VGB POWERTECH 10 (2019)

International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat 

10 2019 

Focus 

• Cyber security 

• Operation: 

environment & 

flexibility 

Threat situation 

cyber-security in the 

energy industry 

Reduction of 

mercury emissions 

by dosing additives 

ANALYTICAL INSTRUMENT 

ANALYTICAL INSTRUMENTS 

ANALYTICAL ANALYTICAL INSTRUMENTS 

INSTRUMENTS 

Acid conductivity monitoring – 

No more resin change 

Acid conductivity monitoring – – 

AMI CACE 

Acid No No more conductivity resin change 

monitoring – 

Conductivity After Cation Exchange (CACE) has never been 

No more easier resin to measure change than with the new EDI technology for cati 

AMI CACE 

removal from the sample 

AMI Conductivity CACE After Cation Exchange (CACE) has has never been been 

Conductivity easier to to measure After Cation than with Exchange the the new (CACE) EDI EDI technology has never for been for cation 

easier removal SWAN 

to measure from Analytische 

the the than sample 

Instrumente AG ∙ CH-8340 Hinwil 

www.swan.ch ∙ swan@swan.ch 

with the new EDI technology for cation 


SWAN Analytische Instrumente AG AG ∙ CH-8340 ∙ Hinwil 

∙ SWAN 

www.swan.ch 

Analytische 

∙ swan@swan.ch 

Instrumente AG ∙ CH-8340 Hinwil 


Simulation of hot 

standby mode for 

flexible steam 

turbine operation 

100 years VGB 

Series – A journey 

through history 

Water Steam Cycle 




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

ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition

Thinking outside the box, we create far-sighted, 

trusted and customised solutions. 

Kurita – innovative for your success. 

WATER SOLUTIONS 

For water and 

process treatment 

PAPER SOLUTIONS 

For the paper and 

cellulose industry 

WHAT IS TRUE TODAY WILL BE “YESTERDAY´S NEWS” TOMORROW. 

Based on our extensive knowledge and experience we direct our attention 

far into the future and develop solutions for tomorrow. With our latest 

technologies for water and paper treatment, we focus on the sustainability, 

cost-effectiveness and safety of your processes. Our innovations will carry 

you further along your road to success. As a globally active company we are 

always close to you with our professional and customised service. 

Kurita – increased efficiency for industry. 

Kurita Europe GmbH 

Giulinistraße 2 

67065 Ludwigshafen 

Germany 

Phone: +49 621 1218 3000 

Contact: info@kurita.eu 

Visit us at: www.kurita.eu

VGB PowerTech 10 l 2019 

Editorial 

IEA World Energy Outlook 2019 

A great challenge for power generation 

Ladies and Gentlemen, 

The “World Energy Outlook“ 

(WEO)* of the International 

Energy Agency (IEA), which 

has been published for the 

first time in 1977 and is now 

published annually, is one of 

the most important analyses 

of the global energy supply 

situation and forecasts or 

scenarios for future developments. 

The report, the current 

2019 edition comprises 

810 pages and is edited by the 

Directorate of Sustainability, 

Technology and Outlooks of the IEA together with other departments 

of the organisation. The authors also draw on input 

from experts worldwide and on around 250 experts for 

the review. In addition to presenting the current energy supply 

situation, the report also includes energy market analyses 

and forecasts, some of which form the basis for the orientation 

of future energy policies. 

In the current WEO, presented in November 2019, the global 

development of energy supply up to the year 2040 is shown 

in three scenarios: The “Current Policies Scenario” (CPS), 

which continues the current developments, the “Stated Policies 

Scenario” (SPC), which takes current policies into account, 

and the “Sustainable Development Scenario” (SDS), 

which is a path with new accents. 

Following the Stated Policies Scenario as the current forecast, 

global primary energy consumption will increase by 

24 % between 2018 and 2040, i.e. by approx. 1 % annually. 

The focus of energy consumption is shifting from Europe/ 

North America – from the current 33 % to 25 % – to Asia. An 

increase in consumption is forecast for all “conventional” energy 

sources except coal - constant consumption: Crude oil 

(+9 %), natural gas (+36 %) and nuclear energy (+28 %). 

Renewable energies would account for 21 % of total energy 

consumption in 2040, compared with 14 % in 2018. This 

would cover about half of the forecast increase in consumption, 

with a total share of 21 %. 

The Sustainable Development Scenario shows ways how energy 

sustainability objectives can be achieved comprehensively, 

in particular the aspects set out in the Paris Climate Agreement, 

but also the broad access to energy for clean air. Global 

energy consumption will fall by around 7 % compared with 

2018, and renewable energies will record strong growth of 

+210 %, reaching 33 % of total primary energy consumption. 

Common to all scenarios is the outstanding role of electricity 

supply. Electricity is seen as the heart of modern societies. 

Electricity is the basis of communication, health care, industry, 

education, prosperity and culture. In addition, electricity 

plays a central role in shaping the future energy supply system: 

as electricity consumption increases, the overall energy 

balance is significantly improved, more sustainably and with 

lower emissions, for example through efficiency gains and 

savings effects in other energies. 

Electricity consumption will increase from 26,607 TWh today 

to 42,824 TWh (CPS), 41,373 TWh (SPC) and 38,713 

TWh (SDS) worldwide. Only in the SD scenario does one 

energy source, coal, record a sharp decline of around 75 %. 

The growth attributed to nuclear energy is striking and lies 

between +20 % and +70 %. For renewables as a whole, this 

growth is even more pronounced and lies between +155 % 

and +250 % up to the year 2040 ... i.e. within about two decades. 

These few key figures – all the details can be found in the 

810-page report – illustrate the enormous task that lies ahead 

of the electricity supply and thus of all those involved in this 

sector, and, of course, beyond generation. Irrespective of the 

scenario chosen, it is a matter of preserving the existing - conventional 

- or replacing it and creating new ones. All energy 

sources will continue to be required, with different characteristics 

and different volumes. In any case, wind and photovoltaics 

have an outstanding importance in the growth of 

renewables. In the case of wind, the capacities are to increase 

3 to 4 times and in the case of photovoltaics 6 to 12 times 

the current output and will be partially replaced by the year 

2040. 

The summary of the “World Energy Outlook” introduces with 

the pessimistic words “The world of energy is marked by a 

series of deep contradictions”. Let us demonstrate for technology 

how contradictions can be resolved with technology 

and realised into practical solutions. 

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann 

Editor in Chief, VGB PowerTech 

Essen, Germany 

* International Energy Agency (IEA): World Energy Outlook 2019. 

ISBN PDF: 978-92-64-97300-8, ISBN Print: 978-92-64-52327-2, 

Pages 810, Paris, 2019 

1

Editorial VGB PowerTech 10 l 2019 


Eine große Herausforderung für die Stromerzeugung 

Sehr geehrte Damen, 

sehr geehrte Herren, 

der seit seinem ersten Erscheinen 

im Jahr 1977 und inzwischen 

jährlich erscheinende 

„World Energy Outlook“* 

(WEO) der Internationalen 

Energieagentur (IEA) zählt 

zu den bedeutenden Analysen 

der weltweiten Energieversorgungssituation 

und Prognosen. 

bzw. Szenarien für zukünftige 

Entwicklungen. Der 

Bericht, die aktuelle Ausgabe 

des Jahres 2019 umfasst 810 

Seiten, wird vom „Directorate of Sustainability, Technology and 

Outlooks“ der IEA gemeinsam mit weiteren Abteilungen der Kooperationsplattform 

erstellt. Die Autoren greifen zudem auf Zuarbeiten 

von Experten weltweit zurück und weiter auf rund 250 

Experten für den Review. Neben der Darstellung der aktuellen 

Energieversorgungssituation umfasst der Bericht Energiemarktanalysen 

und -prognosen, die als Szenarien teils Grundlage für 

die Ausrichtung von zukünftigen Energiepolitiken bilden. 

Im aktuellen, im November 2019 vorgestellten, WEO wird die 

globale Entwicklung der Energieversorgung bis zum Jahr 2040 

in drei Szenarien aufgezeigt: Dem „Current Policies Szenario“ 

(CPS), das die aktuellen Entwicklungen weiter fortführt, dem 

„Stated Policies Scenario“ (SPC) mit Berücksichtigung aktueller 

Politiken und dem „Sustainable Development Szenario“ (SDS, 

Nachhaltigkeitszenario) als Weg mit neuen Akzenten. 

Dem Stated Policies Scenario als derzeitige Vorschau folgend 

steigt der weltweite Primärenergieverbrauch von 2018 bis 2040 

um 24 %, d.h. jährlich um ca. 1 %. Der Schwerpunkt des Energieverbrauchs 

verlagert sich dabei von Europa/Nordamerika 

– er fällt vom heutigen Anteil von rund 33 % auf 25 % – nach 

Asien. Für alle „konventionellen“ Energieträger außer Kohle – 

konstanter Verbrauch – wird ein Anstieg des Verbrauchs prognostiziert: 

Erdöl (+9 %), Erdgas (+36 %) und Kernenergie 

(+28 %). Die erneuerbaren Energien würden im Jahr 2040 mit 

21 % am gesamten Energieverbrauch beteiligt sein, gegenüber 

14 % in 2018. Damit würden sie rund die Hälfte des prognostizierten 

Verbrauchszuwachses decken, bei einem Gesamtanteil 

von 21 %. 

Das Sustainable Development Szenario weist Wege auf, wie 

die Nachhaltigkeitsziele im Energiebereich umfassend erreicht 

werden können, vor allem die im Pariser Klimaübereinkommen 

dargelegten Aspekte, aber auch der breite Zugang zu Energie 

für sowie Luftreinhaltung. Dabei sinkt der weltweite Energieverbrauch 

im Vergleich zu 2018 um rund 7 % und die erneuerbaren 

Energien verzeichnen einen starken Zuwachs um +210 % 

mit einem dann erreichten Anteil am Gesamtprimärenergieverbrauch 

von 33 %. 

Allen Szenarien gemeinsam ist die herausragende Rolle der 

Elektrizitätsversorgung. Strom wird als Herzstück moderner 

Gesellschaften gesehen. Strom ist Grundlage von Kommunikation, 

Gesundheitswesen, Industrie, Bildung, Wohlstand und Kultur. 

Zudem besitzt Strom eine zentrale Rolle bei der Gestaltung 

des zukünftigen Energieversorgungssystems: mit steigendem 

Stromverbrauch wird dabei durch z.B. Effizienzgewinne und 

Einspareffekte bei anderen Energien die Gesamtenergiebilanz 

maßgeblich verbessert, nachhaltiger und emissionsärmer. 

Der Stromverbrauch wächst dabei von heute 26.607 TWh 

weltweit auf 42.824 TWh (CPS), 41.373 TWh (SPC) TWh bzw. 

38.713 TWh (SDS). Einzig im SD-Szenario hat ein Energieträger, 

die Kohle, einen prägnanten Rückgang um rund 75 % zu 

verzeichnen. Markant ist der Zuwachs der der Kernenergie zugemessen 

wird und zwischen +20 % und +70 % liegt. Für die 

erneuerbaren insgesamt fällt dieser Zuwachs noch deutlicher 

aus und liegt zwischen +155 % und +250 % bis zum Jahr 2040 

... also innerhalb von rund zwei Jahrzehnten. 

Diese wenigen Eckdaten – alles Details finden sich im 810-seitigen 

Bericht – verdeutlichen, welche gewaltige Aufgabe vor der 

Stromversorgung und damit allen Beteiligten dieses Sektors 

liegen, natürlich auch über die Erzeugung hinaus gedacht. Es 

gilt, unabhängig vom gewählten Szenario, bestehendes – konventionelles 

– zu bewahren oder auch zu ersetzen und neues zu 

schaffen. Dabei sind weiterhin alle Energieträger gefordert, mit 

unterschiedlicher Ausprägung und unterschiedlichem Umfang. 

Wind und Photovoltaik besitzen in jedem Fall eine herausragende 

Bedeutung beim Zuwachs im Bereich der Erneuerbaren. 

Beim Wind sollen die Kapazitäten um das 3- bis 4-fache und bei 

der Photovoltaik um das 6- bis 12-fache der heutigen Leistungen 

steigen und bis zum Jahr 2040 auch teilweise schon wieder 

ersetzt werden. 

Die Zusammenfassung des „World Energy Outlook“ leitet mit 

den pessimistischen Worten ein „Die Welt der Energie ist von 

einer Reihe tiefer Widersprüche geprägt.“ Demonstrieren wir 

für die Technik, wie mit Technik Widersprüche aufgelöst und in 

praktisches Handeln umgesetzt werden können. 


Chefredakteur VGB PowerTech 

Essen, Deutschland 

* International Energy Agency (IEA): World Energy Outlook 2019. 

ISBN PDF: 978-92-64-97300-8, ISBN Print: 978-92-64-52327-2, 

Pages 810, Paris, 2019 

2

75 

75 

Quality 

Reliability 

Quality Safety 

Reliability 

Safety 

years 

years 

Sampling & Analysing Systems 

Sampling & Analysing Systems 

Steam and Water Analysing Systems – SWAS 

competence and know-how 

Steam and Water Analysing Systems – SWAS 

competence and know-how 

VGB-Conference „Chemistry in Power Plants 2019“ 

(22.) 23. + 24. October 2019 Würzburg | Germany 

VGB-Conference „Chemistry in Power Plants 2019“ 

(22.) 23. + 24. October 2019 Würzburg | Germany

Contents VGB PowerTech 10 l 2019 

Acid conductivity monitoring – No more resin change 

SWAN has reinvented Conductivity measurement After 

Cation Exchange (CACE). 

The AMI CACE continuously measures conductivity before and 

after cation exchange without the need to change resin columns 

every month and replace or regenerate resin. 

An EDI module is removing the cations from the sample in the 

same way the conventional resin used to do. 

The monitor AMI CACE is a key component in controlling water 

steam cycle chemistry. Its new EDI technology is significantly 

reducing maintenance cost and the environmental impact, saving 

resin and regeneration chemicals. 

• Continuous monitoring of sample flow to validate results 

• No resin replacement 

• Marginal maintenance 

• Uninterrupted data availability 

• Self-surveillance of integrated data 

International Journal for Generation 

and Storage of Electricity and Heat 10 l 2019 


A great challenge for power generation 

Christopher Weßelmann 1 

Abstracts/Kurzfassungen 6 

Members‘ News 8 

Industry News 23 

Power News 34 

Events in brief 34 

Threat situation cyber-security in the energy industry: 

Insider view 2019 

Bedrohungslage Cyber-Security in der Energiewirtschaft: 

Insider-Betrachtungen 2019 

Stefan Loubichi 36 

Simulation of hot standby mode for flexible steam 

turbine operation in combined cycle power plants 

Simulation des Hot-Standby-Betriebs für einen 

flexiblen Betrieb von Dampfturbinen in Kombikraftwerken 

Henriette Garmatter, Erik Marks, Yevgen Kostenko, 

David Veltmann and Roland Scharf 44 

Reduction of mercury emissions by dosing additives 

into the wet flue gas desulphurisation plant (FGD) 

Minderung von Quecksilberemissionen durch Additivdosierung 

in die nasse Rauchgasentschwefelungsanlage (REA) 

W. Kogel, M. O. Schmid, G. Scheffknecht, J. Fahlke, 

A. Geier, A. Rieder, I. Wagner, F. Steffen and F. Hoffmann 50 

Analysis of a grid integrated wind energy conversion system – 

adaptive moth flame optimization with 

ANN technique 

Analyse eines netzintegrierten Windenergieumwandlungssystems – 

Anwendung der Adaptive Moth Flame Optimization 

P. Sebastian Vindro Jude and R. Mahalakshmi 57 

100 Years VGB 

100 Jahre VGB 69 

100 Years VGB: Potential and acceptance of hydro power in Europe 

100 Jahre VGB: Potenziale und Akzeptanz der Wasserkraftin Europa 

Karl-Heinz Gruber, Hans Rudolf Töni, 

Andreas Kunsch and Martin Fink 70 

4


Contents 

ANALYTICAL INSTRUMENTS 

Acid conductivity monitoring – 

No more resin change 

AMI CACE 

Conductivity After Cation Exchange (CACE) has never been 

easier to measure than with the new EDI technology for cation 


SWAN Analytische Instrumente AG ∙ CH-8340 Hinwil 


For more information please e-mail us at sales@swan.ch 

or visit our homepage www.swan.ch 

SWAN ANALYTICAL 

INSTRUMENTS AG 

CH-8340 Hinwil, Switzerland 

E-mail: sales@swan.ch 

www.swan.ch 


100 Years VGB: Heat storage systems in 

heat and power generation 

100 Jahre VGB: Wärmespeichersysteme in der 

Wärme- und Stromerzeugung 

Matthias Meierer 79 

100 Years VGB: Flexibility of industrial CHP plants – 

Analysis of future operation regimes 

100 Jahre VGB: Flexibilitätspotential von industriellen 

KWK-Kraftwerken – Analyse zukünftiger Betriebsweisen 

Steffen Kahlert, Hartmut Spliethoff, Christian Behnke, 

Rudolf Heß, Norbert Hönings and Christian Busch 85 

Operating results 91 

VGB News 92 

People 93 

Inserentenverzeichnis 94 

Events 95 

Imprint 96 

Preview VGB PowerTech 10|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 10 l 2019 

Threat situation cyber-security in the energy 

industry: Insider view 2019 

Stefan Loubichi 

Hacking, malware and DDoS attacks continue 

to be the main types of cyber-attacks. Until now 

we did not find the right answers to this problem. 

In addition, since the Snowden affair we 

do not longer know who is spying on whom. 

In this article we explain DDoS attacks over 

the cloud and what can be done. In detail, it 

is explained afterwards which kind of dangers 

arise from unprotected USB interfaces. The access 

to computers via Kali-Linux and USB are 

explained as well as the cracking of a WPA2 

password with Kali-Linux or the destruction 

of a whole computer with special USB sticks. 

After that we discuss in this essay the catastrophic 

consequences of unrealised patch 

management. In this context, we will discuss 

the consequences of 44,000 insecure VPN servers, 

ignoring NSA advices or the Cisco SMI example. 

After that, it becomes clear that the currently 

most dangerous malware “Emotet” can 

only spread because there is still no sufficient 

awareness in term of how to handle with Microsoft 

Office. Hopefully this technical based essay 

will lead to the attitude that we have to act immediately 

to avoid a Black Out. 

Simulation of hot standby mode for flexible 

steam turbine operation in combined cycle 

power plants 

Henriette Garmatter, Erik Marks, Yevgen 

Kostenko, David Veltmann and Roland Scharf 

The operational regimes of conventional power 

plants are more irregular and flexible due to 

the increasing share of renewable energy generation. 

This can lead to extended time periods 

without dispatch and as a consequence cause 

longer power plant start-up times after standstills. 

The Hot-Standby-Mode concept contributes 

to a more flexible steam turbine operation. 

It is realised through an electrical Trace-Heating-System 

placed on the steam turbine casing 

which preserves the warm start-up conditions 

after turbine shutdown. 

Heat transfer throughout the turbine is investigated 

with an emphasis on the effects of topology 

complexity. Three finite element models of 

the turbine are employed for the analysis. All 

models are verified using unique experimental 

power plant measurements. Numerical and experimental 

results show a good correlation and 

proof that the simulations are suitable to capture 

all operational stages. The most suitable 

finite element model is enhanced to include 

the Trace-Heating-System. An application of 

the Hot-Standby-Mode to warm-keeping of the 

turbine generates information of the system’s 

performance which shows that it is capable to 

significantly improve the start-up conditions of 

the turbine. 

Reduction of mercury emissions by dosing 

additives into the wet flue gas 

desulphurisation plant (FGD) 

W. Kogel, M. O. Schmid, G. Scheffknecht, 

J. Fahlke, A. Geier, A. Rieder, I. Wagner, 

F. Steffen and F. Hoffmann 

Since 2019, the annual average limit value for 

mercury emissions (Hg) from coal-fired combustion 

plants in Germany has been 10 µg/m³ 

i.N.. Taking into account the best available techniques 

(BREF), a range of < 1-4 µg/m³ i.N. on 

annual average was defined at EU level for coalfired 

large combustion plants with an installed 

capacity of > 300 MWth (existing plants) in 

2017. Within this range, the EU countries are to 

set their new Hg limit value with an implementation 

period of 4 years. This represents a major 

challenge for existing flue gas cleaning lines. 

Provided that sufficient oxidised mercury 

(Hg 2+ ) is present in the flue gas, wet flue gas 

desulphurisation plants (FGD) offer a high 

Hg separation potential as a co-benefit effect. 

Within the scope of this work, the Hg separation 

of the FGD should be further improved by 

the addition of additives. The real FGD suspension 

of a coal-fired power plant was used for 

this purpose in a continuously operated laboratory 

FGD. Various additives were dosed into the 

sump and precipitated or adsorbed dissolved 

mercury. With a total of 3 additives, the Hg separation 

rates could be increased from 24 to 49 % 

(without additive) to 70 to 79 % (with additive) 

within the framework of the test series. 

Analysis of a grid integrated wind energy 

conversion system – 

adaptive moth flame optimization with 

ANN technique 

P. Sebastian Vindro Jude and R. Mahalakshmi 

Wind Energy Conversion Systems (WECS) are 

used to convert the wind power as the electric 

grid which is associated with the effective system 

by the help of power electronic converters. 

According to the incorporation of WECS to grid, 

the foremost power quality conflict is diverse in 

power and harmonics. Here, the grid side converter 

requires proper control format to sustain 

the grid organization and to maintain Total Harmonic 

Distortion (THD) in equipped boundaries. 

In this study, the adaptive procedure is 

proposed to develop the presentation of the grid 

incorporated WECS. The adaptive procedure is 

the mixture of Moth Flame Optimization (MFO) 

Algorithm and Artificial Neural Network (ANN) 

procedure. The proposed adaptive process is exploited 

to examine the DC link voltage and the 

grid side presentation. At this point, a cascaded 

H-bridge Multilevel Inverter (MLI) is proposed 

to examine the grid side deviation and maintain 

the active presentation of the system. The MFO 

algorithm is exploited to optimise the expand 

limitation of PID regulator in the regulator division. 

Afterward, ANN is employed by means 

of the optimised expand values. The proposed 

adaptive MFO among ANN procedure is executed 

in the working platform of MATLAB/Simulink 

and the output presentation is investigated. 

Here, the anticipated method is distinct by 

the obtainable procedures like MFO and Firefly 

Algorithm (FA)-ANN procedure for to estimate 

the presentation of proposed process. 


On 29 November 1920, representatives 

from the power generation industry met to 

jointly develop solutions for problems in 

their power plants. This was the birth of 

today‘s VGB PowerTech, which will celebrate 

its 100 th anniversary in 2020. 

Today‘s technical journal of the same name 

has accompanied technical, political and social 

developments. Until the anniversary event 

in September 2020 in Essen we will accompany 

this with selected contributions from 100 

years of VGB. 

100 Years VGB: Potential and acceptance of 

hydro power in Europe 


Andreas Kunsch and Martin Fink 

The paper shows the possible contribution of 

hydro power to reach the targets given by the 

European Union in 2009 regarding the increase 

and the support of renewable energies. Based on 

the currently existing hydro power generation 

within the European Union and within Croatia, 

Norway and Switzerland (which are relevant 

countries to the use of hydro power within Europe) 

the still possible increase of hydro power 

regarding technical and economical parameters 

and therefore the possible contribution to reach 

the European objective are presented. Since 

public acceptance is a major factor for the realisation 

of further hydro power projects, pros and 

cons of energy generation through hydro power 

are presented. 

100 Years VGB: Heat storage systems in 


Matthias Meierer 

In view of the current structural changes in the 

power supply facilities in Germany and in Europe, 

the question arises of how energy can be 

stored. The paper will sum up the various possibilities 

of heat storage in heat and power generation 

plants. It will describe the physical or 

chemical principles applied and the associated 

plant concepts, and will go into the current state 

of the related technological developments and 

applications, with special focus on the storage 

systems already implemented in power plants 

and in CHP plants. Furthermore, the intention 

is to take a look at recent developments and possible 

solutions for future storage systems. 

100 Years VGB: Flexibility of industrial CHP 

plants – Analysis of future operation regimes 

Steffen Kahlert, Hartmut Spliethoff, Christian 

Behnke, Rudolf Heß, Norbert Hönings and 

Christian Busch 

The increase in renewable electricity production 

poses high requirements on the flexibility 

of the thermal power plant fleet. Industrial CHP 

plants use their flexibility for a demand-driven 

supply of heat for an industrial site. A dynamic 

process simulation allows analysing the load 

change capability of the power plant Plattling. 

Today, the power plant already provides secondary 

control reserve and a large share of the 

electrical load can be modified flexibly while assuring 

a reliable heat supply. 

6


Kurzfassungen 

Bedrohungslage Cyber-Security 

in der Energiewirtschaft: 



Durch die permanenten Veröffentlichungen von 

Institutionen wie BSI oder BKA ist jedem bewusst, 

dass Cyber-Attacken zum Alltag gehören. 

Hatten wir bis zur Snowden-Affäre jedoch noch 

gehofft, dass unser großer Bruder in Übersee 

uns vor allem schützt und treu zur Seite steht, 

so haben wir seither eine gewisse gesunde Vorsicht, 

die zur Erkenntnis geführt hat, dass wir eigentlich 

etwas tun müssten in Sachen Cyber-Security. 

Außer Lippenbekenntnissen tun wir aber 

so gut wie nichts und die bisherigen Strafen 

gemäß BSI-Gesetz können von den betroffenen 

Unternehmen in der Regel aus der Portokasse 

bezahlt werden. Es ist derzeit mehr als einfach 

und erfordert noch nicht einmal die Nutzung 

des Darknets, um alle Tools kostengünstig zu beschaffen, 

um ganze Serverlandschaften zu zerstören 

oder die komplette kritische Infrastruktur 

Deutschlands durch eine gezielte Cyber-Attacke 

über einen längeren Zeitraum lahm zu legen. 

Vergegenwärtigt man sich dann noch, dass im 

so genannten Darknet noch viel gefährlichere 

Tools zu finden sind, so lässt sich erahnen, wie 

groß die Gefahrensituation derzeit wirklich ist. 

Simulation des Hot-Standby-Betriebs für 

einen flexiblen Betrieb von Dampfturbinen 

in Kombikraftwerken 

Henriette Garmatter, Erik Marks, Yevgen 

Kostenko, David Veltmann und Roland Scharf 

Die Betriebsregime konventioneller Kraftwerke 

sind aufgrund des steigenden Anteils der 

erneuerbaren Energien im Energiesystem ungleichmäßiger 

und flexibler. Dies kann zu längeren 

Zeiträumen ohne Einsatzplanung für 

Anlagen und damit zu längeren Hochfahrzeiten 

des Kraftwerks nach Stillstand führen. Das 

Hot-Standby-Mode Konzept trägt zu einem 

flexibleren Dampfturbinenbetrieb bei. Es wird 

durch ein elektrisches Begleitheizungs-System 

am Gehäuse der Dampfturbine umgesetzt, das 

Anfahrbedingungen der Turbine hinsichtlich der 

Temperatur gewährleistet, wir direkt nach dem 

Abfahren der Turbine. 

Der Wärmetransport durch die Turbine wurde 

untersucht, wobei der Schwerpunkt auf den 

Auswirkungen der Komplexität der Topologie 

liegt. Für die Analyse wurden drei Finite-Elemente-Modelle 

der Turbine eingesetzt. Alle Modelle 

wurden durch besondere experimentelle 

Messungen in Anlagen verifiziert. Numerische 

und experimentelle Ergebnisse zeigen eine gute 

Korrelation und den Nachweis, dass die Simulationen 

geeignet sind, alle Betriebsphasen zu 

erfassen. Das am besten geeignete Finite-Elemente-Modell 

wurde um das Trace-Heating-System 

erweitert. Eine Anwendung des Hot-Standby-Modus 

zur Temperaturhaltung der Turbine 

liefert Informationen über die Systemleistung. 

Diese zeigt, dass die Anlaufbedingungen der 

Turbine durch das das Trace-Heating-System 

deutlich verbessert werden. 

Minderung von Quecksilberemissionen 

durch Additivdosierung in die nasse 

Rauchgasentschwefelungsanlage (REA) 

W. Kogel, M. O. Schmid, G. Scheffknecht, J. 

Fahlke, A. Geier, A. Rieder, I. Wagner, F. Steffen 

und F. Hoffmann 

Der Grenzwert für Quecksilberemissionen (Hg) 

aus kohlebefeuerten Feuerungsanlagen beträgt 

in Deutschland seit 2019 im Jahresmittel 10 µg/ 

m³ i.N.. Unter Berücksichtigung der besten verfügbaren 

Techniken (engl. BREF) wurde auf 

EU-Ebene für steinkohlebefeuerte Großfeuerungsanlagen 

mit installierter Leistung von 

> 300 MWth (Bestandsanlagen) im Jahr 2017 

eine Bandbreite von < 1-4 µg/m³ i.N. im Jahresmittel 

festgelegt. Innerhalb dieser Bandbreite 

sollen die EU-Länder mit einer Umsetzungsfrist 

von 4 Jahren ihren neuen Hg-Grenzwert festlegen. 

Dies stellt eine große Herausfor-derung für 

bestehende Rauchgasreinigungstrecken dar. 

Unter der Voraussetzung, dass genügend oxidiertes 

Quecksilber (Hg 2+ ) im Rauchgas vorhanden 

ist, bieten nasse Rauchgasentschwefelungsanlagen 

(REA) als Co-Benefit-Effekt ein 

hohes Hg-Abscheidepotential. Im Rahmen dieser 

Arbeit sollte die Hg-Abscheidung der REA 

durch Additivzugabe weiter verbessert werden. 

Die reale REA-Suspension eines Steinkohlekraftwerkes 

wurde hierfür in einer kontinuierlich 

betriebenen Labor-REA eingesetzt. Verschiedene 

Additive wurden in den Sumpf dosiert und 

fällten oder adsorbierten gelöstes Quecksilber. 

Mit insgesamt 3 Additiven konnten im Rahmen 

der Versuchsreihen die Hg-Abscheideraten von 

24 bis 49 % (ohne Additiv) auf 70 bis 79 % (mit 

Additiv) erhöht werden. 

Analyse eines netzintegrierten 

Windenergieumwandlungssystems – 

Anwendung der Adaptive Moth 

Flame Optimization 

P. Sebastian Vindro Jude und R. Mahalakshmi 

Mit Windkraftanlagen (WECS) wird Windenergie 

in Strom umgewandelt und in das Stromnetz 

eingespeist. Infolge der Einspeisung des Stroms 

in das Netz kann es zu vielfältigen Herausforderungen 

für Netz und Einspeiser kommen. Hier 

ist für die Umrichtung eine geeignete Steuerung 

erforderlich, um das Netz nicht zu belasten und 

die Aufrechterhaltung der Netzfrequenz zu gewährleisten. 

In dieser Arbeit wird ein adaptives 

Verfahren vorgeschlagen, um die Netzintegration 

von Windenergieanlagen umzusetzen. Das 

adaptive Verfahren ist eine Kombination aus 

Moth Flame Optimization (MFO) Algorithmus 

und Artificial Neural Network (ANN) Verfahren. 

100 Jahre VGB 

Am 29. November 1920 trafen sich Vertreter aus 

der Stromerzeugung, um Lösungen für anstehende 

Probleme in ihren Kraftwerken gemeinsam 

zu erarbeiten. Dies war die Geburtsstunde 

des heutigen VGB PowerTech, der im Jahr 2020 

100-jähriges Bestehen feiern wird. Die heutige 

gleichnamige Fachzeitschrift hat die technischen, 

politischen und gesellschaftlichen Entwicklungen 

begleitet. Bis zur Jubiläumsfeier im 

September 2020 in Essen werden wir mit ausgewählten 

Beiträgen aus 100 Jahren VGB dieses 

begleiten. 

100 Jahre VGB: Potenziale und Akzeptanz 

der Wasserkraftin Europa 


Andreas Kunsch und Martin Fink 

Vor dem Hintergrund der von der EU-Kommission 

beschlossenen Ziele zum Ausbau und zur 

Förderung der erneuerbaren Energien bis zum 

Jahr 2020 wird der mögliche Beitrag der Wasserkraft 

dargestellt. Ausgehend von der bestehenden 

Wasserkrafterzeugung in 30 europäischen 

Ländern (EU-27 plus Kroatien, Norwegen 

und Schweiz) werden das zusätzliche nach technisch-ökologischen 

und wirtschaftlichen Gesichtspunkten 

erschließbare Wasserkraftpotenzial 

abgeschätzt und daraus die Möglichkeiten 

eines Beitrages auch unter Akzeptanzgesichtspunkten 

präsentiert. 

100 Jahre VGB: Wärmespeichersysteme in 

der Wärme- und Stromerzeugung 


In Zusammenhang mit den Veränderungen der 

Struktur der Energieversorgungsanlagen in 

Deutschland und Europa stellt sich die Frage 

nach Möglichkeiten der Energiespeicherung. 

Möglichkeiten der Wärmespeicherung in Anlagen 

zur Wärme- und Stromerzeugung werden 

vorgestellt. Neben der Beschreibung der 

angewandten physikalischen bzw. chemischen 

Prinzipien und der zugehörigen Anlagenkonzepte 

wird auf den Stand der Entwicklung und 

tech nische Anwendungen eingegangen. Speichersysteme 

in Kraftwerken und KWK-Anlagen 

bilden einen Schwerpunkt. 

100 Jahre VGB: Flexibilitätspotential von 

industriellen KWK-Kraftwerken – Analyse 

zukünftiger Betriebsweisen 

Steffen Kahlert, Hartmut Spliethoff und 

Christian Behnke, 

Rudolf Heß, Norbert Hönings und Christian Busch 

Der Ausbau der Erneuerbaren Energien stellt 

hohe Anforderungen an die Flexibilität des 

thermischen Kraftwerksparks. Industrielle 

KWK-Anlagen setzen ihre Flexibilität ein, 

um bedarfsgerecht Wärme für einen Industriestandort 

bereitzustellen. Innerhalb einer Forschungskooperation 

zwischen dem Lehrstuhl 

für Energiesysteme der Technischen Universität 

München und E.ON wurde eine dynamische 

Prozesssimulation des Kraftwerks Plattling 

durchgeführt, um die Lastwechselfähigkeit zu 

analysieren. Schon heute kann Sekundärregelleistung 

angeboten und ein großer Anteil der 

elektrischen Leistung variabel bereitgestellt 

werden, ohne die Zuverlässigkeit der Wärmeversorgung 

zu gefährden. 

7

VGB POWERTECH as printed edition, 

monthly published, 11 issues a year 

Annual edition as CD or DVD 

with alle issues from 1990 to 2019: 

Profount knowledge about electricity 

and heat generation and storage. 

Order now at www.vgb.org/shop 

1/2 2012 

European 

Generation Mix 

• Flexibility and 

Storage 

1/2 2012 

International Journal for Electricity and Heat Generation 

The electricity sector 

at a crossroads 

The role of 

renewables energy 

in Europe 

Power market, 

technologies and 

acceptance 

Dynamic process 

simulation as an 

engineering tool 

European 



Storage 



The role of 


in Europe 

Power market, 


acceptance 





International Journal for Electricity and Heat Generation 

ISSN 1435–3199 · K 123456 l International Edition 

1/2 2012 

European 



Storage 



The role of 


in Europe 

Power market, 


acceptance 






International Journal for Electricity and Heat Generat 



Fachzeitschrift: 1990 bis 2019 

· 1990 bis 2019 · · 1990 bis 2019 · 

Diese DVD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt. 

© VGB PowerTech Service GmbH 

Essen | Deutschland | 2019 

© Sergey Nivens - Fotolia 

VGB PowerTech 

Contact: Gregor Scharpey 

Tel: +49 201 8128-200 

mark@vgb.org | www.vgb.org 

The international journal for electricity and heat generation and storage. 

Facts, competence and data = VGB POWERTECH 

www.vgb.org/shop

VGB-PowerTech-DVD 

More than 25,000 digitalised pages with data and expertise 

Volumes 1990 to 2019 , incl. search function for all documents. 

Volumes 1976 to 2000 | English edition available now! 

Technical Journal: 1976 to 2000 

Fachzeitschrift: 1990 bis 2019 

English Edition 

· 1976 to 2000 · · 1976 to 2000 · 

Fachzeitschrift: 2019 

· 1990 bis 2019 · · 1990 bis 2019 · 

Diese DVD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt. 


Essen | Deutschland | 2018 

All rights reserved. 


Essen | Germany | 2019 

· CD 2019 · · CD 2019 · 

Diese CD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt. 


Essen | Deutschland | 2018 

VGB-PowerTech-CD-2019 

Volume 2019 of the international renowed technical journal 

VGB POWERTECH digital on CD. 

Place your order in our shop: www.vgb.org/shop

Members´ News VGB PowerTech 10 l 2019 

Members´ 

News 

Alpiq: Erhöhte Staumauer Vieux 

Emosson – Becken aufgefüllt! 

(alpiq) Der Stausee Vieux Emosson, dessen 

Staumauer im Rahmen der Bauarbeiten 

des Pumpspeicherkraftwerks Nant de 

Drance um 21,5 Meter erhöht wurde, ist 

erstmals vollständig gefüllt. Die Flutung 

des Staubeckens begann im Mai 2017 und 

geschah ausschließlich mit natürlichen Zuflüssen. 

Sieben Jahre nach Beginn der Bauarbeiten 

hat der Stausee Vieux Emosson erstmals 

wieder seine volle Kapazität erreicht 

und ist bereit für den zukünftigen Einsatz 

zur Stromproduktion. Im Frühling 2017 

wurde mit der Flutung des Staubeckens begonnen 

und gleichzeitig die Kontrolle der 

Staumauer verstärkt. Zusätzlich zur täglichen 

Kontrolle der übermittelten Messwerte 

und wöchentlichen Erhebungen mit 

Messeinrichtungen wie Pendel und Rockmeter 

wurden weitere Schritte eingeleitet. 

In jeder Etappe fanden zusätzliche Untersuchungen 

statt: geodätische Messungen, 

gründliche Inspektion des Bauwerks, Öffnung 

der Ablassschieber, Kontrolle vor Ort 

durch Experten und das Bundesamt für 

Energie. Die Flutung des Stausees wird 

nach der ersten Entleerung im Frühling 

2020 fortgesetzt. In dieser Phase wird die 

Stauanlage weiterhin verstärkt überwacht. 

Das Staubecken wurde 2012 vollständig 

entleert und die Staumauer im Rahmen 

der Bauarbeiten des Pumpspeicherkraftwerks 

Nant de Drance zwischen 2012 und 

2014 um 21,5 Meter erhöht mit dem Ziel, 

die Speicherkapazität des Stausees Vieux 

Emosson zu verdoppeln und die Flexibilität 

des zukünftigen Kraftwerks zu steigern. 

Die ursprüngliche Bogengewichtsstaumauer 

ist einer doppelt gekrümmten 

Bogenstaumauer gewichen. Um den geo- 

Alpiq: Erhöhte Staumauer Vieux Emosson – Becken aufgefüllt! 

metrischen Übergang zu gewährleisten, 

musste zuerst der obere Teil der Staumauer 

um 10 Meter auf der Oberwasserseite 

und um 20 Meter auf der Unterwasserseite 

abgetragen werden. Die Höhe der Staumauer 

wurde von 55 Meter auf 76,5 Meter 

erhöht. 2015 erfolgten weitere Felsinjektionen 

und 2016 wurden die Fugen verpresst. 

(193311318) 

LLwww.alpiq.com 

Axpo Tochter Volkswind eröffnet 

weiteren Windpark in Frankreich 

(axpo) Axpo, die größte Schweizer Produzentin 

von erneuerbarer Energie, entwickelt 

ihr Windkraftportfolio weiter. Die 

Axpo Tochtergesellschaft Volkswind hat im 

westfranzösischen Antezant-la-Chapelle 

einen 16-Megawatt-Windpark in Betrieb 

genommen. 

Der Windpark Antezant-la-Chapelle liegt 

rund 70 Kilometer südöstlich von La Rochelle 

und besteht aus acht Windturbinen mit 

einer Leistung von je 2 Megawatt. Die Windturbinen 

werden pro Jahr rund 44 Gigawattstunden 

Strom produzieren, was dem Jahresverbrauch 

von etwa 10.000 durchschnittlichen 

Vierpersonenhaushalten entspricht. 

Die Region um Antezant-la-Chapelle ist für 

die Windkraft außerordentlich gut geeignet. 

Auf 100 Metern über Grund beträgt die 

durchschnittliche Windgeschwindigkeit 6,5 

Meter pro Sekunde. 

Axpo fokussiert im Bereich Windkraft in 

die Entwicklung und den Bau von Anlagen 

im Wachstumsmarkt Frankreich. „Frankreich 

ist europaweit derzeit der spannendste 

Markt für Windenergie“, sagt Christoph 

Sutter, Leiter Division Neue Energien bei 

Axpo. „Und unsere Tochtergesellschaft 

Volkswind ist einer der wichtigsten Player 

in diesem Markt.“ 

Volkswind ist einer der führenden Windenergieerzeuger 

Europas und gehört seit 

2015 zu Axpo. Das Kerngeschäft des Unternehmens 

umfasst Planung, Projektierung 

und Bau von Windparks in Deutschland 

und Frankreich. Ein Teil der von Volkswind 

erstellten Windparks verbleibt jeweils im 

Axpo Portfolio, ein Teil wird an Investoren 

weiterverkauft. Volkswind hat bisher mehr 

als 70 Windparks mit einer installierten 

Leistung von insgesamt über 1.000 Megawatt 

realisiert. In der Pipeline sind derzeit 

weitere Anlagen mit einer Gesamtleistung 

von mehr als 3.000 Megawatt. (193311334) 

LLwww.axpo.com 

„Wir von der Insel“ – das Buch 

zum 50-jährigen Bestehen des 

Kernkraftwerks Beznau 

(axapo) Vor fünf Jahrzehnten nahm das 

Kernkraftwerk Beznau (KKB) seinen Betrieb 

auf. Damit wurde nicht nur ein halbes 

Jahrhundert klimafreundliche Stromproduktion 

eingeläutet, sondern auch ein Teil 

Schweizer Industrie- und Technikgeschichte 

geschrieben. Zu Beginn war die Euphorie 

über die Nutzung der neuen Technologie 

groß, bald aber brandete der Kernkraft zunehmend 

Kritik entgegen. Aus Anlass des 

Jubiläumsjahres veröffentlicht Axpo ein 

Buch zum KKB. «Wir von der Insel» erzählt 

die Geschichte von drei Generationen, die 

das KKB mit hohem Engagement betrieben 

haben und immer noch betreiben. 

Das KKB besteht aus zwei weitgehend 

baugleichen Leichtwasserreaktoren (Block 

1&2) mit einer elektrischen Leistung von je 

365 Megawatt. Sie erzeugen zusammen 

rund 6000 Gigawattstunden Strom pro 

Jahr. Dies entspricht etwa dem doppelten 

Stromverbrauch der Stadt Zürich. Die 

kommerzielle Inbetriebnahme des ersten 

Blockes fand anfangs Dezember 1969 statt. 

Der zweite Block folgte Anfang April 1972. 

Seit Inbetriebnahme hat das Werk 250 

Terawattstunden Strom produziert. Damit 

wurden im Vergleich zur Erzeugung mit 

einem Braunkohlekraftwerk rund 300 Millionen 

Tonnen an CO 2 -Emissionen eingespart. 

Unmittelbar nach der Inbetriebnahme 

war die Euphorie über die Nutzung der 

neuen Technologie groß. Es gab Beifall von 

den Medien, den Naturschützern und den 

Sozialdemokraten. Dank der Kernkraft 

mussten keine weiteren Flüsse gestaut, keine 

durch Gas, Kohle oder Öl betriebene 

Kraftwerke gebaut werden. Zu Beginn der 

70er Jahre brandete allerdings erste Kritik 

auf. Mehrmals wurde in den folgenden 

Jahrzehnten über die Nutzung der Kernenergie 

abgestimmt. Mit der Verabschiedung 

der Energiestrategie 2050 wurde 

schließlich der schrittweise Ausstieg aus 

der Kernenergie beschlossen. 

Fünfzig Jahre nach der Inbetriebnahme 

des KKB bietet sich die Gelegenheit, die 

Leistung der Frauen und Männer zu würdigen, 

die das Werk gebaut, ans Netz gebracht 

und mit hohem Verantwortungsbewusstsein 

betrieben haben und immer 

noch betreiben. Die KKB Belegschaft ist 

eine Gemeinschaft. Betont wird stets der 

8


MembersŃews 

Teamspirit als Grundlage für das Meistern 

aller Herausforderungen: «Kein Mensch 

steht im Mittelpunkt. Wenn einer sich über 

das Kraftwerk stellt, haben wir verloren.» 

Das Buch zum Beznau-Jubiläum «Wir von 

der Insel» erzählt von ehemaligen und gegenwärtigen 

Mitarbeitenden; die erste Generation, 

die vom Pioniergeist und einer 

großen Idee beflügelt war, die zweite, die 

in großen Stürme geriet und die dritte, die 

weis, dass sie ihren eigenen Arbeitsplatz 

zurückbauen wird. Der Beznau-Spirit, das 

hohe Engagement und der Alltag der Mitarbeitenden 

sind im Buch spür- und erlebbar. 

Dieses dokumentiert zugleich auch ein 

wichtiges Stück Schweizer Industrie- und 

Technikgeschichte. 

Bibliografische Angaben: Das Buch «Wir 

von der Insel» – 50 Jahre Kernkraftwerk 

Beznau ist ab Anfang Oktober 2019 im 

Buchhandel erhältlich und kann zum Preis 

von 49.- CHF zuzüglich Versandkosten bestellt 

werden (ISBN 978-3-033-07414-9). 

(193311333) 


ČEZ launched market sounding to 

divest its assets in Romania 

(ČEZ) ČEZ officially launched the divestment 

process in Romania. The interest confirmed 

in writing by the potential investors 

will be followed by an invitation to submit 

non-binding offer. ČEZ is considering selling 

seven companies in Romania, keeping 

only those engaged in energy services 

(ESCO) activities and part of trading. 

These steps are in line with ČEZ Group‘s 

new strategy. 

ČEZ has included seven Romanian companies 

in the market sounding (Energy Distribution 

Oltenia, Ovidiu Development, 

Tomis Team, MW Team Invest, ČEZ Vanzare, 

TMK Hydroenergy Power and ČEZ Romania). 

Investors can express their interest 

both for the entire bulk, but also for individual 

companies. The testing of market 

interest is carried out by ČEZ‘s exclusive 

investment advisor, Société Générale. Investors 

will find instructions for expressing 

interest on the ČEZ website. 

ČEZ is one of the leading integrated energy 

companies in Romania. Its assets include 

one of the largest distribution companies 

in the country (customer portfolio 

1.4 million, 6,826 GWh of electricity delivered 

in 2018), Europe‘s largest on-shore 

wind park Fantanele-Cogealac (600 MW 

installed capacity, 2018 production 1,105 

GWh), a modernized hydroelectric system 

Reşita consisting of four dam reservoirs 

and four small hydroelectric power stations 

(22 MW in total, 83 GWh produced in 

2018) and electricity and gas sales to end 

customers (3,425 GWh sold in 2018). 

The divestment of Romanian companies 

is in line with ČEZ Group‘s new strategy, 

approved this June. The strategy envisages 

the gradual sale of assets in Bulgaria, Romania, 

Turkey and partly also in Poland, 

with the exception of companies focused 

on the field of modern energy services 

(ESCO), which ČEZ wants to develop further 

both at home and abroad. 

ČEZ Group entered the Romanian energy 

market in 2005 with the purchase of one of 

the distribution companies. Romanian assets 

have generated positive EBITDA from 

the start and regularly contribute to ČEZ 

Group‘s dividend. (193311340) 

LLwww.cez.com 

Veolia und EEW verwerten 

Braunschweiger Klärschlamm 

in Helmstedt 

(eew) Nach einem europaweiten Ausschreibungsverfahren 

hat der Abwasserverband 

Braunschweig (AVB) die Veolia-Tochter 

TVF Waste Solutions GmbH 

und EEW Energy from Waste (EEW) mit 

der Entsorgung seiner Klärschlämme beauftragt. 

Von 2021 bis 2030 werden TVF 

und EEW jährlich bis zu 16.000 Tonnen 

Klärschlamm aus Braunschweig entsorgen 

und in der zukünftigen Monoverbrennungsanlage 

von EEW in Helmstedt verwerten. 

EEW-Standort Helmstedt: Neben der TRV 

Buschhaus ist die erste Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage 

im Land Niedersachsen 

geplant. 

„Der langfristige Vertrag sichert die umweltfreundliche 

und zugleich wirtschaftliche 

Verwertung des Braunschweiger Klärschlamms 

in der Region“, sagt Veolia- und 

TVF-Geschäftsführer Laurent Hequet. „Die 

Lösung ist für den Abwasserverband 

Braunschweig wesentlich günstiger und 

risikoärmer als eine Investition in eine eigene 

Verwertungsanlage.“ 

Veolia hatte bereits die Ausschreibung 

2017 gewonnen und entsorgt seitdem Klärschlämme 

für den AVB. Neben ihrer Erfahrung 

mit dem Transport und der thermischen 

Verwertung von Klärschlämmen 

verfügen Veolia und EEW auch über das 

Know-how für die Rückgewinnung von 

Phosphor aus der Klärschlammasche. 

„Mit der Kooperation bieten Veolia und 

EEW den Kommunen, die die Klärschlämme 

nicht mehr landwirtschaftlich verwerten 

dürfen, einen nachhaltigen Entsorgungsweg“, 

sagt Bernard M. Kemper, Vorsitzender 

der Geschäftsführung der 

EEW-Gruppe. Die EEW-Gruppe blicke auf 

eine mehr als 40jährige Erfahrung in der 

thermischen Abfallverwertung zurück und 

verfüge über das notwendige Know-how, 

auch den Abfall der kommunalen Abwasserbehandlung 

sicher, schadlos und ressourcenschonend 

zu verwerten, so Kemper. 

Die Klärschlamm-Monoverbrennung bei 

EEW bietet einen weiteren nachhaltigen 

Verwertungsweg bis über 2030 hinaus. Die 

auf eine Kapazität von 160.000 Klärschlamm-Originalsubstanz 

ausgelegte Anlage 

wird die erste im Land Niedersachsen 

sein und etwa 20 Prozent des dort anfallenden 

Klärschlamms verwerten können. Bei 

der energetischen Verwertung entsteht 

Asche, aus der in einem nachgelagerten 

Verfahren mindestens 80 Prozent des darin 

gebundenen Phosphors zurückgewonnen 

und wieder zu hochwertigem Dünger verarbeitet 

werden kann. Bis zur Inbetriebnahme 

der neuen Monoverbrennungsanlage 

im Jahr 2021 in Helmstedt, werden die 

Klärschlämme in der Mitverbrennung verwertet. 

(193311824) 

LLwww.eew-energyfromwaste.com 

Getriebeservice 

» Instandsetzung aller Typen und Fabrikate 

» Vor-Ort-Inspektionen und Diagnose 

» Sonderkonstruktionen 

D - 46395 Bocholt · Tel.: +49 (0) 2871 / 70 33 · www.brauer-getriebe.de 

9

MembersŃews VGB PowerTech 10 l 2019 

EEW beantragt Bau und Betrieb 

von Mecklenburg-Vorpommerns 

erster Klärschlamm- 

Monoverbrennungsanlage 

(eew) EEW Energy from Waste Stavenhagen 

(EEW) hat am 16. Oktober 2019 den 

Genehmigungsantrag für den Bau und den 

Betrieb einer Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage 

(KVA) am EEW-Kraftwerksstandort 

Stavenhagen beim zuständigen 

Staatlichen Amt für Landwirtschaft und 

Umwelt Mecklenburgische Seenplatte 

(StALU MS) eingereicht. Dem vorausgegangen 

war ein knapp 10-monatiger Prozess, in 

dem alle mit der Genehmigungsbehörde, 

den beteiligten Umwelt- und Naturschutzverbänden 

und der Standortgemeinde vereinbarten 

Gutachten erstellt wurden. 

Ersatzbrennstoffheizkraftwerk 

Stavenhagen mit Freifläche 

als möglicher Standort 

„Wir sind stolz und froh, heute den Genehmigungsantrag 

eingereicht zu haben. 

Froh, weil ein fertiggestellter Genehmigungsantrag 

auch immer das Ende eines 

arbeitsintensiven Abschnitts markiert und 

stolz, weil wir jetzt mit der Realisierung beginnen 

und damit als erste den Weg für eine 

konkrete Lösung einer künftig umwelt- und 

ressourcenschonenden Klärschlammverwertung 

in Mecklenburg-Vorpommern beschreiten“, 

sagt EEW-Projektleiter Karl- 

Heinz Plepla. EEW profitiert dabei sowohl 

von seiner in mehr als 40 Jahren erworbenen 

Expertise bei der thermischen Abfallverwertung 

als auch aus den Erfahrungen 

anderer KVA-Projekte. Größter Vorteil von 

EEW sei, so Plepla weiter, für seine Kunden 

erhebliche Synergien hinsichtlich Kosten 

und Effizienz aus der Kombination der in 

Stavenhagen bereits existierenden Anlage 

zur thermischen Abfallverwertung und der 

KVA generieren zu können. Darüber hinaus 

besteht über die EEW-Gruppe ein eigener 

Ausfallverbund, der höchste Entsorgungssicherheit 

garantiert. 

Die Inbetriebnahme der auf eine Kapazität 

von ca. 160.000 Tonnen entwässerten 

Klärschlamm ausgelegten Anlage ist für 

2022 geplant. „Wir rechnen damit, Anfang 

2023 den Regelbetrieb zu starten. Der 

Klärschlamm wird dann so verwertet, dass 

aus der entstehenden Asche die lebensnotwendige 

Ressource Phosphor zurückgewonnen 

werden kann“, so Plepla. Das Projekt 

könne dann bis zu zwölf neuen Mitarbeitern 

einen attraktiven Arbeitsplatz in 

der Energiewirtschaft bieten. Ein weiterer 

Vorteil für Stavenhagen bestehe zudem darin, 

aus der Anlage gewonnene Energie für 

eine ökologisch und ökonomisch sinnvolle 

Fernwärmeversorgung der Reuterstadt 

einsetzen zu können. 

EEW Energy from Waste Stavenhagen ist 

Teil der EEW-Gruppe. 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 5 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. (193311349) 

LLwww.eew-energyfromwaste.com 

Ersatzbrennstoffheizkraftwerk Stavenhagen mit Freifläche als möglicher Standort für eine 

Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage 

United Kingdom: EDF Group 

accelerates its development of 

battery storage and electric 

vehicle (EV) charging infrastructure 

by acquiring Pivot Power 

(edf) EDF Group is announcing the acquisition 

of a British start up called Pivot Power, 

specialising in battery storage and infrastructure 

for electric vehicle charging. This 

move will allow EDF, already the largest 

low carbon electricity producer in the UK, 

to become a leader in battery storage. 

Now a wholly owned subsidiary of EDF 

Renewables, Pivot Power has an extensive 

portfolio of projects across more than 40 

locations throughout the country. There 

are plans to install batteries connected directly 

to the high-voltage transmission system 

– with a total capacity of up to 2 GW. 

The first two storage projects at Kemsley 

(Kent) and Cowley (Oxford) have land, 

planning and grid connection agreements 

in place and are expected to be commissioned 

in 2020. As part of its projects, Pivot 

Power will develop a private wire infrastructure 

to enable, among other opportunities, 

the development of mass rapid 

charging points across the UK. 

Each of Pivot Power’s projects has the potential 

to host a battery capable of exporting 

50 MW of power and to provide support 

for hundreds of rapid EV chargers, potentially 

suitable for large retail sites, logistics 

centres, bus depots and park and rides. 

Battery storage and EV rapid charging infrastructure 

are two significant enablers 

for the UK’s goals to reach net zero by 

2050. Battery storage integration in the 

electricity transmission grid will also provide 

flexible capacity which will enhance 

the reliability of the network and boost the 

integration of renewable electricity. Providing 

the nationwide connections to power 

rapid charging stations supports the uptake 

of electric vehicles. instead of the internal 

combustion engine. 

As part of the Electricity Storage Plan, 

this acquisition contributes to EDF’s target 

of being the leader in Europe with 10 GW 

of additional storage by 2035. The acquisition 

is also in line with the EDF Electric Mobility 

Plan, to become the leading electric 

mobility company by 2022 in the UK, 

France, Italy and Belgium. Beyond this 

2022 date, the Group’s goal is to provide 

power for 600,000 electric vehicles and 

providing 75,000 charging points. 

Bruno Bensasson, EDF Group’s Senior Executive 

Vice President, Renewable Energies 

and Chairman & CEO of EDF Renewables, 

said: “Following PowerFlex Systems 

recent acquisition in the United States, this 

new acquisition of smart electricity storage 

and electric vehicle charging systems player 

is strengthening our expertise globally. 

Thanks to the skills developed within this 

10


MembersŃews 

specific field of new uses of electricity, the 

Pivot Power team will be a great addition to 

EDF. This is another positive step in the 

rollout of the Group’s Electricity Storage 

and Mobility Plans.” 

Simone Rossi, EDF Energy CEO said: 

“Battery storage and electric vehicles are 

two key technologies which will help lower 

carbon emissions, alongside generation 

from renewables and nuclear. The acquisition 

of Pivot Power shows EDF is investing 

in a wide range of projects to deliver the 

huge shift to low carbon energy the UK will 

need to reach net zero by 2050.” 

Matt Allen, co-founder and CEO of Pivot 

Power, said: “Pivot Power’s purpose from 

the start has always been to accelerate the 

UK’s transition to a cost-effective, reliable, 

low-carbon energy system and in parallel 

fast-track the rapid adoption of clean transport. 

EDF Renewables shares our vision 

and of course brings the expertise, resources 

and platform to make this a reality.” 

(193311407) 

LLwww.edf.com 

EnBW: Mit Bibby zu Albatros 

in die Nordsee: 

• Siemens Gamesa und EnBW gewährleisten 

mit einem Spezial-Schiff Wartung 

und Betrieb des größten deutschen 

Offshore-Windkraftprojekts 

(enbw) Siemens Gamesa und EnBW nehmen 

heute im Hamburger Hafen, gemeinsam 

mit Michael Westhagemann, Senator 

für Wirtschaft, Verkehr und Innovation von 

Hamburg, die Bibby Wavemaster Horizon 

in Betrieb. Mit dem 90 Meter langen, hoch 

technologisierten Spezialschiff sorgen die 

beiden Unternehmen zukünftig für den reibungslosen 

Betrieb und Wartung der beiden 

Windparks EnBW Hohe See und Albatros 

in der Nordsee. 

„Offshore-Windenergie liefert schon heute 

verlässlich sauberen Strom für Millionen 

Haushalte in Deutschland“, so Dr. Marc Becker, 

Geschäftsführer Siemens Gamesa Renewable 

Energy GmbH & Co. KG. „Mit unserem 

heute in Hamburg vorgestellten neuen 

Serviceschiff und der Entwicklung 

immer leistungsstärkerer Windturbinen 

reduziert Siemens Gamesa kontinuierlich 

die Kosten für erneuerbare Energie. Bereits 

heute ist sauberer Strom aus Windenergie 

wettbewerbsfähig mit konventioneller 

Stromerzeugung. Auch zukünftig sollten 

wir in Deutschland das Potenzial der Windenergie 

nutzen.“ 

„Die Klimaschutzziele sind nur mit dem 

signifikanten Ausbau von Windkraft an 

Land und auf dem Meer zu erreichen. Die 

beiden Windparks EnBW Hohe See und Albatros 

sind aktuell das größte Offshore-Projekt 

in Deutschland. Wir wollen beide 

Parks bis Ende 2019 mit einer Rekord-Gesamtleistung 

von 609 MW in 

Betrieb nehmen“, erklärt Stefan Kansy, 

ACTIVATED 

LIGNITE 

AT ITS BEST 

When it comes to efficient waste gas and water 

treatment, HOK® Activated Lignite is the ideal 

fresh sorbent. 

Thanks to our own raw materials base, we are one 

of the world’s largest producers of activated lignite. 

This guarantees security of supply. The constant 

high quality of HOK® ensures a reliable separation 

of harmful substances. 

HOK® Activated Lignite. 

Good for the environment, good for business. 

www.hok.de


Das 90 Meter lange Spezialschiff wird künftig für den reibungslosen Betrieb und die Wartung der 

beiden Windparks EnBW Hohe See und Albatros in der Nordsee eingesetzt. (Foto: EnBW) 

Leiter Neubauprojekte bei der EnBW. „Hinzu 

kommt unser Offshore-Windpark He 

Dreiht mit 900 MW, den wir voraussichtlich 

ab 2025 bauen werden und der ohne 

Förderung auskommen wird. Erfahrungen, 

die wir aus dem Betrieb mit der Bibby Wavemaster 

Horizon gewinnen werden, fließen 

in die Planung für He Dreiht ein.“ 

Michael Westhagemann, Senator für 

Wirtschaft, Verkehr und Innovation der 

Freien und Hansestadt Hamburg sagt: „Das 

Schiff ist großartig und ein bestes Beispiel 

für den technologischen Fortschritt, den 

die Branche in den letzten Jahren erreicht 

hat. Für mich ist klar, wirksamer Klimaschutz 

und das Gelingen der Energiewende 

sind abhängig von Innovationen und technischen 

Lösungen. Dass auch die Rahmenbedingungen 

im Land stimmen müssen, 

versteht sich von selbst. Wir freuen uns, 

dass wir im Klimapaket der Bundesregierung 

zumindest eine Anhebung des Offshore-Deckels 

erreichen konnten. Dafür haben 

die norddeutschen Länder zusammen mit 

der Industrie und den Verbänden in den 

letzten Jahren hart gekämpft. Das kann jedoch 

nur ein Anfang sein. Die Windenergie 

ist das Rückgrat der Energiewende und mit 

Blick auf die derzeitigen Entwicklungen im 

Onshore-Bereich kommt der Offshore Windenergie 

eine noch wichtigere Rolle zu.“ 

An Bord des von Siemens Gamesa und 

EnBW in Auftrag gegebenen Spezialschiffes 

ist Platz für eine bis zu 60 Mann starke 

Mannschaft bestehend aus einer Schiffscrew 

und Servicetechnikern. Die Techniker 

werden immer zwei Wochen lang auf 

See leben und arbeiten bis sie wieder per 

Helikopter an Land gebracht werden. 

(193311411) 

LLwww.enbw.com 

EnBW: Grünes Licht für 

Deutschlands größten Solarpark 

• Finale Investitionsentscheidung für den 

Bau des Solarparks Weesow-Willmersdorf 

in Brandenburg gefallen / EnBW 

realisiert erstes Solar-Großprojekt ohne 

EEG-Förderung 

(enbw) Die finale Entscheidung ist gefallen: 

Aufsichtsrat und Vorstand der EnBW 

haben den Bau des größten Solarparks in 

Deutschland beschlossen. Bei Werneuchen 

in Brandenburg, auf einer Fläche von 164 

Hektar, baut die EnBW ihren Solarpark 

„Weesow-Willmersdorf“. Der Solarpark 

kommt auf eine installierte Leistung von 

mehr als 180 Megawatt. „Dieser Solarpark 

in seiner Dimension bringt uns einen kräftigen 

Schub beim Ausbau des Erneuerbaren 

Portfolios. Wir intensivieren den Ausbau 

der Solarenergie und machen sie damit 

zu unserem dritten Standbein“, sagt 

EnBW-Technikvorstand Dr. Hans-Josef 

Zimmer. Anfang 2020 soll es in Werneuchen 

mit den ersten Kabelverlegearbeiten 

für den Solarpark losgehen. Die vollständige 

Inbetriebnahme des Solarparks mit seinen 

rund 465.000 Solarmodulen ist noch 

in 2020 geplant. 

Erstes Solar-Großprojekt ohne Förderung 

Mit der Realisierung des Projekts Weesow-Willmersdorf 

erbringt die EnBW den 

Beweis, dass Solarprojekte dieser Größenordnung 

als erste Erneuerbaren-Technologie 

nach der Wasserkraft ohne Einspeisevergütung 

durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz 

(EEG) realisiert werden können. 

Erstmals baut sie einen Solarpark ohne 

diese Förderung. Sinkende Kosten im Bereich 

Photovoltaik von über 80 Prozent innerhalb 

der letzten zehn Jahre machen 

dies möglich. Ebenso tragen Synergieeffekte 

aufgrund der Anlagengröße dazu bei. 

„Wir sind überzeugt, dass sich solch große 

Solarparks ohne Förderung wirtschaftlich 

betreiben lassen“, sagt Zimmer. „Aber nur, 

wenn das EEG auch weiterhin regelt: Erneuerbare 

First!“ Das Gesetz gibt vor, dass 

Strom aus erneuerbaren Energien beim 

Einspeisen ins Stromnetz Vorrang vor anderen 

Erzeugungsarten haben. „Diese und 

weitere Regelungen aus dem EEG müssen 

auch weiterhin Bestand haben, damit sich 

die Investitionen in die Erneuerbaren auch 

zukünftig rechnen“, sagt Zimmer. 

Mitte 2018 hat die EnBW das von der Procon 

Solar GmbH vorentwickelte Projekt 

übernommen und treibt seither die Planung 

und Projektentwicklung für den 

größten Solarpark in Deutschland voran. 

„Wir haben uns in Deutschland eine Projektentwicklungs-Pipeline 

von über 

800 MW aufgebaut – darunter auch weitere 

Großprojekte“, erklärt Thorsten Jörß, 

Leiter Projektentwicklung Photovoltaik bei 

der EnBW. 

Daneben setzt die EnBW weiterhin auf 

den Ausbau von EEG-geförderten Solarprojekten, 

die auf eine maximale Leistung von 

10 MW gedeckelt sind. „Auch sie sind ein 

wichtiger Teil unserer Solarstrategie“, betont 

Jörß. „Freiflächenanlagen dieser Größenordnung 

werden auch in Zukunft eine 

EEG-Vergütung für eine wirtschaftliche 

Umsetzung benötigen.“ Aktuell verfügt die 

EnBW über 100 MW Leistung aus Photovoltaik. 

Weitere 25 MW aus Zuschlägen der 

Bundesnetzagentur sind derzeit im Bau. 

Positiv für den Klimaschutz: 

129.000 Tonnen weniger CO 2 

Im Jahr 2018 wurden laut Umweltbundesamt 

durch die Nutzung von Solarenergie 

in Deutschland ca. 28,7 Millionen Tonnen 

Treibhausgasemissionen vermieden. 

„Mit dem Solarpark Weesow-Willmersdorf 

können weitere 129.000 Tonnen CO 2 jährlich 

eingespart werden“, so Jörß. 

Strom für rund 50.000 Haushalte Hand 

in Hand mit dem Naturschutz 

Die EnBW rechnet in Weesow-Willmersdorf 

mit einer jährlichen Stromerzeugung 

von etwa 180 Mio. kWh. Den Strom vermarktet 

das Unternehmen selbst über den 

Stromhandel und über das Kundenportfolio. 

Der Solarpark deckt rein rechnerisch den 

Verbrauch von rund 50.000 Haushalten ab. 

Die rund 465.000 Solarmodule verteilen 

sich auf vier Solarfelder, unterteilt durch 

das örtliche Wegenetz, das auch weiterhin 

öffentlich zugänglich bleibt. Zum Projekt 

gehören neben den rein technischen Anlagen 

auch zahlreiche Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen 

für den Arten- und Naturschutz. 

So wird die gesamte Fläche auf und 

um den Solarpark zu einem artenreichen 

Grünland entwickelt. Dies beinhaltet das 

Einsäen von Wiesen, Anpflanzen von 

Sträuchern und Bäumen, wie auch das Anlegen 

von Hecken und Trittsteinbiotopen, 

die eine natürliche Ergänzung zu dem südlich 

an den Solarpark angrenzenden Tierund 

Pflanzenschutzgebiet „Weesower 

Luch“ bilden. (193311415) 


12


MembersŃews 

EnBW saniert Staudamm in 

Ohrnberg 

• Bei Arbeiten zur Aufrechterhaltung der 

Standsicherheit kommt ein besonders 

naturschonendes Bauverfahren zum 

Einsatz 

(enbw) Am Stausee Ohrnberg finden ab 

Montag, 21. Oktober, mehrwöchige Sanierungsarbeiten 

statt. Der Damm zwischen 

Stausee und Kocher ist an verschiedenen 

Stellen nicht mehr ausreichend dicht und 

muss auf einer Länge von knapp 500 Metern 

verstärkt werden. Im Zuge dessen 

wird außerdem im Bereich der Fischbachbrücke 

eine kleinere Stelle zwischen dem 

Betontrog und dem Damm des Kanals ausgebessert. 

Die EnBW, Betreiberin des Wasserkraftwerks 

am Kocher, investiert rund 

250.000 Euro in die Sanierungsmaßnahme 

und sorgt damit dafür, dass die Anlage weiterhin 

CO 2 -frei Strom erzeugen kann. 

Um Flora und Fauna im Naturschutzgebiet 

Vogelhalde, in dem sich der Stausee 

befindet, zu schonen, kommt ein spezielles 

Bauverfahren zum Einsatz: Der Dammbereich 

rund um den kleinen See wird mittels 

einer so genannten Fräs-Misch-Injektionswand 

(FMI) verstärkt. Bei deren Herstellung 

wird der Boden aufgefräst und im selben 

Arbeitsgang das Bodenmaterial mit 

einem Bindemittel, einer Zementsuspension, 

vermischt. Somit kommt es zu keinem 

Aushub von Bodenmaterial. Nach dem 

Aushärten ist die im FMI-Verfahren gefertigte 

Dichtwand eine besonders wirksame 

Lösung für den Hochwasserschutz und die 

Dammstabilität. Zudem kann so der Damm 

unter Beibehaltung des Stausees und damit 

ohne Eingriff in das Naturschutzgebiet 

instandgesetzt werden. Die Arbeiten sind 

mit den Behörden abgestimmt und werden 

durch ein Fachbüro für ökologische Baubegleitung 

überwacht. Bei planmäßigem Verlauf 

sollen die Arbeiten bis Anfang Dezember 

abgeschlossen sein. 

Weder Stausee noch Kanal müssen für 

die Bauarbeiten abgelassen werden. 

(193311413) 


Energiedienst setzt in Murg auf 

cleveres Energiemanagement von 

energybase 

• Aufbau einer kommunalen Stromgemeinschaft 

im Rahmen von „C/sells“ 

• Energiewende für Bürger sichtbar und 

gestaltbar machen 

(energiedienst) Nur Energie aus erneuerbaren 

Quellen zu erzeugen, reicht nicht 

aus. Das immer komplexere Zusammenspiel 

von Energieerzeugung, -speicherung 

und -verbrauch verlangtnach einem leistungsfähigen 

Energiemanagement, soll die 

Energiewende ein Erfolg werden. Den produzierten 

Strom der eigenen Photovoltaik-Anlage 

zum Beispiel nicht nur selbst 

zu verbrauchen, sondern auch lokal weiter 

zu vermarkten: Das ist einer der Kerngedankenvon 

„C/sells“. Murg ist beim Projekt 

„C/sells“ eine Demozelle. 

Energiedienst plant im Rahmen dieses 

Projektes in Zusammenarbeit mit „C/sells“ 

und dem Förderprogramm SINTEG des 

Bundeswirtschaftsministeriums,eine kommunale 

Stromgemeinschaft mit etwa 20 

Teilnehmern in Murg aufzubauen. Die Gemeinschaft 

besteht aus Prosumern und 

Consumern, also sowohl aus Teilnehmern, 

die ihren selbst erzeugten Strom auch verbrauchen, 

als auch aus Teilnehmern, die 

nur Strom nutzen:Dieses Zusammenspiel 

soll erforscht werden, um Erfahrungen für 

den weiteren Ausbau solcher Stromgemeinschaften 

zu sammeln. Die Gemeinschaft 

soll bis Ende 2019 etabliert sein und 

bis Ende 2020 als Schaufensterprojekt laufen. 

Für die Entwicklung und den Betrieb einer 

Community-Plattform in Murg arbeitet 

Energiedienst mit dem EnBW-Startup 

energybase zusammen.Deren intelligentes 

Energiemanagementsystem liefert die Daten 

für die neu zu entwickelnde kommunale 

Stromgemeinschaft, mit der die Energiewende 

für die Bürger sichtbar und gestaltbar 

wird. 

„Damit die einzelnen Teilnehmer der 

Stromgemeinschaft perfekt ineinandergreifen, 

braucht es ein intelligentes Energiemanagementsystem.Wir 

freuen uns 

deshalb, mit energybase einen Partner zu 

haben, der dieses komplexe Zusammenspiel 

sowohl technisch als auch aus Kundensicht 

beherrscht“, erklärt Oliver Maicher, 

C/sells-Projektverantwortlicher bei 

Energiedienst. 

„Den Bürgern in Murg entsteht dabei kein 

Mehraufwand, ganz im Gegenteil“, erläutert 

Dominik Gluba, Projektleiter von energybase.Mit 

dem web-basierte energybase. 

dashboard zum Beispiel erhalten die Teilnehmer 

in wenigen Klicks die volle Transparenz 

über ihre Energieflüsse. Einen 

Überblick über die gemeinschaftlichen 

Strombilanzen, Prognosen und Verbrauchstipps 

gibt es zudem in dem weiterentwickeltenCommunity-Portal. 

LLwww.energiedienst.de 

ENGIE strengthens its local roots 

in Belgium and reviews the 

governance of Electrabel to create 

more openness 

(engie) Belgium is a key country for EN- 

GIE, which wants to make it a champion in 

energy efficiency. As ENGIE leads the country 

in green energy production, energy 

supply and energy efficiency for professional 

and institutional customers, it is in 

the best possible position to achieve this 

ambition in the service of Belgium and the 

Belgian people. 

To make an even better contribution to 

the country’s climate – and energy-related 

challenges and improve its efficiency, EN- 

GIE is reviewing the governance of Electrabel 

to create more openness and to further 

develop its roots in the country. 

The governing bodies of Electrabel appointed 

five new directors, two of them external, 

on Thursday 3 October. Johnny Thijs 

and Etienne Denoël join the Board of Directors 

as external directors of Electrabel 

SA. Johnny Thijs becomes Chairman of the 

Board. Philippe van Troeye remains Managing 

Director of Electrabel SA. 

The presence of Johnny Thijs and Etienne 

Denoël in the center of Electrabel’s governing 

bodies will enable the company to open 

Jede ist zu ersetzen! 

Redesign 

PE01 

S4 

plug and play 

100% kompatibel 

Baugruppen ab Lager: 

KE3 Leistungselektronik 

6DT1013 bis 6DT1031 Stepper 

Luvo-Sonden und Controller 

... und viele Andere, fragen Sie an! 

S2 

Stellungsgeber 

VEW-GmbH Edisonstr. 19 28357 Bremen 

FON: 0421-271530 www.vew-gmbh.de 

13


up and to reinforce the dialogue between 

the company and its stakeholders. Their 

personalities are complementary. They are 

determined to strengthen the role of Electrabel 

SA, a fully-owned subsidiary of EN- 

GIE, in contributing to the country’s climate- 

and energy-related challenges. 

Isabelle Kocher, CEO of ENGIE says: “EN- 

GIE’s ambition is to become a leader of the 

zero-carbon transition by offering its clients 

innovative, tailor-made and funded 

solutions. Belgium is a historic country but 

above all a country of the future for the 

Group, because it brings together all of our 

expertise. It is a crucial area where synergies 

have intensified in recent years and 

where we are convinced that the potential 

for energy efficiency is immense. I warmly 

welcome the arrival of Johnny Thijs and 

Etienne Denoël as external directors of 

Electrabel SA. Their extensive professional 

experience and their sensitivity to the realities 

of Belgian economic and social life will 

be of great value in making Electrabel more 

transparent and making its mission clearer 

in Belgium.” 

Johnny Thijs, Chairman of the Electrabel 

Board of Directors says: “I am enthusiastic 

about joining the Electrabel Board of Directors 

as Chairman. Energy efficiency is a 

huge challenge in Belgium. I am convinced 

that Electrabel can enable its Belgian customers 

to make a difference and that it will 

be a reference partner in enabling the 

country and its regions to achieve their climate 

and energy objectives. New capacity 

in renewable energy, mobility and tailor-made 

solutions for power-intensive users 

are some of the areas in which Electrabel 

is determined to move forward.” 

Etienne Denoël, Director of Electrabel: 

“Strengthening the local roots of ENGIE 

and its subsidiaries can only be achieved by 

improving dialogue with stakeholders. It is 

in this spirit of openness and dynamism 

that I am joining Electrabel’s Board of Directors. 

Today, companies are no longer 

just economic actors. They have the role of 

moving the country forward – particularly 

through research and innovation – in response 

to the challenges that arise whilst 

creating a close network with all social actors.” 

(193311423) 

LLwww.engie.com 

ESB provides low-carbon heat 

solution for a world-first 

greenhouse project in the UK 

• ESB designs and delivers the largest 

low-carbon heat solution for a 29 hectare 

greenhouse project in the UK 

• Greenhouses will be one of the UK’s and 

Ireland‘s largest and most sustainable 

agricultural greenhouse sites, equating 

to the size of 20 Croke Parks 

(esb) ESB‘s Smart Energy Services will provide 

an innovative energy solution for a 

EVN: Kaiserlich-königliches Elektrizitätswerk Luggau. Seit 1910 versorgt das Kleinwasserkraftwerk 

Luggau einen Teil von St.Pölten mit sauberem Ökostrom 

world-first £120m greenhouse project, including 

the installation of the largest installed 

capacity of heat pumps in the UK. 

Smart Energy Services – a business unit in 

ESB – has been deployed by Greencoat 

Capital to design, install and manage the 

combined heat pump (CHP) plants for 

what will be the UK’s largest and most sustainable 

agricultural greenhouse sites in 

Norfolk and Suffolk. 

This project is set to provide the model for 

decarbonising agriculture and heat, using 

large scale energy solutions as an alternative 

to fossil fuel heated glasshouses. Once 

constructed, the greenhouses will provide 

ideal growing conditions for a range of 

plants and vegetables requiring high-heat, 

and relatively low-light environments such 

as tomatoes, cucumbers and peppers, over 

a total of 177km of grower gutters. 

Commenting on the innovative project, 

Ciaran Gallagher, Head of Smart Energy 

Services for ESB, said: “Enabling the electrification 

of heat is a key part of ESB’s 

Brighter Future strategy and we are committed 

to ongoing support and investment 

in this area, such as this exciting project 

with Greencoat Capital. 

Through ESB‘s Smart Energy Services 

management of this greenhouse project, 

we are providing a viable low-carbon solution 

to significantly help reduce the emissions 

from a large-scale project. As with all 

other large energy users that we work with, 

this offering allows the greenhouses to reduce 

its carbon emission footprint.“ 

The two greenhouse sites will cover 29 

hectares, equating to the size of almost 20 

Croke Park pitches. The combined heat and 

power plants will generate electricity for 

the heat pumps and will also provide supplementary 

CO 2 to accelerate crop growth 

recapturing a high proportion of carbon 

created. All the electricity and heat produced 

by the CHP units will be utilised on 

site, making them some of the most efficient 

units installed in the UK. 

ESB‘s Smart Energy Services open-loop 

heat pump solution will transfer heat from 

the nearby water recycling centre to the 

greenhouses, with the additional benefit of 

cooling the facility’s treated water outflow 

before it is returned to the environment. 

The construction phase of the project is 

set to begin immediately, with completion 

expected in Autumn 2020. (193311431) 

LLwww.esb.com 

EVN: Kaiserlich-königliches 

Elektrizitätswerk Luggau 

• Seit 1910 versorgt das Kleinwasserkraftwerk 

Luggau einen Teil von St.Pölten 

mit sauberem Ökostrom 

(evn) Seine Vorgeschichte kann das Kleinwasserkraftwerk 

Luggau kaum verheimlichen. 

An der Außenfassade steht noch 

groß geschrieben: „Elektrizitätswerk 

Luggau der A.G. der K.K.Priv. Harlander 

Baumwollspinnerei und Zwirnfabrik“. Erbaut 

1910 erzeugt es bis heute elektrischen 

Strom für hunderte Haushalte. 

Im Jahr 1910 wurde der Verbundbetrieb 

von städtischem E-Werk, Landes-Elektrizitätswerk 

und Elektrizitätswerk Lichtenstern 

aufgenommen. Aus diesem Grund 

optimierte die Harlander Spinnerei die 

Wasserwirtschaft entlang der Traisen. Unter 

anderem wurde ein Teilungswerk errichtet, 

das den Werksbach in den östlichen 

und westlichen Mühlgang spaltete. 

Der westliche Mühlgang diente ab sofort 

für die Stromerzeugung durch das Kleinwasserkraftwerk 

Luggau, weshalb er auch 

den Namen „Luggauer Werksbach“ trägt. 

„Die NEWAG, das Vorgängerunternehmen 

der EVN, kaufte die Kleinwasserkraftwerke 

der Harlander Spinnerei, darunter 

auch das Kraftwerk Luggau, im Jahr 

1991. Die Harlander Spinnerei steht für 

ein großes Stück St. Pöltner Geschichte. 

Um daran zu erinnern, haben wir uns entschlossen, 

die ursprüngliche Aufschrift 

nicht zu entfernen“, erläutert EVN Sprecher 

Stefan Zach. 

14


MembersŃews 

Seit 1910 versorgt das Kleinwasserkraftwerk 

Luggau einen Teil von St.Pölten mit 

sauberem Ökostrom. Mit einer Francis 

Schachtturbine erzeugt es bei einer Leistung 

von 360 kW elektrische Energie für 

rund 650 Haushalte. (193311435) 

LLwww.evn.at 

Fortum to discontinue the coal use 

in Espoo in 2025 – Espoo Clean 

Heat project to make district 

heating carbon-neutral 

(fortum) Fortum and the City of Espoo 

have committed to carbon-neutral district 

heating in the district heating network operating 

in the Espoo, Kauniainen and Kirkkonummi 

regions in the 2020s. Now the 

development work is being accelerated 

with a new intermediate goal to discontinue 

the use of coal in 2025. The accelerated 

project for carbon-neutrality in 2020‘s is 

called Espoo Clean Heat. 

“Fortum‘s decision to discontinue the coal 

use and make district heating carbon-neutral 

is the most significant climate action in 

Espoo. Espoo’s target is to be carbon-neutral 

in the next decade. As the UN forerunner 

city, Espoo is committed to developing 

solutions that support carbon-neutral living 

in cities. Energy solutions play a significant 

role in this. The new clean energy 

solutions developed and deployed in Espoo 

are globally great examples of sustainable 

innovation,” says Jukka Mäkelä, Mayor of 

the City of Espoo. 

“The first of the two coal-fired units will 

be decommissioned already in next summer. 

To replace the remaining coal production, 

we are pursuing new solutions – from 

utilising the waste heat of data centres, 

wastewater and industry to electric heat 

pumps, geothermal, smart demand-response 

solutions, and bioenergy. Since we 

are focusing on finding combustion-free 

heating solutions, the entries in the Government 

Programme for a lower electricity 

tax than today for heat pumps and data 

centres connected to the district heating 

network will play a key role in achieving 

our goal,” says Timo Piispa, Fortum’s Head 

of Heating & Cooling Finland. 

Clear steps towards carbon-neutral 

district heating 

According to a survey,* Finns see companies 

as more significant actors than the 

public at large in mitigating climate 

change. Fortum and the City of Espoo have 

together already taken significant steps to 

replace coal with carbon-neutral solutions: 

the new Kivenlahti bioheating plant will 

come on stream next summer, the Otaniemi 

geothermal plant is expected to be 

commissioned late next year, and the new 

heat pump unit utilising waste heat from 

wastewater will start its operations at the 

Suomenoja power plant in 2021. With 

Als „Die Forschungsuniversität in der Helmholtz-Gemeinschaft“ 

schafft und vermittelt das Karlsruher Institut für Technologie (KIT) 

Wissen für Gesellschaft und Umwelt. Ziel ist es, zu den globalen 

Herausforderungen maßgebliche Beiträge in den Feldern Energie, 

Mobilität und Information zu leisten. Daran arbeiten am KIT rund 

9.300 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter auf einer breiten disziplinären 

Basis in Forschung, Lehre und Innovation zusammen. 

Im Bereich III – Maschinenbau und Elektrotechnik ist an der KIT- 

Fakultät für Maschinenbau, zum nächstmöglichen Zeitpunkt, die 

Leitung des Instituts für Thermische 

Energietechnik und Sicherheit ITES 

(vormals Kern- und Energietechnik 

IKET) 

und damit verbunden die 

W3-Professur 

für Thermische Kraftwerkstechnik 

zu besetzen (analog Jülicher Modell gemäß §15 Abs. 2 KIT-Gesetz). 

Das im Großforschungsbereich des KIT angesiedelte Institut mit 

ca. 80 Mitarbeitern betreibt im Rahmen der programmorientierten 

Förderung der Helmholtz-Gemeinschaft Forschung und Entwicklung 

auf dem Gebiet der kraftwerkstechnischen Energiewandlung. 

Gesucht wird eine Persönlichkeit aus Wissenschaft oder Industrie, 

die in wesentlichen Themenbereichen der thermischen Kraftwerks 

technik unter besonderer Beachtung der Energiewende 

wissen schaft lich hervorragend ausgewiesen ist, über die Fähigkeit 

zur Führung eines großen Instituts verfügt und exzellente 

Befähigungen für die Lehre hat. Habilitation oder habilitationsäquivalente 

Leistungen werden vorausgesetzt, industrielle Erfahrung 

ist erwünscht. Es gelten die Einstellungsvoraussetzungen 

nach §47 LHG BW. 

Die / der Stelleninhaberin / Stelleninhaber ist als Leiterin / Leiter des 

ITES verantwortlich für die Beiträge des Instituts in den Energieforschungsprogrammen 

der Helmholtz-Gemeinschaft. Eine aktive 

Beteiligung an der strategischen Weiterentwicklung und der 

Ausprägung neuer Forschungsfelder und der Einwerbung von 

Drittmitteln wird erwartet. 

Erwartet werden zudem Erfahrungen und richtungsweisende 

Beiträge auf dem Gebiet der kraftwerkstechnischen Energiewandlung 

mit besonderem Fokus auf Effizienz, Flexibilität, 

Resilienz und Sicherheit der Energieversorgung. Die daraus resultierenden 

Erkennt nisse sollen u. a. genutzt werden, um wesentliche 

Ansätze zur zuverlässigen und ökonomischen Integration 

fluktuierender erneuerbarer Energien in ein zukünftiges nachhaltiges 

Energiesystem zu entwickeln. Die Forschungsaktivitäten 

der / des Stelleninhaberin / Stelleninhabers sollen sowohl grundlegende 

theoretische Aspekte verfolgen als auch experimentelle 

Arbeiten umfassen, die Großforschungsinfrastrukturen nutzen. 

Die / der Stelleninhaberin / Stelleninhaber soll sich am Lehrangebot 

des ITES beteiligen (2 SWS). Dieses umfasst die Themenbereiche 

Thermische Kraftwerkstechnik, Prozesssimulation thermischer 

Energieanlagen, Anlagensicherheit sowie Sektoren kopplung. 

Das KIT strebt die Erhöhung des Anteils an Professorinnen an 

und begrüßt deshalb die Bewerbung von Frauen. Schwerbehinderte 

Menschen werden bei entsprechender Eignung bevorzugt 

berücksichtigt. 

Ihre Bewerbung richten Sie bitte mit tabellarischem Lebenslauf, 

Darstellung des wissenschaftlichen und beruflichen Werdegangs, 

Listen der wissenschaftlichen Arbeiten unter Benennung der fünf 

wichtigsten Publikationen, Lehrportfolio mit Verzeichnis der 

Lehr veranstaltungen und -evaluationen sowie Informationen zur 

Dritt mitteleinwerbung in schriftlicher und elektronischer Form bis 

zum 15.12.2019 an das Karlsruher Institut für Technologie (KIT), 

KIT-Dekan der KIT-Fakultät für Maschinenbau, Prof. Dr.-Ing. 

Carsten Proppe, Kaiserstr. 12, 76131 Karlsruhe, E-Mail: 

dekanat@mach.kit.edu. 

KIT – Die Forschungsuniversität in der Helmholtz-Gemeinschaft


these actions, Espoo’s district heating production 

will achieve 50% carbon neutrality 

in 2022. Discontinuing the use of coal in 

2025 will raise the share of carbon-neutral 

production to about 85%. 

“Locating the data centres in Espoo and 

deploying geothermal heat are currently 

common development projects. In addition 

to these, it is important to improve energy 

efficiency and to utilise the smart heat control 

in buildings, which is already in use in 

all of the Espoon Asunnot apartments. We 

are especially focusing collaboration on 

solutions where energy is produced with 

alternative methods to combustion,” says 

Pasi Laitala, Espoo’s Director for Sustainable 

Development. 

Finns not very familiar with how district 

heating works 

District heating is definitely Finland’s 

most common form of heating: According 

to Finnish Energy, close to 60 per cent of 

new construction volume is heated with 

district heating. However, based on the 

survey conducted by Fortum, Finns are not 

very familiar with how district heating 

works: more than one third of Finns don’t 

know how district heating is produced. 

“The operating principle behind district 

heating is very simple: technology is used 

to heat water, and that water is circulated 

through underground pipes to warm buildings. 

The climate impacts are largely dependent 

on what technology is used to heat 

the water. Just as the car industry is currently 

giving up combustion engines, we 

too are looking for ways to produce heat 

without combustion – for example, with 

electric heat pumps that utilise waste heat. 

In the Nordic electricity market already 

80% of the electricity is carbon neutral,” 

Piispa says. 

Further information 

*The survey was conducted in summer 

2019 in Bilendi Finland’s online panel; 

1,250 Finns participated in the survey. 

LLwww.espoocleanheat.com 

Espoo Clean Heat – Carbon neutral 

district heating for Espoo in the 2020s 

The City of Espoo and Fortum are committed 

to making the district heating system 

operating in the Espoo, Kirkkonummi 

and Kauniainen regions carbon neutral in 

the 2020s and our intermediate goal is to 

discontinue the use of coal already in 2025. 

It is Espoo’s most important climate action, 

and we call it Espoo Clean Heat. The new 

generation of district heating is based on 

replacing fossil fuels with smart and flexible 

solutions, e.g. by utilising waste heat, 

renewable electricity, geothermal energy, 

and bioenergy. Artificial intelligence optimises 

the district heating system’s operations. 

(193301815) 

LLwww.fortum.com 

Helen is building Finland’s 

first solar power plant of over 

1 MW on the roof of 

Elo Shopping Centre 

(helen) In November 2019, a solar power 

plant that is one of the largest in Finland 

and the first with a capacity exceeding 1 

million watts will be completed on the roof 

of the Elo Shopping Centre located in Ylöjärvi 

and owned by Sponda. Helen is responsible 

for the construction of the power 

plant. 

In total, 3,186 solar panels will be installed 

on the shopping centre roof, reducing 

carbon dioxide emissions by as much as 

112,000 kg per year. 

“The solar power plant will cover about a 

quarter of Elo‘s total electricity consumption. 

This amount reflects the huge potential 

of solar energy in Finland. In fact, utilisation 

of solar energy is not only good from 

the point of view of sustainability, but it’s 

also often a financially sensible option, 

which was the case with Elo,” says Riku 

Kuikka, Helen’s Product Group Manager. 

For Sponda, the solar power plant is a 

concrete means to improve energy efficiency 

and increase the share of renewable energy 

in total consumption. Measures to 

combat climate change are also one way to 

respond to the wishes of customers and 

other stakeholders. 

“With our action, we want to meet the 

global climate challenge and support the 

achievement of the Paris Agreement and 

the EU’s climate and energy targets. In addition, 

municipalities and cities, such as 

Ylöjärvi, have their own climate goals, and 

we want to promote their achievement,” 

says Pirkko Airaksinen, Sustainability 

Manager at Sponda. 

“The power plant will make the Elo Shopping 

Centre a solar power pioneer in the 

Pirkanmaa region. It will also help us reduce 

property maintenance costs,” says 

very satisfied Timo Matinlompolo, Elo’s 

Shopping Centre Manager. 

“With the solar power plant, Elo’s energy 

efficiency will also improve significantly. 

An interesting detail is that the solar panels 

will reduce the cooling needs of the shopping 

centre. When a considerable part of 

the roof is covered by solar panels, the temperature 

of the roof will not rise as much as 

before and, consequently, the shopping 

centre will not get as warm as before,” says 

Helen’s Account Manager Kari Mustalahti. 

(193311439) 

LLwww.helen.fi 

innogy erzielt mit Offshore- 

Windpark Sofia Auktionserfolg 

• Geplante installierte Leistung von 

1,4 Gigawatt 

• Finale Investitionsentscheidung für 

2020 geplant 

• Investitionsvolumen beträgt voraussichtlich 

insgesamt rund 3 Milliarden 

Britische Pfund 

• Vollständige Inbetriebnahme ist für 

2026 vorgesehen 

(innogy) Die innogy SE hat heute einen 

weiteren wichtigen Schritt auf dem Weg 

zur Umsetzung ihres derzeit größten Entwicklungsprojekts 

gemacht: Das Offshore-Windprojekt 

Sofia mit einer genehmigten 

installierten Leistung von bis zu 1,4 

Gigawatt (GW) hat vom britischen Ministerium 

für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie 

(Department for Business, Energy 

& Industrial Strategy, kurz BEIS) einen Zuschlag 

in der jüngsten Auktionsrunde zur 

Förderung Erneuerbarer-Energien-Projekte 

(Contract for Difference) erhalten. 

Damit kann das Projektteam jetzt die 

nächsten Schritte auf dem Weg zur finalen 

Investitionsentscheidung und zum Bau des 

Offshore-Windparks angehen. Mit einem 

Preis von 39,65 Britischen Pfund pro Megawattstunde 

(MWh) liegt der Preis für Offshore-Wind 

in Großbritannien in dieser dritten 

Zuteilungsrunde niedriger als je zuvor. 

Hans Bünting, Vorstand Erneuerbare 

Energien der innogy SE, erklärt: „Ich freue 

mich sehr, dass Sofia als unser größtes 

Offshore-Windprojekt bei der jüngsten 

Auktion in Großbritannien erfolgreich war. 

Damit haben wir einen wichtigen Meilenstein 

zur Realisierung unseres Offshore-Windkraftprojektes 

erreicht und unter 

Beweis gestellt, dass wir uns in einem sehr 

kompetitiven Marktumfeld erfolgreich behaupten 

können. Der Auktionserfolg von 

Sofia ist die Bestätigung für die exzellente 

Arbeit, die das Team in den vergangenen 

Jahren geleistet hat. Dank unseres umfangreichen 

Know-hows in der Entwicklung 

sowie im Bau und Betrieb von komplexen 

Offshore-Projekten und unserer vielfältigen 

Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten 

ist es uns gelungen, ein werthaltiges 

Projekt zu entwickeln und die Kosten für 

Offshore-Windstrom in Großbritannien 

weiter zu senken.“ 

Am Standort des genehmigten Windparks, 

der in der Nordsee 195 Kilometer 

vor der britischen Küste auf der Dogger 

Bank entstehen soll, herrschen hervorragende 

Windbedingungen; die Wassertiefen 

sind mit 21 bis 36 Meter relativ gering. Die 

finale Investitionsentscheidung für Sofia 

wird für 2020 erwartet, wenn die Vertragsbedingungen 

für mögliche Zulieferunternehmen 

feststehen. Der externe Finanzierungsprozess 

soll anschließend abgeschlossen 

werden. 

16


MembersŃews 

2021 soll mit den Arbeiten an Land begonnen 

werden, Baustart auf See ist für 

2022 vorgesehen. Nach aktueller Planung 

soll im Jahr 2024/2025 mit der Inbetriebnahme 

des Windparks begonnen werden, 

die vollständige Inbetriebnahme ist für 

Ende 2026 geplant. 

Nach der Fertigstellung wird der Windpark 

Sofia rechnerisch rund 1,2 Millionen 

britische Haushalte mit grünem Strom versorgen 

können. Das voraussichtliche Investitionsvolumen 

liegt bei rund 3 Milliarden 

Britischen Pfund. 

Der Offshore-Windpark Sofia befindet 

sich zu 100% im Eigentum der innogy SE. 

innogy wird alle Optionen bezüglich Eigentümer- 

und Finanzierungsstruktur 

überprüfen, um den größtmöglichen Wert 

für das Unternehmen und seine Aktionäre 

zu erzielen. 

Förderung neuer regenerativer Projekte in 

Großbritannien nach dem Contract-for- 

Difference-Prinzip 

In Großbritannien werden neue Erneuerbare-Energien-Anlagen 

nach einem als 

„Contract for Difference“ (CfD) bezeichneten 

Mechanismus gefördert. Der CfD-Mechanismus 

sieht vor, dass Ökostromprojekte 

zunächst über 15 Jahre gefördert werden 

und in dieser Zeit eine garantierte 

Vergütung für den erzeugten Strom erhalten 

(die jährlich entsprechend der Inflationsrate 

angepasst wird). Im Ausübungspreis 

sind die Kosten für die Übertragung 

des Stroms an das Umspannwerk 

an Land enthalten, worin sich dieser Ansatz 

gegenüber dem Verfahren am deutschen 

Markt unterscheidet. In der dritten 

CfD-Zuteilungsrunde in Großbritannien 

(2019) konkurrierten qualifizierte Bieter in 

einer Auktion mit einem Gesamtbudget 

von 65 Millionen Britischen Pfund und einem 

Kapazitätsdeckel von 6 GW miteinander. 

(193311442) 

LLwww.innogy.com 

Kelag: Eröffnung des 

erneuerten und sanierten 

Gailkraftwerkes Schütt 

(kelag) In einer Bauzeit von etwas mehr als 

einem Jahr hat die Kelag das Gailkraftwerk 

Schütt erneuert und saniert und dafür 

rund 25 Millionen Euro aufgewendet. 

Das Kraftwerk Schütt ist das größte Laufkraftwerk 

der Kelag und eines der ältesten 

Kraftwerke in Kärnten, Teile der Anlage 

sind mehr als 100 Jahre alt. Es erzeugt nun 

pro Jahr 62 Millionen Kilowattstunden 

Strom, das entspricht dem Bedarf von rund 

17.000 Haushalten — das sind drei Millionen 

Kilowattstunden mehr als vorher. 

Die Wehranlage des Gailkraftwerkes 

Schütt ist mehr als 100 Jahre alt, das Kraftwerk 

Schütt 1 erzeugt seit 1911 Strom. 

Mehr als 50 Jahre alt war auch der Generator 

im Kraftwerk Schütt 2. Zum Kraftwerk 

gehören die Wehranlage in der Gail mit der 

neuen Fischschnecke, ein gut drei Kilometer 

langer Oberwasserkanal und das Krafthaus 

mit dem Maschinensatz. Die Fallhöhe 

beträgt 28 Meter. Das Gailkraftwerk Schütt 

ist das größte Laufkraftwerk der Kelag. Um 

das Gailkraftwerk Schütt auch in den 

nächsten Jahrzehnten weiter betreiben zu 

können, entschloss sich die Kelag, diese 

Anlage teilweise zu erneuern und zu sanieren. 

„Die Sanierung und Erneuerung des 

Gailkraftwerkes Schütt ist ein wichtiges 

Element unserer Unternehmensstrategie, 

bestehende Kraftwerke zu optimieren und 

zuverlässig weiter zu betreiben“, sagt Armin 

Wiersma, Vorstand der Kelag. Ein 

zweites wichtiges Element der Unternehmensstrategie 

ist die verstärkte Nutzung 

erneuerbarer Energieträger zur Stromerzeugung. 

„Die Erneuerung und Sanierung 

des Kraftwerkes Schütt hatte die Dimension 

eines Neubaus, bis zu 100 Fachkräfte 

waren auf den einzelnen Baustellen beschäftigt“, 

erläutert Wiersma. „Die Erneuerungen 

und Sanierungen führten zu einer 

Effizienzsteigerung dieses Wasserkraftwerkes, 

sowohl die Leistung als auch die Jahreserzeugung 

konnten gesteigert werden.“ 

Rückblick auf die Bauarbeiten 

Während der Bauarbeiten an der Wehranlage 

floss die Gail durch ihr altes Flussbett. 

Im Oktober 2018 beeinträchtigte ein 

Hochwasser die Ufersicherung auf der 

Nordseite und ließ einen Baukran umstürzen. 

Deswegen musste die Ufersicherung 

mit einer Mauer parallel zur Wehranlage 

und einer Steinschlichtung entlang des 

Ufers erneuert werden. 

Fischaufstieg in Form einer Fischschnecke 

Neu errichtet wurde auch die Fischaufstiegshilfe 

in Form einer Fischschnecke. Sie 

besteht aus zwei großen, sich drehenden 

Zylindern. In einem Zylinder können die 

Fische den Niveauunterschied an der 

Wehranlage von sechs Metern überwinden, 

durch den zweiten Zylinder fließt das 

Restwasser und erzeugt dabei Strom. „Diese 

Form des Fischaufstieges ist für uns eine 

technisch-ökologische Innovation“, sagt 

Manfred Freitag, Vorstand der Kelag. „In 

der Schütt haben wir die richtigen Randbedingungen 

für eine Fischschnecke. Dieser 

Fischaufstieg hat außerdem den Vorteil, 

dass er zusätzlich Strom erzeugt, pro Jahr 

rund 500.000 Kilowattstunden.“ Seit dem 

Sommer 2019 ist die Fischschnecke in Betrieb. 

Die ersten Erfahrungen haben gezeigt, 

dass sie funktioniert und Fische auf 

diesem Weg die Wehranlage passieren können. 

Sie ist nun huchentauglich. 

Abdichtung des Oberwasserkanals 

Beim teilweise mehr als 100 Jahre alten 

Oberwasserkanal musste zunächst an einigen 

Abschnitten der Untergrund saniert 

werden, ehe auf der ganzen Länge eine 

Oberflächenabdichtung aus Kunststoff aufgebracht 

wurde. „Auf diese Weise wurde 

der Oberwasserkanal absolut dicht, außerdem 

verringerten wir die Rauigkeit und 

verbesserten so das Fließen des Wassers“, 

erläutert Freitag. 

Erneuerung des Maschinensatzes 

Bei der 55 Jahre alten Kaplanturbine im 

Krafthaus wurde das alte Laufrad ausgebaut 

und durch ein neues Laufrad ersetzt. 

Das neue fünfflügelige Laufrad kann durch 

die optimierte Geometrie das Wasserdargebot 

der Gail besser nutzen und die Leistung 

der Turbine von 10 auf 12,5 MW steigern. 

„Außerdem bauten wir einen neuen 

Generator ein und brachten die elektrische 

Schaltanlage, die Automatik und die Leittechnik 

auf den aktuellen Stand der Technik“, 

erklärt Freitag. Der neue Maschinensatz 

im Kraftwerk Schütt ist die größte Kaplanturbine 

der Kelag. 

Auswirkungen auf die Umgebung 

Die Anlagen des Kraftwerkes Schütt befinden 

sich im gleichnamigen Natura-2000- 

und Naherholungsgebiet in der 

Marktgemeinde Arnoldstein. Die Arbeiten 

der Kelag hatten Auswirkungen auf Anrainer, 

Erholungssuchende und Wanderer. 

Durch den freien Durchfluss über die 

Wehranlage waren der Wasserspiegel und 

der Wasserabfluss in diesem Abschnitt der 

Gail höher als gewohnt. Die bei vielen 

Menschen beliebten Sandbänke im Flussbett 

der Gail lagen unter dem Wasserspiegel, 

außerdem war während der Bauarbeiten 

der Übergang über die Wehranlage 

nicht möglich. Die Bauarbeiten wurden 

zeitlich auf die Natur und Umwelt abgestimmt. 

So wurde im Sommer die Brutzeit 

von Flussuferläufern und Flussregenpfeifern 

abgewartet, bevor die Arbeiten begannen. 

Sie wurden von einer ökologischen 

Bauaufsicht begleitet. Seit dem Abschluss 

der Bauarbeiten ist das Gebiet um das Gailkraftwerk 

Schütt wieder wie gewohnt für 

Spaziergänger, Wanderer und Badegäste 

benutzbar, auch der Übergang über die 

Wehranlage zur Almwirtschaft ist wieder 

möglich. 

Landesrätin Schaar: „Ein wichtiger 

Beitrag zum Klimaschutz!“ 

Energiereferentin Landesrätin Sara 

Schaar gratuliert der Kelag zur Sanierung 

des Gailkraftwerkes Schütt. „Mit diesem 

Projekt leistet die Kelag als nachhaltiger 

Energieversorger einen wichtigen Beitrag 

zum Klimaschutz. Die erfolgreiche Erneuerung 

des Kraftwerks mitten in einem Natura-2000-Gebiet 

zeigt, wie es gelingen kann, 

dass Ökologie und Ökonomie Hand in 

Hand gehen. Zudem macht das Projekt 

deutlich, dass es bei der Energiewende 

nicht nur um die Umsetzung neuer Projekte, 

sondern auch ganz stark um Investitionen 

in die Effizienzsteigerung bestehender 

Anlagen geht.“ 

17


Kühltürme im Kraftwerk Jänschwalde, Foto: LEAG 

Arnoldstein als Energie-Drehscheibe 

Erich Kessler, Bürgermeister der Marktgemeinde 

Arnoldstein, streicht bei der offiziellen 

Inbetriebnahme des erneuerten 

und sanierten Kraftwerkes Schütt die gute 

Zusammenarbeit mit der Kelag hervor: 

„Unsere Drei-Länder-Gemeinde zeigt sich 

nicht nur als e5-Gemeinde, Klimabündnis-Gemeinde 

und Naturpark-Gemeinde 

sehr energiegeladen, sondern hat in den 

vergangenen zwei Jahrzehnten mit dem 

größten Energieversorger Kärntens innerhalb 

unseres Gemeindegebietes fünf 

Großprojekte umgesetzt. Die Fernwärmeversorgung 

der Ortsteile Arnoldstein und 

Gailitz, der Bau des Flusskraftwerkes Gailitz, 

die Errichtung der Gasleitung von Villach 

nach Arnoldstein zum Industriestandort, 

der Fernwärmetransportleitung nach 

Villach und schließlich die umfangreiche 

Erneuerung und Sanierung des Flusskraftwerkes 

Schütt sind Kooperationsprojekte, 

die für unsere Marktgemeinde eine besondere 

Aufwertung bedeuten.“ (193311448) 

LLwww.kelag.at 

Leag: Zweiter Jänschwalder 

Kraftwerksblock geht vom Netz 

• Am 1. Oktober 2019 begann 

die Sicherheitsbereitschaft für 

den 500-MW-Block E 

(leag) Am 30. September 2019 gegen 17 

Uhr wurde Block E des Kraftwerkes Jänschwalde 

vom Stromnetz getrennt. Damit 

geht der zweite 500-MW-Kraftwerksblock 

im Kraftwerk Jänschwalde in die politisch 

verordnete Sicherheitsbereitschaft, mit der 

Deutschland insgesamt 12,5 Millionen 

Tonnen CO 2 netto einsparen will. Block F 

war ein Jahr zuvor vom Stromnetz getrennt 

worden und befindet sich seit seitdem in 

der vierjährigen Sicherheitsbereitschaft, 

an deren Ende er stillgelegt werden muss. 

„Seit der Netztrennung von Block F sind 

in der Lausitz keine adäquaten Ersatz-Arbeitsplätze 

entstanden. Mit der Sicherheitsbereitschaft 

fallen nicht nur 1000 MW 

gesicherte Stromerzeugung perspektivisch 

weg, sondern auch 600 Stellen in unserem 

Unternehmen. Aber anstatt seitens der 

Bundespolitik anzuerkennen, dass der Aufbau 

von Industriearbeitsplätzen Zeit 

braucht, wird seit Bekanntgabe des Kohlekompromisses 

im Januar dieses Jahres immer 

wieder daran gerüttelt und das Ausstiegsdatum 

2038 in Frage gestellt“, so der 

Vorstandsvorsitzende der Lausitz Energie 

Bergbau AG und Lausitz Energie Kraftwerke 

AG (LEAG), Dr. Helmar Rendez. 

Jeweils vier Jahre dauert die Sicherheitsbereitschaft. 

Während dieser Zeit muss jeder 

der beiden Blöcke innerhalb von zehn 

Tagen nach Aufruf durch den Übertragungsnetzbetreiber 

anfahrbereit und nach 

weiteren maximal 24 Stunden mit voller 

Leistung am Netz sein. Mit Ende der vierjährigen 

Bereitschaftszeit wird er endgültig 

stillgelegt. Für Block E endet damit die 

Sicherheitsbereitschaft mit der Stilllegung 

im Jahr 2023. 

Unternehmensweit werden durch die Sicherheitsbereitschaft 

etwa 600 Stellen in 

den nächsten Jahren nicht mehr neu besetzt. 

Darüber hinaus werden auch Servicepartner 

der LEAG betroffen sein. „Heute 

ist wieder ein schwerer Tag für uns Kraftwerker. 

Uns fällt es heute genauso schwer 

wie vor einem Jahr, einen modernen und 

flexiblen Kraftwerksblock abschalten zu 

müssen. Ich danke allen Kollegen und Servicepartnern 

für die jahrelange Arbeit an 

Block E und sichere zu, dass wir im Falle 

des Bedarfs, die Blöcke E und F rechtzeitig 

zur sicheren Energieversorgung in 

Deutschland anfahren können“, sagte 

Andreas Thiem, der Leiter des Kraftwerkes 

Jänschwalde. 

Block E ging am 14. Juni 1987 erstmals ans 

Stromnetz. Seit dem 6. Oktober 1987 produzierte 

er im Dauerbetrieb rund 112.104 

Gigawattstunden Strom. Fast 30 Jahre lang 

deckte er so den Strombedarf von rund einer 

Million Haushalten. In den 1990er Jahren 

wurde er mit modernster Umwelttechnik 

nachgerüstet. Von 1994 bis zum Jahr 

2014 wurde schrittweise neueste Turbinentechnik 

eingebaut, sodass der Wirkungsgrad 

deutlich gesteigert und damit die 

CO 2 -Emissionen gesenkt werden konnten. 

Als Erweiterung des Energiewirtschaftsgesetzes 

wurde die Sicherheitsbereitschaft 

am 30. Juni 2016 neben der Netzreserve 

und der Kapazitätsreserve als weiteres 

Steuerungsinstrument beschlossen. Sie 

stellt die letzte Option zur Gewährleistung 

der Netzstabilität dar. Sie gilt in Deutschland 

ausschließlich für Braunkohlenkraftwerke. 

Insgesamt sind von ihr 2.700 MW 

Braunkohlenkraftwerkskapazität betroffen. 

Diese Leistung entspricht 13 Prozent 

der gesamten in Deutschland installierten 

Braunkohlenkraftwerkskapazität, die mit 

Stilllegung der letzten Blöcke im Oktober 

2023 vom Netz gehen wird. (193311451) 

LLwww.leag.de 

Kraftwerk Jänschwalde 

schickt weiter Fernwärme 

nach Cottbus/Chóśebuz 

• Stadt, HKW-Gesellschaft und LEAG verlängern 

Liefervertrag bis Ende 2032 

(leag) Die Stadt Cottbus/Chóśebuz, die 

Stadtwerke-Tochter HKW Heizkraftwerksgesellschaft 

(HKWG) Cottbus mbH und die 

Lausitz Energie Kraftwerke AG (LEAG) haben 

eine Verlängerung der Fernwärmelieferung 

vom Kraftwerksstandort Jänschwalde 

bis zum Ende des Jahres 2032 

vereinbart. Über diesen Zeitraum wird die 

Stadt Cottbus weiter kontinuierlich mit 

Fernwärme vom Kraftwerksstandort Jänschwalde 

versorgt werden, wobei in diesem 

Lieferrahmen etwa die Hälfte der Menge, 

welche bislang tatsächlich von den Cottbusern 

im Jahr abgefordert und verbraucht 

wurde, mindestens von LEAG bereitgestellt 

wird. Damit soll sichergestellt werden, 

dass auch in Phasen des Nichtbetriebs des 

Heizkraftwerks Cottbus und in der Zeit des 

geplanten Neubaus eines Gas-Heizkraftwerkes 

durch die Stadt deren Einwohnern 

und Unternehmen kontinuierlich und ausreichend 

Fernwärme zur Verfügung steht. 

„Wir haben bereits im April dieses Jahres 

in einer gemeinsamen Absichtserklärung 

mit der Stadt Cottbus und den Stadtwerken 

unseren Willen bekundet, die erfolgreiche 

Weiterentwicklung der Fernwärmeversorgung 

der Stadt zu unterstützen und 

zu begleiten“, sagte Hubertus Altmann, 

LEAG-Vorstand für das Ressort Kraftwerke. 

„Gleichzeitig haben wir die Absicht, 

auch den Standort Jänschwalde weiterzuentwickeln 

und mit ergänzenden und neuen 

Technologien zukunftsfähig aufzustellen. 

Deshalb freuen wir uns, dass unser 

gemeinsames Interesse nun Ausdruck in 

einer Verlängerung der Fernwärmelieferung 

aus Jänschwalde findet, die an einen 

sich langfristig verändernden Bedarf der 

Stadt Cottbus angepasst ist und ihr zugleich 

die bestmögliche Absicherung auf 

diesem Weg bietet.“ 

18


MembersŃews 

Oberbürgermeister Holger Kelch: „Stadt 

und Unternehmen bleiben in diesen aufgewühlten 

Zeiten Partner. Wir haben ein 

Stück Zukunft für beide Seiten bis über das 

Jahr 2030 hinaus vereinbart und sitzen in 

einem Boot. Cottbus/Chóśebuz gewinnt 

mit dieser Vereinbarung Versorgungsicherheit 

für die Bürgerinnen und Bürger. Wir 

wollen aber auch den Wandel, der mit dem 

Kohleausstieg 2038 unweigerlich kommt, 

gestalten – und das vor allem mit den Leuten, 

die hier arbeiten und leben. Sie sollen 

auch in Zukunft auskömmliche Jobs und 

damit Perspektiven haben. Wir lassen die 

LEAG-Beschäftigten nicht allein, wenn wir 

uns auf neue Zeiten einstellen.“ 

(193311454) 

LLwww.leag.de 

50.000 Tonnen CO 2 pro Jahr 

weniger – neue Technik für das 

Heizkraftwerk Merheim 

(rheg) Die RheinEnergie ersetzt derzeit an 

ihrem Heizkraftwerk in Köln-Merheim eine 

Gas-und-Dampfturbinenanlage und einen 

alten Heizkessel für Fernwärme durch ein 

hochmodernes Blockheizkraftwerk. Die 

drei mit Erdgas betriebenen Motoren werden 

ebenso wie die Altanlage gleichzeitig 

Strom und Wärme erzeugen ¿ allerdings 

sind sie wesentlich effizienter und lassen 

sich deutlich flexibler an den Energiebedarf 

anpassen. Da Strom und Wärme aus 

demselben Brennstoff (Erdgas) entsehen, 

liegt der Brennstoffnutzungsgrad der Anlage 

bei 90 Prozent. Zum Vergleich: Der Nutzungsgrad 

eines konventionellen Kraftwerks 

beträgt rund 40 Prozent. Aufgrund 

ihrer Effizienz spart die neue Anlage rund 

50.000 Tonnen an Treibhausgas jährlich 

ein. Das Investitionsvolumen des Projektes 

beträgt rund 30 Millionen Euro; im November 

soll der Probebetrieb starten. 

„Das Blockheizkraftwerk in Köln-Merheim 

ist ein Garant für die Versorgungssicherheit 

mit Strom und Wärme im Kölner 

Osten. Das Kraftwerk versorgt die Stadtteile 

Merheim und Neubrück. Zudem erhält 

das Klinikum in Merheim seine Wärme aus 

diesem Kraftwerk. Mit der Modernisierung 

investieren wir in eine sichere, effiziente 

und klimaschonende Energieversorgung“, 

sagt Andreas Müggenburg, Leiter der 

Kraftwerksplanung bei der RheinEnergie. 

Die drei neuen Blockheizkraftwerks-Module 

mit einer Leistung von jeweils elf Megawatt 

(MW) elektrisch und jeweils zehn 

MW thermisch können im Betrieb unabhängig 

voneinander arbeiten. Bei hohem 

Energiebedarf werden sie gleichzeitig in 

Betrieb gehen. Da die neuen Module die 

veralteten Anlagenteile ersetzen, steigt die 

Nennkapazität des Kraftwerksstandorts 

nicht. 

Steckbrief Modernisierung 

Blockheizkraftwerk Merheim 

• Investitionsvolumen: 30 Mio. € 

• Gesamtleistung: 3x11 MW elek. 

• 3 x 10 MW Fernwärme 

• CO 2 -Einsparung: 50.000 t/Jahr 

• Eingesetzter Brennstoff: Erdgas 

• Brennstoffnutzungsgrad: 90 Prozent 

• Gewicht Gasmotor: 90 Tonnen 

• Gewicht BHKW-Modul: 180 Tonnen 

LLwww.rheinenergie.com 

RWE: Gute Nachricht für den 

Strommarkt: Kapazitätsmarkt 

in Großbritannien mit 

EU-Beihilfevorschriften vereinbar 

(rwe) „Der britische Kapazitätsmarkt hat 

bewiesen, dass er erfolgreich für Versorgungssicherheit 

zu den niedrigsten Kosten 

sorgt. Der Beschluss der Kommission ist 

eine gute Nachricht sowohl für Verbraucher 

als auch für Anlagenbetreiber. Denn 

der Kapazitätsmarkt ist entscheidend für 

die Versorgungssicherheit.“ 

RWE begrüßt den Beschluss der Europäischen 

Kommission zum britischen Kapazitätsmarkt. 

Nach eingehender Untersuchung 

hat diese klargestellt, dass die Regelungen 

mit den 

EU-Beihilfebestimmungen und -Richtlinien 

vereinbar sind. Hierdurch kann die 

möglichst schnelle vollständige Wiederaufnahme 

der Zahlungen im Rahmen des 

Kapazitätsmarktes erfolgen. Dies schließt 

auch die bislang aufgeschobenen Zahlungen 

für das Lieferjahr 2018/2019 ein. 

In 2018 hatte der EU-Gerichtshof die Genehmigung 

der staatlichen Beihilfen der 

Kommission zugunsten von Tempus Energy 

aufgehoben. Die britische Regierung 

musste daraufhin die Zahlungen im Rahmen 

bestehender Vereinbarungen einstellen, 

während die Anlagenbetreiber ihren 

vertraglichen Verpflichtungen in diesem 

Zeitraum weiterhin nachgekommen sind. 

Die EU-Kommission hat heute verkündet, 

dass sie keine Beweise für eine Benachteiligung 

von Marktteilnehmern gefunden hat. 

Die britische Regierung hatte zuvor schon 

zugesagt, Verbesserungen an dem Mechanismus 

vorzunehmen. 

Roger Miesen, Vorstandsvorsitzender der 

RWE Generation SE, erklärt: „Wir freuen 

uns über die Entscheidung der EU-Kommission, 

den Mechanismus wieder vollständig 

in Kraft zu setzen. Dadurch werden 

wir aufgeschobene Zahlungen nun rückwirkend 

erhalten. Der konventionelle 

Strommarkt in Europa bleibt extrem herausfordernd. 

Die Einsatzzeiten von Kraftwerken 

verringern sich. Gleichzeitig bilden 

sie das Rückgrat der Energieversorgung für 

den Übergang in ein CO 2 -armes Zeitalter.“ 

RWE hat sich zum Ziel gesetzt, bis 2040 klimaneutral 

zu sein. (193311705) 

LLwww.rwe.com 

Cäsar auf Standby: Block C des 

RWE-Kraftwerks Neurath wechselt 

in die Sicherheitsbereitschaft 

• 300-MW-Anlage bleibt vier Jahre einsatzbereit 

• Kraftwerksleiter Tilman Bechthold: 

„Wir halten unsere Zusagen ein 

und tragen so zum Erreichen 

der Klimaziele bei.“ 

(rwe) RWE Power setzt ihren CO 2 -Minderungskurs 

fort: In der Nacht zum 28. September 

trennt das Unternehmen den 

300-Megawatt-Block C („Cäsar“) seines 

Braunkohlenkraftwerks Neurath vom Netz 

und überführt ihn in die Sicherheitsbereitschaft. 

In den nächsten vier Jahren kann 

die Anlage bei starken Engpässen in der 

Stromversorgung binnen zehn Tagen reaktiviert 

werden. 

Danach wird Cäsar am 1. Oktober 2023 

planmäßig stillgelegt. Jährlich erzeugte 

der Block rund zwei Terawattstunden 

Strom – genug, um alle Haushalte in Köln 

zu versorgen. 

Cäsar auf Standby: Block C des RWE-Kraftwerks Neurath wechselt in die Sicherheitsbereitschaft 

19


VGB PowerTech e. V. ist der technische Verband der Energieanlagenbetreiber mit 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 34 Ländern repräsentieren eine Erzeugungsleistung von rund 301.000 

MW mit einem breiten Spektrum von Anlagen und allen Erzeugungsarten. 

Für unsere Abteilung „Kraftwerkstechnologien und Umwelttechnik“, Bereich Dampferzeuger, Industrie- und Heizkraftwerke, 

suchen wir zur Verstärkung unseres Teams zum nächstmöglichen Termin eine(n): 

Ingenieur/Ingenieurin (m/w/d) TU/FH 

Ihr Aufgabengebiet umfasst die Mitarbeit als Referent und die Durchführung von Ingenieurdienstleistungen. 

Zum Aufgabenbereich gehören: 

| Leitung und Betreuung von VGB-Gremien wie Ausschüsse und Fachgruppen 

| Erarbeitung von VGB-Standards 

| Zusammenarbeit mit anderen Verbänden und Organisationen 

| Unterstützung bei der Vorbereitung und Durchführung von Veranstaltungen 

| Mitarbeit bei sonstigen externen 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 

| Analyse von Erzeugungsanlagen und Ableitung von Maßnahmen für einen sicheren oder 

optimierten Betrieb bzw. Anlagenmodifikation 

| Durchführung und Begleitung von Schadensanalysen 

| Unterstützung der Betreiber bei technischen Verhandlungen mit Herstellern 

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

| Selbstständige Projektabwicklung (inkl. Angebotserstellung, Berichterstattung, Gespräche mit Kunden) 

Ihr Profil: 

| Abgeschlossenes Hochschulstudium im Bereich der Ingenieur- oder Naturwissenschaften 

bzw. Schweißfachingenieur 

| Betriebserfahrung im Bereich von Dampfkesselanlagen 

| Erfahrung auf den Gebieten: Kessel, Verfahrenstechnik, Heizkraftwerke, und Mitverbrennung 

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

| Reisebereitschaft (Inland/Ausland) 

| Zielstrebige Persönlichkeit mit einem hohen Maß an Aufgeschlossenheit, Engagement und Überzeugungskraft 

| Exzellente Kenntnisse im Umgang mit MS Office 

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

mit 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 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. 

VGB PowerTech e.V. 

Personalabteilung 

Wolfgang Goebel 

Deilbachtal 173 

45257 Essen 

Telefon: +49 201 4862-310 

E-Mail: wolfgang.goebel@vgb.org 

20 

www.vgb.org


MembersŃews 

VGB PowerTech e. V. ist der technische Verband der Energieanlagenbetreiber mit Sitz in Essen. Seit seiner Gründung im Jahr 

1920 hat sich der VGB PowerTech zum internationalen technischen Kompetenzzentrum für die Betreiber von Kraft werken 

und Energieanlagen entwickelt. Die Mitglieder aus 34 Ländern repräsentieren eine Erzeugungsleistung von rund 301.000 

MW mit einem breiten Spektrum von Anlagen und allen Erzeugungsarten. 

Für unsere Abteilung „Kraftwerkstechnologien und Umwelttechnik“, Bereich Dampfturbine, 

suchen wir zur Verstärkung unseres Teams zum nächstmöglichen Termin eine(n): 

Ingenieur/Ingenieurin (m/w/d) TU/FH 

Ihr Aufgabengebiet umfasst die Mitarbeit als Referent und die Durchführung von Ingenieurdienstleistungen. 

Zum Aufgabenbereich gehören: 

| Leitung und Betreuung von VGB-Gremien wie Ausschüsse und Fachgruppen 

| Erarbeitung von VGB-Standards 

| Zusammenarbeit mit anderen Verbänden und Organisationen 

| Unterstützung bei der Vorbereitung und Durchführung von Veranstaltungen 

| Mitarbeit bei sonstigen externen 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 

| Durchführung und Begleitung von Schadensanalysen im Bereich Dampfturbine und Nebenanlagen 

| Unterstützung der Betreiber bei technischen Verhandlungen mit Herstellern und Servicepartnern 

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

| Selbstständige Projektabwicklung (inkl. Angebotserstellung, Berichterstattung, Gespräche mit Kunden) 

Ihr Profil: 

| Abgeschlossenes Hochschulstudium im Bereich der Ingenieur- oder Naturwissenschaften 

bzw. Schweißfachingenieur 

| Betriebserfahrung im Bereich von Dampfturbinen bei Inbetriebnahme und Betrieb 

| Erfahrung auf den Gebieten: Turbine, Verfahrenstechnik und Heizkraftwerke 

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

| Reisebereitschaft (Inland/Ausland) 

| Zielstrebige Persönlichkeit mit einem hohen Maß an Aufgeschlossenheit, Engagement und Überzeugungskraft 

| Exzellente Kenntnisse im Umgang mit MS Office 

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

mit 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 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. 


Personalabteilung 

Wolfgang Goebel 


45257 Essen 

Telefon: +49 201 4862-310 

E-Mail: wolfgang.goebel@vgb.org 

www.vgb.org 

21


(rhg) Der Arealnetzbetreiber Stromkontor 

Rostock Port GmbH übernimmt von der Infrasite 

Griesheim GmbH zum 1. Januar 2020 

die Strom- und Gasnetze im Frankfurter Industriepark 

Griesheim. Aktuell haben rund 

30 Unternehmen in über 100 Gebäuden ihren 

Sitz auf dem Gelände. Investoren planen 

die umfassende Restrukturierung des 

Standorts innerhalb der nächsten Jahre. 

„Es gehört zu unserer Kernkompetenz Revitalisierungsprojekte 

als Infrastrukturdienstleister 

zu begleiten“, sagt Bernd 

Breuer, Geschäftsführer der Stromkontor-Unternehmensgruppe. 

„Wir rechnen 

mit einem deutlichen Wirtschaftswachstum 

am Standort und damit einhergehend 

mit einem Zuwachs der Energieabnahme.“ 

„Mit der Energiewende wird die Energieversorgung 

zunehmend dezentral und systemisch 

komplexer. Objektnetze gewinnen 

dabei mit ihren sehr spezifischen Anforderungen 

an Bedeutung“, ergänzt Dr. 

Andreas Cerbe, Netzvorstand des Kölner 

Energiedienstleisters und -versorgers RheinEnergie. 

Das Unternehmen ist seit 2017 

mit 49 % an der Stromkontor Rostock Port 

GmbH beteiligt. „Der Erwerb der Stromund 

Gasnetze im Industriepark Griesheim 

folgt unserer Wachstumsstrategie in diesem 

zukunftsweisenden Geschäftsfeld.“ 

Auf dem Industrieareal befinden sich im 

Mittelspannungsnetz Kabel mit einer Länge 

von 23 km. Das Niederspannungsnetz 

ist 40 km lang. Im Gasnetz sind 2,5 km 

Hochdruckleitungen sowie 2 km Mitteldruckleitungen 

verbaut. „Mit der Übernahme 

des Gasnetzes in Griesheim vervollständigen 

wir unser Produktportfolio und 

erweitern unsere Expertise um die Sparte 

Gas“, sagt Christian Meier, Geschäftsführer 

der Stromkontor Rostock Port GmbH. 

(193310913) 

LLwww.rheinenergie.com 

Fit für die Zukunft – Bremer 

Muellheizkraftwerk wird 50 

Fit für die Zukunft – Bremer Muellheizkraftwerk wird 50 

Kraftwerksleiter Tilman Bechthold erläutert: 

„Cäsar ist der fünfte und letzte Braunkohlenkraftwerksblock 

von RWE, den wir 

in die Sicherheitsbereitschaft überführen. 

So zuverlässig, wie wir mit dem Block 

Strom produziert haben, halten wir unsere 

Zusagen und tragen so zum Erreichen der 

Klimaziele bei.“ 

Die Sicherheitsbereitschaft ist Teil des 

Fahrplans, mit dem RWE ihren CO 2 -Ausstoß 

allein in den letzten sechs Jahren um 

ein Drittel gesenkt hat. Rund 2,3 Millionen 

Tonnen CO 2 pro Jahr fallen künftig mit 

Neurath C weg. Für einen vergleichbaren 

Effekt müssten 2,3 Millionen Kraftfahrzeuge 

mit Verbrennungsmotor durch Elektroautos 

ersetzt werden. Anders als viele andere 

Wirtschaftsbereiche wird die deutsche 

Energiewirtschaft die Klimaziele für 

2020 sehr wahrscheinlich erreichen. 

Tilman Bechthold: „Im Falle einer Versorgungskrise 

können wir den Block schnell 

wieder ans Netz bringen. Diese Verfügbarkeit 

stellen wir vor Ort durch aufwändige 

Anlagenpflege sicher. Dazu greifen wir auf 

Konservierungskonzepte zurück, die sich 

an den Standorten Frimmersdorf und Niederaußem 

bewährt haben.“ 

Mit der Sicherheitsbereitschaft gehen im 

Braunkohlenbereich der RWE Power insgesamt 

rund 1.000 qualifizierte Arbeitsplätze 

verloren. Der Großteil dieser Einschnitte 

wurde bereits im Zuge der Sicherheitsbereitschaften 

in Frimmersdorf und Niederaußem 

auf den Weg gebracht. Tilman 

Bechthold: „Die Größe der Mannschaft in 

Neurath verringert sich durch die Herausnahme 

von Cäsar daher nur noch geringfügig. 

Gleichwohl stellen wir sicher, dass kein 

Kollege ins Bergfreie fällt. Wie in Frimmersdorf 

und Niederaußem werden wir die 

Anpassungen Schritt für Schritt und sozialverträglich 

vornehmen.“ 

Mit der Sicherheitsbereitschaft setzt RWE 

einen Beschluss der Bundesregierung zum 

Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) um. Das 

EnWG gibt vor, dass Braunkohlenkraftwerks 

Betreiber insgesamt 2.700 Megawatt 

Erzeugungskapazität je vier Jahre lang 

vom Netz getrennt einsatzbereit halten. 

2017 hat RWE Power bereits die Blöcke P 

und Q in Frimmersdorf und 2018 die Blöcke 

E und F in Niederaußem konserviert. 

Insgesamt sind bei RWE Power somit jetzt 

1.500 Megawatt Kraftwerkskapazität betroffen. 

(193301823) 

LLwww.rwe.com 

Stromkontor Rostock übernimmt 

Strom- und Gasnetze im 

Industriepark Griesheim 

(swb) Der swb-Vorstand hatte kürzlich 

Vertreter aus der Bremer Politik, Marktpartner 

und Pressevertreter ins Müllheizkraftwerk 

(MHKW), in Bremen-Findorff, 

eingeladen. Anlass war das fünfzigjährige 

Bestehen des Standorts. „Wir haben seit 

der Übernahme der Anlage im Jahr 1998 

erheblich zur positiven Entwicklung des 

Heizkraftwerks beigetragen. Jetzt arbeiten 

wir an der kohlefreien Wärmeversorgung 

der Stadt. Das MHKW soll über eine Verbindungsleitung 

zu einem wesentlichen 

Bestandteil unseres Wärmekonzepts der 

Zukunft beitragen“, sagte der swb Vorstandsvorsitzende 

Dr. Torsten Köhne. Gemeint 

ist damit der Schritt, dass Wärmeauskopplung 

aus dem Steinkohleblock 15 

in Hastedt durch CO 2 -arme Müllverwertung 

ersetzt werden soll. 

Seit 1969 bietet das Müllheizkraftwerk 

(MHKW) Bremen eine verantwortungsbewusste 

Entsorgungslösung für Abfälle mit 

niedrigem Brennwert, zum Beispiel Hausmüll. 

Zunächst wurde die Anlage als reine 

Müllverbrennung betrieben, weil die Deponierung 

von Hausmüll nicht mehr gewünscht 

war. Bereits in den 1970er Jahren 

wurde dann Wärme aus der Anlage ausgekoppelt, 

um die Universität damit zu versorgen. 

In den Jahren 2001 bis 2005 wurde 

das MHKW Bremen mit einem Investitionsvolumen 

von 94 Millionen Euro umfangreich 

modernisiert, was ganz besonders 

der Umweltverträglichkeit der Anlage 

diente. Um die Kapazität des MHKW zu 

steigern und gleichzeitig mehr elektrische 

Energie zu erzeugen, wurde eine Verbrennungslinie 

erneuert und eine zusätzliche 

Turbine errichtet. Mit Abschluss des Modernisierungsprozesses 

konnten im MHKW 

Bremen jährlich etwa 550.000 Megagramm 

(Tonnen) Abfälle energetisch 

verwertet werden. 2013 wurde ein weiterer 

Umbau des Müllheizkraftwerks bei laufendem 

Betrieb abgeschlossen. Mit einer 

Investition von rund 80 Millionen Euro 

konnte nun aus der gleichen Menge Abfall 

die dreifache Menge an Strom erzeugt werden. 

Diese Investition in eine zukunftssichere 

Kraftwerkstechnik bei swb galt der 

Erhöhung des Effizienzwerts der Anlage, 

um den aktuell geforderten Stand der 

Technik zu erreichen: Kessel 1-Umbau auf 

40 bar/400 Grad Celsius; Kessel 4-Neubau 

Dampferzeuger 40 bar/400 Grad Celsius; 

Turbine 4, Luftkondensator 4, Klärschlamm-Mitverbrennung. 

22


Industry News 

Heute verfügt swb über eine hocheffiziente 

Abfallverwertungsanlage, die neben 

der höheren Stromproduktion auch die 

Fernwärmeversorgung sicherstellt. Zusätzlich 

soll das MHKW ab 2023 auch einen 

erheblichen Teil der Wärme für das Fernwärmenetz-Ost 

liefern und damit die Verbrennung 

von Steinkohle am Kraftwerksstandort 

Hastedt reduzieren. Dafür wird 

zwischen 2020 und 2022 eine 7 Kilometer 

lange Verbindungsleitung bis zum 

Heizwerk Vahr an der Emil-Sommer-Straße 

entstehen. Jetzt produziert das seinerzeit 

als Heizwerk für die Universität konzipierte 

MHKW Bremen neben den rund 

200.000 Megawattstunden (MWh) Fernwärme 

von für die Universität, den Technologiepark 

und das Wohngebiet „Am Weidedamm“ 

zusätzlich über 75.000 MWh 

Grundlaststrom pro Jahr. Dies entspricht 

dem Strombedarf von circa 10 Prozent der 

Bremer Haushalte und dem Wärmebedarf 

von über 15.000 Kunden. (193301820) 

Meilensteine im Betrieb des MHKW: 

• 1969: Inbetriebnahme der Kessel 1 bis 3 

• 1976: Inbetriebnahme Kessel 4 

• 1977: Inbetriebnahme Kesselanlage 

Spitzenheizwerk, Fernwärmeversorgung 

Universität Bremen 

• 1981: Inbetriebnahme Turbine 1 

• 1989: Inbetriebnahme Rauchgasreinigungsanlage 

• 1998: Privatisierung unter ANO Abfallbehandlung 

Nord GmbH 

• 2001-2007: Modernisierung und Leistungssteigerung 

auf 550.000 Tonnen 

jährlich 

• 2003: Inbetriebnahme Kessel 3 im Spitzenheizwerk 

• 2008: 100 Prozent-Unternehmen der 

swb AG als swb Entsorgung GmbH & 

Co. KG 

• 2010 bis 2013: Maßnahmen zur Effizienzsteigerung 

Betriebsdaten des MHKW Bremen 

• Feuerungswärmeleistung 221 MWth 

• möglicher Brennstoffdurchsatz 550.000 

Mg/a 

• Dampfdruck K1 und 4 40 bar 

• Dampfdruck K2 und 3 22 bar 

• Dampftemperatur Kessel 1 und 4 400° C 

• Dampftemperatur Kessel 2 und 3 217° C 

Eckdaten 2018 

• Brennstoffdurchsatz 515.161 Mg 

• mittlerer Heizwert 11,2 MJ/kg 

• Betriebsstunden 8.760 h 

• Kesselverfügbarkeit ca. 90% 

• Stromerzeugung 307.500 MWh 

• Fernwärmeerzeugung 208.400 MWh 

LLwww.swb.de 

Industry 

News 

Company 

Announcements 

Neue Produktionskapazitäten 

bei BRAUER 

(brauer) Im Jahr 2019 hat die BRAUER Maschinentechnik 

AG weitere Büros und Produktionshallen 

in Betrieb genommen und 

verfügt nun über rund 15.000 Quadratmetern 

Gesamtfläche. 

Die Geschäftsführung startete bereits 

2016 die Planungen. Es wurden weitere 

Flächen für die Konstruktion und Projektierung 

sowie die Verwaltung benötigt. Um 

aber auch für zukünftige Investitionen optimale 

Bedingungen zu schaffen, hat man 

das Vorhaben um die Erweiterung der Produktionskapazitäten 

ergänzt. 

Nach gut einjähriger Bauzeit konnte Mitte 

2019 der Bezug stattfinden. Die Gebäude 

sind nach neuesten energetischen Standards 

errichtet worden. Neben einer ökologisch 

vorteilhaften Dachbegrünung wurde 

unter anderem auch eine für den Eigenbedarf 

optimierte Solaranlage installiert. Die 

angenehme Arbeitsumgebung wird durch 

eine aktive Lüftungs- und Klimaanlagentechnik 

erreicht und auf Schalldämmung 

und gute Raumakustik wurde besonderer 

Wert gelegt. 

Und auch wenn erst Mitte des Jahres alle 

Räumlichkeiten bezugsfertig waren, so 

sind die ersten Großgetriebe bereits im 

März durch die neuen Hallentore angeliefert 

worden. 

Die Geschäftsführung, die in außerordentlichem 

Maße die Entwicklung und den 

Baufortschritt begleitet hat, freut sich insbesondere, 

daß trotz dieser intensiven Arbeitsbelastung, 

die Kundenwünsche ohne Einschränkungen 

bearbeitet werden konnten. 

So wurden auch im letzten Jahr Getriebe 

aller Größen repariert, Antriebe optimiert 

oder neue Sondergetriebe konstruiert. 55 

Mitarbeiter haben mehr als 700 Getriebeeinheiten 

aus allen Branchen bearbeitet. 

Für die nächsten Jahre freuen sich Mitarbeiter 

und Geschäftsführung des Unternehmens 

auf die Fortführung der positiven 

Entwicklung und neue Herausforderungen, 

angefangen bei der vorbeugenden Instandhaltung 

und Inspektionen von Getrieben, 

bis hin zur Entwicklung von technischen 

Lösungen für die besonderen 

Antriebsfälle der Kunden. (193311236) 

BRAUER Maschinentechnik AG ... 

… Getriebeservice seit 1979 

LLwww.brauer-getriebe.de 

Equinors Engineering 

startet digitale Transformation 

mit Aucotec 

• Offshore-Experte entscheidet sich für 

datenzentrierte Softwareplattform 

(aucotec) Der Engineeringsoftware-Entwickler 

Aucotec hat einen neuen Großkunden 

im Öl-, Gas-, Wind- und Solarenergiesektor 

gewonnen: Equinor ASA, ehemals 

Statoil, mit Sitz im norwegischen Stavanger, 

digitalisiert und wartet seine Anlagen 

ab sofort mit der datenzentrierten, kooperativen 

Plattform Engineering Base (EB) 

von Aucotec. 

Rückgrat der Anlagendaten 

Equinor ist einer der weltweit größten 

Offshore-Betreiber, der auch Raffinerien 

und Windparks unterhält. Das Unternehmen 

befindet sich in einem Transformationsprozess, 

in dem aus den traditionell 

Dokumenten-orientierten Lifecycle-Informationen 

zu den Anlagen hochdigitale, 

zentral verwaltete Daten werden. Sie sind 

viel leichter aktuell zu halten, und die Wartung 

wird deutlich erleichtert. 

Neue Produktionskapazitäten bei BRAUER – Luftansicht der Gebäude und Produktionsstätte 

23

Industry News VGB PowerTech 10 l 2019 

GE Renewable Energy liefert Turbinen der Cypress- Plattform für 175 MW Onshore Windpark 

in Schweden 

„Wir sind sehr stolz, mit Engineering Base 

das Rückgrat für die Daten zu Equinors Anlagen 

und ihre Wartung zu liefern. Wohl 

nicht ganz zufällig wurde das EB-Projekt 

dort ‚Spine‘ genannt“, sagt Uwe Vogt, Vorstand 

bei Aucotec. „Die neue Bandbreite 

unserer Plattform haben wir auf der letzten 

ACHEMA erstmals vorgestellt. Dass auch 

Equinor zu den großen Neukunden gehört, 

die wir damit überzeugen konnten, ist eine 

herausragende Bestätigung für unser 

Team“, betont Vogt. Von FEED über Basicund 

Detail-Engineering, Leitsystem-Konfiguration 

und Cause-&-Effect-Unterstützung 

bis Maintenance deckt das System 

sämtliche Kerndisziplinen des prozesstechnischen 

Engineerings ab. 

Digitaler Zwilling aus 

über 350.000 Dokumenten 

Equinor startet die Arbeit mit EB am Projekt 

der neuen Ölbohrplattform Johan 

Sverdrup, die Ende 2019 mit der Ölförderung 

beginnt. Sie erschließt ein riesiges 

Ölfeld rund 160 km vor Stavanger, dessen 

Kapazität voraussichtlich für rund 50 Jahre 

reicht. Entsprechend lange muss auch die 

aus mehreren Plattformen bestehende Anlage 

möglichst effizient arbeiten und eine 

stets aktuelle Dokumentation aufweisen. 

„Equinor rechnet mit einer deutlichen 

Vereinfachung und damit auch Beschleunigung 

der Maintenance-Aufwände. Änderungen 

und die Zusammenarbeit mit den 

vielen Subkontraktoren, ob im Projektierungsbereich 

oder im Betrieb, sind mit dieser 

einzigartigen ‚Master Engineering Database‘ 

sehr viel einfacher und konsistenter 

umzusetzen“, erklärt der Aucotec-Vorstand. 

Dazu werden zurzeit mehr als 

350.000 Johan-Sverdrup-Dokumente zu 

EB migriert und dort digital aufbereitet. 

Da sämtliche Disziplinen von EBs objektorientierten 

Anlagenmodell abgedeckt werden, 

müssen Änderungen nur einmal zentral 

eingegeben werden. Jede Repräsentanz 

des geänderten Objekts wird automatisch 

aktualisiert. „Auf diese Weise enthält EB 

tatsächlich den kompletten digitalen Zwilling 

mit all seinen Logiken, nicht nur eine 

Teildisziplin“, so Vogt. „Neben EB war aber 

auch das ganze Aucotec-Team sehr überzeugend“, 

ergänzt er. (193301756) 

LLwww.aucotec.com 

Suntrace und BayWa r.e. 

unterstützen B2Gold beim 

weltweit größten 

Solar-Batterie-Hybridprojekt 

(baywa) Photovoltaik ist inzwischen die 

wettbewerbsfähigste Form der Energiegewinnung. 

In netzunabhängigen Energiesystemen 

sorgt Solarenergie in Kombination 

mit konventioneller Energieerzeugung 

und Batterie-Speicher bei Tag und 

Nacht für eine sichere Energieversorgung. 

B2Gold Corp. (CA) betreibt die Goldmine 

Fekola in Mali, Westafrika. Anfang des 

Jahres hat die Suntrace GmbH zusammen 

mit ihrem Partner BayWa r.e. eine Voruntersuchung 

durchgeführt, um die technische 

und wirtschaftliche Realisierbarkeit 

eines Solar-Batterie-Systems zur Anbindung 

an das bestehende Schwerölkraftwerk 

zu prüfen. 

Im Anschluss an die Studie wurde von 

B2Gold die Umsetzung des 38-Millionen-Dollar-Projekts 

in den Jahren 2019 bis 

2020 genehmigt. Dies wird eines der weltweit 

größten offgrid Solar-Batterie-Hybridsysteme 

dieser Art sein. Der Bau soll 

Ende 2019 beginnen und im August 2020 

abgeschlossen sein. 

Suntrace wurde zusammen mit BayWa 

r.e. von B2Gold beauftragt, den Minenbetreiber 

bei der Realisierung des Projektes 

zu begleiten. Die Solarexperten stellen das 

notwendige technische Fachwissen zur 

Verfügung und unterstützen bei der Detailplanung, 

der Beschaffung sowie dem Bau 

und der Inbetriebnahme der Anlage. 

„Es zeugt von einem hohen Engagement 

bei B2Gold, den Bau einer Hybridanlage in 

dieser Größenordnung zur Senkung des 

Schwerölverbrauches und der CO 2 Emissionen 

anzugehen. Dieses Projekt ist ein 

Meilenstein für ein Off-grid Solarprojekt in 

Bezug auf die Größe der PV-Anlage und 

der Batterie. Wir sind sehr stolz darauf, 

dass B2Gold Suntrace und BayWa r.e. als 

Experten für die Umsetzung dieses innovativen 

Projekts beauftragt hat“, sagt Martin 

Schlecht, COO von Suntrace. 

„Dies ist ein wichtiger Meilenstein für 

B2Gold auf dessen Weg zu einer nachhaltigen 

Produktion. Die Kraftstoffeinsparungen 

gewährleisten die Rentabilität der Investition 

sowie niedrigere Energiekosten 

und CO 2 -Emissionswerte“, sagt Tobias Kriete, 

Regional Manager Afrika bei der BayWa 

r.e. Solar Projects GmbH. „Die Realisierung 

dieses innovativen Systems unterstreicht 

die Kompetenz von Suntrace und BayWa 

r.e. auf dem Gebiet der Hybridanlagen“, ergänzt 

Philipp Kunze, Leiter des Global Hybrid 

Teams von BayWa r.e. Solar Projects. 

Das PV-Batteriesystem wird in das bestehende 

Kraftwerk integriert, um einen sicheren 

und zuverlässigen Betrieb zu gewährleisten 

und ermöglicht eine Einsparung 

von 13,1 Millionen Litern Schweröl 

pro Jahr. Das Hybridsystem wird die Gesamtenergiekosten 

und den CO 2 -Ausstoß 

der Mine deutlich senken. Der Strom für 

die Mine wird derzeit ausschließlich mithilfe 

von Schweröl- und Dieselgeneratoren 

erzeugt. Durch die Erweiterung mit dem 

PV-System mit einer Gesamtleistung von 

30 MW kann das Bergwerk bis zu drei ihrer 

Schweröl-Generatoren tagsüber abschalten, 

wobei der 13,5 MWh-Batteriespeicher 

die Schwankungen der solaren Stromerzeugung 

ausgleicht. 

Suntrace und BayWa r.e. werden das Projekt 

bis zur Inbetriebnahme zusammen mit 

B2Gold umsetzen und damit einen wesentlichen 

Beitrag zur nachhaltigen Stromerzeugung 

in den Minen Westafrikas leisten. 

(193311253) 

LLwww.baywa-re.com 

GE Renewable Energy liefert 

Turbinen der Cypress- Plattform 

für 175 MW Onshore Windpark 

in Schweden 

• GE Renewable Energy gewinnt erneut 

einen Auftrag über Windenergieanlagen 

der Cypress-Plattform und liefert 33 der 

5.3-158 Turbinen für den Windpark 

Björkvattnet. 

• Der 175-MW-Windpark wird 175.000 

Haushalte in Schweden versorgen. 

• InfraVia Capital Partners hat das Projekt 

über den InfraVia European Fund IV 

von Vindparken, WindSpace und GE Renewable 

Energy übernommen. 

(ge) GE liefert 33 Windenergieanlagen der 

Cypress- Plattform mit 5,3 MW für den 175 

MW Windpark Björkvattnet in Nordschweden. 

Darüber hinaus hat GE auch einen 

Vollwartungsvertrag über eine Laufzeitvon 

25 Jahren abgeschlossen. Das Projekt wurde 

von Vindparken und WindSpace, mit 

24


Industry News 

Unterstützung von GE Renewable Energy, 

entwickelt und an InfraVia Capital Partners, 

einen französischen Infrastrukturinvestor, 

verkauft. 

Der 175-MW-Windpark liegt etwa 470 km 

nördlich von Stockholm und wird genügend 

erneuerbare Energie erzeugen, um 

175.000 Haushalte in Schweden zu versorgen. 

Zudem spielt er eine wichtigeRolle, 

um das Ziel des Landes, bis 2040 CO 2 -frei 

zu werden, zu erreichen. Das Projekt soll 

bis Ende 2020 den kommerziellen Betrieb 

aufnehmen. 

Peter Wells, CEO für Onshore Wind in Europa 

& SSA von GE Renewable Energy, sagte: 

„Der Windpark Björkvattnet ist sehr 

spannend für GE, und unsere Cypress-Plattform 

ist ideal für das Projekt geeignet. Cypress 

entwickelt sich zu einer vielseitigen 

Lösung für die unterschiedlichen Geländeund 

Windverhältnisse in Europa, darunter 

die NordischenLänder, Deutschland, Spanien, 

Italien und Österreich, und wir freuen 

uns, sie zum ersten Mal nach Schweden 

zu bringen. Wir arbeiten entlang der gesamten 

Wertschöpfungskette der Onshore-Windenergie, 

um den Wert für unsere 

Kunden zu optimieren und ihnen zu helfen,die 

Ziele im Bereich der Erneuerbaren 

Stromerzeugung zu verwirklichen.“ 

Die Cypress-Plattform wurde im vergangenen 

Jahr von GE vorgestellt und ist die 

momentan leistungsstärkste Onshore-Windenergieanlage 

in Betrieb. Sie ermöglicht 

signifikante Verbesserungendes Jahresenergieertrags, 

eine höhere Servicefreundlichkeit, 

verbesserte Logistik- und Standortpotenziale 

und letztlich mehr Wert für 

die Kunden. Das einzigartige zweiteilige 

Blattdesign ermöglicht die Herstellung 

noch größerer Rotorblätter und verbessertgleichzeitig 

die Logistik, um Kosten zu senken 

und mehr Aufstellmöglichkeiten an 

bisher unzugänglichen Stellen zu bieten. 

Jens Elton Andersen von WindSpace sagte: 

„Wir freuen uns, mit Vindparken, Infra- 

Via und GE bei diesem richtungsweisenden 

Projekt zusammenzuarbeiten. Das Projekt 

ist ein hervorragendes Beispiel für die erfolgreiche 

Zusammenstellung der richtigen 

Teams und Kompetenzen. In dem sich 

ständig veränderndenMarkt besteht ein 

wachsender Bedarf an neuen anspruchsvollen 

technischen, kommerziellen und 

kollaborativen Fähigkeiten, um den Wert 

und die Ausführungssicherheit durch die 

Entwicklung neuer Projekte im Bereich der 

erneuerbaren Energien zu maximieren. 

Ein wegweisendesProjekt für den Übergang 

in das regenerative Zeitalter.“ 

Das Projekt Björkvattnet demonstriert die 

einzigartige Fähigkeit von GE, entlang der 

gesamten Wertschöpfungskette zu arbeiten 

und Kundenbedürfnisse und -ziele zu 

erfüllen – mit breiterKompetenz und Verständnis 

für Projektentwicklung, Kapitalmärkte, 

technisch und kommerziell optimierte 

Windenergieanlagen sowie Offtake-Lösungen. 

Für das Projekt lieferte GE 

Unterstützung in der Projektentwicklung, 

Offtake-Lösungen, technische und kommerzielleOptimierung 

sowie Expertise in 

der Eigenkapitalsyndizierung über GE 

Energy Financial Services („GE EFS“). Die 

Co-Sponsoren wurden von NewSec, einem 

Finanzunternehmen, und Mannheimer 

Swartling (MSA), einer schwedischen Anwaltskanzlei, 

beraten. 

Vincent Levita, CEO von InfraVia, sagt: 

„InfraVia ist ein aktiver Investor im Bereich 

der erneuerbaren Energien. Dieses Projekt 

ist unsere erste Investition gemeinsam mit 

GE Renewable Energy und unsere erste Investition 

in Schweden. Diese Investition 

verdeutlicht auch unser Interesse an der 

Unterstützungvon „Buy-and-Build“-Strategien 

und stellt eine gute Gelegenheit dar, 

eine breit gefächerte europäische Basis für 

die Windenergieerzeugung zu entwickeln“. 

(193301745) 

LLwww.ge.com 

Die Regierung des Irak, MGH und 

GE erweitern das größte 

Kraftwerk im Irak um 1,5GW 

zusätzliche Kapazität 

• Das Kraftwerk Besmaya ist nach Leistung 

bereits das größte Kraftwerk des 

Irak; mit der Erweiterung um Phase 3 

wird es noch größer und kann insgesamt 

bis zu 4,5 Gigawatt (GW) erzeugen. 

• GE wird vier 9F-Gasturbinen und vier 

Generatoren für das Projekt bereitstellen. 

• Es wird erwartet, dass bis zu 1.200 Personen 

für den Bau der Besmaya Phase 3 

beschäftigt werden. 

(ge) Unter der Schirmherrschaft des irakischen 

Premierministers S.E. Dr. Adel Abdul 

Mahdi und des irakischen Ministers für 

Elektrizität S.E. Dr. Luay al-Khatteeb haben 

Mass Energy Group Holding (MGH) und 

GE Power eine neue Vereinbarung über die 

Phase 3 des Kraftwerks Besmaya unterzeichnet, 

die zur Stärkung des irakischen 

Energiesektors beitragen wird. Insgesamt 

steigt die Kapazität der Anlage auf bis zu 

4,5 GW. Im Rahmen der Vereinbarung 

wird GE MGH mit vier 9F-Gasturbinen und 

vier Generatoren zur Ausrüstung von Besmaya 

Phase 3 beliefern. Das Projekt wurde 

bereits vom irakischen Ministerrat genehmigt, 

und MGH wird Strom aus der neuen 

Erweiterung an das irakische Stromministerium 

im Rahmen eines 20-jährigen 

Strombezugsvertrages (PPA) liefern. 

Die Vereinbarung wurde in Anwesenheit 

von S.E. Dr. Luay Al-Khatteeb und John 

Rice, dem Vorsitzenden von GE Gas Power, 

von Ahmad Ismail, dem Vorsitzenden von 

MGH, und Joseph Anis, President und CEO 

Gas- und Kraftwerksservicegeschäfts von 

GE im Mittleren Osten, Nordafrika und 

Südasien, unterzeichnet. 

S.E. Dr. Luay Al-Khatteeb sagte: „Als erstes 

unabhängiges Energieprojekt im Zentral-Irak 

setzt Besmaya Maßstäbe bei Partnerschaften 

zwischen dem öffentlichen 

und dem privaten Sektor als auch hinsichtlich 

des Beitrags zum irakischen Stromnetz. 

Das Projekt zeigt, dass der Irak ein 

attraktives Ziel für Investitionen des Privatsektors 

im Energiesektor sein kann. Es 

zeigt vor allem auch, dass es eine entscheidende 

Rolle spielt, der Regierung zu helfen, 

die Versorgung mit zuverlässiger, effizienter 

und erschwinglicher Energie zu 

verbessern, um den Bedürfnissen unserer 

Bürger gerecht zu werden. Wir freuen uns 

auf die Fortsetzung der Zusammenarbeit 

mit MGH und GE durch den weiteren Ausbau 

des Kraftwerks Besmaya“. 

Besmaya Phase 3 ist in seiner Leistung 

das größte neue Kraftwerk, das seit 2014 

dem irakischen Stromnetz hinzugefügt 

wird. Das Projekt soll bis 2021 1,5 weitere 

GW verfügbar machen, die ersten 500 MW 

sollen bereits nächstes Jahr ans Netz gehen. 

Es wird erwartet, dass bis zu 1.200 

Personen für den Bau von Besmaya Phase 3 

beschäftigt werden. 

„Bei der Mass Energy Group Holding ist 

es unsere Mission, Investitionen im Interesse 

der Öffentlichkeit zu tätigen, indem wir 

aktiv zum Aufbau und zur Entwicklung des 

irakischen Energiesektors beitragen. Mit 

GE haben wir einen zuverlässigen Partner 

gefunden, der sich nicht nur den gleichen 

Werten verpflichtet, sondern auch in der 

Lage ist, branchenführende Technologien 

sowie erstklassige Ausführungs- und Servicekompetenz 

vor Ort im Irak anzubieten“, 

sagte Ahmad Ismail. „Wir freuen uns, 

heute mit der Arbeit an der nächsten Phase 

von Besmaya zu beginnen und bleiben der 

Partnerschaft mit der Regierung und dem 

irakischen Volk verpflichtet, um auch in 

Zukunft den Bedarf an Stromerzeugung 

des Landes zu decken.“ 

Die Vereinbarung basiert auf einer bewährten 

Erfolgsgeschichte von erfolgreichen 

Projekten zur Stromerzeugung, die in 

Zusammenarbeit zwischen MGH und GE 

im Irak durchgeführt wurden. Gemessen 

an der Produktionsmenge ist Besmaya bereits 

das größte Kraftwerk im Irak, und eines 

der größten im Nahen Osten und 

Nordafrika. Phase 1 des Kraftwerks Besmaya 

erzeugt bis zu 1,5 GW Strom erzeugen, 

während Phase 2 bis schon jetzt bis zu 

1 GW produzieren kann. Weitere 500 MW 

aus Phase kommen hinzu, wenn es Ende 

2019 / Anfang 2020 in den Kombibetrieb 

geht. GE hat acht 9F-Gasturbinen und vier 

Dampfturbinen für die ersten beiden Phasen 

von Besmaya geliefert. Darüber hinaus 

haben MGH und GE in der irakischen Region 

Kurdistan durch die Projekte Erbil, 

Duhuk und Sulaymania bereits bis zu 4 GW 

Strom ans Netz gebracht. 

25


„Im Namen von GE möchte ich MGH und 

dem Elektrizitätsministerium für ihr anhaltendes 

Vertrauen in uns danken“, sagte Joseph 

Anis. „GE ist geehrt, seit über 50 Jahren 

mit verschiedenen Organisationen zusammenzuarbeiten, 

um die Entwicklung 

des irakischen Stromsektors zu unterstützen. 

Von der ersten Hilfe beim Wiederaufbau 

der Strominfrastruktur in Konfliktgebieten 

wie Diyala und Mosul bis hin zur 

Bereitstellung von Ausrüstung und Dienstleistungen 

für das erste unabhängige Kraftwerk 

des Irak. Wir sind unserer Verpflichtung, 

den Fortschritt in der Stromerzeugung 

für das irakische Volk zu unterstützen, 

nicht nur nachgekommen, sondern haben 

auch kontinuierlich geliefert“. 

Mit über 1.300 installierten Maschinen 

der F-Klasse, die mehr als 70 Millionen Betriebsstunden 

umfassen, verfügt GE über 

die größte betriebsbereite und erfahrenste 

Flotte der F-Klasse weltweit. Die F-Klasse-Turbinen 

von GE sind auch in der Lage, 

einen kombinierten Wirkungsgrad von 

über 60 Prozent zu erreichen. Das wird im 

Irak helfen, die Stromerzeugung pro verbrauchter 

Brennstoffeinheit zu erhöhen 

und die Umweltbelastung pro Megawatt 

produzierter Energie zu senken. 

GE ist im Irak mit bis zu 300 Mitarbeitern 

im ganzen Land präsent, die meisten davon 

Iraker. Seit 2011 hat das Unternehmen 

dazu beigetragen, 14 GW Strom im gesamten 

Irak verfügbar zu machen, darunter bis 

zu 1,4 GW in konfliktbelasteten Gebieten 

wie Diyala und Mosul. Heute können 

GE-gefertigte Technologien bis zu 55 Prozent 

des Stroms im Land erzeugen. 

LLwww.ge.com 

Standardkessel Baumgarte und 

ACCIONA erhalten Auftrag zur 

Errichtung einer WtE Anlage 

in Schottland 

(skb) Die Gemeinden Aberdeen City, 

Aberdeenshire und Moray errichten am 

Standort Aberdeen, im Nordosten von 

Schottland, eine Energy from Waste Anlage. 

ACCIONA, ein globales Unternehmen, 

das sich auf nachhaltige Infrastruktur und 

erneuerbare Energien fokussiert, wird für 

die Planung und schlüsselfertige Errichtung, 

Inbetriebnahme sowie für einen Zeitraum 

von 20 Jahren für die Betriebsführung 

der Anlage verantwortlich sein. Der 

Lieferumfang von Standardkessel Baumgarte 

umfasst Planung und Lieferung der 

Kesselanlage, inklusive des Feuerungssystems 

und der Rauchgasreinigung. 

Das NESS Energy Projekt wird den lokalen 

Gemeinden helfen, die Zielvorgaben 

von Schottland zur „Zero Waste Society“ 

und dem Deponieverbot ab 2021 zu erfüllen. 

Die neue NESS Energy from Waste Anlage 

bietet eine lokale, langfristige und 

nachhaltige Lösung für die Entsorgung von 

nicht recycelbaren Siedlungsabfällen. 

Standardkessel Baumgarte und ACCIONA erhalten Auftrag zur Errichtung 

einer WtE-Anlage in Schottland 

Künftig wird die Anlage 150.000 Tonnen 

Abfälle pro Jahr verwerten und mit einer 

Gesamtleistung von 49 MWth die benötigte 

Energie und Wärme umweltschonend 

bereitstellen. Der produzierte Strom wird 

in das nationale Netz eingespeist und der 

Dampf in dem lokalen Fernwärmenetz verwendet. 

Die NESS Energy from Waste Anlage in 

Aberdeen ist für Standardkessel Baumgarte 

die mittlerweile dritte Anlage in Schottland. 

SBG errichtete bereits eine Biomasseanlage 

in Speyside, die seit 2016 in Betrieb 

ist, und eine weitere Energy from Waste 

Anlage in Dundee, die sich noch im Bau befindet. 

In beiden Fällen war SBG Generalunternehmer. 

(193301752) 

Technische Daten 

Feuerungswärmeleistung: 49 MWth 

Brennstoffdurchsatz: 150.000 t/a 

Dampfleistung: 60 t/h 

Dampftemperatur: 425°C 

Dampfdruck: 64 bar 

LLwww.standardkessel-baumgarte.com 

www.acciona.com 

ETW Energietechnik tauscht 

zwei BHKW für Biogasanlage 

in Backnang 

• Deutliche Steigerung 

des Gesamtwirkungsgrades 

• BHKW mit SCR-Katalysatoren 

ausgestattet 

(etw) Die BHKW-Spezialisten der ETW 

Energietechnik aus Moers haben für die 

kommunale Biogasanlage in Backnang-Neuschöntal 

zwei neue Blockheizkraftwerke 

geliefert. Dafür wurden die beiden 

alten Gasmotoren der Abfallwirtschaft 

Rems-Murr (AWRM) nach 65.000 Betriebsstunden 

und über acht Jahren Laufzeit 

ausgetauscht. 

Deutliche Effizienzsteigerung 

ETW hat dafür die gebrauchten BH- 

KW-Motoren mit je 800 Kilowatt zurückgebaut. 

An gleicher Stelle wurden zwei neue, 

größere Gasmotoren mit einer elektrischen 

Leistung von 1560 und 1200 Kilowatt installiert. 

Verglichen mit den ausgetauschten 

Alt-Aggregaten bedeutet der Wechsel eine 

deutliche Effizienzsteigerung: Verfügten 

die gebrauchten BHKW noch über einen 

elektrischen Wirkungsgrad von 40,4 Prozent, 

beträgt dieser nun 42 Prozent. Der 

Gesamtwirkungsgrad beläuft sich damit 

jetzt auf insgesamt rund 85 Prozent. 

Zumischung von Gärresteabluft 

in die Verbrennungsluft 

„Ein weiterer Effizienz-Sprung wird 

durch die Zumischung von Gärresteabluft 

in die Verbrennungsluft der Gasmotoren 

erreicht. Das war das erste Mal, dass wir 

eine ETW-Anlage in dieser Weise ausgestattet 

haben“, berichtet Alexander Szabo, 

der verantwortliche Vertriebsleiter bei 

ETW Energietechnik. Extra für dieses Pilotprojekt 

wird die aus den Flüssigdüngerspeichern 

und dem Sedimentationsbecken 

der Biogasanlage abgesaugte, aufbereitete 

Gärresteabluft in die Verbrennungsluftzuführung 

der Gasmotoren eingeleitet und 

genutzt. Zur Vermeidung eines zündfähigen 

Gemisches in der Verbrennungsluft 

wird die Gärresteabluft kontinuierlich mit 

einer Gasanalyse überwacht. Außerdem 

werden zu erwartende Gesetzesänderungen 

in Bezug auf eine verpflichtende Nutzung 

des Restmethans in der Gärresteabluft 

schon jetzt erfüllt. Konzipiert wurde 

dieses System von der Planungsfirma Ingenieurgruppe 

RUK GmbH aus Stuttgart. 

26


Industry News 

16. Jahrestagung | 29. – 30. Januar 2020, Potsdam 

2020 

» Ressourcensicherung: Beschaffungsstrategie und langfristige Bedarfsplanung 

in Zeiten des Fachkräftemangels 

» Kollaborationen und strategische Partnerschaften – rechtliche/ 

organisatorische Anforderungen und Zusammenarbeit im Tagesgeschäft 

» Der digitale Turnaround: Prozessunterstützung durch Apps, Mobile 

und Auto-ID-Tools 

» GU-Beauftragung oder Einzelausschreibung? Auswahl der „richtigen“ 

Vergabestrategie für TAR-Dienstleistungen 

» Qualität der Workforce: Qualifikationsaufbau und Qualitätssicherung 

beim Einsatz multinationaler Teams 

» Einbindung von Betriebspersonal in die Vorbereitungsorganisation 

» Innovationen im Turnaround-Umfeld: Einsatz von digitalem Zwilling, 

AR/VR und 4.0-Tools 

» Integration von CAPEX-Projekten in den Stillstand 

» Turnaround-Infrastruktur und Baustellenmanagement als 

Voraussetzung für die funktionierende Stillstandsabwicklung 

» „Scope Creep“ verhindern: Kommunikation und Kontrolle in TAR- 

Projekten 

» Budgetierung und Kostenschätzung für Shutdowns 

» Beyond Onboarding: Teambildung und Training über Unternehmensgrenzen 

hinweg 

» Qualitätssicherung – von der Vorbereitung bis zur Durchführung 

Bitte geben Sie bei Ihrer Anmeldung unter www.tarconference.de folgenden Code ein 

und Sie erhalten 15% Rabatt: VGBTAR2020 

27


Mit SCR-Katalysatoren ausgestattet 

Gemäß der aktuellen 44. BImSchV vom 

13. Juni 2019 müssen BHKW-Anlagen ab 

dem Jahr 2023 einen NOx-Grenzwert von 


Industry News 

bisheriger Technologien um ein Vielfaches. 

Dieses zukunftsorientierte Konzept kann 

schon heute beispielsweise in der Nordsee 

realisiert werden. 

Auf Basis der innovativen Hochsee-Plattform 

können mehrere Aufgaben zugleich 

gelöst werden. Erstens lässt sich damit der 

Anteil „grünen“ Wasserstoffs (H 2 ) am 

Energiemix wirkungsvoll und CO 2 -neutral 

erhöhen. Zweitens entlasten die vielfältigen 

Transportmöglichkeiten von H 2 die 

Stromübertragungsnetze, deren Kapazitäten 

begrenzt sind. Und drittens gleicht H 2 

als effizienter Energiespeicher saisonale 

Schwankungen von erneuerbaren Energien 

aus. 

Wachsende Flexibilität 

Die Transportwege der so gewonnenen 

Energie sind vielfältig und flexibel. Derzeit 

übertragen Hochspannungskabel auf dem 

Meeresgrund den Windkraftstrom ans 

Festland. Diese Kapazitäten sind begrenzt 

– ein Grund dafür, dass der Ausbau von 

Offshore-Windparks in Deutschland ins 

Stocken geraten ist. Offshore hergestellter 

Wasserstoff als Energieträger eröffnet zusätzliche 

Wege. Denn dieser kann sowohl 

über eine Pipeline als auch via Schiff transhydroMaxx 

Coalescer Taschenfilter – Blick auf die Staubluft- und Reinluftseite 

Bildquelle: Freudenberg Filtration Technologies 

Als Praxisbeispiel dient ein Kraftwerk in 

einem US-amerikanischen Südstaat, genauer 

in Alabama. Hier halten Viledon hydroMaxx 

Coalescer Filter die insbesondere 

im Sommer schwüle Feuchte der subtropischen, 

oft von nebeligem Dunst geschwängerten 

Umgebungsluft verlässlich von den 

drei Gasturbinen fern. Ihre Feuertaufe haben 

die Vorfilter während der vergangenen 

Jahre in mehreren kräftigen Gewittern und 

den damit verbundenen Starkregenfällen 

bestanden – mit deutlich niedrigeren 

Druckdifferenzschwankungen als bei dem 

vorherigen Filtersystem. 

Ein weiterer Pluspunkt: Hatten die früher 

als Vorfilter eingesetzten Filtermatten des 

Kraftwerks in Alabama eine Lebensdauer 

von maximal drei Monaten, waren die Vildon 

hydroMaxx Coalescer Filter auch nach 

18 wartungsfreien Monaten noch voll 

funktionsfähig. Das bedeutet verlässliche 

Betriebssicherheit in der Stromproduktion 

sowie geringe Wartungs- und Instandhaltungskosten. 

Modulares Clip-on-System 

Für die Praxis ebenfalls bedeutend sind 

das einfache Handling und die hohe Flexibilität 

der Freudenberg-Lösung. Mit dem 

modularen Clip-on-System lassen sich Viledon 

hydroMaxx Vorfilter durch simples 

Aufstecken mit der nachgeschalteten Filterstufe 

platzsparend zu einer festen Einheit 

verbinden. Investitionsausgaben in 

eine zusätzliche Filterwand sind nicht erforderlich. 

In einem Erdgas-Kraftwerk im Bundesstaat 

New York im Nordosten der USA stellen 

Viledon Coalescer Vorfilter unter Beweis, 

dass sie auch unter extremen Wetterbedingungen 

ganz anderer Art effizient 

und funktionssicher arbeiten. In diesem 

Kraftwerk machten Schneestürme dem 

bisherigen Filtersystem schwer zu schaffen. 

Große Mengen wässrigen Pulverschnees 

verstopften immer wieder die Vorfilter, 

sodass beide Kraftwerksturbinen 

automatisch ihre Leistung drosselten, was 

zu Produktions- und Einnahmeausfällen 

führte. Selbst unter Normalbedingungen 

beliefen sich die Standzeiten der Vorfilter 

in diesem Kraftwerk auf lediglich zwei bis 

drei Monate. 

Viledon Coalescer Filter weisen dagegen 

Nässe und Schneeflocken dauerhaft ab. 

Jede einzelne Filtertasche ist in einen 

PUR-Frontrahmen eingeschäumt und leckfrei 

verschweißt. Zum Vergleich: Der Rahmen 

des zuvor eingesetzten Vorfilters bestand 

aus Pappe. Dank Drainageeffekt perlt 

der Pulverschnee wie Wassertropfen an 

der Oberfläche der Taschenfilter ab und 

gleitet hinab. Am Boden angekommen, 

schmilzt der Schnee und das Schmelzwasser 

wird geordnet abgeleitet – dank reverse 

Aufbau weit weg von den Kassettenfiltern 

der zweiten Filtrationsstufe. Deren Feinfilter 

können nun auch bei kräftigem Schneefall 

im Trockenen ihre Filtrationssaufgaben 

erfüllen. Die Anlagenverfügbarkeit ist auch 

bei widrigen Wetterbedingungen gewährleistet. 

An küstennahen oder Offshore-Standorten 

mit salzhaltiger Luft (Korrosionsgefahr!) 

schützen Viledon Filtersysteme Turbomaschinen 

übrigens genauso zuverlässig. 

(193311301) 

LLwww.freudenberg-filter.com 

Tracebel engie: Rückenwind für 

die Energiewende 

• Offshore-Wasserstoff-Produktion mit 

400 MW in neuer Dimension 

(trbengie) Den Klimawandel zu bremsen 

und die Energiewende zu meistern, ist 

dringlicher denn je. Tractebel bietet eine 

Lösung an. Ein erfahrenes Team aus Energie-Experten 

der Tractebel Engineering 

GmbH und Offshore-Ingenieuren der Tractebel 

Overdick GmbH hat ein weltweit einzigartiges 

Konzept für eine Plattform auf 

dem Meer entwickelt. Damit ist die Produktion 

von umweltfreundlichem, „grünem“ 

Wasserstoff in industriellem Maßstab 

aus Offshore-Windenergie mittels 

Elektrolyse möglich. Mit bis zu 400 MW 

übertrifft eine solche Anlage die Leistung 

Enormes Potential 

Die Rolle von Wasserstoff im Energiemix 

nimmt an Bedeutung zu. Denn er dient als 

leistungsfähiger Speicher und ist leicht 

transportierbar. Dafür kann die vorhandene 

Infrastruktur aus Gasleitungen und 

Speicheranlagen, wie untertägige Kavernen, 

genutzt werden. Auch auf Schiffen 

kann H 2 gespeichert und weltweit transportiert 

werden. Als Energieträger treibt 

H 2 -Gasmotoren, Gasturbinen und Brennstoffzellen 

an, kann aber auch als Ergänzung 

von Erdgas beispielsweise im privaten 

Haushalt genutzt werden. Zudem ist 

Wasserstoff ein wichtiger Industrierohstoff 

und Ausgangsstoff beispielsweise für die 

Herstellung von Ammoniak. Er kann auch 

in der Stahlherstellung Kohlekoks als 

CO 2 -neutrales Reduktionsmittel ablösen. 

„In großen Offshore-Windparks in der 

deutschen Nordsee und andernorts steckt 

ein enormes Potential zur CO 2 -neutralen 

Herstellung von grünem Wasserstoff”, sagt 

Klaas Oltmann, Leiter Business Development 

von Tractebel Overdick. Er und seine 

Tractebel Kollegen arbeiteten mit dem neuartigen 

Plattform-Modell erstmals detailliert 

eine Lösung aus, wie dieses in industriellem 

Maßstab (bis zu 400 MW) genutzt 

werden kann. Auf ihr finden alle technischen 

Komponenten Platz, die für die Herstellung 

von „grünem“ Wasserstoff benötigt 

werden. Dazu zählen unter anderem 

Elektrolyseeinheiten und Transformatoren 

zur Umspannung des Stroms, den die 

Offshore-Windkraftanlagen liefern, aber 

auch Meerwasserentsalzungsanlagen, um 

das Reinstwasser herzustellen, das für die 

Elektrolyse benötigt wird. 

29


Das Plattform-Modell von Tractebel enthält eine komplette Anlage zur industriellen CO 2 -neutralen 

Herstellung von “grünem” Wasserstoff aus Offshore-Windenergie. 

portiert werden. Auf diese Weise könnte 

die Offshore-Herstellung von H 2 den weiteren 

Ausbau von Windanlagen ermöglichen, 

ohne die aktuell begrenzte Netzkapazität 

zu belasten. Und auch an Land 

kann Wasserstoff einen wichtigen Dienst 

leisten, indem er die Situation der Stromverteilung 

von Nord nach Süd entspannt. 

Wettbewerbsfähige Kosten 

Im Vergleich zu den Herstellungskosten 

von „grauem” Wasserstoff aus fossilen 

Quellen liegen die Kosten für „grünen” 

Wasserstoff derzeit noch etwas höher. „Mit 

den wirtschaftlichen Skaleneffekten, die 

wir derzeit bei groß-technischen Elektrolyseanlagen 

beobachten, sowie mit einer höheren 

Abgabe für CO 2 -Emissionen wird 

sich das ändern”, sagt Tractebel Projektingenieur 

Felix Knicker, “dadurch lässt sich 

eine Chancengleichheit der unterschiedlichen 

Technologien herstellen.” Entscheidender 

Kostenfaktor ist das Design des Systems 

und die Effizienz der Anlagen zur 

Herstellung von „grünem“ Wasserstoff. 

„Unser Konzept enthält die passenden Lösungen 

für kostenoptimierte Konstruktionen 

und den effizienten Betrieb“, stellt Knicker 

fest. 

Auch die künftige Nachfrage wird die 

Wettbewerbsfähigkeit der neuen Technologie 

erhöhen: „Offshore-Windkraft ist die 

einzige Quelle für erneuerbare Energien in 

Deutschland, die über genügend Ausbaupotenzial 

verfügt. Windparks auf See werden 

künftig in immer größeren Küstenentfernungen 

und Wassertiefen installiert. 

Das verteuert den Bau der Anlagen und 

den Transport mittels Hochspannungsleitungen. 

Wir bieten dazu eine wirtschaftlich 

interessante Alternative an”, betont Dr. 

Hubert Schillings, Business Development 

Manager bei Tractebel. 

Zeitnahe Realisierung möglich 

Aktuell bereitet die deutsche Bundesregierung 

eine Ausschreibung von Testfeldern 

für die Umwandlung von Strom in 

Wasserstoff (Power-to-X) im Flächenentwicklungsplan 

der Nord- und Ostsee vor. 

Dies bietet die Möglichkeit, Offshore-Wasserstoff-Produktionsplattformen 

in der 

Größenordnung von mehreren 100 MW zu 

realisieren. Investitionen wie diese können 

für Windparkbetreiber ebenso interessant 

sein wie für Energieversorger oder Industrieunternehmen, 

die Wasserstoff im Produktionsprozess 

nutzen. 

Tractebel verfügt bereits heute über das 

passende Konzept – von der Machbarkeitsstudie 

bis hin zur Detailplanung. Das Unternehmen 

ist als Teil des ENGIE Konzerns 

optimal aufgestellt, um Offshore- H2-Plattformen 

als EPC-Lieferant zu realisieren, zu 

betreiben und Lösungen für die großtechnische 

Speicherung anzubieten. „Wir rechnen 

mit einer möglichen Errichtung und 

Inbetriebnahme von Offshore- H2-Plattformen 

ab dem Jahr 2025. Einzelne Demonstrationsanlagen 

können bereits vorher gebaut 

werden”, ergänzt Schillings. 

(193301833) 

LLtractebel.engie.com 

Mehr Konnektivität, mehr 

Produktivität: Yokogawa bringt 

CENTUM VP R6.07 auf den Markt 

(yka) Die Plattform für modulbasiertes Automatisierungsengineering 

„Automation 

Design Suite“ (AD Suite) ermöglicht jetzt 

die Modulgruppierungsfunktion, die für 

CENTUM VP und alle weiteren Yokogawa- 

Systeme angewandt werden kann. Außerdem 

wurde das Prozessleitsystem CEN- 

TUM VP R6.07 um den Industrial Ethernet® 

Standard PROFINET erweitert. Beide 

Erweiterungen erhöhen die Flexibilität 

und die Konnektivität in den Produktionsanlagen. 

Die Yokogawa Electric Corporation hat 

CENTUM VP R6.07 im Juli 2019 auf den 

Markt gebracht. CENTUM VP ist das Kernprodukt 

der OpreX Control and Safety 

Lösungsfamilie. 

1. Mehr Flexibilität durch modulbasiertes 

Automatisierungsengineering 

Die integrierte Engineeringumgebung 

AD Suite ermöglicht es, Automatisierungsapplikationen 

und deren Alarmattribute 

noch flexibler zu skalieren, und schafft die 

Voraussetzung für schnellere Produktionswechsel. 

Es steht jetzt eine neue Modulgruppierungsfunktion 

zur Verfügung, die 

eine effiziente individuelle Anpassung und 

Wiederverwendung von Modulen zur Erstellung 

ähnlicher Anwendungen ermöglicht. 

Darüber hinaus wurden der Modulbibliothek 

Sequenzanwendungen hinzugefügt. 

Das erhöht die Effizienz bei der 

Modifikation von Ablaufsteuerungen. 

2. Einfachere Anbindung ans Prozessleitsystem 

durch den Industrial Ethernet Standard 

PROFINET 

Yokogawa bietet jetzt eine Kommunikationsbaugruppe 

für den in Europa weit verbreiteten 

Industrial Ethernet Standard 

PROFINET an. In der zunehmend nachgefragten 

flexiblen Produktion ist es wichtig, 

dass sich Prozessmodule einfach und effizient 

in das Prozessleitsystem integrieren 

lassen. PROFINET ist der offene Industrial 

Ethernet Standard der PROFIBUS-Nutzerorganisation 

e. V. (PNO) für die Automatisierung 

mit ausgezeichneter Echtzeit-Performance 

und wird hauptsächlich in Motor 

Control Centern (MCC) und bei speicherprogrammierbaren 

Steuerungen (SPS) 

eingesetzt. (193301658) 

LLwww.yokogawa.com 

Instandsetzung von 

Betonfundamenten mit Epoxidharz 

• Aushärtung innerhalb von 48 Stunden: 

Vergussmaterial aus Epoxidharz verhindert 

lange Maschinenstillstandzeiten 

und beugt langfristig Schäden am Fundament 

vor 

• Umfassende Ursachenanalyse und exakte 

Maschinenausrichtung mittels moderner 

Vermessungsmethoden 

(mim) Industrieanlagen erzeugen im Betrieb 

starke Schwingungen, die mit der Zeit 

das darunterliegende Betonfundament beeinträchtigen 

können. Auf diese Weise 

können nicht nur Risse im Fundament und 

Schäden an den Ankerbolzen entstehen, 

auch Maschinenteile wie etwa die Lager 

werden davon zunehmend in Mitleidenschaft 

gezogen. Um die Betriebsunterbrechung 

für eine Instandsetzung so kurz wie 

möglich zu halten, bietet die MIM – Marine- 

und Industriemontage GmbH aus 

Hamburg Chockfast an: Das Vergussmaterial 

aus Epoxidharz besitzt eine hohe 

Druckfestigkeit und härtet innerhalb von 

nur 48 Stunden komplett aus, sodass die 

Anlage sofort nach dem Aushärten wieder 

in Betrieb genommen werden kann. Das 

Material hält auch hohen Schwingungen 

über einen langen Zeitraum hinweg stand. 

Für die Gewährleistung hoher Langlebigkeit 

führt das Unternehmen nicht nur den 

Verguss selbst aus, sondern betreibt auch 

30


Industry News 

eine umfassende Ursachenanalyse mittels 

modernster Messverfahren. Außerdem liefert 

MIM bei Bedarf neue Ankerbolzen, 

MecLev Ausrichtelemente und stellt vor 

dem Verguss die optimale Ausrichtung der 

Maschinen sicher. 

Fundament aus Epoxidharz mit deutlich 

besseren physikalischen Eigenschaften 

Das Epoxidharz Chockfast der MIM 

GmbH lässt sich schnell und einfach bei 

Temperaturen ab 15 °C anmischen und vergießen. 

Die Vorteile von Chockfast gegenüber 

Beton liegen vor allem in seinen speziellen 

physikalischen Eigenschaften: So liegen 

Druck- und Zugfestigkeit deutlich 

über denen von Beton. Einen weiteren positiven 

Aspekt stellt die deutlich geringe 

Aushärtezeit dar, die lediglich zwischen 18 

und 48 Stunden liegt. Auf diese Weise sind 

keine langen Ausfallzeiten und in der Folge 

nur niedrige finanzielle Einbußen zu befürchten, 

die mit dem notwendigen Maschinenstillstand 

während der Instandsetzung 

einhergehen. Außerdem ist Chockfast 

öl- und säurebeständig, weshalb keine zusätzliche 

Beschichtung wie bei herkömmlichen 

Fundamenten benötigt wird. 

Generell rät das American Petroleum Institute 

(API) gemäß der Richtlinie 686 beim 

Neuverguss und der Reparatur von Betonfundamenten 

zum Einsatz von Epoxidharz, 

wozu auch Chockfast zählt. Das Material 

wird in verschiedenen Ausführungen als 

Zwei- oder Drei-Komponenten-Epoxidharz 

angeboten und eignet sich je nach Einsatzzweck 

und Schichtdicke für den Verguss 

eines neuen Fundamentes sowie für 

Reparaturarbeiten an bereits bestehenden 

Fundamenten. Eingesetzt werden kann es 

in allen Bereichen, in denen große Anlagen 

wie Werkzeugmaschinen, Kolbenkompressoren, 

Motoren, Getriebe, Kranschienen 

oder Tankhalterungen benötigt werden. 

Außerdem lassen sich mit Chockfast Anlagen 

auf Unterrahmenkonstruktionen 

(Skids) aufstellen. Zusätzlich liefert MIM 

bei Bedarf auch neue Vergussanker, welche 

während des Epoxidharz-Vergusses mit in 

das Fundament eingegossen werden und 

über die nächsten Jahre für eine hohe Anlagensicherheit 

sorgen. (193301659) 

LLwww.mim-hamburg.de 

VGB Thementag 

Windenergie – 

Umwelt-, Arbeits- und 

Gesundheitsschutz 

SAVE 

THE DATE 

27. Februar 2020 

Essen 

Mit der Nutzung der Windkraft – sowohl 

onshore als auch offshore – sind, wie bei 

allen Techniken, Fragen zu Arbeits-, 

Gesundheits- und Umweltschutz zu 

berücksichtigen und zu beantworten. 

Dazu bedarf es z.B. der Mitwirkung von 

Fachleuten aus der Forschung, der Produktion, 

Politik, Umweltverbänden, unterschiedlichen 

Behörden und der Unfallversicherungsträger, 

um im Konsens Lösungen zu erarbeiten und 

diese zu realisieren. 



45257 Essen 

Germany 

Informationen 

Gerda Behrendes 

E-Mail 

vgb-thement-wind@vgb.org 

Telefon 

+49 201 8128-313 

www.vgb.org 

31


die Arbeitsabläufe erheblich und steigert 

deutlich die Effizienz der Instandhaltung 

vor Ort. Vor diesem Hintergrund besteht 

beispielsweise die Möglichkeit, Maschinen 

und Anlagenkomponenten mit QR-Codes 

oder RFID-Chips auszustatten, um diese im 

Zuge von Sichtprüfungen oder konkreten 

Maßnahmen über SI®/PAM Mobile zweifelsfrei 

zu identifizieren. 

Wegweisende flexible Lösungen für die Digitalisierung der Instandhaltung: 

SI®/PAM und SI®/PAM Mobile. (Bild: STEAG Energy Services) 

enervis stellt PPA-Atlas für 

Wind-Weiterbetrieb vor 

(enervis) Die energiewirtschaftliche Unternehmensberatung 

enervis hat mit dem 

PPA-Atlas neue Produkte zur Erlösbewertung 

von Windenergie vorgestellt. 

enervis präsentiert dazu mehrere neu 

entwickelte Produkte, die der Bewertung 

von Strommarkterlösen für den Weiterbetrieb 

von Windparks nach Ende der 

EEG-Vergütung und der optimierten Direktvermarktung 

dienen. Dies ist einerseits 

der PPA-Atlas zur Ermittlung zukünftig erzielbarer 

Erlöse aus dem Wind-Weiterbetrieb, 

der in Kooperation mit dem Windgutachter 

anemos entwickelt wurde. Daneben 

bietet enervis nun die Prognose der 

Erlöse von großen Merchant-Photovoltaikanlagen, 

sowie der zukünftigen Ausgleichsenergiekosten 

und Direktvermarktungsentgelte 

von Wind- und PV-Parks an. 

(193301658) 

LLwww.enervis.de 

Mehr Digitalisierung – weniger 

Produktivitätsverlust 

• SI®/PAM und SI®/PAM Mobile: STEAG 

Energy Services präsentiert leistungsstarke, 

modulare Gesamtlösungen für 

die Instandhaltung 

(steag) Während der IN.STAND in Stuttgart 

stellte STEAG Energy Services mit SI®/ 

PAM ein modulares, flexibles System für 

das Instandhaltungsmanagement vor. SI®/ 

PAM unterstützt mit einer App für Smartphones 

und Tablets die mobile Instandhaltung 

entscheidend. 

Die aktuellen und zukünftigen Herausforderungen 

der Fertigungsindustrie variieren 

je nach Unternehmensgröße. Um jedoch 

die Produktivität in allen Branchen 

im Sinne einer optimalen, flexiblen Auslastung 

der Fertigung und einer weiterhin hohen 

Wettbewerbsfähigkeit zu steigern, ist 

eine hohe Verfügbarkeit des Maschinenund 

Anlagenparks unverzichtbar. Dies lässt 

sich nur mit leistungsfähigen Instandhaltungs-Planungs- 

und Steuerungs-Systemen 

(IPS-Systemen) in Kombination mit 

wirksamen Instandhaltungsstrategien realisieren. 

Trotz wachsender Digitalisierung der 

Produktion ist die Instandhaltung in der 

Fertigungsindustrie jedoch häufig noch auf 

den Einsatz im Büro-Umfeld ausgerichtet. 

Die Erfahrung zeigt: Hierbei werden in der 

Regel unterschiedliche Lösungen für verschiedene 

Aufgaben eingesetzt. 

Flexibles, jederzeit skalierbares System 

Mit SI®/PAM stellt STEAG Energy Services 

eine modulare, äußerst leistungsfähige 

Software für das Instandhaltungsmanagement 

vor. Eine der wesentlichen Stärken 

von SI®/PAM ist, dass die Lösung ein 

flexibles und jederzeit skalierbares Baukastensystem 

für die technische Betriebsführung 

und Instandhaltung bereitstellt. Mit 

der völlig branchenunabhängigen Software 

kann nahezu jede Aufgabe abgebildet 

werden. Aus einem Set an Grundmodulen 

lässt sich zunächst eine bedarfsorientierte 

Lösung zusammenstellen, auf Wunsch mit 

Anbindung an ein ERP-System, die dann 

sukzessive an individuelle Erfordernisse 

und an neue, beziehungsweise veränderte 

Aufgabenstellungen angepasst wird. 

Workflows automatisieren 

Zu den wichtigsten Modulen von SI®/ 

PAM gehören ein Anlagenverzeichnis, ein 

Ereignistagebuch, Aufgaben und Terminserien 

sowie eine Dokumentenverwaltung, 

die alle wichtigen Daten und Informationen 

in SI®/PAM als zentrale Plattform vereint. 

Diese Dokumentenverwaltung bildet 

die Schnittstelle zwischen den hinterlegten 

Dokumenten und den einzelnen Modulen. 

Zu den enormen Potenzialen, die SI®/PAM 

für die Instandhaltungspraxis bereithält, 

zählt unter anderem auch, spezifische 

Workflows zu automatisieren und die Planung 

sowie Organisation vor allem von 

Wiederkehrenden Maßnahmen (WKMs) 

nachhaltig optimieren zu können. 

Mobile App schließt entscheidende Lücke 

Die Unterstützung des Instandhalters vor 

Ort erfolgt häufig noch papiergestützt. Als 

Ergänzung zum stationären IPS-System 

schließt SI®/PAM Mobile diese Lücke. Die 

App für Smartphones und Tablets (Betriebssystem 

IOS, Android oder Windows 

10) vereinfacht insbesondere bei Rundgängen, 

WKMs sowie Instandsetzungsarbeiten 

Vollständiges IPS-System vor Ort 

Mit der nativen, mobilen Lösung zu SI®/ 

PAM stehen dem Instandhalter nicht nur 

das komplette Anlagenverzeichnis, sondern 

sämtliche relevanten Dokumente 

(zum Beispiel Schaltpläne) und Informationen 

direkt am Einsatzort zur Verfügung, 

etwa zu bereits durchgeführten oder noch 

offenen Instandhaltungsarbeiten. Über die 

„Aufgaben“ in SI®/PAM Mobile erhält der 

Mitarbeiter genaue Instruktionen, welche 

Arbeiten durchzuführen und welche Betriebsmittel 

hierzu gegebenenfalls erforderlich 

sind. Zur zusätzlichen Vereinfachung 

von Arbeitsabläufen gehört auch die 

Option, in der App Fotoaufnahmen von 

Schäden oder Defekten an Anlagen sowie 

Komponenten hinterlegen zu können. 

Nach Abschluss einer Instandhaltungsmaßnahme 

werden alle Tätigkeiten in SI®/ 

PAM Mobile unter anderem mithilfe von 

benutzerfreundlichen Checklisten oder 

Auswahlfeldern dokumentiert. Anschließend 

synchronisiert sich die mobile Anwendung 

mit dem stationären IPS-System, 

wodurch die Instandhaltung stets auf dem 

aktuellsten Stand ist. 

Instandhaltung ohne Medienbrüche 

Die Instandhaltung trägt maßgeblich zur 

Wertschöpfung in der Fertigungsindustrie 

bei. 

Aus diesem Grunde sollte sie nicht von 

der wachsenden Digitalisierung ausgenommen 

werden. Durch die Kombination 

von SI®/PAM als leistungsstarkes stationäres 

IPS-System und SI®/PAM Mobile als 

ausgereifte mobile Vor-Ort-Lösung lässt 

sich nun ein Instandhaltungsmanagement 

ohne Medienbrüche realisieren. Das modulare 

Design der Softwarelösung von 

STEAG Energy Services ermöglicht es, die 

Transformation der Instandhaltung sukzessive 

zu planen und SI®/PAM in wohl 

durchdachten, bedarfsorientierten Schritten 

zu implementieren. Auf dieser Basis 

kann die Lösung flexibel ausgebaut und auf 

neue Aufgabenstellungen angepasst werden. 

(193301827) 

LLwww.si-pam.com 

www.steag.com 

32


VGB-SEMINAR 

Power News 

CHEMIE IM WASSER-DAMPFKREISLAUF 

10. BIS 12. MÄRZ 2020 IN ESSEN | SCHULUNGSZENTRUM DER KRAFTWERKSSCHULE E.V. 

P 

P 

THEMEN 

Deilbachtal 199 | 45257 Essen 

VGB-SEMINAR 

CHEMIE CHEMIE IM WASSER-DAMPF-KREISLAUF 

IM Der Betrieb moderner Kraftwerksanlagen wird häufig durch chemisch bedingte 

Probleme im Bereich des Wasser-Dampf-Kreislaufs negativ beeinflusst. Aus 

diesem Grund ist es wichtig, die grundlegenden Zusammenhänge zu kennen 

und die chemische Fahrweise entsprechend der betrieblichen Belange einzustellen. 

Hierzu sollen die Teilnehmer in die Lage versetzt werden, die chemischen 

Vorgänge in ihren Anlagen besser zu verstehen, sie zielgerichtet prüfen 

es 

es 

und gegebenenfalls optimieren zu können. 

Profitieren Sie durch die Teilnahme an diesem praxisorientierten Seminar von 

den langjährigen Erfahrungen der Mitarbeiter des Bereiches „Wasserchemie“ 

der VGB PowerTech Service GmbH. 

DIENSTAG, 10. 10. MÄRZ MÄRZ 2020 

2020 

Teilnehmerkreis 

Angesprochen werden alle Mitarbeiter aus den Bereichen Chemie, Maschinenbau 

und Verfahrenstechnik, die in der Aufbereitung von Kesselspeisewasser 

und in der Betreuung, der Planung oder der Prüfung von Wasser-Dampf- 

Kreisläufen ein gemeinsames Arbeitsgebiet aufweisen (z.B. Ingenieure, 

Kraftwerker, Chemiker, Laboranten e 

e etc.). 

Den Teilnehmern wird darüber hinaus die Möglichkeit geboten, spezifische 

Probleme in ihren Anlagen zu diskutieren und Erfahrungen auszutauschen. 

Seminarleitung 

Dr. rer. nat. Claudia 

Konditionierung Stockheim 

von 

| von 

VGB 

Wasser-Dampf-Kreisläufen 

PowerTech Service GmbH, Essen 

PROGRAMM 

(Änderungen vorbehalten) 

e 

e 

zu 

zu 

THEMEN 

DIENSTAG, 10. 10. MÄRZ MÄRZ 2020 

2020 

Konditionierung von von Wasser-Dampf-Kreisläufen (Fortsetzung) 

Claudia Stockheim 

P Claudia Stockheim 

P 

D- E 

D- E 

MITTWOCH, 11. 11. MÄRZ MÄRZ 2020 

2020 

n 

n 

en 

en 

Konditionierung von von Wasser-Dampf-Kreisläufen 

Konditionierung von von Wasser-Dampf-Kreisläufen (Fortsetzung) 

16:30 

16:30 

(Fortsetzung) 

MITTWOCH, 11. 11. MÄRZ MÄRZ 2020 

2020 

n 

n 

DONNERSTAG, 12. 12. MÄRZ MÄRZ 2020 

2020 

ANMELDEUNTERLAGEN 

www.vgb.org Menü: Veranstaltungen 

AKTUELLE INFORMATIONEN 

www.vgb.org/chemie_wasser_dampf_kreislauf_03_2020.html 

KONTAKT 

Fachliche Koordination: Dr. rer. nat. Claudia Stockheim 

E: vgb-wasseraufb@vgb.org 

TEILNEHMERGEBÜHREN/HINWEISE 

VGB-Mitglieder € 900,00 

Nichtmitglieder € 1.150,00 

(Fortsetzung) 

16:30 Datenschutzhinweise: 16:30 

www.vgb.org/datenschutzhinweis.html 

Methoden der der Stillstandskonservierung 

CHEMIE IM WASSER-DAMPF-KREISLAUF 2020 

DONNERSTAG, 12. 12. MÄRZ MÄRZ 2020 

2020 

Methoden der der Stillstandskonservierung 

vgb-wasserdampf 

vgb-wasserdampf 

33

Power News VGB PowerTech 10 l 2019 

Power 

News 

CO 2 -Fußabdruck bleibt 

Herausforderung für die 

Zementindustrie 

(vdz) Die deutschen Zementhersteller 

haben auch im zurückliegenden Jahr in 

eine Vielzahl von Maßnahmen investiert, 

um ihren CO 2 -Fußabdruck weiter zu verringern. 

Dazu gehören sowohl die erneute 

Verbesserung der Energieeffizienz in der 

Zementproduktion durch neue Produktionsanlagen 

als auch die weitere Steigerung 

des Anteils alternativer Brennstoffe mit 

Biomasse. Dies zeigen die „Umweltdaten 

der deutschen Zementindustrie 2018“, die 

von den deutschen Zementherstellern traditionsgemäß 

einmal im Jahr veröffentlicht 

werden. „Wir haben auch in diesem 

Jahr deutliche Fortschritte gemacht und 

unsere CO 2 -Performance weiter verbessert“, 

so Christian Knell, Präsident des Vereins 

Deutscher Zementwerke e.V. (VDZ). 

„Klar ist aber auch, dass wir bei der Verringerung 

der CO 2 -Emissionen mit bestehender 

Technik zunehmend an unsere Grenzen 

stoßen. Wir arbeiten daher an neuen 

zukunftsweisenden Technologien, vor allen 

Dingen an der Abscheidung des CO 2 , 

um es anschließend weiter verwenden 

oder gegebenenfalls speichern zu können.“ 

Die deutsche Zementindustrie hat allein 

in den Jahren 2015 bis 2017 mehr als eine 

halbe Milliarde Euro in ihren Maschinenpark 

und insbesondere in die Umwelttechnik 

ihrer Werke investiert. So konnten 

durch den Einsatz moderner Abgasreinigungstechniken 

die Emissionen weiter verringert 

werden. Auf diese Weise kann auch 

der neue, abgesenkte Grenzwert für Stickoxide 

(NOx) von 200 mg/m 3 durch die Zementhersteller 

sicher eingehalten werden. 

Für die Verringerung der CO 2 -Emissionen 

bietet die Reduktion des Klinkerfaktors im 

Zement nach wie vor noch Potenzial zur 

CO 2 -Vermeidung. So wurden neue Zementarten 

mit Klinkergehalten zwischen 35 

und 64 % entwickelt. Diese Zemente können 

aber erst dann eingesetzt werden, 

wenn die EU-Kommission die überarbeitete, 

europäisch harmonisierte Zementnorm 

EN 197 veröffentlicht hat. Zudem sind auf 

nationaler Ebene die Anwendungsregeln in 

der Betonnorm anzupassen. „Hier sind wir 

letztlich mit allen Beteiligten der Wertschöpfungskette 

Bau gemeinsam gefordert, 

um die klinkerärmeren Zemente auf 

dem Markt zur Anwendung zu bringen“, 

betont VDZ-Präsident Knell. 

Eine Dekarbonisierung der Industrie, so 

wie angesichts der Klimaziele angestrebt, 

wird aber erst durch ganz neue Technologien 

zu erreichen sein. Vor diesem Hintergrund 

hat die Zementindustrie in den letzten 

Jahren unter dem Dach der European 

Cement Research Academy (ECRA) mit 

Hochdruck an der CO 2 -Abscheidung (Carbon 

Capture) geforscht. Die entsprechende 

großtechnische Erprobung im Rahmen von 

Demonstrationsprojekten könnte somit 

nun angestoßen werden. „Offen ist derzeit 

allerdings noch, in welchem Umfang das 

CO 2 aus dem Produktionsprozess für andere 

Zwecke genutzt oder gespeichert werden 

kann“, erläutert Knell. Vor allen Dingen 

fehlt aber noch eine geeignete CO 2 -Infrastruktur, 

an die auch die Zementwerke 

angeschlossen werden könnten. Hier sind 

alle Beteiligten aus Gesellschaft, Politik 

und Industrie gefragt, an gemeinsamen Lösungen 

mitzuarbeiten. (193301758) 

Die Umweltdaten 2018 liegen als Download 

vor unter: https://vdz.info/9layl 

LLwww.vdz-online.de 

ABB und APG unterzeichnen 

Rahmenabkommen für größte 

Stromnetz-Aufrüstung in Österreich 

• ABB Power Grids Schaltanlagen mit einem 

potenziellen Wert von über 100 

Mio. US-$ in den nächsten 5 Jahren 

(abb) ABB hat mit dem österreichischen 

Übertragungsnetzbetreiber Austrian Power 

Grid (APG) einen Rahmenvertrag mit 

einer Laufzeit von fünf Jahren über die Lieferung 

von gasisolierten Schaltanlagen 

(GIS) mit einem potenziellen Wert von 

mehr als 100 Mio. USD für den bislang 

größten Ausbau des Stromnetzes in Österreich 

abgeschlossen. ABB liefert GIS für 

den Bau eines Übertragungsnetzes, das zur 

Stärkung der Infrastruktur beiträgt, um 

den aus erneuerbaren Quellen erzeugten 

Strom schrittweise zu integrieren. 

Erneuerbare Energien sind schwer vorhersehbar 

und führen zu Lastschwankungen 

im Übertragungsnetz. 

Die Integration in das Stromnetz erfordert 

eine starke, zuverlässige und belastbare 

Übertragungsinfrastruktur. Das Netz verbindet 

die Windkraftanlagen im Osten Österreichs 

mit Pumpspeicherkraftwerken im 

Westen des Landes. Dadurch wird überschüssige 

aus Wind oder solar erzeugte 

Energie zu den Pumpspeicherkraftwerken in 

den Alpen transportiert, die als „grüne Batterien“ 

die Energie aus Windkraft- und Fotovoltaikanlagen 

speichern, die zu Starklastzeiten 

jederzeit abgerufen werden kann. 

Im Rahmen der #mission2030 für Österreich 

strebt die APG an, bis 2030 eine 

100-prozentige Stromerzeugung aus erneuerbaren 

Energien und eine Gesellschaft, 

die keine fossilen Brennstoffe mehr verbraucht, 

zu erreichen. Dies steht im Einklang 

mit den Zielen der Europäischen Union, 

die einen Anteil der erneuerbaren Energien1 

am Strommix von 32 Prozent bis 

2030 und 75 Prozent bis 2050 vorsehen. 

Die Technologielösungen von ABB wirken 

als Katalysatoren für ein intelligenteres, sichereres 

und umweltfreundlicheres Stromnetz. 

„Mit fortgeschrittenen Technologien ermöglicht 

ABB Power Grids die Zukunft der 

nachhaltigen Energieversorgung und ist 

führend bei der Netzintegration und Übertragung 

von Strom aus erneuerbaren Energiequellen“, 

sagte Claudio Facchin, President, 

ABB Power Grids Business. 

„ABB hat eine langjährige Partnerschaft 

mit APG und unsere zuverlässige GIS-Technologie 

wird eine Schlüsselrolle bei diesen 

wichtigen Erweiterungsprojekten zur Stärkung 

der Übertragungsinfrastruktur spielen“, 

sagte Markus Heimbach, Leiter des 

Geschäftsbereichs High-Voltage Products 

der ABB Power Grids. „Die kompakte GIS 

von ABB wird signifikant dazu beitragen, 

erneuerbare Energien zu integrieren und 

Österreich dabei zu unterstützen, seine 

ehrgeizigen Energie- und Klimaziele zu erreichen.“ 

“Für die Umsetzung der #mission2030 ist 

der koordinierte Ausbau der erneuerbaren 

Energie und der Netzinfrastruktur unbedingt 

erforderlich. “, betonte Gerhard 

Christiner, Vorstandsdirektor der APG. 

Von Ende 2019 bis 2024 werden GIS von 

ABB in verschiedenen Umspannwerken im 

ganzen Land installiert. Eine GIS ist eine 

kompakte, metallgekapselte Schaltanlage, 

die unter Druck stehendes Isoliergas verwendet 

und einen sicheren Betrieb auf 

engstem Raum ermöglicht. Sie reduziert 

den Platzbedarf der Ausrüstung erheblich, 

da sie nur 10 Prozent des Raums einnimmt, 

den eine luftisolierte Schaltanlage braucht. 

(193301804) 

LLwww.abb.com 

Events in brief 

Fachmessen Solids & Recycling- 

Technik 2020 in Dortmund erneut 

in hochkarätigem Format 

• Jubiläums-Solids und Recycling-Technik 

sind Dortmunds Messe-Anziehungspunkt 

2020 

(solids) Die Solids feiert Jubiläum. Zu ihrem 

10. Auftritt präsentiert sich die Fachmesse 

Solids, ehemals Schüttgut, wieder 

gemeinsam mit der Recycling-Technik. Das 

Fachmesse-Duo schafft am 1. und 2. April 

2020 in Dortmund eine hochwertige Plattform 

rund um Schüttgut- und Recyclingtechnologien. 

Fachbesucher können sich 

im Zentrum der Ruhrmetropole umfassend 

über neueste Trends und Lösungen informieren 

und austauschen. Tiefgehende Expertenvorträge 

und Präsentationen bereichern 

neben etablierten Fachkongressen 

das Informationsangebot. Damit setzt Veranstalter 

Easyfairs wieder auf das erfolgreiche 

Messekonzept. Die Präsenz kompe- 

34


Power News 

tenter Premiumpartner verstärkt die Anziehungskraft 

des Branchenevents. 

Bewährtes Messeformat verspricht 

kompakte Informationen auf hohem 

Niveau 

Mit dem kompakten Messeformat und 

dem Standort im Zentrum der Metropolregion 

Rhein-Ruhr ist für eine große Reichweite 

bei Ausstellern und Besuchern gesorgt. 

Neben weiten Regionen Deutschlands 

erreicht die Messe in Dortmund auch 

das angrenzende Ausland. Kompakt an 

zwei Messetagen finden Besucher nicht nur 

an den Messeständen zahlreiche Antworten 

und Anregungen. Die Ausstellungen 

werden durch ein wertvolles Rahmenprogramm 

ergänzt. Auf den Bühnen der Innovation-Center 

und Solution-Center bereichern 

zahlreiche Experten und Firmen das 

Event mit hochwertigen Vorträgen zu Lösungen, 

Trends und Neuerungen der Branchen. 

Flankiert wird die Veranstaltung 

durch etablierte Fachkongresse. So finden 

der 5. Deutsche Brand- und Explosionsschutzkongress 

und der 9. Urban Mining 

Kongress im Rahmen der Solids & Recycling-Technik 

in der Messe Dortmund statt. 

(193301710) 

LLwww.solids-dortmund.de 

www.recycling-technik.com 

EWI-Energietagung: Klimapaket 

polarisiert in Forschung und Praxis 

• Wie die Digitalisierung das Energiesystem 

der Zukunft prägt und wie erfolgreiche 

Geschäftsmodelle im Rahmen 

der Energiewende aussehen – Expert*innen 

diskutieren bei der 

EWI-Energietagung über das Klimapaket 

der Bundesregierung und die Zukunft 

des europäischen Energiemarktes. 

(ewi) Bei der EWI-Energietagung machte 

Wirtschafts- und Energieminister Prof. Dr. 

Andreas Pinkwart auf die besondere Rolle 

des Landes Nordrhein-Westfalen in der nationalen 

und europäischen Energiepolitik 

aufmerksam. „Das Rheinische Revier ist 

das größte Braunkohlenfördergebiet Europas, 

hierzulande sind 250.000 Arbeitnehmerinnen 

und Arbeitnehmer in der energieintensiven 

Industrie beschäftigt“, sagte 

Pinkwart bei der Tagung. Der Wandel zu 

einem klimaverträglichen Wirtschaftssystem 

stelle das Land daher vor besondere 

Herausforderungen. „Wir stellen uns der 

Transformation offensiv mit einer erst 

kürzlich verabschiedeten Energieversorgungsstrategie, 

dem Konzept für das Rheinische 

Revier als europäische Modellregion 

für Energieversorgungs- und Ressourcensicherheit 

sowie unserer Initiative 

in4Climate.NRW, mit der wir Sprunginnovationen 

für die klimaneutrale Produktion 

von morgen zusammen mit der Industrie 

anstoßen“, sagte Pinkwart weiter. 

Prof. Dr. Andreas Pinkwart, Wirtschafts- und Energieminister des Landes Nordrhein-Westfalen, 

spricht bei der EWI-Energietagung über den Wandel zu einem klimaverträglichen 

Wirtschaftssystem. 

Wenige Tage nach den Beschlüssen des 

Klimakabinetts haben zahlreiche Fachleute 

aus Energieökonomik und -praxis bei der 

Energietagung des Energiewirtschaftlichen 

Instituts an der Universität zu Köln 

(EWI) am 25. September 2019 die Eckpunkte 

für das Klimaschutzprogramm 

2030 der Bundesregierung diskutiert. Dabei 

ging es nicht nur um nationale und europäische 

Energiepolitik, sondern auch um 

erfolgreiche Geschäftsmodelle im Rahmen 

der Energiewende sowie die Frage, wie die 

Digitalisierung das Energiesystem der Zukunft 

prägt. 

Schwerpunkt auf wirtschaftliche, 

technologie-offene Anreize 

„Die Eckpunkte für das Klimaschutzprogramm 

2030 des Klimakabinetts verlagern 

den Schwerpunkt der deutschen Klimaschutzpolitik 

vom Ordnungsrecht auf wirtschaftliche, 

technologie-offene Anreize 

und Ausgleichsmechanismen“, sagte Professor 

Marc Oliver Bettzüge, Direktor des 

EWI, bei der EWI-Energietagung. „Das ist 

im Grundsatz ein wichtiger Schritt in die 

richtige Richtung.“ 

Unter den rund 130 Teilnehmenden der 

EWI-Energietagung waren unter anderem 

prominente Vertreter*innen verschiedener 

Disziplinen aus Politik, Wissenschaft und 

Wirtschaft, wie beispielsweise Dr. Matthias 

Cord, stellvertretender Vorstandsvorsitzender 

der Thüga, Barbie Kornelia Haller, 

Leiterin der Beschlusskammer 7 der Bundesnetzagentur, 

Prof. Albert Moser, Prodekan 

und Lehrstuhlinhaber am Institut für 

Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft 

der RWTH Aachen, Andreas Renner, Leiter 

Politik, Wirtschaft und Gesellschaft von 

EnBW und Felix Zhang, Group Executive 

Director von Envision Energy. 

Außerdem berichteten Wissenschaftler*innen 

des EWI in Kurzvorträgen über 

aktuelle Projekte zu Momentanreserve, 

Kohleausstieg und CO 2 -Bepreisung im Gebäudesektor. 

Zu mehr Nachhaltigkeit mit 

Maschinellem Lernen 

Vera Brenzel, Head of Political Affairs bei 

E.ON, sagte: „Während die neue Kommission 

in Brüssel Klimaschutz als breites 

Wachstumsfeld definiert und dem Thema 

neuen Schwung gibt, bleiben die Klimavorschläge 

der Bundesregierung vor allem 

beim Zertifikatehandel und bei der Strompreisentlastung 

hinter den Möglichkeiten 

zurück.“ Sie zeigte sich skeptisch, ob die 

„Fülle der sonst vorgeschlagenen Maßnahmen 

und neuen Fördertöpfe wirklich klima-klug 

sind, um die Ziele zu erreichen.“ 

Professor Wolfgang Ketter, Direktor des 

EWI, sagte: „Wenn wir ein nachhaltiges 

Energiesystem und nachhaltige Mobilität 

erreichen wollen, dann schaffen wir das 

nur mit Hilfe von Künstlicher Intelligenz 

und Maschinellem Lernen. Die Beschlüsse 

des Klimakabinetts zeigen das noch einmal 

ganz deutlich. Die stärksten Hebel hin zu 

mehr Nachhaltigkeit sind ein starker Ausbau 

der digitalen Infrastruktur, besonders 

Glasfaser und 5G, und ein hoher Automatisierungsgrad 

bei einem hohen Anteil erneuerbarer 

Energien.“ 

Im Rahmen der EWI-Energietagung stellte 

Prof. Ketter das Zertifikatsprogramm 

„Smart Energy“ vor, welches das EWI mit 

der Business School der Universität zu 

Köln im April 2020 startet. Das Programm 

befasst sich mit den Herausforderungen 

der digitalen Transformation in der Energieerzeugung, 

-verteilung und -nutzung. 

(193311212) 

LLwww.business-school.uni-koeln.de/ 

de/zertifikatsprogramme/ 

smart-energy/ 

LLwww.ewi-energietagung.de 

35

Bedrohungslage Cyber-Security in der Energiewirtschaft: Insider-Betrachtungen 2019 VGB PowerTech 10 l 2019 

Bedrohungslage Cyber-Security 

in der Energiewirtschaft: 



Abstract 

Threat situation cyber-security in the 

energy industry: Insider view 2019 

Hacking, malware and DDoS attacks con-tinue 

to be the main types of cyber-attacks. Until now 

we did not find the right answers to this problem. 

In addition, since the Snowden affair we 

do not longer know who is spying on whom. 

In this article we explain DDoS attacks over the 

cloud and what can be done. In detail, it is explained 

afterwards which kind of dangers arise 

from unprotected USB interfaces. The access to 

computers via Kali-Linux and USB are explained 

as well as the cracking of a WPA2 password 

with Kali-Linux or the destruction of a 

whole computer with special USB sticks. 

The powerful NSA program GHIDRA and its 

functionality is presented. After that we discuss 

in this essay the catastrophic consequences of 

unrealized patch management. In this context, 

we will discuss the consequences of 44,000 insecure 

VPN servers, ignoring NSA advices or the 

Cisco SMI example. 

After that, it becomes clear that the currently 

most dangerous malware “Emotet” can only 

spread because there is still no sufficient awareness 

in term of how to handle with Microsoft 

Office. 

Finally, the SCADA shamelist and the IoT hall of 

Shame show how easy it is to manipulate smart 

meters and how easy it is to get access to SCADA 

systems through default passwords you find in 

the internet. 

At the end, we demonstrate how to find with 

shodan.io all the vulnerability parameters of a 

server. The fact that there are currently 53,382 

servers worldwide with standard passwords 

and that you can find all necessary data about 

these servers leads us to the point that there is 

currently no cybersecurity. 

Hopefully this technical based essay will lead to 

the attitude of CEOs that we have to act immediately 

to avoid a Black Out. 

l 

Autor 

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

Dipl.-Vw. Stefan Loubichi 

international experienced lead auditor for 

management systems (ISO 27001, 

ISO 14001, ISO 9001, ISO 45001, 

ISO 26000), auditor according to 

§ 8 BSI-Law and IT-security catalogue, more 

than ten years of international experience in 

implementing IT- and cyber security 


Die deutsche Cybercrime-Sicht 

85.960 

Cybercrime 

(Gesamt) 

63.939 

Computerbetrug 

(nur Cybercrime im 

engernen Sinne) 

9.600 8.352 

Ausspähen / 

Abfragen 

von Daten 

Betrachten wir das Cybercrime Bundeslagebild 

2017 des Bundeskriminalamtes 

(Bild 1). 

Für das Erste scheinen 85.960 Fälle von Cybercrime 

erst einmal gar nicht so viel. Diese 

Zahlen müssen aber gemäß einer Pressemitteilung 

der BitKom vom 10.10.2017 relativiert 

werden: 

„Die große Mehrheit der Cybercrime-Opfer 

reagiert nicht weiter auf die Vorfälle. Zwei 

Drittel (65 %) der Betroffenen geben an, 

dass sie nichts unternommen haben. 18 % 

haben Anzeige bei Polizei oder Staatsanwaltschaft 

erstattet, 16 % haben sich an einen 

Plattform-Betreiber wie etwa das Soziale 

Netzwerk oder die Online-Verkaufsplattform 

gewandt, 11 % haben Beratungsstellen 

wie die Verbraucherzentralen eingeschaltet 

und 5 % haben eine öffentliche 

Stelle informiert.“ 

Quelle: 

Pressemitteilung Bitkom 10.10.2017 

Vergegenwärtigen wir uns diesen Sachverhalt, 

so gab es 2017 wahrscheinlich 

477.555 Fälle von Cybercrime, was eine 

mehr als erschreckende Zahl wäre. 

Es wurden laut BKA im Jahr 2017 22.296 

Tatverdächtige ermittelt, wobei mehr als die 

Hälfte der registrierten Tatverdächtigte 

(=58,5%) der Altersgruppe zwischen 

Fälschung Datenveränderung, 

beweiserheblicher Daten, Computersabotage 

Täuschung im Rechtsverkehr 

bei Datenverarbeitung 

3.596 473 

Missbräuchliche 

Nutzung von 

Telekommunikationsdienste 

Bild 1. Fälle von Cybercrime im engeren Sinne (2017), Quelle: Bundeskriminalamt, Cybercrime 

Bundeslagebild 2017, Seite 9. 

Anzahl der Meldungen 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

Finanzen IT-TK Transport 

und Verkehr 

Sektoren 

Energie Wasser Gesundheit Ernährung 

Bild 2. Meldungen nach § 8b BSIG für den Zeitraum 1.6.2017 bis 31.5.2018, 

Quelle: Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik, Die Lage der IT-Sicherheit in 

Deutschland 2018, BSI-LB18/507, Seite 11. 

36


Bedrohungslage Cyber-Security in der Energiewirtschaft: Insider-Betrachtungen 2019 

Sonstige = 6 % 

Türkei 

Indien 

Hacking = 19 % 

Malware = 57 % 

(D)DOS-Angriffe auf 

Internetauftritte oder 

andere Netzinfrastrukturen = 18 % 

Dank der Snowden-Veröffentlichung wissen 

wir auch, dass es so genannte NSRL 

(=National SIGINT Requirement List“) 

gab bzw. ggf. noch gibt, in denen festgelegt 

ist, in welchen Ländern was abgehört 

werden darf/soll. Nachstehend die 

in Wikileaks veröffentlichte Frankreich- 

Liste: 

Bild 3. Arten der Angriffe laut Umfrage der Allianz für Cyber-Security, Quelle: Bundesamt für 

Sicherheit in der Informationstechnik, Die Lage der IT-Sicherheit in Deutschland 2018, 

BSI-LB18/507, Seite 15. 

21 und 39 Jahren angehörten. 68,3 % der 

Tatverdächtigen waren männlich, 31,7 % 

weiblich. Insgesamt hatten 17.131 der festgestellten 

Tatverdächtigen (76,8 %) die 

deutsche Staatsangehörigkeit. 5.165 Tatverdächtige 

waren Nichtdeutsche, wobei 

türkische (14,0 %), rumänische (9,9 %) 

und polnische (6,4 %) Staatsangehörige 

am häufigsten vertreten waren. 

Quelle: 

Bundeskriminalamt, Cybercrime Bundeslagebild 

2017, Seite 10 

Dass die so genannten Kritischen Infrastrukturen, 

welche per se die höchste Awareness 

in Sachen Gefährdung haben, trotz 

ihrer Bemühungen stark betroffen sind, 

zeigt die B i l d 2 . 

Und nach wie vor ist er mehr als erschreckend, 

dass die Arten der Angriffe in der 

Regel auf drei (eigentlich bekannte) zurückzuführen 

sind (B i l d 3 ). 

Die Lehren aus der Snowden- 

Affäre für die Energiewirtschaft 

Jeder von uns kennt – sicherlich aus verschiedensten 

Blickwinkeln – den Fall 

Snowden. Politik ist nicht Gegenstand dieses 

Aufsatzes, wohl aber die Auswirkungen 

des Falles Snowden für die Cyber-Security 

in dem Bereich Energiewirtschaft. 

Gemäß eines Auszuges aus „United States 

SIGINT System January 2007 Strategic 

Mission List“, entnommen aus den Snowden 

Unterlagen zum strategischen Sendungsauftrag: 

gab (und gibt es wahrscheinlich heute 

noch) einen eindeutigen Aufklärungsauftrag 

in Sachen strategischer Technologien 

für die nachfolgenden Länder: 

–– 

Russland 

–– 

China 

–– 

Indien 

–– 

Japan 

–– 

Deutschland 

–– 

Frankreich 

–– 

Südkorea 

–– 

Israel 

–– 

Singapur 

–– 

Schweden 

Interessant ist gemäß „United States SI- 

GINT System January 2007 Strategic Mission 

List“ auch, dass gemäß Mission M folgende 

Länder als Spionage-Bedrohung erachtet 

werden/wurden: 

China 

Russland 

Kuba 

Israel 

Iran 

Pakistan 

Nordkorea 

Frankreich 

Venezuela 

Südkorea 

Auch wenn Deutschland nicht auf dieser 

Liste steht, so dürfen wir natürlich nicht 

vergessen, dass Frankreich einer der wichtigsten 

Partner vieler deutscher Energiekonzerne 

ist. 

gemäß Mission O die USA die NSA nutzt(e), 

um (zumindest) in den nachfolgenden 

Ländern wirtschaftliche Vorteile und politische 

Strategien sicherzustellen: 

China 

Japan 

Irak 

Brasilien 

Gerade in Hinblick auf einzusetzende Sicherheitsfeatures 

und -produkte ist ein 

derartiger Sachverhalt natürlich zukünftig, 

gerade auch in Hinblick auf das IT-Sicherheitsgesetz 

2.0, zu berücksichtigen. 

Theoretisch könnte man nun natürlich argumentieren, 

dass man dies ja alles 

nicht wusste. Dies stimmt jedoch nicht, 

denn in Sachen IT-/Cyber-Security gab es 

immer eindeutige Positionierungen der 

NSA: 

“What we do not do, as we have said many 

times, is use our foreign intelligence capabilities 

to steal the trade secrets of foreign companies 

on behalf of – or give intelligence we 

collect to – US companies to enhance their 

international competitiveness or increase 

their bottom line.” 

Quelle: 

James Clapper, Nationaler Geheimdienstdirektor 

der USA in einem Statement aus 

dem September 2013 

Und in diesem Zusammenhang dürfen wir 

natürlich nicht vergessen, dass kritische 

Infrastrukturen Ziel Nr. 1 im Spionagegeschäft 

sind. Um zu sehen, wer mit wem 

kann nachstehend die Auflistung, wie die 

NSA ihre Zusammenarbeit einteilt: 

Gruppe I („Five Eyes“): 

–– 

Australien, Kanada, Großbritannien, 

Neuseeland, USA 

Gruppe II („Nine Eyes“): 

–– 

Frankreich, Dänemark, Niederlande, 

Norwegen 

Gruppe III („Fourteen Eyes“): 

–– 

Belgien, Deutschland, Spanien, Schweden, 

Italien 

37


Gruppe IV („3rd parties“): 

–– 

Japan, Taiwan, Türkei, Griechenland, 

Südkorea, Tschechien, Thailand, Indien, 

Pakistan, Saudi-Arabien, Singapur, Äthiopien, 

Algerien, Vereinigte Arabische 

Emirate, Finnland, Tunesien, Mazedonien, 

Ungarn, Rumänien, Jordanien, Österreich, 

Kroatien, Polen, Israel 

Was dies mit unseren Cyber-Security Anstrengungen 

zu tun hat, lässt sich an dem 

nachfolgenden Sachverhalt sehr einfach 

ersehen: 

Zugegebener Weise wurden einige Verbesserungen 

nach Bekanntwerden der Snowden-Affäre 

umgesetzt, zwei wichtige Aspekte 

jedoch nicht: 

–– 

Die Idee des „Schengen-Netzes“, wonach 

innereuropäischer Datenverkehr nicht 

über das Ausland geroutet werden soll, 

wurde nie umgesetzt. 

–– 

Die „No-Backdor-Blausel“, wonach IT- 

Hersteller keine geheimen Zugriffsmöglichkeiten 

in Produkte einbauen, wurde 

nie umgesetzt. 

DDoS-Angriffe über die Cloud 

Aus Kostengründen möchten viele Unternehmen, 

natürlich auch Unternehmen der 

Energiewirtschaft, in die Cloud auslagern. 

Auch die dunkle Seite der Macht hat dies 

erkannt. 

Gemäß einer aktuellen Umfrage der Allianz-für-Sicherheit 

sind derzeit 18% der 

Angriffe DDoS – Attacken. Im I. Quartal 

2019 registrierte Link 11 zum Beispiel für 

DACH (=Deutschland, Österreich, 

Schweiz) 11.177 DDoS Attacken. 

Bei DDoS-Attacken werden die Dienste mit 

zahlreichen Datenpaketen überschwemmt, 

so dass diese für normale Anfragen nicht 

mehr erreichbar sind. Hierfür können verschiedenste 

Techniken verwendet werden, 

zum Beispiel: 

–– 

SYN Flooding (Synchronization) 

–– 

NTP (Network Time Protocol) 

–– 

DNS Amplifying (Domain Name System) 

Im Bereich der Gegenwehr geht es dann 

darum, Anomalien im Datenverkehr im 

Sinne von großem zusätzlichen Traffic zu 

erkennen und dann zu unterbinden. 

Besonders hinterlistig sind in diesem Zusammenhang 

DDoS Attacken mit dem Vektor 

HTTPS, da selbige weniger auf hohe, 

überlastende Bandbreiten (wie z.B. UDP 

reflection amplification attacks), sondern 

auf eine Tarnung als legitime User-Anfragen 

ausgerichtet sind. Anstatt die Anbindung 

zu überlasten, reizen diese die Serverressourcen 

durch das Ent- und Verschlüsseln 

von SSL-Verbindungen aus. Das 

Problem besteht darin, dass HTTPS-Angriffe 

kaum sichtbar sind bzw. nur schwer 

zu erkennen sind. Der manipulierte Traffic 

ist ohne Inspektion der Pakete kaum von 

normalen Anfragen zu unterscheiden. Nur 

der dezidierte Einblick in den via TLS/SSLverschlüsselten 

Traffic kann einen solchen 

Angriff enttarnen. 

Gemäß einer Auswertung von Link11 wurde 

im Juni 2018 jede zweite Attacke unter 

Einsatz von Cloud-Servern ausgeführt. 

Noch im Januar 2016 lag der Wert bei 

2,1 %. 

Angriffe über serverbasierte Botnetze haben 

ein hohes Angriffspotenzial und sind 

in Bezug auf Anbindung, Cores und Attacken-Vektoren 

anderen Bots wie IoT-Geräten 

mit großem Faktor überlegen, da diese 

-im Gegensatz zu IOT-Geräten, die oftmals 

mit nur wenigen Mbps angebunden sind, 

standardmäßige Bandbreiten zwischen 1 

und 10 Gbps haben. Das Angriffsvolumen 

kann somit bis zu 1.000 Mal höher sein als 

bei einzelnen IoT-Geräten, so dass der Peak 

in den Angriffsvolumen der Cloud-Attacken 

problemlos bei über 150 Gbps liegen 

kann. Und dies bedeutet dann: „Wir haben 

ein Problem.“ 

Hinzu kommt, dass in der Regel über 

Multivektoren-Attacken agiert wird. Derzeit 

kombinieren Multivektor-Attacken 

Schwachstellen auf: 

–– 

Volumenebene 

–– 

Protokollebene 

–– 

Applikationsebene 

DDoS-Schutz ist sichergestellt, wenn die 

im Unternehmen eingesetzte Lösung zwischen 

gutartigem und bösartigem Verkehr 

unterscheiden kann. Hierzu benötigt man 

bei den Lösungssystemen: 

–– 

Künstliche Intelligenz 

–– 

Machine Learning, 

und diese in Echtzeit. 

International agierende Unternehmen 

können sich in der Regel über CDN basierte 

Lösungen schützen: 

International agierende Unternehmen nutzen 

als Betreiber eines CDNs (Content Delivery 

Network) ihre weltweit verteilte Infrastruktur 

auch für wirkungsvolle DDoS- 

Schutzlösungen. Dabei dient ein CDN 

standardmäßig der optimierten Auslieferung 

von Content in alle Teile der Welt. 

Hierzu werden zahlreiche CDN-Knotenpunkte 

betrieben, an denen zusätzlich eine 

Filterung des eingehenden Traffics auf Angriffsmuster 

stattfinden kann. Bei derartigen 

Lösungen spricht man auch von DNS- 

Forwarding-Lösungen: Die DNS-Einträge 

der zu schützenden Umgebung werden dabei 

angepasst, so dass der Traffic zunächst 

über die Mitigation-Infrastruktur läuft. 

Hierdurch werden Angriffe bereits am Rande 

des Netzwerks abgewehrt, bevor sie die 

zu schützenden Systeme erreichen. Derartige 

Lösungen bieten Schutz einer Website 

vor allen Arten von DDoS-Angriffen auf Basis 

von TCP und TCP-HTTP. Darüber hinaus 

ist es möglich, eine Web Application 

Firewall (=WAF) zu integrieren und Angriffe 

auf Webanwendungen zu verhindern. 

Denkt man CDN so denkt man natürlich 

unweigerlich an die Firma Cloudflare, Inc., 

welche einen DDoS-Angriff bei SpamHaus 

abwehrte, der sensationelle 300 Gbit/sec. 

überstieg. Sogar der Hauptarchitekt von 

Akamai gab an, dass dies der größte öffentlich 

bekannt gegebene DDoSAngriff in der 

Geschichte des Internets gewesen sei. Zugleich 

wird Cloudflare von der Europäischen 

Kommission vorgeworfen, nicht genug 

gegen Urheberrechtsverletzungen auf 

deren Plattformen zu tun. In wie weit dies 

zutrifft kann nur vermutet werden, die Effizienz 

ist jedoch unbestritten gegeben. 

Einen umfassenden Schutz der gesamten 

gehosteten Infrastruktur bieten in der Regel 

auch BGP-basierte Produkte. Hier wird 

ein dauerhaftes Routing des eingehenden 

Datenverkehrs über das Border Gateway 

Protocol auf externe „Waschstraßen“ 

(Scrubbing Center) des jeweiligen Security-Anbieters 

vorgenommen. Der Traffic 

wird gefiltert und hiernach über eine gesicherte 

Leitung zum Zielsystem weitergeführt. 

Die Hosting-Infrastruktur wird durch 

diese Vorgehensweise gegen den größten 

Teil aller Arten von DDoS-Attacken auf Basis 

von TCP, TCP-HTTP, UDP und ICMP geschützt. 

Diese Scrubbing-Lösungen können 

vor allem große volumetrische Angriffe gut 

abwehren und in der Regel Multivektor- 

Angriffe schneller erkennen. 

Beherrscht man BGP aber nicht richtig, so 

kann es massiv missbräuchlich verwandt 

werden wie die nachfolgenden Beispiele 

zeigen: 

2008er YouTube Blockade in Pakistan: 

Durch einen Gerichtsbeschluss wurde Pakistan 

Telecom gezwungen, vorübergehend 

den gesamten YouTube-Verkehr zu 

blockieren. Dies wurde dadurch realisiert, 

dass man eine falsche Route zum Netzwerk 

einspeiste. Aus Versehen wurde über EBGP 

diese falsche Route an andere Internetanbieter 

distribuiert, was zu mehrstündigen 

Blockaden von YouTube in vielen Teilen 

Asiens führte. Man muss sich nur einmal 

vorstellen, wenn man dies in dem das 

Stromnetz relevante europäische Netz realisieren 

würde. 

2011 Revolution in Ägypten: 

Innerhalb weniger Minuten wurden während 

der Revolution in Ägypten circa 3.500 

Routen aller ägyptischen Internetanbieter 

zurückgezogen, so dass nahezu ganz Ägypten 

vom Internet getrennt war und auch 

Mobilfunkte und soziale Netze nicht mehr 

erreichbar waren. Aufgrund der „sehr guten“ 

Dokumenten über diesen Sachverhalt 

ist dieses Szenario relativ einfach duplizierbar. 

Das Erschreckendste aber ist, dass man 

DDoS-Angriffe nahezu ähnlich einfach wie 

das Croissant in der nächsten Bäckerei kostengünstig 

kaufen kann. Bis 2019 war 

WebStresser.org die bekannteste Seite, um 

für ein Entgelt von circa 25 Dollar pro Stunde 

eine DDoS Attacke zu realisieren. Gibt 

man google.com als Suchbegriff „DDoS for 

Hire Service“ ein, so gelangt man nach wie 

38



Tab. 1. Die Top 12 der Forbes 100 Liste der 

Cloud Anbieter vom 11.09.2019. 

Nr. Company / 

Funding 

1 Stripe (USA) 

$ 785 M 

2 Snowflake (USA) 

$ 920 M 

3 UiPath (USA) 

$ 1100 M 

4 HashiCorp (USA) 

$ 174 M 

5 Datadog (USA) 

$ 148 M 

6 Procore (USA) 

$ 250 M 

7 Tanium (USA) 

$ 800 M 

8 InVision (USA) 

$ 350 M 

9 Rubrik (USA) 

$ 553 M 

10 Confluent (USA) 

$ 206 M 

11 Cloudflare (USA) 

$ 404 M 

12 Toast (USA) 

$ 496 M 

vor zu den immer noch am Markt vertretenen 

kriminellen Elementen. Aus nicht 

nachvollziehbaren Gründen agiert EuroPol 

oftmals erst sehr zeitverzögert. In Deutschland 

ist die Nutzung eines DDoS – Dienstleisters 

im Übrigen nach § 303b StGB strafbar 

und wird mit einer Gefängnisstrafe bis 

3 Jahre sanktioniert. 

Ta b e l l e 1 zeigt zur Kenntnis die Top 12 

der Forbes 100 Liste der Cloud Anbieter 

vom 11.09.2019: 

Ungeschützte 

USB Schnittstellen 

Industry 

Payment processing 

Cloud data warehouse 

Robotic process 

automation 

Cloud infrastructure 

automation 

Data monitoring and 

analytics 

Construction 

management 

Enpoint device 

cybersecurity 

Design Software 

Data management 

Data streaming 

platform 

Website infrastructure 

and security 

Restaurant software 

Quelle: https://www.forbes.com/cloud100 

Nach wie vor wird es als Vertrauensbruch 

angesehen, wenn man USB-Ports sperrt. 

Hier einige Beispiele dafür, welche Gefahren 

jedoch genau hier lauern: 

USB KILLER Version 3.0 

Es ist derzeit problemlos möglich, für einen 

Preis von US-Dollar 54,95 in der Volksrepublik 

China eine Art USB Stick kaufen, 

der folgendes zu leisten vermag: 

Der „spezielle“ Stick ist mit mehreren Kondensatoren 

verbaut, lädt sich mit Strom 

voll, und attackiert dann die USB Leitung 

intervallartig mit Überspannung. Oftmals 

entstehen so Totalschäden und wenn man 

Glück hat geht nur der USB Anschluss kaputt. 

Man stelle sich einmal vor, was passieren 

würde, wenn ein als Reinigungsfachkraft 

getarnter Terrorist den USB Killer in einen 

USB-Port eines Rechners einer Leitwarte 

steckt. 

Dies mag verdeutlichen, 

–– 

warum es Sinn macht, die Warte nicht 

für jeden zugänglich zu machen 

–– 

die USB-Ports zu sperren 

Zugriff auf den Rechner mittels Kali-Linux 

und USB Schnittstelle 

Über amazon.de lässt sich mühelos ein 

16 GB USB-Stick mit vorinstalliertem Kali- 

Linux für derzeit 13,99 € kaufen. Das Interessante 

an Kali-Linux ist, dass es als Live- 

System ohne Installation über DVD, USB- 

Stick oder über das Netzwerk mittels 

Prebot Execution Environment (PXE) gebootet 

werden kann. Eine von Hackern geschätzte 

Eigenschaft von Kali Linux besteht 

darin, dass am untersuchten System, 

d.h. z.B. an den eingebauten Festplatten 

keinerlei Veränderungen (=Spuren) wie 

z.B. durch das Verwenden einer Auslagerungsdatei 

hinterlassen werden. Hiermit 

kann im positiven Fall die Sicherheit des 

eigenen Systems getestet werden oder aber 

der bösartige Hacker kann die Schwachstellen 

im System des Energieversorgers 

testen. 

Diese Softwaretools – auf die wir noch dezidiert 

eingehen werden – umgehen die 

Sicherheitsvorkehrungen und können von 

daher unter den Straftatbestand des § 202c 

StGB subsumiert werden. 

Einige der wichtigen in Kali Linux enthaltenen 

300 Werkzeuge seien hiermit wie folgt 

vorgestellt: 

–– 

Maltego: 

Programm, um Daten über Einzelpersonen 

oder Unternehmen im Internet zu 

sammeln 

–– 

Kismet: 

Passiver Sniffer zur Untersuchung von 

lokalen Funknetzen 

–– 

Nmap: 

Netzwerkscanner zur groben Analyse 

von Netzwerken mit der Benutzeroberfläche 

Uenmap 

–– 

Wireshark: 

Graphischer Netzwerksniffer 

–– 

Ettercap: 

Netzwerkmanipulationstool (zum Beispiel 

für Man-in-the-Middle-Angriffe) 

–– 

Metasploit: 

Framework für das Austesten und Entwickeln 

von Exploits 

–– 

John the Ripper: 

Programm zum Knacken und Testen von 

Passwörtern 

–– 

Aircrack-ng: 

Sammlung von Tools, die es ermöglichen, 

Schwachstellen in WLANs zu analysieren 

und auszunutzen 

–– 

Nemesis: 

Paketfälscher für Netzwerke 

–– 

RainbowCrack: 

Cracker für LAN-Manager-Hashes 

–– 

The Sleuth Kit: 

Sammlung an Forensik-Werkzeugen 

Knacken eines WPA2 WLANs mit 

Kali Linux 

WPA2 gilt nach wie vor als sicherer Standard 

für WLANs. Wie man – natürlich nur 

zu Testzwecken (!) – vorgeht, um die Sicherheit 

des WPA2 Passwortes zu knacken, 

sei an diesem Beispiel vorgestellt. 

Zuerst einmal muss man sich hierzu besorgen: 

–– 

Kali Linux USB-Stick 

–– 

WLAN-Karte, die Injection-/Monitor 

Mode fähig ist 

–– 

Wordlist, um das Handshake-Passwort 

zu knacken, sobald es erfasst wurde 

Und hier nun das 12 Schritte Programm 

zum Testen der eigenen Sicherheit: 

–– 

Starte Kali Linux and logge dich als root 

ein. 

–– 

Stecke die Injection-fähige WLAN-Karte 

ein. 

–– 

Trenne Dich von WLANs, öffne ein Terminal 

und tippe folgendes ein: 

airmon -ng 

Dies listet alle WLAN-Karten auf, welche 

den Monitor- (nicht Injektion-) Modus 

unterstützen. 

Wenn keine Karte aufgeführt ist, die Karte 

abziehen und wiedereinstecken und 

prüfen, ob sie. den Monitor-Modus unterstützt. 

Hierzu „ifconfig“ in ein anderes 

Terminal eingeben. Wenn die Karte in 

ifconfig aufgeführt wird, aber nicht in 

airmon-ng, dann unterstützt sie diesen 

Modus nicht. 

–– 

Tippe airmon-ng start gefolgt vom Interface 

der WLAN-Karte ein, z.B.: 

airmon-ng start wlan0 

Die Nachricht „(monitor mode enabled)“ 

bedeutet, dass die Karte erfolgreich in 

den Monitor-Modus versetzt wurde. 

Schreibe dir den Namen des neuen Monitor-Interfaces, 

z.B. mon0, auf. 

–– 

Tippe airodump -np, gefolgt vom Namen 

des neuen Monitor-Interface (wahrscheinlich 

mon0) ein. 

–– 

Die Airodump-Ergebnisse werden angezeigt, 

d.h. eine Liste aller drahtlosen 

Netzwerke der Umgebung wird angezeigt, 

auch das relevante. Sobald das entsprechende 

Netzwerk gefunden und markiert 

wurde, drücken und 

den Kanal des Ziel-Netzwerkes merken. 

–– 

Tippe nun folgenden Befehl ein: 

airodump -ng -c [channel] –bssid [bssid] 

-w /root/Desktop [monitor interface] 

[channel] ist durch den Kanal deines 

Ziel-Netzwerkes zu ersetzen, [monitor 

interface] ist durch den Namen des Monitor-aktivierten 

Interface zu ersetzen 

(mon0). 

Das Ganze könnte jetzt wie folgt aussehen: 

airodump -ng -c 10 –bssid 00:14:BF:E0: 

E8:D5 -w /root/Desktop mon0 

–– 

Jetzt muss gewartet werden, bis sich irgendein 

Gerät mit dem Netzwerk verbindet. 

Dann nutzen wir aireplay -ng 

39


Hierdurch wird das Gerät gezwungen, 

sich durch Senden eines Deauthentification-Paketes 

(deauth) erneut zu verbinden. 

–– 

Lasse airodump -ng laufen, öffne ein 

zweites Terminal und tippe dort ein: 

aireplay -ng -0 2 -a [router bssid] -c 

[client bssid] mon0 

–0 ist ein Shortcut für den deauth mode 

und die 2 ist die Anzahl der zu versendenden 

deauth Pakete. 

-a zeigt die SSID des Access Points 

(Routers) an; ersetze [router bssid] 

durch die BSSID des Ziel-Netzwerks, z.B. 

00:14:BF:E0:E8:D5. 

-c zeigt die BSSID des Clients an. Ersetze 

[client bssid] durch die BSSID des verbundenen 

Clients; diese findest du unter 

„STATION“ aufgeführt. 

Und mon0 meint einfach das Monitor Interface; 

ändere es, wenn deins anders ist. 

Ein vollständiger Befehl könnte wie folgt 

aussehen: 

aireplay -ng -0 2 -a 00:14:BF:E0:E8:D5 

-c 4C:EB:42:59:DE:31 mon0 

–– 

Nun wird Enter gedrückt. Man kann sehen, 

wie aireplay -ng die Pakete verschickt, 

und innerhalb von Augenblicken 

sollte die entsprechende Nachricht 

in der airodump-ng Anzeige zu sehen 

sein: 

–– 

Öffne ein weiteres, neues Terminal und 

tippe folgenden Befehl ein: 

aircrack -ng -a2 -b [router bssid] -w 

[path to wordlist] 

-a ist die Methode, die aircrack anwenden 

wird, um den Handshake zu knacken, 

2 ist die WPA-Methode. 

-b steht für BSSID; ersetze [router bssid] 

durch die BSSID des Ziel-Routers, z.B. 

00:14:BF:E0:E8:D5. 

-w steht für wordlist; ersetze [path to 

wordlist] durch den Pfad zu einer Wordlist, 

die du heruntergeladen hast. Vielleicht 

hast du z.B. „wpa.txt“ im Stammverzeichnis 

./root/Desktop/*.cap ist der 

Pfad zur .cap Datei mit dem Passwort; 

der *ist in Linux ein Platzhalter und angenommen, 

dass es keine anderen .cap 

Dateien auf deinem Desktop gibt, sollte 

dies so wunderbar funktionieren. 

Der vollständige Befehl würde dann so 

aussehen: 

aircrack -ng -a2 -b 00:14:BF:E0:E8:D5 

-w /root/wpa.txt /root/Desktop/*.cap 

–– 

Nun wird aircrack-ng das Knacken des 

Passwortes starten. Das Passwort kann 

allerdings nur dann gehackt werden, 

wenn es sich in der ausgewählten Wordlist 

befindet. In der Regel wird es aber 

dort zu finden sein. 

An dieser Stelle nochmals zum Schluss 

der Hinweis, dass man dies nur im eigenen 

Unternehmen im Rahmen der IT-Sicherheitsüberprüfung 

nach ausdrücklicher Genehmigung 

der obersten Leitung realisieren 

darf. Alles andere stellt eine Straftat 

dar. 

Interessierte Leser werden sicherlich im 

Rahmen der Lektüre die Internetseite tarnkappe.info 

finden. Hier sei direkt darauf 

verwiesen, dass diese Seite zwar interessante 

Informationen für den interessierten 

Leser bereithält. Gleichwohl muss natürlich 

darauf verwiesen werden, dass nicht 

alles, was dort (in der Theorie) beschrieben 

wird auch praktisch ausprobiert werden 

darf. 

NSA-Hilfsmittel GHIDRA 

Nichts wird kontroverser diskutiert als die 

NSA. Seit WikiLeaks ist uns ein sehr mächtiges 

NSA-Tool bekannt, welches von der 

NSA auf der RSA Konferenz 2019 freigegeben 

wurde, das NSA Hilfsmittel GHIDRA. 

GHIDRA ist eine Open-Source „Software 

Reverse Engine (SRE)“ Die Aufgabe des 

quelloffenen und kostenlosen Programmes 

ist es, Schwachstellen in Software zu finden, 

damit Programme sicherer werden 

und weniger oder im Idealfall keine Sicherheitslücken 

enthalten. Zu diesem Zweck 

kann Ghidra ausführbare Programme (Executables) 

zerlegen, um sie anschließend 

auf kritische Fehler hin zu analysieren. 

Die Homepage von GHIDRA lautet: 

https://ghidra-sre.org/ 

Das in Java und C++ geschriebene Programm 

kann direkt downgeloadet werden 

unter: 

https://ghidra-sre.org/ghidra_9.1-BETA_ 

DEV_20190923.zip 

Natürlich kann man das Programm auch 

von einem deutschen Server downloaden. 

Als Beispiel wäre hier zu nennen: 

https://www.heise.de/download/product/ghidra 

Dass GHIDRA gerade für die Energiewirtschaft 

wie geschaffen ist kann man daran 

erkennen, dass derzeit folgende Architekturen 

unterstützt werden: 

–– 

16, 32 und 64 bit x86 

–– 

ARM und AARCH64 

–– 

PowerPC 32/64 und PowerPC VLE 

–– 

MIPS 16/32/64 

–– 

MicroMIPS 

–– 

Motorola 68xxx 

–– 

Java / DEX Bytecode 

–– 

PA-RISC 

–– 

PIC 12/16/17/18/24 

–– 

Sparc 32/64 

–– 

CR 16C 

–– 

Z80 

–– 

6502 

–– 

8051 

–– 

MSP430 

–– 

AVR8 

–– 

AVR32 

Die Vergangenheit hat uns natürlich gelernt, 

dass man sich bei der NSA niemals in 

Sachen Backdoors sicher sein kann. Aber 

deshalb gibt es auch Sandboxes, die hier 

ganz hilfreich sind. 

Katastrophales 

Patchmanagement 

44.000 unsichere VPN Server: 

Am 26.08.2019 14:06 verbreitete das Notfallteam 

des Bundesamtes für Sicherheit in 

der Informationstechnik (BSI) CERT-Bund 

auf Twitter folgende Warnmeldung: 

„Eine kritische Schwachstelle in der weit 

verbreiteten VPN Lösung Pulse Connect Secure 

wird von Angreifern aktiv ausgenutzt, 

um VPN Server zu kompromittieren. 

Quelle: https://t.co/zN9A3h8d2M 

Kombinieren Angreifer zwei Sicherheitslücken 

(CVE-2019-11510, CVE-2019-11539) 

in Pulse Connect Secure könnten sie unter 

Umständen Server kompromittieren und 

die Kontrolle übernehmen. Durch das Ausnutzen 

einer als kritisch eingestuften 

Schwachstelle mit Höchstwertung (CVSS 

Score V3 10 von 10) bekommen Angreifer 

unter Umständen Zugriff auf Log-in-Daten. 

Damit ausgerüstet ist es vorstellbar, dass sie 

eigenen Code auf Servern ausführen und so 

in VPN-Verbindungen eindringen könnten. 

Wir reden hier von über 44.000 betroffenen 

Servern. Schauen wir uns an dieser 

Stelle einmal an, welche Länder mit wie 

vielen VPN Servern am 26.08.2019 betroffen 

waren (Ta b e l l e 2 die Top 10): 

Tab. 2. 44.000 unsichere VPN-Server, 

Länderübersicht. 

Nr. Land Betroffene Server: 

1 USA 5.010 

2 Japan 1.511 

3 Großbritannien 830 

4 Deutschland 789 

5 Frankreich 626 

6 Niederlande 420 

7 Israel 406 

8 Schweiz 307 

9 Kanada 296 

10 Südkorea 281 

Bis heute ist dieses Problem nur rudimentär 

gelöst. Was für ein riesiges Sicherheitsproblem 

sich dahinter verbirgt, wird oftmals 

verkannt. 

Die unberücksichtigten Hinweise des 

US-Departments CISA des Homeland 

Security Ministeriums 

Die besten Ergebnisse über Sicherheitsanforderungen 

finden sich im US-Department 

CISA, wobei die Warnmeldungen 

downzuloaden sind unter: us-cert.gov 

Es finden sich hier 

–– 

Konkrete Hinweise in Sachen SCADA- 

Systeme, die 2019 viel geringer ausfallen 

als in den Jahren 2016 und 2017: 

ICS-ALERT 19-228-01: 

Mitsubishi Electric Europe B.V. smart 

RTU and INEA ME-RTU (Update A) 

40



ICS-ALERT 19-211-01: 

CAN Bus Network Implementation in 

Avionics 

–– 

Analysen über besonders gefährliche 

Malware, 2019 war dies ausschließlich 

Malware aus Nordkorea: 

–– 

MAR 10135536-10 – North Korean 

Trojan: BADCALL 

–– 

MAR 10135536-21 – North Korean 

Proxy Malware: ELECTRICFISH 

–– 

MAR 1016553-21 – North Korean Tunneling 

Tool: ELECTRICFISH 

–– 

MAR 1016553-08 – North Korean Trojan: 

HOPLIGHT 

–– 

Detailbeschreibungen auf Exploits in 

SAP Systemen, welche folgende Bereiche 

betreffen (Alert AA AA19-122A vom 

2. Mai 2019): 

–– 

SAP Gateway ACL 

–– 

SAP Router secinfo 

–– 

SAP Message Server 

Weder die Malware aus Nordkorea noch 

die Exploits, welche SAP betreffen, wurden 

in Europa konsequent wahrgenommen. 

Die nordkoreanische Malware wurde nicht 

wahrgenommen, da Europa ja so gut wie 

nichts mit dem Nordkorea-Konflikt zu tun 

hat und wir uns deshalb nicht vor nordkoreanischer 

Malware fürchten müssen. Und 

SAP ist nicht nur ein deutsches Software- 

Heiligtum, sondern auch ein Produkt, das 

in der Regel jenseits von Sicherheitsdiskussionen 

steht. 

Interessant ist in diesem Zusammenhang 

jedoch, dass Wartungspauschalen für SAP 

– Systeme in der Regel nicht in der Diskussion 

stehen und auch in der Regel bedenklos 

finanzielle Mittel für SAP Systeme zur 

Verfügung stehen. 

Leittechnik bzw. Prozessleittechnik hat 

es da viel schwerer. Es stellt sich hier natürlich 

die Frage, ob dies vielleicht daran liegen 

mag, dass SAP-Systeme natürlich 

von den Kaufleuten genutzt werden, welche 

auch die Mittelfreigabe letztlich zu verantworten 

haben, während Leitsysteme 

und IT-Systeme im Verantwortungsbereich 

von Ingenieuren und Informatikern 

liegen, die oftmals nicht die Kostenhoheit 

haben. 

Cisco Smart Install oder: die Mühlen 

mahlen langsam in Europa: 

Produkte von Cisco gehören zum de facto 

Standard in der modernen digitalen Welt 

und zeichnen sich in der Regel durch hohe 

Qualität aus. Natürlich kann es aber auch 

hier zu Herausforderungen kommen, was 

das nachfolgende Beispiel zeigen mag: 

Cisco Smart Install (SMI) ist eine Funktion 

zur automatischen Konfiguration von Cisco 

Netzwerk-Switches, die auf neuen Geräten 

standardmäßig aktiviert ist. SMI sieht 

keinen Zugriffschutz vor, eine Authentifizierung 

ist nicht erforderlich. 

Am 14.2.2017 hat Cisco selbst vor diesen 

Gefahren gewarnt: 

CISCO PISRT CISCO-sr-20170214-smi: Cisco 

Smart Install Protocol Misuse 

Am 15.2.2017 hat dann das BSI nachfolgende 

Warnmeldung herausgegeben: 

„Ein entfernter, nicht authentisierter Angreifer 

kann eine Design-Schwäche im Cisco 

Smart Install (SMI) Protokoll durch Versenden 

präparierter SMI-Nachrichten ausnutzen, 

dadurch den Smart Install Director 

imitieren und die ‚startup-config‘-Datei 

manipulieren, wodurch ein betroffenes Gerät 

neu startet und ein neues iOS-Image 

geladen wird. Dies ermöglicht dem Angreifer 

in der Folge höher privilegierte Kommandozeilenbefehle 

(CLI-Commands) auf 

dem Gerät zur Ausführung zu bringen. Cisco 

bestätigt die Design-Schwäche im Protokoll, 

spricht selbst allerdings nicht von einer 

Schwachstelle. Laut Aussage von Cisco 

ist das Protokoll nur dann anfällig, wenn es 

missbräuchlich und gegen den ursprünglichen 

Einsatzzweck verwendet wird. Zusätzlich 

informiert Cisco darüber, dass 

hierfür keine Sicherheitsupdates bereitgestellt 

werden. Betroffene Anwender solle 

zur Behebung des Problems den Konfigurationshinweisen 

(Referenz anbei) folgen.“ 

Quelle: 

https://www.bsi.bund.de/SharedDocs/ 

Warnmeldungen/DE/CB/warnmeldung_ 

cb-k17-0274.htm 

Da die Lage immer bedrohlicher wurde, 

gibt sogar die NSA am 7. August 2017 eine 

offizielle Warnmeldung mit dem Titel „Cisco 

Smart Install Protocol Misuse“ heraus 

und weist darauf hin, dass man sich bei Herausforderungen 

via E-Mail an die NSA 

wenden kann (Cybersecurity_requests@ 

nsa.gov) 

Spätestens jetzt hätte man die Relevanz erkennen 

müssen. 

Quelle: 

https://www.nsa.gov/Portals/70/documents/what-we-do/cybersecurity/professional-resources/csa-cisco-smart-installprotocol-misuse.pdf?v=1 

Am 16. August 2017 veröffentlicht die australische 

Regierung eine Warnmeldung, 

dass diese Schwachstelle ausgenutzt wurde, 

um Konfigurationsdateien der Geräte 

auszulesen. 

In Deutschland geschieht nach wie vor so 

gut wie nichts, so dass CERT-Bund im 

Anzahl 

November 2017 noch einmal dringlich 

warnt. 

Zu diesem Zeitpunkt, d.h. neun Monate 

nach der ersten Warnmeldung gibt es mehr 

als 6.000 Cisco-Geräte mit offen aus dem 

Internet erreichbarer Smart-Install-Funktion 

in Deutschland (B i l d 4 ). 

Nun könnte man natürlich argumentieren, 

dass CISCO doch in Sachen Konfiguration 

mehr Aufklärungsarbeit leisten muss. Bereits 

vor dem Februar 2017 gab es jedoch 

eine eindeutige Konfigurationsanleitung 

von Cisco, die aber leider nur sehr wenige 

gelesen hatten: 

https://www.cisco.com/c/en/us/td/docs/ 

switches/lan/smart_install/configuration/ 

guide/smart_install/concepts.html 

Jetzt könnte man selbstverständlich anmerken: 

Warum lesen die Mitarbeitenden 

der IT-/OT-Abteilungen denn solch wichtige 

Informationen nicht? In seiner Funktion 

als leitender Auditor von Informationssicherheitssystemen 

kann der Auditor dieses 

Essay die Frage einfach beantworten: Derartige 

Info werden oftmals deshalb nicht 

gelesen, weil die IT-/OT-Abteilungen chronisch 

personell unterbesetzt sind. 

Es finden sich immer noch CISCO Geräte in 

Deutschland, bei denen dieser Missstand 

nicht behoben ist. Vielleicht auch in Ihrem 

Hause? 

Das Office Problem 

Office Produkte wie Word, Powerpoint, Excel, 

Outlook gehören zum normalen Handwerk 

und müssen aus Sicherheitsgründen 

nicht geschult werden, so eine oftmals gehörte 

Meinung von Budgetverantwortlichen 

in Unternehmen. Die Erfahrung lehrt 

jedoch, dass dem nicht der Fall ist: 

Die Urheber massenhafter Cyber-Angriffe 

nutzen meist weit verbreitete Software- 

Produkte, um mit einfachen Mitteln möglichst 

viele Computer-Systeme mit Schadsoftware 

zu infizieren. Aufgrund ihrer großen 

Verbreitung stehen die Softwareprodukte 

der Microsoft-Office-Familie daher 

automatisch im Fokus von Cyber-Kriminellen, 

um Schwachstellen oder unsichere 

Konfigurationen von Standardfunktionen 

der Büro-Software möglichst breit 

ausnutzen zu können. Beliebte Angriffswe- 

7.000 

6.000 

5.000 

4.000 

3.000 

2.000 

1.000 

0 

Nov. 2017 Dez. 2017 Jan. 2018 Feb. 2018 Mär. 2018 Apr. 2018 Mai 2018 Jun. 2018 

Bild 4. Cisco-Geräte mit offen aus dem Internet erreichbarer Smart-Install-Funktion in Deutschland, 

Quelle: BSI-Lagebericht 2018, Seite: 85. 

41


ge sind dabei die Makro-Funktion in Word- 

Dokumenten oder aktive HTML-Anzeigen 

in E-Mail-Programmen. 

Angriffe mit Ransomware oder mit Schadsoftware-Varianten 

wie Emotet haben über 

diese Angriffswege in den letzten Monaten 

auch in Deutschland zahlreiche Unternehmen 

getroffen und großen Schaden verursacht. 

Aus diesem Grunde hat das BSI am 19. Juni 

2019 für den Einsatz auf dem Betriebssystem 

Microsoft Windows sieben Cyber- 

Sicherheitsempfehlungen für eine sichere 

Konfiguration von Microsoft Office 

2013 / 2016 / 2019 erstellt und veröffentlicht: 

–– 

Sichere Konfiguration von MS Office 

2013 / 2016 / 2019 

–– 

Sichere Konfiguration von MS Word 

2013 / 2016 / 2019 

–– 

Sichere Konfiguration von MS Excel 

2013 / 2016 / 2019 

–– 

Sichere Konfiguration von MS Outlook 

2013 / 2016 / 2019 

–– 

Sichere Konfiguration von MS Powerpoint 

2013 / 2016 / 2019 

–– 

Sichere Konfiguration von MS Visio 2013 

/ 2016 / 2019 

–– 

Sichere Konfiguration von MS Access 

2013 / 2016 / 2019 

Quelle: 

https://www.bsi.bund.de/DE/Presse/ 

Pressemitteilungen/ Presse2019/ Empfehlungen 

_Microsoft_190619.html 

Emotet und die gewaltigen Schäden, die 

diese Malware verursacht, sind ein eindeutiger 

Beleg dafür, dass die Awareness in 

Sachen MS-Office-Sicherheit immer noch 

nicht den Stellenwert hat, den sie seit einigen 

Jahren bereits haben müsste. Es 

stellt sich die Frage: Was muss noch geschehen? 

Shamelist, Shodan.io und IoT Hall 

of Shame 

Nun noch ein paar Beispiele, um zu sehen, 

wie problematisch die Lage derzeit wirklich 

ist. 

IoT Hall-of-Shame: 

Unter der Internetadresse https://codecur 

mudgeon.com/wp/iot-hall-shame/ finden 

wir die Hinweise, welche IoT Entitäten Verbesserungspotentiale 

in Sachen IoT Software 

Security haben. Nachstehend zwei 

Beispiele: 

Smart Meter: 

In Volume 18, Issue 3, 06/2019 verraten 

Farid Molazem Tabrizi und Karthik Pattabiramen 

von der Universität British Columbia, 

Vancouver, Kanada in dem Aufsatz 

„Design Level and Code-Level Security 

Analysis of IoT Devices“ zu einem Preis von 

15 US-Dollar, wie man die Sicherheit von 

Smart Metern prüfen und gegebenenfalls 

manipulieren kann. Darüber hinaus wird 

auch darauf verwiesen, dass man nur 

50 US-Dollar investieren muss, um das entsprechende 

technische Equipment zur Manipulation 

online zu bestellen. 

Quelle: https://dl.acm.org/citation.cfm? 

doid=3323876.3310353 

Insulinpumpen: 

Dass auch Insulinpumpen gefährdet sind 

und dass eine entsprechende IoT Manipulation 

zum Tode führen kann, belegt diese 

Rückrufaktion von Medtronics Diabetes 

vom Juni 2019: 

“The MiniMed 508 insulin pump and the 

MiniMed Paradigm series insulin pumps 

are designed to communicate using a wireless 

radio frequency (RF) with other devices 

such as a blood glucose meters, glucose 

sensor transmitters, and CareLink USB 

devices. 

Security researchers have identified potential 

cybersecurity vulnerabilities related to 

these insulin pumps. An unauthorized person 

with special technical skills and equipment 

could potentially connect wirelessly to 

a nearby insulin pump to change settings 

and control insulin delivery. This could lead 

to hypoglycemia (if additional insulin is delivered) 

or hyperglycemia and diabetic ketoacidosis 

(if not enough insulin is delivered).” 

Quelle: 

https://www.medtronicdiabetes.com/ 

customer-support/product-and-serviceupdates/ 

notice11-letter 

Dies ist im Übrigen nur eine kleine Auswahl 

in der IoT Hall of Shame. 

SCADA Shamelist: 

SCADA Strange Love, eine Gruppe von 

White Hat – Sicherheitsexperten hat eine 

Liste von 215 namhaften SCDA Produkten 

im Internet veröffentlicht, in der sich für alle 

namhaften Produkte Angaben finden zu: 

–– 

Vendor 

–– 

Device 

–– 

Default Password 

–– 

Port 

–– 

Device Typ 

–– 

Protocol 

–– 

Source 

Quelle: 

https://github.com/scadastrangelove/ 

SCADAPASS/blob/master/scadapass.csv 

Nach wie vor wissen immer noch viele 

nicht, dass es diese Liste gibt und Unternehmen, 

die diese Liste kennen, haben 

trotzdem nicht die Standardpassworte geändert. 

Shodan.io: 

Shodan ist eine Computer-Suchmaschine. 

Shodan sammelt Daten meist auf: 

–– 

Webservern (HTTP/HTTPS über die 

Ports 80, 8080, 443, 8443), sowie 

–– 

FTP (Port 21) 

–– 

SSH (Port 22) 

–– 

Telnet (Port 23) 

–– 

SNMP (Port 161) 

–– 

SIP (Port 5060) und 

–– 

Real Time Streaming Protocol (RTSP, 

Port 554). 

Gibt man zum Beispiel das Stichwort 

„Thyssen“ so findet man einige Serverstandorte 

von Thyssen. 

Für den Standort Kassel findet man dann 

nicht nur die lokale Adresse und die IP Adresse 

sondern auch die Angaben zu: 

sowie umfangreiche Angaben zu den Ports: 

–– 

23 

–– 

80 

–– 

123 

–– 

443 

–– 

3306 

–– 

8080 

Auch erfährt man folgende Aspekte: 

–– 

Apache Tomcat/Coyote JSP engine Version 

1.1. 

–– 

MySQL 

Quelle: 

https://www.shodan.io/host/ 

188.40.156.29 

Für einen potentiellen Angreifer sind dies 

schon einmal gute Anfangspunkte. 

Suche nach Standardpassworten über 

shodan.io: 

Über die Suchabfrage https://www.sho 

dan.io/sarch?query=“default+password“ 

Total Results 

53,382 

Top Countries 

Taiwan 

United States 

China 

Iran, Islamic Republik of 

Thailand 

8,464 

7,854 

4,321 

2,495 

2,261 

Bild 5. Suchabfrage https://www.sho dan.io/ 

sarch?query=“default+password“ 

Standardpasswörter. 

42

8 > 

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



fin-det man die Standardpasswörter weltweit 

zu 53.382 Servern (B i l d 5 ). 

Das folgende Beispiel mag hier erschreckendes 

zu Tage treten lassen: 

Zum guten Schluss aber auch einige Daten, 

wie viele Server mit Standardpasswörtern 

nach dem o.g. Schema am 11.10.2019 

07:42 in anderen Ländern gefunden werden 

konnten: 

–– 

Deutschland: 940 

–– 

Großbritannien: 918 

–– 

Frankreich: 837 

–– 

Spanien: 2.122 

–– 

Italien: 690 

–– 

Niederlande: 312 

–– 

Russland: 1.192 

–– 

Nordkorea: 0 

–– 

Norwegen: 52 

–– 

Finnland: 40 

–– 

Estland: 0 

–– 

Iran: 2.495 

–– 

Indien: 1.310 

Diese Stichtagsaufnahme zum 11.10.2019 

verdeutlicht, wie wenig ernstgenommen in 

Deutschland selbst einfachste IT-Sicherheitsregeln 

in Sachen Standardpasswörter 

werden. 

Der Grund, warum Administratoren in 

Nordkorea so darauf achten, dass man keine 

Standardpasswörter nutzt, kann man 

sich leicht vorstellen. Für viele mag es aber 

überraschend sein, dass auch in Estland, 

einem Land mit sehr hoher Digitalisierung 

keine Server mit Standardpasswort gefunden 

wurden. Hier hilft ein Rückblick in die 

Geschichte: 

Am 26. April 2007 begannen Internetangriffe 

auf Estland, die mehrere Wochen andauerten 

und sich gegen staatliche Organe, 

Banken und Medien richteten. Estland 

hat aus dieser Machtdemonstration gelernt, 

andere Ländern der EU müssen wohl 

erst noch diese Erfahrung machen. 

Nun mag es einige Menschen geben, die 

einen Internetausfall oder Stromausfall 

über Wochen vielleicht für wünschenswerte 

Nostalgie halten. Diesen Personen sei die 

2011er Studie „Was bei einem Blackout geschieht“ 

des Büros für Technologie-Abschätzung 

des Deutschen Bundestages 

empfohlen. 

Quelle: 

https://www.tab-beim-bundestag.de/de/ 

pdf/ publikationen/buecher/petermannetal-2011-141.pdf 

Fazit 

Durch die permanenten Veröffentlichungen 

von Institutionen wie BSI oder BKA ist 

jedem bewusst, dass Cyber-Attacken zum 

Alltag gehören. Hatten wir bis zur Snowden-Affäre 

jedoch noch gehofft, dass unser 

großer Bruder in Übersee uns vor allem 

schützt und treu zur Seite steht, so haben 

wir seither eine gewisse gesunde Vorsicht, 

die zur Erkenntnis geführt hat, dass 

wir eigentlich etwas tun müssten in Sachen 

Cyber-Security. Außer Lippenbekenntnissen 

tun wir aber so gut wie nichts und 

die bisherigen Strafen gemäß BSI-Gesetz 

können von den betroffenen Unternehmen 

in der Regel aus der Portokasse bezahlt 

werden. 

Es ist derzeit mehr als einfach und erfordert 

noch nicht einmal die Nutzung des 

Darknets, um alle Tools kostengünstig zu 

beschaffen, um ganze Serverlandschaften 

zu zerstören oder die komplette kritische 

Infrastruktur Deutschlands durch eine gezielte 

Cyber-Attacke über einen längeren 

Zeitraum lahm zu legen. Vergegenwärtigt 

man sich dann noch, dass im so genannten 

Darknet noch viel gefährlichere Tools zu 

finden sind, so lässt sich erahnen, wie groß 

die Gefahrensituation derzeit wirklich ist. 

Zumindest die folgenden Sofort-Aktionen 

könnten helfen, die Gefährdungen ein wenig 

abzumindern: 

–– 

Umgehendes Patchmanagement in allen 

IT- und OT-Bereichen 

–– 

Sicherstellung, dass nirgends mehr Standardpasswörter 

verwandt werden 

–– 

Umgehendes Sichten und Überprüfen 

der Warnmeldungen von BSI und NSA 

und Überprüfung, ob diese Aspekte im 

eigenen Unternehmen gegebenenfalls 

relevant sein könnten 

–– 

Awareness-Schulungen bzgl. des Gefahrenpotentials 

durch MS-Office-Produkte, 

insbesondere Awareness in Hinblick 

auf Makros und HTML-Modus 

–– 

Sperrung von USB-Schnittstellen, wo 

immer dies möglich ist 

–– 

Überprüfung der eigenen Schwachstellen 

und offenen Ports durch shodan.io 

oder vergleichbare Tools 

–– 

Flächendeckender Einsatz von DDoS- 

Schutz-Mechanismen als MUSS. 

–– 

Flächendeckender Einsatz von Antiviren- 

und/oder Firewall-Lösungen zur 

Reduktion von Malware-Befall 

–– 

Verpflichtende Prüfung der selbst entwickelten 

oder spezifischen Software 

durch Tools wie GHIDRA 

–– 

Wenn möglich Kauf von IT-sicherheitszertifizierten 

Produkten anstatt billige 

No-Name-Produkte ohne Sicherheit 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 


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 

43

Flexible steam turbine operation in combined cycle power plants VGB PowerTech 10 l 2019 

Simulation of hot standby mode for 

flexible steam turbine operation in 

combined cycle power plants 

Henriette Garmatter, Erik Marks, Yevgen Kostenko, David Veltmann and Roland Scharf 

Kurzfassung 

Simulation des Hot-Standby-Betriebs für 

einen flexiblen Betrieb von Dampfturbinen 

in Kombikraftwerken 

Die Betriebsregime konventioneller Kraftwerke 

sind aufgrund des steigenden Anteils der erneuerbaren 

Energien im Energiesystem ungleichmäßiger 

und flexibler. Dies kann zu längeren 

Zeiträumen ohne Einsatzplanung für Anlagen 

und damit zu längeren Hochfahrzeiten des 

Kraftwerks nach Stillstand führen. Das Hot- 

Standby-Mode Konzept trägt zu einem flexibleren 

Dampfturbinenbetrieb bei. Es wird durch 

ein elektrisches Begleitheizungs-System am Gehäuse 

der Dampfturbine umgesetzt, das Anfahrbedingungen 

der Turbine hinsichtlich der 

Temperatur gewährleistet, wir direkt nach dem 

Abfahren der Turbine. 

Der Wärmetransport durch die Turbine wurde 

untersucht, wobei der Schwerpunkt auf den 

Auswirkungen der Komplexität der Topologie 

liegt. Für die Analyse wurden drei Finite-Elemente-Modelle 

der Turbine eingesetzt. Alle Modelle 

wurden durch besondere experimentelle 

Messungen in Anlagen verifiziert. Numerische 

und experimentelle Ergebnisse zeigen eine gute 

Korrelation und den Nachweis, dass die Simulationen 

geeignet sind, alle Betriebsphasen zu 

erfassen. Das am besten geeignete Finite-Elemente-Modell 

wurde um das Trace-Heating- 

System erweitert. Eine Anwendung des Hot- 

Standby-Modus zur Temperaturhaltung der 

Turbine liefert Informationen über die Systemleistung. 

Diese zeigt, dass die Anlaufbedingungen 

der Turbine durch das das Trace-Heating- 

System deutlich verbessert werden. l 

Introduction 

A continuously growing renewable power 

generation during advantageous weather 

conditions is leading to periods without 

any dispatch for large scale conventional 

power plants. They can last several days or 

even weeks. The consequences of these extended 

shut-downs are longer power plant 

start-up times and moderate power rampup 

due to the low metal temperatures of 

the steam turbine [1]. Flexible operating 

profiles of the fossil power plants, however, 

are required to react to fluctuating power 

requirements. To answer this demand of 

high flexibility in most fossil power plants, 

Siemens AG developed a new feature Hot 

Standby Mode (HSM). This feature enables 

a more efficient operation of the power 

plant with faster steam turbine start-ups 

even after long standstill times. HSM is realized 

through an electrical Trace Heating 

System (THS) which is placed on the outer 

casing and valves of the steam turbine. The 

benefits are shown in F i g u r e 1 , which 

compares start-up curves with and without 

HSM after standstill. F i g u r e 1 indicates 

that the start-up time can be reduced by 

120 

100 

80 

more than 60 % in HSM compared to a 

start-up from cold start conditions. 

Furthermore, HSM offers the following advantages 

for steam turbine and overall 

power plant operation: reduced lifetime 

consumption of components during startup; 

reduced energy share that is bypassed 

to the condenser; reduced fuel costs and 

emissions. 

Alternative concepts for hot standby operation 

of the steam turbine rotor are known, e. 

g., the use of an external steam source [2] or 

the use of hot air [1, 3]. Both concepts require 

availability of auxiliary boilers and 

systems to provide the hot medium during 

plant standstill while such systems are not 

required in the HSM presented here. 

Temperature controlling techniques have 

been applied in the past to small scale industrial 

turbines and large scale turbines 

with thick flanges and their main purpose 

is to avoid casing deformations during 

start-ups. The up-scaling of this technology 

is currently under development. Heat 

transfer through a steam turbine with real 

turbine geometry is investigated in [4]. 

The effect of radiation at part load on the 

>60 % 

Authors 

Henriette Garmatter, M. Eng. 

Erik Marks, M. Sc. 

Leibniz Universität Hannover 

Hannover, Germany 

Dr.-Ing. Yevgen Kostenko 

Research and Development 

M. Sc. David Veltmann 

Research and Development 

Siemens Energy 

Mülheim an der Ruhr, Germany 

Prof. Dr.-Ing. Roland Scharf 

Leibniz Universität Hannover 

Hannover, Germany 

Power in % 

60 

40 

20 

0 

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 

Normalized time 

Ambient Start 

Hot Standby with standstill time> 40 to 70h 

Load at finished start-up 

Fig. 1. Comparison of simulated start-up curves after standstill. 

44


Flexible steam turbine operation in combined cycle power plants 

structural integrity was investigated by 

[5]. Measures to increase the flexibility of 

steam turbines were for example investigated 

by [6]. 

The focus of this work is to model a turbine 

with HSM as accurately as possible while 

keeping the required computational resources 

as low as possible. Effects of turbine 

geometry simplifications, which reduce 

computational complexity, on the accuracy 

of the results are examined. Modeling of 

the radiative heat transfer within the simplified 

models is specially focused on. 

Hot standby mode and trace 

heating system 

The HSM is realized by installing the THS 

on the steam turbine casing. The THS consists 

of cables such as depicted in F i g - 

u r e 2 . In the inner conductor, electricity 

is transformed into heat. An insulating 

layer made of magnesium oxide shields the 

conductor from the outer sheath. The heat 

flux from the cables is transferred to the 

turbine casing and hence the turbine casing 

metal temperature is raised. F i g u r e 3 

shows the application of the THS on a turbine. 

Further information on the functionality 

of the THS is given in detail in [7]. 

Turbine geometry for testing 

High (HP) and Intermediate (IP) Pressure 

parts of the SST-5000 steam turbine [9] are 

used as a model topology for investigation. 

A schematic of the geometry is shown in 

F i g u r e 4 where important geometry is 

highlighted by colored lines, locations of 

Outer sheath 

Insulation 

(Magnesium Oxide) 

Inner conductor 

Fig. 2. Mineral insulated cable; 

© 

Thermoprozess [8] 

Free rotor shaft 

Rotor bearing 

HP outlet 

HP blade path 

HP inlet 

temperature sensors for experiments are 

marked by red dots, and locations of sensors 

for the numerical HSM investigation 

are indicated by blue dots. 

The cool-down of the turbine without THS 

has been experimentally investigated. The 

turbine was in full operation and then shut 

down while seal steam remained in operation. 

After a few hours the seal steam was 

shut off and the vacuum of the turbine broken. 

Temperature data was collected 

throughout the cool-down process at the 

locations marked in F i g u r e 4 . The experimental 

results have been employed in 

section 4.5 to validate the numerical models. 

In section 5, the experimentally investigated 

test case is used as a base to investigate 

the performance of the HSM. 

Modelling the heat transfer 

throughout the turbine 

Outer casing 

HP rotor 

notch 

The heat transfer throughout the turbine is 

investigated by simulation using Abaqus 

CAE. Several simplifications of the turbine 

geometry are used in order to reduce the 

computational time of the simulations. In 

the first model “2D model with blades” described 

in section 4.2, the turbine is modeled 

as two-dimensional. The turbine 

blades are represented as their projected 

area. In the second model, “2D model without 

blades” discussed in section 4.3, the 

turbine is modeled as two-dimensional and 

lP rotor 

notch 

lP outlet 

IP blade path 

lP inlet 

Free rotor shaft 

Rotor bearing 

Fig. 4. Turbine model geometry including locations of temperature sensors for experimental data 

(red dots), temperature sensors for THS investigation (blue dots), and important geometrical 

aspects (red and yellow colored lines). 

the turbine blades are omitted. Instead, the 

thermal properties of the materials are 

adapted to model the heat transfer accurately. 

The third model, “3D model without 

blades” discussed in section 4.4, is similar 

to the model of section 4.3. The turbine geometry 

is modeled as a symmetric quarter 

of the turbine without blades. Thermal 

properties are adapted to keep an accurate 

description of the heat transfer. 

Heat transfer in Abaqus CAE 

Heat transfer by the three mechanisms 

conduction, convection and radiation is accounted 

for in the Abaqus CAE models. The 

conductive heat transfer is described by 

 

(1) 

where is the thermal conductivity, and 

∆T is the temperature difference between 

the considered locations. The convective 

heat transfer is described by 

 

(2) 

where is the heat transfer coefficient. 

The heat transfer due to radiation is described 

by 

 

(3) 

where is the view factor, (T)is the emissivity, 

is the Stefan-Boltzmann constant, 

and T the body’s absolute temperature. 

Fig. 3a. HSM fixed on the outer casing of a turbine. Fig. 3b. Insulation on turbine casing; © Thermoprozess [8]. 

45


 

(6) 

 

(8) 

where is the heat flow when blades 

are geometrically considered, and 

is the heat flow when the blades are not 

geometrically represented. The factor F c 

acts comparably to a fin efficiency [13]. 

Similarly, the radiative heat transfer has to 

be adjusted for the missing blades. In the 

2D model without turbine blades, the resulting 

heat transfer has to be the same as 

for the 2D model with turbine blades. To 

realize this, has to be adjusted to sub , taking 

into account the emissivities of both 

surfaces in radiative heat exchange as well 

as the effect of the new view factors without 

blades new . A sensitivity analysis of the 

value of sub , however, has shown that the 

effect of the variation of sub is small in 

comparison to the effect of sub . As the 

computational effort of using sub is large 

compared to the increase in accuracy, a 

constant value of is employed in further 

simulations. 

A steady state simulation of the turbine in 

full operation is performed to generate 

starting temperature profiles for the cooldown 

process. Only heat transfer due to 

conduction and convection is considered 

during this simulation. Radiation is neglected 

as its effect is small in full turbine 

operation. This is the case due to the large 

convective heat transfer coefficients pre- 

 

dA 1 

r 2 dA 2 

 

n 2 1 

A 1 n 1 

A 2 

Fig. 5. Computation of view factors. 

F i g u r e 5 illustrates the computation of 

which is obtained by 

(4) 

where the indices i and j indicated the surfaces 

in radiative exchange, A is the surface 

area, the angle to a normal on the surface, 

and r the distance between the surfaces 

[10, 11]. 

In Abaqus CAE, the conductive heat transfer 

has been modeled using temperature 

dependent values of (T). The convective 

heat transfer has been accounted for using 

surface film conditions with as film 

coefficient and predefined sink temperatures. 

The value of the employed varies 

linearly from inlet to outlet in the blade 

paths. The linear variation is chosen according 

the linearly varying loading profile. 

Radiative heat transfer is modeled using 

the cavity radiation model [10]. The 

cavity radiation employs gray body theory. 

The emissivity of the surfaces is independent 

from the wavelength of the radiation 

and only diffuse reflection is considered 

[11, 12]. 

The heat transfer of the blade root to the 

rotor or inner casing is modeled to include 

the effects of the blade root submerged in 

the rotor and inner casing material. The 

emissivity is chosen according to previous 

investigations of the material at Siemens 

AG. 

2D model without turbine blades 

The second model shown in F i g u r e 6 b is 

a two-dimensional model of the turbine 

without individually modeled turbine 

blades. Instead, the heat transfer from and 

to the turbine blades is modeled by adjusting 

the heat transfer parameters to account 

for the thermal influence of the turbine 

blades. The same heat flow is simulated as 

in the 2D model with turbine blades in section 

4.2. Effects of conductive heat transfer 

of the blades are small compared to the 

convective and radiative heat transfer and 

are therefore neglected. 

As the heat transfer by convection is directly 

proportional to as shown in Eq. 2, the 

effect of the convective heat transfer of the 

turbine blades is included by changing to 

a substitute thermal heat transfer coefficient 

sub . It is defined as 

(7) 

with 

2D model with turbine blades 

A two-dimensional, rotationally symmetric 

model of the turbine is generated in Abaqus 

CAE. F i g u r e 6 a shows the simplified geometry. 

Local geometrical aspects such as 

flange joints, fins as well as inlets and outlets 

are neglected due to symmetry. The 

turbine blades are included as individual 

blades. Since the 2D model is not capable 

of capturing the three-dimensional shape 

of the blades, a projected area of the turbine 

blades is used as blade geometry in 

the model. As this method increases the 

total blade volume V, the density real is 

substituted according to 

 

(5) 

wherefore the correct heat capacity is restored 

in the model. In order to account for 

the effect of the change in blade cross section 

in the conductive heat transfer, the 

product of the area A and the thermal conductivity 

is kept constant in the simplified 

geometry. This is realized in Abaqus 

CAE by introducing the substitute thermal 

conductivity sub computed as 

Fig. 6a. Visualization of the three models’ geometries, showing the different simplifications. 

– 2D model with blades. 

Fig. 6b. Visualization of the three models’ geometries, showing the different simplifications. 

– 2D model without blades. 

Fig. 6c. Visualization of the three models’ geometries, showing the different simplifications. 

– 3D model without blades. 

46



16 

16 

16 

12 

8 

4 

HP Inlet 

IP Inlet 

HP Outlet 

IP Outlet 

Outer Casing 

12 

8 

4 

HP Inlet 

IP Inlet 

HP Outlet 

IP Outlet 

Outer Casing 

12 

8 

4 

HP Inlet 

IP Inlet 

HP Outlet 

IP Outlet 

Outer Casing 

∆T in % 

0 

-4 

∆T in % 

0 

-4 

∆T in % 

0 

-4 

-8 

-8 

-8 

0 0.5 1 1.5 2 

 

Fig. 7a. Deviation between simulated and 

measured temperatures normalized by 

the current simulated temperatures. 

– 2D model with turbine blades. 

sent in full turbine operation. Convective 

boundary conditions are applied inside 

and outside the turbine. Inside the turbine, 

inlets, outlets, blade paths, and seal steam 

chambers are included in the convective 

heat transfer. Outside the turbine, the free 

rotor shaft, rotor bearings, and outer casing 

insulation are considered. In the blade 

paths as well as the labyrinth sealings, sub 

and the sink temperatures decrease linearly 

between the inlet and outlet to account 

for the pressure and velocity drops in these 

areas. 

During the transient cool down simulation, 

all three heat transfer mechanisms are 

modeled. Convection takes place only at 

the turbine surfaces outside and the seal 

steam chambers. Heat transfer due to radiation 

is considered at all inner turbine 

surfaces with an emissivity value based on 

experience at Siemens AG. 

3D model without turbine blades 

The approach taken to model the thermal 

effects in the 2D model without blades in 

section 4.3 is used in a three-dimensional 

investigation. The 3D model shown in F i g - 

u r e 6 c includes additional geometrical 

details at the inner casing which are not accounted 

for in the 2D model without 

blades. The 3D model is set up as a quarter 

model of the full steam turbine SST-5000 

to reduce simulation time compared to a 

complete model. Similar to the 2D model 

without blades, no turbine blades are modeled. 

Boundary conditions for both the 

starting profile simulation and the cooldown 

simulation are similar to the ones of 

the 2D model without blades as described 

in section 4.3. Appropriate symmetry 

planes are applied to the sectional planes 

in the quarter 3D model for correct view 

factor calculations. 

0 0.5 1 1.5 2 

 

Fig. 7b. Deviation between simulated and 



– 2D model without turbine blades. 

Validation and Comparison of the 

Models 

The cool-down load case described in section 

3 is simulated using all three models. 

Steady state simulations with each model 

generate starting conditions that match 

the initial temperature distribution of the 

experimental investigation. Transient simulations 

are used to capture the cool-down 

process. 

Throughout this work, the time t is normalized 

to 

 

(9) 

which is employed in the visualization of 

results. The constant t 0 is the time when 

the rotor notch temperature first falls below 

a specific temperature T t during turbine 

cool-down. The temperature T t is defined 

to be the temperature required for 

fast start-up conditions. 

2D Model With Blades 

F i g u r e 7 a shows the deviation between 

the simulated and measured temperatures 

in the 2D model with turbine blades. The 

deviations at the start of prewarming are 

relatively large due to the simplifications in 

the model geometry. There are also some 

inaccuracies in the starting temperature 

conditions. Differences between the temperatures 

may also result from the way the 

experimental measurements are obtained. 

If the seal steam temperature is measured, 

this temperature might not correspond exactly 

to the material temperature due to 

conductive temperature distribution in the 

component and different daily boundary 

conditions. Deviations from experimental 

results decrease with time as the effects of 

starting conditions decline. 

2D Model Without Blades 

F i g u r e 7 b shows the results for the 2D 

model without blades. No significant differences 

can be observed to the results of 

the 2D model with turbine blades in F i g - 

u r e 7 a . A sensitivity analysis of the effect 

of the thermal properties has been performed. 

The results show that variations of 

sub and within their range of accuracy 

have little effect on the overall simulation 

result. It is therefore sufficient to model 

them with the presented assumptions. 

3D Model Without blades 

The performance of the 3D model without 

blades is tested with two sets of boundary 

conditions. In the first simulation, the same 

boundary conditions as for the 2D model 

0 0.5 1 1.5 2 

 

Fig. 7c. Deviation between simulated and 



– 3D model without turbine blades. 

without blades are employed. F i g u r e 8 

shows the results. The deviations from the 

experimental results are large compared to 

the 2D model without blades despite the 

3D model without blades including more 

geometrical detail than the 2D model without 

blades. Therefore, a sensitivity analysis 

of the convective heat transfer coefficients 

and temperatures at the outer casing, bearings, 

free rotor surface as well as sub and 

has been performed to identify the most 

influential boundary conditions. The largest 

effect on the results, which is shown in 

F i g u r e 9 , has the value of at the outer 

casing. 

Based on the sensitivity analysis, an improved 

set of boundary conditions (e.g. 

∆T in % 

16 

12 

8 

4 

0 

-4 

-8 

HP Inlet 

IP Inlet 

HP Outlet 

IP Outlet 

Outer Casing 

0 0.5 1 1.5 2 

 

Fig. 8. Deviation between simulated and 

measured temperatures in the 3D model 

without blades normalized by the 

current simulated temperatures. The 

simulation employs the same boundary 

conditions as in the 2D model without 

blades. 

∆T in % 

30 

29 

Minimum Inlet 


Minimum Outlet 

Minimum Outer Casing 

0 

Maximum Inlet 

Maximum Outlet 

-10 

Maximum Outer Casing 

-20 

-30 

0 0.5 1 1.5 2 

 

Fig. 9. Sensitivity analysis for at the outer 

casing. The temperature deviations at 

the temperature sensor locations are 

shown. The temperature deviations at 

the HP and IP inlets and outlets are 

averaged. 

47


Fig. 10. Application areas of THS’ heating blankets indicated in yellow. 

heat transfer coefficients on outer casing) 

is applied in the simulation of the 3D model 

without blades. The adapted boundary 

conditions improve the results, as shown in 

F i g u r e 7 c . The differences between the 

3D model without blades and the 2D model 

without blades originate on the one 

hand from the different boundary conditions. 

On the other hand, different view 

factors due to included flanges in the 3D 

model influence the results. The distances 

between the inner and outer casing are also 

smaller in the 3D model without blades a 

fact that influences the heat transfer. Including 

the flanges increases the component 

volume hence leading to a higher 

stored energy. This results in a reduced rate 

of cooling in the 3D model without blades. 

Comparison of models 

All models are able to capture the most important 

effects during cool down. The 3D 

model without blades performs better due 

to the more exact representation of the turbine 

geometry. 3D effects should not be 

neglected for a detailed analysis. For large 

scale optimization approaches, using a 2D 

model will be sufficiently accurate. No 

model is able to capture the effects at the 

beginning of the simulation very accurately, 

which is acceptable as the long term 

temperature distribution is the main point 

of interest. 

Application of the HSM 

The validated 3D model without blades is 

enhanced to additionally include the THS. 

The enhanced model is used to investigate 

the performance of the HSM. 

A load case for the analysis of the warmkeeping 

mode is constructed based on the 

cool-down load case. The turbine is turned 

off and left to cool down. The THS is activated 

once the outer casing temperature 

reaches a threshold temperature T t . 

Different locations of the THS “heating 

blankets” are possible. The positioning of 

the heating blankets has been exemplarily 

investigated for the location shown in F i g - 

u r e 10 , where the heating blanket is 

mounted on the whole outer casing. 

The heating blankets are modeled by including 

their respective heat fluxes in the 

turbine model. The heat flux does not exceed 

a maximum value and the temperature 

of the outer casing is defined to be at 

maximum 5 K above T t . A PID controller 

with temperature feedback loop regulates 

the magnitude of the heat flux. It is included 

via a user subroutine in Abaqus CAE. 

The rotor temperature is the limiting factor 

for warm start-up conditions and is hence 

chosen as the process variable. F i g u r e 4 

shows the location of the considered HP rotor 

notch and IP rotor notch. The analysis 

of the results shows that the IP rotor notch 

temperature is lower than the HP rotor 

notch temperature wherefore effectively 

the IP rotor notch temperature is the limiting 

factor. 

The heat flux is the control variable u(t) for 

the PID controller, which is computed by 

[14] 

 

(10) 

where the error value e(t) is the difference 

between the actual and the set point temperature 

at the IP rotor notch. 

F i g u r e 11 shows the temperatures at the 

HP rotor notch and IP rotor notch. The temperatures 

are normalized by the starting 

temperature at the HP rotor notch while 

the time is normalized by the time of the 

heating blanket activation. The results 

show that it is possible to maintain conditions 

for warm start-up conditions within 

the turbine. 

T [-] 

1 

0.8 

0.6 

0.4 

Cool Down HP 

HSM HP 

Cool Down IP 

HSM IP 

0.2 

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 

 

Fig. 11. Temperature profiles during cool down 

(Cool Down) and in warm-keeping 

mode (HSM) at the HP and IP rotor 

notches. Temperatures are normalized 

by the starting temperature at the high 

pressure notch. 

Conclusions 

The heat transfer throughout the complex 

turbine topology has been investigated using 

three models with different degrees of 

geometry simplification. The analysis 

shows that it is possible to capture the most 

important aspects using two-dimensional 

models with simplified topology. Further 

geometry simplifications can be realized by 

adapting the thermal behavior of the FEMmodel. 

A large part of the heat transfer in the turbine 

is realized by radiation. Without modelling 

this type of heat transfer, it is not 

possible to make an accurate prognosis of 

the temperature load and distribution. The 

simplified CAE model “2D model without 

blades” is able to perform the calculations 

faster than models with more geometrical 

detail. The negligible change of the accuracy, 

with regard to the shortening of the 

calculation duration, is therefore fully justifiable. 

A controller was further developed 

which makes it possible to specify the power 

of the HSM within the CAE simulation. 

A simulation of the HSM shows that it can 

maintain the temperature of the turbine at 

a high level. The warm-keeping allows the 

customer to preserve the steam turbine 

warm start conditions without seal steam 

depending on their own commercial targets. 

As a result the energy consumption 

for long standstill times can be minimized. 

Nomenclature 

A 

F c 

r 

T 

t 

 

 

 

 

 

 

 

 

cond 

conv 

real 

rad 

sub 

References 

Area 

factor for alpha substitution 

heat flow 

specific heat flow 

distance between surfaces 

absolute temperature 

time 

heat transfer coefficient 

angle with respect to normal to 

the surface 

emissivity 

thermal conductivity 

density 

Stefan-Boltzmann constant 

normalized time 

view factor 

conduction 

convection 

physical value 

radiation 

substitute value 

[1] T. Eisfeld, A. Feldmüller, and F. Roehr, 

“CCPP improvements in a business environment 

of intermittent power generation,” in 

Power-Gen Europe 2017. 

[2] A. Feldmüller, T. Zimmerer, and F. Roehr, 

“From Base to Cycling Operation – Innovative 

Operational Concepts for CCPPs,” in 

Power-Gen Europe 2015. 

[3] D. Toebben et al., “Numerical Investigation 

of the Heat Transferand Flow Phenomena in 

an IP Steam Turbine in Warm-Keeping Operation 

with Hot Air (GT2017-63555),” 

Proceedings ASME Turbo Expo, 2017. 

48



[4] H.M. Brilliant and A.K. Tolpadi, “Analytical 

Approach to Steam Turbine Heat Transfer in 

a Combined Cycle Power Plant (GT2004- 

53387),” in ASME Turbo Expo 2004. 

[5] N. Lückemeyer and F. Qin, “Mechanical Design 

of Large Steam Turbine Components for 

Part Load Conditions (GT2013-95436),” in 

ASME Turbo Expo 2013. 

[6] M. Topel, M. Genrup, M. Jöcker, J. Spelling, 

and B. Laumert, “Operational Improvements 

for Startup Time Reduction in Solar 

Steam Turbines,” Journal of Engineering 

for Gas Turbines and Power, no. 137, 2015. 

[7] Y. Kostenko and D. Veltmann, “Development 

of Hot Standby Mode for flexible Steam 

Turbine Operation (GPPS-2018-0020),” in 

Proceedings of GPPS Forum 18. 

[8] THERMOPROZESS Wärmebehandlung 

GmbH, “http://www.thermoprozess.de,” 

2017. 

[9] Siemens AG – Energy Sector, “Siemens 

Steam Turbine SST-5000 Series: for combined 

cycle und subcritical steam applications, 

2010,” Erlangen. 

[10] Dessault Systems, Abaqus/CAE User’s 

Guide 2014: Abaqus 6.14. 

[11] H.D. Baehr and K. Stephan, Wärme- und 

Stoffübertragung: Chap. 5, 9th ed. Berlin, 

Heidelberg: Springer, 2016. 

[12] Dassault Systèmes, Abaqus Theory Guide 

2014: Abaqus 6.14. 

[13] F.P. Incropera, D.P. DeWitt, T.L. Bergman, 

and A.S. Lavine, Principles of heat and mass 

transfer: Chap. 3, 7th ed. Singapore: John 

Wiley & Sons, 2013. 

[14] J. Lunze, Regelungstechnik 1: Systemtheoretische 

Grundlagen, Analyse und Entwurf 

einschleifiger Regelungen: Chap. 7 and 9, 

10th ed. Berlin: Springer, 2014. l 


Structural Design of Cooling Towers 

VGB Standard on the Structural Design, Calculation, Engineering 

and Construction of Cooling Towers 

Edition 2019 – VGB-S-610-00-2019-10-EN (English edition) 

VGB-S-610-00-2019-10-DE (German edition) 

eBook (PDF)/print DIN A4, 86 pa ges, 

ISBN: 978-3-96284-145-4 (print), ISBN: 978-3-96284-146-1 (eBook) 

Pri ce for VGB mem bers € 180.–, 

for non mem bers € 270.–, + VAT, ship ping and hand ling. 

eBook (PDF)/Druckfassung DIN A4, 86 Seiten, 

ISBN: 978-3-96284-143-0 (print), ISBN: 978-3-96284-144-7 (eBook) 

Preis für VGB-Mit glie der € 180,–, 

für Nicht mit glie der € 270,–, + Ver sand kos ten und MwSt. 


Structural Design of 

Cooling Towers 

VGB Standard on the Structural Design, 

Calculation, Engineering and Construction 

of Cooling Towers 

(formerly VGB-R 610e) 

VGB-S-610-00-2019-10-EN 

Summary 

This VGB Standard VGB-S-610, “Structural Design of Cooling Towers” constitutes the joint basis – together with VGB-R 135e, 

“Planning of Cooling Towers”, and VGB-R 612e, “Protection Measures on Reinforced Concrete Cooling Towers and Chimneys 

against Operational and Environmental Impacts” – for the civil engineering-related planning including design, construction and 

approval as well as for the construction of cooling tower facilities built from reinforced concrete. It is based on more than 50 years 

of experience in the construction of cooling towers gained by plant and structural design engineers, by construction companies, 

accredited review engineers and owners. In addition, Guideline VGB-R 613e, “Code of Practice for Life Cycle Management of 

Reinforced Concrete Cooling Towers at Power Plants”, presents notes on in-process inspection and maintenance. 

The VGB Standard was thoroughly revised and restructured compared with the last edition, VGB-R 610e of 2010, chiefly in order 

to increase its application and ac-ceptance by potential users outside Germany. To this end its structure was modified to make it 

similar to the European standards by dividing into a generally valid and internationally oriented base part and a specific national, 

i.e., German part. Different from the European standards, however, no national annex was created. Instead, for improved readability 

a unified document was produced comprising the generally applicable base part and the location-specific part (on a grey 

background) with German rules. For application outside Germany it is necessary to use the respective national rules and specifications 

instead of the German rules. 

New findings from continued engineering studies and feedback from practice have also necessitated modifications. In particular, 

hybrid cooling towers and multi-cell cooling towers as now common cooling tower design variants have been included, in addition 

to natural draught cooling towers. 

This VGB Standard does not cover contractual arrangements with responsibilities for organisational workflows. These are to be defined 

separately by the contracting par-ties. Users are requested to inform the VGB Office of their experience with the appli-cation 

of this VGB Standard and any sources of possible misinterpretation or short-falls in presentation, and to make suggestions for improvements. 

These may be tak-en as a basis for future additions or amendments. 

This VGB Standard VGB-S-610e, “Structural Design of Cooling Towers”, supersedes VGB Guideline VGB-R 610e of 2010 with the 

same name. 

VGB PowerTech Service GmbH Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany 

T: +49 201 8128-200 | F: +49 201 8128-302 | E: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop 

49

Minderung von Quecksilberemissionen durch Additivdosierung VGB PowerTech 10 l 2019 

Minderung von 

Quecksilberemissionen durch 

Additivdosierung in die nasse 

Rauchgasentschwefelungsanlage (REA) 

W. Kogel, M. O. Schmid, G. Scheffknecht, J. Fahlke, A. Geier, A. Rieder, I. Wagner, 

F. Steffen und F. Hoffmann 

Abstract 

Reduction of mercury emissions by 

dosing additives into the wet flue gas 

desulphurisation plant (FGD) 

Since 2019, the annual average limit value for 

mercury emissions (Hg) from coal-fired combustion 

plants in Germany has been 10 µg/m³ 

i.N.. Taking into account the best available techniques 

(BREF), a range of < 1-4 µg/m³ i.N. on 

annual average was defined at EU level for coalfired 

large combustion plants with an installed 

capacity of > 300 MW th (existing plants) in 

2017. Within this range, the EU countries are to 

set their new Hg limit value with an implementation 

period of 4 years. This represents a major 

challenge for existing flue gas cleaning lines. 

Provided that sufficient oxidised mercury 

(Hg 2+ ) is present in the flue gas, wet flue gas 

desulphurisation plants (FGD) offer a high Hg 

separation potential as a co-benefit effect. Within 

the scope of this work, the Hg separation of 

the FGD should be further improved by the addition 

of additives. The real FGD suspension of a 

coal-fired power plant was used for this purpose 

in a continuously operated laboratory FGD. 

Various additives were dosed into the sump and 

precipitated or adsorbed dissolved mercury. 

With a total of 3 additives, the Hg separation 

rates could be increased from 24 to 49 % (without 

additive) to 70 to 79 % (with additive) 

within the framework of the test series. l 

Autoren 

W. Kogel 

M. O. Schmid 

Prof. G. Scheffknecht 

University Stuttgart, Deutschland 

Dr. J. Fahlke 

A. Geier 

Grosskraftwerk Mannheim AG, Deutschland 

Dr. A. Rieder 

I. Wagner 

EnBW Energie Baden-Württemberg AG, 

Deutschland 

F. Steffen 

RWE Power AG, Deutschland 

F. Hoffmann 

RWE Technology International GmbH, 

Deutschland 

Der Grenzwert für Quecksilberemissionen 

(Hg) aus kohlebefeuerten Feuerungsanlagen 

beträgt in Deutschland seit 2019 im Jahresmittel 

10 µg/m³ i.N.. Unter Berücksichtigung 

der besten verfügbaren Techniken (engl. 

BREF) wurde auf EU-Ebene für steinkohlebefeuerte 

Großfeuerungsanlagen mit installierter 

Leistung von > 300 MW th (Bestandsanlagen) 

im Jahr 2017 eine Bandbreite von 

< 1-4 µg/m³ i.N. im Jahresmittel festgelegt. 

Innerhalb dieser Bandbreite sollen die 

EU-Länder mit einer Umsetzungsfrist von 

4 Jahren ihren neuen Hg-Grenzwert festlegen. 

Dies stellt eine große Herausforderung 

für bestehende Rauchgasreinigungstrecken 

dar. 

Unter der Voraussetzung, dass genügend oxidiertes 

Quecksilber (Hg 2+ ) im Rauchgas vorhanden 

ist, bieten nasse Rauchgasentschwefelungsanlagen 

(REA) als Co-Benefit-Effekt 

ein hohes Hg-Abscheidepotential. Im Rahmen 

dieser Arbeit sollte die Hg-Abscheidung 

der REA durch Additivzugabe weiter verbessert 

werden. Die reale REA-Suspension eines 

Steinkohlekraftwerkes wurde hierfür in einer 

kontinuierlich betriebenen Labor-REA 

eingesetzt. Verschiedene Additive wurden in 

den Sumpf dosiert und fällten oder adsorbierten 

gelöstes Quecksilber. Mit insgesamt 3 

Additiven konnten im Rahmen der Versuchsreihen 

die Hg-Abscheideraten von 24 bis 

49 % (ohne Additiv) auf 70 bis 79 % (mit 

Additiv) erhöht werden. 

Einleitung 

Die Grenzwerte für Hg-Emissionen sind 

in Deutschland für steinkohlebefeuerte 

Kohlekraftwerke in den letzten Jahren stetig 

reduziert worden. Das Tagesmittel wurde 

ab 2004 auf 30 µg/m³ i.N. in der 

13. BImSchV eingeschränkt. Seit 2019 ist 

zusätzlich ein Jahresmittelwert von 10 µg/ 

m³ i.N. einzuhalten [1]. Im 2017 veröffentlichten 

Durchführungsbeschluss (EU) 

2017/1442 zu den Schlussfolgerungen der 

BREF-Maßnahmen für die Rauchgasreinigungstrecke 

von steinkohlebefeuerten 

Großfeuerungsanlagen wurde eine weitere 

Reduktion für die EU-Staaten beschlossen. 

Das Dokument sagt aus, dass mit den 

BREF-Maßnahmen wesentlich geringere 

Hg-Emissionen möglich sind. Für bestehende 

steinkohlebefeuerte Großfeuerungsanlagen 

mit einer installierten 

Leistung von > 300 MW th ist für den Hg- 

Grenzwert eine Bandbreite von < 1-4 µg/ 

m³ i.N. festgelegt worden, siehe Ta b e l - 

l e 1 [2]. 

Die Länder der EU sind verpflichtet, den 

neuen Hg-Grenzwert innerhalb der genannten 

Bandbreite festzulegen und bis 

August 2021 umzusetzen. Die Einhaltung 

stellt eine große Herausforderung an die 

Rauchgasreinigungsstrecke von Steinkohlekraftwerken 

dar, da ein Großteil der 

deutschen Steinkohlekraftwerke bislang 

Tab. 1. Quecksilbergrenzwerte als Jahresmittelwert in µg/m³ i.N.tr. und bei einem 

Bezugssauerstoffgehalt von 6 Vol.-% O 2 . 

Feuerungswärmeleistung 

in MW th 

Regelung 

Neuanlagen 

in µg/m³ i.N. 

Bestandsanlagen c 

in µg/m³ i.N. 

Steinkohle Braunkohle Steinkohle Braunkohle 

≥ 300 13. BImSchV a < 10 < 10 < 10 < 10 

≥ 300 BREF-LCP b < 1-2 < 1-4 < 1-4 < 1-7 

< 300 13. BImSchV < 10 < 10 < 10 < 10 

< 300 BREF-LCP < 1-3 < 1-5 < 1-9 < 1-10 

a 13.BImSchV Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes, Stand 31.07.2019 

b BREF – LCP Beste Verfügbare Technik (BREF) für Großfeuerungsanlagen (engl. Large Combustion Plants 

oder LCP) 

c Bestandsanlage Anlagen analog der Definition “Bestehende Anlagen“ in der 13. BImSchV §2 

50



Hg-Emissionen in Bereichen von > 4 µg/ 

m³ i.N. im Jahresmittel [3] aufweist. 

Nasse Rauchgasentschwefelungsanlagen 

(REA) bieten ein großes Abscheidepotential 

für Hg in der Rauchgasreinigung. Befindet 

sich Hg 2+ im Rauchgas kann dieses 

aufgrund seiner hohen Wasserlöslichkeit 

in der REA ausgewaschen werden. 

Nach einer High-Dust SCR kann abhängig 

von der Kohle und der Katalysatorenart 

sowie –zustand der Anteil an Hg 2+ vor 

der REA zwischen 30 und 95 % betragen 

[7], [8]. 

Bei nicht optimierter Betriebsweise der 

REA für die Hg-Abscheidung kann es dazu 

kommen, dass Hg 2+ im Wäscher nur zu Teilen 

absorbiert wird. So wurde am RDK 8 

(EnBW, Karlsruhe) im Rahmen einer eintägigen 

Messkampagne ein Hg 2+ Anteil im 

Kamin von 66 % gemessen [5]. 

Bei zwei eintägigen Speziationsmessungen 

am Block 9 der Grosskraftwerk Mannheim 

AG (GKM) wurde ein Anteil von 95 % an 

Hg 2+ im Rauchgas vor REA gemessen. Am 

Kamin hat während der Messkampagne 

der Hg 2+ -Anteil 72 % betragen. Dies zeigt, 

dass eine Optimierung der REA-Betriebsweise 

in Bezug auf die Hg-Abscheidung ein 

hohes Potential zur Senkung der Hg-Emissionen 

besitzt [4]. Ein Blick auf den deutschen 

Kraftwerkspark verdeutlicht, dass 

die meisten Steinkohlekraftwerke trotz der 

potentiellen Co-Benefit Hg-Abscheidung in 

der REA eine Hg-Emission von < 4 µg/m³ 

i.N. nicht sicher erreichen [3]. 

Die Verbesserung der Hg-Absorption in der 

REA ist Gegenstand mehrerer Veröffentlichungen. 

Die vorliegende Arbeit stellt die 

Ergebnisse der Zugabe von drei Additiven 

zur Hg-Emissionsminderung an einer REA 

im Labormaßstab dar. Nach Vorversuchen 

mit insgesamt 7 Additiven wurden nach einer 

Auswahl 4 Additive in der kontinuierlichen 

REA im Labormaßstab getestet. 

Dargestellt werden die Ergebnisse der 3 

Additive, die zielführend eine Minderung 

der Hg-Emission im Reingas erreicht haben. 

Für die Untersuchungen wurde eine 

REA-Suspension aus dem Betrieb des 

Steinkohlekraftwerks Block 9 des GKM anstelle 

einer synthetischen Suspension für 

die Experimente im Labormaßstab verwendet. 

Während der Versuche wurden die Hg- 

Spezies, d.h. der Anteil an Hgo und Hg 2+ , 

sowohl im Roh-, wie auch im Reingas kontinuierlich 

gemessen. Zusätzlich wurde der 

Einfluss der Additive auf den pH-Wert und 

das Redoxpotential der REA-Suspension 

untersucht. 

Theorie 

Hg gelangt als Spurenelement in der Kohle 

beim Verbrennungsprozess in das Rauchgas 

eines Steinkohlekraftwerks. Typische 

Massenanteile von Hg in Steinkohlen liegen 

zwischen 0,05 und 0,2 mg/kg [10]. 

Die Möglichkeiten zur Minderung von Hg- 

Emissionen sind eng gekoppelt mit den 

technisch relevanten Eigenschaften von Hg 

(Löslichkeit in Wasser, Dampfdruck und 

Aggregatzustand). Diese wiederum werden 

durch die chemischen Bindungsformen 

des Quecksilbers bestimmt. Im Rauchgas 

können drei verschiedene Hg-Spezies 

vorliegen. Ihre Oxidationsstufen sind [10]: 

Hg 0 – elementares Quecksilber, 

Hg 1+ – einwertiges Quecksilber und 

Hg 2+ – zweiwertiges Quecksilber. 

Einwertiges Quecksilber gehört unter 

Kraftwerksbedingungen nicht zu der vorherrschenden 

Spezies und wird daher in 

den weiteren Betrachtungen nicht weiter 

berücksichtigt [11]. 

Hg 0 hat eine sehr geringe Wasserlöslichkeit, 

siehe Ta b e l l e 2 , und passiert deshalb 

die REA bei pH-Werten größer 5, ohne 

abgeschieden zu werden. Damit hat Hg 0 

ein geringes Potential in der REA abgeschieden 

zu werden. Eine Hg 0 -Minderung 

von 40 % bei einem sauren pH-Wert von 

3,8 kann laut Schütze im Labormaßstab 

durch die REA-Suspension erreicht werden. 

Er kommt zum Schluss, dass niedrige 

pH-Werte eine Hg 0 -Abscheidung begünstigen 

können [12]. Dies wurde von Bittig 

bestätigt [13]. Nach Ma werden ab pH 3 

konstant schlechtere Absorptionsraten für 

Hg 0 festgestellt, selbst wenn die Lösung 

vorteilhaft zur Hg 0 -Absorption mit Komponenten 

an- bzw. abgereichert wird [14]. Es 

kann von einem geringem bis keinem Auswaschen 

von Hg 0 unter betriebsüblichen 

Bedingungen von Einkreiswäschern bei pH 

>5 ausgegangen werden. 

Tab. 2. Löslichkeit in Wasser bei 20-25 °C von 

Hg 0 und HgCl 2 entnommen aus [12]. 

Spezies 

Wasserlöslichkeit in g/l 

Hg 0 6,1 ∙ 10 -5 

HgCl 2 68,1 

Im Nasswaschverfahren der REA kann aufgrund 

seiner Wasserlöslichkeit nur Hg 2+ 

gut absorbiert werden. 

Als Absorption wird die selektive Aufnahme 

von Atomen oder Molekülen in einer 

Flüssig-, Feststoff- oder Gasphase verstanden. 

Das Absorbens Hg wird aufgrund des 

Konzentrationsgradienten von der absorbierenden 

Phase, der REA-Suspension, 

aufgenommen [15]. Die Löslichkeit gibt 

die Absorptionsfähigkeit eines Stoffes an 

[4]. 

Der Umkehrprozess der Absorption wird 

Desorption genannt. Die Desorption bereits 

absorbierten Quecksilbers wird als 

Re-Emission der REA bezeichnet. Eine Desorption 

von Hg kann über zwei Wege erfolgen. 

–– 

Hg 2+ wird innerhalb des Wäschers durch 

RedOx-Reaktion mit der REA-Suspension 

zu Hg 0 reduziert und dadurch reemittiert 

[4]. Dieser Mechanismus kann 

durch die Komplexierung von Hg 2+ unterbunden 

werden [13]. 

–– 

Das chemische Gleichgewicht zwischen 

Hg 2+ in Gas- und Flüssigphase wird gemäß 

des Henry-Gesetzes (Gleichung 1) 

gestört, wodurch bereits gelöstes Hg 2+ 

wieder in die Gasphase übergeht. 

 

Gleichung 1 

Die gelöste Konzentration eines Stoffes, 

c i,(aq) , ist gleich dem Produkt aus ihrer 

stoffspezifischen und temperaturabhängigen 

Henry-Konstante H i (T) und der Stoffkonzentration 

in der Gasphase, γ i,(g) . Danach 

gilt, dass die absorbierte Hg-Konzentration 

eine Konzentration in der Gasphase 

bedingt [4]. 

Mit sinkender, in der Suspension gelöster 

Hg-Konzentration kann sowohl die Reduktion 

zu Hg 0 als auch die Re-Emission nach 

Henry vermindert werden [13]. Eine Senkung 

der Hg-Konzentration in der REA- 

Suspension kann durch einen verstärkten 

Austrag von Hg aus der REA erreicht werden. 

Durch die Erhöhung des Durchsatzes 

der REA-Abwasseraufbereitungsanlage 

(RAA) kann der Hg-Austrag aus der REA 

erhöht werden. Übersteigt der Hg-Austrag 

mit dieser Maßnahme dennoch nicht den 

Hg-Eintrag durch Hg-Absorption aus dem 

Rauchgas in die Suspension, kommt es zur 

Akkumulation und Steigerung des Hg-Inventars 

in der REA. Kann der Hg-Austrag 

nicht gesteigert werden, können Additive, 

die in die REA-Suspension dosiert werden, 

zur Minderung von Hg-Emissionen beitragen. 

Diese sind in der Lage, gelöstes Hg in 

einen Feststoff zu überführen, der idealerweise 

nicht über den Gips sondern über die 

RAA ausgeschleust wird. Dadurch kann 

eine größere Hg-Fracht aus der REA bei 

gleichem RAA-Durchsatz ausgetragen werden. 

Mit den Additiven in dieser Versuchsreihe 

werden vorwiegend zwei Mechanismen 

verfolgt: 

–– 

Sulfidische Schwermetallfällung 

–– 

Adsorption 

Schwermetallfällungsmittel reagieren 

vorwiegend mit oxidiertem, gelöstem Hg 2+ 

zu Reaktionsprodukten, die wegen ihrer 

hohen Dichte (i.Vgl. zum Filtrat der Suspension) 

sedimentieren und zumeist im 

Feststoffanteil der Suspension wiedergefunden 

werden können [12]. Zu diesen gehört 

NETfloc SMF-1 (Firma NET GmbH). 

Dieses bildet als anorganische Natrium- 

Thionat- und Polymerschwefelverbindung 

mit Quecksilber HgS [16]: 

Gleichung 2 

Bei Reaktion von NETfloc SMF -1 mit Säuren 

in der REA-Suspension kann eine geringe 

Menge Schwefelwasserstoff freigesetzt 

werden. 

Cleanfloc EPOmax P1 (AQUA-Technik 

GmbH) ist ein organisches Polymer mit 

51


schwefelhaltigen Gruppen, das bei der 

Schwermetallfällung einen unlöslichen 

Chelatkomplex mit vorwiegend Hg 2+ bildet 

[17]. Als Vertreter von Dimethyldithiocarbamat, 

welches die am häufigsten eingesetzte 

Verbindung zur Schwermetallfällung 

in der Galvanotechnik ist, kann es 

auch hier in sauren Lösungen zur Freisetzung 

von Schwefelwasserstoff kommen. 

Unter Adsorption wird ein thermisches 

Trennverfahren verstanden [18]. Die Anlagerung 

von Stoffen aus gasförmigen oder 

flüssigen Phasen an einer festen Oberfläche 

wird als Adsorption bezeichnet. Die 

Umkehrung, das Entfernen von adsorbierten 

Stoffen, wird wie bei der Absorption 

ebenfalls als Desorption bezeichnet [19]. 

Zur Adsorption eignet sich beispielsweise 

Herdofenkoks, mahlaktiviertes HOK ® (Firma 

Rheinbraun Brennstoff GmbH). Es wird 

im Herdofenverfahren aus der rheinischen 

Braunkohle hergestellt. Im Gegensatz zu 

Aktivkohlen besitzt Herdofenkoks eine geringere 

spezifische innere Oberfläche 

(nach der BET-Methode durch N 2 -Isotherme 

bei 77 K: ~300 m²/g vs. 700 bis 1.400 

m²/g bei Pulveraktivkohlen), jedoch verfügt 

Aktivkoks aus Braunkohle über ein 

Porensystem mit einem hohen Anteil an 

Mesoporen (nach IUPAC-Norm: dp 2 bis 

50nm) [18]. Vorwiegend gelöstes Hg 2+ 

wird physikalisch an der inneren Oberfläche 

des HOK ® adsorbiert. Der hohe Mesoporenanteil 

soll die adsorptive Eigenschaft 

des HOK ® bezüglich Hg und anderen 

Schwermetallen verbessern [20]. 

Eine Auflistung der einzelnen Additive und 

ihre jeweiligen Reaktionsprodukte mit Hg 

kann der Ta b e l l e 3 entnommen werden. 

Tab. 3. Additivliste mit Hg-Reaktionsprodukt. 

Aus der Differenz der Gesamtkonzentration 

an Quecksilber und dem metallischen 

Anteil ergibt sich die Hg 2+ -Konzentration. 

Das Messgerät selbst kann durch das Messprinzip 

der Kaltdampf-Atomabsorptionsspektroskopie 

(cold vapor AAS) Hg 0 erfassen. 

Deswegen ist eine Reduktion mit Zinnchloridlösung 

in diesem Messaufbau 

erforderlich. Der abgedeckte Konzentrationsbereich 

liegt zwischen 0 und 500 µg/m³ 

[22]. 

Hg-Konzentrationsmessung Proben 

Neben den Gasuntersuchungen wird die 

REA-Suspension nach Abschluss der Versuche 

auf ihren Quecksilbergehalt untersucht. 

Zur Bestimmung der Hg-Konzentration der 

Suspension werden zwei Proben (A + B) 

gleichzeitig aus der REA entnommen. Aus 

A ergibt sich nach der Filtration der Feststoffanteil 

der Suspension, aus B das Filtrat. 

Bei B wird jedoch 1 ml einer Kaliumdichromat-Lösung 

(5 g K 2 Cr 2 O 7 in 1 l HNO 3 

mit 1:1 konz. HNO 3 :H 2 O) als starkes Oxidationsmittel 

vorgelegt. Mit B (100 ml) erfolgt 

nun die Filtration. In einem Büchnertrichter 

wird dazu der Filter „Blauband 

5893“ (Firma Schleicher & Schuell) verwendet. 

In diesem muss gelöstes Hg durch 

die Kaliumdichromat-Lösung als starkes 

Oxidationsmittel stabilisiert werden, um 

Minderbefunde zu vermeiden. 

Zur Bestimmung der Hg-Konzentrationen 

in den Versuchsproben durch direkte Feststoff- 

oder Flüssiganalyse wird ein Analysator 

mit interferenzfreier Quecksilberanalytik 

verwendet. Ein vorheriger Aufschluss 

der Proben ist nicht erforderlich. Hierdurch 

entfallen Probenvorbereitungsschritte, 

die potentiell zu Kontaminationen 

führen können. Für die Messung wird das 

Gerät DMA-80 (Firma MLS) eingesetzt. 

Das aus der Probe in einem Verbrennungsprozess 

freigesetzte Hg wird an einem 

Amalgamkollektor gebunden, danach atomisiert 

und gasförmig in Messküvetten 

überführt. Die Messung wird mit dem eingebauten 

Atomabsorptions-Spektrometer 

(AAS) vorgenommen. Es wird ein Messbereich 

von 0,001 bis 1.000 ng Hg abgedeckt 

[22]. 

Versuchsaufbau 

Die für die Versuche genutzte REA im Labormaßstab 

war wie in B i l d 1 dargestellt 

aufgebaut. 

1,5 l REA-Suspension des Blockes 9 wurden 

in den externen Sumpf gefüllt. Aus 

dem externen Sumpf wurde die eingefüllte 

REA-Suspension mit einer Peristaltikpumpe 

in den Absorberkolonnenkopf gefördert 

und strömte entlang der Kolonne nach unten, 

über eine Siphonverbindung zurück in 

den externen Sumpf. Frische Kalksteinsuspension 

des Blockes 9 wurde in Abhängigkeit 

des pH-Werts (Sollwert 5,5) in den 

Sumpf automatisch dosiert. Sobald das 

System in Betrieb war, wurde die Suspension 

auf eine typische Betriebstemperatur in 

Steinkohlekraftwerken von 55 °C temperiert. 

In den Versuchen wurde ein synthetisches 

Rauchgas bestehend aus 3,5 Vol.-% O 2 , 15 

Vol.-% CO 2 und 81,5 Vol.-% N 2 verwendet. 

Diesem wurde so viel SO 2 zugegeben, dass 

das resultierende Rauchgas eine SO 2 -Konzentration 

von 1.136 ± 36,2 mg/m³ i.N. 

enthielt. Hg 0 wurde zusammen mit ver- 

Handelsname 

Reaktionsprodukt mit 

Quecksilber 

3 

NETfloc SMF-1 

Cleanfloc EPOmaxP1 

HOK ® 

HgS 

schwerlöslicher 

Chelatkomplex 

Hg adsorbiert an 

HOK ® Partikel 

vom DeNOx 

Katalysator: 

N 2 

H 2 O 

HCl 

2 

Methoden 

HgCl 2 

Absorberkolonne 

Hg 0 SO 2 

3,5 % O 2 

Hg-Speziesmessung Rauchgas 

Die Hg-Spezies werden mit dem Messgerät 

Typ RA-915 AMFG der Firma Lumex (mit 

chloriertem DOWEX ® als Hg 2+ -Fänger für 

Hg 0 -Messungen) bestimmt. 

Dazu wird im entnommenen Rauchgas zuerst 

die Summe aller Hg-Spezies bestimmt. 

Hierzu wird das im Rauchgas vorliegende 

Hg 2+ mittels einer Zinnchloridlösung 

(Sn 2 Cl 2 ) vollständig reduziert. Im Anschluss 

wird ein chloriertes Ionenaustauscherharz 

(DOWEX ® 50W X8 Firma DOW 

DU Point Inc.) zur Absorption des oxidierten 

Quecksilbers vor der Reduktion mit 

Sn 2 Cl 2 eingesetzt. Damit wird der Hg 0 -Anteil 

im entnommenen Rauchgas gemessen. 

Luft 

Trägergas 

1 

15 % CO 2 

81,5 % N 2 

externer 

Sumpf 

Bild 1. Aufbau REA im Labormaßstab, entnommen aus [4]. 

CaCO 3 

Additivdosierung 

Überlauf 

52



Tab. 4. Versuchszusammenfassung. 

Versuch 

Nr. 

Sollwert Hg- 

Spezies 

NETfloc SMF-1 

dünnter HCl-Lösung (2,65 ml 37 % - HCL- 

Lösung in 500 ml H 2 0) mit Hilfe eines N 2 - 

Trägergases dem Rauchgas hinzugefügt. 

Vor der Mischung der beiden Gase wurde 

das Hg-haltige Gas über einen DeNOx-Katalysator 

geleitet. Nach dem Katalysator 

wurden die Hg-Spezies zu 70 % Hg 2+ und 

30 % Hg 0 ermittelt. Das resultierende 

Rauchgas wies eine Hg-Konzentration von 

10 ± 2 µg/m³ i.N. in Versuch 1 bis 3 auf, in 

Versuch 4 eine Hg-Konzentration von 12 ± 

4 µg/m³ i.N.. Im Rahmen dieser Arbeit 

wurden Speziationsmessungen am GKM 

Block 9 durchgeführt. Es wurden Hgges- 

Rohgaskonzentrationen von 6 bis 8 µg/m³ 

i.N. gemessen. Mit der eingestellten Rauchgaszusammensetzung 

sowie der Kalksteindosierung 

konnte im Labor-REA-Wäscher 

ein ähnliches Redoxpotential wie in der 

REA GKM 9 von 500 mV korr erreicht werden. 

Die chemischen Verhältnisse im Labor-Wäscher 

waren entsprechend denen 

im Rauchgaswäscher GKM 9 ähnlich. 

Das Rauchgas wurde in den unteren Teil 

der Absorberkolonne (Nr. 1 in B i l d 1 ) geleitet. 

Das Rauchgas wurde im Gegenstrom 

mit der Suspension aus dem externen 

Sumpf in der Absorberkolonne gewaschen 

und strömte als gereinigtes Rauchgas aus 

dem System (Nr. 3 in B i l d 1 ). Der Volumenstrom 

des Rauchgases betrug 3 l/min. 

Der externe Sumpf wurde zur Gipsbildung 

mit 2 l/min Oxidationsluft durchströmt. 

Das resultierende Gemisch aus Oxidationsluft 

mit gestrippten Bestandteilen der REA- 

Suspension verlies am Punkt Nr. 2 in 

B i l d 1 als Abluft des externen Sumpfes 

das System (oder die Laboranlage). 

Der externe Sumpf der REA ermöglichte 

eine detailliertere Erfassung der Re-Emissionen, 

die allein durch die Suspension im 

Sumpf entstehen. Da der Aufbau der REA 

im Labormaßstab die Abgase des Sumpfes 

(Nr.2 in B i l d 1 ) von der Absorberkolonne 

(Nr.3 in B i l d 1 ) trennte, wurde die Hg- 

Gesamtkonzentration im Reingas bezogen 

auf das Volumenstromverhältnis als Summe 

beider Massenströme bestimmt. Hierzu 

wurden die Hg-Konzentrationen hinter 

der Absorberkolonne und des externen 

Sumpfes verrechnet und auf eine Bezugssauerstoffkonzentration 

von 3,5 % umgerechnet. 

Da das gelieferte synthetische 

Rauchgas eine Sauerstoffkonzentration 

von 3,5 % enthielt wurde dieser Wert als 

Bezugssauerstoff gewählt. 

Die REA-Suspension wurde für jeden Versuch 

am Vortag oder am gleichen Tag aus 

der REA des GKM Block 9 entnommen und 

im Labor untersucht. Mit jedem Additiv 

wurden insgesamt 4 verschiedene Versuche 

durchgeführt. 

Dabei waren in den Versuchen 1 und 2 verschiedene 

Additivkonzentration getestet 

worden. Während in Versuch 2 eine Konzentration 

basierend auf Betriebserfahrungen 

und Empfehlungen der Additivhersteller 

verwendet wurde, war in Versuch 1 eine 

um den Faktor 10 verringerte Konzentration 

eingestellt worden. Dadurch sollte die 

Wirksamkeit des Additivs auch bei geringen 

Dosiermengen überprüft werden. 

In Versuch 3 wurde eine REA-Suspension 

mit einem erhöhten Flugkoksanteil untersucht. 

Flugkoks kann wie HOK ® in abgeschwächtem 

Umfang Hg adsorbieren [9]. 

Des Weiteren war in Versuch 4 der Hg 0 -Speziesanteil 

des Rohgases bei gleichbleibender 

Gesamtkonzentration erhöht worden. 

Die Versuche 1 bis 4 wurden jeweils mit einem 

der 3 Additive durchgeführt. Somit 

wurde die Hg-Abscheidung der REA-Suspension 

und des jeweiligen Additivs in den 

sich verändernden Versuchsbedingungen 

der Versuche 1 bis 4 ermittelt. Die Versuchsbedingungen 

der Versuche 1 bis 4 

sowie die Hg-Speziesanteile im Rohgas 

sind zusammengefasst in Ta b e l l e 4 . 

Die gewählten Dosierkonzentrationen sind 

in Ta b e l l e 4 bereits enthalten. Die Dosiermenge 

des Sollwertes von 0,7 g/l NETfloc 

SMF-1 ergab sich anhand von Betriebserfahrungen 

des Herstellers aus vergleichbaren 

Anlagen in der Kalksteinwäsche 

einer REA einer Müllverbrennung. 

Da der Hersteller für Cleanfloc EPOmax P1 

keine Angaben machen konnte, wurde 

Hg-Konzentration 

Konzentration der Additive 

Cleanfloc 

EPOmax P1 

HOK ® 

1 70 % Hg 2+ / 30 % Hg 0 0,07 g/l 0,11 g/l 0,05 g/l 

2 70 % Hg 2+ / 30 % Hg 0 0,7 g/l 1,1 g/l 0,5 g/l 

3 70 % Hg 2+ / 30 % Hg 0 

(Flugkoks in Suspension) 

0,7 g/l 1,1 g/l 0,5 g/l 

4 80 % Hg 0 / 20 % Hg 2+ 0,7 g/l 1,1 g/l 0,5 g/l 

20 

16 

12 

8 

4 

0 

30 % 

70 % 

Eintritt 

76 % 

Hg-Reingas ohne Additiv 

Hg-Reingas mit Additiv 

Feststoff 

Eintritt 



zum direkten Vergleich die gleiche Dosiermenge 

in ml/l wie bei NETfloc SMF-1 festgelegt. 

Zur Vergleichbarkeit mit der Additivdosierung 

von HOK ® wurden die Additivkonzentrationen 

von Cleanfloc EPOmax 

P1 und NETfloc SMF-1 mit der jeweiligen 

Additivdichte auf die Einheit g/l umgerechnet, 

siehe Ta b e l l e 4 . 

Gemäß Riethmann sind Konzentrationen 

von 100 bis zu 500 mg/l bei der Dosierung 

von Aktivkohle in die REA üblich. Aufgrund 

der geringeren BET-Oberfläche von 

HOK im Vergleich zu Aktivkohle war eine 

Konzentration von 500 mg/l für HOK ® in 

den Versuchen 2, 3 und 4 festgelegt worden. 

Analog zu den anderen Additiven war 

in Versuch 1 die Konzentration auf ein 

Zehntel reduziert worden (50 mg/l) [23]. 

Als höchster Sollwert der Dosiermenge 

wurde in dieser Arbeit eine Dosierung von 

HOK ® mit 500 mg/l aufgrund seiner geringeren 

spezifischen Oberfläche festgelegt. 

Ergebnisse 

Bild 2, Bild 3 und Bild 4 stellen die 

einzelnen Versuchsergebnisse dar. Auf der 

Ordinate werden die Hg-Konzentration der 

Gasmessung sowie des Feststoffes dargestellt. 

Die Legende gibt weitere Auskunft 

Feststoff 

Versuch 1 Versuch 2 Versuch 3 Versuch 4 

Hg-Konzentration Feststoff in mg/kg 

HG II in µg/m 3 i.N. tr. korr. 

29 % 

71 % 

61 % 

41 % 

Eintritt 



Feststoff 

Hg 0 in µg/m 3 i.N. tr. korr. 

83 % 

Eintritt 

76 % 

59 % 

100 % 

39 % 91 % 

82 % 96 % 

24 % 

24 % 

17 % 

0 % 2,5 9 % 2,8 18 % 3,7 

4 % 

Bild 2. Ergebnisse mit Cleanfloc EPOmax P1. 


99 % 

1 % 


2,5 

Feststoff 

53



20 

16 

12 

8 

4 

0 

27 % 

73 % 

Eintritt 

70 % 

30 % 


98 % 

2 % 


0,1 

Feststoff 

29 % 

71 % 

Eintritt 



darüber. Entlang der Abszisse werden aufeinanderfolgend 

die Versuche 1 bis 4 des 

jeweiligen Additivs dokumentiert. Zu jedem 

Versuch wird dabei die Speziesmessung 

im Rohgas am Eintritt, danach die 

Speziesmessung im verrechneten Reingas 

ohne und mit Additivdosierung dargestellt. 

Die Analysenergebnisse der Hg-Konzentration 

im Feststoff (FS) wurden nach der Additivdosierung 

aus einer gefilterten Probe 

des externen Sumpfes bestimmt und in den 

Bildern angegeben. 

In B i l d 5 ist eine Übersicht der in den 4 

Versuchen erzielten Hg-Abscheideraten 

Feststoff 




Bild 3. Ergebnisse mit NETfloc SMF-1. 


20 

16 

12 

8 

4 

0 

29 % 

71 % 

Eintritt 

72 % 

28 % 


95 % 

5 % 


Feststoff 

Eintritt 

74 % 

26 % 


83 % 

17 % 


0,7 

Feststoff 

31 % 

Eintritt 



Feststoff 

Eintritt 


87 % 91 % 

93 % 

69 % 

81 % 

4 % 

77 % 13 % 9 % 

19 % 23 % 

7 % 

2,5 2,8 




Bild 4. Ergebnisse mit HOK ® . 

1,5 

34 % 

66 % 

70 % 

30 % 

98 % 

2 % 

1,4 

36 % 

64 % 

4 % 

98 % 91 % 

Eintritt 

2 % 


9 % 


3,1 

Feststoff 


98 % 

2 % 

Eintritt 


84 % 

16 % 



96 % 

4 % 


Feststoff 

2,1 

Feststoff 

mit und ohne Additivdosierung zusammengefasst 

dargestellt. 

Die REA-Suspension verringerte ohne 

weitere Maßnahmen im REA-Prozess die 

Hg-Emission um 24 bis 47 % (Versuch 1 

und 2), siehe B i l d 5 . Im Versuch 3 erhöhte 

der Flugkoksanteil die Hg-Abscheiderate 

der REA-Suspension auf 50 bis 

58 %. 

Bei den Versuchen 4 mit einer maximalen 

Aufgabe an Hg 0 im Reingas betrug die Hg- 

Abscheiderate der REA-Suspension lediglich 

-33 bis 6 %. Die REA-Suspension schien 

durch das Hg 0 -reiche Rauchgas zu verstärkten 

Re-Emissionen zu neigen. Dabei 

konnte keine Tendenz zu Re-Emissionen 

aufgrund einer Redox-Reaktion zu Hg 0 

oder einer nach Henry erzeugter Ausgasung 

von Hg 2+ unterschieden werden. In 

zwei Versuchen kam es zu einer Re-Emission 

von Hg 2+ , in einem Versuch verringerte 

sich der Hg 2+ -Anteil und die Hg-Konzentration 

sank. Dieser führte zu einer Hg-Abscheiderate 

von 6 %. 

Die Labor-REA war bereits ohne Additiv 

in der Lage, einen großen Anteil an Hg 2+ 

abzuscheiden. Jedoch erhöhten sich dabei 

zumeist der Hg 0 -Anteil und die -Konzentration 

im Reingas. Es konnte von einer 

Hg 0 -Re-Emission durch Redox-Reaktionen 

in der Suspension ausgegangen 

werden. 

Sobald das Additiv dosiert worden war, 

verringerte jedes der Additive bei gleichbleibendem 

pH-Wert das Redoxpotential 

der Suspension um 40 bis maximal 

400 mV korr . Dieses hatte sich nach Additivzugabe 

in der restlichen Versuchsdauer 

von 2 Stunden um 0 bis maximal 

200 mV korr wieder erhöht. Das Redoxpotential 

in diesen Versuchen verblieb auf einem 

niedrigeren Niveau als vor der Additivdosierung. 

Durch jedes Additiv wurde in jedem Versuch 

die Hg-Filtratkonzentration von 234 

± 64 µg/l auf < 30 µg/l gesenkt. Hg ging 

durch die Additivzugabe in die Feststoffphase 

über, siehe B i l d 2 , B i l d 3 und 

Bild 4. 

Alle Additive erreichten bei einer höheren 

Dosiermenge bessere Hg-Abscheideraten 

von 51 bis 72 (Versuch 1) auf 70 bis 76 % 

(Versuch 2), siehe B i l d 2 , B i l d 3 und 

B i l d 4 . Die höhere Dosiermenge im Versuch 

2 war für die Hg-Abscheiderate günstiger 

als die niedrige Dosiermenge im Versuch 

1, siehe B i l d 5 . Ob eine Verbesserung 

der Abscheideleistung durch eine 

weitere Steigerung der Dosiermenge zu 

erzielen ist, ist in weiteren Versuchen zu 

testen. Dementgegen steht das gleichzeitige 

Senken des Redoxpotentials bei Additivzugabe. 

Damit kann es zu einer verstärkten 

Reduktion von Hg 2+ zu Hg 0 in der Suspension 

kommen. Dies kann zu Re-Emissionen 

führen. In diesen Versuchen erzielten alle 

Additive vergleichbare und gute Abscheideraten. 

Im Versuch 3 wurde Hg 2+ von der REA- 

Suspension besser abgeschieden als in den 

Versuchen 1 und 2. Der Flugkoksanteil in 

der REA-Suspension war in der Lage, Hg 2+ 

fast vollständig zu adsorbieren. Die Hg- 

Abscheiderate betrug 50 bis 58 %, siehe 

B i l d 5 . Dies führte dazu, dass es bei Zugabe 

von Cleanfloc EPOmax P1 oder HOK ® in 

die mit Flugkoks versetzte Suspension zu 

keiner weiteren Verbesserung der Hg-Abscheidung 

kam, siehe B i l d 5 . Die Hg-Abscheidung 

betrug auf Seiten der Additive 

Cleanfloc EPOmax P1 53 % und HOK ® 

61 %. Die Differenz der Hg-Abscheiderate 

zwischen ohne und mit Additivdosierung 

54



Hg-Abscheidung in % 


80 

60 

40 

20 

0 

26 

Cleanfloc EPOmax P1 

63 

30 

HOK ® 

NETfloc SMF-1 


HOK ® 

konnte auch der Standardabweichung des 

Hg-Messsystems geschuldet sein. Die beiden 

Additive wirkten sich wie Flugkoks 

vorwiegend auf die Hg 2+ -Abscheidung 

aus, was die Ergebnisse bestätigen, siehe 

Bild 2 und Bild 4. 

Bei NETfloc SMF-1 war auf Grund des anderen 

Wirkmechanismus durch die Additivzugabe 

eine weitere Steigerung der Abscheidung 

auf 79 % möglich, siehe B i l d 5 . 

Jedoch wurde im Vergleich zu den anderen 

Additiven Hg 2+ nicht vollständig abgeschieden, 

siehe B i l d 3 . 

Die Variation der Hg-Spezies in Versuch 4 

hin zu einem hohen Hg 0 -Anteil im Rauchgas 

verdeutlichte diesen Zusammenhang. 

Die Additive HOK ® und Cleanfloc EPOmax 

P1 konnten eine Hg-Abscheiderate von 

2 und 15 % erreichen. Die Dosierung von 

Cleanfloc EPOmax P1 führte zu einer vollständigen 

Hg 2+ -Abscheidung. Die REA- 

Suspension emittierte in diesem Versuch 

zusätzlich zum Rauchgas selbst einen geringen 

Hg 2+ -Anteil, was zu einer Hg-Konzentrationserhöhung 

im Reingas führte, 

B i l d 2 . Auch diesen Hg 2+ -Anteil fällte 

Cleanfloc EPOmax P1. HOK ® schien die 

REA-Suspension zu stabilisieren und ein 

Re-emittieren zu unterbinden, siehe 

B i l d 4 . Eine vollständige Hg 2+ -Abscheidung 

konnte in diesem Versuch jedoch 

nicht erreicht werden. Das Fällungsmittel 

NETfloc SMF-1 senkte geringfügig 

den Hg 0 -Anteil. Der Hg 2+ -Anteil konnte 

jedoch nicht vollständig abgeschieden werden. 

Die Restemission im Reingas bestand in allen 

vier Versuchen nach Additivzugabe aus 

mindestens 77 % Hg 0 . Damit konnte kein 

Additiv den Hg 0 -Anteil im Rauchgas signifikant 

senken. Zumeist erhöhte sich nach 

Additivzugaben der Anteil an Hg 0 . 

51 

24 

72 

30 

73 

31 

70 

47 

NETfloc SMF-1 


Hg-Abscheiderate REA in % Hg-Abscheiderate REA+Additiv in % 

76 

55 53 

58 61 50 

Bild 5. Prozentuale Hg-Abscheidung der REA-Suspension mit und ohne Additiv. 


Zusammenfassung und Ausblick 

Die Hg-Abscheideleistung der eingesetzten 

Labor-REA konnte durch die Zugabe von 

Additiven deutlich erhöht werden. Dabei 

wurde überwiegend die Hg 2+ -Abscheidung 

verbessert. 

Bei den durchgeführten Versuchen und 

den vorliegenden Versuchsbedingungen 

erhöhte sich die Hg-Abscheidung der REA 

durch die Additivdosierung von 24 bis 

49 % ohne Zugabe eines Additivs auf 70 bis 

79 % mit Additiv. 

Mit allen drei Additiven konnten mit der 

Suspension aus dem Block 9 des GKM gute 

Ergebnisse erzielt werden. Ein großtechnischer 

Einsatz der Additive steht noch aus. 

Die Additive sollen im weiteren Projektverlauf 

in der Großanlage im Dauerbetrieb 

sowohl hinsichtlich ihrer Abscheiderate als 

auch auf ihren Einfluss auf die Gips- und 

Abwasserqualität überprüft werden. Darüber 

hinaus ist die Auswirkung auf das Redoxpotential 

der Suspension genauer zu 

untersuchen. 

Im Falle einer Hg-Grenzwertverschärfung 

in den unteren Bereich der in BREF-LCP 

geforderten Bandbreite oder einer verringerten 

Hg-Oxidation vor REA kann eine sichere 

Unterschreitung der Hg-Grenzwerte 

mit der beschriebenen Hg-Minderungstechnik 

nicht sicher gestellt werden. 

Literatur 

HOK ® 

NETfloc SMF-1 

79 

-33 


HOK ® 

NETfloc SMF-1 

[1] Bundesministerium der Justiz (BMJ, 

2013), Dreizehnte Verordnung zur Durchführung 

des BundesImmissionsschutzgesetzes 

(Verordnung über Groß-feuerungs-, Gasturbinen- 

und Verbrennungsmotoranlagen 

- 13. BImSchV), zuletzt geändert durch Art. 

80 V v. 31.8.2015 I 1474, [online] https:// 

www.gesetze-im-internet.de/bimschv_13 

15 

-7 2 6 

21 

_2013/BJNR102300013.html 

[03.05.2017]. 

[2] JRC Science for policy report (2017), Best 

available techniques (BAT) Reference document 

for large combustion plants - Industrial 

Emissions Directive 2010/75/EU (Integrated 

Pollution Prevention and Control), 

[online] http://eippcb.jrc.ec.europa.eu/ 

reference/BREF/LCP/JRC107769_LCP_ 

bref2017.pdfl [03.06.2019]. 

[3] European Environmental Bureau (EEB, 

2015), Quecksilberemissionen aus Kohlekraftwerken 

in Deutschland – Auswertung 

der EU-Schadstoffregistermeldungen 2015 

sowie Vorschläge zu Handlungsbedarf in der 

Emissionsminderung, [online] http://eeb. 

org/publications/61/industrial-production/89562/report-studie-quecksilberausstos-von-kohlekraftwerken.pdf 

[03.06.2019]. 

[4] Heidel, B. (2015): Wechselwirkungen bei 

der Abscheidung von Schwefeldioxid und 

Quecksilber durch nasse Rauchgasentschwefelungsanlagen 

[Dissertation]. Stuttgart: 

Fakultät Energie-, Verfahrens- und 

Biotechnik der Universität Stuttgart, [online] 

https://elib.uni-stuttgart.de/bitstream/11682/2421/1/Dissertation_Barna_Heidel.pdf 

[29.05.2017]. 

[5] Liedtke, I., et al. (2017): Results of two mercury 

measurement campaigns at different 

hard coal fired plants, In: VGB Workshop 

“Mercury Control 2017”. 

[6] Böhm, G., Schneidereit, D. (2016): Optimierung 

der Quecksilberabscheidung in Versuchsanlagen, 

In: VDI- Fachkonferenz 

„Messung und Minderung von Quecksilberemissionen“, 

Düsseldorf. 

[7] Tan, Y. et al. (2004): An investigation of 

mercury distribution and speciation during 

coal combustion. In: Fuel, Band 83, S. 

2229-2236, [online] https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/ 

S0016236104001784 [03.06.2019]. 

[8] Wilcox, J. et al. (2012): Mercury adsorption 

and oxidation in coal combustion and 

gasification processes. In: International 

Journal of Coal Geology, Band 90-91, S. 

4-20, [online] https://www.sciencedirect. 

com/science/article/pii/ 

S016651621100259X [03.06.2019]. 

[9] Lee, S. J. et al. (2006): Speciation and mass 

distribution of mercury in a bituminous coal-fired 

power plant. In: Atmospheric Environment, 

Band 40, S. 2215-2224, [online] 

https://www.sciencedirect.com/science/ 

article/pii/S1352231005011684 

[03.06.2019]. 

[10] Bittig, M. (2016): Quecksilberabscheidung 

hinter Abfallverbrennungsanlagen – welche 

Perspektiven bietet die Forschung?. 

In : Energie aus Abfall, Band 13, 

S. 389-399, [online] http://www.vivis. 

de/phocadownload/Download/2016_ 

eaa/2016_EaA_389-400_Bittig.pdf 

[03.06.2019]. 

[11] Hoquel, M. (2004): The behaviour and fate 

of mercury in coal-fired power plants with 

downstream air pollution control devices 

[Dissertation]. Stuttgart: Institut für Feuerungs- 

und Kraftwerkstechnik der Universität 

Stuttgart. 

[12] Schütze, J. (2013): Quecksilberabscheidung 

in der nassen Rauchgasentschwefelung 

von Kohlekraftwerken [Dissertation]. Halle- 

Wittenberg: Zentrum für Ingenieurwissenschaften 

der Martin- Luther- Universität 

Halle- Wittenberg, [online] http:// 

www.shaker.nl/Online-Gesamtkatalog- 

55


Download/2017.05.31-10.22.47- 

129.69.23.213-radA212F.tmp/3-8440- 

1897-2_INH.PDF [23.05.2017]. 

[13] Bittig, M. (2010): Zum Einfluss unterschiedlicher 

Liganden auf die Quecksilberabscheidung 

in absorptiven Abgasreinigungsstufen 

[Dissertation]. Duisburg-Essen 

: Fakultät für Ingenieurwissenschaften, 

Abteilung Maschinenbau der Universität 

Duisburg-Essen, [online] http:// 

www.shaker.eu/Online-Gesamtkatalog- 

Down-load/2017.05.31-10.17.37- 

129.69.23.213-rad6C5A3.tmp/3-8322- 

9920-3_INH.PDF [29.05.2017]. 

[14] Ma, Y. et al. (2014): Absorption characteristic 

of elemental mercury in mercury chloride 

solutions. In: Journal of Environmental 

Sciences, Band 26, S. 2257-2265, [online] 

https://www.researchgate.net/publication/265855259_Absorption_characteristics_of_elemental_mercury_in_mercury_ 

chloride_solutions [03.06.2019]. 

[15] chemie.de: Absorption (Chemie) [online] 

https://www.chemie.de/lexikon/Absorption_(Chemie).html 

[03.06.2019] 

[16] Fritzsche, J. (2017): Fixation of mercury 

compunds in scrubbersystems of hazardous/ 

municipial waste incineration (WCI) plants 

and FGD power stations NETfloc SMF-1, In: 

VGB Workshop “Mercury Control 2017”. 

[17] AQUA-Technik GmbH (2019): Produktinformation, 

[online] http://www.aquatechnik.de/wp-content/uploads/2018/02/cleanfloc-epomax-p1-de. 

pdf [26.06.2019]. 

[18] Müller, D. (2000): Herstellung von kohlenstoffhaltigen 

Adsorbentien aus polymeren 

Ausgangsprodukten unter Anwendung eines 

neuentwickelten Pyrolysereaktors [Dissertation]. 

Freiberg: Fakultät für Maschinenbau, 

Verfahrens- und Energietechnik, [online] 

http://www.shaker.eu/Online-Ge- 

samtkatalog-Download/2017.05.31- 

10.17.37-129.69.23.213-rad6C5A3. 

tmp/3-8322-9920-3_INH.PDF 

[29.05.2017]. 

[19] Theveßen, R. (1994): Untersuchungen zur 

Adsorption und Desorption von Quecksilber 

und Quecksilber(lI)chlorid auf Herdofenkoks 

[Dissertation]. Aachen: RWTH Aachen 

Institut für Sicherheitsforschung und 

Reaktortechnik [online] http://juser.fzjuelich.de/record/136167/files/ 

Juel_2946_Thevessen.pdf [03.06.2019]. 

[20] Haul, R. (1993): Molekularer Transport in 

porösen Netzwerken - Adsorbentien, Katalysatoren. 

In: Jahrbuch 1993 der Braunschweigischen 

Wissenschaftlichen Gesellschaft, 

S.107-115 [online] https://publikationsserver.tu-braunschweig.de/ 

servlets/MCRFileNodeServlet/ dbbs_derivate_00032682/Haul_Molekularer_ 

Transport.pdf [03.06.2019]. 

[21] Lumex Analytics GmbH (2008): RA-915 

AMFG Automatic mercury monitor for flue 

gas - operational manual, Rev. A-1. 

[22] MLS GmbH (2019): Produktinformation 

DMA-80, [online] https://analytik.news/ 

Produkte/173.html [03.06.2019]. 

[23] Riethmann, T. (2013): Untersuchung zur 

Sorption von Quecksilber aus Verbrennungsabgasen 

und Nebenprodukten in Entschwefelungsanlagen 

[Dissertation]. Stuttgart: 

Fakultät Energie-, Verfahrens- und 

Biotechnik der Universität Stuttgart. l 

FIND & GET FOUND! POWERJOBS.VGB.ORG 

ONLINE–SHOP | WWW.VGB.ORG/SHOP 


Interaction of Conformity Assessment and Industrial Safety 

in Hydropower Plants 

Zusammenwirken von Konformitätsbewertung und Arbeitsschutz 

in Wasserkraftanlagen 

JOBS IM INTERNET | WWW.VGB.ORG 

NEU! 

NEW! 

Ausgabe/edition 2017 – VGB-S-033-00-2017-07-EN/ VGB-S-033-00-2017-07-DE 

DIN A4, 106 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 180,–, for non mem bers € 240,–, + VAT, ship ping and hand ling. 

DIN A4, 106 Pages, Preis für VGB-Mit glie der € 180.–, für Nicht mit glie der € 240,–, + Ver sand kos ten und MwSt. 

European legislation strictly distinguishes between the characteristics and the utilization of work equipment 

(“New Approach”). 

Products placed on the market can be considered in general as safe (Directive 2001/95/EC on 

general product safety). 

Products as well are subject to specific safety requirements imposed by Community legislation (CE directives). 

Employers can assume that work equipment is safe within the boundaries defined by the manufacturer. 

For subcontracted parts, manufacturers can refer to provided certificates and documentation. 

In this context, hydropower generation bears some specifics in terms of technology, operational conditions, 

regulatory framework and external influences. 

VGB PowerTech and experts from various companies agreed to develop a practical guideline to this complex matter for 

hydropower operating companies and manufacturers. 

This first English edition is based on the second German edition, which includes the outcomes of a comprehensive review 

performed by the original authors. 


Interaction of Conformity 

Assessment and Industrial 

Safety in Hydropower Plants 

1 st English edition, 2017 

VGB-S-033-00-2017-07-EN 

This document is intended to support the involved parties in achieving compliance for all regulatory requirements and to foster a cooperative 

project realization. 

The guidance provided in this document assumes the correct technical characteristics for all components of a product. 

Chapter 4 provides a general overview on hydropower generation, which allows a first introduction into this complex matter, 

while the remaining chapters are essential. 

In Chapter 11, practical hydropower examples are described. 

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

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



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

56


Analysis of a grid integrated wind energy conversion system 

Analysis of a grid integrated wind 

energy conversion system – 

adaptive moth flame optimization 

with ANN technique 

P. Sebastian Vindro Jude and R. Mahalakshmi 

Kurzfassung 

Analyse eines netzintegrierten 

Windenergieumwandlungssystems – 

Anwendung der Adaptive Moth Flame 

Optimization 

Mit Windkraftanlagen (WECS) wird Windenergie 

in Strom umgewandelt und in das 

Stromnetz eingespeist. Infolge der Einspeisung 

des Stroms in das Netz kann es zu vielfältigen 

Herausforderungen für Netz und Einspeiser 

kommen. Hier ist für die Umrichtung eine geeignete 

Steuerung erforderlich, um das Netz 

nicht zu belasten und die Aufrechterhaltung der 

Netzfrequenz zu gewährleisten. In dieser Arbeit 

wird ein adaptives Verfahren vorgeschlagen, 

um die Netzintegration von Windenergieanlagen 

umzusetzen. Das adaptive Verfahren ist 

eine Kombination aus Moth Flame Optimization 

(MFO) Algorithmus und Artificial Neural 

Network (ANN) Verfahren. 

l 

Authors 

Dr. P. Sebastian Vindro Jude 

Professor Dr. R. Mahalakshmi 

Department of Electrical Electronics 

Engineering 

Coimbatore, India 

Wind Energy Conversion Systems (WECS) 

are used to convert wind power and feed 

them into the electricity grid. According to 

the feed-in of WECS into grid, the foremost 

power quality conflict is diverse in power 

and harmonic. Here, the grid side converter 

requires proper control to sustain the 

grid organization and to maintain Total 

Harmonic Distortion (THD) in equipped 

boundaries. In this document, the adaptive 

procedure is proposed to develop the presentation 

of the grid integrated WECS. The 

adaptive procedure is the mixture of Moth 

Flame Optimization (MFO) Algorithm and 

Artificial Neural Network (ANN) procedure. 

The proposed adaptive process is exploited 

to examine the dc link voltage and 

the grid side presentation. At this point, a 

cascaded H-bridge Multilevel Inverter 

(MLI) is proposed to examine the grid side 

deviation and maintain the active presentation 

of the system. The proposed adaptive 

MFO-ANN procedure is enhanced for 

the finest pulses of cascaded H-bridge MLI 

and voltage, power regulation is accomplished. 

The foremost requirement of finest 

switching function is to evade the complication 

of the fault voltage group. The MFO 

algorithm is exploited to optimize the expand 

limitation of PID regulator in the 

regulator division. Afterward, ANN is employed 

by means of the optimized expand 

values. Here, the finest control pulse is engendered 

to augment the presentation of 

grid incorporated power system. The proposed 

adaptive MFO among ANN procedure 

is executed in the working platform of 

MATLAB/Simulink and the output presentation 

is investigated. Here, the anticipated 

method is distinct by the obtainable procedures 

like MFO and Firefly Algorithm (FA)- 

ANN procedure for to estimate the presentation 

of proposed process. 

Keywords: Cascaded H-bridge multilevel 

inverter, WECS, grid, MFO, ANN, FA and 

voltage regulation 

Introduction 

Nowadays, the world is searching the substitute 

of fossil fuels and WECSs for a hygienic 

and cheap energy society which is 

illustrate the consideration as clean electricity 

basis [1-3]. Wind energy is the best 

rising renewable energy resources which 

maintain to grow every year in numerous 

countries [4]. In recent times, the Permanent 

Magnet Synchronous Generator 

(PMSG) is established a lot concentration 

in wind-energy purpose. In the rotor of the 

PMSG, The permanent magnet is providing 

magnetizing current redundantly. According 

to the nonexistence of the magnetizing 

current, the PMSG is operating for the 

identical output at a privileged power feature. 

Therefore, it is extra competent than 

further machines. Moreover, the multipole 

PMSG is improving the dependability 

of the variable speed wind turbine through 

a direct-drive train system rather than the 

gearbox, which also consequences in inexpensive 

[5-7]. 

Currently, variable speed Wind Turbine 

Generator System (WTGS) is trendier than 

fixed speed [8]. Generally, generators are 

considered as fixed speed wind generator 

by their advanced uniqueness like brushless 

and rough production, inexpensive, 

preservation free, and ease of process. Suppose, 

if a short circuit error is taking place 

in the power system, then it entails great 

reactive power to recuperate the air gap 

flux [9-11]. If not, the induction generator 

turns out to be unsteady by reason of the 

great dissimilarity among electromagnetic 

and mechanical torques. Afterward, it necessities 

detached from the power system. 

A power failure of large wind farm encompasses 

a grave consequence on the power 

system function [12]. A wind farm includes 

numerous wind generators which related 

to the communication system in the course 

of a solitary bus [13]. Some of the significant 

scientific necessities for wind farms 

are considered by several grid codes like 

active and reactive power regulation, voltage 

and frequency working restrictions and 

wind farm activities for the period of grid 

disturbances. 

Some of the significant scientific necessities 

for wind farms are considered by several 

grid codes like active and reactive 

57

Analysis of a grid integrated wind energy conversion system VGB PowerTech 10 l 2019 

power regulation, voltage and frequency 

working restrictions and wind farm activities 

for the period of grid conflict [14, 15]. 

So, an innovative group of grid codes consist 

of the Low Voltage Ride through 

(LVRT) necessities for WTGSs in the network 

conflict to evade the power failure occurrence 

of great wind farms. Here, it is 

significant to examine a proper process to 

augment the LVRT competence of predetermined 

speed wind generators [16, 17]. 

The generator is associated to the grid in 

the course of complete scale continuous 

Pulse Width Modulated (PWM) converters 

in the PMSG wind turbine system [18]. 

Suppose, if it approach to possibility in the 

power system, then the possibility of voltage 

collapse in immediate power support is 

the most dangerous problem. In the grid 

codes, the most challenging demand is directly 

related to the LVRT competence. The 

information of LVRT constraint is conflicting 

from each country that the wind farm 

is associated to the grid for voltage dips as 

low as 5 % preserved voltage in general 

[19, 20]. In this document, the adaptive 

MFO-ANN procedure is anticipated for the 

augmentation of cascaded h-bridge MLI 

related ANN procedure to obtain the constant 

output of the grid incorporated power 

system. The information of most recent 

study work correlated to the subjects which 

are provided in the segment 2. The innovative 

proposed control topology representation 

and control algorithm is demonstrated 

in segment 3. The substantiation of the innovative 

procedure is competently offered 

in segment 4. In segment 5, results and discussions 

of the proposed method is accomplished. 

Finally, document is done. 

Recent Research Works: 

An Overview 

Several study works are subsisted in literature 

which was the combination control 

representation for PMSG related WECS associated 

through grid effectiveness. A few 

works are here. 

Fengjiang Wu et al. [21] have offered an online 

effectiveness augmentation format for 

a cascaded multilevel grid-associated inverter 

in renewable energy production systems, 

which was an effectiveness augmentation 

format through regulating carrier 

frequency. Additionally, the consequence of 

the harmonics and DC compensate of the 

fixed grid on the Enhanced Phase Locked 

Loop (EPLL) was examined and a fusion filter 

related EPLL was offered to eradicate the 

previous consequence. The amplitude, segment 

angle and frequency of grid are anticipated 

properly and the presentation of the 

effectiveness augmentation format was preserved 

in non-perfect grid situation. 

Y.V. Pavan Kumar et al. [22] have presented 

an uncomplicated Modular Cascaded 

Multilevel Inverter among modified Uni- 

Polar Shifted Carrier Pulse Width Modulation 

(MCMI-m UPSC PWM) topology for 

micro grids. The MCMI topology eradicates 

the employ of fasten diodes, capacitors, 

and necessitate only 25 % of the DC input 

voltage that was employed in several predictable 

topology to generate the identical 

quantity of output voltage. This directs to 

the diminution in controlling device evaluation 

and dv/dt stresses. The proposed 

UPSC PWM diminishes the degree of risky 

lower order harmonics through altering 

them to superior order elements in the region 

of fundamental multiples of controlling 

frequency. Therefore, the MCMI-mUP- 

SC PWM topology shorten the design of 

multilevel inverters with benefits. 

Giraja Shankar Chaurasia et al. [23] have 

deal with a dynamic representation for the 

foremost system elements i.e., wind energy 

conversion system (WECS), PV energy conversion 

system (PVECS) and power for 

PVECS and the power electronics devices. 

The general control policy for grid associated 

fusion wind/PV disseminated production 

system is also offered. Dissimilar energy 

resources in the system are incorporated 

in the course of a DC bus through the 

effectiveness grid. Fusion system contains 

Wind Turbine (WT) and solar Photovoltaic 

(SPV). It is used to manage the voltage and 

frequency at PCC Firefly related regulator. 

Presentation of numerous regulators like 

Proportional Integral (PI), and Proportional 

Integral Derivatives (PID) were estimated 

to manage the frequency of the system. 

The regulator gains were concurrently optimized 

through dominant meta-heuristic 

firefly algorithm. 

Naggar H. Saad et al. [24] have presented 

an enhanced quick dynamic system for calculating 

Matrix Converter (MC) derived 

from customized hysteresis current regulator 

by means of finest alteration PI regulator. 

An enhanced Bacterial Foraging Optimization 

(BFO) procedure was engaged for 

calculating the active and reactive existing 

element of the Permanent Magnet Synchronous 

Generator (PMSG) to remove the 

greatest power from the wind. That regulator 

encompasses the capability to deliver 

the grid through both active and reactive 

power at standard and error situation. Dynamic 

limiter is engaged by means of the 

anticipated enhanced BFO regulator to 

manage the immediate power to the grid 

for the period of Low Voltage Ride through 

(LVRT) at a series incomplete by means of 

MC rated current to develop the system 

constancy. The pitch angle regulator 

among rate limiter was executed in the 

regulator to defend WECS from automatic 

damage. 

Mohsen Rahimi [25] has optimized the linearized 

standard dynamic representation of 

the united system encompassing PMSG, diode 

rectifier and boost converter. Generally, 

a PMSG related wind energy system was associated 

to the grid by the use of machine 

part and grid part converters. At last it handle 

the complicated regulator design and 

constancy study of the grid associated 

PMSG related WT support by means of diode 

bridge rectifier and boost converter. According 

to the linearized representation, 

the relation among the PMSG electromagnetic 

torque and boost converter current is 

removed and system’s control-loops were 

enhanced. 

The common investigation demonstrates 

that, there are several multi-level inverters 

engaged in renewable energy power invention 

systems. The diode-clamped multilevel 

inverter is engaged frequently in the 

renewable energy invention system. As the 

malfunctions of various power controls in 

the diode fasten inverter are inconsistencies, 

a few power controls are strained underneath 

the circumstances of long-term 

enhanced heat breakdown than additional 

ones. So the continuation of those power 

controls is considerably diminished contrasted 

by supplementary ones. The existence 

of the complete system is ultimately 

diminished and the possibility of system 

breakdown is augmented. In obtainable literatures, 

a few asymmetric multi-level inverter 

topologies are anticipated to diminish 

the quantity of power controls. Therefore, 

it diminishes the system size, 

expenditure and failure. But the asymmetric 

multi-level inverter arrangement convey 

several difficulties like excessive failure 

of power controls, the grid current zero 

crossing deformation and the failure to accomplish 

an autonomous power control of 

diverse generators. The topologies necessitate 

dissimilar values of DC voltage basis. 

In the same way, the topologies derived 

from mutual bidirectional and unidirectional 

control demand every part of its bidirectional 

controls encompass to resist the 

foremost segment of the inverter’s greatest 

working voltage. These weaknesses construct 

the topologies unsuitable for medium-to-high 

voltage functions. So, a topology 

of sequence associated multilevel inverters 

encompasses restrictions in its 

employ for elevated power functions by 

reason of the obligation of differently evaluated 

controls and alteration in division of 

voltage in each half sequence. In literature, 

some works are used to resolve this difficulty. 

In this document, cascaded H-bridge 

MLI is proposed for the investigation of 

grid organized WECS. MFO-ANN is proposed 

for the active investigation of the 

proposed system. The complete explanation 

of the MFO-ANN procedure is examined 

in the subsequent segment. Before 

that, the grid incorporated WECS system 

among the proposed control method is depicted 

in the subsequent segment 3. 

Grid Integrated Wind Energy 

Conversion System 

The investigation of WECS and the arithmetical 

representation are depicted in this 

58



segment. F i g u r e 1 illustrates the block 

diagram of the grid associated WECS. It 

contains the PMSG, Diode Bridge Rectifier 

(DBR), Boost Converter, cascaded H- 

bridge MLI, filter and grid correspondingly. 

In the F i g u r e 1 , R b is the resistance, L b is 

the inductance and V dc is the dc link voltage 

correspondingly. The PMSG is indicates 

the basis region and associated to the 

grid in the WECS. The PMSG related WECS 

is used to diminish the complication of the 

system and diminish general size and expenditure 

which does not necessitate several 

gear or drive train system. The PMSG 

initiator is variable speed generator which 

is activated in extensive collection of wind 

speed. The DBR is appropriate pattern for 

synchronous generator because it is not necessitate 

magnetizing current. The DBR is 

used to alter the AC to DC for to eradicate 

the harmonics by reason of linearity in 

wind speed. The DC voltage is acquired 

from the DBR which is associated to the 

boost converter to manage the torque and 

to acquire greatest power. A smoothing capacitor 

C dc is used to eliminate swell in the 

DC voltage. The cascaded h-bridge MLI is 

used to engender the nine level output 

voltage of the system. The anticipated representation 

is used to develop the presentation 

through maintaining the expand limitation 

of the regulator and engendering 

the most favorable pulses for the cascaded 

h-bridge MLI. The arithmetical representation 

of the WECS is investigated in the subsequent 

sub segment. 

Modeling of WECS 

The wind turbine and the PMSG (high-pole 

type that is manufactured for low speed applications) 

are foremost elements of the 

anticipated WECS related PMSG [26]. The 

wind turbine is efficiently engaged for the 

intention of altering the wind speed as mechanical 

energy, which is engendered 

through the wind turbine shaft of the generator. 

The automatic power is suitably distinct 

in equation (1). 

 

(1) 

Where, P m is the automatic output power 

of the wind turbine, is the air density 

(kg / m 3 ), A is the region swept through 

blades, V is the wind speed in m/s, is the 

pitch angle in degree and C p (u,) is the 

power coefficient of the wind turbine. This 

power coefficient is estimated from the 

equation (2). 

(2) 

Where, 

R b L b D d 

i b 

C p is a non-linear task in cooperation of the 

Tip Speed Ratio (TSR) u and the pitch angle 

. In equation (2), the greatest power is 

removed by the most favorable TSR value 

[27]. The essential TSR is proposed by the 

aid of subsequent equation (3). 

 

(3) 

Where, r is the wind turbine blade tip radius 

and r is the turbine speed. Therefore, 

the output automatic torque is estimated 

by the equation (4). 

(4) 

From equations (1) to (4), an easy but sensible 

representation for the wind turbine is 

produced to compute T m (Nm) and P m (W) 

directly from rotor angular speed, wind 

speed and the pitch angle. 

Modeling of PMSG 

The vibrant representation of the PMSG 

is indicating the rotor d-q orientation 

structure which eradicates time changeable 

inductances [28]. The vibrant representation 

of the PMSG through voltages 

and current are depicted in the equations 

(5) and (6). 

 

(5) 

(6) 

Where, V ds and V qs are the terminal stator 

voltage elements (V), i ds and i qs are the stator 

current elements (A), L d and L q are the 

stator inductances in the dq- orientation 

structure (H), r is the electrical initiator 

rotational speed (rad/sec), u r is the flux offered 

by means of the stable magnets of the 

rotor, R is the stator resistance (), P is the 

imitative operator (d/dt), d is the vigorous 

element and q is the imprudent element. 

The electromagnetic torque is premeditated 

in the equation (7). 

(7) 

At last, the electromechanical equation is 

represented in equation (8). 

(8) 

Where, J is the comparable inertia moment 

of the machine and turbine (kg.m 2 ), 

B is the coefficient of resistance and P is 

the quantity of pole couple. The active 

and reactive powers of the PMSG are 

premeditated by the equation (9) and 

(10). 

(9) 

 

(10) 

An exact representation for stable magnet 

synchronous generator was executed by 

means of an equation (5 to 10) which is 

used to calculate the three-segment currents 

of the PMSG and the revolving speed. 

It also indicates as a response signal to the 

wind turbine representation from the 

three-segment voltages and the automatic 

torque. The design of cascaded H-bridge 

multilevel inverter is completely elucidated 

in the segment 3.3. 

Wind 

Turbine 

PMSG 

D 1 D 2 D 3 

+ 

D 4 D 5 D 6 

Diode 

Rectifier 

– 

V d 

SW 

Boost 

Converter 

DC Link 

Capacitor 

Fig. 1. Structure of the WECS with MLI and proposed controller. 

V dc 

+ 

– 

C dc 

Cascaded 

H-bridge 

MLI 

Filter 

Grid 

Design of cascaded H-bridge multilevel 

inverter 

Multi level voltage-basis inverters are investigated 

for high-power functions and 

standard constrain for medium-voltage engineering 

functions are obtainable [29]. 

Explanations among a superior quantity of 

output voltage stage encompass the potential 

to produce waveforms through an enhanced 

harmonic spectrum and to bind the 

motor winding wadding stress. On the other 

hand, the rising quantity of device is used to 

diminish the dependability and effectiveness 

in power converter [30]. The multilev- 

59


Tab. 1. Switching table for nine level cascaded H-bridge multilevel inverter. 

S 1 S 2 S 3 S 4 S 5 S 6 S 7 S 8 Output 

V dc 

+ 

- 

S 1 S 3 

S 4 

S 2 

S 4 

+ a 

0 1 0 1 1 0 1 0 4V dc 

1 1 0 1 0 0 1 0 3V dc 

0 0 0 1 1 1 1 0 2V dc 

0 1 1 1 1 0 0 0 V dc 

1 1 1 1 0 0 0 0 0 

0 0 0 0 1 1 1 1 0 

1 0 0 0 0 1 1 1 –V dc 

1 1 1 0 0 0 0 1 –2V dc 

0 0 1 0 1 1 0 1 –3V dc 

1 0 1 0 0 1 0 1 –4V dc 

S 5 S 7 

+ 

3V dc 

- 

- 

o 

S 8 S 6 

Fig. 2. Nine level cascaded H-bridge multilevel 

inverter. 

el inverters contain three fine recognized 

topologies such as Neutral Point Clamped 

(NPC), flying capacitor and Cascaded H- 

Bridge (CHB). At this point, the anticipated 

procedure is used for the CHB multilevel 

inverter (9-level). F i g u r e 2 illustrates 

the circuit pattern of a cascaded 

H-bridge multilevel inverter apart from input 

dc basis. In the utilization of V dc 

and 3V dc , it create nine output stages like – 

4V dc , – 3V dc , – 2V dc , – V dc , V dc , 2V dc , 3V dc , 4 dc , 

and 0. 

From the Ta b l e 1 , the dynamic control 

functions of eight switches through nine 

stages are demonstrated. At this point, the 

controlling function 1 means switch is ON, 

the 0 means the switch is OFF. Afterward 

the nine stage output voltage from the 

eight switches only. The S quantity of DC 

basis or phase and the related quantity of 

output level is premeditated by the equation 

(11). 

N level = 2S + 1 (11) 

Where, S=4 is the output wave structure 

which encompass nine stage. Likewise, 

voltage on every phase is premeditated by 

the equation which is given below, 

Y = 1V dc (1,2,3,4) (12) 

The main benefit of anticipated cascaded 

H-bridge MLI is nine stages among only 

employ of eight switches. For an illustration, 

if S=4, then the output waveform encompass 

nine stages (±4V dc , ±3V dc , ±2V dc , 

±1V dc , and 0). In this topology, the quantity 

switches is illustrated in the subsequent 

equation (13). 

Fig. 3. Output voltage waveform of nine-level cascaded H-bridge multilevel inverter. 

N Sw = 2S + 1 (13) 

The representation of output voltage 

waveform in nine-level cascaded H-bridge 

MLI is demonstrated in F i g u r e 3 correspondingly. 

The greatest output segment 

voltage is estimated in the equation (14). 

V dc(out) = 1V dc + 2V dc + 3V dc + 4V dc (14) 

It is contrasted by means of the predictable 

MLI like diode-clamped, flying capacitor, 

cascaded H-bridge, and cascaded transformer 

related multilevel inverter. In the 

condition of diode-clamped, a great quantity 

of clamping diodes is a cruel disadvantage. 

And great corresponding capacitor is 

a drawback of the flying capacitor process. 

In this method, the inaccessible cascaded 

H-bridge multilevel inverter is very effectual 

to produce output voltage stages. It 

requires a solitary dc input basis [31]. According 

to the arithmetical equation, the 

representation of grid associated WECS 

is interrelated. Afterward, the manage topology 

of the proposed system is investigated 

and depicted in the subsequent segment 

4. 

Control Strategy analysis of 

MFO-ANN Technique 

In this segment, the control policy of grid 

associated WECS is depicted and investigate 

the vibrant uniqueness of the anticipated 

process. In the earlier segment, the 

representation division of the proposed 

system is depicted. In the document, the 

WECS is exploited to examine the power 

flow of the grid system. The expenditure 

and contamination is inexpensive and free 

in the exploitation of WECS. The power is 

relocated from the WECS to grid which is 

traversing the DBR. The rectifier is used to 

alter the power from AC to DC. Afterward, 

the dc power is accomplished and exploited 

through the boost converter. After that, 

the greatest power is relocated to the cascaded 

H-bridge MLI and transformed as 

the nine level basis. It is harmonized by 

means of the grid which is accomplished 

through the augmentation of the regulator 

division. Additionally, the cascaded H- 

bridge MLI presentation is improved and 

the finest pulses are engendered. Here, the 

actual power, immediate power, voltage 

60



The d-axis of synchronous orientation 

structure encompasses united extremely 

on the grid voltage vector E q , R q and L q . In 

equation (17) and (18), the active power is 

comparative to direct axis i d and the reactive 

power is comparative to quadrature 

axis current i q . 

(17) 

 

(18) 

Fig. 4. Proposed controller with PID controller. 

parameter and THD are estimated for the 

power flow investigation. So, the control 

system contains power and voltage policy 

blocks, which are investigated by the aid of 

anticipated regulator. The control arrangement 

of the proposed process is demonstrated 

in F i g u r e 4 . The complete study 

of the proposed control topology is depicted 

in the subsequent segment. 

Power and Voltage Control loops 

Normally, every control policy encompasses 

its individual diverse limitation in a precise 

function. In power control policy, the 

actual power (P m ) is deliberate through 

exploiting the PLL process and contrast by 

means of the reactive power (P * ). Afterward, 

the fault values are resolute and indicated 

by the factor as (E). The power control 

loop is supplied by MFO-ANN procedure 

for optimizing the expand limitation 

of the regulator. At this point, the PID regulator 

is exploited to examine the actual 

power of the proposed system. Primarily, 

the fault value of power is specified to the 

input of the PID regulator and the equivalent 

expand limitations are altered optimally. 

The MFO-ANN procedure is implemented 

for the finest alteration method. In 

the MFO, the expand limitation K p , K i and 

K d are arbitrarily engendered and the fault 

values are indicated the input. Here, the 

finest expand limitations and equivalent 

inputs are estimated. The optimized expand 

limitations are specified to the input 

of PID regulator. Next, the PID regulator is 

altered optimally and generates the finest 

control pulses. Likewise, the further blocks 

are take place and examine their presentation. 

According to the three blocks, the 

control pulse of cascaded H-bridge MLI is 

engendered and examined the active 

uniqueness. The finest pulse of cascaded H- 

bridge MLI is examined for linking WECS 

to grid [32]. The d-axis and q-axis existing 

elements of the inverters are employed to 

manage the immediate reactive and active 

power replace among the DC-link voltage 

and the grid. The productivity voltage 

of inverter is a square wave of high 

frequency. The F i g u r e 4 illustrates 

about the synchronous orientation frame 

of the control variables transformed as dc 

capacity. Therefore the grid region converter 

was calculating and filtering effortlessly. 

An additional benefit is that the PID 

controller provides an enhanced presentation 

at the same time as modifiable dc variables. 

Next, the PLL is exploited to acquire 

the grid angle for the conversion progression. 

A Phase Locked Loop (PLL) is employed to 

acquire grid angle for grid harmonization 

and synchronize conversion. This control 

policy promises quick transitory reaction 

and elevated fixed presentation by 

reason of inner control loops [33]. Grid 

currents are decayed as d and q-axis currents 

to supply detach control for active 

and reactive power. This control assists to 

accomplish elevated power feature and sinusoidal 

grid currents. The active and reactive 

power created by means of wind energy 

translation system which is premeditated 

in equations (15) and (16). 

 

 

(15) 

(16) 

The d-axis orientation is typically acquired 

from DC-link voltage regulator. The converse 

park convert is obtained from the input 

of 

* * 

I 

d 

and I 

q 

. And, these are transformed 

by means of the output i and i . 

The converse Clark convert is employed to 

renovate the two segment output as three 

segment output i abc . Afterward the three 

segment definite current is contrasted by 

the orientation current and engendering 

the finest pulses for the prohibited cascaded 

H-bridge MLI converter. The finest expand 

limitation is resolute for to augment 

the presentation of cascaded h-bridge MLI 

converter in mutually control loops. Additionally, 

the deliberate values are resolute 

from the PLL loops. The anticipated system 

employs three PID regulators for to activate 

the harmonization among grid. The q-axis 

orientation is put zero to obtain concord 

power feature. Here, the anticipated system 

is employed to engender switching 

pulses to convert as a result of superior active 

reaction. The PLL maintains basis limitation 

unaltered from grid harmonics, segment 

shifts or voltage sags. An LC filter is 

employed among inverter and grid to diminish 

the harmonics and to develop power 

eminence of the WECS to manage policy. 

The adaptive procedure is completely elucidated 

in the beneath segment 4.2. 

Moth Flame Optimization Algorithm and 

ANN for grid connected WECS 

In this proposed format, the adaptive procedure 

is carry out for maintaining the finest 

expand limitation and engender the 

finest pulses for cascaded H-bridge MLI. In 

the regulator progression, the MFO algorithm 

is exploited to optimize the control 

expand limitation. In the document, the 

MFO algorithm is enhanced for the optimization 

of the voltage and power blocks. The 

expand limitations are arbitrarily engendered 

and the power, voltages are indicate 

the input of the anticipated algorithm for 

the regulator. The intention task of the algorithm 

is to diminish the fault signals of 

power and voltage parameter blocks. Afterward, 

the equivalent expand limitations 

are created as a dataset. The productivity 

of MFO algorithm is specified as the input 

of the ANN procedure. In the ANN progression, 

the gain and fault values are qualified 

and accomplish the finest consequences for 

61


the PID regulator. According to the regulator 

output, the conversion algorithms are 

engendered the finest pulses of cascaded 

H-bridge MLI. The complete investigation 

of the anticipated MFO algorithm is illustrated 

as beneath, 

General Behaviors of MFO algorithm 

MFO is usual stimulated optimization algorithm 

which is anticipated by means of 

Mirjalili. MFO obtains its stimulation from 

transverse course of moths in environment. 

The MFO is the most recent group intelligence 

optimization procedure. The MFO 

algorithm is replicate the activities of 

moths, which take the helm in the region of 

flames by a system known as transverse 

course [34]. In this document, MFO algorithm 

is exploited to optimize the multi intention 

task. At this point, the fault values 

are specified to the input of every anticipated 

system. Additionally, the intention 

task of fitness task is diminished. The finest 

limitation of PID regulator is obtained for 

diminishing the fitness task. Additionally 

the anticipated MFO algorithm method is 

offered beneath. 

Step 1: Process of parameters Initialization 

Primarily, the PID regulator limitations are 

instigated arbitrarily like K p , K I and K D .The 

major limitation of MFO contains preliminary 

populace for moths and flames 

through scope, the quantity of variables, 

and the greatest iteration quantity. Identify 

the unsystematic production of upper 

bound and lower bound of each one variable 

as follow, 

Lower bound: 

= 1 , 2 , 3 , n-1 , n (19) 

Upper bound: 

= 1 , 2 , 3 , n-1 , n (20) 

Step 2: Position initialization process 

The MFO creates an enhanced transaction 

among investigation and utilization of the 

search space by means of a precise flame 

which is allocated to every moth. A matrix 

was employed to signify a group of n moths 

for to represent the twist of the moths. Every 

moth and flame is taken off in dissimilar 

dimensions in gap through placing quantity 

of variables for each one moth and 

flame. At this point, the location of the 

moths and flames are specifying as equations 

(21) and (22) correspondingly. 

(21) 

 

(22) 

Where, n is the quantity of moths and d is 

the quantity of dimensions. And the implementation 

of moth and flame is premeditated 

by, 

 

(23) 

x 

x 

Where, M 

d and F 

d are the quantity of 

variables or dimensions, rand is the unsystematic 

quantity engendered by means of 

identical allocation in the interval [0, 1], 

d and d are the lower and upper bounder 

of d th variables correspondingly. 

Step 3: Evaluation of fitness function 

Each one moth and flame is estimated by 

means of fleeting the equivalent location 

vector to the preferred intention task which 

is allocate to a column vector OM and OF 

the finest fitness value of each one moth 

and flame. 

 

(24) 

(25) 

According to the above task, the finest fitness 

task is estimated through the below 

equation. 

FF = Min [E(t)] (26) 

Where, the mean of fitness task (FF) is diminish 

the fault value of [E(t)] in cascaded 

h-bridge MLI derived from the grid incorporated 

WECS. 

Step 4: Process of start iteration 

In this task the moth shifts the explanation 

space. A logarithmic twist is distinct the 

MFO algorithm to replicate the twist flying 

course of moths to a flame for to exactly 

represent the activities of uniting in the direction 

of light or moon. The existing MFO 

algorithm is employing logarithmic twist 

task as follow, 

M i =S(M i ,F j ) (27) 

S(M i ,F j ) = D i .e bt .cos(2t)+F j (28) 

Where 

D i = |F j – M i | 

Where, S is the twist task, M i is the ith 

moth, F i is j th flame, D i is the detachment 

among the i th moth and j th flame, b is stable 

for to describe the twisting task and t is consequential 

arbitrary among – 1 and 1. The 

twisting equation is the foremost element 

of the MFO algorithm for the reason that it 

illustartes how the moths modernize their 

location approximately the flames but not 

essentially in the space among them. 

Step 5: The optimal result selection process 

According to this regulation, the location 

and the fitness of flames is modernized, 

and then re-establish the finest consequence 

and modernize its location when 

some moth turn out to be fitter than the finest 

flame preferred from the preceding iteration. 

Suppose, if the iteration principle 

is accomplished, then the finest explanation 

is revisited because the finest acquired 

estimation of the finest. 

The common flowchart of MFO algorithm 

is demonstrated in F i g u r e 5 . Afterward 

the consequential value of MFO algorithm 

is optimized through the anticipated ANN 

procedure. Additionally, the presentation 

of ANN procedure is examined in beneath 

sub segment 4.2.2. 

Analysis of ANN technique 

ANN is an arithmetical representation 

which carries out a computational reproduction 

of the activities of neuron in the 

human brain through imitate the brain’s 

model to generate consequences derived 

from the knowledge of group of preparation 

data. In F i g u r e 6 , the inputs of ANN 

regulators are the fault value (E(t)). The 

output of the ANN is specified to the input 

of PID regulator which is indicated the Y 1 , 

Y 2 and Y 3 . The neural network is qualified 

in such a manner to specify the input of the 

regulator construct an appropriate expand 

signals for to accomplish the competent 

control of the system. The complete explanation 

of the ANN is integrated in this segment. 

The multi layer feedforward network 

among a back-propagation learning algorithm 

is the trendy neural network structural 

design [35]. In general, a neural network 

contains three layers like input layer, 

output layer and intermediate or hidden 

layer. The preparation arrangement of 

ANN is demonstrated in F i g u r e 6 . Back 

propagation algorithm is employed to instruct 

the neural networks. 

At this point, the weight of the network is 

allocated for input layer to hidden layer 

and hidden layer to output layer. Here, the 

input layers to hidden layer weights are 

specified as (W 111 ,...W 11n )correspondingly. 

The hidden layer to output layers weights 

are specified as (W 211 ,W 212 ,...W 21n ) and 

(W 221 ,W 222 ,...W 22n ). The output of the 

node is represented as, Y 1 , Y 2 and Y 3 . Afterward 

the neural network is qualified by 

means of back propagation algorithm. The 

preparation algorithm steps are depicted in 

beneath, 

Steps for Training algorithm 

Step 1: At this point, the weight of every 

neuron is allocated arbitrarily for learning 

the network. The smallest and greatest 

weight (i.e., W = (W min ,W max )) of the interval 

series is represented as ( 0,1 ). 

Step 2: Using the following equation, the 

back propagation error of the network is 

calculated. 

error(BP) = Y(targ et) – Y(out) (30) 

62



Initialization of the PID gain 

parameters and flames (upper 

band, lower band, etc) 

At this point, new(w) is the innovative 

weight, prev(w) is the preceding weight 

and ∆w is the alteration of weight of each 

one output. 

Step 7: With the subsequent equation, alteration 

of weight in the network is estimated. 

Calculate the flames Number 

∆w = .Y out .error(BP) (34) 

Moths 

With in limits 

Calculate fitness of moths 

and sort the moths 

Use the fitness function 

Update the position of 

flames 

No 

Bring it to limits 

In Equation (34), is the knowledge rate. 

Replicate the above steps up to the 

error(BP) get diminished error(BP)itermax 

Yes 

Print the best solution 

Y 1 

Output Layer 

Fig. 6. Training structure of ANN using 

proposed adaptive approach. 

Here, w ij is the mass of the i – j relation of 

the network. Afterward, Y i is the output of 

i th hidden neuron. Moreover, discover the 

alteration in weights derived from the acquired 

BP fault. 

Step 4: Resolve the bias (or) establishment 

task of the network. 

(32) 

Step 5: Resolve the bias (or) establishment 

task of the network. 

(32) 

Step 6: The innovative weights of the each 

one neurons of the network are modernized 

through the subsequent equation, 

new(w) = prev(W)+∆W (33) 

Results and Discussions 

In this segment, the presentation study of 

proposed adaptive procedure is investigated 

by means of the grid incorporated 

WECS. It depicts the cascaded H-bride MLI 

of the grid incorporated power system. At 

this point the working presentation of the 

anticipated regulator is executed in the 

MATLAB/Simulink platform. The efficiency 

of the proposed control process is investigated 

and contrasted by the conventional 

methods like MFO and FA-ANN. The Simulink 

diagram of the proposed system 

through the grid incorporated WECS is depicted 

in the F i g u r e 7, which is employed 

to manage the power flow of the grid incorporated 

WECS through the aid of anticipated 

adaptive procedure. In the function, 

the PID regulator is engaged to control the 

actual, immediate power and voltage of the 

grid incorporated WECS. The execution 

limitations are investigated and demonstrated 

in the Ta b l e 2 . 

Performance analysis 

Here, the presentation of the proposed 

regulator is investigated. The proposed 

procedure is exploited to adjust the dc link 

voltage and cascaded H-bridge MLI based 

on their manage signals. The presentation 

of the anticipated regulator is investigated 

in the standard wind speed situation and 

diverse wind speed situation. These examinations 

of the two situations are created as 

the dissimilar kind of conditions like condition 

1 and condition 2 correspondingly. 

The investigated outputs of the anticipated 

process are contrasted by MFO process and 

FA-ANN process. The complete study of the 

63


Tab. 2. Implementation parameters of the 

proposed method. 

Fig. 7. Matlab/Simulink model of the proposed method with cascaded H-bridge multilevel 

inverter. 

anticipated process is depicted in the subsequent 

segment. 

Case 1: Analysis of normal wind speed 

Case 2: Analysis of varied wind speed 

Analysis of Case 1 

Initially, the implementation of rotor speed 

and wind speed are investigated in the regular 

situation and summarized in F i g u r e s 

8 . In the anticipated procedure, the convenient 

section of pitch angle is evaluated 

among wind speed (12.5 m/s) and the cutout 

wind speed (24 m/s). Suppose, if the 

wind speed is lesser than the evaluated 

speed, then the anticipated control procedure 

is engaged. Although if the wind 

speed is better than the evaluated speed, 

then the output power of the PMSG is 

curved by means of the pitch angle power. 

In F i g u r e 8 , the presentation of the 

standard situation for examining the rotor 

speed and wind speed are illustrated. The 

rotor speed and wind speed is represented 

by means of an unsystematic task. In F i g - 

Description of parameters 

Rated wind speed 

Base rotational speed 

Nominal mechanical output 

power 

Stator phase resistance 

Armature inductance 

Values 

12 (m/s) 

12 (p/u) 

605.142 (W) 

0.18 (obm) 

0.0167 (H) 

Pole pairs 4 

Rotor type 

Round 

Flux linkage 0.0714 (V s ) 

Torque constant 0.4286 (N m ) 

Inertia 0.00062 J(kgm -2 ) 

Friction factor 0.00030 

F(N ms ) 

u r e 9 , the dynamic and reactive power of 

the PMSG is depicted. At this point the 

electrical speed of the PMSG is prohibited 

by the finest rational speed in wind speed. 

The dynamic power and immediate powers 

of PMSG is obtaining resolving progression 

at 0.458 seconds. In F i g u r e 10 , the fixed 

position output of dc-link voltage at standard 

is depicted. The dc voltage is obtains 

1,500 

Rotor Speed 

80 

PMSG real Power 

Speed in m/s 

1,000 

500 

0 

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 

Time in sec 

Wind Speed 

15 

P 

60 

40 

20 

0 

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 

Time in sec 

PMSG reative Power 

0.04 

Speed in rpm/s 


5 

0 

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 

Time in sec 

Q 

0.03 

0.02 

0.01 

0 

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 

Time in sec 

Fig. 8. Performance analysis of normal condition with rotor speed and 

wind speed. 

Fig. 9. Performance of active power and reactive power in 

the PMSG. 

300 

DC Link Voltage 

x10 4 

2 

Grid Vabc 

250 

0 

Voltage in V 

> 

200 

150 


-2 

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 

Time in sec 

Grid Iabc 

20 


50 

0 

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 

Time in sec 

A 

0 

-10 

-20 

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 

Time in sec 

Fig. 10. Performance of dc-link voltage at normal operation 

Fig. 11. Performance analysis of normal condition with three phase 

voltage and current of grid. 

64



a) 

400 

lnverter Voltage 

b) 


4 

Grid real Power 

300 

3 

200 

P 

2 

1 

Voltage in V 


0 

-100 

-200 

0 

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 

Time in sec 

Grid reative Power 


0 

-1 

-300 

-400 

0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2 0.22 0.24 0.26 0.28 0.3 

Q 

-2 

-3 

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 

Time in sec 

Time in sec 

Fig. 12. Performance analysis of (a) inverter voltage and (b) grid real and reactive power 

1.500 

Rotor Speed 

80 

PMSG real Power 

Speed in m/s 

1.000 

500 

0 

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 

Time in sec 

Wind Speed 

15 

P 

60 

40 

20 

0 

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 

Time in sec 

PMSG reative Power 

0.04 

Speed in rpm/s 


5 

0 

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 

Time in sec 

Q 

0.03 

0.02 

0.01 

0 

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 

Time in sec 

Fig. 13. Performance analysis of various speeds of rotor and wind. 

Fig. 14. Performance of active power and reactive power in the PMSG. 

resolving time is 0.5 seconds at equivalent 

voltage is 190V correspondingly. In F i g - 

u r e 11 , the presentation study of the 

three segment voltage and current of grid 

at standard situation is depicted. 

In F i g u r e 1 2 (a and b), the presentation 

study of inverter voltage, grid actual and 

immediate power are illustrated. In this figure, 

it is observed that the grid region voltage 

is reserved at the evaluated value and 

the dynamic power. It is established that an 

easy and constant output power leveling 

through extra flexibility and the diminution 

of the wind turbine blade stress is accomplished 

through the anticipated control 

procedure. The deviations in the power 

are typically steady by means of the anticipated 

control procedure. But the grid code 

is followed for grid incorporation. Therefore, 

the proposed policy is employed for to 

diminish the variation. 

Analysis of Case 2 

Here, the voltages are investigated in the 

diverse speed circumstances. The dynamic 

power, immediate power, dc-link voltage 

and harmonic reparation presentation are 

investigated by means of the anticipated 

regulator related cascaded H-bridge MLI 

The anticipated representation is examined 

by changeable wind speed as exposed 

in F i g u r e 1 3 . The power and voltages 

related by the wind generator alteration 

based on input wind speed. Afterward the 

Voltage in V 

300 

250 

200 

150 


50 

diminutive alteration in wind speed origins 

an enormous disparity in output power, 

consequently raising the voltage variation 

for grid observance. 

DC Link Voltage 

0 

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 

Time in sec 

Fig. 15. Performance of dc-link voltage at various operations. 

65


Signal mag. 

Mag in % of Fundametal 

200 

0 

-200 

0,5 

0.45 

0.4 

0.35 

0.3 

0.25 

0.2 

0.15 

0.1 

0.05 

0 

In F i g u r e 14 , the presentation of the 

PMSG actual and immediate power is utilizing 

the anticipated procedure. In F i g - 

u r e 1 5 , the dc-link voltage of the anticipated 

system is depicted. At this point, the 

dc-link augment time is 0.001 second, peak 

exceed time is 0.05 seconds and stable position 

accomplish the 0.55 seconds specifically 

resolving progression at equivalent 

Selected signal: 25 cycles. FFT window (in red): 1 cycles 

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 

Time in sec 

Fundamantal (50 Hz)=289, THD=8.00 % 

0 200 400 600 800 1,000 1,200 

Fig. 16. THD analysis of proposed method. 

Frequency in Hz 

voltage is 190V correspondingly. In F i g - 

u r e 16 , the output THD investigation of 

anticipated process is depicted. The THD is 

8 % for the productivity of anticipated control 

procedure of the grid incorporated 

power system. In these consequences, it is 

resolute that the synchronize control policy 

is the appropriate explanation to remove 

the greatest power from the obtainable 

wind and diminish the harmonic in the 

grid incorporated power system. The anticipated 

control procedure is competent 

procedure the non-linearity of the power 

system and enhanced constancy of grid 

voltage and power. The evaluation of anticipated 

procedure and obtainable method 

is clarified in the sub segment 5.2. 

Comparison analysis 

In comparison analysis, the two conditions 

are investigated and carry out the dc 

link voltage policy. Here, the resolving 

time, exceed time and expanding times are 

investigated. From the above condition, resolving 

time, peak exceed time and undershoot 

time are investigated. In the evaluation 

graphs F i g u r e 17 (a), the anticipated 

procedure offers adjoining voltage 

value to finest value and shift frequently. 

But, the voltage values are very extreme 

from the finest one which is not reasonable 

for contributing enhanced voltage for the 

obtainable method. In F i g u r e 17 (b), 

the peak exceed time is the anticipated, 

MFO process and FA-ANN procedure are 

t= 0.05 seconds, t= 0.055 seconds and t= 

0.06 seconds correspondingly. Likewise, 

the resolving time is anticipated, MFO process 

and FA-ANN procedure are 0.55 seconds 

at resultant 190 V, 0.56 seconds at 

equivalent 195 V and 0.57 seconds at 

equivalent 205 V investigated. This evaluation 

demonstrate that the anticipated process 

is the optimum process to disbelieving 

the nonlinearity in this power system 

through huge dependability, extra robust 

and fine presentation than the further 

methods which are depicted in F i g - 

ure 17. 

Figure 18 and Figure 17 illustrate 

that the contrast investigations of THD in 

obtainable process like MFO and FA-ANN. 

Tab. 3. Comparison of %THD of existing and 

proposed method. 

THD 

% 

PSO 

[36] 

Existing methods 

Proposed 

method 

FA-ANN MFO MFO-ANN 

9.755 11.47 10.96 8.00 

Voltage in V 

250 

200 

150 


proposed 

MFO 

50 

FA-ANN 

0 

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 

a) 

Time in sec 

Voltage in V 

b) 

350 

300 

250 

200 

150 


proposed 

MFO 

50 

FA-ANN 

0 

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 

Time in sec 

Fig. 17. Comparison analysis of dc voltages in (a) case-1 and (b) case-2. 

66



Signal mag. 


500 

0 

The anticipated and obtainable process 

like PSO, FA-ANN, MFO and anticipated 

procedure are offered and the values are 

prearranged in Ta b l e 3 . It illustrate that 

the anticipated procedure contain very 

fewer proportion of harmonics to further 

control process. The least THD of anticipated 

regulator is 8.00 % correspondingly. 


-500 

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 

Time in sec 

9 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

Fundamantal (50 Hz)=402, THD=10.96 % 

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1,000 1,200 


Fig. 18. THD analysis of MFO method. 

Signal mag. 

200 

0 

-200 



0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 

Time in sec 

Fundamantal (50 Hz)=289, THD=11.47 % 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

0 200 400 600 800 1,000 1,200 


Fig. 19. 19 THD analysis of FA-ANN method. 

Conclusion 

In this document, the adaptive MFO-ANN 

procedure is proposed to examine the grid 

related WECS. At this point, the cascaded 

H-bridge MLI was premeditated for receiving 

the finest consequences. The voltage, 

actual and immediate power blocks are investigated 

by the aid of the proposed process 

for the regulator deceitful progression. 

Primarily, the voltage control blocks 

are investigated and establish the finest 

pulses for the cascaded H-bridge MLI. At 

this point, the fault voltage was resolute 

and synchronized the voltage by means of 

the adaptive MFO-ANN procedure. The 

PID regulator is refrained and diminishes 

the equivalent fault task for the study progression. 

The proposed MFO-ANN related 

grid associated WECS was executed in 

Matlab/Simulink platform. The anticipated 

procedure was exploited to manage and 

examine the power flow of the grid incorporated 

WECS. The presentation of the 

proposed process was established and distinguished 

by means of the obtainable procedure 

like MFO and FA-ANN procedure. 

The active performance of the grid incorporated 

WECS was examined like wind 

speed, grid speed, active and reactive power 

of grid region inverter, THD and etc. According 

to the investigation, the proposed 

procedure is better than the supplementary 

procedure. From the consequences 

study, the anticipated procedure contains a 

minimization of exchanging fatalities and 

THD which is proficient by the supplementary 

procedure. From the acquired consequence, 

the proposed adaptive MFO-ANN 

related PID regulator provides enhanced 

explanation for grid incorporated WECS 

through diminishing the THD. Additionally, 

the resolving time was as well examined 

and offer enhanced voltage summary by 

reason of its strong utilization competence 

than the obtainable procedure. The grid 

incorporated power system design accomplished 

a THD of 8.00 % with optimized 

design limitation which is a major enhancement 

allowing for the ease of this 

process. 

References 

[1] Hua Geng, Geng Yang, Dewei (David) Xu 

and Bin Wu, “Unified Power Control for 

PMSG-Based WECS Operating Under Different 

Grid Conditions”, IEEE Transactions On 

Energy Conversion, Vol.26, No.3, pp.822- 

830, 2011 

[2] Akie Uehara, Alok Pratap, Tomonori Goya, 

Tomonobu Senjyu, Atsushi Yona, Naomitsu 

Urasaki and Toshihisa Funabashi, “A 

Coordinated Control Method to Smooth 

Wind Power Fluctuations of a PMSG-Based 

WECS”, IEEE Transactions On Energy Conversion, 

Vol.26, No.2, pp.550-558, 2011 

[3] Francisco Huerta, Ronald L.Tello and Milan 

Prodanovic, “Real-Time Power Hardware-In-The-Loop 

Implementation of Variable-Speed 

Wind Turbines”, IEEE Transactions 

on Industrial Electronics, Vol.64, 

No.3, pp.1893-1904, 2017 

[4] Venkata Yaramasu, Apparao Dekka, Mario 

J. Duran, SamirKouro and BinWu, “PMSGbased 

wind energy conversion systems: survey 

on power converters and controls”, IET 

Transactions on Electric Power Applications, 

Vol.11, No.6, pp.956-968, 2017 

[5] Fujin Deng, Dong Liu, Zhe Chen and Peng 

Su, “Control Strategy of Wind Turbine Based 

on Permanent Magnet Synchronous Genera- 

67


tor and Energy Storage for Stand-Alone Systems”, 

An International Journal of Electrical 

Engineering, Vol.3, No.1, pp.51-62, 

2017 

[6] Shao Zhang, King-Jet Tseng, D. Mahinda 

Vilathgamuwa, Trong Duy Nguyen and 

Xiao-Yu Wang, “Design of a Robust Grid Interface 

System for PMSG-Based Wind Turbine 

Generators”, IEEE Transactions On 

Industrial Electronics,Vol.58, No.1, 

pp.316-328, 2011 

[7] Omid Alizadeh, Amirnaser Yazdani, “A 

Strategy for Real Power Control in a Direct- 

Drive PMSG-Based Wind Energy Conversion 

System”, IEEE Transactions On Power 

Delivery, Vol.28, No.3, pp.1297-1305, 

2013 

[8] Yinru Bai, Baoquan Kou and C.C. Chan, “A 

Simple Structure Passive MPPT Stand-alone 

Wind Turbine Generator System”, IEEE 

Transactions on Magnetics, Vol.51, No.11, 

pp.1-4, 2015 

[9] Venkata Yaramasu, Apparao Dekka, Mario 

J. Duran, Samir Kouro and Bin Wu, 

“PMSG-based wind energy conversion systems: 

survey on power converters and controls”, 

IET Transactions on Electric Power 

Applications, Vol.11, No.6, pp.956-968, 

2017 

[10] Hua Geng,Xinze X and Geng Yang, “Smallsignal 

stability of power system integrated 

with ancillary-controlled large scale DFIGbased 

wind farm”, IET Renewable Power 

Generation,Vol.11, No.8, pp.1191-1197, 

2016 

[11] Z. Zhang, F. Wang, J. Wang, J. Rodriguez 

and R. Kennel, “Nonlinear Direct Control 

for Three-Level NPC Back-to-Back Converter 

PMSG Wind Turbine Systems: Experimental 

Assessment With FPGA”, IEEE Transactions 

on Industrial Informatics, Vol.13, No.3, 

pp.1172-1183, 2017 

[12] Mohd. Hasan Ali and Bin Wu, “Comparison 

of Stabilization Methods for Fixed-Speed 

Wind Generator Systems”, IEEE Transactions 

On Power Delivery, Vol.25, No.1, 

pp323-331, 2010 

[13] Daniel J. Trudnowski, Andrew Gentile, 

Jawad M. Khan and Eric M. Petritz, “Fixed- 

Speed Wind-Generator and Wind-Park 

Modeling for Transient Stability Studies”, 

IEEE Transactions on Power Systems 

,Vol.19, No.4, pp.1911-1917, 2004 

[14] M. Tsili and S. Papathanassiou, “A review of 

grid code technical requirements for wind 

farms” IET Transactions On Renewable 

Power Generation,Vol.3, No.3, pp308- 

332, 2009 

[15] Graham Pannell, David J.Atkinson, and 

Bashar Zahawi, “Minimum-Threshold 

Crowbar for a Fault-Ride-Through Grid- 

Code-Compliant DFIG Wind Turbine”, IEEE 

Transactions On Energy Conversion, 

Vol.25, No.3, pp.750-759, 2010 

[16] S.M. Muyeen, Rion Takahashi, Toshiaki 

Murata, and Junji Tamura, “A Variable 

Speed Wind Turbine Control Strategy to 

Meet Wind Farm Grid Code Requirements”, 

IEEE Transactions On Power Systems, 

Vol.25, No.1, pp.331-340, 2010 

[17] G. Muni Reddy and T. Gowri Manohar, 

“Multi Level Inverter Based STATCOM for 

Grid Connected Wind Energy Conversion 

System”, An International Journal of Renewable 

Energy Research, Vol.7, No.1, 

pp.80-87, 2017 

[18] Ki-Hong Kim, Yoon-Cheul Jeung, Dong- 

Choon Lee and Heung-Geun Kim, “LVRT 

Scheme of PMSG Wind Power Systems Based 

on Feedback Linearization”, IEEE Transactions 

On Power Electronics, Vol.27, No.5, 

pp.2376-2384, 2012 

[19] Marta Molinas, Jon Are Suul and Tore Undeland, 

“Low Voltage Ride Through of Wind 

Farms With Cage Generators: STATCOM 

Versus SVC”, IEEE Transactions On Power 

Electronics, Vol.23, No.3, pp.1104-1117, 

2008 

[20] Harag Margossian,Geert Deconinck and 

Juergen Sachau, “Distribution network 

protection considering grid code requirements 

for distributed generation”, IET 

Transactions On Generation, Transmission 

and Distribution,Vol.9, No.12, pp.1377- 

1381, 2015 

[21] Fengjiang Wu, Xiaoguang Li, Fan Feng and 

Hoay Beng Gooi, “Efficiency enhancement 

scheme of cascaded multilevel grid-connected 

inverter and its improvement to eliminate 

effect of non-ideal grid conditions”, An International 

Journal of Electrical Power 

and Energy Systems, Vol.76, pp.120–128, 

2016 

[22] Y.V. Pavan Kumar and Bhimasingu Ravikumar, 

“A simple modular multilevel inverter 

topology for the power quality improvement 

in renewable energy based green building 

microgrids”, An International Journal of 

Electric Power Systems Research, Vol.140, 

pp.147-161, 2016 

[23] Giraja Shankar Chaurasia, Amresh Kumar 

Singh, Sanjay Agrawal and N.K.Sharma, 

“A meta-heuristic firefly algorithm based 

smart control strategy and analysis of a grid 

connected hybrid photovoltaic/wind distributed 

generation system”, An International 

Journal of Solar Energy, Vol.150, pp.265– 

274, 2017 

[24] Naggar H. Saad, Ahmed A. El-Sattar and 

Mohamed E. Marei, “Improved bacterial 

foraging optimization for grid connected 

wind energy conversion system based PMSG 

with matrix converter”, Ain Shams Engineering 

Journal, 2017 

[25] Mohsen Rahimi, “Modeling, control and 

stability analysis of grid connected PMSG 

based wind turbine assisted with diode rectifier 

and boost converter”, An International 

Journal of Electrical Power and Energy 

Systems, Vol.93, pp.84-96, 2017 

[26] F.D. Bianchi, R.J. Mantz and C.F. Christiansen, 

“Gain scheduling control of variable-speed 

wind energy conversion systems 

using quasi-LPV models”, An International 

Journal of Control Engineering Practice, 

Vol.13, pp.247-255, 2005 

[27] Saad, Naggar H., Ahmed A. El-Sattar, and 

Mohamed E. Marei, “Improved bacterial 

foraging optimization for grid connected 

wind energy conversion system based PMSG 

with matrix converter”, Ain Shams Engineering 

Journal, 2017 

[28] Uehara, Akie, Alok Pratap, Tomonori 

Goya, Tomonobu Senjyu, Atsushi Yona, 

Naomitsu Urasaki, and Toshihisa Funabashi, 

“A coordinated control method to 

smooth wind power fluctuations of a PMSGbased 

WECS”, IEEE Transactions on energy 

conversion, Vol.26, No.2, pp.550-558, 

2011 

[29] Nami, Alireza, Firuz Zare, Arindam Ghosh, 

and Frede Blaabjerg, “A hybrid cascade converter 

topology with series-connected symmetrical 

and asymmetrical diode-clamped 

H-bridge cells”, IEEE Transactions on Power 

Electronics, Vol.26, No.1, pp.51-65, 

2011 

[30] Khoucha, Farid, Mouna Soumia Lagoun, 

Abdelaziz Kheloui, and Mohamed El Hachemi 

Benbouzid, “A comparison of symmetrical 

and asymmetrical three-phase H- 

bridge multilevel inverter for DTC induction 

motor drives”, IEEE Transactions on Energy 

Conversion, Vol.26, No.1, pp.64-72, 

2011 

[31] Cortes, Patricio, Alan Wilson, Samir 

Kouro, Jose Rodriguez, and Haitham Abu- 

Rub, “Model predictive control of multilevel 

cascaded H-bridge inverters”, IEEE Transactions 


No.8, pp.2691-2699, 2010 

[32] Jain, Bhavna, Shailendra Jain, and R.K. 

Nema, “Control strategies of grid interfaced 

wind energy conversion system: An overview”, 

An International Journal of Renewable 

and Sustainable Energy Reviews, 

Vol.47, pp.983-996, 2015 

[33] Dai, Jingya, Dewei Xu, and Bin Wu, “A 

novel control scheme for current-sourceconverter-based 

PMSG wind energy conversion 

systems”, IEEE Transactions on Power 

Electronics, Vol.24, No.4, pp.963-972, 

2009 

[34] Has sanien, Aboul Ella, Tarek Gaber, Usama 

Mokhtar, and Hesham Hefny, “An improved 

moth flame optimization algorithm 

based on rough sets for tomato diseases detection”, 

An International Journal of Computers 

and Electronics in Agriculture, 

Vol.136, pp.86-96, 2017 

[35] Ramirez, Maria Cleofe Valverde, Haroldo 

Fraga de Campos Velho, and Nelson Jesus 

Ferreira, “Artificial neural network technique 

for rainfall forecasting applied to the 

Sao Paulo region”, An International Journal 

of hydrology, Vol.301, No.1, pp.146- 

162, 2005 

[36] Taghizadeh, H., and M. Tarafdar Hagh, 

“Harmonic elimination of cascade multilevel 

inverters with nonequal DC sources using 

particle swarm optimization”, IEEE Transactions 


No.11, pp.3678-3684, 2010 

l 

68

SAVE THE DATE 

VGB CONGRESS 2020 

100 YEARS VGB 

ESSEN, GERMANY 

9 AND 10 SEPTEMBER 2020 

l Recent and interesting information on energy supply. 

l 100 years of VGB. Future challenges and their solutions. 

l You too can benefit from expertise and exchange with the community. 

On November 29, 1920, representatives from the power generation industry met to jointly develop solutions for problems in 

their power plants. This was the birth of today‘s VGB PowerTech, which will celebrate its 100 th anniversary in 2020. 

Today‘s technical journal of the same name has accompanied technical, political and social developments. Until the 

anniversary event in September 2020 in Essen we will accompany this with selected contributions from 100 years of VGB. 

Further information: 

Information on participation: Ines Moors 

Am www.vgb.org/en/kongress_2020.html 

29. November 1920 trafen sich Vertreter aus der Stromerzeugung, Phone: +49 um 201 Lösungen 8128-274 für anstehende E-mail: Probleme vgb-congress@vgb.org 

in ihren Kraftwerken 

gemeinsam zu erarbeiten. Dies war die Geburtsstunde des heutigen VGB PowerTech, der im Jahr 2020 100-jähriges Bestehen feiern 

wird. Die heutige gleichnamige Fachzeitschrift hat die technischen, Information politischen on the und exhibition: gesellschaftlichen Angela Entwicklungen Langen begleitet. Bis 

zur Photos Jubiläumsfeier ©: Grand Hall im September 2020 in Essen werden wir Phone: mit ausgewählten +49 201 Beiträgen 8128-310 aus 100 E-mail: Jahren angela.langen@vgb.org 

VGB dieses begleiten.

A journey through 100 years VGB | VGB POWERTECH 1/2 (2010) 

Potenzial und Akzeptanz der Wasserkraft 

Potenziale und Akzeptanz der Wasserkraft in Europa 

Karl Heinz Gruber, Hans Rudolf Thöni, Andreas Kunsch und Martin Fink 

Abstract 

Potential and Acceptance 

of Hydro Power in Europe 

This article shows the possible participation of 

hydro power to reach the targets given by the 

European Union in 2009 regarding the increase 

and the support of renewable energies. Based 

on the currently existing hydro power generation 

within the European Union as well in Croatia, 

Norway and Switzerland (which are relevant 

countries to the use of hydro power in Europe), 

the still possible increase of hydro power – regarding 

technical and economical parameters 

– will be appraised and out of this, the possible 

participation to reach the European objective 

are presented. 

As public acceptance is a major factor for the 

realisation of further hydro power projects, 

pros and contras of energy generation through 

hydro power are presented. Finally examples 

show, how public acceptance for this kind of 

energy generation can be increased. 

Einleitung 

Vor dem Hintergrund der im Jahr 2009 von 

der EU-Kommission beschlossenen Ziele zum 

Ausbau und zur Förderung der erneuerbaren 

Energien bis zum Jahr 2020 wird im Folgenden 

der mögliche Beitrag der Wasserkraft zur 

Zielerreichung dargestellt. Ausgehend von 

der bestehenden Wasserkrafterzeugung in 30 

europäischen Ländern (EU-27 plus die wasserkraftrelevanten 

Länder Kroatien, Norwegen 

und Schweiz) wird stufenweise das noch 

zusätzlich nach technisch-ökologischen und 

wirtschaftlichen Gesichtspunkten erschließbare 

Wasserkraftpotenzial abgeschätzt und 

daraus die Möglichkeiten eines Zielerreichungsbeitrages 

präsentiert. 

Da für die Realisierung des Wasserkraftausbaus 

die Frage der Akzeptanz eine entscheidende 

Rolle spielt, werden die wesentlichen 

Pro- und Kontra-Argumente der Wasserkraft 

angeführt. Anhand von aktuellen Beispielen 

wird abschließend gezeigt, mit welchen Akzeptanz 

steigernden Maßnahmen Wasserkraftprojekte 

erfolgreich umgesetzt werden können. 

Europäische Energiepolitik 

Mit der im Juni 2009 ratifizierten Richtlinie 

2009/28/EG des europäischen Parlaments und 

des Rates wurde zur Förderung der Nutzung 

von Energie aus erneuerbaren Quellen ein 

konkreter Fahrplan festgelegt. Ziel ist es, den 

Anteil der erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch 

der Europäischen Union 

(EU-27) von 8,5 % im Jahr 2005 auf 20 % im 

Jahr 2020 zu erhöhen [1, 2]. 

Sämtliche Mitgliedsstaaten sind dazu bis Mitte 

2010 zur Vorlage eines nationalen Aktionsplans 

für die Entwicklung der erneuerbaren 

Energien bei der EU-Kommission verpflichtet. 

In diesem sind alle zur Zielerreichung 

notwendigen Maßnahmen und Zwischenziele 

für den Verkehrs-, Strom- sowie Wärme- und 

Kältesektor zu definieren. 

Als Grundlage zur Abschätzung möglicher 

Entwicklungen im Energiebereich in der EU- 

27 für den Zeitraum bis 2020 veröffentlichte 

die Generaldirektion für Energie und Verkehr 

der Europäischen Kommission im Herbst 

2008 konkrete Energieszenarien [3]. Unterschiedliche 

energiepolitische und sozioökonomische 

Rahmenbedingungen führten zu 

den beiden Energieszenarien „Baseline Szenario“ 

und „New Energy Policy Szenario“, 

deren Ergebnis ein deutliches Wachstum der 

Stromerzeugung mit 5 bzw. 22,1 % ergibt 

(Tabelle 1). 

Konkret muss die Stromerzeugung zwischen 

2007 und 2020 – je nach Szenario – um 165 

bzw. 737 TWh ausgebaut werden. Die Stromerzeugung 

aus erneuerbaren Energieträgern 

soll in der EU-27 im gleichen Zeitraum um 

361 bzw. 568 TWh zunehmen (B i l d 1 ). 

[TWh] 

4000 

3500 

3000 

2500 

Baseline scenario 

(3.328 TWh 4.065 TWh, + 22,1 %) 

Erneuerbare 

Energieträger+ 68,6 % 

526 TWh 887 TWh 

[TWh] 

4000 

3500 

3000 

2500 

New energy policy scenario 

(3.328 TWh 3.493 TWh, + 5,0 %) 

Erneuerbare Energieträger 

+ 107,9 % 

526 TWh 1094 TWh 

Autoren 

DDipl.-Ing. Dr. Karl Heinz Gruber 

Dipl.-Ing. Andreas Kunsch 

Dipl.-Ing. Martin Fink 

VERBUND-Austrian Hydro Power AG, 

Wien/Österreich 

Dipl.-Ing. Hans Rudolf Thöni 

BKW FMB Energie AG 

Bern/Schweiz 

2000 

1500 


Fossile Energieträger + 17,9 % 

1867 TWh 2201 TWh 

500 

Kernenergie + 4,5 % 

935 TWh 977 TWh 

0 

2007 2020 

2000 

1500 


Bild 1. Szenarien Stromerzeugungsentwicklung bis 2020 der EU-27 [3]. 

500 


1867 TWh 1489 TWh 

Kernenergie - 2,6 % 

935 TWh 911 TWh 

0 

2007 2020 

70 

VGB PowerTech 1/2 of 2010 35



Tabelle 1. Energieszenarien bis 2020 (EU-27) [3]. 

Endenergieverbrauch [TWh] 

Baseline Scenario 

New Energy Policy Scenario 

Stromerzeugung [TWh] 3 

Baseline Scenario 

New Energy Policy Scenario 

2007 1 2020 

100 $/bbl 2 Veränderung 

(2007 bis 2020) 

13.464 

3.328 

15.038 

13.258 

4.065 

3.493 

1 Erzeugung/Verbrauch 2007 laut Eurostat 

2 Angenommener Ölpreis für 2005 entspricht einem Nominalpreis von 137 $/bbl 

im Jahr 2020 (Inflation 2 %/a) 

3 Ohne Pumpspeicher 

11,7 % 

-1,5 % 

22,1 % 

5,0 % 

Stromerzeugung in Europa 

Stromerzeugung in 30 

europäischen Ländern 

Die gesamte Brutto-Stromerzeugung in der 

EU 27 plus den drei wasserkraftrelevanten 

Ländern Kroatien, Norwegen und Schweiz 

(zukünftig kurz „EU-27+3“) belief sich im 

Jahr 2007 auf 3.579 TWh. Davon wurden 

knapp 53 % aus konventionellen Brennstoffen 

(Kohle, Öl, Gas) und 27 % aus Kernenergie 

generiert; rd. 19 % stammen aus erneuerbaren 

Energieträgern. Der Anteil aus Wasserkraft 

aus natürlichem Zufluss liegt bei 13 %, Pump- 

Tabelle 2. Bruttostromerzeugung [TWh] 2007 in Europa [4]. 

Staat Total Konventionell Thermisch Σ Kern– 

Erneuerbare Energie Σ Pump– 

Kohle Öl Gas Sonstige 

energie 

Wasser 1 Wind Bio– 

masse 

Photo– 

voltaik 

Geo– 

thermie 

speicher 

Belgien 88,8 6,5 0,8 27,2 0,8 35,3 48,2 0,4 0,5 3,1 0,01 – 4,0 1,3 

Bulgarien 43,3 22,4 0,6 2,4



speicherstrom wird mit 1 % gesondert ausgewiesen. 

Die Ta b e l l e 2 zeigt dazu die energieträgerspezifischen 

Bruttostromerzeugungswerte. 

Das gesamte Wachstum der Stromerzeugung 

in der EU-27+3 der letzten 15 Jahre von 2.808 

TWh im Jahr 1993 um 771 TWh auf 3.579 

TWh im Jahr 2007 (+ 27 %) bedeutet eine 

durchschnittliche Steigerung von 1,63 %/a. 

Deutlich heterogener verlief die Entwicklung 

der einzelnen Energieträger (B i l d 2 ). 

Stromerzeugung aus Wasserkraft 

in den europäischen Ländern 

Die Elektrizitätserzeugung aus Wasserkraft 

aus natürlichem Zufluss stieg in den 30 betrachteten 

europäischen Ländern (EU-27+3) 

in den vergangenen 15 Jahren von 477 TWh 

auf 483 TWh nur geringfügig an. Da in den 

letzten 15 Jahren sowohl neue Gaskraftwerke 

als auch neue regenerative Energieerzeugungsanlagen 

stark expandierten, sank der 

Wasserkraftanteil im gleichen Zeitraum von 

17 % im Jahr 1993 auf 13 % 2007. 

Dennoch entsprechen die 483 TWh Strom aus 

Wasserkraft einem Anteil von 66 % an der erzeugten 

Strommenge aus erneuerbaren Energieträgern; 

Wasserkraft liefert damit nach wie 

vor den wichtigsten Beitrag zur nachhaltigen 

Energieversorgung in Europa. 

Aufgrund der Topografie und der unterschiedlichen 

Energiestrategien variiert die Erzeugung 

aus Wasserkraft zwischen den europäischen 

Ländern sehr stark. 75 % der Stromerzeugung 

aus Wasserkraft in der EU-27+3 

stammen aus sechs Ländern. Mit einer Erzeugung 

von 134 TWh bzw. einem Anteil von 

28 % ist Norwegen das Wasserkraftland Nummer 

Eins in Europa. Das B i l d 3 zeigt die 

nationalen Strukturen der Stromerzeugung in 

72 

[TWh] 


800 

600 

400 

200 

0 

1993 1995 1997 

Öl (- 48 %) 

221 115 (- 106 TWh) 

Pumpspeicher (+ 76 %) 

21 37 (+ 16 TWh) 

Kernenergie (+ 9 %) 

885 963 (+ 78 TWh) 

Kohle (+ 6 %) 

931 991 (+ 60 TWh) 

Wasser (+ 1 %) 

477 483 (+ 6 TWh) 

1999 

2001 

Gas (+ 217 %) 

241 765 (+ 524 TWh) 

sonstige Eneuerbare (+ 711 %) 

27 219 (+ 192 TWh) 

2003 

2005 

2007 

Bild 2. Verlauf der Bruttostromerzeugung 1993 bis 2007 in der EU-27+3 (TWh). 

der EU-27+3. Im Schnitt werden in den 30 

betrachteten Ländern rd. 13 % aus Wasserkraft 

erzeugt. Der Spitzenreiter Norwegen gewinnt 

rund 97 % der Strommenge aus regenerativer 

Wasserkraft. 

Wasserkraftpotenzial in Europa 

Definition 

des Wasserkraftpotenzials 

Das Wasserkraftpotenzial eines Gebietes wird 

von einer Vielzahl von Rahmenbedingungen 

(Topografie, Niederschlagsmenge, regionale 

Zwänge, rechtliche Vorgaben usw.) beeinflusst. 

Dazu lässt sich das Wasserkraftpotenzial 

in fünf Kategorien darstellen: 

– Theoretisches Wasserkraftpotenzial: entspricht 

der potenziellen Energie des betrachteten 

Abflussgebietes und stellt die 

theoretische Obergrenze dar. 

– Technisches Wasserkraftpotenzial: legt unter 

Berücksichtigung der technischen, öko- 

100 % 

90 % 

80 % 

70 % 

60 % 

50 % 

40 % 

30 % 

20 % 

10 % 

0 % 

Belgium 

Bulgaria 

Czech Republic 

logischen und infrastrukturellen Rahmenbedingungen 

die maximal mögliche Erzeugung 

fest. Die Wirtschaftlichkeit spielt dabei 

keine Rolle. 

– Wirtschaftliches Wasserkraftpotenzial: das 

technische Potenzial ist jenes, das in Relation 

zu anderen Energieformen nach heutigen 

Gesichtspunkten auch eine entsprechende 

Wirtschaftlichkeit aufweist. Dies 

setzt sich zusammen wie folgt: 

– Ausgebautes Wasserkraftpotenzial: umfasst 

die Erzeugungsmenge aus natürlichem Zufluss 

in den bestehenden Wasserkraftanlagen 

plus 

– Wirtschaftliches Restpotenzial: stellt das 

zum betrachteten Zeitpunkt für zukünftige 

Ausbaupläne zur Verfügung stehende und 

wirtschaftlich realisierbare Wasserkraftpotenzial 

dar. 

Wasserkraftpotenziale 

in den europäischen Ländern 2007 

Basierend auf den im vorangegangenen Abschnitt 

dargestellten Definitionen zeigt die 

Ta b e l l e 3 die aus mehreren Untersuchungen 

zusammengestellten detaillierten länderspezifischen 

Daten zu den Wasserkraftpotenzialen: 

Theoretisches Wasserkraftpotenzial 

Das theoretische Wasserkraftpotenzial für Europa 

wurde in einer Studie der Universität 

Kassel [5] ermittelt. Das theoretische Wasserkraftpotenzial 

liegt gemäß den Berechnungen 

in der EU-27 bei 1.540 TWh und in den untersuchten 

30 europäischen Ländern (EU-27+3) 

bei 2.080 TWh [5, 6]. 

Technisches und wirtschaftliches 

Wasserkraftpotenzial 

Das technische und wirtschaftliche Wasserkraftpotenzial 

stammt aus bekannten Studien 

der Eurelectric [8], DLR [9] und dem WEC 

[10]. Gemäß deren Berechnungen liegt das 

durchschnittliche technische Wasserkraftpotenzial 

in der EU-27 bei 650 TWh und in 

der EU-27+3 bei 900 TWh. Das davon wirt- 

Denmark 

Germany 

Estoria 

Ireland 

Greece 

Spain 

France 

Italy 

Cyprus 

Latvia 

Lithuania 

Luxembourg 

Hungary 

Malta 

Netherlands 

Austria 

Poland 

Portugal 

Romania 

Slovenia 

Slovak Republic 

Finland 

Sweden 

United Kingdom 

EU-27 

Croatia 

Norway 

Switzerland 

EU-27+3 

Wasser sonstige Erneuerbare Pumpspeicher Kernenergie Konventionnell Thermisch 

Bild 3. Struktur der Bruttostromerzeugung 2007 in Europa (Energieträgermix). 




Tabelle 3. Wasserkraftpotenziale in Europa [in TWh]. 

Staat 


Theoretisch Technisch Wirtschaftlich Ausgebaut 1 Wirtschaftliches Restpotenzial 2 

Lehner 2005 WEC 2007 DLR 2006 

(ERENE) 

Eurelectric 

1997 

DLR 2006 

(ERENE) 

WEC 2007 wirtschaftliches Potential – 

ausgebautes Potential 

Belgien 4,6 – 0,3 0,6 0,5 0 0,4 0,2 0,1 – 

Bulgarien 26,9 15,0 15,0 10,5 12,0 12,0 2,7 7,8 9,3 9,3 

Tschechische 13,9 4,0 4,0 3,4 3,0 – 2,0 1,4 1,0 – 

Republik 

Dänemark 1,1 – – 0,3 – – – 0,3 – – 

Deutschland 119,9 25,0 26,0 24,5 3 24,8 3 24,8 3 20,7 4,1 4,1 4,1 

Estland 1,6 – – 0,4 0,4 – – 0,4 0,4 – 

Irland 15,0 1,0 1,0 1,2 1,3 1,0 0,7 0,5 0,6 0,3 

Griechenland 46,7 15,0 15,0 20,0 12,0 12,0 4,0 16,0 8,0 8,0 

Spanien 144,9 66,0 70,0 45,4 41,0 32,0 31,7 13,7 9,3 0,3 

Frankreich 238,4 100,0 72,0 74,3 72,0 70,0 67,0 7,3 5,0 3,0 

Italien 263, 105,0 105,0 70,0 65,0 65,0 40,9 29,1 24,1 24,1 

Zypern 0,8 24,0 24,0 17,0 1,0 – – 17,0 1,0 – 

Lettland 8,3 4,0 – 5,0 4,0 3,0 2,9 2,1 1,1 0,1 

Litauen 7,8 3,0 – 2,2 1,5 2,0 0,4 1,8 1,1 1,6 

Luxemburg 0,6 – – 1,9 1,0 – 0,1 1,8 0,9 – 

Ungarn 8,7 8,0 5,0 3,5 4,0 4,0 0,2 3,3 3,8 3,8 

Malta – – – – – – – – – – 

Niederlande 3,1 – 0,1 0,2 0,1 – 0,1 0,1 – – 

Österreich 150,3 75,0 56,0 56,1 3 56,1 3 56,1 3 38,2 17,9 17,9 17,9 

Polen 33,5 14,0 14,0 6,0 7,0 7,0 2,3 3,7 4,7 4,7 

Portugal 51,2 25,0 33,0 19,8 20,0 20,0 10,9 8,9 9,1 9,1 

Rumänien 76,4 35,0 36,0 30 3 30 3 30 3 17,3 12,7 12,7 12,7 

Slowenien 23,7 9,0 9,0 7,9 8,0 7,0 3,5 4,4 4,5 3,5 

Slowakische 16,1 7,0 7,0 7,0 6,0 6,0 4,4 2,6 1,6 1,6 

Republik 

Finnland 42,4 23,0 20,0 19,7 20,0 14,0 12,9 6,8 7,1 1,1 

Schweden 147,1 100,0 130,0 90,0 90,0 85,0 68,7 21,3 21,3 16,3 

Großbritannien 98,0 3,0 7,8 5,6 8,0 1,0 4,8 0,8 3,2 –3,8 

EU–27 1544,2 661,0 650,2 522,8 488,7 451,9 336,7 186,1 152,0 117,8 

Kroatien 38,8 9,0 9,0 11,8 8,0 8,0 5,7 6,1 2,3 2,3 

Norwegen 373,1 200,0 200,0 178,0 178,0 187,0 119,6 58,4 58,4 67,4 

Schweiz 123,8 43,0 41,0 37,5 3 37,5 3 37,5 3 35,0 2,5 2,5 2,5 

EU–27+3 20,79 913,0 900,2 750,1 712,2 684,4 497,0 253,1 215,2 190,0 

1 Deutschland, Frankreich, Österreich, Rumänien, Schweiz laut nationaler Angaben; Slowenien, Finnland, Norwegen durchschnittliche 

Erzeugung regenerative Wasserkraft 

(1993 bis 2007); Rest: normalisierte Erzeugung (EU–Direktive 2009/28/EG) 

2 Eigene Berechnung: Potenzialwerte laut Eurelectric, DLR, WEC 

3 Potenzialwerte laut nationaler Angaben 

schaftlich nutzbare Potenzial liegt in der 

EU-27 bei rund 480 TWh (442 bis 522 TWh) 

und jenes in der EU- 27+3 bei rd. 700 TWh 

(678 bis 748 TWh). 

Ausgebautes Wasserkraftpotenzial 

Zur Bestimmung des ausgebauten Wasserkraftpotenzials 

wurde die Normalisierungsregel 

der Europäischen Kommission herangezogen 

[2]. Allgemein wird nur derjenige Anteil 

der Stromerzeugung aus Wasserkraft berücksichtigt, 

welcher aus natürlichem Zufluss gewonnen 

wird. Das so ermittelte aktuell ausgebaute 

Wasserkraftpotenzial in der EU-27 liegt 

bei rund 337 TWh, jenes in den 30 europäischen 

Staaten EU-27+3 beträgt rund 

497 TWh. Zum Vergleich: Die im Jahr 2007 

erzeugte Strommenge aus Wasserkraft lag 

aufgrund der niederschlagsspezifischen Bedingungen 

in der EU-27 mit 310 TWh und in 

den EU-27+3 mit 483 TWh leicht unter den 

berechneten Werten. 

Wirtschaftliches (realistisch ausbaufähiges) 


Das wirtschaftliche und realistisch ausbaufähige 

Wasserkraftpotenzial ermittelt sich aus 

der Differenz des wirtschaftlich nutzbaren Potenzials 

und dem ausgebauten Potenzial. Aus 

heutiger Sicht liegt das noch realistisch aus- 

38 VGB PowerTech 1/2 of 2010 

73



[TWh] 

3500 

3000 

2500 

2000 

1500 


500 

0 

Bruttostromerzeugung 2007 

3361,7 

Sonstige 

konv. 

thermisch 

Kernenergie 

Wasserkraft 

Theoretisches Potenzial 

(Lehner) 

1544,2 

baufähige Wasserkraftpotenzial für die EU-27 

zwischen 118 und 186 TWh und für die 

EU-27+3 zwischen 190 und 253 TWh. 

Beitrag des realistisch 

ausbaufähigen 

Wasserkraftpotenzials zur 

zukünftigen Stromerzeugung 

Die B i l d e r 4 u n d 5 geben einen Überblick 

über die Größenordnungen der Wasserkraftpotenziale 

der EU-27 bzw. in der 

EU-27+3 in Relation zur gesamten Bruttostromerzeugung 

für das Jahr 2007. Die vollständige 

Realisierung der maximal ausbaufähigen 

Wasserkraftpotenziale würde folgende 

Steigerungen von über 50 % bedeuten: 

– In der EU-27 von 336,7 TWh um maximal 

186,1 TWh auf 522,8 TWh (+ 55 %). 

– In der EU-27+3 von 497,0 TWh um maximal 

253,1 TWh auf 750,1 TWh (+ 51 %). 

Beitrag des realistisch ausbaufähigen 

Wasserkraftpotenzials zur 

Zielerreichung der EU 27 für 2020 

Zur Feststellung, welchen Beitrag die Wasserkraft 

für die Stromerzeugung in der EU-27 im 

Jahr 2020 zur Erreichung der europäischen 

Energieziele (2009/28/EG) leisten kann, werden 

die realistisch ausbaufähigen Wasserkraftpotenziale 

in Relation zu den Ergebnissen 

der betrachteten Stromerzeugungsszenarien 

(Baseline Szenario, New Energy Policy 

Szenario) auf Basis der Ist-Erzeugung des 

Jahres 2007 gesetzt. 

Theoretisch könnte der zusätzliche Strombedarf 

im Baseline Szenario zu rd. 25 % und im 

New Energy Policy Szenario zu 100 % abgedeckt 

werden. Allerdings bedingen die beiden 

Szenarien unterschiedliche Steigerungen bei 

der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern: 

Technisches 

Potenzial 

(WEC) 

661,0 

Wirtschaftliches 

Potenzial 

522,8 


Restpotenzial 

Augebautes 

Potenzial 

186,1 

336,7 

Bild 4. Wasserkraftpotenziale im Vergleich zur Bruttostromerzeugung 2007 in der EU-27. 

– Zuwachs der Stromerzeugung aus erneuerbaren 

Energieträgern im Baseline Szenario 

um 361 TWh (+ 68,6 %) von 526 auf 

887 TWh. 

– Zuwachs der Stromerzeugung aus erneuerbaren 

Energieträgern im New Energy Policy 

Szenario um 568 TWh (+ 107,9 %) von 

526 auf 1094 TWh. 

Bezogen auf die für die Zielerreichung bis 

2020 erforderlichen Steigerungen der Strommengen 

aus erneuerbarer Energie würden die 

zusätzlichen 186 TWh aus Wasserkraft im 

Baseline Szenario einen möglichen Beitrag 

von 51 % und im New Energy Policy Szenario 

einen Beitrag von 33 % liefern. 

Das B i l d 6 zeigt, dass unter der Annahme 

einer vollständigen Realisierung des wirtschaftlichen 

Restpotenzials die Erzeugung 

[TWh] 

4000 

3500 

3000 

2500 

2000 

1500 


500 

0 

Sonstige Bruttostromerzeugung 2007 

3579,4 

konv. 

thermisch 

Kernenergie 

Wasserkraft 


(Lehner) 

2079,9 

aus Wasserkraft bis 2020 gegenüber 2007 um 

60 % gesteigert werden bzw. der Anteil der 

Wasserkraft von 9,3 % für 2007 auf 12,2 % 

im Baseline Szenario und auf 14,2 % im New 

Energy Policy Szenario im Jahr 2020 wachsen 

könnte. Damit könnte der Anteil von 1993 mit 

12,1 % wieder erreicht werden. 

Nationale Aktionspläne 

Der Realisierungsgrad dieses ausbaufähigen 

Wasserkraftpotenzials von rund 186 TWh der 

EU-27 bzw. der 252 TWh der EU-27+3 ist aus 

heutiger Sicht nur schwer abschätzbar. Eine 

Vielzahl von Faktoren, wie die Entwicklung 

der Energie- und Rohstoffpreise, der politischen 

Rahmenbedingungen sowie der öffentlichen 

Akzeptanz bestimmen die Realisierungswahrscheinlichkeit 

ganz maßgeblich. 

Nachfolgend werden exemplarisch aktuelle 

nationale Aktionspläne zum geplanten, zukünftigen 

Ausbau der Wasserkraft vorgestellt. 

Daraus ist ersichtlich, dass vom ermittelten 

ausbaufähigen Wasserkraftpotenzial in der 

EU 27 bis 2020 ein Prozentsatz von 50 bis 

60 % möglich scheint, immerhin noch rund 

100 TWh. 

Österreich 

Im Februar 2009 stellte der Verband Österreichischer 

Elektrizitätsunternehmen (VEÖ), 

aufbauend auf den Ergebnissen einer Studie 

[12] zur Abschätzung des österreichischen 

Wasserkraftpotenzials, ein „Energiepaket in 

Rot-Weiß-Rot“ [13] vor (B i l d 7 ). Dieses 

Maßnahmenpaket soll substanzielle Beiträge 

zum Klimaschutz und zur Sicherung der 

Stromversorgung aus erneuerbaren Quellen 

leisten. 

Wird vom wirtschaftlichen Restpotenzial von 

knapp 18 TWh das in politisch und ökologisch 

Technisches 

Potenzial 

(WEC) 

913,0 


Potenzial 

750,1 


Restpotenzial 

Augebautes 

Potenzial 

253,1 

497,0 

Bild 5. Wasserkraftpotenziale im Vergleich zur Bruttostromerzeugung 2007 in der EU-27+3. 

74 




Baseline scenario 

(3.328 TWh 4.065 TWh, + 22,1 %) 

New energy policy scenario 

(3.328 TWh 3.493 TWh, + 5,0 %) 

[TWh] 

[TWh] 

4000 

3500 

3000 

2500 

2000 

1500 

Sonstige Erneuerbare + 81 % 

216 TWh 391 TWh 


1867 TWh 2201 TWh 

Wasserkraft + 60 % 

310 TWh 496 TWh 

• Wirtschaftl. Restpotenzial 

Wasser (186TWh) 

• Erzeugung Wasserkraft 

2007 (310 TWh) 

4000 

3500 

3000 

2500 

2000 

1500 

Sonstige Erneuerbare + 176 % 

216 TWh 598 TWh 


1867 TWh 1489 TWh 

Wasserkraft + 60 % 

310 TWh 496 TWh 

• Wirtschaftl. Restpotenzial 

Wasser (186TWh) 

• Erzeugung Wasserkraft 

2007 (310 TWh) 



500 

Kernenergie + 4,5 % 

935 TWh 977 TWh 

0 

2007 2020 

500 

Kernenergie - 2,6 % 

935 TWh 911 TWh 

0 

2007 2020 

Bild 6. Szenarien Erzeugungsentwicklung bis 2020 der EU-27. 

hochsensiblen Gebieten liegende Potenzial 

abgezogen, verbleibt ein realisierbares Restpotenzial 

von rund 13 TWh. Davon sollen 

bzw. können laut nationalem Ausbauplan bis 

2020 rund 7 TWh oder 40 % des wirtschaftlichen 

Restpotenzials erschlossen werden. Der 

Rest von rund 6 TWh erst nach 2020. 

Deutschland 

Das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz 

und Reaktorsicherheit (BMU) veröffentlichte 

im Oktober 2008 eine Studie zur 

Weiterentwicklung der Ausbaustrategie für 

erneuerbare Energien unter Berücksichtigung 

der Klimaschutzziele Deutschlands und Europas 

[14] (B i l d 8 ). Bis zum Jahr 2020 sollen 

demnach 3,6 TWh an Wasserkraft, das sind 

rd. 90 % des gesamten wirtschaftlichen Restpotenzials, 

an zusätzlichen Erzeugungskapazitäten 

erschlossen werden. Für die Zeit nach 

2020 verbliebe dann noch ein wirtschaftliches 

Restpotenzial von rd. 0,5 TWh. 

Schweiz 

Das Bundesamt für Energie (BFE) veröffentlichte 

im November 2004 eine Studie [15] 

zum Ausbaupotenzial der Wasserkraft in der 

Schweiz (B i l d 9 ). Laut BFE ist nahezu das 

gesamte wirtschaftliche Wasserkraftpotenzial 

der Schweiz bereits erschlossen. Bis zum Jahr 

2020 sollen vom wirtschaftlichen Restpotenzial 

von 2,5 TWh etwa 32 % bzw. 0,8 TWh 

ausgebaut werden. Rd. 1,7 TWh (68 % des 

Restpotenzials) verbleiben für einen Ausbau 

nach 2020. 

Akzeptanz der Wasserkraft 

Wasserkraft ist natürlich 

und erneuerbar 

Wasserkraft bietet unter allen erneuerbaren 

Energieträgern den höchsten energetischen 

Erntefaktor. Dieses ist das Verhältnis der gewonnenen 

Energie zur Energie, die für den Bau 

und Betrieb einer Anlage eingesetzt worden ist 

[16]. Bei der Wasserkraft liegt der Erntefaktor 

in der Größenordnung von 150 bis 250 : 1. Im 

Vergleich dazu liegt der Erntefaktor bei kleinen 

Windenergieanlagen bei 30 : 1 und bei Fotovoltaik-Anlagen 

zwischen 3 und 6 : 1. 

Auch bei der Ersparnis von Treibhausgasemissionen 

(insbesondere C0 2 ) schneidet 

Wasserkraft, wenn die vorgelagerten Prozesse, 

wie Bau der Anlagen, einbezogen werden, 

im Vergleich zu allen anderen Energieträgern 

weitaus am besten ab. 

[TWh] 


80 

60 

40 

20 

0 

Wasserkraft 

Bruttostromerzeugung 

2007 

63,5 TWh 

Sonstige 

konv. 

thermisch 


(Lehner) 

150,3 

Technisches 

Potenzial 

75,0 

Selbst bei der Frage der Naturverträglichkeit 

weist Wasserkraft von allen Stromproduktionsarten 

die besten Noten auf. Auf der Basis 

der für die Beurteilung der ökologischen Qualität 

häufig herangezogenen Bewertungsmaßstäbe 

„Umweltbelastungspunkte“ und „ecoindicator 

95“ liefert die Stromproduktion aus 

Wasserkraft einen im Vergleich zu den übrigen 

Stromproduktionsarten deutlich vorteilhaften 

Wert auf. Nur Windkraftwerke erreichen einen 

annähernd so guten Wert, alle anderen Stromproduktionsarten 

belasten die Umwelt um ein 

Mehrfaches. 

Wasserkraft ist langfristig 

wirtschaftlich 

Die Errichtung von Wasserkraftwerken ist im 

Vergleich zu konventionellen thermischen Erzeugungseinheiten 

zwar mit hohen Anfangsinvestitionen, 

dafür aber mit deutlich niedrigen 

Betriebskosten verbunden. Es sind also weitgehend 

die Fixkosten, welche die Wirtschaftlichkeit 

eines Wasserkraftwerkes prägen. 

Im Vergleich zu anderen Kraftwerksinvestitionen 

wird bei der Wasserkraft oft bemängelt, 

dass Investitionen in Wasserkraftwerke erst 


Potenzial 

56,1 38,2 

17,9 

Ausgebautes 

Potenzial 


Restpotenzial 

2007 


Restpotenzial 

nach 2020 

5,8 

5,1 

7,0 

Potenzial in 

hochsensiblen 

Gebieten 

nationaler 

Ausbauplan 

Bild 7. Österreich – Wasserkraftpotenziale und nationaler Aktionsplan 2006 bis 2020. 


75

Tabelle 4. Pro & Contra Wasserkraft. 

Pro (Interessent) 

Allgemeine Aspekte 

Langfristig wirtschaftliche Investition 

(EVU, Kraftwerksbauer, Lieferanten) 

Energiewirtschaftliche Investition zur Steigerung 

der Versorgungssicherheit bzw. Senkung 

der Importabhängigkeit von Rohstoffen, Stromerzeugung 

ohne Emittierung von Schadstoffen, 

Abfällen (EU- und nationale Politik) 

Schaffung von Freizeitmöglichkeiten, Tourismus 

(Regionale Politik) 

Sicherstellung der Schifffahrt, Unterstützung 

des Hochwasserschutzes, (Behörden, EVU, 

Bevölkerung) 

Energiepolitische und umweltpolitische Aspekte 

Wesentlicher Beitrag zur Erreichung der 

Energiepolitischen Vorgaben/Ziele z.B.: 

Erhöhung des erneuerbaren Energieanteils 

an der gesamten Stromerzeugung durch 

klimaschonende heimische Energieform 

(EU- und nationale Politik) 

Energiewirtschaftliche und technische Aspekte 

Besondere Vorteile der Speicherkraftwerke 

wie z. B. die Möglichkeit der Verlagerung des 

Erzeugungsbedarfs auf den Verbrauch, die 

wirtschaftliche Möglichkeit der Speicherung 

von Stromüberkapazitäten, der Einsatz für 

Netzdienstleistungen (Regel-, Ausgleichsenergie), 

oder die Bereitstellung von Spitzenlastenergie 

(EU- und nationale Versorgungspolitik, 

EVU) 

Hohe Anlagenwirkungsgrade, hohe 

Lebensdauer, hohe Verfügbarkeiten (EVU) 

Volkswirtschaftliche Aspekte 

Sichere Arbeitsplätze in der Region, 

Steuereinkommen (Gemeinden) 

Positive volkswirtschaftliche Auswirkungen 

bei Neubauprojekten oder Revitalisierungsprojekten 

(Nationale und regionale Politik) 

nach langer Zeit Gewinne abwerfen würden. 

Die heute weitverbreitete DCF-Methode zur 

Beurteilung der Wirtschaftlichkeit hat dabei 

den Nachteil, dass die wirtschaftlichen Resultate 

der ersten Betriebsjahre besonders stark 

gewichtet und somit den langfristigen Charakter 

der Wasserkraftwerke nicht adäquat abgebildet 

werden. In bestimmten Fällen, zum 

Beispiel beim Ausbau bestehender Systeme 

oder bei Vorliegen günstiger Rahmenbedingungen, 

lassen sich schon heute interne Zinssätze 

von 10 % und mehr darstellen. Diese 

hängen jedoch sehr stark von den gewählten 

Entwicklungen der eingesetzten Strompreise 

ab. Bei den meisten, vor allem neu errichteten 

Wasserkraftanlagen, erreicht das Projekt nach 

anfänglich hohen Zinsaufwendungen erst 

nach geraumer Zeit – oft über 30 Jahre – die 

Gewinnzone. 

Ein Wasserkraftwerk ist somit keine auf kurzfristige 

Gewinne ausgerichtete Investition. 

Voraussetzung für die Realisierung ist eine 

Contra (Vertreter) 

Natur fällt Gewinnen der EVU zum Opfer 

(Umweltorganisationen) 

Lokale und regionale Eingriffe in die Natur 

und Beeinträchtigung des Landschaftsbild 

(Umweltorganisationen, Lokale 

Bevölkerung) 


(Umweltorganisationen Lokale Bevölkerung) 

Mögliche Einschränkungen durch umweltpolitische 

Vorgaben bzw. Ziele durch z.B. 

die Wasserrahmenrichtlinie mit der Frage 

der gestörten Durchgängigkeit oder der 

Schwall-Sunk-Problematik etc. (EU- und 

nationale Politik, Umweltorganisationen) 


und Beeinträchtigung des Landschaftsbild 

stehen in keiner Relation zur Energieausbeute 


Bevölkerung) 

Risikoerhöhung durch mangelnde Technik 


Bevölkerung) 

Emissionen, im schlimmsten Fall Umsiedelung 

(Anwohner, Umweltorganisationen) 

Langfristige Investitions- und Planungssicherheit 

der kapitalintensiven Anlagenerrichtung 

muss gegeben sein (EVU) 

[TWh] 

60 

50 

40 

30 

20 


0 

Bruttostromerzeugung 2007 

637,1 TWh 

Wasserkraft 

Sonstige 


auf Nachhaltigkeit und Langfristigkeit ausgerichtete 

Wertvorstellung. 


(Lehner) 

119,9 

Technisches 

Potenzial 

24,8 


Gesellschaftlicher Nutzen 

Zweifelsohne bedeutet die Errichtung von 

Wasserkraftanlagen einen Eingriff in die Natur. 

Je nach Anlagenkonzeption – ob Effizienzsteigerung, 

Erweiterung oder Neubau – werden 

mehr oder weniger naturbelassene Gebiete verbaut. 

Dies gilt trotz der mittlerweile anerkannten 

Maßnahmen, die für einen möglichst schonenden 

Eingriff getroffen werden. 

Wenn allerdings auch die positiven Auswirkungen, 

wie zusätzliche Erholungsräume, 

Hochwasserschutz oder Entstehung von neuen 

Naturschutzgebieten und biologischen Lebensgemeinschaften, 

in die Betrachtungen 

miteinbezogen werden, so reduziert sich die 

Gesamtbelastung der Gesellschaft. Die ökologische 

Spitzenposition der Wasserkraft im 

Vergleich mit anderen Stromerzeugungsarten 

wird deutlich. 

Für und Wider Wasserkraft 

– Grundlagen für die Akzeptanz 

Die Durchführung eines Kraftwerkprojekts 

wird aufgrund der Öffentlichkeitswirksamkeit 

nur mit der notwendigen Akzeptanz möglich 

sein. Je größer eine Kraftwerksanlage und damit 

der lokale Eingriff in die Umwelt sind, 

desto wichtiger ist die Unterstützung aus der 

Region. Lokale Interessen stehen dabei oftmals 

im Widerspruch zur nationalen oder gar 

zur europäischen Politik, die einerseits klimaschonende 

Energieformen, wie die erneuerbare 

Wasserkraft befürwortet, sie aber gleichzeitig 

mit strengen Gewässerschutzgesetzen 

(zum Beispiel Wasserrahmenrichtlinie) behindert 

oder gar im Extremfall verhindert. Der 

Aus- oder Neubau von Wasserkraftwerken ist 

mit vielen Interessen und Konflikten verbunden 

(Auszug in der Ta b e l l e 4 ). 

Maßnahmen zur Schaffung 

der notwendigen Akzeptanz 

Die generelle Akzeptanz für die Wasserkraftnutzung 

ist heute in der Bevölkerung in Euro- 


Potenzial 

24,8 

20,7 

Ausgebautes 

Potenzial 


Restpotenzial 

2007 Wirtschaftliches 

Restpotenzial 

nach 2020 

0,5 nationaler 

Ausbauplan 

4,1 3,6 

Bild 8. Deutschland – Wasserkraftpotenziale und nationaler Aktionsplan 2007 bis 2020. 

VGB PowerTech 1/2 of 2010 41 

76



Tabelle 5. Akzeptanzsteigernde Massnahmen für die Wasserkraft. 

Aspekt 

der Beanstandung 

Informationsdefizite 

der Betroffenen 

Eingriff in natürliche 

Fliessgewässer 

Gestörte Gewässerdurchgängigkeit 

Art 

der Maßnahme 

Information 

Ökologisch 

Technisch 

pa sehr hoch, wobei es allerdings bei konkreten 

Neubauprojekten oftmals in der betroffenen 

Region bei der Bevölkerung und der Politik 

massive Widerstände gibt. 

Gezielte Bewusstseinsbildung für die Nutzung 

von natürlichen Ressourcen zur Energiegewinnung 

und eine Aufklärung der Bevölkerung 

über die von der Wasserkraft übernommenen 

Zusatzaufgaben (Hochwasserschutz, 

Verringerung von Flusseintiefungen, ganzjährige 

Schiffbarmachung von Flüssen usw.) tragen 

zu einer gesteigerten Akzeptanz zur Ressource 

Wasserkraft bei. Die Ta b e l l e 5 zeigt 

ausgewählte Beispiele für Akzeptanz steigernde 

Maßnahmen. 

Akzeptanzsteigernde Maßnahmen 

Frühzeitige und umfassende Öffentlichkeitsarbeit 

unter Einbindung aller Betroffenen 

(Bevölkerung, Politik, Interessensvertreter, 

NGO usw.) Newsletter, Homepage, Bürgerinformationsveranstaltungen, 

aktive Pressebegleitung, 

Ombudsmann für den Planungsbzw. 

Bauprozess 

Planung von umfangreichen ökologische 

Begleit- bzw. Ersatzmaßnahmen oder Ausgleichsmaßnahmen 

Errichtung einer ökologisch ausgereiften 

Fischauf- und Fischabstiegsstiegshilfe 

Emissionen der Baustelle Technisch umfangreiche Lärmschutzmaßnahmen, 

Reifenwaschanlagen, Einsatz von 

Förderbändern, Verkehrsoptimierung usw. 

Emissionen der Baustelle Finanziell Entschädigung, Mehrwertschaffung in der 

Region: Einplanung regionaler Infrastrukturmaßnahmen 

Veränderung im 

Landschaftsbild 

[TWh] 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 


0 

Wasserkraft 

Bruttostromerzeugung 

2007 

68,0 TWh 

Sonstige 

Information 


(Lehner) 

123,8 

Technisches 

Potenzial 

41,5 

Erstellung von realen Visualisierungen, 

Vorführung realistischer Auswirkungen (z.B. 

Restwasserdotation Inn bei GKI), Kraftwerksarchitektur 

unter Bedachtnahme auf das 

Stadt- bzw. Landschaftsbild 


Potenzial 

37,5 

35,0 

Ausgebautes 

Potenzial 


Restpotenzial 

2007 Wirtschaftliches 

2,5 1,7 Restpotenzial 

nach 2020 

nationaler 

0,8 

Ausbauplan 

Bild 9. Schweiz – Wasserkraftpotentiale und nationaler Aktionsplan 2005 bis 2020. 

Maßnahmen anhand ausgewählter 

Kraftwerksprojekte 

Kraftwerk Freudenau der AHP 

Das Donaukraftwerk Freudenau (B i l d 1 0 ) in 

Wien, Österreich war das weltweit erste Flusskraftwerk 

(1.052 GWh/172 MW) innerhalb einer 

Stadt mit rd. zwei Millionen Einwohnern. 

Nach einer Bauzeit von nur fünf Jahren wurde 

im Herbst 1997 erstmals Strom erzeugt. Im 

Frühjahr 1998 konnte der Vollbetrieb mit allen 

sechs Maschinen aufgenommen werden. Das 

Laufkraftwerk besteht im Wesentlichen aus 

dem Krafthaus, dem Betriebsgebäude, einer 

Wehr- und einer Schleusenanlage. 

Bild 10. Kraftwerk Freudenau der AHP. 

Der Neubau des Kraftwerks wurde erst nach 

einer Volksbefragung unter großer Zustimmung 

(73 % Befürwortung) der Bevölkerung bzw. 

nach positivem Abschluss einer freiwilligen 

Umweltverträglichkeitsprüfung umgesetzt. 

Zum Gelingen des Vorhabens wurde vom Betreiber, 

der Verbund Austrian Hydro Power 

AG, größtes Augenmerk auf ausgezeichnete 

interdisziplinäre Planungen, intensive Bürgerbeteiligungen 

bzw. -information, aktive Pressearbeit 

und die Installation eines Infocenters 

gelegt. Einen wesentlichen Beitrag zur Erhöhung 

der Akzeptanz stellte ein gemeinsam mit 

der Stadt Wien durchgeführter mehrstufiger 

Wettbewerb dar. In einer ersten Phase wurden 

funktionelle und gestalterische Fragen, die für 

die Stadtentwicklung und -gestaltung, für die 

Wasserwirtschaft sowie für die ökologische 

Situation im möglichen zukünftigen Stauraum 

von großer Bedeutung waren, geklärt. Die 

zweite Phase hatte die Gestaltung der Kraftwerksanlage 

und des Stauraums zum Ziel. An 

laufenden Informationsveranstaltungen nahmen 

rd. 15.000 Personen teil. 

Neben dem eigentlichen Zweck, der Energiegewinnung, 

bewirkte das Projekt den Stopp 

einer fortgeschrittenen Eintiefung der Donau 

bei Wien mit dem Effekt, dass die im Oberwasser 

befindlichen Gewässer nun wieder 

ausreichend Wasser bekommen. Zusätzlich 

wurden umfangreiche Umweltschutzmaßnahmen, 

wie die Errichtung eines Fischaufstieges 

vorgenommen. Die mit dem Bau des Kraftwerkes 

aufgewertete Donauinsel gilt heute als 

Naherholungsraum und Freizeitpark der Bevölkerung 

Wiens und bietet durch Biotope, 

Buchten und Inseln zusätzlichen Lebensraum 

für Tiere und Pflanzen. 

Gemeinschaftskraftwerk Inn 

Das Gemeinschaftskraftwerk Inn (B i l d 1 1 ), 

ein Wasserkraftwerksprojekt (414 GWh/ 

89 MW) an der Grenze zwischen der Schweiz 

und Österreich am Inn, geht in der Projektgeschichte 

schon in die 1950er-Jahre zurück. 

Ein Anlauf zur Umsetzung zu Beginn der 

1980er-Jahre wurde aufgrund des intensiven 

Widerstandes der Bevölkerung gestoppt. 

Nach einer vollkommenen Neuplanung wurde 

das Projekt im Jahr 2002 wieder in die Diskussion 

gebracht. In der aktuellen Planung 

steht nicht mehr nur die Energiegewinnung 

im Vordergrund, sondern es werden erhebliche 

energiewirtschaftliche Abstriche durch 

die größtmögliche Rücksichtnahme auf 

Mensch und Umwelt in Kauf genommen. 

Durch diese Gesamtoptimierung steht das 


77



Bild 11. Gemeinschaftskraftwerk Inn. 

1 

2 

4 3 

Bild 12. Kraftwerke Oberhasli AG. 

Projekt mit einer Leistung von 89 MW und 

einem Regelarbeitsvermögen von 414 GWh 

heute unmittelbar vor der Genehmigung. 

Für die als Ausleitungskraftwerk konzipierte 

Anlage wird ein 15 m hohes Wehr zur Wasserfassung 

errichtet. Von dort wird das Wasser 

durch einen 23,2 km langen Stollen unterirdisch 

bis zum Krafthaus geleitet, wo zwei 

leistungsstarke Maschinensätze umweltfreundlichen 

Strom erzeugen. Die während 

des Baus auftretenden Belastungen werden 

durch umfassende Planungstätigkeiten und 

Schutzmaßnahmen auf ein Minimum verringert. 

Als einzigartig positives ökologisches 

Argument ist der Ausgleich des derzeitigen 

Schwalls von 1 : 30 durch die Oberliegerkraftwerke 

zu erwähnen. Zusätzliche umfangreiche 

ökologische Renaturierungsmaßnahmen 

im Projektgebiet steigern die Akzeptanz. 

Regelmäßige, über die Jahre reichende, Informationsgespräche 

mit den Bürgermeistern, 

mehrfache Bürgerinformationen, die Einrichtung 

eines Infobüros und eine aktive Pressearbeit 

tragen zur positiven Stimmung der Bevölkerung 

bei. 

Als zusätzliches Highlight für die Region bietet 

der Betreiber als einzigartiges Modell sogenannte 

Ausgleichzahlungen für mögliche 

ideelle Beeinflussungen während des Baus und 

Betriebes an: Die Projektgemeinden erhalten 

in der Bauzeit eine einmalige Entschädigungszahlung 

und dann während der gesamten Betriebszeit 

einen jährlichen von der Erzeugung 

und den Strompreisen abhängigen Betrag. 

Kraftwerke Oberhasli AG 

Die Kraftwerke Oberhasli AG (KWO) in der 

Schweiz produzieren seit den 1930er-Jahren 

2,2 TWh/a Spitzenstrom aus dem Wasser der 

Aare im Gebiet von Grimsel- und Sustenpass 

(B i l d 1 2 ). Umfangreiche Sanierungs- und 

Aufwertungsvorhaben werden durchgeführt 

und weitere sind geplant: Ein Pumpspeicherwerk 

mit 400 MW Leistung zwischen zwei 

bestehenden Stauseen, die Leistungssteigerung 

des Hauptstrangs um weitere 200 MW 

und die Vergrößerung des Fassungsvermögens 

des Grimselsees von 95 auf 170 Mio. m 3 . 

Die KWO sind neben der energiewirtschaftlichen 

Bedeutung auch ein wichtiger Tourismus-Akteur 

in der Region. Neben neun Kraftwerken 

werden auch zwei Hotels und zwei 

Berghäuser sowie mehrere Werksbahnen, die 

teilweise dem Publikum öffentlich zugänglich 

sind, betrieben. Insgesamt werden jährlich rd. 

250.000 Kunden gezählt. Eine durch KWO 

durchgeführte SWOT Analyse hat als Stärken 

die enge Verbindung von beeindruckender 

Natur und faszinierender Technik, die Authentizität 

und Einzigartigkeit der Erlebnisse sowie 

das gepflegte Beherbergungs- und Gastronomieangebot 

und die professionelle Betreuung 

der Besucher aufgezeigt. Daher wird 

die Tourismus-Strategie mit folgenden Zielen 

konsequent weiter betrieben: Fortführung der 

touristischen Aktivitäten, Verstärkung der 

Verankerung und Identifikation mit der Region, 

Beibehaltung der moderaten Preisgestaltung 

für das Tourismus-Angebot in der 

Kraftwerksgruppe Grimselwelt. 

Neben den beschriebenen Tourismus-Aktivitäten 

unter dem Namen Grimselwelt sowie 

den üblichen Kommunikationsaktivitäten mit 

Behörden, Politik und Bevölkerung wurden 

folgende Maßnahmen zur Akzeptanzsteigerung 

geplant oder sind bereits im Gange: 

Sanierung des denkmalgeschützten Hotels 

Hospiz, Aufwertung des Besucherzentrums 

Hospiz, ökologische Aufwertung des Raumes 

Oberaar durch Schließung einer Werkstraße 

als Ersatzmaßnahme zur erwähnten Grimselseevergrößerung. 

Im Gegenzug sollen eine 

sechste Werkbahn dem Publikum geöffnet 

und der ehemalige Schiffsbetrieb auf dem 

Grimselsee wieder aufgenommen werden. 

Ausblick 

Die EU-27 verfügt nach heutigen Gesichtspunkten 

über ein wirtschaftlich ausbaubares 

Wasserkraftpotenzial von rd. 186 TWh. Dieses 

könnte – je nach zugrunde gelegten Energieszenario 

– rund ein Drittel (New Energy 

Policy Szenario) bzw. rund die Hälfte (Baseline 

Szenario) der für die Zielerreichung erforderlichen 

Steigerungen der Strommengen 

aus erneuerbarer Energie bis zum Jahr 2020 

abdecken. 

Der Anteil der Wasserkraft könnte somit von 

9,3 % im Jahr 2007 auf einen Anteil von 12,2 

bis 14,2 % der Stromerzeugung im Jahr 2020 

gesteigert werden und im Vergleich zu fossilen 

Energieträgern zu einer Emissionsvermeidung 

von bis zu 150 Mio. t CO 2 führen. 

Heute noch profitieren viele Energieversorgungsunternehmen 

von ihrer langjährigen 

Wasserkraft-Tradition und von den Ingenieurbauleistungen 

der vergangenen Jahrzehnte. 

Die Investition in die Ressource Wasserkraft 

bedeutet für die nachfolgenden Generationen 

gute Gewinnchancen und trägt maßgebend zu 

einer klima- und ressourcenschonenden Energieversorgung 

bei. 

Literatur 

[ 1] Kommission der Europäischen Gemeinschaften: 

Vorschlag für eine Richtlinie des europäischen 

Parlaments und des Rates zur Förderung 

der Nutzung von Energie aus erneuerbaren 

Quellen, KOM (2007) 19 endgültig; 

Brüssel, 23.01.2008. 

[ 2] Amtsblatt der Europäischen Union: Richtlinie 

2009/28/EG des europäischen Parlaments 

und des Rates vom 23. April 2009 zur Förderung 

der Nutzung von Energie aus erneuerbaren 

Quellen und zur Änderung und anschließenden 

Aufhebung der Richtlinien 2001/77/ 

EG und 2003/30/EG; Brüssel, 05.06.2009. 

[ 3] European Commission, Directorate-General 

for Energy and Transport: Europe’s energy 

position – present & future; Belgien, November 

2008. 

[ 4] Horlacher, H.-B.: Globale Potenziale der 

Wasserkraft; Externe Expertise für das WB- 

GU-Hauptgutachten 2003 „Welt im Wandel: 

Energiewende zur Nachhaltigkeit; Berlin, 

Heidelberg, 2003. 

[ 5] Lehner, B. et al.: EuroWasser – Model-based 

assessment of European water resources and 

hydrology in the face of global change; Kassel 

World Water Series 5, Center for Environmental 

Systems Research; Universität Kassel, 

2001. 

[ 6] Eurostat – Umwelt und Energie: http://epp. 

eurostat.ec.europa.eu/portal/page/portal/ 

energy/data/database, Stand 13.05.2009. 

[ 7] European Communities: Panorama of energy 

– Energy statistics to support EU policies and 

solutions; 2009. 

[8] Union of the Electricity Industry – EURE- 

LECTRIC: Study on the importance of harnessing 

the hydropower resources of the 

world – Hydropower and other renewable 

energies study committee; April 1997. 

[ 9] Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt 

e.V. (DLR): Trans-Mediterranean Interconnection 

for Concentrating Solar Power – Final 

Report; Stuttgart, Juni 2006. 

[10] World Energy Council (WEC): 2007 Survey 

of Energy Resources; London, 2007. 

[11] Schreyer, M., und Mez, L.: ERENE – Eine 

Europäische Gemeinschaft für Erneuerbare 

Energien, Band 3; Heinrich-Böll-Stiftung; 

Berlin, 2008. 

[12] Pöyry Energy GmbH: Wasserkraftpotenzialstudie 

Österreich 2008; Wien, 2008. 

[13] Verband der Elektrizitätsunternehmen Österreichs 

(VEÖ): Energiepaket in Rot-Weiß-Rot; 

VEÖ JOURNAL, März 2009. 

[14] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz 

und Reaktorsicherheit (BMU): Weiterentwicklung 

der Ausbaustrategie Erneuerbare 

Energien Leitstudie 2008; Berlin, Oktober 

2008. 

[15] Bundesamt für Energie: Ausbaupotenzial der 

Wasserkraft; Ittigen, November 2004. 

[16] Arbeitsgemeinschaft Alpine Wasserkraft: 

http://www.alpine-wasserkraft.com, Stand 

13.07.2009. 

[18] Lehner, Bernhard, Czisch, Gregor, und Vassolo, 

Sara: The impact of global change on the 

hydropower potential of Europe: a modelbased 

analysis; Energy Policy 33, p. 839-855, 

2005. h 

78 


A 


journey 

PowerTech 

through 

1/2 


l 2013 

years VGB | VGB POWERTECH 1/2 (2013) 

Heat storage systems 

Heat storage systems in 



Kurzfassung 

Wärmespeichersysteme in der 

Wärme- und Stromerzeugung 

Im Zusammenhang mit den aktuellen Veränderungen 

der Struktur der Energieversorgungsanlagen 

in Deutschland und Europa stellt 

sich die Frage nach Möglichkeiten der Energiespeicherung. 

In dem vorliegenden Beitrag werden Möglichkeiten 

der Wärmespeicherung in Anlagen zur 

Wärme- und Stromerzeugung dargelegt. Neben 

der Beschreibung der eingesetzten physikalischen 

bzw. chemischen Prinzipien und der zugehörigen 

Anlagenkonzepte wird auf den Stand 

der Entwicklung und technische Anwendungen 

eingegangen. Dabei bilden realisierte Speichersysteme 

in Kraftwerken und KWK-Anlagen 

einen Schwerpunkt. Aktuelle Entwicklungen 

und Möglichkeiten für zukünftige Speichersysteme 

werden aufgezeigt. 

l 

Authors 

Dr. Matthias Meierer 

Grosskraftwerk Mannheim AG 

Mannheim/Germany 

Introduction 

The operation of power plants and systems 

must be safe, environmentally compatible, 

and cost-effective [1, 2]. Especially in view 

of an optimised level of energy efficiency, it 

is advisable to operate combined heat and 

power units. However, since the demand 

for electrical power and/or heat often does 

not coincide with the actual output (i.e. 

of heat and power generation plants), it is 

important to look into the technical possibilities 

of storing energy. The demand for 

energy storage systems has risen distinctly 

due to the current structural changes in 

the power supply industry in Germany and 

Europe, i.e. as a result of the increased use 

of renewable energy sources (e.g. wind, 

photovoltaic applications, and biomass) in 

power generation. The primary objective is 

therefore to achieve an adequate and balanced 

power supply situation despite of 

frequent fluctuating power production. 

The paper at hand will focus primarily 

on heat storage systems that are suitable 

for combined heat and power generation 

plants. The applied physical and chemical 

principles and the associated plant 

concepts, as well as the current state of 

the art and the technical applications will 

be described. The main examples will be 

energy storage systems which have been 

implemented in regular power plants and 

CHP plants. Fundamental criteria that are 

of relevance in such heat and energy storage 

systems are: 

– storage capacity (in MWh), 

– charging and discharging capacity 

(in MW), 

– time response (gradients during load 

variations, periods for energy intake and 

output, variations over time, etc.), 

– storage temperature or temperature differential, 

– system efficiency (especially in view of 

energy losses), 

– environmental compatibility, and 

– cost-efficiency. 

Energy storage systems/overview 

Basically, energy can be stored in electrical, 

mechanical, chemical or thermal systems 

(Figure 1). 

Within the context of the shaping of a 

general expert opinion (e.g. in connection 

with investment decisions), especially issues 

concerning the selection of the best 

suitable system in a given case and its 

proper dimensioning arise. Besides technical 

parameters (capacity, output, efficiency, 

etc.), the system’s integration into the 

processes of the existing energy supply and 

distribution system are of particular importance. 

In addition, the aspects of plant 

management (availability, flexibility, complexity, 

control capability, etc.) and plant 

maintenance (repairs, wear and tear, maintenance 

requirements, recurrent tests, and 

inspections, etc.) need to be taken into account 

[3, 4]. In the case of large-scale projects 

(e.g. pumped-storage or underground 

hydroelectric power plants), the primary 

objectives are often related to the official 

approval procedures where environmental 

aspects (nature conservation, environmental 

compatibility, public involvement in the 

decision-taking process, etc.) are of special 

interest. The procedures in this context often 

require a large amount of time and, as 

experience has shown, are difficult to predict 

in terms of implementation and final 

results. And, of course, the basic economic 

conditions must be taken into consideration, 

i.e. in addition to costs (e.g. of capital 

investment, operation, maintenance, 

taxes, fees, and other charges), the actual 

proceeds need to be looked at as well. Especially 

in cases where major capital investments 

are involved and where the plants 

are expected to have very long service lives 

(large-scale plants of life cycles of 40 or 50 

years or more), long-range concepts and 

adequate fundamental conditions need 

to be worked out. The paper in hand will 

focus on large-scale stationary energy storage 

systems in power plants that are capable 

of generating both electrical power and 

heat. The following examples have been 

chosen to represent various storage technologies 

that are in use today. 

Electrical energy storage [5, 6] 

Accumulators and batteries are used for 

storing electrical energy. Different types 

of accumulators/batteries are available for 

this purpose (lead-acid battery, lead-gel 

battery, nickel-metal-hydride battery, lithium-ion 

battery, sodium-sulphur battery, 

redox-flow battery, etc.). On a global scale, 

only very few large-scale electrical energy 

storage systems have been implemented 

that have capacities of more than 10 MW 

(< 100 MW). Many ongoing R&D projects 

are currently focusing on the development 

and testing of different types of accumulators 

and systems. In addition to their nu- 

69 

79


A journey through 100 years VGB | VGB 


POWERTECH 

PowerTech 1/2 

1/2 

l 2013 

(2013) 

electric 

storage 

– electric 

field energy 

– magnetic 

field energy 

– potential 

energy 

– kinetic 

energy 

Energy storage system 

mechanial 

storage 

chemical 

storage 

thermal 

storage 

– fuels – heat storage 

2 

3 4 6 7 

5 

M 

G 

K 1 K 

8 

1 engine/generator 

2 compressor 

3 cooler 

4,6 valve 

5 underground cavern 

7 combustion chamber 

8 gas turbine 

K coupling 

Fig. 1. Energy storage systems. 

Fig. 3. Compressed-air storage power plant. 

merous applications in electricity networks 

(in isolated networks, as backup solutions 

for power outage conditions, etc.), “E-mobility” 

and “vehicle-to-grid” concepts are 

being met with great interest. In summary 

and based on the data available on output 

(MW), capacity (MWh), energy efficiency 

(self-discharge rates, energy loss, etc.) and 

long-term experience with this type of application, 

however, it must be stated that 

accumulator systems are obviously not 

very commonly used in power plants and 

power supply systems for storing energy on 

a large scale. 

Mechanical energy storage [7] 

Pumped-storage power plants (F i g u r e 2) 

are typical examples of mechanical energy 

storage systems. 

Usually, this concept uses the difference in 

altitude between an upper reservoir and a 

lower reservoir in order to generate power 

in water turbines in combination with 

generators. This principle is utilised often 

in periods of high power demand (peak 

load demand). For this purpose, the upper 

reservoir is filled by powerful pumps during 

times when sufficient power supply is 

available and inexpensive. Besides the criteria 

relevant to the necessary difference in 

altitude between the upper and the lower 

reservoir (normally in mountain areas), 

especially the local requirements regarding 

water resources, environment and nature 

conservation, as well as the possible grid 

connection need to be taken into account. 

Numerous large-scale plants of this type 

valve 

pump 

coupling 

upper reservoir 

M 

G 

lower reservoir 

valve 

turbine 

coupling 

Fig. 2. Pumped storage power plant. 

h 

have been installed all over the world and 

are delivering outputs of ⪢100 MW and capacities 

of >1,000 MWh. Positive technical 

operating experience has been gathered 

and documented for more than 100 years. 

The projects currently discussed in Germany 

and Europe are primarily affected 

by the issues of environmental protection 

and nature conservation [8]. In addition, 

the economical and regulatory framework 

for investors and plant owners are 

presently not positive and/or long-range 

planning is difficult [9 to 12]. However, 

with respect to their output (MW), capacity 

(MWh), energy efficiency (plant efficiency, 

energy losses) and proven scope of 

application, pumped-storage power plants 

can be viewed as the storage system most 

frequently used in the world that is capable 

of storing large amounts of energy in 

connection with major power plants and 

power supply systems. 

Compressed-air storage power plants 

(F i g u r e 3) are another example of mechanical 

energy storage [13, 14]. 

In this case, an underground cavern is used 

for storing compressed air. In periods of 

high power demand, the air can be used for 

operating a gas turbine. With the help of 

compressors, the cavern is filled (charged) 

with compressed air during times when a 

sufficient amount of power is available and 

inexpensive. Only a small number of largescale 

plants exist in the world that have outputs 

of > 100 MW. Positive technical operating 

experience has been documented for 

several decades though. The cost-benefit 

source: dena 

ratio of such plants is very much affected 

by the use of natural gas. Research & development 

projects are currently focusing on 

the improvement of energy efficiency, e.g. 

by utilising the thermal energy produced in 

the process. In summary, it must be stated 

that compressed-air reservoir power plants 

are not very commonly used as large-scale 

energy storage systems. 

Chemical energy storage 

Basically, fuels (such as natural gas, biomass, 

oil, coal, hydrogen, etc.) can serve as 

media for chemical energy storage. In the 

context on hand, however, primarily systems, 

which are suitable for short-term or, 

at maximum, seasonal energy storage, will 

be taken into consideration. For instance, 

an idea which is being widely discussed 

nowadays is the “power-to-gas” concept 

(Figure 4). 

Numerous R&D projects are underway, 

focusing on the development and testing 

of such plants and systems [15, 16]. Many 

complex tasks and objectives need to be 

taken into account for this approach, e.g. 

concerning the specific issues of process 

engineering, system integration, energy 

efficiency (plant efficiency, energy losses, 

etc.), environmental protection and health 

& safety, as well as the operational longterm 

behaviour of the associated systems 

and components – and the expected costbenefit 

ratio, of course. So far, the outputs 

of the plants presently installed are < 10 

MW (per plant or module). Long-term data 

still needs to be gathered and documented. 

Thermal energy storage 

There are different types of thermal energy 

storage concepts which differ in terms of 

– substances/heat transfer medium used 

(e.g. water, salts, sand, concrete), 

– pressure and temperature, 

– technical procedure/systems (e.g. with 

or without phase change), 

– integration into power systems (e.g. 

power plants, CHP plants, heat networks), 

and 

– task objectives (e.g. short-term, seasonal, 

long-range storage). 

On a global scale, a wide variety of types 

and applications of thermal energy storage 

systems have been implemented. As 

70 

80

A 


journey 

PowerTech 

through 

1/2 


l 2013 



solar energy 

generation 

of power 

e.g. CCPP 

steam charging 

steam 

steam discharging 

electrolysis 

wind energy 

methanation 

gas 

network 

generation 

of heat 

isolated 

pressure 

vessel 

water 

gas tank 

charging / discharging water 

Fig. 4. Power to gas concept. 

stated earlier, this paper will focus on the 

large-scale systems for heat storage in connection 

with heat and power generation 

plants. 

Thermal energy storage systems/ 


Generally speaking, heat can be stored in 

the form of thermal or chemical energy 

(F i g u r e 5). 

In the context of large-scale applications 

in the heat and power generation industry, 

however, the focus is on thermal energy 

storage. The following examples are intended 

to explain the basic principle. 

Andasol solar power plant/ 

thermal storage [17] 

The Andasol 1 and 2 solar thermal power 

plants are located in the vicinity of Granada 

in Spain. They went on line in 2008, 

and 2009 respectively. Ta b l e 1 shows a 

selection of technical data of these plants. 

Both power plants use thermal energy 

storage systems which operate on the basis 

of salts. The energy storage concept is 

designed to store solar energy during the 

day in order to use it for power generation 

at night. This way, it is possible to almost 

double the annual operating hours of the 

plant. F i g u r e 6 shows a simplified process 

flow diagram of the Andasol power 

plants. 

The “dual-salt-tank system” in the centre 

uses salt which is a mixture of KNO 3 and 

NaNO 3 . There are intensive R&D activities 

in many countries that focus on the 

development and testing of the associated 

plants and systems. Their main objective is 

to optimise the storage material in order to 

achieve: 

– high storage capacity 

– thermal stability 

Table 1. Data Andasol 1 and 2. 

Steam turbine 

Power output 

Inlet pressure 

2 x SST-700 

2 x 50 MW(e) 

100 bar 

Inlet temperature 377 °C 

Fig. 7. Ruths‘ storage system. 

– long lifetime 

– low impact on environment and health 

– non-corrosive 

– cost-effective. 

liquid 

water 

aquifer 

solid object 

stone 

thermal energy 

heat storage 

solid-liquid 

melting 

In addition, experts are working on the advancement 

and optimisation of the entire 

energy storage system and its integration 

into the power plant or energy supply system. 

Of particular relevance in this context 

are the aspects of process engineering, system 

integration, energy efficiency (plant 

efficiency, energy losses, etc.), the operational 

long-term behaviour, as well as the 

cost-benefit ratio. In summary, it must be 

stated that, at the moment, thermal storage 

tank systems for high temperatures 

(> 300 °C) are rarely used in power plants 

sensible heat latent heat heat of reaction 

Fig. 5. Heat storage systems. 

Solar field 

510,000 m² 

Heat 

Transfer 

NG 

2-Tank salt 

storage 

Hot 

salt 

tank 

Cold 

salt 

tank 

Max 

390 

Fig. 6. Process flow diagram Andasol power plants. 

Solar 

superheater 

liquid-gaseous 

steam 

Water Steam 

Cycle ~380 

Steam 

generator 

Solar 

preheater 

Solar reheater 

Expansion 

vessel 

Deaerator 

chemical energy 

Steam turbine 

50 MWe 

Condenser 

Low pressure 

preheater 

71 

81





PowerTech 1/2 

1/2 

l 2013 

(2013) 

Table 2. Data of Münster pressurised 

water storage). 

Height 

Diameter 

28 m 

10 m 

Storage capacity 8,000 m 3 / 

up to 545 MWh 

Max. temperature 120 °C 

GKM water heat storage system 

Grosskraftwerk Mannheim AG (GKM) is 

a joint-venture power generation plant of 

RWE, EnBW, and MVV [19]. The CHP units 

of GKM are generating 50 Hz power for the 

public electricity network, 16.7 Hz railway 

power for DB Energie (German railways), 

and district heat for the MVV utility company. 

F i g u r e 11 shows the Mannheim 

district heat system which is fed with heat 

from the GKM plant. 

Based on thorough investigation and comparative 

analyses which were carried out 

in order to identify the options for operational 

optimisation of the CHP units in the 

GKM, the decision was taken to install a 

non-pressurised district-heat storage unit. 

F i g u r e 12 shows a simplified process 

flow diagram of the GKM water heat storage 

system. 

The centrepiece of the system is the storage 

tank based on the “System Dr. Hedsource: 

Stadtwerke Münster 

Fig. 8. Münster pressurised water storage. 

around the world. Further R&D activity focusing 

on the improvement of such systems 

is advisable. 

Thermal storage/water and steam/ 

Ruths’ storage system 

In most of the technical applications being 

used internationally for thermal energy 

storage, water and steam are the primary 

media. The Ruths’ storage system (F i g - 

u r e 7) has been in use for decades now, 

mainly in power plants, industrial plants, 

and locomotives. 

The Ruths’ steam storage system is characterised 

by: 

– simple construction/easy to integrate in 

power plants, 

– water/steam system (well known), 

– positive long-term experience, 

– high temperature range (up to 300 °C), 

– good capacity (MW), 

limited volume (MWh), 

– sliding pressure, 

– periodic official pressure tests necessary, 

and 

– relatively high investment costs. 

Thermal storage/pressurised water 

Pressurised water is used in many technical 

applications for the purpose of storing 

thermal energy. This type of storage has 

been in use all over the world for decades. 

F i g u r e 8 shows an example plant with 

four storage tanks that is operated by the 

Münster municipal utility (Germany). 

Ta b l e 2 lists a selection of technical data 

of this plant. 

Fig. 10. Water heat storage tank 

in Linz/Austria. 

F i g u r e 9 shows a simplified process flow 

diagram. This type of storage is often used 

for power plants, industrial plants and 

smaller businesses and is characterised by: 


power plants, 



– relatively high temperature range, 

– complicated system integration, 

– periodic official pressure tests necessary, 

and 

– relatively high investment costs. 

Thermal storage/non-pressurised water 

Systems used in thermal energy storage 

applications often operate with water under 

ambient pressure conditions. This type 

of storage has been in use worldwide for a 

long time. There are two major types: dualtank 

and single-tank systems. F i g u r e 10 

shows an example plant with one storage 

tank in Linz, Austria. 

Applications based on the “System Dr. Hedbäck” 

are commonly used in power plants 

and large district-heat systems [18]. They 

are characterised by: 


power plants, 



– restricted temperature range (< 100 °C) 

– atmospheric pressure, 

– large volumes (up to 50,000 m 3 per 

tank), 

– high capacities (up to 300 MW and 

1,500 MWh per tank) 

– easy system integration, and 

– reasonable investment costs. 

boiler 1 

Mannheim 

destrict heat supply line 

boiler 2 

destrict heat 

return line 

boiler 3 

district heat extension 

district heat concentration 

district heat lines 

Heidelberg 

Fig. 9. Process flow diagram of a pressurized water storage. 

Fig. 11. Mannheim district heat system. 

72 

82

A 


journey 

PowerTech 

through 

1/2 


l 2013 



steam 

destrict heat supply line 

heater 

location for 

heat storage tank 

Fig. 14. Location of the GKM heat storage 

system. 

an equal amount of “cold” water is taken 

from the return-flow line and is fed into the 

storage tank. If necessary, a heater is used 

for heating up the hot water extracted, up 

to flow temperatures of > 100 °C (e.g. in 

winter time), as required for the districtheat 

storage tank 

98°C 

bäck” (i.e. a flat-bottom tank with special 

built-in components for charging and discharging; 

a stratified storage tank (“cold” 

at the bottom and “hot” at the top) without 

a partitioning membrane). The pressure 

present in the district-heating water 

network is used for charging the storage 

tank via appropriate control valves (in the 

condensate 

Fig. 12. Process flow diagram of the GKM water heat storage system. 

destrict heat return line 

return-flow and supply lines) by using the 

hot supply-line water of the district-heat 

system. Discharging of the storage tank is 

effected by using the discharge pumps in 

the return-flow line (cold) and in the supply 

line (hot), with the water being discharged 

into the supply line of the districtheating 

water network. For this purpose, 

Table 3. Data of the GKM heat storage system. 

Diameter tank 

Cylindric height tank 

40 m 

36 m 

Storage capacity 43,000 m 3 

Max. flow to/from tank 

6,200 t/h 

Storage water temperature 98 °C 

Effective heat storage capacity 

Max. load 

1,500 MWh 

250 MW 

20 bar/300°C 

Steam manifold 

20 bar/530°C 

G ND 1-3 MD HD 

heat 

storage 

M20 G M21 G 

98°C 

500 MW th 

unit 9 

232 MW th 232 MW th 

M20 

232 MW th 300 MW th 

M21 

Plinaustraße 

Aufeldstr. 

Marguerrestr. 

Altriperstr. 

Angelstr. 

Belfortstr. 

line HD 

Rhenania 

straße 

line Mannheim 

west 

DN 800 DN 1000 

line Mannheim 

north 

Fig. 13. Heat storage system in the district-heat generation facilities of the GKM plant. 

73 

83



45136 Essen 

Fon: +49 201 8128 – 0 

Fax: +49 201 8128 – 329 

www.vgb.org 

< 8 > 





PowerTech 1/2 

1/2 

l 2013 

(2013) 

heat network. F i g u r e 13 shows how the 

new district-heat storage unit has been integrated 

into the district-heat generation 

facilities of the GKM plant. 

Unit 9 is currently under construction and 

will go on line in 2015. Ta b l e 3 shows 

a selection of technical data of the GKM 

heat storage system. The construction activities 

began in September 2012 (F i g u r e 

14). The system is scheduled to operate as 

planned by fall 2013. 

The GKM district-heat storage unit will fulfil 

two major functions: 

– securing the district-heat supply in the 

event of a failure of the other districtheat 

supply systems, and 

– provide for cost-efficient operational optimisation 

of the CHP units in the GKM 

plant. 

Summary 

Owing to the rapid increase in the capacities 

of plants based on the use of renewable 

energy for heat and power generation, 

the demand for energy storage systems in 

Germany and Europe is high and will continue 

to grow. The paper at hand takes a 

closer look at large-scale systems installed 

for the purpose of heat and energy storage 

in heat and power generation plants. The 

basic principles of energy storage systems 

are described by a number of example systems 

and are complemented by an overview 

of the state of applications and their 

respective implementation. For reasons of 

an enhancement of the energy efficiency 

of plants, it continues to be advisable to 

operate combined heat and power units 

(CHP). However, since situations are expected 

to be on the rise where the amount 

of power and heat produced does not coincide 

with the power and heat demand 

(e.g. in heat and power generation plants), 

it will be of paramount importance to find 

optimised technical solutions. One of the 

options in this respect are systems where 

heat is stored in large-sized storage units. 

Water is commonly used as a medium for 

storing heat. Furthermore, there are large 

systems where liquid salts or solid matter 

are used. The use of water/steam in largescale 

applications, however, is normally 

limited to temperatures below 300 °C because 

of technical and commercial factors. 

The systems most frequently used are nonpressurized 

systems or systems that operate 

with a minor overpressure. The GKM 

heat storage system has been presented as 

an example of how a large heat storage unit 

can be integrated into a CHP plant and a 

large district-heat network. There is an obvious 

demand for further advancement of 

the energy storage concepts for high temperature 

levels. 

References 

[ 1] Petermann, J.: Sichere Energie im 21. Jahrhundert 

(2008). 

[ 2] Hennicke, P., and Fischedick, M.: Erneuerbare 

Energien (2007). 

[ 3] Molfese, S., and Adolph, D.: Anforderungen 

an die Einsatzflexibilität der Kraftwerke 

aufgrund der Einspeisevolatilität 

der regenerativen Anlagen. Tagungsband 

VDI Fachkonferenz Flexibilitäts- und Effizienz 

steigerung von Bestandskraftwerken 

Bremen 22. und 23. Mai 2012, VDI Wissensforum, 

Düsseldorf, 2012. 

[ 4] Kalhammer, F.R., and Yau, T.S.: Energiespeicherung 

und -management bei Stromversorgungssystemen. 

VGB Kraftwerkstechnik 

66 (1986), 108-113. 

[ 5] Mauch, W., et al: Anforderungen an elektrische 

Energiespeicher. VDI Berichte 2058, 

Düsseldorf, 2009. 

[ 6] Oudalov, A., et al : Profit durch Speicherung, 

Analyse zur Wirtschaftlichkeit von 

Batteriespeicher-Anwendungen. BWK Bd. 

58 (2006) Nr. 11., 50-55. 

[ 7] Lambertz, J.: Speicher als Teil der Energiearchitektur 

der Zukunft. MCC Fachforum 

Energiespeicher 17. und 18. November 

2011 in Köln, MCC Seminare, Düren. 

[ 8] Streit über Pumpspeicherkraftwerk im 

Schwarzwald. Dow Jones Energy Daily 

26. Juli 2011, Nr. 142, 4, Dow Jones News, 

Frankfurt a.M. 

[ 9] Vattenfall hat Probleme mit Pumpspeicherkraftwerken. 

Dow Jones Energy Daily 

18. September 2012, Nr. 181, 1, Dow Jones 

News, Frankfurt a.M. 

[10] Netzentgelte für Österreicher Pumpstrom 

bleiben gleich. Dow Jones Energy Daily 

30. Dezember 2011, Nr. 253, 6, Dow Jones 

News, Frankfurt a.M. 

[11] Pumpen für den Klimaschutz. E&M Energie 

und Management 15. Januar 2012, 6, 

E&M, Herrsching. 

[12] Pump it up! E&M Energie und Management 

15. Juli 2011, 15, E&M, Herrsching. 

[13] Herbst, H.Chr.: Luftspeicher-Gasturbinenkraftwerk: 

Eine neue Möglichkeit der Spitzenstromerzeugung. 

VDI Berichte 236, 

113-145, Düsseldorf. 

[14] Kohlekraftwerk Farge/Gaskraftwerk Huntorf. 

Informationsbroschüre. E.ON Kraftwerke 

GmbH, Hannover 2003. 

[15] Power-to-Gas-Anlage darf gebaut werden. 

Dow Jones Energy Daily 10. April 2012, 

Nr. 70, 3, Dow Jones News, Frankfurt a.M. 

[16] Mobilität der Zukunft hat viele Facetten. 

VDI Nachrichten 19. Oktober 2012, Nr. 42, 

11, Düsseldorf. 

[17] Sandgren, P., and Menapace, W.: Overview 

on CSP Power Plants and Heat Stroage. 

28. August 2012, Information for GKM 

Dr. Meierer. Siemens AG. Energy Sector 

Oil & Gas / Fossil Power Generation, Erlangen. 

[18] Hedbäck, A. J.W: Informations about the 

“Dr. Hedbäck heat storage system” for 

GKM Dr. Meierer. 29. September 2012. 

AB TORE J HEDBÄCK, Danderyd, Sweden. 

[19] www.gkm.de 4. Januar 2013. l 


Electrical Generating Unit Protection 

Ausgabe/edition 2012 – VGB-S-025-00-2012-11-EN 

DIN A4, 61 Pages, Preis für VGB-Mit glie der € 130,–, für Nicht mit glie der € 190,–, + Ver sand kos ten und MwSt. 

DIN A4, 61 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 130,–, for non mem bers € 190,–, + VAT, ship ping and hand ling. 

The present VGB-Standard “Electric Generating Unit Protection“ was newly compiled by the VGB 

project group of the same name. It continues the “Guidelines for electric generating unit protection” 

issued by the VDEW in 1985, and integrates new possibilities and requirements with the application 

of multi-functional digital protection devices. 

Due to the adaptation to new norms and guidelines a new edition became necessary. 

The VGB-work group “Electrical machines and plants” appointed the project group “generating 

unit protection”, compiled of experts of European power station operators. After the completion 

of a preliminary draft, this was discussed with manufacturers of protection devices and then 

jointly revised. 

NEU ! 

NEW! 


Electrical Generating Unit 

Protection 

VGB-S-025-00-2012-11-EN 

Umschlag VGB-S-025-00-2012-10-EN_A3q.indd 1 29.11.2012 13:34:01 




45136 Essen 

P.O. Box 10 39 32 

Germany 

Fon: +49 201 8128-200 

Fax: +49 201 8128-329 

Mail: mark@vgb.org 

84

A 


journey 

PowerTech 

through 

8 


l 2016 

years VGB | VGB POWERTECH 8 (2016) 

Flexibilitätspotential von industriellen KWK-Kraftwerken 

Flexibilitätspotential von industriellen 

KWK-Kraftwerken – Analyse 

zukünftiger Betriebsweisen 

Steffen Kahlert, Hartmut Spliethoff, Christian Behnke, Rudolf Heß, 

Norbert Hönings und Christian Busch 

Abstract 

Flexibility of industrial CHP plants – 

Analysis of future operation regimes 

The increase in renewable electricity production 

poses high requirements on the flexibility 

of the thermal power plant fleet. Industrial CHP 

plants use their flexibility for a demand-driven 

supply of heat for an industrial site. A dynamic 

process simulation allows analysing the load 

change capability of the Power Plant Plattling. 

Today, the power plant already provides secondary 

control reserve and a large share of the 

electrical load can be modified flexibly while assuring 

a reliable heat supply. 

Further potential is shown for an extension of 

the load range and an increase of the load gradients. 

The limited predictability of the heat 

demand and of the ambient temperatures decreases 

the amount of secondary control reserve 

that can be guaranteed. 

Modifications to the control system are particularly 

suitable to enable a more flexible operation 

of the plant. The measures can be prepared 

virtually using the dynamic simulation. A negative 

impact on the process stability must be excluded 

to ensure a reliable plant operation. The 

simulation includes a lifetime assessment of the 

critical parts as load changes can lead to higher 

stresses of plant components. 

l 

Autoren 

Dipl.-Ing. Steffen Kahlert 

Lehrstuhl für Energiesysteme 

Technische Universität München 

Prof. Dr.-Ing. Hartmut Spliethoff 

Lehrstuhl für Energiesysteme 

Technische Universität München und 

ZAE Bayern 

Garching bei München, Deutschland 

Dr.-Ing. Christian Behnke 

Dipl.-Ing. Rudolf Heß 

Dipl.-Ing. Norbert Hönings 

E.ON Energy Projects GmbH 

München, Deutschland 

Dipl.-Ing. Christian Busch 

Bayernwerk Natur GmbH 

Zolling, Deutschland 

Einleitung 

Der Weg zur nachhaltigen Energieversorgung 

scheint vorgezeichnet zu sein. Im 

ersten Schritt wird die Stromerzeugung 

größtenteils auf erneuerbare Quellen umgestellt 

und dann erfolgt die Elektrifizierung 

des Mobilitäts- und Wärmesektors. 

Im deutschen Wärmesektor werden aktuell 

54 % der gesamten Endenergie eingesetzt, 

40 % davon in der deutschen Industrie 

[1]. Der industrielle Wärmebedarf besteht 

größtenteils aus Prozesswärme, wobei der 

Prozessdampf eine zentrale Rolle spielt. 

Eine rein elektrische Dampfbereitstellung 

ist nur mithilfe von Elektrodenkesseln 

oder Hochtemperaturwärmepumpen möglich. 

Diese sind allerdings noch ineffizient 

und nicht wirtschaftlich zu betreiben. Das 

heißt, in absehbarer Zeit bleibt die Kraft- 

Wärme-Kopplung die effizienteste Form 

der Prozessdampfversorgung. Abgesehen 

von der Effizienz bieten KWK-Anlagen 

(KWK: Kraft-Wärme-Kopplung) zusätzlich 

den Vorteil ihre Flexibilität dem Gesamtsystem 

bereitstellen zu können. 

Der Lehrstuhl für Energiesysteme der 

Technischen Universität München konzentriert 

seine Forschung auf Fragestellungen 

rund um die aktuelle Umgestaltung der 

Energieversorgung. Im Zusammenhang 

mit der dynamischen Modellierung und 

Flexibilisierung von thermischen Kraftwerken 

konnten in mehreren Industriekooperation 

Erfahrungen gesammelt und ein 

erhebliches Know-how aufgebaut werden. 

E.ON Energy Projects ist ein führender Anbieter 

dezentraler Energieerzeugung über 

Gas- und Dampfkraftwerke (GuD) und hat 

in Deutschland diesbezüglich bereits eine 

Kraftwerksleistung von mehr als 560 MW 

installiert. In enger Zusammenarbeit wurden 

das Flexibilitätspotential und die Auswirkungen 

der dynamischen Fahrweise 

auf die Lebensdauer der Kraftwerkskomponenten 

und auf die Stabilität der Kraftwerksprozesse 

untersucht. Dazu wurde ein 

dynamisches Simulationsmodell des Kraftwerks 

Plattling erstellt. Dabei handelt es 

sich um ein Gas- und Dampfkraftwerk mit 

Kraft-Wärme-Kopplung und einer elektrischen 

Leistung von 120 MW, welches eine 

Papierfabrik versorgt. 

Industrielle KWK in Deutschland 

Kohlegefeuerte Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen 

sind noch am Markt vertreten, 

werden aber im neuesten KWK-Gesetz 

nicht mehr gefördert. Industrielle GuD- 

Kraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung 

sind aktuell die bevorzugte Lösung für 

große Anlagen. Der Brennstoffausnutzungsgrad 

liegt weit über dem Durchschnitt 

des gesamten Kraftwerksparks 

und die Anlagen weisen deutlich mehr Betriebsstunden 

auf, da sich der Betrieb nur 

geringfügig nach Heizperioden und dem 

Strompreis richtet. In Deutschland sind 

über 170 gasgefeuerte KWK-Anlagen installiert, 

die jeweils über eine elektrische 

Kapazität von mehr als 10 MW verfügen. 

Knapp 80 Anlagen können hierbei als industrielle 

Anlagen bezeichnet werden 

(B i l d 1 ). Diese stellen eine elektrische 

Leistung von 4,2 GW bereit (B i l d 2 , eigene 

Auswertung nach [2]). 

Flexible Kraftwerke 

im Grundlastbetrieb 

GuD-Kraftwerke ohne Wärmeauskopplung 

sind für das tägliche An- und Abfahren 

ausgelegt, werden jedoch im heutigen 

Markt nur wenige Stunden im Jahr eingesetzt. 

Dem gegenüber stehen KWK-GuD- 

Anlagen, die aufgrund des Wärmebedarfs 

eine größere Auslastung haben. Während 

sich Anlagen der öffentlichen Versorgung 

oft nur während der Heizperioden im 

Einsatz befinden, sind industrielle GuD- 

Anlagen aufgrund des kontinuierlichen 

Wärmebedarfs der Produktion im Grundlastbetrieb, 

auch wenn die Voraussetzungen 

für einen zyklischen Betrieb gegeben 

sind. 

Entgegen der aktuellen Praxis sehen viele 

Studien zum zukünftigen Energiesystem 

die Industrie-KWK als zeitweise abschaltbar 

und flexibel einsetzbar an [3]. Dafür 

sind nicht nur Back-up-Kessel oder thermische 

Speicher nötig, sondern auch eine 

eingehende Analyse der zyklischen Fahrweise, 

bevor die KWK-Anlagen ihre Flexibilität 

dem Strommarkt zur Verfügung 

stellen können. 

53 

85





PowerTech 8 

8 

l 2016 

(2016) 

900 

800 

Industrie-KWK 

Kraftwerke ohne 

Wärmekopplung 

Nennleistung in MW el 

700 

600 

500 

400 

300 

200 


Sonstige KWK 

Industrie-KWK 

Keine KWK 

4,2 GW 

(25 %) 

7,0 GW 

(41 %) 

5,8 GW 

(34 %) 

0 0 50 100 150 

Anzahl an Kraftwerken 

Sonst. KWK 

Bild 1. Leistung installierter Gaskraftwerke (P>10 MW). 

Bild 2. Installierte Gaskraftwerke in Deutschland (P>10 MW). 

Betriebsbereich des 

Kraftwerks Plattling 

Um das Flexibilitätspotential von Industriekraftwerken 

zu untersuchen, wurde 

stellvertretend das Lastwechselverhalten 

des Kraftwerks Plattling (B i l d 3 ) betrachtet. 

Dieses konnte im Jahr 2010 die 

vorhandenen Dampfkessel im Grundlastbetrieb 

ablösen und hilft so CO 2 -Emissionen 

einzusparen. Gemeinsam mit dem 

Industriekunden werden kontinuierlich 

Verbesserungsmaßnahmen durchgeführt, 

um Energie einzusparen und die Flexibilität 

bei gleichbleibender Zuverlässigkeit zu 

erhöhen. 

Das Kraftwerk hat den klassischen Aufbau 

einer großen industriellen KWK-Anlage: 

Heavy-Duty-Gasturbine, Abhitzedampferzeuger 

mit Zusatzfeuerung, Entnahmekondensationsdampfturbine 

und Kondensator 

mit Trockenkühlung (vgl. B i l d 4 ). 

Die Gasturbine ist das Herzstück jedes Gasund 

Dampfkraftwerks. Sie produziert 60 % 

der elektrischen Leistung. Deshalb stellt 

die Gasturbinenmindestlast eine wesentliche 

Einschränkung des Betriebsbereichs 

dar. Bei modernen Gasturbinen liegt die 

Mindestlast bei 50 % und teilweise sogar 

noch niedriger. Für die Analyse neuer Betriebsweisen 

wurde eine Mindestlast von 

40 % gewählt, auch wenn viele Bestandskraftwerke 

diesen Wert nicht erreichen 

können. 

Eine weitere wesentliche Einschränkung 

stellt die Zusatzfeuerung dar. Sie muss 

stets in Betrieb sein, um auf den fluktuierenden 

Prozessdampfbedarf reagieren 

zu können. Moderne Zusatzfeuerungen, 

wie in Plattling, sind in mehrere Brennergruppen 

aufgeteilt (s. B i l d 5 ). Durch die 

Abschaltungen einzelner Brennergruppen 

wird das Teillastverhalten der Feuerung 

verbessert. Dennoch sind die Mindestfeuerungsleistung 

und der maximale Gradient 

der Wärmeleistung zu beachten, um ein Erlöschen 

der Flammen zu verhindern. 

Zusätzlich müssen die zulässigen Rauchgastemperaturen 

und die Emissionsgrenzwerte 

berücksichtigt werden. Die Betriebsgrenzen 

der Dampfturbine ergeben sich 

dadurch, dass der Niederdruckteil der 

Turbine nur 30 % der maximalen Dampfproduktion 

aufnehmen kann. Wird der 

Betriebsbereich aller Komponenten berücksichtigt, 

ergibt sich der Lastbereich in 

Bild 4, in dem die elektrische Leistung über 

den bereitgestellten Prozessdampfstrom 

dargestellt ist. Die elektrische Leistung 

lässt sich zu einem großen Anteil unabhängig 

vom Wärmebedarf einstellen. Bei 

mittlerer Wärmeauskopplung kann die 

Stromerzeugung um bis zu 60 % variiert 

werden. 

Neue Fahrweisen 

mithilfe der dynamischen 

Simulation analysieren 

Die Erweiterung des Lastbereichs lässt 

auch größere Lastwechsel zu. Da es sich 

um ein sehr komplexes System handelt, 

muss dabei die Prozessdynamik detailliert 

untersucht werden, um sicherzustellen, 

dass es nicht zu Störungen kommt, und um 

erforderliche Maßnahmen am Leitsystem 

zu definieren. 

Das dynamische Simulationsmodell kann 

die Wirklichkeit mit ausreichend hoher 

Genauigkeit abbilden, um neue Betriebsweisen 

virtuell durchführen zu können. 

Auf diese Weise können präzise Aussagen 

zu dem Flexibilitätspotential getroffen 

werden und der Kraftwerksbetreiber kann 

bei der Umsetzung von Flexibilisierungsmaßnahmen 

unterstützt werden. Kritische 

Betriebszustände lassen sich ausschließen 

und leittechnische Maßnahmen lassen sich 

im Modell prüfen, sodass die Umsetzung 

im realen Kraftwerk mit planbarem Aufwand 

möglich ist. 

Aktuell ist die Vermarktung von Regelleistung 

eine der wenigen Möglichkeiten 

von der Lastwechselfähigkeit eines Kraftwerks 

zu profitieren. Schon heute ist das 

Kraftwerk Plattling für eine negative Sekundärregelleistung 

von 25 MW durch 

Elektrische Leistung in % 


90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 


Zusatzfeuerung 

aus 

Gasturbine 

in Volllast 

Min. Durchfluss 

ND-Turbine 

HDU-Betrieb 

Max. Durchfluss ND-Turbine 

Max. Feuerung 

Min. Leistung 

0 

0 20 40 60 80 100 

Prozesswärmestrom in % 

Bild 3. Das Kraftwerk Plattling versorgt eine Papierfabrik. 

Bild 4. Elektrischer und thermischer Lastbereich Kraftwerk Plattling. 

54 

86

A 


journey 

PowerTech 

through 

8 


l 2016 




80 

Leistung, Druck, 

Massenstrom in % 

60 

40 

20 

0 

0 10 20 30 40 

Zeit in min 

Leistung Gasturbine 

Leistung Dampfturbine 

Wärmeleistung Zusatzfeuerung 

Frischdampfdruck 

Prozessdampfmassenstrom 

HDU-Massenstrom 

Bild 5. Zusatzfeuerung – erweitert den Lastbereich, bringt aber neue 

Betriebseinschränkungen. 

Bild 6. Simulationsergebnis: Negative Sekundärregelleistung (65 MW). 

Gas- und Dampfturbine präqualifiziert. 

Als „Härtetest“ für das aktuelle Leitsystem 

ist in B i l d 6 das Simulationsergebnis 

eines Sekundärregelleistungsabrufs von 

65 MW dargestellt. Die Zusatzfeuerung 

muss in diesem Fall die Feuerungsleistung 

stark reduzieren. Zugleich muss die Hochdruckumleitstation 

öffnen, um Dampf 

am Hochdruckteil der Dampfturbine vorbeizuleiten 

und so die Turbinenleistung 

zusätzlich zu verringern. Die thermische 

Trägheit des Abhitzedampferzeugers kann 

nur zum Teil über die Überschwinger in 

der Zusatzfeuerung kompensiert werden. 

In Verbindung mit dem Verhalten des Reglers 

der TGM-Dampfturbine führt dies zu 

Abweichungen im Frischdampfdruck. Zusätzlich 

kommt es zu Druckschwankungen 

auf der Prozessdampfschiene, welche vor 

einer Umsetzung der Fahrweise unbedingt 

verringert werden müssen [4]. 

Wie Bild 4 zeigt, ist die mögliche Lastabsenkung 

auch abhängig vom momentanen 

Dampfbedarf. Sekundärregelleistung 

(SRL) muss für eine Kalenderwoche angeboten 

werden und es ist nur möglich, die 

Flexibilität einzusetzen, die unter den ungünstigsten 

Betriebsanforderungen noch 

verfügbar ist. Dementsprechend reduziert 

sich die verfügbare Menge an Regelleistung. 

Außerdem ist die Leistung des Kraftwerks 

abhängig von den Außentemperaturen. 

Bei hohen Temperaturen verringert 

sich die Gasturbinenleistung, sodass witterungsbedingt 

eine Unsicherheit zu berücksichtigen 

ist. Aus diesen Gründen kann nur 

ein Teil des technisch möglichen Potentials 

als gesicherte Leistung vermarktet werden. 

Die gesicherte SRL-Menge ist abhängig von 

den aktuellen Rahmenbedingungen und 

Tab. 1. Beispielrechnung negative Sekundärregelleistung. 

Technisch möglicher Lastwechsel in 5 min 

muss für jede Angebotsperiode berechnet 

werden. Ta b e l l e 1 zeigt beispielhaft, wie 

sich die Unsicherheiten auf die SRL auswirken 

können. 

Die Beispielrechnung macht deutlich, dass 

das Kraftwerk das aktuelle Flexibilitätspotential 

bereits größtenteils nutzt. Die 

Analyse der Prozessdynamik kann aber 

helfen, die Sicherheitsfaktoren zu reduzieren. 

Zudem könnten zukünftig die Angebotszeiträume 

für Regelleistung reduziert 

werden. Bei täglichen SRL-Auktionen sind 

die Unsicherheiten aufgrund der Prognose 

geringer und die gesicherte SRL-Leistung 

ist höher. 

Nadelöhr Leitsystem 

Leittechnische Maßnahmen ermöglichen 

eine Flexibilisierung, ohne dass teure 

Umbauarbeiten am Kraftwerk notwendig 

sind. Die Modifikationen des Regelsystems 

ermöglicht die kostengünstige Umsetzung 

eines dynamischen Betriebs. Das Leitsystem 

und die Automatisierung von Industriekraftwerken 

sind auf höchste Prozessstabilität 

und auf beste Anlagenwirkungsgrade 

optimiert. Ein dynamischer Betrieb 

ist bei der Auslegung und der Projektierung 

der Automatisierung oftmals nicht 

vorgesehen. Je mehr das Kraftwerk an den 

Grenzen des Lastbereichs betrieben wird, 

desto wichtiger ist ein robustes Regelsystem, 

um alle Prozessgrößen innerhalb des 

zulässigen Bereichs zu halten. Das Leitsystem 

des Kraftwerks Plattling wurde bereits 

weiterentwickelt, um Regelleistung anbieten 

zu können. Extreme Fahrweisen wie in 

Bild 6 sind aber noch nicht möglich. Das 

dynamische Simulationsmodell enthält 

– 65 MW 

– abzüglich Unsicherheit Produktionsplanung – 50 MW 

– abzüglich Unsicherheit Umgebungsbedingungen – 40 MW 

– mit Sicherheitsfaktor – 35 MW ⩠ gesichertes Potential 

das gesamte Regelsystem auf Grundlage 

der originalen Funktionspläne. So können 

die Grenzen des aktuellen Regelkonzepts 

erkannt werden und neue Konzepte, wie 

z. B. modellbasierte Regelungen entwickelt 

werden. Jeder Regler kann im Modell voreingestellt 

werden, sodass die Inbetriebsetzung 

der leittechnischen Maßnahme im 

realen Kraftwerk unterstützt werden kann. 

Die Umsetzung im realen Kraftwerk kann 

somit gut vorbereitet und schneller durchgeführt 

werden. 

Auswirkung der 

dynamischen Fahrweise 

Für Industriekraftwerke, wie dem Kraftwerk 

Plattling, spielt die Verfügbarkeit 

eine übergeordnete Rolle. Bei einem ungeplanten 

Abfahren des Kraftwerks muss 

der Strom aus dem Netz bezogen werden 

und die Prozesswärme muss mit den unwirtschaftlicheren 

Back-up-Kesseln bereitgestellt 

werden, damit es nicht zu einem 

Produktionsausfall im Industrieunternehmen 

kommt. Daher muss auch bei dynamischer 

Fahrweise ein zuverlässiger Betrieb 

gewährleistet werden. 

Vor der Realisierung von Flexibilisierungsmaßnahmen 

müssen die Auswirkungen 

auf die Lebensdauer der Kraftwerkskomponenten 

genau betrachtet werden. Ein 

negativer Einfluss auf die Instandhaltungskosten 

ist bei der Vermarktung von Flexibilität 

zu vermeiden und ein Bauteilversagen 

aufgrund der zyklischen Fahrweise 

auszuschließen. Mithilfe der dynamischen 

Simulation ist es möglich, eine Lebensdaueranalyse 

einiger kritischen Komponenten 

durchzuführen. 

Gasturbine 

Die Gasturbine ist eine hochbelastete Kraftwerkskomponente 

(B i l d 7 ). Der Lebensdauerverbrauch 

durch Lastwechsel lässt 

sich nur über komplexe Berechnungen 

ermitteln und muss für die Schaufeln, den 

Läufer und das Gehäuse separat bestimmt 

werden. Bei häufigen Lastwechseln ist vor 

55 

87





PowerTech 8 

8 

l 2016 

(2016) 

Temperatur 

in °C 

850 

400 

Bild 7. Gasturbine GE 6FA+e während der Revision. 

allem die thermische Ermüdung relevant, 

die zusätzlich zur Kriechschädigung auftritt. 

Innerhalb der Forschungskooperation wird 

eine Lebensdaueranalyse der Laufschaufel 

der zweiten Turbinenstufe durchgeführt. 

Die Temperatur der Rauchgasströmung 

im Heißgaspfad der Gasturbine ist mit 

Ausnahme der Austrittstemperatur unbekannt. 

Das Prozessmodell konnte mithilfe 

der vorhandenen Messwerte validiert werden 

und erlaubt es, die fehlenden Temperaturen 

und Massenströme zu simulieren. 

Um den Einfluss von Lastwechseln auf die 

Lebensdauer der Schaufel zu berechnen, 

werden die Ergebnisse der Prozesssimulation 

zusammen mit der Geometrie der 

Schaufel und des Heißgaskanals in eine 

Strömungssimulation eingespeist. Die 

Strömung bestimmt den Wärmeeintrag 

in die Schaufeln und dieser Wärmestrom 

muss über die Kühlluft abgeführt werden. 

In Bild 8 ist die Temperaturverteilung der 

Gasturbinenschaufel in Plattling für Vollund 

Mindestlast dargestellt. In Gasturbi- 

Bild 9. Die Dampftrommel des Standardkessel Abhitzedampferzeugers: 

Keine Schädigung durch Lastwechsel. 

nenmindestlast weist das Material deutlich 

niedrigere Temperaturen auf als in Volllast. 

Der heißeste Bereich ist die Hinterkante 

der Schaufel. Dies liegt an der turbulenten 

Strömung und der verschlechterten Kühlung. 

Im nächsten Schritt wird eine strukturmechanische 

Analyse durchgeführt, um 

die Spannungsverläufe und die Ermüdung 

der Schaufel zu berechnen. 

Abhitzedampferzeuger 

Dampferzeuger werden durch Lastwechsel 

besonders beansprucht. Die kritischen 

Komponenten in Abhitzedampferzeugern 

mit Umlaufverdampfern sind die Dampfsammler 

und die Dampftrommel (Bild 9). 

Diese weisen hohe Temperaturen auf und 

sind aufgrund des hohen Innendrucks 

dickwandig ausgeführt. Dadurch können 

diese Wände den Temperaturänderungen 

des Dampfes, die bei Lastwechseln auftreten, 

nur bedingt folgen. Es kommt zu Spannungsspitzen 

in den Abzweigungen aufgrund 

behinderter Wärmedehnung. Aus 

diesem Grund wird bei jeder Simula tion 

Bild 8. Gasturbine: Temperaturverteilung der Laufschaufel der zweiten 

Turbinenstufe bei Volllast (links) und Mindestlast (rechts). 

der Lebensdauerverbrauch der Dampfsammler 

und der Dampftrommel nach 

DIN EN 12952-3 berechnet. 

Da der Kessel im Festdruck betrieben wird 

und es zu keinen großen Druckschwankungen 

kommt, sind die Temperaturen in 

der Dampftrommel annähernd konstant. 

Es kommt demnach zu keinem Lebensdauerverbrauch 

durch Lastwechsel. Die 

untersuchten Dampfsammler liegen direkt 

hinter den heißen Überhitzerrohren und 

sind zusätzlich den Schwankungen der 

Dampftemperatur ausgesetzt. Da die Temperaturregelung 

aber in vorherigen Maßnahmen 

bereits optimiert wurde und in der 

Lage ist große Temperaturänderungen zu 

vermeiden, sind die thermischen Spannungen 

minimal und die Spannungsschwingbreiten 

so klein, dass auch die Sammler 

hinsichtlich der Lastwechsel als dauerfest 

angesehen werden können. 

Fazit/Ausblick 

Industriekraftwerke machen einen bedeutenden 

Anteil der Stromerzeugung aus. Die 

elektrische Leistung einer solchen Anlage 

orientiert sich dabei hauptsächlich an dem 

Wärmebedarf des versorgten Industrieunternehmens. 

Moderne GuD-Kraftwerke, 

wie das Kraftwerk Plattling, sind in der 

Lage die Wärmebereitstellung eines Industriestandorts 

zu gewährleisten und gleichzeitig 

einen großen Teil ihrer elektrischen 

Leistung flexibel zu erzeugen. Eine flexible 

industrielle Eigenerzeugung kann dazu 

beitragen die aktuelle „Must-Run“-Kapazität 

und den Bedarf an Reservekraftwerken 

zu reduzieren. 

In der Forschungskooperation wurde die 

Lastflexibilität des Kraftwerks Plattling untersucht. 

Für die aktuellen Rahmenbedingungen 

ist die erreichte Flexibilität bereits 

weitestgehend ausgeschöpft und es ergibt 

sich lediglich ein geringes Verbesserungspotential. 

Bei zukünftigen Entwicklungen 

am Strommarkt oder Änderungen an der 

56 

88

8 > 

Umschlag S-145-00-2015-11-DE_A3q.indd 1 03.05.2016 15:42:32 

A 


journey 

PowerTech 

through 

8 


l 2016 



Regelleistungsvermarktung gibt es allerdings 

noch große technische Reserven hinsichtlich 

der Erweiterung des Lastbereichs 

und der Anhebung der Lastgradienten. 

Die dynamische Prozesssimulation hat 

sich als geeignetes Werkzeug zur Unterstützung 

von Flexibilisierungsmaßnahmen 

erwiesen. Sie bietet die Möglichkeit, neue 

Fahrweisen und die Auswirkungen auf die 

Prozessstabilität im Vorfeld zu analysieren. 

Die Lastwechselfähigkeit des Kraftwerks 

lässt sich mit kostengünstigen, leittechnischen 

Maßnahmen maßgeblich verbessern. 

Mithilfe der Simulation können 

mögliche Schwachstellen im Leitsystem 

identifiziert, sowie neue Regelstrategien 

entwickelt und getestet werden. Gleichzeitig 

kann eine Lebensdaueranalyse der 

kritischen Kraftwerkskomponenten durchgeführt 

werden. 

Industriekraftwerke werden auch in Zukunft 

zur Versorgung der Industrie benötigt. 

Die Entwicklungen am Strommarkt 

und die Änderung der KWK-Förderung 

setzt die industrielle Eigenversorgung in 

Deutschland wirtschaftlich unter Druck. 

Aktuell bietet der Markt zu geringe Anreize 

die Flexibilität vollumfänglich dem 

Markt zur Verfügung stellen zu können. 

Eine dynamische Gestaltung staatlich 

verursachter Preisbestandteile (z.B. 

Stromsteuer oder Netzentgelt), wie aktuell 

öffentlich diskutiert [5], kann einen 

Beitrag dazu leisten, dass flexible Industriekraftwerke 

mit einer systemdienlichen 

Fahrweise die Netzstabilität zusätzlich 

unterstützen. 

Danksagung 

Diese Untersuchung wurde im Rahmen der 

Forschungsinitiative „Energy Valley Bavaria“ 

des Bayerischen Staatsministerium 

für Bildung und Kultus, Wissenschaft und 

Kunst in Kooperation mit E.ON durchgeführt. 

Ein besonderer Dank geht an E.ON 

Technology & Innovation und das Kraftwerk 

Plattling für die freundliche Unterstützung. 

Literatur 

[1] Bundesministerium für Wirtschaft und 

Energie: Energiedaten, Stand 10/2015. 

[2] Bundesnetzagentur: Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur, 

Stand 10/2015. 

[3] Buttler, A., und Spliethoff, H., 2016: Kampf 

der Studien, Schriftenreihe Energiesystem im 

Wandel, Technische Universität München, 

Garching bei München, Deutschland. 

[4] Kahlert, S., und Spliethoff, H.: Investigation 

of Different Operation Strategies to Provide 

Balance Energy with an Industrial CHP Plant 

Using Dynamic Simulation, Proceedings of 

the ASME Turbo Expo, 13.-17. Juni 2016, 

Seoul. 

[5] Bundesministerium für Wirtschaft und 

Energie: Ein Strommarkt für die Energiewende, 

Weißbuch, Juli 2015. 

l 


Anleitung zur Beschaffung von Dampfturbinenanlagen 

Ausgabe/edition 2016 – VGB-S-145-00-2015-11-DE 

DIN A4, 211 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der € 280,–, für Nicht mit glie der € 320,–, + Ver sand kos ten und MwSt. 

DIN A4, 211 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 280.–, for non mem bers € 320.–, + VAT, ship ping and hand ling. 

Mit der Errichtung des Binnenmarktes in Europa wurde es notwendig, Regeln für die Vergabe von Aufträgen 

zu schaffen, mit denen eine Vereinheitlichung der Wettbewerbsregeln erreicht und eine mögliche Diskriminierung 

einzelner Länder oder Bieter verhindert werden kann. Diese Regeln sind für die verschiedenen 

Sektoren der Wirtschaft in den sogenannten Sektorenrichtlinien (Richtlinie 93/38/EWG) niedergelegt und 

haben Gesetzescharakter. 

Auftraggeber (AG) und Auftragnehmer (AN) von Kraftwerksausrüstungen sind gleichermaßen von den 

Fest legungen für die Vergabe von Aufträgen betroffen, die bei der Umsetzung der Sektorenrichtlinie als 

Normen reihe DIN EN 45510 entstanden sind. 

Der vorliegende VGB-Standard ist eine Ergänzung zur Europäischen Norm – Leitfaden für die Beschaffung 

von Ausrüstungen von Kraftwerken, deutsche Fassung DIN EN 45510, zur Erstellung allgemeiner und technischer 

Vertragsbedingungen. 



45257 Essen 

Fon: +49 201 8128 – 0 

Fax: +49 201 8128 – 329 

www.vgb.org 

NEU ! 

NEW! 


Anleitung zur Beschaffung 

von Dampfturbinenanlagen 

VGB-S-145-00-2015-11-DE 

Die Anleitung integriert die ehemaligen VDEW-Lieferbedingungen für Dampfturbinen und die Sammlung und 

Auswertung einer Vielzahl von Erfahrungen der VGB-Richtlinien, VGB-Merkblätter und VGB-Standards (VGB-R, VGB-M, VGB-S), die jedoch nicht 

in jedem Fall den Stand der Technik vollständig wiedergeben können, aber nach bestem Wissen erstellt wurden. 

Bereits in der Ausschreibung endgültig zu definierende Vergabekriterien auf der Basis technischer Spezifikationen sind am Ende der Maßstab 

für die Auftragsvergabe. Diese Vorgehensweise erfordert eine hohe Qualität der Ausschreibung, um unangenehme Überraschungen – bis hin zu 

gerichtlichen Auseinandersetzungen wegen Verletzung der Vergabevorschriften – zu vermeiden. 

Der Verlust der Entscheidungsfreiheit ist aber nur ein scheinbarer, denn die bisherigen Vergabekriterien können auch weiterhin benutzt werden, 

müssen nur zu einem sehr frühen Zeitpunkt definiert werden. Dasselbe gilt auch für die Technischen Spezifikationen. 

Auch die VGB-Richtlinien, VGB-Merkblätter und VGB-Standards (VGBR, VGB-M, VGB-S) können nach wie vor zitiert und angewendet werden. 

Die Technischen Spezifikationen – erarbeitet unter Beachtung und Anwendung der Europäischen Norm DIN EN 45510-5-1 – machen nur einen 

Teil der Anfrage aus und sind um kommerzielle, vertragliche und rechtliche Festlegungen zu ergänzen. Letztlich heißt dies, dass die Ausschreibung 

bereits alle Aspekte des späteren Liefervertrages ansprechen und definieren sollte. 

Die Anleitung stellt ein unverbindliches Angebot zur Benutzung dar. Die vollständige oder auszugsweise Anwendung steht den betroffenen Partnern 

frei und muss im jeweiligen Einzelfall zwischen Käufer und Lieferanten vereinbart werden. 

Bei der Vielzahl der angesprochenen Details ist es nicht möglich, in dieser Anleitung auf alle Einzelheiten einzugehen. Sie kann daher nur 

einen Rahmen dafür bilden, welche Kriterien bei einer Bestellung unbedingt zu beachten sind, um spätere Unstimmigkeiten zwischen den Vertragspartnern 

weitgehend auszuschließen. 




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

57 

89


VGB-Book 

Failures and Forced Unavailability of Power Plants 

Henk C. Wels 

VGB-B 035 | 2019 

DIN B5, 276 pages, price: 48.– €, + VAT and postage 

Failures and 

Forced Unavailability 

of Power Plants 

Henk C. Wels 

VGB-B 035 

Power plants are not functioning to the fullest 100 % of the time. Maintenance and inspection of some components 

require them to be off-line in time, however, this can be planned such that customers continue receiving power from 

the electrical grid, steam or district heating from other plants. Unplanned outages due to failures or external conditions 

may cause surprises and can lead to situations in which the demand is not satisfied at short term at large costs. 

When plants are similar in size or when feasible given the number of plants, the N-1 principle can be followed. The 

electrical grid operator has contracted a plant in hot standby or makes the plants in operation to set their power by 

an amount of spare sufficient to remedy loss of a plant and that can be controlled up or down to keep the frequency 

constant and the total demand being met. When a large number of plants are meeting the demand, a reserve factor 

>1 can be applied depending on economical boundary conditions and/or grid connections with abroad. 

When demand is not met, the grid operator has to lower this demand by curtailing load to make sure that generators 

protection systems do not switch off so many generators that due to a domino effect a blackout occurs with 

large parts of the grid without power. Therefore, forced unavailability results in additional installed power that takes 

time to realize and it is costly. Unavailability, planned or forced, results for the owner of the plant in fixed costs 

(capital, maintenance, personnel) that are not compensated by income from MWhrs produced if no margin would 

be added to income. 

Given this relevance, unavailability must be minimized, however, not at all costs. For reserve units that operate only 

a few hours per year it does not pay to repair around the clock resulting in minimum forced unavailability. 

The overall costs must be minimized at maximum production income within market and regulatory constraints. 

In this book unavailability is modeled both qualitatively and quantitatively. Without modeling, (describing how 

power plants seem to react on the factors that define unavailability) one cannot optimize. With modeling comes the 

ability to forecast unavailability as a factor of influence factors such as operation hours, starts, plant layout. Models 

for human decision making are not discussed, only the effects of this decision making are studied. 

The book is derived from earlier papers presented at ESREDA, PGMON, VGB Working Groups and other committees 

while working with KEMA and its legacy companies and departments NRG, DNV-GL and DEKRA. The consent of 

representatives of these organizations and firms for copying and further publishing has been granted. The names of 

power plants still operating have been omitted or made anonymous. A description of the work of ESREDA is given. 

VGB PowerTech Service GmbH Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany 

Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften | Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 

mark@vgb.org | www.vgb.org/shop 

Stay in contact with us! Newsletter subscription www.vgb.org/en/newsletter.html 

90


 

Plants in direct exchange of experience with VGB I July 2019 

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 744 910 310 6 858 810 336 685 644 100.00 100.00 100.00 99.88 0 0.01 0 0.11 0 0 86.99 96.47 4 

KBR Brokdorf DE PWR 1480 1410 544 722 179 5 437 455 356 005 265 73.08 81.11 67.73 76.05 17.52 17.37 0 0.02 14.76 6.55 65.25 71.95 1,2 

KKE Emsland DE PWR 1406 1335 744 1 033 507 5 701 515 352 520 484 100.00 81.41 100.00 81.27 0 10.42 0 0 0 8.31 98.81 79.71 - 

KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 389 518 222 6 788 871 360 514 684 52.28 93.02 50.22 92.71 47.91 7.01 0 0 1.87 0.27 46.55 89.53 1,2 

KKP-2 Philippsburg DE PWR 1468 1402 448 580 690 6 339 374 372 500 529 60.22 88.81 59.74 88.52 40.27 5.90 0 0 0 5.59 52.23 83.60 1,2 

KRB-C Gundremmingen DE BWR 1344 1288 744 983 969 5 481 876 336 423 631 100.00 81.32 100.00 80.60 0 18.07 0 0 0 1.33 97.93 79.74 - 

KWG Grohnde DE PWR 1430 1360 744 1 000 783 5 717 420 383 291 634 100.00 82.88 99.55 82.50 0.05 12.33 0 0 0.40 5.17 93.39 78.10 - 

OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 681 827 4 427 294 266 082 502 100.00 95.66 100.00 94.49 0 5.07 0 0.24 0 0.20 99.61 94.60 - 

OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 678 000 4 090 942 255 987 484 100.00 88.26 99.94 87.58 0.07 10.59 0 1.83 0 0 99.05 87.41 - 

KCB Borssele NL PWR 512 484 662 326 759 4 445 853 166 167 541 88.61 80.62 88.66 80.51 0 17.71 0 0 11.34 1.78 85.71 76.95 3 

KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 744 265 244 1 583 283 128 917 393 100.00 82.35 100.00 82.10 0 17.90 0 0 0 0 93.63 81.77 7 

KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 744 266 954 1 925 011 136 275 418 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 94.22 99.56 7 

KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 611 634 890 4 627 036 318 502 564 82.06 86.72 82.03 86.04 0.01 10.28 0 1.06 17.95 2.63 80.50 85.81 3,7 

KKM Muehleberg CH BWR 390 373 744 274 120 1 942 150 129 346 465 100.00 100.00 99.89 99.73 0.11 0.27 0 0 0 0 94.47 97.89 - 

CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 744 784 619 4 605 674 251 897 342 100.00 86.01 100.00 85.50 0 13.48 0 0 0 1.02 98.03 84.41 - 

Dukovany B1 CZ PWR 500 473 744 363 425 2 485 594 114 715 087 100.00 99.86 99.31 99.61 0 0.12 0 0 0.69 0.26 97.70 97.72 - 

Dukovany B2 CZ PWR 500 473 0 0 1 610 472 109 844 643 0 65.17 0 64.65 0 16.91 0 0 100.00 18.44 0 63.32 1,2 

Dukovany B3 CZ PWR 500 473 744 357 397 1 966 445 108 464 485 100.00 79.26 100.00 78.81 0 13.69 0 0 0 7.51 96.07 77.31 - 

Dukovany B4 CZ PWR 500 473 744 365 370 2 533 257 108 976 525 100.00 100.00 100.00 99.92 0 0.08 0 0 0 0 98.22 99.60 - 

Temelin B1 CZ PWR 1082 1032 744 798 674 3 926 675 118 287 717 100.00 72.28 99.96 71.97 0.04 28.03 0 0 0 0 99.21 71.34 - 

Temelin B2 CZ PWR 1082 1032 0 0 4 477 198 113 749 715 0 80.87 0 80.81 100.00 18.96 0 0 0 0.23 0 81.34 1,2 

Doel 1 BE PWR 454 433 744 340 008 1 582 284 137 026 746 100.00 67.09 99.98 66.66 0.02 33.29 0 0 0 0.05 97.84 67.15 - 

Doel 2 BE PWR 454 433 744 334 234 1 915 142 135 717 081 100.00 83.89 99.29 82.19 0.02 17.66 0 0 0.69 0.15 98.53 82.55 - 

Doel 3 BE PWR 1056 1006 181 144 566 4 063 502 259 195 987 24.37 75.48 20.70 74.72 79.30 22.58 0 0.01 0 2.69 18.01 75.13 2 

Doel 4 BE PWR 1086 1038 744 778 346 5 427 730 265 801 140 100.00 100.00 99.94 97.96 0 0.01 0 0.45 0.06 1.59 94.76 96.96 - 

Tihange 1 BE PWR 1009 962 744 725 978 5 120 495 303 951 352 100.00 100.00 99.99 99.99 0.01 0.01 0 0 0 0 96.68 99.91 - 

Tihange 2 BE PWR 1055 1008 693 659 639 659 639 255 311 569 93.13 13.62 87.24 12.76 5.74 0.84 0.14 0.02 6.88 86.38 84.43 12.35 2 

Tihange 3 BE PWR 1089 1038 744 780 007 5 404 413 276 631 686 100.00 99.96 100.00 99.02 0 0.89 0 0 0 0.09 96.67 98.05 - 

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: 

359 MWh 

11,612 MWh 

541,535 MWh 

0 MWh 

2,134 MWh 

132,564 MWh 

KKG Gösgen 

Month: 

5,446 MWh 

Since the beginning of the year: 42,893 MWh 

Since commissioning: 2,349,952 MWh 

8 New nominal capacity since January 2019 

91

VGB News VGB PowerTech 10 l 2019 

VGB News 

Repowering, dismantling and recycling in the 

wind industry – a joint effort to be handled 

sustainably 

• Managing efficiently the increasing numbers of 

wind turbines to be dismantled 

• Establishing industry standards for dismantling 

and recycling 

• Cooperation of RDRWind e.V. and VGB PowerTech e.V. 

strengthens synergies in the engineering sector 

(Husum/Hanover/Essen) In the wake of the end of the 

20-year feed-in tariff scheme under the German Renewable 

Energy Sources Act (EEG), a growing number of old 

wind turbine generators are expected to be dismantled in 

the coming years. In Germany alone, some 16,000 MW of 

currently about 59,400 MW 

will likely be dismantled before 

the year 2025, amounting 

to 25 % of installed wind energy 

capacity – an effort that 

poses organisational, logistical 

and technical challenges. 

A successful and sustainable 

dismantling process, as a natural 

stage in a turbine’s lifecycle, 

not only ensures transparency 

and increases local approval 

and support of wind 

energy but also enhances acceptance 

of possible repowering 

projects. 

With this aim in mind, the 

industrial associations 

RDRWind e.V. and VGB PowerTech 

e.V. have signed a cooperation 

agreement at HU- 

SUM Wind 2019. As part of 

this cooperation essential issues of dismantling management 

will be jointly discussed and dealt with. The cooperation 

will include research projects, a coordinated knowledge 

management, a quality seal for sustainable dismantling 

and the participation in elaborating industry 

standards. 

Currently, the DIN SPEC 4866 “Nachhaltige Demontage 

und Recycling von Windenergieanlagen (Sustainable dismantling 

and recycling of wind turbines)” is on the agenda. 

RDRWind e.V. initiated this work jointly with the DIN. 

The DIN SPEC 4866 will now be completed with the technical 

support of VGB PowerTech e.V. and will be published 

next year. 

Martin Westbomke, 1st chairman of RDRWind, comments: 

“We are delighted to have found in VGB PowerTech 

an internationally well-connected and expert partner for 

the important task of dismantling, recycling and extended 

use of wind turbine sites. Together, we will demonstrate this 

facet of wind energy sustainability and drive it forward.” 

Dr. Oliver Then, managing director of VGB PowerTech, 

emphasizes: “Joint efforts are the essential precondition 

to managing many technological tasks efficiently. Together 

with RDRWind we will set new priorities for further 

wind energy use and its expansion in order to build up its 

capacity at a national and international level.” 

L L www.rdrwind.de | www.vgb.org 

Repowering, Demontage und Recycling in der 

Windindustrie – eine nachhaltig lösbare 

Gemeinschaftsaufgabe 

• Absehbar ansteigendes Rückbauvolumen von Windenergieanlagen 

effizient gestalten: 

• Konzepte zur Umsetzung eines nachhaltigen Rückbaumanagements 

liegen vor 

• Branchenstandards zum Rückbau etablieren 

• Kooperation zwischen RDRWind e.V. und VGB PowerTech e.V. stärkt 

Zusammenarbeit auf dem Sektor Technik 

(Husum/Hannover/Essen) Aufgrund des Wegfalls der EEG-Vergütung 

nach 20 Jahren wird ein deutlich ansteigendes Rückbauvolumen von alten 

Windenergieanlagen in den kommenden Jahren erwartet. Allein für 

Deutschland lassen sich bis zum Jahr 2025 voraussichtlich 16.000 MW 

von derzeit rund 59.400 MW, 

also 25 % der installierten Windenergieleistung, 

beziffern. Verbunden 

mit diesem Rückbau ergeben 

sich sowohl organisatorische, 

logistische als auch 

technische Herausforderungen, 

die die Anlagen sowie auch die 

Windenergiestandorte betreffen. 

Im Sinne einer fortdauernden 

guten Partnerschaft zwischen 

Kommunen und Betreibern 

soll dies nachhaltig 

geschehen. 

Dies ist auch wichtig für die Akzeptanz 

der Windenergie vor 

Ort. Das ist immer dann der Fall, 

wenn alte Anlagen stillgelegt 

werden müssen oder im Rahmen 

eines Repowering-Projektes ersetzt 

werden. Ein erfolgreicher 

und nachhaltiger Rückbau als 

natürlicher Teil der Lebensdauer einer Anlage sorgt für Transparenz, Verständnis 

und Zustimmung zur Windenergie. 

Signing of cooperation agreement at HUSUM Wind 2019 (Annette 

Nüsslein (1. from left), Martin Westbomke & Andrea Aschemeyer 

(2. & 1. from right), all RDRWind e.V., Thomas Eck, Oliver Then 

(2. & 3. from left), both VGB PowerTech e.V., Photo: Katharina Wolf) 

Die beiden Branchenverbände RDRWind e.V. und VGB PowerTech e.V. 

haben dazu auf der HUSUM Wind 2019 eine Kooperationsvereinbarung 

unterzeichnet. Im Rahmen dieser Kooperation sollen wichtige Fragen 

des Rückbaumanagements zukünftig gemeinsam behandelt werden. 

Dazu sind Forschungsprojekte, ein koordiniertes Wissensmanagement, 

ggf. ein Gütesiegel zum nachhaltigen Rückbau sowie die Zusammenarbeit 

bei der Erstellung von Branchenstandards vorgesehen. 

Aktuell steht die DIN SPEC 4866 „Nachhaltige Demontage und Recycling 

von Windenergieanlagen“ (DIN SPEC 4866) auf der Agenda. Diese wurde 

federführend von der RDRWind e.V. zusammen mit dem DIN initiiert. 

Die DIN SPEC 4866 wird mit technischer Unterstützung des VGB Power- 

Tech e.V. in den nächsten Monaten fertiggestellt und steht dann im folgenden 

Jahr zur Verfügung. 

Martin Westbomke, 1. Vorsitzender des RDRWind e.V., auf der HUSUM 

Wind dazu: „Wir freuen uns, mit dem VGB PowerTech für die wichtige 

Aufgaben von Rückbau, Recycling und weitere Nutzung der Windenergiestandorte 

einen kompetenten und international vernetzten Partner 

gefunden zu haben. Wir werden diesen Teil der Nachhaltigkeit der Windenergie 

zusammen demonstrieren und voranbringen.“ 

Dr. Oliver Then, Geschäftsführer des VGB PowerTech e.V. unterstrich 

„Gemeinschaftliches Handeln ist für viele Aufgaben in der Technik die 

wesentliche Grundlage für effizientes Handeln. Mit dem RDRWind e.V. 

werden wir Akzente für die weitere Windenergienutzung und deren Ausbau 

setzen, um diesen Weg der Energieerzeugung national und international 

weiter auszubauen.“ 

92


VGB News 

People 

Hans Bünting scheidet aus dem 

Vorstand der innogy SE aus 

(innogy) Dr. Hans Bünting, Vorstand Erneuerbare 

Energien der innogy SE, legt 

sein Amt nieder und scheidet zum Ablauf 

des heutigen Tages aus dem Vorstand des 

Energiekonzerns aus. Dies wurde im Rahmen 

der heutigen Aufsichtsratssitzung der 

innogy vor dem Hintergrund des Wechsels 

des Mehrheitsaktionärs bei der innogy von 

RWE auf E.ON bekanntgegeben. Die Entscheidung 

fiel im beiderseitigen Einvernehmen. 

Johannes Teyssen, Aufsichtsratsvorsitzender 

der innogy SE: „Als Vorstand hat 

Hans Bünting einen großen Anteil an der 

Erfolgsgeschichte der erneuerbaren Energien 

in Deutschland und Europa. Unter 

seiner Führung wurde das Geschäft mit 

erneuerbaren Energien im RWE-Konzern 

erfolgreich aufgebaut und bei innogy zu 

seiner jetzigen Stärke geführt. Davon 

wird RWE als künftiger Eigentümer des 

Erneuerbaren-Geschäfts von innogy profitieren. 

Im Namen aller Aufsichtsratsmitglieder 

möchte ich Hans Bünting für die 

vertrauensvolle Zusammenarbeit und 

sein erfolgreiches Wirken für das Unternehmen 

danken.“ 

Hans Bünting, Vorstand Erneuerbare 

Energien der innogy SE: „Ich blicke mit 

Stolz auf die mehr als elf Jahre, in denen 

wir bei RWE und innogy das Erneuerbaren-Geschäft 

sehr erfolgreich aufgebaut 

haben. Mein großer Dank gilt allen Mitarbeiterinnen 

und Mitarbeitern, ohne deren 

Leidenschaft und großen Einsatz für die 

Erneuerbaren Energien wir heute nicht da 

stünden, wo wir sind: innogy zählt aktuell 

zu den weltweit führenden Unternehmen 

für erneuerbare Energien, vertreten in 15 

Ländern, mit einer installierten Kapazität 

von 3,6 Gigawatt, aktuell weiteren rund 

1,4 Gigawatt im Bau und einer Projektpipeline 

von 6,9 Gigawatt. Damit ist die Grundlage 

für weiteres Wachstum in diesem Geschäftsfeld 

gelegt.“ 

Nach seiner Promotion als Wirtschaftswissenschaftler 

trat Hans Bünting 1995 in 

den RWE-Konzern ein und war als Manager 

in verschiedenen Gesellschaften des 

RWE-Konzerns für Controlling, Rechnungswesen 

und Risikomanagement verantwortlich. 

Ab 2008 hat Bünting zunächst als CFO 

und dann ab 2012 als CEO der RWE Innogy 

GmbH das Geschäft für erneuerbare Energien 

aufgebaut. Seit April 2016 ist er Vorstand 

Erneuerbare Energien der innogy SE. 

Hans Bünting war von 2016 bis 2019 Vorsitzender 

des VGB PowerTech e.V. 

LLwww.innogy.com 

Ulf Kerstin wechselt in die Boards 

von RWE Generation und 

RWE Supply & Trading 

(rwe) Ulf Kerstin, bisher Leiter Portfolio 

Management & M&A in der RWE AG, ist 

seit 1. Oktober als Chief Commercial Officer 

Mitglied der Führungsgremiender 

RWE Generation und der RWE Supply & 

Trading. Sein Vorgänger Tom Glover wechselt 

in die Geschäftsführung der neuen 

RWE Renewables und kümmert sich dort 

als Chief Commercial Officer um die Vermarktung 

der Stromproduktion aus Erneuerbaren 

Energien. Auch UlfKerstin wird 

seine Aufgaben in Personalunion bei RWE 

Generation und RWE Supply & Trading 

übernehmen, um so die bestmögliche kommerzielle 

Optimierung der Kraftwerkseinsatzplanung 

zu gewährleisten. 

Nach Ausbildung und betriebswirtschaftlichem 

Studium war Ulf Kerstin zunächst 

für die Verbundnetz Gas AG bzw. die Westfälische 

FerngasAG tätig, bevor er 2002 zur 

damaligen RWE Gas AG wechselte. Ab 

2007 arbeitete er in verschiedenen kommerziellen 

Funktionen für die RWE Supply 

& Trading, das Energiehandelshaus von 

RWE. 2016 wechselte er zur RWE AG. 

„Wir freuen uns, einen so erfahrenen Kollegen 

für diese Aufgabe gefunden zu haben“, 

sagt Rolf Martin Schmitz, Vorstandsvorsitzenderder 

RWE AG. „Ulf Kerstin 

kennt unseren Konzern aus vielen verschiedenen 

Positionen und verfügt über 

exzellente kommerzielle Expertise. Wir 

freuen uns auf die weitere vertrauensvolle 

und kollegiale Zusammenarbeit mit ihm.“ 

LLwww.rwe.com 

Christoph Brand wird neuer 

CEO der Axpo 

(axpo) Christoph Brand (50, Schweizer) 

wird neuer CEO der Axpo Holding AG. 

Brand, zurzeit stellvertretender Vorsitzender 

der Unternehmensleitung der Tamedia 

AG, wurde vom Verwaltungsrat der Axpo 

Holding AG zum neuen Konzernchef gewählt. 

Er wird seine Stelle spätestens im 

Sommer 2020 antreten. Brand folgt auf 

Andrew Walo (55), der wie bereits im Juni 

angekündigt Axpo verlässt. Ab dem 1. Oktober 

wird deshalb interimistisch für die 

Übergangszeit bis zum Stellenantritt des 

neuen CEO Verwaltungsratspräsident Thomas 

Sieber als Delegierter des Verwaltungsrates 

auch die operative Führung des 

Konzerns übernehmen. 

Christoph Brand ist seit 2012 Mitglied der 

Unternehmensleitung der Tamedia AG und 

zuständig für den Bereich Rubriken & 

Marktplätze, seit 2019 ist er stellvertretender 

Vorsitzender der Unternehmensleitung. 

Brand war davor als CEO für das 

Softwarehaus Adcubum tätig, nachdem er 

von 2006 bis 2010 das Telekomunternehmen 

Sunrise als CEO geleitet hatte. Zuvor 

war er als CEO bei Bluewin und in führenden 

Positionen bei Swisscom, zuletzt als 

Chief Strategy Officer und Mitglied der 

Konzernleitung, tätig. 

Begleitend zu seinen operativen Aufgaben 

war Christoph Brand Präsident oder 

Mitglied der Verwaltungsräte von diversen 

Firmen im In- und Ausland in den Bereichen 

Telekommunikation, Online Services 

und Halbleiter. Aktuell ist Brand u.a. Aufsichtsratsmitglied 

der deutschen 

Scout24-Gruppe. Er studierte von 1989 bis 

1995 Wirtschaft an der Universität Bern 

und absolvierte das Advanced Management 

Programme am INSEAD, welches er 

im Jahr 2000 abschloss. 

Christoph Brand: „Ich freue mich sehr, 

diesen spannenden und erfolgreichen Konzern 

in die nächste Phase seiner langen Geschichte 

führen zu können. Es gibt wichtige 

Herausforderungen, aber auch spannende 

Chancen für Axpo. Zusammen mit 

einem tollen, kompetenten Team werde ich 

diese Aufgabe anpacken.“ 

Verwaltungsrats-Präsident Thomas Sieber: 

„Ich freue mich, dass wir mit Christoph 

Brand den idealen neuen CEO für 

Axpo gefunden haben. Er verfügt über 

langjährige CEO-Erfahrung in unterschiedlichen 

Branchen und Märkten. Christoph 

Brand bringt alle Qualitäten mit, die Axpo 

in einem neuen Zyklus mit neuen Herausforderungen 

erfolgreich zu führen.“ 


Appointment within the ENGIE 

Group: Anne-Laure de Chammard 

(engie) Anne-Laure de Chammard has 

been appointed Director of Strategy for the 

ENGIE group, effective October 1st 2019. 

Anne-Laure will take over from Antoine de 

La Faire, who has been appointed CEO of 

ENGIE Solar. 

She will report to Shankar Krishnamoorthy, 

Executive Vice President in charge of 

Strategy & Innovation, Industrial Development, 

Research & Technology, Procurement 

and of the supervision of the Business 

Unit Africa. 

Previously, she served as President and 

Chief Executive Officer of Bureau Veritas 

Construction, a subsidiary of the Bureau 

Veritas group, and was a member of the 

French Government‘s High Council on 

Construction and Energy Efficiency. 

Anne-Laure de Chammard graduated 

from the Ecole Polytechnique and the Ecole 

Nationale des Ponts et Chaussées. She also 

holds a Master’s degree in Public Policy 

from the Harvard Kennedy School. 

LLwww.engie.com 

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 2020 

Media-Informationen 2020 

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 10 l 2019 

SWAN Analytical 

Instruments AG 

Titelseite 

RWE Group 11 

Rheinbraun Brennstoff GmbH 

VGB – Stellenanzeige 21 

Ingenieur/in | Dampfturbinen 

Kurita Europe GmbH 

SWAN Analytical U 

Instruments AG 

U II 

BRAUER Maschinentechnik AG 9 

KIT – Stellenanzeige 17 

Professur 

IV 

Dr. Thiedig GmbH & Co KG 3 

TA Cook Conferences 27 

TAR 2020 

VEW-GmbH Bremen 13 

VGB – Stellenanzeige 21 

Ingenieur/in | Dampferzeuger, 

Industrie- und Heizkraftwerke 

VGB Thementag 24 

Windenergie – 

Umwelt-, Arbeits- und 

Gesundheitsschutz 

VGB-Seminar27 

Chemie im Wasser-Dampfkreislauf 

VGB Congress 2020 69 


94

Photos ©:Grand Hall 


VGB Events | Events 

VGB Events 2020 

Congress/Kongress 

VGB Kongress 2020 

VGB Congress 2020 


mit Fachausstellung/ 

with technical exhibition 

9 and 10 September 2020 

Essen, Germany 

Kontakt: 

Ines Moors 

T: +49 201 8128-274 

E: vgb-congress@vgb.org 

Fachausstellung: 

Angela Langen 

T: +49 201 8128-310 

E: angela.langen@vgb.org 

SAVE THE DATE 

VGB CONGRESS 2020 

100 YEARS VGB 

ESSEN, GERMANY 

9 AND 10 SEPTEMBER 2020 

l Recent and interesting information on energy supply. 

l 100 years of VGB. Future challenges and their solutions. 

l You too can benefit from expertise and exchange with the community. 

Further information: 

www.vgb.org/en/kongress_2020.html 

Information on participation: Ines Moors 

Phone: +49 201 8128-274 E-mail: vgb-congress@vgb.org 

Information on the exhibition: Angela Langen 

Phone: +49 201 8128-310 E-mail: angela.langen@vgb.org 

Konferenzen | Fachtagungen 

2020 

VGB-Fachtagung 

Dampferzeuger, Industrieund 

Heizkraftwerke, BHKW 2020 

mit Fachausstellung/with technical exhibition 

18. und 19. März 2020, 

Papenburg, Deutschland 

Kontakte: 

Fachliche Koordination 

Werner Hartwig (DIHKW) 

T: +49 201 8128 235 

E: vgb-dihkw@vgb.org 

Andreas Böser (BHKW) 

T: +49 201 8128 247 

E: vgb-bhkw@vgb.org 

Teilnahme 

Barbara Bochynski 

T: +49 201 8128 205 

E: vgb-dihkw@vgb.org 

VGB-Konferenz 

KELI - Konferenz zur 

Elektro-, Leit- und 

Informationstechnik 2020 

VGB Conference 

KELI - Conference for Electrical 

Engineering, I&C and IT in 

Generation Plants 2020 


(12.) 13./15. May 2020, 

Bremen, Germany 

Kontakt: 

Ulrike Künstler 

T: +49 201 8128-206 

Ulrike Hellmich 

T: +49 201 8128-282 

E: vgb-keli@vgb.org 

VGB-Fachtagung 

Brennstofftechnik und 

Feuerungen 2020 


26./27. Mai 2020, 

Hamburg, Germany 

Kontakt: 

Barbara Bochynski 

T: +49 201 8128-205 

E: vgb.brennstoffe@vgb.org 

VGB-Konferenz 

Dampfturbinen und 

Dampfturbinenbetrieb 2020 

VGB Conference 

Steam Turbines and Operation 

of Steam Turbines 2020 


17/18 June 2020, 

Cologne, Germany 

Kontakt: 

Diana Ringhoff 

T: +49 201 8128-232 

E: vgb-dampfturb@vgb.org 

Seminare | Workshops 

2020 

VGB-Thementag 

Thementag Windenergie - Umwelt-, 

Arbeits- und Gesundheitsschutz 

27. Februar 2020, 


Kontakt: 


T: +49 201 8128 313 

E: vgb-thement-wind@vgb.org 

VGB-Seminar 

Chemie im Wasser-Dampf-Kreislauf 

10. bis 13. März 2020, 


Kontakt: 

Dr. Claudia Stockheim 

T: +49 201 8128 360 

E: vgb-wasserdampf@vgb.org 

VGB Workshop 

Digitalization in Hydropower 2020 - 

Implemented innovative digital 

measures, products and tools 

22 and 23 April 2020 

Graz, Austria 

Contact: 

Dr. Mario Bachhiesl 

T: +49 201 8128 270 

E: vgb-digi-hpp@vgb.org 

VGB Workshop 

Flue Gas Cleaning 2020 

6 and 7 May 2020 

Dresden, Germany 

Contact: 

Ines Moors 

T: +49 201 8128 274 

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

VGB-Seminar 

Wasseraufbereitung 

15. bis 17. September 2020, 


Kontakt: 

Dr. Claudia Stockheim 

T: +49 201 8128 360 

E: vgb-wasseraufb@vgb.org 

VGB-Fortbildungsveranstaltung 

für Immissionsschutz- und 

Störfallbeauftragte 

24. bis 26. November 2020, 

Höhr-Grenzhausen, Deutschland 

Kontakt: 


T: +49 201 8128-313 

E: vgb-immission@vgb.org 

– Sub ject to chan ge – 

Aus kunft zu allen Ver an stal tun gen 

mit Fachausstellung: 

Telefon: +49 201 8128-310/299, 

E-Mail: events@vgb.org 

www.vgb.org/VGB_Veranstaltungen.html 

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 

KERNTECHNIK 2020 

5 and 6 May 2020 

KernD and KTG e.V. 

www.kerntechnik.com 

52. Kraftwerkstechni sches 

Kolloquium 2020 

6 and 7 October 2020, Dresden, Germany 

Technische Universität Dresden 

www.tu-dresden.de 

Enlit (POWERGEN Europe) 

27 to 29 October 2020, 

Milano, Italy 

www.powergeneurope.com 

95

Preview | Imprint VGB PowerTech 10 l 2019 

Preview 11 l 2019 

Focus: Recent and perspective 

develoments in energy and 

electricity supply 

Themen: Aktuelle Themen und Perspektiven 

der Energie- und Stromversorgung 

Metal based latent heat storages to 

flexibilize industrial cogeneration plants 

Metallische Latentwärmespeicher zur 

Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke 

Lars Komogowski, Eva Faust, Stefan Beer, 

Daniel Hummel, Dirk Behrens, Karsten Riedl, 

Gerhard Wolf and Shashank Deepak Prabhu 

Sub-cooled boiling of natural circulation in 

narrow rectangular channels 

Experimentelle Studie zum unterkühlten Sieden 

der Naturkonvektion in engen rechteckigen 

Kanälen 

Zhou Tao, Li Zichao, Li Bing, Qi Shi and 

Huang Yanping. 

Dynamic power plant simulation and 

techno-economic evaluation of flexibility 

measures 

Dynamische Kraftwerkssimulation und 

technisch-ökonomische Bewertung von 

Flexibilitätsmaßnahmen 

Marcel Richter 

RES-Load-Penetration Index RLPI and infeed ratio 

to be published in the article “Pumped Hydro 

Storage as Enabler of Energy Transition“ 

by Dr. Peter Bauhofer and Michael Zoglauer 

Imprint 

Publisher 


Chair: 

Dr. Georgios Stamatelopoulos 

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, 

translations, microfilming and the input and 

incorporation into electronic systems. The 

individual author is held responsible for the 

contents of the respective paper. Please 

address letters and manuscripts only to the 

Editorial Staff and not to individual persons of 

the association´s staff. We do not assume any 

responsibility for unrequested contributions. 

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. Mario Bachhiesl 

Dr.-Ing. Thomas Eck 

Dr.-Ing. Christian Mönning 

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 

VGB PowerTech 

Circulation and Advertising Office 



45257 Essen 

Germany 

Subscriptions: 

Tel.: +49 201 8128-271 

Fax: +49 201 8128-302 

Advertisements: 

Sabine Kuhlmann and Gregor Scharpey 

Tel.: +49 201 8128-212 

Fax: +49 201 8128-302 

E-mail: ads@vgb.org 

Advertisement Rate Card 

No. 50 of 1 January 2019 

Advertising Representation 

for USA and North America 

Trade Media International Corp. 

421 Seventh Avenue, Suite 607, 

New York, N.Y. 10001–2002 

USA 

Tel.: +1 212 564-3380, 

Fax: +1 212 594-3841 

E-mail: rdtmicor@cs.com 

Publishing Intervals 

Monthly (11 copies/year) 

2019 – Volume 99 

Subscription Conditions 

Annual subscription price for 

11 copies (2019): 330.63 € 

Price per copy: 39.50 € 

Germany: VAT (USt.) and postage 

are included. 

Foreign countries: VAT and postage are 

not included. 

Postage: Europe 46.- €, other countries 92.- €. 

Bookseller’s discount 10 %. 

The subscription extends to another 

year if no written cancellation is made 

1 month before expiry. 

VGB members receive one copy 

free of charge regularly; 

further copies at a special price. 

Contact: mark@vgb.org 

Printing and Processing 

inpuncto:asmuthdruck + medien gmbh 

Richard-Byrd-Straße 39 

Medienzentrum Ossendorf 

50829 Köln 

Information for authors and abstracts 

are available for download at 

www.vgb.org | Publications 

96

Editorial planning | Topics 2020 

FACHZEITSCHRIFT 

REDAKTIONSPLAN · TERMINE 2020 

(Erscheinungstermin: jeweils Monatsmitte. *Erhöhte Auflage zu Veranstaltungen) 

Ausgabe Themenschwerpunkte ∙ In jeder Ausgabe: Nachrichten aus Energiewirtschaft und -technik Anzeigen- und Druckunterlagenschluss 

Januar/ VGB Kongress 2019 „Innovation in Power Generation“ – Schwerpunkt Fachvorträge 17. Januar 2020 

Februar* • Messespecial „e-world energy & water 2020“, 11. bis 13. Februar 2020, Essen/Deutschland 

| VGB-Fachtagung „Dampferzeuger, Industrie- und Heizkraftwerke, BHKW 2020“, 17. bis 19. März 2020, Papenburg/Deutschland 

März* Chemie in der Energieerzeugung und -speicherung | Windenergieanlagen: Betrieb & Instandhaltung | Cyber-Security in der Energiewirtschaft 20. Februar 2020 

| VGB-Konferenz „KELI – Konferenz zur Elektro-, Leit- und Informationstechnik 2020“, 12. bis 14. Mai 2020, Bremen/Deutschland 

April* Instandhaltung in Kraftwerken | Kraftwerksnebenprodukte | 18. März 2020 

Aus-, Fort- und Weiterbildung für die Kraftwerkstechnik | Know-how- und Kompetenzsicherung 

| VGB-Fachtagung „Brennstofftechnik und Feuerungen 2020“, 26. und 27. Mai 2020, Hamburg/Deutschland 

Mai* Speichertechnologien (Power-to-Gas, Batterien, Pumpspeicher etc.) | Wissensmanagement, Dokumentation, Datenbanken | 20. April 2020 

Kernenergie, Kernkraftwerke: Betrieb und Betriebserfahrungen, Rückbau und Entsorgung 

| VGB-Fachtagung „Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb 2020“, 17. und 18. Juni 2020, Köln/Deutschland 

Juni* Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb | Kombikraftwerke (GuD) | Big Data in der Stromerzeugung | 19. Mai 2020 

Regel- und Ausgleichsenergie | Flexibilität in der Strom- und Wärmeerzeugung, Erzeugungsoptimierung, Vertikale Integration 

• Veranstaltungsspecial „Branchentag Windenergie NRW“, 24. und 25. Juni 2020, Köln/Deutschland 

Juli Industrie- und Heizkraftwerke, Blockheizkraftwerke | Gas- und Dieselmotoren | Bautechnik für Kraftwerke, Windenergieanlagen 16. Juni 2020 

und Wasserkraftwerke | Werkstoffe: Neue Entwicklungen und Erfahrungen in der Stromerzeugung 

August Netze und Systemstabilität | Sektorkopplung und Stromerzeugung | Thermische Abfallverwertung | Wirbelschichtfeuerungen | 16. Juli 2020 

Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz | Umwelttechnik, Emissionsminderungstechnologien 

September* Spezialausgabe VGB-Kongress 2020 „100 Jahre VGB“, 9. und 10. September 2020, Essen/Deutschland 12. August 2020 

Erneuerbare Energien und Dezentrale Erzeugung: Wasserkraft, On- und Offshore-Windkraft, Solarthermische Kraftwerke, 

Biomasse, Geothermie | Digitalisierung in der Stromerzeugung 

• Veranstaltungsspecial „52. Kraftwerkstechnisches Kolloquium“, 6. und 7. Oktober 2020, Dresden/Deutschland 

Oktober* Elektro-, Leit- und Informationstechnik, Wartentechnik | IT-Sicherheit | Qualitätssicherung | Kraft-Wärme-Kopplung 17. September 2020 

| VGB-Konferenz „Chemie im Kraftwerk 2020“, 27. bis 29. Oktober 2020, Dresden/Deutschland 

• Messespecial „Enlit 2020“ (PowerGen Europe), 27. bis 29. Oktober 2020, Mailand/Italien 

November* Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb | Dampferzeuger | Brennstofftechnik und Feuerungen 15. Oktober 2020 

Stillstandsbetrieb und Konservierung | Rückbau in der konventionellen Kraftwerkstechnik | Digitalisierung in der Wasserkraft 

• Messespecial „RENEXPO ® INTERHYDRO 2020“, 26. und 27. November 2020, Salzburg/Österreich 

Dezember VGB-Kongress 2020 „100 Jahre VGB“, 9. und 10. September 2020, Essen/Deutschland: Berichte, Impressionen | 17. November 2020 

Forschung für Stromerzeugung & Speicherung 

Redaktionsschluss für Fachbeiträge: 3 Monate vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s.a. separate „Autorenhinweise“, www.vgb.org Menü: Publikationen). 

Redaktionsschluss für Pressemitteilungen/Nachrichten: 4 Wochen vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s.a. „Hinweise zu Pressemitteilungen“, www.vgb.org Menü: Publikationen). 

Kontakt: VGB PowerTech Service GmbH, Deilbachtal 173, 45257 Essen | Chefredakteur: Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann 

Redaktion: Tel.: +49 201 8128-300 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: pt-presse@vgb.org 

Anzeigen und Vertrieb: Sabine Kuhlmann und Gregor Scharpey 

Tel.: +49 201 8128-212 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: ads@vgb.org 

Im WWW: www.vgb.org/mediadaten.html 

Media-Informationen 2020 

Die Media-Informationen 2020 

der VGB POWERTECH mit 

– Kurzcharakteristik 

der technischen Fachzeitschrift 

– Themenschwerpunkten 2020, 

– Anzeigenpreisen 

und 

– Kontaktdaten 

www.vgb.org ⇒ PUBLIKATIONEN 

The Media Information 2020 

of VGB POWERTECH are available. 

– Main characteristics 

of the technical journal 

– Main topics in 2020 

– Advertisement rate card 

and 

– Contact data 

www.vgb.org ⇒ Publications 

| 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 2020

SYSTEMS ENGINEERING 

Protect your Water Steam Cycle 

Refurbish the sampling and analysis system of your water steam 

cycle to maximize the lifetime value and safety of your plant. 

SWAN Systems Engineering is your partner for process-oriented 

modular solutions for sampling and analysis systems in water 

steam cycles. 

Modular solutions; designed by us, built for you, dedicated to your 

requirements. 

SWAN Systeme AG ∙ CH-8340 Hinwil 

www.swansystems.ch 

systems@swansystems.ch 

Refurbishment of Existing SWAS

VGB POWERTECH 10 (2019)

Sie wollen auch ein ePaper? Erhöhen Sie die Reichweite Ihrer Titel.

Template löschen?

Als Template speichern?