for</strong> microbiological analysis (ISO 19458:2006);<br />
German version EN ISO 19458:2006, 12.2006.<br />
VDI 2047 Page 2 – Open recooler systems – Securing hygienically sound<br />
operation <strong>of</strong> evaporative cooling systems (VDI Cooling Tower Code <strong>of</strong><br />
Practice), 01.2019.<br />
Bi<strong>of</strong>ilms in drinking water – weak point domestic installation, Hans-Curt<br />
Flemming, Jost Wingender -IWW Zentrum Wasser, Bi<strong>of</strong>ilm Centre,<br />
University Duisburg-Essen.<br />
Literaturangaben<br />
Zweiundvierzigste Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes<br />
(Verordnung über Verdunstungskühlanlagen,<br />
Kühltürme und Nassabscheider – 42. BImSchV), 12.07.2017.<br />
Empfehlung des Umweltbundesamtes zur Probenahme und zum Nachweis<br />
von Legionellen in Verdunstungskühlanlagen, Kühltürmen und Nassabscheidern,<br />
06.03.2020.<br />
Wasserbeschaffenheit – Probenahme für mikrobiologische Untersuchungen<br />
(ISO 19458:2006, 12.2006.<br />
VDI 2047 Blatt 2 – Rückkühlwerke – Sicherstellung des hygienegerechten<br />
Betriebs von Verdunstungskühlanlagen (VDI-Kühlturmregeln),<br />
01.2019.<br />
Bi<strong>of</strong>ilme im Trinkwasser – Schwachpunkt Hausinstallation, Hans-Curt<br />
Flemming, Jost Wingender -IWW Zentrum Wasser, Bi<strong>of</strong>ilm Centre,<br />
Universität Duisburg-Essen.<br />
Abstract<br />
New method <strong>for</strong> fully automated determination <strong>of</strong> the<br />
concentration <strong>of</strong> legionella in a water sample within a few hours<br />
The hygienic necessity to control the concentration <strong>of</strong> legionella in technical<br />
water systems from which aerosols can be discharged leads to the<br />
problem that the cultivation method (ISO 11731-2017) used <strong>for</strong> this<br />
purpose only provides reliable results after a delay <strong>of</strong> 7-12 days. On this<br />
basis, necessary measures can only be taken <strong>and</strong> controlled with a considerable<br />
time delay. Rapid tests currently available on the market either<br />
do not correlate reliably with the accredited cultivation method or require<br />
(time-) consuming preparation steps. Some rapid tests provide highly<br />
specific detection <strong>for</strong> single Legionella species, but not <strong>for</strong> all Legionella<br />
species in a water sample (Legionella spp. = species pluralis). The newly<br />
developed measuring device INWATROL L.nella+ is based on the method<br />
<strong>of</strong> measuring the metabolic activity <strong>of</strong> living cells <strong>and</strong> reliably determines<br />
the parameter Legionella spp. from a water sample within a few hours.<br />
The measuring device is directly connected to the technical water system<br />
with automatic <strong>and</strong> self-disinfecting sample feed, including self-disinfection<br />
<strong>of</strong> the water contained in the measuring cell after the measurement<br />
is completed. This enables the plant operator to determine the hygienic<br />
water quality continuously <strong>and</strong> safely. In addition to the direct control <strong>of</strong><br />
the success <strong>of</strong> the measures carried out, it is also possible to control e.g.<br />
biocides according to requirements.<br />
l<br />
Kurzfassung<br />
Neues Verfahren zur vollautomatisierten Bestimmung der<br />
Konzentration von Legionellen in einer Wasserprobe innerhalb<br />
weniger Stunden<br />
Die hygienische Notwendigkeit zur Kontrolle der Konzentration an Legionellen,<br />
in technischen Wassersystemen aus denen Aerosole ausgetragen<br />
werden können, führt zu der Problematik, dass das hierfür anzuwendende<br />
Kultivierungsverfahren (ISO 11731-2017) erst mit einer Verzögerung<br />
von 7-12 Tagen einen verlässlichen Befund liefert. Er<strong>for</strong>derliche<br />
Maßnahmen können auf dieser Basis nur stark zeitverzögert erfolgen und<br />
kontrolliert werden. Aktuell auf dem Markt verfügbare Schnelltest korrelieren<br />
entweder nicht belastbar mit der akkreditierten Kultivierungsmethode<br />
oder er<strong>for</strong>dern (zeit-) aufwendige Aufbereitungsschritte. Einige<br />
Schnelltests liefern hochspezifische Nachweise für einzelne Legionellenarten,<br />
jedoch nicht für alle Legionellenarten in einer Wasserprobe (Legionella<br />
spp. = species pluralis). Das dem neu entwickelten Messgerät<br />
INWATROL L.nella+ zu Grunde liegende Verfahren einer St<strong>of</strong>fwechselaktivitätsmessung<br />
lebender Zellen bestimmt den Parameter Legionella spp.<br />
zuverlässig innerhalb weniger Stunden aus einer Wasserprobe. Dabei<br />
wird das Messgerät direkt an das technische Wassersystem mit automatischem<br />
und selbstdesinfizierendem Probeneinzug angeschlossen, einschließlich<br />
Selbstdesinfektion des in der Messzelle enthaltenen Wassers<br />
nach abgeschlossener Messung. Dies ermöglicht dem Anlagenbetreiber<br />
die gefahrlose, kontinuierliche Ermittlung der hygienischen Wasserqualität.<br />
Neben der unmittelbaren Erfolgskontrolle durchgeführter Maßnahmen<br />
ist auch die bedarfsgerechte Steuerung z.B. von Bioziden möglich. l<br />
Authors/Autoren<br />
Holger Ohme, Jennifer Becker, Pascal Jahn und Dirk Heinecke<br />
INWATEC GmbH & Co. KG, Bergheim, Germany/Deutschl<strong>and</strong><br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Structural Design <strong>of</strong> Cooling Towers<br />
<strong>VGB</strong> St<strong>and</strong>ard on the Structural Design, Calculation, Engineering <strong>and</strong> Construction <strong>of</strong> Cooling Towers<br />
Edition 2019 – <strong>VGB</strong>-S-610-00-2019-10-EN (English edition) <strong>VGB</strong>-S-610-00-2019-10-DE (German edition)<br />
eBook (PDF)/print DIN A4, 86 pa ges, ISBN: 978-3-96284-145-4 (print),<br />
ISBN: 978-3-96284-146-1 (eBook). Pri ce <strong>for</strong> <strong>VGB</strong> mem bers € 180.–,<br />
<strong>for</strong> non mem bers € 270.–, + VAT, ship ping <strong>and</strong> h<strong>and</strong> ling.<br />
eBook (PDF)/Druckfassung DIN A4, 86 Seiten, ISBN: 978-3-96284-143-0 (print), ISBN: 978-3-96284-144-7 (eBook). Preis für<br />
<strong>VGB</strong>-Mit glie der € 180,–, für Nicht mit glie der € 270,–, + Ver s<strong>and</strong> kos ten und MwSt.<br />
This <strong>VGB</strong> St<strong>and</strong>ard <strong>VGB</strong>-S-610, “Structural Design <strong>of</strong> Cooling Towers” constitutes the joint basis – together with <strong>VGB</strong>-R 135e,<br />
“Planning <strong>of</strong> Cooling Towers”, <strong>and</strong> <strong>VGB</strong>-R 612e, “Protection Measures on Rein<strong>for</strong>ced Concrete Cooling Towers <strong>and</strong> Chimneys<br />
against Operational <strong>and</strong> Environmental Impacts” – <strong>for</strong> the civil engineering-related planning including design, construction <strong>and</strong><br />
approval as well as <strong>for</strong> the construction <strong>of</strong> cooling tower facilities built from rein<strong>for</strong>ced concrete. It is based on more than 50 years<br />
<strong>of</strong> experience in the construction <strong>of</strong> cooling towers gained by plant <strong>and</strong> structural design engineers, by construction companies,<br />
accredited review engineers <strong>and</strong> owners. In addition, Guideline <strong>VGB</strong>-R 613e, “Code <strong>of</strong> Practice <strong>for</strong> Life Cycle Management <strong>of</strong><br />
Rein<strong>for</strong>ced Concrete Cooling Towers at Power Plants”, presents notes on in-process inspection <strong>and</strong> maintenance.<br />
83
Mineralöl<br />
Erdgas<br />
Steinkohle<br />
Braunkohle<br />
Kernenergie<br />
Erneuerbare<br />
Gesamt<br />
Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> 2020 <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Energieverbrauch<br />
in Deutschl<strong>and</strong> 2020<br />
Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen<br />
Abstract<br />
Energy consumption in Germany 2020<br />
Energy consumption in Germany in 2020 fell by<br />
8.7 percent compared to the previous year,<br />
reaching a historic low <strong>of</strong> 11,691 petajoules<br />
(PJ) or 398.8 million tonnes <strong>of</strong> hard coal equivalent<br />
(MtCE). Compared to 2006, the year with<br />
the highest energy consumption in Germany so<br />
far since reunification, the decline amounts to<br />
about 21 per cent, reports the Working Group<br />
on Energy Balances. As a result <strong>of</strong> the decline in<br />
consumption <strong>and</strong> further shifts in the energy<br />
mix in favour <strong>of</strong> renewables <strong>and</strong> natural gas,<br />
the AG Energiebilanzen expects a decrease in<br />
energy-related CO 2 emissions in the order <strong>of</strong><br />
about 80 million tonnes. This corresponds to a<br />
reduction <strong>of</strong> around 12 percent compared to the<br />
previous year.<br />
l<br />
Der Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> ist<br />
2020 um 8,7 % gegenüber dem Vorjahr zurückgegangen<br />
und erreichte mit 11.691<br />
Petajoule (PJ) oder 398,8 Millionen Tonnen<br />
Steinkohleneinheiten (Mio. t SKE) einen<br />
historischen Tiefstst<strong>and</strong>. Im Vergleich<br />
zu 2006, dem Jahr mit dem bisher höchsten<br />
Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> seit<br />
der Wiedervereinigung, beträgt der Rückgang<br />
rund 21 %, berichtet die Arbeitsgemeinschaft<br />
Energiebilanzen. Infolge des<br />
rückläufigen Verbrauchs sowie weiteren<br />
Verschiebungen im Energiemix zugunsten<br />
der Erneuerbaren und des Erdgases rechnet<br />
die AG Energiebilanzen mit einem<br />
Rückgang der energiebedingten CO 2 -Emissionen<br />
in einer Größenordnung von rund<br />
80 Mio. t. Das entspricht einer Minderung<br />
gegenüber dem Vorjahr um rund 12 %<br />
(Bild 1).<br />
Für die deutlich rückläufige Verbrauchsentwicklung<br />
sind vor allem die gesamtwirtschaftlichen<br />
und sektoralen Auswirkungen<br />
der Corona-P<strong>and</strong>emie verantwortlich.<br />
Hinzu kamen langfristige Trends, wie<br />
die Zunahme der Energieeffizienz, Substitutionen<br />
im Energiemix (B i l d 2 ) hin zu<br />
mehr erneuerbaren Energien sowie die<br />
vergleichsweise milde Witterung. Leichte<br />
verbrauchssteigernde Effekte gingen von<br />
den im Jahresverlauf spürbar gesunkenen<br />
Energiepreisen aus. Der verbrauchsdämpfende<br />
Effekt der milden Witterung wurde<br />
nach Einschätzung der AG Energiebilanzen<br />
durch einen Best<strong>and</strong>saufbau beim leichten<br />
Heizöl ausgeglichen.<br />
Der Verbrauch von Mineralöl sank 2020<br />
um 12,1 % auf 3.965 Petajoule (PJ) oder<br />
135,3 Millionen Tonnen Steinkohleneinheiten<br />
(Mio. t SKE). Während der Absatz<br />
+ 12<br />
+ 8<br />
+ 4<br />
- 12,1 % - 3,4 % - 18,3 % - 18,2 % - 14,4 %<br />
+ 3,0 %<br />
- 8,7 %<br />
in %<br />
- 4<br />
- 8<br />
- 12<br />
Autoren<br />
Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen<br />
Autor (Name) ff.<br />
Autor (Institution)<br />
- 16<br />
- 20<br />
Bild 1. Deutlicher Rückgang des Energieverbrauchs. Der Verbrauch an Primärenergie in Deutschl<strong>and</strong><br />
lag 2020 um insgesamt 8,7 % unter dem Niveau des Vorjahres. Nach vorläufigen<br />
Berechnungen der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen erreichte der Gesamtverbrauch<br />
eine Höhe von 11.691 Petajoule (PJ) beziehungsweise 398,8 Millionen Tonnen Steinkohleneinheiten<br />
(Mio. t SKE). Mit Ausnahme der Erneuerbaren verzeichneten alle Energieträger<br />
Rückgänge. Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen.<br />
84
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> 2020<br />
Sonstige einschließlich<br />
Stromaustauschsaldo 1,0 (0,7) %<br />
Erneuerbare 16,8 (14,9) %<br />
Kernenergie 6,0 (6,4) %<br />
Braunkohle 8,1 (9,1) %<br />
Steinkohle 7,6 (8,6) %<br />
von Otto- und Dieselkraftst<strong>of</strong>f leicht zurückging,<br />
halbierte sich der Flugkraftst<strong>of</strong>fverbrauch.<br />
Beim leichten Heizöl kam es zu<br />
Absatzsteigerungen in der Größenordnung<br />
von gut 5 %, weil viele Verbraucher die<br />
niedrigen Preise nutzten, um ihre Vorräte<br />
aufzufüllen. Die Lieferungen von Rohbenzin<br />
an die Chemische Industrie nahmen<br />
um rund 3 % zu.<br />
Der Erdgasverbrauch verringerte sich 2020<br />
um 3,4 % auf 3.105 PJ oder 106,0 Mio.<br />
t SKE. Hauptursache für den Verbrauchsrückgang<br />
ist der gesunkene Erdgasbedarf<br />
der Sektoren Industrie sowie GHD infolge<br />
der Corona-P<strong>and</strong>emie. In der Strom- und<br />
Wärmeerzeugung wurde hingegen mehr<br />
Erdgas eingesetzt. Bei den privaten Haushalten<br />
wird trotz vergleichsweise milderer<br />
Temperaturen ein leichtes Verbrauchsplus<br />
erwartet.<br />
Der Verbrauch an Steinkohle lag 2020 um<br />
18,3 % unter dem Vorjahreszeitraum und<br />
erreichte eine Höhe von 894 PJ oder<br />
30,5 Mio. t SKE. Beim Einsatz von Steinkohle<br />
in den Kraftwerken zur Strom- und<br />
Wärmeerzeugung betrug der Rückgang<br />
mehr als 26 %. Diese Entwicklung ist<br />
vornehmlich auf den rückläufigen Stromverbrauch,<br />
die höhere Stromeinspeisung<br />
aus Wind- und PV-Anlagen sowie<br />
den stärkeren Einsatz von Erdgas in<br />
der Stromerzeugung zurückzuführen. Der<br />
Einsatz von Steinkohle in der Stahlindustrie<br />
ging wegen der schwachen Stahlnachfrage<br />
gegenüber 2019 um rund 14 % zurück.<br />
Der Verbrauch von Braunkohle verminderte<br />
sich 2020 um 18,2 % und lag bei 950 PJ<br />
oder 32,4 Mio. t SKE. Diese Entwicklung<br />
hat unterschiedliche Ursachen: Es wurden<br />
Mineralöl 33,9 (35,2) %<br />
Erdgas 26,6 (25,1) %<br />
Bild 2. Verbrauchsrückgang verändert Energiemix. Struktur des Primärenergieverbrauchs in<br />
Deutschl<strong>and</strong> 2020. Die Anteile der verschiedenen Energieträger im nationalen Energiemix<br />
haben sich 2020 bei insgesamt deutlich geringerem Gesamtverbrauch leicht zugunsten<br />
der Erneuerbaren sowie des Erdgases verschoben. Bei Stein- und Braunkohle kam es zu<br />
weiteren Abnahmen. Mineralöl bleibt trotz eines leicht verringerten Anteils der mit Abst<strong>and</strong><br />
wichtigste Energieträger. Kennzeichnend für die deutsche Energieversorgung bleibt ein<br />
breiter Energiemix. Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen.<br />
zusätzliche Kraftwerksblöcke in die Sicherheitsbereitschaft<br />
überführt und witterungsbedingt<br />
erhöhte sich die Stromeinspeisung<br />
von Wind- und PV-Anlagen. Hinzu<br />
kamen ungeplante Kraftwerksausfälle,<br />
Auswirkungen der Corona-P<strong>and</strong>emie auf<br />
den Stromverbrauch (vgl. B i l d 3 ) sowie<br />
durch niedrige Erdgaspreise bedingte Verschiebungen<br />
der Wettbewerbssituation auf<br />
dem nationalen und europäischen Strommarkt.<br />
Während der Verbrauch an Braunkohle<br />
von Februar bis August deutlich unter<br />
den Vorjahresmonaten lag, war ab<br />
September eine spürbare Erholung zu verzeichnen.<br />
Stromerzeugung in Mrd. kWh<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
2019<br />
2020<br />
Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez<br />
Kernenergie<br />
Braunkohle<br />
Steinkohle<br />
Erdgas<br />
Mineralölprodukte<br />
Wasser<br />
Wind onshore<br />
Wind <strong>of</strong>fshore<br />
Photovoltaik<br />
Biomasse<br />
Siedlungsabfälle (50%)<br />
Geothermie<br />
Sonstige Energieträger<br />
Vorjahr gesamt<br />
Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Gesamt<br />
60,3 52,9 55,7 49,5 47,4 43,3 46,7 44,5 46,2 51,9 52,8 52,2 603,5<br />
54,9 52,3 50,9 40,5 39,5 41,2 43,5 44,2 45,1 50,5 49,9 52,0 564,5<br />
Bild 3. Struktur und Verbrauch der Stromerzeugung in 2020/2019.<br />
Bei der Kernenergie kam es 2020 infolge<br />
der planmäßigen Abschaltung des Kraftwerks<br />
Philippsburg zum Jahresende 2019<br />
zu einem Rückgang der Stromproduktion<br />
um 14,4 %.<br />
Die erneuerbaren Energien steigerten ihren<br />
Beitrag zum gesamten Energieverbrauch<br />
2020 um insgesamt 3 % auf 1.962 PJ<br />
oder 66,9 Mio. t SKE. Die Wasserkraftwerke<br />
(ohne Pumpspeicher) lieferten 5 % weniger<br />
Strom als im Vorjahr. Dagegen stieg der<br />
Beitrag der Windkraft um 7 %. Die Solarenergie<br />
verzeichnete ein Plus von 9 %. Bei<br />
der Biomasse gab es nur ein kleines Plus<br />
von 1 %. Der Primärenergieverbrauch aus<br />
biogenen Abfällen lag 1 % niedriger als im<br />
Vorjahr.<br />
Der Verbrauch sonstiger Energieträger –<br />
hauptsächlich nicht-biogener Siedlungsund<br />
Industrieabfall – sank um knapp 15 %<br />
auf insgesamt 189 PJ oder 6,4 Mio. t SKE ab.<br />
Deutschl<strong>and</strong>s negativer Stromaustauschsaldo<br />
mit den Nachbarstaaten fiel 2020 mit<br />
rund 21 Milliarden Kilowattstunden deutlich<br />
geringer aus als im Vorjahr. Nicht nur<br />
die Strommenge aus dem Ausl<strong>and</strong> nach<br />
Deutschl<strong>and</strong> nahm stark zu, auch die<br />
Stromflüsse aus Deutschl<strong>and</strong> in die Nachbarstaaten<br />
gingen zurück.<br />
Die Anteile der verschiedenen Energieträger<br />
am nationalen Energiemix haben sich<br />
2020 gegenüber dem Vorjahr weiter verschoben:<br />
Bei den fossilen Energien kam es<br />
in Summe zu einem Rückgang, so dass die<br />
Energieversorgung in Deutschl<strong>and</strong> ihre<br />
Kohlenst<strong>of</strong>fintensität weiter verringern<br />
konnte. Kennzeichnend bleibt aber ein<br />
breiter Energiemix. Gut 60 % des inländischen<br />
Energieverbrauchs entfallen auf Öl<br />
und Gas. Stein-und Braunkohle deckten<br />
zusammen knapp 16 % des Verbrauchs. Die<br />
Erneuerbaren steigerten ihren Beitrag auf<br />
fast 17 %.<br />
85
Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> 2020 <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
in PJ<br />
15.500<br />
15.000<br />
14.500<br />
14.000<br />
13.500<br />
13.000<br />
Seit 1995 zeigt sich ein insgesamt abnehmender<br />
Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong><br />
mit merklich konjunkturbedingten Einzelentwicklungen<br />
(B i l d 4 ). Der Verbrauchsrückgang<br />
von 1995 bis 2020 beträgt rund<br />
18 %.<br />
St<strong>and</strong>: Die Schätzung des Primärenergieverbrauchs<br />
basiert auf der Datenlage bis<br />
zum 14. Dezember 2020<br />
l<br />
12.500<br />
12.000<br />
1995 2000 2005 2010 2015 2020<br />
Bild 4. Entwicklung des Primärenergieverbrauchs in Deutschl<strong>and</strong> 1995 bis 2020 in Petajoule (PJ).<br />
Der Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> erreichte 2020 nach vorläufiger Abschätzung der<br />
AG Energiebilanzen eine Höhe von 11.691 Petajoule (PJ) beziehungsweise 398,8 Millionen<br />
Tonnen Steinkohleneinheiten (Mio. t SKE) und lag damit um 8,7 % unter dem Wert von<br />
2019. Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen.<br />
Tab. 1. Bruttostromerzeugung 1990 bis 2020 einschließlich ausgewählter Jahre in Deutschl<strong>and</strong>.<br />
Braunkohle<br />
Steinkohle<br />
Kernenergie<br />
Erdgas<br />
Mineralöl<br />
Erneuerbare, darunter: 5)<br />
– Wind onshore<br />
– Wind <strong>of</strong>fshore<br />
– Wasserkraft 1)<br />
– Biomasse<br />
– Photovoltaik<br />
– Hausmüll 2)<br />
– Geothermie<br />
Sonstige, darunter:<br />
– Pumpspeicher (PSE) 3)<br />
– Hausmüll 2)<br />
– Industrieabfall<br />
TWh 1990 1995 2005 2010 2015 2016 2017 2018 2019 2020*<br />
170,9<br />
140,8<br />
152,5<br />
35,9<br />
10,8<br />
19,7<br />
k.A.<br />
0<br />
19,7<br />
k.A.<br />
k.A.<br />
k.A.<br />
0<br />
19,3<br />
k.A.<br />
k.A.<br />
0<br />
142,6<br />
147,1<br />
154,1<br />
41,1<br />
9,1<br />
25,1<br />
1,5<br />
0,0<br />
21,6<br />
0,7<br />
0,0<br />
1,3<br />
0,0<br />
17,7<br />
5,5<br />
1,3<br />
0,0<br />
154,1<br />
134,1<br />
163,0<br />
72,7<br />
12,0<br />
63,4<br />
27,8<br />
0,0<br />
19,6<br />
11,5<br />
1,3<br />
3,2<br />
0,0<br />
23,9<br />
6,8<br />
3,2<br />
0,0<br />
Umw<strong>and</strong>lungsausstoß<br />
(Bruttostromerzeugung inkl. PSE) 7) 549,9 536,8 623,1 633,1 648,3 650,4 653,7 643,4 609,4 573,6<br />
Bruttostromerzeugung (ohne PSE) 6) 549,9 531,4 616,3 626,7 642,4 644,9 647,7 637,3 603,8 567,4<br />
Anteil EE an der Bruttostromerzeugung (ohne PSE) [%] 3,6 4,7 10,3 16,8 29,4 29,4 33,4 35,3 40,1 44,9<br />
Stromimport 4)<br />
Stromexport 4)<br />
Stromimportsaldo<br />
31,9<br />
31,1<br />
0,8<br />
39,7<br />
34,9<br />
4,8<br />
56,9<br />
61,4<br />
-4,6<br />
Bruttostromverbrauch (ohne PSE) 6) 550,7 536,2 611,8 611,8 594,1 594,3 595,3 588,5 571,2 551,3<br />
nachrichtlich<br />
Bruttostromverbrauch (inkl. PSE) 8) 550,7 541,6 618,6 618,2 600,0 599,9 601,3 594,7 576,7 557,5<br />
Anteil EE am Bruttostromverbrauch (inkl. PSE) [%] 3,6 4,6 10,2 17,0 31,5 31,6 36,0 37,8 42,0 45,7<br />
Prozentuale Veränderung X + 2,0 + 0,5 + 5,8 + 1,0 - 0,0 + 0,2 - 1,1 - 3,0 - 3,3<br />
145,9<br />
117,0<br />
140,6<br />
89,3<br />
8,7<br />
105,2<br />
38,4<br />
0,2<br />
21,0<br />
29,2<br />
11,7<br />
4,7<br />
0,0<br />
26,5<br />
6,4<br />
4,7<br />
1,6<br />
43,0<br />
57,9<br />
-15,0<br />
154,5<br />
117,7<br />
91,8<br />
62,0<br />
6,2<br />
188,8<br />
72,3<br />
8,3<br />
19,0<br />
44,6<br />
38,7<br />
5,8<br />
0,1<br />
27,3<br />
5,9<br />
5,8<br />
1,3<br />
37,0<br />
85,3<br />
-48,3<br />
149,5<br />
112,2<br />
84,6<br />
81,3<br />
5,8<br />
189,7<br />
67,7<br />
12,3<br />
20,5<br />
45,0<br />
38,1<br />
5,9<br />
0,2<br />
27,3<br />
5,6<br />
5,9<br />
1,4<br />
28,3<br />
78,9<br />
-50,5<br />
148,4<br />
92,9<br />
76,3<br />
86,7<br />
5,6<br />
216,3<br />
88,0<br />
17,7<br />
20,2<br />
45,0<br />
39,4<br />
6,0<br />
0,2<br />
27,5<br />
6,0<br />
6,0<br />
1,3<br />
27,8<br />
80,3<br />
-52,5<br />
145,6<br />
82,6<br />
76,0<br />
82,5<br />
5,2<br />
224,8<br />
90,5<br />
19,5<br />
18,0<br />
44,7<br />
45,8<br />
6,2<br />
0,2<br />
26,8<br />
6,2<br />
6,2<br />
0,9<br />
31,7<br />
80,5<br />
-48,7<br />
114,0<br />
57,5<br />
75,1<br />
90,5<br />
4,9<br />
242,4<br />
101,2<br />
24,7<br />
19,7<br />
44,4<br />
46,4<br />
5,8<br />
0,2<br />
25,1<br />
5,6<br />
5,8<br />
0,9<br />
40,1<br />
72,8<br />
-32,7<br />
91,7<br />
42,5<br />
64,3<br />
91,6<br />
4,2<br />
254,7<br />
107,0<br />
27,5<br />
18,7<br />
44,4<br />
51,0<br />
5,9<br />
0,2<br />
24,5<br />
6,2<br />
5,9<br />
0,9<br />
49,6<br />
65,9<br />
-16,1<br />
Pumparbeft (Speicherzufuhr u. Eigenverbrauch)<br />
Pumpstromerzeugung (PSE)<br />
Eigenverbrauch der Pumpspeicher<br />
5,0<br />
k.A.<br />
5,9<br />
5,5<br />
-0,4<br />
1)<br />
Lauf- und Speicherwasser inkl. natürt. Zufluss aus PS<br />
2)<br />
aufgeteilt in reg. und nicht-reg. Anteil (50 % : 50 %)<br />
3)<br />
ohne Erzeugung aus natürt. Zufluss<br />
4)<br />
ab 2003 Stromaußenh<strong>and</strong>el lt. Daten des Statistischen Bundesamtes<br />
5)<br />
ab 2003 alle Angaben zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien lt Daten und Berechnungen der AGEEStat.<br />
6)<br />
Bruttostromerzeugung nach Eurostat Energiebilanz und Energiebilanz Deutschl<strong>and</strong>, s<strong>of</strong>ern bei der Energiebilanz Deutschl<strong>and</strong> die PSE aus dem Umw<strong>and</strong>lungsausstoß<br />
(Zeile 39) herausgerechnet wird bzw. PS als Speicher betrachtet werden.<br />
7)<br />
Umw<strong>and</strong>lungsausstoß elektrischer Strom nach der Energiebilanz Deutschl<strong>and</strong> (Zeile 39, Spalte elektrischer Strom); entspricht der Bruttostromerzeugung s<strong>of</strong>ern PS als<br />
Kraftwerke eingestuft werden, wie dies bisher in der Energiebilanz Deutschl<strong>and</strong> der Fall ist.<br />
8)<br />
Bislang als Bezugsgröße zur Berechnung des Anteils erneuerbarer Energien verwendete Bezugsgröße, enthalt Doppelzählungen, weil sowohl die PSE als auch der<br />
Speichersaldo/-verbrauch in dieser Größe zusätzlich enthalten sind.<br />
9,5<br />
6,8<br />
-2,7<br />
8,6<br />
6,4<br />
-2,2<br />
8,1<br />
5,9<br />
-2,1<br />
7,5<br />
5,6<br />
1,9<br />
8,3<br />
6,0<br />
-2,2<br />
8,3<br />
6,2<br />
-2,2<br />
7,5<br />
5,6<br />
-1,9<br />
8,3<br />
6,2<br />
-2,1<br />
86
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Energieverbrauch in Deutschl<strong>and</strong> 2020<br />
Tab. 2. Nettostromerzeugung 1) 1990 bis 2020 einschließlich ausgewählter Jahre in Deutschl<strong>and</strong>.<br />
Braunkohle<br />
Steinkohle<br />
Kernenergie<br />
Erdgas<br />
Mineralöl<br />
Erneuerbare, darunter: 5)<br />
– Wind onshore<br />
– Wind <strong>of</strong>fshore<br />
– Wasserkraft 2)<br />
– Biomasse<br />
– Photovoltaik<br />
– Hausmüll 3)<br />
– Geothermie<br />
Sonstige, darunter:<br />
– Pumpspeicher (PSE) 4)<br />
– Hausmüll 3)<br />
– Industrieabfall<br />
TWh 1995 2000 2005 2010 2016 2017 2018 2019*<br />
131,3<br />
135,3<br />
146,1<br />
39,4<br />
6,4<br />
24,7<br />
1,5<br />
0,0<br />
21,3<br />
0,6<br />
0,0<br />
1,6<br />
0,0<br />
17,2<br />
5,4<br />
1,6<br />
0,0<br />
136,6<br />
131,6<br />
160,8<br />
47,2<br />
5,4<br />
37,3<br />
9,3<br />
0,0<br />
24,6<br />
1,5<br />
0,0<br />
2,1<br />
0,0<br />
21,8<br />
4 ,5<br />
2,2<br />
0,0<br />
Nettostromerzeugung (Umw<strong>and</strong>lungsausstoß) 503,6 540,9 582,9 594,4 614,3 619,1 609,6 580,1<br />
Nettostromerzeugung (ohne Pumpstromerzeugung) 498,2 536,4 576,2 588,1 608,9 613,1 603,5 574,5<br />
Anteil EE an der Nettostromerzeugung [%] 5,0 6,9 10,5 17,2 30,3 34,4 36,3 41,2<br />
141,6<br />
123,1<br />
154,6<br />
70,0<br />
11,0<br />
60,8<br />
27,2<br />
0,0<br />
19,3<br />
10,5<br />
1,3<br />
2,4<br />
0,0<br />
21,8<br />
6,7<br />
2,4<br />
0,0<br />
134,2<br />
107,4<br />
133,0<br />
86,6<br />
7,9<br />
101,4<br />
37,6<br />
0,2<br />
20,7<br />
27,4<br />
11,7<br />
3,8<br />
0,0<br />
24,1<br />
6,3<br />
3,8<br />
1,3<br />
1)<br />
Nettostromerzeugung 1990-2002 geschätzt (Eigenverbrauchsanteile von 2003, differenziert nach Energieträgern)<br />
2)<br />
Lauf- und Speicherwasser inkl. natürl. Zufluss aus PS<br />
3)<br />
aufgeteilt in reg. und nicht-reg. Anteil (50 % : 50 %)<br />
4)<br />
ohne Erzeugung aus natürl. Zufluss<br />
5)<br />
ab 2003 alle Angaben zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien lt. Daten und Berechnungen der AGEEStat.<br />
138,4<br />
102,7<br />
80,0<br />
78,8<br />
5,2<br />
184,5<br />
66,3<br />
12,1<br />
20,2<br />
42,8<br />
38,1<br />
4,7<br />
0,2<br />
24,7<br />
5,5<br />
4,7<br />
1,1<br />
137,4<br />
84,7<br />
72,2<br />
83,8<br />
4,9<br />
210,9<br />
86,3<br />
17,4<br />
20,0<br />
42,9<br />
39,4<br />
4,8<br />
0,2<br />
25,1<br />
5,9<br />
4,8<br />
1,1<br />
135,0<br />
75,2<br />
71,9<br />
79,4<br />
4,6<br />
219,0<br />
66,7<br />
19,2<br />
17,9<br />
42,2<br />
45,8<br />
4,9<br />
0,3<br />
24,4<br />
6,1<br />
4,9<br />
0,7<br />
105,2<br />
51,8<br />
71,0<br />
88,0<br />
4,5<br />
236,5<br />
99,2<br />
24,4<br />
19,9<br />
41,9<br />
46,4<br />
4,7<br />
0,1<br />
23,2<br />
5,6<br />
4,7<br />
0,7<br />
<strong>VGB</strong>-Technisch -wissenschaftlicher Bericht<br />
Empfehlungen zum Betrieb und zur Überwachung<br />
von Kesselumwälzpumpen<br />
Basierend auf den umfangreichen Nachuntersuchungen zum Schadensereignis 2014<br />
Ausgabe 2019 – <strong>VGB</strong>-TW 530 und <strong>VGB</strong>-TW 530e (Englische Ausgabe)<br />
DIN A4, 96 Seiten, Preis für <strong>VGB</strong>-Mit glie der € 180.–, für Nicht mit glie der € 270,–, + Ver s<strong>and</strong> kos ten und MwSt.<br />
Am 12. Mai 2014 kam es in einem ohlebefeuerten, überkritisch betriebenen 510 MWel Steinkohlekraftwerk<br />
zum Versagen des drucktragenden Gehäuses einer Kesselumwälzpumpe (KUP), das zu erheblichen Schäden<br />
im Kraftwerk führte. Wie im Anschluss an derartige größere Schadensereignisse üblich wurde das Thema vom<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e. V. (<strong>VGB</strong>) – als zuständigem internationalen Verb<strong>and</strong> der Energieanlagenbetreiber – aufgenommen,<br />
federführend koordiniert und im Rahmen der Zuständigkeit bearbeitet. Als zeitnahe Reaktion auf<br />
den Schadensfall wurden vom <strong>VGB</strong> Mitte Juni 2014 erste In<strong>for</strong>mationen in Form eines Newsletters sowie Mitte<br />
Juli 2014 eine konkrete, detaillierte Mitgliederin<strong>for</strong>mation an die Mitgliedsunternehmen verteilt. Die Hauptaufgabe<br />
des <strong>VGB</strong> best<strong>and</strong> vordergründig in der Koordinierung der Maßnahmen auf Betreiberseite und in der<br />
Zurverfügungstellung von In<strong>for</strong>mationen. Hierzu wurde die Arbeitsgruppe (AG) „Kesselumwälzsysteme“ installiert.<br />
Mitglieder dieser Arbeitsgruppe waren bzw. sind neben Kraftwerksbetreibern und dem Hersteller der<br />
geschädigten KUP auch Prüfunternehmen für die zerstörungsfreie Prüfung der betr<strong>of</strong>fenen Komponenten sowie<br />
Vertreter der zugelassenen Überwachungsstelle (ZÜS) gemäß deutscher Betriebssicherheitsverordnung.<br />
Zusätzlich zur AG „Kesselumwälzsysteme“ wurden in nachfolgenden Ad-hoc-Arbeitskreisen spezifische Themen bearbeitet.<br />
- Ad-hoc-AK „Verfahrenstechnik“, Ad-hoc-AK „Berechnung und wiederkehrende Prüfung“, Ad-hoc-AK „Prüfumfang/-verfahren“<br />
Technisch-wissenschaftlicher<br />
Bericht<br />
Empfehlungen zum Betrieb<br />
und zur Überwachung von<br />
Kesselumwälzpumpen<br />
Basierend auf den umfangreichen<br />
Nachuntersuchungen zum<br />
Schadensereignis 2014<br />
Vornehmliches Ziel der AG und der untergeordneten Ad-hoc-AKs war es, zukünftig Schadensereignisse – wie das vom 12. Mai 2014 – bestmöglich<br />
zu vermeiden. Im vorliegenden Dokument sind deshalb die wesentlichen Erkenntnisse der Ad-hoc-AKs in einzelnen Abschnitten beschrieben.<br />
<strong>VGB</strong>-TW 530<br />
* Access <strong>for</strong> eBooks (PDF files) is included in the membership fees <strong>for</strong> Ordinary Members (operators, plant owners) <strong>of</strong> <strong>VGB</strong>, www.vgb.org/en/vgbvs4om.html<br />
* Für Ordentliche Mitglieder des <strong>VGB</strong> ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten, siehe www.vgb.org/vgbvs4om.html<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften<br />
Deilbachtal 173 | 45257 Essen |Germany<br />
Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop<br />
87
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Plants in direct exchange <strong>of</strong> experience with <strong>VGB</strong> I November 2020<br />
Nuclear<br />
power plant<br />
Country<br />
Type<br />
Nominal<br />
capacity<br />
Gross Net<br />
MW MW<br />
Operating<br />
time<br />
generator<br />
in h<br />
Energy generated<br />
(gross generation) MWh<br />
Month Year 1 commis-<br />
Since<br />
sioning<br />
Time Unit capability<br />
availability % factor %*<br />
Energy unavailability<br />
%*<br />
Energy<br />
utilisation %*<br />
1 1 Postponable Not postponable Month Year 1<br />
Planned** Unplanned***<br />
Month Year Month Year<br />
Month Year 1<br />
Month Year 1 Month Year 1<br />
GKN-II Neckarwestheim DE PWR 1400 1310 720 1 003 400 10 075 300 350 313 544 100.00 92.00 100.00 91.93 0 8.01 0 0 0 0.06 99.79 89.65<br />
KBR Brokdorf DE PWR 1480 1410 720 1 010 177 9 559 288 370 280 310 100.00 89.86 100.00 85.12 0 11.31 0 0 0 3.57 94.69 80.11<br />
KKE Emsl<strong>and</strong> DE PWR 1406 1335 720 1 014 541 10 367 673 367 967 874 100.00 93.26 99.98 93.18 0 6.75 0.02 0 0 0.07 100.37 91.73<br />
KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 720 1 058 301 10 569 951 376 332 420 100.00 92.53 100.00 92.34 0 7.46 0 0 0 0.20 98.71 88.14<br />
KRB-C Gundremmingen DE BWR 1344 1288 29 22 203 8 177 262 349 500 815 4.03 77.51 2.29 75.93 75.46 16.23 0 5.66 22.24 2.17 2.27 75.11 1,2<br />
KWG Grohnde DE PWR 1430 1360 720 950 594 9 457 730 397 732 576 100.00 94.20 99.91 93.96 0.02 5.57 0 0.13 0.07 0.33 91.66 81.73<br />
OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 720 666 302 6 880 434 276 345 904 100.00 95.10 100.00 93.17 0 4.66 0 1.63 0 0.55 100.59 93.02<br />
OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 720 657 480 7 072 280 266 436 366 100.00 96.67 99.79 96.23 0.21 3.72 0 0.01 0 0.04 99.26 95.61<br />
KCB Borssele NL PWR 512 484 634 319 129 3 709 851 171 691 285 87.21 91.55 87.18 90.93 0 5.58 0 2.07 12.82 1.41 86.57 90.15<br />
KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 720 276 899 2 726 079 133 034 899 100.00 89.54 100.00 89.39 0 10.61 0 0 0 0 101.25 89.14 7<br />
KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 720 275 023 2 906 692 140 203 475 100.00 96.01 100.00 95.81 0 3.95 0 0 0 0.23 100.57 95.10 7<br />
KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 720 756 222 7 987 722 330 103 957 100.00 94.74 99.97 94.32 0.02 5.57 0.01 0.02 0 0.10 99.09 93.73 7<br />
CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 720 761 458 7 489 180 263 237 206 100.00 90.02 100.00 89.51 0 10.23 0 0 0 0.27 98.66 86.72<br />
Dukovany B1 CZ PWR 500 473 300 147 786 3 760 255 119 644 439 41.67 94.78 41.22 94.69 58.78 5.31 0 0 0 0 41.05 93.54<br />
Dukovany B2 CZ PWR 500 473 127 63 644 3 207 378 114 250 696 17.64 81.73 17.61 81.49 72.82 17.44 0 0 9.57 1.06 17.68 79.79<br />
Dukovany B3 CZ PWR 500 473 720 350 844 2 743 756 112 995 492 100.00 71.02 99.51 69.97 0.49 11.49 0 0 0 18.54 97.46 68.25<br />
Dukovany B4 CZ PWR 500 473 720 358 022 3 488 835 114 195 792 100.00 87.51 100.00 87.47 0 10.64 0 0 0 1.89 99.45 86.79<br />
Temelin B1 CZ PWR 1082 1032 720 782 490 6 846 642 128 761 455 100.00 79.04 100.00 78.28 0 17.83 0 0 0 3.88 100.63 78.72 -<br />
Temelin B2 CZ PWR 1082 1032 720 792 028 7 286 583 124 769 201 100.00 82.76 100.00 82.54 0 17.44 0 0 0 0.01 101.29 83.73 -<br />
Doel 1 BE PWR 454 433 720 340 489 1 923 493 139 659 553 100.00 52.27 100.00 51.72 0 41.12 0 0 0 7.15 101.44 51.26 -<br />
Doel 2 BE PWR 454 433 720 339 390 1 923 705 138 259 175 100.00 52.98 99.97 52.68 0.03 32.69 0 0 0 14.63 100.76 51.71 -<br />
Doel 3 BE PWR 1056 1006 720 773 176 7 296 793 270 408 444 100.00 86.46 100.00 86.04 0 13.96 0 0 0 0 101.14 85.46 -<br />
Doel 4 BE PWR 1086 1038 603 648 460 6 906 443 276 544 718 83.72 79.63 82.05 78.81 17.79 20.94 0 0 0.16 0.24 81.78 77.90 -<br />
Tihange 1 BE PWR 1009 962 0 0 0 307 547 424 0 0 0 0 0 57.29 0 0 100.00 42.71 0 0 2<br />
Tihange 2 BE PWR 1055 1008 282 284 090 7 649 298 265 703 817 39.14 92.02 37.73 91.64 62.27 5.60 0 0.04 0 2.71 37.72 90.99 2<br />
Tihange 3 BE PWR 1089 1038 720 780 140 5 284 349 285 846 925 100.00 61.47 99.94 60.76 0.04 38.83 0 0 0.02 0.41 100.11 60.69 -<br />
Remarks<br />
1<br />
PWR: Pressurised water reactor<br />
Beginning <strong>of</strong> the year<br />
2<br />
BWR: Boiling water reactor<br />
Final data were not yet available in print<br />
* Net-based values (Czech <strong>and</strong> Swiss nuclear power plants gross-based)<br />
** Planned: the beginning <strong>and</strong> duration <strong>of</strong> unavailability have to be determined more than 4 weeks be<strong>for</strong>e commencement<br />
*** Unplanned: the beginning <strong>of</strong> unavailability cannot be postponed or only within 4 weeks.<br />
All values were entered in the column not postponable.<br />
– Postponable: the beginning <strong>of</strong> unavailability can be postponed more than 12 hours to 4 weeks.<br />
– Not postponable: the beginning <strong>of</strong> unavailability cannot be postponed or only within 12 hours.<br />
Remarks:<br />
1 Refuelling<br />
2 Inspection<br />
3 Repair<br />
4 Stretch-out-operation<br />
5 Stretch-in-operation<br />
6 Here<strong>of</strong> traction supply:<br />
7 Here<strong>of</strong> steam supply:<br />
KKB 1 Beznau<br />
Month: <br />
2,388 MWh<br />
Since the beginning <strong>of</strong> the year: 15,634 MWh<br />
Since commissioning: 564,832 MWh<br />
KKB 2 Beznau<br />
Month:<br />
0 MWh<br />
Since the beginning <strong>of</strong> the year: 2,138 MWh<br />
Since commissioning: 134,754 MWh<br />
KKG Gösgen<br />
Month:<br />
7,875 MWh<br />
Since the beginning <strong>of</strong> the year: 74,934 MWh<br />
Since commissioning: 2,459,135 MWh<br />
8 New nominal capacity since January 2020<br />
88
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
<br />
Plants in direct exchange <strong>of</strong> experience with <strong>VGB</strong> I December 2020<br />
Nuclear<br />
power plant<br />
Country<br />
Type<br />
Nominal<br />
capacity<br />
Gross Net<br />
MW MW<br />
Operating<br />
time<br />
generator<br />
in h<br />
Energy generated<br />
(gross generation) MWh<br />
Month Year 1 commis-<br />
Since<br />
sioning<br />
Time Unit capability<br />
availability % factor %*<br />
Energy unavailability<br />
%*<br />
Energy<br />
utilisation %*<br />
1 1 Postponable Not postponable Month Year 1<br />
Planned** Unplanned***<br />
Month Year Month Year<br />
Month Year 1<br />
Month Year 1 Month Year 1<br />
GKN-II Neckarwestheim DE PWR 1400 1310 744 1 038 000 11 113 300 351 351 544 100.00 92.68 100.00 92.61 0 7.33 0 0 0 0.05 99.92 90.52 -<br />
KBR Brokdorf DE PWR 1480 1410 744 983 019 10 542 306 371 263 329 100.00 90.72 98.77 86.27 0.03 10.35 0 0 1.20 3.37 89.03 80.86 -<br />
KKE Emsl<strong>and</strong> DE PWR 1406 1335 744 1 042 827 11 410 500 369 010 701 100.00 93.84 99.97 93.76 0.03 6.18 0 0 0 0.06 99.80 92.41 -<br />
KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 744 1 096 623 11 666 574 377 429 043 100.00 93.16 100.00 92.99 0 6.83 0 0 0 0.18 99.01 89.06 -<br />
KRB-C Gundremmingen DE BWR 1344 1288 741 976 951 9 154 214 350 477 766 99.62 79.38 96.90 77.71 3.10 15.12 0 5.19 0 1.99 97.29 76.99 -<br />
KWG Grohnde DE PWR 1430 1360 744 1 027 773 10 485 503 398 760 349 100.00 94.69 100.00 94.47 0 5.10 0 0.12 0 0.31 96.11 82.95 -<br />
OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 688 814 7 569 248 277 034 717 100.00 95.52 99.80 93.73 0.20 4.28 0 1.49 0 0.50 100.63 93.66 -<br />
OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 517 466 356 7 538 637 266 902 722 69.42 94.36 67.82 93.82 0 3.41 0 0 32.18 2.77 68.13 93.29 -<br />
KCB Borssele NL PWR 512 484 744 377 512 4 087 363 172 068 797 99.43 92.22 99.42 91.65 0.58 5.16 0 1.90 0 1.29 99.24 90.92 -<br />
KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 462 176 487 2 902 566 133 211 386 62.10 87.22 61.50 87.02 0 9.71 0 0 38.50 3.26 62.12 86.85 3,7<br />
KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 456 172 826 3 079 518 140 376 301 61.29 93.07 60.71 92.84 0 3.62 0 0 39.29 3.54 60.82 92.20 3,7<br />
KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 742 782 632 8 770 354 330 886 589 99.73 95.16 98.34 94.52 0.02 5.10 1.22 0.26 0.42 0.13 99.24 94.19 7<br />
CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 744 786 642 8 275 822 264 023 848 100.00 90.86 99.95 90.39 0.05 9.36 0 0 0 0.24 98.67 87.73 -<br />
Dukovany B1 CZ PWR 500 473 0 0 3 760 255 119 644 439 100.00 95.22 0 86.67 100.00 13.33 0 0 0 0 0 85.62 -<br />
Dukovany B2 CZ PWR 500 473 744 361 218 3 568 596 114 611 914 100.00 83.28 96.89 82.80 0.27 15.99 0 0 2.85 1.21 97.10 81.25 -<br />
Dukovany B3 CZ PWR 500 473 744 365 065 3 108 821 113 360 557 100.00 73.47 100.00 72.51 0 10.51 0 0 0 16.97 98.14 70.78 -<br />
Dukovany B4 CZ PWR 500 473 744 370 109 3 858 944 114 565 901 100.00 88.57 100.00 88.53 0 9.73 0 0 0 1.73 99.49 87.86 -<br />
Temelin B1 CZ PWR 1082 1032 744 809 835 7 656 477 129 571 290 100.00 80.82 99.99 80.12 0.01 16.32 0 0 0 3.56 100.60 80.57 -<br />
Temelin B2 CZ PWR 1082 1032 744 819 703 8 106 286 125 588 904 100.00 84.22 100.00 84.03 0 15.96 0 0 0 0.01 101.45 85.24 -<br />
Doel 1 BE PWR 454 433 744 354 288 2 277 781 140 013 841 100.00 56.31 99.98 55.81 0.02 37.64 0 0 0 6.55 102.17 55.57 -<br />
Doel 2 BE PWR 454 433 744 350 890 2 274 595 138 610 065 100.00 56.96 99.98 56.73 0.02 29.90 0 0 0 13.38 100.80 55.91 -<br />
Doel 3 BE PWR 1056 1006 744 803 867 8 100 661 271 212 311 100.00 87.60 100.00 87.22 0 12.78 0 0 0 0 101.74 86.84 -<br />
Doel 4 BE PWR 1086 1038 744 815 272 7 721 715 277 359 990 100.00 81.36 100.00 80.61 0 19.17 0 0 0 0.22 99.62 79.74 -<br />
Tihange 1 BE PWR 1009 962 434 319 552 319 552 307 866 975 58.34 4.94 42.14 3.57 2.07 52.61 0 0 55.79 43.82 42.45 3.60 2<br />
Tihange 2 BE PWR 1055 1008 0 0 7 649 298 265 703 817 0 84.22 0 83.88 80.51 11.95 0 0.04 19.49 4.13 0 83.28 2<br />
Tihange 3 BE PWR 1089 1038 744 806 734 6 091 082 286 653 659 100.00 64.73 99.97 64.08 0 35.54 0 0 0.03 0.38 100.15 64.03 -<br />
Remarks<br />
1<br />
PWR: Pressurised water reactor<br />
Beginning <strong>of</strong> the year<br />
2<br />
BWR: Boiling water reactor<br />
Final data were not yet available in print<br />
* Net-based values (Czech <strong>and</strong> Swiss nuclear power plants gross-based)<br />
** Planned: the beginning <strong>and</strong> duration <strong>of</strong> unavailability have to be determined more than 4 weeks be<strong>for</strong>e commencement<br />
*** Unplanned: the beginning <strong>of</strong> unavailability cannot be postponed or only within 4 weeks.<br />
All values were entered in the column not postponable.<br />
– Postponable: the beginning <strong>of</strong> unavailability can be postponed more than 12 hours to 4 weeks.<br />
– Not postponable: the beginning <strong>of</strong> unavailability cannot be postponed or only within 12 hours.<br />
Remarks:<br />
1 Refuelling<br />
2 Inspection<br />
3 Repair<br />
4 Stretch-out-operation<br />
5 Stretch-in-operation<br />
6 Here<strong>of</strong> traction supply:<br />
7 Here<strong>of</strong> steam supply:<br />
KKB 1 Beznau<br />
Month: <br />
2,150 MWh<br />
Since the beginning <strong>of</strong> the year: 17,784 MWh<br />
Since commissioning: 566,982 MWh<br />
KKB 2 Beznau<br />
Month:<br />
0 MWh<br />
Since the beginning <strong>of</strong> the year: 2,138 MWh<br />
Since commissioning: 134,754 MWh<br />
KKG Gösgen<br />
Month:<br />
7,792 MWh<br />
Since the beginning <strong>of</strong> the year:82,726 MWh<br />
Since commissioning: 2,466,927 MWh<br />
8 New nominal capacity since January 2020<br />
89
<strong>VGB</strong> News | Personalien <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> News<br />
<strong>VGB</strong> Innovation Award <strong>2021</strong> –<br />
Submit your proposal now<br />
The <strong>VGB</strong> Innovation Award honours outst<strong>and</strong>ing<br />
per<strong>for</strong>mance <strong>of</strong> young university<br />
graduates working in the field <strong>of</strong> power <strong>and</strong><br />
heat generation (age limit: 35 years). The<br />
work that is to be honoured in this way can<br />
relate either to<br />
the generation<br />
<strong>and</strong> storage <strong>of</strong><br />
power <strong>and</strong> heat,<br />
or to innovative<br />
research findings<br />
in this field.<br />
The <strong>VGB</strong> Innovation<br />
Award <strong>of</strong> the <strong>VGB</strong> Research Foundation<br />
is endowed with in total 10,000 € <strong>and</strong><br />
is presented on the occasion <strong>of</strong> the <strong>VGB</strong><br />
Congress <strong>2021</strong> – 100 Plus <strong>of</strong> <strong>VGB</strong>.<br />
The prize is awarded in two different categories<br />
(Application <strong>and</strong> Future).<br />
All <strong>VGB</strong> member companies as well as the<br />
members <strong>of</strong> the <strong>VGB</strong> Scientific Advisory<br />
Board have the right to propose c<strong>and</strong>idates.<br />
More in<strong>for</strong>mation:<br />
http://www.vgb.org/en/<br />
fue_innovation_award.html<br />
| www.vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>´s Hydropower<br />
Industry Guide 2020/21<br />
Der Hydropower Industry Guide 2020/21<br />
gibt einen umfassenden und aktuellen Überblick<br />
über die neuesten Produkte und Dienstleistungen<br />
der Wasserkraftbranche. Er bietet<br />
ein einfach zu h<strong>and</strong>habendes Verzeichnis von<br />
Unternehmen, die wichtige Produkte und<br />
Dienstleistungen für den weltweiten Wasserkraftmarkt<br />
anbieten. Diese Produkte und<br />
Dienstleistungen können Ihnen helfen, Ihre<br />
Arbeit effektiver zu erledigen.<br />
The Hydropower Industry Guide 2020/21<br />
gives a comprehensive <strong>and</strong> up-to-date overview<br />
<strong>of</strong> the newest products <strong>and</strong> services <strong>of</strong>fered<br />
by the hydropower sector. It provides an<br />
easy-to-use directory <strong>of</strong> companies providing<br />
key products <strong>and</strong> services to the worldwide<br />
hydro market. These products <strong>and</strong> services<br />
can help you do your job more effectively.<br />
<strong>VGB</strong> Innovation Award <strong>2021</strong> –<br />
Jetzt Vorschläge einsenden<br />
Der <strong>VGB</strong> Innovation Award zeichnet herausragende<br />
Leistungen junger Hochschulabsolventen<br />
aus, die auf dem Gebiet der<br />
Erzeugung und Speicherung von Strom<br />
und Wärme tätig sind (Altersgrenze: 35<br />
Jahre). Die auszuzeichnende<br />
Arbeit<br />
kann sich sowohl<br />
auf den Betrieb von<br />
Anlagen zur Erzeugung<br />
und Speicherung<br />
von Strom<br />
und Wärme beziehen<br />
als auch auf innovative Forschungsergebnisse.<br />
Der <strong>VGB</strong> Innovation Award der <strong>VGB</strong>-FOR-<br />
SCHUNGSSTIFTUNG ist mit insgesamt<br />
10.000 € dotiert und wird im Rahmen des<br />
<strong>VGB</strong> KONGRESS <strong>2021</strong> – 100 Plus verliehen.<br />
Der Preis wird in zwei unterschiedlichen<br />
Kategorien vergeben (Anwendung und Zukunft).<br />
Alle <strong>VGB</strong>-Mitgliedsunternehmen und die<br />
Mitglieder des Wissenschaftlichen Beirates<br />
des <strong>VGB</strong> können K<strong>and</strong>idaten für diese Auszeichnung<br />
benennen.<br />
Weitere In<strong>for</strong>mationen:<br />
http://www.vgb.org/<br />
fue_innovation_award.html<br />
The whole <strong>of</strong> Europe is facing the challenge<br />
<strong>of</strong> trans<strong>for</strong>ming its energy management<br />
system into a more sustainable economic<br />
<strong>and</strong> decentralized system with a<br />
lower CO 2<br />
footprint.<br />
Energy produced by hydropower plays a<br />
significant role in the realization <strong>of</strong> the ambitious<br />
European climate protection <strong>and</strong><br />
energy policy objectives. Stable availability,<br />
high efficiency, flexibility <strong>and</strong> a long<br />
life-span further support the increased use<br />
<strong>of</strong> hydropower in the mix <strong>of</strong> energy production<br />
by renewable sources.<br />
HYDROPOWER<br />
INDUSTRY GUIDE 2020/21<br />
Innovative Products <strong>and</strong> Services<br />
1 st Issue<br />
Individual Success Through Excahnge <strong>of</strong> Experience<br />
However, most <strong>of</strong> existing plants have<br />
been in operation over a number <strong>of</strong> decades.<br />
A reliable <strong>and</strong> safe operation over<br />
such a long time period can only be guaranteed<br />
by way <strong>of</strong> regular maintenance<br />
measures. The costs involved can be stabilized<br />
<strong>and</strong>/or reduced through the utilization<br />
<strong>of</strong> innovative technological measures<br />
that are crucially <strong>for</strong> the competitiveness <strong>of</strong><br />
the hydropower energy sector.<br />
Additionally, digital systems play an increasingly<br />
important role in optimizing decision<br />
making <strong>and</strong> supporting business<br />
processes to position themselves more efficiently.<br />
In addition, more <strong>and</strong> more hydropower<br />
plants worldwide are due <strong>for</strong> refurbishment<br />
<strong>and</strong> modernization in the next<br />
few years, which raises the question <strong>of</strong> the<br />
extent <strong>of</strong> digitization <strong>for</strong> existing plants.<br />
We are delighted to present you with this<br />
first issue <strong>of</strong> our annual Hydropower Industry<br />
Guide, a comprehensive <strong>and</strong> up-todate<br />
overview <strong>of</strong> the newest products <strong>and</strong><br />
services <strong>of</strong>fered by the hydropower sector.<br />
An online Version with direct access in<br />
your browser is available on our YUM-<br />
PU-Pr<strong>of</strong>ile.<br />
www.yumpu.com/s/vL6mDpOqTIaxXbSA<br />
The download <strong>of</strong> the “Hydropower Industry<br />
Guide 2020/21 (40 MB)” is available on<br />
our website.<br />
LL<br />
www.vgb.org<br />
90
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Special Prints / Reprints from journal <strong>VGB</strong> PowerTech<br />
A meaningful medium, print or digital, <strong>for</strong> your technical papers<br />
from the renown journal <strong>VGB</strong> PowerTech.<br />
<strong>VGB</strong> News | Personalien<br />
| Benefit from the image <strong>of</strong> our journal, in which only technical papers<br />
reviewed by experts are published.<br />
| Reprints are produced individually according to your requests <strong>and</strong><br />
with the same contents as the original paper.<br />
| Your CI can be transferred into the paper, or you will get a copy<br />
<strong>of</strong> the original layout from our journal.<br />
Please do not hesitate to contact us!<br />
Mr Gregor Scharpey | phone: +49 201 8128-200 | E-mail: mark@vgb.org<br />
91
<strong>VGB</strong> News | Personalien <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Personalien<br />
Henriette Wendt neu in der Axpo<br />
Konzernleitung<br />
(axpo) Der Verwaltungsrat der Axpo Holding<br />
AG hat mit Henriette Wendt ein neues<br />
Mitglied der Konzernleitung gewählt. Die<br />
Dänin wird spätestens am 1. August <strong>2021</strong><br />
ihre neue Funktion als Chief Operating Officer<br />
(COO) antreten.<br />
Als COO spielt Henriette Wendt eine<br />
wichtige Rolle in der strategischen Weiterentwicklung<br />
der Axpo Gruppe national<br />
und international. Sie wird die Steuerungsfunktionen<br />
Strategy & Trans<strong>for</strong>mation, Legal,<br />
HR und Communications & Public Affairs<br />
integral führen und dadurch die zahlreichen<br />
thematisch übergreifenden Themen<br />
bündeln und vorantreiben. Direkt<br />
unterstellt wird ihr auch die Funktion des<br />
Chief Ethics & Compliance Officers, die damit<br />
neu direkt an die Konzernleitung berichtet.<br />
Henriette Wendt stösst von Micros<strong>of</strong>t<br />
Schweiz, wo sie die Rolle als Chief Marketing<br />
& Operations Officer wahrnahm, zu<br />
Axpo. Zuvor war sie hauptsächlich im Telecom-Bereich<br />
(Telia Company, Swisscom,<br />
Motorola u.a.) tätig. Für die schwedische<br />
Telia Company führte sie als Mitglied der<br />
Konzernleitung das Geschäft in Litauen,<br />
Estl<strong>and</strong> und Dänemark (Umsatz 1,5 Mia.<br />
CHF). In ihrer Karriere führte Henriette<br />
Wendt auch erfolgreich Strategie- und Geschäftsentwicklungseinheiten<br />
sowie M&Aund<br />
Nachhaltigkeitsaktivitäten. Im Bereich<br />
kulturelle Trans<strong>for</strong>mation arbeitete sie eng<br />
mit HR-, Compliance- und Kommunikationsteams<br />
zusammen. Henriette Wendt<br />
verfügt über einen Master in Business Strategy<br />
der <strong>International</strong> Business School ES-<br />
SEC (Paris).<br />
Christoph Br<strong>and</strong>, CEO der Axpo Holding<br />
AG: «Es freut mich sehr, dass wir mit Henriette<br />
eine ausgewiesene Strategie-Spezialistin<br />
mit grossem Know-how in der Umsetzung<br />
von digitalen Anwendungen für diese<br />
wichtige Aufgabe gewinnen konnten. Sie<br />
bringt Kompetenzen und Erfahrungen mit,<br />
die sowohl für die strategische als auch für<br />
die kulturelle Weiterentwicklung von Axpo<br />
in den nächsten Jahren absolut zentral sein<br />
werden. Henriette ist die ideale K<strong>and</strong>idatin<br />
für diese Aufgabe.»<br />
Henriette Wendt: «Ich gehe diese neue<br />
Heraus<strong>for</strong>derung mit Energie und voller<br />
Freude an. Da ich schon einige Jahre in der<br />
Schweiz lebe, kenne ich Axpo und auch die<br />
speziellen Heraus<strong>for</strong>derungen durch Energiewende<br />
und Klimapolitik. Das Unternehmen<br />
ist in einer spannenden Phase des Umbruchs,<br />
in der wir zusammen vieles gestalten<br />
können. Darauf freue ich mich besonders.»<br />
LL<br />
www.axpo.com<br />
Shareholders elect new<br />
EDP Board <strong>of</strong> Directors<br />
(edp) Miguel Stilwell de Andrade is the<br />
CEO <strong>of</strong> EDP. The new management team is<br />
also composed <strong>of</strong> Ana Paula Marques,<br />
Miguel Setas, Rui Teixeira <strong>and</strong> Vera Pinto<br />
Pereira. The Board <strong>of</strong> Directors was approved<br />
by EDP shareholders during a virtual<br />
extraordinary general meeting.<br />
The new EDP management team <strong>for</strong> the<br />
<strong>2021</strong>-2023 three-year term was approved<br />
with 99.98% <strong>of</strong> the vote. Miguel Stilwell de<br />
Andrade, previously serving as CFO <strong>and</strong><br />
interim CEO, is the company‘s new CEO.<br />
The Executive Board further includes Ana<br />
Paula Marques, Miguel Setas, Rui Teixeira<br />
<strong>and</strong> Vera Pinto Pereira. The team was elected<br />
during a shareholders‘ extraordinary<br />
meeting held this Tuesday, January 19, in a<br />
virtual <strong>for</strong>mat, due to the Covid-19 p<strong>and</strong>emic.<br />
The duties <strong>of</strong> the new management team<br />
will be as follows:<br />
• Miguel Stilwell de Andrade will be the<br />
CEO <strong>of</strong> EDP <strong>and</strong> EDP Renováveis, the<br />
group‘s fastest-growing business;<br />
• Rui Teixeira will be the CFO <strong>of</strong> EDP <strong>and</strong><br />
EDP Renováveis;<br />
• Miguel Setas will be Global Head <strong>for</strong><br />
Energy Distribution Networks;<br />
• Vera Pinto Pereira will be the group‘s<br />
Global Marketing Head;<br />
• Ana Paula Marques will be in charge <strong>of</strong><br />
conventional generation at a global<br />
level <strong>and</strong> <strong>of</strong> the group‘s innovation <strong>and</strong><br />
digitization areas.<br />
LL<br />
www.edp.com<br />
Catherine MacGregor, Chief<br />
Executive Officer <strong>of</strong> ENGIE<br />
from 1 January <strong>2021</strong><br />
(engie) ENGIE announces that Catherine<br />
MacGregor took up her post as Chief Executive<br />
Officer <strong>of</strong> the Group on 1 January<br />
<strong>2021</strong>.<br />
As CEO, Catherine MacGregor will focus<br />
on defining <strong>and</strong> implementing the Group’s<br />
strategic road map, in particular around<br />
the two priority areas announced in July<br />
2020 by the Board <strong>of</strong> Directors: speeding<br />
up growth in renewable energies <strong>and</strong> energy<br />
infrastructure such as cooling <strong>and</strong> heating<br />
networks.<br />
Aged 48 <strong>and</strong> an engineering graduate <strong>of</strong><br />
École Centrale Paris, Catherine MacGregor<br />
started her career at Schlumberger in 1995,<br />
where she spent 23 years in positions <strong>of</strong> international<br />
responsibility, notably as group<br />
HR director. From 2013 to 2016, she served<br />
as President Europe & Africa at Schlumberger,<br />
be<strong>for</strong>e being promoted in 2017 to<br />
President <strong>of</strong> the group’s drilling activity,<br />
based in London.<br />
In summer 2019, she joined the Executive<br />
Committee <strong>of</strong> TechnipFMC Group, to lead<br />
its engineering division. Her main mission<br />
was to prepare <strong>for</strong> the spin-<strong>of</strong>f <strong>and</strong> IPO <strong>of</strong><br />
Technip Energies, <strong>for</strong> which she put the energy<br />
transition at the heart <strong>of</strong> the strategy.<br />
The Board <strong>of</strong> Directors decided on Catherine<br />
MacGregor’s appointment as ENGIE’s<br />
Chief Executive Officer on 2 October last<br />
year. Her appointment as a member <strong>of</strong> the<br />
Group’s Board <strong>of</strong> Directors will be proposed<br />
<strong>for</strong> approval at the General Shareholders’<br />
Meeting in <strong>2021</strong>.<br />
ENGIE presents<br />
its new Executive Committee<br />
(engie) Catherine MacGregor, CEO <strong>of</strong> EN-<br />
GIE, announces the appointment, effective<br />
February 1, <strong>2021</strong>, <strong>of</strong> the new Group Executive<br />
Committee, which reflects our intention<br />
to organize ENGIE around its four strategic<br />
businesses.<br />
This committee comprises:<br />
Four Executive Vice Presidents, in charge<br />
<strong>of</strong> our business activities:<br />
• Paulo Almirante, Senior Executive Vice<br />
President in charge <strong>of</strong> Renewable<br />
activities<br />
• Sébastien Arbola, Executive Vice<br />
President in charge <strong>of</strong> Thermal<br />
<strong>Generation</strong> <strong>and</strong> Energy Supply activities<br />
• Cécile Prévieu, Executive Vice President<br />
in charge <strong>of</strong> Client Solutions activities<br />
• Edouard Sauvage, Executive Vice<br />
President in charge <strong>of</strong> Networks<br />
activities<br />
• Paulo Almirante will also be responsible<br />
<strong>for</strong> Global Energy Management (GEM)<br />
<strong>and</strong> nuclear production activities.<br />
As well as:<br />
• Frank Demaille, Executive Vice<br />
President in charge <strong>of</strong> Trans<strong>for</strong>mation<br />
<strong>and</strong> Geographies<br />
• Jérôme Stubler, Executive Vice<br />
President, project manager reporting to<br />
the CEO, <strong>for</strong> the multi-technical services<br />
organizational project*<br />
And four Executive Vice Presidents, in<br />
charge <strong>of</strong> cross-functional activities:<br />
• Jean-Sébastien Blanc, Executive Vice<br />
President in charge <strong>of</strong> Human<br />
Resources*<br />
• Judith Hartmann, Executive Vice<br />
President in charge <strong>of</strong> Finance,<br />
Corporate Social Responsibility <strong>and</strong><br />
Procurement<br />
• Yves Le Gélard, Executive Vice President<br />
in charge <strong>of</strong> Digital <strong>and</strong> In<strong>for</strong>mation<br />
Systems<br />
• Claire Ways<strong>and</strong>, Executive Vice<br />
President in charge <strong>of</strong> Corporate<br />
Secretariat, Strategy, Research &<br />
Innovation, Communication<br />
92
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> News | Personalien<br />
Catherine MacGregor commented: „I<br />
would like to thank all the members <strong>of</strong> the<br />
current Executive Committee <strong>for</strong> their<br />
strong involvement <strong>and</strong> personal contribution<br />
to the trans<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> ENGIE over<br />
the past few years. I also would like to extend<br />
my special thanks to Gwenaelle Avice-Huet,<br />
who has decided to leave the EN-<br />
GIE Group, <strong>for</strong> the remarkable work she<br />
has accomplished in renewable energies<br />
<strong>and</strong> the way she has carried, developed<br />
<strong>and</strong> embodied this activity. I also deeply<br />
thank Pierre Chareyre, who has decided to<br />
retire after 30 years with the Group, <strong>and</strong> in<br />
particular <strong>for</strong> his essential contribution to<br />
the development <strong>of</strong> our energy production,<br />
management <strong>and</strong> commercialization activities,<br />
after a long career in Finance.“<br />
Each Executive Vice President will include<br />
his/her action in the Group‘s trans<strong>for</strong>mation<br />
project, which will be submitted<br />
to the relevant employee representative<br />
bodies <strong>for</strong> in<strong>for</strong>mation <strong>and</strong> consultation,<br />
starting February 18, <strong>2021</strong>, with a provisional<br />
timetable <strong>for</strong> implementation at the<br />
end <strong>of</strong> the first half <strong>of</strong> <strong>2021</strong>.<br />
In addition, Dominique Wood-Benneteau,<br />
is appointed Director <strong>of</strong> Communication<br />
<strong>and</strong> Br<strong>and</strong>, reporting to Claire Ways<strong>and</strong>,<br />
Executive Vice President in charge <strong>of</strong><br />
the Corporate Secretariat.<br />
„The scope <strong>of</strong> responsibilities <strong>of</strong> the members<br />
<strong>of</strong> the new Executive Committee is<br />
aligned with the strategic priorities presented<br />
in July 2020: growth ambition in<br />
renewable energies <strong>and</strong> infrastructures,<br />
particularly decentralized, increased geographical<br />
selectivity <strong>and</strong> simplification <strong>of</strong><br />
the Group, as well as the creation <strong>of</strong> a future<br />
entity around multi-technical services<br />
activities. The entire leadership team is engaged<br />
in executing our strategy <strong>and</strong> enhancing<br />
our per<strong>for</strong>mance culture, in order<br />
to accelerate the Group‘s growth. I know<br />
that I can count on the pr<strong>of</strong>essionalism <strong>and</strong><br />
expertise <strong>of</strong> our teams to write a new page<br />
in the history <strong>of</strong> ENGIE together <strong>and</strong> to<br />
continue the ef<strong>for</strong>ts undertaken to achieve<br />
a carbon neutral world,“ said Catherine<br />
MacGregor.<br />
LL<br />
www.engie.com<br />
Neuer Geschäftsführer<br />
bei STEAG Fernwärme<br />
• Matthias Ohl ist ab 1. Januar <strong>2021</strong> zum<br />
technischen Geschäftsführer bestellt<br />
(steag) Neuer technischer Geschäftsführer<br />
der STEAG Fernwärme GmbH, eine in Essen<br />
ansässige Tochtergesellschaft des Energieunternehmens<br />
STEAG, ist seit dem 1.<br />
Januar <strong>2021</strong> der 40-jährige Wirtschaftsingenieur<br />
Matthias Ohl.<br />
„Die STEAG Fernwärme ist bemerkenswert<br />
kundenorientiert aufgestellt – das ist<br />
ein optimaler Nährboden für neue Geschäftsmodelle“,<br />
erklärt Matthias Ohl seine<br />
Motivation, sich bei STEAG einer neuen<br />
beruflichen Heraus<strong>for</strong>derung zu stellen.<br />
Vor seinem Wechsel nach Essen war Matthias<br />
Ohl fünf Jahre Leiter Erzeugung Strom<br />
& Fernwärme bei WSW Energie und Wasser<br />
AG in Wuppertal.<br />
Bei STEAG Fernwärme tritt Matthias Ohl<br />
die Nachfolge von Markus M<strong>and</strong>erfeld, 57,<br />
an, der sich aus persönlichen Gründen<br />
entschieden hat, seinen noch bis Ende<br />
März <strong>2021</strong> laufenden Vertrag nicht zu verlängern.<br />
© michaeljung@163.com – Fotolia<br />
Energiewende weiter gestalten<br />
„In meinen ersten zwei Wochen im neuen<br />
Job habe ich – wenn auch überwiegend digital<br />
– schon viele motivierte Kolleginnen<br />
und Kollegen bei der Fernwärme kennengelernt<br />
und fühle mich bei STEAG sehr<br />
freundlich aufgenommen“, schildert Matthias<br />
Ohl die Eindrücke seiner ersten beiden<br />
Arbeitswochen. Gemeinsam mit seinem<br />
Geschäftsführungskollegen Michael<br />
Straus arbeitet Matthias Ohl nun daran,<br />
STEAG Fernwärme auch weiterhin erfolgreich<br />
durch die von den drei großen<br />
Leitthemen Dekarbonisierung, Dezentralisierung,<br />
Digitalisierung bestimmte Trans<strong>for</strong>mation<br />
der Branche zu führen.<br />
Dass dies gelingen wird, davon ist der<br />
neue technische Geschäftsführer fest überzeugt:<br />
„Wenn es um Fernwärme geht, dann<br />
ist STEAG ohne Frage eine der ersten Adressen<br />
in Deutschl<strong>and</strong>.“ Wichtig werde<br />
sein, dass der Spagat gelinge zwischen einem<br />
stabilen Kerngeschäft einerseits sowie<br />
der Entwicklung und Einführung neuer<br />
Geschäftsmodelle und technischer Lösungen<br />
<strong>and</strong>ererseits.<br />
LL<br />
www.steag.com<br />
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U II<br />
U IV<br />
<strong>VGB</strong>-Workshop3<br />
11. Emder Workshop Offshore<br />
Windenergieanlagen – Arbeitsmedizin<br />
<strong>VGB</strong> Expert Event| Live & OnLine 11<br />
Ecology <strong>and</strong> Environment in Hydropower<br />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung16/17<br />
Dampfturbinen und<br />
Dampfturbinenbetrieb <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong>-Fortbildungsveranstaltung25<br />
Live & OnLine<br />
Abfall und Gewässerschutz <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong>-Workshop29<br />
Öl Im Kraftwerke <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong>-Konferenz33<br />
Thermische Abfallverwertung<br />
und Wirbelschichtfeuerungen <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong>-Workshop | Live & OnLine 23<br />
Emissionsüberwachung <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong>-Konferenz42/43<br />
Inst<strong>and</strong>haltung/Maintenance<br />
94
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> Events | Events<br />
<strong>VGB</strong> Events <strong>2021</strong> | Please visit our website <strong>for</strong> updates!<br />
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Congress/Kongress <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> Kongress | 100 PLUS<br />
<strong>VGB</strong> Congress | 100 PLUS<br />
mit Fachausstellung/<br />
with technical exhibition<br />
PLUS<br />
22 <strong>and</strong> 23 September <strong>2021</strong><br />
Essen, Germany<br />
Contact:<br />
Ines Moors<br />
T: +49 201 8128-274<br />
E: vgb-congress@vgb.org<br />
Technical exhibition:<br />
Angela Langen<br />
T: +49 201 8128-310<br />
E: angela.langen@vgb.org<br />
Konferenzen | Fachtagungen<br />
<strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung | OnLine<br />
Thermische Abfallverwertung<br />
und Wirbelschichtfeuerungen <strong>2021</strong><br />
24. März <strong>2021</strong><br />
Web-Konferenz <br />
Kontakt:<br />
Barbara Bochynski<br />
T: +49 201 8128-206<br />
E: vgb-therm-wirb@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Konferenz <br />
Dampfturbinen und<br />
Dampfturbinenbetrieb <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> Conference<br />
Steam Turbines <strong>and</strong> Operation<br />
<strong>of</strong> Steam Turbines <strong>2021</strong><br />
mit Fachausstellung/with technical exhibition<br />
1 <strong>and</strong> 2 June <strong>2021</strong><br />
Cologne, Germany<br />
Contact:<br />
Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />
T: +49 201 8128-232<br />
E: vgb-dampfturb@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Konferenz <br />
Inst<strong>and</strong>haltung<br />
in Kraftwerken <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> Conference<br />
Maintenance in Power Plants <strong>2021</strong><br />
mit Fachausstellung/with technical exhibition<br />
23 <strong>and</strong> 24 June <strong>2021</strong><br />
Karlsruhe, Germany<br />
Contact:<br />
Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />
T: +49 201 8128-232<br />
E: vgb-inst-kw@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung<br />
Dampferzeuger, Industrieund<br />
Heizkraftwerke, BHKW <strong>2021</strong><br />
mit Fachausstellung/with technical exhibition<br />
7. und 8. September <strong>2021</strong>,<br />
Papenburg, Deutschl<strong>and</strong><br />
Kontakte:<br />
Fachliche Koordination<br />
Werner Hartwig (DIHKW)<br />
T: +49 201 8128 235<br />
Andreas Böser (BHKW)<br />
T: +49 201 8128 247<br />
Teilnahme<br />
Barbara Bochynski<br />
T: +49 201 8128 205<br />
E: vgb-dihkw@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung<br />
Brennst<strong>of</strong>ftechnik und<br />
Feuerungen <strong>2021</strong><br />
mit Fachausstellung<br />
9. und 10. September <strong>2021</strong>,<br />
Hamburg<br />
Kontakt:<br />
Barbara Bochynski<br />
T: +49 201 8128-205<br />
E: vgb.brennst<strong>of</strong>fe@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> Chemiekonferenz <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> Conference<br />
Chemistry <strong>2021</strong><br />
mit Fachausstellung/with technical exhibition<br />
26 to 28 October <strong>2021</strong><br />
Ulm, Germany<br />
Contact:<br />
Ines Moors<br />
T: +49 201 8128-274<br />
E: vgb-chemie@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung<br />
Gasturbinen und<br />
Gasturbinenbetrieb <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> Conference<br />
Gas Turbines <strong>and</strong> Operation<br />
<strong>of</strong> Gas Turbines <strong>2021</strong><br />
mit Fachausstellung/with technical exhibition<br />
11 <strong>and</strong> 12 November <strong>2021</strong><br />
Potsdam, Germany<br />
Contact:<br />
Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />
T: +49 201 8128-232<br />
E: vgb-gasturb@vgb.org<br />
Seminare | Workshops<br />
<strong>VGB</strong>-Workshop<br />
Emissionsüberwachung | OnLine<br />
10. März <strong>2021</strong>,<br />
Web-Workshop<br />
Kontakt:<br />
Stephanie Wilmsen<br />
T: +49 201 8128-244<br />
E: vgb-emission@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Fortbildungsveranstaltung <br />
Abfall und Gewässerschutz<br />
20. und 21. April <strong>2021</strong>,<br />
Live & OnLine<br />
Kontakt:<br />
Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />
T: +49 201 8128-232<br />
E: vgb-abf-gew@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Workshop<br />
11. Emder Workshop Offshore<br />
Windenergieanlagen – Arbeitsmedizin<br />
7./8. Mai <strong>2021</strong><br />
Emden, Deutschl<strong>and</strong><br />
Kontakt:<br />
Dagmar Oppenkowski<br />
T: +49 201 8128-237<br />
Guido Schwabe<br />
T: +49 201 8128 272<br />
E: vgb-arbeitsmed@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> Web-Conference<br />
Ecology <strong>and</strong> Environment<br />
in Hydropower<br />
19 <strong>and</strong> 20 May <strong>2021</strong><br />
Web-Workshop<br />
Contact:<br />
Eva Silberer<br />
T: +49 201 8128-202<br />
E: vgb-ecol-hpp@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> Wokshop<br />
Flue Gas Cleaning<br />
1 <strong>and</strong> 2 September <strong>2021</strong><br />
Dresden, Germany<br />
Contact:<br />
Ines Moors<br />
T: +49 201 8128-274<br />
E: vgb-flue-gas@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Workshop<br />
Öl im Kraftwerk<br />
1. und 2. September <strong>2021</strong>,<br />
Bedburg, L<strong>and</strong>haus Danielsh<strong>of</strong><br />
Kontakt:<br />
Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />
T: +49 201 8128-232<br />
E: vgb-oil-pp@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Fortbildungsveranstaltung <br />
für Immissionsschutzund<br />
Störfallbeauftragte<br />
23. bis 25. November <strong>2021</strong>,<br />
Grenzau, Deutschl<strong>and</strong><br />
Kontakt:<br />
Stephanie Wilmsen<br />
T: +49 201 8128-244<br />
E: vgb-immission@vgb.org<br />
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Updates: www.vgb.org/veranstaltungen.html<br />
Telefon: +49 201 8128-310/299,<br />
E-Mail: events@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> Po wer Tech e.V., Deilbachtal 173, 45257 Essen, Telefon: +49 201 8128-0,<br />
Fax: +49 201 8128-350, E-Mail: in fo@vgb.org, In ter net: www.vgb.org<br />
95
Preview | Imprint <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2 l <strong>2021</strong><br />
Preview 3 l <strong>2021</strong><br />
Focus: Chemistry in energy technology<br />
Materials<br />
Fokusthema: Chemie in der Energietechnik<br />
Werkst<strong>of</strong>fe<br />
A method <strong>for</strong> the consideration <strong>of</strong><br />
relaxation effects in the assessment <strong>of</strong><br />
stresses <strong>and</strong> bearing loads <strong>of</strong> high<br />
temperature piping systems<br />
Ein Verfahren zur Berücksichtigung von<br />
Relaxationseffekten bei der Bewertung von<br />
Spannungen und Lagerbelastungen von<br />
Hochtemperatur-Rohrleitungssystemen<br />
Thomas Schmidt<br />
Increase power plant flexibility with<br />
synchronous clutch couplings (CHP, grid<br />
stability)<br />
Kraftwerks-Flexibilität steigern mit<br />
Synchronkupplungen (KWK, Netzstabilität)<br />
Tina Rühling<br />
Wind energy: Many options <strong>for</strong><br />
continued operations<br />
Windenergie: Luft nach oben<br />
beim Weiterbetrieb<br />
Florian Weber<br />
P<strong>and</strong>emic online conferencing<br />
using the example <strong>of</strong> MS Teams or Zoom<br />
<strong>and</strong> DSGVO compliance<br />
P<strong>and</strong>emiebedingtes Online-Conferencing<br />
am Beispiel von MS Teams oder Zoom<br />
und die DSGVO Kon<strong>for</strong>mität<br />
Stefan Loubichi<br />
Live steam line <strong>and</strong> cold reheat line <strong>of</strong> a<br />
constant hanger<br />
coal-fired power plant. To be published in the<br />
spring<br />
rigid support<br />
article “A method fixed point <strong>for</strong> the consideration <strong>of</strong><br />
relaxation effects in the assessment <strong>of</strong> stresses <strong>and</strong><br />
bearing loads <strong>of</strong> high temperature piping systems”<br />
by Thomas Schmidt MMEC Mannesmann.<br />
Imprint<br />
Publisher<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Chair:<br />
Dr. Georg Stamatelopoulos<br />
Executive Managing Director:<br />
Dr.-Ing. Oliver Then<br />
Address<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
Tel.: +49 201 8128-0 (switchboard)<br />
The journal <strong>and</strong> all papers <strong>and</strong> photos<br />
contained in it are protected by copyright.<br />
Any use made there<strong>of</strong> outside the Copyright<br />
Act without the consent <strong>of</strong> the publishers is<br />
prohibited. This applies to reproductions,<br />
translations, micr<strong>of</strong>ilming <strong>and</strong> the input <strong>and</strong><br />
incorporation into electronic systems. The<br />
individual author is held responsible <strong>for</strong> the<br />
contents <strong>of</strong> the respective paper. Please<br />
address letters <strong>and</strong> manuscripts only to the<br />
Editorial Staff <strong>and</strong> not to individual persons <strong>of</strong><br />
the association´s staff. We do not assume any<br />
responsibility <strong>for</strong> unrequested contributions.<br />
Editorial Office<br />
Editor in Chief:<br />
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />
Tel.: +49 201 8128-300<br />
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E-mail: pr@vgb.org<br />
Web: www.vgb.org<br />
Editorial Staff<br />
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Scientific Editorial Advisory Board<br />
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Pr<strong>of</strong>. Dr. Frantisek Hrdlicka,<br />
Praha/Czech Republic<br />
Pr<strong>of</strong>. Dr. Antonio Hurtado, Dresden/Germany<br />
Pr<strong>of</strong>. Dr. Emmanouil Kakaras, Athens/Greece<br />
Pr<strong>of</strong>. Dr. Alfons Kather, Hamburg/Germany<br />
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Technical Editorial Advisory Board<br />
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Pr<strong>of</strong>. Dr. Reinhold O. Elsen, Essen/Germany<br />
Editing <strong>and</strong> Translation<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech<br />
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<strong>2021</strong> – Volume 101<br />
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50829 Köln<br />
In<strong>for</strong>mation <strong>for</strong> authors <strong>and</strong> abstracts<br />
are available <strong>for</strong> download at<br />
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96
Editorial planning | Topics <strong>2021</strong><br />
nstaltungen)<br />
genschluss<br />
nuar 2019<br />
ruar 2019<br />
ärz 2019<br />
pril 2019<br />
Mai 2019<br />
Juni 2019<br />
. Juli 2019<br />
gust 2019<br />
ber 2019<br />
ber 2019<br />
ber 2019<br />
).<br />
REDAKTIONSPLAN · <strong>2021</strong><br />
FACHZEITSCHRIFT<br />
(*Erhöhte Auflage zu Veranstaltungen)<br />
Ausgabe Themenschwerpunkte ∙ In jeder Ausgabe: Nachrichten aus Energiewirtschaft und -technik Anzeigen- und Druckunterlagenschluss<br />
Januar/ Innovationen in der Stromerzeugung | Cyber-Security in der Energiewirtschaft | 5. Februar <strong>2021</strong><br />
Februar Sektorkopplung und Stromerzeugung<br />
März Chemie in der Energieerzeugung und -speicherung | Wasserst<strong>of</strong>f: Technologien | Power-2-X 2. März <strong>2021</strong><br />
April Elektro-, Leit- und In<strong>for</strong>mationstechnik, Wartentechnik | 30. März <strong>2021</strong><br />
Aus-, Fort- und Weiterbildung für die Energieerzeugung | Know-how- und Kompetenzsicherung<br />
Mai Windenergie unter extremen Klimabedingungen | Wissensmanagement, Dokumentation, Datenbanken | 28. April <strong>2021</strong><br />
Kernenergie, Kernkraftwerke: Betrieb und Betriebserfahrungen, Rückbau und Entsorgung<br />
Juni Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb | Kombikraftwerke (GuD) | Big Data in der Stromerzeugung | Digitalisierung in der Wasserkraft | 28. Mai <strong>2021</strong><br />
Regel- und Ausgleichsenergie | Flexibilität in der Strom- und Wärmeerzeugung, Erzeugungsoptimierung, Vertikale Integration<br />
Juli Industrie- und Heizkraftwerke, Blockheizkraftwerke | Gas- und Dieselmotoren | Bautechnik für Kraftwerke, Windenergieanlagen 25. Juni <strong>2021</strong><br />
und Wasserkraftwerke | Kraft-Wärme-Kopplung<br />
August Thermische Abfallverwertung | Wirbelschichtfeuerungen | 16. Juli <strong>2021</strong><br />
Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz | Umwelttechnik, Emissionsminderungstechnologien<br />
September* Spezialausgabe <strong>VGB</strong>-Kongress <strong>2021</strong> „<strong>VGB</strong>100PLUS“, 22. und 23. September <strong>2021</strong>, Essen/Deutschl<strong>and</strong> 27. August <strong>2021</strong><br />
Erneuerbare Energien und Dezentrale Erzeugung:<br />
Wasserkraft, On- und Offshore-Windkraft, Solarthermische Kraftwerke, Biomasse, Geothermie<br />
Oktober Inst<strong>and</strong>haltung in der Stromerzeugung | Qualitätssicherung | Werkst<strong>of</strong>fe: Neue Entwicklungen und Erfahrungen in der Stromerzeugung 27. September <strong>2021</strong><br />
November Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb | Dampferzeuger | 25. Oktober <strong>2021</strong><br />
Stillst<strong>and</strong>sbetrieb und Konservierung | Rückbau in der konventionellen Kraftwerkstechnik<br />
Dezember <strong>VGB</strong>-Kongress <strong>2021</strong> „<strong>VGB</strong>100PLUS“, 22. und 23. September <strong>2021</strong>, Essen/Deutschl<strong>and</strong>: Berichte, Impressionen | 26. November <strong>2021</strong><br />
Forschung für Stromerzeugung & Speicherung | Brennst<strong>of</strong>ftechnik und Feuerungen<br />
Redaktionsschluss für Fachbeiträge: 2 Monat vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s.a. separate „Autorenhinweise“, www.vgb.org Menü: Publikationen).<br />
Unterlagenabgabe: bis 1 Monat vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe<br />
Redaktionsschluss für Pressemitteilungen/Nachrichten: 4 Wochen vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s.a. „Hinweise zu Pressemitteilungen“, www.vgb.org Menü: Publikationen).<br />
REDAKTI<br />
Ausgabe<br />
Januar/<br />
Februar<br />
März<br />
April<br />
Mai<br />
Juni<br />
Juli<br />
August<br />
September*<br />
Oktober*<br />
November*<br />
Neuer Termi<br />
Neuer Termi<br />
Dezember*<br />
Neuer Termi<br />
Redaktionssc<br />
Redaktionssc<br />
Kontakt: <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH, Deilbachtal 173, 45257 Essen | Chefredakteur: Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />
Redaktion: Tel.: +49 201 8128-300 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: pt-presse@vgb.org<br />
Anzeigen und Vertrieb: Sabine Kuhlmann und Gregor Scharpey<br />
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