VGB POWERTECH 3 (2019)

International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat 

3 2019 

ORBEN_Anzeige_TR-120_133x182_ORBEN 01.10.15 15:36 Seite 1 

Focus 

• Chemistry 

in power plants 

Autonomous operation 

of the DI-plant 

A trial of film forming 

substances at Staythorpe 

power station 

Turbidity measurement 

as trend monitor for 

particulate corrosion 

products 

Audit according to 

§ 8a BSI-act – obligation 

for operators of 

the wind industry? 

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

ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition

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VGB PowerTech 3 l 2019 

Editorial 

Chemistry in power generation – 

challenges and opportunities 

Safe, environmentally friendly, 

failure-free and economical 

are the requirements for operation 

in power generation. To 

make a contribution to this is 

also an original objective and 

at the same time a claim of 

power plant chemistry. 

Power plant chemistry is one 

of the roots of the VGB. About 

100 years ago, investigations 

to clarify corrosion phenomena 

– the interplay between 

medium and material – and 

cases of considerable steam 

generator corrosion led to the 

founding of the “Feed Water Committee”, the nucleus of today’s 

VGB PowerTech. 

The first steps of power plant chemistry on the way through 

the decades of technical developments were the development 

of technologies for the production of extremely low-salt feed 

water. 

With a leap over the decades, the replacement of evaporator 

plants by ion exchange technology and the introduction of condensate 

cleaning systems were milestones in the development of 

safe and reliable power plant operation. Today, membrane technologies 

are at the forefront, with the claim of a “wastewaterfree” 

power plant. The conditioning of water-steam circuits to 

form stable protective layers and prevent corrosion led from the 

neutral to the alkaline to the initially controversial and operating 

mode with oxygen dosing. Conditioning is more than ever a 

topic of current importance. 

Chemical developments in power generation seemed to have 

been completed in the mid-1970s. The role was strongly limited 

to analytics. With the retrofitting of conventional power plants 

with flue gas cleaning systems, new challenging tasks arose. 

Fossil-fired plants became “chemical factories”. Further tasks 

in the course of environmentally friendly power generation followed. 

Chemistry played a role in all these challenges and the current 

VGB conference “Chemistry in Power Plants” – the main topic of 

this issue – showed in impressive lectures that the topic of chemistry 

in power generation is far from being exhausted. 

It is not only a matter of optimising the existing, but also of providing 

great potentials for new processes through innovation, 

i.e. new things, and this also or especially in times in which digitalisation 

seems to be the philosopher’s stone. New challenges 

in electricity generation, both conventional and renewable, can 

thus be mastered. 

Chemistry is therefore not only a topic of the “power plant”, it is 

a topic of the power industry. 

This is also reflected in the work of the VGB, in its committees 

and in the services of the VGB. Materials, the interaction of material 

and environment are not only topics of water chemistry. It 

is also a topic of renewables, because ultimately all materials can 

be traced back to the topic of chemistry. In many areas, chemistry 

also determines the technical environment of individual 

plant components, for example in connection with lubricants 

and oil. In the coupling of chemistry, materials and oil laboratories 

and their significance for the industry, VGB therefore covers 

such requirements with extended services. 

In the expert committees of the VGB, the work “on site”, the exchange 

of experience takes place, i.e. also today and certainly in 

the future an important component of know-how transfer and 

innovation. In times of digitalization and almost infinite possibilities 

to retrieve “knowledge” from the worldwide Internet, 

it is ultimately the implementation by qualified employees that 

applies locally in the plants. This requires more than just information 

research in a network that provides an answer to any 

question. The exchange of experience and knowledge, whether 

on-site or via web conference as a digital tool, is and remains a 

lived “win-win situation” in the VGB. 

The developments in energy technology are not complete, new 

challenges for chemistry are evident. Worldwide, these continue 

to include increasing demands for environmentally friendly conventional 

power generation, also based on fossil fuels. In Europe 

and Germany, with ambitious targets for further expansion of 

renewable generation, further challenges are opening up, for 

example composite materials in the use of wind energy. Storage 

is also a core topic for chemistry. New chemical storage or battery 

storage concepts are inconceivable without a contribution 

from chemistry. And when Power-to-X comes into play, chemistry 

again comes first. 

Where these developments will lead, we can neither predict nor 

foresee today. The path seems to be a goal, but for chemistry it 

means challenges and commitment. 

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann 

Editor in Chief, VGB PowerTech 

Essen, Germany 

1

Editorial VGB PowerTech 3 l 2019 

Chemie in der Stromerzeugung – 

Herausforderungen und Chancen 

Sicher, umweltgerecht, störungsfrei 

und wirtschaftlich 

sind die Anforderungen an den 

Betrieb in der Stromerzeugung. 

Einen Beitrag dazu zu leisten 

ist auch eine originäre Aufgabe 

und zugleich Anspruch der 

Kraftwerkschemie. 

Die Kraftwerkschemie gehört 

dabei zu den Wurzeln des VGB. 

Vor rund 100 Jahren führten Untersuchungen 

zur Aufklärung 

von Korro sionserscheinungen 

– dem Wechselspiel zwischen 

Medium und Werkstoff – und 

Fälle erheblicher Dampferzeugerkorrosionen 

zur Gründung 

des „Speisewasserausschusses“, der Keimzelle des heutigen VGB 

PowerTech. 

Erste Schritte der Kraftwerkschemie auf dem Weg durch die Jahrzehnte 

technischer Entwicklungen waren die Entwicklung von 

Technologien zur Herstellung extrem salzarmen Speisewassers. 

Mit einem Sprung über die Jahrzehnte waren dann der Ersatz 

von Verdampferanlagen durch die Ionenaustauschertechnologie 

sowie die Einführung von Kondensatreinigungsanlagen Meilensteine 

in der Entwicklung für einen sicheren und verlässlichen 

Kraftwerksbetrieb. Heute stehen Membrantechnologien im Vordergrund, 

mit dem Anspruch eines „abwasserfreien“ Kraftwerks. 

Die Konditionierung von Wasser Dampf Kreisläufen zur Bildung 

stabiler Schutzschichten und Vermeidung von Korrosionen führte 

von der neutralen über die alkalische hin zur anfangs umstrittenen 

und Fahrweise mit Sauerstoffdosierung. Konditionierung ist 

dabei mehr denn je ein Thema aktueller Bedeutung. 

Die Entwicklungen der Chemie in der Stromerzeugung schienen 

Mitte der 1970er Jahre abgeschlossen. Die Rolle beschränkte sich 

stark auf Analytik. Mit Einsetzen von Nachrüstungen der konventionellen 

Kraftwerke mit Rauchgasreinigungsanlagen stellten sich 

neue anspruchsvolle Aufgaben. Fossilbefeuerte Anlagen wurden 

zu „chemischen Fabriken“. Weitere Aufgaben im Zuge umweltgerechter 

Stromerzeugung folgten. 

Chemie spielte bei all diesen Herausforderungen eine Rolle und 

die aktuelle Konferenz „Chemie im Kraftwerk“ des VGB – Themenschwerpunkt 

dieser Ausgabe – zeigte in eindrucksvollen Vorträgen, 

dass sich das Thema Chemie in der Stromerzeugung noch 

lange nicht erschöpft hat. 

Dabei geht es nicht allein darum, Vorhandenes zu optimieren, 

vielmehr bietet auch die Chemie große Potenziale durch Innovation, 

also Neues, Impulse für neue Verfahren zu liefern und dies 

auch oder gerade in Zeiten, in denen in der Digitalisierung der 

Stein der Weisen zu liegen scheint. Neue Herausforderungen in 

der Stromerzeugung, gleichwie der konventionellen als auch erneuerbaren 

Erzeugung, können somit gemeistert werden. 

Chemie ist also nicht nur ein Thema des „Kraftwerks“, sie ist Thema 

der Branche. 

Dies spiegelt sich auch in der Arbeit des VGB wider, in seinen Gremien 

und in den Dienstleistungen des VGB. Werkstoffe, die Wechselwirkung 

von Werkstoff und Umgebung sind nicht nur Thema 

der Wasserchemie. Es ist auch Thema der Erneuerbaren, denn 

letztendlich lassen sich alle Werkstoffe auf das Thema Chemie 

zurückführen. Zudem bestimmt die Chemie in vielen Bereichen 

auch das technische Umfeld einzelner Anlagenkomponenten, so 

zum Beispiel in Zusammenhang mit Schmierstoffen und Öl. In der 

Koppelung von Chemie, Werkstoffen und Öllabor und ihrer Bedeutung 

für die Branche deckt VGB daher mit erweiterten Dienstleistungen 

solche Anforderungen ab. 

In den Fachgremien des VGB, der Arbeit „vor Ort“, erfolgt dabei 

der Erfahrungsaustausch, also eine auch heute und sicherlich in 

Zukunft wichtige Komponente von Know-how-Transfer und Innovation. 

In Zeiten der Digitalisierung und schier unendlich wirkender 

Möglichkeiten „Wissen“ im weltweiten Internet abzurufen, ist 

es letztendlich die Umsetzung durch qualifizierte Beschäftigte, die 

vor Ort in den Anlagen gilt. Dazu ist mehr erforderlich, als die reine 

Informationsrecherche in einem Netz, das auf jede Frage eine 

– beliebige – Antwort liefert. Der Erfahrungs- und Wissensaustausch, 

ob vor Ort oder per Webkonferenz als digitales Hilfsmittel 

ist und bleibt eine gelebte „Win-win-Situation“ im VGB. 

Die Entwicklungen in der Energietechnik sind nicht abgeschlossen, 

neue Herausforderungen an die Chemie sind evident. Weltweit 

zählen dazu weiterhin steigende Anforderungen einer umweltgerechten 

konventionellen Stromerzeugung, auch auf Basis 

fossiler Energierohstoffe. In Europa und Deutschland mit ambitionierten 

Zielen eines weiteren Ausbaus erneuerbarer Erzeugung 

öffnen sich weitere Herausforderungen, denken wir nur an die 

Verbundwerkstoffe in der Windenergienutzung. Auch die Speicherung 

ist ein Kernthema für die Chemie. Neue chemische Speicher 

oder Batteriespeicherkonzepte sind ohne einen Beitrag der 

Chemie nicht denkbar. Und wenn Power-to-X ins Spiel kommt, 

steht die Chemie wiederum an vorderster Stelle. 

Wo diese Entwicklungen hinführen, vermögen wir heute weder 

vorherzusagen noch abzusehen. Der Weg scheint ein Ziel zu sein, 

aber für die Chemie bedeutet er Herausforderungen und Engagement. 


Chefredakteur VGB PowerTech 

Essen, Deutschland 

2

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Contents VGB PowerTech 3 l 2019 

ORBEN TR – Kesselspeisewasser auf Abruf 

Die sofortige Verfügbarkeit großer Mengen von Kesselspeisewasser 

ist bei der Inbetriebnahme von entscheidender Bedeutung, sei es 

bei der Druckprobe oder als Spülwasser zwischen den Beizvorgängen. 

Auch bei laufendem Betrieb des Kraftwerks kann der 

temporäre Einsatz einer mobilen Wasseraufbereitung angezeigt 

sein, zum Beispiel zur Besicherung bei einer Revision oder bei 

ungeplanten Stillständen der stationären VE-Anlage. 

In all diesen Fällen kommt es darauf an, dass Kesselspeisewasser 

in der erforderlichen Menge und Qualität zuverlässig abrufbar ist. 

Das ORBEN TR-Team und die ORBEN TR-Flotte sind exakt auf diese 

Anforderungen ausgerichtet. Die vieljährige Erfahrung in der 

Abwicklung solcher Einsätze sorgt aus Kundensicht für reibungslose, 

sichere und vor allem auch wirtschaftlich kalkulierbare Abläufe. 

International Journal for Generation 

and Storage of Electricity and Heat 3 l 2019 

Chemistry in power generation – Challenges and opportunities 

Chemie in der Stromerzeugung – Herausforderungen und Chancen 

Christopher Weßelmann 1 

Abstracts/Kurzfassungen6 

Members‘ News 8 

Industry News 20 

Power News 21 

Publications 28 

Events compact 

Branchentermine kompakt 30 

„Autonomous operation“ of the DI-plant 

Artificial Intelligence (AI) in DI-Production 

„Autonomes Fahren“ der VE-Anlage Künstliche Intelligenz (KI) 

in der VE-Produktion 

Dieter Mauer 32 

A trial of film forming substances 

at Staythorpe power station 

Versuch zum Einsatz filmbildender Substanzen 

im Kraftwerk Staythorpe 

Andrew Mosley and Cheryl Tommons 37 

Turbidity measurement as trend monitor 

for particulate corrosion products 

Trübungsmessung als Trendmonitor 

für teilchenförmige Korrosionsprodukte 

Lukas Staub, Michael Rziha and Marco Lendi 42 

Conference report: Chemistry in Power Plants 2018 

Tagungsbericht: Chemie im Kraftwerk 2018 

Sabine Kuhlmann 47 

4


Contents 

ORBEN_Anzeige_TR-120_133x182_ORBEN 01.10.15 15:36 Seite 1 

Die modulare Ausstattung der TR-Flotte ermöglicht eine passgenaue 

Mietan lagen- Lösung für jede Speisewasser-Konstellation: von einer 

reinen Ionenaustauscher Mischbett-Anlage über die Kombination aus 

Umkehrosmose und Mischbett bis hin zu einer Voraufbereitung mit 

Ultrafiltration, Umkehrosmose, Membranentgasung 

zur Sauerstoffentfernung und nachgeschalteten 

Misch betten. Auch die zahlreichen Leistungsstufen von 10, 30, 60, 

120 und 150 m 3 /h sorgen für eine bestmögliche, wirtschaftliche 

Auslegung, individuell abgestimmt auf die kraftwerksseitigen 

Voraussetzungen. 

Allen Lösungen gemein ist die Möglichkeit des Vor-Ort-Harzwechsels. 

Einmal platziert, werden die Leihanlagen bis zum Abschluss des 

Einsatzes vor Ort nicht bewegt. Die erheblichen Logistikkosten für den 

Trailer-Transport zur Regenerierstation und zurück entfallen. Werden die 

Anlagen ohne das Orben-Bedien personal angemietet, unterstützt die 

digitale Anlagenfernüberwachung den Anlagenführer vor Ort. 

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Formation of nitrogen-based emissions in circulating 

fluidised bed combustion plants 

Entstehung von stickstoffbasierten Emissionen in 

zirkulierenden Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen 

Stefan Zeltner 52 

Audit according to § 8a BSI-act – obligation for operators 

of the wind industry? 

Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Pflicht für Betriebsführer 

der Windindustrie?! 

Stefan Loubichi 57 

Wind Energy in Germany and Europe 

Status, potentials and challenges for baseload application 

Part 2: European Situation in 2017 

Windenergie in Deutschland und Europa. Status quo, Potenziale und 

Herausforde run gen in der Grundversorgung mit Elektrizität 

Teil 2: Europäische Situation im Jahr 2017 

Thomas Linnemann and Guido S. Vallana 64 

Effects of lignite phase-out and energy system transformation on 

climate and national economy 

Wirkungen von Braunkohleausstieg und Energiewende 

auf Klima und Volkswirtschaft 

Dietrich Böcker 81 

Operating results 86 

VGB News 90 

Inserentenverzeichnis 94 

Events 95 

Imprint96 

Preview VGB PowerTech 4|2019 96 

Annual Index 2018: The Annual Index 2018, as also of previous 

volumes, are available for free download at 

https://www.vgb.org/en/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html 

Jahresinhaltsverzeichnis 2018: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2018 

der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser 

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung: 

https://www.vgb.org/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html 

5

Abstracts VGB PowerTech 3 l 2019 



Dieter Mauer 

When planning a new DI-plant, the goal is more 

and more the deserted plant. At the same time, 

laboratory skills are reduced. This discrepancy 

can only be counteracted if the system itself is 

in a position to analyse itself, to recognise fault 

states itself, to specify the exact location and origin 

of the fault and, in the best-case scenario, to 

even provide the operator with suggested solutions 

and recommended actions. This is precisely 

the task of the new MionTec analysis system. 

It bases on methods of the Artificial Intelligence 

and can determine with very few measured 

data complex predictions of the system behaviour 

with regard to each individual stage of the 

DI-plant. It predicts conductivity and pH after 

each stage and shows them in a graphical form 

similar to the one the operator of its PCS is accustomed 

to. The objective is a system, which, 

together with the measurement data of the PCS, 

compares prediction and reality in detail and 

from this identifies aging, component errors and 

deviations as automatically as possible and announces 

them to the operator. The autonomous 

repair is probably still a vision, but the regular 

adjustment of the regenerant consumption on 

the actual needs is already possible! 

A trial of film forming substances at 

Staythorpe power station 

Andrew Mosley and Cheryl Tommons 

A trial of film forming substances was carried 

out by RWE Generation UK at their 1,735 MW 

(4 x 435 MW) Staythorpe CCGT power plant. As 

part of the trial, extensive plant monitoring was 

carried out to allow the performance of the film 

forming substances to be assessed and compared. 

All data was reviewed and observations made on 

the impact of the use of film forming substances 

on key plant parameters such as steam conductivity 

and iron transport. The performance of 

the two units operating with a supplementary 

film forming conditioning programme was also 

compared against the two units operating with a 

baseline conditioning programme only. The trial 

presented some challenges in regards to the operation 

and control of the film forming substance 

programme, namely dose rate control and analysis 

of the products. The different analytical techniques 

used to determine product residual and 

breakdown products are recommended and the 

overall impact on iron transport and plant internal 

condition is given. 

Turbidity measurement as trend monitor for 

particulate corrosion products 

Lukas Staub, Michael Rziha and Marco Lendi 

Corrosion product monitoring is essential to 

determine the effectiveness of the cycle chemistry 

treatment program. Nowadays the determination 

of trends for corrosion products in 

the various systems becomes even more crucial 

due to the countless numbers of cycling plants 

as a result from the increased use of regenerative 

energy sources in the grids. The correct and 

complete determination of corrosion products, 

which are almost present as undissolved particles, 

can be realized by complex and time-consuming 

analytical methods only. For modern 

cycling plants these manual, analytical methods 

are of minor benefit, since the short time 

and strong oscillating, spiking behavior cannot 

be followed up in a complete and satisfactory 

manner. Certainly, such processes cannot be replaced 

by online measuring systems completely. 

However, some available online parameters are 

already in use as helpful trend monitor. The 

technical possibilities and limits of turbidity 

measurement are discussed as trend monitor 

for particulate corrosion products. 

Formation of nitrogen-based emissions in 

circulating fluidised bed combustion plants 

Stefan Zeltner 

The generation of nitrogen-based emissions is, 

adjacent to the well-known dependence on the 

combustion temperature, also linked to the supply 

of oxygen in the combustion zone. The empirical 

based assumptions could be proved for 

the large scale by measurements of the generated 

raw gas in circulating fluidised bed incinerators. 

While the emissions of NO 2 , N 2 O, HCN and 

NH 3 decrease exponentially with decreasing 

concentrations of oxygen, the curve progression 

of the generation of NO is similar to an upwards 

opened parabola with a vertex at about 

2.2 Vol.-%. Based on these interrelationships, 

an optimum working point for the minimization 

of nitrogen-based emissions can be defined at 

an oxygen concentration in the raw gas of about 

4 Vol.-%. The adaption of this parameter leads 

among the reduction of the NOx-concentration 

to an improvement of the plant efficiency due 

to a reduction of the required power demand of 

blowers. 

Audit according to § 8a BSI-act – obligation 

for operators of the wind industry? 

Stefan Loubichi 

The world of the renewables is completely different 

and not comparable to the “old” word. 

The wind industry is [according to structural 

particularities] as well not able to deal in a 

good way with the IT-security catalogue according 

to § 11 Ib EnWG, issued in December 

2018. (Technical) Operators in the wind industry 

have to deal with § 8a BSI-act. This leads to 

structural consequences. While the main contact 

in the case for IT security catalogue is the 

“Bundesnetz agentur”, the main contact for § 8a 

BSIG companies is the “Bundesamt für Sicherheit 

in der Informationstechnik”. As well the 

powerful German accreditation body DakkS is 

not involved in the § 8a BSIG processes. A big 

challenge for technical operators [dealing with 

more than 420 MW] is the fact, that they normally 

had to present the results of the § 8a BSIG 

audits to the BSI already in 2018, while classic 

energy producers dealing with the IT-security 

catalogue must be successfully audited until 

March 2021. In this essay we introduce to you 

who is allowed to do the audit. Audit teams doing 

the § 8a BSIG audits have to fulfill more/ 

different requirements than auditors doing the 

IT-security catalogue audits. As well we will 

present to you the process of auditing. The § 8a 

BSIG processes can as well not be compared 

with the audits according to the IT-security catalogue. 

Furthermore, the auditing standard ISO 

27006 is not applicable for technical 


Status, potentials and challenges for 

baseload application 


Thomas Linnemann and Guido S. Vallana 

One essential physical property of wind energy 

is its large spatiotemporal variation due to wind 

speed fluctuations. From a meteorological point 

of view, the electrical power output of wind turbines 

is determined by weather conditions with 

typical cor-relation lengths of several hundred 

kilometres. As a result, the total wind fleet output 

of 18 European countries extending over 

several thousand kilometres in north-south and 

east-west direction is highly volatile and exhibits 

a strong intermittent character. An intuitively 

expectable significant smoothing of this wind 

fleet output to an amount, which would allow a 

reduction of backup power plant capacity, however, 

does not occur. In contrast, a highly intermittent 

wind fleet power output showing significant 

peaks and minima is observed not only 

for a single country, but also for the whole of the 

18 European countries. Between 2015 and 2017 

the European wind fleet’s power utilisation factor 

resulted in annual mean values between 22 

to 24 % and continuously available (secured) 

annual minima between theoretically 4 and 5 % 

of its nameplate capacity despite tens of thousands 

of wind turbines distributed throughout 

Europe. Wind energy therefore requires a practically 

100 % backup as long as the wind fleet’s 

nameplate capacity has not exceeded the cumulative 

load of these 18 countries considered, 

plus reserves. 

Effects of lignite phase-out and energy 

system transformation on climate and 

national economy 

Dietrich Böcker 

The Coal Commission, officially known as the 

„Commission for Growth, Structural Change 

and Employment“, was commissioned by the 

German Federal Government to set the date of 

2038, possibly 2035, as the date for the phasing-out 

of coal. The aim is to reduce CO 2 emissions 

in order to stabilise the global climate and 

at the same time prove that a highly developed 

economy can be converted from a fossil-based 

to a regenerative-based economy as planned 

and thus be a role model and pioneer in climate 

issues. The German energy revolution ignores 

the fact that CO 2 emissions worldwide have risen 

steadily over three decades and will continue 

to rise. The self-set national climate targets have 

so far been missed. The lignite phase-out will 

have no measurable effect on the climate and 

causes very high costs. As a result, the climate 

and energy strategy must be readjusted. 

6


Kurzfassungen 

„Autonomes Fahren“ der VE-Anlage 

Künstliche Intelligenz (KI) in der 

VE-Produktion 

Dieter Mauer 

Immer öfter ist das Ziel bei einer Neuplanung für 

eine VE-Anlage die menschenleer betreibbare 

Anlage. Gleichzeitig werden auch die Laborkompetenzen 

soweit wie möglich verringert. Dieser 

Diskrepanz kann nur entgegengetreten werden, 

wenn die Anlage selbst in die Lage versetzt wird, 

sich selbst zu analysieren, Fehlzustände selbst 

zu erkennen, den genauen Ort und die Herkunft 

des Fehlers zu benennen und dem Betreiber 

im Optimalfall sogar Lösungsvorschläge und 

Handlungsempfehlungen anzugeben. Genau 

dies ist die Aufgabe des neuen Mi-Vision-Analysesystems 

von MionTec. Es basiert auf Methoden 

der Künstlichen Intelligenz und kann aus sehr 

wenigen Messdaten komplexe Vorhersagen des 

Anlagenverhaltens bezogen auf jede einzelne 

Stufe der Anlage ermitteln. Es sagt Leitfähigkeit 

und pH nach jeder Stufe voraus und zeigt sie in 

Kurvenform ähnlich, wie es der Betreiber von 

seinem PLS gewohnt ist. Die Zielsetzung ist ein 

System, welches zusammen mit den Messdaten 

des PLS Vorhersage und Realität im Detail vergleicht 

und daraus Alterung, Komponentenfehler 

und Abweichungen so selbsttätig wie möglich 

feststellt und dem Betreiber benennt. Die 

autonome Reparatur ist wohl wirklich Vision, 

aber die regelmäßige Justierung des Regeneriermittelverbrauches 

auf die tatsächlich notwendigen 

Mengen ist schon jetzt möglich! 

Versuch zum Einsatz filmbildender 

Substanzen im Kraftwerk Staythorpe 

Andrew Mosley und Cheryl Tommons 

RWE Generation UK hat in ihrem 1.735 MW (4 

x 435 MW) großen GuD-Kraftwerk Staythorpe 

einen Versuch mit filmbildenden Substanzen 

durchgeführt. Zwei Substanzen wurden im Rahmen 

der Studie untersucht: ein Filmbildungsprodukt 

auf Aminbasis und ein Nicht-Amin-Produkt. 

Die filmbildenden Substanzen wurden als 

Ergänzung zu den bestehenden AVT (O) und 

phosphatbasierten Konditionierungsprogrammen 

der Anlage eingesetzt. Im Rahmen des Versuchs 

wurde eine umfangreiche Anlagenüberwachung 

durchgeführt, um die Wirkungen der 

filmbildenden Substanzen beurteilen und vergleichen 

zu können. Die Leistung der beiden Anlagen, 

die mit einem zusätzlichen Filmbildungskonditionierungsprogramm 

betrieben werden, 

wurde ebenfalls mit der Leistung der beiden 

Anlagen verglichen, die nur mit einem Basiskonditionierungsprogramm 

betrieben werden. 

Der Versuch stellte einige Herausforderungen 

in Bezug auf die Funktionsweise und Kontrolle 

des Programms für filmbildende Substanzen 

dar, nämlich die Dosisleistungskontrolle und die 

Analyse der Folgeprodukte. Die verschiedenen 

analytischen Techniken zur Bestimmung von 

Produktrückständen und Abbauprodukten werden 

empfohlen und die Gesamtauswirkungen 

auf den Eisentransport und den inneren Zustand 

der Anlage werden erläutert. 

Trübungsmessung als Trendmonitor für 

teilchenförmige Korrosionsprodukte 

Lukas Staub, Michael Rziha und Marco Lendi 

Die Überwachung von Korrosionsprodukten 

ist unerlässlich, um die Wirksamkeit der Maßnahmen 

zur Wasserchemie zu bestimmen. Aufgrund 

der erforderlichen flexiblen und damit 

sich stetig verändernden Fahrweise thermischer 

Kraftwerke, die durch die verstärkte Einspeisung 

erneuerbarer Energiequellen in die Netzen 

auftreten, wird die Ermittlung von Trends für 

Korrosionsprodukte in den verschiedenen Anlagensystemen 

thermischer Kraftwerke heute 

noch entscheidender. Die exakte und vollständige 

Bestimmung von Korrosionsprodukten, 

die meist als ungelöste Partikel vorliegen, kann 

nur mit komplexen und zeitaufwändigen Analysemethoden 

realisiert werden. Für moderne 

Kraftwerksanlagen sind diese manuellen, analytischen 

Methoden eher wenig geeignet, da 

das kurze Zeit- und starke Änderungsverhalten 

nicht vollständig und zufriedenstellend verfolgt 

werden kann. Sicherlich können solche Prozesse 

nicht vollständig durch Online-Messsysteme 

ersetzt werden. Einige verfügbare Online-Parameter 

können aber als hilfreicher Trendmonitor 

eingesetzt werden. Die technischen Möglichkeiten 

und Grenzen der Trübungsmessung werden 

als Trendmonitor für partikelförmige Korrosionsprodukte 

diskutiert. 

Entstehung von stickstoffbasierten 

Emissionen in zirkulierenden Wirbelschicht- 

Verbrennungsanlagen 


Die Bildung von stickstoffbasierten Emissionen 

steht neben der weitaus bekannteren Abhängigkeit 

von der herrschenden Verbrennungstemperatur 

auch im Zusammenhang mit dem Sauerstoffangebot 

im Bereich der Feuerung. Im 

Rahmen von Rohgasmessungen an zwei zirkulierenden 

Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen 

konnten die bestehenden Überlegungen und 

Ansätze für den Großmaßstab bestätigt werden. 

Während die Konzentrationen von NO 2 , N 2 O, 

HCN und NH 3 mit abnehmender Sauerstoffkonzentration 

exponentiell ansteigen, ähnelt 

der Verlauf der NO-Bildung einer nach oben 

geöffneten Parabel mit einem Scheitelpunkt bei 

etwa 2,2 Vol.-%. Basierend auf diesen Zusammenhängen 

lässt sich ein optimaler Betriebspunkt 

zur Minimierung der stickstoffbasierten 

Emissionen bei einem Sauerstoffgehalt im Rohgas 

von etwa 4 Vol.-% ableiten. Die Anpassung 

dieses Wertes führt neben der Senkung der 

NOx-Konzentration auch zur Verbesserung des 

Anlagenwirkungsgrads, da die notwendigen 

Gebläseleistungen reduziert werden. Die Variation 

der Rohgas-Sauerstoffkonzentration sollte 

dabei schrittweise und unter Berücksichtigung 

weiterer Parameter (z.B. Schwankungen der 

Brennstoffqualität mit der damit verbundenen 

Sauerstoffzehrung, die in der Folge zu CO- bzw. 

C org -Spitzen führen können) stattfinden. Auf 

diese Weise ist es neben einer kontinuierlichen 

Senkung der NOx-Konzentrationen auch möglich, 

eine kurzfristige Minderung dieses Parameters 

zur Vermeidung einer drohenden Grenzwertverletzung 

zu erzielen. 

Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Pflicht für 

Betriebsführer der Windindustrie?! 


Die Welt der Erneuerbaren in der Energieerzeugung 

unterscheidet sich grundsätzlich von der 

“alten” Energiewelt. Mit dem im Dezember 2018 

veröffentlichten IT-Sicherheitskatalog gemäß § 

11 Abs. 1b EnWG ist die Windindustrie kaum zu 

erfassen. Technische Betriebsführer in der Windindustrie 

müssen sich mit § 8a BSI-Gesetz auseinandersetzen. 

Dies führt zu strukturellen Unterschieden. 

Während zum Beispiel im Falle des 

IT-Sicherheitskataloges die Bundesnetzagentur 

Hauptansprechpartner ist, ist dies bei Unternehmen 

des § 8a BSIG das Bundesamt für Sicherheit 

in der Informationstechnik. Des Weiteren 

ist auch die mächtige Deutsche Akkreditierungsstelle 

DakkS hier nicht in die Prozesse involviert. 

Eine große Herausforderung für [technische] 

Betriebsführer der Windindustrie [welche den 

Schwellenwert von 420 MW überschreiten] 

besteht auch darin, dass diese eigentlich das Ergebnis 

Ihrer Prüfung nach § 8a BSIG bereits im 

Jahr 2018 dem BSI hätten präsentieren müssen, 

während Energieerzeuger, die unter den IT-Sicherheitskatalog 

nach § 11 Ib EnWG fallen, das 

Ergebnis der Zertifizierung bis März 2021 nachweisen 

müssen. In diesem Aufsatz stellen wir Ihnen 

vor, wer überhaupt die Audits durchführen 

darf. Auditteams, welche die Audits nach § 8a 

BSIG durchführen, müssen nämlich umfangreichere 

Voraussetzungen erfüllen als Auditoren, 

welche Audits nach dem IT-Sicherheitskatalog 

auditieren. In diesem Aufsatz zeigen wir Ihnen 

auch die Prozesse der Auditierung. Die Prozesse 

des Auditierens nach § 8a BSIG unterscheiden 

sich grundsätzlich von den Prozessen der Auditierung 

nach dem IT-Sicherheitskatalog. Des 

Weiteren ist die Auditierungsnorm ISO 27006 

hier nicht anwendbar. Und natürlich stellen 

wir Ihnen in diesem Aufsatz alle mächtigen BSI 

Hilfsmittel vor, die sich im § 8a BSIG – Business 

kennen und anwenden sollten. 

Windenergie in Deutschland und Europa 

Status quo, Potenziale und Herausforde rungen 

in der Grundversorgung mit Elektrizität 


Thomas Linnemann und Guido S. Vallana 

Eine wesentliche physikalische Eigenschaft der 

Windenergie ist ihre starke raumzeitliche Variation 

aufgrund der Fluktuationen der Windgeschwindigkeit. 

Meteorologisch betrachtet 

wird die aus Windenergieanlagen eingespeiste 

elektrische Leistung durch Wetterlagen mit typischen 

Korrelationslängen von mehreren hundert 

Kilometern bestimmt. Im Ergebnis ist die 

aufsummierte eingespeiste Leistung der europaweit 

über mehrere tausend Kilometer sowohl in 

Nord-Süd- als auch Ost-West-Richtung verteilten 

Windenergieanlagen hoch volatil, gekennzeichnet 

durch ein breites Leistungsspektrum. 

Die intuitive Erwartung einer deutlichen Glättung 

der Gesamtleistung tritt allerdings nicht 

ein. Das Gegenteil ist der Fall, nicht nur für ein 

einzelnes Land, sondern auch für die große Leistungsspitzen 

und -minima. Windenergie trägt 

damit praktisch nicht zur Versorgungssicherheit 

bei und erfordert planbare Backup-Systeme 

nach heutigem Stand der Technik in Höhe von 

fast 100 % der Nennleistung des „europäischen 

Windparks“. 

Wirkungen von Braunkohleausstieg und 

Energiewende auf Klima und 

Volkswirtschaft 


Die Kohle-Kommission, mit der offiziellen Bezeichnung 

„Kommission für Wachstum, Strukturwandel 

und Beschäftigung“ hat im Auftrag 

der Bundesregierung als Termin für den Ausstieg 

aus der Verstromung von Kohle das Jahr 

2038, eventuell auch schon 2035, benannt Damit 

sollen die CO 2 -Emissionen zur Stabilisierung 

des Weltklimas gesenkt und gleichzeitig 

der Nachweis geführt werden, dass eine hoch 

entwickelte Volkswirtschaft planmäßig von 

der fossilen Basis auf eine regenerative Basis 

umgestellt und damit Vorbild und Vorreiter 

bei Klimafragen sein kann. Diesem hohen Anspruch 

steht die Wirklichkeit gegenüber: Die 

deutsche Energiewende ignoriert, dass weltweit 

die CO 2 -Emissionen über drei Jahrzehnte unentwegt 

gestiegen sind und weiter steigen werden. 

Die selbst gesetzten nationalen Klimaziele 

werden bisher verfehlt. Der Braunkohleausstieg 

wird keine messbare Wirkung auf das Klima haben 

und verursacht sehr hohe Kosten. Die Klimaund 

Energiestrategie muss neu justiert werden. 

Die überhöhten Ambitionen der bis jetzt - und 

wohl auch in Zukunft - unwirksamen CO 2 -Verhinderungsstrategie 

müssen reduziert werden. 

Es bedarf einer tragfähigen Strategie der rechtzeitigen 

und klug geplanten Anpassung an den 

Klimawandel. Dabei bleibt ein weiterer, aber 

von realistischen Zielen getragener Ausbau der 

regenerativen Energie ebenso richtig, wie fortgesetzte 

Anstrengungen zur Effizienzsteigerung 

und zum Energiesparen. 

7

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Members´ News VGB PowerTech 3 l 2019 

Members´ 

News 

EDF achieves a major 

milestone in the industrial 

implementation of Ecocombust 

(edf) At the end of a meeting held on 24 

January, EDF and the Ministry for the Ecological 

and Inclusive Transition approved a 

programme of work leading up to a decision 

on the Ecocombust project. 

Between now and autumn 2019, this programme 

of work should help validate the 

technical trials, environmental impact 

studies and economic model for the project. 

By then, subject to satisfactory conclusions 

from a technical, economic and environmental 

perspective, and once discussions 

have been held with the Government 

and local communities, EDF will embark 

on the industrialisation stage, aiming to 

start producing the fuel in 2022. 

The Ecocombust project fits in with the 

July 2017 Climate Plan, the National 

Low-Carbon Strategy (Stratégie Nationale 

Bas Carbone, SNBC) and the November 

2018 Multi-Year Energy Programme (Programmation 

Pluriannuelle de l’Energie, 

PPE), which foresee an end to the production 

of electricity using coal by 2022 and 

the development of biomass resources. 

Ecocombust is the result of work started in 

2015 by EDF teams to study the development 

of a new kind of biomass-based fuel, 

originally designed to power its coal-fired 

plants. 

The Ecocombust project involves producing 

an innovative, ecological fuel to be 

used to run facilities that produce heat or 

electricity currently powered by coal. The 

fuel will be produced on-site and will lead 

to the creation of a new sector to recycle 

wood waste that cannot currently be used 

and is usually buried or sent to landfill. 

Within the context of securing the electricity 

supply for the North-West of France, 

and Brittany in particular, and if the RTE 

studies commissioned by the Government 

confirm there is a need for it, if applicable 

until 2026, some or all of the biomass produced 

could be used to power up to 80% of 

current units to respond to the need to secure 

Western France’s electricity grid during 

peak hours when consumption is at its 

highest. In this scenario, given the high 

level of substitution of coal and the limited 

annual number of operating hours, annual 

CO 2 emissions would be approximately 25 

times lower than they are at the moment. 

Jean-Bernard Lévy, EDF’s CEO and Chairman, 

announced: “EDF is delighted with 

this progress. Our teams remain fully mobilised 

to respond to the Government’s demands 

to validate Ecocombust, an innovative 

and ecological new kind of fuel. Approval 

of the Ecocombust programme of 

work means that EDF can pursue its mission, 

and fits in perfectly with the framework 

laid down for the multi-year energy 

programme.” 

LLwww.edf.com 

EEW Energy from Waste 

übernimmt das Aus- und 

Fortbildungszentrum in Eigenregie 

(eew) „Wir wollen nicht nur den Bestand 

sichern, sondern wir wollen das Angebot 

weiter ausbauen“, blickt Andreas Echternach, 

Leiter des Personalmanagements der 

EEW Energy from Waste GmbH (EEW), positiv 

in die Zukunft des Aus- und Fortbildungszentrums 

in Helmstedt. EEW führt 

dies seit Beginn des Jahres in Eigenregie 

und setzt so eine fast 100-jährige Tradition 

fort. Denn im Jahr 1921 begannen die damaligen 

Braunschweigischen Kohlen-Bergwerke 

(BKB) mit der Ausbildung von Arbeitskräften 

und errichteten im Jahr 1936 

die erste Lehrwerkstatt. 

„Wir freuen uns sehr, dass es mit dem Ausund 

Fortbildungszentrum weiter geht“, ergänzt 

Charlotte Nullmeier, Verwaltungsleiterin 

der Helmstedter Revier GmbH (HSR) 

bei der Gesamtübergabe der Ausbildungsstätte 

an die EEW in der Schöninger Straße. 

Immerhin hätten seit den Anfängen 

rund 3.300 gewerbliche Auszubildende 

und nach der Einführung der kaufmännischen 

Ausbildung im Jahr 1943 rund 200 

kaufmännische Auszubildende ihre Abschlussprüfung 

erfolgreich absolviert. 

„Als das Kraftwerk Buschhaus 2016 in die 

Sicherheitsbereitschaft ging, stellte sich für 

uns die Frage, wie es mit der Aus- und Fortbildung 

weiter geht“, so Charlotte Nullmeier. 

Eine eigene Fortführung sei nicht möglich 

gewesen. Und so hätten erste Gespräche 

mit EEW stattgefunden. 

Zum 1. Januar 2017 hat EEW dann das Ausund 

Fortbildungszentrum in Kooperation 

mit der HSR geführt. Zwei Jahre später übernimmt 

Deutschlands führendes Unternehmen 

in der thermischen Abfallverwertung 

das Zentrum nun komplett in Eigenregie. 

„Wir sind froh, es in gute Hände gegeben 

zu haben“, sagt Susanne Schmidt, Vorgängerin 

von Charlotte Nullmeier als HSR-Verwaltungsleiterin. 

Schließlich sei dies wichtig 

für die Zukunft der Region, aber auch 

für die Ausbilder, die nun weiter beschäftigt 

würden. 

Denn mit der Übernahme des Aus- und 

Fortbildungszentrums wurden auch zwei 

erfahrene Ausbilder von der HSR übernommen. 

Gemeinsam mit zwei weiteren 

Ausbildern, die EEW zwischenzeitlich eingestellt 

hat, vermitteln Sie den angehenden 

Facharbeitern ihr Fachwissen. Drei 

von ihnen sind auch als Prüfer bei der Industrie- 

und Handelskammer aktiv. 

Die Entscheidung für die Fortführung des 

Aus- und Fortbildungszentrums ist für 

Andreas Echternach nicht nur eine Entscheidung 

für die Region und eine Investition 

in den Wirtschaftsstandort Helmstedt, 

sondern „gibt unseren Kooperationspartnern 

auch Planungssicherheit“. 

„Wir unterstützen seit Jahren Unternehmen 

aus der Region im Rahmen ihrer betrieblichen 

Ausbildung“, ergänzt Petra 

Mersmann-Dunkel, Leiterin des Aus- und 

Fortbildungszentrums. Das Spektrum reiche 

hier von Fachlehrgängen für die Ausbildungsberufe 

Elektroniker für Automatisierungstechnik, 

Mechatroniker und Feinwerkmechaniker 

bis hin zu Themen wie 

beispielsweise Pneumatik, Feldbustechnik, 

Schweißen, CNC oder intensive Prüfungsvorbereitungen. 

„Oftmals haben kleinere Betriebe ja den 

Wunsch auszubilden, doch ihnen fehlten 

die nötigen Maschinen in den eigenen Räumen. 

Hier können wir mit unserem Lehrgangsangebot 

helfen“, wirbt Andreas Echternach. 

Neben den Standardschulungen 

habe EEW aber auch die Möglichkeit, individuelle 

Fortbildungspakete zu schnüren. 

„Eines davon ist die Fort- und Weiterbildung 

von Facharbeitern“, erklärt Petra 

Mersmann-Dunkel, „das wir für einen unserer 

Kooperationspartner gerade umsetzen.“ 

In Zukunft solle dieser Bereich weiter 

ausgebaut werden. Schwerpunkt im Ausund 

Fortbildungszentrum werde jedoch 

die Ausbildung von Facharbeitern bleiben. 

„Dabei wäre es sogar möglich“, so die Leiterin 

des Aus- und Fortbildungszentrums, 

„für unsere Partner die komplette Berufsausbildung 

im Elektronik- und Mechanik-Bereich 

zu übernehmen.“ 

EEW Energy from Waste ist Deutschlands 

führendes Unternehmen in der Erzeugung 

umweltschonender Energie aus der thermischen 

Abfallverwertung. EEW entwickelt, 

errichtet und betreibt thermische 

Abfallverwertungsanlagen. In den derzeit 

18 Anlagen der Unternehmensgruppe in 

Deutschland und im benachbarten Ausland 

können jährlich rund 4,7 Millionen 

Tonnen Abfall energetisch verwertet werden. 

Durch die Nutzung der im Abfall enthaltenen 

Energie erzeugt EEW Prozessdampf 

für Industriebetriebe, Fernwärme 

für Wohngebiete sowie umweltschonenden 

Strom für umgerechnet rund 700.000 

Haushalte. Mit einem durchschnittlichen 

Anteil biogener Stoffe im Abfall von 50 

Prozent erzeugt EEW gemäß Erneuerbare-Energien-Gesetz 

(EEG) Energie aus erneuerbaren 

Quellen. Gleichzeitig wird 

durch die energetische Verwertung der in 

den EEW-Anlagen eingesetzten Brennstoffe 

die CO 2 -Bilanz entlastet. EEW beschäftigt 

an allen Standorten sowie in seiner 

Unternehmenszentrale in Helmstedt insgesamt 

rund 1.150 Mitarbeiterinnen und 

Mitarbeiter. 

LLwww.eew-energyfromwaste.com 

8


MembersŃews 

EnBW: Spezialschiffe 

„Innovation“ und „Sea Installer“ 

setzen Fundamente für die 

Offshore-Windparks EnBW 

Hohe See und Albatros 

(enbw) Der Bau der Offshore-Windparks 

EnBW Hohe See und Albatros geht mit 

zwei neuen Spezialschiffen weiter. Die „Innovation“ 

hat gestern Eemshaven in Holland 

mit drei Fundamentteilen (Monopiles), 

circa 72 Meter lange Stahlröhren, verlassen. 

Nach einer zehnstündigen Fahrt ist 

die Innovation im Baufeld von EnBW Hohe 

See eingetroffen und installiert die Monopiles 

jetzt im Meeresboden. 

Demnächst nimmt außerdem das Schiff 

„Sea Installer“seine Arbeit auf. Es wird die 

Verbindungsstücke (Transition Pieces) für 

den späteren Turm der Windkraftanlagen 

aus Rotterdam ins Baufeld transportieren 

und dort auf die Monopiles setzen. Im April 

sollen die ersten Windkraftanlagen errichtet 

werden. Mit der Lieferung und Installation 

der 87 Windkraftanlagen des Typs 

SWT-7.0-154 inklusive der Fundamente ist 

Siemens Gamesa beauftragt. Im letzten 

Jahr hatte das Schiff „Pacific Osprey“ bereits 

63 der insgesamt 87 Fundamente gesetzt. 

Beide Windparks mit zusammen 609 Megawatt 

sollen wie geplant bis Ende 2019 in 

Betrieb gehen. Sie können im Jahr rechnerisch 

genug Strom für alle Privathaushalte 

von München produzieren. Mehr als 500 

Mitarbeiter arbeiten zu Hochzeiten auf dieser 

Großbaustelle mitten im Meer. 40 

Schiffe sind am Bau beteiligt. Koordiniert 

wird das Großprojekt von der Offshore-Niederlassung 

der EnBW in Hamburg. 

Das kanadische Energieinfrastruktur-Unternehmen 

Enbridge Inc. hat 49,9 Prozent 

an beiden Windparks übernommen. Die 

EnBW behält jeweils die restlichen 50,1 

Prozent. 

LLwww.enbw.com 

EnBW: Windenergieprojekt 

auf dem Silberberg geht 

in die nächste Phase 

Sachgüter berücksichtigt. So wurde im 

Vorfeld unter anderem das Aufkommen 

„windkraftempfindlicher“ Vogel- und Fledermausarten 

untersucht. Auch die Träger 

öffentlicher Belange – wie beispielsweise 

die Kommunen, Umweltverbände oder 

Flugsicherung – werden mit eingebunden. 

Bevor das Projekt jedoch umgesetzt werden 

kann, muss die EnBW mit ihren beiden 

Anlagen noch in ein Ausschreibungsverfahren, 

bei dem die Vergütungshöhe für 

den produzierten Strom ermittelt wird. Die 

EnBW wird sich voraussichtlich an der 

nächsten Ausschreibungsrunde am 1. Mai 

beteiligen. Bei diesem ergebnisoffenen 

Verfahren ist es durchaus möglich, keinen 

Zuschlag zu erhalten. In diesem Fall könnten 

die Anlagen aller Voraussicht nach 

nicht gebaut werden. Bei einem Zuschlag 

hingegen würden im Herbst die Arbeiten 

vor Ort mit den ersten Rodungsarbeiten 

starten. Eine Inbetriebnahme der Anlagen 

wäre dann bis Ende 2020 realistisch. 

Vorgesehen sind Anlagen des Herstellers 

Siemens mit einer Nabenhöhe von 135 Metern 

und einem Rotordurchmesser von 130 

Metern. Pro Anlage können rund 2.500 

Haushalte mit erneuerbarem Strom versorgt 

werden. Außerdem spart jede Anlage 

pro Jahr rund 6.000 Tonnen CO 2 ein. 

LLwww.enbw.com/silberberg 

EnBW: Windenergieprojekt 

in Hüttersdorf geht in 

die nächste Phase 

(enbw) Zwei Windenergieanlagen will die 

EnBW Windkraftprojekte GmbH künftig in 

Schmelz-Hüttersdorf betreiben. Jetzt hat 

das Unternehmen in Kooperation mit dem 

rheinland-pfälzischen Spezialisten für erneuerbare 

Energien GAIA erfolgreich das 

Antragsverfahren abgeschlossen: Das Landesamt 

für Umwelt- und Arbeitsschutz 

(LUA) hat das Projekt dieser Tage bewilligt. 

„Auf das Ergebnis mussten wir zwar über 

drei Jahre warten, aber wie so oft wird gut, 

was lange währt“, freut sich EnBW-Projektleiter 

Christian Sträßer. Ursprünglich wurden 

die Standorte für die beiden Windenergieanlage 

bereits im Jahr 2016 im Rahmen 

des interkommunalen Vorhabens der 

Gemeinden Beckingen, Nalbach und 

Schmelz zum Windprojekt Primsbogen beantragt. 

Nachdem die Gemeinden Beckingen 

und Nalbach sich unerwartet vom Projekt 

zurückgezogen hatten, musste ein 

neuer Genehmigungsantrag für die beiden 

Standorte in der Gemeinde Schmelz gestellt 

werden. 

Im Rahmen des nun abgeschlossenen Genehmigungsverfahrens 

hatte die Behörde 

– wie im Bundes-Immissionsschutzgesetz 

festgelegt – überprüft, ob in dem betreffenden 

Gebiet Umwelt und Windenergie miteinander 

vereinbar sind. „In einem solchen 

Verfahren werden die Auswirkungen einer 

Anlage auf Mensch, Umwelt und Sachgüter 

berücksichtigt. So wurde im Vorfeld unter 

anderem das Aufkommen „windkraftempfindlicher“ 

Vogel- und Fledermausarten 

untersucht sowie Schall- und Schattengutachten 

erstellt“, erklärt Dominik Eichert, 

Projektleiter von GAIA. Auch die Träger 

öffentlicher Belange – wie beispielsweise 

die Kommunen, Umweltverbände oder bedarfsweise 

auch die Flugsicherung – sind 

dabei mit eingebunden. 

„Mit der jetzt erteilten Genehmigung haben 

wir aber erst ein Etappenziel erreicht“, 

erklärt Sträßer. Denn bevor das Projekt 

umgesetzt werden kann, muss die EnBW 

mit ihren beiden Anlagen noch in ein Ausschreibungsverfahren, 

bei dem die Vergütungshöhe 

für den produzierten Strom ermittelt 

wird. Die EnBW wird sich voraussichtlich 

an der Ausschreibungsrunde am 

1. Mai beteiligen. Da aktuell das Wettbewerbsniveau 

für Onshore-Windenergieanlagen 

aufgrund fehlender Neugenehmigungen 

niedrig und unterzeichnet ist, 

rechnet Sträßer mit einem Zuschlag und 

sogar einer relativ hohen Vergütung. In 

diesem Fall würden im Herbst die Arbeiten 

vor Ort mit den ersten Rodungsarbeiten 

starten. Eine Inbetriebnahme der Anlagen 

wäre dann bis Ende 2020 realistisch. 

Ob es bei zwei Windenergieanlagen im Planungsgebiet 

des ursprünglichen Windparkprojekts 

„Primsbogen“ bleibt, ist noch 

offen. „Es laufen derzeit Gespräche und 

(enbw) Zwei Windenergieanlagen will die 

EnBW Windkraftprojekte GmbH künftig 

auf dem Silberberg in Ober-Ramstadt betreiben. 

Das Unternehmen ist seinem Ziel 

einen Schritt näher gekommen. Nach der 

Genehmigung der ersten Anlage im Dezember 

hat das Regierungspräsidium 

Darmstadt jetzt auch das zweite Windrad 

bewilligt. 

In den vergangenen Monaten hatte die Behörde 

– wie im Bundes-Immissionsschutzgesetz 

festgelegt – überprüft, ob auf dem 

Silberberg Umwelt und Windenergie miteinander 

vereinbar sind. In einem solchen 

Verfahren werden die Auswirkungen einer 

Anlage auf Mensch, Umwelt und sonstige 

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9

MembersŃews VGB PowerTech 3 l 2019 

VGB-FACHTAGUNG 

VGB CONFERENCE 

GASTURBINEN UND GASTURBINEN BETRIEB 2019 

MIT FACHAUSSTELLUNG 

GAS TURBINES AND OPERATION OF GAS TURBINES 2019 

WITH TECHNICAL EXHIBITION 

5. UND 6. JUNI 2019 IN MAINZ 

VERANSTALTUNGSORT 

Kurfürstliches Schloss 

L www.mainz-congress.com 

5 AND 6 JUNE 2019 IN MAINZ/GERMANY 

VENUE 

Kurfürstliches Schloss 

L www.mainz-congress.com 

TAGUNGSPROGRAMM 

CONFERENCE PROGRAMME 

VORLÄUFIGE FASSUNG/PRELIMINARY VERSION 

(Änderungen vorbehalten/Subject to change) 

Konferenzsprachen: Deutsch und Englisch – 

Simultanübersetzung vorgesehen 

Conference languages: German and English – 

Simultaneous translation shall be provided 

MITTWOCH, 5. JUNI 2019 

WEDNESDAY, 5 JUNE 2019 

Tagungsleitung/Conference direction: 

Dr.-Ing. E.h. Manfred Freimark, VGB PowerTech e.V., 

Essen and Prof. Dr.-Ing. Uwe Gampe, 

Technische Universtität Dresden, Dresden 

08:30 VGB und Aussteller laden zu einem Stehempfang ein 

VGB and exhibitor invite you to a standing reception 

10:00 Eröffnung der Fachtagung 

durch Dr.-Ing. E.h. Manfred Freimark 

Opening of the conference 

by Dr.-Ing. E.h. Manfred Freimark 

10:15 

V01 

10:40 

V02 

Perspektiven der GT-Kraftwerke im europäischen 

Strommarkt im Kontext mit der Energiewende 

Perspectives of GT power plants in the European 

electricity market in the context of the “Energiewende” 

Dr.-Ing. Michael Ladwig, EUTurbines, Brüssel/Belgien 

Bedeutung rotierender Synchron-Generatoren 

für den zuverlässigen und sicheren Netzbetrieb 

Significance of rotating synchronous generators 

for reliable and safe grid operation 

Dipl.-Ing. Matthias Baca, Dr. Ana Joswig and 

Dr. Klaus Walli, Siemens AG, Mülheim an der Ruhr 

11:05 

V03 

Flexibilität für die Energiewende 

Flexibility for the energy transition 

Dr.-Ing. habil. Rutger Kretschmer, 

Dr. Christoph Schmidt and Lutz Rändler, 

DREWAG – Stadtwerke Dresden GmbH, Dresden 

11:30 Diskussion der Vorträge 1, 2 und 3 

Discussion of lectures 1, 2 and 3 

12:00 Mittagspause und Besuch der Ausstellung 

Lunch break and visit of the exhibition 

13:30 

V04 

13:55 

V05 

Flexible GuD-Kraftwerke erfordern flexible Mitarbeiter 

Flexible CCGT plants require flexible employees 

Dipl.-Ing. (FH) Horst-Günther Stürenburg and 

Dipl.-Ing. Frank Kretschmer, Kraftwerksschule e.V., Essen 

Should I be worried about torsional vibrations 

in the energy transition? 

Sollte ich mir Sorgen machen über 

Torsionsschwingungen in der Energiewende? 

Dr. ir. Frits Petit and ir. Sébastien Grégoire, 

ENGIE Laborelec, Linkebeek/Belgium 

14:20 Diskussion der Vorträge 4 und 5 

Discussion of lectures 4 and 5 

14:50 Besuch der Ausstellung inklusive Kaffeepause 

Visit of the exhibition including coffee break 

15:20 

V06 

15:45 

V07 

Bedarf und Optionen für 

gesicherte Erzeugungskapazitäten 

Demand and supply options for secured 

generation capacity 

Björn Miekley, TransnetBW GmbH, Stuttgart 

Superkritisch von der Wärme zum Strom 

Supercritically from heat to power 

Dr. Stefan Glos 1 , Dipl.-Ing. Michael Wechsung 1 , 

Prof. Dr.-Ing. Uwe Gampe 2 and 

Dipl.-Ing. Sebastian Rath 2 

1 Siemens AG, Mülheim an der Ruhr, 

2 Technische Universität Dresden, Dresden 

16:10 Diskussion der Vorträge 6 und 7 

Discussion of lectures 6 and 7 

16:40 Ende des 1. Vortragstages 

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GASTURBINEN UND GASTURBINENBETRIEB 2019 

GAS TURBINES AND OPERATION OF GAS TURBINES 2019 

MembersŃews 

18:30 Einlass auf dem Schiff MS „Godesburg“ 

Access to the Ship MS “Godesburg” 

19:00 „Leinen Los“/“Cast off“ 

22:30 Ankunft/Ausklang bis 23:00 und 

Ende der Abendveranstaltung 

Arrival/Pleasant stay until 23:00 

and end of the evening event 

09:00 

V08 

09:25 

V09 

09:50 

V10 

DONNERSTAG, 6. JUNI 2019 

THURSDAY, 6 JUNE 2019 

Combined cycle power plant: PressureWavePlus: 

Innovative Technologie zur effizienten Reinigung 

von HRSG Kessel 

Combined Cycle Power Plant: PressureWavePlus: 

Innovative Technology for highest efficiency cleanings 

of HRSG boiler 

Dipl.-Ing. (FH) Markus Bürgin, Ing. TS Urs Steiner, 

Bang&Clean Technologies AG, 

Othmarsingen/Schweiz and Jerry Goud, 

Bang&Clean Benelux BV, Rotterdam/Niederlande 

Flexibler Kraftwerksbetrieb mit filmbildenden Aminen 

– Erfahrungen im GuD Kraftwerk Knapsack 1 

Flexible power plant operation with film forming amines – 

Experience from CCPP Knapsack 1 

Ronny Wagner, REICON Wärmetechnik und 

Wasserchemie Leipzig GmbH 

Austausch von Gasturbinen in 

bestehenden Kraftwerken 

Brownfield Gas Turbine Exchange in 

Existing Power Plants 

Dipl.-Ing. Marcus Gera, 

Siemens AG, Mülheim an der Ruhr 



10:45 Besuch der Ausstellung inklusive Kaffeepause 

Visit of the exhibition including coffee break 

11:15 

V11 

11:40 

V12 

Maintenance modernization with 

GE’s Digital solutions: How Asset Performance 

Management (APM) can optimize Operations 

and Maintenance strategies 

GE’s Digital Lösungen zur Modernisierung der Instandhaltung: 

Wie Asset Performance Management (APM) 

die Betriebs- und Instandhaltungsstrategien optimiert 

Uwe Rode, GE Power AG, Mannheim 

Digitalisierung in der Energie Industrie – Neue 

Methoden zur Optimierung des Anlagenbetriebs auf 

Basis von Datenanalysen und Herstellerwissen 

Digitalization in the Energy Industry – New ways 

to optimize plant operation based on data analytics 

and OEM knowledge 

Dr. Steffen Skreba, Thomas Hahner, Peter Schulz and 

Randolph Kesseler, Siemens AG, Mülheim an der Ruhr 

12:05 

V13 

Erkenntnisse aus dynamischen Sensormessdaten von 

Gasturbinen: Eine BigData Analyse 

Turning dynamic sensor measurements from gas 

turbines into insights: a Big Data approach 

Roman Karlstetter 1 , Dr. Robert Widhopf-Fenk 1 , 

Dr. Jakob Hermann 1 , Driek Rouvenhorst 1 , 

Prof. Dr. Martin Schulz 2 , Amir Raoofy 2 and 

Dr. Carsten Trinitis 2 

1 IfTA GmbH, Gröbenzell 

2 Lehrstuhl für Rechnerarchitektur und Parallele Systeme, 

TUM, Garching 



13:00 Mittagspause und Besuch der Ausstellung 

Lunch break and visit of the exhibition 

14:15 

V14 

14:40 

V15 

15:05 

V16 

Entwicklung und Design der Low-NOx Micro-Mix 

Wasserstoff-Brennkammer zur Anwendung 

bei Industriegasturbinen 

Enhancement of Fuel Flexibility of 

Industrial Gas Turbines by Development of 

Innovative Hydrogen Combustion Systems 

Dr.-Ing. Nurettin Tekin and Dipl.-Ing. Shahrad Adjili, 

Kawasaki Gas Turbine Europe, Bad Homburg 

“Future-Proofing" Today's industrial gas turbines: 

Combustion system fuel flexibility improvements for 

hydrogen consumption in a renewable dominated 

marketplace 

"Future-Proofing" Die heutigen Industriegasturbinen: 

Verbrennungssystem Kraftstoffflexibilitätsverbesserungen 

für den Wasserstoffverbrauch in einem von erneuerbaren 

Energien dominierten Marktplatz 

Dr. Peter Stuttaford, 

Ansaldo Thomassen B.V., The Netherlands, 

Hany Rizkalla, Fred Hernandez and Timothy Bullard, 

PSM – Ansaldo Energia Group, Florida/USA 

Siemens HL-Klasse: Der Beitrag der neuesten 

Gasturbinengeneration zur Energiewende 

Siemens HL-class: The contribution of the 

advanced gas turbines to the energy transition 

Kolja Schwarz, Siemens AG, Berlin 



16:00 Ende der Fachtagung 

End of the conference 

ONLINEANMELDUNG 

https://www.vgb.org/COR-event_page-24170.html 

ONLINE REGISTRATION 

https://www.vgb.org/en/COR-event_page-24170.html 

Kontakt Fachtagung: Diana Ringhoff | Tel. +49 201 8128-232 | Fax +49 201 8128-321 | E-Mail: vgb-gasturb@vgb.org 

Kontakt Fachausstellung: Angela Langen | Tel. +49 201 8128-310 | Fax: +49 201 8128-329 | E-Mail: angela.langen@vgb.org 

VGB PowerTech e.V. & VGB PowerTech Service GmbH | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | www.vgb.org 

11


Verhandlungen zur Erweiterung des Windparks“, 

so Christian Sträßer. Zum Bau vorgesehen 

sind Anlagen des Herstellers Nordex 

mit einer Nabenhöhe von 164 Metern 

und einen Rotordurchmesser von 131 Metern. 

Die Anlagen haben jeweils eine Leistung 

von 3,3 Megawatt. Vor Baubeginn 

wird die Bevölkerung ausführlich über das 

Projekt und den weiteren Ablauf informiert. 

LLwww.enbw.com/huettersdorf 

EnBW verstärkt Engagement 

im Bereich Solarenergie 

• Solarenergie als weiteres wichtiges 

Standbein beim Ausbau der Erneuerbaren 

Energien 

• EnBW plant in Brandenburg aktuell 

größtes Solarprojekt in Deutschland/Finale 

Investitionsentscheidung noch in 

diesem Jahr 

• Solarprojekt Weesow-Willmersdorf hat 

175 Megawatt Leistung und soll als erster 

Solarpark Deutschlands ohne 

EEG-Förderung umgesetzt werden 

(enbw) Die EnBW Energie Baden-Württemberg 

AG baut die Solarenergie zu einer 

weiteren wichtigen Säule ihres Erneuerbaren-Portfolios 

aus. Neben der Windkraft an 

Land und auf See sollen künftig auch Solarparks 

einen größeren Beitrag dazu leisten, 

den 2012 begonnenen Ausbau der Erneuerbaren 

bei der EnBW voranzutreiben. 

„Die Solartechnologie hat in den vergangenen 

Jahren eine bemerkenswerte Entwicklung 

durchlaufen“, erklärt Dirk Güsewell, 

Leiter Erzeugung Portfolioentwicklung bei 

der EnBW. „Durch den technischen Fortschritt 

sind die Errichtungskosten für Solarparks 

drastisch gesunken – in Deutschland 

in den vergangenen zehn Jahren um 

bis zu 90 Prozent. Solarenergie befindet 

sich deshalb heute – das zeigen auch die 

letzten Auktionsergebnisse – kostenseitig 

mindestens auf Augenhöhe mit anderen 

Technologien. Wir gehen davon aus, dass 

zumindest erste große Solarprojekte in absehbarer 

Zeit ohne EEG-Förderung auskommen 

werden. Solarenergie hat damit 

eine realistische Chance, diese Marktreife 

zu erreichen“. 

Vor diesem Hintergrund hat die EnBW in 

den vergangenen Monaten ihre Aktivitäten 

im Solarbereich deutlich erweitert und 

zwischenzeitlich eine Projektentwicklungspipeline 

von rund 800 Megawatt aufgebaut. 

Ein erstes Großprojekt in Werneuchen 

(Brandenburg) nimmt derzeit bereits konkrete 

Formen an. Mit dem Solarpark Weesow-Willmersdorf 

plant die EnBW auf einer 

Fläche von 164 Hektar den mit 175 

Megawatt aktuell größten Solarpark 

Deutschlands. Mit einer Jahreserzeugung 

von rund 175 Gigawattstunden könnten 

rechnerisch rund 50.000 Haushalte mit 

Strom aus Sonnenenergie versorgt und 

125.000 Tonnen CO 2 eingespart werden. 

Die EnBW hat das von Procon Solar GmbH 

seit 2009 vorentwickelte Projekt im letzten 

Jahr übernommen. 

Für das Projekt sind bereits die Flächen gesichert 

und die baurechtlichen Voraussetzungen 

wurden über den Bebauungsplan 

geschaffen. Derzeit wird an der Feinplanung 

gearbeitet. Sobald der technische Realisierungsplan 

vorliegt und die Investitionsentscheidung 

getroffen wurde, könnte 

mit den ersten Vorbereitungen zum Bau 

noch zum Jahresende begonnen werden. 

„Im Rahmen unserer Strategie EnBW 2020 

haben wir mit den Erneuerbaren Energien 

ein neues Geschäftsfeld und wichtiges 

Standbein erfolgreich aufgebaut. Und hier 

wollen wir weiter wachsen“, erklärt 

EnBW-Technikvorstand Dr. Hans-Josef 

Zimmer. „Mit der Realisierung des Solarparks 

Weesow-Willmersdorf rücken wir 

nicht nur in die erste Liga im deutschen PV- 

Markt auf, sondern setzen – nach dem 

„Null-Cent-Gebot“ für unseren Offshore-Windpark 

He Dreiht in 2017 – erneut ein 

wichtiges Zeichen in Richtung der Marktfähigkeit 

erneuerbarer Technologien. Mit 

dem Solarpark Weesow-Wilmersdorf wollen 

wir den Beweis antreten, dass unser 

Solarpark als erster in Deutschland ohne 

Förderung wirtschaftlich betrieben werden 

kann“. 

LLwww.enbw.com 

Audi und E.ON bauen Europas 

größte PV-Dachanlage 

• Gemeinschaftsprojekt in Ungarn 

• 35.000 Solarmodule auf Logistikzentren 

in Győr 

(eon) Auf den Dächern der beiden Logistikzentren 

des ungarischen Standorts in 

Győr errichtet Audi gemeinsam mit E.ON 

einen Solarpark auf rund 160.000 Quadratmetern. 

Damit entsteht die größte europäische 

Photovoltaik-Anlage, die auf einem 

Gebäude installiert ist, auf dem Werksgelände 

von Audi Hungaria. Sie verfügt über 

eine Spitzenleistung von 12 Megawatt. Die 

Bauarbeiten starten im August 2019, ab 

Anfang nächsten Jahres beginnt damit die 

Erzeugung erneuerbarer Energie. 

Im Gemeinschaftsprojekt mit E.ON Hungaria 

stellt Audi die Dachfläche der beiden 

Logistikzentren mit jeweils rund 80.000 

Quadratmeter zum Bau des Sonnenenergieparks 

zur Verfügung. E.ON wird die insgesamt 

35.000 Solar module installieren 

und die Anlage betreiben. Ab 2020 soll der 

Solarpark jährlich über 9,5 Gigawattstunden 

(GWh) erneuerbare Energie liefern. 

Damit lassen sich rechnerisch jährlich bis 

zu 5.000 Haushalte mit Strom versorgen 

und die CO 2 -Emissionen um rund 6.000 

Tonnen reduzieren. 

„Wir setzen uns für den sparsamen Umgang 

mit Ressourcen ein und wollen deshalb 

die Umweltauswirkungen unserer 

Produktion möglichst geringhalten. Die 

Wärmeversorgung von Audi Hungaria 

wird bereits heute zu rund 70 Prozent aus 

klimaneutraler, geothermischer Energie 

gedeckt. Ziel ist, unseren Standort zukünftig 

vollständig CO 2 -neutral zu betreiben. 

Mit dem Bau des Solarzellenparks machen 

wir nun auch bei der Stromversorgung einen 

weiteren Schritt, um dies zu erreichen“, 

sagt Achim Heinfling, Vorsitzender 

des Vorstands von Audi Hungaria. 

„Unser Unternehmen setzt sich für Lösungen 

ein, die eine nachhaltige Zukunft ermöglichen. 

Die breite Nutzung von Solarenergie 

ist dabei ein wesentlicher Eckpfeiler. 

Wir freuen uns, dass wir das über fast 

25 Jahren aufgebaute Vertrauen zwischen 

beiden Unternehmen in dieser neuen Partnerschaft 

mit Audi Hungaria fortführen 

können“, so Zsolt Jamniczky, Vorstandsmitglied 

von E.ON Hungaria. 

„Wir arbeiten konsequent an mehr Nachhaltigkeit 

entlang der gesamten Wertschöpfungskette“, 

sagt Peter Kössler, Vorstand 

Produktion und Logistik der Audi 

AG. „Bis 2030 wollen wir alle unsere Produktionsstandorte 

CO 2 -neutral betreiben. 

Der Einsatz erneuerbarer Energien ist dafür 

ein wichtiger Stellhebel.“ 

Dazu E.ON-Vorstandsmitglied Karsten 

Wildberger: „Intelligentes Energiemanagement 

ist unverzichtbar für Unternehmen, 

die ihre Nachhaltigkeitsziele erreichen 

wollen. Wir unterstützen Kunden 

wie Audi dabei, Klimaschutz und Wirtschaftlichkeit 

zu verbinden – und schaffen 

so Wert für ihre Kunden und unsere Gesellschaft.“ 

LLwww.eon.com 

E.ON bietet mit ENGIE und 

EDPR für Offshore-Windprojekt 

Dünkirchen in Frankreich 

(eon) E.ON will sich auf dem französischen 

Markt für erneuerbare Energie engagieren 

und ist dem Konsortium „Dunkerque Eoliennes 

en Mer” beigetreten. Im Verbund mit 

den Energieunternehmen ENGIE aus 

Frankreich und EDPR aus Portugal nimmt 

E.ON an der Auktion des Offshore-Windparks 

Dünkirchen teil. 

Das 600-Megawatt-Projekt soll bis zum 

Jahr 2025 im Ärmelkanal fertiggestellt sein 

und dann mehr als 600.000 Haushalte mit 

erneuerbarer Energie versorgen. Bereits 

seit zwei Jahren arbeitet E.ON als technischer 

Partner an der Entwicklung des Projekts. 

Der französische Staat hat den Eintritt 

von E.ON in das Konsortium jetzt auch 

formal bestätigt. 

LLwww.eon.com 

12


MembersŃews 

RWE: Verwaltungsgericht Köln: 

Genehmigung des Tagebaus 

Hambach ist rechtens 

(rwe) RWE begrüßt das Urteil des Verwaltungsgerichts 

Köln vom 12. März 2019. Es 

hat die Klage des BUND abgewiesen. Der 

Hambacher Forst war und ist kein potenzielles 

Schutzgebiet nach der europäischen 

Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie (FFH). Damit 

hat das Gericht seine Entscheidungen 

zum 3. Rahmenbetriebsplan und seine Eilentscheidung 

zum Hauptbetriebsplan 

vom Juli 2018 nach erneuter Rechtsprüfung 

bestätigt. Demnach hat die Bezirksregierung 

Arnsberg den Hauptbetriebsplan 

2018-2020 für den Tagebau Hambach 

rechtmäßig zugelassen, einschließlich der 

Rodung des Hambacher Forsts. 

Das Urteil bekräftigt die Rechtsauffassung 

des beklagten Landes Nordrhein-Westfalen 

und der RWE Power AG. 

Das Oberverwaltungsgericht Münster hatte 

am 5. Oktober 2018 in einem Eilverfahren 

entschieden, den verbliebenen Hambacher 

Forst bis zur endgültigen gerichtlichen 

Entscheidung zu erhalten. Damit 

hatte es den von der Genehmigungsbehörde, 

der Bezirksregierung Arnsberg, angeordneten 

Sofortvollzug des Hauptbetriebsplans 

in Bezug auf die Rodung ausgesetzt. 

Die Begründung: Über den naturschutzrechtlichen 

Status des Hambacher Forsts 

solle im Hauptsacheverfahren entschieden 

werden. Das ist nun in erster Instanz geschehen. 

An dem vorläufigen Rodungsstopp für den 

Hambacher Forst ändert sich durch das 

heutige Urteil des Verwaltungsgerichts 

Köln vorerst nichts. Um die nach wie vor 

schwierige Situation in dem Waldstück zu 

deeskalieren, hat RWE Power vor einigen 

Wochen einen Rodungsverzicht bis Herbst 

2020 erklärt. 

Im Verhandlungstermin hat das Verwaltungsgericht 

auch die Klagen des BUND 

gegen den sogenannten Grundabtretungsbeschluss 

und die dazugehörige Besitzeinweisung 

zugunsten der RWE Power abgewiesen. 

Dabei ging es um eine rund 500 

Quadratmeter große Ackerfläche im Vorfeld 

des Tagebaus Hambach, die 

in einigen Jahren von den Schaufelradbaggern 

erreicht wird. Damit 

hat das Gericht bestätigt, dass 

die entsprechende Verfügung der 

Bezirksregierung Arnsberg als 

Genehmigungsbehörde rechtmäßig 

ist. 

RWE Power hatte sich wie der 

BUND zu Beginn der Verhandlung 

gegen einen vom Gericht vorgeschlagenen 

Vergleich entschieden. 

Das Unternehmen hat den 

Vorschlag intensiv geprüft, sah 

darin jedoch keinen Weg, eine 

nachhaltige und endgültige Klärung 

der wichtigen Rechtsfragen 

um den Hambacher Forst zu finden. Ein 

ausschlaggebender Gesichtspunkt war, 

dass der FFH-Status des Hambacher Forsts 

auch für die zukünftigen Genehmigungsverfahren 

so oder so geklärt werden muss, 

um Planungs- und Rechtssicherheit zu erlangen. 

LLwww.rwe.com 

RWE nimmt wichtige 

wettbewerbsrechtliche Hürden 

• Europäische Kommission erteilt RWE 

die kartellrechtliche Zustimmung zum 

Erwerb des Erneuerbaren-Geschäfts von 

E.ON und innogy 

• Bundeskartellamt stimmt dem Erwerb 

eines Minderheitsanteils an E.ON durch 

RWE zu 

Ohne Auflagen hat die Europäische Kommission 

den Erwerb des Erneuerbaren-Geschäfts 

von E.ON und innogy durch RWE 

freigegeben. Das Unternehmen hatte dies 

Mitte Januar bei der Kommission zur Prüfung 

angemeldet. Ebenfalls stimmte das 

Bundeskartellamt dem Anteilserwerb von 

RWE an E.ON in Höhe von 16,7 % zu. Zuvor 

hatten sich die Europäische Kommission 

und das Bundeskartellamt in ausführlichen 

Vorprüfungen ein genaues Bild von 

den wettbewerblichen Auswirkungen der 

Transaktion mit E.ON gemacht. 

„Das ist eine sehr gute Nachricht. Mit diesen 

Entscheidungen ist ein weiterer Meilenstein 

erreicht, um RWE zu einem global 

führenden Unternehmen im Geschäft mit 

Erneuerbaren Energien zu machen“, erklärte 

Dr. Markus Krebber, Finanzvorstand 

der RWE AG. 

RWE übernimmt im Rahmen der weitreichenden 

Transaktion mit E.ON die Erneuerbaren-Geschäfte 

von E.ON und innogy. 

Hinzu kommen E.ONs Minderheitsanteile 

an den von RWE betriebenen Kernkraftwerken 

Emsland und Gundremmingen, 

das Gasspeichergeschäft von innogy und 

deren Anteil am österreichischen Energieversorger 

Kelag. Weiterhin wird RWE 16,7 

% an E.ON erwerben. Diesen Teil der 

Transaktion hat RWE gestern bei der britischen 

Wettbewerbsbehörde angemeldet. 

Jede ist zu ersetzen! 

Redesign 

PE01 

S4 

S2 

Stellungsgeber 

Zudem wird RWE den Erwerb der US-Assets 

zeitnah den Wettbewerbsbehörden in 

den USA vorlegen. 

Nach Vollzug der Transaktion, die möglichst 

in der zweiten Jahreshälfte 2019 abgeschlossen 

werden soll, wird RWE auf einen 

Schlag zum drittgrößten europäischen 

Produzenten von Strom aus Erneuerbaren 

Energien und weltweit zur Nummer zwei 

im Bereich Offshore-Wind. 60 % des Erzeugungsportfolios 

des RWE-Konzerns werden 

dann Strom mit nur geringen oder gar 

keinen CO 2 -Emissionen liefern. Ziel ist es, 

das Geschäft mit Erneuerbaren Energien 

weiter global auszubauen und dafür jährlich 

bis zu 1,5 Milliarden Euro netto zu investieren. 

• www.rwe.com 

Kraftwerk Biblis: Erfolgreiche 

Netzstützung mit dem 

Phasenschieber beendet 

(rwe) Im abgeschalteten Block A des Kraftwerks 

Biblis wurde zum Ende des Jahres 

2018 die im nicht-nuklearen Teil der Anlage 

betriebene Netzdienstleistung „Phasenschieberbetrieb“ 

vertragsgemäß beendet. 

Der Übertragungsnetzbetreiber Amprion 

und RWE Power hatten nach der Abschaltung 

des Kraftwerks Biblis auf Wunsch der 

Bundesnetzagentur vereinbart, den Generator 

von Block A für diese, insbesondere in 

Süddeutschland damals dringend notwendige, 

Netzdienstleistung umzurüsten und 

bis Ende 2018 zu betreiben. Gemeinsam 

mit der Herstellerfirma Siemens wurde der 

Generator so umgebaut, dass er ab Februar 

2012 im Leerlaufbetrieb sogenannte Blindleistung 

regeln konnte, die für die Spannungshaltung 

im Netz dringend benötigt 

wurde. In den vergangenen knapp sieben 

Jahren hat der Standort Biblis damit zuverlässig 

einen wichtigen Beitrag zur Stabilisierung 

des Stromnetzes im Süden 

Deutschlands geleistet. 

Nach Information von Amprion wurden inzwischen 

mehrere moderne Anlagen in der 

Region zur Netzstabilisierung errichtet. Sie 

stellen die für die Stromtransporte im 

Übertragungsnetz benötigte Blindleistung 

plug and play 

100% kompatibel 

Baugruppen ab Lager: 

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13


Bernhard Steinrücke, Generaldirektor des Indo-German Chamber of Commerce in Mumbai, Dr. 

Ajay Mathur, Generaldirektor teri (The Energy and Resources Institute), NRW-Wirtschaftsminister 

Prof. Andreas Pinkwart, Joachim Rumstadt, der Vorsitzende der Geschäftsführung der STEAG 

GmbH, Dr. Ralf Schiele, Geschäftsführer der STEAG Energy Services (SES) und B.P. Rao, 

Geschäftsführer der STEAG Energy Services India. Foto: STEAG 

zur Verfügung und übernehmen die Aufgabe 

des rotierenden Phasenschiebers im 

Kraftwerk Biblis. 

Mit der Ausnutzung der Genehmigung für 

die Stilllegung und den Abbau im Juni 

2017 befindet sich das Kraftwerk Biblis 

seitdem im Abbau. Schwerpunktarbeiten 

sind weiterhin die technische Stillsetzung 

und der Abbau von Systemen in den Raumbereichen, 

in denen neue Technik zur Bearbeitung 

und Behandlung aufgebaut wird. 

Mit der Beendigung des Phasenschieberbetriebs 

können nun auch die Räumlichkeiten 

im Maschinenhaus in Block A in die 

Planungen des fortschreitenden Abbaus 

aktiv mit einbezogen werden. 

„Unser Generator hat mit diesem einzigartigen 

Projekt in den vergangenen Jahren 

gerade im Rhein-Main-Gebiet erfolgreich 

zur Netz- und Systemsicherheit beigetragen 

– das war eine wichtige Dienstleistung 

für die Industrie und die Allgemeinheit“, 

erklärt Kraftwerksleiter Horst Kemmeter. 

„Jetzt gilt es den alleinigen Fokus auf den 

sicheren Abbau des Kraftwerks Biblis zu 

richten“, so Kemmeter abschließend. 

Blindleistung: 

Bei der Stromproduktion wie auch bei 

beim Stromtransport und der Stromnutzung 

entsteht aus physikalischen Gründen 

eine als „Blindleistung“ bezeichnete Energie. 

Diese ist auf der einen Seite notwendig, 

damit sich zum Beispiel Elektromotoren 

drehen, auf der anderen Seite steht sie 

dem Stromtransport der eigentlichen 

Wirkleistung über das Hochspannungsnetz 

entgegen. Daher ist durch geeignete Maßnahmen 

eine Kompensation im Stromnetz 

erforderlich. 

LLww.rwe.com 

Steag: Strom aus dem Container 

• STEAG stellt NRW-Wirtschaftsminister 

Pinkwart in Neu Delhi ressourcenschonende 

Stromerzeugung für den indischen 

Markt vor 

(steag) Mehr als 1,3 Milliarden Menschen 

und ein starkes Wirtschaftswachstum führen 

zu einer enormen Nachfrage bei Waren, 

Dienstleistungen und Rohstoffen in 

Indien. Die Entwicklung der Infrastruktur, 

insbesondere der unbeschränkte Zugang 

zu Elektrizität in ländlichen Regionen, 

stellt nach wie vor eine große Herausforderung 

dar. Darüber, welchen Beitrag ein Unternehmen 

aus Nordrhein-Westfalen bei 

dieser Aufgabe leistet, informierte sich 

NRW-Wirtschaftsminister Prof. Andreas 

Pinkwart am Montag, 4. Februar, auf Einladung 

der STEAG in Neu Delhi. 

Im Konferenzcenter India Habitat Centre 

der indischen Hauptstadt begrüßte Joachim 

Rumstadt, Vorsitzender der Geschäftsführung 

der STEAG GmbH, den 

NRW-Minister für Wirtschaft, Innovation, 

Digitalisierung und Energie. Joachim 

Rumstadt stellte dem Minister eine dezentrale 

und ressourcenschonende Stromerzeugung 

auf PV-Basis vor, die STEAG in 

Indien anbietet. Begleitet wurde Andreas 

Pinkwart von einer Wirtschaftsdelegation, 

der weitere Unternehmensvertreter aus 

Nordrhein-Westfalen angehören. „Wirtschaftswachstum 

braucht Energie, flächendeckend 

und zuverlässig“, sagte Joachim 

Rumstadt zur Begrüßung. 

Seit den 1990er-Jahren ist der Essener 

Energieerzeuger mit seiner Tochter STEAG 

Energy Services (SES) in Indien aktiv und 

bietet sein Know-how in allen Bereichen 

des Energiesektors an. Minister Pinkwart 

zeigte sich beeindruckt und sagte: „Der 

Photovoltaik-Container der Steag ist ein 

gutes Beispiel dafür, welche innovativen 

Produkte aus der Verbindung von Knowhow 

und Kompetenz aus Nordrhein-Westfalen 

und Indien entstehen können. Ich 

wünsche mir, dass viele Entrepreneure in 

Nordrhein-Westfalen die Chancen erkennen 

und nutzen, die der Zukunftsmarkt 

Indien eröffnet.” 

„Ich wünsche mir, dass viele 

Entrepreneure die Chancen erkennen.“ 

Die SES beschäftigt in Indien mittlerweile 

rund 1.500 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter 

– mehr als in jedem anderen Land jenseits 

der deutschen Grenze und baute über 

Jahre ein belastbares Netzwerk und lokale 

Kompetenz auf. STEAG verfügt in Indien 

über gewachsene Marktkenntnis und entwickelt 

dort eigene technische Lösungen. 

Eine dieser Lösungen wurde Minister Pinkwart 

in Form eines 6 Meter langen und 

2,45 Meter breiten Überseecontainers anschaulich 

und begehbar präsentiert: Eine 

containerbasierte Hybrid-Photovoltaikanlage, 

die um Batterien ergänzt zuverlässig 

bis zu 24 Stunden am Tag Strom liefert – 

mit und ohne Netzanbindung. 

„STEAG setzt mit seiner Entwicklung da 

an, wo gesellschaftliche Entwicklung und 

wirtschaftliches Wachstum in Indien gebremst 

wird“, sagte Joachim Rumstadt. Im 

ländlichen Raum ist die Anbindung an das 

Stromnetz bestenfalls unzuverlässig, in 

vielen Gebieten gibt es gar keine Elektrifizierung. 

Trotz vorhandener Pläne und bereitgestellter 

Budgets bleiben einfachste 

Annehmlichkeiten für viele Millionen Menschen 

ein Traum. Vor diesem Hintergrund 

hat die SES diese effektive Solar-Lösung 

entwickelt. Die Leistung reicht von 4 bis 8 

Kilowatt Peak (kWp). 

Robuste Technik kann schnell in 

Betrieb genommen werden 

Die in Indien mit robuster Technik vorinstallierten 

Container können schnell eingerichtet 

und einfach in Betrieb genommen 

werden. Der Container dient zunächst als 

Transportbehälter, in dem die gesamte 

Ausrüstung angeliefert wird. Der am Bestimmungsort 

dann verfügbare Stauraum 

ist so vorbereit, dass er multifunktional genutzt 

werden kann. 

Gemeinsam mit der renommierten indischen 

non-profit Organisation „The Energy 

and Resources Institute (teri)“ wird STEAG 

diese technische Lösung in Indien und Ländern 

Afrikas vermarkten. Das unabhängige 

Institut sucht seit Mitte der 1970er-Jahre 

nach nachhaltigen Lösungen, um die Lebensbedingungen 

der indischen Bevölkerung 

kontinuierlich zu verbessern. 

Den ersten Container hat STEAG an die Dr. 

Nalin Singhal Memorial Stiftung übergeben. 

Er ist im nordindischen Bundesstaat 

Uttar Pradesh im Einsatz. In der Stadt Gorakhpur 

versorgt die Photovoltaikanlage 

ein Projekt der Nichtregierungsorganisation 

(NGO) URJA Energy zuverlässig mit 

Strom. URJA setzt sich für die Verbesserung 

der Lebensbedingungen und die Förderung 

der Gesundheit von Frauen ein. Im 

Rahmen des Projekts in Gorakhpur finden 

14


MembersŃews 

Frauen Arbeit und stellen in einer kleinen Produktion Hygieneartikel 

her. Stromausfälle waren bislang an der Tagesordnung 

und haben die Arbeit stark beeinträchtigt. Der 

STEAG-Container sorgt nun für eine kontinuierliche Stromversorgung. 

Dies ist ein eindrucksvolles Beispiel, wie Erfahrungen 

und Initiative aus NRW, verbunden mit lokaler 

Kenntnis und Kompetenz die Lebensbedingungen der Menschen 

in armen ländlichen Gegenden verbessern kann. 

LLwww.steag.com 

Sampling & Analysing Systems 

Steag: Baustelle für das effiziente und 

emissionsarme GuD-Kraftwerk wird eingerichtet 

(steag) Seit Monaten laufen bei der Projektgesellschaft GuD 

Herne GmbH die Planungen für das moderne Gas- und 

Dampfkraftwerk auf Hochtouren. An diesem Montag, 21. 

Januar 2019, beginnen auf dem Kraftwerksgelände der 

STEAG im Herner Stadtteil Baukau erste Arbeiten. Das Areal 

wird für den Neubau baureif gemacht. Eine entsprechende 

Zulassung durch die Bezirksregierung liegt vor. Nach der 

Baufeldvorbereitung soll dort im Herbst direkt mit dem Bau 

des effizienten und emissionsarmen Kraftwerks begonnen 

werden, das langfristig die Wärmeversorgung der Fernwärmeschiene 

Ruhr absichern soll. 

In einem ersten Schritt wird die Baustelle eingerichtet, anschließend 

finden Erdbewegungen und Rodungsarbeiten 

auf dem Kraftwerksgelände zwischen Rhein-Herne-Kanal 

und Hertener Straße statt. Die beauftragten Baufirmen tragen 

den Oberboden zum Teil ab und gleichen Niveauunterschiede 

aus. Regelungen über die konkreten Ersatzpflanzungen 

und Ausgleichsmaßnahmen für die Rodungen legt die 

Bezirksregierung zeitnah fest. In Vorgesprächen mit der 

Stadtverwaltung Herne wurde vereinbart, Ausgleichspflanzungen 

zur ökologischen Aufwertung des Industrieareals 

möglichst am Kraftwerksstandort und im direkt angrenzenden 

Umfeld vorzunehmen. Mit Stadtverwaltung und Bezirksregierung 

ist ebenfalls abgestimmt, dass die neuen 

Bäume und Sträucher nach Fertigstellung des GuD-Kraftwerks 

gepflanzt werden. Für die ökologische Baubegleitung 

hat die Projektgesellschaft ein unabhängiges Ingenieurbüro 

beauftragt. 


Steag – über 300 Gäste nehmen Abschied 

vom Kraftwerksstandort Lünen 

• Ein Abend voller Emotionen an der Wiege der STEAG 

(steag) Es war ein an Emotionen reicher Abend in der historischen 

Maschinenhalle des STEAG-Kraftwerks, der in eine 

Feier bis in die Morgenstunden mündete: Mitarbeiterinnen 

und Mitarbeiter, Familienangehörige, Freunde und ehemalige 

Kolleginnen und Kollegen waren am Samstag eingeladen, 

um sich vom Gründungsstandort der Steinkohlen-Elektrizität 

AG (STEAG) zu verabschieden. Zum 31. Dezember, 

nach fast 80-jähriger Stromproduktion in Lünen, sind an der 

Moltkestraße die Steinkohleblöcke 6 und 7 endgültig vom 

Netz gegangen. 

Die insgesamt über 300 Gäste standen an diesem Abend an 

der Wiege des Unternehmens, an der Stelle, an der STEAG 

1940 die Stromproduktion aufgenommen hat. Blaue und 

rote Strahler verliehen der ehrwürdigen Industriehalle feierlichen 

Glanz. Die erst am 22. Dezember stillgelegte Turbine 

erinnerte im Hintergrund der Bühne an den eher traurigen 

Anlass für die Einladung. Zuletzt hingen 101 Arbeitsplätze 

an der Stromproduktion an der Moltkestraße, 101 berufliche 

Perspektiven. 

DAC 

Silica 

Sodium 

Oxygen 

Hydrazine 

Steam and Water 

Analysing Systems – SWAS 

Dr. Thiedig – Analysers at its best 

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15


Steag – über 300 Gäste nehmen Abschied vom Kraftwerksstandort Lünen 

Dass dieser Arbeitsplatzabbau ohne betriebsbedingte 

Kündigungen gemeinsam 

vom Unternehmen und Betriebsrat organisiert 

werden konnte, milderte den Abschiedsschmerz 

spürbar. Insgesamt 48 Beschäftigte 

nehmen eine Vorruhestandsregelung 

in Anspruch, 53 Mitarbeiterinnen 

und Mitarbeiter werden künftig wohnortnah 

an anderen STEAG-Standorten weiterbeschäftigt. 

In seiner Rede dankte Joachim Rumstadt, 

der Vorsitzende der Geschäftsführung der 

STEAG GmbH, den Mitarbeiterinnen und 

Mitarbeitern und machte deutlich: „Wir 

tragen in Lünen weiterhin unternehmerische 

Verantwortung und sind präsent.“ 

Rumstadt verwies auf das moderne Strahlmittelwerk 

an der Moltkestraße und an die 

Batteriespeicher, die weiterhin wichtige 

Primärregelenergie für das Stromnetz liefern. 

Darüber hinaus betreibt das Tochterunternehmen 

STEAG New Energies in Lünen 

bei Remondis ein Biomassekraftwerk. 

Und: STEAG obliegt weiterhin die Betriebsführung 

für das moderne Trianel-Kraftwerk. 

„Das zeigt eindrucksvoll: STEAG ist Teil 

des Wandels auf dem Energiemarkt“, sagte 

Joachim Rumstadt. Anschließend verabschiedeten 

sich Kraftwerksleiter Kai-Uwe 

Braekler und Ralf Melis, Konzern-Betriebsratsvorsitzender 

der STEAG, von „ihrer 

Mannschaft“. Nach dem offiziellen Teil 

wurde schnell deutlich, was in allen Ansprachen 

hervorgehoben wurde: Lünen als 

Gründungsstandort zeichnete sich immer 

durch besonders gelebten Zusammenhalt 

und Solidarität in der Belegschaft aus – es 

wurde gemeinsam bis in die Morgenstunden 

Abschied gefeiert. 


Trianel Erneuerbaren-Portfolien 

mit positiver Bilanz 

(trianel) Die Erneuerbaren-Portfolien der 

Trianel Erneuerbare Energien GmbH & Co. 

KG (TEE) und der Trianel Onshore-Windkraftwerke 

GmbH & Co. KG (TOW) haben 

sich 2018 mit einer guten Ertragslage behauptet. 

Mit einer Gesamt-Stromproduktion 

der beiden Windenergie- und PV-Portfolien 

von rund 584 GWh wurde die Jahresertragsprognose 

erfüllt. „Das positive 

Ergebnis bestätigt den Kooperationsansatz 

unserer Gesellschafter für ein gemeinsames 

und diversifiziertes Erneuerbaren-Portfolio“, 

kommentiert Markus Hakes, 

Geschäftsführer der TEE und TOW, 

das zurückliegende Ertragsjahr. Mit einer 

Vermeidung von rechnerisch rund 394.000 

Tonnen CO 2 leisten die beiden Portfolien 

einen Beitrag zur Energiewende und stellen 

die klimaneutrale Versorgung von über 

160.000 Haushalten in den Versorgungsgebieten 

der beteiligten Stadtwerke sicher. 

Trianel Onshore-Windkraftwerke 

Das TOW-Portfolio mit einer Leistung von 

100 MW aus acht Windparks hat bis Ende 

2018 rund 231 GWh Strom produziert. 

Günstige Windverhältnisse im ersten Halbjahr 

2018 führten teils zu überdurchschnittlichen 

Erträgen, in der zweiten Jahreshälfte 

entwickelte sich das Windaufkommen 

rückläufig. „Die geografische 

Streuung unseres Windparkportfolios über 

sechs Bundesländer, verschiedene Windkraftanlagen-Technologien 

in Verbindung 

mit einer effizienten Betriebsführung haben 

trotz der ungünstigen Windbedingungen 

eine solide Ertragslage ermöglicht“, so 

Hakes. 

Trianel Erneuerbare Energien 

Ein starkes PV-Jahr 2018 mit einem langanhaltenden 

und besonders sonnenreichen 

Sommer hat die Ertragslage des 

TEE-Portfolios wesentlich geprägt. Hakes: 

„Das diversifizierte Erneuerbaren-Portfolio 

aus Wind- und PV-Kapazitäten hat das 

in den Sommermonaten geschwächte 

Windjahr 2018 sehr gut kompensieren 

können.“ Im zurückliegenden Ertragsjahr 

2018 erzeugten die Windkraft- und 

PV-Freiflächenanlagen im TEE-Portfolio 

insgesamt rund 353 GWh Strom aus Windund 

Sonnenenergie. Das Gesamt-Portfolio 

hat damit die Ertragserwartungen voll erfüllt. 

Zum Ende des Jahres 2018 umfasste 

das TEE-Portfolio eine Kapazität von 175 

MW,verteilt auf PV-Freiflächenanlagen 

mit einer Gesamtleistung von 43 MW und 

132 MW an Windparks. 

Für 2019 rechnet Hakes weiterhin mit einer 

soliden Ertragslage für die beiden Windenergie- 

und PV-Portfolien der TOW und 

TEE. „Wir werden die Wind- und PV-Kapazitäten 

im TEE-Portfolio weiter ausbauen“, 

so Hakes. Aktuell umfasst die Entwicklungspipeline 

der TEE weitere rund 250 

MW an Windenergie- und PV-Projekten 

deutschlandweit gestreut in verschiedenen 

Entwicklungsstadien, die sukzessive realisiert 

und in das Portfolio aufgenommen 

werden sollen. 

37 Stadtwerke und die Trianel GmbH engagieren 

sich im Rahmen der TEE für den 

Ausbau der erneuerbaren Energien. Gemeinsam 

investieren sie bis Ende 2020 

rund eine halbe Milliarde Euro in den Aufund 

Ausbau des eigenen Erneuerbaren-Portfolios 

mit Windkraftanlagen und 

PV-Freiflächenanlagen in ganz Deutschland. 

2013 wurde mit der Gründung der Trianel 

Onshore-Windkraftwerke GmbH & Co. KG 

der Einstieg in die Onshore-Windenergie 

genommen und für Stadtwerke eine erste 

Investitionsplattform geschaffen, um sich 

deutschlandweit an Windprojekten zu beteiligen. 

Im ersten Quartal 2017 wurde mit 

der Inbetriebnahme des letzten Windparkprojekts 

das TOW-Portfolio von 100 MW 

abgeschlossen. 16 Stadtwerke und regionale 

Energieversorger sowie die Trianel 

GmbH sind an der TOW beteiligt. 

LLwww.trianel.com 

Verbund: Fischwanderhilfe am 

Kraftwerk Abwinden-Asten 

• Im Rahmen des LIFE+ Netzwerk Donau-Projekts 

wird das Kraftwerk Abwinden-Asten 

mit der Errichtung von Österreichs 

längster Fischwanderhilfe fischpassierbar 

(verbund) Das Donaukraftwerk Abwinden-Asten 

wird als drittes Wasserkraftwerk 

an der Donau in Oberösterreich barrierefrei. 

Mit 2019 starten die ersten Bauvorbereitungen 

wie Rodungsmaßnahmen im 

Auwald. Der naturnahe Umgehungsbach 

wird südlich der Donau auf dem Gemeindegebiet 

Luftenberg errichtet. Auf mehr als 

fünf Kilometern finden künftig die Fische 

16


MembersŃews 

neuen Lebensraum und eine Möglichkeit, 

das Kraftwerk zu passieren. Insgesamt werden 

etwa fünf Hektar Fließgewässerlebensräume 

neu geschaffen. Die Investition 

der Maßnahme beläuft sich auf rund 7 

Mio. Euro. Die Arbeiten werden bis zum 

Frühjahr 2020 dauern. 

VERBUND, Österreichs größtes Stromunternehmen, 

startet mit 2019 mit den Vorbereitungen 

zum Bau der Fischwanderhilfe 

am Donaukraftwerk Abwinden-Asten. Ab 

Mitte Jänner 2019 erfolgen erste Rodungsmaßnahmen 

im Auwald. Auch mit den Erdarbeiten 

für den Umgehungsbach wird 

bereits noch im Winter gestartet. Im Frühjahr 

2020 wird die Fischwanderhilfe fertiggestellt 

sein. 

Naturnaher Umgehungsbach 

5,3 Kilometer lang wird der naturnahe Umgehungsbach 

auf der rechten Seite der Donau. 

Das Einlaufbauwerk, gleichzeitig der 

Ausstieg der Fischwanderhilfe befindet 

sich im Stauraum Abwinden-Asten bei 

Strom-km 2.122,3 etwas flussauf des Ausees, 

die Fischwanderhilfe mündet 700 Meter 

unterhalb des VERBUND-Kraftwerks 

Abwinden-Asten bei Strom-km 2.118,9 

wieder in die Donau. 

Auch das Mitterwasser profitiert vom Projekt, 

da im Bereich der Kraftwerkszufahrt 

ebenfalls Maß-nahmen umgesetzt werden. 

Projektleiter David Oberlerchner informiert: 

„Das Gerinne wird naturnah ausgestaltet. 

Auf den schottrigen Ufern werden 

wertvolle Lebensräume und Reproduktionsstätten 

für Fische geschaffen“. Die Wassermenge 

für die Fischwanderhilfe beträgt 

minimal 2 m³/s und steigt auf bis zu 9 m³/s 

an. Zum Vergleich, der Ipfbach hat eine 

mittlere Wasserführung von 0,9 m³/s.“ 

Das Projekt wird die Stauräume von Wallsee-Mitterkirchen 

und Abwinden-Asten 

und deren Zuflüssen wie. z.B. der Traun 

verbinden. 

Fischwanderhilfe nach 

bewährten Vorbildern 

Die Erfahrungen bei den Fischwanderhilfen 

Greifenstein und Ottensheim-Wilhering 

bestätigen das Konzept eines naturnahen 

Flusses zur Umgehung des Kraftwerks. 

Der sanfte Anstieg und die Abwechslung 

aus Seicht- und Tiefwasserzonen, angereichert 

um Totholz-Strukturen, ist attraktiver 

Lebensraum für Fische und andere 

Wasserlebewesen. Binnen kürzester Zeit 

erobert die Natur des nahen Auwaldes die 

Fischwanderhilfe, wie die Untersuchungen 

in Greifenstein und Ottensheim beweisen. 

Dort wurden schon nach wenigen Monaten 

Betrieb 41 von 50 Donau-Fischarten und 

große Fische (Welse) bis zur einer Länge 

von 1,65 m nachgewiesen und tausende 

Fische gezählt. 

LIFE+ Projekt „Netzwerk Donau“ 

Finanziert wird das gesamte Life+ „Netzwerk 

Donau“ Projekt von sechs Finanzierungspartnern 

(EU, Bundesministerium 

für Nachhaltigkeit und Tourismus, Landesregierung 

OÖ und NÖ, Landesfischereiverband 

OÖ und NÖ). Damit wird die Fischfauna 

von vier Natura 2000-Gebieten und 

von Zubringersystemen verbessert. 

LLwww.life-netzwerk-donau.at 

Verbund: Österreichs tiefste 

Schiffsschleuse wird saniert 

(verbund) VERBUND, Österreichs größtes 

Stromunternehmen, saniert die Schiffsschleuse 

in seinem Wasserkraftwerk in 

Oberösterreich. Seit fünf Monaten wird die 

gigantische Donauschleuse generalsaniert, 

um mit Ende März 2019 wieder reibungslos 

zu funktionieren. Mit über 23 Metern 

ist sie die tiefste Schiffsschleuse an der Donau 

in Österreich. Die Investitionssumme 

beträgt rund 2 Mio. Im Zuge der Revisionsarbeiten 

hat VERBUND in der Schleuse ein 

Forschungsinstrument zur Fischwanderung 

in der Donau installiert. Damit soll 

herausgefunden werden, welche Fische, 

wann, wie und wohin wandern. 

„Von vorne bis hinten wird die Riesenbadewanne 

generalsaniert“, informiert VER- 

BUND-Projektleiter Kurt Schauer. „Sie ist 

die tiefste Schleuse an der Donau in Österreich 

und somit auch in Oberösterreich 

und muss auch gelegentlich einer Vitalkur 

unterzogen werden, vergleichbar mit einem 

Auto-Service“. Schauer saniert den 

gesamten Stahlwasserbau, um seine Lebensdauer 

zu erhöhen. Dabei werden die 

Füll- und Entleerverschlüsse instandgehalten 

und die Stemmtore inspiziert, d.h. die 

Dichtungen überprüft und bei Bedarf erneuert, 

sowie Risse und Schäden an der 

Konstruktion repariert. 

Aschacher Riesenbadewanne ist 

die tiefste in ganz Österreich 

Die Schiffsschleuse gleicht im leeren Zustand 

einer Riesenbadewanne: Mit 230 

Metern Länge und 24 Metern Breite bietet 

sie mehreren Schiffen Platz für die Schiffsschleusung. 

Jedoch hat die Aschacher 

Schiffsschleuse eine Besonderheit: Sie ist 

23,4 Meter tief und somit die tiefste an der 

österreichischen Donau. Sie ist deshalb so 

tief, weil die äußerst hohe Fallhöhe von 15 

Metern auszugleichen ist. Auf der Strecke 

von Engelhartszell bis Aschach ist das Gefälle 

der Donau sehr hoch und gleicht einem 

Gebirgsfluss. Damit die Schiffsschleusung 

trotzdem im vorgegebenen Rahmen 

von circa 20 Minuten bleibt, verfügen die 

Schiffsschleusen im VERBUND-Kraftwerk 

Aschach über speziell gestaltete Füll- und 

Entleerkanäle. 

Die Revisionsarbeiten finden alle sechs bis 

acht Jahre statt. Heuer war die linke 

Schleusenkammer des Donaukraftwerks 

Aschach dran. Die Arbeiten sind mit Ende 

März 2019 abgeschlossen, dann geht sie 

wieder tüchtig ihrer Funktion nach und 

wird fast bis zu 24 Schleusungen pro Tag 

hinlegen. 

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KÜHLWASSERHYGIENE Schulung und Prüfung 

nach VDI 2047-2 (VDI-MT 2047-4) 

VGB-EXPERTENFORUM 

Erfahrungen aus der Umsetzung der 42. BImSchV 

8. UND 9. MAI 2019 IN DORTMUND 


Dorint Hotel Dortmund An den Westfalenhallen 

Lindemannstraße 88, 44137 Dortmund 

SCHULUNG KÜHLWASSERHYGIENE 

SICHERSTELLUNG DES HYGIENEGERECH TEN 

BETRIEBS VON VERDUNSTUNGS 

KÜHLANLAGEN UND KÜHLTÜRMEN 

Schulung und Prüfung nach VDI20472 (VDIMT 20474) 

Hintergrund 

Verdunstungskühlsysteme werden eingesetzt, um Wärme aus unterschiedlichen 

Prozessen an die Umgebung abzugeben. Im Gegensatz 

zur natürlichen Umwelt können Verdunstungssysteme für Legionellen 

günstige Lebensbedingungen in Form von Temperatur, 

Nährstoffangebot etc. bereitstellen. Deshalb ist es ein wichtiges Ziel, 

Verdunstungskühlanlagen so auszulegen und zu betreiben, dass die 

Vermehrung und Aufkonzentration von gesundheitsrelevanten Mikroorganismen 

begrenzt wird. Gerade für Betreiber ist es wichtig, den 

mikrobiologischen Zustand ihrer Systeme zu kennen, um erforderlichenfalls 

geeignete Gegenmaßnahmen einleiten zu können. 

Die VDI 20472 wurde nach diversen Vorfällen von Legionellose 

Erkrankungen im Umfeld von Verdunstungskühlanlagen als fachliche 

Richtlinie veröffentlicht. Kühltürme mit einer Rückkühlleistung über 200 

MW werden in der Richtlinie VDI 20473 geregelt. 

Als gesetzlichen Rahmen in Anlehnung an die beiden Richtlinien hat 

die Bundesregierung verpflichtend zum 19.08.2017 die 42. 

BImSchV „Verordnung über Verdunstungskühlanlagen, Kühltürme und 

Nassabscheider“ in Kraft gesetzt. 

Zielgruppe der Schulung 

Sensibilisierung und Qualifizierung von Personen für das Thema Hygiene, 

die mit der Planung, der Errichtung, dem Betrieb und der Instandhaltung 

von Verdunstungskühlanlagen und Kühltürmen beauftragt 

sind, also Betriebsverantwortliche, Mitarbeiter, Dienstleister aus 

den Bereichen Kühlturmbetrieb, Labor – inklusive Probenehmern, 

Chemie, Kühlwasseraufbereitung, Instandhaltung, Arbeitsschutz sowie 

Fachplaner, Anlagenbauer oder FacilityManager. 

Ziel und Inhalt der Schulung 

Die Teilnehmer kennen die technischen und organisatorischen Anforderungen 

für einen hygienisch einwandfreien Betrieb für die Planung, 

das Errichten und das Betreiben einschließlich der erforderlichen Instandhaltung 

von Verdunstungskühlanlagen. Sie führen Maßnahmen 

durch, welche die Risiken für Beschäftigte und Dritte, zum Beispiel 

durch Legionellen, minimieren. 

Die Inhalte entsprechen im Wesentlichen den Anforderungen VDI 

2047 Blatt 2. Darüber hinaus werden die VDI 2047 Blatt 3 und die 

42. BImSchV berücksichtigt. Die Schulung schließt mit einer Prüfung 

gemäß VDIMT 2047 Blatt 4 ab. 

Es besteht die Möglichkeit zur Kombination dieser Schulung mit dem 

VGBExpertenforum am Folgetag. 

Die Schulung wird vom VDI-GBG Schulungspartner Lindner AUDi 

in Kooperation mit VGB PowerTech e. V. durchgeführt. 

MITTWOCH, 8. MAI 2019 

SCHULUNG KÜHLWASSERHYGIENE 

SCHULUNG UND PRÜFUNG NACH 

VDI 20472 (VDIMT 20474) 

(Änderungen vorbehalten) 

08:00 Anmeldung, Ausgabe der Veranstaltungsunterlagen 

08:30 Begrüßung der Teilnehmer / Intro 

08:45 Grundlagen der Mikrobiologie 

u.a. medizinische Aspekte zum Umgang 

mit mikrobiologisch belastetem Kühlwasser/Aerosolen 

09:45 Einführung VDI 2047 Blatt 2 und 3, Teil 1 

Aufbau und Prinzip von Verdunstungskühlanlagen, 

Hygiene in kühlwasserführenden Anlagen 

10:15 Kaffeepause 

10:30 Einführung VDI 2047 Blatt 2 u. 3, Teil 2 

11:00 Grundlagen der Wasserchemie 

Kühlwasserpflege und Korrosionsvorgänge 

12:00 Mittagspause 

13:00 Anlagenüberwachung 

Kontrolle chem.phys. Kenngrößen, Probenahme 

u. mikrobiologische Bestimmungen, Biozideinsatz 


14:45 Instandhaltung 

15:15 Gesetze / Vorschriften / Regeln 

15:45 Diskussion / Prüfungsvorbereitung 

16:00 Schriftliche Prüfung (Prüfungszeit 30 Minuten) 

Auswertung, Ausgabe der Zertifikate 

17:00 Schulungsende 

Bleiben Sie mit uns in Kontakt! 

‣ 18Newsletteranmeldung | www.vgb.org/newsletter.html


KÜHLWASSERHYGIENE SCHULUNG UND PRÜFUNG 

NACH VDI 2047-2 (VDI-MT 2047-4) 


ERFAHRUNGEN AUS DER UMSETZUNG DER 42. BIMSCHV 

MembersŃews 


ERFAHRUNGEN AUS DER UMSETZUNG 

DER 42. BIMSCHV 

Am19.08.2017 trat die Verordnung über Verdunstungskühlanlagen, 

Kühltürme und Nassabscheider, die 42. BImSchV, in Kraft. Sie soll 

den hygienisch einwandfreien Betrieb der genannten Anlagen sicherstellen 

und Vorsorge treffen, dass sich Legionellenausbrüche wie zuletzt 

in Warstein, Jülich und Bremen nicht wiederholen. 

Für die Betreiber dieser Anlagen entstand durch die Verordnung erstmals 

eine gesetzlich geregelte Verpflichtung zur regelmäßigen mikrobiologischen 

Überwachung des Kühl bzw. Nutzwassers durch ein 

dafür akkreditiertes Labor. In Abhängigkeit von den Analysenergebnissen 

werden für verschiedene Anlagen unterschiedliche Maßnahmen 

verlangt. Bei Überschreiten des Maßnahmenwertes für die Legionellenkonzentration 

muss eine Meldung an die zuständige Behörde 

erfolgen. Außerdem verpflichtet die Verordnung den Betreiber unter 

Anderem zur Führung eines Betriebstagebuchs, zur Qualifizierung 

der Mitarbeiter und zur Erstellung einer Gefährdungsbeurteilung für 

Neuanlagen und für Anlagen nach Anlagenänderungen. Bis zum 

19.08.2019 müssen alle Anlagen, die vor mehr als 8 Jahren in Betrieb 

gegangen sind, durch einen zugelassenen Sachverständigen 

oder eine akkreditierte Inspektionsstelle erstmalig überprüft werden. 

Viele Betreiber sind aufgrund der Verordnung zum erstmaligen oder 

verstärkten Biozideinsatz gezwungen. Unsicherheiten bestehen teilweise 

bezüglich der durchzuführenden Analysen und Maßnahmen 

und der Führung des Betriebstagebuchs. Vereinzelte Überschreitungen 

des Maßnahmenwertes forderten Betreibern und zuständigen 

Behörden Entscheidungen zu geeigneten Maßnahmen und Einordnungen 

ab. Die bisherigen VGBExpertenforen zur betrieblichen Umsetzung 

der 42. BImSchV haben die komplexen Anforderungen der 

Verordnung zur Legionellenbegrenzung erläutert. Das 3. VGB Expertenforum 

zur Umsetzung der 42. BImSchV soll nun sowohl dem Austausch 

der bisherigen Erfahrungen zwischen den Betreibern als auch 

zwischen Betreibern und den involvierten Behörden dienen und auch 

helfen, die anstehenden Überprüfungen durch Sachverständige oder 

akkreditierte Inspektionsstellen vorzubereiten. 

Dazu werden erfahrene Spezialisten von Betreibern und Experten 

von verschiedenen involvierten Stellen sowie Behördenvertreter berichten. 

Neben diesen Fachvorträgen ist noch ausreichend Gelegenheit 

zu Diskussionen und zum Erfahrungsaustausch. Daher wenden 

wir uns nicht nur an die Verantwortlichen und Betreiber der Kühlsysteme, 

sondern auch an Vertreter der involvierten Untersuchungsstellen, 

Labore und Behörden. 

Es besteht die Möglichkeit zur Kombination dieses Expertenforums 

mit einer Schulung „Kühlwasserhygiene“ nach VDI 20472 zur Qualifizierung 

als „hygienisch fachkundige Person“ am Vortag. 

Wir freuen uns, Sie zu einer interessanten und intensiven Veranstaltung 

in Dortmund begrüßen zu können. 

DONNERSTAG, 9. MAI 2019 

VGB-EXPERTENFORUM: ERFAHRUNGEN 

AUS DER UMSETZUNG DER 42. BIMSCHV 

(Änderungen vorbehalten) 

08:30 Anmeldung, Ausgabe der Veranstaltungsunterlagen 

09:00 Begrüßung 

Wolfgang Czolkoss, VGB PowerTech e. V. 

09:10 

V1 

09:40 

V2 

10:10 

V3 

Einführung in die Legionellenproblematik 

und die 42. BImSchV 

Sebastian Hahn, PreussenElektra GmbH 

Hygienische Risikobewertung aus medizinischer Sicht 

Prof. Dr. Michael Pietsch, Institut für Med. Mikrobiologie 

und Hygiene, Johhannes GutenbergUniversität Mainz 

Gefährdungsbeurteilung und Arbeitsschutz 

Dr. Herbert Lindner, Lindner AUDi 

10:40 Diskussion und Erfahrungsaustausch 


11:30 

V4 

12:00 

V5 

12:20 

V6 

Chemisch-physikalische und mikrobiologische 

Analysen im Rahmen der Überwachung 

Dr. Herbert Lindner, Lindner AUDi 

Einsatz von Bioziden und alternative Verfahren 

Walter Hoffmann, RWE Power AG 

Praxisbeispiel für die Führung des Betriebstagebuchs 

Holger Ohme, Inwatec GmbH & Co. KG 

12:45 Diskussion und Erfahrungsaustausch 

13:00 Mittagspause 

14:00 

V7 

14:30 

V8 

14:50 

V9 

15:20 

V10 

15:50 

V11 

Ursachen des Legionellenwachstums in VKA und 

mögliche Maßnahmen zur Minderung 

Sebastian Hahn, PreussenElektra GmbH 

Anlagenüberprüfung durch 

Sachverständige o. Inspektionsstellen 


Erfahrungen und Aktivitäten der Behörden 

von Bund, Land und Kommunen 

N.N. 

Gemeinsame Diskussion aus 

Betreiber- und Behördensicht 

N.N. und Dr. Wolfgang Konrad, STEAG GmbH 

Kommende VDI-Richtlinien zum Ausbruchsmanagement 

und zu MW-Überschreitungen 


16:00 Abschlussdiskussion 

16:15 Ende der Veranstaltung 


www.vgb.org/expertenforum_42bImschv_2019_anmelden.html 

Kontakt: Wolfgang Czolkoss | EMail: wolfgang.czolkoss@vgb.org 

Ulrike Hellmich | Tel. +49 201 8128282 | Fax +49 201 8128321 | EMail: vgbbimschv@vgb.org 

VGB PowerTech e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | www.vgb.org 

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Industry News VGB PowerTech 3 l 2019 

Forschungsprojekt zur Fischwanderung 

Im Zuge der Schleusenrevision im Donaukraftwerk 

Aschach wird auch ein Pilotversuch 

gestartet. VERBUND erprobt eine 

neue Technologie, mit deren Hilfe die 

großräumige Fischwanderung in der Donau 

untersucht werden kann. Zu diesem 

Zweck wurden im Februar zehn Antennen 

in die leere Schleuse eingebaut, die in Zukunft 

die markierten Fische zählen und die 

Fischwanderung aufzeichnen wird, das 

heißt, welche Fische wann wohin wandern. 

Der Pilotversuch ist Teil des Forschungsprojekts 

in der Fischwanderhilfe Ottensheim-Wilhering. 

Dort wurden bisher an die 

7.000 Fische mit Chips, sogenannten Tags 

markiert. Dabei wurden rund 40 Fischarten 

festgestellt, die in der Donau heute leben. 

Mit dem neuen System zur Fischzählung 

in der Schleuse wird VERBUND herausfinden 

können, ob diese Fische und 

welche Fische über die Schiffs-schleuse 

wandern. Ende März geht die generalsanierte 

Schleuse wieder in Betrieb, dann 

kann die Fischzählung starten. 

LLwww.verbund.com 

Industry 

News 

Voith: Maßgeschneiderte 

Servicelösungen für Kraftwerke 

auf der VGB Konferenz 

(voith) Voith päsentierte auf der VGB Fachausstellung 

zur „Instandhaltung von Kraftwerken“ 

smarte Lösungen für die Energiewirtschaft. 

Die Konferenz fand im Dorint 

Hotel Sanssouci Berlin/Potsdam statt. Die 

Konferenzteilnehmer und Besucher 

tauschten sich zu Trends wie Anlagenerhalt 

und digitalem Wandel aus. Unter dem 

Motto „Boost your growth through smart 

solutions“ zeigte der Technologiekonzern 

am Stand 23 sein umfassendes Serviceund 

Produktportfolio für die Stromerzeugung. 

Service Exzellenz aus einer Hand 

Für die Betreiber konventioneller Kraftwerke 

steht aktuell die Umsetzung wirtschaftlicherer 

und zeitgenössischer Instandhaltungspraktiken 

im Vordergrund. 

Die Voith Turbo Servicelösungen decken 

diesen Bedarf für alle Komponenten zur 

Leistungsübertragung zwischen Antriebsund 

Abtriebsmaschine ab. Von elektrisch 

oder turbinengetriebenen Pumpen über 

Verdichter und Gebläse bis zu Lüftern und 

Generatorensätzen. Außerdem von der 

Planung und Inbetriebnahme, bis hin zu 

Wartungen, Reparaturen, Modernisierungen 

und Retrofits. Voith bietet individuelle 

Servicepakete und ein Höchstmaß an 

Know-how und Verlässlichkeit für das ganze 

Produktsortiment, auch von anderen 

Herstellern 

Maßgeschneiderte Servicelösungen 

Die Leit- und Antriebstechnologie von 

Voith befindet sich an vielen zentralen 

Punkten in Kraftwerken und liefert über 

viele Jahre einen zuverlässigen Dienst. 

Dies ist für die Wirtschaftlichkeit einer Anlage 

von großer Bedeutung. Smarte Servicelösungen 

von Voith sichern einen zuverlässigen 

und reibungslosen Betrieb. 

Neben den standardisierten Leistungen 

stehen den Kunden auch individuelle Lösungen 

für spezielle Bedürfnisse zur Verfügung. 

Stillstandszeiten und 

Folgeschäden vermeiden 

Mit Hilfe sogenannter Health Checks und 

Zustandsbegutachtungen kann Voith jederzeit 

den Zustand von Antriebskomponenten 

wie Turbogetrieben, hydrodynamischen 

Regelkupplungen und Verbindungskupplungen 

sowie Überlagerungsgetrieben 

oder des Antriebsstrangs, bewerten. Ungeplante 

Stillstandszeiten und teuren Folgeschäden 

können damit frühzeitig vermieden 

werden. Die Kunden kennen so den 

genauen Zustand ihrer Anlage und erhalten 

bei Bedarf von Voith eine Übersicht 

möglicher Maßnahmen. Dies hilft, die Verfügbarkeit 

und die Wirtschaftlichkeit einer 

Anlage zu optimieren. 

Verringerte Ausfallzeiten und 

geringere Wartungskosten 

Mit dem Voith-Datenhelm für Remote-Service 

können Kraftwerksbetreiber von einem 

Voith-Experten an zentraler Stelle Informationen 

zur Anlage einholen. Außerdem 

können detaillierte Angaben in Form 

von Bildern, Zeichnungen und Skizzen 

ausgetauscht werden. Da der Experte nicht 

vor Ort anwesend sein muss, können Kraftwerksbetreiber 

Zeit und Geld sparen, indem 

sie Probleme mithilfe einer digitalen 

Anwendung ermitteln. Auf diese Weise 

kann der Arbeiter vor Ort als verlängerter 

Arm des Experten agieren und von diesem 

entsprechend angeleitet werden. Darüber 

hinaus kann das System zur Unterstützung 

bei Reparaturen, Messungen und Einzelschulungen 

eingesetzt werden. 

Erhöhte Verfügbarkeit und 

geringere Betriebskosten 

Durch die AeroMaXX-Technik für Stirnradgetriebe 

von BHS können Kraftwerksbetreiber 

Leistungsverluste und Ölverbrauch um 

über 30 Prozent reduzieren. Bei Zahnumfangsgeschwindigkeiten 

von bis zu 200 Metern 

pro Sekunde entstehen in konventionellen 

Getrieben hohe Verluste durch Ventilation 

innerhalb des Gehäuses. Der 

AeroMaXX von BHS trennt die Funktion des 

Getriebeöls für Schmierung und Kühlung 

voneinander und engt den Raum für Verwirbelungen 

ein, was die Verluste senkt. 

Weiteres Zubehör ist dank passiver mechanischer 

Konstruktion nicht notwendig. 

Das BHS AeroMaXX kann im Rahmen einer 

Standardrevision des Antriebsstrangs ohne 

zusätzliche Stillstandszeiten in bereits installierte 

Getriebe nachgerüstet werden. 

Die Kosten für den Betreiber amortisieren 

sich allein durch die eingesparte Energie 

innerhalb von wenigen Jahren. 

Einfache, schnelle und 

kostengünstige Systemintegration 

Der TurCon DTc ist ein kompakter und kostengünstiger 

Dampfturbinenregler, der einen 

sehr zuverlässigen Betrieb des Kraftwerks 

gewährleistet. Dieser Regler ist 

„pre-engineered“ mit Software für eine 

einfache Parametrierung und das Bedienkonzept 

ist intuitiv. Der TurCon DTc ist für 

Dampfturbinen aller Leistungsklassen geeignet 

und ermöglicht eine einfache, 

schnelle und kostengünstige Systemintegration 

mit verschiedenen Kommunikationsschnittstellen. 

Darüber hinaus gibt es noch weitere Modernisierungslösungen: 

Dazu zählen der 

SelCon, ein linearer elektrohydraulischer 

Antrieb ohne externe Ölversorgung, und 

die redundanten Systeme für Kraftwerke, 

die noch mehr Zuverlässigkeit und Sicherheit 

bieten können. 

LLwww.voith.com 

Pollrich: Frischer Wind für 

mexikanisches Kraftwerk Neue 

Ventilatoren nach alten Plänen 

(pollrich) Im Oktober 2018 wurden in einem 

Kraftwerk im Nordosten Mexikos vier 

neue Ventilatoren eingebaut, die seitdem 

die bestehenden, über 40 Jahre alten Systeme 

ersetzen. Trotz kontinuierlicher Umbauten 

waren die alten Ventilatoren des 

Herstellers Rothemühle im Laufe der Zeit 

ineffizient und wartungsintensiv geworden, 

weshalb sich der Betreiber für den 

kompletten Austausch der 1975 installierten 

Maschinen entschieden hatte. Durch 

den Wechsel auf je zwei hochmoderne Frischluftventilatoren 

sowie zwei neue Rezirkulationsventilatoren 

und die gleichzeitig 

vollzogene Umstellung der Drallregler vom 

alten Rothemühle-Konzept auf die wartungsärmere 

und einfachere POLL- 

RICH-Bauart wurde eine höhere Anlageneffizienz 

bei stark verringertem Energieverbrauch 

erreicht. 

Es handelt sich um einen Auftrag, der in 

vielerlei Hinsicht außergewöhnlich ist. Bemerkenswert 

ist zunächst der Auftragnehmer, 

denn bei der Firma POLLRICH mit 

Standorten in Siegen und Mönchengladbach 

handelt es sich um das Unternehmen, 

in dem sowohl das Know-how als auch der 

Service und das Ersatzteilgeschäft von Rothemühle 

mittlerweile aufgegangen sind. 

Der Auftraggeber wandte sich mit seiner 

Anfrage somit bewusst an die Experti- 

20


Power News 

se-Nachfolger von damals. Eine weitere 

Besonderheit hielt der Betreiber auch als 

Vorlage für die Konstruktion der vier neuen 

Ventilatoren bereit. Denn als Basis für den 

Einbau der neuen Systeme mit Gleitlagern, 

eigenen Ölversorgungsanlagen, modernen 

Schalldämpfern und Trudelmotoren, je 

zwei Drallreglern und Stellantrieben sollten 

die Original-Zeichnungen der Maschinen 

aus den 70er-Jahren des vorigen Jahrhunderts 

dienen. Den normalerweise auf 

einem hohen technischen Niveau operierenden 

Konstrukteuren wurde damit ein 

Höchstmaß an Flexibilität und eine Menge 

Grundlagenarbeit abverlangt. 

Außerdem stellte ein von Kundenseite sehr 

eng gesteckter Zeitrahmen für Lieferung 

und Installation das POLLRICH-Team von 

vornherein vor das Problem, bewährte Arbeitsabläufe 

neu denken zu müssen, um 

eine möglichst kurze Lieferdauer zu realisieren. 

So wurden die statischen Teile der 

Lieferung – wie Motor- und Lagerböcke, 

Gehäuse, Saugkästen, Fundamentanker 

und -einbauten – zum gewünschten Liefertermin 

schon durch den Kunden am Zielhafen 

übernommen. Alle anderen Bauteile 

wie Laufräder mit Wellen, Gleitlager, Ölanlagen, 

Drallregler und Stellantriebe sollten 

einen Monat später per Luftfracht nach 

Mittelamerika geschickt werden. Durch 

eine intensive Kommunikation zwischen 

POLLRICH und den Zulieferern, den Speditionen 

und dem Kunden konnte dieser 

Zeitraum jedoch erheblich reduziert werden. 

In der Folge musste lediglich ein 

Laufrad per Flugzeug nach Mexiko transportiert 

werden, was Einsparungen im 

sechsstelligen Bereich für den Kunden bedeutete. 

Während sich also der Kunde 

nicht nur über Energieeinsparung und Effizienzsteigerung 

durch Ventilatoren auf 

dem neusten Stand der Technik und über 

eine erhebliche Senkung der geplanten 

Transportkosten freuen konnte, verzeichnete 

das POLLRICH-Team einen weiteren 

zufriedenen Kunden. 

Die Gesamtlieferung umfasste etwa 90 

Tonnen Material in 69 Packstücken. Das 

bedeutete die Verteilung auf mehrere Seecontainer 

und Kisten auf Flats, wobei eine 

einzige der vier gelieferten Wellen bereits 

ein Gewicht von fast acht Tonnen auf die 

Waage brachte. Um möglichst viele Packstücke 

in einer Schiffsladung transportieren 

zu können, wurden einige externe Arbeitsgänge 

wie Glühen, Sandstrahlen, 

MT-Prüfung und Drehen auf eigenen 

Wunsch vom Kunden in Mexiko übernommen. 

Die Supervision erfolgte vor Ort 

durch Spezialisten von POLLRICH, sodass 

auch hier eine fachgerechte Montage und 

Inbetriebnahme sichergestellt werden 

konnte. 

LLwww.pollrich.com 

Steinmüller Babcock 

erweitert Energetische 

Verwertungsanlage Premnitz 

(steinm) Die Steinmüller Babcock Environment 

GmbH mit Sitz in Gummersbach hat 

den Auftrag für die Erweiterung der Energetischen 

Verwertungsanlage für Ersatzbrennstoffe 

(EVE) in Premnitz um eine 

zweite Linie erhalten. Der Liefer- und Leistungsumfang 

umfasst Planung und Errichtung 

der Kesselanlage inklusive Rost und 

Nebenanlagen. Auftraggeber ist die EEW 

Energy from Waste Premnitz GmbH. Die 

Inbetriebsetzung ist für Mitte 2021 geplant. 

Die Kleinstadt Premnitz liegt im Naturpark 

Havelland westlich von Berlin. Die EVE 1 

galt bei der Errichtung vor zehn Jahren als 

eine der modernsten Anlagen für die energetische 

Verwertung von hochkalorischen 

Ersatzbrennstoffen in Europa. Die EVE 2 

ist auf einen Brennstoffmix aus Hausmüll, 

Gewerbeabfällen und Ersatzbrennstoffen 

ausgelegt, bei einem Durchsatz von 

150.000 t/Jahr und einer Leistung von 56 

MWth. Während ein geringer Anteil der 

Energie für den Eigenbedarf genutzt wird, 

geht der größte Teil in Form von Prozessdampf, 

Fernwärme und elektrischer Energie 

zu den örtlichen Industriekunden und 

Haushalten. Auf die Dauer soll die EVE 2 

eine im Anlagenverbund vorhandene Wirbelschichtfeuerungseinheit 

mit einer 

Durchsatzleistung von 120.000 t/Jahr ersetzen. 

Steinmüller Babcock überzeugte in der 

Ausschreibung mit einer technischen Konzeption, 

die eine maßgeschneiderte Lösung 

mit einem guten Preisniveau kombinierte. 

Für Steinmüller Babcock symbolisiert 

der Auftrag die Fortsetzung einer sehr 

guten Zusammenarbeit mit der EEW Gruppe, 

zuletzt hatte Steinmüller Babcock die 

EEW-Anlage in Delfzijl/Niederlande um 

eine Linie erweitert. Die EEW Gruppe baut 

und betreibt seit rund 30 Jahren thermische 

Abfallverwertungsanlagen, aktuell 

sind es 18 Anlagen in Deutschland und 

Nachbarländern mit einer gesamten jährlichen 

Verwertungskapazität von mehr als 

4,7 Millionen Tonnen Abfall. 

LLwww.steinmueller-babcock.com 

Power 

News 

Vestas leads break-away group 

of big four turbine makers 

• Global commissioning of onshore wind 

turbines declined 3% in 2018, partly 

due to a slowdown in India and Germany. 

Growth is expected to bounce back 

in 2019, with a 32% jump to 60 GW 

(bloomerg) Developers commissioned a 

little over 45GW of onshore wind turbines 

globally in 2018 compared with 47GW a 

year earlier. Just four manufacturers accounted 

for more than half, or 57%, of the 

machines deployed: Denmark’s Vestas, 

China’s Goldwind, GE Renewable Energy 

of the U.S. and Spain’s Siemens Gamesa. 

The latest data from BloombergNEF 

(BNEF) show that Vestas extended its lead 

in the industry, with 10.1GW of its onshore 

turbines commissioned in 2018 – a global 

market share of 22% compared with 16% 

in 2017. The statistics draw on BNEF‘s global 

database of wind projects and extensive 

information from the industry. 

China’s Goldwind rose from third to second 

place, lifted by a strong performance 

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Tel. +49 3564 5496101 | lag-info@synlab.com 

21

Power News VGB PowerTech 3 l 2019 

VGB WORKSHOP 

MATERIALS AND QUALITY ASSURANCE 

23 AND 24 MAY 2019 IN DRESDEN/GERMANY 

VENUE 

Fraunhofer-Institut für 

Werkstoff- und Strahltechnik IWS 

Dresden/Germany 

5 TH INTERNATIONAL VGB WORKSHOP 

16:35 R 

5 TH INTERNATIONAL VGB WORKSHOP 

16:35 

V14 

MATERIALS AND QUALITY ASSURANCE 2019 

Section II: Materials and Components 

V14 i 

MATERIALS AND QUALITY ASSURANCE 2019 

Section II: Materials and Components 

P 

Moderator: 

The 5 th Moderator: C. Ullrich, C. Ullrich, VGB, Essen/Germany 

VGB, Essen/Germany 

International VGB Workshop "Materials and Quality Assurance" 

A 

The 5 th International VGB Workshop "Materials and Quality Assurance" 11:25 

takes place in Dresden hosted by Fraunhofer IWS. 

11:25 Creep Creep Life Assessment Life Assessment for Welded for Welded Joint of Joint P91 of Steel P91 Steel 18:45 E 

takes place in Dresden hosted by Fraunhofer IWS. 

V05 Considering Material Properties of Each Pipe Used at 

18:45 

Aim of the workshop is to permit results of advanced materials, welding V05 Considering Material Properties of Each Pipe Used at 

“ 

Aim of the workshop is to permit results of advanced materials, welding Power 

and quality assurance aspects. 

Power Plant Plant 

R 

and quality assurance aspects. 

Dr. M. 

The main topics are: 

Dr. Yaguchi, M. Yaguchi, Central Central Research Research Institute Institute of Electric of Electric 

h 

The main topics are: 

Power 

Lifetime Assessment, Flexibility l Materials and Components l 

Power Industry, Industry, Yokosuka/Japan Yokosuka/Japan 

Lifetime Assessment, Flexibility l Materials and Components l 11:50 

Modern Welding Technologies, Additive Manufacturing l 

11:50 Challenges Challenges of Creep of Creep Rupture Rupture Data Assessments Data Assessments using using 

Modern Welding Technologies, Additive Manufacturing l V06 

Quality Assurance, Damages I Renewable Energy 

V06 the example the example of a large of a dataset large dataset of Grade of Grade P91 P91 

Quality Assurance, Damages I Renewable Energy 

Dr. M. 

The workshop is aimed at manufacturers, planners, operators, insurers 

Dr. Schwienheer, M. Schwienheer, Technische Technische Universität Universität Darmstadt, Darmstadt, FRIDAY, FRIDA 24 

The workshop is aimed at manufacturers, planners, operators, insurers Darmstadt/Germany 

and experts interested technology and its environment, 

Darmstadt/Germany 

and experts interested in technology and its environment, 12:15 

researcher, authorities and associations. 

12:15 Development Development of Boiler of Boiler Material Material Technology Technology and the and the Section IV: Re 

researcher, authorities and associations. 

Section 

V07 V07 Verification Verification of its Practical of its Practical Applicability Applicability in Japanese in Japanese Moderator: 

National A-USC Project 

Moder D 

We look forward to seeing you Dresden/Germany. 

National A-USC Project 

We look forward to seeing you in Dresden/Germany. 

Dr. T. Tokairin, Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd., 08:30 D 

Dr. T. Tokairin, Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd., 08:30 

Hiroshima/Japan and M. Kitamura, Mitsubishi Hitachi V15 D 

Hiroshima/Japan and M. Kitamura, Mitsubishi Hitachi V15 

PROGRAMME PROGRAMME (Subject (Subject to change) to change) 

Power Systems Ltd., Yokohama/Japan 

A 

Power Systems Ltd., Yokohama/Japan 

THURSDAY, 23 MAY 2019 

12:40 Super VM12 - The new 12%Cr steel for hightemperature 

applications 

V16 D 

08:55 O 


12:40 Super VM12 - The new 12%Cr steel for hightemperature 

applications 

V16 

08:55 

V08 

08:00 Registration, Welcome-Coffee 

V08 

08:00 Registration, Welcome-Coffee 

Dr. M. Subanović, Dr.rer.nat. J. Pirón, M. Jarrar, 

L 

09:00 Opening 

Dr. M. Subanović, Dr.rer.nat. J. Pirón, M. Jarrar, 

09:00 Opening 

A. Gauss and Dr.rer.nat. André Schneider, Vallourec 09:20 L 

Prof. C. Leyens, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany 

A. Gauss and Dr.rer.nat. André Schneider, Vallourec 09:20 

Prof. C. Leyens, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany 

Deutschland GmbH, Düsseldorf/Germany 

V17 t 

Deutschland GmbH, Düsseldorf/Germany 

V17 

13:05 Lunch break 

D 

13:05 Lunch break 

A 

Section Section I: Lifetime I: Lifetime Assessment, Assessment, Flexibility Flexibility 

09:45 

Moderator: Dr. J. Bareiß, EnBW, Stuttgart/Germany 

Section III: Quality Assurance, Damages 

09:45C 


Section III: Quality Assurance, Damages 

09:15 09:15 Impact Impact of Changing of Changing Markets Markets on Both on Operational Both Operational 

Moderator: Moderator: Dr. G. Dr. Maier, G. Maier, Fraunhofer Fraunhofer IWM, IWM, Freiburg/Germany 

Freiburg/Germany 

Section V: W 

V1 Behaviour and Component Integrity 

14:00 How Eskom has managed the challenges with Boiler 

Section 

V1 Behaviour and Component Integrity 

14:00 How Eskom has managed the challenges with Boiler 

Dr. C. Wignall, 

Moderator: D 

Dr. C. Wignall, 

V09 Water Circulation Pump cracked Pump Bowls during 

Moder 

V09 Water Circulation Pump cracked Pump Bowls during 

Uniper Technologies Limited, Nottingham/UK 

the past 5 years 

10:15 L 

Uniper Technologies Limited, Nottingham/UK 

the past 5 years 

10:15 

09:40 Fatigue monitoring of a boiler recirculation pump 

W. van der Westhuizen, 

V18 T 

09:40 Fatigue monitoring of a boiler recirculation pump 

W. van der Westhuizen, 

V18 

V2 Dr. T. Müller, KSB SE & Co. KGaA, Frankenthal/Germany, 

Dr. K. Metzger, Grosskraftwerk Mannheim AG, 14:25 Depth sizing methods of operation induced flaws with 

B 

Eskom, Johannesburg/South Africa 

1 

V2 Dr. T. Müller, KSB SE & Co. KGaA, Frankenthal/Germany, 

Dr. K. Metzger, Grosskraftwerk Mannheim AG, 14:25 Depth sizing methods of operation induced flaws with 

Eskom, Johannesburg/South Africa 

Mannheim/Germany and S. Bergholz, 

V10 automated phased array ultrasonic inspections 

P 

Mannheim/Germany and S. Bergholz, 

V10 automated phased array ultrasonic inspections 

Framatome GmbH, Erlangen/Germany 

A. Marx and S. Medenbach, MuM Müller und 

10.35 M 

Framatome GmbH, Erlangen/Germany 

A. Marx and S. Medenbach, MuM Müller und 

10.35 

10:05 Life assessment, maintenance and repair of welded 

Medenbach GmbH, Gladbeck/Essen 

V19 L 

10:05 Life assessment, maintenance and repair of welded 

Medenbach GmbH, Gladbeck/Essen 

V19 

V3 joints of pipings at high temperatures 

14:50 T24-Challanges of the repair of service exposed 

P 

V3 joints of pipings at high temperatures 

14:50 T24-Challanges of the repair of service exposed 

M.Sc. R. Pohja, Lic.Tech. S. Tuurna, D.Sc. T. Hakala, V11 membrane walls 

P 

M.Sc. R. Pohja, Lic.Tech. S. Tuurna, D.Sc. T. Hakala, V11 membrane walls 

D.Sc. A. Laukkanen, D.Sc. T. Andersson and 

C. Ullrich 1 , T. Hauke 2 and P. Körner 1 

10:55 A 

D.Sc. A. Laukkanen, D.Sc. T. Andersson and 

C. Ullrich 1 , T. Hauke 2 and P. Körner 1 

10:55 

M.Sc. P. Auerkari, VTT Technical Research Center of 

1 

VGB PowerTech Service GmbH, Essen/Germany 

V20 a 

M.Sc. P. Auerkari, VTT Technical Research Center of 

1 

VGB PowerTech Service GmbH, Essen/Germany 

V20 

Finland Ltd., Tampere/Finland 

2 

Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus/Germany 

o 

Finland Ltd., Tampere/Finland 

2 

Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus/Germany 

10:30 Coffee break 


D 



11:00 Probabilistic Creep-Fatigue Lifetimes Assessment 

15:45 Recent Damage Evaluations Austenitic Boiler Tubes 

F 

11:00 Probabilistic Creep-Fatigue Lifetimes Assessment 

15:45 Recent Damage Evaluations on Austenitic Boiler Tubes 

V4 Approach: An Example Application 

V12 associated with Supercritical Plant 

11:15 A 

V4 Approach: An Example Application 

V12 associated with Supercritical Plant 

11:15 

F. Kölzow, Technische Universität Darmstadt, 

Dr. S. Heckmann, RWE Power AG, Essen/Germany V21 S 

F. Kölzow, Technische Universität Darmstadt, 

Dr. S. Heckmann, RWE Power AG, Essen/Germany V21 

Darmstadt/Germany, Dr. K. Helbig, GE Power AG, 

16:10 Forced Draft Fan Damages and Premature Fatigue 

D 

Darmstadt/Germany, Dr. K. Helbig, GE Power AG, 

16:10 Forced Draft Fan Damages and Premature Fatigue 

Mannheim/Germany, Dr. C. Kontermann and 

V13 Fractures in Cold Air Suction Ducts 

P 

Mannheim/Germany, Dr. C. Kontermann and 

V13 Fractures in Cold Air Suction Ducts 

Prof. M. Prof. Oechsner, M. Oechsner, Technische Technische Universität Universität Darmstadt, Darmstadt, 

Dr. F. Unterumsberger, Dr. F. Unterumsberger, Mitsubishi Mitsubishi Hitachi Hitachi Power Power Systems Systems 



Europe Europe GmbH, GmbH, Duisburg/Germany 

Duisburg/Germany 


‣ Newsletter subscription | www.vgb.org/en/newsletter.html 

22



MATERIALS AND QUALITY ASSURANCE 

Power News 

teel 

ed at 

sing 

16:35 

V14 

Remaining lifetime assessment of expansion joints 

in district heating grid 

P. Buhl, R. Nothdurft, EnBW Energie Baden-Württemberg 

AG, Stuttgart/Germany 

18:45 Evening event at the ship 

“Salonschiff MS Gräfin Cosel” 

Riverboattrip, International Dixieland Festival, Fireworks 

hosted by KSB SE & Co. KGaA, Frankenthal/Germany 

11:35 

V22 

Inline Monitoring of Material Parameters in Additive 

Manufacturing by Laser Speckle Photometry 

Dr. U. Cikalova, Dr. B. Bendjus, Fraunhofer-Institut für 

Keramische Technologien und Systeme IKTS, 


11:55 Discussion of presentation, 

information about working groups 


12.10 Lunch break 

dt, 

the 

se 

., 

chi 

c 

oiler 

ring 

with 

Tubes 

y 

e 

tems 

FRIDAY, 24 MAY 2019 

Section IV: Renewable Energy 

Moderator: Dr. S. Heckmann, RWE Power AG, Essen/Germany 

08:30 

V15 

08:55 

V16 

11:35 

V22 

09:20 

V17 

Damage Experiences in Solar Thermal Power Plants 

Dr. B. Persigehl, Dr. J. Stoiber and R. Weber, 

Allianz Risk Consulting GmbH, Munich/Germany 

Offshore Wind Energy – Steel Structures 

Dr. S. Weise and S. Dörfeldt, OWT GmbH, 

Inline Monitoring of Material Parameters in Additive 

Leer/Germany 

Manufacturing by Laser Speckle Photometry 

Lessons Learned from damages of mechanical drive 

Dr. U. Cikalova, Dr. B. Bendjus, Fraunhofer-Institut für 

trains of wind turbines 

Keramische Technologien und Systeme IKTS, 

Dr. T. Griggel and T. Gellermann, 


Allianz Risk Consulting GmbH, Munich/Germany 

11:55 Discussion of presentation, 


information about working groups 


12.10 Section V: Welding Lunch break Technologies, Additive Manufacturing 

Moderator: Dr. D. Dittrich, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany 

13:10 10:15 Working Laser-Multi-Pass groups Narrow-Gap with practical Welding presentations of 

V18 A Thick-Walled – Potentials for High Laser Temperature Beam Welding Materials of High – Temperature 

140 mm alloys thick Alloy 617 occ 

Processes/Systems B. Keßler, Dr. D. Dittrich, Technology/Quality Prof. B. Brenner Assurance and 

Dr. Prof. D. C. Dittrich, Leyens, Fraunhofer IWS, IWS, Dresden/Germany 

10.35 B – Microstructure and and Fatigue fatigue Behavior behavior of 

V19 Structure Laser Welded and Defect Alloy Evaluation/High 617 occ Resolution Electron 

Microscopy/Efficient Prof. M. Zimmermann, Parameter Dr. J. Kaspar, Identification R. Kühne and 

Prof. M. Brenner, Zimmermann, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany 

10:55 Fraunhofer Advanced IWS, concepts Dresden/Germany 

for design life and residual life 

V20 C assessment – Activities of and welded Potentials components of additive under manufacturing 

flexible 

at operation Fraunhofer applied IWS on Alloy 617occ. 

Processes/Systems Dr. G. Maier, Dr. Technology/Inspection I. Varfolomeev and H. Oesterlin, Methods 

Dr. Fraunhofer E. Lopez, IWM, Fraunhofer Freiburg/Germany 

IWS, Dresden/Germany 

14:50 11:15 Bilateral Additive exchange Manufacturing of knowledge of powdery for individual Ni-based topics 

V21 with Superalloys Fraunhofer for scientists Advanced Application 

Dr. E. Lopez, A. Seidel, M. Riede, F. Brückner and 

15:00 End Prof. of C. the Leyens, workshop Fraunhofer IWS, Dresden/Germany 

13:10 Working groups with practical presentations 

A – Potentials for Laser Beam Welding of High Temperature 

alloys 

Processes/Systems Technology/Quality Assurance 

Dr. D. Dittrich, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany 

B – Microstructure and fatigue behavior 

Structure and Defect Evaluation/High Resolution Electron 

Microscopy/Efficient Parameter Identification 

Prof. M. Zimmermann, 

Fraunhofer IWS, Dresden/Germany 

C – Activities and Potentials of additive manufacturing 

at Fraunhofer IWS 

Processes/Systems Technology/Inspection Methods 

Dr. E. Lopez, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany 

14:50 Bilateral exchange of knowledge for individual topics 

with Fraunhofer scientists 

15:00 End of the workshop 

ALL INFORMATION ARE ALSO AVAILABLE ON OUR WEBSITE 

https://www.vgb.org/en/ws_materials_quality_assurance_2019.html 

Fraunhofer-Institut für Werkstoff- und Strahltechnik Dresden 

RAILWAY Distance Central station to IWS: 

4.5 km (approx. 15 min. by taxi) 

AIRPORT Distance Airport Dresden to IWS: 

15 km (approx. 30 min.by taxi) 

F 

ALL INFORMATION ARE ALSO AVAILABLE ON OUR WEBSITE 

https://www.vgb.org/en/ws_materials_quality_assurance_2019.html 

ONLINE RAILWAY REGISTRATION 

Distance Central station to IWS: 

https://www.vgb.org/en/COR-event_page-24244.html 

4.5 km (approx. 15 min. by taxi) 

AIRPORT Distance Airport Dresden to IWS: 

15 km (approx. 30 min.by taxi) 

Contact: Mr Olaf Baumann | E-Mail: olaf.baumann@vgb.org 

Ms Diana Ringhoff | Tel. +49 201 8128-232 | Fax +49 201 8128-321 | E-Mail: vgb-material@vgb.org 


23


in China, where it captured a third of the 

19.3GW market. The company’s global 

footprint, however, remains limited: only 

5% of Goldwind’s 6.7GW were commissioned 

outside China. GE came third with 

5GW – six out of every ten GE turbines 

were commissioned in the U.S. Both GE 

and Vestas commissioned just over 3GW in 

the U.S., with Vestas leading by 44MW in 

the neck-to-neck race for U.S. market leadership. 

Siemens Gamesa, formed in 2016 from a 

merger of the wind business of German engineering 

giant Siemens and the Spanish 

turbine maker Gamesa, dropped from second 

to fourth place, with 4.1GW commissioned 

in 2018. This is 40% less than in 

2017, although the tally does not include a 

number of very large wind farms that are 

only partially built and will not come online 

until 2019. 

“Chinese manufacturers rely almost solely 

on their home market,” said Tom Harries, 

senior wind analyst at BNEF and lead author 

of the BNEF report Global Wind Turbine 

Market Shares. “Of the European onshore 

wind turbine makers to make the top 

10, Vestas and Nordex actually commissioned 

more capacity in the Americas than 

in Europe. Most of Enercon’s turbines are 

in Europe. Siemens Gamesa is the most diversified, 

with a near equal split across Europe, 

the Americas and Asia.” 

“In offshore wind, it’s been a record year 

for China, and we will see more growth,” 

Harries continued. “Some 1.7GW of the 

global 4.3GW was commissioned there. In 

Europe it was a tight race between Siemens 

Gamesa and MHI Vestas. GE has some projects 

coming up in France, and we also expect 

to see orders for their new 12MW platform.” 

Total onshore wind installations in 2018 

were 11.7GW in the Americas, 8.5GW in 

Europe and 1GW in Africa and the Middle 

East, while Asia accounted for 24.2GW. 

BNEF registered new wind farms starting 

full commercial operation in 53 countries. 

David Hostert, head of wind research at 

BNEF, said: “Last year was a bit of a mixed 

picture in terms of global onshore wind installations, 

with only 45.4GW commissioned. 

Still, add to that 4.3GW offshore 

wind and 2018 ended slightly lower than 

2017. Now it is time for the manufacturers to 

buckle up for two stormy years ahead: we 

predict demand for around 60GW of onshore 

capacity in both 2019 and 2020 with 

increases in all regions. However, a lot of this 

impressive-sounding volume rides on extremely 

competitive pricing, add-on products 

and services, and new financing models. 

This will be tough to deliver for the Big 

Four, let alone the smaller turbine makers.” 

LLwww.bloomberg.com 

Bundesregierung muss 

Planungssicherheit gewährleisten 

• Statement zum Abschlussbericht der 

WSB-Kommission 

(leag) Die LEAG nimmt das bislang kommunizierte 

Ergebnis zum Entwurf des Abschlussberichtes 

der Kommission für 

Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung 

zur Kenntnis. Eine erforderliche umfassende 

Prüfung des Abschlussberichts 

erfolgt zeitnah. 

Der Vorstandsvorsitzende der Lausitz 

Energie Bergbau AG und Lausitz Energie 

Kraftwerke AG (LEAG), Dr. Helmar Rendez, 

dazu: „Sollte auch nach der Prüfung 

des Berichtes durch die Bundesregierung 

das Ausstiegsdatum Ende 2038 sowie die 

Stilllegung weiterer Kapazitäten in den 

nächsten Jahren bestätigt werden, dann 

würde dies unser Revierkonzept, das nach 

unseren Planungen bis über 2040 hinausreicht, 

ernsthaft in Frage stellen. Der von 

uns eingeforderte Planungshorizont für 

den Betrieb der Tagebaue und Kraftwerke 

im Lausitzer Revier ist damit nicht gegeben“. 

Eine noch größere Gefahr würde eine Revisionsklausel 

mit Blick auf einen weiter vorgezogenen 

Ausstiegstermin 2035 bedeuten, 

unterstreicht Rendez. „Das würde von 

vornherein jede Planungssicherheit über 

2035 hinaus ausschließen. Derartige Unsicherheiten 

für unser Unternehmen, unsere 

Mitarbeiter und die gesamte Region wollten 

wir mit dem im Jahr 2017 verabschiedeten 

Lausitzer Revierkonzept vermeiden“, 

sagte Rendez. 

Rendez weiter: „Wir erwarten, dass im 

Rahmen der am 31. Januar 2019 stattfindenden 

Kanzleramtsrunde klar und deutlich 

über die sich aus dem Kommissionsbericht 

ergebenen Konsequenzen für das 

Lausitzer Revier gesprochen wird.“ 

Von der Bundesregierung erwarte Rendez, 

dass sie den Abschlussbericht im Lichte der 

Versorgungssicherheit und der Wettbewerbsfähigkeit 

der deutschen Braunkohlenindustrie 

sachlich und verantwortungsvoll 

prüfe und umgehend klare und verbindliche 

Aussagen dazu treffe. 

Zugleich zeigt sich die LEAG verwundert 

über die Reaktion der Umweltverbände, 

die zwar dem Abschlussbericht zugestimmt 

haben, aber bereits heute den Zeitplan 

zum Ausstieg aus der Kohle wieder in 

Frage stellen und ankündigen weiter für 

einen früheren Ausstieg zu kämpfen. 

LLwww.leag.de 

Kommissionsvorschläge 

würden gravierende Folgen 

für das Braunkohlengeschäft 

von RWE haben 

• Beschäftigten und Unternehmen dürfen 

keine Nachteile entstehen 

• RWE wird Abschlussbericht sorgfältig 

prüfen 

(rwe) Die Kommission für „Wachstum, 

Strukturwandel und Beschäftigung“ 

(WSB) hat ihren Abschlussbericht vorgelegt. 

Die Bundesregierung hatte die Kommission 

im Sommer 2018 unter anderem 

mit dem Auftrag eingesetzt, Perspektiven 

für die Regionen und Arbeitsplätze aufzuzeigen, 

Vorschläge zur Verfolgung der Klimaziele 

im Energiesektor zu entwickeln 

und ein Abschlussdatum für die Kohleverstromung 

in Deutschland zu empfehlen. 

RWE wird den Abschlussbericht umfassend 

prüfen. Es ist erkennbar, dass die Vorschläge 

der Kommission gravierende Folgen 

für das Braunkohlegeschäft von RWE 

haben werden. Sie können für die Politik 

die Basis bilden, um Planungssicherheit zu 

schaffen für Unternehmen, Beschäftigte 

und Regionen. Dabei ist es wichtig, dass 

den Betroffenen hieraus keine Nachteile 

entstehen. Dass die Kommission eine Kompensation 

für wirtschaftliche Nachteile, 

die den Unternehmen durch politisch gewollte 

Eingriffe in ihr Eigentum entstehen, 

grundsätzlich anerkennt, ist folgerichtig. 

Auch kommt die Kommission ihrem Auftrag 

nach, die Interessen der von den Maßnahmen 

betroffenen Beschäftigten angemessen 

zu wahren. 

Nichtsdestotrotz würden die Vorschläge 

weitreichende Konsequenzen für die deutsche 

Energiewirtschaft und insbesondere 

für RWE nach sich ziehen. Der Kommissionsvorschlag 

sieht vor, dass zunächst bis 

2022 Braun- und Steinkohlekraftwerke 

schrittweise stillgelegt werden. Die in dem 

Bericht genannten Stilllegungen von 

Braunkohlekapazitäten können aus Sicht 

von RWE nicht ausschließlich im Rheinischen 

Revier erbracht werden. 

Im Rahmen der 2015 vereinbarten Sicherheitsbereitschaft* 

legt RWE bis 2023 ohnehin 

Braunkohlekapazitäten im Umfang von 

1,5 GW still; 1,2 GW davon sind bereits vom 

Netz gegangen. Bis 2030 sollen weitere 

Kohlekraftwerke den Markt verlassen. RWE 

geht davon aus, dass zu diesem Zeitpunkt 

der Tagebau Inden und das Kraftwerk Weisweiler 

(1,8 GW installierte Kraftwerksleistung) 

stillgelegt werden sollen. Das von der 

Kommission empfohlene Abschlussdatum 

für die Kohleverstromung 2038 hält das 

Unternehmen für deutlich zu früh. Deshalb 

ist es vernünftig, dieses Datum im Jahr 

2032 noch einmal einer umfassenden Prüfung 

zu unterziehen. Dabei sollte dann 

auch eine energiewirtschaftlich notwendige 

Verlängerung erwogen werden. 

24


Power News 

Die Kommission hat eine einvernehmliche 

Regelung zwischen Politik und Unternehmen 

als Mittel der Wahl zur Umsetzung 

ihrer Empfehlungen vorgeschlagen. Dabei 

ist zu berücksichtigen, dass es zu deutlichen 

Eingriffen in den Kraftwerkspark und 

in das Tagebausystem kommen kann. Keine 

Auswirkungen wird der Bericht hingegen 

auf die derzeit laufenden Umsiedlungen 

im rheinischen Revier haben, die planmäßig 

fortgeführt werden. RWE hatte 

frühzeitig auf die erheblichen Auswirkungen 

für das Unternehmen und die Beschäftigten 

hingewiesen. Das gilt für die eigenen 

Mitarbeiter wie auch für viele Beschäftigte 

bei Zulieferern und 

Partnerunternehmen, die zum überwiegenden 

Teil aus der Region kommen. Den 

Wunsch der Kommission, den Hambacher 

Forst zu erhalten, sieht RWE kritisch. Dies 

hätte massive Auswirkungen auf die Tagebauplanung, 

ihre technische Umsetzung 

und die Kosten. Das Unternehmen geht 

davon aus, dass die Politik das Gespräch 

zu diesem Thema suchen wird. 

Aus Sicht von RWE ist der Umfang der von 

der Kommission geforderten Kraftwerksstilllegungen 

sehr ambitioniert, zumal 

Deutschland bis Ende 2022 aus der Kernenergie 

aussteigt. Vor diesem Hintergrund 

ist das vorgeschlagene Monitoring mit Haltepunkten 

in den Jahren 2023, 2026 und 

2029, das auch die Auswirkungen auf die 

Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit 

der Industrie beinhalten soll, folgerichtig. 

Ein wichtiger Indikator hierfür 

ist, ob beim Ausbau der Erneuerbaren 

Energien das von der Bundesregierung avisierte 

Ziel von 65 % bis 2030 erreicht wird 

und der Netzausbau vorankommt. 

Die Umsetzung der Kommissionsvorschläge 

würde für die betroffenen Regionen einen 

strukturpolitischen Kraftakt darstellen. 

Das Gremium hat zur Bewältigung 

dieser Aufgabe einen umfangreichen Maßnahmenkatalog 

vorgelegt. Dies wäre ein 

guter erster Schritt. Einen Strukturwandel 

erfolgreich zu gestalten, ist allerdings eine 

Aufgabe für Dekaden. 

Dr. Rolf Martin Schmitz, Vorstandsvorsitzender 

der RWE, erklärt: „Die Vorschläge 

der Kommission haben gravierende Konsequenzen 

für das Braunkohlengeschäft 

von RWE. Wir werden die konkreten Folgen 

für unser Unternehmen sorgfältig analysieren. 

Bewertungs-maßstab muss sein, 

dass mit der Politik Lösungen gefunden 

werden, bei denen weder den Beschäftigten 

noch dem Unternehmen Nachteile entstehen. 

Wir sind verpflichtet, die Interessen 

unserer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter 

sowie unserer Anteilseigner zu 

wahren. Für Gespräche stehen wir natürlich 

zur Verfügung.“ 

*Bei der Sicherheitsbereitschaft war mit 

der Bundesregierung 2015 vereinbart worden, 

Braunkohle in einem Umfang von 2,7 

GW vom Netz zu nehmen; allein bei RWE 

betrifft dies 1,5 GW Leistung auf Basis von 

Braunkohle. Mit diesem Sonderbeitrag ist 

RWE damals an die Grenze dessen gegangen, 

was ohne weitreichende Eingriffe in 

das Tagebausystem möglich war. 

LLwww.rwe.com 

BDEW zum Klimaschutzbericht 

Stefan Kapferer, Vorsitzender der 

BDEW-Hauptgeschäftsführung, zum Klimaschutzbericht: 

„Der Klimaschutzbericht zeigt einmal 

mehr: Der Energiesektor liefert und hat einen 

klaren Plan. Ein Baustein ist die 

CO 2 -Bepreisung im ETS. Wir benötigen 

auch im Verkehrs- und Wärmesektor endlich 

eine CO 2 -Bepreisung. Außerdem muss 

regenerativ erzeugter Strom attraktiver für 

den Mobilitäts- und Wärmesektor werden. 

Dafür muss die Stromsteuer gesenkt werden. 

Und wir brauchen endlich eine steuerliche 

Abschreibung für energetische Gebäudesanierungen, 

um das gewaltige 

CO 2 -Einsparpotenzial im Wärmemarkt zu 

heben.“ 

LLwww.bdew.de 

E I N L A D U N G 

Mittwoch, 10. April 2019 

8:00 bis 16:00 Uhr 

Halle Messe 

Messestraße 10 

06116 Halle (Saale) 

Messtechnik Steuerungstechnik Regeltechnik Prozessleitsysteme Automatisierung 

Führende Fachfirmen der Branche präsentieren ihre Geräte und Systeme und 

zeigen neue Trends in der Automatisierung auf. Die Messe wendet sich an 

alle Interessierten, die auf dem Gebiet der Mess-, Steuer- und Regeltechnik 

sowie der Prozessautomation tätig sind. 

Der Eintritt zur Messe, die Teilnahme an den Fachvorträgen und der 

Imbiss sind für die Besucher kostenlos. 

MEORGA GmbH 

Sportplatzstraße 27 

66809 Nalbach 

Tel. 06838 / 8960035 

Fax 06838 / 983292 

www.meorga.de 

info@meorga.de 

25



FLUE GAS CLEANING 2019 

22 AND 23 MAY 2019 IN GRAZ/AUSTRIA 

VENUE 

Hotel “Das Weitzer” 

Grieskai 12-16, 8020 Graz/Austria 

L hotelweitzer.com 


“FLUE GAS CLEANING 2019” 

Graz | Austria 

The workshop covers a wide range of flue gas cleaning activities, 

especially with a view to the activities for meeting the 

future emission limits, which are defined in the BREF-LCP process. 

Therefore, the workshop starts with an overview of the existing 

and forthcoming new environmental EU legislation. 

The recent developments and experiences with SCR and 

SNCR techniques play a major role too. 

In addition plant retrofits and new developments in FGD performance 

are presented as well as ESP upgrade possibilities. 

At the end some information about emission measurement 

techniques and experiences with flue gas condensation will 

be given. 

The workshop includes the visit of the 

Mur Hydropower Plant Graz. 

WEDNESDAY, 22 MAY 2019 

10:30 Opening of the conference office / Lunch 

11:55 Welcome 

Andreas Wecker, VGB PowerTech, Essen/Germany 

12:00 Setting up the EU legislative framework 

for thermal generation 

Rémi Bussac, EDF, St. Denis/France, 

Hélène Lavray, EURELECTRIC, Brussels/Belgium 

12:30 Flue gas treatment: from removal efficiency 

to energy efficiency 

David Boyer, Jérome Giralt, LAB SA, Lyon/France 

13:00 Hybrid SCNR/SCR Denox System – high dust 

application at a coal-fired power plant 

Christian Helmreich, Andreas Anderl, 

M.A.L. Umwelttechnik Wien, Vienna/Austria 

13:30 Coffee Break 

14:00 Operating experience with SCR direct ammonia 

injection at Alliant Energy Colombia station 

Thomas Gomboc, Paul Petty, Andritz Inc., 

Colombia/USA 

14:30 Consideration of the transient aspects of SCR and oxidation 

catalysts for faster startup emissions compliance 

Chris Bertole, CORMETECH, Durham/USA 

15:00 SCR catalyst management and minimizing total cost 

of ownership of SCR installations 

Xavier Henry, ENGIE Laborelec, Linkebeek/Belgium 

15:30 SNCR-application of the TWIN-NOx process 

in large coal-fired boilers to keep pace with 

new NOx emission limits 

Bernd von der Heide, Mehldau & Steinfath 

Umwelttechnik GmbH, Essen/Germany 

16:00 Coffee Break 

16:30 Use of co-benefits from FGD upgrades example: 

mist eliminator replacement 

Stefan Binkowski, Steinmüller Engineering GmbH, 

Gummersbach/Germany 


‣ Newsletter subscription | www.vgb.org/en/newsletter.html 

26



FLUE GAS CLEANING 2019 

Power News 

17:00 Execution of first retrofit in Bosnia and Herzegovina: 

Challenges of performance requirements 

and project execution 

Bernd Vollmer, Mitsubishi Hitachi Power Systems 

Europe GmbH, Duisburg/Germany 

17:30 Research on alternative construction 

of perforated shelf 

Mariola Kobylanska-Pawlitz, Jerzy Mazurek, 

RAFAKO S.A., Racibórz/Poland 

18:30 All participants meet in front of the hotel 

Dinner at the restaurant Schlossberg 


08:30 Todays and future applications of metallic materials 

in lignite FGD and marine scrubbers 

Volker Wahl, VDM Metals International GmbH, 

Werdohl, Rolf Streib, Beratungs- u. Ingenieurbüro 

Dipl.-Ing. Rolf Streib, Bocholt/Germany 

09:00 Operating experience of Andritz TurboCDS system 

at OG&E Sooner station 

Paul Petty, Ralph Lebron, Andritz Inc., Colombia/USA 

09:30 Development of the circulating fluidized bed scrubber 

(CFBS) technology in 1 MW th scale pilot plant 

Mariana Carvalho, Pasi Liimatainen, Vesna Barisic, 

Sumitomo SHI FW, Varkaus/Finland 


10:30 Low cost ESP upgrade for BREF compliance 

Mads Kirk Larsen, FLSmidth A/S, Copenhagen/Denmark 

11:00 Cost benefit assessment of various flue gas 

conditioning approaches 

Roger Brandwood, 

Uniper Technologies Ltd., Ratcliffe-on-Soar/UK 


12:00 Emissions and emission measurement of SO 2 , SO 3 

and particulates at modern coal-fired power plants 

Jan Middelkamp, DNV GL, Arnhem/The Netherlands, 

Marten Kooistra, ENGIE Laborelec, Linkebeek/Belgium 

12:30 Flue gas condensation – operating experience 

Folmer Fogh, 

Ørsted Thermal Power A/S, Fredericia/Denmark 

13:00 Lunch Break 

14:00 Visit Mur Hydropower Plant Graz 

17:30 End of the workshop 

PRACTICAL INFORMATION 

VENUE 

Hotel “Das Weitzer” 

Grieskai 12-16 

8020 Graz/Austria 

Phone: + 43 316 703-604 

Fax: + 43 316 703-629 


Participants are requested to register online. 

We will confirm the registration by mailing the invoice. 

You will receive your ticket at the workshop office. 

www.vgb.org/en/COR-event_page-24658.html 

VGB PowerTech e.V. 

Ms Ines Moors 

POB 10 39 32 

45039 Essen/Germany 

Phone.: +49 201 8128 – 274 

Email: ines.moors@vgb.org 

ATTENDANCE 

Attendance fee members: € 690.- 

Attendance fee non-members: € 890.- 

It is not possible to accept credit cards or currency 

at the workshop office. 

The attendance fee includes the workshop programme, 

the participation list, the documents, coffee and 

beverages, lunch buffet on 22/23 May 2019. 

| ANDRITZ invites all participants arriving on 

21 May 2019 for dinner in the Restaurant Landhauskeller. 

| The companies 

∙ Beratungs- u. Ingenieurbüro Dipl.-Ing. Rolf Streib, 

∙ Lechler GmbH, 

∙ SZS Engineering, 

∙ Steinmüller Engineering GmbH and 

∙ VDM Metals International GmbH 

kindly invite the participants of the workshop for dinner 

on 22 May 2019 in the Restaurant Schlossberg. 

| Hadek Protective Systems B.V. kindly 

sponsors a coffee break. 


www.vgb.org/en/COR-event_page-24658.html 

Contact: Ms Ines Moors | Tel. +49 201 8128-274 | Fax +49 201 8128-321 | E-Mail: vgb-flue-gas@vgb.org 


27


Debriv: Mehr Schonung 

für das Klima - Weniger 

Sicherheit für die Versorgung 

• Braunkohlenförderung 2018 deutlich 

zurückgegangen 

• CO 2 -Ausstoß gesunken 

Die Braunkohlenförderung im Rheinland, 

der Lausitz und im mitteldeutschen Revier 

sank 2018 insgesamt um etwa 3 Prozent 

auf rund 166 Millionen Tonnen (Mio. t). 

Nach vorläufigen Berechnungen des Deutschen 

Braunkohlen-Industrie- Vereins (DE- 

BRIV) wurden durch den Rückgang bei 

Förderung und Verwendung insgesamt 

etwa 5 Mio. t CO 2 eingespart. Damit leistete 

die Braunkohle auch 2018 einen mengenmäßig 

bedeutenden Beitrag zur Senkung 

des nationalen CO 2 -Ausstoßes. 

Einen wesentlichen Anteil am Rückgang der 

CO 2 -Emissionen aus Braunkohle hatte die 

Überführung weiterer Kraftwerksblöcke in 

die Sicherheitsbereitschaft. Nachdem bereits 

seit 2016 bzw. 2017 die Kraftwerke 

Buschhaus und Frimmersdorf (insgesamt 

gut 900 Megawatt (MW)) die Sicherheitsbereitschaft 

leisten, gingen zum 1. Oktober 

2018 zwei Blöcke des Kraftwerks Niederaußem 

im Rheinland (knapp 600 MW) sowie 

ein Block des Kraftwerks Jänschwalde in 

der Lausitz (465 MW) vom Netz. 2019 folgen 

zwei weitere Anlagen. Durch die Überführung 

von insgesamt 2730 MW Nettoleistung 

in die Sicherheitsbereitschaft wird der 

Braunkohleneinsatz zur Stromerzeugung in 

Deutschland bis 2020 insgesamt um etwa 

13 Prozent zurückgehen. Die CO 2 -Emissionen 

aus der Braunkohlenstromerzeugung 

werden damit bis 2020 um etwa 19 

Mio. t niedriger sein. 

„Die klimapolitisch gewünschte Minderung 

des CO 2 -Ausstoßes wird allerdings 

von energiewirtschaftlichen Risiken und 

Nachteilen begleitet, die im abgelaufenen 

Jahr besonders deutlich zu Tage traten,“ 

erklärte der DEBRIV-Hauptgeschäftsführer 

Dr. Thorsten Diercks. In der langen Hitzeund 

Dürreperiode des vergangenen Sommers 

leisteten die Braunkohlenkraftwerke 

einen soliden und verlässlichen Beitrag zur 

Sicherung der Stromversorgung. Wetterbedingt 

unterlag die Stromerzeugung aus 

Windenergie im Sommer deutlichen Einschränkungen 

und PV-Anlagen konnten 

hitzebedingt weniger Leistung bereitstellen. 

Kraftwerke, die ihr Kühlwasser aus 

Oberflächengewässern entnehmen, mussten 

ihre Kapazität deutlich herunterfahren 

und das Niedrigwasser in den Flüssen erschwerte 

die Brennstoffversorgung verschiedener 

Anlagen. Da Braunkohlenkraftwerke 

standortnah mit Brennstoff versorgt 

und mit Sümpfungswasser aus den Tagebauen 

gekühlt werden, war ihr Betrieb zu 

keinem Zeitpunkt gefährdet oder eingeschränkt. 

Der Betrieb der Braunkohlenkraftwerke 

stärkte auch 2018 nicht nur die 

nationale Versorgungssicherheit. In mehreren 

Nachbarländern konnten geplante 

oder ungeplante Stillstände bei der Stromerzeugung 

durch Importe von deutschem 

Strom auch aus Braunkohle aufgefangen 

werden. 

Die besondere Entwicklung des vergangenen 

Jahres macht deutlich, so der DEBRIV, 

dass die Stromerzeugung aus Braunkohle 

erhebliche Relevanz für die Sicherheit der 

deutschen und europäischen Stromversorgung 

hat. Ein vorzeitiger oder überhasteter 

nationaler Ausstieg aus der Braunkohlenstromerzeugung 

gefährdet die Versorgungssicherheit 

in Deutschland und Europa, 

solange der erforderliche Netzausbau 

ausbleibt und die Speicherung hinreichend 

großer Strommengen nicht möglich ist. 

Der DEBRIV rechnet auch in den kommenden 

Jahren mit weiteren Reduzierungen 

bei der Verstromung heimischer Braunkohle. 

Die Entwicklung folgt den Vorgaben des 

europäischen Emissionshandelssystems, 

wonach die Menge kostenpflichtiger Emissionszertifikate 

jährlich abnimmt. Nach 

den Planungen der Unternehmen wird die 

Stromerzeugung aus Braunkohle in 

Deutschland in den 2040er Jahren enden. 

Ein vorzeitiger Ausstieg führt unweigerlich 

zu schweren Strukturbrüchen mit massiven 

Verlusten an Beschäftigung und Wertschöpfung 

in den Bergbauregionen, warnt 

der DEBRIV. 

• www.braunkohle.de 

Publications 

Zeitstandverhalten von 

metallischen Werkstoffen Leitfaden 

zur thermisch-mechanischen 

Beständigkeit von Eisen-, 

Nickel- und Kobaltlegierungen 

für Konstrukteure 

• Ulrich Brill 

336 Seiten. Hardcover 

€ 149,00 | E-Book inside, incl. Excel-Tool 

ISBN 978-3-446- 45531-3 

Leitfaden für alle Konstrukteure im Bereich 

von Hochtemperaturanwendungen 

Dauerhafte Hitzeeinwirkung macht Metalle 

mürbe. Wenn Stähle oder Hochtemperaturlegierungen 

auf Dauer bei mehr als 

40 % ihres Schmelzpunktes belastet werden, 

gelten völlig andere Haltbarkeitsdaten 

als bei Raumtemperatur. Die mechanischen 

Eigenschaften werden zeitabhängig 

und die in den üblichen Nachschlagewerken 

verfügbaren Festigkeitswerte können 

nicht mehr verwendet werden. In der Industrie 

werden Metalle im Hochtemperaturbereich 

eingesetzt. Das Problem der 

Konstrukteure solcher Anlagen besteht darin, 

zuverlässige Daten für die mechanische 

Auslegung zu finden. Dieses Buch 

schafft erstmals Abhilfe. Es liefert: 

• ein Nachschlagewerk mit Zeitstanddaten 

von 199 Fe-Basis-, 77 Ni-Basis- und 

23 Co-Basis-Legierungen mit erläuternden 

Informationen zu mechanischen Eigenschaften 

bei hohen Temperaturen 

• Methoden zur Ermittlung von 

Zeitstanddaten und deren Inter- und Extrapolation 

• Hinweise zum Auftreten von Kriechschädigungen 

bis hin zum Zeitstandversagen 

• Diagnostik und Reparaturmöglichkeiten 

von Kriechschäden 

• ein MS Excel-Berechnungstool, das bei 

der Auswahl der geeigneten Legierung 

für den jeweiligen Anwendungsfall unterstützt. 

Dieses Werk schließt eine große Lücke, 

denn es enthält erstmals umfassende temperaturabhängige 

Zeitstanddaten. Der Autor 

verknüpft eigene Untersuchungen mit 

allen verstreut verfügbaren Datenquellen 

und destilliert daraus einen unverzichtbaren 

Leitfaden für alle Konstrukteure im Bereich 

von Hochtemperaturanwendungen. 

Prof. Dr.-Ing. habil. Ulrich Brill hat mehr 

als 30 Jahre in der NE-Metallindustrie und 

in der Stahlindustrie gearbeitet. Er ist heute 

noch Mitglied des Vorstandes des Hauses 

der Technik e. V. in Essen und hat eine 

Professur an der RWTH Aachen inne. Über 

sein Büro 3W für Fragen zu Werkstoffentwicklung, 

-einsatz und -versagen nutzt er 

seine berufliche und wissenschaftliche Erfahrung 

zur Unterstützung von Industriekunden 

rund um das Thema Werkstoffe. 

LLwww.hanser-fachbuch.de 

28


Power News 

InfOrmATIOnSSIChErhEITSmAnAGEmEnTSySTEmE 

nach dem IT-Sicherheitskatalog gemäß § 11 Abs. 1b EnWG i.V.m. ISO/IEC 2700x 

für Betreiber von zertifizierungspflichtigen Energieerzeugungsanlagen 

ZIEL 

Durch unseren eintägigen Workshop erlangen Sie praxisnahes 

Basiswissen auf dem Gebiet der Informationssicherheit 

im Kraftwerksumfeld. Sie lernen die grundlegenden 

Inhalte und Ziele des IT-Sicherheitskataloges 

gemäß § 11 Abs. 1b EnWG sowie die Inhalte und 

Ziele der internationalen Normenreihe ISO/IEC 2700x 

kennen und sind in der Lage, beim Aufbau eines 

Informationssicherheitsmanagementsystems (ISMS) unterstützend 

mitzuwirken. 

ZIELGRUPPE 

IT- und Information Security Fachleute aus Kraftwerken, 

die sich mit Informationssicherheit auseinandersetzen und 

am Aufbau des ISMS unterstützend mitwirken bzw. auf die 

Zertifizierung vorbereiten. 

REfERENTEN 

Prof. h.c. (IUK) PhDr. Dipl.-Kfm./Dipl.-Vw. 


MCSE-MCDBA-MCAD-CCNA / Leitender Auditor ISO 27001 

Prüfer nach § 8a BSI-Gesetz 

Dipl.-Ing. Andreas Lemke 

Leiter der Zertifizierungsstelle GUTcert GmbH 

DATEN UND fAKTEN 

Termin 10. April 2019 

Zeit 8.30 - 17.00 Uhr 

ort Simulatorzentrum KSG|GfS 

Deilbachtal 173 | 45257 Essen 

Termin 14. Mai 2019 

Zeit 8.30 - 17.00 Uhr 

ort GUTzert GmbH 

Eichenstraße 3b | 12435 Berlin 

Gebühr 

900,00 € zzgl. MwSt. 

inkl. Schulungsunterlagen und Verpflegung 

675,00 € zzgl. MwSt. 

inkl. Schulungsunterlagen und Verpflegung 

für VGB Mitglieder, Bestandskunden GUTcert 

INHALT 

▪ Die (zertifizierungsrelevanten) Inhalte des IT-Sicherheitskataloges 

nach § 11 Abs. 1b EnWG 

Gesetzesgrundlage, aktuelle Lage der Bedrohung, 

Anforderungen des IT-Sicherheitskataloges, 

Anforderungen gemäß ISO/IEC 2700x 

▪ Allgemeine Verfahrensregeln bei der Zertifizierung 

gemäß § 11 Abs. 1b EnWG 

Bestimmung und Abgrenzung des Geltungsbereichs, 

Angaben in der Datenerfassung - Einflussfaktoren 

für den Auditaufwand, einzureichende Unterlagen, 

Zeitlicher Ablauf von der Anfrage bis zum Zertifikat 

▪ Implementierung eines Informationssicherheitsmanagementsystems 

für Kritis-Energieerzeuger 

Projektplan zur Implementierung eines ISMS für 

KRITIS-Energieerzeuger, zu erstellende Nachweise 

in Sachen IT-Sicherheitskatalog, zu erstellende 

Nachweise in Sachen ISO/IEC 2700x 

▪ Inhaltliche Anforderungen bei der Zertifizierung nach 

dem IT-Sicherheitskatalog nach § 11 Abs. 1b EnWG 

Risikomanagement: Bewertung und Behandlung, 

Umsetzung Zonenkonzept, Asset Kategorien, 

Asset Kategorien, SoA: Ausschließbare controls, 

SoA: Ausschließbare controls, internes Audit und 

Managementreview 

NocH fRAGEN? 

Ansprechpartner Herr Peter Lasch 

Telefon 0201 4862-169 

E-Mail 

p.lasch@ksg-gfs.de 

ANmELDUNG UND REcHTLIcHE HINwEISE 

unter: http://simulatorzentrum.de/ 

workshop-isms/ 

KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH 

IT-Bereich zertifiziert nach 

DIN EN ISO/IEC 27001:2017 

Zertifiziert nach 

DIN EN ISO 9001 

Deilbachtal 173 · 45257 Essen · Telefon 0201 4862-0 · Telefax 0201 4862-298 · www.simulatorzentrum.de 02|2019 

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Branchentermine kompakt VGB PowerTech 3 l 2019 

Instandhaltung von 

Wärmeübertragern 

Schäden - Schadenserkennung - 

Schadensbehebung - Vorbeugung 

• Prof.Dr.-Ing. Markus Reppich (Hrsg.) 

2., überarbeitete Auflage 2019. 

338 Seiten mit zahlr. Abbildungen und 

Tabellen. PP PUBLICO Publications 

ISBN 3-934736-40-8. Kartoniert € 58,-- 

Die vorliegende zweite Auflage dieses 

Fachbuchs wurde inhaltlich grundlegend 

überarbeitet und unter Berücksichtigung 

technologischer Innovationen im Bereich 

der Wärmeübertragertechnik aktualisiert. 

Inhaltliche Schwerpunkte bilden praxisorientierte 

Informationen über die Entstehung, 

die Erkennung, die Vorbeugung und 

die Beseitigung von Schäden an Wärmeübertragern. 

Das Buch konzentriert sich hierbei auf die 

beiden marktbeherrschenden Apparatetypen, 

den Rohrbündel- und den Plattenwärmeübertrager. 

Zunächst wird im ersten 

Kapitel die Vielfalt möglicher Schadensursachen 

an Wärmeübertragern aufgezeigt. 

Es werden sowohl allgemeine als auch apparatespezifische 

Ursachen erläutert. 

Anhand zahlreicher Beispiele werden typische 

Schadensfälle beschrieben. 

Das zweite Kapitel stellt sowohl bewährte 

als auch innovative Verfahren der Schadenserkennung 

vor. Diese Verfahren kommen 

größtenteils innerhalb der Apparatefertigung 

zum Einsatz. Moderne Methoden 

wie die Ultraschallprüfung eignen sich 

aber auch für den mobilen Einsatz während 

des Betriebes. 

Der Schadensvorbeugung durch verschiedene 

Beschichtungstechnologien von Wärmeübertragerflächen 

ist das dritte Kapitel 

gewidmet. Die Instandhaltung von Plattenund 

Rohrbündelapparaten sowie von 

Kühltürmen durch geeignete Maßnahmen 

zur Schadensbehebung und zur Reinigung 

bildet den Inhalt des vierten Kapitels. In 

diesem Kapitel steht die effiziente Planung 

und Durchführung von Instandhaltungsmaßnahmen 

zur Verkürzung von Stillstandszeiten 

und zur Erhöhung der Anlagenverfügbarkeit 

im Vordergrund. 

LLwww.pp-publico.de 

Branchentermine 

kompakt 

Gestiegene Internationalität 

und mehr Entscheider: E-world 

energy & water festigt Position als 

Leitmesse der Energiewirtschaft 

Einen beeindruckenden Blick in die Zukunft 

der Energieversorgung bot die E- 

world energy & water. 780 Aussteller – 

eine neue Bestmarke – aus 26 Nationen 

präsentierten auf Europas Leitmesse der 

Energiewirtschaft den erneut über 25.000 

Fachbesuchern ihre innovativen Produkte 

und Dienstleistungen. In der Messe Essen 

wurde dabei deutlich: Die Digitalisierung 

eröffnet der Branche ganz neues Entwicklungspotenzial. 

Intelligente Lösungen vernetzen 

die Energieversorgung ganzer 

Quartiere, steuern ressourcenschonend 

den Stromverbrauch der Haushalte und 

stärken die Infrastruktur der Elektromobilität. 

Zahlreiche Entscheider aus Politik, 

Wirtschaft und Verbänden nutzten die 

drei Messetage der E-world, um sich über 

die bestimmenden Themen der Branche 

auszutauschen, neue Kontakte zu knüpfen 

und wertvolle Informationen zu gewinnen. 

„Europas Leitmesse der Energiewirtschaft 

hat erneut unterstrichen, dass sie der ‘Place 

to be’ für die gesamte Branche ist. Das 

zeigt auch der hohe Anteil der internationalen 

Besucher, der um zehn Prozent höher 

lag als im Vorjahr. Besonders freut 

uns, dass wir erneut mehr Entscheider begrüßen 

konnten. Vier von fünf E-world-Besuchern 

haben eine Leitungsfunktion 

inne, das spiegelt die Bedeutung der Fachmesse 

bestens wider”, so Oliver P. Kuhrt, 

Geschäftsführer der Messe Essen. Dr. Niels 

Ellwanger, Vorstand der con|energy 

ag: „Mit 780 Unternehmen präsentierten 

sich so viele Aussteller auf der E-world wie 

niemals zuvor. Alle wichtigen Player der 

Energiewirtschaft waren vertreten. Gemeinsam 

mit zahlreichen Start-ups, Verbänden 

und Institutionen zeigten sie unter 

den Leitmotiven ‚Smart Cities‘ und 

‚Climate Solutions‘ innovative Lösungen, 

die die Energieversorgung von morgen 

maßgeblich beeinflussen werden.“ 

Wertvolle Kontakte für Start-Ups 

zu potentiellen Investoren 

Viele dieser zukunftsweisenden Lösungen 

für die Energiebranche werden von 

jungen Firmen und Start-ups entwickelt. 

90 von ihnen präsentierten sich auf der E- 

world im Ausstellungsbereich “Innovation” 

der Fachwelt. Firmengründer und Wissenschaftler 

bekamen hier wertvolle Unterstützung 

bei der Suche nach Investoren. 

In über 1.200 Speeddatings konnten 

Firmengründer und Forschungseinrichtungen 

in jeweils Acht-Minuten Slots Unternehmen 

sowie andere Stakeholder für 

ihre Projekte begeistern und Kooperationen 

initiieren. 

E-world als Think-Tank der Energiebranche 

Die Besucher der E-world stammten vor 

allem von Energieversorgungs- unternehmen, 

Dienstleistern und Stadtwerken. Ihr 

besonderes Interesse galt dabei Energiedienstleistungen, 

Informationstechnologie 

und dem Energiehandel. Mit einem 

informativen Rahmenprogramm, fachlichen 

Diskussionen und thematischen Vorträgen 

erwies sich die E-world erneut als 

Think-Tank der europäischen Energiebranche. 

Im Messe-Kongress gab es zehn 

hochkarätig besetzte Panels – unter anderem 

mit Vertretern des Bundeswirtschaftsministeriums, 

der Bundesnetzagentur, 

EWE, E.ON, Google Germany und 

RWE. 

Am ersten Messetag informierten sich 

beim Fachkongress Zukunftsenergien der 

EnergieAgentur.NRW über 500 Teilnehmer 

zum Leitthema „Energiesystem, Industrie 

und Städte der Zukunft im Fokus”. 

Gut besucht waren zudem die vier thematischen 

Foren „Smart Tech“, „Energy Transition“, 

„Innovation“ und „Trading & Finance“ 

direkt auf der Messefläche. Erstmals 

war die E-world Gastgeber des Glasfaserforums. 

Hier sprachen Referenten aus Politik, 

Fachverbänden und bereits erfolgreich 

im Glasfaserausbau aktiven Stadtwerken 

über die Chancen des Geschäftsfeldes 

Breitband in Deutschland. 

LLwww.e-world-essen.com 

DIAM+DDM – mit Schwung 

ins Messejahr 2019 

(diam) Die Premiere der DIAM/DDM im 

mitteldeutschen Chemiedreieck steht vor 

der Tür. Damit geht für alle Beteiligten eine 

lange Phase der Vorbereitung zu Ende. 

In Summe werden sich 120 Aussteller im 

ausverkauften GLOBANA Trade Center auf 

der DIAM/DDM im März präsentieren. 

In Bochum 2019 werden 

Rekordzahlen erwartet 

2019 ist ein DIAM/DDM-Jahr – diesmal 

umso mehr, da die bewährte Doppelmesse 

für Industriearmaturen und Dichtungen 

bereits am 13./14. März in Schkeuditz bei 

Leipzig als auch am 9./10. Oktober wiederum 

am Gründungsort Bochum stattfindet, 

wo sie sich als absoluter Branchentreff im 

Messekalender etabliert hat. 

Unterstrichen wird dies durch neue Rekordzahlen, 

die der Veranstalter, die 

MT-Messe & Event GmbH, aktuell mitgeteilt 

hat: Die Ausstellerzahl in der Ruhrgebietsstadt 

von inzwischen über 200 hat 

sich damit in den letzten Jahren mehr als 

verdoppelt. Zusätzlich wurde die Messefläche 

um 2.739 Quadratmeter auf eine Gesamtfläche 

von 8.802 Quadratmetern vergrößert. 

Dadurch können nun die neuesten 

30


thermprocess.de 

Branchenterminekompakt tbwom.de 

Produkte aus den Bereichen Industriearmaturen 

und Dichtungen in der Bochumer 

Jahrhunderthalle erstmals gemeinsam auf 

einer Ebene präsentiert werden. 

Einer der Gründe für den Erfolg der DIAM/ 

DDM ist die nationale Ausrichtung, die von 

den meisten Ausstellern sehr geschätzt 

wird. Ein weiterer Grund sind die beliebten 

All-Inklusive-Pakete für Aussteller, die 

auch weiterhin fester Bestandteil des Messekonzeptes 

sind. 

Für alle Besucher der Messe steht wieder 

das in die Messe integrierte Vortragsforum 

bereit, das erneut mit der Fachzeitschrift 

Industriearmaturen + Dichtungstechnik 

aus dem Vulkan-Verlag organisiert wird. 

Auch dieses erstmalig von DIAM und DDM 

gemeinsam durchgeführte Forum ist für 

alle Teilnehmer der beiden Messen kostenfrei. 

LLwww.diam.de 

51. Kraftwerkstechnisches 

Kolloquium 

• 22. und 23. Oktober 2019 

Dresden 

Seit nunmehr 51 Jahren richtet die Technische 

Universität Dresden das Kraftwerkstechnische 

Kolloquium aus. Es hat 

sich zu einer wissenschaftlich-technischen 

Konferenz mit jährlich etwa 900 Teilnehmern 

mit starkem Anteil aus der Industrie 

- zunehmend auch international - entwickelt. 

Themenschwerpunkte der Veranstaltung 

2019 sind: 

• Neubau- und Pilotprojekte in der Kraftwerkstechnik 

• Verbrennung und Dampferzeuger 

• Kernenergetische Systeme 

• Energiemaschinen 

• Prozesssimulation, Messtechnik und Digitalisierung 

• Integration regenerativer Energieträger 

• Netze 

• Betrieb und Instandhaltung 

• Weitere Informationen stehen online 

untert 

LLwww.kraftwerkskolloquium.de 

worldwide 

Metals 

EFFICIENT PROCESS SOLUTIONS 

12. INTERNATIONALE FACHMESSE UND 

SYMPOSIUM FÜR THERMOPROZESSTECHNIK 

Neue Werkstofflösungen durch 

Wärmebehandlung 

Die THERMPROCESS mit Symposium deckt alle 

Geschäfts felder rund um industrielle Thermo prozessanlagen 

ab – mit Neuheiten und Innovationen aus 

den Bereichen Industrieöfen, Wärmeerzeugungsanlagen 

und thermische Verfahrenstechnik. 

Plattform für Know-how-Transfer 

Vorträge zu den neuesten Entwicklungen aus 

Wissen schaft, Forschung und Industrie ergänzen 

die Ausstellung. 

Willkommen in Düsseldorf! 

Messe Düsseldorf GmbH 

Postfach 10 10 06 _ 40001 Düsseldorf _ Germany 

Tel. +49 211 4560-01 _ Fax +49 211 4560-668 

www.messe-duesseldorf.de 

31

„Autonomes Fahren“ der VE-Anlage VGB PowerTech 3 l 2019 


Künstliche Intelligenz (KI) in der VE-Produktion 

Dieter Mauer 

Abstract 



When planning a new DI-plant, the goal is more 

and more the deserted plant. At the same time, 

laboratory skills are reduced as much as possible. 

This discrepancy can only be counteracted if 

the system itself is in a position to analyse itself, 

to recognise fault states itself, to specify the exact 

location and origin of the fault and, in the 

best-case scenario, to even provide the operator 

with suggested solutions and recommended actions. 

This is precisely the task of the new MionTec 

analysis system, which will be presented in this 

paper. It bases on methods of the Artificial Intelligence 

and can determine with very few measured 

data complex predictions of the system 

behaviour with regard to each individual stage 

of the DI-plant. It predicts conductivity and pH 

after each stage and shows them in a graphical 

form similar to the one the operator of its PCS is 

accustomed to. 

The objective is a system, which, together with 

the measurement data of the PCS, compares 

prediction and reality in detail and from this 

identifies aging, component errors and deviations 

as automatically as possible and announces 

them to the operator. 

The autonomous repair is probably still a vision, 

but the regular adjustment of the regenerant 

consumption on the actual needs is already 

possible! 

l 

Autor 

Dr. Dieter Mauer 

MionTec GmbH 

Leverkusen/Deutschland 

Die autonome Reparatur ist wohl wirklich 

Vision, aber die regelmäßige Justierung 

des Regeneriermittelverbrauches auf die 

tatsächlich notwendigen Mengen ist schon 

jetzt möglich! 

Die Motivation: Die VE-Anlage 

kränkelt 

Früher: Kompetenz vor Ort 

Viele von uns kennen noch die Zeit, in der 

VE-Anlagen personalmäßig so gut ausgestattet 

waren, dass selbst Handbetrieb 

noch möglich war oder der Laborchemiker 

die Anlagendaten permanent nachgemessen 

hat und Fehler frühzeitig auffielen. 

Meist wurden bei Fehlern schnell Lösungen 

gefunden, um die Anlage weiter produzieren 

zu lassen. 

Heute: Kompetenz wird von extern geholt 

In den letzten Jahren hat sich die Personalausstattung 

in diesen Anlagen stark verringert. 

Ein Abweichen vom Normalbetrieb 

wird oft über lange Zeiten übersehen oder 

es werden auch Änderungen an den Anlagen 

durchgeführt, die im günstigsten Fall 

nur als unüberlegt bezeichnet werden können. 

Wenn dann offenbar wird, dass die Anlagen 

nicht mehr günstig oder zuverlässig 

produzieren, ist meist eine Analyse durch 

externe Fachleute notwendig, um die aufgelaufenen 

Fehler zu identifizieren und 

möglichst auch zu korrigieren. Diese Anlagenbegutachtungen 

sind in der Regel zielführend, 

werden aber nur beauftragt, 

wenn schon schlimme Fehlzustände offenbar 

wurden. 

Zukünftig: Die menschenleere Anlage – 

Und nun? 

Bei heutigen Neuplanungen besteht fast 

grundsätzlich die Anforderung, die Anlage 

menschenleer und vollautomatisch betreiben 

zu können. Hintergrund ist das dafür 

bereits vorgesehene völlige Fehlen von 

Fachpersonal vor Ort. 

Es stellt sich dann die Frage, wer die Anlage 

noch überwacht und optimale Regenerationseinstellung 

vornehmen kann und 

wie Fehlzustände oder auch nur Folgen 

von bestimmungsgemäßer Alterung erkannt 

werden sollen. 

An dieser Stelle kommt nunmehr eine neue 

Idee zum Tragen. Hintergrund ist die Zielsetzung, 

dass sich die Anlage selbst überwacht, 

permanent selbst diagnostiziert 

und bei Abweichungen vom Sollzustand 

möglichst umgehend eine Meldung absetzt 

und gleichzeitig auch bereits eine Zusatzinformation 

über den Ort und die Herkunft 

des Problems bereithält. Ebenso sollte ein 

solches Werkzeug in der Lage sein, bestimmungsgemäße 

Alterungsfolgen zu quantifizieren 

und von echten Fehlern zu trennen. 

Das vorrangige Ziel ist also die Erhöhung 

der Betriebssicherheit. Gleichzeitig wäre es 

auch schön, den häufigen und teuren Fehler 

der falschen Regeneriermitteleinstellung 

durch entsprechende kostenoptimale 

Vorschläge zu verhindern. 

Die künstliche Intelligenz hat es 

vorgemacht: Bottom-Up-Lernen 

Mustererkennung in großen Datenmengen 

Am Anfang der Entwicklung des Mi-Vision- 

Systems stand unsere Messdatenerfassung 

an zahlreichen VE-Anlagen in der Vergangenheit. 

Viele Daten wurden zusammengetragen 

und empirisch dargestellt. Im Laufe 

der Jahre ergaben sich entsprechende 

musterhafte Verhaltensweisen im Anlagenverhalten, 

die in früheren Veröffentlichungen 

[1, 2] bereits beschrieben wurden. 

Gleichzeitig haben wir anhand von zahlreichen 

Harzmusteruntersuchungen quantifizierbare 

Aussagen über das Alterungsverhalten 

verschiedener Harztypen ermittelt 

[1, 2]. 

Fehlersuche durch Vergleich mit 

bekannten Mustern 

Eine Fehlersuche in zur Analyse anstehenden 

Anlagen erfolgte vorrangig durch grafischen 

Vergleich von gemessenen Kurven 

oder Zahlendaten. 

In der KI wird diese Art der Mustererkennung 

und die Zuordnung eines „Normalverhaltens“ 

als Deep-Learning oder Bottom-Up-Learning 

bezeichnet. 

Finale des Bottom-Up: Erkennen der 

Gesetze und Gleichungen hinter den 

Mustern 

Diese Strategie war erst eine Zwischenstation, 

nicht das Ziel. Sie bildete aber die Da- 

32



tenbasis, mit der wir dann die chemischphysikalischen 

Hintergründe ermitteln 

und errechnen konnten. Auch dies ist bereits 

veröffentlicht [3, 4, 5]. 

Wenn Messwerte nachrechenbar sind, können 

wir sie auch vorhersagen. Aus dieser 

simplen Schlussfolgerung erfolgte dann 

der Schritt, über ein Software-basiertes 

System eine ausreichend präzise Vorhersage 

der Anlagenmesswerte an verschiedenen 

Stellen der Anlage zu ermöglichen. 

Daraus ergaben sich sehr schnell noch einige 

weitere sehr leistungsfähige Fähigkeiten. 

Dies wird im nächsten Kapitel detaillierter 

beschrieben. 

Der Weg in die Zukunft: Top- 

Down-Synthese mit KI 

In diesem Kapitel werden die notwendigen 

Schritte aufgeführt, die wir zum Mi-Vision- 

System kombiniert haben. Zuerst steht dabei 

immer die analytische Seite, also die 

Diagnose des Zulaufes. Mit deren Hilfe 

prognostiziert das System das Verhalten 

der VE-Straße und damit besteht dann die 

Möglichkeit, die Ergebnisse der Diagnose 

auch zur Beeinflussung der Anlagensteuerung 

mit zu verwenden. Dieser rückwirkende 

Eingriff ist natürlich optional und 

dessen Ergebnisse können auch als Zwischenschritt 

manuell verglichen werden. 

Online-Ermittlung der Zulauf- 

Wasserqualität 

Eine entscheidende variable Größe in der 

VE-Anlage ist eine schwankende Rohwasserqualität. 

Dies können jahreszeitliche 

Schwankungen oder auch unterschiedlich 

wählbare Brunnen sein. Auch unterschiedliche 

Kondensatbeimischungen verändern 

die Rohwasserkonzentration. Dabei handelt 

es sich um zwei verschiedene Variationen. 

Die erstere betrifft sowohl den Gesamtsalzgehalt 

(TDS oder Kationensumme) 

als auch das Verhältnis zwischen 

Mineralsäureanionen (FMA) und Hydrogencarbonat 

(HCO – 3 ). Die Kondensatbeimischung 

alleine ist einfacher, da nur der 

TDS variiert, aber der relative HCO – 3 -Anteil 

an den Anionen nicht. Es handelt sich 

ja nur um eine variable Verdünnung. 

Eine für die beabsichtigten Zwecke nutzbare 

Messung der Wasserqualität muss allerdings 

beiden Variationen Rechnung tragen 

können. Hierzu stehen zwei online-Methoden 

zur Verfügung: Zum einen ist es der 

Quotient der Leitfähigkeit vor und der 

nach Kationenaustauscher [3, 4, 5], eine 

Methode für zweistraßige Anlagen. Ebenso 

funktioniert die Messung der Rohwasser- 

Leitfähigkeit sowie eine online-Titration 

des +m-Wertes über ein Zweigleichungssystem. 

Letzteres ist bei Großanlagen mit 

vielen parallelen Straßen kostengünstiger 

zu realisieren. Beide Methoden liefern jedoch 

gleichermaßen die drei entscheidenden 

Größen TDS, FMA und HCO – 3 : 

Q01 

LF 

Q02 

LF 

KAT 

(TDS) 

SiO 2 

HCO 3 

FMA 

Bild 1. Ermittlung der 4-Quadranten-Daten aus 

dem Leitfähigkeits-Quotienten über KAT. 

Für die Ermittlung der Beladung der Einzelstufen 

in der VE-Straße sind prinzipiell 

nach dem 4-Quadranten-Modell [5] der 

TDS, FMA und HCO 3 

– 

sowie Kieselsäure 

(SiO 2 ) und der Schlupf des Rieselers völlig 

ausreichend (B i l d 1 ). Der Rieselerschlupf 

ist in den allermeisten Fällen ein 

konstanter Wert, der abgeschätzt oder einmalig 

nachgemessen wird. Die SiO 2 kann 

im Rohwasser oft als weitgehend konstanter 

Wert ermittelt werden und wird dann 

über die gemessene Leitfähigkeit im Rohwasser 

linear mitskaliert. Es ist daher 

zweckmäßig, die SiO 2 in der Einheit ppm/ 

(100 µS/cm) anzugeben. Über die Messung 

der Rohwasser-Leitfähigkeit wird 

dann der aktuell zulaufende Wert ermittelt. 

Die Methode der Zuteilung der 4-Quadranten-Darstellung 

der Wasseranalyse auf die 

verschiedenen Stufen der VE-Straße ist in 

(5) beschrieben. Am Ende dieses Rechenschrittes 

stehen also die individuellen Zulaufkonzentrationen 

der bis zu vier Einzelstufen 

der VE-Straße. 

mathematische 

Durchbruchskurvensimulation 

Bild 2. Vereinfachte Darstellung verschieden 

steiler Durchbruchskurven. 

Simulation von Durchbruchskurven 

Der nächste wesentliche Schritt ist die Berechnung 

von Durchbruchskurven 

(B i l d 2 ). Hier wird ein mathematisches 

Modell nach Thomas-Reynolds vorgeschlagen, 

welches eine einfache Anpassung auf 

verschiedene kinetisch bedingte Durchbruchssteilheiten 

erlaubt und gleichermaßen 

die Kurvenform von tatsächlich beobachteten 

Durchbruchsprofilen annähert. 

Hier kommt es auf die möglichst reale Kurvenform 

bei Schlupfwerten von wenigen % 

an. 

Entscheidend sind die Eigenarten, dass das 

Maximum dieser Kurven bei 1 liegt und die 

X-Achse relativ zur errechneten Nutzbaren 

Kapazität (NK) für diesen Einsatzfall dargestellt 

ist. Mit Hilfe dieser Kurvenwerte 

multipliziert mit der Zulaufkonzentration 

aus dem vorigen Kapitel kann dann die 

wahre Konzentration der einzelnen Bestandteile 

der Wasseranalyse in Abhängigkeit 

vom Beladefortschritt der individuellen 

Harzstufen errechnet werden. 

Im Mi-Vision System sind insgesamt 5 solche 

Durchbruchskurven vorgesehen, da 

– 

die gemischtbasische Stufe für die HCO 3 

auf dem starkbasischen Kapazitätsanteil 

und die FMA-Anionen auf dem schwachbasischen 

Kapazitätsanteil eigene und unterscheidbare 

Durchbrüche zeigen, deren 

Verhältnis vom Quaternierungsgrad der 

Harztypen abhängt. Diese beiden Teilkapazitäten 

lassen sich bei der Inbetriebnahme 

auf den verwendeten Harztyp anpassen. 

Des weiteren sind bei Durchbruch durch 

die schwachen Stufen die dann immer stärker 

schlupfenden Konzentrationsanteile 

als zusätzliche Belastung der noch folgenden 

starken Stufen mit berücksichtigt. Dies 

führt zu dem die Realität gut wiedergebenden 

Verhalten der im Verlauf der Beladung 

steigenden Beladegeschwindigkeiten der 

starken Stufen (vgl. auch B i l d 4 ). 

Verfolgung der Beladung je Stufe, 

Errechnung des Regeneriermittelbedarfs 

Die Durchbruchsprofile und deren Reihenschaltung 

über schwache und starke Stufen 

enthalten Informationen über die von 

einer individuellen Stufe aufgenommenen 

Anteile der Wasseranalyse in Abhängigkeit 

vom Beladefortschritt. Durch Multiplikation 

mit dem am System angeschlossenen 

Messwert des Volumenstroms der Anlage 

wird dann das Integral über dt als Beladung 

je Einzelstufe gebildet. Dadurch ergeben 

sich 4 Säulen, die von 0 steigend die 

Beladung jeder Stufe darstellen (B i l d 3 ). 

Sowohl absolute als auch relative Säulendarstellungen 

sind möglich. Die relative 

Beladung ergibt sich aus der absoluten Beladung 

durch Einbeziehung des Harzvolumens 

und der vorab berechneten maximal 

möglichen Nutzbaren Kapazität (NK) je 

Stufe. Die Letzteren sind übrigens die einzigen 

ingenieurmäßigen Berechnungen, 

welche bei der Inbetriebnahme des Systems 

einmalig zu ermitteln sind. 

Als Beispiel sind die relativen Beladungen 

über den Beladefortschritt in B i l d 4 gezeigt. 

Qmax 

0 

WAC SAC WBA SBA 

Bild 3. Relative Beladung jeder Stufe. 

33


in % 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000 

Bild 4. Relativer Beladungsanstieg jeder Stufe. 

Durchsatz in Liter 

QRwac QRsac QRwba QRsba 

Durchbruch der FMA-Anionen mit dem 

zweiten Sprung in beiden Kurven. 

–– 

Der SBA zeigt die konstant niedrige Leitfähigkeit 

und den typischen pH bei 8,5 

und am Beladeende den durch Na- 

Durchbruch durch den KAT verursachten 

Anstieg beider Werte. 

Vergleich von simulierten mit gemessenen 

Prozessdaten, Selbstdiagnose 

Zum Aufbau eines ausreichenden Vertrauens 

in die neue Mi-Vision-Technologie ist es 

naheliegend, echte Messdaten in der Anlage 

(durchgezogene Linien in den beiden 

folgenden Abbildungen) neben die simulierten, 

also prognostizierten Kurven (gestrichelt) 

zu stellen (B i l d 6 und B i l d 7 ). 

Darüber lässt sich die Anlage bei der IBN 

einerseits abgleichen, andererseits lassen 

sich auch bereits Harzalterungen oder auch 

Problematiken in der Anlage erkennen. 

Insbesondere die Position der Durchbrüche 

auf der X-Achse werden dabei als wesentlich 

zu nutzen sein. Hier ist an der pH- 

Sehr deutlich sind in der Darstellung die 

unterschiedlichen Geschwindigkeiten der 

Beladung erkennbar; am deutlichsten an 

der dunkelblauen Kurve der SBA-Beladung. 

Dieses Verhalten mit drei verschiedenen 

Steigungen wird im nächsten Abschnitt 

noch verdeutlicht. 

Wenn am Beladeende ein bestimmter Beladezustand 

der Einzelstufen erreicht ist, 

kann über die erreichte absolute Kapazität 

multipliziert mit einem zielführend eingestellten 

Regeneriermittelüberschuss (RÜ) 

die notwendige Regeneriermittelmenge 

nach dieser Beladung errechnet werden. 

Im einfachsten Fall können Sie die vorgeschlagenen 

Werte mit den aktuell in der 

Anlage eingestellten vergleichen und gegebenenfalls 

Ihre Schlüsse ziehen. Nach einem 

ausreichenden Vertrauensgewinn 

wäre denkbar, diese Rückkopplung tatsächlich 

zur Anpassung der Regeneriermittelmengen 

zu verwenden. Damit ist das 

Ziel greifbar nahe, dass die Anlagen immer 

mit weitgehend konstantem RÜ, also mit 

konstant (niedrigen) Chemikalienkosten 

betrieben werden können. 

Berechnung von LF/pH an jedem Ort und 

jeder Zeit in der VE-Straße 

Die mathematisch simulierten Durchbruchskurven 

bieten zusätzlich die Möglichkeit, 

die Konzentrationen der einzelnen 

Stoffanteile nach den einzelnen Harzstufen 

zu errechnen. Dies führt 

letztendlich zur Darstellung von pH- und 

Leitfähigkeitskurven nach jeder der vier 

Stufen in Abhängigkeit vom Beladefortschritt. 

Hierzu sind einige chemisch-physikalische 

Gesetzmäßigkeiten notwendig, die sich 

aber meist nur auf das Massenwirkungsgesetz 

oder deren Spezialfall, die Henderson- 

Hasselbalch-Gleichung beziehen. 

10 

9 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000 

Durchsatz in Liter 

LFwba (uS/cm) LFsba (uS/cm) pHwac pHsac pHwba pHsba 

Bild 5. Beispielhafte Darstellung über die Simulation errechneter Messwertkurven nach WAC, 

SAC, WBA und SBA. 

Die Grafik im B i l d 5 zeigt einen typischen 

Verlauf, der alle Durchbruchsphänomene 

einer vierstufigen VE-Straße übersichtlich 

ausweist (auch wenn sie in typischen Produktionsanlagen 

in dieser Fülle selten gemessen 

werden): 

–– 

Der pH nach WAC zeigt den typischen 

Anstieg und den 10%igen Durchbruch 

bei ca. pH 5,4 nach 1.250 l. 

–– 

Der pH nach SAC zeigt den weitgehend 

konstanten Verlauf mit der Abhängigkeit 

vom FMA-Gehalt und den gerade erkennbaren 

Anstieg im finalen Durchbruch. 

–– 

Der WBA zeigt den doppelten Durchbruch: 

Zuerst den HCO – 3 -Durchbruch 

mit dem ersten pH-Abfall und Leitfähigkeits-Anstieg 

und dann den finalen 

Kurve nach WBA sehr deutlich die schon 

recht gute Entsprechung zwischen Prognose 

und Messung erkennbar. 

Das Mi-Vision-System 

Mi-Vision als Zusatzkomponente zum PLS 

Die gegenwärtige Planung der Produktentwicklung 

sieht die Abbildung des Mi-Vision-Systems 

in einem Mikrocontroller vor, 

der über eine Netzwerkkopplung in bestehende 

Prozessleitsysteme eingebunden 

wird. Der Software-Baustein (oder mehrere 

für eine Multi-Straßen-Anlage) besitzt 

einen Eingangsdatenvektor mit ca. 35 Werten 

sowie einen Ausgangsdatenvektor mit 

ebenso etwa 30…35 Werten. Diese Daten 

34



7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

pHWAC 

pHsac 

pHwac 

0 

0 5 10 15 

Beladedauer in h 

Bild 6. Beispielvergleich von Messdaten und Simulationsdaten nach WAC und SAC. 

10 

9 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

pHSBA 

pHsba 

pHWBA 

pHwba 

0 

0 5 10 15 

Beladedauer in h 

Bild 7. Beispielvergleich von Messdaten und Simulationsdaten nach WBA und SBA. 

werden vom PLS beschrieben, vom Mikrocontroller 

im 1 sec-Takt bearbeitet und die 

Ausgänge wieder vom PLS gelesen und z.B. 

in Kurven dargestellt. 

Das Bedieninterface kann also je nach Betreiberwunsch 

einfach oder auch hochgradig 

informativ gestaltet werden. Soll die 

Anbindungsarbeit minimal bleiben, ist nur 

die Übergabe des Durchflusses und zweier 

Leitfähigkeitswerte pro Straße notwendig. 

Für die Datendarstellung und -speicherung 

sowie die Alarmierungen kann dann ein 

ebenso erhältliches Operator-Panel mit einer 

fertigen Bilddarstellung zugefügt werden. 

Diese Variante ist dann weniger integriert, 

sondern steht parallel zum PLS zur 

Verfügung. 

Mi-Vision-Evaluation zum Test und zur 

Vertrauensbildung 

Die bisherigen Erfahrungen bei der Produkteinführung 

haben gezeigt, dass das 

wesentliche Interesse zuerst bei einem 

Evaluierungssystem liegt, welches wenig 

Anbindungsarbeit erfordert, aber trotzdem 

die Beurteilung der Möglichkeiten bietet. 

Hierzu stehen verleihbare Evaluierungssysteme 

– Mi-Vision-Evaluation – zur Verfügung. 

Die Messung an der betrieblichen 

Anlage erfolgt durch wenige Probennahmeleitungen 

und im System integrierte 

Sensoren (B i l d 8 ). 

Rot dargestellt sind die mindestens erforderlichen 

Daten. Das Evaluierungssystem 

misst die beiden Leitfähigkeiten selbst. Der 

Durchfluss ist fast immer vorhanden und 

wird über eine 4…20 mA-Leitung übertragen. 

Zum Vergleich von Prognose und Realität 

sind dann die grünen Probennahmestellen 

in fast jeder Anlage nutzbar, die blauen zumindest 

manchmal. Sollte ein Silikometer 

vorhanden sein, kann auch dessen 4…20 

mA-Ausgang mit aufgezeichnet werden. 

Die alternativ beschriebene Methode der 

Bestimmung der Rohwasseranalyse über 

+m-Wert und Leitfähigkeit kann ebenso 

auf Wunsch umgesetzt werden. 

Für jede Straße wird ein im folgenden 

Bild dargestelltes Messmodul eingesetzt. 

Das Rechnermodul kann einige Straßen 

dieser Art gleichzeitig betreiben (>≈ 8, 

Bild 9) 

Die Mi-Vision-Systeme sind mit einem Mobilfunk-Router 

ausgestattet, über den eine 

Fernassistenz und -auswertung möglich 

ist. Auch ohne Anbindung an ein geschlossenes 

Firmennetz kann über diesen Zugang 

eine Beobachtungsmöglichkeit geschaffen 

werden, was den häufigsten Anforderungen 

an die Datensicherheit in 

Firmennetzen entspricht. Zur Datenübertragung 

werden dabei VPN-Tunnel genutzt, 

die aus Sicht der Datensicherheit hohen 

Ansprüchen genügen. 

Was bringt uns die KI in der 

VE-Anlage? 

Als Zusammenfassung seien die hauptsächlich 

zu erwartenden Nutzeffekte der 

neuen Technologie dargestellt. Dies ist natürlich 

gleichzeitig ein Ausblick in die Zukunft, 

da sich das Mi-Vision-System noch 

in Weiterentwicklung befindet. 

Kostenoptimale Regeneriermittelmengen 

Der wesentliche Wirtschaftlichkeitsaspekt 

ist die Vermeidung von unnötigen Kosten, 

da die Regeneriermittelmengen nur in den 

seltensten Fällen auf veränderte Situationen 

angepasst werden. Damit kommt diese 

Technik dem theoretischen Optimum der 

Fahrweise mit konstantem Regeneriermittelüberschuss 

schon sehr nahe. 

Betriebssicherheit trotz Personalmangel, 

Erkennung von Fehlzuständen 

Mi-Vision kann die Auswirkungen von 

schwankenden Arbeitspunkten, unerkannten 

Fehlern oder einfach nur bestimmungsgemäßer 

Harzalterung erkennen und dem 

Bediener Hilfen zur Reaktion geben. Auch 

dauerhafte Abhilfe lässt sich durch Beobachten 

der Mi-Vision-Protokollierung 

leicht ermöglichen. 

Vorschläge des Systems 

Folgende Vorschlagsmöglichkeiten sind 

bereits umgesetzt oder kurzfristig geplant: 

–– 

Begrenzung der Beladung auf den sicheren 

Betriebsbereich. 

Sollte eine Stufe übermäßig beladen 

werden, kann Mi-Vision den Abbruch 

der Beladung vorschlagen, um die Folgen 

einer Überfahrung – wie z.B. Durchbruch 

von Kieselsäure oder TOC – zu 

verhindern. Solche Situationen können 

z.B. schnell bei Fehlen eines Silikometers 

unbemerkt auftreten. 

–– 

Ermittlung angepasster Regeneriermittelmengen 

35


4…20 

mA 

Bild 8. Das Evaluierungssystem. 

Probenleitungen 

Mi-Vision-Evaluation 

Mobilfunk+VPN WLAN USB lokal 

Fernassistenz Screen-Sharing Textexport 

4…20 mA 

Die Erkennung der gemessenen und der 

prognostizierten Durchbruchssituationen 

wird nach jedem Beladelauf verglichen. 

Durch Nachstellung der Mi-Visioninternen 

Harzalterungsfaktoren, werden 

diese Zeitpunkte adaptiv aneinander 

angeglichen, wodurch über die Zeit ein 

exaktes Harzalterungsprofil entsteht. 

Die Planung des Harzwechsels wird dadurch 

sehr vereinfacht. Insbesondere 

wird sogar die individuelle Rohwasseranalyse 

bei der Tauschempfehlung einbezogen. 

Dieser Vorgang erfordert sonst 

einen hohen ingenieurmäßigen Aufwand 

und wird von Mi-Vision automatisch 

mitgeliefert. 

Die Aufzeichnungen von Mi-Vision erfolgen 

als kompakte Textdateien, die sich kopieren 

und mit Standardprogrammen auswerten 

lassen. Hierzu stehen einerseits der 

Service der Fernassistenz durch MionTec 

und andererseits Formulardateien zur Verfügung, 

die bereits alle notwendigen grafischen 

Darstellungen enthalten. Eine Evaluierungsphase 

wird dadurch maßgeblich 

erleichtert und Ihr Vertrauen in die neue 

Technik sollte schnell steigen, was den 

Schritt von der Evaluierung zur routinemäßigen 

Nutzung ermöglicht. 

Literaturverzeichnis 

LF pH LF LF 

PH LF ph 

[1] Mauer, Dieter: Lebensdauer und Alterungsverhalten 

von Ionenaustauschern; 

VGB PowerTech 3/2010; S. 64 ff. 

[2] Mauer, Dieter: Vorgehensweisen gegen Chemikalienkostenanstieg 

in Vollentsalzungsanlagen 

bei Harzalterung; VGB PowerTech 

5/2012; S. 80 ff. 

[3] Mauer, Dieter: Die VE-Anlage – Doch kein unberechenbares 

Wesen...; Vortrag auf dem 

VGB-Workshop 9/2014, Berlin. 

[4] Mauer, Dieter/Lambertz Sandra: Eine neuartige 

Methode zur Online-Verfolgung der Beladung 

der einzelnen Ionenaustauscherstufen 

in der VE-Straße; Vortrag VGB-Jahrestagung 

Chemie im Kraftwerk 10.2015. 

[5] Mauer, Dieter: Die VE-Anlage – Vollentsalzung 

mit Ionenaustauschern; Leverkusen 

2013 

l 

Bild 9. Probennahme- und Messmodul des Evaluierungssystems. 

Durch die Bilanzierung der Beladungen 

je Harzstufe ist immer bekannt, wieviel 

die Straße je Stufe ausgelastet wurde, 

unabhängig davon, welche den Durchbruch 

verursacht hat. Damit werden immer 

passende Regeneriermittelmengen 

vorgeschlagen, die keinesfalls viel zu 

hoch liegen, wie es oft vorzufinden ist. 

–– 

Adaptives Regelsystem zur Quantifizierung 

von Harzalterung 

36


A Trial of Film Forming Substances at Staythorpe Power Station 

A trial of film forming substances at 

Staythorpe power station 

Andrew Mosley and Cheryl Tommons 

Kurzfassung 

Versuch zum Einsatz filmbildender 

Substanzen im Kraftwerk Staythorpe 

RWE Generation UK hat in ihrem 1.735 MW 

(4 x 435 MW) großen GuD-Kraftwerk Staythorpe 

einen Versuch mit filmbildenden Substanzen 

durchgeführt. 

Zwei Substanzen wurden im Rahmen der Studie 

untersucht: ein Filmbildungsprodukt auf 

Aminbasis und ein Nicht-Amin-Produkt. Die 

filmbildenden Substanzen wurden als Ergänzung 

zu den bestehenden AVT (O) und phosphatbasierten 

Konditionierungsprogrammen 

der Anlage eingesetzt. 

Im Rahmen des Versuchs wurde eine umfangreiche 

Anlagenüberwachung durchgeführt, um 

die Wirkungen der filmbildenden Substanzen 

beurteilen und vergleichen zu können. Alle Daten 

wurden überprüft und Beobachtungen zu 

den Auswirkungen der Verwendung von filmbildenden 

Substanzen auf wichtige Anlagenparameter 

wie Dampfleitfähigkeit und Eisentransport 

gemacht. 

Die Leistung der beiden Anlagen, die mit einem 

zusätzlichen Filmbildungskonditionierungsprogramm 

betrieben werden, wurde ebenfalls 

mit der Leistung der beiden Anlagen verglichen, 

die nur mit einem Basiskonditionierungsprogramm 

betrieben werden. 

Der Versuch stellte einige Herausforderungen in 

Bezug auf die Funktionsweise und Kontrolle des 

Programms für filmbildende Substanzen dar, 

nämlich die Dosisleistungskontrolle und die 

Analyse der Folgeprodukte. Die verschiedenen 

analytischen Techniken zur Bestimmung von 

Produktrückständen und Abbauprodukten 

werden empfohlen und die Gesamtauswirkungen 

auf den Eisentransport und den inneren 

Zustand der Anlage werden erläutert. l 

Authors 

Andrew Mosley 

Chemistry Group Head 

Environment and Chemistry 

RWE Generation UK 

Cheryl Tommons 

Plant Support Chemist 

Environment and Chemistry 

RWE Generation UK 

Staythorpe, United Kingdom 

A trial of film forming substances was carried 

out by RWE Generation UK at their 

1,735 MW (4 x 435 MW) Staythorpe CCGT 

power plant. 

Two substances were assessed as part of 

the trial; an amine based film forming 

product and a non-amine product. The film 

forming substances were applied as a supplementary 

treatment to the station’s existing 

AVT (O) and phosphate based conditioning 

programmes. 

As part of the trial, extensive plant monitoring 

was carried out to allow the performance 

of the film forming substances to be 

assessed and compared. All data was reviewed 

and observations made on the impact 

of the use of film forming substances 

on key plant parameters such as steam conductivity 

and iron transport. 

The performance of the two units operating 

with a supplementary film forming 

conditioning programme was also compared 

against the two units operating 

with a baseline conditioning programme 

only. 

The trial presented some challenges in regards 

to the operation and control of the 

film forming substance programme, namely 

dose rate control and analysis of the 

products. The different analytical techniques 

used to determine product residual 

and breakdown products are recommended 

and the overall impact on iron transport 

and plant internal condition is given. 

Introduction 

Chemical conditioning programmes [1, 2, 

3] have historically focused on creating benign 

conditions within the circulating fluid 

of the water steam cycle by elevating the 

pH of the fluid to between pH 9.3 and pH 

9.8, close to the solubility minima of iron. 

These regimes have a proven track record 

in baseload plant and plant which routinely 

operates between stable export limit 

(SEL) and maximum export limit (MEL). 

owever, these regimes do not provide suitable 

levels of offload protection to cycling 

plant and plant which only operates intermittently. 

As a result, additional measures 

such as nitrogen capping, dry air preservation 

and preservation with chemical doses 

have been required to minimise off-load 

damage to plant. 

Changes in the electricity market, as a result 

of increasing renewables penetration, 

means that conventional thermal plant will 

increasingly operate as cycling plant, i.e., 

short periods of operation followed by increasingly 

lengthy periods of shutdown. 

During these shutdown periods, plant will 

be expected to maintain a high degree of 

readiness along with short return to service 

times. The requirement to maintain 

short return to service times precludes the 

use of the traditional preservation techniques 

mentioned previously and as a result, 

alternative options are required to 

preserve the integrity of the plant and 

maintain availability. 

Film forming substances (FFS) are a class 

of chemicals based around straight chain 

organic molecules that contain hydrophobic 

and hydrophilic functional groups. 

These substances treat the metal surface 

rather than the circulating fluid, thus creating 

a hydrophobic surface within the water 

steam cycle. This potentially offers increased 

corrosion protection during shutdown 

periods without needing to apply 

additional preservation methods and 

therefore allowing short return to service 

times to be maintained. 

Basis for considering the use of 

film forming substances 

Conventional chemical treatment regimes 

[1, 2, 3] are focused on providing protection 

during operation and require constant 

monitoring, maintenance and replenishment 

to maintain their effectiveness. Once 

the plant is shutdown, the ability to maintain, 

monitor and replenish the applied 

chemical treatment regime is limited and 

protection of the plant relies on the residual 

effectiveness of the regime. This is well recognised 

within the industry and has resulted 

in the development of numerous preservation 

techniques to prevent corrosion in 

offload plant. The most commonly applied 

techniques are; 

–– 

Nitrogen capping 

–– 

Dry air preservation 

–– 

Wet chemical storage 

The application of these techniques is often 

intrusive, leading to increased return to 

service times, which are inconsistent with 

market requirements. 

37

A Trial of Film Forming Substances at Staythorpe Power Station VGB PowerTech 3 l 2019 

Film forming substances potentially offer a 

solution to this problem, allowing protection 

to be maintained within the water 

steam cycle during offload periods and 

without the need for additional equipment 

or intrusive preservation techniques. 

In addition, FFS also provide additional 

protection during “grey” start-up and shutdown 

periods when “in service” chemical 

treatment programmes may not be completely 

effective due to the transient nature 

of the plant conditions. As operating cycles 

shorten, the proportion of a plant’s 

life spent in the “grey” area increases and 

as a result, the importance of effective 

chemical conditioning during this period 

increases. 

FFS have recently been recognised as an 

acceptable alternative treatment regime by 

IAPWS, who have produced a guideline 

document covering the use of film forming 

substances [4]. 

Objectives of the trial 

The trial was carried out on unit 2 and 

unit 3 at Staythorpe to align with the 

planned outage dates for each unit. Two 

different Film Forming Substances were 

trialled and the details are given below; 

–– 

An ‘amine free’ Film Forming Product 

(FFP) 

–– 

A Film Forming Amine (FFA) 

The trial had four key objectives; 

–– 

Evaluate and assess how FFS are dosed 

into the system and determine if existing 

equipment could be repurposed for use 

with FFS 

–– 

Evaluate how FFA and FFP behave within 

the water steam cycle of high pressure 

power generation plant and determine 

the impact and extent of any breakdown 

products 

–– 

Assess the mode of action of the FFS 

within the water steam cycle including 

the development of hydrophobic 

layers on the internal surface of the 

plant 

–– 

Determine the most appropriate monitoring 

strategy for a plant using FFS 

The chemical suppliers were allowed to 

specify their own dosing and monitoring 

regime, however each trial followed the 

same basic two elements; 

–– 

Each FFS was dosed continuously to the 

condensate extraction pump discharge, 

using the installed oxygen scavenger 

dosing lines 

–– 

Each FFS was dosed proportionally in accordance 

to the maximum feed flow of 

each unit and in both cases the supplier 

recommended a target concentration of 

1 mg/kg substance 

Additional monitoring to determine iron 

transport and the FFS breakdown and distribution 

in the water steam cycle was carried 

out on both units, as detailed in Ta - 

b l e 1 below. 

Tab. 1. Details of the additional monitoring carried out on the trial units. 

Monitoring technique Sampling location Unit 2 

FFA 

Degassed conductivity after 

cation exchange 

Assessment of product breakdown 

and impact on steam conductivity 

The use of organic treatment chemicals 

such as FFS and neutralising amines within 

the water steam cycle of high pressure 

plant has been extensively debated over 

the years [6]. The primary concern is the 

breakdown of the chemicals within the cycle 

and the resulting production of potentially 

aggressive breakdown products, 

namely the short chain organic acids; formate 

and acetate. High concentrations of 

formate and acetate potentially increase 

the risk of corrosion to plant within the water 

steam cycle. The presence of formate 

and acetate can be detected online with 

conductivity after cation exchange (CACE) 

instruments and in the laboratory by ion 

chromatography analysis. In addition to 

the production of acetate and formate, the 

breakdown of organic treatment chemicals 

also produces carbon dioxide, which is 

highly soluble and is present in the water 

steam cycle as a combination of the carbonate 

(CO 3 2- ) and hydrogen carbonate 

(HCO 3 - ) ions. 

The corrosion risk presented by carbonate 

and hydrogen carbonate species is low, 

however they also increase the CACE values. 

This increase in CACE can mask the 

presence of the more aggressive breakdown 

species (formate and acetate), as 

well as other impurities such as chloride 

and sulphate, which could accumulate in 

the water steam cycle as a result of plant 

failures i.e. condenser leaks. 

International guidelines [2, 3, 5] recommend 

that the steam CACE should be maintained 

below 0.2 µS/cm. The data illustrated 

in F i g u r e 1 below shows that the 

CACE values on both units approached the 

0.2 µS/cm limit following the addition of 

the film forming substances. However, all 

guidelines [2, 3, 5] allow a relaxation of 

the 0.2 µS/cm limit to between 0.4 µS/cm 

and 0.5 µS/cm, with the provision that it 

can be shown that the cause of the elevated 

CACE values is due to carbon dioxide and 

not the more aggressive species. 

The data in F i g u r e 1 also shows that the 

CACE levels on unit 2 increased quite soon 

following the start of the trial and exceeded 

0.4 µS/cm on a number of occasions, in 

comparison to the significantly less variation 

in CACE values on unit 3. This increase 

CACE on unit 2 was due to the lack of dosing 

pump control, which resulted in an increased 

dosing rate. It should be noted 

that the large spike in June in F i g u r e 1 is 

associated with the return of the unit to 

service after planned maintenance shutdowns. 

Unit 2’s elevated CACE values were most 

likely caused by an increase in the breakdown 

of the film forming amine. Degassed 

conductivity after cation exchange 

(DCACE) can be used to determine if elevated 

CACE levels are due to carbon dioxide, 

or, other breakdown products such as 

acetate and formate. Carbon dioxide does 

not contribute to DCACE, thus the DCACE 

values should remain close to the theoretical 

minimum of



uS/cm 

2 

1.8 

1.6 

1.4 

1.2 

1 

0.8 

0.6 

0.4 

0.2 

Unit 2 and Unit 3 Steam Conductivity after Cation Exchange (CACE) 

21QUL11CQ021_XQ50 

31QUL11CQ021_XQ50 

21QUL14CQ021_XQ50 

31QUL14CQ021_XQ50 

21QUL16CQ021_XQ50 

31QUL16CQ021_XQ50 

0 

01/03/2017 21/03/2017 10/04/2017 30/04/2017 20/05/2017 09/06/2017 29/06/2017 19/07/2017 

Fig. 1. Unit 2 and Unit 3 Steam Conductivity After Cation Exchange (CACE) Data). 

uS/cm 

2 

1.8 

1.6 

1.4 

1.2 

1 

0.8 

0.6 

0.4 

0.2 

Unit 2 and Unit 3 HP Steam CACE and DCACE 

Unit 2 HP Steam CACE Unit 2 HP Steam OCACE Unit 3 HP Steam CACE Unit 3 HP Steam OCACE 

0 

01/04/2017 12/04/2017 14/04/2017 16/04/2017 18/04/2017 20/04/2017 22/04/2017 24/04/2017 

Fig. 2. Unit 2 and Unit 3 HP Steam Conductivity After Cation Exchange (CACE) and Degassed 

Conductivity after Cation Exchange (DCACE) Data. 

Percent in % 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

Percentage of Total Organic Carbon present as Acetate 

Unit 2 Unit 3 

Feed HP HRSG lP HRSG LP HRSG 

Fig. 3. Percentage of Total Organic Carbon Present as Acetate. 

tioned with FFS and the two units (1 and 

4) using conventional treatments. 

F i g u r e 4 shows the results of the iron 

analyses carried out on all four units. The 

data for unit 2 and unit 3 both show a reduction 

in iron transport during the trial, 

suggesting that the application of the FFS 

was effective at reducing iron transport on 

the treated units. 

The operating pH range of the water steam 

cycle means that iron is mainly present as 

particulate iron and as a result turbidity 

and particle count data can be used as an 

indicator of iron concentration. Turbidity 

and particle count monitoring was carried 

out during the trial on unit 2 and unit 3, 

respectively, and the resulting data is presented 

in F i g u r e s 5 and 6. 

The turbidity data from unit 2 is presented 

in F i g u r e 5 and is difficult to interpret 

due to the large number of spikes in the 

data, which occurred as expected during 

unit start-ups. The area under the line represents 

the “standing” particulate concentration 

within the HRSG circuit, which 

clearly shows a reduction in the “standing” 

particulate concentration and supports the 

iron analysis data. F i g u r e 6 shows a similar 

trend for unit 3, further detailed analysis 

of the particle count data also indicated 

a move from larger particle sizes to smaller 

particle size as the trial progressed, this is 

consistent with data reported from other 

trials. [7, 8] 

Comparison of the iron concentrations 

found in the treated units with the iron data 

from the untreated units shows a more complicated 

picture. The iron data obtained 

from unit 4 clearly shows a persistently 

higher level of iron transport than on the 

treated units, suggesting that the application 

of a FFS would be advantageous in reducing 

the iron concentrations. Data from 

unit 1 (F i g u r e 4 ) however shows that iron 

concentrations were lower than both the 

treated units. The cause of this variation is 

probably due to the differing dissolved oxygen 

(DO2) concentrations on the units. 

F i g u r e 7 shows a DO2 concentration distribution 

plot, compiled by plotting the 

DO2 concentration against the frequency of 

occurrence in 5ppb bands. The data produced 

in this plot illustrates the variability 

in the DO2 concentrations for each unit. 

These trends show that unit 1 spent the 

highest proportion of time at elevated DO2 

concentrations and that unit 4 had the most 

variable DO2 concentrations. Operating at 

elevated DO2 concentrations is a recognised 

conditioning regime [2] and is known 

to result in lower iron concentrations within 

the water steam cycle. However, it should 

be noted that operating at higher DO2 concentrations 

(>20 ppb) requires stringent 

control of impurity ingress, which can be 

problematic for cycling plant. 

Consideration of the DO2 concentrations 

in conjunction with the iron concentra- 

39

31/03/2017 

03/04/2017 

06/04/2017 

09/04/2017 

13/04/2017 

16/04/2017 

19/04/2017 

22/04/2017 

25/04/2017 

28/04/2017 

01/05/2017 

05/05/2017 

08/05/2017 

11/05/2017 

14/05/2017 

22/05/2017 

25/05/2017 

29/05/2017 

01/06/2017 

04/06/2017 

07/06/2017 

10/06/2017 

13/06/2017 

26/06/2017 

30/06/2017 

03/07/2017 

06/07/2017 

09/07/2017 

12/07/2017 

22/07/2017 

25/07/2017 

28/07/2017 

01/08/2017 

04/08/2017 

07/08/2017 

10/08/2017 

13/08/2017 

16/08/2017 

19/08/2017 

22/08/2017 

26/08/2017 

29/08/2017 

01/09/2017 

27/10/2017 

30/10/2017 

02/11/2017 

06/11/2017 

09/11/2017 

12/11/2017 

A Trial of Film Forming Substances at Staythorpe Power Station VGB PowerTech 3 l 2019 

Iron ug/kg 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

Iron Stain Test Results 

Unit 1 Unit 2 (FFA) Unit 3 (FFP) Unit 4 

18/07/2017 (EA) 

18/07/2017 (A) 

19/07/2017 

20/07/2017 (AM) 

20/07/2017 (PM) 

21/07/2017 (AM) 

21/07/2017 (PM) 

27/07/2017 

01/08/2017 

02/08/2017 

08/08/2017 (EA) 

08/08/2017 (A) 

17/08/2017 

23/08/2017 

24/08/2017 

30/08/2017 

06/09/2017 

13/09/2017 

22/09/2017 

26/09/2017 

06/10/2017 

25/10/2017 

27/10/2017 

30/10/2017 

03/11/2017 

06/11/2017 

07/11/2017 

10/11/2017 

13/11/2017 

14/11/2017 

17/11/2017 

20/11/2017 

24/11/2017 

27/11/2017 

08/12/2017 

18/12/2017 

31/01/2018 

09/02/2018 

13/02/2018 

19/02/2018 

26/02/2018 

05/03/2018 

26/03/2018 

03/04/2018 

09/04/2018 

20/04/2018 

02/05/2018 

04/05/2018 

08/05/2018 

Fig. 4. Units 1-4 Low Pressure HRSG Iron Stain Test Results. 

Turbidity/FNU 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

Fig. 5. Unit 2 Low Pressure Drum Turbidity Data. 

Particle Counts im ml 

7,000 

6,000 

5,000 

4,000 

3,000 

2,000 

1,000 

Unit 2 LP Drum Turbidity 

Unit 3 LP Drum Particle Concentrations 

0 

01/03/17 20/04/17 09/06/17 29/07/17 17/09/17 06/11/17 26/12/17 14/02/18 

Fig. 6. Unit 3 Low Pressure Drum Particle Concentrations. 

2-5um 5-10um 10-50um 50-75um 75-100um 

tions allows comparison between units 

with a similar DO2 distributions. For example, 

F i g u r e 7 illustrates that unit 3 and 

unit 4 have similar DO2 distributions and 

the iron data presented in F i g u r e 4 clearly 

shows that unit 3 has significantly lower 

iron concentrations than unit 4. This finding 

supports the previous assertion, i.e. 

that FFS are effective in reducing iron 

transport. 

The DO2 data for unit 2 (F i g u r e 7 ) 

shows a double peak in its distribution, indicating 

transitioning between high and 

low DO2 concentrations, which causes a 

change in the state of the iron oxide layer 

and can result in increased iron transport. 

This is probably why the iron concentrations 

observed on unit 2 were higher than 

those observed on unit 3. 

Assessment of Impact on Plant 

Condition 

Plant inspections were carried out on units 

2 and 3 during the planned maintenance 

inspections. These inspections occurred 

approximately 3 months, 6 months and 12 

months after the commencement of the 

trial. 

The visual inspections on both units 

showed a clear change in the internal condition 

of the steam drums and feedwater 

tank of both, with the most significant effects 

occurring in the LP drum and feedwater 

tank. 

There was a distinct improvement in the oxide 

condition in the LP drum, along with a 

reduction in the volume of friable material 

present. The oxide layer appeared significantly 

coarser and more adherent in comparison 

to previous inspections carried out 

prior to dosing FFS. In addition, there was 

no evidence of any off-load corrosion attack, 

which is routinely observed in steam 

drums and is due to condensation occurring 

as the unit cools. The absence of these 

known features indicates the presence of a 

protective film on the internal surfaces. 

One of the key indicators of the presence of 

a protective film is hydrophobicity. The extent 

of the hydrophobicity can be assessed 

by adding droplets of water to the surface 

to determine if the water is repelled, or, if 

the surface “wets” out. Droplet testing in 

the steam drums showed evidence of water 

repellency. 

The highest level of water repellency/hydrophobicity 

was observed in the feedwater 

tank of both units 2 and 3. The surfaces 

in these tanks showed complete hydrophobicity, 

i.e. water droplets were repelled 

from the surface 

These observations suggest that both FFS 

formed protective surface films that effectively 

repelled water. The presence of a hydrophobic 

surfaces within the water steam 

cycle reduces the risk of off-load corrosion 

and is consistent with the previous obser- 

40



Freauency 

4,500 

4,000 

3,500 

3,000 

2,500 

2,000 

1,500 

1,000 

500 

0 

0 20 40 60 80 100 120 140 

Dissolved Oxygen ug/kg 

Fig. 7. Feedwater Dissolved Oxygen Distribution. 

vation that showed a reduction in iron 

transport. 

Impact on Plant Monitoring 

Instrumentation and Product 

Monitoring 

The impact on the performance of analytical 

instrumentation, when using film forming 

substances, was also assessed as part of 

the trial. The IAPWS technical guidance 

note on the application of film forming 

products [4] detailed the problems observed 

with the performance of the instrumentation 

following the application of film 

forming substances. The issues were believed 

to be caused by the formation of a 

film on the surface of the instruments, thus 

reducing sensitivity and response. However, 

the guidance also notes that the only 

instruments affected by the products in lab 

tests were Oxidation Reduction Potential 

(ORP) probes. 

Only one instrument appeared to be affected 

by the use of the FFS. The ABB 8037 

sodium analyser, installed on the condensate 

sampling point of unit 2, exhibited a 

loss of sensitivity during the course of the 

trial. It is believed that this was due to the 

periodic overdosing of the FFA, which was 

caused by poor pump control. There were 

no other problems reported with the analytical 

monitoring instrumentation on unit 

2 during the trial. No problems were experienced 

with analytical instrumentation 

following the introduction of the FFP to 

unit 3. 

A number of different analytical methods 

were used throughout the trial to determine 

the residual concentration of the FFS 

dosed to each unit. Methods assessed included; 

Infra-red spectroscopy, UV/Visible 

spectrophotometry, Total Organic Carbon 

(TOC) and ion chromatography. 

Feedwater Dissolved Oxygen Distribution 

unit 1 unit 2 unit 3 unit 4 

UV-Visible spectroscopy was successfully 

used to determine test concentrations of 

FFA, however problems were experienced 

in determining residual concentrations 

within the water steam cycle of unit 2. 

An ion chromatography method [10] was 

successfully developed for the determination 

of the FFP dosed to unit 3 and this gave 

repeatable results which correlated well 

with external analyses carried out by the 

supplier of the FFP. 

TOC analysis was also effective in determining 

the FFA and FFP concentrations. If 

the concentration of acetate and other 

breakdown products present in the sample 

were determined and their contribution to 

the TOC concentration calculated, then the 

residual TOC could be used to determine 

the concentration of the FFP or FFA. This 

approach gave good agreement with the 

results obtained from the direct determination 

of FFP concentration by ion chromatograph 

Conclusions 

–– 

The trial has shown that film forming 

amines and film forming products can be 

successfully applied to the water steam 

cycle of a CCGT power plant without 

modifying the existing chemical dosing 

plant 

–– 

The application of film forming substances 

to the water steam cycle does not 

give rise to significant concentrations of 

aggressive breakdown products and 

plant monitoring equipment was able to 

positively identify the presence of breakdown 

products 

–– 

Optimisation of the application of FFS 

requires careful control of substance 

dose rate 

–– 

Degassed conductivity after cation exchange 

instrumentation is required to 

allow early identification of impurity ingress 

and increases in breakdown FFS 

concentration 

–– 

Both FFS were effective in reducing iron 

transport and improving the internal 

condition of the water steam cycle 

–– 

The analytical data obtained during the 

trial indicated that the FFP appeared to 

have a lower breakdown rate then the 

FFA 

References 

[1] Robson M, Technical Procedure: Prevention 

and Control of Corrosion Part 2 Chemical 

Control of Boiler Water Steam Circuits, 

TECH/PROC/006/02, RWE Technical Procedure, 

2017. 

[2] EPRI, Cycle Chemistry Guidelines for Combined 

Cycle/ Heat Recovery Steam Generators 

(HRSGs), EPRI Report 1010438, 2006. 

[3] VGB PowerTech, Guidelines for Feedwater, 

Boiler Water and Steam Quality for Power 

Plants/ Industrial Plants, VGB-S-010-T- 

00;2011-12.EN, VGB Technical Guideline, 

2011. 

[4] Dooley B, Technical Guidance Document 

TGD8-16: Application of Film Forming 

Amines in Fossil, Combined Cycle and Biomass 

Power Plants, IAPWS Technical 

Guideline, 2016. 

[5] Dooley B, Technical Guidance Document 

TGD5-13, Steam Purity for Turbine Operation, 

IAPWS Technical Guideline, 2013. 

[6] Mosley A, The Use of Organic Conditioning 

Agents in Power Station Water Steam Cycles, 

RWE Internal Report, TECH/JJE/298/04, 

2004 

[7] Smith B, McCann P, Hater W, de Bache A, 

Experiences with the Application of Film 

Forming Amines at Connahs Quay CCGT, 

Conference Proceedings, VGB Chemie in 

Kraftwerk, 2016. 

[8] Parker M, Grzybowski, EDF West Burton B 

CCGT Anodamine Experience and Use, BI- 

APWS Symposium Conf Proceedings, 

2018. 

[9] VGB guideline RE116 Preservation of Power 

Plant Systems, VGB technical guideline, 

2016. 

[10] L Kellett, FFP Analysis, E-mail Personal 

Communication, 20/10/2017. l 

41

Turbidity measurement as trend monitor for particulate corrosion products VGB PowerTech 3 l 2019 

Turbidity measurement as trend 

monitor for particulate corrosion 

products 

Lukas Staub, Michael Rziha and Marco Lendi 

Kurzfassung 

Trübungsmessung als Trendmonitor für 

teilchenförmige Korrosionsprodukte 

Die Überwachung von Korrosionsprodukten ist 

unerlässlich, um die Wirksamkeit der Maßnahmen 

zur Wasserchemie zu bestimmen. Aufgrund 

der erforderlichen flexiblen und damit 

sich stetig verändernden Fahrweise thermischer 

Kraftwerke, die durch die verstärkte Einspeisung 

erneuerbarer Energiequellen in die Netzen 

auftreten, wird die Ermittlung von Trends für 

Korrosionsprodukte in den verschiedenen Anlagensystemen 

thermischer Kraftwerke heute 

noch entscheidender. 

Die exakte und vollständige Bestimmung von 

Korrosionsprodukten, die meist als ungelöste 

Partikel vorliegen, kann nur mit komplexen 

und zeitaufwändigen Analysemethoden realisiert 

werden. Für moderne Kraftwerksanlagen 

sind diese manuellen, analytischen Methoden 

eher wenig geeignet, da das kurze Zeit- und 

starke Änderungsverhalten nicht vollständig 

und zufriedenstellend verfolgt werden kann. 

Sicherlich können solche Prozesse nicht vollständig 

durch Online-Messsysteme ersetzt werden. 

Einige verfügbare Online-Parameter können 

aber als hilfreicher Trendmonitor eingesetzt 

werden. 

Die technischen Möglichkeiten und Grenzen der 

Trübungsmessung werden als Trendmonitor 

für partikelförmige Korrosionsprodukte diskutiert. 

l 

Authors 

Lukas Staub 

SWAN Analytische Instrumente AG 

Hinwil, Switzerland 

Michael Rziha 

PPCHEM AG 


Marco Lendi 

SWAN Analytische Instrumente AG 


Corrosion product monitoring is essential 

to determine the effectiveness of the cycle 

chemistry treatment program. Nowadays 

the determination of trends for corrosion 

products in the various systems becomes 

even more crucial due to the countless 

numbers of cycling plants as a result from 

the increased use of regenerative energy 

sources in the grids. 

The correct and complete determination of 

corrosion products, which are almost present 

as undissolved particles, can be realized 

by complex and time-consuming analytical 

methods [1+2] only. For modern 

cycling plants these manual, analytical 

methods are of minor benefit, since the 

short time and strong oscillating, spiking 

behavior cannot be followed up in a complete 

and satisfactory manner. 

Certainly, such processes cannot be replaced 

by online measuring systems completely. 

However, some available online 

parameters are already in use as helpful 

trend monitor. 

The technical possibilities and limits of turbidity 

measurement are discussed as trend 

monitor for particulate corrosion products. 

Introduction to turbidity 

measurement 

Light scattering is a physical phenomenon, 

of most importance, for the understanding 

of turbidity. The theory of light scattering 

is quite complicated, because scattering is 

dependent on different physical parameters: 

–– 

Particle size, shape and its dielectric 

properties (absorption, refraction…), 

–– 

Wavelength spectrum and polarization 

of the illuminating light beam, 

–– 

Direction of the illumination and detection. 

Particles much smaller than the wavelength 

scatter light symmetrically around 

the illumination beam, mainly in forward 

and backward direction. Particles of comparable 

size to the wavelength and larger 

particles scatter predominantly in forward 

direction, the larger the particle the more 

intense. 

The dependence on particle size is least 

pronounced 90 degree to the incident 

beam. 

In addition the intensity of the scattered 

light is dependent on wavelength and the 

particle size. The smaller the particle the 

more efficiently it scatters light of shorter 

wavelength. 

The dielectric properties of the particles, 

i.e. the refraction and absorption of the incident 

light beam, influence the intensity of 

the scattered light too. Generally the larger 

the difference of the refraction index of the 

particle from the refractive index of the water, 

the more intense is the scattering. 

If particles are colored and also absorb in 

the wavelength range of the illuminating 

beam the intensity of the scattered light becomes 

attenuated. 

A consequence of the dependence of turbidity 

on different parameters is that turbidity 

can only be used as a characteristic 

property of a sample if the measurement 

method is standardized. For reporting purposes, 

as required in the production of 

drinking water, the EPA and the ISO stated 

the Standard Methods EPA 180.1 [5] respectively 

ISO 7027 [4]. Both standard 

methods define in detail how the turbidimeter 

has to be designed, as well as the units 

for turbidity (NTU respectively FNU and 

FAU). Beside these two standard design 

configurations there are approved alternative 

methods, as the GLI-Method-2 or the 

SWAN Turbiwell white LED-Method-1. 

Common to all these methods is the nephelometric 

measurement principle: the scattered 

light is detected at an angle of 90° 

degree to the incident illuminating beam. 

(Figure 1) 

For non-regulatory applications the ratio 

design is widely used. The 90 degree scattered 

light signal is divided by the transmitted, 

respectively forward and/or backward 

scattered light signal. The advantage of the 

ratio design is its ability to cancel unwanted 

effects due to fouling of the optics or 

colored samples. 

The sensitivity of a turbidimeter is dependent 

on its specific design and on the measurement 

method. The sensitivity curve is 

42


Turbidity measurement as trend monitor for particulate corrosion products 

Light 

source 

Sample 

Scattered 

light 

Transmitted 

light 

Light source 

Reference 

Sample 

Scattered 

light 

purities to measure are white like particles. 

So it makes sense to calibrate and verify 

such instruments with a similar looking 

white colored polymer. But what if these 

instruments are used in the water-steam 

cycle to detect particulate corrosion products? 

Such particles obviously differ in 

their color, shape and size distribution 

from drinking water impurities. In the following 

chapter, a series of tests are recorded 

to show the potential of the different 

designs of turbidity meters with iron oxide 

particle 

Fig. 1. (left) non-regulatory ratio design; (right) ISO and USEPA compatible non-ratio design. 

1,200,000 

Turbidity measurment of iron 

oxide powder 

Signal in ADC counts 

1,100,000 

1,000,000 

900,000 

800,000 

700,000 

600,000 

500,000 

400,000 

300,000 

200,000 

100,000 

0 

determined by measuring a series of 

formazin standard solutions of different 

concentrations. 

Every instrument type has its own sensitivity 

curve. The graph in F i g u r e 2 shows 

the averaged, normalized sensitivity curves 

for two turbidity meters with different design. 

The relation between turbidity and 

the signal is not linear; it is determined by 

a polynomial. 

All the manufactured instruments of a certain 

type have to be built and adjusted as 

identical as possible. Then the individual 

sensitivity curves have all the same shape 

and may only differ by a proportionality 

factor - the calibration factor. 

Drinking water application 

0 50 100 150 200 250 

Turbidity measurement is an important 

parameter in the drinking water industry 

because it affects both the acceptability of 

water to consumers, and the selection 

and efficiency of treatment processes, particularly 

the efficiency of disinfection with 

chlorine since it exerts a chlorine demand 

and protects microorganisms and 

may also stimulate the growth of bacteria. 

[3] 

Turbidity in FNU 

Fig. 2. Sensitivity curves of two turbidimeters with different designs. Ratio design (red) 

and non-ratio (blue). 

The two most important guidelines with 

respect to nephelometric turbidity measurement 

of drinking water are listed in the 

Ta b l e 1 . Both regulations define formazin 

as primary standard. Formazin is a 

white water insoluble polymer. Its dispersion 

remains stable over a long time. 

The main difference between the USEPA 

and the ISO standard is the light source. 

USEPA defines a Tungsten Lamp (white 

light) where ISO refers to an infrared light 

source at 860 nm. Both light sources have 

their advantages, the sensitivity towards 

whitish residuals in water is better with the 

Tungsten Lamp, but it suffers from bias due 

to color of the solution. 

The discussion of different light sources 

used in turbidity meters becomes very important 

when the application changes. In 

potable water industries, the expected im- 

Tab. 1. Comparison for two different turbidity measurement regulations. 

Particulate corrosion products in the water-steam 

cycle can have many forms. The 

main chemical crystals formed are magnetite 

and hematite. In the following experiments, 

only magnetite, iron (II,III) oxide 

powder with different particle sizes was 

used. 

Influence of light source 

In the first experiment, iron (II,III) oxide 

powder with an average particle size distribution 

of 1 µm was inserted into a sample 

stream. The response was measured with 

two turbidity meters of equal design. The 

two instruments only differ in their light 

source. In F i g u r e 3 , the black line was 

the response of an analyzer with a Tungsten 

Lamp like light source where the red 

line was the measurement of a light source 

at 860 nm. The amount of injected iron 

(II,III) oxide powder was 50 ppb of total 

particulate iron. 

Using a light source with a wavelength of 

860nm is clearly an enormous advantage 

by the detection of black colored particles. 

For the same sample, the response for the 

two light sources were 0.181 FNU (860 nm) 

respectively 0.054 FNU (Tungsten Lamp). 

Due to different drinking water regulations, 

the analyzers can be equipped with 

different light sources as well. This fact can 

lead to false conclusion: 

[…] Since metal oxide particles are usually 

dark they absorb rather than reflect light so 

nephelometry is not a preferred method for 

this application […] [2] 

The statement above is true, if an analyzer 

with a Tungsten Lamp is used. But with an 

infra-red light source, the color of the particle 

doesn’t have the same influence. The 

experimental data supports this theory. 

USEPA 180.1 [5] ISO 7027 [4] 

Units NTU FNU 

Design Non-ratio Non-ratio 

Wavelength of light source 400 – 600 nm (Tungsten Lamp) 860 nm 

Primary calibration Standard Formazin Formazin 

43


0.30 

0.25 

White LED, non-ratio (USEPA 180.1) 

860 nm, non-ratio (ISO 7027) 

100 ppm FE 

0.20 


0.15 

0.10 

50 nm 0,95 µm 

0.05 

0.00 

13:10:00 13:15:00 13:20:00 13:25:00 13:30:00 13:35:00 13:40:00 13:45:00 13:50:00 

Fig. 5. Dispersed iron (II,III) oxide powder. The 

total particulate iron concentration is the 

same in both bottles. Average particle 

size is different. 

Time in HH:mm:ss 

Fig. 3. Injection of iron(II, III) oxide powder (average particle size: 1 µm) with a concentration of 

50 ppb as total particulate iron. The response was measured with similar turbidity meters 

but with different light source. 


0.30 

0.25 

0.20 

0.15 

0.10 

0.05 

860 nm, non-ratio 

860 nm, ratio 

0.00 

13:10:00 13:15:00 13:20:00 13:25:00 13:30:00 13:35:00 13:40:00 13:45:00 13:50:00 

For the measurement of black iron 

(II,III) oxide powder, only a wavelength 

according to ISO 7027 (860 nm) is suitable. 

Time in HH:mm:ss 

Fig. 4. Injection of iron(II, III) oxide powder (average particle size: 1 µm) with a concentration of 

50 ppb as total particulate iron. The response was measured with two turbidity meters 

using 860 nm light source but with different designs. 

Ratio vs. non-ratio design 

Two turbidity analyzers with 860 nm light 

source but different designs were compared. 

The response of the non-ratio design 

was higher, but the signal was noisier 

than the measurement of the ratio design 

analyzer. 

The ability of the ratio design to cancel 

unwanted effects due to colored samples 

is an advantage for the measurement of 

iron(II,III) oxide powders. But the benefit 

compared to influence of the light source 

is minimal. (F i g u r e 4 ) 

Influence of the particle size 

Iron(II;III) oxide powder is available commercially 

in a number of qualities and 

forms. Two products were dispersed in 

separate bottles with similar iron concentrations. 

In one bottle, the powder had an 

average particle size distribution of 

0.95 µm – for the second bottle the powder 

had particles not bigger than 50 nm. F i g - 

u r e 5 shows the two stock solutions – the 

different turbidities of the solutions are 

distinguishable. 

Correlation of turbidity and 

particulate corrosion product 

measurement 

In potable water industries, the quality of 

drinking water is defined with respect to 

Formazin Nephelometric Units, which is 

the standard turbidity unit with respect to 

the calibration with formazin. Besides 

showing a turbidity trend, such a unit has 

no use for water-steam cycle. That’s why 

there is a great interest of transferring the 

abstract term of turbidity into a concrete 

concentration. Most of the time, the turbidity 

term is correlated with the iron concentration 

in the sample. 

Detection limit and particle size 

distribution 

F i g u r e 5 demonstrated the different turbidities 

one can expect for stock solutions 

with the same iron concentration. So, the 

particle size distribution plays an important 

role for the iron-turbidity correlation. 

Or in other words: Only if the particle size 

distribution of a sample stays constant over 

the time, a correlation can be made. Another 

consequence of that is the fact that 

the correlation must be made on site. An 

iron-to-turbidity correlation on site A does 

not necessarily match with the correlation 

from site B. 

A good example of how the particle size influences 

the iron-to-turbidity correlation is 

the detection limit measured with two iron 

(II,III) oxide powders with different particle 

size. According to the signal-to-noise 

relation, the detection limit was estimated 

[6]. For iron (II,III) oxide powder with a 

particle size of 1 µm, a detection limit of 

0.5 ppb Fe could be achieved. Is the experiment 

repeated with the same substance, 

44

Total corrosion 

product 

Particulate Corrosion 

Products 


Turbidity measurement as trend monitor for particulate corrosion products 

but with a particle size in the nano-meter 

range, a detection limit of 15 ppb Fe could 

be reached. (Ta b l e 2 ) 

If the precision of turbidity meters are compared, 

a stated detection limit to an ‘iron 

concentration’ is totally useless without 

declaring the particle size. 

Comparative methods 

According to the IAPWS Technical Guidance 

Document ‘Corrosion Product Sampling 

and Analysis for Fossil and Combined 

Cycle Plants’, three terms with respect to 

‘corrosion products’ are defined (F i g - 

u r e 6 ): [1] 

–– 

Dissolved corrosion products: ionized 

form. This fraction is not detected with 

turbidity measurement 

–– 

Particulate corrosion product: suspended 

corrosion products. This fraction is 

detected with turbidity measurement 

–– 

Total corrosion products: sum of dissolved 

and particulate corrosion products 

It depends on the grab sample and analytical 

method, whether the total corrosion 

product is determined or only a fraction 

like the particulate corrosion product. 

With the usual corrosion product sampling, 

suspended solids are collected with a 

mesh. This fraction is defined as ‘particulate 

corrosion products’. Everything which 

passes the mesh is defined as the ‘dissolved’ 

fraction. It follows that ‘dissolved’ corrosion 

products involve all particles that pass 

through the filter. But with turbidity measurement, 

even solids in the nano-meter 

range are detected. 

If the dissolved corrosion product fraction 

is insignificant compared to the particulate 

corrosion product fraction, turbidity can 

be correlated with the total corrosion product. 

Useful hints for a turbidity-iron/copper 

correlation 

If a turbidity reading is correlated with an 

iron/copper concentration, the following 

hints should be taken into account: 

–– 

The grab sample or corrosion product 

sample should be installed on the same 

extraction point as the turbidity analyzer 

–– 

Stable conditions are required 

–– 

Comparative method for iron/copper 

analysis must have an appropriate detection 

limit 

–– 

Only if the ‘dissolved iron/copper’ fraction 

is insignificant, turbidity can be correlated 

with the ‘total corrosion product’ 

–– 

Relation between turbidity and iron/ 

copper concentration is only linear in a 

small concentration region 

Tab. 2. Detection limit of turbidity measurement with respect to particle size distribution based on 

experimental data with iron(II,III) oxide powder. 

Particle size: 1 µm 

Particle size: 50 nm 

Detection limit (as ppb Fe) 0.5 15 

Particle 

size 

Grab Sample 

Laboratory Analysis 

Dissolved 

Corrosion product 

sampler 

Fig. 6. Definition of different terms according to [1]. 

Turbidity HP Feedwater in NTU 

0.16 

0.14 

0.12 

0.1 

0.08 

0.06 

0.04 

0.02 

0 

0.45 µm 

0.20 µm 

Turbidity HP Feedwater (NTU) VS Load (MW) 

Date (Aug 27 - Sept 5, 2017) 

Turbidity 

Turbidity 

Load 

Fig. 7. Fluctuation of corrosion products in feedwater caused by fast and frequent load variation. 

Iron concentration in ppb 

9,000 

8,000 

7,000 

6,000 

5,000 

4,000 

3,000 

2,000 

1,000 

300 

250 

200 

150 

100 

50 

0 

400 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

50 

Load in MW 

Power output in MW 

0 

0 

22.4.14 4:48 22.4.14 9:36 22.4.14 14:24 22.4.14 19:12 

LP feedwater Condensate downstream CPP ACTIVE POWER 

Fig. 8. Turbidity (as Fe) During Start Up Load Transients. 

45

8 > 

Umschlag S-175-00-2014-04-DE_A3q.indd 1 15.04.2014 08:07:52 


Cycling plants and total-iron 

In the so called “good old times”, where 

most of the plants had been either operated 

in base load, or at least with very seldom 

and smooth load variations, the analyses of 

total-iron were not required in a high frequency 

(max. 1 x per day, often just 3 x per 

week), since strong fluctuations neither 

had to be expected, nor experienced. 

Meanwhile the situation changed completely, 

and base load plants rather exist anymore 

and the importance for a detailed knowledge 

of the trend behavior of total-iron in 

the various systems increase tremendously. 

Steady state conditions recommended in 

all current guidance are not achieved by 

the plant during flexible operating periods. 

Manual grab samples with analyses and 

evaluation the lab cannot fulfill these 

needs in gaining those data, since also in 

most of the plants there is a lack of chemical 

staff having the time and the facilities to 

perform this high time-consuming task especially 

during those cycling phases. On 

the other hand, without those trends and 

data a development of counter measures or 

at least maintenance strategies are simply 

impossible and very expensive surprises, 

like strongly increased wear and tear on 

control valves, particle impingement, particle 

erosion and deposit problem, etc. will 

be the result. 

Considering also the experienced concentrations 

of total-iron during those events 

(peaking up to x mg/kg!) time intensive 

analytical methods in the lower µg/kg 

range are certainly unnecessary and a very 

high accuracy is not really required. 

Proxy methods like the online monitoring 

of turbidity may help here, however it must 

be clearly stated that those methods cannot 

replace a proper analysis at all and the conversion 

from turbidity into a concentration 

will have always a significant error, 

hence it should not be used as complete 

replacement for proper analysis. Nevertheless, 

as trend monitor on one hand and for 

a good estimation about the approximate 

concentration levels (few µg/kg, or some 

100 µg/kg, etc.) the turbidity monitoring 

may be a helpful tool to indicate where the 

corrosion products are released and how 

those are distributed. 

Case studies 

The 2 graphs in F i g u r e 7 are demonstrating 

the use of online turbidity in different 

locations and situations. 

The values gained and shown in F i g u r e 8 

had been gone along with an extraordinary 

and intensive grab sample monitoring program 

in parallel. As mentioned before the 

individual, single values may differ slightly, 

but the overall level and trend was always 

congruent. 

These trends are also clearly demonstrating 

that relying solely on grab samples at 

steady load conditions may lead to false 

conclusions and may sway the operator in 

a false safety. 

Conclusion 

Turbidity measurement is a suitable method 

for trend monitoring of particulate corrosion 

products in water-steam cycle. The 

analyzer should be equipped with a light 

source according to ISO 7027 (860 nm) 

[4]. Correlation of turbidity with iron/copper 

depends on several properties of the 

particle. Such properties like particle size 

distribution are individual for each plant 

and can change over time. Consequently, 

the turbidity measurement cannot replace 

a proper analysis at all and the conversion 

from turbidity into a concentration will 

have always a significant error. Nevertheless, 

as trend monitor on one hand [7] and 

for a good estimation about the approximate 

concentration levels (few µg/kg, or 

some 100 µg/kg, etc.) the turbidity monitoring 

may be a helpful tool to indicate 

where the corrosion products are released 

and how those are distributed, which will 

at least support further, individual strategies 

for the plant. 

References 

[1] IAPWS, Technical Guidance Document: Corrosion 

Product Sampling and Analysis for Fossil 

and Combined Cycle Plants; 2013. 

[2] Fossil Plant Cycle Chemistry Instrumentation 

and Control – State-of-Knowledge Assessment. 

EPRI, Palo Alto, CA: 2007. 1012209 

[3] Guidelines for drinking-water, Volume 3: Surveillance 

and control of community supplies; 

World Health Organization, Geneva, 1997 

[4] Water Quality – Determination of turbidity; 

1999, International Organization for Standardization, 

Geneva, Switzerland; ISO 

7027:1999(E). 

[5] EPA Method 180.1: Determination of Turbidity 

by Nephelometry, United Stated Environmental 

Protection Agency; 1993. 

[6] Water Quality – Guidance on Analytical Quality 

Control for Chemical and Physicochemical 

Water Analysis; 2009, International Organization 

for Standardization, Geneva, Switzerland; 

ISO 13530:2009(E). 

[7] Turbidity Measurement as trend monitor for 

particulate corrosion products. M. Lendi, 

2016 E. Wagner, Conference on Flow Accelerated 

Corrosion 

l 

VGB-Standard 

IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen 

Ausgabe/edition 2014 – VGB-S-175-00-2014-04-DE 

DIN A4, 73 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 190,–, für Nicht mit glie der € 280,–, + Ver sand kos ten und MwSt. 

DIN A4, 73 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers* € 190,–, for non mem bers € 280,–, + VAT, ship ping and hand ling. 

Der VGB-Standard VGB-S-175-00-2014-04-DE zeigt die relevanten Bedrohungen und Fehlerquellen 

für den Betrieb der Erzeugungsanlagen. Daraus abgeleitet werden organisatorische und technische 

Anforderungen zur Absenkung der Auswirkungen auf ein zu akzeptierendes Niveau, ergänzt durch 

Handlungsempfehlungen und weitere Informationsquellen. 

In Fachgesprächen mit namhaften Herstellern und dem BSI wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert 

und seitens der Hersteller die Akzeptanz und die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt. 

Mithilfe des VGB-S-175-00-2014-04-DE können die die IT-Sicherheit betreffenden organisatorischen 

und technischen Strukturen und Prozesse bewertet und Hinweise für Erweiterungen und Neuinvestitionen 

abgeleitet werden. Eine unternehmensinterne Anpassung und Präzisierung ist dabei unverzichtbar. 

* Für Ordentliche Mitglieder des VGB ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten. 

VGB PowerTech Service GmbH 

Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften 


Klinkestraße 27-31 

45136 Essen 

Fon: +49 201 8128 – 0 

Fax: +49 201 8128 – 329 

www.vgb.org 

VGB-Standard 

IT-Sicherheit für 

Erzeugungsanlagen 

VGB-S-175-00-2014-04-DE 

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany 

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

46


Tagungsbericht: VGB Chemie im Kraftwerk 2018 

Rückblick auf die VGB-Konferenz 

„Chemie im Kraftwerk 2018“ 

Sabine Kuhlmann 

ANKÜNDIGUNG 

VGB-KONFERENZ 

CHEMIE IM KRAFTWERK 2019 

MIT FACHAUSSTELLUNG 

(22.) 23. UND 24. OKTOBER 2019, WÜRZBURG 

MARITIM HOTEL WÜRZBURG 

Der Treffpunkt der internationalen Kraftwerkschemie 

Die Schwerpunkte der Veranstaltung liegen auf den Themen: 

l Konditionierung von Wasser-Dampf-Kreisläufen und Kühlkreisläufen 

l Wasseraufbereitungsverfahren und Abwasserbehandlungsverfahren 

l Chemische Aspekte der Kohle- und Mitverbrennung 

l Chemische Aspekte der Rauchgasreinigungsverfahren und CO 2 -Abscheidung 

l Analytik und dazu gehörige Qualitätssicherung 

l Chemie in Kernkraftwerken 

VGB PowerTech e.V. | 

Internationaler Fachverband für die Erzeugung und Speicherung von Strom- und Wärme | www.vgb.org 

Informationen zur Teilnahme 

Ines Moors | Tel.: +49 201 8128-274 | E-Mail: ines.moors@vgb.org 

Informationen zur Fachausstellung 

Angela Langen | Tel.: +49 201 8128-310 | E-Mail: angela.langen@vgb.org 

Know-how-Verluste in der Kraftwerkschemie, 

Verringerung des Personals für die 

Chemie vor Ort und damit einhergehendes 

Outsourcing der chemischen Analytik sowie 

die Herausforderungen der flexiblen 

Fahrweise konventioneller und nuklearer 

Kraftwerke durch den gesetzlich garantierten 

Vorrang der Erneuerbaren zählen nach 

wie vor zu den Themen, die auf der Agenda 

der Kraftwerkschemie ganz weit oben stehen. 

Diese Themen und weitere Aspekte 

der Kraftwerkschemie standen im Fokus 

der 54. VGB-Konferenz „Chemie im Kraftwerk 

2018“, die mit begleitender Fachausstellung 

vom 24. bis 25. Oktober 2018 in 

Magdeburg stattgefunden hat. 

An der Veranstaltung, die erstmalig vom 

neuen Vorsitzenden des VGB-Technical 

Committee „Chemistry“, Walter Hoffmann 

eröffnet wurde, haben rund 250 Teilnehmer 

aus dem In- und Ausland teilgenommen, 

denen ein interessantes und aktuelles 

Vortragsprogramm mit 23 Beiträgen geboten 

wurde. Teilnehmer und Aussteller aus 

15 Nationen und Vortragende z.B. aus 

Großbritannien, Spanien, der Schweiz, Israel, 

den Niederlanden und den USA haben 

erneut gezeigt, wie international diese 

traditionsreiche VGB-Veranstaltung ist. In 

den Vorträgen wurden die aktuellen 

Trends und Problemstellungen im Wasser- 

Dampf-Kreislauf, bei der Rauchgasreinigung, 

der Nuklearchemie, der Wasseraufbereitung 

und weiterer, für die Kraftwerkschemie 

relevanter Themen erörtert. 

So wurde z.B. in einem ausführlichen Beitrag 

von Dr. Dieter Mauer der Firma Mion- 

Tec GmbH, Leverkusen über „Autonomes 

Fahren“ einer VE-Anlage mit Hilfe künstlicher 

Intelligenz berichtet. Eine menschenleer 

betreibbare Anlage, bei der gleichzeitig 

auch die Laborkompetenzen soweit wie 

möglich verringert werden, sind immer 

häufiger Ziele, die bei der Neuplanung industrieller 

Anlagen definiert werden. Diese 

Anlagen müssen in die Lage versetzt werden, 

sich selbst zu analysieren, Probleme 

zu erkennen und zu orten und bestenfalls 

auch sofort Lösungsmöglichkeiten zur Problembeseitigung 

anzubieten. Das vorgestellte 

Verfahren nutzt die künstliche Intelligenz 

und ist in der Lage, aus sehr wenigen 

Messdaten komplexe Vorhersagen des Anlagenverhaltens 

bezogen auf jede einzelne 

Stufe der Anlage zu ermitteln. Es sagt Leitfähigkeit 

und pH nach jeder Stufe voraus 

und zeigt sie in Kurvenform ähnlich, wie es 

der Betreiber von seinem PLS gewohnt ist. 

Die autonome Reparatur bleibt Vision, 

aber bereits jetzt kann der Regeneriermittelverbrauch 

durch auf das tatsächlich Notwendige 

beschränkt werden. 

Ein anderer interessanter Ansatz wurde 

von Christiane Holl, Hydro-Engineering 

GmbH, Mülheim, vorgestellt, die in ihrem 

Beitrag verschiedene Konditionierungs- 

Autorin 

Sabine Kuhlmann 



VGB-Konferenz „Chemie im Kraftwerk 2018“. Dr. Dieter Mauer, MionTec GmbH, berichtet über 

„Autonomes Fahren“ einer VE-Anlage mit Hilfe künstlicher Intelligenz. 

47

Tagungsbericht: VGB Chemie im Kraftwerk 2018 VGB PowerTech 3 l 2019 

VGB-Konferenz Chemie im Kraftwerk 2018. Blick ins Auditorium der Veranstalltung in Magdeburg. 

Kommunikation innerhalb der internationalen 

VGB-Community sind für den zuverlässigen, 

umweltkompatiblen und sicheren 

Betrieb moderner Kraftwerke von unschätzbarem 

Wert, der von den Konferenzteilnehmern, 

Austellern und Vortagenden 

gleichermaßen geschätzt und genutzt wird 

und für den VGB PowerTech die erforderliche 

Plattform bereit stellt. 

Insgesamt kann resümiert werden, dass 

auch die 54. „Chemie im Kraftwerk“ wieder 

ein voller Erfolg war und sich die Teilnahme 

für Besucher, Aussteller und Vortragende 

auch in 2018 gelohnt hat. 

Das VGB-Team, Dr. Andreas Wecker, Ines 

Moors und Angela Langen, bedankt sich 

bei allen Konferenzteilnehmern, Vortragenden, 

Austellern und Sponsoren für eine 

überaus gelungene Veranstaltung und 

freut sich auf die nächste „Chemie im 

konzepte bei unterschiedlicher Anlagentechnik 

erläuterte. Christiane Holl zeigte, 

dass durch eine veränderte Konditionierung 

bei laufendem Betrieb Verunreinigungen, 

z.B. bei Leckagen in Wärmetauschern, 

analysiert und teilweise ausgeschleust 

werden können. Durch diese 

Maßnahmen erhöht sich die Verfügbarkeit 

von Anlagen trotz deutlicher Überschreitung 

der im VGB-Standard VGB-S-010 festgelegten 

Actionlevel. 

Neben diesen Beispielen zur Kosten- und 

Anlagenoptimierung durch Digitalisierung 

und Erhöhung der Verfügbarkeit durch 

verbesserte Kraftwerkschemie steht natürlich 

stets die Ressourcenschonung im Fokus, 

zur maximalen Harmonisierung der 

Erzeugung mit umweltpolitischen Anforderungen. 

In diesem Zusammenhang hat 

der reduzierte Einsatz von Rohwasser permanent 

einen sehr hohen Stellenwert in 

der Kraftwerkschemie. Heiko Woizick, 

RheinEnergie AG, Köln, berichtete in seinem 

Beitrag über das Recyclen von Abwässern 

aus dem Wasser-Dampfkreislauf, die 

beim Kraftwerksbetrieb anfallen. Es wurden 

Aufbereitungsanlagen vorgestellt, die 

eine weiterte Nutzung der Abwasserströme 

im Wasser-Dampf-Kreislauf oder Fernwärmenetz 

ermöglichen und dadurch die Abwassermenge 

deutlich minimieren. Heiko 

Woizick erläutert verschiedene Applikationsmöglichkeiten 

auch für Industriekraftwerke. 

Das internationale Vortragprogramm wurde 

auch bei dieser „Chemie im Kraftwerk“ 

wieder durch eine interessante Fachausstellung 

ergänzt und abgerundet. 34 Aussteller 

nutzen die begleitende Ausstellung 

zur Präsentation ihrer Produkte und 

Dienstleistungen. Die Ausstellung bot den 

Konferenzteilnehmern die Möglichkeit 

zum direkten Dialog mit den Ausstellern 

und wurde von den Teilnehmern sehr gut 

angenommen und entsprechend besucht. 

Trotz aller Innovationen, optimierter Fahrweisen 

und neuester Anlagentechnik sind 

es nach wie vor aber die Entscheidungen 

des Kraftwerkchemikers, die den Anlagenbetrieb 

bestimmen. Bei der Entscheidungsfindung 

müssen die Vor- und Nachteile und 

Erfahrungen gegeneinander abgewogen 

werden. Dementsprechend war ein Teil der 

Konferenz auch wieder diesem Aspekt gewidmet: 

beginnend mit dem Get-Together, 

das am Vorabend der Veranstaltung in der 

Fachausstellung stattgefunden und zu dem 

unser Austeller Swan Analytical Instruments 

alle Konferenzteilnehmer eingeladen 

hatte, über die Gespräche und Diskussionen 

in den Pausen und beim Mittagessen 

und in der Fachausstellung bis hin zur 

Abendveranstaltung im Magdeburger 

Ratskeller, die am Ende des ersten Konferenztages 

mit Unterstützung von Kurita 

Europe GmbH und Purolite GmbH durchgeführt 

werden konnte, boten sich den 

Teilnehmern immer wieder Gelegenheiten 

zum fachlichen Austausch und zum Netzwerken, 

die für die Entscheidungsfindung 

unerlässlich sind. Der Erfahrungsaustausch 

mit den Kollegen, das Anbahnen 

und Auffrischen von Kontakten und die 

Kraftwerk 2019“, die am 23. und 24. Oktober 

2019, im Maritim Hotel in Würzburg 

zum 55. Mal der Treffpunkt der internationalen 

Kraftwerkschemie sein wird. 

Das Call for Papers zu dieser Veranstaltung 

wird in Kürze starten. Die Fachausstellung 

kann bereits jetzt gebucht werden. 

Informationen zur „Chemie im Kraftwerk 

2019“ erhalten Sie von Dr. Andreas Wecker 

(fachliche Betreuung, andreas.wecker@ 

vgb.org), Ines Moors, (Organisation, ines. 

moors@vgb.org) und Angela Langen (Fachausstellung, 

angela.langen@vgb.org). l 

48


Tagungsbericht: VGB Chemie im Kraftwerk 2018 

49

VGB PowerTech e. V. ist der internationale Fachverband für die Erzeugung und Speicherung von Strom- und 

Wärme und Sitz in Essen. Seit seiner Gründung im Jahr 1920 hat sich der VGB PowerTech zum internationalen 

technischen Kompetenzzentrum für die Betreiber von Kraftwerken und Energieanlagen entwickelt. Die Mitglieder 

aus 33 Ländern repräsentieren eine Erzeugungsleistung von rund 302.000 MW mit einem breiten Spektrum von 

Anlagen und allen Erzeugungsarten. 

Zur Erweiterung unseres Portfolios und Verstärkung unseres Teams suchen wir zum nächstmöglichen Termin einen: 

Ingenieur (m/w/d) Windenergieanlagen 

Der Bereich Erneuerbare Energien der VGB PowerTech Service GmbH, der Wirtschaftsgesellschaft des VGB PowerTech 

e.V., baut seine Dienstleistungen im Bereich der Inspektion und Untersuchung von Windkraft anlagen 

deutlich aus. Die Untersuchungen werden in der Regel vor Ort bei den Mitgliedsunternehmen und Kunden durchgeführt. 

Gewonnene Erkenntnisse werden durch den fortlaufenden Erfahrungsaustausch innerhalb der VGB-Gremien 

sowie regelmäßig angebotene Workshops und Seminare weitergegeben und tragen zur Erhöhung der Sicherheit, 

Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit bei. Besonderer Mehrwert wird durch die interdisziplinäre und 

enge Zusammenarbeit mit dem VGB-Werkstofflabor sowie dem Bereich Bau- und Montageüberwachung erzielt. 

Das Aufgabengebiet umfasst: 

| Selbstständige Durchführung wiederkehrender Prüfungen in den Anlagen der Kunden im In- und Ausland 

| Ableitung von notwendigen Maßnahmen für den weiteren Betrieb der Anlagen 

| Begleitung von Schadensanalysen 

| Unterstützung der Betreiber bei technischen Verhandlungen mit Herstellern 

| Erstellung von Gutachten für den Weiterbetrieb von Anlagen, inkl. sachverständiger Begutachtung 

| Selbstständiges Erstellen von Untersuchungsberichten 

| Unterstützung bei der Vorbereitung und Durchführung von Seminaren und Workshops 

Wegen der internationalen Ausrichtung unseres Verbandes und der VGB PowerTech Service GmbH suchen wir 

Bewerber mit sehr guten Kenntnissen der englischen und deutschen Sprache in Wort und Schrift. 

Wir suchen für diese Tätigkeit eine kontaktfreudige, kooperative und teamorientierte Persönlichkeit mit sicherem 

Auftreten. 

Wir bieten nach fundierter Einarbeitung und entsprechender Eignung die Möglichkeit einer interessanten und 

abwechslungsreichen Tätigkeit mit einer leistungsgerechten Vergütung und guten Sozialleistungen. 

Interessierte Bewerber bitten wir um Zusendung aussagefähiger Bewerbungsunterlagen unter Angabe des frühesten 

Eintrittstermins und der Gehaltsvorstellung an die Personalabteilung der VGB PowerTech Service GmbH. 


Personalabteilung 

Frau Koprek 

Deilbachtal 173 

45257 Essen 

Telefon: +49 201 4862-211 

E-Mail: b.koprek@ksg-gfs.de 

www.vgb.org






Zur Verstärkung unseres Laborbereichs suchen wir zum nächstmöglichen Termin einen: 

Dipl.-Ingenieur/Masterabsolvent (m/w/d) Werkstofftechnik 

Das Werkstofflabor der VGB-PowerTech Service GmbH verfügt über eine langjährige Erfahrung auf dem Gebiet 

der Schadensanalytik und Untersuchung von Werkstoffen im Bereich der Kraftwerkstechnik. Mit 14 Beschäftigten 

werden neben den Untersuchungen im hauseigenen Labor auch Lebensdaueruntersuchungen bei unseren Mitgliedsunternehmen 

vor Ort durchgeführt. Besonderer Mehrwert wird durch die interdisziplinäre und enge Zusammenarbeit 

mit unserem Bereich Wasserchemie erzielt. 

Das Aufgabengebiet umfasst: 

| Eigenständige Abwicklung von Untersuchungsaufträgen inkl. Erstellung von Untersuchungsberichten 

in deutscher und englischer Sprache 

| Unterstützung des Abteilungsleiters bei der Koordination der Auftragsabarbeitung im Werkstofflabor 

| Durchführung und Koordination von revisionsbegleitenden Arbeiten bei unseren Kunden im 

In- und Ausland (auch außereuropäisch) 

| Bauleitertätigkeit als Aufsichtsführender vor Ort, Koordination von Fremdfirmen 

| Mitarbeit und Koordination bei Forschungsarbeiten 

Wir erwarten vom Bewerber folgende Kenntnisse, Fähigkeiten und Erfahrungen: 

| Abgeschlossenes Studium der Fachrichtung Werkstofftechnik (Master, Diplom) 

| Mindestens eine 1-jährige Berufserfahrung im Bereich eines Schadenslabors 

| Sehr gute Erfahrung mit der Durchführung der ambulanten Metallographie, 

inkl. eigenständige Bewertung der Ergebnisse 

| Reisebereitschaft bis zu 50 % 

| Sehr gute Englischkenntnisse in Wort und Schrift 

Wegen der internationalen Ausrichtung unseres Verbandes und der VGB PowerTech Service GmbH suchen wir 

Bewerber mit sehr guten Kenntnissen der englischen und deutschen Sprache in Wort und Schrift. 

Wir suchen für diese Tätigkeit eine kontaktfreudige, kooperative und teamorientierte Persönlichkeit mit sicherem 

Auftreten. 


abwechslungsreichen Tätigkeit mit einer leistungsgerechten Vergütung und guten Sozialleistungen. 

Interessierte Bewerber bitten wir um Zusendung aussagefähiger Bewerbungsunterlagen unter Angabe des frühesten 

Eintrittstermins und der Gehaltsvorstellung an die Personalabteilung der VGB PowerTech Service GmbH. 



Frau Koprek 


45257 Essen 

Telefon: +49 201 4862-211 

E-Mail: b.koprek@ksg-gfs.de 

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Stickstoffbasierte Emissionen aus zirkulierenden Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen VGB PowerTech 3 l 2019 

Entstehung von stickstoffbasierten 

Emissionen in zirkulierenden 

Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen 


Abstract 

Formation of nitrogen-based emissions 

in circulating fluidised bed combustion 

plants 

The generation of nitrogen-based emissions is, 

adjacent to the well-known dependence on the 

combustion temperature, also linked to the supply 

of oxygen in the combustion zone. The empirical 

based assumptions could be proved for 

the large scale by measurements of the generated 

raw gas in circulating fluidised bed incinerators. 

While the emissions of NO 2 , N 2 O, HCN and 

NH 3 decrease exponentially with decreasing 

concentrations of oxygen, the curve progression 

of the generation of NO is similar to an upwards 

opened parabola with a vertex at about 

2.2 Vol.-%. Based on these interrelationships, 

an optimum working point for the minimization 

of nitrogen-based emissions can be defined 

at an oxygen concentration in the raw gas of 

about 4 Vol.-%. The adaption of this parameter 

leads among the reduction of the NO x -concentration 

to an improvement of the plant efficiency 

due to a reduction of the required power demand 

of blowers. The variation of the oxygen 

concentration in the raw gas should be executed 

stepwise while taking further parameters (such 

as fluctuations of the fuel parameters in combination 

with different oxygen demands leading 

to peaks of the CO and C org emissions) into account. 

Next to the continuous decrease of the 

NO x concentrations, a short-term reduction of 

this parameter to avoid imminent off-limit conditions 

is possible. 

l 

Autor 

Stefan Zeltner M.Sc. 

Universität Kassel 

Fachgebiet Abfalltechnik 

Fachbereich 14 - Umweltingenieurwesen 

Kassel, Deutschland 

Hintergrund 

Stickstoffbasierte Emissionen rückten in 

der nahen Vergangenheit verstärkt in den 

Fokus. Besonders der Dieselskandal und 

die dabei entlarvte Manipulation der Stickoxidwerte 

erregte eine enorme öffentliche 

Aufmerksamkeit. Auch in der Fachwelt regten 

die Verschärfung des Halbstundenmittelwertes 

von 200 auf 150 mg/m 3 N, die 

Einführung des Jahresmittelwertes von 

100 mg/Nm 3 für Neuanlagen und die Begrenzung 

der Ammoniak-Konzentration 

auf 15 bzw. 10 mg/m 3 N jeweils zum 

01.01.2016 Diskussionen an, wie und mit 

welcher Technik die neuen Grenzwerte 

eingehalten werden können. 

Insbesondere die SNCR-Technik wird 

durch die verschärften Grenzwerte an ihre 

Grenzen gebracht. Diese Entstickungsmethode 

benötigt für hohe Wirkungsgrade 

ein sehr schmales Temperaturfenster, das 

insbesondere bei Abfallverbrennungsanlagen 

durch die schwankenden Brennstoffparameter 

nicht immer zuverlässig einzuhalten 

ist. 

Mit der Aufnahme der jährlichen N 2 O-Messung 

in die BAT 5 der finalen Version des 

BVT-Merkblatts Abfallverbrennung wurde 

dem Lachgas (N 2 O) als einer weiteren 

Stickstoffverbindung Aufmerksamkeit geschenkt. 

Diese Verbindung besitzt im Vergleich 

zu CO 2 das 300-fache Treibhauspotential 

und gilt aus diesem Grund als stark 

klimaschädlich [Bührke 2012]. 

Da die Bildung von Stickoxiden und Lachgas 

in erster Linie über die Zwischenstufe 

Cyanwasserstoff (HCN) abläuft, wird im 

Folgenden auch diese Abgaskomponente 

betrachtet, wenngleich sie bislang kein 

überwachungspflichtiger Abgasbestandteil 

ist. 

Bildung von Stickstoffverbindungen 

Die Bildung von stickstoffbasierten Emissionen 

ist sehr stark von den sich einstellenden 

Gleichgewichten abhängig. In vielen 

Fällen wird das Hauptaugenmerk aufgrund 

der Bildung von thermischem NO x auf die 

Temperatur gelegt. 

Der folgende Beitrag zeigt auf, dass auch 

durch eine gezielte Einstellung des Sauerstoffsollwertes 

im Rohgas die Konzentrationen 

der bei der Verbrennung entstehenden 

Stickstoffverbindungen minimiert 

werden können. Um die Beeinflussung der 

Gleichgewichte und die damit verbundenen 

Konzentrationsänderungen beschreiben 

zu können, wird zunächst auf die 

grundsätzlichen Bildungsmechanismen 

der eingangs erwähnten Verbindungen 

eingegangen. 

Stickstoffmonoxid (NO) ist aufgrund des 

im Regelfall höchsten Rohgasanteils der 

wichtigste Vertreter der stickstoffbasierten 

Emissionen. NO kann auf drei verschiedenen 

Bildungswegen entstehen, wobei die 

maximal herrschende Verbrennungstemperatur 

einen maßgeblichen Einfluss auf 

die stattfindenden Mechanismen nimmt. 

Neben der NO-Bildung aus dem im Brennstoff 

enthaltenen Stickstoff kann ab Temperaturen 

von 1.000 °C durch die Reaktion 

von Sauerstoff mit dem mit der Verbrennungsluft 

zugeführten diatomaren Stickstoff 

(N 2 ) das sogenannte „Thermische 

NO“ durch den Zeldovic-Mechanismus entstehen 

(s. B i l d 1 ). Zusätzlich tritt ab 

Temperaturen von 1.200 °C der Fenimore- 

Mechanismus auf, bei dem in sauerstoffarmen 

Bereichen das sogenannte prompte 

NO durch Radikalreaktionen gebildet 

wird. Dieser Reaktionsweg spielt im Vergleich 

zu den zuerst genannten Mechanismen 

aber eine untergeordnete Rolle. 

Da bei der Wirbelschichtfeuerungstechnik 

Temperaturen von 1.000 °C nur sehr selten 

überschritten werden, wird im Folgenden 

das Augenmerk auf die NO-Bildung aus 

dem Brennstoff gelegt. [Schrod 1985] 

Wie aus B i l d 1 hervorgeht, läuft die Bildung 

von Stickstoffmonoxid aus dem 

Brennstoffstickstoff über mehrere Zwischenstufen 

(NH 3 /HCN und NH i ) ab. Das 

Gleichgewicht zwischen der NO- und der 

N 2 -Entstehung ist stark vom Sauerstoffpartialdruck 

abhängig und kann durch eine 

gezielte Anpassung des Sollwertes der Sauerstoffkonzentration 

im Rohgas beeinflusst 

werden, worauf im weiteren Verlauf näher 

eingegangen wird. Im Bereich der Abfallverbrennung 

werden üblicherweise wegen 

der Vorgaben für Emissionsgrenzwerte die 

Komponenten Stickstoffmonoxid und 

Stickstoffdioxid (NO 2 ) zum Summenpara- 

52


Stickstoffbasierte Emissionen aus zirkulierenden Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen 

Brennstoff 

N 

Luftstickstoff 

N 2 

NCN 

meter NO x zusammengefasst, wobei mit 

95 Ma.-% überwiegend NO gebildet wird. 

Die laut Definition ebenfalls zu den Stickoxiden 

gehörenden Komponenten N 2 O 3 , 

N 2 O 4 sowie N 2 O 5 und bislang auch N 2 O 

spielen dabei eine untergeordnete Rolle. 

[Schrod 1985] 

NO 2 wird im Wesentlichen aus bereits bei 

der Verbrennung entstandenem NO beim 

anschließenden Übergang aus der heißen 

Verbrennungszone in kühlere Bereiche bei 

Temperaturen unter 800 °C gebildet. Zum 

Ablauf dieser Reaktionen ist die Anwesenheit 

von O-, H- oder OH-Radikalen nötig. 

Die Bildung von NO 2 ist demnach stark von 

den Verbrennungsbedingungen bzw. der 

Vollständigkeit des Gasausbrands abhängig. 

Aufgrund der üblicherweise sehr konstant 

ablaufenden Verbrennung in Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen 

liegt NO 2 im 

Regelfall in relativ niedrigen Konzentrationen 

vor. 

Cyanwasserstoff (HCN, Trivialname Blausäure) 

ist neben Ammoniak (NH 3 ) ein bedeutendes 

Zwischenprodukt bei der Bildung 

von weiteren Stickstoffverbindungen 

wie NO, NO 2 und N 2 O (B i l d 1 ). Die mögliche 

Bildung von HCN ist stark abhängig 

von der Bindungsform des Stickstoffs in 

der Brennstoffstruktur. Ist der im Brennstoff 

enthaltene Stickstoff hauptsächlich 

an Heteroaromaten gebunden, wird vorwiegend 

Cyanwasserstoff gebildet. Heteroaromaten 

sind insbesondere in älteren 

Brennstoffen wie Kohle gebunden. Aus diesem 

Grund ist bei der Verbrennung von 

Abfällen allenfalls mit sehr geringen HCN- 

Konzentrationen zu rechnen. [Vitovec 

1999] 

Für die Anwesenheit von Ammoniak (NH 3 ) 

im Rauchgas von Verbrennungsanlagen 

gibt es zwei mögliche Gründe. Zum einen 

können Ammoniakemissionen als sogenannter 

Schlupf aus der SNCR-Entstickungsstufe 

resultieren. Als Reduktionsmittel 

dienen bei diesem Verfahren im Regelfall 

Ammoniak oder Harnstoff. Dabei 

reagiert Ammoniak direkt mit den im 

Rauchgas enthaltenen Stickoxiden; Harnstoff 

zerfällt zunächst zu CO und NH 2 , wodurch 

die eigentliche Entstickungsreaktion 

NH 3 

NH i 

N 2 

+O 2 

+OH,H 

+OH,O,O 2 

NO-Recycle 

thermisches NO 

+NO 

+OH,O,O 2 

+CH, CH 3 

Bild 1. Bildungspfade von NO und N 2 aus dem im Brennstoff und in der Verbrennungsluft 

enthaltenen Stickstoff (Anm.: es werden zur besseren Übersichtlichkeit jeweils nur die 

beteiligten Ausgangsstoffe für die Reaktionen, nicht dagegen die Gesamtheit aller Produkte 

für die jeweiligen Reaktionen angeführt.) [nach Hafner 2004, modifiziert]. 

+NH i 

NO 

etwas verzögert stattfindet. Für die Vorgänge 

des SNCR-Verfahrens ist für hohe 

Umsatzraten bzw. einen hohen Wirkungsgrad 

die Einhaltung eines engen Temperaturfensters, 

bestenfalls zwischen 900 und 

1.050 °C, erforderlich. Bei niedrigeren 

Temperaturen kommt es zum Ammoniak- 

Schlupf, da unter diesen Umständen die 

Aktivierungsenergie für die Entstickungsreaktion 

nicht ausreicht. Liegt die Temperatur 

oberhalb des optimalen Fensters, 

wird das eingedüste Reduktionsmittel zunehmend 

oxidiert und führt zu zusätzlichen 

NO x -Emissionen, die den Gesamtwirkungsgrad 

der SNCR-Stufe senken. [Schüttenhelm 

2015] 

Zum anderen kann Ammoniak bei der Verbrennung 

selbst gebildet werden. Dieser 

Mechanismus tritt ein, wenn für die vollständige 

Oxidation des Stickstoffs nicht 

genügend Sauerstoff zur Verfügung steht. 

Wie B i l d 1 zu entnehmen ist, wird für die 

im Anschluss an die Ammoniakbildung 

stattfindenden Reaktionsmechanismen 

Sauerstoff benötigt. Wird eine Verbrennungsanlage 

bei sehr niedrigem Luftüberschuss 

betrieben, können durch die mit 

schwankenden Brennstoffqualitäten einhergehenden 

Heizwertschwankungen und 

die daraus resultierenden unterschiedlichen 

Sauerstoffzehrraten Betriebszustände 

mit zeitweise (lokalem) Sauerstoffmangel 

entstehen. Neben CO-Peaks, die üblicherweise 

als Indikator für eine unvollständige 

Verbrennung gelten, können während 

dieser Phasen auch Ammoniak-Spitzen 

auftreten. Der bei der Verbrennung 

entstehende Ammoniak resultiert im Gegensatz 

zu HCN aus Brennstoffen mit aminischen 

Strukturen. Diese sind hauptsächlich 

in jüngeren Brennstoffen wie Biomasse 

oder Abfall wiederzufinden. Aus diesem 

Grund ist anzunehmen, dass die NO-Bildung 

bei der Abfallverbrennung hauptsächlich 

über den NH 3 -Pfad abläuft. 

Lachgas (N 2 O) wird vorwiegend in einem 

verhältnismäßig niedrigen Temperaturbereich 

zwischen 700 und 900 °C gebildet. 

Bei höheren Verbrennungstemperaturen 

überwiegen die Zersetzungs- gegenüber 

den Bildungsmechanismen. Basierend auf 

diesem Zusammenhang rückt die Wirbelschichttechnik 

im Vergleich zu konventionellen 

Rostfeuerungen aufgrund der vergleichsweise 

niedrigen Verbrennungstemperaturen 

zunächst in den Fokus. 

N 2 O entsteht grundsätzlich aus den im 

Brennstoff enthaltenen Stickstoffverbindungen, 

wobei sowohl ein homogener als 

auch ein heterogener Bildungsmechanismus 

stattfinden kann. 

Die homogene Gasphasenreaktion aus den 

im Brennstoff enthaltenen flüchtigen Stickstoffverbindungen 

läuft wie auch die NO- 

Bildung über die Zwischenstufen NH 3 oder 

HCN ab. Bei Laborversuchen stellte sich 

heraus, dass im Vergleich zum NH 3 -Bildungspfad 

etwa zehn Mal mehr Lachgas 

über den HCN-Bildungsweg entsteht 

[Kramlich 1989]. Aus diesem Grund ist für 

die potentielle Lachgasentstehung hauptsächlich 

HCN als Zwischenprodukt zu beachten. 

Wie bei der HCN-Bildung bereits 

erläutert, ist bei der Verbrennung von Abfällen 

grundsätzlich von verhältnismäßig 

geringen HCN-Konzentrationen auszugehen, 

wodurch auch die Bildung von Lachgas 

stark gehemmt wird. Liegt für die Oxidation 

von HCN zu NO ausreichend Sauerstoff 

vor, ist bei Wirbelschichtanlagen trotz 

der geringen Verbrennungstemperaturen 

von niedrigen Lachgaskonzentrationen 

auszugehen. Sinkt allerdings im Zuge von 

starken Heizwertschwankungen der Sauerstoffpartialdruck 

aufgrund der damit 

einhergehenden erhöhten Sauerstoffzehrung, 

treten zeitweise (lokale) sauerstoffarme 

Bereiche auf, wodurch die Zwischenprodukte 

HCN und NH 3 nicht weiter oxidiert 

werden können. Bei diesem Betriebszustand 

ist folglich mit vereinzelten N 2 O- 

Peaks zu rechnen. [Wargadalam 2000] 

Neben der homogenen Gasphasenreaktion 

kann Lachgas auch durch einen heterogenen 

Bildungsweg entstehen. Diese Reaktionen 

laufen zeitlich etwas verzögert im 

Anschluss an die homogene Lachgasbildung 

ab. Bei diesem Mechanismus finden 

Oberflächenreaktionen an den Feststoff(- 

flugstaub-)teilchen statt. Die dort vorhandenen 

C-, CN- und CNO-Stellen können in 

Verbindung mit den in der Gasphase enthaltenen 

Radikalen zu N 2 O reagieren oder 

die Bildung katalytisch fördern. Wie auch 

bei anderen Stickstoffverbindungen wird 

bei der Lachgasbildung davon ausgegangen, 

dass der homogene Bildungspfad 

überwiegt. [Vitovec 1999] 

Zusammenfassend lässt sich festhalten, 

dass neben der Temperatur auch der herrschende 

Sauerstoffgehalt im Rohgas einen 

maßgeblichen Einfluss auf die Bildung von 

stickstoffbasierten Emissionen nimmt. Ein 

hoher Sauerstoffpartialdruck verändert 

die Reaktionsgleichgewichte bei der NO- 

Bildung. Eine hohe Sauerstoffkonzentration 

fördert demnach die Bildung von NO, 

wobei gleichzeitig die gewünschte Bildung 

von unschädlichem N 2 vermindert wird. 

Sinkt die Sauerstoffkonzentration, steht 

53


für die vollständige Oxidation des im 

Brennstoff enthaltenen Stickstoffs nicht 

genügend Sauerstoff zur Verfügung. Die in 

B i l d 1 dargestellten Reaktionen enden 

bei den Zwischenprodukten NH 3 und HCN, 

wodurch diese Konzentrationen entsprechend 

ansteigen. Durch eine geringe Sauerstoffverfügbarkeit 

werden aufgrund der 

sich einstellenden unterstöchiometrischen 

Verhältnisse vermehrt Radikale gebildet, 

welche die Entstehung von NO 2 sowie N 2 O 

fördern. 

Abgesehen von der Komponente Stickstoffmonoxid 

ist bei einer starken Absenkung 

der Rohgas-Sauerstoffkonzentration also 

davon auszugehen, dass die Konzentrationen 

der Parameter NO 2 , N 2 O, NH 3 und 

HCN ansteigen. Dieser Zusammenhang 

wurde in den im Folgenden beschriebenen 

Versuchsreihen überprüft. 

Durchführung der Messreihen 

Zur Bestimmung des Einflusses der Sauerstoffkonzentration 

auf die Entstehung von 

Stickstoffmonoxid und Ammoniak wurden 

Messreihen an zwei verschiedenen Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen 

(Anlage A 

und Anlage B) durchgeführt. Um die Vergleichbarkeit 

sicherzustellen, fanden die 

Untersuchungen stets bei Volllastbetrieb 

bei regulären Betriebsbedingungen statt. 

Die größtenteils baugleichen Anlagen unterscheiden 

sich neben der Feuerungswärmeleistung 

im Wesentlichen hinsichtlich 

des Sauerstoff-Sollwertes im Abgas sowie 

der Brennstoffzusammensetzung. An Anlage 

A ist ein Sollwert für die Sauerstoffkonzentration 

im Rohgas von 4,4 Vol.-% vorgegeben, 

die tatsächliche Konzentration variiert 

aufgrund von Schwankungen der 

Brennstoffparameter. An Anlage B wird ein 

Sollwert von 5,5 Vol.-% vorgegeben, dessen 

realer Wert ebenfalls entsprechend 

schwankt. Der Brennstoffmix der Anlagen 

unterscheidet sich dahingehend, dass im 

Gegensatz zu Anlage A an Anlage B neben 

EBS auch Faserreststoffe in nennenswertem 

Umfang in die Feuerung gegeben werden. 

Diese Reststoffe fallen als Abfallprodukt 

in der sich auf dem gleichen Gelände 

befindlichen Papierfabrik an. Die über die 

Faserreststoffe zugegebene Brennstoffleistung 

belief sich während der Messreihen 

auf ca. 10 MW (ca. 7,5 % der Nennleistung). 

Aus B i l d 2 geht eine klare Abhängigkeit 

der NO-Konzentration von der herrschenden 

Sauerstoffverfügbarkeit hervor. Entsprechend 

des theoretischen Ansatzes besteht 

zwischen 3 und 8 Vol.-% O2 ein linearer 

Zusammenhang zwischen den beiden 

Parametern. Bei einer beispielsweisen Absenkung 

des Sauerstoffgehaltes von 7 auf 

3 Vol.-% wird die NO-Konzentration von 

ca. 140 mg/m 3 N auf einen Wert von 70 mg/ 

m 3 N halbiert. Unterhalb von 3 Vol.-% finden 

zunehmend Radikalreaktionen statt, 

welche die NO-Bildung wiederum fördern. 

c(NO) in mg/m 3 N,tr 

180 

160 

140 

120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 

Der Einfluss der Sauerstoffkonzentration 

auf die Parameter NO, NO 2 , N 2 O, NH 3 und 

HCN wurde an Anlage A untersucht, an Anlage 

B fand ausschließlich die Ermittlung 

dieses Einflusses auf die Parameter NO und 

NH 3 statt. Die Messpunkte befanden sich 

bei beiden Anlagen an der gleichen Stelle 

im Rohgaskanal am Eintritt des Economisers, 

da dort die für das Messsystem maximal 

zulässige Abgastemperatur eingehalten 

werden konnte. 

Die genannten Parameter wurden mit dem 

nach DIN EN 15267 zertifizierten GASMET 

CX4000 FTIR Gas Analysator von Ansyco 

bestimmt. Das zu analysierende Gas wird 

dabei mittels eines Sondenkopfes entnommen 

und über eine beheizte Leitung zum 

externen Analysator geführt. Die verwendete 

FTIR-Technologie eignet sich besonders 

für die gleichzeitige Bestimmung von 

vielen, im Infrarotbereich absorbierenden 

Abgasbestandteilen. Da diatomare homonucleare 

Verbindungen wie O 2 oder N 2 

durch die Infrarotspektroskopie nicht gemessen 

werden können, wurde zur Sauerstoffbestimmung 

ein separater Analysator 

vom Typ PMA 10 von M&C mit vorgeschalteter 

Kühlung (CSS-M von M&C) verwendet. 

Durch das eingestellte Messintervall 

von 20 Sekunden konnte innerhalb kurzer 

Zeitspannen eine große Datenmenge erfasst 

werden, so dass viele Verbrennungszustände 

und deren Schwankungen genommen 

und analysiert werden konnten. 

Einfluss der 

Sauerstoffkonzentration auf die 

Entstehung von NO 

Der Sauerstoffpartialdruck in der Brennkammer 

ist eine wesentliche Einflussgröße 

für die Bildung von NO. Diese verschiebt 

bei einer hohen Sauerstoffverfügbarkeit 

das Gleichgewicht der Bildungsmechanismen 

in Richtung NO, bei einer niedrigen 

Sauerstoffkonzentration kommt es vermehrt 

zur Reduktion zu N 2 . 

O 2,roh in Vol.-% 

NO - Anlage A 

NO - Anlage B 

Bild 2. Abhängigkeit der NO-Konzentrationen vom Rohgas-Sauerstoffgehalt am Beispiel zweier 

Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen. 

Dieser theoretische Ansatz wurde durch 

Rohgasmessungen im realen Anlagenbetrieb 

überprüft. An den beiden Anlagen A 

und B wurden mit Hilfe der zur Verfügung 

stehenden Messtechnik parallel die Konzentrationen 

von NO und O 2 aufgenommen 

und ausgewertet. Die Anlagen weisen 

grundsätzlich aufgrund der verschiedenen 

Sollwerte für die Sauerstoffkonzentration 

im Rohgas unterschiedliche Bereiche der 

Punktescharen auf. Das breite Spektrum 

der Sauerstoffkonzentrationen, wie dies 

insbesondere bei Anlage A der Fall ist, ist 

auf die Heterogenität des Brennstoffs mit 

einer daraus resultierenden schwankenden 

Sauerstoffzehrung zu erklären. Auf 

diese Weise konnten für Sauerstoffkonzentrationen 

im Bereich zwischen 1 und 8 Vol.- 

% die resultierenden NO-Konzentrationen 

ermittelt werden siehe B i l d 2 ). 

Für den praktischen Anlagenbetrieb ist damit 

festzuhalten, dass durch eine gezielte 

Absenkung des Sollwertes für die Sauerstoffkonzentration 

im Rohgas eine Minderung 

der NO-Konzentration bewirkt werden 

kann. Vor dem Hintergrund der im 

Laufe der Jahre immer strenger gewordenen 

Grenzwerte bietet die präzise Anpassung 

des O 2 -Sollwertes somit neben den 

üblichen Entstickungstechnologien eine 

Möglichkeit, die resultierenden Stickoxidwerte 

aktiv zu beeinflussen und die Grenzwerte 

sicher einzuhalten. 

Einfluss der 

Sauerstoffkonzentration auf die 

Entstehung von NH 3 

Ammoniak ist ein Zwischenprodukt bei der 

NO-Bildung und reagiert bei ausreichender 

Sauerstoffverfügbarkeit zu NO bzw. 

N 2 . Dies bedeutet im Umkehrschluss, dass 

bei niedrigen Sauerstoffkonzentrationen 

der für die vollständige Oxidation des gesamten 

Ammoniaks nötige Sauerstoff nicht 

in ausreichender Menge vorhanden ist und 

die Reaktionen bei den Zwischenproduk- 

54


Stickstoffbasierte Emissionen aus zirkulierenden Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen 

ten NH 3 und HCN enden. Aus diesem 

Grund ist bei niedrigen Sauerstoffkonzentrationen 

im Rohgas von erhöhten NH 3 - 

Emissionen auszugehen. 

B i l d 3 verdeutlicht die bei unterschiedlichen 

Sauerstoffkonzentrationen im Rohgas 

resultierenden Ammoniak-Konzentrationen. 

Zur Einordnung der Messwerte 

sind zusätzlich der gemäß 17. BImSchV 

einzuhaltende Halbstundenmittelwert von 

15 mg/m 3 N und der Tagesmittelwert von 

10 mg/m 3 N eingetragen. Auffällig ist dabei 

insbesondere das deutlich größere Grundrauschen 

der NH 3 -Konzentration an Anlage 

A. Ein möglicher Grund hierfür könnte 

zum einen eine höhere Stickstoffkonzentration 

im Brennstoff sein, welche das Niveau 

der resultierenden Ammoniakkonzentration 

entsprechend anhebt. Wahrscheinlicher 

ist jedoch, dass bei Anlage B 

der Abbau von NH 3 durch die Zugabe der 

Faserreststoffe katalytisch unterstützt 

wird. Faserreststoffe weisen im Regelfall 

einen verhältnismäßig hohen Calciumoxidgehalt 

auf (Analysenwerte zwischen 

etwa 6 und 20 Ma.-%). Das Calciumoxid 

(CaO) befindet sich wie auch die im Brennstoff 

enthaltenen Aschebestandteile und 

das Bettmaterial im Umlauf des Primärkreislaufes 

und steht somit bis zur Abtrennung 

im Heißgaszyklon im intensiven Kontakt 

mit den Rauchgasen. CaO wirkt sich in 

der Verbrennung durch den katalytischen 

Effekt oxidierend auf unvollständig verbrannte 

Verbindungen wie beispielsweise 

NH 3 und HCN aus, wodurch auch bei einer 

geringen Sauerstoffkonzentration hohe 

Umsatzraten erzielt werden. Bedingt 

durch diesen Prozess liegen die bei Anlage 

B gemessenen Ammoniakkonzentrationen 

unterhalb der an Anlage A gemessenen 

Werte und weisen ein geringeres Rauschen 

auf. An Anlage A sind mit sinkender Sauerstoffkonzentration 

steigende Ammoniakemissionen 

festzustellen. Somit bestätigt 

sich auch im Falle des Ammoniaks der eingangs 

erwähnte theoretische Zusammenhang. 

Einfluss der Sauerstoffvariation auf 

die Entstehung von NO 2 , N 2 O 

und HCN 

c(NH 3 ) in mg/m 3 N,tr 

35 

30 

25 

20 

15 

10 

5 

0 

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 


NH3 - Anlage A NH3 - Anlage B 

Aufgrund des katalytischen Effekts der Faserreststoffe 

an Anlage B werden die Parameter 

Stickstoffdioxid, Lachgas und Cyanwasserstoff 

nur an Anlage A untersucht. 

Das in den Faserreststoffen enthaltene CaO 

oxidiert die für die NO 2 -Bildung nötigen 

Radikale und führt zur vollständigen Umsetzung 

von N 2 O und HCN zu NO bzw. N 2 

durch die katalytischen Reaktionen, sodass 

die resultierenden Messwerte nur bedingt 

auf die Bildung und das Verhalten der 

stickstoffbasierten Emissionen schließen 

lassen. 

NO 2 , N 2 O und HCN werden wie auch der 

zuvor genannte Ammoniak hauptsächlich 

unter sauerstoffarmen Verbrennungsbedingungen 

gebildet. Für die Entstehung 

von NO 2 und N 2 O sind im Wesentlichen 

Radikale, die vor allem bei einem niedrigen 

Sauerstoffangebot in der Verbrennungszone 

vorhanden sind, verantwortlich. 

HCN ist wie auch NH 3 ein Zwischenprodukt 

bei der Bildung von NO bzw. N 2 

(vgl. B i l d 1 ) und wird bei Sauerstoffmangel 

nicht weiter oxidiert. Aus diesem Grund 

ist zu erwarten, dass die Konzentrationen 

der genannten Parameter bei sinkenden 

Sauerstoffkonzentrationen im Rohgas ansteigen. 

B i l d 4 zeigt die Abhängigkeit der Konzentrationen 

von NO, NO 2 , N 2 O und HCN 

bei unterschiedlichen Sauerstoffkonzentrationen 

an Anlage A. Auch in diesem Fall 

werden die theoretischen Ansätze in vollem 

Umfang bestätigt. Die bei sinkender 

Sauerstoffkonzentration steigende HCN- 

Konzentration fördert die Bildung von 

N 2 O, da Cyanwasserstoff die wichtigste 

Zwischenstufe für die Lachgasbildung darstellt. 

Der enorme Anstieg der NO 2 -Konzentration 

bei einem Sauerstoffgehalt von 

unter 2 Vol.-% im Rohgas verdeutlicht, 

dass zur Senkung der NO x -Konzentrationen 

die Sauerstoffkonzentration nicht zu 

weit reduziert werden darf, da mit dem 

NO 2 -Gehalt die gesetzlich einzuhaltenden 

Stickoxidemissionen bei geringen Sauerstoffkonzentrationen 

unter 2 Vol.-% wieder 

ansteigen. Basierend auf diesen Ergebnissen 

lassen sich Empfehlungen ableiten, 

wie durch die gezielte Anpassung des Sauerstoff-Sollwertes 

im Rohgas eine Senkung 

der stickstoffbasierten Emissionen bewirkt 

werden kann. 

Empfehlungen für den 

Anlagenbetrieb 

1/2h-MW 

d-MW 

Bild 3. Abhängigkeit der NH 3 -Konzentrationen vom Rohgas-Sauerstoffgehalt am Beispiel zweier 

Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen. 

c(NO) in mg/m 3 N,tr 

450 

400 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

50 


Die folgenden Vorschläge zur Anpassung 

der Sauerstoffkonzentration im Rohgas beziehen 

sich ausschließlich auf die Senkung 

der stickstoffbasierten Emissionen. Insbesondere 

bei stark schwankenden Brennstoffqualitäten, 

die durch die damit einher- 

0 

0 

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 

NO NO2 N2O HCN 

100 

1/2h-MW NOx 90 

80 

70 

60 

50 

40 

d-MW NOx 

30 

20 

10 

Bild 4. Auswirkungen der Variation der Rohgas-Sauerstoffkonzentration auf die Verbindungen 

NO, NO 2 , N 2 O und HCN. 

c(N 2 O,HCN) in mg/m 3 N,tr 

55


gehenden Änderungen der Sauerstoffzehrung 

zu feuerungsbedingten Schwankungen 

der Sauerstoffkonzentration im Rohgas 

führen, sollte die Anpassung mit entsprechenden 

Sicherheiten bedacht werden. 

Neben der erwähnten Entstehung von 

NO 2 , N 2 O, NH 3 und HCN ist bei sauerstoffarmen 

Verbrennungsbedingungen zusätzlich 

die Gefahr von CO- und Corg-Spitzen 

gegeben, die im schlechtesten Fall zu 

Grenzwertverletzungen führen können. 

Aus diesem Grund sollte eine vorsichtige, 

schrittweise Anpassung unter Berücksichtigung 

der brennstoffbedingten Schwankungen 

der O 2 -Konzentration durchgeführt 

werden. 

Basierend auf den gewonnenen Ergebnissen 

lässt sich hinsichtlich der stickstoffbasierten 

Emissionen ein optimaler Betriebspunkt 

bei etwa 4 Vol.-% Sauerstoffgehalt 

im Rohgas ableiten. Bei diesem Wert liegen 

die Konzentrationen der Zwischenprodukte 

NH 3 und HCN sowie die radikalbedingten 

NO 2 - und N 2 O-Emissionen in einem 

niedrigen Konzentrationsbereich, während 

die NO-Emissionen bereits auf ein verhältnismäßig 

geringes Niveau abgesunken 

sind. 

Um ein Abfallen der Sauerstoffkonzentration 

durch stark schwankende Brennstoffqualitäten 

zu vermeiden, sollte an den Anlagen 

überprüft werden, wie stark die O 2 - 

Konzentration im üblichen Anlagenbetrieb 

schwankt und gegebenenfalls eine zusätzliche 

Sicherheit bei der Wahl des Sollwertes 

gewählt werden. Dabei müssen allerdings 

gleichzeitig grundsätzlich ungünstigere 

NO- und Stickoxidemissionen in Kauf 

genommen werden. 

Neben der grundsätzlichen Senkung des 

NO x -Wertes im Dauerbetrieb kann durch 

eine kurzfristige Anpassung der Sauerstoffkonzentration 

eine drohende Grenzwertverletzung 

des NO x -Wertes vermieden 

werden. Durch den direkten Zusammenhang 

mit der Sauerstoffkonzentration im 

Rohgas gemäß B i l d 2 kann der NO x -Wert 

beispielsweise bei einer absehbaren Überschreitung 

des Tagesmittelwerts innerhalb 

kurzer Zeit angepasst werden, um den 

Durchschnittswert gezielt auf den zugelassenen 

Grenzwert abzusenken. Somit kann 

die Variation des Sauerstoffgehaltes neben 

einer allgemeinen Minderung der NO x - 

Konzentrationen im Dauerbetrieb auch zur 

kurzzeitigen Verringerung der Emissionen 

genutzt werden. 

Zusätzlich zu den genannten Vorteilen hinsichtlich 

der Senkung von NO x -Emissionen 

bietet eine Absenkung der Sollkonzentration 

von Sauerstoff im Rohgas auch einen 

positiven Einfluss auf die Anlageneffizienz. 

Mit der damit einhergehenden Verringerung 

des Rauchgasvolumenstroms wird 

zum einen das Saugzuggebläse entlastet 

und damit die Leistungsaufnahme vermindert. 

Zum anderen werden weitere Einrichtungen 

zur Luftdosierung wie beispielsweise 

das im Regelfall unter anderem 

nach der Rohgassauerstoffkonzentration 

geregelte Sekundärluftgebläse entlastet. 

Die Absenkungen dieser Leistungsaufnahmen 

wirken sich wiederum positiv auf die 

Energieverbräuche in der Verbrennungsanlage 

aus. Durch die daraus folgenden 

niedrigeren Strömungsgeschwindigkeiten 

werden weitere Reinigungsaggregate wie 

beispielsweise der Gewebefilter entlastet, 

da dieser von einem geringeren Volumenstrom 

durchströmt wird. 

Fazit 

Durch eine Anpassung der Sauerstoffkonzentration 

im Rohgas können stickstoffbasierte 

Emissionen gezielt gesenkt werden. 

Dazu kann der Sollwert für den Sauerstoffgehalt 

im Rohgas im Prozessleitsystem entsprechend 

variiert werden. Eine Absenkung 

dieses Wertes führt zu einer proportionalen 

Verminderung der resultierenden 

NO-Konzentrationen. Dieser Reduktion 

sind mit dem Anstieg der radikalinduzierten 

Entstehung von NO 2 und N 2 O sowie 

der Umsetzung von im Brennstoff enthaltenen 

Stickstoff zu NH 3 und HCN in sauerstoffarmen 

Bereichen allerdings Grenzen 

gesetzt. 

Ab einem Sauerstoffgehalt von kleiner 

3,5 Vol.-% nimmt die Entstehung von stickstoffbasierten 

Emissionen deutlich zu. Zunächst 

erhöht sich die HCN-Konzentration 

ab diesem Wert spürbar. Dieser folgt ab einer 

Konzentration von ca. 3 Vol.-% der Anstieg 

der N 2 O-Emissionen. Ab einem Sauerstoffgehalt 

von weniger als 2,5 Vol.-% 

wird zunehmend NO 2 gebildet, das zusammen 

mit NO, dessen Scheitelpunkt ebenfalls 

bei etwa 2,5 Vol.-% O 2 liegt und ab 

diesem Wert wieder ansteigt, zu einer 

deutlichen Überschreitung des gesetzlich 

vorgeschriebenen NO x -Grenzwertes in diesem 

Konzentrationsbereich führen kann. 

Zur Einordnung der NO- und NO 2 -Werte 

wurden in B i l d 4 die gesetzlich vorgeschriebenen 

Halbstunden- und Tagesgrenzwerte 

ergänzt. Dazu ist anzumerken, 

dass gemäß den Bestimmungen in der 

17. BImSchV zum NO 2 -Wert der etwa 

1,5-fache NO-Wert addiert werden muss, 

um einen Vergleich mit den gesetzlichen 

Grenzwerten anstellen zu können. Es wird 

deutlich, dass bei einem gut eingestellten 

Sauerstoffgehalt im Rohgas unter Umständen 

gänzlich auf den Betrieb der vorhandenen 

Entstickungseinrichtungen verzichtet 

werden kann. Dies ist beispielsweise in Anlage 

A der Fall, bei der die SNCR-Anlage 

nur in sehr seltenen Fällen anspringt. Neben 

der sicheren Einhaltung der Grenzwerte 

können auf diese Weise auch Betriebskosten 

für Reduktionsmittel eingespart 

werden. Liegt der Sauerstoffgehalt im Rohgas 

außerhalb des beschriebenen Bereichs, 

ist der Betrieb eines gut eingestellten Entstickungsverfahrens 

unabdingbar. 

Damit zeigt sich, dass die Wahl des Sollwertes 

für die Sauerstoffkonzentration im 

Rohgas gut überlegt und abgewogen vorgenommen 

werden muss. Ein Wert von etwa 

4 Vol.-% O 2 im Rohgas kristallisierte sich 

hinsichtlich der Entstehung von stickstoffbasierten 

Emissionen als bestmöglicher 

Kompromiss heraus. Die Anpassung dieses 

Werts muss im Anlagenbetrieb schrittweise 

erfolgen und auf weitere Auswirkungen 

hin überprüft werden. Insbesondere bei 

stark schwankenden Brennstoffqualitäten 

muss ein mögliches Abdriften vermieden 

werden, da es in Folge der unterschiedlichen 

Sauerstoffzehrraten zu lokalem Sauerstoffmangel, 

der sich durch Spitzen der 

Parameter CO und Corg bemerkbar macht, 

kommen könnte. 

Die grundsätzlichen Überlegungen bezüglich 

der Bildung von stickstoffbasierten 

Emissionen konnten somit in der Praxis bestätigt 

werden. Neben der langfristigen 

Senkung können durch eine kurzfristige 

Absenkung der Sauerstoffkonzentration 

auch gezielt drohende Grenzwertverletzungen 

vermieden werden. 

Zusätzlich können durch den dadurch verminderten 

Rauchgasvolumenstrom Vorteile 

hinsichtlich des Anlagenwirkungsgrads 

erzielt werden, da die notwendigen Leistungsaufnahmen 

der Gebläse entsprechend 

gesenkt werden. 

Quellen 

Bührke, T.; Wengenmayr, R.: Erneuerbare Energie: 

Konzepte für die Energiewende. 3. Auflage, 

John Wiley & Sons, New York 2012, 182 

S. 

Hafner, K.M.: Untersuchung zur Bildung brennstoffabhängiger 

Stickoxide bei der Abfallverbrennung 

mittels on-line analytischer Messmethoden. 

Dissertation am Wissenschaftszentrum 

Weihenstephan für Ernährung, 

Landnutzung und Umweltanalytik, 

Weihenstephan/München; 2004; 223 S. 

Kramlich J.; Cole J.; McCarthy J.; Lanier W.; Mc- 

Sorley J.: Mechanisms of nitrous oxide formation 

in coal flames. Combustion and Flame 

77, The Combustion Institute; 1989, S. 375- 

384 

Schrod, M.; Semel, J.; Steiner, R.: Verfahren zur 

Minderung von NO x -Emissionen in Rauchgasen. 

In: Chem.-Ing.-Tech. 57, Nr. 9, VCH Verlagsgesellschaft 

mbH, Weinheim, 1985, S. 

717 - 727 

Schüttenhelm, W.; Reynolds, P.; Hukriede, J.: 

Einhaltung verschärfter NO x - und NH 3 - 

Grenzwerte bei bestehenden Anlagen. In: 

Energie aus Abfall, Band 12 (2015), TK Verlag 

Karl Thomé-Kozmiensky, Neuruppin, 

2015, S. 373-390 

Vitovec, W.: Pyrogene N 2 O-Emissionen. ACCC- 

Workshop “N 2 O und das Kyoto-Ziel“, EVN 

AG Umweltcontrolling und Sicherheit, 

1999, 18 S. 

Wargadalam, V.J.; Löffler, G.; Winter, F.; Hofbauer, 

H.: Homogenous Formation of NO and 

N 2 O from the Oxidation of HCN and NH 3 at 

600-1000 °C. Combustion and Flame 120; 

Elsevier Science Inc., 2000, S. 465-478 l 

56


Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Windindustrie 

Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – 

Pflicht für Betriebsführer der 

Windindustrie?! 


Abstract 

Audit according to § 8a BSI-act – 

obligation for operators of the wind 

industry? 

The world of the renewables is completely different 

and not comparable to the “old” word. The 

wind industry is [according to structural particularities] 

as well not able to deal in a good 

way with the IT-security catalogue according to 

§ 11 Ib EnWG, issued in December 2018. 

(Technical) Operators in the wind industry 

have to deal with § 8a BSI-law. This leads to 

structural consequences. While the main contact 

in the case for IT security catalogue is the 

“Bundesnetzagentur”, the main contact for § 8a 

BSIG companies is the “Bundesamt für Sicherheit 

in der Informationstechnik”. As well the 

powerful German accreditation body DakkS is 

not involved in the § 8a BSIG processes. 

A big challenge for technical operators [dealing 

with more than 420 MW] is the fact, that they 

normally had to present the results of the § 8a 

BSIG audits to the BSI already in 2018, while 

classic energy producers dealing with the IT-security 

catalogue must be successfully audited 

until March 2021. 

In this essay we introduce to you who is allowed 

to do the audit. Audit teams doing the § 8a BSIG 

audits have to fulfill more / different requirements 

than auditors doing the IT-security catalogue 

audits. 

As well we will present to you the process of auditing. 

The § 8a BSIG processes can as well not 

be compared with the audits according to the 

IT-security catalogue. Furthermore, the auditing 

standard ISO 27006 is not applicable for 

technical operators in the wind industry. 

Of course, we introduce to you the powerful BSI 

tools, which you should know and use in the 

case of § 8a BSIG. 

l 

Wer ist überhaupt von § 8a BSI- 

Gesetz betroffen? 

Gemäß der BSI Kritis-Verordnung sind derzeit 

folgende Stromerzeugungsanlagen ab 

einem Schwellenwert von 420 MW als kritische 

Infrastruktur anzusehen: 

–– 

Energieerzeugungsanlagen 

–– 

Erzeugungsanlagen mit Wärmeauskopplung 

–– 

Dezentrale Energieerzeugungsanlagen 

–– 

Speicheranlagen 

–– 

Anlagen oder Systeme zur Steuerung / 

Bündelung elektrischer Leistung 

Die ersten vier Anlagenkategorien fallen 

unter den am 19.12.2018 veröffentlichten 

IT-Sicherheitskatalog nach § 11 Abs. 1b 

EnWG. Hiernach muss der Nachweis einer 

Zertifizierung gemäß des IT-Sicherheitskataloges 

bis zum 31.03.2021 erfolgen. 

Folglich fallen Anlagen oder Systeme zur 

Steuerung/Bündelung elektrischer Leistung 

unter die Prüfpflicht nach § 8a BSI- 

Gesetz. 

Nun stellen sich natürlich folgende Fragen: 

–– 

Ist das § 8a BSI-Gesetz etwas Neues? 

–– 

Bis wann muss denn hier etwas getan 

oder nachgewiesen werden? 

Zum einen gab es § 8a BSI-Gesetz bereits 

vor dem 02.05.2016, d.h. dem Tag vor dem 

Inkrafttreten des Kritis-VO im Bundesgesetzblatt. 

Somit ist das Gesetz nichts neues. 

Gemäß § 8a Absatz 3 Satz 1-3 BSIG gilt: 

„Die Betreiber kritischer Infrastrukturen 

haben mindestens alle zwei Jahre die Erfüllung 

der Anforderungen nach § 8a Absatz 

1 auf geeignete Weise nachzuweisen. 

Der Nachweis kann durch Sicherheitsaudits, 

Prüfungen oder Zertifizierungen erfolgen. 

Die Betreiber übermitteln dem BSI 

die Ergebnisse der durchgeführten Audits, 

Prüfungen oder Zertifizierungen einschließlich 

der dabei aufgedeckten Sicherheitsmängel.“ 

Da auf § 8a Absatz 1 BSI-Gesetz verwiesen 

wird, muss dieser Absatz an dieser Stelle 

natürlich ebenfalls noch kurz wie folgt wiedergegeben 

werden: 

„Betreiber kritischer Infrastrukturen sind 

verpflichtet, spätestens zwei Jahre nach Inkrafttreten 

der Rechtsverordnung nach § 

10 Abs. 1 BSI-Gesetz (Hiermit ist die BSI- 

Kritis-VO gemeint, Anmerkung des Autors) 

angemessene organisatorische und technische 

Vorkehrungen zur Vermeidung von 

Störungen der Verfügbarkeit, Integrität, 

Authentizität und Vertraulichkeit ihrer informationstechnischen 

Systeme, Komponenten 

oder Prozesse zu treffen, die maßgeblich 

sind. 

Dabei soll der Stand der Technik eingehalten 

werden. Organisatorische und technische 

Vorkehrungen sind angemessen, 

wenn der dafür erforderliche Aufwand 

nicht außer Verhältnis zu den Folgen eines 

Ausfalls oder einer Beeinträchtigung der 

betroffenen Kritischen Infrastruktur steht.“ 

De facto waren somit Unternehmen, welche 

unter den Anlagentyp 1.1.5 „Anlagen 

oder Systeme zur Steuerung / Bündelung 

elektrischer Leistung“ fallen dazu verpflichtet, 

den Nachweis nach § 8a BSI-Gesetz 

bis 3. Mai 2018 zu erfüllen. Wir schreiben 

derzeit das Jahr 2019, d.h. die vorstehend 

benannte Frist ist somit de facto 

eigentlich abgelaufen. 

Dies führt wiederum zu der nächsten Frage: 

Inwieweit fallen Windparks überhaupt unter 

den Anlagentypus 1.1.5 und sind damit 

Autor 

Prof. h.c. PhDr. Dipl.-Kfm./ 

Dipl.-Vw. Stefan Loubichi 

international experienced lead auditor for 

managementsystems (ISO 27001, ISO 

14001, ISO 9001, ISO 45001, ISO 

26000), auditor according to § 8a BSI-law 

and IT-security catalogue 


KRITIS-Betreiber 

gemäß BSI-Kritis- 

Verordnung (bis auf 

die nachfolgend 

aufgelisteten 

Sonderfälle) 

Pflicht zur Umsetzung 

IT-Sicherheit 

nach Stand der 

Technik 

Ja. 

Konkretisierung in 

Branchen möglich. 

Spätestens 2 Jahre 

nach Inkrafttreten 

der Verordnung. 

Pflicht zur Überprüfung 

der 

Absicherung 

(z.B. durch Audit) 

Ja. 

Ja. 

Überprüfung und 

Nachweis alle 2 Jahre, 

erstmalig 2 Jahre 

nach Inkrafttreten 


Unverzügliche 

Versorgung mit 

relevanten Informationen 

durch 

BSI 

Meldepflicht von 

IT-Sicherheitsvorfällen 

Ja. 

Spätestens 

1/2 Jahr nach 

Inkrafttreten 


Möglichkeit der 

Beratung und 

Unterstützung 

durch das BSI 

Bild 1. Tabelle zum IT-Sicherheitsgesetz, Quelle: BSI, Schutz kritischer Infrastrukturen, BSI-KRITIS 

17/200, Seite 12. 

Ja. 

57

Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Windindustrie VGB PowerTech 3 l 2019 

prüfpflichtig nach § 8a BSI-Gesetz oder 

sind die Windparks vielleicht doch „lediglich“ 

als dezentrale Energieerzeuger gemäß 

Anlagetypus 1.1.3 und daher zertifizierungspflichtig 

nach dem IT-Sicherheitskatalog 

gemäß § 11 Abs. 1b EnWG oder 

fallen Windenergieanlagen, die über eine 

Betriebsführerschaft administriert werden 

unter eine Zertifizierungspflicht gemäß IT- 

Sicherheitskatalog nach § 11 Absatz 1b 

EnWG und einer Prüfpflicht nach § 8a BSI- 

Gesetz? Fragen über Fragen, welche die 

Komplexität offenbaren. 

Gemäß Auskunft der Bundesnetzagentur 

ist per se entweder eine Prüfpflicht nach 

§ 8a BSI-Gesetz oder eine Zertifizierungspflicht 

gemäß IT-Sicherheitskatalog nach 

§ 11 Abs. 1b EnWG in den o.g. Fällen gegeben. 

Durch die Realität ist die Beantwortung 

§ 8a BSI-Gesetz oder § 11 Abs. 1b EnWG 

ebenfalls relativ einfach. Derzeit gibt es 

nach Kenntnisstand des Autors keine 

Windenergieanlagen mit Leistung über 

dem vorstehenden Schwellenwert von 

420 MW bei uns und auch bei Windparks 

ist dies derzeit nicht gegeben. Somit 

ist eine Zertifizierungspflicht gemäß IT- 

Sicherheitskatalog gemäß § 11 Abs. 1b 

EnWG nicht gegeben. Folglich verbleibt 

nur § 8a BSI-Gesetz als Anwendungsgrundlage. 

Eine weitere Einschränkung der Prüfpflicht 

nach § 8a BSI-Gesetz ergibt sich durch § 8d 

Absatz 1 BSI-Gesetz: 

„Die §§ 8a und 8b sind nicht anzuwenden 

auf Kleinstunternehmen im Sinne der 

Empfehlung 2003/361/EC der Kommission 

vom 6. Mai 2003 betreffend die Definition 

der Kleinstunternehmen sowie der 

kleinen und mittleren Unternehmen (ABl. 

L 124 vom 20.5.2003, S. 36). Artikel 3 Absatz 

4 des Anhangs der Empfehlung ist 

nicht anzuwenden.“ 

Um abschließend zu klären, ob man Betreiber 

gemäß BSI-Kritis-VO ist, muss man sich 

somit immer die drei folgenden Fragen 

stellen: 

–– 

Habe ich mehr als 10 Mitarbeitende oder 

mehr als 2 Millionen EURO Jahresumsatz? 

–– 

Erbringe ich kritische Dienstleistungen? 

–– 

Liegt der Versorgungsgrad der Anlagen 

meines Betriebes über dem jeweiligen 

Schwellenwert? 

In der Regel erfolgt (aus guten Gründen) 

die Betriebsführung der Windparks durch 

so genannte Betriebsführer. Diese Betriebsführer 

sind aber prüfpflichtig nach § 8a 

BSI-Gesetz, wenn diese Betreiber von Anlagen 

und Systemen zur Steuerung oder 

Bündelung elektrische Leistung (Aggregatoren/Virtuelle 

Kraftwerke) sind, mit denen 

auf (dezentrale) Erzeugungsanlagen 

oder Verbrauchereinrichtungen mit einer 

kumulierten installierten Leistung von insgesamt 

mindestens 420 MW zugegriffen 

wird. 

Betreiber 

Störung 

erkennen 

Aufsichtsbehörden 

und BBK 

Störung 

melden 

BSI 

Meldung 

quittieren und 

weiterleiten 

Meldung weiterleiten 

(AtG und EnWG) 

Sonst zuständige 

Behörden 

des Bundes 

Meldung 

(TKG) 

Die oft vergessenen Informationsund 

Meldeflüsse gemäß 

§ 8b BSIG 

Gemäß § 8b Abs. 2 BSI-Gesetz hat das BSI 

die Aufgabe, wichtige Informationen, die 

für die Abwehr von Gefahren für die Informationstechnik 

relevant sind, zu sammeln 

und auszuwerten. Hierzu sind die Betreiber 

kritischer Infrastrukturen verpflichtet. 

Wie die Informationsflüsse zu erfolgen haben, 

mag obige B i l d 2 zeigen. Nachstehende 

B i l d e r 3 und 4 zeigen die BSI- 

Meldekriterien: 

Geltungsbereich, 

Prüfungsgegenstand und 

Prüfgrundlage 

Infos 

sammeln 

Zu dem Geltungsbereich eines o.g. Kritis- 

Betreiber gehören immer alle Systeme, 

Prozesse und Komponenten 

–– 

der kritischen Dienstleistung, 

–– 

die die kritische Dienstleistung direkt 

unterstützen 

–– 

von denen die kritisch,e Dienstleistung 

indi-rekt abhängig ist, d.h. bei deren 

Experteneinschätzung 

Infos 

analysieren 

und 

bewerten 

Bewertung 

unterstützen 

Produkte 

erstellen 

Bild 2. Informationsflüsse im Rahmen des § 8b BSI-Gesetz, Quelle: BSI, Schutz kritischer 

Infrastrukturen, BSI-KRITIS 17/200, Seite 25. 

Kein Ausfall oder 

Beeinträchtigung 

möglich 

Keine Meldung 

erforderlich 

Gewöhnliche 

IT-Störung 

Keine Meldung 

erforderlich 

IT-Störung 

Ausfall oder 


möglich 

Außergewöhnliche 

IT-Störung 

Meldung erforderlich 

(namentlich oder pseudonym) 

Produkte 

versenden 

Ausfall oder 


eingetreten 

Meldung erforderlich 

(namentlich) 

Bild 3. Meldekriterien nach § 8b BSI-Gesetz, Quelle: BSI, Schutz kritischer Infrastrukturen, 

BSI-KRITIS 17/200, Seite 28. 

–– 

Ausfall 

–– 

Störung 

–– 

Angriff 

es zu einer Beeinträchtigung der kritischen 

Dienstleistung kommen könnte. 

Des Weiteren sind alle externen Kommunikationsverbindungen: 

–– 

zu externen Dienstleistern (oder) 

–– 

zu anderen Netzen 

zu betrachten. 

In der Regel sollte man bei der Festlegung 

des Geltungsbereiches nach folgendem 

Fragekatalog vorgehen: 

–– 

Was sind die Geschäftsprozesse, welche 

die kritische Dienstleistung erbringen? 

–– 

Gibt es einen Netzstrukturplan, wenn 

nein so ist dieser zu erstellen. 

–– 

Was ist die „Kritis-relevante“ Informationstechnik? 

–– 

Wo liegen die Grenzen zu ergänzenden 

Systemen? 

–– 

Wie lauten die technischen und organisatorischen 

Schnittstellen, zum Beispiel 

zu anderen Netzen oder Prozessen? 

Kritische Dienstleistungen sind hierbei wie 

folgt definiert: 

58



Prüfende Stelle ist eine „geeignete Institution“, 

Gewöhnliche vs. außergewöhnliche IT-Störungen 

die vom KRITIS-Betreiber beauftragt 

wird, zu prüfen, ob der Betreiber wirksame 

IT-Störung 

und angemessene Vorkehrungen zur Vermeidung 

von Störungen gemäß § 8a Absatz 

Ohne nennenswerte Probleme 

mit Maßnahmen nach 

1 BSI-Gesetz getroffen hat. 

Stand der Technik 

Aufgabe der prüfenden Stelle ist es: 

abgewehrt? 

–– 

die Rahmenbedingungen für die Prüfungsdurchführung 

Ja 

Nein 

festzulegen, 

Gewöhnliche IT-Störung 

Außergewöhnliche IT-Störung –– 

das Prüfteam zusammenzustellen und 

dabei die Abdeckung aller Kompetenzbereiche 

sicherzustellen und nachzuwei- 

• neue, bisher nicht veröffentlichte 

• Spam 

Sicherheitslücken 

• durch Virenschutz erkannte 

• unbekannte Schadprogramme 

sen 

Schadsoftware 

• Spear-Phishing 

• ungezieltes Phishing 

–– 

die Eignung der Prüfer zu bestätigen und 

• außergewöhnliche und unerwartete 

• Festplattenfehler 

technische Defekte mit IT-Bezug 

die Kommunikation zwischen Betreiber 

• Hardwareausfall 

(z.B. nach Softwareupdates) 

und Prüfteam zu ermöglichen 

–– 

die Einhaltung der Prüfprozesse und 

Keine Meldung erforderlich! 

Meldung erforderlich! 

Verfahren zu gewährleisten 

–– 

für einheitliche und gleichwertige Prüfungsdurchführung 

und Prüfergebnise 

Bild 4. Klassifizierung der IT-Störungen für Meldungen nach § 8b BSI-Gesetz, Quelle: BSI, Schutz 

kritischer Infrastrukturen, BSI-KRITIS 17/200, Seite 29. 

zu sorgen. 

–– 

Geltungsbereich und Schutzziele Geeignete Prüfstellen werden im Rahmen 

–– 

Gefährdungslage 

der Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz durch 

–– 

Risikobehandlung 

das BSI und nicht wie beim IT-Sicherheitskatalog 

nach § 11 Abs. 1a / b EnWG durch 

–– 

abzudeckende Themen 

die DAkkS bestimmt. Gemäß Vorgaben des 

–– 

Nachweisbarkeit der Umsetzung 

BSI sind derzeit folgende prüfende Stellen 

Auch wenn ISO/IEC 27001, ISO/IEC 27002 als geeignet anzusehen: 

und ISO/IEC 27019 keinen Ersatz für eine 

–– 

Akkreditierte Zertifizierungsstellen der 

selbst zu definierende Prüfgrundlage im 

DAkkS, welche für den Bereich ISO/IEC 

Sinne einer Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz 

27001 akkreditiert sind. 

darstellen, so sollten die entsprechenden 

–– 

Zertifizierte IT-Sicherheitsdienstleister 

o.g. Normen ebenso zur Prüfgrundlage 

oder anerkannte Prüfstellen des BSI 

hinzugezogen werden wie das bekannte 

BDEW/OE Whitepaper zur IT-Sicherheit. –– 

Interne Revisoren, die ein angemessenes 

und wirksames Revisionssystem und die 

Nachweise und 

Einhaltung des internationalen Standards 

IIA durch ein erfolgreiches Quality 

Nachweisverfahren 

Assessment nachweisen können. 

Dienstleistungen zur Versorgung der Allgemeinheit 

in einem Kritis-Sektor, deren Ausfall 

oder Beeinträchtigung zu erheblichen 

Versorgungsengpässen oder zu Gefährdungen 

der öffentlichen Sicherheit führen 

würde. 

Viele denken – ebenso wie bei der Zertifizierung 

gemäß IT-Sicherheitskatalog nach 

§ 11 Abs. 1a EnWG (für Netzbetreiber) 

bzw. bei der Zertifizierung gemäß § 11 Abs. 

1b EnWG (für Energieerzeuger) –, dass 

eine Implementierung und spätere Zertifizierung 

nach ISO/IEC 27001 ausreicht. 

Dem ist auch bei der Prüfung nach § 8a 

BSI-Gesetz nicht der Fall. 

Hier kommen in der Regel erst einmal die 

branchenspezifischen Sicherheitsstandards 

(B3S) ins Spiel. Diese stellen ein von Betreibern 

oder Verbänden einer Branche gemeinsam 

erarbeitetes Dokument dar, welches 

branchenspezifische Sicherheitsaspekte 

zusammenfasst und den Anwendern 

die Nachweisführung erleichtern soll. 

Es muss in diesem Falle – trotz oftmals von 

Verbänden kommunizierter Auffassungfestgehalten 

werden, dass ein B3S stets optional 

ist. Es muss im Übrigen kein B3S erstellt 

werden und selbst für den Fall, dass es 

einen derartigen geben sollte, muss dieser 

nicht vom Betreiber angewandt werden. 

Im Energiebereich gibt es derzeit keinen 

B3S für den Bereich der Windenergie oder 

für den Bereich „Anlagen oder Systeme zur 

Steuerung/Bündelung elektrischer Leistung“. 

Es existiert lediglich ein Branchenspezifischer 

Sicherheitsstandard für die 

Verteilung von Fernwärme. 

Gibt es keinen B3S – wie in diesem Fall gegeben- 

so muss auf Basis der Orientierungshilfe 

zu Inhalten und Anforderungen 

an branchenspezifische Sicherheitsstandards 

gemäß § 8a Abs. 2 BSI-Gesetz eine 

Prüfgrundlage erarbeitet und angewandt 

werden. 

In dieser Orientierungshilfe finden sich 

hilfreiche Hinweise zu: 

Das nachfolgende Schaubild mag in einem 

ersten Schritt erläutern, wie die Rollen und 

Zuständigkeiten im Verfahren nach § 8a 

BSI-Gesetz sind (B i l d 5 ). 

Kommen wir nun zu der Frage, wer überhaupt 

als „Prüfende Stelle“ im Verfahren 

nach § 8a BSI-Gesetz tätig sein darf: 

prüft 

Betreiber 

Prüfende Stelle 

Prüfteam 

beauftragt 

benennt 

liefert 

Nachweis 

fordert ggf. 

Prüfbericht 

Bild 5. Rollen im § 8a BSIG-Nachweisprozess, Quelle: BSI. 

–– 

Wirtschaftsprüfungsinstitutionen 

–– 

Formlose Selbsterklärung gegenüber 

dem BSI, wobei diese mit den o.g. Voraussetzungen 

vergleichbar sein sollte. 

Folgende Eignungsprüfungskriterien werden 

ebenfalls von einer prüfenden Stelle 

nachweislich erwartet: 

bewertet 

BSI 

Aufsichtsbehörde 

stimmt 

Vorgehen ab 

59

Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Windindustrie VGB PowerTech 3 l 2019 

–– 

Unabhängige, unparteiische, neutrale 

und weisungsweise Prüfungsdurchführung 

–– 

Einhaltung ethischer Grundsätze 

–– 

Eingeführte und dokumentierte Prüfprozesse 

–– 

Ordnungsgemäße Dokumentation der 

Püfungshandlungen 

–– 

Ausreichende, kompetente personelle 

Ressourcen 

Die Prüfende Stelle muss mindestens einen 

Mitarbeitenden im Prüfverfahren beschäftigen, 

der die Zusatzqualifikation „Spezielle 

Prüfverfahrenskompetenz nach § 8a 

BSIG“ erfolgreich bestanden hat oder 

gleichwertige Kompetenznachweise gemäß 

Anlage PS.A zum BSI-Blatt PS vorlegen 

kann. 

Im Prüfteam, welches aus einem oder mehreren 

Prüfern bestehen kann, müssen die 

folgenden Kompetenzbereiche durch die 

nachfolgenden Kompetenzanforderungen 

ebenfalls abgedeckt sein: 

I. Auditkompetenz: 

Innerhalb der letzten 5 Jahre verantwortliche 

Beteiligung an mindestens 4 Erstparteien-Audits 

(interne Audits) im Kontext 

ISMS oder 3 Zweitparteien-Audits im Kontext 

ISMS (externe Audits) 

Nachweise: 

–– 

Zertifikat ISO/IEC 27001 Auditor oder 

-Implementer, oder BSI Grundschutz- 

Auditor 

–– 

Nachweis über mindestens 30 erbrachte 

Auditpesonentage. 

II. IT-Sicherheitskompetenz: 

In den letzten 5 Jahren mindestens 3 Jahre 

nachweisliche Berufserfahrung im Bereich 

IT, davon mindestens 2 Jahre im Bereich 

der Informationssicherheit 

Nachweise: 

Bescheinigung über die Berufserfahrung 

mit Übersicht der durchgeführten Tätigkeiten 

III. Branchenkompetenz: 

In den letzten 5 Jahren mindestens 3 Jahre 

nachweisliche Branchenerfahrung im Bereich 

des kritischen Sektors, wobei mindestens 

Kenntnisse über die nachstehenden 

Themen erworben sein müssen: 

–– 

Prinzipien und Prioritäten der Branche 

–– 

Prozesskenntnisse der kritischen Dienst- 

Leistungen 

–– 

IT-Einsatz in der kritischen Dienstleistung 

Nachweise: 

Bescheinigung über die Branchenkenntnis 

mit Übersicht über die durchgeführten Tätigkeiten 

Prüfungsdurchführung 

Im Rahmen der Prüfungsdurchführung 

sind vom Kritis-Betreiber in Hinblick auf 

die Prüfungsdurchführung folgende Nachweise 

einzureichen: 

Blatt PD, Angaben zur Prüfungsdurchführung 

Anlage PDA.A., Beschreibung der Prüfungsgrundlage 

Anlage PDA.B: Kurze Beschreibung und 

grafische Übersicht des Geltungsbereiches 

der Prüfung 

Anlage PDA.C: Liste der Prüfthemen und 

Liste der überprüften Standorte bzw. Prüfplan 

Hinsichtlich der Prüfungsinhalte sei darauf 

verwiesen, dass hier natürlich eine Orientierung 

an der „Orientierungshilfe zu Inhalten 

und Anforderungen an branchenspezifische 

Sicherheitsstandards gemäß 

§ 8a Abs. 2 BSIG“ des BSI, vor allem in Hinblick 

auf Kapitel 4 erfolgen sollte. Gegenstand 

der inhaltlichen Prüfung sollten deshalb 

(mindestens) folgende Aspekte sein: 

–– 

Geltungsbereich und Schutzziele: 

–– 

Geltungsbereich 

–– 

Extern erbrachte Leistungen 

–– 

Gesetzlicher Rahmen 

–– 

Schutzziele 

–– 

Branchenspezifische Gefährdungslage: 

–– 

All-Gefahrenansatz 

–– 

Branchenspezifische Relevanz von Bedrohungen 

und Schwachstellen 

–– 

Benennung von Bedrohungen und 

Schwachstellen 

–– 

Risikomanagement: 

–– 

Geeignete Behandlung aller für die 

kDL relevanten Risiken 

–– 

Beschränkung der Behandlungsalternativen 

für Risiken 

–– 

Berücksichtigung von Abhängigkeiten 

bei den Risikoanalysemethoden 

–– 

Berücksichtigung der allgemeinen Gefährdungslage 

–– 

Berücksichtigung der branchenspezifschen 

Gefährdungslage 

–– 

Typische abzudeckende Themen: 

–– 

Informationssicherheitsmanagementsysteme 

–– 

Asset Management 

–– 

Risikoanalysemethoden 

–– 

Continuity Management für die kDL 

–– 

Notfallmanagement und Übungen 

–– 

Branchenspezifische Technik 

–– 

Technische Informationssicherheit 

–– 

Personelle und organisatorische Sicherheit 

–– 

Bauliche/physische Sicherheit 

–– 

Vorfallserkennung und -bearbeitung 

–– 

Überprüfung im laufenden Betrieb 

–– 

Externe Informationsversorgung und 

Unterstützung 

–– 

Lieferanten, Dienstleister und Dritte 

Im Rahmen der Nachweisbarkeit der Umsetzung 

sind in diesem Zusammenhang 

(mindestens) mit Bezug zum BSI Grundschutz 

zu berücksichtigen: 

I. in Sachen Bedrohungskategorien: 

A 1.1 Hacking und Manipulation. A 1.2. 

Terroristische Akte, A 1.3 Naturgefahren 

mit Wirkung auf die IT, A 1.4 Identitätsmissbrauch, 

A 1.5 Missbrauch (Innentäter), 

A 1.6 Abhängigkeiten von Dienstleistern 

und Herstellern, A 1.7 Unbefugter Zugriff, 

A 1.8 Manipulation, Diebstahl, Verlust, Zerstörung 

von IT oder IT-relevanten Anlagen 

und Anlagenteilen, A 1.9 Schadprogramme, 

A 1.10 Social Engineering, A 1.11 Gezielte 

Störung/Verhinderung von Diensten 

(DDos u.a.), A 1.12 Advanced Persistent 

Threat (APT), A 1.13 Beschädigung oder 

Zerstörung verfahrenstechnischer Komponenten, 

Ausrüstungen und Systemen, A 

1.14 Ausfall von Basisinfrastrukturen mit 

direktem Bezug zur IT 

II. in Sachen Schwachstellenkategorien: 

A 2.1 Organisatorische Mängel, A 2.2 Technische 

Schwachstellen in Software, Firmware 

und Hardware, A 2.3 Technisches 

Versagen von IT-Systemen, Anwendungen 

oder Netzen (sowie Verlust von gespeicherten 

Daten), A 2.4 Menschliche Fehlhandlungen, 

menschliches Versagen, A 2.5 Infrastrukturelle 

Mängel, A 2.6 Verwendung 

ungeeigneter Netze/Kommunikationsverbindungen, 

sonstige Schwächen in der 

Kommunikationsinfrastruktur, A 2.7 Verkopplung 

von Diensten 

III. in Sachen Technische Informationssicherheit: 

III.1. Absicherung von Netzübergängen: 

A 3.1.1 Inventarisierung aller Netzzugänge, 

A 3.1.2 Netztrennung und Segmentierung, 

besonders im ICS-Umfeld, A 3.1.3 

Absicherung der Fernzugriffe, Remote Access, 

A 3.1.4 Sicheres Sicherheitsgateway, 

Firewall, A 3.1.5 Härtung und sichere Basiskonfiguration, 

A 3.1.6 Schnittstellenkontrolle, 

Intrusion Detection/Prevention 

(IDS, IPS), A 3.1.7 Absicherung mobiler 

Netzzugänge mobile Sicherheit, Telearbeit, 

A 3.1.8 DDos Mitigation, A 3.1.9 Network 

Access Control (NAC), A 3.1.10 Router, 

VPN Gateway 

III.3.2 Sichere Interaktion im Internet: 

A 3.2.1 Browser-Virtualisierung, Exploit 

Protection, A 3.2.2 Web-Filter, A 3.2.3 Virtuelle 

Schleuse, A 3.2.4 Sichere Dokumentenerstellung, 

A 3.2.5 Detektionswerkzeuge 

für gezielte Angriffe auf Webseiten bzw. 

E-Mails, A 3.2.6 Security Information and 

Event Management 

III.3.3 Sichere Software: 

A 3.3.1 Spam-Abwehr, Content-Filtering, A 

3.3.2 Toolunterstützte Inventarisierung 

von Hard- und Software, A 3.3.3 Zentrales 

Patch- und Änderungsmanagement, A 

3.3.4 Schutz vor Schadsoftware, A 3.3.5 

Softwaretest und Freigabe, A 3.3.6 Software 

Development Security, A 3.3.7 Security 

Operation, A 3.3.8 Sichere Beschaffung 

und Aussonderung 

III.3.4 Sichere Authentifizierung: 

A 3.4.1 Identitäts- und Rechtemanagement. 

A 3.4.2 Multifaktor-Authentifizierung, 

A 3.4.3 Zugriffskontrolle, A 3.4.4 

Rollentrennung 

60



III.5. Verschlüsselung: 

A 3.5.2 Cloud Datenverschlüsselung, A 

3.5.3 Verschlüsselung der Kommunikationsverbindungen, 

A 3.5.4 E-Mail-Verschlüsselung, 

A 3.5.5 Verschlüsselung der 

Datenträger 

III.6. Physische Sicherheit: 

A 3.6.1 Zugangskontrolle, A 3.6.2 Notstromversorgung, 

A 3.6.3 Netzersatzanlagen 

III.7. Weitere Maßnahmen 

A 3.7.1 Sensibilisierung und Schulungen, 

A 3.7.2 Übungen, A 3.7.3 Aufrechterhaltung 

der aktuellen Informationen durch 

Bezug von Warnungen, CERT-Meldungen, 

Lagebild, A 3.7.4 Verfügbarkeit notwendiger 

Ressourcen, A 3.7.5 Interne Audits und 

Penetrationstests, A 3.7.6 Sicherheitsstrategie 

und Sicherheitsleitlinie 

Wo geprüft wird, kommt man bekannter 

Weise auch zu einem Prüfergebnis. Dieses 

Prüfergebnis wird im Rahmen des BSI 

Formblattes Blatt PE dokumentiert und 

von der Prüfenden Stelle unterschrieben. 

Hierbei kann und wird es mit großer Sicherheit 

vorkommen, dass wie folgt zu kategorisierende 

Sicherheitsmängel festgestellt 

werden: 

–– 

Schwerwiegende oder erhebliche Abweichung 

bzw. Sicherheitsmangel: 

Hier sieht der Prüfer/das Prüfteam die 

Schutzziele der kritischen Dienstleistung 

als stark gefährdet an und erwartet 

bei Eintreten einen erheblichen Schaden. 

Ein schwerwiegender Mangel ist 

dabei stets in den Prüfbericht und das 

Nachweisdokument aufzunehmen. 

–– 

Geringfügige Abweichung bzw. Sicherheitsmangel 

Bei einem geringfügigen Mangel sieht 

der Prüfer das Erreichen der Schutzziele 

lediglich als beeinträchtigt an. Ein geringfügiger 

Mangel ist ebenfalls stets in 

den Prüfbericht und das Nachweisdokument 

aufzunehmen. 

Bezüglich der Dokumentation eines Mangels 

müssen folgende Aspekte zwingend 

berücksichtigen: 

–– 

Der Sicherheitsmangel muss nachvollziehbar 

in seiner Art beschrieben sein. 

Für das BSI muss ersichtlich sein, warum 

der beschriebene Umstand einen Sicherheitsmangel 

darstellt. Für gängige Sicherheitsmängel 

ist eine einfache Beschreibung 

in der Regel. ausreichend; 

für Sicherheitsmängel an exotischeren 

Systemen sind normaler Weise weitergehende 

Erläuterungen notwendig. 

Das BSI muss nachvollziehen können, wie 

die (potentielle) Auswirkung des Sicherheitsmangels 

auf Verfügbarkeit, Integrität, 

Authentizität oder Vertraulichkeit der informationstechnischen 

Systeme, Komponenten 

oder Prozesse, die für das Funktionieren 

der Kritischen Infrastruktur notwendig 

sind, aussieht. 

–– 

Die Einschätzung des Risikos für die Verfügbarkeit, 

Integrität, Authentizität oder 

Vertraulichkeit der informationstechnischen 

Systeme, Komponenten oder Prozesse, 

die für das Funktionieren der Kritischen 

Infrastruktur notwendig sind, 

muss für das BSI nachvollziehbar sein. 

Wenn die Mängelliste bei der Einschätzung 

des Risikos nicht der Klassifizierung 

folgt, die in der „Orientierungshilfe 

Nachweise“ beschrieben ist, muss es eine 

nachvollziehbare Erläuterung zur Einschätzung 

bzw. vorgenommenen Klassifizierung 

geben und diese auf die in der 

Orientierungshilfe genannten Kategorien 

abgebildet werden. 

–– 

Das BSI muss nachvollziehen können, ob 

ein (schwerwiegender) Sicherheitsmangel 

sachgerecht vom Betreiber adressiert 

wird. Daher sind vom Betreiber ein Zeitplan 

und eine Handlungsskizze beizufügen. 

Exkurs IT-sicherheitsrelevante 

Schnittstellen und Prozesse für die 

Windindustrie 

Da die Erneuerbaren in vielerlei Hinsicht 

anders zu betrachten sind als die konventionelle 

Stromerzeugung nachstehend die 

im Rahmen einer Prüfung nach § 8a BSI- 

Gesetz spezifischen Schnittstellen und Prozesse, 

welche ebenfalls zu betrachten sind: 

Verkaufsprozessintegration: 

Windenergieanlagenintegration in die Verkaufsprozesse 

des Direktvermarkters und 

damit verbundene Prozesse der Einsatzplanung 

und -optimierung sowie Fernsteuerung 

Einspeisemanagement: 

§ 14 EEG: Automatisierte Abregelung über 

Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung 

nach § 9 EEG 

Fernsteuerungsprozesse: 

§ 36 EEG: Jederzeitige ferngesteuerte Reduzierung 

Abrufung der Ist-Einspeisung 

am Netzverknüpfungspunkt durch Dritte 

sowie ferngesteuerte Reduzierung (Stichwort 

Messsystem) 

Monitoringprozesse: 

Fernüberwachung durch Anlagenhersteller, 

technische Betriebsführer und ggf. Prognosedienstleister 

Regelenergiemärkte: 

Integration in virtuelle Kraftwerke sowie 

Thematik der autarken Fernwirktechnik 

Messwesen: 

Liberalisierter Messstellenbetrieb sowie 

Messstellenbetriebsgesetz 

Fazit 

Prüfungen nach § 8a BSI-Gesetz sind eigentlich 

nichts neues. Das Besondere in 

der Energiewelt war bis dato nur, dass diese 

durch die IT-Sicherheitskataloge nach 

§ 11 Abs. 1a EnWG sowie § 11 Abs. 1b 

EnWG besondere gesetzliche Regelungen 

hatten und darüber hinaus nicht 

wie nahezu alle anderen KRITIS-Betreiber 

mit dem Bundesamt für Sicherheit sondern 

mit der Bundesnetzagentur reden 

durften. 

Das Prüfverfahren nach § 8a BSI – Gesetz 

unterscheidet sich grundsätzlich von dem 

Zertifizierungsverfahren nach dem IT-Sicherheitskatalog. 

Dabei kann man keineswegs 

sagen, dass das eine besser sei als das 

andere, da die Verfahren einfach unterschiedliche 

Ansätze verfolgen. Natürlich 

kann man aber feststellen, dass es bei Prüfungen 

nach § 8a BSI-Gesetz mehr Handlungsspielräume 

gibt, um auf die Besonderheiten 

der einzelnen Organisationen 

einzugehen. 

Referenzen 

IT-Sicherheitsgesetz, in Kraft getreten am 

25.7.2017, §§ 8a und 8b BSI-Gesetz. 

BSI – Kritisverordnung vom 22.04.2016. 

BSI Orientierungshilfe zum Nachweis gemäß 

§ 8a BSI-Gesetz. 

BSI-Grundschutz. 

DIN EN ISO/IEC 27000:2017 Informationssicherheitsmanagementsysteme 

– Überblick 

und Terminologie. 

DIN EN ISO/IEC 27002:2017 Leitfaden für Informationssicherheitsmaßnahmen. 

ISO/IEC 27019:2017 Informationssicherheitsmaßnahmen 

für die Energieversorgung. 

BDEW Whitepaper/OE Whitepaper Anforderungen 

an sichre Steuerungs- und Telekommunikationssysteme, 

Version 2.0 Mai 2018. l 

61

VGB-FORTBILDUNGSVERANSTALTUNG 

Abfall und Gewässerschutz 2019 

9. BIS 11. APRIL 2019 IN HÖHR-GRENZHAUSEN 


Hotel Zugbrücke Grenzau 

Höhr-Grenzhausen 

L www.zugbruecke.de 

Zur VGB-Fortbildungsveranstaltung 

„Abfall und Gewässerschutz 2019“, 

die alle zwei Jahre durchgeführt wird, laden wir Sie herzlich 

in das Tagungshotel Zugbrücke Grenzau in Höhr-Grenzhausen 

ein. 

Über den Besuch der Veranstaltung wird eine Bescheinigung 

ausgestellt, die gegenüber den Behörden als Fortbildungsnachweis 

dient. Die Fachkunde gemäß § 9 Abs. 2 Abfallbeauftragtenverordnung 

(AbfBeauftrV) kann durch Teilnahme 

an unserer Fortbildungsveranstaltung nachgewiesen werden. 

Die Bescheinigung wird nur dann ausgestellt, wenn der Teilnehmer/die 

Teilnehmerin während der gesamten Dauer der 

Fortbildungsveranstaltung anwesend war und an einer der 

angebotenen Gruppendiskussionen teilgenommen hat. 

Essen, März 2019 

TAGUNGSPROGRAMM 

(Änderungen vorbehalten, Vortragszeiten inkl. Diskussion) 

ab 

13:00 

DIENSTAG, 9. APRIL 2019 

Imbiss 

14:30 Begrüßung und Einführung 

– Ablauf der Fortbildungsveranstaltung 

Dr. Th. Eck, VGB PowerTech e.V., Essen 

N. Gerischer, Uniper Kraftwerke GmbH, Vohburg 

14:45 

V1 

15:30 

V2 

16:15 Pause 

Ölkabelsanierung durch Mikrobiologie 

– Vorstellung des Verfahrens 

– Unsere Projekte 

– Genehmigungsrechtliche Aspekte 

Frau M. Jäger, Mainova AG, Frankfurt; 

Dr. D. Städler und Dr. M. Torriani, 

TIBO, Comano/Schweiz 

Aktuelle Entwicklungen des Kreislaufwirtschaftsrechts 

– Novelle des Kreislaufwirtschaftsgesetztes 

– Weitere Umsetzung des EU-Legislativpaketes 

– Weitere Rechtssetzungsprojekte des Bundes 

– Aktuelle Rechtsprechung mit Bezug zum Anlagenrecht 

MinR Dr. F. Petersen, Leiter Referat WR II 2 

„Recht der Kreislaufwirtschaft und des 

Ressourcenschutzes“ im BMU, Bonn 

16:45 

V3 

Aktuelle europäische und nationale Entwicklungen 

im Wasserrecht 

– Überprüfung der Wasserrahmenrichtlinie 2019 

– Aktueller Stand AwSV und TRwS 779 

– BREF-LCP – Umsetzung und Auswirkung 

im Wasserrecht 

Ass.jur. Th. Fritsch, BDEW, Berlin 

17:30 Diskussion über die Themen des Tages 

– Festlegung der Themen durch die Seminarteilnehmer 

für die Gruppendiskussion am 2. Tag 

Moderation: N.Gerischer, 

UNIPER Kraftwerke GmbH, Vohburg 

Bleiben Sie mit uns in Kontakt! 

‣ Newsletteranmeldung | www.vgb.org/newsletter.html

VGB-FORTBILDUNGSVERANSTALTUNG 

ABFALL UND GEWÄSSERSCHUTZ 2019 

ab 

19:00 

09:00 

V4 

09:45 

V5 

10:30 Pause 

11:00 

V6 

Gemeinsames Abendessen 

MITTWOCH, 10. APRIL 2019 

Die novellierte Gewerbeabfallverordnung: 

Praxisanforderungen aus juristischer Perspektive 

– Getrenntsammlungspflicht und Ausnahmen 

– Vorbehandlungspflicht und Anlagenanforderung, 

– Pflichtrestmülltonne und Kleinmengenregelung 

– Dokumentationspflichten 

RA V. Hoffmann, Rechtsanwälte Hoffmann 

Liebs Fritsch & Partner, Düsseldorf 

Windkraft als Motor zur Herstellung 

der Durchgängigkeit 

– Jagstunfall 2015 und Aktionsprogramm Jagst 

– Ersatz- und Ausgleichsmaßnahmen für Windpark 

– Vier Projekte zur Herstellung der Durchgängigkeit 

M. Käser, 

EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Stuttgart 

Aktuelles zum Entsorgungshandbuch 

– Aktuell überarbeite und geplante Kapitel 

– praktische Hinweise zur Umsetzung der 

novellierten Gewerbeabfallverordnung 

– Entsorgung von SF 6 und SF 6 -haltigen Geräten 

K. Fetsch, envia, Mitteldeutsche Energie AG, Chemnitz 

ORGANISATORISCHE HINWEISE 

TAGUNGSORT 

Hotel Zugbrücke Grenzau | Brexbachstraße 11 – 17 

56203 Höhr-Grenzhausen | Tel.: 02624 105-0 

ANMELDUNG 

Die Anmeldung wird Online erbeten. Die Rechnung geht Ihnen mit 

der Post zu, eine gesonderte Bestätigung erfolgt nicht. Die Namensschilder 

und Tagungsunterlagen werden vor Beginn der Tagung 

im Tagungsbüro ausgehändigt. 

TEILNAHMEGEBÜHR 

Die Teilnahmegebühr beträgt 1.500,-- €. 

In dieser Gebühr sind die Übernachtungs- und Bewirtungskosten 

(563,-- €) enthalten, einschl. der hierfür zu entrichtenden Mehrwertsteuer 

in Höhe von 19 % = 89,89 €. Der Betrag von 937,-- € ist 

mehrwertsteuerfrei. 

Enthalten sind zwei gemeinsame Mittagessen am 10. und 11. 

April sowie zwei Abendessen am 9. und 10. April (jeweils 

zwei Getränke frei), Konferenz- und Pausengetränke, die Übernachtung 

im Einzelzimmer mit Frühstück (für die Nächte von Dienstag 

auf Mittwoch und Mittwoch auf Donnerstag) und die Tagungsunterlagen. 

Ein kostenloser Transfer vom/zum Hbf. Koblenz am 9. und 

11. April (genaue Zeiten entnehmen Sie bitte den Hinweisen für 

die Teilnehmer, die wir Ihnen rechtzeitig vor der Veranstaltung zusenden 

werden) wird angeboten. 

Die Zimmerreservierung wird ausschließlich von VGB PowerTech 

vorgenommen! 

11:45 

V7 

Betreibererfahrungen bei der Umsetzung 

der 42. BImSchV 

– Betriebstagebuch 

– Sachverständigenprüfung 

– Biozideinsatz 

W. Hoffmann, RWE Power AG, Bergheim 

12:30 Mittagessen 

14:00 

V8 

14:45 

V9 

15:30 Pause 

ab 

15:45 

ab 

19:00 

09:00 

V10 

09:45 

V11 

Schadstoffe und Sanierungsgrundsätze 

– Relevante Schadstoffparameter in baulichen 

und technischen Anlagen 

– Sanierungsgrundsätze (rechtliche Vorgaben, 

Minimierungsgebot, Stand der Technik etc.) 

– Praxisbeispiele Staub-/emissionsarme Verfahren 

O. Dünger, Competenza GmbH, Ratingen 

Erfassungsstelle für Abfälle 

in einem Öl- und Gaskraftwerk 

– feste Abfälle 

– flüssige Abfälle 

N. Gerischer, Uniper GmbH, Vohburg 

Gruppendiskussionen/Teamarbeit 

Themen werden vor Ort festgelegt 

(Sprecher wird in der Gruppe benannt) 

Abendessen 

DONNERSTAG, 11. APRIL 2019 

Die Bewirtschaftungsziele in der 

wasserrechtlichen Vorhabenprüfung 

– Anforderungen an die Bestandserfassung und 

die Auswirkungsprognose 

– Prüfung des Verschlechterungsverbotes und 

des Verbesserungsgebotes 

– Folgen für die Durchführung des Verfahrens 

und die Antragsunterlagen 

RA G. Kreinberg, RWE Power AG, Essen 

Aus dem Leben eines Abfallbeauftragten 

– Die Geburt: Bestellung und Stellung im Betrieb 

– Das Lernen: Qualifikation, Fachkunde, Zuverlässigkeit 

– Die Arbeit: Beraten, Überwachen, Kontrollieren, 

Aufklären, Hinwirken, Mitwirken 

– Die Krisen: Ämterhäufung, Interessenkonflikte, 

Benachteiligungsverbot 

Dr. J. Brand, 

Karlsruher Institut für Technologie (KIT), Karlsruhe 

10:30 Pause 

11:00 Ergebnisse der Teamarbeit vom Vortag 

– Kurzberichte der Gruppendiskussion 

– Erfahrungsaustausch 

Diskussionsleitung: N. Gerischer, 

UNIPER Kraftwerke GmbH, Vohburg 

12:00 Meinungsaustausch zur Veranstaltung 

Dr. Th. Eck, VGB PowerTech e.V., Essen, und 

N. Gerischer, UNIPER Kraftwerke GmbH, Vohburg 

12:15 Gemeinsames Mittagessen 

ca. Ende der Veranstaltung 

13:00 


https://www.vgb.org/COR-event_page-24142.html 

Kontakt: Gerda Behrendes | Tel. +49 201 8128-313 | Fax +49 201 8128-364 | E-Mail: vgb-abf-gew@vgb.org 

VGB PowerTech e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | www.vgb.org

Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges VGB PowerTech 3 l 2019 


Status, potentials and challenges for baseload application 


Thomas Linnemann and Guido S. Vallana 

Kurzfassung 

Windenergie in Deutschland und Europa 

Status, Potenziale und Herausforderungen 

in der Grundversorgung mit Elektrizität 


Die installierte Nennleistung sämtlicher Windenergieanlagen 

in Deutschland hat sich in den 

letzten 18 Jahren, von Anfang 2000 bis Ende 

2017, auf rund 56.000 Megawatt (MW) mehr 

als verzwölffacht. Die Jahreshöchstlast liegt im 

Vergleich dazu aktuell bei etwa 84.000 MW. 

Zusammen mit 17 weiteren europäischen Ländern 

erhöhte sich die Nennleistung zeitgleich 

um etwa das 18fache auf nahezu 170.000 MW. 

Damit verfügt allein Deutschland über ein Drittel 

der europaweiten Windenergieanlagenleistung. 

Eine wesentliche physikalische Eigenschaft der 

Windenergie ist ihre starke raumzeitliche Variation 

aufgrund der Fluktuationen der Windgeschwindigkeit. 

Meteorologisch betrachtet 

wird die aus Windenergieanlagen eingespeiste 

elektrische Leistung durch Wetterlagen mit typischen 

Korrelationslängen von mehreren hundert 

Kilometern bestimmt. Im Ergebnis ist die 

aufsummierte eingespeiste Leistung der europaweit 

über mehrere tausend Kilometer sowohl in 

Nord-Süd- als auch Ost-West-Richtung verteilten 

Windenergieanlagen hoch volatil, gekennzeichnet 

durch ein breites Leistungsspektrum. 

Die intuitive Erwartung einer deutlichen Glättung 

der Gesamtleistung in einem Maße, das 

einen Verzicht auf Backup-Kraftwerksleistung 

ermöglichen würde, tritt allerdings nicht ein. 

Das Gegenteil ist der Fall, nicht nur für ein einzelnes 

Land, sondern auch für die große Leistungsspitzen 

und -minima zeigenden Summenzeitreihen 

der Windstromproduktion 18 europäischer 

Länder. 

Für die Jahre 2015 bis 2017 weisen diese Summenzeitreihen 

(Stundenwerte) Jahresmittelwerte 

zwischen 22 und 24 % der Nennleistung 

und Jahresminima zwischen rund 6.000 und 

8.000 MW auf. Dies entspricht trotz europaweit 

verteilter Windparkstandorte rechnerisch gerade 

einmal 4 bis 5 % der in den 18 Ländern insgesamt 

installierten Nennleistung. 

Authors 

Dipl.-Ing. Thomas Linnemann 

Dipl.-Phys. Guido S. Vallana 


Essen, Germany 

Windenergie trägt damit praktisch nicht zur 

Versorgungssicherheit bei und erfordert planbare 

Backup-Systeme nach heutigem Stand der 

Technik in Höhe von nahezu 100 % der Nennleistung 

des „europäischen Windparks“, solange 

dessen Nennleistung die kumulierte Jahreshöchstlast 

der betreffenden Länder zuzüglich 

Reserven noch nicht überschritten hat. 

Die VGB-Geschäftsstelle ist Fragen zur Windenergienutzung 

in Deutschland und 17 europäischen 

Nachbarländern nachgegangen und hat 

im Rahmen eines Faktenchecks Plausibilitätsbetrachtungen 

durchgeführt. 

Die Betrachtungen beruhen auf frei zugänglichen 

Realdaten zur elektrischen Leistungseinspeisung 

aus Windenergie für 18 Länder, veröffentlicht 

durch die nationalen und europäischen 

Übertragungsnetzbetreiber im Internet. 

Die VGB-Windstudie 2017 besteht aus zwei Teilen: 

Im ersten Teil [1] geht es um langjährige 

Entwicklungen in Deutschland von 2010 bis 

2016, während der zweite Teil die Windstromproduktion 

in 18 Ländern Europas im Jahr 

2017 beleuchtet und insbesondere der Frage 

nachgeht, ob im europäischen Netzverbund gemäß 

dem Motto „irgendwo weht immer Wind“ 

ausreichende gegenseitige Ausgleichsmöglichkeiten 

bestehen. 

l 

Introduction 

Wind power is a cornerstone of rebuilding 

the electricity supply system completely 

into a renewable system, in Germany referred 

to as “Energiewende” (i.e. energy 

transition). Wind power is scalable, but as 

intermittent renewable energy can only 

supply electrical power at any time reliably 

(security of supply) in conjunction with 

dispatchable backup systems. This fact has 

been shown for example in the first part of 

the VGB Wind Study [1] dealing with operating 

experience of wind turbines in Germany 

from 2010 to 2016. This study states 

among other things that despite vigorous 

expansion of on- and offshore wind power 

to about 50,000 MW (92 % onshore, 8 % 

offshore) at year-end 2016 and contrary to 

the intuitive assumption that widespread 

distribution of about 28,000 wind turbines, 

hereinafter referred to as German wind 

fleet, should lead to balanced aggregate 

power output, no increase in annual minimum 

power output has been detected 

since 2010, each of which accounted for 

less than 1 % of the relevant nominal capacity. 

The annual minimum power output reflects 

the permanently available aggregate 

power output (secured capacity) of the 

whole German wind fleet by which conventional 

power plant capacity can be reduced 

on a permanent basis. Or in other words: In 

every year since 2010 there was always at 

least one quarter of an hour in which more 

than 99 % of the nominal capacity of the 

German wind fleet was not available and, 

for all practical purposes, a requirement for 

100 % dispatchable backup capacity prevailed, 

although its nominal capacity had 

almost doubled at the same time. Intuitive 

expectations that electricity generation 

from widespread wind turbines would be 

smoothed to an extent which in turn would 

allow the same extent of dispatchable 

backup capacity to be dispensed with has 

therefore not been fulfilled. 

Dispatchable backup capacity is essentially 

necessary to maintain a permanently 

stable balance between temporal variations 

of outputs from wind turbines and 

other power plants fed into the power grid 

and consumer-driven temporal demand 

variations extracting power from the grid 

(frequency regulation). 

To maintain power grid stability, ancillary 

services such as primary control capacity 

or large rotational inertia are also necessary 

to limit widely oscillating frequency 

deviations (grid oscillations) − properties 

that conventional power plants with their 

turbo generators per se possess [2], but 

which must be provided separately as additional 

ancillary services in case of a largely 

renewable power supply system based 

on wind and solar energy (photovoltaics). 

For grid stability, a secured capacity of 

power plants including grid reserve and 

standby capacities for backup purposes of 

currently about 84,000 MW is required in 

Germany at the time of annual peak load 

occurring between 17:30 and 19:30 during 

the period from November to February [3]. 

If electricity generation from wind power is 

further expanded in line with the objectives 

of the German federal government, 

the nominal capacity of the German wind 

fleet should exceed this secured capacity of 

64


Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges 

power plants in several years’ time. From 

that point on, the dispatchable backup capacity 

to be maintained would have to be 

capped at about the level of this secured 

capacity of power plants which is sufficient 

for grid stability reasons. 

Solar energy (photovoltaics) as a further 

scalable and politically designated cornerstone 

of the German Energiewende is always 

100 % unavailable during the times of 

year and day relevant for the annual peak 

load, as well as year-round at night, and 

therefore per se cannot make any contribution 

to the secured power plant capacity [3]. 

At year-end 2017, almost 1.7 million photovoltaic 

systems with around 42,400 MW 

nominal capacity (peak) were installed 

throughout Germany, supplying 40 TWh of 

electricity year-round [4]. By comparison, 

net power consumption amounted to 

around 540 TWh. This amount does not include 

the balance of electricity imports and 

electricity exports of almost 55 TWh [5], 

the auxiliary electric load of power plants 

of about 34 TWh [6] or grid losses at all 

voltage levels of around 26 TWh [7]. Photovoltaics 

therefore contributed around 

7.4 % towards meeting the domestic net 

power requirement. 

Analyses of quarter-hourly time series of 

power output from wind turbines and photovoltaic 

systems in Germany over several 

years, scaled up to a nominal capacity of an 

average 330,000 MW to obtain 500 TWh 

electricity from these two intermittent renewable 

energy systems (iRES) per year, 

lead to a continued high need for dispatchable 

backup capacity of 89 % of the annual 

peak load [8],[9]. This average iRES nominal 

capacity includes 51 % of onshore wind 

power, 14 % of offshore wind power and 

36 % of photovoltaic systems. The annual 

electrical energy amount of 500 TWh reflects 

Germany’s net electricity consumption 

plus grid losses minus predictable renewable 

energy systems (RES) such as runof-river 

and pumped storage power plants, 

biomass and geothermal power plants. 

The saving in backup capacity of 11 % of the 

annual peak load under these conditions is 

essentially attributable to the regular nighttime 

load reduction, as high backup capacities 

are seldom necessary during the daytime 

with electricity generation from solar 

power. From 2015 to 2017, an average 13 % 

of the annual hours in which iRES power 

outputs of less than 10 % of the iRES nominal 

capacity arose were accounted for by 

daytime hours between 08:00 and 16:00. 

As, at around 130 TWh, slightly more 

than one quarter of the iRES annual electric 

energy would occur at times of low 

demand (surplus) and therefore not be 

directly usable, the dispatchable backup 

system would have to provide the equivalent 

of these surpluses temporally delayed 

with a very low capacity factor of a maximum 

20 %. 

From one year to the next, weather-related 

fluctuations of iRES annual electric energy 

of at least ±15 % would have to be factored 

in [8], with repercussions on the backup 

capacity in case of continued efforts to 

maintain the current high level of security 

of supply. 

According to annual outage and availability 

statistics compiled by the Forum Network 

Technology/Network Operation of 

VDE as German Association for Electrical, 

Electronic and Information Technologies, 

reliability of the power grid in Germany, 

reflected by an outage duration of 11.5 

minutes per electricity customer in 2016, 

remains extremely high [10]. On this basis, 

the level of security of supply of end consumers 

in Germany averaged 99.998 %. 

These results are based on the optimal mix 

of wind power and photovoltaics providing 

100 % of the net annual electricity consumption 

of 500 TWh, in which the annual 

electric energy to be supplied by the backup 

system becomes minimal. Under these conditions 

the backup system would have to 

cover slightly more than one quarter of the 

annual electric energy, namely 130 TWh, 

photovoltaics around one fifth and wind 

power the remainder. In the case of nondissipative 

energy storage with unlimited 

power input and power output capped at 

nine tenths of the annual peak load, iRES 

production surpluses of 130 TWh on average 

would be sufficient as backup. 

If the previous review is widened to encompass 

eight [11] or 27 European countries 

[12], two limiting cases can be distinguished: 

–– 

In the first limiting case without interconnectors, 

a separate country analysis 

is sufficient, and each European country 

has to provide an average 23 % [11] or 

24 % [12] of its iRES annual electricity 

generation by means of a national dispatchable 

backup system. This theoretical 

limit implies sufficient transmission 

capacities within the country in each 

transport direction. Such national copper 

plates are certainly not realistic in 

any case. 

–– 

In the second (theoretical) case, additionally 

characterised by the optimum European 

interconnection via interconnectors 

with infinitely large transmission capacities 

without transmission losses, this average 

falls to 16 % [11] or 15 % [12]. 

The annual backup energy reduction from 

23 % to 16 % [11] or 24 % to 15 % [12] reflects 

the maximum benefit that can be 

achieved with an optimally interconnected 

Europe. The required backup capacity 

would be reduced further by an average 

13 % of the annual peak load in this case 

[11]. For Germany, a total reduction in 

backup capacity by about one quarter of 

the annual peak load could then be expected. 

About 46 % of this reduction would be 

attributable to the domestic effect and 

54 % to Europe’s effect. 

For the interconnectors in an optimally interconnected 

Europe, transmission capacities 

of 831,000 MW would have to be established, 

corresponding to twelve times the 

European interconnector capacity in 2011. 

Meanwhile, the benefit of interconnecting 

Europe would already approach 97 % of 

the maximum with six-fold interconnector 

capacity compared to 2011 [12]. 

Attention should be drawn to the fact that 

Wagner’s calculations [11] are based on 

time series for aggregate power output 

from wind power and photovoltaics in 

2012 available on the internet as transparency 

data from transmission system operators, 

whilst Rodriguez et al. [12] use 

weather data from 2000 to 2007 as input 

for their model calculations on iRES-based 

electricity generation. 

Therefore, even with quadrupled iRES 

nominal capacity compared with the current 

level in an optimally interconnected 

Europe, a comparatively small saving in 

dispatchable backup capacity and low capacity 

factors of the backup system, for instance 

of Germany, are to be expected, 

with repercussions on its profitability. 

Review of electricity generation 

from wind power in Germany 

since 2010 

In the first part of the VGB Wind Study [1] 

electricity generation from the German 

wind fleet from 2010 to 2016 has been analysed. 

Meanwhile operating data for one 

additional year are available and enable an 

update before Europe is moved into the 

spotlight. 

In 2017, the nominal capacity of the German 

wind fleet increased by a further 12 % 

year-on-year to roughly 56,000 MW (F i g - 

u r e 1 ), some 90 % of which was accounted 

for by onshore wind power and 10 % by 

offshore wind power. 

The German wind fleet comprised a total of 

almost 30,000 turbines at the end of the 

year. This corresponds to 6 % growth compared 

with the previous year. 

The annual peak power output P Max 

reached a new all-time high of almost 

40,000 MW in 2017. This all-time high occurred 

on 28 October 2017 between 18:15 

and 18:30. 

Note: All times in connection with quarterhourly 

or hourly data are stated in coordinated 

universal time (UTC) in this study. 

In the afternoon and evening of that day in 

October, the low-pressure system “Herwart” 

swept across the north and east of 

Germany with severe to hurricane-like 

storm-force gusts and gale-force winds, 

caused gusts of up to hurricane force in 

Denmark, Poland and the Czech Republic 

and led to extremely high power output 

from wind turbines there as well. 

65


Power in MW 

65,000 

60,000 

55,000 

50,000 

45,000 

40,000 

35,000 

30,000 

25,000 

20,000 

15,000 

10,000 

5,000 

0 

WT: Wind turbines 

Number of wind turbines (end of year, rounded) 

26,903 

21,678 

4,100 

Due to high, but not too high wind speeds 

prevailing over large parts of Germany and 

its neighbours at times on that October 

day, around 70 % of the wind turbines in 

Germany fed their nominal capacity into 

the power grid. 

Note: Wind turbines automatically switch 

off at wind speeds of around 25 m/s according 

to preventive measures (storm deactivation). 

Similarly high aggregate power output also 

occurred in Germany on 18 March 2017 

with the low-pressure system “Eckart”, 

which brought severe storm-force gusts to 

Berlin and Brandenburg. 

Even without these spring and autumn 

storms, 2017 was an extremely windy year. 

The mean power output P µ of the German 

wind fleet as measure of electrical energy 

supplied annually rose by 34 % year-onyear 

to 11,720 MW. This corresponds to an 

annual electric energy of 103 TWh. Wind 

power thus for the first time breached the 

annual generation threshold of 100 TWh. 

The annual minimum power output P Min of 

158 MW occurred on 6 July 2017 between 

07:15 and 07:30 and remained − as in the 

previous seven years − significantly below 

1 % of the nominal capacity P N at year-end. 

Comparatively low German wind fleet 

power outputs over several consecutive 

hours of up to 1 % of the nominal capacity 

or nearly 562 MW were recorded in January, 

June, July, August, September and October, 

and therefore in six months of the 

high-wind year 2017. 

Note: A minimum power output of the German 

wind fleet of 229 MW has been recorded 

in 2018, with a nominal capacity of 

around 59,000 MW (90 % onshore, 10 % 

offshore). 

Year 

38,614 

44,580 

Quarter-hourly resolution 

21,600 WT 22,300 WT 23,000 WT 23,800 WT 25,100 WT 26,800 WT 28,200 WT 29,800 WT 

49,592 

56,164 

39,408 

Nominal power P N 

33,477 

33,834 

32,926 

30,979 

28,712 

29,344 

26,268 

24,086 

22,870 

Maximum P Max 

Arithmetic mean P µ 

11,720 

8,851 8,769 

5,066 5,225 5,388 5,840 

Minimum P Min 

113 88 115 121 24 105 128 158 

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 

Sources: BMWi, BWE, German TSO 

Fig. 1. Figures on electricity generation from wind power in Germany since 2010 with the 

year-end nominal capacity P N of the German wind fleet, the annual maximum P Max and 

the annual minimum P Min as well as the mean value P µ of the power time series. 

As low power output can occur during both 

day and night, the matter of future security 

of supply cannot be resolved by expanding 

electricity generation from photovoltaics. 

In their energy performance reports, the 

German transmission system operators 

point out that it is difficult to make reliable 

statements about possible unavailable capacity 

of volatile renewable energy systems 

at the time of the annual peak load. In their 

responsibility for safe grid operation they 

call for such supply-dependent volatile capacity 

to be available to at least 99 % of a 

year in order to be considered as secured 

capacity [3]. 

To this end they regularly evaluate historical 

time series of normalised iRES power 

output in relation to the nominal capacity 

as ordered annual load duration curves. 

From these curves they derive an aggegate 

secured capacity for the German wind fleet 

of a maximum 1 % of the nominal capacity, 

and stress even a restriction to the winter 

months would indicate no significant 

change in this result [3]. 

In view of the fact that the annual minima 

of the German wind fleet power output 

have all even been found to amount to less 

than 0.5 % of the nominal capacity since 

2010, this procedure would appear to be 

justified if the currently high level of security 

of supply of 99.998 % [10] is to be 

maintained (see F i g u r e 1 ). 

Worthy of mention is the ten-day cold dark 

doldrums from 16 to 25 January 2017, during 

which the weather in Germany was simultaneously 

cold, foggy and windless. 

The weather conditions led to all wind turbines 

and photovoltaic systems in Germany 

feeding a mere average of just under 

4,600 MW into the grid over these ten days, 

with an iRES nominal capacity of around 

90,000 MW. Wind power accounted for 

three quarters of this iRES average power 

output. 

On several days the German wind fleet at 

times supplied less than 1,800 MW or 2 % 

of its nominal capacity over several consecutive 

hours, while biomass, hydropower 

and geothermal energy together contributed 

a largely constant power output of 

6,300 MW. 

During the ten-day dark doldrums, all renewable 

energy systems (RES) together 

covered 15 % of the demand and produced 

an average power output of around 

11,000 MW. 

The RES minimum output of around 

7,000 MW occurred on 23 January 2017 

between 00:00 and 00:45. This corresponded 

to about 6 % of the RES nominal 

capacity [4]. 

During the cold dark doldrums the load 

varied between 42,000 MW and 75,000 MW 

(average: 61,000 MW), so that available 

conventional power plants had to contribute 

most to meeting demand with power 

outputs of 33,000 to 67,000 MW [13]. 

Note: The load has been provided via internet 

from the transparency platform of EN- 

TSO-E, the European Network of Transmission 

System Operators [13]. It includes 

grid losses and can be calculated from 

gross power generation by deducting the 

auxiliary consumption of power plants, the 

balance of imports and exports and the demand 

of pumped storage power plants. 

However, contributions from German railways’ 

captive generation, industry-owned 

power plants, small combined heat and 

power units and small-scale plants based 

on renewables are not recorded by German 

transmission system operators [1]. These 

account for around 10 % of the load and 

are not included in load data obainable 

from ENTSO-E. Since the temporal pattern 

of these contributions is unknown, load remains 

unchanged and is used here to represent 

the domestic load curve. 

These data derived from the January 2017 

cold dark doldrums characterise requirements 

that have to be imposed on a backup 

system which will have to replace the conventional 

power plants in future with further 

iRES expansion, if the grid is to be operated 

stably and with security of supply. 

The fact that sustained periods of weak 

wind occur not only in Germany but also in 

other European countries is demonstrated 

by the public debate on electricity generation 

from wind power in Great Britain, 

which was down 40 % year-on-year in July 

2018. For weeks, the wind fleet power output 

ranged from a few hundred to about 

3,000 MW, reaching a monthly average of 

9 % of the nominal capacity. When good 

wind conditions prevail, the power output 

in Great Britain typically reaches 9,000 to 

10,000 MW [14]. 

66



Probability in % (CDF) 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

CDF: Cumulative distribution function 

Electricity generation from wind power 

η A,Min 

η A,Max 

Normalised power P/P N in % 

P Max /P N 

Hourly resolution 

2017 

2016 

2015 

2014 

2013 

2012 

2011 

2010 

0 

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 

Sources: ENTSO-E, German TSO 

Fig. 2. Cumulative probabilities of hourly power output P of the German wind fleet from 2010 to 

2017 normalised to the nominal capacity P N at year-end. 

F i g u r e 2 shows cumulative probabilities 

of the normalised hourly power output P of 

the German wind fleet for the years 2010 to 

2017 in relation to the nominal capacity P N 

at year-end. CDF denotes the cumulative 

distribution function. The ratio of the 

mean power output P µ to the nominal capacity 

P N is defined as capacity factor η A . 

It is immediately apparent that the cumulative 

distribution functions are not in chronological 

order corresponding to the expanded 

German wind fleet in terms of 

nominal capacity. The minimum capacity 

factor η A,Min of about 15 % was reached in 

2014 at a nominal capacity of almost 

39,000 MW, for instance, and not earlier in 

2010 when the development level was lower 

at around 27,000 MW. Therefore, wind 

conditions varying from year to year seem 

to be one of the main drivers for the capacity 

factor of the German wind fleet. 

The highest capacity factor η A,Max of 21 % 

was recorded in the extremely windy year 

2017 when the wind fleet was at its most 

developed. In terms of wind strength the 

years 2015, 2016, 2011, 2012, 2013, 2010 

and 2014 follow in descending order. 

The Federal Ministry for Economic Affairs 

and Energy (BMWi) [4] and the Working 

Group on Energy Balances (AGEB) [5] partly 

report higher values for annual electricity 

generation from wind power from 2010 

to 2014 than result from integrating quarter-hourly 

power time series published by 

the German transmission system operators 

on their transparency platforms via internet. 

This can result in differing capacity factor 

values for individual years depending 

on the relevant data source. As of the year 

2015, these deviations are all less than 5 % 

of the annual electric energy supplied. 

Note: Where not stated otherwise, this 

study is based on the annual electric energy 

computed from power time series and 

nominal capacities at year-end. 

With dynamic expansion during the course 

of the year, use of the annual mean value of 

the nominal capacity is more appropriate. 

For the German offshore wind fleet which 

was expanded strongly in 2017, a capacity 

factor of 37 % results with the year-end figure 

for nominal capacity of 5,400 MW, 

while the annual mean value of 4,800 MW 

leads to a considerably higher capacity factor 

of 42 %. The latter takes more appropriate 

account of the fact that wind turbines 

added during the course of the year were 

only able to feed-in power on a pro rata 

temporis basis. 

Looking at the German wind fleet as a 

whole, the mean output of 11,700 MW and 

the year-end nominal capacity of 

56,000 MW result in a capacity factor of 

21 % for 2017. The annual mean value of 

the nominal capacity of 53,000 MW results 

in a marginally higher capacity factor of 

22 % on account of the low leverage of 

newly added nominal capacity compared 

with the existing level. When comparing 

with the capacity factor of electricity generation 

from wind power in other European 

countries, relative differences are of interest, 

and so calculations for such considerations 

should be carried out in a uniform 

manner for all countries. 

Although the capacity factor of the German 

offshore wind fleet last year was practically 

almost double that of the entire German 

wind fleet, the quarter-hourly power output 

of the German offshore wind fleet fell 

to 1 % of its nominal capacity or less in a 

total of around 261 hours of the 8,760 annual 

hours. In 2016 this was 259 hours 

(2015: 304 hours). Weak wind phases of 

this kind occurred in each month of last 

year, including pronounced phases lasting 

several hours in January, March, April, 

June, July, August and September. The 

power output of the German offshore wind 

fleet fell at times in January, April, July, August 

and September to 0 MW. Over the entire 

year, 29 quarter-hourly zero values 

were recorded. 

This means that at the level of development 

achieved to date, the German offshore wind 

fleet is shown to be not capable of serving as 

a source of baseload electricity and cannot 

replace conventional power plants. 

Whilst the nominal capacity of the German 

wind fleet has more than doubled since 

2010, wind levels depend on meteorological 

influencing variables and can vary considerably 

from year to year. This is documented 

by long-term data on the capacity factor of 

the German wind fleet with annual fluctuations 

in a range of up to ±20 % in relation to 

the long-term arithmetical mean [4]. 

The influence of meteorological factors is 

apparent, for example, in F i g u r e 2 in the 

fact that the German wind fleet produced 

up to 50 % of the nominal capacity in 93 % 

of the annual hours in 2015 and 2017, 

when wind levels were high, but in 2010 

and 2014, when wind levels were low, only 

achieved at most 38 % and 41 % respectively 

of the nominal capacity in 93 % of the 

annual hours. This corresponds to a weather-induced 

variance of around twelve percentage 

points. 

With low cumulative probabilities and at 

low normalised output, differences of this 

kind between individual years on account 

of meteorological influences are barely discernible. 

Cumulative probabilities of 100 % 

were reached in Germany in the past years 

at wind fleet power outputs of 68 to 80 % of 

the nominal capacity. Or in other words: 

The German wind fleet recorded annual 

power output maxima of 68 to 80 % of its 

nominal capacity in the last eight years. In 

Germany, therefore, it is never the case 

that all wind turbines feed their nominal 

capacity into the grid at the same time. But 

is that also true of other European countries? 

Can a similar relationship between 

the annual maximum power output P max 

and the nominal capacity P N be derived 

from their power output time series? 

On the basis of 108 time series for electricity 

generation from onshore and offshore 

wind power in European countries between 

2010 and 2017 [13], regression 

analysis provides the following interrelation 

to be derived between the annual maximum 

power output P max and the nominal 

capacity P N at year-end, with a degree of 

determination of linear regression of 99 %: 

P Max = c Max · P N . 

The slope of this linear equation can be expressed 

as: 

c Max = 0.726 ± 0.014. 

Long-term operating experience in various 

European countries including Germany 

thus enables with good approximation the 

67


expectation that, at best, just under 74% of 

the nominal capacity of a wind fleet of any 

one European country contribute simultaneously 

to the maximum power output. 

As electricity generation from wind power 

expands, the difference between the nominal 

capacity and the annual maximum 

power output consequently increases, see 

Figure 1. 

The data basis cited above also enables an 

approximate linear dependency on the 

nominal capacity P N to be derived for the 

mean value P µ with a 96% degree of determination: 

P µ = c µ · P N . 

The slope of this linear equation is expressed 

as: 

c µ = 0.179 ± 0.009. 

Long-term operating experience documents 

here that, at best, approximately just under 

one fifth of the nominal capacity of a wind 

fleet in any one European country contributes 

to the annual electric energy supplied. 

Last but not least, the data basis cited above 

also enables an approximate linear dependency 

on the nominal capacity P N to be 

derived for the standard deviation P σ as a 

measure of the dispersion of the power output 

around the mean value P µ with a degree 

of determination of almost 99 %: 

P σ = c σ · P N . 

The slope of this linear equation can be expressed 

as: 

c σ = 0.145 ± 0.0036. 

Based on long-term operating experience, a 

proportional increase in power output fluctuations 

relative to the nominal capacity 

can be derived in this case with a factor of 

almost 0.15. With further expansion of 

wind power, therefore, a further increase in 

power output fluctuations is to be expected. 

It can therefore be concluded that operating 

experience of 2017 confirms the statements 

made in the first part of the VGB 

Wind Study for Germany , namely that, 

from the point of view of security of supply, 

wind power has so far not replaced conventional 

power plant output. Furthermore, 

distribution of wind turbines throughout 

Germany is, on its own, clearly not a solution 

for a reliable and secure supply of electricity. 

Complementary technologies are 

necessary in conjunction with wind power. 

This raises the question as to whether wind 

turbines distributed widely throughout Europe 

could help. 

Electricity generation from wind 

power in 18 European countries 

In order to answer this question, it is first 

worth taking a look at the cumulative nominal 

capacity of wind turbines operated in 

18 European countries at the end of 2017 

or the total nominal capacity of the European 

wind fleet of almost 170,000 MW, 

91 % of which was accounted for by onshore 

wind turbines and 9 % by offshore 

wind turbines (F i g u r e 3 ) [15]. In 2017, 

offshore wind turbines were operated in 

Belgium (BE), Denmark (DK), Germany 

(DE), the Netherlands (NL) and the United 

Kingdom (UK). 

Countries with largely intact time series on 

electricity generation from wind power 

were selected, reflecting 94 % of the European 

nominal capacity at the end of 2017 

[13],[15]. 

Starting point of these analyses were transparency 

data accessible on the internet 

from ENTSO-E [13], the German transmission 

system operators 50 Hertz Transmission, 

Amprion, Tennet TSO and Transnet 

BW as well as the European Energy Exchange 

[16] to [20]. 

Nomoinal power in MW 

60,000 

50,000 

40,000 

30,000 

20,000 

10,000 

0 

Wind turbines 

Time series for electric power output from 

various power plant types, including wind 

turbines and photovoltaic systems, as well 

as for consumer demand (load) can be retrieved 

through these transparency platforms 

in quarter-hourly to hourly resolution. 

On the ENTSO-E transparency platform, 

all time series from 2015 on were retrievable 

in time-synchronised form, an important 

factor for analyses of balance between 

consumption and generation in different 

countries. This enabled consistent retrieval 

of data according to coordinated universal 

time. Additional information on data qualification 

and plausibility can be found in 

the first part of the VGB Wind Study [1]. 

F i g u r e 3 shows: Germany alone, with 

around 56,000 MW, accounted for almost 

Total nominal power 2017 of 18 countries 

≈170,000 MW 

DE ES UK FR IT SE PL DK PT NL RO IE AT BE GR FI NO CZ 

Europe 2017 

Source: BP Statistical Review 

Fig. 3. Nominal capacity of wind turbines in 18 European countries at the end of 2017. 

PT 

IE 

ES 

UK 

FR 

NL 

BE 

NO 

DE 

DK 

SE 

IT 

AT 

CZ 

FI 

PL 

RO 

GR 

18 European Countries 

AT Austria 

BE Belgium 

CZ Czech Republic 

DE Germany 

DK Denmark 

ES Spain 

FI Finland 

FR France 

GR Greece 

IE Ireland 

IT Italy 

NL Netherlands 

NO Norway 

PL Poland 

PT Portugal 

RO Romania 

SE Sweden 

UK United Kingdom 

Fig. 4. Overview of 18 European countries analysed. Germany’s direct neighbours are written in 

red, all countries further afield in blue. 

68



one third of the total nominal capacity of 

the European wind fleet, followed at a clear 

distance by Spain (14 %), the United Kingdom 

(12 %), France (8 %) and Italy (6 %). 

F i g u r e 4 shows a map of the 18 European 

countries considered here. Germany’s 

direct neighbours are written in red, all 

countries further afield in blue. Germany’s 

seven direct neighbours (AT, BE, CZ, DK, 

FR, NL, PL) currently account for around 

one fifth of the nominal capacity of the European 

wind fleet, while the other ten 

countries further afield (ES, FI, GR, IE, IT, 

NO, PT, RO, SE, UK) make up about half of 

this total nominal capacity. 

The yellow dots on the map of Europe symbolise 

the wind fleet centers of the individual 

countries, determined on the basis of 

geocoordinates of the largest wind farm 

clusters in 2016 [21]. The center of the 

German wind fleet and that of the European 

wind fleet formed by the 18 countries, at 

almost 140 km distance apart, are almost 

congruent. 

The largest distance between wind fleet 

centers is to be found with the country pair 

Finland and Portugal at almost 3,300 km, 

followed by Spain and Finland 

(≈ 3,100 km), Greece and Ireland 

(≈ 3,000 km), Portugal and Romania, and 

Greece and Norway (both ≈ 2,900 km). 

On the assumption that all countries are to 

help each other out by means of wind power, 

a mean transport distance of 1,500 km 

between two wind fleet centers results 

from a total of 153 possible country pairs 

when 18 countries are considered. 

The summation of power outputs of wind 

fleets of 18 European countries observed 

here is based on the extremely simplistic assumption 

of a copper plate across Europe, 

neglecting any losses in the transport and 

distribution networks. Or in other words: 

the aggregate power output is accessible at 

a punctiform feed-in point, so to speak. 

F i g u r e 5 shows the cumulative time series 

of the hourly generation of electricity 

from wind power for Germany (top), for 

Germany plus seven direct neighbours 

(centre) and for Germany plus 17 European 

countries (bottom) in 2017. Ta b l e 1 

lists supplementary operating parameters 

and energy variables. 

Firstly, it is apparent that not only do the 

cumulative power time series of the wind 

fleet in Germany (DE) reveal considerable 

temporal fluctuations, so too do those of 

cumulative wind fleets of Germany plus 

seven countries (DE+7) or 17 countries 

(DE+17). 

It is apparent that aggregate power outputs 

of several countries are also still correlated, 

as demonstrated by the distinct power output 

maxima and minima, which evidently 

often occur simultaneously in many countries. 

This raises the question as to whether 

smoothing effects can be identified in the 

Power in MW 

Power in MW 

Power in MW 

100,000 

90,000 

80,000 

70,000 

60,000 

50,000 

40,000 

30,000 

20,000 

10,000 

0 

100,000 

90,000 

80,000 

70,000 

60,000 

50,000 

40,000 

30,000 

20,000 

10,000 

0 

100,000 

90,000 

80,000 

70,000 

60,000 

50,000 

40,000 

30,000 

20,000 

10,000 

0 

Jan 

Jan 

Jan 

transition from one individual country to 

several countries. 

In a first step, the question can be evaluated 

on the basis of the range between the 

largest and smallest power output values in 

relation to the nominal capacity PN. 

Germany 

P N ≈ 56,000 MW 

Feb Mrz Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov 

Germany plus seven countries 

P N ≈ 93,000 MW 


Germany plus seventeen countries 

P N ≈ 170,000 MW 


Year 2017 


Dec 

Dec 

Dec 

Source: ENTSO-E 

Fig. 5. Cumulative power time series for electricity generation from wind power in 2017 for 

Germany (top),for Germany plus seven direct neighbours (centre) and for Germany 

plus seventeen countries (bottom). 

This range, referred to here as variation 

range, is defined as the ratio of the difference 

of the mean values of the largest power 

output values (P Max minus 5 % P N ) and 

the smallest power output values (P Min plus 

5 % P N ) to the nominal capacity of the relevant 

wind fleet. 

69


Tab. 1. Relevant parameters of electricity generation from wind power of 18 European countries 

in 2017 with year-end value of nominal capacity P N , maximum value P Max , mean value 

P µ , minimum value P Min and standard deviation P σ of hourly power output of the 

corresponding national wind fleet. Furthermore. the annual energy E R resulting from 

8.760 hourly values is shown and compared with the annual energy E R published in the 

BP Statistical Review of World Energy [15]. 

Country 

P N P Max P µ P Min P σ E R E R [15] 

in MW in MW in MW in MW in MW in TWh in TWh 

DE 56,164 39,231 11,720 165 8,813 102.7 106.6 

DK 5,476 4,685 1,644 9 1,154 14.4 14.8 

PL 6,397 5,234 1,633 28 1,238 14.3 14.9 

CZ 308 237 64 1 51 0.6 0.6 

AT 2,828 2,679 768 0 676 6.7 6.5 

FR 13,759 10,290 2,608 390 1,887 22.8 24.3 

BE 2,843 2,082 572 3 471 5.0 6.6 

NL 5,070 4,280 1,255 7 1,010 11.0 10.6 

DE+7 92,845 61,773 20,265 1,742 12,840 177.5 184.9 

SE 6,691 5,523 1,976 117 1,092 17.3 17.3 

FI 2,113 1,607 470 9 361 4.1 4.8 

RO 3,029 2,756 834 0 692 7.3 7.4 

GR 2,651 1,702 483 16 336 4.2 5.5 

IT 9,479 6,696 2,005 40 1,462 17.6 17.7 

ES 23,170 15,564 5,384 420 3,017 47.2 49.1 

PT 5,316 4,471 1,367 5 988 12.0 12.3 

IE 3,127 2,595 825 0 602 7.2 7.4 

UK 18,872 11,394 4,726 431 2,507 41.4 49.6 

NO 1,162 975 306 6 184 2.7 2.8 

DE+17 168,455 91,638 38,639 7,855 16,384 338.5 358.8 

Probability in % (CDF) 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

Bandwidth 

CDF: Cumulative distribution function 


η A = P µ /P N 


Applied to the three wind fleets the following 

picture emerges: the variation range of 

the cumulative power time series falls by 

one tenth to around 61 % of the nominal 

capacity starting from Germany when Germany 

plus seven countries are considered 

together, whereas it decreases by 

one third to 46 % for Germany plus 17 

P Max /P N 

Europe 2017 

Germany 2010 to 2017 


0 

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 

Sources: ENTSO-E, ÜNB 

Fig. 6. Cumulative probabilities of the hourly power output P of the European wind fleet 

normalised to the nominal capacity P N at year-end and the corresponding range 

of cumulative probabilities for Germany from 2010 to 2017. 

countries (DE+17). A certain degree of 

smoothing in subsections of the cumulative 

power time series therefore appears to take 

place. 

But what statements can be made − in statistical 

terms − for the entire cumulative 

power time series? The variation coefficient 

ξ as ratio of the standard deviation P σ 

to the mean value P µ is a dimensionless 

measure of the dispersion of a time series. 

For an individual European country, the 

variation coefficient can be estimated as 

approximately ξ = c σ /c µ ≈ 0.81 with the 

results of the previously described linear 

regression analysis. 

For an individual European country, even 

just small deviations from the mean value 

by 1.2 standard deviations downwards 

lead to power outputs of 0 MW, as already 

stated with the example of Germany in [1]. 

The cumulative power time series of eight 

European countries (DE+7), on the other 

hand, results in a variation coefficient of 

ξ DE+7 ≈ 0.63. Consequently, in this case, 

only deviations by 1.6 standard deviations 

from the mean value downwards lead to 

power outputs of 0 MW. 

For the cumulative power time series of 18 

European countries (DE+17), an even 

lower variation coefficient of ξ DE+17 ≈ 0.42 

results. In this case, only even deviations 

by 2.4 standard deviations from the mean 

value downwards lead to power outputs of 

0 MW. 

These considerations suggest a degree of 

balancing in the generation of electricity 

from wind power or smoothing effects 

when the power time series of European 

countries are superimposed. F i g u r e 6 illustrates 

this smoothing effect on the basis 

of the cumulative probabilities of the normalised 

hourly power output P of the European 

wind fleet for the year 2017 relative 

to the nominal capacity P N at the end 

of the year compared with the range of 

cumulative probabilities for Germany 

from 2010 to 2017. 

The European wind fleet reached an annual 

power output maximum of 54 % of the 

nominal capacity and a capacity factor of 

23 %. By comparison, the cumulative power 

time series of the hourly power output of 

individual years for Germany (see F i g - 

u r e 2 ) show annual maximum power output 

values of around 68 to 80 % of the nominal 

capacity. For an average individual European 

country, the linear regression 

analysis described above would give in 

good approximation annual maximum values 

of around 73 % of the nominal capacity. 

The difference between nominal capacity 

and annual maximum power output therefore 

increases more significantly when several 

countries are considered cumulatively 

than it does for a single country. 

A glance at annual minimum power outputs 

confirms that even when considered 

conservatively neglecting any grid losses, 

relatively low permanently available (secured 

capacity) power outputs result. In 

2017 the result for the European wind fleet 

was around 5 % of the nominal capacity or 

just under 7,900 MW. By comparison, the 

annual minimum value for Germany 

amounted to 0.3 % of the nominal capaci- 

70



ty or 165 MW, and for Germany plus its 

seven direct neighbours to 2 % or almost 

1,800 MW. 

However, these annual minimum values 

cannot be comprehended with simple linear 

upscaling. At the end of 2017, for example, 

around one third of the nominal capacity 

of the European wind fleet was accounted 

for by the German wind fleet. Tripling 

the German annual minimum value in order 

to make a projection would lead to an 

expectation of an annual minimum value of 

495 MW for the European wind fleet. In actual 

fact, this annual minimum value is almost 

48 times higher. A certain degree of 

balancing thus demonstrably occurs. 

Buttler et al. [22] evaluated time series on 

electricity generation from wind power in 

2014 in 28 countries of the European Union 

based on the copper plate model and in 

connection with the cumulative power 

time series of this European wind fleet 

speak of a statistically significant smoothing 

effect which leads to a (secured) power 

output capable of serving as a source of 

baseload electricity available all year round 

of 4 % of the nominal capacity. The secured 

power output of this European wind fleet 

during the year increases with restriction 

to winter months, at times therefore, to 

around 9 % of the nominal capacity. 

As the cumulative time series of the load of 

the European countries in these months is 

likewise characterised by distinctly increasing 

demand, as shown by the trend 

line for the hourly load curve of these 

countries in F i g u r e 7 (assumption: no 

grid losses), the evaluation result does not 

improve decisively even with consideration 

of the electricity generation from wind 

power during the course of the year. 

The annual mean value of the cumulative 

time series of the hourly load in the 18 

countries amounted to around 327,000 MW 

in 2017. If restricted to the four winter 

months from November to February, a 

four-month mean value of around 

366,000 MW results. Were the secured capacity 

of the European wind fleet to be 

doubled on account of the winter to 10 % of 

its nominal capacity, the four-month mean 

value of the load, which is 39,000 MW 

higher than its annual mean value, would 

face an increase of the secured capacity of 

the European wind fleet at times of around 

9,000 MW. 

In 2017 the European wind fleet supplied a 

total of around 340 TWh of electricity. The 

total demand for electricity calculated 

from the cumulative time series of the 

hourly load of the 18 European countries 

amounted to around 2,900 TWh. 

Wind power contributed approximately 

12 % towards covering the demand for 

electricity. By comparison, the international 

energy statistics for gross power generation 

of these 18 European countries in 2017 

reveal a level of just under 3,300 TWh [15]. 

Power in MW 

500,000 

450,000 

400,000 

350,000 

300,000 

250,000 

200,000 

150,000 

100,000 

50,000 

0 

Nominal power 

Jan 

On the one hand, the difference of around 

400 TWh between the gross power generation 

and the demand calculated from the 


Year 2017 

Load curve 

Mean 

Trend line 



Dec 


Fig. 7. Electricity generation from wind power and load in 18 European countries in 2017. 

Power in MW 

100,000 


90,000 

80,000 

70,000 

60,000 

50,000 

40,000 

30,000 

20,000 

10,000 

0 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

Jan 

Jan 

Onshore wind power: P N 

≈ 153,000 MW 

Offshore wind power: P N 

≈ 15,500 MW 


Onshore wind power 

Offshore wind power (underlayed) 


Year 2017 


Dec 

Dec 


Fig. 8. Cumulative time series of the hourly power output of onshore (blue) and offshore (orange) 

wind power in 18 European countries in 2017 and normalised cumulative time series 

assuming linear growth of the nominal capacity of onshore (blue) and offshore (orange, 

in the background) wind power over the course of the year. 

load results from the power plant auxiliary 

electric load, the balance of imports and 

exports and the power consumption of 

71


pumped storage power plants in all 18 

countries which are not considered in the 

hourly load in accordance with the ENTSO- 

E definition. On the other hand, not all consumers 

are depicted to 100 %, for example 

the consumption by German industry covered 

by its own power plants, which is not 

recorded publicly. 

F i g u r e 7 also illustrates the high temporal 

correlation of the hourly load curves 

in the 18 European countries with distinct 

weekly and daily cycles. In the event 

of loads being balanced across all countries, 

these cycles should not be so pronounced. 

Figure 8 shows that the power output of 

the European onshore wind fleet (dark 

blue) is frequently concurrent with the power 

output of the European offshore wind 

fleet (orange) and that significant temporal 

output fluctuations occur. While the European 

onshore wind fleet had a nominal capacity 

of almost 153,000 MW at the end of 

2017, offshore wind turbines with a nominal 

capacity of 15,500 MW were in use in five 

countries: Belgium, Denmark, Germany, 

the Netherlands and the United Kingdom. 

Unlike in Germany, the annual minimum 

power output of the offshore wind fleet in 

Europe at no time fell to 0 MW on account of 

the more widespread distribution of wind 

turbines in the North and Baltic Seas, instead 

amounting to 89 MW (hourly resolution). 

This corresponds to just under 0.6 % of the 

relevant nominal capacity. Minor contributions 

of 1 % of the nominal capacity or less 

were observed in ten of the 8,760 annual 

hours, aggregate power outputs of 5 % of 

the nominal capacity or less in 319 hours 

and aggregate power outputs of less than 

10 % in 1,100 hours or in total on 45 days. 

This means that the European offshore 

wind fleet, too, at its current level of development, 

in practice cannot serve as a 

source of baseload electricity. 

The normalised aggregate power outputs of 

the onshore and offshore wind fleets illustrate 

that the expansion of both wind fleets 

that has taken place so far across Europe is 

evidently insufficient for balancing to a degree 

that would enable backup power plant 

capacity to be dispensed with to a perceptible 

extent: the superimposed aggregate 

power outputs of both wind fleets indicate 

which gaps in power output can be closed 

and which peaks will increase further. The 

result is disenchanting: gaps are only closed 

to a limited extent, peaks continue to increase. 

The correlation of the power feedins 

is clearly visible. 

This raises the question as to whether better 

results could be obtained, as suggested 

by Grams et al. [23] and Becker [24], by 

increased integration of European countries 

located far apart from each other. A 

spatial correlation analysis and close scrutiny 

of grid losses are suitable means of 

evaluating this idea. 

Spatial correlation analysis 

Spatial correlation analyses explore from a 

mathematical point of view how data depend 

on each other. In this case, the question 

is whether and to what extent the cumulative 

time series for the hourly power 

output of two national wind fleets depend 

on their mean distance from each other, 

i.e. correlate spatially. 

The correlation coefficient r K is generally a 

measure of the direction and strength of a 

correlation and can assume values in the 

range from -1 to +1. It is necessary to distinguish 

here between the following cases: 

–– 

With perfectly correlated data, the correlation 

coefficient assumes values of +1 

(positive) or -1 (negative). The changes 

are exactly equally strong. The direction 

of change, however, is either exactly the 

same (+1) or exactly opposite (-1). An 

example of a perfectly positive correlation 

would be the speeds of two vehicles 

linked by a tow bar. 

–– 

In the case of uncorrelated data, the correlation 

coefficient is r K = 0. This result 

could be expected, for example, when 

comparing house numbers with the shoe 

sizes of the inhabitants. 

–– 

With positive correlation, the correlation 

coefficient assumes positive values of 

more than 0 and less than 1. Positive correlation 

coefficients could be expected 

when comparing body height and shoe 

size. This would be a parallel development. 

As body height increases, so too, 

as a general rule, does the shoe size. 

–– 

With negative correlation, the correlation 

coefficient lies in the range from 

more than -1 to less than 0. An example 

Spearman rank correlation coefficient rS 

0.9 

0.8 

0.7 

0.6 

0.5 

0.4 

0.3 

0.2 

0.1 

0.0 

-0.1 

-0.2 

Electricity generation from windpower 2016 

BE 

NL 

NL 

DK 

CZ 

BE 

PL 

DE 

AT 

Germany‘s direct neighbours 

DE 

FR 

Negatively correlated country pairs 

Mean distance ∆x in km 

for negatively correlated data are the 

outside temperature and the number of 

skiers in a winter holiday region. This is 

an opposite development. The number 

of skiers generally increases as the outside 

temperature decreases. 

The spatial correlation analysis to be carried 

out here was based on the 18 time series 

on hourly electricity generation from 

wind power for 2016 and the centers of 18 

national wind fleets. The total number n of 

possible combinations of country combinations 

(pairs) can be calculated from the 

number z of countries according to the following 

equation: 

n = ½·z·(z−1). 

In case of 18 countries a total of 153 possible 

country pairs and 153 mean distances 

∆x between national wind fleets have to be 

considered. 

As the power time series for these 18 countries 

are shown to be not normally distributed, 

Spearman’s rank correlation procedure 

was selected. This procedure is resistant 

to outliers and uses the hourly 

resolution, converted into ranks, of time 

series of electricity generation from wind 

power of in each case two national wind 

fleets to calculate the Spearman rank correlation 

coefficient r S for 153 country pairs, 

hereinafter referred to in simplified form as 

correlation coefficient. 

To determine the mean distances between 

the national wind fleets, the wind fleet 

centers of the 18 countries first had to be 

established. Weighted position coordinates 

of about the five to fifteen largest wind 

farm clusters of the relevant country in 

2016 formed the basis for this [21]. 


Coefficient of determination of trend line: R 2 = 0,7897 

0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000 

ES 

SE 

ES 

FI 

FI 

PT 


Fig. 9. Spearman rank correlation coefficient r S as a function of the mean distance ∆x between 

national wind fleet centers for 18 countries, calculated on the basis of hourly power time 

series in 2016. Besides Belgium and the Netherlands as the country pair with the highest 

correlation coefficient, also highlighted in colour are seven of Germany’s direct neighbours, 

Finland and Portugal as country pair with the furthest mean distance, as well as 

Spain and Finland and Spain and Sweden as the two country pairs with the lowest 

correlation coefficient. 

72



153 mean distances for the individual national 

wind fleets in relation to each other 

subsequently had to be established. Using 

Google Maps, the distances between the 

centers of all national wind fleets in relation 

to each other could be determined, the 

result of which is shown in F i g u r e 9 . 

Belgium and the Netherlands, with a mean 

distance of around 200 km between their 

wind fleet centers, reach the maximum 

correlation coefficient of 0.8. 

Six of Germany’s direct neighbours, namely 

the Netherlands, Denmark, the Czech 

Republic, Poland, Belgium and France, record 

correlation coefficients of 0.4 or more 

with mean distances of just under 400 to 

900 km. Austria constitutes an exception, 

with a correlation coefficient of a mere 0.2 

at a mean distance of just under 600 km. 

Possible reasons for the higher level of detachment 

compared with Germany’s other 

direct neighbours could be the mountain 

ranges of the Alps and the altitude of the 

Austrian wind fleet. 

With all correlation coefficients over 0.4, 

the power outputs of the national wind 

fleets of individual neighbouring countries 

develop in a largely synchronised manner, 

and so smoothing effects are barely identifiable, 

or are limited at most, as illustrated 

in F i g u r e 10 with examples of hourly 

power output in 2016 normalised to the 

nominal capacity of wind fleets of Belgium 

and the Netherlands, Germany and France, 

and Germany and Austria. 

The normalised aggregate power outputs 

of these countries, overlaid like two combs, 

give an idea of the gaps in output that could 

be closed if the wind fleets of these country 

pairs were to be coupled, and which peaks 

would increase further. The result is that 

gaps in output are barely filled, and the 

peaks increase further. The correlation of 

power outputs is clearly visible. 

It can therefore be concluded that neighbouring 

countries showing consistently 

positive correlation coefficients of 0.2 to 

0.8, with centers of their national wind 

fleets at a distance of 200 to 900 km apart, 

can barely make any perceptible contribution 

to the aspired cross-border balancing 

of electricity generation from wind power. 

Analyses on the basis of wind speed measurement 

data at 27 locations in the Netherlands 

confirm correlation lengths of several 

hundred kilometres such as these [25]. 

In France, the annual minimum output of 

around 2.7 % of the nominal capacity is 

strikingly high compared with all of Germany’s 

other neighbours. One reason for 

this could be the vast French coastline running 

in westerly (Atlantic) and north-westerly 

(English Channel) direction. Spain and 

the United Kingdom likewise display annual 

minimum values which are consistently 

well above 1 % of the nominal capacity, but 

always once than 2.3 % of the maximal capacity. 




100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

Jan 

Jan 

Jan 



One would intuitively expect that balancing 

of electricity generation from wind 

power would most likely be found in those 

country pairs which are furthest away from 

each other or which have the lowest possible 

correlation coefficients. However, negative 

correlation coefficients only occur at 

all with 12 of the 153 country pairs. 

Netherlands 

Belgium 

France 

Germany 


Austria 

Germany 

Year 2016 

∆x ≈ 200 km 

r S 

≈ 0.8 

∆x ≈ 900 km 

r S 

≈ 0.4 

∆x ≈ 600 km 

r S 

≈ 0.2 

Hourly values 

Dec 

Dec 

Dec 


Fig.10. Normalised hourly power output time series of wind fleets of neighbouring countries with 

positive Spearman rank correlation coefficients in 2016. 

The national wind fleets of Finland and 

Portugal are the furthest apart from each 

other, at a distance of 3,300 km. 

This results in a negative correlation coefficient 

of -0.003 for these countries. Uncorrelated 

to slightly opposing power time series 

can be expected here. The wind fleet 

centers of Spain and Finland are second 

73


furthest from each other, at 3,100 km. 

These countries also display a negative correlation 

coefficient of -0.077. Spain and 

Sweden have the lowest correlation coefficient, 

at -0.118. Their wind fleet centers are 

around 2,400 km apart. 

Normalised hourly power output time series 

are again overlaid like two combs for 

these distant country pairs in F i g u r e 11 . 

Although the fraction of blue areas of the 

corresponding electricity generation from 

wind power shown in the background increases 

compared with positively correlated 

time series according to F i g u r e 10 , it 

is apparent that numerous gaps in output 

barely balance and many peaks still correlate 

with each other, even with uncorrelated 

(r S ≈ 0) to slightly negatively correlated 

(r S < 0) hourly resolutions of electricity 

generation from wind power. 

Thus a majority of temporal fluctuations in 

the generation of electricity from wind 

power remain, even with countries far 

apart from each other. Moreover, the use of 

the smoothing effects apparent to some extent 

requires electricity to be transmitted 

over long distances. 

A question of grid losses 

These observations illustrate that an increased 

interconnection in Europe would 

necessitate the transmission of electricity 

over very long distances. This raises the 

question of the extent of grid losses, as it 

has so far been the rule of thumb in the 

electricity industry to build power plants as 

close as possible to the consumer to keep 

grid losses low. These comprise load-dependent 

and load-independent losses, losses 

due to power transformation and losses 

from reactive power compensation. However, 

the majority of the losses are heat 

losses caused by the ohmic resistance of 

the power lines. 

With the transmission of electricity via 

high-voltage alternating current (HVAC) 

overhead lines, specific total losses of 

around 1 % per 100 km transport distance 

arise [26], which remain roughly constant 

across a broad range of transmission capacities. 

Current technical limits in terms of HVAC 

transmission are extra high voltage of 

around 765 kV, transmission capacities of 

up to 3,000 MW and transport distances up 

to around 1,000 km, the latter being limited 

by transmission angle and reactive power 

requirement [27]. 

With established high-voltage direct current 

(HVDC) transmission via overhead 

lines with ±500 kV, specific grid losses of 

around 0.5 % per 100 km have to be factored 

in [26]. Converter stations are required 

here at both end points of the transmission 

route to transform alternating current 

into direct current and vice versa, and 

each of these causes additional losses of 




100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

Jan 

Jan 

Jan 




around 1 % of the transmission capacity 

[26],[27]. 

At present, HVDC transmission routes via 

overhead lines are designed for extra high 

voltages of ±800 kV, transmission capacities 

of around 6,400 MW and transport distances 

of up to about 2,000 km. With extra 

Portugal 

Finland 

Finland 

Spain 

Sweden 

Spain 

Year 2016 

∆x ≈ 3,300 km 

r S 

≈ −0.003 

∆x ≈ 3,100 km 

r S 

≈ −0.077 

∆x ≈ 2,400 km 

r S 

≈ −0.118 


Dec 

Dec 

Dec 


Fig. 11. Normalised hourly power output time series of wind fleets of countries long distances 

apart with negative Spearman rank correlation coefficients in 2016. 

high voltages of this kind, the specific conduction 

losses fall to just under 0.4 % per 

100 km transport distance. Technical limits 

in terms of HVDC transmission are extra 

high voltages of ±1,100 kV, transmission 

capacities up to 12,000 MW and distances 

up to 3,300 km [28]. 

74



For HVAC transmission via 380 kV overhead 

lines over an average transport distance 

of 1,500 km between centers of national 

wind fleets in 18 European countries, 

grid losses of at least 15 % of the 

transmission capacity would have to be 

expected, if considered seriously at all. In 

the case of HVDC transmission with 

±500 kV the level would be just under 10 % 

[26], [27]. 

For long-distance transport of electricity 

over the longest single distances considered 

here between wind fleet centers of 

peripheral countries like Finland or Norway 

(Scandinavia), Portugal or Spain (Iberian 

Peninsula) and Greece (Aegean) and 

Romania (Balkan Peninsula) of around 

3,000 km or more, HVAC transmission 

would probably not be considered, as high 

grid losses of 40 % or more of the transmission 

capacity would have to be factored in 

[26]. In case of HVDC transmission, too, 

grid losses amounting to one fifth of the 

transmission capacity would have to be expected 

with transport distances of this order 

[26]. 

In all cases cited above, further grid losses 

would have to be added for collecting and 

stepping up the power output of the wind 

turbines in the producing country to a suitable 

voltage level and the further distribution 

of the transmission capacity remaining 

after the long-distance transport to the end 

consumer in the country of destination via 

extra high, high, medium and low voltage 

networks. 

These grid losses can be quantified with 

data from the Council of European Energy 

Regulators (CEER) and the US Energy Information 

Authority (EIA) for the years 

2010 to 2015 (Ta b l e 2 ) [29],[30]. 

In total, and averaged over several years 

and all 18 countries, grid losses of around 

6.6 % of the annual electric energy fed into 

the grid have to be factored in for an average 

European country for the transport 

and distribution of electricity from the 

power plant to the end consumer. These 

losses are split across the voltage levels extra 

high, high, medium and low [7]. 

In Germany, voltage in the extra high voltage 

network is 380 or 220 kV. At present, 

the extra high voltage network is responsible 

for large-scale, nationwide connections 

and supplies to regional electricity suppliers 

and large industrial companies. It is almost 

37,000 km long and is linked via interconnectors 

with the European grid. 

The high voltage network is operated at a 

voltage of 110 kV and about 97,000 km 

long. This regional distribution network 

particularly transfers electricity to industrial 

companies, local electricity suppliers 

or transformer substations. Voltage is 

stepped down to medium voltage level 

here, mostly 20 kV, for supplying to industrial 

companies and businesses. The circuit 

length of this network is about 520,000 km. 

Tab. 2. Mean grid losses for transport and distribution in the 18 European countries in percent of 

total annual electric energy fed into the grid from 2010 to 2015. 

Country 

Private households, businesses and the agricultural 

sector only have electrical devices 

designed for voltages of 230 V or 400 V. 

In order to be fed into the local low voltage 

network, medium voltage has to be converted 

again. With its circuit length of 

around 1,190,000 km, the low voltage network 

is the longest supply network. 

Ta b l e 2 illustrates that by far the lowest 

transport and distribution network losses 

across all voltage levels are to be found in 

Finland with around 3.3 % of the electric 

energy fed in annually, followed by Germany 

(4.1 %), then Austria (4.8 %) and the 

Netherlands (4.8 %). 

The highest value is to be found in Romania, 

at 11.9 %, followed by Portugal (9.6 %) 

and Spain (9.5 %). In relation to electricity 

consumption, the grid losses averaged over 

several years and all 18 countries amount 

to around 7.3 %. 

In absolute figures, the losses from the 

transport and distribution networks of 18 

countries in relation to the total annual 

electric energy fed into the grid to provide 

all end consumers in these countries at present 

add up to around 200 TWh per year 

[30]. This is around double last year’s generation 

of electricity from solar power of 

these countries, or about 60 % of their electricity 

generation from wind power [15]. 

Averaged over several years and all 18 

countries, grid losses of about 1.5 % of the 

Mean grid losses in % of total annual electric energy fed into the grid 

Transport and distribution 1) Transport only 2) 

Ø 3 ) 2010 2015 Ø 3) 2010 2015 

AT 4.8 4.7 4.9 0.9 0.8 0.9 

BE 4.9 4.7 4.7 1.7 1.6 1.7 

CZ 5.0 5.5 5.6 1.0 0.8 1.1 

DE 4.1 4.0 4.6 1.0 0.7 1.4 

DK 6.0 6.0 5.6 2.2 2.0 2.3 

ES 9.5 9.4 10.5 1.4 1.6 1.5 

FI 3.3 2.8 2.6 0.8 0.8 0.8 

FR 6.5 6.7 7.3 2.1 2.2 2.1 

GR 7.0 7.1 9.7 2.5 2.8 2.5 

IE 8.0 8.1 8.1 2.0 2.0 2.0 

IT 6.9 6.7 6.4 k.A. k.A. k.A. 

NL 4.8 5.0 4.6 0.9 1.1 1.0 

NO 6.3 7.6 6.2 1.7 1.9 1.5 

PL 7.0 8.2 6.9 1.2 1.2 1.2 

PT 9.6 8.5 10.1 1.4 1.5 1.3 

RO 11.9 12.6 12.5 1.6 1.8 1.5 

SE 5.0 4.9 3.8 0.9 1.0 0.9 

UK 7.8 7.2 8.5 1.8 1.5 2.1 

Ø 4) 6.6 6.7 6.6 1.5 1.4 1.4 

1) 

including extra high, high, medium and low voltage 

2) 

extra high voltage only 

3) 

Averaging for the years 2010 to 2015 and the sources CEER [29] and EIA [30] 

4) 

Averaging for the 18 European countries 

annual electric energy fed in arise for an 

average European country when electricity 

is transported at extra high voltage level. 

Here, too, country-specific differences can 

be observed. Finland, for example, has the 

lowest losses, with 0.8 % of the annual 

power fed in, followed by Austria (0.9 %), 

Sweden (0.9 %) and the Netherlands 

(0.9 %). 

In the case of Germany (1.0 %), it has to be 

added that the losses in the extra high voltage 

network doubled from around 0.7 % in 

2010 to 1.4 % in 2015. With specific total 

losses at extra high voltage level of around 

1 % per 100 km transport distance, the losses 

in the extra high voltage network can 

also be interpreted as doubling of the average 

power plant distance from the end consumer 

from around 70 to 140 km in the 

past six years. The share of losses of the 

extra high and high voltage networks in the 

total grid losses has increased in Germany 

at the same time from 33 to 43 % [7]. 

In many European countries, the share of 

decentralised power generation plants in 

the nationwide power plant capacity has 

significantly increased over the past years. 

These plants normally feed into the medium 

and low voltage networks, and in some 

cases also into the high voltage networks. 

Grid losses should tend to fall when decentralised 

power plants move closer to the 

end consumer, as not only does the dis- 

75


tance for transporting and distributing 

electric power output decrease, but so too 

does the need for transforming. 

However, this does not apply without restriction, 

as the local synchronicity of generation 

and consumption likewise influences 

the grid losses: if decentrally supplied 

electricity can be used at the same 

time directly by the local consumers, the 

grid losses diminish very significantly, as 

transport to consumers further afield is not 

necessary. 

In reality, however, weather-dependent 

power output from renewable energies frequently 

lead to situations in which decentrally 

generated electricity cannot be used 

locally at the same time, resulting in backflows 

in the network which increase the 

grid losses. Wind farms, too, are often not 

in the direct vicinity of centres of consumption. 

Their power output has to be fed into 

extra high and high voltage networks and 

in some cases transported over long distances, 

as a result of which grid losses increase. 

Here, too, the influence of the synchronicity 

of generation and consumption 

is not negligible. 

The example of the Spanish distribution 

system operator Viesgo [29] illustrates 

how grid losses can increase significantly 

with a high share of decentralised power 

generation. This operator found that electricity 

generation from wind power in his 

distribution network led to grid losses significantly 

increasing at high voltage level 

(132 kV). Depending on the power flows in 

his grid area or power outputs transferred 

between two grid nodes, the distribution 

system operator registered an increase in 

grid losses generally in the region of 2 to 

4 % of the total of load and export-import 

balance to higher and extreme values of up 

to 20 % in cases where net electricity imports 

into his grid area were necessary. 

These findings illustrate that grid losses in 

connection with further expansion of electricity 

generation from wind power with 

interconnection throughout Europe cannot 

be considered negligible, especially against 

the backdrop of European efforts to increase 

efficiency. 

In a scenario according to the motto “everyone 

helps everyone else”, it is true to 

state for the grid losses with enhanced interconnection 

across Europe that in the 

producing nation, the power output from 

all wind turbines would, in a first step, have 

to be collected and transformed to the appropriate 

voltage level before, in a second 

step, the long-distance transport either to 

the domestic consumer or to the country of 

destination over an average distance of 

1,500 km could take place. In a third step, 

the power output would then have to be 

transformed there to a lower voltage level 

and finally distributed further to the end 

consumer. As a simplified engineering estimate, 

the grid losses over all three stages in 

this scenario could add up to around one 


100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

10 

Jan 

Secured: ≈ 4 to 5 % 


fifth to one third of the aggregate output 

fed into the grid (producing nation: ≈ 7 %, 

long-distance transport: ≈ 10 to 15 %, 

country of destination: ≈ 7 %). 

On the question of the secured capacity of 

wind power available throughout Europe, 

this means that, in reality, lower values 

should result from the total power output 

of all wind turbines in 18 European countries 

with greatly idealising disregard of 

the transport and distribution network 

losses. 

Discussion 

Real data 2017 



Trend line 2015 



Capacity factor: ≈ 22 to 24 % 

Month 


Dec 


Fig. 12. Cumulative time series of normalised power output of the European wind fleet for the 

years 2015 to 2017 with three trend lines illustrating the seasonal character of electricity 

generation from wind power, on the assumption of a linear increase in nominal capacity 

during the course of the year. The secured capacity of the European wind fleet is 4 to 5 % 

of its nominal capacity and the capacity factor 22 to 24 %. 

Analyses of cumulative power time series 

of the European wind fleet in the highwind 

years 2015 and 2017 suggest a secured 

capacity of around 5 % of the nominal 

capacity in each case for the European 

wind fleet, on the assumption of linear expansion 

during the course of the year. The 

less windy year 2016 led to a secured capacity 

of the European wind fleet of 4 % of 

the nominal capacity (F i g u r e 1 2 ). 

During the period 2015 to 2017 the power 

output of the European wind fleet ranges 

from 4 to 63 % of the nominal capacity and 

is highly volatile. The trend lines for the 

power time series of the European wind 

fleet of these three years are included for 

clarity, and illustrate that changes are essentially 

determined by the annual availability 

of wind. The seasonal pattern of electricity 

generation from wind power familiar 

in Germany − higher aggregate output 

in the winter than in the summer − also 

applies with distribution of wind turbines 

throughout Europe. 

Effects on the annual power output minimum 

of an expansion-induced increase in 

the distribution of wind turbines throughout 

Europe are not apparent, although the 

nominal capacity of 141,000 MW at the 

start of 2015 increased by one third to just 

under 170,000 MW at year-end 2017. 

This means that even if, from a European 

perspective, statistically significant 

smoothing effects are to be seen, these effects 

clearly only help to achieve secured 

capacities to a limited extent, since 4 to 5 % 

of the nominal capacity with consideration 

of the grid losses means that, even at European 

level, dispatchable backup capacity of 

practically 100 % of the nominal capacity 

of the European wind fleet has to be maintained, 

as long as its nominal capacity has 

not yet exceeded the cumulative annual 

peak load of all countries concerned plus 

reserves. 

In 2017 the European wind fleet supplied a 

total 339 TWh of electricity, in 2016 and 

2015 just under 287 TWh and 285 TWh respectively. 

The capacity factor of the European 

wind fleet varied between 22 and 

24 %. The results of the linear regression 

analysis described previously enable the 

capacity factor of a wind fleet in an individual 

European country to be determined 

with good approximation to an average of 

18 %. European interconnection therefore 

indicates a capacity factor benefit of a few 

percentage points of the nominal capacity. 

In July 2017, researchers from ETH Zurich 

and Imperial College London concluded, 

on the basis of European weather data 

from the past 30 years and iRES model calculations 

[23], that weather regimes with 

spatial scales of around 1,000 km and temporal 

scales of more than five days regularly 

occur in Europe resulting in an extensive 

lack of power output of wind fleets of 

neighbouring European countries. 

76



Grams et al. recommended that expansion 

of wind power in Europe be better coordinated 

and account be taken of the fact 

that in peripheral European regions like 

the Iberian Peninsula, northern Scandinavia, 

the Balkan region or the Aegean, opposite 

wind conditions frequently prevail 

with which variations in the aggregate 

power output can be compensated at an 

overall European level. Expansion of wind 

power should thus focus more on peripheral 

European countries in order to balance 

electricity generation from wind 

power. Were the European nations to coordinate 

their expansion strategy even 

more closely, they could stabilise the generation 

of electricity from wind power, 

and it would then also be easier to integrate 

it into the energy system. 

Grams et al. state that photovoltaics could 

also be used at a local level (during the 

daytime) to achieve pan-European balance. 

However, the currently available 

nominal capacity of around 114,000 MW at 

year-end 2017 in Europe [15] would have 

to be increased at least ten-fold. 

As weather reports on television have 

shown, extensive weather regions can regularly 

occur throughout the whole of Europe 

with distinct phases in which strong 

wind or weak wind prevails across many 

European countries at the same time. The 

driving force behind the wind are largescale 

differences in air pressure, from 

which conclusions can be drawn about 

continental wind conditions on the basis of 

isobar maps (lines at constant pressure), as 

illustrated in F i g u r e 1 3 with the example 

of a winter day (8 February 2016) with 

good wind over much of Europe and a summer 

day (7 June 2016) with weak wind 

over much of Europe. 

On 8 February 2016, maximum differences 

in air pressure ∆p Max up to around 65 hPA 

occurred across Europe. The isobar lines 

for this winter day run closely staggered 

next to each other. This indicates high gradients 

and good wind conditions. Wind 

turbines in the 18 European countries considered 

here as European wind fleet supplied 

around 86,000 MW or 57 % of their 

nominal capacity of around 152,000 MW 

on daily average (prerequisite: copper 

plate across Europe, no grid losses). Between 

20:00 and 21:00 in the evening, the 

power output of the European wind fleet 

reached its annual peak (hourly resolution) 

at 89,100 MW [13]. 

On 7 June 2016, maximum differences in 

air pressure ∆p Max of around 20 hPA occurred 

across Europe. 

In F i g u r e 1 3 , comparatively few isobars 

are apparent, indicating low gradients and 

weak wind conditions across much of Europe. 

The European wind fleet supplied around 

12,200 MW or 8 % of its nominal capacity 

on daily average. Between 06:00 and 09:00 

in the morning, its power output fell to 

around 6,500 MW or 4 % of its nominal capacity 

(prerequisite: copper plate across 

Europe, no grid losses) [13]. 

These examples illustrate that situations 

can occur again and again in which electricity 

generation from wind power is simultaneously 

strong or weak throughout much of 

Europe. In such cases this means: if wind 

conditions in Germany are favourable, then 

this is also often the case in neighbouring 

countries and vice versa. This is compounded 

by the fact that demand for electricity in 

European countries is also temporally correlated 

in many cases, so that a cross-border 

balancing effect is demonstrably not a 

given certainty at the most critical point in 

the year for the load [31]. 

According to the analyses carried out by 

Grams et al. [23], synchronicity and correlation 

of electricity generation from wind 

power in neighbouring European countries 

could be avoided by connecting up very remote 

countries at the peripheries of continental 

Europe. In view of an increased 

need for transport of electricity over very 

long distances of several thousand kilometres 

and average iRES capacity factors of 

currently typically around 21 % for onshore 

wind power, 32 % for offshore wind power 

and 11 % for photovoltaics, this would raise 

justified questions as to the grid losses to be 

expected with expansion strategies of this 

kind, the capacity factor of the new infrastructure 

required with a focus on intensified 

pan-European long-distance transport 

of electricity and as to their profitability. 

The average capacity factors given above 

are calculated from hourly ENTSO-E power 

output data of 18 European countries from 

2015 to 2017 accounting for 95 % of Europe’s 

wind power and photovoltaic nominal 

capacity. 

Even if China, for example, today has numerous 

HVDC routes for transport distances 

of one to two thousand kilometres, these 

are all designed to transmit electric power 

of several gigawatts from the large inland 

hydropower plants to supply the consumption 

centres on the country’s coasts with 

electricity. This electricity transmission 

technology is also referred to as bulk transmission 

of electric power, an indicator of 

continuous power transmission and consistently 

high capacity factors of such 

transmission routes - criteria which neither 

Monday, 8 February 2016 Tuesday, 7 June 2016 

H 

1005 

1010 

1025 

H 

T 

1000 

970 T 

1015 

1020 

1015 

1010 

1005 

995 

990 

985 

980 

975 

∆p Max 

≈ 65 hPa 

∆p Max 

≈ 20 hPa 

T 

T 

T 

T 

T 

1035 

H 

1015 

H 

H 

1025 

H 

985 990 

980 

1030 

T 

995 1000 1005 

1010 

1015 1025 

H 

1030 

1025 

1020 

H 

Surface level pressure in hPA 

1020 

H 

T 

T 

H 

1020 

1020 

1020 

T 

T 

1020 

H 

T H 

H 

H 

1015 

T 

1010 

1005 

T 

H 

Surface level pressure in hPA 

Fig. 13. Isobar maps of 8 February 2016 (winter day) and 7 June 2016 (summer day) as examples of pronounced high-wind and low-wind 

phases across much of Europe. 

77


wind nor solar power has any prospect of 

fulfilling at a European level. 

At the beginning of March 2018, the German 

National Meteorological Service 

(DWD) published results of a study [24] 

showing that through the combined use of 

wind power and photovoltaics in the European 

power grid, risks due to wind lulls and 

phases with little sun could be significantly 

reduced. With measurement data on the 

spatial and temporal structure of the 

weather conditions from 1995 to 2015 and 

models to estimate electricity generation of 

representative wind power and photovoltaic 

systems, uniformly distributed across 

Europe without restrictions and disregarding 

any grid losses, the meteorologists determined 

how often the aggregate output 

of this iRES plant fleet would have been less 

than 10 % of the nominal capacity over a 

continuous period of two days in each case. 

The result for Germany: with restriction to 

onshore wind power, 23 cases per year 

would be probable. If offshore wind power 

in the German North and Baltic Seas is 

added, this number is reduced to 13 cases 

per year, while further addition of photovoltaic 

systems brings a reduction to two 

cases per year and, if Europe is considered 

as a whole, the result is just 0.2 cases per 

year. However, as the weather pleases itself, 

it can never be ruled out that an extreme 

lull could occur in conjunction with 

a phase of little sun across Europe. Responsible 

energy policy must therefore not only 

be about expanding wind power and photovoltaic 

systems, but also ensuring sufficient 

reserve power plant capacities. 

In view of the grid being required to maintain 

a permanent balance between electricity 

generation and consumption, it is necessary 

here to point out that, contrary to taking 

into account two-day periods in the 

cited study, already a fraction of a second 

or minutes can be sufficient to cause a 

blackout. 

What would the consequences be, were 

wind turbines to be distributed in balanced 

form across Europe as recommended by 

Grams et al. [23] and Becker [24]? 

As F i g u r e 3 illustrates, many countries 

have a considerable amount of catching up 

to do in relation to Germany: all 13 countries 

in the nominal capacity of their winds 

fleets ranking after Italy, for instance, 

would have to increase their wind fleet’s 

nominal capacity sixteen-fold on average 

with as balanced distribution of locations 

as possible, in order to reach Germany’s 

level of development. 

When all 17 countries are considered, a total 

new nominal capacity of around 

840,000 MW would have to be established. 

With the already existing nominal capacity 

of wind turbines in these 18 countries, a 

nominal capacity of the balanced European 

wind fleet of around 1,000,000 MW in 

total could therefore be expected. 

By comparison: in 1995, power plants with 

a nominal capacity of around 620,000 MW 

were in operation in the 18 European countries 

considered here [32]. This had already 

risen to around 970,000 MW nominal capacity 

in 2015, 47 % of which was accounted 

for by conventional power plants, followed 

by hydropower plants (16 %), wind 

turbines (14 %), nuclear power plants 

(12 %) and photovoltaic systems (10 %). 

With a long-term annual yield of the European 

wind fleet averaged across the 18 

countries of around 2,000 MWh electricity 

per megawatt of nominal capacity [15] and 

on the assumption that yield-boosting factors 

such as ever larger plants and hub 

heights as well as yield-reducing factors 

like ever lower potential wind yields of remaining 

wind turbine locations roughly 

maintain a balance in the course of further 

expansion, the annual generation of 

around 2,000 TWh of electricity could be 

assumed for the imaginary European wind 

fleet. In comparison, the gross power generation 

of the 18 European countries considered 

amounted to just under 3,300 TWh 

in 2017 [15]. 

With specific investment costs of 1.5 million 

euros per megawatt onshore nominal 

capacity [33] and 4.0 million euros per 

megawatt offshore nominal capacity [34], 

total investments of about 1,500 billion euros 

would have to be factored in for expansion 

of the European generation of electricity 

from wind power of this order, on the 

assumption that 90 % of the nominal capacity 

to be added would still be accounted 

for by onshore wind turbines and the rest 

by offshore wind turbines. Compared with 

the gross domestic product of the 18 countries 

in 2015 of almost 11,500 billion euros, 

this is a considerable sum. 

At the same time, further investments 

worth billions would have to be factored in 

for still necessary dispatchable backup systems 

and in order to enhance the network 

infrastructure [35],[36]. 

According to ENTSO-E estimates, around 

four fifths of grid congestion problems 

identified throughout Europe are attributable 

to renewable energies. ENTSO-E puts 

the costs for enhancing and strengthening 

the European grid for further integration 

of renewable energies at just under 130 billion 

euros [36]. 

Another aspect to be considered: Assuming 

that today’s wind turbines have an operational 

lifespan of an average 25 years, a 

renewal rate of 40,000 MW per year would 

be required with a plant level of around 

1,000,000 MW nominal capacity. By comparison, 

wind turbines with an average 

nominal capacity of 12,000 MW per year 

went into operation in the 18 countries in 

the last six years, while in 2017 the figure 

was slightly over 15,000 MW [15]. 

Evaluations of long-term operating data 

from the United Kingdom and Denmark for 

2002 to 2012, the results of which indicate 

the influence of material ageing and an 

economic operational lifespan more in the 

region of twelve to fifteen years, demonstrate 

that the operational lifetime of wind 

turbines can, in reality, be considerably 

lower [37]. 

This was confirmed, for example, in March 

2018 [38]: the Danish energy company 

Ørsted identified unexpected damage to 

around 2,000 wind turbines in Danish and 

British waters which had only been in operation 

since 2013. The leading edges and 

tips of the rotor blades were so severely 

damaged by the impact of salt particles and 

rain that they had to be replaced. 

Further confirmation followed in April 

2018 [39]: in the offshore wind park Alpha 

Ventus around 45 kilometres off Borkum, 

half a nacelle of a wind turbine, together 

with the plastic casing, plunged into the 

depths from a height of around 90 meters. 

At the time the damage occurred, the turbine 

was around eight years old. The wind 

farm operator reported a broken retaining 

bolt of the nacelle carrier as being the 

cause. No information was given as to 

whether this was an isolated incident or a 

case of serial damage. As a precautionary 

measure, the remaining five undamaged 

Alpha Ventus turbines have since run in idle 

mode and been closed for maintenance. 

Even if damage to offshore wind turbines, 

as a comparatively new technology, is not 

unusual, the German television channel 

NDR interpreted this incident as being major 

damage possibly in connection with 

material fatigue, and called for speedy 

clarification of the cause of the damage, 

since more than 120 turbines of this type 

are currently in operation in the North Sea. 

Wind turbines do not only transport the 

wind intermittency, i.e. briefly occurring 

strong gusts of wind into the power grid, 

they also even intensify it when converting 

it into electrical output [40],[41],[42],[43]. 

Measurement data with high temporal resolution 

substantiate strong fluctuations in 

wind speed and changes in power output of 

a 2 MW wind turbine by 80 % of its nominal 

capacity in eight seconds, and of a wind 

farm comprising twelve 2 MW wind turbines 

by 50 % of its nominal capacity in two 

minutes at a northern German onshore location 

[40]. Within a quarter of an hour, 

therefore, wind turbines can pass through 

power outputs from almost zero up to the 

nominal capacity according to their power 

curve. 

The working conditions of wind turbines 

are characterised by intermittent, turbulent 

air flows which are reflected in turbulent 

power output fluctuations of both individual 

wind turbines and larger turbine 

fleets [41]. 

Peinke et al. [40] report that with individual 

wind turbines and large wind farms 

alike, extreme fluctuations which would 

78



only be to be expected every three million 

years with normal distribution could occur 

once a month on statistical average. This 

property is particularly relevant for grid 

stability analyses and the design of wind 

turbines, as these face immense changes of 

load – comparable with those of an aeroplane 

in an imaginary landing approach 

lasting several years with severe wind turbulence. 

This is caused by turbulences impacting the 

turbines within a matter of seconds, the 

footprint of which is also reflected in the 

electric power output. Grid instabilities 

caused by power fluctuations of this kind 

would likely increase with the expansion of 

wind power – as too would the regulatory 

effort involved in compensating them [41]. 

Redispatching measures on the part of 

transmission system operators are an indicator 

of grid instabilities and resulting regulatory 

network intervention. This is to be understood 

as intervention in the marketbased 

original power plant schedule in order 

to relocate power feed-in so as to prevent or 

eliminate overloading in the power grid. 

During the period 2010 to 2015, the annual 

redispatched power output from domestic 

measures increased by more than 36 times 

to 11.2 TWh, then fell by one third in 2016 

to 7.5 TWh before climbing to another new 

peak of 11.3 TWh in 2017 [44]. The annual 

redispatched power output generated by 

the power plants in neighbouring countries 

and in the context of cross-border trade as 

of 2014 amounting to around 25 to 50 % of 

the corresponding domestic annual power 

output has to be added to this. 

The development over the past years invites 

comparison with the electricity generation 

from wind power: 2015 and 2017 

were very windy years, while 2016 was 

considerably less windy. Overall, the development 

of the mean value P µ from 2010 to 

2017 as shown in F i g u r e 1 as a measure 

of the annual electricity supplied is similar 

to the development of the annual redispatched 

power output, which could indicate 

causal relationships [44]. 

On account of massively increasing interventions 

in grid operation, the German 

Federal Network Agency introduced quarterly 

reports on grid and system security 

measures as of 2015 [45], pointing out that 

in view of the drastic increase in grid and 

security interventions, annual recording 

was no longer sufficient, and that measures 

for securing grid stability had become 

more important, as the transmission system 

operators were facing ever greater 

challenges in view of the changing power 

generation landscape. This change, it was 

stated, was characterised above all by the 

expansion and regional distribution of 

wind turbines with impacts on the conventional 

power plant fleet. Weather effects 

like low-pressure systems or long sunny 

periods additionally led to high peaks in 

power output from wind power and photovoltaics 

– a development which also becomes 

clear from a glimpse into the control 

rooms of the transmission system operators: 

whereas grid control engineers had to 

actively intervene twice in the whole of 

2003 to adjust the grid operation, three to 

four interventions per day have now become 

the norm. 

Apart from the fact that with each intervention 

the probability of human error by 

nature increases, this development also indicates 

that exceptional circumstances in 

the power grid necessitating intervention 

have drastically increased since 2003. 

Statements made in June 2017 by Dr. Klaus 

Kleinekorte, Technical Managing Director 

at Amprion GmbH in Dortmund, verify the 

occurrence of at times extreme loads in the 

transmission grid [46]. He stated that between 

December 2016 and February 2017 

there were repeated occurrences of hours 

on various evenings during which the grid 

was at its limit and on several occasions 

had been on the verge of a large-scale collapse. 

Had just one large line shut down 

due to overload during these times, a deluge 

of shutdowns and power outages might 

have been unavoidable. Moreover, on 18 

January 2017, three days prior to the start 

of the ten-day dark doldrums in Germany, 

his company had written to the Federal 

Ministry for Economic Affairs and Energy 

and the Federal Network Agency, warning 

them of the temporary loss of (n-1) secure 

grid control. At the latest when the nuclear 

power plants in southern Germany cease to 

operate, high power transmission requirements 

will become the norm. The necessary 

grid expansion must therefore be 

pushed ahead with rapidly. 

Summary and outlook 

VGB PowerTech has carried out a plausibility 

check of electricity generation from 

wind power in Germany and 17 neighbouring 

European countries and in the process 

explored questions as to whether adequate 

possibilities for mutual balancing exist 

within the interconnected European grid 

true to the motto “the wind is always blowing 

somewhere”. 

In the current energy policy environment 

which, against the backdrop of the international 

climate protection commitments facing 

Germany, seeks to abandon the power 

plant technology proven over decades and 

create extensive provision of electricity 

from renewable energies, photovoltaics 

and wind power remain the only scalable 

technologies capable of further development 

for the Energiewende in the short to 

medium term. However, they are always 

reliant on complementary technologies. 

Looking back at the past year in Germany, 

it can be concluded that additional operating 

experience confirms the statements 

made in the first part of the VGB Wind 

Study: from the perspective of security of 

supply, wind power, despite concerted efforts 

to expand since 2010, has for all practical 

purposes not replaced any conventional 

power plant capacity. Furthermore, 

offshore wind power at its current level of 

development is shown to be not capable of 

serving as a reliable source of baseload 

power and cannot replace conventional 

power plant capacity. Wind turbine locations 

spread throughout Germany are not a 

solution for a reliable and secure supply of 

electricity. Dispatchable complementary 

technologies are always necessary in conjunction 

with wind power. 

From a European perspective, it can be 

concluded on the basis of 18 countries observed 

here that although statistically significant 

smoothing effects are to be seen, 

these only help to a limited extent when it 

comes to security of supply: 4 to 5 % of the 

nominal capacity means with consideration 

of unavoidable grid losses that, even at 

a European level, dispatchable backup capacity 

of almost 100 % of the nominal capacity 

of all European wind turbines has to 

be maintained, as long as this has not yet 

exceeded the annual peak load in Europe 

plus reserves. 

In a more closely interconnected European 

grid, in particular, the unavoidable grid 

losses are not negligible. In total, and split 

across extra high, high, medium and low 

voltage levels, grid losses of around 6.6 % 

of the annual power fed into the grid have 

to be factored in at present for an average 

European country for transport and distribution 

of electricity from the power plant 

to the end consumer. 

In absolute figures, losses from power 

transport and distribution of 18 countries 

in relation to the total annual electric energy 

fed into the grid amount at present to 

around 200 TWh per year. This is around 

double last year’s generation of electricity 

from solar power of these countries, or 

about 60 % of their electricity generation 

from wind power. 

If the interconnected European grid is to be 

intensified in order to transport wind or solar 

power from peripheral regions to the 

European consumption centres in future, 

justified questions have to be raised, given 

average capacity factors of around 21 % for 

onshore wind power, 32 % for offshore 

wind power and 11 % for photovoltaics, as 

to grid losses to be expected with expansion 

strategies of this kind, as to the capacity 

factor of the entirely new infrastructure 

required with a focus on intensified pan- 

European long-distance transport of electricity 

and as to their profitability. 

Transmission via high-voltage direct current 

favoured for electricity transport of 

this kind is used without exception in China, 

which has numerous such transmission 

routes with transport distances of one to 

two thousand kilometres, to transmit large 

electric power of several gigawatts from 

the inland hydropower plants to supply the 

79


consumption centres on the country’s 

coasts with electricity. The fact that this 

technology is also referred to as bulk transmission 

of electrical power is an indicator 

of continuous power and high capacity factors 

of such transmission routes – criteria 

which neither wind nor solar power has any 

prospect of fulfilling at a European level. 

Another aspect is that the benefit of European 

interconnection is limited. At best, 

annual energy to be provided with a time 

lag could be reduced by means of a backup 

system merely from about one quarter to 

one sixth of the annual energy. 

The necessary maximum output of the 

backup system would decrease by an average 

13 % of the annual peak load with best 

possible interconnection. For Germany, 

even with the best possible interconnection, 

a reduction in the maximum capacity 

of the backup system by a total of merely 

one quarter of the annual peak load could 

be expected. 

The Federal Association of the German Energy 

and Water Industries BDEW recently 

questioned the availability of foreign power 

plants for supplying electricity in Germany, 

stating that all neighbouring countries, 

like Germany itself, face the challenge 

of ensuring security of supply with 

increasing shares of intermittent renewable 

power plant capacity. Therefore, Germany 

would only be able to rely to a limited 

extent on supplies from abroad in the event 

of future shortages. 

This allows only one conclusion to be 

drawn: each country itself should remain 

largely responsible for providing adequate 

secured power plant capacity in the future. 

Acknowledgements 

The authors thank Professor Dr. Dr. h.c. 

mult. Friedrich Wagner from Max Planck 

Institute for Plasma Physics in Greifswald 

for his valuable suggestions and contributions 

to this publication. 

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80


Forum: Ausstieg aus der Braunkohle und Folgen 

Wirkungen von Braunkohleausstieg 

und Energiewende 

auf Klima und Volkswirtschaft 


Abstract 

Effects of lignite phase-out and energy 

system transformation on climate and 

national economy 

The Coal Commission, officially known as the 

“Commission for Growth, Structural Change 

and Employment”, was commissioned by the 

German Federal Government to set the date of 

2038, possibly 2035, as the date for the phasing-out 

of coal from electricity generation and to 

propose additional compensatory measures 

amounting to € 40 billion for the workers affected 

and for the lignite regions in the Rhineland, 

Lusatia and Central Germany. To this 

must be added at least € 40 billion for further 

structural measures and € 70 billion for the adaptation 

of electricity networks. The basis for 

this is the German government’s goal of replacing 

lignite electricity with solar and wind power 

as soon as possible. The aim is to reduce CO 2 

emissions in order to stabilise the global climate 

and at the same time prove that a highly developed 

economy can be converted from a fossilbased 

to a regenerative-based economy as 

planned and thus be a role model and pioneer in 

climate issues. This high demand is countered by 

reality: The German energy revolution ignores 

the fact that CO 2 emissions worldwide have risen 

steadily over three decades and will continue 

to rise. The self-set national climate targets have 

so far been missed. The lignite phase-out will 

have no measurable effect on the climate and 

causes very high costs. Electricity consumers and 

taxpayers will be burdened even more in future, 

although Germany already has the highest electricity 

prices in Europe as a result of the energy 

revolution. The consequences of the phase-out 

for jobs and economic value creation are underestimated. 

In addition, the role of the pioneer in 

climate protection is a self-deception; no one follows 

suit. As a result, the climate and energy 

strategy must be readjusted. The excessive ambitions 

of the CO 2 prevention strategy, which has 

so far been ineffective – and will probably continue 

to be so – must be reduced. What is needed 

is a viable strategy for timely and intelligently 

planned adaptation to climate change. At the 

same time, a further expansion of renewable en- 

Autor 

Dr. Dietrich Böcker 

Ehemals leitend in der Energiewirtschaft tätig 

Brühl, Deutschland 

ergy, supported by realistic targets, remains just 

as right as continued efforts to increase efficiency 

and save energy. Lignite power should not be 

replaced by gas power in the short term, but only 

by regenerative power when the necessary power 

storage facilities are available. Until then, a 

reasonable, cost-optimised electricity mix that 

combines the advantages of renewable and fossil 

energy remains economically correct. Only then 

can security of supply and value for money be 

achieved in addition to environmental compatibility. 

The hasty withdrawal from lignite is a 

mistake. 

l 

Die Kohle-Kommission, mit der offiziellen 

Bezeichnung „Kommission für Wachstum, 

Strukturwandel und Beschäftigung“ hat im 

Auftrag der Bundesregierung als Termin 

für den Ausstieg aus der Verstromung von 

Kohle das Jahr 2038, eventuell auch schon 

2035, benannt und zusätzlich Ausgleichsmaßnahmen 

im Umfang von 40 Mrd. € für 

die davon betroffenen Arbeitnehmer und 

für die Braunkohleregionen im Rheinland, 

in der Lausitz und in Mitteldeutschland 

vorgeschlagen. Hinzu kommen noch mindestens 

40 Mrd. € für weitere strukturelle 

Maßnahmen und 70 Mrd. € für die Anpassung 

der Stromnetze. Grundlage dafür ist 

das Ziel der Bundesregierung, den Braunkohlestrom 

durch Solarstrom und Windstrom 

möglichst bald zu ersetzen. Damit 

sollen die CO 2 -Emissionen zur Stabilisierung 

des Weltklimas gesenkt und gleichzeitig 

der Nachweis geführt werden, dass 

eine hoch entwickelte Volkswirtschaft 

planmäßig von der fossilen Basis auf eine 

regenerative Basis umgestellt und damit 

Vorbild und Vorreiter bei Klimafragen sein 

kann. Diesem hohen Anspruch steht die 

Wirklichkeit gegenüber: Die deutsche 

Energiewende ignoriert, dass weltweit die 

CO 2 -Emissionen über drei Jahrzehnte unentwegt 

gestiegen sind und weiter steigen 

werden. Die selbst gesetzten nationalen 

Klimaziele werden bisher verfehlt. Der 

Braunkohleausstieg wird keine messbare 

Wirkung auf das Klima haben und verursacht 

sehr hohe Kosten. Stromverbraucher 

und Steuerzahler werden zukünftig noch 

mehr belastet, obwohl Deutschland in Folge 

der Energiewende bereits jetzt die 

höchsten Strompreise in Europa hat. Die 

Folgewirkungen des Ausstiegs für Arbeitsplätze 

und volkswirtschaftliche Wertschöpfung 

werden unterschätzt. Hinzu 

kommt, dass die Rolle des Vorreiters beim 

Klimaschutz eine Selbsttäuschung ist; keiner 

reitet hinterher. Daraus folgt: Die Klima- 

und Energiestrategie muss neu justiert 

werden. Die überhöhten Ambitionen der 

bis jetzt – und wohl auch in Zukunft – unwirksamen 

CO 2 -Verhinderungsstrategie 

müssen reduziert werden. Es bedarf einer 

tragfähigen Strategie der rechtzeitigen und 

klug geplanten Anpassung an den Klimawandel. 

Dabei bleibt ein weiterer, aber von 

realistischen Zielen getragener Ausbau der 

regenerativen Energie ebenso richtig, wie 

fortgesetzte Anstrengungen zur Effizienzsteigerung 

und zum Energiesparen. Braunkohlestrom 

sollte nicht kurzfristig durch 

Erdgasstrom sondern erst dann durch Regenerativstrom 

ersetzt werden, wenn die 

notwendigen Stromspeicher zur Verfügung 

stehen. Bis dahin bleibt ein vernünftiger, 

kostenoptimierter Strom-Mix, mit dem die 

Vorteile von Regenerativ-und Fossilenergie 

kombiniert werden, volkswirtschaftlich 

richtig. Nur dann sind Versorgungssicherheit 

und Preiswürdigkeit zusätzlich zur 

Umweltverträglichkeit erreichbar. Der hastige 

Ausstieg aus der Braunkohle ist ein 

Fehler. 

Ausgangssituation 

Strom aus Braunkohle hat in Deutschland 

einen Anteil von rund 22 % in der Stromerzeugung; 

in Nordrhein-Westfalen deckt er 

fast die Hälfte des Stromverbrauchs. 

Braunkohlestrom ist besonders preiswert. 

Die Nutzung der Braunkohle ist bis Mitte 

des Jahrhunderts genehmigt und fest geplant. 

Für die Zeit danach stehen wirtschaftlich 

gewinnbare Vorräte für viele 

Jahrzehnte zur Verfügung. Diesen Vorteilen 

steht gegenüber, dass bei der Verbrennung 

zwangsläufig CO 2 emittiert wird. 

Dem CO 2 wird ein maßgeblicher Einfluss 

auf die Klimaerwärmung zugeschrieben. 

Der jetzt vorgeschlagene, beschleunigte 

und komplette Ausstieg aus der Braunkohleverstromung 

und die Energiewende, d.h. 

die Transformation des Energie-Gesamtsystems 

in Richtung erneuerbare Energien, 

orientieren sich ausschließlich an dem Ziel 

81

Forum: Ausstieg aus der Braunkohle und Folgen VGB PowerTech 3 l 2019 

der raschen CO 2 -Verminderung, um damit 

einen Beitrag zur Klimastabilisierung zu 

leisten; die Fragen der Versorgungssicherheit 

und der Preiswürdigkeit spielen derzeit 

keine Rolle. Der deutsche Anteil an 

den weltweiten CO 2 -Emissionen liegt bei 

2 %, der Anteil der deutschen Braunkohle 

macht 0,5 % aus. Es wäre aber zu einfach, 

die Kohleausstiegsbeschlüsse an dem nur 

geringen Anteil des aus der deutschen 

Braunkohle stammenden CO 2 zu messen. 

Entscheidend ist der Blick auf die nachfolgend 

dargestellte Gesamtsituation. 

Braunkohleausstieg hat wegen des 

weltweiten weiteren CO 2 -Anstiegs 

keine messbare Wirkung auf das 

Klima 

Um die Wirkung der Kohleausstiegs-Beschlüsse 

einordnen zu können, muss berücksichtigt 

werden, dass weltweit die 

CO 2 -Emissionen trotz vieler Bemühungen 

seit 1990 über fast 30 Jahre nicht gesunken 

sondern ständig gestiegen sind (von 

21 Mrd. t/a auf 33 Mrd. t/a, d.h. im Schnitt 

um 0.4 Mrd. t CO 2 pro Jahr). Und – das ist 

wichtig – sie werden weiter steigen. Der 

Grund: Jedes Jahr wächst die Weltbevölkerung 

um 60 bis 80 Mio. Menschen und 

gleichzeitig wächst das Wirtschafts-BIP um 

3 bis 4 %/a, besonders in Schwellen-und 

Entwicklungsländern. Der Energiebedarf 

steigt deshalb immer weiter. Anders als erhofft 

und propagiert, kann erneuerbare 

Energie auch bei großen Anstrengungen 

auf absehbare Zeit allenfalls Teile dieses 

Energie-Zuwachsbedarfes abdecken, aber 

nicht den Energiegrundbedarf ersetzen. 

Der Energieverbrauch der Welt wird 

(Schätzung der IEA) um ca. 30 % bis 2040 

deutlich zunehmen, aber nur weniger als 

die Hälfte dieses Zuwachsbedarfes wird 

sich durch erneuerbare Energien abdecken 

lassen. Fossile Energie, die heute 86 % des 

Bedarfs abdeckt, wird weltweit deshalb 

weiter in großem und steigendem Umfang 

zur Deckung des Energie-Grundbedarfs 

benötigt. Folglich werden die CO 2 -Emissionen 

nicht zurückgehen sondern weiter 

steigen. Von den zehn größten Energieverbrauchern 

in der Welt haben seit 1990 nur 

Russland (um 0,9 Mrd. t) und Deutschland 

(um 0,2 Mrd. t) ihre CO 2 -Emissionen gesenkt. 

Der komplette Ausstieg aus der deutschen 

Braunkohleverstromung ergibt einen CO 2 - 

Minderungsbeitrag von weiteren knapp 

0,2 Mrd. t CO 2 . Dem stehen weltweit die 

oben genannte bisherige jährliche Zunahme 

von 0,4 Mrd. t/a CO 2 und die zukünftigen 

CO 2 -Steigerungen gegenüber. Fast alle 

großen Industrieländer waren und sind 

daran beteiligt. Zum Beispiel China und Indien 

mit einer Vervierfachung oder die Türkei 

mit einer Verdreifachung der Emissionen 

seit 1990. Für die Zukunft hat China 

erklärt, den Einsatz fossiler Energien für 

mindestens anderthalb Jahrzehnte weiter 

steigern zu wollen. Gleiches gilt für Indien, 

wo mit einer Verdopplung des Kohleeinsatzes 

in den nächsten 20 Jahren zu rechnen 

ist. Das Verhalten der USA und anderer 

Länder ist offen. Die großen Energieverbraucher-Staaten 

machen offenkundig in 

Zukunft weiter wie bisher, auch weil eine 

Senkung des Energieverbrauchs meist mit 

Komforteinbußen und geringerem Wohlstand 

verbunden wäre. Verzicht ist aber 

kein Gewinnerthema; nicht in den reichen 

Industrieländern und erst recht nicht den 

Schwellenländern. Diese wollen die Lebensqualität 

erhöhen und möglichst bald 

den Abstand zu den Industrieländern verringern. 

Die Hauptsorge der meisten Entwicklungsländer 

gilt derzeit nicht dem 

CO 2 sondern primär einer ausreichenden 

Ernährung und einer Versorgung mit 

sauberem Wasser. Für ihre Entwicklung 

brauchen sie ebenso wie die Industrieländer 

Energie. Es wird primär fossile Energie 

sein, weil diese meist leichter und preiswerter 

zu beschaffen ist als Kernenergie 

oder grüne Energie. Die anthropogenen 

CO 2 -Emissionen werden weiter zunehmen. 

Wenn CO 2 der Hauptverursacher des Klimawandels 

ist, dann ist es folglich mehr als 

wahrscheinlich, dass sich der Klimawandel 

fortsetzt. Vor diesem Hintergrund ist festzustellen: 

Trotz großer Anstrengungen ist 

der durch den deutschen Braunkohleausstieg 

bewirkbare Beitrag zur Klimastabilisierung 

praktisch null. Die großen Industrieländer, 

das sind die weltgrößten CO 2 - 

Emittenten, folgen erkennbar nicht dem 

deutschen Weg. Die Begründung einer positiven 

Signalwirkung auf andere Länder 

trifft erkennbar nicht zu. Trotz dieser Situation 

halten Regierung und große Teile der 

Öffentlichkeit den raschen und vollständigen 

Ausstieg aus der Braunkohlenverstromung 

für richtig. Damit stellt sich auch die 

Frage, ob der mit dem Braunkohleausstieg 

verbundene Finanzmittel-Aufwand trotz 

Wirkungsarmut/Wirkungslosigkeit gerechtfertigt 

ist oder ob sich mit diesem 

Geld in der Auseinandersetzung mit der 

Klimaveränderung durch ein anderes Vorgehen 

höhere Effekte erzielen lassen. 

Hohe Kosten, wenig Nutzen 

durch Braunkohlenausstieg und 

Energiewende 

Das deutsche Energiewende-Konzept hat 

bisher zu einem Regenerativstromanteil 

von rund einem Drittel geführt, verursacht 

dafür aber Kosten von rund 30 Mrd. € / 

Jahr. Es beschert Deutschland bereits jetzt 

die höchsten Strompreise in der EU und 

eine (zweifelhafte) weltweite Preis-Spitzenstellung. 

Hohe Strompreise verringern 

zwar den Subventionsbedarf für die regenerative 

Energie. Sie verschlechtern aber 

die industrielle Konkurrenzposition 

Deutschlands. Besonders betroffen sind 

stromintensive Produkte wie Stahl, Aluminium, 

Zement, Glas, Papier, chemische Erzeugnisse. 

Deren Produktion wird eingeschränkt 

oder ins Ausland verlagert. Bewährte 

Wertschöpfungsketten von der 

Grundstoff- bis zur Hightech-Industrie, um 

die Deutschland von anderen Ländern bewundert 

wurde, werden zerschnitten. 

Auch die mittelständische Industrie, das 

Rückgrat der deutschen Wirtschaft, wird 

durch die hohen Strompreise (in Deutschland 

etwa doppelt so hoch wie z.B. in 

Frankreich, Großbritannien oder USA) belastet. 

Die Langfristfolgen für Arbeitsplätze, 

Wirtschaftsstruktur und Wohlstand 

werden kleingeredet oder nicht beachtet. 

Der Bürger wird durch die Energiewende 

bereits heute mit knapp 1.000 € pro Haushalt 

und Jahr finanziell belastet; diese Belastungen 

werden zukünftig deutlich steigen. 

Die Gewinner der Energiewende sind 

nicht die Bürger und das Klima, sondern 

die Finanzinvestoren. Pro Arbeitstag werden 

knapp 100 Millionen € vom Stromverbraucher 

zu den knapp 1,5 Mio. Profiteuren/Eigentümern 

der Regenerativstromanlage, 

d.h. „von unten nach oben“ 

umverteilt. Dabei entstanden, leider nur 

vorübergehend, Arbeitsplätze für die Produktion 

von Solarzellen oder Windrädern 

in Deutschland. Es zeigt sich aber heute, 

nicht nur die Produktion dieser Solarzellen 

sondern auch die Technik für deren Herstellung 

ist nach China oder an andere 

Plätze der Welt abgewandert. Gleiches 

zeichnet sich für die Produktion von Windkraftanlagen 

ab. Ein recht zweifelhafter 

Nutzen für die Volkswirtschaft. 

Die Energiewende ist bisher eine (nur zu 

einem Drittel durchgeführte) Stromwende, 

die bei jährlichen Kosten von rund 

30 Mrd. € kumulierte Kosten von insgesamt 

rd. 300 Mrd. € (plus verbindliche Zusagen 

über 200 Mrd. €) verursacht hat. Sie ist wegen 

der Kosten und ihres zweifelhaften Klimanutzens 

in der Sackgasse. Das ist den 

zuständigen Politikern nicht unbekannt. 

Sie haben sich, um die CO 2 Emissionen 

weiter zu senken, dennoch vorgenommen, 

die Stromwende möglichst komplett zu 

vollziehen und zusätzlich auch noch die 

anderen, weit größeren Energieverbrauchsbereiche 

Gebäude/Wärme und 

Mobilität/Verkehr, die zusammen den 

größten Teil des Energieverbrauchs und 

damit auch den größten Teil (knapp zwei 

Drittel) der deutschen CO 2 -Emissionen 

ausmachen, auf Regenerativstrom umzustellen. 

Die Dimension dieser Aufgabe ist 

gewaltig; sie wird in der Öffentlichkeit unterschätzt. 

Gilt es doch, den deutschen Primärenergieverbrauch 

nahezu komplett 

durch Solar-und Windstrom zu decken; 

heute tragen Sonne und Wind nur ca. 5 % 

zu seiner Deckung bei. In drei Jahrzehnten 

soll dann die Energieversorgung der gesamten 

Volkswirtschaft darauf basieren; 

eine Steigerung um den Faktor 20! So werden 

aus heute bereits erkennbaren Mängeln 

dann wirklich große Fehler. Die Kos- 

82



ten werden dann, inclusive der indirekten 

Folgekosten von Aus- und Umstiegen, 

deutlich im Billionen-€-Bereich liegen.(Dimensionell 

entspricht das der Verdopplung 

der gesamten seit Gründung der Bundesrepublik 

aufgelaufenen Staatsschulden). 

Nicht zuletzt die mangelhafte Nutzen/ 

Kosten-Relation der deutschen Energiewende 

ist der Grund dafür, dass weltweit 

bisher kein einziger Staat dem deutschen 

Weg folgt. Bisher ist die erhoffte Signalwirkung 

der deutschen Energiewende auf andere 

Länder ausgeblieben. Es ist nicht erkennbar, 

warum sich das durch die Vorschläge 

der Kohlekommission verändern 

sollte. 

Braunkohleausstieg soll bisherige 

Zielverfehlung der Energiewende 

kaschieren 

Trotz des bisherigen hohen finanziellen 

Aufwandes kann Deutschland bereits jetzt 

seine selbst gesteckten CO 2 -Senkungsziele 

für 2020 nicht erreichen. Diese Zielverfehlung 

wird von den Regierungsparteien, 

nachlesbar im Koalitionsvertrag von 2018, 

primär der Kohle zugeordnet, obwohl der 

überwiegende Teil der deutschen CO 2 - 

Emissionen gerade nicht aus der Kohle 

stammt. Und obwohl von 1990 bis heute 

bei keinem anderen fossilen Energieträger 

die CO 2 -Emissionen so stark (immerhin um 

mehr als 50 %) gesenkt werden konnten 

wie bei der Braunkohle. Es ist offenkundig, 

dass mit der Schuldzuweisung an die 

Braunkohle seitens Politik und Öffentlichkeit 

die konzeptionellen Defizite der Energiewende 

überdeckt werden sollen. Die 

gravierenden Mängel der Energiewende 

und des EEG (Erneuerbare-Energie-Gesetz) 

sind den dafür verantwortlichen Politikern 

mehrfach bescheinigt worden. Der 

Sachverständigenrat (der Rat der „Wirtschaftsweisen“) 

und auch der Bundesrechnungshof 

haben u.a. die Unwirksamkeit 

des deutschen Alleingangs, die Verschwendung 

von Finanzressourcen, die mangelhafte 

Schlüssigkeit des Konzeptes und die 

unzureichende Kosten/Nutzen-Orientierung 

kritisiert. Das EEG ist nicht wirklich 

reformierbar. Es muss eigentlich abgeschafft 

werden. Aber genau das unterbleibt. 

Die Mahnungen werden von Regierung 

und Parlament „erfolgreich“ ignoriert. 

Im Gegenteil: Wenn etwas nicht 

funktioniert, darf dies in der Politik nicht 

zugeben oder bereinigt werden, sondern es 

sind der Finanz-Einsatz und die Anstrengungen 

zu erhöhen. Aber: Wenn das Konzept 

nicht stimmt, gilt eben nicht, dass viel 

Geld viel hilft. Diese Konzeptmängel werden 

mit großer Wahrscheinlichkeit dazu 

führen, dass auch die für 2030 geplanten 

CO 2 -Senkungsziele nicht erreicht werden. 

Dann kommt hinzu, dass die Politik nicht 

nur einige, wenige Unternehmen mit medialer 

Unterstützung als Gegenüber hat; 

dann müssen vielmehr sehr vielen Bürgern/Wählern 

unpopuläre Verzichtsleistungen 

im Rahmen der Verkehrswende 

oder der Gebäudewende abgefordert werden. 

Nach den Erfahrungen mit Veggieday 

und Tempolimit wird das den derzeit beim 

Braunkohleausstieg gezeigten, fast religiösen 

Eifer dämpfen. 

Die Dunkelflaute und das doppelte 

Manko des Regenerativ-Stroms: 

dauerhaft teuer, schwankend und 

nicht planbar 

Das Energiekonzept der Bundesregierung 

sieht die weitestgehende Ablösung (80 bis 

95 %) aller heute eingesetzten fossilen 

Energieträger bis zum Jahr 2050 vor. Daraus 

folgt, dass auch der heute durch Öl und 

Gas abgedeckte Energiebedarf im Verkehrsbereich 

und im Gebäudebereich dann 

durch Strom aus erneuerbaren Energien, 

d.h. durch Windstrom und Solarstrom, ersetzt 

werden muss. Der Anfall von Solarund 

Windstrom ist jedoch stets schwankend 

und kaum planbar. Zum Ausgleich 

werden, eigentlich zwingend, ausreichend 

große Stromspeicher benötigt. Solche 

Speicher gibt es bis heute nicht. Dieses 

dauerhafte Manko der regenerativen Energie 

hat zwei kostenträchtige Folgen. Folge 

1: Die Intensitäts- und Tag/Nachtschwankungen 

bei Solarstrom und die 

Schwankungen der Windintensität müssen 

dadurch aufgefangen werden, dass für die 

entfallende Leistung eines Braunkohle- 

Kraftwerks von zum Beispiel 100 MW eine 

Regenerativleistung von 400 MW installiert 

wird (schwankungsbedingte Regenerativ-Überkapazität). 

Damit kann bei 

schwacher Sonneneinstrahlung oder 

schwachem/schwankendem Windangebot 

eine noch einigermaßen sichere Versorgung 

gewährleistet werden. (Und im Frühjahr/Sommer 

ist ohne Speicher das Gegenteil 

der Fall; hohe Überproduktion, Stromabsatz 

im Ausland mit Negativerlösen). 

Das zukünftige Regenerativsystem benötigt 

im Vergleich zur heute installierten, 

konventionellen Kraftwerkskapazität also 

eine 4-fache Gesamtkapazität. Das ist kapitalintensiv 

und damit teuer. Aber selbst die 

um den Faktor 4 gesteigerte Regenerativ- 

Überkapazität wird in Deutschland in der 

Winterzeit nicht ausreichen. Besonders im 

Zeitraum November bis Februar gibt es 

Phasen der „Dunkelflaute“, d.h. Zeiten in 

denen Wind und Sonne gleichzeitig über 

Tage und Wochen nicht oder nicht ausreichend 

zur Verfügung stehen. Deshalb wird, 

als Folge 2, ein zweites, sicheres, fossiles 

Stromerzeugungssystem zusätzlich benötigt 

(Fossil-Ersatzkapazität), d.h. zwei Systeme 

für ein und dieselbe Aufgabe. Dieses 

zweite System soll aber nach dem Willen 

der Regierung eben nicht mehr, wie bisher, 

auf Kohle sondern auf Erdgas basieren. Gas 

hat zwar eine geringere Klimawirksamkeit 

(ca. 25 % unter Berücksichtigung der 

durch Förderung und Transport verursachten 

Emissionen) als Kohle, ist aber teurer 

und muss importiert werden. Die zusätzlichen 

Gasmengen und insbesondere die 

Kosten für eine dann primär erdgasgestützte 

sichere Ersatz-Stromversorgung werden 

beachtlich sein. 

Das aufgezeigte doppelte Manko der hohen 

Kosten bei eingeschränkter Versorgungssicherheit 

von Wind- und Solarstrom 

ist dauerhaft und wird im Verlauf der Energiewende 

immer mehr spürbar und sichtbar 

werden. Die bei Regenerativstrom entfallenden 

Brennstoffkosten und die aufgrund 

des technischen Fortschritts 

eventuell später noch erzielbaren Kostensenkungen 

bei der einzelnen Solarzelle 

oder dem einzelnen Windrad können dies 

nicht kompensieren. Das Motto, dass Wind 

und Sonne keine Rechnung schicken, ist 

falsch. Das Gegenteil ist der Fall. 

Die eigentlich logischen Folgerungen hieraus 

sind politisch zur Zeit nicht erwünscht. 

Erstens: Der Braunkohleausstieg sollte erst 

erfolgen, wenn sichere Lösungen für ausreichend 

groß dimensionierte Stromspeicher 

entwickelt worden sind. Zweitens: 

Der Nutzen und die Kosten für die Volkswirtschaft 

sollten den Entscheidern bekannt 

sein. Und drittens: Es sollte ein vernünftiger, 

kostenoptimierter Mix aus Regenerativ-und 

Fossil-Energie realisiert 

werden, um Versorgungssicherheit, Preiswürdigkeit 

und Umweltfreundlichkeit der 

Energieversorgung zu gewährleisten und 

die Volkswirtschaft nicht über Gebühr zu 

belasten. Das heißt statt des geplanten 

Komplett-Ausstiegs aus der Kohle sollten 

die Vorteile von regenerativer und fossiler 

Stromerzeugung kombiniert werden. Kann 

es bei dieser Sachlage richtig sein, die Ausbauziele 

für die Regenerativenergie so 

hoch anzusetzen? Und kann es richtig sein, 

nach der Kernenergie jetzt auch die im 

Weltmaßstab konkurrenzfähige und im eigenen 

Land gewinnbare Braunkohle in einem 

forcierten Ritt abzuschaffen (Kohle 

und Kernenergie sichern heute mehr als 

die Hälfte der Stromerzeugung) und durch 

russisches Erdgas in der Stromerzeugung 

zu ersetzen? Ohne wesentliche Effekte für 

das Welt-Klima. Die mit dem Gasimport 

verbundene volkswirtschaftliche Wertschöpfung 

wird sehr viel geringer sein als 

die des heutigen Systems. Die Gesamtkosten 

des angestrebten Total-Regenerativsystems 

werden wesentlich höher sein als 

heute. 

Es ist bezeichnend, dass genau diese Fragen 

von der davon betroffenen Industrie 

nicht ausreichend zu Gehör gebracht werden 

und im Detail auch nicht Gegenstand 

der im Auftrag der Regierung arbeitenden 

Kohlekommission waren. Vorsorglich hat 

die Kohlekommission, auch dies ist kennzeichnend, 

jedoch empfohlen, dass die von 

Energiewende und Kohleausstieg ausgelösten 

Kostensteigerungen, wenn sie dem 

Bürger oder der Industrie nicht mehr zumutbar 

sind, vom Staat getragen d.h. aus 

83

Forum: Ausstieg aus der Braunkohle und Folgen VGB PowerTech 3 l 2019 

Steuermitteln finanziert werden. Nicht, 

dass Deutschland mit der Energiewende 

bisher die Ziele verfehlt hat, ist das Problem. 

Das Problem ist vielmehr, dass mit 

wachsendem Mitteleinsatz die Zielabweichungen 

größer statt kleiner werden und 

die Energie-Planwirtschaft ausgebaut 

wird. Die Belastung für die deutsche Volkswirtschaft 

nimmt zu. Und die konkurrierenden 

Volkswirtschaften in anderen Ländern 

sind darüber nicht unglücklich und 

steigern ihre Emissionen munter weiter. 

Selbsttäuschung, 

Selbstüberschätzung und 

Kurzsichtigkeit kennzeichnen 

Energiewende und 

Braunkohleausstieg 

Die Bundesregierung soll auf Vorschlag der 

Kohlekommission nicht nur den Strompreis 

durch Steuermittel stützen sondern 

auch den Braunkohlenausstieg finanziell 

flankieren. Damit sollen die Folgen des 

Wegfalls von Arbeitsplätzen kompensiert, 

die Entschädigungen der Eigentümer finanziert 

und der Aufbau neuer Strukturen 

unterstützt werden. Hier ist Vorsicht angesagt. 

Denn bei der vergleichbaren, in der 

Dimension jedoch größeren Aufgabe im 

Ruhrgebiet waren bisher weder das Land 

noch der Bund trotz guten Willens und 

trotz hohem Finanzeinsatzes in der Lage, 

die Folgen der Strukturveränderungen 

wirklich zu kompensieren. Die vergleichsweise 

hohen Arbeitslosenquoten, die 

Schulabbrecherquote, die hohe Zahl der 

Hartz-IV-Empfänger, die oft niedrigen Einkommen 

auf den Ersatzarbeitsplätzen und 

andere Kennzeichen sprechen eine deutliche 

Sprache. Im Ruhrgebiet war der Rückzug 

bei Steinkohle und zum Teil auch bei 

Stahl unvermeidlich; die Ursache war die 

mangelnde Konkurrenzfähigkeit der Produktion. 

In den Braunkohlegebieten ist genau 

dies nicht der Fall. Hier werden auf 

Kosten der Steuerzahler konkurrenzfähige 

Strukturen mit dem Anspruch der Klimastabilisierung 

aufgelöst und abgewickelt; 

allerdings eben ohne den Blick auf 

die Welt und mit praktisch ausbleibender 

Klimawirkung. Braunkohle in Deutschland 

bietet (gemäß einer aktuellen Analyse des 

Instituts der deutschen Wirtschaft) Arbeitsplätze 

für rund 60.000 Menschen (inklusive 

Vorlieferanten), bei einem Bruttoproduktionswert 

von 12 Mrd. €/a und einer 

Bruttowertschöpfung von 4,7 Mrd. €/a. 

Dafür einen gleichwertigen Ersatz zu finden, 

ist die Verpflichtung der Politiker, die 

jetzt mit populären, aber nicht sachgerechten 

Argumenten den Ausstieg aus der 

Braunkohle beschließen. Im Hinblick auf 

diese Aufgabe ist Skepsis angebracht, ob 

die Regierung hier nicht einer Selbstüberschätzung 

unterliegt und gleichzeitig den 

über viele Jahre notwendigen finanziellen 

aber auch zeitlichen Aufwand unterschätzt. 

Strukturwandel braucht neben 

viel Geld auch viel Zeit. Die bekannt gewordenen 

Absichten zur Umsiedlung von 

einigen Bundesbehörden, die vollmundigen 

Erklärungen zur Schaffung von Innovationsregionen 

und andere Ankündigungen 

sind nicht überzeugend. Das gilt auch 

für sehr viele der von der Braunkohlekommission 

vorgeschlagenen Maßnahmen, die 

auffällig oft einen kurzsichtigen Ad-hoc- 

Aktionismus statt Strukturdenken zeigen. 

Eine vergleichbare Frage stellt sich auch 

bei der von der Regierung beanspruchten 

Rolle des Vorreiters und Vorbildes bei der 

Stabilisierung des Klimas durch CO 2 -Reduktion. 

Das von der Bundeskanzlerin in 

ihrer Funktion als „Klimakanzlerin“ ausgegebene 

Ziel, nicht mehr als 2 t CO 2 pro Kopf 

und Jahr für jeden Erdenbürger, ist mit 

dem heutigen Wissen völlig illusorisch. 

Kein Staat folgt, wie eingangs ausgeführt, 

diesem Ziel. Hinzu kommt die abschreckende 

Wirkung der hohen Kosten der 

deutschen Energiewende. Andere Länder 

können und wollen sich dies nicht leisten. 

Die Vorreiterrolle beruht auf Illusion und 

Selbsttäuschung, wird aber in der politischen 

Diskussion auch beim Ausstieg aus 

der Braunkohle immer wieder als Argument 

eingesetzt und medial verstärkt. Pantomimische 

Politik und ständige Wiederholung 

haben dazu geführt, dass sich viele 

Bürger tatsächlich als Vorreiter fühlen. 

Dem deutschen Energieverbraucher wird 

vermittelt, dass die Transformation der 

Energiesysteme nach deutschem Vorbild 

die baldige Ablösung der fossilen Energieträger 

weltweit ermöglicht. Es wird z.B. 

nicht zur Kenntnis genommen, dass sich 

weltweit 1.400 Kohlekraftwerke und 206 

Kernkraftwerke in Planung oder Bau befinden. 

Zu den Mechanismen der Selbsttäuschung 

gehört auch, dass die deutsche Energiepolitik 

mit der Ablösung der Kohle durch Erdgas 

die weltweite Reserven- und Ressourcensituation 

ignoriert: Die geologischen 

Reserven von Gas sind deutlich geringer 

als die von Öl und besonders die von Kohle. 

Bei weltweit ansteigendem Energieverbrauch 

werden sich gerade bei Gas mittelfristig 

höhere Knappheitspreise früh einstellen. 

Hinzu kommt, dass der zukünftige 

Gas-Hauptlieferant, Russland, fleißig und 

erfolgreich daran arbeitet, sich durch den 

Bau von Pipelines nach China zusätzliche 

Absatzmärkte zu erschließen. Gleichzeitig 

werden die Lieferungen der bisherigen 

Gaslieferanten Norwegen und Niederlande 

zurückgehen. Das wird nicht ohne geostrategische 

Folgen bleiben. Wenn Energiepolitik 

auch ein Teil der Außenpolitik wäre 

(und nicht primär ein Instrument des kurzfristigen 

innenpolitischen Machterhalts), 

könnten daraus bereits heute entsprechende 

strategische Schlüsse gezogen werden. 

Einen weiteren Ausweis fehlgeleiteten 

Denkens liefert die Energiepolitik auch dadurch, 

dass sie erwägt, synthetische Treibstoffe 

auf Regenerativbasis herzustellen 

und Kohle zu Chemierohstoffen zu veredeln. 

In der gegenwärtigen Diskussion ist 

das zwar als verbales Trostpflaster für die 

Kohle gedacht, es ist aber der falsche Weg. 

Die am besten geeignete Kohlenwasserstoff-Verbindung 

für die Herstellung von 

chemischen und pharmazeutischen Produkten 

ist Erdgas; es ist zu schade, es zu 

verbrennen. Das verbessert die Gesamt- 

CO 2 -Bilanz ebenso wenig wie Treibstoffe 

auf Regenerativbasis. 

Und nur mit Selbsttäuschung ist auch zu 

erklären, dass höchstrichterlich bestätigte 

Betriebsgenehmigungen für Tagebaue und 

Kraftwerke bedenkenlos mit einem Federstrich 

einkassiert werden können. Selbst 

wenn die Eigentümer dafür finanziell entschädigt 

werden, hat ein solches Regierungshandeln 

Folgen für das Rechtsverständnis 

und bleibt nicht unbeobachtet. Es 

wird für den Investitionsstandort Deutschland 

nicht ohne Folgen bleiben. Welcher 

Investor wird sich in den angestrebten „Innovationsregionen“ 

langfristig engagieren, 

wenn gesetzeskonforme Genehmigungen 

nur noch eine von der Politik willkürlich 

begrenzte Halbwertszeit haben oder – wie 

beim Umgang mit dem Hambacher Forst – 

bei Seite geschoben werden. 

Neuer Realismus und neue 

Justierung der Strategie sind 

erforderlich 

Trotz dieser ernüchternden Bilanz bleibt es 

mit Blick auf die Welt richtig, die erneuerbaren 

Energien dort auszubauen, wo dies 

wirtschaftlich und problemlösend ist. 

Ebenso richtig bleibt, Energiesparen und 

Effizienzsteigerung in allen Verbrauchsbereichen 

mit Nachdruck zu betreiben. Das 

spart CO 2 -Emissionen und schont die fossilen 

Ressourcen. Aber die Erwartungen auf 

eine rasche und umfassende Dekarbonisierung 

der Welt haben sich jetzt schon als 

nicht realistisch erwiesen. Auch das 1,5° 

Ziel und das Ziel der weltweiten Klimaneutralität 

bis 2050 haben keine realistische 

Basis. Es stellt sich die Frage nach einer 

neuen Justierung der Strategie: von der 

hoch ambitionierten aber letztlich unwirksamen 

CO 2 -Verhinderungsstrategie hin zu 

einer tragfähigen Strategie der rechtzeitigen 

und klug geplanten Anpassung an den 

Klimawandel. Hierzu gehören das Bauen 

bzw. Erhöhen von Deichen, veränderte 

Bautechnik, Züchtung von wärmeresistenten 

Pflanzen, und vieles mehr. Das kann 

bereits heute ebenso in Angriff genommen 

werden wie die Verstärkung der Forschungsanstrengungen, 

zum Beispiel auf 

den Gebieten der künstlichen Fotosynthese, 

der Energiespeicherung oder des Klimaverständnisses. 

Denn z.B. die Frage, ob 

anthropogenes CO 2 einen hohen, mittleren 

oder eher geringeren Einfluss auf die Klimaveränderung 

hat, ist viel weniger klar, 

als vielfach angenommen. Weitere Forschungsarbeit 

ist erforderlich. 

84



Auf der Ebene des Weltklimarates und der 

UN müssen – anders als bisher – die eigentlichen 

Treiber von Energieverbrauch und 

CO 2 -Emissionen, Bevölkerungswachstum 

und Wirtschaftswachstum, beachtet und 

bearbeitet werden. Eine Konzentration auf 

diese Themen wäre sinnvoller als die in Paris 

unter dem Dach der UN beschlossene 

Einrichtung eines Klimafonds mit immerhin 

100 Mrd. $/a, aus dem primär Maßnahmen 

zur CO 2 -Vermeidung finanziert werden 

sollen. Deutschland wird sich daran 

mit einem namhaften Betrag, in Rede stehen 

10 Mrd. €/a, beteiligen. Diese Gewichtung 

der Zukunfts-Fürsorge ist unproportional: 

Der UN stehen nur 8 Mrd. $/a für 

Probleme der Migration und nur 5 Mrd. $/a 

zur Bekämpfung von Hunger zur Verfügung. 

Diese Relation wirft Fragen auf. 

Wenn neben der Finanzierung zur verstärkten 

Anpassung an den Klimawandel 

zum Beispiel auch mehr Geld für Bildung 

zur Verfügung gestellt würde, wäre das ein 

Beitrag zur Dämpfung von Bevölkerungswachstum, 

Energieverbrauch und indirekt 

auch ein Beitrag zur Verminderung der absehbaren 

Migrationsprobleme. 

Nicht nur auf der Ebene der UN und des 

Weltklimarates sondern auch auf der Ebene 

der EU und der Bundesrepublik ist zur 

Bewältigung des Klimawandels eine Strategie-Anpassung 

notwendig. Das in der EU 

vereinbarte CO 2 -Emissionshandelssystem 

soll nach bestimmten Regeln die CO 2 - 

Emissionen begrenzen. Die planwirtschaftlich 

organisierte deutsche Stromwende 

und der staatlich regulierte Kohleausstieg 

setzen diese Regeln außer Kraft und führen 

in der Praxis dazu, dass die in Deutschland 

bewirkten, teuren CO 2 -Verminderungen es 

anderen EU-Ländern gestatten, ihre CO 2 - 

Emissionen erhöhen zu können. Das kann 

– auch im Zusammenhang mit der Abschaffung 

der Braunkohle – nicht sinnvoll 

sein. Der Blick über die deutsche Grenze 

hinaus zeigt dies deutlich. 

Und auch in Deutschland müsste Realismus 

einkehren: Ein neues EEG, Fortführung 

der Maßnahmen zur Steigerung der 

Energieeffizienz, Ausbau des öffentlichen 

Schienen-Verkehrssystems und ein revidierter 

Zeitplan zur Herstellung eines vernünftigen 

Mix von regenerativer und fossiler 

Energie wären neu zu vereinbaren. Hinzu 

kämen die Abkehr von der Energie- 

Planwirtschaft, der Verzicht auf eine Vorreiterrolle, 

eine Verstärkung der Maßnahmen 

zur Anpassung an den Klimawandel 

(auch als Entwicklungshilfe in anderen 

Ländern) und eine am tatsächlichen Nutzen 

orientierte Finanz-Planung und Mittelausstattung. 

Und zum Realismus gehört 

auch, die Geschwindigkeit des Rückbaus 

des fossilen Systems und des Ausbaus des 

Regenerativsystems an die vorlaufende 

Schaffung der Voraussetzungen, zum Beispiel 

von ausreichend großen Stromspeichern 

und Stromtransportleistungen, zu 

koppeln. Der bisherige „blinde Fleck“ der 

Energiewende an dieser Stelle muss ebenso 

beseitigt werden wie der fehlende Blick 

auf die durch die Energiewende geschwächte 

volkswirtschaftliche Konkurrenzposition 

Deutschlands im Vergleich zu 

anderen Ländern. 

Die Verantwortung für den Rückbau des 

fossilen Systems wird einzelnen Unternehmen 

übertragen werden; wie ist aber die 

Verantwortung dafür geregelt, dass in ca. 

15 Jahren eine ausreichend sichere und 

preiswerte Stromversorgung auf Regenerativbasis 

zur Verfügung steht? Woher 

kommt dann der zusätzliche Strom für 

Elektroautos und für den Ersatz der Öl-und 

Gasheizungen im Gebäudebereich? Eine 

von Verantwortung getragene Energiewende 

braucht ein „Gesamtpreisschild“ und für 

jeden Teil der Wende, d.h. für Stromwende, 

Verkehrswende und Gebäudewende 

verlässliche Aussagen zu Machbarkeit, Kosten 

und Wirkung. Dies liegt bisher nicht 

vor. Die Maßnahmen und Kosten für die 

drei Wende-Bereiche müssen einerseits gegen 

den (bisher fehlenden) Nutzen für das 

Klima abgewogen und andererseits mit 

dem möglichen Nutzen bei der Lösung von 

Problemen an anderer Stelle verglichen 

werden. Diese Abwägung war nicht Gegenstand 

der Arbeit der Kohlekommission. Die 

Bundesregierung hat (nicht ohne Absicht) 

Teile ihrer Verantwortung in die Kohlekommission 

ausgelagert, steht aber dennoch 

in der Verantwortung, die bisher fehlende 

Gesamtabwägung vorzulegen. Sie 

hat – gemeinsam mit NGOs und befeuert 

von der Wissenschaft – das CO2-Senkungs/ 

Klimarettungsziel zum vorrangigen Ziel 

gemacht. Mit der Folge, dass Klimaschutz 

mit wesentlicher Unterstützung der Medien 

in weiten Teilen der Gesellschaft fast 

den Rang einer Ersatz-Religion hat. Das 

hilft den Regierenden, die nicht gesicherte 

Finanzierung und unzureichende Zukunftssicherung 

in bereits heute notleidenden 

volkswirtschaftlichen Sektoren, wie z. 

B. Infrastruktur, Bildung, Rente/Demoskopie, 

Migration zu verdecken. Es ist zu fordern, 

dass sie den Nutzen begründen und 

den Finanzaufwand für die einzelnen 

Schritte der Energiewende klar im Haushalt 

von Bund und Ländern erkennbar und 

diskutierbar machen. Eine Stützung des 

Stromverbraucherpreises durch mehr oder 

weniger verdeckte Zahlungen der öffentlichen 

Hand aus dem Steueraufkommen 

sollte, anders als von der Kohlekommission 

vorgeschlagen, keinesfalls zugelassen werden. 

Nur wer die richtigen, auch von Wählern/Steuerzahlern 

und Parlamenten akzeptierten 

Ziele mit den richtigen Ziel-Prioritäten 

hat, wird die richtigen Wege 

finden. Das hastige Abschaffen der Braunkohleverstromung 

gehört nicht dazu. Es 

ist ein volkswirtschaftlicher Fehler mit 

Langfristwirkung, der die konzeptionellen 

Mängel der deutschen Energiewende zunächst 

verdeckt und dann weiter verschärft. 

l 

85


Plants in direct exchange of experience with VGB I December 2018 

Nuclear 

power plant 

Country 

Type 

Nominal 

capacity 

Gross Net 

MW MW 

Operating 

time 

generator 

in h 

Energy generated 

(gross generation) MWh 

Month Year 1 commis- 

Since 

sioning 

Time Unit capability 

availability % factor %* 

Energy unavailability 

%* 

Energy 

utilisation %* 

1 1 Postponable Not postponable Month Year 1 

Planned** Unplanned*** 

Month Year Month Year 

Month Year 1 

Month Year 1 Month Year 1 

GKN-II Neckarwestheim DE PWR 1400 1310 744 1 025 400 9 703 700 329 826 834 100.00 81.35 100.00 81.00 0 5.81 0 0.17 0 13.03 98.80 79.29 - 

KBR Brokdorf DE PWR 1480 1410 744 952 106 10 375 751 350 567 810 100.00 90.60 94.33 84.72 5.67 13.70 0 0.27 0 1.32 86.08 79.65 - 

KKE Emsland DE PWR 1406 1335 744 1 007 298 11 495 686 346 818 969 100.00 94.78 100.00 94.67 0 4.82 0 0.02 0 0.49 96.21 93.33 - 

KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 744 1 084 754 12 127 490 353 725 813 100.00 95.46 100.00 95.24 0 3.79 0 0.19 0 0.78 97.90 92.92 - 

KKP-2 Philippsburg DE PWR 1468 1402 744 1 068 384 10 993 639 366 161 155 100.00 90.63 100.00 90.47 0 9.37 0 0 0 0.16 96.33 84.05 - 

KRB-C Gundremmingen DE BWR 1344 1288 744 1 005 494 10 361 862 330 941 755 100.00 90.41 100.00 89.85 0 7.89 0 0 0 2.26 99.93 87.51 - 

KWG Grohnde DE PWR 1430 1360 744 1 013 399 10 946 635 377 574 214 100.00 92.82 99.98 91.61 0 6.47 0 0.13 0.02 1.79 94.60 86.79 - 

OL1 Olkiluoto FI BWR 910 880 744 680 983 7 001 022 261 655 208 100.00 88.25 99.05 87.24 0.05 11.72 0.91 0.18 0 0.86 100.58 87.82 - 

OL2 Olkiluoto FI BWR 910 880 744 686 482 7 597 361 251 896 543 100.00 95.31 100.00 94.58 0 3.91 0 0.42 0 1.08 100.29 94.27 - 

KCB Borssele NL PWR 512 484 744 379 826 3 514 770 161 721 689 99.47 79.32 99.46 79.00 0.54 8.92 0 4.57 0 7.51 100.03 78.49 - 

KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 744 286 584 2 588 023 127 334 110 100.00 78.73 100.00 78.26 0 0 0 0 0 21.74 101.43 77.68 7 

KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 744 285 074 3 185 534 134 350 407 100.00 96.40 100.00 96.28 0 3.72 0 0 0 0 100.84 95.62 7 

KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 744 794 572 8 680 941 313 875 528 100.00 94.10 99.99 93.77 0.01 6.23 0 0 0 0 100.75 93.49 7 

KKM Muehleberg CH BWR 390 373 744 283 870 3 066 170 127 404 315 100.00 92.84 98.80 92.01 0.16 7.59 1.04 0.09 0 0.31 97.83 89.75 - 

CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 744 789 917 8 267 245 247 291 669 100.00 89.51 100.00 89.26 0 10.63 0 0 0 0.11 99.16 88.00 - 

Dukovany B1 CZ PWR 500 473 729 362 664 3 599 011 112 229 493 97.98 83.36 97.06 82.84 0 15.18 0 0 2.94 1.98 97.49 82.17 - 

Dukovany B2 CZ PWR 500 473 744 370 524 3 611 634 108 234 171 100.00 84.01 99.98 83.55 0 14.92 0 0 0.02 1.53 99.60 82.46 - 

Dukovany B3 CZ PWR 500 473 161 70 038 3 875 614 106 498 041 21.64 90.72 21.25 90.37 78.75 6.75 0 0 0 2.88 18.83 88.48 2 

Dukovany B4 CZ PWR 500 473 744 376 529 3 171 527 106 443 269 100.00 74.18 99.99 72.99 0.01 18.02 0 0 0 8.99 101.22 72.41 - 

Temelin B1 CZ PWR 1080 1030 744 809 838 7 879 748 114 361 042 100.00 83.58 99.94 83.33 0 16.56 0 0 0.06 0.10 100.60 83.18 - 

Temelin B2 CZ PWR 1080 1030 744 816 260 7 782 571 109 272 517 100.00 82.29 99.99 82.14 0 16.78 0 0 0.01 1.08 101.40 82.21 - 

Doel 1 BE PWR 454 433 0 0 1 229 715 135 444 462 0 30.83 0 30.81 100.00 68.04 0 0 0 1.15 0 30.91 2 

Doel 2 BE PWR 454 433 0 0 1 549 672 133 801 939 0 38.82 0 38.70 100.00 61.21 0 0 0 0.09 0 38.89 2 

Doel 3 BE PWR 1056 1006 744 804 825 3 963 264 255 132 485 100.00 42.82 100.00 42.19 0 0.53 0 0 0 57.28 101.82 42.62 - 

Doel 4 BE PWR 1084 1033 292 188 760 5 827 569 260 373 410 39.24 62.54 22.26 60.98 47.40 35.90 0 0 30.34 3.12 22.26 60.65 2 

Tihange 1 BE PWR 1009 962 744 760 609 7 991 982 298 830 858 100.00 91.59 100.00 91.05 0 8.59 0 0.26 0 0.10 101.61 90.59 - 

Tihange 2 BE PWR 1055 1008 0 0 5 702 393 254 651 930 0 62.33 0 61.67 0 20.46 0 0.11 100.00 17.76 0 62.04 3 

Tihange 3 BE PWR 1089 1038 0 0 2 332 443 271 227 273 0 24.40 0 24.37 0 12.19 0 0 100.00 63.44 0 24.43 3 

Remarks 

1 

PWR: Pressurised water reactor 

Beginning of the year 

2 

BWR: Boiling water reactor 

Final data were not yet available in print 

* Net-based values (Czech and Swiss nuclear power plants gross-based) 

** Planned: the beginning and duration of unavailability have to be determined more than 4 weeks before commencement 

*** Unplanned: the beginning of unavailability cannot be postponed or only within 4 weeks. 

All values were entered in the column not postponable. 

– Postponable: the beginning of unavailability can be postponed more than 12 hours to 4 weeks. 

– Not postponable: the beginning of unavailability cannot be postponed or only within 12 hours. 

Remarks: 

1 Refuelling 

2 Inspection 

3 Repair 

4 Stretch-out-operation 

5 Stretch-in-operation 

6 Hereof traction supply: 

7 Hereof steam supply: 

KKB 1 Beznau 

Month: 

Since the beginning of the year: 

Since commissioning: 

KKB 2 Beznau 

Month: 

Since the beginning of the year: 

Since commissioning: 

2,938 MWh 

10,550 MWh 

529,923 MWh 

0 MWh 

11,326 MWh 

130,430 MWh 

KKG Gösgen 

Month: 

8,096 MWh 

Since the beginning of the year: 74,740 MWh 

Since commissioning: 2,307,059 MWh 

8 New nominal capacity since January 2018 

86


VGB: New publications/Neuerscheinungen 

Heißes Thema für Konstrukteure 

E-Book 

inside 

• Konkurrenzloses Nachschlagewerk zur Beständigkeit 

von metallischen Werkstoffen bei hohen Temperaturen 

• Liefert zuverlässige Zeitstanddaten von 199 Fe-Basis-, 

77-Ni-Basis- und 23-Co-Basis-Legierungen mit erläuternden 

Informationen zu mechanischen Eigenschaften bei 

hohen Temperaturen 

• Bietet Methoden zur Ermittlung von Zeitstanddaten 

und deren Inter- und Extrapolation 

• Gibt nützliche Hinweise zum Auftreten von Kriechschädigungen 

sowie zu deren Diagnostik und 

Reparaturmöglichkeiten 

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Brill | Zeitstandverhalten von metallischen Werkstoffen 

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Ulrich Brill 

Zeitstandverhalten von metallischen Werkstoffen 

Leitfaden zur thermisch-mechanischen Beständigkeit von 

Eisen-, Nickel- und Kobaltlegierungen für Konstrukteure 

ISBN 978-3-446-45531-3 | € 149,– [D] zzgl. Versandkosten 

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Carl Hanser Verlag GmbH & Co. KG | Kolbergerstr. 22 | 81679 München | Tel.: +49 89 99830-0 | Fax: +49 89 99830-157 | direkt@hanser.de | www.hanser-fachbuch.de

VGB: New publications/Neuerscheinungen VGB PowerTech 3 l 2019 


VGB-Standards & Books 

VGB-B 015 

VGB-B 031 

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Titel / Title 

Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English. 

Titel mit dem Bestellkennzeichen „e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar. 

Modelling primary NOx and primary N 2 

O of Pulverised, 

Fuel Combustion and Circulating Fluidised Bed Combustion 

Frans van Dijen, 2018, Softcover, 88 pages 

Informationssicherheitsmanagementsysteme für Betreiber von Energieanlagen 

gemäß § 11 Absatz 1b Energiewirtschaftsgesetz 

Stefan Loubichi, 2018, 168 Seiten 

ISBN Print 

ISBN eBook* 

Prices/Preise (net/netto)* 

VGB-Member Non-Member 

VGB-Mitglied Nichtmitglied 

978-3-96284-082-2 91,59 91,59 

978-3-96284-095-2 91,59 91,59 

KKS Kraftwerk-Kennzeichensystem | KKS Identification System 

Hinweis: Das vollständige KKS umfasst die Publikationen VGB-S-811-01-2018-01-DE, VGB-B 105.1 und VGB-B 106, 

für Wasserkraftanlagen zusätzlich VGB-B 106 D1; empfohlen werden zudem der VGB-B 108 d/e und VGB-S-891-00-2012-06-DE-EN. 

Informationen zur Lizenzierung der Anwendung: E-Mail an mark@vgb.org 

Remark: The complete KKS covers the publications VGB-S-811-01-2018-01-EN, VGB-B 106e and VGB-B 105.1 (VGB-B 105.1 only available in German); 

for Hydro power plants additionally VGB_B 106 D1e; 

the VGB-B 108 d/e and VGB-S-891-00-2012-06-DE-EN are recommended. 

Information concerning the licensing of the application: e-mail request to mark@vgb.org 

VGB-S-811-01-2018-01-DE KKS Kraftwerk-Kennzeichensystem. Richtlinie und Schlüsselteil. (Hardcover) 

8. überarb. Aufl., 836 Seiten) 

Hinweis: Dieser VGB-Standard wird ergänzt durch den VGB-B 106 und VGB 105.1. 

Der VGB-Standard VGB-S-811-01-2018-01-DE ersetzt die Publikation VGB-B 105. 

Für bestehende Anwendungen verbleibt die VGB-B 105 weiterhin im Lieferangebot. 


(Microsoft Excel ® ) 

VGB-S-811-01-2018-01-EN 


(Microsoft Excel ® ) 

KKS-Schlüsselteil: Funktionsschlüssel, Aggregateschlüssel und 

Betriebsmittelschlüssel als Microsoft Excel ® -Datei. 

Bitte beachten Sie weitergehende Lizenzhinweise. 

KKS Identification System for Power Stations. (Hardcover) 

KKS Standard and Key Part, 8 th Edition, 836 pages 

Remark: This VGB-Standard is completed by VGB-B 106e and VGB-B 105.1. 

The VGB-Standard VGB-S-811-01-2018-01-EN replaces the publication 

VGB-B 105e. For existing applications the VGB-B 105e is still available. 

KKS Key Part: Function Keys, Equipment Unit Keys, and Component Keys, 

as a Microsoft Excel ® file. 

Please note our further license information. 

978-3-96284-040-2 

978-3-96284-042-6 

490,00 

490,00 

680,00 

680,00 

978-3-96284-063-1 1.950,00 2.950,00 

978-3-96284-043-3 

978-3-96284-045-7 

490,00 

490,00 

680,00 

680,00 

978-3-96284-064-8 1.950,00 2.950,00 

RDS-PP ® | Reference Designation System for Power Plants 

Hinweis: Das vollständige RDS-PP ® umfasst die Publikationen VGB-S-821-00-2016-06-DE und VGB-B 102 sowie 

technologiespezifische VGB-Standards der Reihe VGB-S-823; 

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

Informationen zur Lizenzierung der Anwendung: E-Mail an mark@vgb.org 

Remark The complete RDS-PP ® covers the publications VGB-S-821-00-2016-06-EN and 

VGB-B 102 as well as technology-specific VGB-Standards of the series VGB-S-823; 

additionally the VGB-B 108 d/e and VGB-S-891-00-2012-06-DE-EN are recommended. 

Information concerning the licensing of the application: e-mail request to mark@vgb.org 

VGB-S-823-33-2018-07-EN-DE 

RDS-PP – Application Guideline; Part 33: Photovoltaic Power Plants; 

Anwendungsrichtlinie, Teil 33: Photovoltaische Kraftwerke, 150 pages/Seiten 

Hinweis: Das vollständige RDS-PP ® umfasst die Publikationen 

VGB-S-821-00-2016-06-DE und VGB-B 102. 

978-3-96284-069-3 

978-3-96284-070-9 

280,00 

280,00 

420,00 

420,00 

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

RDS-PP – Application Guideline; Part 41: Power to Gas; 

Anwendungsrichtlinie, Teil 41: Power to Gas, 160 pages/Seiten 

Einzelplatz (Grundwerk. Print oder eBook, Annex 3 und 4: PDF-Datei) 

Hinweis: Das vollständige RDS-PP ® umfasst die Publikationen 

VGB-S-821-00-2016-06-DE und VGB-B 102. 

978-3-96284-071-6 

978-3-96284-072-3 

280,00 

280,00 

420,00 

420,00 


Process Quality in Power Engineering, 

48 pages 

978-3-86875-906-8 

978-3-86875-907-5 

120,00 

120,00 

180,00 

180,00 


Brandschutz in Onshore Windenergieanlagen, 

1. Ausgabe, 48 Seiten 

978-3-96284-073-0 

978-3-96284-074-7 

120,00 

120,00 

180,00 

180,00 


Fire Protection in Onshore Wind Turbines, 

1 st edition, 44 pages 

978-3-96284-075-4 

978-3-96284-076-1 

120,00 

120,00 

180,00 

180,00 

More to be found at www.vgb.org/shop 

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

www.vgb.org/vgbvs4om.html 

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Titel / Title 

Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English. 

Titel mit dem Bestellkennzeichen „e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar. 

Korrosionsschutz von Offshore-Bauwerken zur Nutzung der Windenergie 

Teil 1: Allgemeines, 3. Ausgabe 2018, 19 Seiten 


Teil 2: Anforderungen an Korrosionsschutzsysteme, 3. Ausgabe 2018, 43 Seiten 


Teil 3: Applikation von Beschichtungssystemen, 3. Ausgabe 2018, 34 Seiten 


Teil 4: Kathodischer Korrosionsschutz (KKS), 1. Ausgabe 2018, 48 Seiten 

Corrosion Protection for Offshore Wind Structures 

Part 1: General, 3rd edition, 19 pages 

Corrosion Protection for Offshore Wind Structures 

Part 2: Requirements for Corrosion Protection Systems, 3rd edition, 44 pages 

Corrosion Protection for Offshore Wind Structures and Wind Park Components 

Part 3: Application of Coating Systems, 34 pages 

Corrosion Protection for Offshore Wind Structures and Wind Park Components 

Part 4: Cathodic Protection (CP), 34 pages 

Zusammenwirken von Konformitätsbewertung und Arbeitsschutz in 

Wasserkraftanlagen, 112 Seiten 

Interaction of Conformity Assessment and Industrial Safety in Hydropower Plants, 

2 nd edition, 104 pages 

ISBN Print 

ISBN eBook* 

Prices/Preise (net/netto)* 

VGB-Member Non-Member 

VGB-Mitglied Nichtmitglied 

978-3-96284-052-5 Kostenlos/Free of charge 








978-3-86875-961-7 

978-3-86875-962-4 

978-3-96284-092-1 

978-3-96284-093-8 

VGB-S-036-00-2017-04-EN Preservation of Steam and Gas Turbo-Generator Sets, 3rd edition, 38 pages 978-3-86875-995-2 

978-3-86875-996-9 

VGB-S-042-00-2018-01-DE Dosierung und Dosieranlagen für Wasser-Dampf-Kreisläufe, 86 Seiten 978-3-96284-026-6 

978-3-96284-027-3 

VGB-S-042-00-2018-01-EN Chemical Feeding and Feed Systems for Water/Steam Circuits, 80 pages 978-3-96284-001-3 

978-3-96284-002-0 


Bestellung und Ausführung von Armaturen in Wärmekraftwerken, 

324 Seiten (vormals VGB-R 107) 

978-3-96284-048-8 

978-3-96284-049-5 

VGB-S-123-00-2017-06-EN Guideline “Pre-Job Briefing” and “Post-Job Debriefing”, 15 pages 978-3-96284-013-6 

978-3-96284-014-3 







Abnahmemessung und Betriebsüberwachung an 

wassergekühlten Oberflächenkondensatoren, 78 Seiten 

Acceptance test measurements and operational monitoring of water-cooled 

surface condensers, 78 pages 

Abnahmemessungen und Betriebsüberwachung an 

luftgekühlten Kondensatoren unter Vakuum, 71 Seiten 

Acceptance Test Measurements and Operation Monitoring of 

Air-Cooled Condensers under Vacuum, 71 pages 

Auslegungsstandards für die Leittechnik – Sammelband –, 154 Seiten 

– Vorwort und Einleitung (VGB-S-170-21-2017-02-DE) 

– Automatisierungseinrichtung (VGB-S-170-22-2017-02-DE) 

– Automatisierungsfunktion (VGB-S-170-23-2017-02-DE) 

– Bedien- und Beobachtungssystem (VGB-S-170-24-2017-02-DE) 

– Schnittstellen und Kopplungen (VGB-S-170-25-2017-02-DE) 

– Feldgerätevisualisierung (VGB-S-170-26-2017-02-DE) 

– Projektierung und Dokumentation (VGB-S-170-27-2017-02-DE) 

Maßnahmen zur Verminderung von Abzehrungen in 

abfall- und biomassegefeuerten Dampferzeugern, 158 Seiten 

VGB-S-308-00-2018-04-DE Schädliche Bodenveränderungen und Altlasten – 

Untersuchen, Bewerten, Sanieren –, 44 Seiten 

978-3-96284-001-3 

978-3-96284-002-0 

978-3-96284-003-7 

978-3-96284-004-4 

978-3-96284-005-1 

978-3-96284-006-8 

978-3-96284-007-5 

978-3-96284-008-2 

978-3-96284-009-9 

978-3-96284-010-5 

978-3-96284-030-3 

978-3-96284-031-0 

978-3-96284-030-3 

978-3-96284-031-0 

VGB-S-405-00-2018-04-DE Wasserentsalzung mit Ionenaustauschern, 68 Seiten 978-3-96284-015-0 

978-3-96284-016-7 

VGB-S-503-00-2017-06-EN VGB-Standard for the Internal Pipework of Turbine Systems, 70 pages 978-3-86875-980-8 

978-3-86875-981-5 


Angabe und Verarbeitung von Einwirkungen auf Bauwerke 

in Kraftwerksanlagen, 

72 Seiten 

978-3-86875-902-0 

978-3-86875-903-7 

180,00 

180,00 

180,00 

180,00 

190,00 

190,00 

160,00 

160,00 

160,00 

160,00 

320,00 

320,00 

160,00 

160,00 

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390,00 

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260,00 

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270,00 

270,00 

270,00 

280,00 

280,00 

240,00 

240,00 

240,00 

240,00 

480,00 

480,00 

240,00 

240,00 

270,00 

270,00 

270,00 

270,00 

270,00 

270,00 

270,00 

270,00 

580,00 

580,00 

270,00 

270,00 

180,00 

180,00 

240,00 

240,00 

390,00 

390,00 

240,00 

240,00 

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VGB News VGB PowerTech 3 l 2019 

VGB News 

EFENDI Initiative: 

VGB‘s German Pavilion of 

nuclear industry in Turkey 

German Pavilon at the NUCLEAR POWER PLANTS II. EXPO & VI. SUMMIT in Istanbul, Turkey 

(vgb) For the third time, VGB PowerTech 

organised and coordinated a joint booth/ 

„German Pavilion“ to support German-speaking 

countries‘ nuclear industry 

at the NUCLEAR POWER PLANTS II. EXPO 

& VI. SUMMIT in Istanbul, Turkey. This is a 

further event within VGB‘s initiative EFEN- 

DI „External promotion of German nuclear 

industry‘s exports of nuclear commodities“ 

- as well as support in international markets 

and in global competition. 

This annual conference and exhibition 

event supports and promotes the emerging 

Turkish nuclear market for design, construction 

and the upcoming operation of a 

number of nuclear units including Turkeys 

first nuclear power station (construction of 

four units [reactor type is VVER-1200 AES- 

2006] with an installed capacity of 

4.800 MW at the Akkuyu site). 

On March 5 - 6, 2019, 16 enterprises from 

Germany and Switzerland with nuclear 

portfolios presented and introduced their 

range of products and services to the Turkish 

market: valves technology, fire protection 

solutions, sealing technology/expansion 

joints, engineering, control room technology 

and devices, water treatment and 

extraction/filtration, safety/security doors, 

installation/fixing systems/anchor technology, 

materials/forging technology etc. 

An attracting joint booth/„German Pavilion“, 

designed to be used as a common, 

flexible information and communication 

area, was a good opportunity to present all 

this. 

The enterprises within the VGB Delegation 

have pursued a targeted networking based 

on the B2B (business-to-business) matchmaking 

programme (NuclearDIRECT) offered 

by the event organiser. This is the direct 

contacting of potential customers and 

interested parties at the exhibition and within 

the international nuclear community. 

The goal has been and remains to embed 

the nuclear industry over here into the 

Turkish nuclear power plant projects‘ local 

supply chain, still being established. In doing 

so, the opportunities of co-operation 

with enterprises interested in international 

partnership, especially with Turkish companies, 

were explored as well as contacts 

established and deepened. The participating 

companies have made use of introducing 

themselves to Turkish and international 

enterprises, of becoming acquainted 

with the Russian tendering and procurement 

process and of making themselves 

known accordingly. These companies have 

also positioned themselves towards international 

competitors. As it is known, nuclear 

power plant projects in Turkey are not 

yet developed thus far, what means that 

first of all a cooperation in non-nuclear 

business could be considered and of mutual 

advantage. 

The participating enterprises within the 

VGB Delegation have reached an entirely 

positive conclusion at the end of the event. 

Numerous contact information and a joint 

networking have turned out to be valuable 

for further business. Several companies of 

the Delegation have already shown interest 

in participating in future VGB joint booths 

at international nuclear exhibitions. 

VGB is convinced that the nuclear industry 

will continue to present its know-how, 

proven for many years in attracting joint 

booths offered by VGB within an international 

framework. This is an important step 

to sustain the nuclear expertise as well as 

the existing nuclear experiences and lessons-learned 

within the industry, even to 

refine and evolve - and all this despite a decided 

German nuclear phase-out. 

This forms a basis for introducing and commercialising 

this know-how globally in the 

future, particularly in the construction, operation, 

decommissioning and dismantling 

of nuclear power plants and nuclear facilities 

as well. VGB will continue to support 

the industry‘s desire within its EFENDI initiative, 

e. g. by offering a next VGB joint 

booth/German Pavilion at one of the 

world‘s leading and largest nuclear exhibitions 

in Paris in June next year, the 2020 

WORLD NUCLEAR EXHIBITION. 

LLwww.vgb.org | 

www.vgb.org/efendi_2018.html 

www.nuclearpowerindustryexpo.com 

www.world-nuclear-exhibition.com 

VGB contact: 

Georg Schäfer 

Email: georg.schaefer@vgb.org 

EFENDI-Initiative: 

VGBs „German Pavilion“ 

der kerntechnischen 

Industrie in der Türkei 

Zum dritten Mal organisierte und koordinierte 

VGB PowerTech einen Gemeinschaftsstand/„German 

Pavilion“ der kerntechnischen 

Industrie aus dem deutschsprachigen 

Raum auf dem NUCLEAR 

POWER PLANTS II. EXPO & VI. SUMMIT in 

Istanbul, Türkei. Es handelt sich um eine 

weitere Aktion im Rahmen der im Herbst 

2018 etablierten VGB-Initiative EFENDI 

„Externe Förderung des Exports nukleartechnischer 

Güter der deutschen kerntechnischen 

Industrie“ - sowie Unterstützung 

auf internationalen Märkten und im globalen 

Wettbewerb. 

Diese jährlich stattfindende Konferenzund 

Ausstellungsveranstaltung unterstützt 

den im Zusammenhang mit der Planung, 

dem Bau und dem späteren Betrieb mehrerer 

Kernkraftwerksblöcke derzeit sich öffnenden 

türkischen Nuklearmarkt (u. a. 

Errichtung von vier Blöcken des russischen 

Reaktortyps VVER-1200 AES-2006 mit einer 

installierten Leistung von 4.800 MW 

am Standort Akkuyu; erstes Kernkraftwerk 

in der Türkei). 

Am 5. und 6. März 2019 stellten 16 Unternehmen 

aus Deutschland und der Schweiz, 

die Lieferungen und Leistungen für Kernkraftwerke 

erbringen, ihre Produkt- und 

Leistungspaletten dem türkischen Markt 

vor: Armaturentechnik, Brandschutzlösungen, 

Dichtungstechnik/Kompensatorenbau, 

Engineering, Leitwartentechnik, 

Reinigungstechnik/Filtrationstechnik/ 

Wassertechnologie, Sicherheitstüren, Verankerungs-/Bewehrungstechnik/Verbindungselemente/Montagesysteme, 

Werkstoffe/Schmiedeleistungen 

etc. 

Ein aufmerksamkeitswirksamer Gemeinschaftsstand/„German 

Pavilion“ als gemeinsame, 

flexibel nutzbare Informationsund 

Kommunikationsfläche bot hierfür 

eine hervorragende Gelegenheit. 

90








Für unser Abteilung „Kernkraftwerke“ suchen wir zur Verstärkung unseres Teams zum nächstmöglichen Zeitpunkt eine(n): 

Diplom-Ingenieur (m/w/d) TU/FH 

Ihr Aufgabengebiet umfasst die Mitarbeit als Referent und die spätere Übernahme der Leitung eines kompetenten 

Teams von Referenten und Sachbearbeitern für Bereiche der Strom- und Wärmeerzeugung mit dem Schwerpunkt 

Kernenergie 

Zum Aufgabenbereich gehören: 

| Leitung und Betreuung von VGB-Gremien wie Haupt- und Fachausschüsse, Arbeitsgruppen und Arbeitskreise. 

| Internationale Weiterentwicklung des Mitglieder- und Dienstleistungsportfolios im kerntechnischen Bereich. 

| Mitarbeit in europäischen Gremien, in denen unser Verband tätig ist (z.B. eurelectric). 

| Koordination und ggf. Teilnahme an RSK-Fachgesprächen und RSK-Fachausschüssen. 

| Mitarbeit an Stellungnahmen unseres Verbandes im Bereich der Kerntechnik. 

| Beantwortung von Anfragen der Kernkraftwerke und aus der herstellenden Industrie. 

| Mitarbeit im Wissenschaftlichen und im Technischen Beirat unseres Verbandes. 

| Mitarbeit bei sonstigen externen (Veranstaltungen, FuE-Projekte, Mitgliederwerbung) und internen Verbandsaktivitäten, 

insbesondere bei der strategischen Weiterentwicklung des Verbands im internationalen Kontext. 

| Repräsentation des Verbandes durch Teilnahme und aktive Mitwirkung als Vortragender. 

bei externen Veranstaltungen und Konferenzen. 

Ihr Profil: 

| Mehrjährige Erfahrung in einer ähnlichen Position im Bereich der Kerntechnik. 

| Netzwerk mit nationalen und internationalen Playern im Bereich der Strom- und Wärmeerzeugung. 

| Zielstrebige Persönlichkeit mit einem hohen Maß an Aufgeschlossenheit, 

Engagement und Überzeugungskraft. 

| Gute Kommunikationsfähigkeiten, mündlich wie schriftlich in deutscher und englischer Sprache. 

| Abgeschlossenes Hochschulstudium im Bereich der Ingenieur- und Naturwissenschaften. 

| Exzellente Kenntnisse im Umgang mit MS Office. 


abwechslungsreichen Tätigkeit mit einer leistungsgerechten Bezahlung und guten Sozialleistungen. 

Interessierte Bewerber(innen) bitten wir um die Übersendung ihrer aussagefähigen Bewerbungsunterlagen unter 

Angabe des frühesten Eintrittstermins und der Gehaltsvorstellung an die Personalabteilung des VGB PowerTech e. V. 



Wolfgang Goebel 


45257 Essen 

Telefon: +49 201 4862-310 

E-Mail: wolfgang.goebel@vgb.org 

www.vgb.org 

91

VGB Workshop 


Digitalization in Hydropower 

25 and 26 April 2019 | Technische Universität Graz 

Graz/Austria 

Enhanced digital controls can contribute to improving the 

performance of hydropower fleets, plants and equipment by 

reducing costs and optimizing asset management. Digital control 

systems can also play a major role in improving decision-making 

and supporting operations to work more efficiently. The fact that a 

growing number of the world’s hydropower plants needs to be 

refurbished and modernized in the next few years makes the 

transformation process so highly challenging. 

The international VGB workshop will again provide a 

comprehensive overview of digitalization in hydro power dealing 

mainly with the results of newly developed and implemented 

techniques: 

Advanced data analyses 

(Lectures from international consultants) 

Your Contact 

Dr. Mario Bachhiesl 

Dagmar Oppenkowski 

E-mail 

vgb-digi-hpp@vgb.org 

Phone 

+49 201 8128-237/270 

Workshop language 

English 

Experiences from implemented projects 

(Lectures from 12 international operators) 

The workshop will bring together experts from leading operator and 

manufacturer companies as well as related stakeholders to discuss 

challenges and opportunities for the operation of hydro power fleets 

accruing from digital transformation. 

Based on practical examples you will gain insights on how digital 

solutions are already successfully implemented and applied. This 

may contribute to improving and optimizing digital solutions in your 

own company. 

There will be enough time for detailed bilateral discussions and for 

answering questions. 

In this context and as a valuable complement to the lectures, on 

26 April 2019 all participants are invited to visit the Rabenstein 

run-of-river power plant, which is located near Frohnleiten/ Styria. 

In Rabenstein, a demonstration project of Verbund, implemented 

and currently tested digitalization techniques will be presented. 

Free transportation (bus shuttle) will be provided. 

We are looking forward to meeting you in Graz in order to improve 

and optimize the operation of hydropower plants and wish you a 

good trip in advance. 

All information can be accessed at: 

https://www.vgb.org/digitalization_hydropower_19.html 



45257 Essen 

Germany



Start: EU Energy pacckage: Integration renewables, 

improve European market,… (2009) 

VGB-Aktivitäten nationale Umsetzung NC RfG VDE AR 4130 

Framework Guideline 

Grid Connection (ACER) 

2010-XX 

… 

Drafting of NC RfG 

(Entso-E) 

2010-XX 

VGB PowerTech e.V.| VGB-Aktivitäten AR 4130 | 2019-02-04 | FOLIE 1 

… 

Prozess bis Freigabe RfG 

VGB-PG NC 

Technische Basis für den künftigen Anschluss von Erzeugungsanlagen an das 

Höchstspannungsnetz. Darstellung der Aktivitäten des VGB PowerTech 

Die Delegationsunternehmen betrieben dabei 

ein zielgerichtetes Networking auf der 

Grundlage des vom Veranstalter angebotenen 

B2B-Matchmaking-Programms (NuclearDIRECT), 

das heißt, die unmittelbare 

Kontaktaufnahme und -pflege der Delegationsunternehmen 

mit den anderen auf der 

Ausstellung vertretenen Firmen innerhalb 

der „international nuclear community“. 

Ziel war und ist es weiterhin, die kerntechnische 

Industrie hierzulande in die im Aufbau 

befindliche „nukleare Liefer-/Herstellerkette“ 

in der Türkei („local supply chain“) 

für die dortigen Kernkraftwerks-projekte 

einzubinden. Dabei wurden Möglichkeiten 

einer Zusammenarbeit mit an internationaler 

Kooperation interessierten, vornehmlich 

türkischen Firmen ausgelotet, Kontakte geknüpft 

und vertieft. Die beteiligten Firmen 

nutzten die Möglichkeit, sich bei türkischen 

und internationalen Firmen ins Gespräch zu 

bringen, den russischen Vergabe- und Beschaffungsprozess 

näher kennenzulernen 

und sich entsprechend bekannt zu machen. 

Auch haben sie sich gegenüber internationalen 

Mitbewerbern positioniert oder sich 

zunächst - wegen bekanntermaßen noch 

nicht so weit entwickelter Kernkraftwerksprojekte 

in der Türkei - um eine Zusammenarbeit 

im nicht-nuklearen Bereich 

bemüht. 

Die in der VGB-Delegation vertretenen Unternehmen 

haben insgesamt ein sehr positives 

Fazit aus der Veranstaltung gezogen. 

Die zahlreichen Kontaktmöglichkeiten und 

das gemeinsame Networking haben sich 

für diese Firmen als sehr wertvoll herausgestellt. 

Mehrere Delegationsunternehmen 

haben bereits ihr Interesse bekundet, 

sich auch zukünftig an von VGB geplanten 

Gemeinschaftsständen auf internationalen 

Nuklearmessen beteiligen zu wollen. 

VGB ist überzeugt, dass mit den angebotenen 

Gemeinschaftsständen die kerntechnische 

Industrie hierzulande ihr langjährig 

unter Beweis gestelltes Know-how aufmerksamkeitswirksam 

auch weiterhin im 

internationalen Rahmen anbieten wird. 

Dies ist ein wichtiger Schritt, das in den 

Consultation of NC RfG 

(Entso-E) 

2012-01 

Datei 

… 

Comitology for 

NC RfG 

(EU) 

2015-05 

FNN-PG AR 4130 

(1 VGB-Vertreter) 

Set into force NC 

RfG (EU) 

2016-04-27 

VGB-Backup-Team RfG FNN 

FNN –PG VDE AR 4130 

VGB-Aktivitäten nationale Umsetzung NC RfG VDE AR 4130 

European Stakeholder Committee Grid Connection with Expert Groups Implement. Guidance Documents 

… 

Konsultation 

bis 2017-10-01 

Einspruchsberatungen 

(2 Tage) 

VGB PowerTech e.V.| VGB-Aktivitäten AR 4130 | 2019-02-04 | FOLIE 2 

Ergebnis: 2018-02-23 

Ergebnis: 2018-03-29 

Berufungssitzung 

Vorabveröffentl./ 

Notifizier. VDE/BMWi 

bis 2018-08-20 

2017-07-31 2018-03-26 2018-05-04 2018-05-17 

2018-10-19 

Rev. 

Prozess bis Abschluss Notifizierung 

2021? 

VGB an VDE VDE: andere Sichtweise 

2018-06-06 

Einsprüche 

2018-05-14 

des VGB 

2017-09-27 

Anträge 

Anträge 

VGB an BMWi BMWi: Prozesszust. EU, 



2018-06-15 kaum Inhalt 2018-06-18,-09-26 

Zus. Erläuterungen 

2018-06-21 auf Nachfrage 

2018-03-16 

2018-04-27 

VGB an BNetzA Gespräch am 2018-10-16 

2017-10-17 

Eingangsbest. 

VGB an EU 

Beschwerde 

2018-07-19 

2018-06-21 

2018-12-17 

(confidential - FL GER) 

VGB-Backup-Team RfG FNN 

… 

… 

… 

VGB-PG NC 

Unternehmen noch gebundene kerntechnische 

Wissen und die vorhandenen nuklearen 

Erfahrungen trotz des politisch beschlossenen 

„Atomausstiegs“ in Deutschland 

zu erhalten, ja weiter zu entwickeln. 

Damit wird die Grundlage geschaffen, um 

dieses Know-how auch zukünftig insbesondere 

in die im Bau, im Betrieb sowie in der 

Stilllegung und im Rückbau befindlichen 

Kernkraftwerke und kerntechnischen Einrichtungen 

weltweit einbringen und vermarkten 

zu können. VGB wird diesen 

Wunsch aus der Industrie weiterhin im 

Rahmen der EFENDI-Initiative unterstützen, 

z. B. durch einen weiteren VGB-Gemeinschaftsstand/„German 

Pavilion“ auf 

einer der führenden und weltweit größten 

Nuklearmessen im Juni des kommenden 

Jahres in Paris, der 2020 WORLD NUCLE- 

AR EXHIBITION. 

LLwww.vgb.org | 

www.vgb.org/efendi_2018.html 

www.nuclearpowerindustryexpo.com 

VGB-Ansprechpartner: 

Georg Schäfer 

E-Mail: georg.schaefer@vgb.org 

Technische Basis für den künftigen 

Anschluss von Erzeugungsanlagen 

an das Höchstspannungsnetz 

• NetworkCode RfG und in Deutschland 

VDE-AR-N 4130 – Frist läuft am 27. April 

2019 ab! 

(vgb) Mit der VDE-Anwendungsregel VDE- 

AR-N 4130 werden insbesondere die Anforderungen 

an Erzeugungsanlagen zum Anschluss 

an das Höchstspannungsnetz entsprechend 

NC RfG national umgesetzt. Der 

NC RfG ist umfassender und stellt Anforderungen 

auch für Erzeugungsanlagen, die 

an unterlagerte Spannungsebenen angeschlossen 

werden. In Deutschland erfolgt 

die nationale Umsetzung getrennt je Spannungsebene 

(siehe dazu VDE-AR-N 4105, 

4110 und 4120). 

Ergebnis: 2018-05-14 

Veröffentlichung 

Als VDE-Norm 

Das genannte technische Regelwerk wird 

durch einschlägige Beschlüsse und Festlegungen 

der Bundesnetzagentur ergänzt. 

Die Einführungsfristen von NC RfG und 

VDE-AR-N 4130 laufen am 27. April 2019 

aus. Ab diesem Zeitpunkt haben alle Neuanlagen 

die neuen Anforderungen zu erfüllen. 

Bestandsanlagen wurden in Deutschland 

mit § 118 Abs. 25 EnWG (Fassung gemäß 

Artikel 3 im Gesetz vom 17. Dezember 

2018) definiert: 

„Stromerzeugungsanlagen im Sinne der 

Verordnung (EU) 2016/631 sind als bestehend 

anzusehen, sofern sie bis zum 30. 

Juni 2020 in Betrieb genommen wurden 

und für sie vor dem 27. April 2019 

• eine Baugenehmigung oder eine Genehmigung 

nach dem BundesImmissionsschutz-gesetz 

erteilt wurde oder 

• der Anschluss an das Netz begehrt wurde 

und eine Baugenehmigung oder eine 

Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz 

nicht erforderlich ist. 

Der Betreiber der Anlage kann auf die Einstufung 

als Bestandsanlage verzichten. Der 

Verzicht ist schriftlich gegenüber dem 

Netzbetreiber zu erklären.“ 

Die (anteilige) Anwendung der VDE-AR-N 

4130 ist auch auf Bestandsanlagenbei wesentlichen 

Änderungen möglich. Die gilt 

sowohl für wesentliche Änderungen der 

Bestandsanlage als auch für wesentliche 

Änderungen der Netzsituation. Details der 

diesbezüglichen Ausgestaltung bedürfen 

einer Einzelprüfung, die konkreten Rahmenbedingungen 

sind auch noch in der 

Diskussion in den Europäischen Gremien. 

Der nationale deutsche Prozess wurde aus 

Sicht der Erzeuger durch ein so genanntes 

VGB Backup Team des zuständigen VDE/ 

FNN-Gremiums mitgestaltet. Dabei zeigte 

sich, dass die Argumente und das „Gewicht“ 

der Erzeuger nicht angemessen gewürdigt 

wurden. Die VGB-Geschäftsstellen 

hat mit den zuständigen Gremien konstruktive 

Hinweise in die öffentliche Konsultationen, 

Einspruchsberatung und Berufungssitzung 

eingebracht und darüber hinaus 

umfangreichen Schriftverkehr mit dem 

BMWi, der BNetzA und der EU-Kommission 

geführt. 

Leider konnten aus Sicht des VGB wesentliche 

Unklarheiten in der VDE-AR-N 4130 

nicht beseitigt werden, so dass VGB das ab 

dem 27. April 2019 anzuwendende Regelwerk 

in Teilen weiterhin kritisch sieht. 

• Eine Übersicht der umfangreichen 

VGB-Aktivitäten ist unter www.vgb.org/ 

umsetzung_nc_rfg_ar4130.html abrufbar. 

Gern stellt VGB den Betreiberunternehmen 

(ordentliche VGB-Mitglieder) 

die komplette Dokumentation zur Verfügung. 

LLwww.vgb.org 

VGB-Ansprechpartner: 

Jörg Kaiser 

E-Mail: joerg.kaiser@vgb.org 

93

| Internationale Fachzeitschrift für die Erzeugung und Speicherung von Strom und Wärme 

| Sonderpublikationen zu VGB-Veranstaltungen 

| Mediapartner Ihrer Veranstaltung 

| Online-Werbung und Jobörse 

Kurzcharakteristik ∙ Themen ∙ Anzeigenpreisliste ∙ Kontakte 

MEDIADATEN 2019 

Media-Informationen 2019 

l Kurzcharakteristik 

l Leseranalyse 

l Redaktionsplan 

l Anzeigeninformation 

l Kontakte 

Beratung: Sabine Kuhlmann und Gregor Scharpey 

E-Mail: ads@vgb.org 

Telefon: +49 201 8128-212 

Fax: +49 201 8128-302 

Web: www.vgb.org | Publikationen 

Inserentenverzeichnis 3 l 2019 

ORBEN Wasseraufbereitung 

Kurita Europe GmbH 

SWAN Systeme AG 

Titelseite 

U II 

U IV 

Anodamine Europe B.V. 3 

BORSIG Service GmbH 17 

BRAUER Maschinentechnik AG 9 

Dr. Thiedig GmbH & Co KG 15 

KSG Kraftwerks-Simulator- 29 

Gesellschaft mbH. 

Veranstaltung. Informationssicherheitsmanagementsysteme 

MEORGA GmbH 25 

Messe Düsseldorf: THERMPROCESS 31 

SYNLAB Analytics & 21 

Services LAG GmbH 

VEW-GmbH Bremen 13 

GB-Fachtagung10-11 

Gasturbinen und 

Gasturbinenbetrieb 2019 

Gas Turbines and Operation 

of Gas Turbines 2019 

VGB-Schulung und Expertenforum18-19 

Erfahrungen aus der Umsetzung 

der 42. BImSchV 

VGB Workshop 22-23 

Materials and Quality Assurance 

VGB Workshop 26-27 

Flue Gas Cleaning 2019 

VGB-Fortbildungsveranstaltung62-63 

Abfall und Gewässerschutz 2019 

VGB Workshop 92 


Carl Hanser Verlag 87 

VGB PowerTech Service GmbH 50-51 

Stellenanzeigen 

VGB PowerTech e.V. 91 

Stellenanzeige 

94


VGB Events | Events 

VGB Events 2019 

Congress/Kongress 

VGB Kongress 2019 

VGB Congress 2019 

Innovation in Power Generation 

mit Fachausstellung/ 

with technical exhibition 

4./5. Sept. 2019 

Salzburg, Austria 

Kontakt: 

Ines Moors 

T: +49 201 8128-274 

E-Mail: vgb-congress@vgb.org 

Fachausstellung: 

Angela Langen 

T: +49 201 8128-310 

E-Mail: angela.langen@vgb.org 

Konferenzen | Fachtagungen 

VGB Conference 

Maintenance of 

Wind Power Plants 2019 

26 and 27 March 2019, 

Bremen, Germany 

Contact: 

Ulrich Langnickel 

T: +49 201 8128 238 

E-mail: ulrich.langnickel@vgb.org 

Melanie Schreiner 

T: +49 201 8128 230 

E-mail: melanie.schreiner@vgb.org 

VGB-Fachtagung 

Gasturbinen und 

Gasturbinenbetrieb 2019 


Gas Turbines and 

Operation of Gas Turbines 2019 

mit Fachausstellung/with technical exhibition 

5 and 6 June 2019, Mainz, Germany 

Kontakt: 

Diana Ringhoff 

T: +49 201 8128 232 

E-Mail: vgb-gasturb@vgb.org 

Fachausstellung: 

Angela Langen) 

T: +49 201 8128 310 

E-Mail: angela.langen@vgb.org 

VGB-Konferenz 

Chemie im Kraftwerk 2019 


Chemistry in Power Plants 2019 

mit Fachausstellung/with technical exhibition 

(22.) 23./24. Oktober 2019, 

Würzburg, Germany 

Kontakt: 

Ines Moors 

T: +49 201 8128-274 

F: +49 201 8128-364 

E-Mail: vgb-chemie@vgb.org 

Seminare | Workshops 

VGB-Fortbildungsveranstaltung 

Abfall und Gewässerschutz 

9. bis 11. April 2019, 

Höhr-Grenzhausen, Deutschland 

Kontakt: 

Gerda Behrendes 

T: +49 201 8128-313 

E-Mail: vgb-abf-gew@vgb.org 



25 and 26 April 2019 

Graz, Austria 

Contacts: 


Dagmar Oppenkowski 

T: +49 201 8128-237 

E-Mail: vgb-digi-hpp@vgb.org 


Erfahrungen aus der 

42. BImSchV 

und Kühlwasserhygiene: Schulung 

und Prüfung nach VDI 2047-2 

8. und 9. Mai 2019, 

Dortmund, Deutschland 

Kontakt: 

Ulrike Hellmich 

T: +49 201 8128-282 

E-Mail: vgb-bimschv@vgb.org 


Flue Gas Cleaning 2019 

22 and 23 May 2019 

Graz, Austria 

Contact: 

Ines Moors 

T: +49 201 8128 274 

E-mail: vgb-flue-gas@vgb.org 


Materials and Quality Assurance 

23 and 24 May 2019 

Dresden, Germany 

Contact: 

Olaf Baumann 

Diana Ringhoff 

T: +49 201 8128-232 

E-Mail: vgb-material@vgb.org 

VGB-Workshop 

Wasseraufbereitung 

12. bis 12. September 2019, 


Kontakt: 

Kirsten Prophit 

T: +49 201 8128-261 

E-Mail: vgb-wasseraufb@vgb.org 


für Immissionsschutz- und 

Störfallbeauftragte 

26. bis 28. November 2019, 

Höhr-Grenzhausen, Deutschland 

Kontakt: 

Gerda Behrendes 

T: +49 201 8128-313 

E-Mail: vgb-immission@vgb.org 


Mercury Control 2019 

5 and 6 December 2019 

Berlin, Germany 

Contact: 

Ines Moors 

T: +49 201 8128 274 

E-mail: vgb-mercury@vgb.org 

– Sub ject to chan ge – 

Aus kunft zu allen Ver an stal tun gen 

mit Fachausstellung: 

www.vgb.org/VGB_Veranstaltungen.html 

Telefon: +49 201 8128-310/299, 

E-Mail: events@vgb.org 

VGB Po wer Tech e.V., Deilbachtal 173, 45257 Essen, Telefon: +49 201 8128-0, 

Fax: +49 201 8128-350, E-Mail: in fo@vgb.org, In ter net: www.vgb.org 

Exhibitions and Conferences 

50 th Annual Meeting on Nuclear 

Technology (AMNT 2019) 

International Congress with Exhibition 

7 to 8 May 2019 

Berlin, Germany, DAtF and KTG 

www.nucleartech-meeting.com 

Eurelectric Power Summit 

New Leadership 

20 and 21 May 2019, 

Florence, Italy 

powersummit2019.eurelectric.org 

POWERGEN Europe 2019 

12 to 14 November 2019, 

PARIS EXPO PORTE DE VERSAILLES 

Paris, France 

www.powergeneurope.com 

95

Preview | Imprint VGB PowerTech 3 l 2019 

Preview 4 l 2019 

Focus: Electrical engineering, 

instrumentation and control 

Training and advanced training 

IT safety in power generation 

Themen: Elektro-, Leit- und Informationstechnik 

Aus-, Fort- und Weiterbildung 

IT-Sicherheit 

German grid code goes EU 

Netzanschlussregeln nehmen Kurs auf die EU 

Dieter Rosenwirth 

Optimizing plant operation – digital 

ways to generate revenue with data 

Optimierung des Anlagenbetriebs – auf 

digitalen Wegen mit Daten echten Mehrwert 

schaffen 

Ute Messmer 

Innovative system service: 

extended island operation capability 

using thermal power plants 

Neuartige Systemdienstleistung: 

Verlängerte Inselbetriebsfähigkeit 

unter Einsatz thermischer Kraftwerke 

Gunnar Löhning, Florian Wenzel, 

Dietmar Haake and Frank Mehlow 

Predicting maintenance needs 

through failure models 

Vorausschauende Instandhaltung 

erfordert Versagensmodelle 

Sabine Stock, Daniel Schlecht 

and Frank Klose 

Secondary air system. 

To be published in the article 

“Modernisation of a bubbling fluidised bed 

boiler to reduce NOx-emissions” 

by Robert Schatzl, Ulrich Hohenwarter, 

Lorenz Griendl and Peter Frömmrich. 

Imprint 

Publisher 


Chair: 

Dr. Hans Bünting 

Executive Managing Director: 

Dr.-Ing. Oliver Then 

Address 



45257 Essen 

Germany 

Tel.: +49 201 8128-0 (switchboard) 

The journal and all papers and photos 

contained in it are protected by copyright. 

Any use made thereof outside the Copyright 

Act without the consent of the publishers is 

prohibited. This applies to reproductions, 

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Editorial Staff and not to individual persons of 

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Editorial Office 

Editor in Chief: 


Tel.: +49 201 8128-300 

Fax: +49 201 8128-302 

E-mail: pr@vgb.org 

Web: www.vgb.org 

Editorial Staff 


Dr.-Ing. Thomas Eck 

Dipl.-Ing. Ulrich Langnickel 

Dr.-Ing. Ludger Mohrbach 

Dr.-Ing. Oliver Then 

Dipl.-Ing. Ernst Michael Züfle 

Scientific Editorial Advisory Board 

Prof. Dr. Hans-Jörg Bauer, Karlsruhe/Germany 

Prof. Dr. Frantisek Hrdlicka, 

Praha/Czech Republic 

Prof. Dr. Antonio Hurtado, Dresden/Germany 

Prof. Dr. Emmanouil Kakaras, Athens/Greece 

Prof. Dr. Alfons Kather, Hamburg/Germany 

Prof. Dr. Ennio Macchi, Milano/Italy 

Prof. Dr. Harald Weber, Rostock/Germany 

Technical Editorial Advisory Board 

Prof. Dr.-Ing. Wolfgang Benesch, Essen/Germany 

Dr. Reinhold O. Elsen, Essen/Germany 

Dr. François Giger, St. Denis/France 

Juha Suomi, Espoo/Finland 

Editing and Translation 

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No. 50 of 1 January 2019 

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2019 – Volume 99 

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96

Editorial planning | Topics 2019 

MEDIA INFORMATION 2019 

TECHNICAL JOURNAL 

EDITORIAL SCHEDULE · DEADLINES 2019 

(Publication date: mid-month. *Higher circulation on the occasion of events.) 

Issue Focal points ∙ Additionally in each issue: Energy News, Calendar, People Advertisement and printing deadline 

January/ VGB Congress 2018 “Generation in Transition” – Focus on technical papers 18 January 2019 

February* • Special issue “e-world energy & water 2019”, 5 to 7 February 2019, Essen/Germany 

| VGB Conference “Maintenance in Power Plants 2019”, 19 and 20 February 2019, Potsdam/Germany 

March* Chemistry in power plants | Wind power plant operation in extreme climate conditions 22 February 2019 

| VGB Conference “Thermal Waste Utilization and Fluidized Bed Firing Systems 2019”, 13 and 14 March 2019, Hamburg/Germany 

| VGB Conference “Maintenance of Wind Power Plants 2019“, 26 and 27 March 2019, Bremen/Germany 

April Electrical engineering, instrumentation and control, control room technology | IT safety in power generation | 21 March 2019 

Training and advanced training for power plant staff | Conservation of know-how 

May* Storage technologies (power-to-gas, batteries, pumped storage, etc.) | Knowledge management, documentation, databases | 25 April 2019 

Nuclear power, nuclear power plants: operation and operating experience, decommissioning, waste disposal 

| VGB Conference “Gas Turbines and Operation of Gas Turbines 2019“, 5 and 6 June 2019, Mainz/Germany 

June* Maintenance of power plants | Power grids and system stability | 23 May 2019 

Control and balancing energy | Flexibility in power and heat generation, Optimisation of power plant operation, vertical integration 

• Special “Branchentag Windenergie NRW”, 26 and 27 June 2019, Cologne/Germany 

July Maintenance of wind power plants: Service, retrofit, policies and projects | 24 June 2019 

Materials: Latest developments and experience in power plant engineering as well as in research 

August Thermal waste utilization | Fluidized bed firing systems | Quality assurance | 18 July 2019 

Occupational safety and health protection | Environmental technology, emissions reduction technologies 

September* Special issue VGB Congress 2019 “Innovation in Power Generation”, 4 and 5 September 2019, Salzburg/Austria 15 August 2019 

Renewables and distributed generation: Hydro power, on- and offshore wind power, solar-thermal power plants, 

biomass, geothermal generation | Digitization in power generation 

• Special “51. Kraftwerkstechnisches Kolloquium“, 23 and 24 October 2019, Dresden/Germany 

October* Gas turbines and gas turbine operation | Combined cycle power plants (CCPP) | Combined heat and power generation (CHP) 20 September 2019 

| VGB Conference “Chemistry in Power Plants 2019”, 23 and 24 October 2019, Würzburg/Germany 

• Special issue “PowerGen Europe“, 12 to 14 November 2019, Paris/France 

November Industrial and cogeneration plants | Reciprocating-engines, gas and further fuels | 17 October 2019 

Downtime operation and conservation | Decommissioning of conventional power plants 

• Special issue “RENEXPO ® INTERHYDRO 2019“, 28 and 29 November 2019, Salzburg/Austria 

December VGB Congress 2019 “Innovation in Power Generation”, Salzburg/Austria: Reports, impressions | 21 November 2019 

Steam turbines and operation of steam turbines | Steam generators | Research in power generation 

Editorial deadline technical papers: 3 months prior to publication of respective issue (please also refer to the “Guidelines for Authors”, www.vgb.org >> Publications). 

Editorial deadline news: 4 weeks prior to publication of respective issue (please also refer to the “Guidelines for News”, www.vgb.org >> Publications). 

Contact: VGB PowerTech Service GmbH, Deilbachtal 173, 45257 Essen | Germany 

Editor in Chief: Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann | Phone: +49 201 8128-300 | E-mail: pr@vgb.org 

VGB Advertisement: Sabine Kuhlmann and Gregor Scharpey 

Phone: +49 201 8128-212 | Fax: +49 201 8128-302 | E-mail: ads@vgb.org 

Media-Informationen 2019 

Die Media-Informationen 2019 

der VGB POWERTECH mit Hinweisen zu 

– Kurzcharakteristik, 

– Themenschwerpunkten 2019, 

– Anzeigenpreisen 

und 

– Kontaktdaten 

liegen vor unter 

www.vgb.org ⇒ PUBLIKATIONEN 

The Media Information 2019 

of VGB POWERTECH are available. 

Contents in brief: 

– Main characteristics 

of the technical journal 

– Main topics in 2019 

– Advertisement rate card 

– Contact data 

www.vgb.org ⇒ Publications 

| International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat 

| Special publications on the occasion of VGB events 

| Media-partnership for your event 

| Online and Job advertisements 

Main Characteristics ∙ Topics ∙ Advertisement Rate Card ∙ Contact 

MEDIA INFORMATION 2019

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VGB POWERTECH 3 (2019)

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