VGB POWERTECH Issue 1/2 (2020)

International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat 

1/2 2020 

Focus 

• VGB Congress 2019 

Technical Sessions 

Sector Coupling – 

buzzword or future 

of the energy supply 

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. 

Information on participation: 

Ms Ines Moors 

Phone: +49 201 8128-274 

E-mail: vgb-congress@vgb.org 

Information on the exhibition: 

Ms Angela Langen 

Phone: +49 201 8128-310 

E-mail: angela.langen@vgb.org 

www.vgb.org 

The project ALIGN- 

CCUS – A contribution 

to the evolutive transformation 

process of 

energy and raw 

material supply by 

recycling carbon 

Leakage detection in 

power-plants based 

on passive acoustic 

imagining 

Photos ©: Grand Hall 

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

ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition

KWS TRAININGS- UND TAGUNGSZENTRUM 

VGB WERKSTOFFLABOR 

H 

H 

KWS 

APARTMENTHAUS 

CAMPUS- 

RESTAURANT 

KSG|GfS 

VGB POWERTECH 

VGB SERVICE 

VGB FORSCHUNGSSTIFTUNG 

Energie-Campus Deilbachtal 

Das Kompetenz- und Weiterbildungszentrum 

der deutschen und internationalen Energiewirtschaft 

Die KraftwerKsschule e. V. (Kws) bietet mit ihren großzügigen einrichtungen ausreichend Platz für alle arten von Veranstaltungen. 

sie wirkt für den energie-campus Deilbachtal als trainings- und tagungszentrum. unser haus dient dem wissenstransfer 

und der Begegnung. seit 1957 sind wir ein zuverlässiger ansprechpartner und werden sie auch weiterhin mit einem 

zukunftsorientierten angebot betreuen. als teil des energie-campus wird die Kws ihre leistungsfähigkeit auch weiterhin unter 

Beweis stellen! 

VGB Power tech e.V. ist der internationale fachverband für die erzeugung und speicherung von strom und wärme. als Kompetenzzentrum 

für alle technischen fragen zu energieanlagen und Kraftwerken bündelt VGB die Interessen seiner Mitglieder. Im 

fokus stehen der erfahrungsaustausch sowie anwendungsnahe Dienstleistungen, um wirtschaftlichkeit, sicherheit, arbeitsund 

Gesundheitsschutz sowie umweltfreundlichkeit entlang der wertschöpfungskette zu optimieren. Mit seiner breit aufgestellten 

expertise für die energiebranche bringt sich der VGB Power tech in das Netzwerk des energie-campus Deilbachtal ein. 

seit seiner Gründung 1987 ist das simulatorzentrum der KsG|Gfs verantwortlich für die zentrale ausbildung des Betriebspersonals 

aller deutschen und eines niederländischen Kernkraftwerks. als teil des energie-campus Deilbachtal stellt sich die KsG|Gfs den 

herausforderungen des energiemarkts und bietet seinen Kunden Dienstleistungen in den Bereichen training, engineering und 

Consulting an - für mehr Sicherheit und effiziente Prozesse. Branchenübergreifend hat sich das Simulatorzentrum zu einem 

führenden anbieter von professionellen Verhaltensstandards entwickelt. Zudem betreibt das simulatorzentrum auf dem energiecampus 

Deilbachtal ein hochverfügbares rechenzentrum, das für alle aspekte der Digitalisierung in der energiewirtschaft und 

allen anderen Branchen genutzt werden kann.

VGB PowerTech 1/2 l 2020 

Editorial 

2019: Numbers 

Dear Ladies, 

Dear Sirs, 

Numbers do not lie if they are 

the right ones and if they are 

correct. But don’t start with 

pessimism when it comes 

to looking at current figures 

from the energy industry. 

A statement by Margrethe Vestager, 

Vice President of the 

EU Commission, in December 

2019 shows that figures can be 

impressive and thought-provoking, 

or that they can stand 

for necessary innovations. The EU Commissioner referred to a 

study by E.ON, according to which in 2017 around 200 billion 

kilowatt hours of electricity were consumed globally through 

streaming services, i.e. TV and Skype alone, with a clear upward 

trend. And this is only one figure that shows the importance 

of increasing digitalization in energy consumption. This 

represents another major challenge for the EU’s goal, also issued 

in December, of making the continent climate-neutral by 

2050, said Margrethe Vestager. 

Among other things, the study by E.ON reveals another interesting 

figure, which refers to the omnipresent “googling”: 

According to this, a search query triggers an electricity consumption 

of 0.3 watt hours, not much for our industry, which 

provides around 3,300 terawatt hours (TWh, 3,300 billion 

kilowatt hours, 3,300,000 billion watt hours) annually for consumers 

in Europe. But with around 40,000 search queries per 

second worldwide (as of 2017), these individual values already 

add up and become increasingly important for energy supply 

and sustainability strategies. 

At national level, initial figures on energy consumption and 

energy consumption trends are available for Germany, among 

others. According to a current evaluation by the Federal Association 

of the Energy and Water Industries (BDEW), in 2019 

Germany consumed 2 percent less electricity and 3.3 percent 

more gas than in the previous year. 

The decline in electricity consumption was mainly due to the 

economic downturn. Industry, the largest electricity consumer 

with a share of almost 46 percent, had already been using 

less electricity for months due to the weaker economic situation. 

While initially only the drop in production in the powerintensive 

industries contributed significantly to the decrease 

in consumption, the development in the entire manufacturing 

industry is now responsible for this. Industrial electricity consumption, 

for example, fell by 4.1 percent compared with the 

previous year. 

According to preliminary figures, a total of 511 billion kilowatt 

hours of electricity were consumed in 2019. Despite the declines, 

the largest consumer was industry with 234 billion kWh 

(45.7 percent), followed by public institutions, agriculture, 

trade and industry with 140 billion kWh (27.4 percent) and 

households with around 126 billion kWh (24.6 percent). The 

transport sector accounted for just under 12 kWh (2.3 percent). 

However, according to BDEW, the decline should not 

be regarded as an indication of a general decline in electricity 

consumption. The increasing electrification of the heating and 

transport sector would increase the demand for electricity in 

the medium and long term. The same applies to digitisation, 

with which the number of electronically operated devices and 

the power consumption of data centers will increase, and in 

addition, there will be the further effects of sector coupling, 

which may lead to higher consumption on the part of power 

generation, but will result in lower values in the overall context 

of energy consumption and emission reduction. 

As far as the structures of energy consumption and electricity 

generation in Germany are concerned, two remarkable figures 

can be noticed: 

Six million tonnes of CO 2 were saved in 2019 as a result of the 

increased use of gas-fired power plants for electricity generation. 

With 91 terawatt hours of electricity from natural gas, 

more electricity than ever before in Germany came from gas 

power plants. This represents an increase of 7.5 TWh compared 

to the previous year. 

According to first estimates by the Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen 

(AGEB), the German Working Group on Energy 

Balances, renewable energies increased their contribution to 

total energy consumption by 4 percent in 2019. Wind power increased 

its contribution by 15 percent. Hydro power increased 

by 4 percent. Solar energy increased only slightly by 1 per cent. 

Biomass, which accounts for more than 50 percent of total renewables, 

grew 2 percent. Since renewables typically make a 

large contribution to power generation, this effect will have a 

correspondingly positive impact on our sector. 

Last but not least, a figure on environmental protection and 

climate conservation: According to calculations by the German 

Energy and Water Association (BDEW), the energy industry 

has reduced its CO 2 emissions by 44 percent by 2019 compared 

with 1990. This means that it will already significantly exceed 

the 40 percent reduction target for 2020 this year. 

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann 

Editor in Chief, VGB PowerTech, Essen, Germany 

* Sources: ec.europa.eu/eurostat/de/home, www.eon.com, 

www.ag-energiebilanzen.de, www.bdew.de 

1

Editorial VGB PowerTech 1/2 l 2020 

Das Jahr 2019 in Zahlen 

Sehr geehrte Damen, 

sehr geehrte Herren, 

Zahlen lügen nicht, wenn es 

die richtigen sind und diese 

richtig sind. Aber lassen Sie 

nicht gleich mit Pessimismus 

starten, wenn es um einen 

Blick auf aktuelle Zahlen aus 

der Energiewirtschaft geht. 

Dass Zahlen beeindrucken und 

nachdenklich machen bzw. für 

notwendige Innovationen stehen 

können, zeigt ein Statement 

von Margrethe Vestager, 

Vizepräsidentin der EU-Kommission, vom Dezember 2019. Die 

EU-Kommisarin verwies dabei auf eine Studie von E.ON, wonach 

in 2017 etwa 200 Milliarden Kilowattstunden Strom global 

allein durch Streamingdienste, also TV, und Skype verbraucht 

wurden, Tendenz deutlich steigend. Und dies sei nur eine Zahl, 

die für die Bedeutung der zunehmenden Digitalisierung beim 

Energieverbrauch stehe. Damit ergebe sich eine weitere große 

Herausforderung für das ebenfalls im Dezember ausgegebene 

Ziel der EU, den Kontinent bis 2050 klimaneutral zu machen, so 

Margrethe Vestager. 

Aus der Studie von E.ON lässt sich unter anderem eine weitere 

interessante Zahl heraus lesen, die sich auf das allgegenwärtige 

„Googeln“ bezieht: Eine Suchanfrage löse demgemäß einen 

Stromverbrauch von 0,3 Wattstunden aus, nicht viel für unsere 

Branche, die in Europa rund 3.300 Terawattstunden (3.300 

Milliarden Kilowattstunden, 3.300.000 Milliarden Wattstunden) 

jährlich für die Verbraucher bereit stellt. Bei etwa 40.000 

Suchanfragen weltweit pro Sekunde (Stand 2017) summieren 

sich diese Einzelwerte dann aber schon und gewinnen an Bedeutung 

für Energieversorgungs- und Nachhaltigkeitsstrategien. 

Auf nationaler Ebene liegen unter anderem für Deutschland 

erste Zahlen zum Energieverbrauch und zur Energieverbrauchsentwicklung 

vor. Nach einer aktuellen Auswertung des Bundesverbandes 

der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) wurden 

in Deutschland im Jahr 2019 im Vergleich zum Vorjahr 2 

Prozent weniger Strom und 3,3 Prozent mehr Gas verbraucht. 

Der Rückgang beim Strom sei vor allem auf die konjunkturelle 

Abschwächung zurückzuführen. Die Industrie, mit einem Anteil 

von fast 46 Prozent größter Stromverbraucher, habe bereits 

seit Monaten aufgrund der schwächeren Wirtschaftslage einen 

geringeren Strombedarf. Trugen zunächst nur die Produktionsrückgänge 

in den stromintensiven Industrien maßgeblich zu 

den Verbrauchsabnahmen bei, sei inzwischen die Entwicklung 

im gesamten verarbeitenden Gewerbe dafür verantwortlich. So 

sank der Stromverbrauch der Industrie im Vergleich zum Vorjahr 

um 4,1 Prozent. 

Insgesamt wurden im Jahr 2019 den vorläufigen Zahlen zufolge 

511 Milliarden Kilowattstunden Strom verbraucht. Größter 

Verbraucher war trotz der Rückgänge die Industrie mit 

234 Mrd. kWh (45,7 Prozent), gefolgt vom Bereich Öffentliche 

Einrichtungen, Landwirtschaft, Handel und Gewerbe mit 

140 Mrd. kWh (27,4 Prozent) und den Haushalten mit rund 

126 Mrd. kWh (24,6 Prozent). Der Verkehrssektor kam auf 

knapp 12 kWh (2,3 Prozent). Als ein Indiz für einen generell 

sinkenden Stromverbrauch sollte der Rückgang laut BDEW jedoch 

nicht betrachtet werden. Die zunehmende Elektrifizierung 

des Wärme- und Verkehrssektors werde mittel- und langfristig 

den Strombedarf in Zukunft erhöhen. Das Gleiche gilt für die 

Digitalisierung, mit der die Zahl elektronisch betriebener Geräte 

und der Stromverbrauch von Rechenzentren steige und hinzu 

werden die weiteren Effekte der Sektorenkopplung kommen, 

die aufseiten der Stromerzeugung zu höheren Verbräuchen führen 

können, im Gesamtkontext des Energieverbrauchs und der 

Emissionsminderung aber zu geringeren Werten führen. 

Was die Strukturen des Energieverbrauchs und der Stromerzeugung 

in Deutschland betrifft, so lassen sich zwei bemerkenswerte 

Zahlen anführen: 

Sechs Millionen Tonnen CO 2 wurden im Jahr 2019 aufgrund des 

verstärkten Einsatzes von Gaskraftwerken zur Stromerzeugung 

eingespart. Mit 91 Terawattstunden Strom aus Erdgas stammte 

soviel Strom wie noch nie in Deutschland aus Gaskraftwerken. 

Im Vorjahresvergleich bedeutet dies ein Plus von 7,5 TWh. 

Die erneuerbaren Energien steigerten gemäß ersten Abschätzungen 

der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AGEB) ihren 

Beitrag zum gesamten Energieverbrauch im Jahr 2019 um 

4 Prozent. Die Windkraft erhöhte ihren Beitrag um 15 Prozent. 

Bei der Wasserkraft gab es einen Zuwachs von 4 Prozent. Die 

Solarenergie legte nur leicht um 1 Prozent zu. Die Biomasse, auf 

die mehr als 50 Prozent des gesamten Aufkommens im Bereich 

der Erneuerbaren entfällt, verbuchte ein Plus von 2 Prozent. 

Da die Erneuerbaren typischerweise einen großen Beitrag in 

der Stromerzeugung leisten, wird sich dieser Effekt in unserem 

Sektor entsprechend positiv bemerkbar machen. 

Last but not least eine Zahl zu Umweltschutz und Klimaschonung: 

Die Energiewirtschaft hat ihre CO 2 -Emissionen nach 

Berechnungen des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft 

(BDEW) bis 2019 um 44 Prozent gegenüber 1990 

gemindert. Damit wird sie das 40 Prozent-Minderungsziel für 

2020 bereits in diesem Jahr deutlich übertreffen. 


Chefredakteur VGB PowerTech, Esssen, Deutschland 

* Quellen: ec.europa.eu/eurostat/de/home, www.eon.com, 

www.ag-energiebilanzen.de, www.bdew.de 

2

21. Jahrestagung 

2020 

Instandhaltung zwischen Kostendruck und digitalem Wandel 

17. – 18. März 2020, Berlin 

Fachbeiträge, u.a. von: 

3M 

Bayer 

BSH Hausgeräte 

Dillinger Hüttenwerke 

DSAG 

Evonik 

Fraport 

Fraunhofer-Institut IML 

Georgsmarienhütte 

Gerolsteiner Brunnen 

GLOBALFOUNDRIES 

Industrie 4.0 Maturity Center 

Michelin Reifenwerke 

PHOENIX CONTACT Electronics 

RA Thomas Wilrich 

SABIC 

thyssenkrupp Steel 

Volkswagen 

Die wichtigsten Themen im Überblick 

» Instandhaltungsstrategien im Zeitalter der Digitalisierung – 

Umsetzungseerfahrungen zu Predictive Maintenance 

» Digitalisierung: Welche 4.0-Technologien bringen einen echten 

Mehrwert für die Instandhaltung? 

» Der „Wiki-Effekt“: Wissenstransfer, Qualifizierung und Nachwuchsschulung 

unter Einsatz von Wissensplattformen und AR/VR 

» Sicherheit, Standards, Infrastruktur: Herausforderungen bei der 

Vernetzung von Anlagen und Einführung von Remote Services 

» Workforce Management: Ressourceneinsatz richtig planen 

und steuern 

» Von Daten zu Informationen – Datenaufbereitung und -analysen für 

die Smart Maintenance 

» Digitales Nachrüsten und Retrofit: Industrie-4.0-Ansätze für Brownfield-Anlagen 

» Steuern – aber wie? Sinnvolle Kennzahlen für das Monitoring von 

Lieferanten, Prozessen und Anlagen 

» Motor für Change: Wie lässt sich systematisches Innovationsmanagement 

in IH-Organisation und -Prozesse verankern? 

» Einsatz vom digitalen Zwilling im Asset Life Cycle Management 

» Mobile Lösungen für Wartungs-, Inspektions- und Prüfvorgänge 

» Fit für die Maintenance von morgen: Erfahrungen aus Reorganisationsprojekten 

» Neuerungen der SAP für das Asset Management und die Maintenance 

Als Mitglied des VGB PowerTech e.V. erhalten Sie 15% Rabatt. 

Bitte geben Sie bei Ihrer Anmeldung unter www.maindays.de folgenden Code ein: VGBMD2020

Contents VGB PowerTech 1/2 l 2020 

VGB Congress 2020 

100 Years VGB 

Essen, Germany, Grand Hall Zollverein 

9 and 10 September 2020 

• Recent and interesting information on energy supply. 

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

• You too can benefit from expertise and 

exchange with the community. 

International Journal for Generation 

and Storage of Electricity and Heat 1/2 l 2020 

2019: Numbers 

Das Jahr 2019 in Zahlen 

Christopher Weßelmann 1 

Abstracts/Kurzfassungen 6 

Members‘ News 8 

Industry News 26 

Power News 32 

Sector Coupling - buzzword or future of the energy supply 

Sektorenkopplung – Schlagwort oder Zukunft der Energieversorgung 

Wolfgang A. Benesch 36 

The project ALIGN-CCUS – A contribution to the 

evolutive transformation process of energy and 

raw material supply by recycling carbon 

Das Projekt ALIGN-CCUS – Ein Beitrag zum 

evolutiven Transformationsprozess der Energie- und 

Rohstoffversorgung durch Recycling von Kohlenstoff 

Peter Moser, Sandra Schmidt, Knut Stahl, Georg Wiechers, 

Arthur Heberle, Christian Kuhr, Kay Schroer, Hiroshi Kakihira, 

Ralf Peters, Stefan Weiske, Petra Zapp, Stefanie Troy, 

Marcel Neumann, Bastian Lehrheuer, Thorsten Schnorbus 

and Sandra Glück 43 

36C3 – more questions than answers 

36C3 – mehr offene Fragen als Antworten 

Stefan Loubichi 50 

Leakage detection in power-plants based on 

passive acoustic imagining 

Identifizierung von Leckagen in Kraftwerken 

basierend auf passiver akustischer Bildgebungstechnologie 

Katharina Keller, Fritz Menzer, Florian Perrodin 

and Walter Umbricht 56 

Conference report: 51st Kraftwerkstechnisches Kolloquium 

(Power Plant Technology Colloquium) 

Tagungsbericht: 51. Kraftwerkstechnisches Kolloquium 

Michael Beckmann, Antonio Hurtado, Janette Harms 

and Sebastian Sotero 60 

ko:mon Kongress 2019 


Nadine Burgschweiger 62 

4


Contents 

SAVE THE DATE 

For more information please contact us: 

Participation 

Ines Moors 

Tel.: +49 201 8128-274 









Information on participation: 

Ms Ines Moors 

Phone: +49 201 8128-274 


Information on the exhibition: 

Ms Angela Langen 

Phone: +49 201 8128-310 


www.vgb.org 

Technical Exhibition and Sponsoring: 

Angela Langen 

Tel.: +49 201 8128-310 


www.vgb.org 

Photos ©: Grand Hall 

100 Years VGB: 60 Years of VGB – Ideas for Collaborative Work 

100 Jahre VGB: 60 Jahre VGB – Gedanken zur Gemeinschaftsarbeit 

O. Schwarz 65 

100 Years VGB: District Heat and Generation by a Gas Turbine 

100 Jahre VGB: Fernwärmeerzeugung durch eine Gasturbine 

O. Lindholm and J. Linnanvuori 73 

100 Years VGB: Regenerative Energies – Feasibility, 

Limits and Environmental Effects 

100 Jahre VGB: Regenerative Energien – Machbarkeit, 

Grenzen, Umwelteinflüsse 

B. Stoy 81 

Operating results 91 

VGB News 92 

Personalien 93 

Inserentenverzeichnis 94 

Events 95 

Imprint 96 

Preview VGB PowerTech 3|2020 96 

Annual Index 2019: The Annual Index 2019, as also of previous 

volumes, are available for free download at 

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

Jahresinhaltsverzeichnis 2019: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2019 

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 1/2 l 2020 

Sector Coupling - buzzword or future 


Wolfgang A. Benesch 

Sector Coupling plays a major role in any discussion 

about energy turn around. But is Sector 

Coupling as effective as desired? Or are there 

other possibilities that have not been considered? 

What are the constraints? Manufacturing 

should be coupled with the electricity supply. 

That would mean that a production facility, 

which is typically running on base load, will 

only be operated intermittently in the future. 

The evaluation of the Sector Coupling requires 

analyses of processes of companies that had not 

been in dialog before. Not only technical hurdles 

have to be overcome, but also intellectual 

processes. Do I allow outsiders to look inside my 

company? The paper will discuss in which direction 

future methods of Sector Coupling have 

to be directed to effectively support the energy 

turn around. Sector Coupling will even be more 

important in the future when buildings and the 

transportation segments will be implemented. 

Especially the latter with its increasing electricity 

demand will be challenging. How can it work 

and how not? 

The project ALIGN-CCUS – A contribution 

to the evolutive transformation process 

of energy and raw material supply by 


Peter Moser, Sandra Schmidt, Knut Stahl, Georg 

Wiechers, Arthur Heberle, Christian Kuhr, 

Kay Schroer, Hiroshi Kakihira, Ralf Peters, 

Stefan Weiske, Petra Zapp, Stefanie Troy, 

Marcel Neumann, Bastian Lehrheuer, 

Thorsten Schnorbus and Sandra Glück 

The technical, economic and social challenges 

for achieving the climate protection goals are immense. 

The desired reduction of carbon dioxide 

emissions to net zero by the year 2050 requires 

global radical changes in all areas of economy 

and daily life that are without precedence in history, 

comprising all sectors (energy, transport, 

industry, households) as well as infrastructure 

and land use. It is immediately evident that the 

use of existing infrastructure to the maximum 

extent possible not only accelerates the implementation 

of climate protection measures, but 

can also reduce the resulting immense costs. 

For the energy and fuel supply, this evolutionary 

approach aims to use existing power plants 

and transport infrastructure and to reduce their 

emissions with the help of renewable energies, 

while avoiding structural breaks at the same 

time. Base chemicals and fuels produced from 

captured CO 2 from flue gases and renewably 

produced hydrogen (Carbon Capture and Usage: 

CCU) are coupling the sectors. Important CCU 

products, such as methanol and dimethyl ether 

(DME), are cross-sectorally applicable chemical 

long-term energy storages with a higher volumetric 

energy density than hydrogen. As a part 

of the project ALIGN-CCUS, a CCU demonstration 

plant for DME synthesis is being built in 

the Innovation Center in Niederaussem and the 

use of DME in diesel engines is demonstrated in 

an emergency generator for peak and back-up 

power generation. In addition the usage of the 

CCU-fuel oxymethylene ether (OME) for transportation 

is examined. 


Stefan Loubichi 

The 36th Chaos Computer Congress (36C3) in 

Leipzig at the end of December 2019 will have 

caused to the energy industry more than some 

sleepless nights. After the Russian Kaspersky 

Group discovered some security gaps in power 

plants, the National Security Agency issued a 

warning message about Windows 10 vulnerabilities 

to the public. Then there were also 

problems with Citrix, because there were no 

patches for important gaps for three weeks. The 

biggest issue in 36CS was, that the vulnerabilities 

affected ultimately all manufacturers. The 

discussion lead also to the point that in many 

power plants the asset management is documented 

in excel sheets. In the early 1990´s this 

was state of the art, but not nowadays. The biggest 

problem however, is patch management, 

which is de facto insufficiently implemented in 

many power plants. All of the measures in asset 

and patch management cost a lot of m. But 

all of these measures cost a fraction of what a 

blackout cost. We should start today. It may be 

too late tomorrow. 

Leakage detection in power-plants based 

on passive acoustic imagining 


and Walter Umbricht 

A reduction of unplanned outages has a major 

impact on the profitability of thermal power 

plants. The impact of unplanned outages is 

becoming even larger due to the advent of capacity 

markets, which include heavy penalties 

for plants that do not produce the negotiated 

amount of power. Gas leaks are an identified 

cause of such unplanned plant outages, and 

leaks are often difficult to find due to the time 

consuming nature of leak detection and the resource 

constraints on the maintenance crews. 

Moreover the variety of the gases (methane, hydrogen, 

compressed air, steam, vacuum) make 

it difficult for the operators to have a detection 

tool at hand that suits all situations. The novel 

technology presented here combines acoustic 

and optical imaging for gas leak detection in a 

way that allows for a wide field of view independent 

of the gas type. Its functioning principle 

is demonstrated in this article at the example 

of leak detection in a power plant. With 

this technology air, methane, LNG and CO2 

leaks have been detected at several components 

of the power plant, such as the aeroderivative 

turbine or the LNG storage block. In addition to 

the leaks found, it was possible to detect partial 

discharges in the power plant switchyard. 

Conference report: 51st 

Kraftwerkstechnisches Kolloquium 

(Power Plant Technology Colloquium) 

Michael Beckmann, Antonio Hurtado, Janette 

Harms and Sebastian Sotero 

For October 2019, the Technical University 

Dresden again invited to the Kraftwerkstechnisches 

Kolloquium (Power Plant Technology Colloquium) 

in Dresden. About 100 speakers and 

950 participants as well as more than 100 companies 

in the accompanying exhibition accepted 

this invitation. For 51 years now, the focus of 

this congress has been to provide a platform for 

communication and discussion on topics relating 

to the provision of energy, its transport, storage 

and application. 


Nadine Burgschweiger 

220 participants exchange information about 

the control room of the future for three days. 

Control systems, in which all information converges 

and in which faults are detected in good 

time, are also important in the energy industry. 

Since they have to take over a growing number 

of functions, it is crucial to adapt hardware and 

software, process sequences and the design of 

the control rooms to these requirements. The 

“ko:mon - Congress for Control Room Technology 

and Monitoring Systems” will deal with this 

topic. This largest cross-industry control room 

forum in Germany took place for the eleventh 

time in mid-September. Experts, practitioners, 

specialist planners, equipment suppliers and users 

from various industries met in Bremen. 

100 Years VGB: 60 Years of VGB – Ideas for 

Collaborative Work 

O. Schwarz 

The VGB, when set upon 29 November 1920, 

was originally conceived to have a limited life 

as an association of interested, large undertakings 

and designed, through the influence and 

economic importance of its membership, to 

give emphasis to their views and requirements. 

However, it developed into an Organisation 

which makes specific contributions towards the 

wellbeing of the individual and the society. Its 

progressive influence on the successful development 

of power plant technology from 1920 

to 1980 is undisputed. Collaborative work is a 

Service to the general public. lt requires concentration 

of effort and crucial points, needs continuity 

and presupposes constant understanding. 

The object is consensus and not uniformity. 

100 Years VGB: District Heat and Generation 

by a Gas Turbine 

O. Lindholm and J. Linnanvuori 

Gas turbines have been used in Finland for the 

generation of district heat since 1977. Following 

the extension of the natural gas network 

many units have been ordered and in the period 

between 1986 and 1988 two new applications 

were completed. In both cases a heat accumulator 

is used. This permits operation of the plant 

at full output during day-time when the demand 

for electricity is highest. At night-time the 

gas turbine can be shut down and energy from 

the heat accumulator can be discharged into the 

heat network. In this way part-load operation of 

the gas turbine can be avoided and the best possible 

level of efficiency can be obtained. 

100 Years VGB: Regenerative Energies — 

Feasibility, Limits and Environmental Effects 

B. Stoy 

Irradiation into the atmosphere and the energy 

balance of the earth are produced as a result of 

the sun acting as a fusion reactor. The actual 

State of development of solar collectors, heat 

pumps and absorbers, wind energy Converters, 

plant for biomass utilization and first and foremost 

of solar cells for direct conversion of light 

into electricity are described in the paper. Proportion 

of up to 4 to 8% of final energy demand 

for the Federal Republic of Germany to the turn 

of the Century will be met by solar energy mainly 

in the form of water power, environmental 

heat and biomass. 

6


Kurzfassungen 

Sektorenkopplung – Schlagwort oder 

Zukunft der Energieversorgung 


Sektorenkopplung ist heute in der Energiebranche 

in aller Munde. Kann sie aber das leisten, 

was sich viele davon versprechen? Oder gibt es 

gar noch ungenutzte Möglichkeiten? Was sind 

die Hemmnisse? So sollen z.B. Produktionsprozesse 

an das Stromangebot gekoppelt werden. 

Das heißt aber, dass eine Produktionsanlage, die 

sonst in der Grundlast fährt, nur zeitweise zum 

Einsatz kommt. Wie disponibel sind Produktionsprozesse? 

Welcher Prozess erlaubt ohne 

Qualitätsverluste begrenzte Unterbrechungen? 

Welche inhärenten Speichermöglichkeiten bieten 

Stromanwendungen? Dazu ist die zeitliche 

Abhängigkeit von Herstellungsverfahren zu 

analysieren. Die Beschäftigung mit der Sektorenkopplung 

verlangt, dass sich Unternehmen 

wechselseitig mit ihren Prozessen beschäftigen, 

die bisher gar nicht im engen Dialog standen. 

Nicht nur technische Hindernisse, sondern auch 

mentale Hürden müssen genommen werden. 

Lasse ich es zu, dass ein fremdes Unternehmen 

Einblick in meine Geschäftsinterna erhält? In 

dem Beitrag sollen mögliche Ansätze diskutiert 

werden um zu erkennen in welche Richtung zukünftige 

Methoden und Anreize der Sektorenkopplung 

gehen müssen, um die Energiewende 

erfolgreich unterstützen zu können. Sektorenkopplung 

wird mit weiter wachsendem Anteil 

volatiler Erneuerbarer Energien immer stärker 

von Bedeutung sein, gerade wenn man den Gebäudesektor 

und insbesondere den wachsenden 

Strombedarf durch Elektromobilität sieht. Wie 

kann es gehen und wie nicht? 

Das Projekt ALIGN-CCUS – Ein Beitrag zum 

evolutiven Transformationsprozess der 

Energie- und Rohstoffversorgung durch 

Recycling von Kohlenstoff 

Peter Moser, Sandra Schmidt, Knut Stahl, 

Georg Wiechers, Arthur Heberle, Christian Kuhr, 

Kay Schroer, Hiroshi Kakihira, Ralf Peters, 

Stefan Weiske, Petra Zapp, Stefanie Troy, 

Marcel Neumann, Bastian Lehrheuer, 

Thorsten Schnorbus und Sandra Glück 

Die technischen, wirtschaftlichen und sozialen 

Herausforderungen zur Erreichung der Klimaschutzziele 

sind immens. Die Senkung der 

CO 2 -Emissionen bis zum Jahr 2050 auf netto 

Null bedarf globaler Umwälzungen in allen 

Bereichen des täglichen Lebens und betreffen 

alle Sektoren sowie Infrastruktur und Landnutzung. 

Die Maßnahmen zur Transformation 

der Energie- und Rohstoffversorgung sind in 

ihrem Ausmaß ohne historisches Beispiel. Es ist 

unmittelbar einleuchtend, dass die möglichst 

weitgehende sektorenübergreifende Nutzung 

bestehender Infrastruktur nicht nur die Umsetzung 

von Maßnahmen zum Klimaschutz 

beschleunigt, sondern auch die daraus resultierenden 

immens hohen Kosten senken kann. Dieser 

evolutive Ansatz zielt darauf ab, bestehende 

Kraftwerke, Industrieanlagen und Verkehrsmittel 

zu nutzen sowie deren Emissionen mit Hilfe 

der erneuerbaren Energien zu senken und 

Strukturbrüche zu vermeiden. Basischemikalien 

und Treibstoffe, die aus abgetrenntem CO 2 und 

regenerativ erzeugtem Wasserstoff hergestellt 

werden (Carbon Capture and Usage: CCU), dienen 

als Bindeglied zwischen den Sektoren. Im 

Rahmen des Projektes ALIGN-CCUS wird eine 

CCU-Demonstrationsanlage zur DME-Synthese 

im Innovationszentrum in Niederaussem errichtet 

und die Nutzung von DME in Dieselmotoren 

exemplarisch in einem Notstromaggregat zur 

Peak- und Back-Up-Stromerzeugung demonstriert. 

Darüber hinaus wird die Nutzung des 

CCU-Kraftstoffs Oxymethylenether (OME) im 

Verkehr untersucht. 



Ende 2019 wurde auf dem 36. Chaos Computer 

Club Kongress gezeigt, wie „einfach“ es für 

Profis ist, Zugang zur Leittechnik in Kraftwerken 

zu erhalten. Die in Leipzig gehaltene Präsentation 

erfolgte durch Sicherheitsexperten 

einer russischen Firma hat vielen die Augen 

geöffnet. Obwohl die Energiewirtschaft nur ein 

Nischendasein auf dem 2019er Chaos Computer 

Club hatte, so muss festgehalten werden, dass 

die „Kaspersky-Präsentation“ und die anschließenden 

Diskussionen einiges bewegt haben. Das 

derzeitige Asset- und Patchmanagement wird 

aber nach derzeitiger Sicht nicht ausreichen, um 

sich erfolgreich gegen eine professionelle Attacke 

von Cyber-Terroristen bzw. Cyber-Kriminellen 

erfolgreich zur Wehr zu setzen. 


basierend auf passiver akustischer 

Bildgebungstechnologie 


und Walter Umbricht 

Die passive akustische Bildgebung trägt einen 

wertvollen Beitrag zur Anlagenuntersuchung 

und damit Optimierung sowie Instandhaltung 

von Industrieanlagen bei. Die in diesem Artikel 

beschriebenem Fehlersuche führte zur Behebung 

der Gas- und Luftleckagen an der Gasturbine 

sowie zur Reduzierung der Temperatur 

innerhalb der Schallhaube. Dadurch konnte der 

Leckagen-bedingte Stillstand um mindestens 

zwei Tage reduziert werden. Die verschiedenen 

Systeme der kombinierten Wärme-Kraftanlage 

und Gastypen konnten mit demselben Gerät 

einfach und gründlich während des Anlagebetriebs 

untersucht werden. Dabei war die Methode 

durch das große Messfeld zeitsparend und 

sicher für den Betreiber. Die hohe Sensitivität 

des Gerätes ermöglichte eine frühzeitige Detektion 

der Luft-, Methan-, LNG- und CO2-Leckagen 

an verschiedensten Komponenten der Wärme-Kraftanlage 

sowie Teilentladungen an dem 

elektrischem Schaltwerk. Eine anschließende 

Fehlerbehebung führte die Anlage wieder in 

einen sicheren und effizienten Betriebszustand. 

Ohne diese Fehlerbehebung wäre ein weiterer 

Betrieb der Anlage nur mit einem hohem Risiko 

für die Gasturbine und Effizienzeinbussen möglich 

gewesen. Mit konventionellen Methoden 

hätte diese Untersuchung ein mehrfaches an 

Zeit und Personal in Anspruch genommen. 

Tagungsbericht: 

51. Kraftwerkstechnisches Kolloquium 

Michael Beckmann, Antonio Hurtado, Janette 

Harms und Sebastian Sotero 

Auch im Oktober 2019 veranstaltete die Technische 

Universität Dresden erneut das Kraftwerkstechnische 

Kolloquium in Dresden – gemeinsam 

mit ca. 100 Autoren, 950 Teilnehmern 

und über 100 Firmen in der begleitenden Ausstellung. 

Schon seit 51 Jahren liegt der Schwerpunkt 

dieses Kongresses darauf, eine Kommunikations- 

und Diskussionsplattform zu Themen 

der Energiebereitstellung, deren Transport, 

Speicherung und Anwendung zu bieten. 



Leitsysteme, in denen alle Informationen zusammenlaufen 

und die Störungen rechtzeitig 

erkennen, sind auch in der Energiewirtschaft 

immer wichtiger. Da sie eine wachsende Zahl 

von Funktionen übernehmen müssen, ist es 

entscheidend, Hard- und Software, Prozessabläufe 

sowie die Gestaltung der Leitwarten an 

diese Anforderungen anzupassen. Mit dieser 

Thematik setzt sich der „ko:mon – Kongress für 

Kontrollraumtechnik und Monitoring-Systeme“ 

auseinander. Zum mittlerweile elften Mal fand 

Mitte September dieses größte branchenübergreifende 

Kontrollraum-Forum Deutschlands 

statt. Experten, Praktiker, Fachplaner, Ausrüster 

und Anwender verschiedener Branchen trafen 

sich iin Bremen zum Knowhow-Transfer. In Vorträgen, 

Experten-Panels und Networking-Runden 

tauschten sich die rund 220 Teilnehmer 

drei Tage lang über neueste Entwicklungen in 

der Branche und den Leitstand der Zukunft aus. 

100 Jahre VGB: 60 Jahre VGB – Gedanken 

zur Gemeinschaftsarbeit 

O. Schwarz 

Am 29. November 1920 zunächst als zeitlich begrenzt 

gedachte Interessengemeinschaft großer 

Unternehmen konzipiert, die durch das Gewicht 

und die wirtschaftliche Bedeutung ihrer Mitglieder 

ihren Ansichten und Forderungen Nachdruck 

verleihen wollte, entwickelte sich die VGB 

zu einer Organisation, die spezifische Beiträge 

zum Wohle des einzelnen und der Gesellschaft 

leistet. Ihr fortschrittlicher Einfluß auf die erfolgreiche 

Entwicklung der Kraftwerkstechnik 

der Jahre 1920 bis 1980 ist unbestritten. Gemeinschaftsarbeit 

ist Dienst an der Allgemeinheit. 

Sie erfordert die Konzentration der Kräfte 

auf Schwerpunkte, bedingt Kontinuität und 

setzt ein ungebrochenes Selbstverständnis voraus. 

Das Ziel ist Konsens und nicht Uniformität. 

100 Jahre VGB: Fernwärmeerzeugung durch 

eine Gasturbine 

O. Lindholm und J. Linnanvuori 

Gasturbinen werden in Finnland seit 1977 in 

der Fernwärmeerzeugung verwendet. Nach der 

Erweiterung des Erdgasnetzes sind viele Aggregate 

bestellt worden, und in den Jahren 1986 bis 

1988 wurden zwei neue Anwendungen verwirklicht. 

In beiden Lösungen wird ein Wärmespeicher 

verwendet. Dieser ermöglicht den Betrieb 

der Anlage mit voller Leistung zur Tageszeit, wo 

der Bedarf an Elektrizität am größten ist. Die 

Gasturbine kann nachts abgestellt und Energie 

aus dem Wärmespeicher ins Wärmenetz abgegeben 

werden. So kann man den Betrieb der 

Gasturbine mit Teillast vermeiden und einen 

möglichst guten Wirkungsgrad erreichen. 

100 Jahre VGB: Regenerative Energien — 

Machbarkeit, Grenzen, Umwelteinflüsse 

B. Stoy 

Ausgehend von der Sonne als Fusionsreaktor 

werden die Einstrahlung in die Atmosphäre und 

die Energiebilanz der Erde dargestellt. Der aktuelle 

Entwicklungsstand von Solarkollektoren, 

Wärmepumpen und Absorbern, Windenergiekonvertern, 

Anlagen zur Biomassenutzung und 

vor allem von Solarzellen zur Direktumwandlung 

von Licht in Elektrizität wird dargestellt. 

wird die Entwicklung der Brennstoffpreise haben. 

Für die Bundesrepublik Deutschland ist bis 

zur Jahrhundertwende ein Anteil von 4 bis 8 % 

am Endenergiebedarf durch die Solarenergie zu 

erwarten, hauptsächlich in Form der Wasserkraft, 

der Umweltwärme und der Biomasse. 

7

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Members´ News VGB PowerTech 1/2 l 2020 

Members´ 

News 

Axpo übernimmt gesamte 

Vermarktung des Offshore- 

Windparks Global Tech I 

(axpo) Axpo baut ihr Geschäft mit der Direktvermarktung 

von Strom aus erneuerbaren 

Energien in Deutschland weiter aus: 

Seit Jahresbeginn 2020 ist die deutsche 

Tochtergesellschaft von Axpo für die gesamte 

Vermarktung des Offshore-Windparks 

Global Tech I (GT I) in der Nordsee 

verantwortlich. Die entsprechende Ausschreibung 

konnte Axpo Deutschland Ende 

2019 für sich entscheiden. 

Bis dato hatte die Tochtergesellschaft von 

Axpo für den deutschen Markt knapp einen 

Viertel des Stroms, der von GT I produziert 

wird, vermarktet. Dies entsprach der Höhe 

der Anteile von Axpo an dem Windpark mit 

einer installierten Leistung von 400 MW, 

der zu 24,1 % im Besitz der größten 

Schweizer Produzentin von Strom aus erneuerbaren 

Energien ist. 

GT I liegt 140 Kilometer vor der Nordseeküste 

in der Deutschen Bucht und war bei 

seiner Inbetriebnahme im Spätsommer 

2015 nicht nur eines der Pionierprojekte 

im Bereich Wind Offshore in Deutschland, 

sondern auch der erste auf Meeresboden 

erstellte Windpark mit substantieller 

Schweizer Beteiligung. 

Johannes Pretel, Co-Head Origination 

Axpo Deutschland, kommentiert: „Axpo 

Deutschland war als Vermarkterin bei GT I 

von Anfang an mit dabei und konnte über 

die Jahre wertvolle Erfahrungen im Umgang 

mit der Direktvermarktung von 

Windstrom auf hoher See sammeln. Der 

Windpark hat seine Performance im Laufe 

der Zeit stetig verbessert. Als sich uns nun 

die Möglichkeit bot, den gesamten Strom 

aus GT I zu vermarkten, haben wir natürlich 

zugegriffen. Wir freuen uns, dass wir 

den Zuschlag erhalten haben.“ 

Hoher Jahresnutzungsgrad 

Die 80 Windturbinen der 5-MW-Klasse 

erzeugen im Schnitt ca.1,5 Mio MWh 

Strom pro Jahr und können damit rechnerisch 

rund 450.000 Haushalte mit Strom 

versorgen. Mit einem gegenüber Onshore-Windparks 

hohen Jahresnutzungsgrad 

von 42,8 % im Jahr 2019 leistet GT I einen 

wichtigen Beitrag zur umweltfreundlichen 

Energieversorgung und zur Erreichung der 

Klimaziele. Die CO 2 -Einsparung beträgt 

jährlich 800.000 t im Vergleich zu Kohlekraftwerken.(20691210) 

LLwww.axpo.com 

ČEZ’s hydro plant raised 

production by 29.3 % 

(ČIA) ČEZ Group storage and oncethrough 

hydro power plants in the Czech 

Republic generated almost 1.08 billion 

kWh of electricity, up 29.3 % y/y. The highest 

volumes of energy were supplied by 

three storage plants of the Vltava Cascade 

Orlík (271 million kWh), Slapy (237 million 

kWh) and Lipno (140 million kWh). 

Emission-free electricity from ČEZ‘s hydroelectric 

power plants is able to cover the 

consumption of approximately 300,000 

households. Petr Maralík, director of Vodní 

elektrárny ČEZ, said that the turbine generator 

sets at the Slapy power plant, Kamyk 

and Hnevkovice are currently being upgraded. 

(20691215) 

LLwww.cez.cz 

EEW legt Grundstein für 

Niedersachsens erste 

Klärschlammverbrennungsanlage 

Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage von EEW Energy from Waste am niedersächsischen 

Standort Helmstedt Buschhaus (Prävisualisierung). 

(eew) Im Beisein von Olaf Lies, Niedersächsischer 

Minister für Umwelt, Energie, 

Bauen und Klimaschutz, hat EEW Energy 

from Waste (EEW) den Grundstein für die 

erste Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage 

(KVA) Niedersachsens gelegt. Die Anlage 

wird mit der Inbetriebnahme im Jahr 

2021 in der Lage sein, etwa 20 % des niedersächsischen 

Klärschlamms thermisch 

zu behandeln. 

Für Bernard M. Kemper, Vorsitzender der 

Geschäftsführung von EEW, hat die Anlage 

am EEW-Stammsitz in Helmstedt aus drei 

Gründen Symbolcharakter: „Die KVA 

Buschhaus ist erster sichtbarer Ausdruck 

unseres noch jungen Geschäftsfeldes Klärschlammverwertung, 

trägt dem Willen des 

Gesetzgebers Rechnung, künftig keine belasteten 

Klärschlämme mehr in der Landwirtschaft 

einzusetzen, und schafft die 

Voraussetzungen für das Recycling des begrenzten 

und lebenswichtigen Rohstoffs 

Phosphor.“ Darüber hinaus sei sie ein erster 

Schritt auf dem Weg in den Strukturwandel 

und die Nachnutzung des Helmstedter 

Braunkohlereviers. 

Dazu Umweltminister Olaf Lief: „Gerade 

die vom Bund zur Verfügung gestellten 

Mittel zur Weiterentwicklung des Standortes 

eröffnen die Chance, weitere Projekte 

voranzutreiben. Für mich ist der Standort 

aufgrund seiner sehr guten Infrastrukturanbindung 

sowie dem leistungsfähigen 

Netzanschluss für Strom und Gas prädestiniert 

für Zukunftspläne – um mit „Power to 

Gas“ nur ein Beispiel zu nennen.“ 

Am Standort Buschhaus wird die KVA 

künftig grüne Energie für Strom, Prozessdampf 

oder Fernwärme gewinnen. Wichtiger 

sei aber die Rohstoffseite, so Kemper. 

Bei der thermischen Behandlung des Klärschlamms 

in der neuen KVA werden jährlich 

etwa 15.000 Tonnen Asche entstehen. 

Phosphor als synthetisch nicht herstellbarer 

lebensnotwendiger Rohstoff – der 

menschliche Körper enthält beispielsweise 

bis zu 1.000 Gramm Phosphorverbindungen 

– ist als Phosphat in der Klärschlammasche 

mit einem Gehalt von etwa 20 % enthalten. 

„Eines unserer Ziele ist es, eine 

Asche bereitzustellen, aus der mehr als 

90 % Phosphat zurückgewonnen werden 

können“, sagt Kemper. Erfülle Deutschland 

ab dem Jahr 2029 die gesetzlich festgelegte 

Rückgewinnungsquote von mindestens 80 

Prozent – dies haben Untersuchungen des 

Umweltbundesamtes gezeigt – sei mit etwa 

30.000 bis 40.000 t Phosphor pro Jahr in 

Form von Phosphatrezyklaten zu rechnen. 

Deutschland würde damit seine Importabhängigkeit 

bei diesem kritischen Rohstoff 

in einem erheblichen Umfang mindern. 

„Wir sehen uns in der Pflicht, dass aus den 

in unseren Klärschlamm-Monoverbrennungsanlagen 

anfallenden Aschen Phosphor 

als pflanzenverfügbarer Dünger gewonnen 

und in den Kreislauf rückgespeist 

werden kann“, bekräftigt CEO Kemper. 

EEW beteilige sich dafür an der Entwicklung 

geeigneter Verfahren. 

Die Erweiterung des Standortes Buschhaus 

um eine Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage 

könne vor diesem Hinter- 

8


MembersŃews 

grund Ausgangspunkt für Folgeansiedlungen 

sein. Um solchen zukunftsweisenden 

Investitionen am Standort Raum geben zu 

können, benötige EEW allerdings geeignete 

Flächen, betont Kemper. 

Die KVA am EEW-Standort Buschhaus ist 

die erste von aktuell vier geplanten Anlagen 

der EEW-Gruppe. Neben Helmstedt 

verfolgt das Unternehmen vergleichbare 

Projekte in Stapelfeld nahe Hamburg, im 

mecklenburgischen Stavenhagen und dem 

niederländischen Delfzijl. 

Über den Projektfortschritt der KVA 

Buschhaus informiert EEW ab sofort auf 

der Website www.energie-zukunft-helmstedt.de. 

(20691216) 

LLwww.eew-energyfromwaste.com 

Masdar and EDF Group conclude 

shareholder agreement to 

establish energy services company 

• The joint venture will explore and 

collaborate on opportunities in solar 

power generation and energy-efficiency 

projects 

(edf) Masdar, one of the world’s leading 

renewable energy companies and a subsidiary 

of Mubadala Investment Company, 

and EDF Group, low-carbon electricity 

leader, have signed an agreement to establish 

a joint venture (JV) company dedicated 

to energy efficiency and distributed solar 

power generation projects. 

The agreement was signed in the presence 

of Khaled Abdulla Al Qubaisi, Chief 

Executive Officer, Aerospace, Renewables 

& ICT, Mubadala Investment Company, 

and Laurent Clement, Managing Director 

and CEO of EDF-Middle East, by Mohamed 

Jameel Al Ramahi, Chief Executive Officer 

of Masdar, and Valerie Levkov, EDF Senior 

Vice-President, Africa, Middle East and 

Mediterranean, at Abu Dhabi Sustainability 

Week. 

“Today’s announcement builds on our ongoing 

successful partnership with the EDF 

Group in among others the UAE and the 

Kingdom of Saudi Arabia,” said Al Ramahi. 

“By leveraging our combined local and international 

experience, we aim to diversify 

our portfolio of renewable energy projects 

while tackling the significant challenge of 

reducing building- and industry-related 

carbon emissions. The new joint venture 

will also support Abu Dhabi in achieving its 

2030 energy efficiency strategy, which 

aims to reduce overall electricity consumption 

by 22 per cent and water consumption 

by 32 per cent.” 

Both entities have already developed a 

robust pipeline of opportunities. The EDF 

pipeline of opportunities has been supported 

by their specialised subsidiaries, namely 

Dalkia, EDF ENR, EDF Renewables and 

Citelum. Some of these projects involve a 

novel contracting solution, called Energy 

Performance Contracts, under which the 

project is paid for over time via the savings 

achieved from the energy efficiency improvements. 

“Our overarching objective is to promote 

a sustainable development model to fully 

address our clients’ increasing energy 

needs while making a positive contribution 

to the fight against global warming,” said 

Valerie Levkov, EDF Senior Vice-President, 

Africa, Middle East and Mediterranean. 

“The energy solutions Masdar and EDF will 

be providing are driven by a simple yet 

strong ambition: bring our business clients 

measureable benefits such as reductions in 

operational costs, increased asset value 

and comfort improvements for their facilities’ 

end-users.” 

Masdar and EDF are partners in developing 

the 800 MW third phase of the Mohammed 

bin Rashid Al Maktoum (MBR) Solar 

Park in Dubai, and Saudi Arabia’s largest 

wind farm, the 400 MW Dumat Al Jandal 

project. The two companies also successfully 

bid last year to develop the Noor 

Midelt Phase I hybrid solar power plant in 

Morocco. (20691219) 

LLwww.edf.com 

EDP is a partner in the first 

European robot center in offshore 

wind farms 

• The European Atlantis center will be in 

Viana do Castelo and involves an 

investment of 8.5 million euros. It is 

coordinated by INESC TEC, and has 

EDP (NEW – Center For New Energy 

Technologies) as its main partner. 

(edp) The first European real-time maritime 

robot testing center will be set up on 

the coast of Viana do Castelo. Atlantis Test 

Center will enable the validation of robotic 

solutions in the most extreme weather conditions 

of the Atlantic Ocean, especially for 

the inspection and maintenance of offshore 

wind infrastructure. 

The European project Atlantis – The Atlantic 

Testing Platform for Maritime Robotics: 

New Frontiers for Inspection and Maintenance 

of Offshore Energy Infrastructures, 

led by INESC TEC and with the 

participation of EDP and support from various 

technological and academic partners, 

reinforces the development of monitoring 

and maintenance technologies for wind infrastructures 

at sea. The project will create 

a pioneering platform in Europe which 

aims to demonstrate robotic technologies 

and solutions that are essential for the inspection 

and maintenance of offshore wind 

farms around the world. 

Atlantis will focus on the inspection, 

maintenance and repair of offshore wind 

infrastructures, where a number of autonomous 

robots (underwater, surface and 

air) will be developed and tested in various 

industrial scenarios, such as the inspection 

of mooring lines, the monitoring underwater 

structures and turbine cleaning. The 

use of robots in this sector aims to mitigate 

risk and reduce the cost of operating and 

maintaining offshore wind farms, particularly 

in deep water. 

The center will use WindFloat Atlantic 

Park to validate and demonstrate robotic 

applications developed by research centers 

or technological companies, that contribute 

to the sustainability of this sector. 

EDP, through the EDP NEW Center for 

New Energy Technologies and in close collaboration 

with Principle Power (Wind- 

Float Technology), leads the offshore 

demonstration component and invests in 

the project to increase the competitiveness 

of floating offshore wind technology. 

“WindFloat, namely WindFloat Atlantic, is 

a giant step in creating new markets for renewable 

energies and in particular for the 

wind sector. The Atlantis project is strategic 

for the company because of its focus on 

one of the central vectors that will decisively 

contribute to increasing the competitiveness 

of floating offshore wind power: 

innovative operation and maintenance, 

creating viable new options for removing 

carbon dioxide from the energy system 

and society,“ says João Maciel, R&D 

Director at EDP. 

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9

MembersŃews VGB PowerTech 1/2 l 2020 

“Atlantis Test Center will enable us to 

quantify the added value of new robotic 

technology and accelerate our integration 

into the maritime wind power industry. 

The project is based on a true symbiosis between 

the energy and maritime robotics 

industries. This innovation center will be 

installed in Viana do Castelo and will be of 

strategic importance for the scientific robotics 

road-map across Europe,” says Andry 

Maykol Pinto, project coordinator and 

researcher at INESC TEC. „The Atlantis 

Test Center will be an excellent opportunity 

for small and medium-sized enterprises 

(SMEs) to develop technologies that enhance 

the sustainability of the maritime 

wind sector, as they will be able to experimentally 

evaluate their products and tailor 

their offerings to the needs and expectations 

of an emerging market,“ adds Andry 

Maykol Pinto. 

The project, which is expected to last 

three years, has a total investment of € 8.5 

million financed by the H2020 – Framework 

Program for Research and Innovation, 

under agreement number 871571. In 

addition to INESC TEC and EDP NEW 

Center for New Energy Technologies (Portugal), 

the consortium includes eight partners 

from 5 countries: Teknologian Tutkimuskeskus 

VTT and ABB OY (Finland), 

Principle Power France and ECA Robotics 

(France), Space Application Services NV 

(Belgium), IQUA Robotics and Universitat 

de Girona (Spain) and RINA Consulting 

SPA (Italy). (20691220) 

LLwww.edp.com 

EDP: WindFloat Atlantic starts 

supplying clean energy in Portugal 

(edp) The first platform of the WindFloat 

Atlantic wind farm, after being successfully 

connected on 31st December, is able to 

supply to the grid in Portugal the energy 

generated by its 8,4 MW wind turbine, the 

world’s largest installed on a floating platform. 

The first of the three platforms comprising 

the Windplus consortium’s wind farm, 

was successfully connected on 31st December, 

after the energisation of the 20-km cable 

connecting the offshore wind farm and 

the substation of Viana do Castelo. The 

other two units will be connected successively, 

until they reach 25 MW of the WFA 

project. 

The WindFloat Atlantic units – measuring 

30 metres in height and with a 50-metre 

distance between columns – accommodate 

the world’s largest wind turbines installed 

on a floating structure of 8,4 MW, helping 

to increase power generation and drive significant 

reductions in lifecycle costs. 

WindFloat Atlantic starts supplying clean energy in Portugal 

The commissioning of this wind farm facilitates 

access to untapped marine areas 

and represents a significant technological 

leap towards shaping a carbon-free economy 

in Portugal. The WindFloat Atlantic 

platforms are anchored with chains to the 

seabed at a depth of 100 metres. They are 

designed to be transported by standard 

towing craft, as opposed to bottom-fixed 

projects which require expensive vessels to 

be mobilized for transport, and their onshore 

assembly helps scale back logistics, 

financial and environmental costs associated 

with marine construction. All of these 

technological advantages make it viable for 

the project to be replicated anywhere in the 

world, at a much larger scale. 

The project took another step forward, 

once the second of the three platforms that 

make up the WindFloat Atlantic had arrived 

at its final destination in the past 

days. Once fully operational the three 

Wind Turbine generators making up the 

wind farm, with their 25 MW of installed 

capacity, will be able to generate enough 

energy to supply the equivalent of 60,000 

users each year. 

About WindFloat Atlantic 

The project is led by the Windplus consortium, 

comprising EDP Renewables 

(54.4 %), Engie (25 %), Repsol (19.4 %) 

and Principle Power Inc. (1.2 %).Wind- 

Float Atlantic project builds on the success 

of the WindFloat1 prototype, which was in 

operations between 2011 and 2016. The 

2MW prototype successfully generated energy 

uninterruptedly over five years, surviving 

extreme weather conditions, including 

waves up to 17 metres tall and 60-knot 

winds, completely unscathed. 

The platforms have been built in cooperation 

between the two countries on the Iberian 

peninsula: two of them were manufactured 

at the Setúbal shipyards (Portugal), 

and the third at Avilés and Ferrol shipyards 

(Spain). The project uses WindFloat® disruptive 

technology, which enables wind 

platforms to be installed in deep waters, 

inaccessible to date, where abundant wind 

resources can be harnessed. 

This initiative has had the support from 

public and private institutions, encouraging 

companies that are leaders in their respective 

markets to take part in the project; 

while the Government of Portugal, 

European Commission and the European 

Investment Bank have provided financial 

support. 

The partners that have made this project 

possible include, in addition to Principle 

Power, the joint venture between Navantia/Windar, 

the A. Silva Matos Group, 

Bourbon, the wind turbine supplier MHI 

Vestas and dynamic cable supplier JDR Cables. 

(20691221) 

LLwww.edp.com 

EnBW bringt größtes Windkraftwerk 

Deutschlands ans Netz 

• Albatros produziert Strom 

(enbw) Das aktuell größte Windkraftwerk 

Deutschlands ist vollständig am Netz. Der 

Windpark „Hohe See“ ist bereits seit Oktober 

2019 komplett in Betrieb, jetzt produziert 

auch sein kleiner Nachbar „Albatros“ 

Strom. Zusammen verfügen die insgesamt 

87 Windkraftanlagen über eine Gesamtleistung 

von 609 Megawatt und können so 

viel Energie produzieren wie ein modernes 

Gaskraftwerk. Rechnerisch können alle 

Privathaushalte von München mit grüner 

Energie versorgt werden. Beide Windparks 

hat die EnBW bereits wie geplant im September 

2019 komplett errichtet. 

Das kanadische Energieinfrastruktur-Unternehmen 

Enbridge Inc. hält 49,9 Prozent 

an beiden Windparks, die EnBW jeweils die 

restlichen 50,1 Prozent. (20691233) 

LLwww.enbw.com 

10


MembersŃews 

ENGIE reached an agreement 

with EDPR to create a 50/50 

joint-venture for offshore wind 

(engie) ENGIE announces the signing of an 

agreement with EDPR to create a co-controlled 

50/50 joint-venture (JV) in fixed 

and floating offshore wind. 

The agreement signed today follows the 

announcement, on May 21st 2019, of a 

strategic Memorandum of Understanding 

(MoU) to form a new entity as exclusive 

vehicle of investment of ENGIE and EDPR 

for offshore wind opportunities worldwide, 

bringing together the industrial expertise 

and development capacity of both 

companies. 

As agreed, ENGIE and EDPR, are combining 

their offshore wind assets and project 

pipeline in this new entity, starting with a 

total of 1.5 GW(Corresponding to 100 % of 

projects capacity: Moray East (950 MW), 

Wind Float Atlantic (25 MW), SeaMade 

(487 MW)) under construction and 3.7 GW 

(Corresponding to 100 % of projects capacity: 

Moray West (800 to 950 MW), Tréport 

& Noirmoutier (992 MW), Leucate 

(30 MW), Mayflower (1,336 MW of each 

804 MW with tariff awarded), B&C Wind 

(400 MW)) under development, and 

working together to become a global top 

leader in the sector. 

The agreement announced today is subject 

to certain conditions precedent such as 

European Commission regulatory approval 

process. The JV is expected to be operational 

during the first quarter 2020. 

(20691240) 

LLwww.engie.com 

www.edpr.com 

Electric Ireland launches 

brighter energy programme 

• Electric Ireland commits to help over 1 

million homes and businesses make the 

changes needed for a brighter energy 

future 

(esb) Electric Ireland, Ireland’s leading energy 

provider, officially announced its 

Brighter Energy Programme to drive awareness 

and empower customers to maximise 

energy efficiency. The programme will be 

supported by the release of new products 

and services, including a 100 % Green Electricity 

Price Plan. The announcement came 

at the launch of ‘We’re Brighter Together’, 

Electric Ireland’s new brand campaign 

which features Astronaut Colonel Chris 

Hadfield. The campaign is designed to empower 

customers to make small changes 

which reduce their energy usage, and, in 

turn, deliver a brighter energy future. 

Electric Ireland commissioned extensive 

research, designed to address customer 

wishes and needs, and identified an opportunity 

to play a leading advisory role in 

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


VGB-FACHTAGUNG | VGB CONFERENCE 

DAMPFTURBINEN UND DAMPFTURBINENBETRIEB 2020 

mit Fachausstellung 

STEAM TURBINES AND 

OPERATION OF STEAM TURBINES 2020 

with technical exhibition 

(16.) 17. UND 18. JUNI 2020 / (16) 17 AND 18 JUNE 2020 | KÖLN/COLOGNE | GERMANY 

VENUE 

Maritim Hotel Köln/Cologne, Germany 

Die im Zweijahresrhythmus stattfindende Veranstaltung richtet 

sich an Hersteller, Planer, Betreiber, Versicherer und alle an der 

Technik und deren Umfeld interessierte Fachleute, Forscher und 

Verantwortungsträger. 

Die Unterstützung des Erfahrungsaustauschs ist ein wichtiger Aspekt 

dieser Fachtagung, um den Dampfturbinenbetrieb auch in 

Zukunft mit einer hohen Verfügbarkeit und guten Wirkungsgraden 

zu gewährleisten. 

Sich ändernde politische Weichenstellungen und nicht zuletzt 

damit verbundene Umgestaltungen des Marktes bedingen entsprechende 

Anpassungen auf der Hersteller- und Betreiberseite 

sowie im gesamten Servicebereich. 

Personen wechseln, junge Kollegen kommen hinzu. Hier kann 

der Erfahrungsaustausch seinen Beitrag leisten, um die vor uns 

stehenden Aufgaben zu meistern. 

Wie auch in den früheren Jahren präsentieren sich unsere Aussteller 

in einer begleitenden Fachausstellung. Sowohl bei Standgesprächen 

als auch im Rahmenprogramm haben alle Teilnehmer 

die Möglichkeit, mit den anwesenden Kolleginnen und Kollegen 

regen Gedankenaustausch und geschäftliche Kontakte zu pflegen 

und zu vertiefen. 

This biennial event is addressed to all manufacturers, planners, 

operators, insurers, researchers, authorities and experts, interested 

in technology and its environment. 

The aim of the conference is to ensure the steam turbine operation 

on a high availability and effectiveness also in the future. 

A changing political context and, not least, the associated 

changes in the market require corresponding adjustments on the 

manufacturer and operator side as well as in the entire service 

area. 

People change, young colleagues join in. Against this background, 

the exchange of experience can make its contribution to 

mastering the tasks facing us. 

As in previous years, our exhibitors present themselves at an accompanying 

technical exhibition. In both the discussions and the 

supporting program, all participants will have the opportunity for 

intense exchange of ideas and to maintain and improve their 

business contacts with the colleagues present. 

L www.maritim.de 

TAGUNGSPROGRAMM 

CONFERENCE PROGRAMME 

(Änderungen vorbehalten/Subject to changes) 

DIENSTAG, 16. JUNI 2020 

TUESDAY, 16 JUNE 2020 

18:00 Get-Together in der Ausstellung 

Get-Together in the Exhibition 

MITTWOCH, 17. JUNI 2020 

WEDNESDAY, 17 JUNE 2020 

Tagungsleitung | Conference chairs 

Dipl.-Ing. Hartmut Strangfeld, 

RWE Power AG, Grevenbroich, 

Heiko Höhne, Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf, 

Dipl.-Ing. Thomas-Michael Scholbrock, 

BASF SE, Ludwigshafen, and 

Dipl.-Ing. Peter Richter, VGB PowerTech e.V., Essen 

Moderation 

Dr. Bernhard Leidinger, plenum AG Management Consulting, 

Frankfurt am Main 

08:00 VGB und Aussteller laden zu einem Stehempfang ein 

VGB and exhibitors invite you to a standing reception 

09:15 Eröffnung der Fachtagung 

Opening of the conference by 


RWE Power AG, Grevenbroich 

09:30 

V01 

Erfahrungen beim Einsatz von flexiblen 

Dampfturbinen bei der Nutzung von Dampf 

aus der Klärschlammverbrennung 

Experience with flexible steam turbines using steam 

from sewage sludge incineration 

Dipl.-Ing. Udo Attermeyer and Dipl.-Ing. Cornelia 

Liebmann, Howden Turbo GmbH, Frankenthal 

Stay in contact with us! 

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

12


MembersŃews 

10:00 

V02 

10:30 

V03 

Analysis of the potential risk and exploration 

of coping strategies for steam turbine with 

flexible operation 

Analyse des potenziellen Risikos und Erforschung 

von Bewältigungsstrategien für Dampfturbine mit flexiblem 

Betrieb 

Shan Peng, Yang Yang, Zhang Jiamin and Zhang Ya, 

Shanghai Electric Power Generation Co.Ltd., Shanghai/China 

Temporäre Druckanstiege in der Anzapfung 

einer Industriedampfturbine 

Temporary pressure rises in the extraction 

of an industrial steam turbine 

Dr. Ingolf Scholz, Siemens Gas and Power 

GmbH & Co. KG, Goerlitz 

11:00 Diskussion der Vorträge 1, 2 und 3 

Discussion of lectures 1, 2 and 3 

11:30 Mittagspause und Besuch der Ausstellung 

im Kongress Foyer und im Saal Heumarkt 

Lunch break and visit of the exhibit in the 

Congress Foyer and in the Heumarkt Hall 

Erfahrungsaustausch mit der VGB-Fachgruppe „Dampfturbine“ 

– persönliche Kontaktaufnahme 

im Saal Heumarkt 

Exchange of experience with the VGB Technical 

Group “Steam Turbines” – personal contact in the Heumarkt 

Hall 

12:30 

V04 

13:00 

V05 

Erhöhte Dampfturbinenlastflexibilität durch 

Modifikation von Abfangstellventilen 

Increased load flexibility of the steam turbine by modification 

of interception control valves 

Reinhard Hitzek and Roger Wietusch, n-protec ag, 

Windisch/Switzerland 

Das Gleitlager – Plädoyer für ein 

unterschätztes Maschinenelement 

The bearing – plea for an underestimated 

machine element 

Dennis Brockhaus, 

Gleitlagertechnik Essen GmbH, Essen 

13:30 Diskussion der Vorträge 4 und 5 

Discussion of lectures 4 and 5 

13:45 Besuch der Ausstellung im Kongress Foyer und im Saal 

Heumarkt inklusive Kaffeepause 

Visit of the exhibit in the Congress Foyer and in the 

Heumarkt Hall including coffee break 

14:15 

V06 

Sealed Services – Infrastruktur zur Realisierung 

industrieller Dienstleistungen 

Seald Services – Infrastructure for the realisation of industrial 

services 

Stefan Wagner, wagner GmbH, Eschweiler, and 

Dr.-Ing. Julian Graefenstein, Weldotherm WTD, Essen 

14:45 

V07 

15:15 

V08 

SCHWER eng! 13 to Generator-Stator eingebracht 

HEAVY closely! 13 to generator-stator placed 

Helmut Alborn, August Alborn GmbH & Co. KG, Dortmund 

Innovative Reparaturmethoden 

an Dampfturbinenteilen 

Innovative repair methods on steam turbine parts 

Volkmar Patig, PATIG GmbH, Philippsburg 



16:15 Ende des ersten Veranstaltungstages 

End of the first conference day 

18:30 Einlass auf der „MS Loreley“ 

Access to the “MS Loreley” 

19:00 Leinen Los! | Cast off! 

09:00 

V09 

09:30 

V10 

DONNERSTAG, 18. JUNI 2020 

THURSDAY, 18 JUNE 2020 

Tagungsleitung | Conference chairs 


RWE Power AG, Grevenbroich, 

Heiko Höhne, Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf, 

Dipl.-Ing. Thomas-Michael Scholbrock, 

BASF SE, Ludwigshafen, and 

Dipl.-Ing. Peter Richter, VGB PowerTech e.V., Essen 

Moderation 

Dr. Bernhard Leidinger, plenum AG Management Consulting, 

Frankfurt am Main 

Betriebsvorteile und Anlagenvalidierung einer 

elektrischen Begleitheizung für große Dampfturbinen 

Operational benefits and plant validation of electrical 

trace heating for large steam turbines 

M.Sc. David Veltmann, Dr.-Ing. Yevgen Kostenko and 

Dipl.-Ing. Martin Bennauer, Siemens Gas 

and Power GmbH & Co. KG, Mülheim an der Ruhr 

DT: Heizsysteme und Isolierung – Stillstand- und 

Wartungskonzepte 

ST: Heating Systems and Insulation – Hot Standby 

and Maintenance Concepts 

Andreas Riedinger, Heinrich Tapp GmbH, Mülheim an 

der Ruhr, and Karl Funken, Thermoprozess Heating-Systems 

GmbH, Mülheim an der Ruhr 

10:00 Diskussion der Vorträge 9 und 10 

Discussion of lectures 9 and 10 

ONLINE REGISTRATION & INFORMATION 

L www.vgb.org/dampfturbinen_betrieb_2020.html 

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

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

13


VGB CONFERENCE 

DAMPFTURBINEN UND 

DAMPFTURBINENBETRIEB 

STEAM TURBINES AND 

OPERATION OF STEAM TURBINES 

10:15 Besuch der Ausstellung im Kongress Foyer und im Saal 

Heumarkt inklusive Kaffeepause 

Visit of the exhibit in the Congress Foyer and in the 

Heumarkt Hall including coffee break 




Exchange of experience with the VGB Technical Group 

“Steam Turbines” – personal contact in the 

Heumarkt Hall 

10:45 

V11 

11:15 

V12 

11:45 

V13 

Empfehlungen für die Ausrüstung der 

Schwingungsüberwachung an Dampfturbinen 

von 0,8 MW bis 800 MW 

Recommendations for the equipment 

for vibration monitoring on steam turbines 

from 0.8 MW to 800 MW 

Dr.-Ing. Matthias Humer, 

Uniper Anlagenservice GmbH, Gelsenkirchen 

Chancen und Risiken von 

Predictive Maintenance Systemen 

Opportunities and risks of 

predictive maintenance systems 

Dipl.-Ing. Stefan Thumm, Dipl.-Ing. Thomas Gellermann 

and Dipl.-Ing. Harald Pecher, Allianz Risk Consulting 

GmbH – Allianz Zentrum für Technik, München 

„Black Box“ Turbine? Moderne 

Diagnosemöglichkeiten für Anlagen von 0,8 – 800 

MW 

“Black Box” steam turbine? Modern diagnostic 

options for power plants from 0.8 – 800 MW 

Dipl.-Ing. (FH) Clemens Bueren and 

Dipl.-Ing. Jens Pfeiffer, Siempelkamp NIS Ingenieurgesellschaft 

mbH, Essen 



12:45 Mittagspause und Besuch der Ausstellung 

im Kongress Foyer und im Saal Heumarkt 

Lunch break and visit of the exhibit in the 

Congress Foyer and in the Heumarkt Hall 




Exchange of experience with the VGB Technical 

Group “Steam Turbines” – personal contact in the Heumarkt 

Hall 

13:45 

V14 

Optimierung der Lebensdauer und Effizienz durch 

innovative Schichtsilikat-basierte Schmierstoffadditive 

Lifetime and efficiency optimisation through innovative 

silicon-based lubricant Additives 

Dipl.-Ing. Stefan Bill and Dr. Petr Chizhik, 

REWITEC GmbH, Lahnau 

14:15 

V15 

14:45 

V16 

Ölanalysen bei Dampfturbinen – Monitoring 

von Schmierstoff und Turbine 

Oil analyses in steam turbines – monitoring 

of lubricant and turbine 

Stefan Mitterer and Marcel Giehl, 

OELCHECK GmbH, Brannenburg 

Störungsdiagnose und -bewertung durch 

Unterstützung der Laboranalytik 

Fault diagnosis and evaluation by supporting laboratory 

analysis 

Heiko Fingerholz, 

VGB PowerTech Service GmbH, Gelsenkirchen 



15:45 Ende der Fachtagung 

End of the conference 

PRACTICAL INFORMATION 

TAGUNGSORT/VENUE 

Maritim Hotel Köln 

Heumarkt 20 | 50667 Köln 

Tel: +49 221 2027-849 

E-Mail: reservierung.kol@maritim.de 


KONFERENZSPRACHEN/CONFERENCE LANGUAGES 

German and English – simultaneous translation to be provided. 

ONLINEANMELDUNG/ONLINE REGISTRATION 

www.vgb.org/dampfturbinen_betrieb_2020.html 

Die Anmeldung wird bis zum 8. Mai 2020 erbeten (Redaktionsschluss 

der namentlichen Nennung im Teilnehmerverzeichnis). Eine spätere Anmeldung, 

auch im Tagungsbüro, ist möglich, jedoch ohne Aufnahme in 

das Teilnehmerverzeichnis. 

TEILNAHMEBEDINGUNGEN/ ATTENDANCE FEES 

VGB-Mitglieder/VGB Members € 850,00 

Nichtmitglieder/Non-members € 1.250,00 

Hochschule, Behörde, Ruheständler € 350,00 

University, public authorities, retired 

ABENDVERANSTALTUNG/EVENING EVENT 

Alle Teilnehmer sind herzlich zu einem gemeinsamen Abend auf dem 

Schiff „MS Loreley“ eingeladen. 

All conference participants are invited to join the evening event on the 

ship “MS Loreley”. 

Foto: © TGM Kanis Turbinen GmbH 


L www.vgb.org/dampfturbinen_betrieb_2020.html 

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


14


MembersŃews 

helping business and residential energy 

users become more efficient in their energy 

consumption. Some of the survey results* 

include: 

• 73 % of those surveyed say they ‘would 

be willing to change their energy usage 

behaviours a little to reduce their own 

carbon footprint’. 

• 81 % said that they ‘believe energy 

providers should help people lower 

their carbon footprint by offering new 

products and services to help customers 

use their energy in a more sustainable 

way’. 

In considering the role that energy companies 

might play in helping people transition 

to a greener, lower carbon future, 

58 % of those surveyed think energy companies 

should ‘advise on how to reduce the 

carbon footprint and increase energy efficiency 

of the home’. 

In response to this research, the Electric 

Ireland Brighter Energy Programme will offer 

customers practical advice, tips and 

‚how-to’ videos which will be released 

throughout the year and available online at 

the new ‘We’re Brighter Together Hub’ on 

ElectricIreland.ie/brightertogether. The 

Electric Ireland Brighter Energy Research 

Tracker will also monitor, track, and publish 

bi-annually, on Ireland’s energy literacy. 

Through education, Electric Ireland aims to 

enable its customers to make the changes 

needed to have the biggest collective impact 

on society. And with the largest customer 

base in Ireland, over 1.1million, Electric Ireland 

is in a unique position to help customers 

have the biggest collective impact. 

As part of the Electric Ireland Brighter Energy 

Programme, Electric Ireland is launching 

its all-new 100 % Green Electricity 

Price Plan – available to new and existing 

residential Electric Ireland customers later 

this month. This affordable plan underpins 

existing products and services, enabling 

Electric Ireland customers to make a positive 

change while retaining great value. 

Small and medium business customers will 

also be given the option to move to a Green 

Price Plan later this month as well. 

Speaking at the launch of ‘We’re Brighter 

Together’, Marguerite Sayers, Executive Director, 

Electric Ireland said: “We’re acutely 

aware of what is happening in the world in 

which we live, and we’ve also listened to 

our customers. We’re committed to providing 

them, not only the best value offerings 

on an ongoing basis, but also an opportunity 

to contribute to combating climate 

change. We understand and acknowledge 

that many customers want to make a difference 

with their energy decisions.” 

She continued: “Our Brighter Energy Programme, 

along with our 100 % Green Electricity 

Price Plan, is another facet of our 

company-wide ambition to help Ireland 

transition to a low carbon future. We believe 

that change is easy when you know 

how. We want to facilitate and accelerate 

that change by sharing information and 

practical help, empowering our customers 

to make more informed decisions on their 

energy usage. The ‘We’re Brighter Together’ 

campaign is an expression of our collective 

ambition, and actions, for a brighter 

energy future.” 

Colonel Chris Hadfield, the iconic astronaut 

who was the first Canadian to walk in 

space, is central to the new ‘We‘re Brighter 

Together’ television commercial, which 

was launched on December 25th. Hadfield 

features in the campaign having had the 

opportunity of seeing Ireland from the International 

Space Station, experiencing 

first-hand what the power of collective action 

can truly achieve. 

Speaking at the launch of the campaign, 

he said; “I’ve flown three space missions, 

commanded the International Space Station, 

completed two spacewalks, and 

served as a fighter/engineering test pilot. 

Throughout my career, there has been one 

constant – collaboration always results in 

advancement. Electric Ireland’s Energy 

Awareness Programme puts power and 

knowledge directly into people‘s hands, so 

that together with family, friends, colleagues 

and communities, they can collaborate 

to make a positive impact. Truly we 

are brighter together.“ 

Electric Ireland offers a host of products 

that can help home and business owners 

lower their energy usage – 100 % Green 

Electricity Price Plans, installation of EV 

chargers for electric vehicles (the only 

large supplier offering this service), smart 

heating control systems, solar PV panels 

and battery storage solutions – as well as 

continuing with its long-standing discount 

rate that doesn’t disappear after a year. 

Electric Ireland also rewards customers 

with special price plans for those with electric 

heat pumps, the home heating solution 

for most new homes. Finally, for those 

homes that may experience fuel poverty, 

Electric Ireland’s innovative ‘Energy Saving 

Scheme’ will make €1.2m available in 2020 

to ensure those customers can also be part 

of the energy revolution. 

About Electric Ireland 

Electric Ireland was launched in 2011 as 

the retail arm of ESB Group supplying electricity, 

gas and energy services to the business 

and residential markets in the Republic 

of Ireland and Northern Ireland. Electric 

Ireland is recognised as Ireland’s leading 

energy provider, with a mission to create a 

brighter future for the customers and communities 

it serves. 

LLwww.electricireland.ie 

www.esb.ie 

E.ON fordert neuen 

gesellschaftlichen Konsens 

für die Energiewende 

(eon) „Wir brauchen einen neuen gesellschaftlichen 

Grundkonsens für die Energiewende. 

Der Sprung in die Energiewelt 

der Zukunft ist eine Generationenaufgabe. 

Wirtschaft, Politik, Regulierung – alle 

sind gefordert, gemeinsam ihren Beitrag 

dazu zu leisten, dass Deutschland bis 

2050 klimaneutral wird. Damit dies gelingt, 

brauchen wir Planungssicherheit 

und starke Partnerschaften auf allen gesellschaftlichen 

Ebenen und über alle unternehmerischen 

Grenzen hinweg.“ Mit 

diesen klaren Worten forderte Thomas 

König, im E.ON-Vorstand für die europäischen 

Energienetze zuständig, Anreize 

und Weichenstellungen für mehr Innovationen 

bei den Energienetzen. König diskutierte 

vor mehr als 120 Vertretern aus 

Politik und Regierung mit hochrangigen 

Experten die Herausforderungen für 

Energieunternehmen, Politik und Regulierung, 

die sich aus Digitalisierung, Klimaschutz 

und sektorenübergreifender 

Energiewende ergeben. 

König stellte fest, dass eine leistungsfähige 

Infrastruktur unverzichtbar für das Gelingen 

der Energiewende sei. Digitale Lösungen 

seien insbesondere für eine effiziente 

Sektorkopplung und eine intelligente Steuerung 

der Netze von enormer Bedeutung. 

König: „Die Basis dafür ist eine flächendeckend 

ausgebaute und leistungsstarke Infrastruktur. 

Ohne die geht es einfach nicht – 

und wenn wir diese wichtige Infrastruktur 

in Deutschland vernachlässigen, laufen alle 

digitalen Ansätze ins Leere.“ 

Bei der Umsetzung der Energiewende 

müsse Deutschland deutlich schneller und 

ambitionierter werden, vor allem mit Blick 

auf Planungs- und Genehmigungsverfahren, 

so König. Diese sollten vereinfacht und 

beschleunigt werden. Bei den vielfältigen 

Widerspruchs- und Klagemöglichkeiten 

gegen Investitionen habe Deutschland 

„Mitte und Maß” verloren, Gemeinwohl 

müsse wieder Vorrang vor Partikularinteressen 

haben. 

Um das Potenzial Erneuerbarer Energie 

besser auszuschöpfen, müssten zudem 

Netz- und Erneuerbaren-Ausbau besser 

synchronisiert werden und grüner Strom 

günstiger gemacht werden. Die sei eine der 

Voraussetzungen, die Energiewende auch 

auf Wärme und Verkehr auszuweiten. König 

forderte, das undurchsichtige Dickicht 

aus Steuern, Abgaben und Umlagen zu reformieren 

und durch einen marktwirtschaftliche 

Ordnungsrahmen zu ersetzen: 

Eine Bepreisung von CO 2 und eine grundsätzliche 

Technologieoffenheit seien den 

kaum noch zu überblickenden Einzelregelungen 

überlegen. König regte zudem an, 

den aktuell widersprüchlichen Rechtsrahmen 

zu korrigieren: „Der energierechtliche


Rahmen orientiert sich heute immer noch 

an der alten Energiewelt, mit sehr unübersichtlichen 

Strukturen und vielen, sich teilweise 

widersprechenden Gesetzen für dieselben 

Regelungsbereiche.“ 

Das Verteilnetz ist das zentrale Nervensystem 

des Energiesektors. Mehr als 90 % 

der Anlagen, die Strom aus Wind, Sonne 

und Biogas erzeugen, speisen Strom direkt 

ins Verteilnetz ein. E.ON hat schon jetzt für 

den Anschluss von 800.000 dezentralen 

erneuerbaren Anlagen an das Netz gesorgt, 

das sind mehr als 50 % der Gesamtkapazität 

an Erneuerbaren Energien in Deutschland 

von 64 GW. Durch die fortschreitende 

Dezentralisierung, Digitalisierung, Urbanisierung 

und Elektromobilität entsteht 

enormer Handlungsdruck und damit verbundener 

Investitionsbedarf. E.ON wird 

seinen Anteil daran mit jährlich bis zu 

2 Mrd. Euro Investitionen in leistungsfähige, 

zunehmend digitale Energienetze leisten. 

(20691242) 

LLwww.eon.com 

EVN und Fronius schaffen größte 

Batterie Österreichs 

(evn) Durch die Vernetzung vieler einzelner 

Einheiten von Haushalts-Batteriespeichern 

wollen EVN und Fronius gemeinsam 

die größte Batterie Österreichs schaffen. 

Das gemeinsame Forschungsprojekt soll 

zur Integration von Wind- und Sonnenstrom 

ins Stromnetz beitragen. 

Gemeinsam zur größten 

Batterie Österreichs 

Sonnen- und Windkraftwerke sind für 

den nachhaltigen Umbau unseres Energiesystems 

enorm wichtig: Sie produzieren 

Strom ohne jegliche Emissionen. Allerdings 

produzieren sie diesen Strom nicht 

gleichmäßig. Die Strommengen schwanken 

stark je nachdem, ob die Sonne scheint 

oder wie stark der Wind weht. 

innogy: Baustart auf See für Offshore-Windpark Triton Knoll 

Hier liegt eine der größten Herausforderungen 

der Energiezukunft: In einem 

Stromnetz müssen Erzeugung und Verbrauch 

zu jeder Sekunde genau im Einklang 

sein. Um die Schwankungen auszugleichen, 

muss der überschüssige Strom 

also gespeichert werden. Und mit jedem 

Ausbau von erneuerbaren Energien müssen 

diese Speicherkapazitäten laufend erweitert 

werden. 

Haushalts-Batteriespeicher können hier 

eine Lösung sein. Sie dienen in erster Linie 

dazu, überschüssigen Strom aus der eigenen 

Photovoltaik-Anlagen zwischenzuspeichern. 

Mit ausgefeilter Technologie und 

Know-how können diese Batterien aber 

noch bedeutend mehr. 

„Wir möchten gemeinsam mit unseren 

Kunden die größte Batterie Österreichs 

schaffen. Durch die Vernetzung vieler einzelner 

Einheiten – in unserem Fall Haushalts-Batteriespeicher 

– soll ein intelligentes, 

großes Ganzes entstehen. Diese gemeinsame 

virtuelle Groß-Batterie kann 

wesentlich zur Integration von Wind- und 

Sonnenstrom ins Stromnetz beitragen“, 

skizziert EVN Sprecher Stefan Zach die Vision 

hinter dem gemeinsamen Forschungsprojekt 

mit Fronius. 

Gemeinsam mit dem Batteriehersteller 

und Partner Fronius forscht die EVN nun 

daran, wie eine solche Integration von Einzelbatterien 

ins Stromnetz aussehen kann 

und welche technischen Anforderungen 

dafür erfüllt werden müssen. 

„Die Fronius Vision von 24 Stunden Sonne, 

kann am besten mit dezentralen (Batterie-)Lösungen 

verwirklicht werden“, ist 

Michael Schubert, Leitung Utility Business 

Services, Fronius International GmbH, 

überzeugt. Fronius unterstützt die EVN bei 

der Verwaltung großer Mengen dezentraler 

Speichersysteme und ermöglicht, diese 

direkt anzusteuern. Neben den bewährten 

Wechselrichtern sind Solar.web und Smart 

Meter zentrale Projektbausteine. Damit 

wird ein anspruchsvolles Daten- und Energieflussmanagement 

gesichert. 

„Um die Herausforderung zu bewältigen, 

die die Energiewende an unsere Netze 

stellt, brauchen wir die Mitwirkung unserer 

Kunden. Selbstverständlich sollen Sie 

davon auch profitieren. Etwa in dem sie für 

überschüssigen Strom aus dem Netz weniger 

bezahlen. Damit schaffen wir eine 

Win-Win-Win-Situation. Der Öko-Strom 

wird sinnvoll genutzt, die Netze werden 

entlastet und der Kunden bezieht günstige 

Energie“, skizziert Zach die Zukunft der 

Energieversorgung. (20691249) 

LLwww.evn.at 

innogy erfolgreich in 

polnischer Solar-Auktion 

• Photovoltaikanlagen mit 42 MW 

Gesamtleistung bezuschlagt 

• Solarpark Stawiec in Betrieb 

(innogy) Die innogy SE diversifiziert ihr 

Portfolio in Polen: zusätzlich zur starken 

Präsenz bei der Onshore-Windkraft ist das 

Unternehmen erfolgreich in den polnischen 

Solarmarkt eingetreten. Nach Stawiec, 

innogys erstem polnischen Photovoltaikprojekt, 

ist das Energieunternehmen 

jetzt, nach dem Gewinn einer Ausschreibung 

der polnischen Energieregulierungsbehörde 

zur Förderung Erneuerbarer-Energien-Projekte 

(Contract for Difference) mit 

bis zu einem MW, auch der Realisierung 

von 42 weiteren Freiflächen-Solaranlagen 

einen großen Schritt nähergekommen. 

Dazu Thorsten Blanke, Leiter Solar bei innogy 

SE: „Vor einigen Jahren haben wir uns 

entschieden, in Polen unsere eigenen Solarprojekte 

zu entwickeln und so unser polnisches 

Portfolio im Bereich der erneuerbaren 

Energien zu diversifizieren. Jetzt sehen 

wir den Erfolg unseres Engagements. Die 

gewonnenen Projekte sind für sich gesehen 

eher klein, aber sie sind in Gruppen (Clustern) 

angeordnet, um so den Bau und Betrieb 

effizienter zu gestalten. Diese Projekte 

sind der erste Schritt zum Aufbau eines Solarportfolios 

in Polen. Wir freuen uns sehr, 

dass wir uns zudem eine umfangreiche Entwicklungspipeline 

im Solarbereich sichern 

konnten. Die bezuschlagten Projekte sind 

baureif, bei der Mehrheit der übrigen Projekte 

in der Pipeline ist die Entwicklung so 

weit fortgeschritten, dass sie nächstes oder 

übernächstes Jahr an der Auktion teilnehmen 

können.“ 

Die 42 bezuschlagten Projekte wurden von 

der innogy Renewables Polska entwickelt. 

Diese baufertigen Projekte mit einer installierten 

Leistung von zusammen 42 MW liegen 

in den Woiwodschaften Westpommern, 

Pommern und Großpolen. Die Bauarbeiten 

sollen in diesem Jahr beginnen. Einige der 

Anlagen werden auf dem extrem leichten 

Unterkonstruktionssystem, genannt PEG, 

installiert, was die Stromerzeugungskosten 

senkt und für eine wesentlich effizientere 

Raumausnutzung sorgt. Diese neuartige Unterkonstruktion 

wurde von der innogy-Tochter 

BELECTRIC entwickelt. 

Starke Präsenz im Onshore-Windbereich 

Polen ist ein wichtiger Kernmarkt für innogy. 

Das Unternehmen betreibt dort acht 

16


MembersŃews 

Onshore-Windparks mit einer installierten 

Gesamtleistung von über 240 MW. Anfang 

2019 hat innogy das Solarkraftwerk Stawiec 

(0,6 MW) in der Nähe von innogys 

Onshore-Windpark Nowy Staw in Betrieb 

genommen. Außerdem baut innogy derzeit 

den Onshore-Windpark Zukowice in Niederschlesien, 

mit einer installierten Leistung 

von 33 MW. Der Windpark soll in diesem 

Jahr in Betrieb genommen werden. 

(20691251) 

LLwww.innogy.com 

innogy: Baustart auf See für 

Offshore-Windpark Triton Knoll 

• Fundamente werden als erste 

Komponenten auf See errichtet 

• Inbetriebnahme soll 2021 beginnen 

(innogy) Der Offshore-Windpark Triton 

Knoll (857 MW), der 32 km vor der Küste 

der englischen Grafschaft Lincolnshire entsteht, 

erreicht zum Jahresbeginn einen 

wichtigen Meilenstein: Die ersten Komponenten 

werden auf hoher See errichtet. 

Julian Garnsey, Projektdirektor für Triton 

Knoll bei innogy: „Mit der Installation der 

Turbinenfundamente und der Offshore-Umspannanlagen 

liegt ein geschäftiges 

und spannendes Jahr vor uns. Mit diesem 

Offshore-Projekt stellen wir einmal mehr 

unser Engagement für eine immer nachhaltigere 

Stromerzeugung unter Beweis.“ 

Das Projektteam plant im Laufe dieses 

Jahres die Installation von 90 speziell für 

den Windpark Triton Knoll konstruierten 

Monopile-Fundamenten und Übergangsstücken 

(sogenannte Transition Pieces), 

zwei Umspannanlagen mitsamt Fundamenten 

sowie die Verlegung von über 600 

Kilometer Seekabel zur Park-internen Verkabelung 

und für den Anschluss ans Netz. 

Die für die Installationsarbeiten vorgesehene 

Schiffe treffen bereits die nötigen Vorbereitungen 

und werden mit der Installation 

der ersten Fundamente beginnen, sobald 

es die Wetterlage zulässt. 

Im Jahr 2021 werden sich die Arbeiten 

dann auf die Errichtung und die Inbetriebnahme 

der leistungsstarken 9,5-MW-Turbinen 

konzentrieren. Der erste Strom aus 

dem Windpark Triton Knoll soll noch im 

gleichen Jahr in das britische Stromnetz 

eingespeist werden. Nach der vollständigen 

Inbetriebnahme wird Triton Knoll 

dann umgerechnet über 800.000 britische 

Haushalte versorgen können. 

innogy hält 59 %, J-Power 25 % und 

Kansai Electric Power 16 % der Anteile am 

Offshore-Windpark Triton Knoll. innogy 

steuert den Bau und wird auch den Betrieb 

und die Instandhaltung des Windparks im 

Namen der Projektpartner übernehmen. 

(20691252) 

LLwww.innogy.com 

VGB Conference 

Maintenance of Wind 

Power Plants 2020 

Programme out now! 

www.vgb.org 

19 and 20 May 2020 

Mannheim/Germany 

| Life time extension 

| Bird control for wind farms 

| Service Optimization 

| Future developments 

VGB PowerTech e.V. 

Deilbachtal 173 

45257 Essen 

Germany 

Contact 

Akalya Theivendran 

E-mail 

vgb-maint-wind@vgb.org 

Phone 

+49 201 8128-230 

www.vgb.org 

17


KMW wächst massiv im Bereich 

erneuerbare Energien 

• Kommunaler Energieerzeuger erwirbt 

Windpark in Baden-Württemberg 

(kmw) Nachdem 2015 mit dem Windpark 

Kahlenberg I der erste Windpark mit Beteiligung 

der Kraftwerke Mainz-Wiesbaden AG 

in Betrieb ging, hat der kommunale Energieerzeuger 

sein Engagement im Bereich 

Erneuerbare Energien in den letzten Jahren 

massiv ausgebaut. Allein 2019 hat die KMW 

Anteile an Windparks mit einer installierten 

Leistung von mehr als 60 MW erworben. 

Der größte Anteil davon entfällt auf den 

Windpark Straubenhardt im Nordschwarzwald 

mit einer Leistung von 33 MW. 

Nachdem der KMW-Aufsichtsrat im 

Herbst dem Erwerb sämtlicher Anteile der 

Wirsol Windpark Straubenhardt GmbH & 

Co. KG zugestimmt hatte, wurde der Kaufvertrag 

jetzt abgeschlossen. Die Projektgesellschaft 

betreibt in der Gemeinde Straubenhardt 

in Baden-Württemberg elf Windenergieanlagen 

(WEA), die sich seit 2018 

in Betrieb befinden und über eine zugesicherte 

EEG-Vergütung über 20 Betriebsjahre 

verfügen. 

Es handelt sich dabei um Windräder vom 

Typ Siemens Gamesa mit einer Nabenhöhe 

von 142,5 Metern und einem Rotordurchmesser 

von 113 Metern. Die WEA haben 

jeweils eine Nennleistung von 3,0 MW, so 

dass der gesamte Windpark eine Nennleistung 

von 33 MW aufweist und damit der 

größte Windpark der KMW darstellt. Die 

KMW-Tochtergesellschaft Altus AG hat bereits 

die Planung, Bauleitung sowie die 

technische Betriebsführung des Windparks 

im Auftrag des bisherigen Eigentümers, 

der Wircon GmbH durchgeführt. Die elf 

Windkraftanlagen liefern im Jahr mehr als 

70 Mio. kWh Strom – das entspricht umgerechnet 

dem Jahresverbrauch von rund 

22,000 Vier-Personen-Haushalten. 

Mit der Inbetriebnahme der neu errichten 

Windenergieanlage Galgenberg in der 

Westpfalz, übersteigt die installierte Leistung 

aller Windenergieanlagen, an denen 

KMW beteiligt ist, erstmalig die Summe 

von 100 MW. Der Anteil von KMW an diesen 

Anlagen beträgt über 70 MW. 

Zusätzlich haben die Kraftwerke 

Mainz-Wiesbaden 2019 Anteile an den beiden 

Solarparks Alsenz und Jocksdorf mit 

einer Gesamtleistung von 4,9 MW erworben. 

Sowohl im Bereich der Wind- als auch 

im Bereich der Solarenergie plant das kommunale 

Unternehmen in den nächsten Jahren 

einen weiteren Ausbau. (20691418) 

LLwww.kmw-ag.de 

MVV: Über 400 Megawatt 

Solarleistung für die USA: juwi 

kooperiert mit Energieversorger 

aus Colorado 

• juwi schließt Stromliefervertrag für vier 

Solaranlagen mit den Stromversorger 

Tri State Generation and Transmission 

Association 

• Die PPA-Projekte sollen bis Ende 2023 

im US-Bundestaat Colorado entstehen 

• Sauberer Strom für mehr als 165.000 

US-Haushalte. 

(mvv) juwi Inc., die in Boulder (Colorado), 

ansässige US-Tochter des deutschen 

Projektentwicklers für erneuerbare Energien 

juwi AG, errichtet bis Ende des Jahres 

2023 vier große Solarkraftwerke im Auftrag 

des US-Stromversorgers Tri State Generation 

and Transmission, ein Zusammenschluss 

mehrerer regionaler Energieversorger. 

Bereits vor gut einem Jahr 

vereinbarten beide Unternehmen den Bau 

des 100 MW starken Solarparks Spanish 

Peaks – ebenfalls im US-Bundesstaat Colorado. 

Damit summiert sich der von juwi für 

Tri State Generation and Transmission zu 

errichtende klimafreundliche Kraftwerkspark 

auf über 500 MW Leistung. 

Die vereinbarten Projekte sind Teil einer 

strategischen Neuausrichtung des 

US-Stromversorgers. Im Rahmen seines 

„Responsible Energy Plans“ strebt Tri-State 

Generation and Transmission Association 

die Dekarbonisierung seines Kraftwerkparks 

an. Hierzu will das Unternehmen 

mehrere Kohlekraftwerke in New Mexiko 

und Colorado schließen. Parallel erhöht es 

seine erneuerbaren Erzeugungskapazitäten. 

Die hierzu mit juwi beschlossenen Solarenergie-Projekte 

teilen sich auf die Solarparks: 

• Axial Basin Solar (Moffatt County), 145 

MW Leistung, 

• Coyote Gulch Solar (La Plata County), 

120 MW Leistung, 

• Dolores Canyon Solar (Dolores County) 

110 MW Leistung, 

• Spanish Peaks II Solar (Las Animas 

County), 40 MW Leistung 

auf. 

„Wir freuen uns sehr auf die Umsetzung 

dieser Projekte für Tri-State und schätzen 

das uns entgegengebrachte Vertrauen in 

unser erfahrenes Team und unsere Arbeit“, 

sagt Stephan Hansen, Mitglied des Vorstands 

und COO der juwi Gruppe. „Der Solarmarkt 

in den USA ist stabil. Immer mehr 

Energieversorger erhöhen im Rahmen von 

Dekarbonisierungsplänen ihre regenerativen 

Erzeugungskapazitäten. juwi ist gut 

aufgestellt, um an der steigenden Nachfrage 

nach preisgünstiger und klimafreundlicher 

Solarenergie, zu partizipieren.“ 

Nach Inbetriebnahme der vier Solarprojekte, 

für die entsprechende Power-Purchase-Agreements 

(PPA) abgeschlossen werden, 

decken diese den Strombedarf von 

mehr als 165.000 US-Haushalten. 

(20691430) 

LLwww.mvv.com 

RWE bringt Solar-Großprojekt 

in Texas ans Netz 

• 100-Megawatt-Anlage „West of the 

Pecos“ ist der erste Solarpark von 

RWE in Texas 

• Unternehmen schließt Tax-Equity- 

Finanzierung für Solarprojekt ab 

(rwe) Anja-Isabel Dotzenrath, CEO RWE 

Renewables: „Die Fertigstellung unseres 

größten Solarpark-Projekts in den USA ist 

ein weiteres Beispiel, dass wir auf dem US- 

Markt gut vorankommen. Gleichzeitig 

zeigt es unser Bestreben, unser Portfolio 

technologieübergreifend zu diversifizieren. 

Mit einer Entwicklungspipeline von 

mehr als 10 GW ist unsere Strategie für Erneuerbare 

Energien in den USA klar auf 

Wachstum ausgerichtet. Mein Dank geht 

an alle Mitarbeiter und Partner, die bei der 

Projektausführung hervorragende Arbeit 

geleistet haben. Das Projekt unterstreicht 

unser Bekenntnis, die Entwicklung zu einer 

CO 2 -ärmeren Zukunft als idealer Partner 

mitzugestalten.“ 

RWE hat den kommerziellen Betrieb ihres 

Solarparks „West of the Pecos“ im US-amerikanischen 

Texas aufgenommen. Die 

100-Megawatt-Solaranlage verteilt sich 

auf rund 270 Hektar, die vom „Texas Pacific 

Land Trust“ und dem „Texas General Land 

Office“ gemietet wurden. 

„Die Fertigstellung eines Projekts dieser 

Größenordnung ist ein Meilenstein für uns 

und bringt einen enormen Mehrwert für 

unser gesamtes Portfolio an Stromerzeugungsanlagen“, 

betont Silvia Ortin, COO 

Wind Onshore und PV Amerika bei RWE 

Renewables. „Wir freuen uns, unser erstes 

Solarprojekt in Texas zu vollenden. Damit 

setzen wir unser Wachstum im Bereich der 

Erneuerbaren Energien fort, von dem auch 

die lokalen Gemeinden profitieren.“ 

Der Solarpark besteht aus fast 350.000 

Photovoltaikmodulen, die eine Fläche von 

550 Fußballfeldern einnehmen. Im Mai 

2018 vereinbarte RWE Renewables einen 

langfristigen Stromliefervertrag über 

50 MW mit SK E&S, einem der größten 

Energieunternehmen Südkoreas. 

„Wir sind sehr stolz auf diese Anlage, die 

den Grundstein für das wachsende Solargeschäft 

von RWE in Nordamerika legt“, 

erklärt Anja-Isabel Dotzenrath, CEO RWE 

Renewables. „Das war nur möglich durch 

den unermüdlichen Einsatz unserer Mitarbeiter, 

unserer Lieferanten und durch die 

hervorragende Unterstützung, die wir vom 

regionalen Umfeld erhalten haben.“ 

RWE hat auch eine externe Finanzierung 

für den Solarpark abgeschlossen. Ein In- 

18


MembersŃews 

vestor beteiligt sich an „West of the Pecos“ über 

eine Tax-Equity-Finanzierung. 

Die Inbetriebnahme unterstreicht die ambitionierten 

Wachstumsziele von RWE im Bereich 

der Erneuerbaren Energien. Als einer der größten 

Akteure weltweit stellt das Unternehmen 

jährlich 1,5 Milliarden Euro netto für Investitionen 

in diesem Bereich bereit. Durch Projektpartnerschaften 

können sich die Gesamtinvestitionen 

auf 2 bis 3 Milliarden Euro pro Jahr 

erhöhen. (20651617) 

LLwww.rwe.com 

RWE nimmt Windpark in Italien 

vollständig in Betrieb 

• Unternehmen eröffnet seinen größten 

Onshore-Windpark im Land 

• Anlage in Morcone mit Kapazität 

von 57 MW 

• Gesamtkapazität von RWE in Italien steigt 

auf rund 440 MW 

• Italien attraktiver Markt für 

erneuerbare Energien 

(rwe) RWE baut sein Geschäft mit Erneuerbaren 

Energien in Europa weiter aus: Das Unternehmen 

hat einen Windpark in Morcone (Italien) 

vollständig in Betrieb genommen. Der 

Standort in der Nähe von Neapel verfügt über 

19 Turbinen, deren Rotorblätter eine Höhe von 

140 Metern erreichen. Der Windpark kann mit 

einer Kapazität von 57 MW rechnerisch bis zu 

65.000 Haushalte pro Jahr mit Strom versorgen. 

Der Bau des neuen Standorts in den Bergen 

rund um Morcone begann 2018. Die Anlagen 

wurden im Juni 2019 schrittweise in Betrieb 

genommen. 

„Der Standort in Morcone ist mit Blick auf die 

Kapazität unser bislang größter Onshore-Windpark 

in Italien. Dies ist ein weiterer Schritt, um 

unsere Position als ein global führendes Unternehmen 

bei Erneuerbaren Energien zu stärken“, 

betonte Anja-Isabel Dotzenrath, CEO von 

RWE Renewables, und unterstrich die Bedeutung 

des italienischen Marktes. „Italien gehört 

zu unseren Kernmärkten für Windenergie. Der 

Ausbau der Erneuerbaren Energien im Land 

wächst weiter und wir freuen uns, diese Entwicklung 

aktiv mitzugestalten.“ RWE Renewables 

verfügt in Italien zukünftig über 15 Onshore-Windparks 

mit einer Gesamtkapazität von 

440 MW – weitere Projekte befinden sich in 

Entwicklung. Bereits im Bau befindet sich ein 

neuer Windpark am bestehenden Standort in 

Alcamo in der Region Sizilien. 

Der italienische Markt zeichnet sich durch 

ehrgeizige Ziele für erneuerbare Energien aus, 

die im nationalen Energie- und Klimaplan definiert 

sind. Diese Ziele werden durch ein wirksames 

Anreizsystem unterstützt, das bis 2021 auf 

zweiseitigen CfD (Contracts for Difference)-Auktionen 

basiert. Diese Verträge bieten 

klare und vorhersehbare Einnahmen für Projektentwickler. 

In Zukunft wird zudem ein positiver 

Effekt von der geplanten Einführung eines 

Marktes für langfristige Stromabnahmeverträge 

erwartet.(20651619) 

LLwww.rwe.com 

VGB Workshop 

Flue Gas 

Cleaning 2020 


www.vgb.org 


Dresden/Germany 

The workshop covers a wide range of 

flue gas cleaning activities, especially 

with a view to the activities for meeting 

the future emission limits, which 

are defined in the BREF-LCP process. 



45257 Essen 

Germany 

Informationen 

Ines Moors 

E-Mail 

vgb-flue-gas@vgb.org 

Telefon 

+49 201 8128-222 

www.vgb.org 

19



ELECTRICAL, I&C AND IT ENGINEERING 

IN ENERGY SUPPLY – KELI 2020 

with Technical Exhibition 

(12) 13 AND 14 MAY 2020 | BREMEN | GERMANY 

VENUE 

Maritim Hotel & Congress Centrum Bremen, Germany 

Every two years, VGB PowerTech organises the KELI – Technical 

Conference on Electrical Engineering, I&C and Information Technologies 

in the energy supply. The KELI addresses operators, planners, 

service providers and suppliers of all generation plant technologies 

as well as universities, insurers and authorities. Current 

questions and solutions can be presented in lectures and discussed 

with international experts. 

The presentations will be accompanied by a technical exhibition 

with notable manufacturers and suppliers as well as an social programme. 

Both offer excellent opportunities for an exchange of ideas 

and for the expansion of business and personal contacts. 

The KELI 2020 will also be a platform to discuss the technical 

challenges caused by the current energy policy. 

The major topics will be: 

| The impact of the changing energy mix on generation plants 

(operation management (dispatch), market models, system stability) 

| New challenges by Industry 4.0, digitisation, IT security for 

engineers in electrical engineering, process control and information 

technology 

Lectures and discussions with the focus on the following topics 

are expected: 

| Flexible operation of generation and storage plants in 

changed grid and market situation 

| Provision of System Services 

| New regulatory frame conditions and their consequences 

| Technical developments in Electrical Engineering, 

I&C and Information Technology 

| Operation, maintenance, monitoring, tests and 

lifecycle concepts 

| IT Security 

| Digitisation, Industry 4.0, Big Data applications 

In order to promote the next generation of engineers in the industry, 

students are supported in travel and accommodation. 

We – the VGB office and the programme committee – are happy 

to welcome old friends and new faces at the KELI 2020. 


L www.vgb.org/en/keli_2020.html 


CONFERENCE PROGRAMME 

(Subject to changes) 

from 

15:00 

from 

17:00 

TUESDAY, 12 MAY 2020 

Technical visit – Hybrid power plant/ 

Combined heat and power station Hastedt 

Please find detailed information of the visit event 

in the practical information 

Registration 

19:00 Evening event 

Get together in the exhibition, catering will be arranged. 

09:00 

A1 

09:10 

A2 

09:35 

A3 

10:00 

A4 

10:30 

A5 

WEDNESDAY, 13 MAY 2020 

Plenary Lectures 

Conference Opening 

Dr. Oliver Then, VGB PowerTech e. V., Essen 

VGB activities electrical engineering, I&C and 

information technologies in the energy supply 

Joachim von Graeve, 

Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen 

VGB in the Future Energy System 


Room Kaisen 

Coal withdrawel versus security of supply 

Prof. Dr. Harald Schwarz, Brandenburgische Technische 

Universität Cottbus-Senftenberg 

The H2-storage power plant 

Prof. Dr. Harald Weber, Universität Rostock 

11:00 Visit of the Technical Exhibition – Coffee break 

11:30 Section S1 “Digitalisation I” Room Kaisen 

Chair 

Marcus Schönwälder, 

Vattenfall Wärme Berlin AG 

11:30 

S1.1 

12:00 

S1.2 

Are we still automating or are you already digitising? 

The essence of industry 4.0 

Jan Koltermann, 

Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus 

“Combustion 4.0” – Integrated model-based 

optimisation of power plant operation 

Dr. Martin Habermehl, aixprocess GmbH, Aachen 



20


MembersŃews 

12:30 

S1.3 

Digitisation projects – with the people for the people 

Axel Bürgers, Kraftwerksschule e. V., Essen 

11:30 Section S2 “Ancillary Services” Room Focke-Wulf 

Chair 

Frank Körnert, Vattenfall Wärme Berlin AG 

11:30 

S2.1 

12:00 

S2.2 

12:30 

S2.3 

Operation experiences and optimisation 

of large battery systems 

Diego Hidalgo Rodriguez, 

STEAG Energie Services GmbH, Essen 

Black start procedure of a CHP plant in 

district system Berlin 

Thomas Lehmann, Vattenfall Wärme Berlin AG 

Ancillary services with H2-storage power plants 

Martin Töpfer, Universität Rostock 

13:00 Lunch – Visit of the Technical Exhibition 

14:00 Presentation of the exhibitors 

www.vgb.org/en/keli20_exhibitorforum.html 

14:00 Students’ forum Salon Scharoun 


15:15 Section S3 Room Kaisen 

“IT-Security I – regulatory guidelines” 

Chair 

Peter Riedijk, RWE Generation NL, 

Geertruidenberg/The Netherlands 

15:15 

S3.1 

15:45 

S3.2 

16:15 

S3.3 

The new cyber security act and the new 

IT-Security-Law 2.0 

Prof. Stefan Loubichi, 

KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH, 

GfS Gesellschaft für Simulatorschulung mbH, Essen 

The cyber security situation in the energy industry 

Stefan Menge, 

Freies Institut für IT-Sicherheit e. V., Bremen 

Cybersecurity in the energy sector 

Carolin Wagner, Bundesamt für Sicherheit 

in der Informationstechnik BSI, Bonn 

15:15 Section S4 Room Focke-Wulf 

“IT-Security II – implementation experiences” 

Chair 

Andreas Jambor, RWE Power AG, Essen 

15:15 

S4.1 

15:45 

S4.2 

Between man and algorithm – raising user 

acceptance and practicability of self-learning 

anomaly detection systems in power plants 

(BMBF project WAIKIKI) 

Franka Schuster, Brandenburgische Technische 

Universität Cottbus-Senftenberg 

Cyber security regulation – perspectives of operators 

and suppliers 

Frederic Buchi, Siemens Gas and Power GmbH & 

Co. KG, Erlangen 

16:15 

S4.3 

Cyber Security: Process data on a safe journey 

Richard Biala, ABB AG, Mannheim 

16:45 Change of room 

16:50 

16:50 

17:00 

to 

18:00 

19:00 

Panel Discussion 

IT Security Law 2.0 

Leitung 

Jakob Menauer, 

EnBW Baden-Württemberg AG, Altbach 

Operators´ statement 


Room Kaisen 

Panel Discussion 

“How can we shape the transformation process?” 

with speakers from the sections on IT security 

Evening event 

Walk to the “Ratskeller” 

19:30 Evening event in the “Ratskeller” 

(Please find detailed information of the evening event in 

the practical information) 

THURSDAY, 14 MAY 2020 

09:00 Section S5 

“Regulatory Requirements” 

Room Kaisen 

Chair 

Prof. Dr. Hendrik Lens, Universität Stuttgart 

09:00 

S5.1 

09:30 

S5.2 

10:00 

S5.3 

RoCoF-Requirements for generating units – parameter 

influences on the behaviour of turbo generators at an 

increasing rate of change of frequency 

Melanie Herzig, Hochschule Ruhr West, Bottrop 

Challenges for the operation of conventional 

power plants in networks with high in-feed of 

wind and solar power 

Dr. Marios Zarifakis, ESB Generation & 

Wholesale Markets, Dublin/Ireland 

Dynamic monitoring method for frequency 

containment reserve activation 

Philipp Maucher, Universität Stuttgart 


“Technical Development” 

Chair 

Prof. Dr. Jens Paetzold, Hochschule Ruhr West, Mülheim 

09:00 

S6.1 

09:30 

S6.2 

10:00 

S6.3 

Optimal design of classical control systems 

Prof. Kai Michels, Universität Bremen 

Operation of virtual power plants: Connected plants 

Jan Weustink, Siemens Gas and Power 

GmbH & Co. KG, Erlangen 

Superconductors – the speed skaters 

of energy transfer 

Gudrun Sachs, VPC GmbH, Vetschau, 

Dr. Wolfgang Reiser, Vision Electric 

Superconductors GmbH, Kaiserslautern 


Contacts: Ulrike Künstler, Tel.: +49 201 8128-206 | Ulrike Hellmich, Tel.: +49 201 8128-282 | E-mail: vgb-keli@vgb.org 


21



Electrical, I&C and 

IT Engineering 

in Energy Supply – KELI 2020 

11:00 Section S7 Room Kaisen 

“Operation, Maintenance, Monitoring” 

Chair 

Dr. Thomas Krüger, 


11:00 

S7.1 

11:30 

S7.2 

12:00 

S7.3 

Fit for future – replacement solutions for DR Generator 

Circuit breaker shown on a real example 

Markus Stay, ABB Power Grids Germany AG, Mannheim 

Operating resources in focus – effective asset 

management from maintenance management to 

asset management in the maintenance process 

Michael Lukas, Lausitz Energie Kraftwerke AG, 

Boxberg/Oberlausitz 

Basic safety and additional protection through 

“airbags” in the low-voltage switch-gears in 

Berlin-Reuter West HKW 

Holger Kuhlemann, Rolf Janssen GmbH 

Elektrotechnische Werke, Aurich 


“Technical Developments, Digitalisation “ 

Chair 


EnBW Baden-Württemberg AG, Altbach 

11:00 

S8.1 

11:30 

S8.2 

12:00 

S8.3 

Control of a process plant with a neuronal network 

Frank Gebhardt, Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen 

KI based digital assistance systems – 

operator in focus 

Harald Bruns, ABB AG, Mannheim 

Flexibility – damage, effects and trends, an 

evaluation of the VGB database KISSY 

Dr. Jörg M. Bareiß, 

EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Stuttgart 

12:30 Lunch – visit of the Technical Exhibition 

13:15 Presentations of the exhibitors 

www.vgb.org/en/keli20_exhibitorforum.html 

13:15 Students’ forum Salon Scharoun 

14:00 Section S9 “Flexible Operation” Room Kaisen 

Chair 

Simon Wanjek, Grosskraftwerk Mannheim AG 

14:00 

S9.1 

14:30 

S9.2 

15:00 

S9.3 

New storage technologies in the energy market 



Flexible operation of a large scale thermal 

energy storage 

Alexander Zaczek, Siemens Gamesa 

Renewable Energy GmbH & Co. KG, Hamburg 

Fuel conversion to biomass 


Geertruidenberg/The Netherlands 

14:00 Section S10 “Digitalisation II” Room Focke-Wulf 

Chair 

Andreas Knieschke, VPC GmbH, Vetschau 

14:00 

S10.1 

14:30 

S10.2 

15:00 

S10.3 

MIM versus Google – generation dependent handling 

of data in a power plant 

Hans Karl Preuss, GABO IDM mbH, Erlangen 

Electronic clearing and information system eFIS 

David Röbbing, enercity AG, Hannover 

Enabling digitalisation with highly reliable private 

wireless networks – why and how to apply private LTE 

and 5G mobile technologies in power generation? 

Manfred Bürger, Nokia, Vienna/Austria 

15:30 Concluding remarks 



15:40 Farewell coffee 

ca. 

16:00 

End of the event 

PRACTICAL INFORMATION 

VENUE 

Maritim Hotel & Congress Centrum Bremen 

Hollerallee 99 

28215 Bremen/Germany 

E-mail: info.bre@maritim.de 

L www.maritim.de/de/hotels/deutschland/ 

hotel-bremen/unser-hotel 

CONFERENCE LANGUAGES 

German – simultaneous translation in English as needed 

(please note it on the registration form!) 

ONLINE REGISTRATION 

www.vgb.org/en/registration_keli.html 

Participants are requested to register before 20 April 2020 (deadline 

for entry in list of participants). Later registration is also possible, also at 

the conference office, the participant’s name cannot then be entered 

onto the list however. 

ATTENDANCE FEES 

Conference ticket 

VGB members 890.00 € 

Non members 1,250.00 € 

Universities, public authorities, retired 350.00 € 

Day ticket (Wednesday or Thursday) 

VGB members 550.00 € 

Non members 750.00 € 

EVENING EVENT 

On Wednesday, 13 May 2020, all registered participants are invited 

to the “Ratskeller”. 


L www.vgb.org/en/keli_2020.html 

Contacts: Ulrike Künstler, Tel.: +49 201 8128-206 | Ulrike Hellmich, Tel.: +49 201 8128-282 | E-mail: vgb-keli@vgb.org 


22


MembersŃews 

STEAG sorgt für klimafreundliche 

Geowärme in Erding 

• Investition von 7,8 Mio. Euro sorgt 

künftig für 13.000 Tonnen 

CO 2 -Ersparnis pro Jahr 

(steag) STEAG New Energies GmbH und 

der Zweckverband Geowärme Erding erweitern 

das bestehende Heizkraftwerk Erding 

1. Damit können künftig bis zu 18 

Prozent des gesamten Wärmebedarfs der 

bayerischen Kreisstadt Erding durch Erdwärmenutzung 

gedeckt werden. Versorgt 

wird auf diese klimaschonende Weise auch 

die Therme Erding, das weltgrößte Thermalbad 

mit jährlich rund 1,8 Millionen Besuchern. 

Mit dem Ausbau des Heizwerks Erding 1 

trägt der Zweckverband Geowärme Erding 

der weiterhin steigenden Nachfrage nach 

klimafreundlicher Fernwärme Rechnung. 

Gemeinsam mit Projektpartner STEAG 

New Energies schafft der Zweckverband 

nun die Voraussetzung, dass künftig noch 

mehr Erdinger Haushalte von einer ressourcenschonenden 

Fernwärmeversorgung 

profitieren können. Gleichzeitig sichert 

die Kapazitätserweiterung den weiteren 

Fernwärmeausbau in der Stadt 

langfristig Erding ab. Die aktuelle Versorgung 

(63 MW inkl. kompletter Therme Erding) 

ist von den Heizwerken 1 und 2 abgedeckt. 

Die Erweiterung dient ausnahmslos 

dazu, den geplanten weiteren Ausbau auf 

75 MW seitens der Erzeugung abzudecken. 

Bei der Geowärmenutzung wird das 

63 °C warme Thermalwasser aus rund 

2.300 Metern Tiefe zutage gefördert und 

auf die beiden Geoheizwerke und die Therme 

Erding verteilt. Während es in den Geoheizwerken 

genutzt wird, um die Wärmeversorgung 

der Erdinger Bürgerinnen und 

Bürger zu gewährleisten, dient es nach einer 

Aufbereitung in der Therme zudem als 

Badewasser. 

„Die Mehrfachnutzung des Thermalwassers 

zur Fernwärmeversorgung von Wohngebäuden 

sowie für den Thermenbetrieb 

ist einzigartig in Deutschland – darauf sind 

wir sehr stolz“, sagt Landrat Martin Bayerstorfer, 

zugleich Vorsitzender des Zweckverbands 

Geowärme Erding: „Wir sind sehr 

zufrieden, dass wir mit STEAG New Energies 

einen verlässlichen Partner an unserer 

Seite haben, mit dem wir den Ausbau unserer 

Geothermie und damit die lokale Energiewende 

in Erding schon seit so langer 

Zeit erfolgreich gemeinsam vorantreiben.“ 

Kapazitätserweiterung 

Technisch besteht die Erweiterung des 

Heizwerks Erding 1 aus einer neuen Kompressionswärmepumpe 

(KWP) und einem 

neuen Blockheizkraftwerk (BHKW) mit einer 

Leistung von je einem Megawatt (MW) 

elektrisch und thermisch. Komplettiert 

wird die Erweiterung von zwei neuen 

Heizwasserspeichern mit einem Fassungsvermögen 

von zusammen 300.000 Litern 

Heizwasser. Sie dienen der Entkopplung 

von Erzeugung und Verbrauch und können 

damit zur Laufzeitoptimierung von BHKW 

und KWP sowie der Abdeckung von Lastspitzen 

genutzt werden. Die Maßnahme 

beläuft sich insgesamt auf ein Investitionsvolumen 

von 7,8 Millionen Euro. 

Mit der Erweiterung steigt das Leistungsvermögen 

der Geowärme Erding auf künftig 

75 MW Anschlusswert, was rund 18 Prozent 

des gesamten Erdinger Wärmebedarfs 

entspricht. Wollte man die gleiche Wärmeleistung 

auf konventionelle Weise erzeugen, 

bräuchte es dafür nicht weniger als 

acht Millionen Liter Heizöl. So betrachtet, 

spart die Geowärme Erding künftig jährlich 

13.000 Tonnen CO 2 -Emissionen ein. 

Langjährig erfolgreiche Zusammenarbeit 

Damit ist die Geowärme Erding in Sachen 

Klima- und Ressourcenschonung ein echtes 

Vorzeigeprojekt – und das seit mehr als 

drei Jahrzehnten, denn so lange reicht die 

Kooperation von STEAG New Energies mit 

Stadt und Geowärme Zweckverband Erding 

bereits zurück: Der Startschuss fiel 

1994, als man gemeinsam mit dem Aufbau 

des Fernwärmenetzes begann, ehe 1998 

das Geoheizwerk 1 in Betrieb ging. 2009 

wurde schließlich aufgrund der hohen 

Nachfrage nach der umweltfreundlichen 

geothermischen Fernwärmeversorgung 

das Geoheizwerk 2 in Dienst gestellt. 

„Die Geowärmenutzung in Erding ist für 

alle Partner ein echtes Erfolgsmodell. Dank 

moderner Technik profitieren alle Beteiligten 

und nicht zuletzt Klima und Umwelt 

von einer ebenso umweltfreundlichen wie 

verlässlichen Wärmeversorgung“, freut 

sich Thomas Billotet, Geschäftsführer der 

STEAG New Energies, über den erfolgreichen 

Projektabschluss. (20691259) 

LLwww.steag.com 

Trianel Erneuerbare Energien 

erwirbt weiteren Windpark 

in Niedersachsen 

• Windenergie- und PV-Portfolio 

wächst auf 200 MW 

(trianle) Die Trianel Erneuerbare Energien 

GmbH & Co. KG (TEE) baut den Anteil an 

Windenergie in ihrem deutschlandweiten 

Portfolio weiter aus. Gemeinsam mit den 

beteiligten Stadtwerken hat TEE drei 

Windkraftanlagen im Windpark Emmerthal 

in Niedersachsen erworben. Vertragspartner 

ist die Ebert Erneuerbare Energien 

Firmengruppe mit Sitzen in Kiel und Cremlingen 

bei Braunschweig, die den Windpark 

projektiert, errichtet und in Betrieb 

genommen hat. 

„Wir investieren in Windkraftanlagen mit 

einer soliden und belastbaren Ertragsgrundlage 

und bauen damit die regionale 

Diversifizierung des Erneuerbaren-Portfolios 

unserer Gesellschafter weiter aus“, 

sagt Dr. Markus Hakes, Geschäftsführer 

der TEE. Mit den neuen Anlagen umfasst 

das Erneuerbaren-Portfolio der TEE rund 

200 MW an Wind- und Solarenergie in acht 

Bundesländern. 

„Wir freuen uns, mit Trianel einen verlässlichen 

Partner für den Windpark gewonnen 

zu haben und unsere Zusammenarbeit 

zu intensivieren“, sagt Dr. Tim Ebert, 

Geschäftsführender Gesellschafter der 

Ebert Erneuerbare Energien Unternehmensgruppe. 

Bereits der erste Onshore-Windpark 

der Trianel Gruppe wurde in 

der Zusammenarbeit mit Dr. Ebert realisiert. 

Der Trianel Windpark Eisleben mit elf 

Windkraftanlagen wurde 2011 als erstes 

Projekt in das Portfolio der Trianel Onshore 

Windkraftwerke GmbH & Co. KG (TOW) 

aufgenommen. Die Projektpartner blicken 

damit auf eine mehr als achtjährige erfolgreiche 

Zusammenarbeit zurück. 

Steag. Inbetriebnahme des neuen BHKW (v.l.n.r.): Anne Rosner (Gemeindereferentin), Andrea 

Oechslen (Pfarrerin), Michael Perzl (Geschäftsleiter Zweckverband Geowärme Erding), Thomas 

Billotet (Sprecher der Geschäftsführung STEAG New Energies GmbH), Martin Bayerstorfer 

(Landrat und Verbandsvorsitzender Zweckverband Geowärme Erding), Max Gotz 

(Oberbürgermeister Große Kreisstadt Erding), Alois Gabauer (Geschäftsleiter Zweckverband 

Geowärme Erding) und Jörg Wund (Geschäftsführer THERME ERDING). 

23


Der Windpark Emmerthal besteht aus 

insgesamt acht Windkraftanlagen des Typs 

Vestas 136-3.45. Errichtet wurden die Anlagen 

in der Gemeinde Emmerthal im niedersächsischen 

Landkreis Hameln-Pyrmont, 

rund 40 Kilometer südwestlich von 

Hannover entfernt. Seit Ende 2018 ist der 

Windpark am Netz und wird von mehreren 

Betreibern im Rahmen eines Pooling-Modells 

betrieben. Die drei von TEE erworbenen 

Anlagen werden als Trianel Windpark 

Emmerthal mit einer Gesamtleistung von 

10,35 MW in das Stadtwerke-Portfolio aufgenommen. 

Für die drei Windkraftanlagen 

rechnen die Ertragsprognosen mit einer 

jährlichen Stromerzeugung von rund 21 

Millionen Kilowattstunden. Die Vergütung 

erfolgt nach dem EEG 2014. 

An der TEE sind 37 Stadtwerke aus 

Deutschland sowie die Stadtwerke-Kooperation 

Trianel beteiligt. Gemeinschaftlich 

investieren sie rund eine halbe Milliarde 

Euro in den Auf- und Ausbau des eigenen 

Erneuerbaren-Portfolios mit Windkraftanlagen 

und PV-Freiflächenanlagen in ganz 

Deutschland. (20691301) 

LLwww.trianel.com 

www.trianel-erneuerbare.de 

Trianel startet Kooperations- 

Netzwerk „FlexStore“ 

• Stadtwerke werden zu 

Flexibilitätsmanagern im Verteilnetz 

(trianel) „Der Umbau der Energiewirtschaft 

mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren 

Energien und dem Abschied von 

konventionellen Grundlastkraftwerken 

wird den Bedarf an Flexibilität und Speichermöglichkeiten 

massiv steigern. Hier 

sollten sich Stadtwerke frühzeitig positionieren 

und jenseits des Commodity-Vertriebs 

eine neue Marktrolle als Flexibilitätsmanager 

für ihr Versorgungsgebiet 

aufbauen,“ sagt Sven Becker, Sprecher der 

Geschäftsführung der Stadtwerke-Kooperation 

Trianel. „Stadtwerke sind gut beraten, 

das entstehende Geschäftsfeld frühzeitig 

zu erschließen, um den Markteinstieg 

in das neue Geschäftsfeld nicht zu 

verpassen, wie es bei den Erneuerbaren 

der Fall war.“ 

Bis 2030 soll in Deutschland der Anteil 

der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch 

auf mindestens 65 Prozent 

steigen. Dazu muss nicht nur der Ausbau 

der Wind- und Solarenergie vorangetrieben, 

sondern auch die Erneuerbaren intelligent 

in das Energiesystem integriert werden. 

„Der Schlüssel liegt im Flexibilitätsmanagement 

auf Verteilnetzebene, in der 

klugen Steuerung der fluktuierenden Erzeugung 

der Erneuerbaren und der Verbrauchsseite, 

in der Bereitstellung von 

Speicherkapazitäten sowie in der Kopplung 

der Sektoren,“ so Becker weiter. Noch 

seien zwar Flexibilitätsanwendungen im 

aktuellen Marktumfeld wirtschaftlich 

nicht darstellbar. Mit der Stilllegung fossiler 

Grundlastkraftwerke werde ab 2023 

der Bedarf an Flexibilitäten stark ansteigen. 

Um die Chancen des zukünftigen Geschäftsfelds 

zu nutzen, sei es für Stadtwerke 

wichtig, sich bereits heute mit der neuen 

Marktrolle als Flexibilitätsmanager zu beschäftigen. 

Zum Jahresbeginn 2020 startet Trianel 

deshalb das Kooperations-Netzwerk „Flex- 

Store“, um gemeinsam mit Stadtwerken 

und weiteren Projektpartnern das notwendige 

Know-how aufzubauen, Chancen für 

die Flexibilisierung zu erkennen und letztlich 

Geschäftsmodelle zu erarbeiten. Becker: 

„Mit FlexStore können Stadtwerke 

frühzeitig am Know-how-Aufbau im neuen 

Geschäftsfeld des Flexibilitätsmanagements 

partizipieren und von dem gemeinsam 

aufgebauten Wissenspool der Netzwerk-Mitglieder 

aus unterschiedlichen Bereichen 

profitieren.“ 

In der ersten Phase des auf drei Jahre angelegten 

Netzwerks soll zunächst der Wissensaufbau 

und -transfer unter den FlexStore-Mitgliedern 

gefördert werden. Im Fokus 

stehen dabei die Analyse neuer Entwicklungen 

im Bereich der Flexibilisierung des 

Energiesystems sowie der Speichermöglichkeit 

und sich daraus potenziell ergebender 

neuer Geschäftsfelder. Ein erster Workshop 

ist für das Frühjahr 2020 geplant. 

In den weiteren Phasen von FlexStore 

verfolgt Trianel das Ziel, tragfähige Geschäftsmodelle 

zu erarbeiten und Pilotprojekte 

im Rahmen der deutschlandweiten 

Forschungsförderung zu realisieren. Langfristig 

sollen für Stadtwerke konkrete Investitionsmöglichkeiten 

in innovative Flexibilitäts- 

und Sektorkopplungsprojekte 

aus den Bereichen des intelligenten Verteilnetzbetriebs, 

Stromspeicherung in 

Großbatterien, Power-to-Gas und Power-to 

Heat geschaffen werden. 

Trianel FlexStore ist als offenes Netzwerk 

für große und kleine Stadtwerke und weitere 

Partner konzipiert, die wirtschaftliche 

Lösungen für die Integration der erneuerbaren 

Energien erarbeiten und sich an innovativen 

Flexibilitäts- und Sektorkopplungsinvestitionen 

beteiligen wollen. Neben 

dem Wissenstransfer von 

Einzelprojekten zu allen FlexStore-Teilnehmern 

steht die energiepolitische Begleitung, 

bspw. in Zusammenarbeit mit der 

dena Netzflex-Initiative für einen wirkungsvollen 

Hochlauf geeigneter Flexibilitätsoptionen 

im Fokus. Des Weiteren soll 

Stadtwerken die aktive Beteiligung an Forschungsprojekten 

und Zugriff auf darin 

erarbeitete Ergebnisse ermöglicht werden. 

Trianel ist aktuell am ZO.RRO-Projekt beteiligt, 

mit dem die CO 2 -freie Bereitstellung 

von Flexibilität und Systemdienstleistungen 

in Thüringen untersucht wird. 

(20691302) 

LLwww.trianel.com 

Uniper to end its hard-coal-fired 

power production in Germany 

• Uniper inaugurates transformation of 

its German generation operations 

• Sets ambitious phaseout timeline for its 

hard-coal-fired power plants in 

Germany 

• Further reduction of CO 2 emissions by 

up to 40 % in the next 5 years targeted 

(uniper) Uniper is moving forward with its 

transformation and the further decarbonization 

of its portfolio. In view of the public 

debate about Germany’s phaseout of coalfired 

power generation, Uniper decided to 

lead by example and to make a significant 

contribution to the achievement of the 

country’s carbon reduction targets. Uniper 

presented an ambitious shutdown plan for 

its hard-coal-fired power plants in Germany. 

Following constructive discussions with 

the Federal Government and in the context 

of the draft law on the phasing out of coalfired 

power generation in Germany (“coal 

exit”), Uniper wants to shut down about 

1,500 megawatts of hard-coal capacity – 

three generating units at Scholven power 

station in Gelsenkirchen plus Wilhelmshaven 

power station – by year-end 2022. 

Uniper plans to shut down another 1,400 

megawatts at Staudinger and Heyden power 

stations by 2025 at the latest. Through 

2015, Uniper had already withdrawn just 

over 2,400 megawatts at Datteln, Scholven, 

Knepper, Veltheim, and Shamrock 

power stations. Altogether, these shutdowns 

will yield annual carbon savings of 

up to 18 million metric tons. 

The last remaining coal-fired power plant 

in the Uniper portfolio in Germany will be 

the Datteln 4 power plant which is presently 

connected to the electricity grid undergoing 

final testing. It is one of the most 

modern coal power plants and part of Uniper‘s 

strategy to reduce the company‘s CO 2 

emissions. In the next 5 years, as a result of 

the voluntary planned shutdowns and the 

operation of Datteln 4 Uniper targets to 

further reduce its CO 2 emissions by up to 

40 % whilst still maintaining security of 

supply to the customers and communities 

that it serves. 

Uniper is developing forward-looking 

schemes for the power stations slated for 

closure. The schemes will be geared toward 

tomorrow’s energy world and offer 

long-term employment prospects. They include 

plans and considerations to build 

and operate new gas-fired combined-heatand-power 

plants that produce district 

heating, to design innovative solutions for 

providing nearby industrial customers 

with steam, heat, cooling, and electricity, 

and to develop solutions that produce hydrogen 

on an industrial scale. 

Andreas Schierenbeck, Uniper CEO: “Our 

objective is to make a proactive and constructive 

contribution to the achievement 

24


MembersŃews 

of carbon reduction targets and to the swift 

and sustainable phaseout of coal-fired 

power generation in Germany. We want to 

send a signal that the discussions of recent 

years have now led to action. With our voluntary, 

ambitious plan, we also want to 

contribute to increasing social acceptance 

of the „how“ of the coal phase-out in Germany. 

At the same time, we’re setting Uniper 

on a decisive course for the future: our 

actions will provide planning security to 

our employees at the facilities affected and 

give our company the financial and structural 

flexibility to focus on important, sustainable 

projects for the future.” 

Last January, the Commission on Growth, 

Structural Change, and Employment (in 

German: Kommission „Wachstum, Strukturwandel 

und Beschäftigung“) presented 

its final report, which contains measures 

for implementing the coal phaseout in Germany. 

These included a proposal for the 

German federal government and Uniper to 

reach an agreement for Datteln 4 not to enter 

service in return for a compensation 

payment. The German federal government 

stated that it makes sense for the climate, 

the energy system and the country’s macroeconomy 

that one of the most technologically 

advanced, most efficient, and cleanest 

coal-fired power plants is operated as 

planned. 

David Bryson, Uniper COO: “Our announcements 

today will end a long period 

of uncertainty for our employees who have 

watched this process unfold over the previous 

months. We will work with our affected 

colleagues, their workers councils and 

local authorities to ensure the best future 

for the affected sites and our employees. 

The announcements also mark a turning 

point for Uniper as we move towards a lower 

carbon future. I’m very confident that 

these announced changes will help propel 

and shape the transformation of the country’s 

energy system.“ (20691302) 

LLwww.uniper.energy 

VGB Fachtagung 

BRENNSTOFFTECHNIK 

UND FEUERUNGEN 

MIT FIRMENPRÄSENTATIONEN 

Programm online! 

www.vgb.org 

26. und 27. Mai 2020 

Hamburg 

Die Fachtagung „Brennstofftechnik und 

Feuerungen 2020“ bietet Betreibern, 

Herstellern, Planern, Behörden und 

Forschungsinstituten eine Plattform 

die aktuellen Herausforderungen 

der Energiepolitik und die daraus 

abzuleitenden Anforderungen an 

die Technik zu diskutieren. 



45257 Essen 

Germany 

Informationen 

Barbara Bochynski 

E-Mail 

vgb.brennstoffe@vgb.org 

Telefon 

+49 201 8128-205 

www.vgb.org 

25

Industry News VGB PowerTech 1/2 l 2020 

Industry 

News 

Company 

Announcements 

ANDRITZ to supply a further highefficiency 

PowerFluid circulating 

fluidized bed boiler with biomass 

firing in Japan 

(andritz) International technology group 

ANDRITZ has received an order from a 

Joint Venture between Toyo Engineering 

Corporation and Nippon Steel Engineering 

Co., Ltd., Japan, to deliver a PowerFluid 

circulating fluidized bed boiler with a flue 

gas cleaning system. The boiler will be part 

of a new biomass power plant to be built in 

Omaezaki in Shizuoka Prefecture, Honshu 

Island, some 200 km southwest of Tokyo, 

Japan, for the Omaezakikou Biomass Power 

Plant. Commercial operations are scheduled 

to begin in mid-2023. 

The PowerFluid boiler to be supplied by 

ANDRITZ features low emissions, high efficiency 

and availability, as well as high fuel 

flexibility. It forms an essential part of a 

high-efficiency biomass power plant for 

supply of green energy to the national grid. 

The biomass power plant fired with wood 

pellets and palm kernel shells as main fuels 

will generate around 75 MWel of power. 

ANDRITZ PowerFluid circulating fluidized bed boiler 

This is now the seventh order in two and 

a half years for supply of an ANDRITZ PowerFluid 

circulating fluidized bed boiler to 

the Japanese market. This confirms AN- 

DRITZ’s comprehensive expertise and acknowledged 

competence in the biomass-fired 

fluidized bed boiler sector. AN- 

DRITZ is one of the leading global suppliers 

of power boiler technologies and systems 

for generating steam and electricity from 

renewable and fossil fuels, with a large 

number of very successful references 

worldwide. (20651652) 

LLwww.andritz.com 

Innovation project to reduce cost 

of floating solar plants 

(rise) Large-scale floating photovoltaics 

plants can be one of the solutions for a sustainable 

energy supply. The EU has now 

approved a project that will optimize the 

anchoring and mooring of floating solar 

plants and adapt the anchoring to ocean 

environment as well. The aim is to significantly 

reduce the cost of anchoring floating 

solar parks. 

RISE is part of a consortium of Swedish, 

Spanish and Portuguese players who have 

now received funding from the European 

Union‘s European Maritime and Fishery 

Fund (EMFF) to develop the technology for 

anchoring and mooring floating solar cells. 

The project (FRESHER – Floating Solar Energy 

mooring: Innovative mooring solutions 

for floating solar energy) starts in 

November 2019 and lasts for two years. 

We are happy to be part of the value chain 

in such an innovative and emerging market, 

providing competences to the industry 

and supporting SME’s, says John Rune 

Nielsen, Director Research and Innovation 

at RISE. 

The main goal of the FRESHER project is 

to be able to showcase and validate new 

innovative anchoring technology for floating 

solar power plants. The new technology 

results in both greatly improved LCoE 

(Levelized Costs of Energy) and increased 

capacity for solar power. The solar power 

should therefore cost less and provide 

more energy, which makes it possible to increase 

the rate of expansion so that ocean 

based solar parks can be profitable. 

The project leader is Seaflex. Seaflex has 

worked in the marine industry for a long 

time, focusing on the environmental aspect 

of safe and efficient mooring systems. The 

development in this project is aimed directly 

at floating solar cells and is therefore 

very important to us, says Lars Brandt, CEO 

at Seaflex. 

Another partner in the project is EDP, the 

Portuguese energy company whose energy 

production to 70 percent comes from renewable 

sources, and which already has an 

active floating solar cell park in northern 

Portugal. They see a great future for floating 

solar cells. 

Portugal has the ambition to be carbon 

neutral by 2050 and to have 80% of the energy 

supplied by renewable sources (RES), 

a commitment that EDP shared from the 

first day. Hybridizing alternative sources of 

energy with our hydro fleet is one of the 

fastest ways to help accomplish this target. 

Floating photovoltaic, only in Portugal, has 

a potential of more than 2 GW. However, 

the harsh environment in our dams and 

competition with other conventional RES 

technologies requires an optimization of 

the mooring designs and a reduction of 

costs . Our ambition goes in three ways: 

improve the existing solutions, bring competitive 

proposals and contribute for the 

design in harsher environments, as the offshore 

sea water applications, says João Maciel, 

Director EDP CNET. 

FRESHER‘s goal is thus to show that floating 

solar energy is ready to take the next 

step and grow in market share. Among the 

new technologies in the project are socalled 

PV anchoring suitable for the marine 

environment, which open up new markets 

and uses in the green energy transition. 

The design is based on lessons learned 

from previous tests and commercial implementations 

as well as experience from the 

industrial and offshore sectors. 

Other partners in the FRESHER project 

are EDP PP, WaveC and ISIGENERE. 

João Maciel, Director for EDP CNET: 

“EDP is a pioneer in renewable energy production 

with more than 11 GW of wind and 

solar installed capacity and has also anticipated 

technology trends in floating offshore 

wind or smart grids. Floating PV is 

one of the new technology frontiers to embrace 

as it explores the synergies between 

hydro and solar. FRESHER is likely to play 

a pivotal role in enhancing maturity and 

competitiveness of such promising technology.” 

(20691505) 

LLwww.fresher-project.eu 

26


Industry News 

Die CCE Group gibt den 

Baubeginn des PV-Großprojekts 

„La Huella“ offiziell bekannt. 

(cce) Mit einem feierlichen Spatenstich hat 

die Clean Capital Energy Group Ende November 

den Bau des Freiflächenprojektes 

„La Huella” in Chile gestartet. Zu den Teilnehmern 

der offiziellen Grundsteinlegung 

zählten neben den Projektverantwortlichen 

der CCE-Gruppe und des mit dem 

Bau beauftragten spanischen Baukonzerns, 

OHL (Obrascón Huarte Lain), zahlreiche 

Senatoren, Abgeordnete und Bürgermeister 

aus der Region. Damit beginnt 

die circa einjährige Realisierungsphase der 

87-Megawatt-Anlage, die ab dem vierten 

Quartal 2020 rund 220 Gigawattstunden 

Strom pro Jahr erzeugen wird. Das mit 

Glas-Glas-Modulen bestückte einachsig 

nachgeführte Photovoltaiksystem wird auf 

einer Gesamtfläche von 145 Hektar in der 

Region Coquimbo rund 400 Kilometer 

nördlich von Santiago installiert. Neben 

„La Huella“ hat sich die CCE drei weitere 

PV-Projekte in Chile mit einer Leistung von 

insgesamt ca. 230 MWp gesichert und 

plant diese bis 2022 ans Netz zu nehmen. 

CCE ist bereits seit 2015 in Chile aktiv und 

hat die Entwicklung eines 500 MW-Portfolios 

finanziert, aus dem bereits zwei 

100-Megawatt-Anlagen erfolgreich realisiert 

wurden. 

Chile – Weltweit den höchsten PV-Ertrag 

„Wir sind sehr stolz auf dieses Projekt und 

freuen uns nun auf den Baubeginn vor Ort, 

denn die Anlage „La Huella“ ist ein wichtiger 

Meilenstein in unserem Chilegeschäft“, 

erklärt CCE Group Geschäftsführer, Martin 

Dürnberger. Anders als die meisten Projekte 

in Chile wird das Projekt „La Huella“ 

ohne Bankenbeteiligung und vorerst ohne 

Stromliefervertrag finanziert. Für die Realisierung 

des rund 300 MW Projektportfolios 

wurde ein Joint Venture mit einer deutschen 

Pensionskasse gegründet. „Kommerziell 

ist dies die deutlich bessere Lösung“, 

erklärt Dürnberger und ergänzt: „Dieses 

CCE-Projekt ist ein weiterer wichtiger 

Schritt, den Ausbau der Solar-Energiegewinnung 

in Chile voranzutreiben, denn 

Chile hat weltweit die höchste Sonneneinstrahlung 

und damit den höchsten PV-Ertrag.“ 

(20651416) 

LLwww.cce.solar 

2G erhält Auftrag über ein 

Wasserstoff-BHKW von 

APEX Energy 

• BHKW wird in das Wasserstoff 

Leistungszentrum Norddeutschland in 

Rostock-Laage integriert 

(apex) Die APEX Energy Teterow GmbH in 

Rostock-Laage hat die 2G Energy AG in 

Heek mit der Lieferung eines hochinnovativen 

Wasserstoff-Blockheizkraftwerks 

(H2-BHKW) zum Betrieb mit regenerativ 

VGB Expert Event 

Digitalization in 

Hydropower 2020 


www.vgb.org 

22 and 23 April 2020 

Graz/Austria 

The 3 rd international VGB expert event 

will focus on providing a comprehensive 

overview of digitalization in hydropower 

dealing mainly with implemented innovative 

digital measures, products and tools. 



45257 Essen 

Germany 

Informationen 

Dr Mario Bachhiesl 

E-Mail 

vgb-digi-hpp@vgb.org 

Telefon 

+49 201 8128-270 

www.vgb.org 

27


Leistung und ein 115-kW-H2-Blockheizkraftwerk 

sowie einen Batteriespeicher mit 

1 MWh Kapazität. Eine Wasserstofftankstelle 

rundet das Anlagenkonzept ab. 

(20651416) 

LLwww.2-g.de 

MHPS Europe liefert Abhitzekessel 

für Flensburg 

MHPS Europe liefert Abhitzekessel für Flensburg, Vertragsunterzeichnung: 

Dr. Björn Henning, Vice President, Head of Business Unit Boiler, Mitsubishi Hitachi Power Systems 

Europe, Ute Langhausen, Authorized Manager, Commercial Tendering Manager, Mitsubishi 

Hitachi Power Systems Europe Karsten Müller-Janßen, Geschäftsbereichsleiter Anlagenbau und 

Projekte, Stadtwerke Flensburg Maik Render, Geschäftsführer Stadtwerke Flensburg Anna Brunell, 

Commercial Sales Manager SIT, (Siemens Schweden) Christoph Schütte, Head of Subregion 

Germany, Siemens AG Dirk Veenhuizen, Senior Sales Manager SIT 

gewonnenem Wasserstoff beauftragt. Das 

BHKW agenitor 404c H2 von 2G Energy 

mit einer elektrischen Leistung von 115 kW 

(129 kW thermisch) wird als anschlussfertige 

Containerlösung geliefert und soll im 

April 2020 in Betrieb genommen werden. 

Das H2-BHKW ermöglicht – im Unterschied 

zur bisher vielfach praktizierten Beimischung 

von Wasserstoff in das Erdgasnetz 

mit Rückverstromung über konventionelle 

BHKW – einen Betrieb mit reinem 

Wasserstoff ohne fossile Brennstoffanteile. 

Zur Erhöhung der betrieblichen Flexibilität 

ist ein Betrieb mit Wasserstoff-/Erdgasgemisch 

sowie auch reiner Erdgas-Betrieb 

ebenfalls grundsätzlich möglich. 

Am Standort in Rostock-Laage in Sichtweite 

des Flughafens betreibt APEX Energy 

das Wasserstoff Leistungszentrum Norddeutschland. 

Im Jahr 2020 soll zusammen 

mit einem lokalen Partner die europaweit 

größte netzgekoppelte Wasserstoffanlage 

in Betrieb genommen werden und den 

kompletten Standort mit CO 2 -neutraler 

Energie versorgen. Mathias Hehmann, Geschäftsführer 

der APEX Energy Teterow 

GmbH, stuft Wasserstoff-BHKW als einen 

wichtigen Baustein für die umweltgerechte 

Energieversorgung der Zukunft ein: „Wir 

liefern als zertifizierter Full-Service-Spezialist 

maßgeschneiderte Systemlösungen 

für die Energie von morgen. Für Industrie 

und Gewerbe, Wohnungsgesellschaften, 

zur Zwischenspeicherung von Regelenergie, 

Mobilitätslösungen oder zur Anbindung 

von netzfernen Standorten – Wasserstoff 

ist der Treiber für eine emissionsfreie 

Zukunft. Die kombinierte Erzeugung von 

Strom und Wärme im H2-BHKW ist dabei 

ein wichtiger Baustein.“ 

Für Frank Grewe, Entwicklungsleiter der 

2G Energy AG, ist der inzwischen vierte Auftrag 

über ein H2-BHKW der Beweis dafür, 

dass der Markt aufnahmebereit ist für die 

weiterentwickelten Standard-BHKW der 

agenitor-Baureihe von 2G: „Bereits in 2012 

haben wir mit der Installation eines H2-BH- 

KW am Flughafen BER in Berlin einen ersten 

Meilenstein realisiert. Mit dem agenitor 

406 des Stadtwerk Haßfurt wurde im letzten 

Jahr erstmals in der kommunalen Praxis 

eine wasserstoffbasierte und CO 2 -freie Speicherkette 

für regenerativen Strom umgesetzt. 

Die beiden jüngsten Aufträge von Siemens 

Mitte 2019 über einen agenitor 412 

für ein Projekt auf der arabischen Halbinsel 

und der von APEX bestätigen uns in unserer 

Ausrichtung. Denn schon früh haben wir 

den sicheren und flexiblen Betrieb von 

H2-BHKW im Rahmen einer zukünftig breiten 

Nutzung von PtG-Konzepten als einen 

wichtigen Eckpunkt für die Entwicklungsarbeit 

bei 2G gesetzt.“ 

APEX Energy setzt das BHKW zur Erzeugung 

von Strom und Wärme für die Eigennutzung 

am Standort Rostock-Laage ein. 

Im Werk werden APEXIS Energiespeicher 

produziert, zu deren Betrieb Wasserstoff 

benötigt wird, der mittels eines Elektrolyseurs 

hergestellt wird. Basis für die Wasserstoffgewinnung 

ist Strom aus Photovoltaikund 

Windenergieanlagen. APEXIS Speicher 

sind als modulare Systeme konzipiert 

und bieten die sichere und komfortable 

Speicherung an einem Ort nach Kundenwahl. 

Das Standardsystem ist für 60 bar 

Druck ausgelegt und mit marktführender 

Permeabilität und patentierter Anschlusstechnologie 

ausgestattet. 

Mit der Eröffnung der APEX-Wasserstoffanlage 

in Rostock-Laage am 12.06.2020 

feiert die APEX Group ihr 20-jähriges Jubiläum. 

Die Wasserstoffanlage verfügt dann 

in der erweiterten Ausbaustufe über eine 

Elektrolysekapazität von 2 MW, ein eigenes 

Wasserstoffspeichersystem, über eine 

Brennstoffzelle mit 100 kW elektrischer 

• Stadtwerke modernisieren 

Heizkraftwerk – Kohlekessel werden 

ersetzt 

(mhps) Die Stadtwerke Flensburg haben 

Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe 

(MHPS Europe) mit der Lieferung eines 

Abhitzekessels (AHK) für das neue 

GuD-Kraftwerk „Kessel 13“ beauftragt. Die 

erdgasbetriebene Anlage soll 2022 in Betrieb 

gehen und zwei Kohlekessel vorzeitig 

ersetzen. 

Insgesamt investieren die Stadtwerke 

rund 70 Millionen Euro in den Neubau. Ein 

Teil dieser Summe wird für den neuen AHK 

verwendet, der die Abwärme des Gasturbinen-Abgases 

zur zusätzlichen Erzeugung 

von Strom und Heißwasser (für die Fernwärmeversorgung) 

nutzt. Der von MHPS 

Europe zu liefernde Horizontal-AHK mit 

einer Erdgaszusatzfeuerung hat eine 

Dampfleistung von 150 t/h bei einem 

Dampfdruck von 90 bar und einer 

Dampftemperatur von 535 °C. Das Kesselkonzept 

zeichnet sich durch eine hohe Verfügbarkeit 

und Effizienz aus. Durch die 

Koppelung von Strom- und Dampferzeugung 

im neuen GuD-Kraftwerk wird ein 

Wirkungsgrad von über 90 % erreicht. 

Gleichzeitig profitiert die Umwelt von geringeren 

Emissionen, zum Beispiel sinkt 

der CO 2 -Ausstoß im Vergleich zu den bisherigen 

Kohlekesseln und bei gleicher 

Stromerzeugungsmenge um rund 40 %. 

„Unser überzeugendes technologisches 

Konzept und unsere Erfahrung als Energieanlagenbauer 

waren ausschlaggebend für 

die Auftragsvergabe“, sagt Thomas Bohner, 

CEO von MHPS Europe. Nach dem Abhitzekessel 

für das Projekt Infraserv Wiesbaden 

ist dies bereits der zweite AHK-Auftrag 

innerhalb kurzer Zeit, den das 

Unternehmen unter harten Wettbewerbsbedingungen 

gewonnen hat. (20651705) 

LLwww.mhps.com 

Eni startet den weltweit schnellsten 

industriellen Supercomputer 

(enI) Der italienische Gas- und Erdölkonzern 

Eni, in Deutschland unter der Marke 

Agip mit 420 Service-Stationen vertreten, 

hat in enger Zusammenarbeit mit Dell 

Technologies den HPC5 genannten Supercomputer 

ans Netz genommen. 

Mit 52 Petaflops ist der HPC5 der weltweit 

schnellste Supercomputer in privatwirtschaftlicher 

Hand und der erste seiner 

Art in der Öl- und Gasindustrie. 

28


Industry News 

Die Partnerschaft zwischen Dell Technologies 

und Eni markiert eine neue Ära in 

puncto Nachhaltigkeit: Der HPC5, der im 

Green Data Center von Eni steht, ist auf 

größtmögliche Energieeffizienz ausgelegt 

und nutzt Solarenergie. 

Der italienische Gas- und Erdölkonzern 

Eni hat den weltweit schnellsten Supercomputer 

in Betrieb genommen, der einem 

privatwirtschaftlichen Unternehmen gehört. 

Der HPC5, der auf Servern von Dell 

Technologies basiert, erreicht eine Spitzenleistung 

von 52 Petaflops. 

Im HPC5-Supercomputer rechnen 1.820 

Dell EMC PowerEdge C4140 Server. Jeder 

dieser Server ist mit zwei Intel Xeon Scalable 

Gold 6252 Prozessoren mit jeweils 24 

Kernen und integrierter KI-Beschleunigung 

sowie vier GPU-Beschleunigern vom Typ 

Nvidia V100 Tensor Core ausgestattet. Verbunden 

sind die Server über ein Mellanox 

InfiniBand HDR-Netzwerk mit einer Geschwindigkeit 

von 200 Gbit/s. Die vollständige 

Non-Blocking-Topologie gewährleistet 

die größtmögliche Effizienz bei der Verbindung 

von Server und Datenspeicher. Der 

HPC5 erreicht eine Spitzenleistung von 52 

Petaflops (Billiarden Operationen pro Sekunde) 

und damit ein sowohl in der Öl- und 

Gasbranche als auch im Industriesektor bislang 

unerreichtes Verarbeitungsniveau. 

Eni nutzt den HPC5 mit seiner fortschrittlichen 

parallelen Architektur für die Verarbeitung 

von Big Data aus dem operativen 

Geschäft. Mit Hilfe komplexer Algorithmen 

werden dreidimensionale seismische 

Bilder verarbeitet, Lagerstätten simuliert 

und Produktionsabläufe optimiert. Der 

Gas- und Erdölkonzern ist zudem in der 

Lage, neue KI-basierte Ansätze zur Energiegewinnung 

und -verarbeitung zu entwickeln. 

Der Supercomputer ermöglicht auf 

Basis der GPU-Plattform von Nvidia, Forschungs- 

und Entwicklungsprogramme für 

den Übergang zu nicht-fossilen Energiequellen 

zu beschleunigen. 

Der HPC5 wurde in Zusammenarbeit mit 

Dell Technologies mit Blick auf eine besonders 

hohe Energieeffizienz und einen möglichst 

geringen CO 2 -Verbrauch entwickelt. 

Die im südlich von Mailand gelegenen 

Green Data Center erzeugte Solarenergie 

wird dabei zur Reduzierung der Emissionen 

genutzt. 

„Wir sind stolz auf unsere mehr als zehnjährige 

Partnerschaft mit Eni, einem Unternehmen, 

bei dem Innovation und Nachhaltigkeit 

ein wesentlicher Bestandteil der 

Geschäftsstrategie sind“, erklärt Adrian 

McDonald, EMEA President von Dell Technologies. 

„Die Nachhaltigkeitsziele von Eni 

passen zur Vision von Dell Technologies, 

wie Technologie der Gesellschaft zugutekommen 

kann. Durch solche Unternehmens-Partnerschaften 

können wir noch 

ehrgeizigere Umweltziele realisieren.“ 

„Eni stellt einen Supercomputer vor, dessen 

Fähigkeiten in der industriellen Welt 

einzigartig sind. Das System ist in der Lage, 

die hochkomplexen Prozesse, die die Mitarbeiter 

von Eni bei ihrer Arbeit unterstützen, 

zu fördern, noch weiter zu verfeinern 

und damit unsere digitale Transformation 

zu beschleunigen. Wir befinden uns an einem 

Wendepunkt: Es ist ein weiterer 

Schritt vorwärts auf dem Weg zu dem globalen 

Ziel, das wir mit unseren Forschungsund 

Technologiepartnern teilen – die Energie 

von morgen so schnell wie möglich Realität 

werden zu lassen“, ergänzt Claudio 

Descalzi, CEO von Eni. 

LLwww.delltechnologies.com 

Delegation aus türkischem 

Bergbaugebiet unterzeichnet 

Kooperationsvertrag mit 

Halbach & Braun 

Maschinenfabrik GmbH&Co. 

(h&B) Eine Kernregion der Steinkohlegewinnung 

und Energieerzeugung mit rund 

200jähriger Bergbautradition: Diese Kurzbeschreibung 

trifft auf das Ruhrgebiet zu, 

aber ebenso auf die Türkei mit zahlreichen 

staatlichen und privaten Steinkohlegruben. 

Bei Halbach & Braun war eine hochrangige Delegation aus der türkischen Bergbauregion 

Zonguldak und von Repräsentanten der Landespolitik zu Gast. 

Einen erheblichen Unterschied gibt es 

aber auch: Während die Steinkohleförderung 

im Ruhrgebiet seit einem Jahr Geschichte 

ist, hat sie in der Türkei beste Perspektiven. 

Denn die beachtlichen regionalen 

Vorkommen sollen intensiver abgebaut 

werden als bisher. So sieht es der Energieentwicklungsplan 

der Türkei vor, die damit 

ihre Abhängigkeit von Energieimporten 

verringern möchte. 

Die Umsetzung des Plans setzt Investitionen 

in modernste Abbautechnik voraus. Vor 

diesem Hintergrund ist der Besuch einer 

hochrangigen Delegation aus der Bergbauregion 

Zonguldak und von Repräsentanten 

der Landespolitik – vertreten durch Saadet 

Oruç, Hauptberaterin des Staatspräsidenten 

– bei Halbach & Braun zu sehen. 

Der Bergbauzulieferer aus Hattingen hat 

in der Türkei eine starke Marktposition und 

kann den Bergwerksbetreibern seit vergangenem 

Jahr ein erheblich erweitertes Produktspektrum 

bieten. Dr. Dietrich Braun, 

geschäftsführender Gesellschafter: „Unsere 

klassischen Kernkompetenzen sind Brechen 

und Fördern – untertägig und übertägig. 

Durch die Beteiligung der chinesischen 

Yangquan-Gruppe an unserem Unternehmen 

können wir nun auch den kompletten 

Schildausbau und die Gewinnung mit Walzenladern 

anbieten. Dabei passen wir die 

Grundkonstruktion der Anlagen jeweils an 

unsere hohen Qualitätsstandards und an 

die individuellen Anforderungen der Kunden 

an.“ Diese Strategie – das Engineering 

von kundenoptimierten Lösungen – verfolgt 

Halbach & Braun seit der Unternehmensgründung 

im Jahr 1920. 

Mit diesem Alleinstellungsmerkmal und 

der fast hundertjährigen Erfahrung im untertägigen 

Kohleabbau hat Halbach & 

Braun das Interesse der Verantwortlichen 

im türkischen Bergbau geweckt – speziell 

das von Kazim Eroğlu, Geschäftsführer 

und Vorstandsvorsitzender des staatlichen 

Bergwerksbetreibers TTP. Während der 

Unternehmensbesichtigung in Hattingen 

bestätigte Muharrem Kiraz, stellvertretender 

Geschäftsführer von TTK: „Unser Ziel 

ist die 100%ige maschinelle Gewinnung 

mit modernen und hoch produktiven Anlagen 

von Halbach & Braun.“ 

Dabei sind – zum Beispiel im Vergleich 

zum Ruhrgebiet – schwierige geologische 

Bedingungen zu beachten. Eine solche Herausforderung 

nehmen die Ingenieure von 

Halbach & Braun gern an. Eberhard Braun, 

geschäftsführender Gesellschafter: „Im 

Unterschied zu unseren – teilweise deutlich 

größeren – internationalen Wettbewerbern 

liefern wir keine Katalogprodukte 

für den Bergbau, sondern passen die Konstruktionen 

grundsätzlich an die geologischen 

Gegebenheiten und die Anforderungen 

unserer Kunden an.“ 

Vom Ausbau der Steinkohleförderung 

soll auch die lokale Industrie profitieren. 

Das bekräftigt Turgut Subaşi, stellvertre- 

29


tender Gouverneur der Region: „Wir sind 

interessiert an der Ansiedlung von Zulieferern, 

die vor Ort fertigen. Der Bedarf ist 

langfristig da, und wir werden mittelfristig 

die Fördermenge verdoppeln.“ 

Mit der kooperativen Fertigung vor Ort 

hat Halbach & Braun – so Eberhard Braun 

– schon vielfach gute Erfahrungen gemacht, 

und die Zusammenarbeit mit Forschung 

und Wissenschaft ist eine weitere 

Option. Das wurde von Prof. Dr. Mustafa 

Çufali, dem Direktor der ortsansässigen 

Universität, sehr positiv bewertet: „Wir untersuchen, 

welche Maschinentechnik für 

unsere Bedingungen die beste ist.“ 

In den kommenden Jahren soll Zonguldak 

zum Energiezentrum ausgebaut 

werden. Hier könnte das Ruhrgebiet als 

Vorbild dienen – mit dem Unterschied, 

dass die Steinkohleförderung ausgebaut 

statt eingestellt wird. Das bestätigte Metin 

Demir, Vorsitzender der regionalen Industrie- 

und Handelskammer (TSO): „Wir haben 

eine 180jährige Bergbautradition, und 

jetzt gestalten wir unsere Zukunft. Gemeinsam 

mit den Akteuren in Wirtschaft, 

Verbänden und Politik und auch mit den 

Arbeitnehmervertretern haben wir einen 

Entwicklungsverein für die Region gegründet, 

der ausdrücklich die Zusammenarbeit 

mit deutschen Unternehmen unter unserem 

Kooperationspartner Halbach & Braun 

vorsieht. Von deren Kompetenz und auch 

von den Erfahrungen des Ruhrgebietes 

möchten wir profitieren.“ 

Somit gibt es zahlreiche Anknüpfungspunkte 

für die Zusammenarbeit beider Regionen. 

Das hat der Besuch der Delegation 

gezeigt. Innovative Anlagenbauer wie Halbach 

& Braun können einen starken Beitrag 

leisten, um die Technik und die Sicherheit 

in den Gruben zu modernisieren, den 

Bergbau leistungsfähiger zu machen und 

die Steinkohleförderung der Türkei nachhaltig 

zu steigern. (20651613) 

LLwww.halbach-braun.com 

Products and 

Services 

Arca Valve: Rund um die Turbine 

(arca) Das Herzstück eines Kraftwerks bilden 

die Turbinen. Sie werden als Generatorantrieb 

oder als mechanischer Antrieb für 

Pumpen und Verdichter eingesetzt. Für deren 

Betrieb ist um die Dampfturbine ein 

Netz von Armaturen aufgebaut. Dampfzuführungsventile 

regeln den Dampfstrom in 

die Turbine während Anzapfregelventile 

den Dampf aus den verschiedenen Zwischenstufen 

entnehmen. Sperrdampf- und 

Leckdampfregelventile versorgen die Labyrinthdichtungen 

im Bereich der Wellendurchführung 

mit Dampf, welche die Turbinenwelle 

gegenüber dem Turbinengehäuse 

abdichtet. Entwässerungsventile führen 

das anfallende Kondensat aus den Dampfleitungen 

dem Kondensatsammler zu. 

Für das Projekt Pingshan lieferte Arca für 

die Dampfturbine das Dampfzufuhrregelventil, 

die Sperrdampfregelventile und die 

Entwässerungsventile. Das Zufuhrregelventil 

in DN 400 regelt den Dampfstrom 

nach dem Zwischenüberhitzer in die Turbine. 

Ausgestattet mit einem Hydraulikantrieb, 

welcher für ein Hydraulikdruck von 

bis zu 140 bar geeignet ist, verfügt es im 

Normalbetrieb über eine Stellzeit von 20 s 

bzw. jeweils 2 s und 5 s zum Schnellschließen 

und Öffnen. Der Antrieb kann eine 

max. Stellkraft von 44 kN aufbringen. Ein 

Lochscheibenpaket am Armaturenaustritt 

sorgt für einen geräuscharmen Betrieb. Die 

Sperrdampfregelventile sind jeweils mit einem 

pneumatischen Antrieb und einem 

Stellungsregler zum Regeln des Dampfdrucks 

ausgestattet. Der leichte Überdruck 

an den Labyrinthdichtungen der Turbine 

verhindert das Eindringen von Luft in die 

Turbine. Die Entwässerungsventile, die das 

Kondensat abführen, verfügen als Auf/ 

Zu-Armaturen über einen pneumatischen 

Antrieb und Magnetventil. 

Turbinenhersteller weltweit setzen auf 

das Know-how und die jahrzehntelange Erfahrung 

der Arca Regler für die Auslegung 

und Lieferung dieser Armaturen, die für 

den Betrieb der Turbine eine bedeutende 

Funktion einnehmen. Mit unseren Kunden 

entwickeln wir Lösungen für effizientere 

Turbinen mit Armaturen geeignet für Temperaturen 

bis zu 650 °C in Nenndruckstufen 

bis zu PN 640/Class 4500. (20651638) 

LLwww.arca-valve.com 

systec Controls: Industrietaugliches 

Ultraschall-Wanddickenmessgerät 

Die Messung von Rohrwanddicken ist aus 

einer ganzen Reihe von Gründen notwendig. 

Gleich ob es um Qualitäts- oder Sicherheitsprüfungen 

geht oder die Wanddicke 

für die Auslegung von Ultraschall-Durchflussmessungen 

ermittelt werden soll: Ideales 

Werkzeug dafür ist das nur 345 g 

schwere deltawaveC-WD. Industrietauglich 

misst das Gerät zerstörungsfrei und 

absolut kontaminationsfrei ohne dass das 

Rohr beschädigt oder der Prozess unterbrochen 

werden muss. Es ist so gut wie an 

allen herkömmlichen Materialien – Kunststoff, 

Kupfer oder Stahl – einsetzbar und 

nutzt das bewährte Ultraschalllaufzeitverfahren. 

Das Wanddickenmessgerät misst 

mit der sehr geringen Toleranz von 0,5 Prozent 

der Wandstärke plus 0,04 mm äußerst 

genau. Die Bedienung ist einfach und 

selbsterklärend: Das Material des Rohrs 

eingeben, den Ultraschallsensor auf der 

Rohrleitung platzieren und sofort zeigt das 

Gerät die Rohrwanddicke an. 

Mit robustem Alu-Gehäuse eignet sich 

das deltawaveC-WD für den Einsatz unter 

rauen Bedingungen bei Betriebstemperaturen 

von -20 bis +70 °C. Zur Stromversorgung 

genügen zwei Mignonbatterien vom 

Typ AA 1,5 V. Dank integriertem Kalibrierblock 

und der Auflösung von 0,01 mm ist 

eine genaue Messung garantiert. Bereits 

mit dem Standardsensor beträgt der Messbereich 

1 bis 230 mm in Stahl. Optional ist 

weiteres Zubehör verfügbar wie zum Beispiel 

für Hochtemperatur Messungen bis 

300 °C sowie für Wanddicken in Stahl bis 

300 mm und Grauguss bis 40 mm. 

(20691644) 

LLwww.systec-controls.de 

Neue Füllstandssensoren von EGE 

mit IO-Link 

(ege) EGE führt mit der MFN-Serie eine 

neue Generation von Füllstandssensoren 

mit geführter Mikrowelle ein, die durch 

ihre IO-Link-Schnittstelle den kontinuierlichen 

Zugriff von SPSen auf Prozess- und 

Parametrierungsdaten ermöglichen. Unter 

Verwendung eines entsprechenden Masters 

lassen sich die Füllstandssensoren an 

jedes gängige Bussystem anschließen und 

mittels PC oder Notebook bequem parametrieren. 

Das Messprinzip der geführten Mikrowelle 

bietet durch seine Unempfindlichkeit 

gegen äußere Einflüsse wie Temperatur, 

Druck oder Dichte hohe Zuverlässigkeit 

und gewährleistet präzise Messungen in 

Flüssigkeiten wie Wasser, Öl und Emulsionen 

sowie in pastösen Medien. Dabei 

zeichnen sich die Sensoren der MFN-Serie 

durch besonders kurze Reaktionszeiten bei 

Füllstandsänderungen aus. Ihre Anzeigeeinheiten 

geben den gemessenen Füllstand 

konfigurationsabhängig in mm, cm, inch, 

Liter oder Prozent aus. Zur unkomplizierten 

Einstellung und angepassten Sichtkontrolle 

lassen sich die Gehäuse mit integrierten 

LED-Anzeigen und Bedienfeldern um 

360° drehen. Die Füllstandssensoren sind 

in Schutzart IP67 und für einen Temperaturbereich 

von -25 bis +85 °C ausgelegt. Je 

nach Einsatzmedium sind Varianten mit 

Koaxialsonden, Einfach- oder Doppelsonden 

erhältlich. Für Sonden, die in aggressiven 

Medien zum Einsatz kommen, verwendet 

EGE auch spezielle Werkstoffe wie 

Hastelloy oder Titan. Darüber hinaus passt 

der Hersteller die Sensoren auf Anfrage 

auch für kundenspezifische Tank-Geometrien 

und schwierige Einbaubedingungen 

an. (20691710) 

LLwww.ege-elektronik.com 

30


Industry News 

Leica Geosystems announces new 

most accurate total station 

• Leica Nova TS60 now locks onto moving 

prisms and sets total station height at a 

button press 

(hexagon) Leica Geosystems, part of Hexagon, 

announced the new Leica Nova TS60, 

the world’s most accurate total station, 

with newly integrated DynamicLock and 

AutoHeight features. 

Leica Nova TS60 minimises costs and 

downtime with sub-second and sub-millimetre 

accuracy, newly integrated DynamicLock 

and AutoHeight features. 

The new version of theTS60 total station 

is now equipped with DynamicLock, allowing 

the instrument to lock onto a moving 

prism, and devised with AutoHeight, enabling 

users to get the instrument’s height 

with a simple button press. With these new 

integrated capabilities and sub-second and 

sub-millimetre accuracy, the TS60 is the 

most accurate total station for minimising 

risks of downtime and unexpected costs 

and delays. 

“We use the TS60 primarily when measuring 

large surveying networks for monitoring 

dams. Usually, we measure 20 to 35 

points from a station, by conducting at 

least three sets of measurements in two 

phases; therefore, we observe each point a 

minimum of six times. With the new TS60 

we achieve highly accurate results and save 

a lot of time as it is much quicker in navigating 

to the points than with previously-used 

instruments,” said Thorsten Zimmer, 

senior surveyor at Axpo Power AG. 

“Another good feature of the TS60 is that 

one can take a picture of the surrounding 

area with the instrument, including the 

previously observed points on that picture 

as an icon. We find this to be a good method 

of documenting newly observed points.” 

The world’s most accurate total station 

The TS60 is the only total station in the 

market that enables users to work with an 

angular accuracy of 0.5” and a distance accuracy 

of 0.6mm + 1ppm. Designed and 

manufactured to the highest levels of quality, 

this high-end total station is the best fit 

for most demanding projects due to its reliability 

even in the harshest conditions. 

TS60 users can easily manage, process, 

analyse and quality check data with the intuitive 

Leica Captivate onboard software 

and processes the information back in the 

office with Leica Infinity survey software. 

The easy-to-use touch technology and user-friendly 

apps in the TS60 enable users to 

perform a variety of surveying tasks. 

VGB-Thementag 

Windenergie – 

Umwelt-, Arbeits- und 

Gesundheitsschutz 

Programm online! 

www.vgb.org 

14. Mai 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 

“We designed the TS60 for highly demanding 

surveying projects, requiring the 

world’s highest levels of accuracy and to 

reliably operate even in the harshest conditions. 

We integrated new capabilities to 

help surveyors save time and increase prowww.vgb.org 

31

Power News VGB PowerTech 1/2 l 2020 

ductivity with the fastest re-lock in case of 

interrupted line of sight – be it rain, fog, 

dust, sun, heat shimmer or reflections – 

and automatically measure instrument 

height,” said Hans-Martin Zogg, business 

director at Leica Geosystems. 

LLwww.leica-geosystems.com 

Metrohm: Wasser in Lithium-Ionen- 

Batteriewerkstoffen – Zuverlässige 

und präzise Bestimmung durch 

Karl-Fischer-Titration 

(metrohm) Lithium-Ionen-Batterien regen 

den aktuellen Megatrend zur Elektromobilität 

an. Eine der wichtigsten Anforderungen 

an Lithium-Ionen-Batterien ist, dass 

sie frei von Wasser sein müssen, da Wasser 

mit dem Leitsalz des Elektrolyten reagiert. 

Eine bewährte und zuverlässige Methode, 

um den Wassergehalt in der Elektrolytmatrix 

von Lithium-Ionen-Batterien direkt zu 

messen, ist die coulometrische Karl-Fischer-Titration. 

Alle Batterien bestehen aus einer Anode 

und einer Kathode, einem Separator sowie 

einem Elektrolyten. Die elektrische Leitfähigkeit 

zwischen Anode und Kathode wird 

durch den Elektrolyten hergestellt. Im Allgemeinen 

werden für solche Elektrolyte 

Mischungen aus wasserfreien, aprotischen 

Lösungsmitteln und Lithiumsalzen gewählt. 

Wenn jedoch Wasser im Elektrolyten 

vorhanden ist, reagiert er mit dem 

Leitsalz, z.B. LiPF6. Dies führt zur Bildung 

von hochtoxischer Flusssäure. 

Der Wassergehalt mehrerer Materialien, 

die in Lithium-Ionen-Batterien verwendet 

werden, kann durch coulometrische 

Karl-Fischer-Titration zuverlässig und präzise 

bestimmt werden. Das Metrohm Application 

Bulletin 434 beschreibt die Bestimmung 

des Wassergehalts in den folgenden 

Materialien: 

• Rohstoffe für die Herstellung von 

Lithium-Ionen-Batterien (z.B. 

Lösungsmittel für Elektrolyte, Ruß/ 

Graphit) 

• Elektrodenbeschichtungspräparate 

(Slurry) für die Anoden- und 

Kathodenbeschichtung 

• beschichtete Anoden- und 

Kathodenfolien sowie Separatorfolien 

und Verbundwerkstoffe 

• Elektrolyte für Lithium-Ionen-Batterien 

LLwww.metrohm.com 

Power 

News 

EWI-Studie: Gasversorgung in der 

EU ist gesichert 

(ewi) Auch im Winter bleibt es warm: Die 

EU ist auf einen möglichen Stopp der russischen 

Gaslieferungen gut vorbereitet. In 

Deutschland würden die Gaspreise moderat 

steigen, die Versorgung wäre aber gesichert, 

zeigt eine Studie des Energiewirtschaftlichen 

Instituts (EWI). 

Verbraucher*innen in Europa müssen im 

Winter nicht frieren: Die Versorgung mit 

Gas ist für diesen Winter gesichert – auch 

wenn die aktuellen Verhandlungen zwischen 

der EU-Kommission, dem russischen 

Unternehmen Gazprom und dem ukrainischen 

Unternehmen Naftogaz über die 

Gaslieferungen aus Russland über die Ukraine 

nach Europa scheitern sollten. Zehn 

Jahre nach dem russisch-ukrainischen 

Gaskonflikt läuft der derzeitige Vertrag 

über die Gaslieferungen zum Jahresende 

aus. 

Das Energiewirtschaftliche Institut an der 

Universität zu Köln (EWI) hat in der Studie 

„The Trilateral Gas Talks: What would an 

interruption of Russian gas exports via Ukraine 

mean for EU consumers?“ untersucht, 

wie sich ein Scheitern der Verhandlungen 

und eine resultierende Unterbrechung 

der Gaslieferungen, wie im Jahr 

2009, auf Verbraucher*innen in Europa 

auswirkt. 

Bei Lieferstopp steigt Gaspreis in 

Deutschland um 5 bis 7 Prozent 

im Januar 2020 

Eine dreimonatige Unterbrechung der 

russischen Gaslieferungen durch die Ukraine 

im ersten Quartal 2020 würde beispielsweise 

im Januar 2020 zu einer Reduktion 

von russischen Gasexporten in die 

EU um etwa 6,3 Mrd. Kubikmeter führen. 

„Die Versorgungssicherheit wäre aber in 

keinem der EU-Staaten bedroht, das gilt 

für alle betrachteten Szenarien“, sagt 

EWI-Manager Dr. Simon Schulte. So würden 

Gasspeicher etwa 83 Prozent (+5,2 

Mrd. Kubikmeter) und zusätzliche Flüssiggasimporte 

etwa 14 Prozent (+0,9 Mrd. 

Kubikmeter) der Versorgungslücke schließen. 

„Die Gaspreise würden zwar steigen, 

in den meisten Mitgliedsländern jedoch 

relativ moderat, zumindest in Nordwesteuropa“, 

sagt Schulte (Finnland 0 Prozent, 

Deutschland +5 Prozent, Griechenland 

+45 Prozent). 

„Auch im Extremszenario, bei einem Kälteeinbruch 

zusätzlich zum dreimonatigen 

Stopp der Gaslieferungen, wäre die Gasversorgung 

in der EU im betrachteten Zeitraum 

weiterhin gesichert“, sagt Schulte. 

„Es käme aber zu höheren Preisanstiegen“ 

(Deutschland +7 %, Griechenland 

+56 %). Die Studie basiert auf den beiden 

EWI-eigenen Gasmarktmodellen TIGER 

(hochauflösendes Modell des europäischen 

Gasnetzes) und COLUMBUS (Gleichgewichtsmodell 

des globalen Gas- und 

LNG-Markts). 

Volle Gasspeicher und gut vernetztes 

Verbundsystem sichern Gasversorgung 

Dass die Gasversorgung in Europa auch 

bei einem Kälteeinbruch nicht gefährdet 

ist, hat mehrere Gründe. „Der europäische 

Gasmarkt ist aktuell gut aufgestellt“, sagt 

EWI-Manager Dr. Schulte. „Die Gasspeicher 

sind immer noch nahezu maximal gefüllt, 

die Gaspreise befinden sich auf einem 

mehrjährigen saisonalen Tiefstand.“ Außerdem 

sei das europäische Gasverbundsystem 

deutlich besser aufgestellt als im 

Jahr 2009. 

„Seit der Gasversorgungskrise in 2009 

hat die EU in das europäische Verbundsystem 

investiert und einen hohen Standard 

erreicht“, sagt Schulte. „Dazu zählen etwa 

neue innereuropäische Fernleitungen, 

Flüssiggasterminals, aber auch die nicht 

durch die EU finanzierte Importpipeline 

Nord Stream.“ Lediglich die Länder in Südosteuropa 

müssten noch besser in das europäische 

Verbundsystem integriert werden. 

Die vollständige Studie „The Trilateral 

Gas Talks: What would an interruption of 

Russian gas exports via Ukraine mean for 

EU consumers?“ sowie weitere Informationen 

stehen als Download zur Verfügung. 

LLwww.ewi.uni-koeln.de. 

32


VGB-KONFERENZ 

Power News 

ELEKTRO-, LEIT- UND INFORMATIONS TECHNIK 

IN DER ENERGIEVERSORGUNG – KELI 2020 

mit Fachausstellung 

(12.) 13. UND 14. MAI 2020 | BREMEN | DEUTSCHLAND 

VERANSTALTUNGSORT 


Im Zweijahresrhythmus richtet der VGB PowerTech die KELI – Fachkonferenz 

für Elektro, Leit und Informationstechnik in der Energieversorgung 

– aus. Angesprochen sind Betreiber, Planer, Dienstleister 

und Lieferanten von Energieanlagen aller Technologien sowie 

Universitäten, Versicherer und Behörden. Aktuelle Fragen und Lösungen 

werden in Vorträgen präsentiert und können mit international 

tätigen Experten diskutiert werden. Begleitet wird die Konferenz 

von einer Fachausstellung unter Beteiligung namhafter 

Hersteller und Lieferanten sowie einem attraktiven Rahmenprogramm. 

Beides bietet für einen Gedankenaustausch und die Erweiterung 

geschäftlicher wie persönlicher Kontakte beste Voraussetzungen. 

Die KELI 2020 wird ebenso eine Plattform sein, um die durch die 

aktuelle Energiepolitik bedingten technischen Herausforderungen 

zu diskutieren. 

Schwerpunkte bilden dabei: 

| Die Auswirkungen des sich verändernden Energiemixes 

auf die Erzeugungsanlagen 

(Einsatzregimes, Marktmodelle, Systemstabilität) 

| Neue Herausforderungen an die Elektro, Leit und Informationstechnik 

durch Industrie 4.0, Digitalisierung und ITSicherheit 

Folgende Themen stehen im Focus der Vorträge und Diskussionen: 

| Flexibler Betrieb der Erzeugungs und Speicheranlagen 

in veränderter Netz und Marktsituation 

| Erbringung von Systemdienstleistungen 

| Neue regulatorische Rahmenbedingungen 

und deren Auswirkungen 

| Technische Entwicklungen in der Elektro, Leitund 

Informationstechnik 

| Betrieb, Instandhaltung, Monitoring, Prüfungen 

und Lebensdauerkonzepte 

| Informationssicherheit (ITSicherheit) 

| Digitalisierung, Industrie 4.0, Big Data Anwendungen 

Um den Ingenieurnachwuchs der Branche zu fördern, 

werden Studierende bei Anreise und Unterkunft unterstützt. 

Wir – die Geschäftsstelle und der Programmausschuss – 

freuen uns, auf der KELI 2020 alte Bekannte und neue 

Gesichter zu begrüßen. 

ONLINEANMELDUNG & INFORMATIONEN 

L www.vgb.org/keli_2020.html 


TAGUNGSPROGRAMM 

(Änderungen vorbehalten) 

ab 

15:00 

ab 

17:00 

DIENSTAG, 12. MAI 2020 

Technische Besichtigung – 

Hybrid Regelkraftwerk / Heizkraftwerk Hastedt 

Detaillierte Angaben zur Besichtigung entnehmen 

Sie bitte den organisatorischen Hinweisen. 

Registrierung 

19:00 Abendveranstaltung 

Geselliges Beisammensein in der Fachausstellung. 

Für das leibliche Wohl ist gesorgt. 

09:00 

A1 

09:10 

A2 

09:35 

A3 

10:00 

A4 

10:30 

A5 

MITTWOCH, 13. MAI 2020 

Plenarvorträge 

Eröffnung der Konferenz 


VGB-Aktivitäten zur Elektro-, Leit- und 

Informationstechnik in der Energieversorgung 



VGB im Energiesystem der Zukunft 


Saal Kaisen 

Kohleausstieg versus Versorgungssicherheit 

Prof. Dr. Harald Schwarz, Brandenburgische Technische 

Universität CottbusSenftenberg 

Das H2-Speicherkraftwerk 

Prof. Dr. Harald Weber, Universität Rostock 

11:00 Besuch der Fachausstellung – Kaffeepause 

11:30 Sektion S1 „Digitalisierung I“ Saal Kaisen 

Sektionsleitung 

Marcus Schönwälder, 

Vattenfall Wärme Berlin AG 

11:30 

S1.1 

12:00 

S1.2 

Automatisieren Wir noch oder digitalisiert Ihr schon? 

Vom Wesen der Industrie 4.0 

Jan Koltermann, 


„Combustion 4.0“ – Integriert-modellgestützte 

Optimierung des Kraftwerksbetriebs 

Dr. Martin Habermehl, aixprocess GmbH, Aachen 



33

Power News VGB PowerTech 1/2 l 2020 

12:30 

S1.3 

Digitalisierungsprojekte gestalten – 

mit den Menschen für die Menschen 

Axel Bürgers, Kraftwerksschule e. V., Essen 

16:15 

S4.3 

Cyber Security – Prozessdaten auf der sicheren Reise 

Richard Biala, ABB AG, Mannheim 

16:45 Raumwechsel 

11:30 Sektion S2 „Systemdienstleistungen“ Saal FockeWulf 


Frank Körnert, Vattenfall Wärme Berlin AG 

11:30 

S2.1 

12:00 

S2.2 

12:30 

S2.3 

Betriebserfahrung und Optimierung 

von Großbatteriesystemen 

Diego Hidalgo Rodriguez, 

STEAG Energie Services GmbH, Essen 

Schwarzstart-Hilfe für das 

GuD-Bestands-HKW Berlin-Mitte 

Thomas Lehmann, Vattenfall Wärme Berlin AG 

Systemdienstleistungen mit H2-Speicherkraftwerken 

Martin Töpfer, Universität Rostock 

13:00 Mittagspause – Besuch der Fachausstellung 

14:00 Fachbeiträge der Aussteller 

www.vgb.org/keli20_ausstellerforum.html 

14:00 Forum für Studierende Salon Scharoun 


15:15 Sektion S3 Saal Kaisen 

„IT-Sicherheit I – regulatorische Vorgaben“ 



Geertruidenberg/Niederlande 

15:15 

S3.1 

15:45 

S3.2 

16:15 

S3.3 

Der neue Cybersecurity Act der EU und 

das IT-Sicherheitsgesetz 2.0 

Prof. Stefan Loubichi, 

KSG KraftwerksSimulatorGesellschaft mbH, 

GfS Gesellschaft für Simulatorschulung mbH, Essen 

Die Cybersicherheitslage in der Energiewirtschaft 

Stefan Menge, 

Freies Institut für ITSicherheit e. V., Bremen 

Cybersicherheit im Energiesektor 

Carolin Wagner, Bundesamt für Sicherheit 

in der Informationstechnik BSI, Bonn 

15:15 Sektion S4 Saal FockeWulf 

„IT-Sicherheit II – Umsetzungserfahrungen“ 



15:15 

S4.1 

15:45 

S4.2 

Zwischen Mensch und Algorithmus – Methoden für 

Nutzerakzeptanz und Praxistauglichkeit von selbstlernenden 

Anomalieerkennungssystemen im Kraftwerk 

(BMBF-Projekt WAIKIKI) 

Franka Schuster, Brandenburgische Technische 

Universität CottbusSenftenberg 

Gesetzliche IT-Security Anforderungen – Perspektiven 

aus der Sicht von Betreibern und Lieferanten 

Frederic Buchi, Siemens Gas and Power GmbH & 

Co. KG, Erlangen 

16:50 

16:50 

17:00 

bis 

18:00 

19:00 

Podiumsdiskussion 

zum IT-Sicherheitsgesetz 2.0 

Leitung 


EnBW BadenWürttemberg AG, Altbach 

Betreiberstatement 


Podiumsdiskussion „Wie können wir 

den Transformationsprozess gestalten?“ 

mit Referenten aus den Sektionen zur ITSicherheit 

Abendveranstaltung 

Gemeinsamer Spaziergang zum „Ratskeller“ 

Saal Kaisen 

19:30 Abendveranstaltung im „Ratskeller“ 

(Detaillierte Angaben zur Abendveranstaltung 

entnehmen Sie bitte den organisatorischen Hinweisen) 

DONNERSTAG, 14. MAI 2020 

09:00 Sektion S5 

„Regulatorische Anforderungen“ 


Prof. Dr. Hendrik Lens, Universität Stuttgart 

09:00 

S5.1 

09:30 

S5.2 

10:00 

S5.3 

RoCoF-Anforderungen an Erzeugungsanlagen – 

Parametereinflüsse auf das Verhalten von 

Turbo generatoren am Netz bei steigenden 

Frequenz änderungsgeschwindigkeiten 

Melanie Herzig, Hochschule Ruhr West, Bottrop 

Saal Kaisen 

Herausforderungen an den Betrieb konventioneller 

Kraftwerke in Netzen mit hoher Einspeisung von 

Wind und Solarenergie 

Dr. Marios Zarifakis, ESB Generation & 

Wholesale Markets, Dublin/Irland 

Dynamisches Monitoringverfahren 

für die Erbringung von Primärregelleistung 

Philipp Maucher, Universität Stuttgart 


„Technische Entwicklungen“ 


Prof. Dr. Jens Paetzold, Hochschule Ruhr West, Mülheim 

09:00 

S6.1 

09:30 

S6.2 

10:00 

S6.3 

Optimaler Entwurf von klassischen Regelungen 

Prof. Kai Michels, Universität Bremen 

Betrieb von virtuellen Kraftwerken: Vernetzte Anlagen 



Supraleiter – die Eisschnelläufer 

der Energieübertragung 

Gudrun Sachs, VPC GmbH, Vetschau, 

Dr. Wolfgang Reiser, Vision Electric 

Superconductors GmbH, Kaiserslautern 


Kontakte: Ulrike Künstler, Tel.: +49 201 8128206 | Ulrike Hellmich, Tel.: +49 201 8128282 | EMail: vgbkeli@vgb.org 

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

34


VGB-KONFERENZ 

Power News 

Elektro-, Leit- und 

Informations technik in der 

Energieversorgung – KELI 2020 

11:00 Sektion S7 Saal Kaisen 

„Betrieb, Instandhaltung, Monitoring“ 


Dr. Thomas Krüger, 


11:00 

S7.1 

11:30 

S7.2 

12:00 

S7.3 

Fit für die Zukunft – Replacement-Lösungen für den 

DR-Generatorschalter erläutert am realen Beispiel 

Markus Stay, ABB Power Grids Germany AG, Mannheim 

Betriebsmittel im Fokus – effektives Anlagenmanagement 

vom Instandhaltungs manage ment zum 

Asset Management im Instandhaltungs prozess 

Michael Lukas, Lausitz Energie Kraftwerke AG, 

Boxberg/Oberlausitz 

Basissicherheit und zusätzlicher Schutz durch 

„Airbags“ in den Niederspannungs-Schaltanlagen 

im HKW Berlin-Reuter West 

Holger Kuhlemann, Rolf Janssen GmbH 

Elektrotechnische Werke, Aurich 


„Technische Entwicklungen, Digitalisierung“ 



EnBW BadenWürttemberg AG, Altbach 

11:00 

S8.1 

11:30 

S8.2 

12:00 

S8.3 

Steuerung einer verfahrenstechnischen Anlage mit 

neuronalem Netz 

Frank Gebhardt, Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen 

KI-basierte digitale Assistenzsysteme – 

Operator im Mittelpunkt 

Harald Bruns, ABB AG, Mannheim 

Flexibilisierung – Schäden, Auswirkungen und Trends, 

eine Auswertung der VGB-Datenbank KISSY 

Dr. Jörg M. Bareiß, 

EnBW Energie BadenWürttemberg AG, Stuttgart 

12:30 Mittagspause – Besuch der Fachausstellung 

13:15 Fachbeiträge der Aussteller 

https://www.vgb.org/keli20_ausstellerforum.html 

13:15 Forum für Studierende Salon Scharoun 

14:00 Sektion S9 „Flexibler Betrieb“ Saal Kaisen 


Simon Wanjek, Grosskraftwerk Mannheim AG 

14:00 

S9.1 

14:30 

S9.2 

15:00 

S9.3 

Neue Speichertechnologien im Energiemarkt 



Flexibler Betrieb eines großskaligen 

thermischen Energiespeichers 

Alexander Zaczek, Siemens Gamesa 

Renewable Energy GmbH & Co. KG, Hamburg 

Brennstoffwechsel auf Biomasse 


Geertruidenberg/Niederlande 

14:00 Sektion S10 „Digitalisierung II“ Saal FockeWulf 


Andreas Knieschke, VPC GmbH, Vetschau 

14:00 

S10.1 

14:30 

S10.2 

15:00 

S10.3 

MIM versus Google – generationsabhängiger 

Umgang mit Daten im Kraftwerk 

Hans Karl Preuss, GABO IDM mbH, Erlangen 

Elektronisches Freischalt- und Informationssystem eFIS 

David Röbbing, enercity AG, Hannover 

Hochverfügbare private Funknetze (private LTE und 5G) 

als Grundlage der Digitalisierung – Wie und warum 

werden diese am Kraftwerkscampus eingesetzt? 

Manfred Bürger, Nokia, Wien/Österreich 

15:30 Schlusswort 



15:40 Verabschiedungskaffee 

ca. 

16:00 

Ende der Veranstaltung 

ORGANISATORISCHE HINWEISE 

VERANSTALTUNGSORT 


Hollerallee 99 

28215 Bremen 

EMail: info.bre@maritim.de 

L www.maritim.de/de/hotels/deutschland/ 

hotelbremen/unserhotel 

KONFERENZSPRACHEN 

Deutsch – Simultanübersetzung ins Englische bei Bedarf 

(bitte bei der Anmeldung vermerken!) 

ONLINEANMELDUNG 

www.vgb.org/registration_keli.html 

bis zum 20. April 2020 (Redaktionsschluss des Teilnehmerverzeichnisses, 

spätere Anmeldung, auch vor Ort, möglich). 

TEILNEHMERGEBÜHREN 

Teilnahmegebühren 

VGBMitglieder 890,00 € 

Nichtmitglieder 1.250,00 € 

Hochschule, Behörde, Ruheständler 350,00 € 

Tagesticket (Mittwoch oder Donnerstag) 

VGBMitglieder 550,00 € 

Nichtmitglieder 750,00 € 

ABENDVERANSTALTUNG 

Am Mittwoch, 13. Mai 2020 sind die Teilnehmenden ab 19:30 in den 

„Ratskeller“ eingeladen. 

ONLINEANMELDUNG & INFORMATIONEN 

L www.vgb.org/keli_2020.html 

Kontakte: Ulrike Künstler, Tel.: +49 201 8128206 | Ulrike Hellmich, Tel.: +49 201 8128282 | EMail: vgbkeli@vgb.org 

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

35

Sector Coupling – buzzword or future of the energy supply VGB PowerTech 1/2 l 2020 

Sector Coupling – buzzword or future 



Kurzfassung 

Sektorenkopplung – Schlagwort oder 

Zukunft der Energieversorgung 

Sektorenkopplung ist heute in der Energiebranche 

in aller Munde. Kann sie aber das 

leisten, was sich viele davon versprechen? Oder 

gibt es gar noch ungenutzte Möglichkeiten? 

Was sind die Hemmnisse? So sollen z.B. Produktionsprozesse 

an das Stromangebot gekoppelt 

werden. Das heißt aber, dass eine Produktionsanlage, 

die sonst in der Grundlast fährt, 

nur zeitweise zum Einsatz kommt. Die Investitionskosten 

bleiben aber gleich. Können günstige 

Strompreise das bei den Preisen der Produkte 

aufwiegen? 

Wie disponibel sind Produktionsprozesse? Welcher 

Prozess erlaubt ohne Qualitätsverluste begrenzte 

Unterbrechungen? Welche inhärenten 

Speichermöglichkeiten bieten Stromanwendungen? 

Dazu ist die zeitliche Abhängigkeit von 

Herstellungsverfahren zu analysieren. 

Gibt es gar bisher ungenutzte Synergien, die bei 

überschaubarem Aufwand, günstige Ergebnisse 

unter Berücksichtigung der „Total Cost of Ownership“ 

bringen. Ein Problem ist es sicher für 

solche Ansätze neue Geschäftsmodelle zu finden, 

die die Sektorenkopplung für den einzelnen 

Anbieter wirtschaftlich machen. 

Die Beschäftigung mit der Sektorenkopplung 

verlangt, dass sich Unternehmen wechselseitig 

mit ihren Prozessen beschäftigen, die bisher gar 

nicht im engen Dialog standen. Nicht nur technische 

Hindernisse, sondern auch mentale Hürden 

müssen genommen werden. Lasse ich es zu, 

dass ein fremdes Unternehmen Einblick in meine 

Geschäftsinterna erhält? 

In dem Beitrag sollen mögliche Ansätze diskutiert 

werden um zu erkennen in welche Richtung 

zukünftige Methoden und Anreize der 

Sektorenkopplung gehen müssen, um die Energiewende 

erfolgreich unterstützen zu können. 

Sektorenkopplung wird mit weiter wachsendem 

Anteil volatiler Erneuerbarer Energien immer 

stärker von Bedeutung sein, gerade wenn man 

den Gebäudesektor und insbesondere den 

wachsenden Strombedarf durch Elektromobilität 

sieht. Wie kann es gehen und wie nicht? l 

Author 

Prof. Dr.-Ing. Wolfgang A. Benesch 

STEAG Energy Services GmbH 

Essen, Germany 

Sector Coupling plays a major role in any 

discussion about energy turn around. But is 

Sector Coupling as effective as desired? Or 

are there other possibilities that have not 

been considered? What are the constraints? 

Manufacturing processes should be coupled 

with the electricity supply. That would 

mean that a production facility, which is 

typically running on base load, will only be 

operated intermittently in the future. The 

investment in the manufacturing facility 

remains the same. Could flexible production 

be compensated by a lower electricity 

price while keeping the overall product 

price on the same level? 

How flexible is the manufacturing process 

itself? What is the consequence of intermittent 

production on product quality? 

What kind of inherent storage capacity 

does the manufacturing process offer? 

Therefore, the time dependence of the production 

process has to be analyzed carefully. 

Are there even unused synergies which 

could be used with directed efforts, leading 

to positive results under consideration of 

„Total Cost of Ownership“? Certainly, it is 

not easy to find appropriate business models 

that make such ideas of Sector Coupling 

attractive to companies. 

The evaluation of the Sector Coupling requires 

analyses of processes of companies 

that had not been in dialog before. Not only 

technical hurdles have to be overcome, but 

also intellectual processes. Do I allow outsiders 

to look inside my company? 

The paper will discuss in which direction 

future methods of Sector Coupling have to 

be directed to effectively support the energy 

turn around. 

Sector Coupling will become even more 

important in the future when buildings and 

the transportation segments will be implemented. 

Especially the latter with its increasing 

electricity demand will be challenging. 

How can it work and how not? 

Sector Coupling – why? 

Renewables will govern the power supply 

of the future. They are needed. No doubt, 

the change will come and if not driven by 

climate change, it will definitely be driven 

by the limitation of reserves and resources 

of conventional energies: gas, oil and coal. 

Sector Coupling is a buzz word in today’s 

discussion about the energy turnaround. It 

should solve most of the problems associated 

with the “energy turnaround”. But is 

the implementation of Sector Coupling 

able to deliver what is required? Are there 

new opportunities? What are the hurdles? 

How can the current situation be characterized? 

CO 2 emissions should be reduced. 

But between other kinds of energy, electricity 

is loved. It is predicted that demand 

for electricity will continue to grow. For instance 

in Germany, for the last 10 years, the 

annual consumption of electricity has been 

stable between 550 TWh and 600 TWh, although 

efficiency has increased. At the 

same time new usages for electricity have 

been added. In future, the consumption of 

electricity will increase dramatically from 

current 600 TWh to 900 TWh or even up to 

1,200 TWh, depending especially on the 

role that e-mobility will play. 

Currently dispatchable conventional power 

is used for backup and stabilization purposes. 

But to reduce carbon footprint other 

ways have to be selected to insure the security 

of the electricity supply. Sector Coupling 

could be part of the solution. In addition, 

raw material loops (C, H 2 , O 2 ….) 

have to be closed. Standalone solutions can 

be one way to reduce CO 2 and stabilize systems. 

But is this the most effective way? 

Reaching these goals by avoiding economic 

disadvantages and electric shortages is expected. 

The power, heat, and mobility sectors have 

fulfilled their tasks to reduce CO 2 and use of 

renewables in different ways (F i g u r e 1 ). 

Until now the power sector has already done 

significantly (37,8 % in 2018) compared to 

other sectors and it is still increasing. The 

latest figures for 2019 show about 43 % renewables 

in the power sector. F i g u r e 1 

also shows clearly that a joint development 

could be of help also for the other sectors. 

Sector Coupling – where and how 

– an analysis 

Deeper analysis of Sector Coupling can be 

described through four points of view: 

From the physical view: electricity, heat, 

fuels and other chemicals 

From the functional view: power; service 

to households; service to industry, trade, 

36


Sector Coupling – buzzword or future of the energy supply 

27.4 % 

14.2 % 

5.6 % 

and commerce; and at least the use in the 

mobility sector. 

From the component view: grids (electricity, 

heat, gas, communication) and storage 

devices (electricity, thermal, chemical) 

And from the socio-economic view: energy 

business, energy politics, acceptance of 

consumers 

Besides technology, this shows the importance 

of factors like public acceptance and 

politics. Clear communication is needed to 

describe the pros and cons of the selected 

technologies. Incentives for different stakeholders 

should stimulate acceptance. 

Examples for the successful 

coupling of sectors 

Sector Coupling is not something new. 

There are historic examples where experience 

could be gained. Today, the telecommunication 

industry covers sectors like 

telephone, photo and computer. This is 

only possible with exchange between these 

sectors, otherwise successful products 

could not have been developed. Other examples 

are the steel and coal industries or 

the well-known classical Sector Coupling 

of “Combined Heat and Power” (CHP). For 

many years, coupling of energy generation 

and construction by using fly ash for the cement 

industry and production of gypsum 

has been successfully established in coal 

based power generation. 

These examples teach that Sector Coupling 

does not happen by itself. It has been developed 

to overcome various difficulties. 

Open discussion and even negotiation between 

the involved partners were of high 

importance. Looking to these examples, 

the question may be raised: Is coupling 

only possible and successful between two 

partners? Indeed a coupling with 3 or 4 

partners seems to be attractive but no 

doubt it is more complex and can only be 

managed because of opportunities for digitalization 

as described later. 

New business models 

31.5 % 31.6 % 

14.0 % 

5.2 % 

13.5 % 

5.2 % 

36.0 % 

13.4 % 

5.2 % 

37.8 % 40 % 

13.9 % 

5.6 % 

2014 2015 2016 2017 2018 

Fig. 1. Development of the share of renewables in the sectors power, heat and mobility 

(source: AGEE-Stat (Icons von Freepik/flaticon.com und Sabathius/openclipart.org)). 

30 % 

20 % 

10 % 

0 % 

A successful business model is a precondition 

for the development of Sector Coupling. 

Again many questions arise in this 

context: 

–– 

Are there unused synergies that can be 

identified and used? 

–– 

Or is the opposite, “dys-synergies”? 

–– 

Are there still potentially positive results, 

considering “Total Cost of Ownership”? 

–– 

What is the main product? 

–– 

What is the by-product? 

–– 

Who is leading a possible partnership? 

–– 

What is the benefit for the individual 

partners? 

–– 

Are there macro-economic benefits that 

cannot be explored by one of the sector 

partners alone 

More or less simple business models existed 

in the past (e.g., CHP). More complex 

business models are possible today applying 

digitalization. New ways of cooperation 

have to be exercised. 

An example for a conflict can be described 

as follows. Electricity is offered based on 

availability for a production facility. For the 

manufacturer, this is a disadvantage when 

compared to electricity being offered 

through base load. Production based on 

availability of electricity forces the manufacturer 

to part time production. The low 

capacity of the production facility affects 

the payback time of the investment (CAPEX) 

and the operating expenses (OPEX), especially 

the cost of staffing. If only operating 

with surplus electricity, the production facilities 

are depreciated over a much longer 

period. What to do with the staff during the 

outages? What to do with personnel that is 

only being utilized for 2,000 h/year in an 

unpredictable way? Especially if a forecast 

of the outages is not possible. 

On the other hand, the electricity generator, 

having to invest in surplus capacity and 

storage or other renewable back up power, 

would suffer economical disadvantages. 

Therefore, it could result in an electricity 

price which is no longer attractive to the 

manufacturer. 

There are also technical implications which 

could occur because of part time operation 

of equipment, for example, increased fouling 

of membranes or aging of catalysts. Incalculable 

interruption of the operation of 

an assembly line can lead to bad product 

quality that cannot be corrected. Coloring 

of cars with interruptions may not look so 

nice for the customer! 

Possible solutions for a partly compensation 

for the losses are: 

–– 

A subsidized lower electricity tariff to 

offset the described effects 

–– 

There are macro-economic effects that 

are able to compensate for the disadvantages 

–– 

Income from CO 2 certificates 

–– 

Benefits of Sector Coupling itself in the 

sense of synergies (1+1>2) 

Digitalization with its possibilities can attenuate 

these effects within limits by a 

more detail forecast, monitoring, and management 

of the process of fabrication. 

An idea for partially compensating the economic 

disadvantage, from the “electrical 

view” point, could be by bringing conventional 

generation like gas combined cycle 

PP from peak load (2,000 h/a) to base load 

(6,000 h/a): 

2,000 h/a pure electricity 

2,000 h/a additional CHP 

2,000 h/a additional industrial use 

Summing up to at least 6,000 h/a. 

An additional aspect that can influence the 

economics via a related business model is 

the application of inherent flexibility and 

storage options. It has to be evaluated in 

detail how flexible a production process 

can be in reality. Is interruption of production 

possible without a loss of quality of the 

products as mentioned above? “How storable 

is the need of electricity?” 

Examples are: Demand Side Management 

(DSM) (e.g., cold storage houses or district 

heating networks) – Both can tolerate for a 

limited time either too high or too low temperatures. 

The above shows that a detailed analysis 

which reveals time dependency of the discussed 

processes is especially needed – 

technically and economically. 

Sectors in overview 

For further understanding of the discussed 

items, the different sectors to be discussed 

will be characterized shortly. 

Power 

Generation of electricity which is the core 

of the power sector will switch more and 

more from conventional sources like: coal, 

nuclear and gas to renewables like: wind, 

hydro, PV or biomass (F i g u r e 2 ). For a 

limited time, conventional generation will 

act as backup power. A bottle neck is currently 

occurring in the transmission capacity 

of electricity for the existing grid, especially 

from North to South Germany. 

Coupling of transport grids for electricity 

and gas can be an option to increase energy 

37


Fig. 2. Electricity generation mix. 

transport capacity. Storage capacity is limited 

and only available for short term support. 

Mass storage is not available especially 

for long term bridging of electricity gaps. 

Heat 

Combined heat and power (CHP) as a 

prominent example for Sector Coupling 

has already been mentioned. But for sure, 

further extensions of district heating networks 

are possible. The different structures 

of district heating networks have to be considered. 

The German example shows the 

diverging development in eastern and 

western parts of Germany in the past. All 

over the country, differences between metropolitan 

and rural areas have to be distinguished. 

Particularly, when discussing renewable 

generation technologies centralized 

and decentralized heat generators 

must be considered. 

STEAG can use its comprehensive experience 

in the district heating sector for expansion 

of this kind of Sector Coupling (F i g - 

u r e 3 ). In addition, the development in the 

building sector should be given attention. 

–– 

Reduced consumption – higher efficiency 

–– 

Low emission technologies 

–– 

Heat pumps 

–– 

Solar thermal heat supply 

–– 

Extension of district heating networks 

Additional options are 

–– 

new use of night storage heaters 

–– 

electrode boilers for use of surplus electricity 

in the electrical grid 

–– 

simple heating rods to use surplus electricity 

in PV roofed private residential 

buildings to heat water cheap for the 

next shower 

Industry, Trade, Commerce, Services 

Industry, trade, commerce, and services offer 

a wide field for applications of Sector 

Coupling. The disadvantage is that often 

the negotiations are not with one partner 

but with many. Equipment and solutions 

that can be used in this sector are: 

–– 

Electrification of heating processes 

–– 

Heat pumps (development also for higher 

temperatures) 

–– 

Synthetic fuels 

–– 

Hybrid systems using electricity and gas 

or synthetic fuels 

–– 

Use of waste heat and extension of waste 

heat networks 

Demand side management (DSM) is an effective 

tool across the sectors of industry, 

trade, commerce, and services. Load shifting 

in industrial and commercial but also 

private sector must be considered. The effectiveness 

of this measure depends on the 

level of the individual load that can be 

shifted and on the number of participants. 

In the industrial sector, the applications are 

few but high load. On the other hand, in the 

commercial and private sectors, the applications 

are many but small load. A bundle 

of small scale applications can be feasible. 

It is important that there is an incentive for 

the participants to offer this service. Intelligent 

management of load, consumption 

and storage is possible if combined with 

digitalization. 

Mobility 

Currently, mobility has the biggest problems 

regarding the energy turnaround and 

the implementation of renewables. Regulatory 

measures will increase the pressure 

for mobility to reduce emissions. Here the 

Sector Coupling could be especially of 

great help. The opportunities to be discussed 

are: 

–– 

Increase of efficiency over the full chain of 

energy use beyond the energy use of a car 

–– 

Battery electric vehicles 

–– 

Hydrogen fuel cell vehicles for long distances 

–– 

Synthetic fuels 

These opportunities require a new infrastructure 

for storage and transportation. 

Sector Coupling is beneficial for these developments. 

Mobility and the transportation sector 

have hidden costs which are usually carried 

by the local community (F i g u r e 4 ). 

Increased truck traffic causes elevated 

emissions. Additional expenses of road 

maintenance are all born locally. 

More local production can have very positive 

effects avoiding truck traffic. It is a 

macro-economic decision. More use of synthetic 

fuels will also have macro-economic 

effects. These examples show that Sector 

Coupling cannot only be arranged between 

direct trading partners because of macroeconomic 

effects. As shown, sometimes a 

quite long chain has to be considered. 

SWOT analysis of Sector Coupling 

Fig. 3. STEAG as district heat generator and supplier. 

F i g u r e 5 gives an idea of a SWOT analysis 

of Sector Coupling. Besides the desired 

increase of renewables, one of the major 

38



Sites 

Infrastructure 

Customers 

CO 2 

CCU 

Fuel 

Fig. 4. Mobility and macro-economic effects. 

Input 

Fuel 

Educated 

Employees 

Heat/ 

Electricity 

Strengths 

Increased use of renewables 

Following the current megatrends 

Regionalization 

Neo ecology (sustainability, efficiency, 

socio economic effects) 

Individualization 

Opportunities 

Different kinds of coupling 

Coupling not only of 2 but may be 3 or more 

at the same time 

Agreement about the leading partner 

Flexibility increase as a value in general 

Fig. 5. SWOT analysis of Sector Coupling. 

strengths of Sector Coupling is that it is 

aligned with current megatrends. Sector 

Coupling reinforces regionalization and 

promotes neo-ecology, driving sustainability 

and efficiency while considering socioeconomic 

effects. 

Opportunities, as show above, emphasize 

the well-established CHP model, but via 

detailed analysis new opportunities may be 

developed. 

But also the weaknesses and threats are described 

in this article. These are costs of 

non-baseload production. The question 

could be raised: why Sector Coupling between 

renewables and conventional generation 

is not already established? More 

analysis is discussed later. Another weakness 

of Sector Coupling is the main element 

for any coupling is electricity. A widening 

and more creative initiative would 

expand Sector Coupling applications. 

Under Threats, the disclosure of company 

operations is a major hurdle. Also, the regulatory 

framework has to be adapted to the 

new needs. Individual technologies have 

already been incorporated in the regulatory 

framework but new regulations are required 

for the complete system to facilitate 

Sector Coupling. There seems to be a lack 

of a market approach and economic benefits 

are not transparent to the participating 

partners. By combining many technologies 

and partners, the whole system becomes 

complex and difficult to integrate. 

Weakness 

Costs of non baseload production and 

consumption 

Until now no successful sector coupling between 

renewables and conventional generation 

Electricity is currently the main element for any 

coupling 

Threats 

Disclose of company internals 

Current regulatory framework 

Favoring individual technologies 

No market approach 

Not economically attractive for all partners 

participating 

High complexity 

How to complete the puzzle? 

Digitalization and transformation 

modules between the sectors 

The energy turnaround needs dispatchable 

back up power. Sector Coupling can smooth 

out energy supply and demand. Creativity 

in designing Sector Coupling would lead to 

options and new solutions. Digitalization 

then monitors and steers these processes 

derived from problem solving concepts. 

Digitalization is the lubricant of Sector 

Coupling. 

So it is clear that digitalization and the modern 

internet would enable successful implementation 

of Sector Coupling. Clear rules 

are necessary. But at the same time, electricity 

consumption of the internet is part of the 

problem. Consumption of electricity for use 

of the internet is dramatically increasing. 

Internet consumption is near 200 TWh a 

year worldwide today. It represents one 

third of the overall electricity consumption 

of Germany. Therefore, special attention 

should be given to account for the significant 

portion of electricity use by the internet. 

For transformation of energy between the 

different sectors some more or less complicated 

and thus costly technologies are necessary. 

Examples are: 

–– 

Simple heat exchangers 

–– 

Heat pumps 

–– 

Electrolysis 

–– 

Methanization technologies 

The already existing pieces of the 

puzzle are longing for new 

CCU-installations. 

Fig. 6. Missing pieces of the puzzle. 

–– 

Chemical processes like Fischer – 

Tropsch synthesis 

–– 

CHP and gas motors 

–– 

Electrode boilers and heating rods 

In a follow-on step, it has to be decided 

where to locate this technical equipment: 

centrally, regionally or decentralized for 

each sectoral partner. Each of these options 

must make sense and have to be integrated 

under certain economic boundary conditions. 

Sector Coupling is not just pairing partners. 

It’s a complex system connected through a 

puzzle of many pieces which must fit together 

(F i g u r e 6 ). Changing boundary 

conditions bring new or modified pieces 

into the puzzle. Overall, systems are optimized 

for efficiency. Oversupply of renewable 

electricity indicates inefficiency in the 

system. The process has lower value. When 

the supply of electricity is balanced with 

demand, the system has higher value. Similarly, 

a system is more valuable if electricity 

can be consumed flexibly. Processes that 

have these characteristics are favored. In 

addition, new feed stocks should be considered 

for other uses than waste heat: CO 2 , 

H 2 , and O 2 . In this context, CCU (Carbon 

Capture Utilization) becomes a high value 

system in the energy turnaround puzzle. 

For a successful Sector Coupling, the interconnecting 

sectors interlock together like 

pieces of a puzzle. Sometimes it is time 

consuming to find the proper piece. 

The mentality question 

Besides exchange of technical and economic 

information, intended partners also 

must share proprietary and confidential information 

of their business models to make 

Sector Coupling effective. It is a risk that 

partners may not be willing to take. However, 

because independent views provide 

different standpoints, breakout solutions 

39


can be achieved. Then, I would ask what 

point of view should I take? From the electricity, 

or mobility, or industrial view point? 

The concern for risk in sharing internal information 

can be a high barrier for possible 

partners to implement Sector Coupling. It is 

a special – non technical – hurdle which 

varies with the mentality of each partner. 

What are these hurdles and the related questions 

to be answered? What is my business 

model? What is my benefit? Why am I sharing 

my internal key figures to an external 

organization? Could my production or my 

products be influenced by Sector Coupling? 

It is my impression that the process of partnering 

could be compared with a marriage. 

A couple will never be happy if a spouse is 

thinking only about personal own benefit. 

For a long lasting partnership, things are developed 

jointly through thinking and developing 

activities jointly. It is meeting the 

common goals for the benefits of the family. 

Even in the most developed form of Sector 

Coupling – combined heat and power – 

some challenging questions sometimes 

arise. “If you would use my waste heat can 

my production process be affected? Can a 

failure in waste heat utilization have a negative 

impact on my production? 

The only way to solve these kinds of problems 

is open communication and problem 

solving to develop the necessary solutions. 

Problems include reducing CAPEX and 

OPEX but also improving or maintaining 

the quality of the products in a manufacturing 

process. 

Hydrogen, grids and 

regulatory frame work 

Another piece of the puzzle is hydrogen. In 

the future, hydrogen will play a more 

prominent role in Sector Coupling. Already, 

there is great interest in hydrogen 

and there are many R&D (Research & Development) 

projects. 

Hydrogen is not a primary energy. It has to 

be generated in future by renewables but it 

is currently mostly made by steam reforming. 

Sector Coupling without hydrogen is 

not possible. Flexibility and mass storage 

need hydrogen. As shown in F i g u r e 6 , 

hydrogen could be used directly as a fuel or 

a feedstock for making synthetic fuels. 

Today, hydrogen is produced mainly from 

natural gas and coal via steam reforming. It 

is so called grey hydrogen. If CO 2 formed 

during steam reforming is separated and sequestrated, 

hydrogen “changes color” and 

becomes blue hydrogen. Surplus electricity 

generated by renewables can be transferred 

via hydrogen (green hydrogen) by electrolysis. 

Electricity can be regenerated later on 

again from combustion of hydrogen. It is 

important to increase the hydrogen generation 

independently of the source, to gather 

experience with the infrastructure and use 

of hydrogen. Economics is currently the biggest 

hurdle for green hydrogen, instead of 

grey hydrogen; but an energy turnaround 

and as well a Sector Coupling are enabled 

by the use of hydrogen. Related technologies 

for energy turnaround and Sector Coupling 

depend on hydrogen as energy carrier 

and chemical feedstock. 

For the German market, plants are needed 

that can flexibly generate electricity or hydrogen. 

Depending on the market conditions, 

the plants can either produce hydrogen 

or electricity to maximize profitability. 

EEG must honor not the feed in of renewable 

electricity but the consumption of renewable 

electricity. Then it is possible to 

decide to sell or to store electricity. This 

would make renewable hydrogen more attractive. 

In the context of Sector Coupling, all products 

and by-products should be used in the 

future. A key to improving the business 

model for production of hydrogen by electrolysis 

is to profitably turn oxygen into a 

co-product of hydrogen. 

Another challenge in using large scale electrolysis 

to product green hydrogen is the 

use of a large amount of water. When talking 

about electrolysis in huge dimensions 

not only the electricity consumption has 

to be considered but also the consumption 

of treated water. The water consumption 

to bridge a two week dark doldrum could 

be like the drinking water consumption 

of a 200.000 inhabitant city in a year. So 

this restriction is limiting the hydrogen 

generation in very sunny regions where 

sufficient amount of water is typically not 

available. 

Today, hydrogen is used by industry for refining 

petroleum, treating metals, producing 

fertilizer, processing foods, cooling electric 

generators, or driving fuel cells. In the 

steel industry, a transformation process will 

happen when hydrogen replaces coke to reduce 

iron. However, this form of Sector 

Coupling will be determined by the new 

world price of steel and the resulting economics. 

Hydrogen could play a strong role in energy 

storage and as grid stabilizer in the future. 

Surplus electricity from renewables 

could be used to generate hydrogen via 

electrolysis. Hydrogen could be transported 

in the natural gas grid and converted to 

electricity at a later date. It is also energy 

for fuel cells. Thus, the sector power can be 

coupled with the sector gas. 

Open Grid Europe (OGE) and Amprion, as 

transmission system operators for gas and 

electricity, respectively, are discussing a 

large scale power-to-gas pilot project “Hybridge”. 

Power-to-gas technology plays a 

major role in the transformation of our energy 

system. It allows green electricity to 

be converted into hydrogen which can be 

used in other sectors. It also allows using 

the gas infrastructure to store renewable 

energy. The goal for the pilot plant is to be 

able to convert up to 100 MW of electrical 

energy into hydrogen by 2023. An electrolyzer 

will be installed near one of Amprion’s 

substations and connected to Amprion’s 

electricity grid. OGE plans to convert 

parts of its existing gas network for the exclusive 

transport of pure hydrogen. Companies 

located near the new hydrogen 

pipeline can use the green hydrogen. In the 

further course of the project, there is provision 

for hydrogen filling stations for motor 

vehicles or trains in the mobility sector. In 

addition, natural gas storage facilities will 

be converted for storing hydrogen. Thus, 

the demand for hydrogen can be decoupled 

from the supply of renewable energy. 

Hydrogen can be supplied from the storage 

facilities on demand. In this way, a reliable 

supply of green hydrogen can be efficiently 

realized. 

Sector Coupling at the system level involves 

transformation between two regulated 

areas – the electricity transmission 

network and the gas transmission network. 

It is planned for the transmission system 

operators to be responsible for the planning, 

construction and operation of the 

sector transformer, i.e., the power-to-gas 

plant. This is intended to be financed 

through network charges. 

A key approach for solving the problem of 

increasing quantities of electricity from 

wind and solar that do not always find consumers 

is to direct this electricity to other 

sectors – where large amounts of energy 

are required. This is technically possible by 

coupling the existing infrastructures of the 

German electricity and gas system with 

each other. Power-to-gas systems act as a 

bridge between the individual systems. 

Similarly, hydrogen can be a feedstock for 

producing synthetic methane. 

Today, the transformation and transport of 

energy takes place within each system separately. 

For example, in the electricity value 

chain, power plants feed electricity into 

the grid. This electricity is then transmitted 

via transmission lines, passed on to other 

voltage levels via current transformers and 

transported on from there to the end customers. 

Gas transport works in a similar 

way – from the transport network via the 

regional network to the distribution network. 

The power-to-gas approach provides 

an option to transport energy between sectors. 

Here, electricity is converted into hydrogen 

in the power-to-gas system, fed into 

the gas system and transported on to the 

respective point of consumption. There are 

three criteria crucial for Sector Coupling to 

achieve maximum economic benefits and 

maximum sustainability: 

–– 

Size: The power-to-gas plants must be 

integrated into the electricity and gas 

system in a suitable dimension and at 

large scale 

–– 

Location: The systems must be installed 

at suitable contact points between the 

electricity and gas transport networks 

–– 

Timing: It must be possible to coordi- 

40



nate the operation of the systems in such 

a way that the actual feed-in of renewable 

energy, the electrical load, the current 

flows in the electrical system, the 

volume flows of gas transport and the 

filling levels of the gas storage facilities 

are always seen as an integrated system 

Coupling of transport grids for electricity 

and gas can potentially solve the limitation 

problems of transport capacity. It should 

not be a solution in case we are not able to 

build the necessary additional electrical 

transmission lines. Transformation from 

electricity to gas is not free of charge. At 

least we have to avoid the crazy situation 

that we are not able to erect the necessary 

electrical transmission lines and instead 

we switch to the gas grid. We are moving 

one bottle neck (el. transmission) to the 

next bottleneck (natural gas transmission) 

or we put the gas even on the railroad and 

find here a new bottleneck. To say it clearly 

a positive interaction between the sectors is 

needed and desired but to pass the buck to 

the next should not be allowed. 

Grids are the backbone of the energy turnaround. 

Sector Coupling had not been a 

topic in days of the unbundling discussion. 

How do we deal with sector transformers 

electricity to gas and vice versa as described 

today? How does it fit in comparison 

to transport and distribution grid? We 

have to define what the task of electricity 

grid operators, gas grid operators and 

plant operators is. The question is what has 

to be changed if Sector Coupling is considered 

seriously? Who should get which incentives 

to stimulate the process avoiding a 

new chain of subsidies? Who should have a 

benefit? What are the strong drivers? 

Understanding 

Since submission of the EEG 2014 the principle 

had been hurt that only the last consumer 

should carry the burden of the EEG. 

Pure electricity storages are no last consumer. 

The big efficiency losses in power to 

gas technology are relieved from the EEG 

burden which is not in the sense of an efficient 

energy system. 

Sector coupling and the necessary plants 

are no grid infrastructure and should be established 

in the competitive part of the energy 

system including flexibilities and gas 

and electricity capacities. They should not 

be in the hand of grid operators. The roles 

in the more and more complex energy systems 

have to be split clearly between regulated 

and competitive tasks. A clear rule for 

electricity storages could be that received 

and returned electricity to the grid at the 

same location is unlimited free of any royalties. 

Flexibility, system services and capacity 

need a value. Price signals should stimulate 

balancing of supply and demand. The 

grid will be unburdened if this evaluation 

will already be done in front of the grid. 

The liability for the electrical balancing 

zones has to be consolidated. 

Reality 

1. Electricity generated is unlimited. 1. Due to not harmonized extension of renewable 

electricity generation and necessary grid extension, 

temporarily and regionally not needed 

surplus electricity is generated. 

2. EEG refund is paid anyway, so surplus electricity 

is free of charge. 

3. Power2Gas is low cost solution for mass storage 

and gas grid integration 

4. Electrification is best alternative for development 

of renewables also in the sectors mobility and 

housing 

5. Additional electricity consumption is not in conflict 

with efficiency. 

Fig. 7. Explaining the reality vs understanding of Sector Coupling. 

2. EEG electricity is not free of charge. Capacities as 

well as flexibility have to be paid for. 

3. Power-to-Gas is currently economically not available; 

gas capacities may be existing – but at the 

right location? 

4. Electrification can be effective. A hybrid system is 

desirable. 

5. Additional electricity consumption is attractive in 

case of low electricity prices. Energy efficiency 

makes only sense in case of high electricity prices. 

Boundary conditions for 

Sector Coupling – understanding 

and reality 

In the public discussion, the understanding 

of the boundary conditions of Sector Coupling 

is far from the reality. F i g u r e 7 illustrates 

the case of Germany 

How does Sector Coupling 

react to a dark doldrum 

When the wind is not blowing and the 

clouds are not driven away, also PV is not 

generating electricity. Mass storages are 

only the source of power if conventional 

generation is no longer available. F i g u r e 

8 shows a typical situation in the grid in 

Germany in the last 3 years. This could last 

up to two weeks in January and February 

in the last years in Germany 

The figure shows clearly the importance of 

Sector Coupling to avoid black outs caused 

by dark doldrums. 

87.95 

Stacked 

Percent 

Import balance 

Hydro, 

pumped storage 

Hydro power 

Seasonal storage 

Biomass 

Wind 

Nuclear 

Solar 

Lignite Hard coal Oil Gas Other 

80.00 

70.00 

60.00 

Capacity in GW 

50.00 

40.00 

Dunkelflaute 

30.00 

20.00 

10.00 

0.00 

01.01. 04:30 09.01. 03.15 14.01. 22.06 20.01. 17.00 26.01. 11.53 31.01. 

Fig. 8. Electricity generation in Germany January 2019, Dark Doldrum source: Fraunhofer ISE, 50 Hertz, Amprion, Tennet, TransnetBW, EEX, last update: 

09 Sep 2019. 

41


High efficient gas and steam turbine power plant Herne 

Designetz electrode boiler as part of the SINTEG initiative Fenne 

Fig. 9. Sector Coupling and STEAG, CHP, Power to Heat, Power to Fuel and hydrogen. 

Sector Coupling 

country specific effects – 

not just copying 

In the context of “energy turnaround”, we 

have often he intention to copy successful 

proven technologies to other countries to 

increase the lever of CO 2 reduction. However, 

solutions are specific to each country. 

For example, in a warmer country like India 

there is not a high importance of CHP. CHP 

use would only be limited to industry. In a 

country like Brazil, the treatment and use of 

sugar cane and bagasse are of high value. 

There are flexible pathways for Sector Coupling. 

DSM and storage can be integrated 

productively with ethanol production. 

These opportunities are not available in 

Germany. 

By mirroring available models and observing 

the local situation, one can find a model 

which matches with the local boundary 

conditions. 

CHP, Power to Heat, 

Power to Fuel and hydrogen in the 

STEAG environment 

STEAG knows about the importance of hydrogen. 

Together with partners, we are developing 

a research platform at Herne 

power station and are establishing a so 

called “Reallabor” project in Fenne power 

station to be funded by the German federal 

ministry of economics (F i g u r e 9 ). 

Conclusion 

Sector Coupling is needed to achieve the 

“energy turnaround”. Examples and further 

opportunities for Sector Coupling have 

been described. Identifying an appropriate 

business model requires a detailed analysis 

of the sectors and open exchange between 

partners. The different sectors had been described 

and analyzed by a SWOT chart. 

Digitalization is an important lubricant and 

hydrogen is one key technology to be implemented 

in many forms of Sector Coupling. 

Technical wise transformation modules are 

needed and have to be further developed. 

Hydrogen can be coupled with grids, but 

there are gaps in the regulatory framework. 

There is a mismatch between understanding 

and the reality about Sector Coupling. 

Special questions like the reaction to dark 

doldrums and the national and international 

experience of STEAG with the related 

topics have been discussed. 

Many questions have been raised. These 

should not describe the problems of Sector 

Coupling but highlight possible ways to implement 

it successfully. It is productive 

when partners join in finding business 

models or improving technologies. In general, 

it is useful to clarify that Sector Coupling 

is only a part of the solution to 

achieve “energy turnaround”. It is not the 

only solution. A big hurdle is not the right 

technology but the mentality of the participating 

partners. An open and frank dialog 

is necessary to find possible good business 

models and to develop new technologies 

for Sector Coupling. Consequently, 

the use of the unpredictable renewables 

can be widened and storage technologies 

can be advanced, reducing further the 

share of conventional generation. Yes, Sector 

Coupling is a buzzword, but it can be 

an important part of the future of energy 

supply. 

Increase of renewables is leading to a growing 

mismatch of generation and consumption. 

Sector Coupling can close the gaps between 

power generation and electricity consumption 

in a more effective way. Cross 

sectoral use of surplus electricity, which is 

generated unpredictably, will make energy 

turnaround more economical. In an increasingly 

more complex energy system, reform 

of the current regulatory framework would 

be necessary to facilitate competition and to 

increase efficiency in the market. It has to be 

clearly distinguished between the regulated 

and the competitive part. 

The regulatory framework has to consider 

macro-economic effects and should not favor 

special technologies. A sector independent 

view allows economic benefits for 

each participant. Detailed analyses of the 

relevant processes have to be ensured although 

they are not “mine”. 

Production processes which are less sensitive 

to non-base load operation and / or 

new economic models for non-base load 

production have to be identified. Besides 

economic benefits of coupling within one 

sector, there should be incentives for companies 

to consider multiple sectors. A more 

systemic approach would benefit from use 

of digitalization. Incentives must be developed 

for Sector Coupling to encourage 

communication and to remove unnecessary 

bureaucracy. Politicians should encourage 

support a low bureaucratic approach. 

Economic benefits have to be allocated 

fairly. Without an open and frank 

dialogue, positive examples for Sector Coupling 

will come slowly and costly. l 

42


Das Projekt ALIGN-CCUS 

Das Projekt ALIGN-CCUS – 

Ein Beitrag zum evolutiven 

Transformationsprozess der 

Energie- und Rohstoffversorgung 

durch Recycling von Kohlenstoff 

Peter Moser, Sandra Schmidt, Knut Stahl, Georg Wiechers, Arthur Heberle, Christian Kuhr, 

Kay Schroer, Hiroshi Kakihira, Ralf Peters, Stefan Weiske, Petra Zapp, Stefanie Troy, 

Marcel Neumann, Bastian Lehrheuer, Thorsten Schnorbus und Sandra Glück 

Abstract 

The project ALIGN-CCUS - A contribution 

to the evolutive transformation process of 

energy and raw material supply by 


The technical, economic and social challenges 

for achieving the climate protection goals are 

immense. The desired reduction of carbon dioxide 

emissions to net zero by the year 2050 requires 

global radical changes in all areas of 

economy and daily life that are without precedence 

in history, comprising all sectors (energy, 

transport, industry, households) as well as infrastructure 

and land use. It is immediately evident 

that the use of existing infrastructure to 

the maximum extent possible not only accelerates 

the implementation of climate protection 

measures, but can also reduce the resulting immense 

costs. For the energy and fuel supply, this 

Autoren 

Dr. Peter Moser 

Dr. Sandra Schmidt 

Dipl.-Ing. Knut Stahl 

Dipl.-Ing. Georg Wiechers 

RWE Power AG, Essen, Deutschland 

Dr. Arthur Heberle 

Dr. Christian Kuhr 

Dipl.-Ing. Kay Schroer 

Mitsubishi Hitachi Power Systems 

Europe GmbH, Duisburg, Deutschland 

Dipl.-Ing. Hiroshi Kakihira 

Asahi Kasei Europe GmbH, Düsseldorf, 

Deutschland 

Prof. Ralf Peters 

M.Sc. Stefan Weiske 

Dr. Petra Zapp 

Dr. Stefanie Troy 

Forschungszentrum Jülich GmbH; 

Deutschland 

M.Sc. Marcel Neumann 

Dipl.-Ing. Bastian Lehrheuer 

RWTH University, Aachen, Deutschland 

Dr. Thorsten Schnorbus 

Dr. Sandra Glück 

FEV Europe GmbH, Aachen, Deutschland 

evolutionary approach aims to use existing 

power plants and transport infrastructure and 

to reduce their emissions with the help of renewable 

energies, while avoiding structural breaks 

at the same time. Base chemicals and fuels produced 

from captured CO 2 from flue gases and 

renewably produced hydrogen (Carbon Capture 

and Usage: CCU) are coupling the sectors. 

Important CCU products, such as methanol and 

dimethyl ether (DME), are cross-sectorally applicable 

chemical long-term energy storages 

with a higher volumetric energy density than 

hydrogen. As a part of the project ALIGN-CCUS, 

a CCU demonstration plant for DME synthesis 

is being built in the Innovation Center in Niederaussem 

and the use of DME in diesel engines is 

demonstrated in an emergency generator for 

peak and back-up power generation. In addition 

the usage of the CCU-fuel oxymethylene 

ether (OME) for transportation is examined. l 

Die technischen, wirtschaftlichen und sozialen 

Herausforderungen zur Erreichung der 

Klimaschutzziele sind immens. Die Senkung 

der CO 2 -Emissionen bis zum Jahr 2050 auf 

netto Null bedarf globaler Umwälzungen in 

allen Bereichen des täglichen Lebens und betreffen 

alle Sektoren (Energie, Verkehr, Industrie, 

Gewerbe/Gebäude) sowie Infrastruktur 

und Landnutzung. Die Maßnahmen 

zur Transformation der Energie- und Rohstoffversorgung 

sind in ihrem Ausmaß ohne 

historisches Beispiel. Es ist unmittelbar einleuchtend, 

dass die möglichst weitgehende 

sektorenübergreifende Nutzung bestehender 

Infrastruktur nicht nur die Umsetzung von 

Maßnahmen zum Klimaschutz beschleunigt, 

sondern auch die daraus resultierenden immens 

hohen Kosten senken kann. Dieser evolutive 

Ansatz zielt darauf ab, bestehende 

Kraftwerke, Industrieanlagen und Verkehrsmittel 

zu nutzen sowie deren Emissionen mit 

Hilfe der erneuerbaren Energien zu senken 

und Strukturbrüche zu vermeiden. Basischemikalien 

und Treibstoffe, die aus abgetrenntem 

CO 2 und regenerativ erzeugtem Wasserstoff 

hergestellt werden (Carbon Capture and 

Usage: CCU), dienen als Bindeglied zwischen 

den Sektoren. Wichtige CCU-Produkte wie 

Methanol und Dimethylether (DME) sind 

sektorenübergreifend einsetzbare, chemische 

Langzeitenergiespeicher mit höherer volumetrischer 

Energiedichte als H 2 . Im Rahmen 

des Projektes ALIGN-CCUS wird eine CCU- 

Demonstrationsanlage zur DME-Synthese 

im Innovationszentrum in Niederaussem errichtet 

und die Nutzung von DME in Dieselmotoren 

exemplarisch in einem Notstromaggregat 

zur Peak- und Back-Up-Stromerzeugung 

demonstriert. Darüber hinaus wird die 

Nutzung des CCU-Kraftstoffs Oxymethylenether 

(OME) im Verkehr untersucht. 

Einleitung 

Das zukünftige Energieversorgungssystem 

in Deutschland wird durch die je nach Wetterbedingung 

und Tageszeit stark schwankende 

Einspeisung von Wind- und Photovoltaik-Anlagen 

dominiert werden. Forderungen 

möglichst viele Energie konsumierende 

Prozesse zu elektrifizieren, um 

Wandlungsverluste zu vermeiden, also z.B. 

E-Autos, Heizung, Prozesswärmebereitstellung 

in der Industrie, blenden diesen 

Aspekt immer wieder aus. Obwohl es niemand 

aus energetischen Gründen will, 

wird man in dem zukünftigen Energieversorgungssystem 

elektrische Energie speichern 

müssen und zwar über Sekunden bis 

Monate und in riesigen Mengen. Stellt man 

die von den erneuerbaren Energien eingespeiste 

elektrische Energie in Deutschland 

dem Verbrauch gegenüber, kann man häufig 

ausgedehnte Phasen mit sehr großen 

Versorgungslücken von z.B. 10 TWh in 10 

Tagen erkennen (Deutschland, Januar 

2019 [1]), die durch konventionelle Kraftwerke 

aufgefangen werden müssen, trotz 

einer installierten Netto-Leistung der erneuerbaren 

Energien von rund 112 GW 

(März 2019). Alle in Deutschland bestehenden 

Pumpspeicher tragen mit einem 

43

Das Projekt ALIGN-CCUS VGB PowerTech 1/2 l 2020 

Energieinhalt von rund 42 GWh zur Versorgungssicherheit 

und Flexibilisierung der 

Stromversorgung bei, was jedoch um den 

Faktor 240 zu wenig ist, um – ohne Berücksichtigung 

der Wandlungsverluste – die im 

genannten Beispiel fehlende Energiemenge 

bereitzustellen. Manchmal werden als 

„smart“ bezeichnete Konzepte in die Diskussion 

eingebracht, in denen Autobatterien 

von E-Autos als Puffer für das Netz 

dienen sollen. Nimmt man an, dass alle 

46,5 Mio. PKW in Deutschland E-Autos mit 

jeweils mehr als 40 kWh Batteriekapazität 

wären, könnte man tatsächlich erhebliche 

Energiemengen (etwa 2 TWh) speichern. 

Allerdings wären das nur rund 20 % der im 

genannten Beispiel notwendigen Energiemenge 

von 10 TWh. Zudem könnte für 

mindestens zehn Tage niemand in Deutschland 

PKW fahren. 

Es wird offensichtlich, dass Langzeit-Energiespeicherung 

mit hoher Energiedichte 

im Stromsektor notwendig ist. Dieselbe 

Notwendigkeit ergibt sich für Teile des Personen- 

und Güterverkehrs, sobald große 

Leistungen oder lange Streckenabschnitte 

zu bewältigen sind. Die direkte Elektrifizierung 

des Transportsektors ist energetisch 

effizient, wird jedoch durch die schwankende 

Verfügbarkeit des Stromes aus 

Wind- und Photovoltaikanlagen eingeschränkt. 

Auch hier muss deshalb Energie 

gespeichert werden. Wie begrenzt die 

Möglichkeiten zur Elektrifizierung mittels 

Batterien sind, zeigt ein Blick auf die für 

den Ferntransport benötigten Größen. 

Möchte man mit einem elektrischen 40 t- 

LKW die gleiche Reichweite im Ferntransport 

wie mit Diesel erreichen, so würde die 

notwendige Batterie 25 t wiegen. Bei einer 

Nutzlast von 27 t verbleiben 2 t Nutzlast. 

Ein Schiff würde mit der benötigten Batterie 

untergehen und ein Flugzeug könnte 

nicht vom Boden abheben (siehe B i l d 1 ). 

Auch hier werden Treibstoffe mit hoher 

Energiedichte benötigt und es bietet sich 

daher an, Strom- und Transportsektor über 

den Treibstoff zu koppeln, der als chemischer 

Langzeitenergiespeicher dient. Mögliche 

Konzepte sind neben Wasserstoff und 

Brennstoffzellen insbesondere auch E-Fuels 

und Verbrennungsmotoren. Ziele des 

Projektes ALIGN-CCUS sind die Herstellung 

solcher E-Fuels aus recyceltem CO 2 

und regenerativ erzeugtem Wasserstoff 

und das Aufzeigen von Nutzungsmöglichkeiten 

im Strom- und Transportsektor. 

Das europäisch und national geförderte 

ALIGN-CCUS-Projekt vereint 30 Industrieunternehmen, 

Forschungsinstitute und 

Universitäten aus fünf europäischen Ländern 

(DE, NL, NO, RO, UK) mit dem gemeinsamen 

Ziel, den schnellen und kosteneffektiven 

Einsatz von CO 2 -Abscheidung, 

-Nutzung und -Speicherung zu unterstützen. 

Die deutschen Partner des Projektes 

werden durch das BMWi gefördert (EU Horizon 

2020, ERA-NET, Accelerating CCUS 

Technologies, Projektnummer 271501 [2]). 

Im Rahmen von ALIGN-CCUS wurde eine 

CCU-Demonstrationsanlage zur Synthese 

von DME aus abgetrenntem CO 2 und elektrolytisch 

erzeugtem H 2 errichtet und es 

wurde ein Lkw-Dieselmotor für den DME- 

Betrieb umgerüstet, mit dem exemplarisch 

die Peak- und Back-up-Stromerzeugung mit 

einem Notstrom-Aggregat demonstriert 

wird. Die ALIGN-CCUS-Anlage umfasst alle 

Bausteine einer Power-to-X-to-Power-Kette, 

um mögliche Beiträge zur Defossilisierung 

von Strom- und Transportsektor anhand 

von Realdaten zu analysieren. Letztendlich 

soll der Ansatz von ALIGN-CCUS als Blaupause 

dienen, wie man Klimaschutz und 

Versorgungssicherheit mit Energie und 

Rohstoffen vereinen kann. 

Dass das Thema Versorgungssicherheit 

nicht ein abstraktes Menetekel für die ferne 

Zukunft darstellt, sondern im Stromsektor 

bereits innerhalb weniger Jahre deutlich in 

den Vordergrund treten wird, ergibt sich 

aus den Planungen für den Bestand der gesicherten, 

nicht wetterabhängigen Erzeugungsleistung 

in Deutschland (gesamte 

installierte Netto-Kraftwerksleistung März 

2019 in Deutschland: 214 GW, davon 

112 GW erneuerbare Energien [3]). Mit 

dem Ende des Betriebes der letzten verbliebenen 

Kernkraftwerke im Rahmen des 

Kernenergieausstiegs verliert Deutschland 

9,5 GW gesicherte Kraftwerksleistung bis 

zum 31.12.2022. Werden zudem die Pläne 

der Kommission für Wachstum, Strukturwandel 

und Beschäftigung umgesetzt, 

sinkt die gesicherte Erzeugungsleistung 

infolge des Kohleausstiegs noch einmal zusätzlich 

um weitere 12,6 GW bis Ende 2022 

(in Summe rund 22 GW) und bis 2030 um 

insgesamt 35 GW. (B i l d 2 ) 

Die nicht-wetterabhängige Kraftwerksleistung 

wird in wenigen Jahren den Spitzenbedarf 

in Deutschland alleine nicht mehr 

decken können. Mit der angestrebten Elektrifizierung 

des städtischen Autoverkehrs 

und vermehrter elektrischer Beheizung 

von Haushalten sowie zur Prozesswärmebereitstellung 

wird der Strombedarf im Gegensatz 

hierzu anwachsen, was die Problematik 

verschärft. Versorgungslücken in 

Deutschland müssen durch die verbleibenden 

konventionellen Kraftwerke sowie den 

Import von Strom aus den benachbarten 

europäischen Ländern abgefangen werden, 

sofern nicht genügend erneuerbare Energien 

und Energiespeicher zur Verfügung stehen. 

Mit Hilfe von CCU kann man sowohl 

die Emissionen von CO 2 -emittierenden Anlagen 

senken als auch Energie speichern. 

Dies schließt explizit auch Anlagen ein, die 

Biomasse verbrennen. Damit wird Energie 

so gespeichert, dass sie vergleichsweise einfach 

über große Entfernungen in Form von 

chemischer Bindungsenergie bzw. als synthetischer 

Treibstoff transportiert werden 

kann. Da Deutschland zur Erreichung der 

Klimaschutzziele innerhalb der nächsten 

30 Jahre nicht nur auf die Energiebereitstellung 

durch Kohle sondern auch komplett 

auf Erdgas- und Erdölverbrennung 

sowie deren stofflicher Nutzung verzichten 

soll, wird zwangsläufig eine erhebliche Unterdeckung 

der Primärenergieversorgung 

auftreten, die bei Weitem nicht durch Photovoltaik- 

und Windkraftanlagen alleine in 

Deutschland kompensiert werden kann. So 

stehen dem Gesamtprimärenergieverbrauch 

in Deutschland von 13.106 PJ in 

2018 ein Beitrag der Windenergie von 

396 PJ (3,0 %), an Photovoltaik 165 PJ 

(1,3 %) und an Solarthermie 32 PJ (0,2 %) 

Transportkapazität: 27 t 52.500 t DWT 233 t 

• 40 t LKW 

o Tankkapazität 1.000 l (9,7 kWh/l) 

o Treibstoffverbrauch 33 l Diesel / 100 km 

o Reichweite 3.000 km 

– Wirkungsgrad Dieselmotor 35 % 

– Wirkungsgrad elektrischer Motor 90 % 

– Energiedichte der Batterie 0,150 kWh/kg 

‣ Gewicht der Batterien ca. 25 t 

• Containerschiff (Panamax, 5.000 Container) 

o Tankkapazität 5.000 m³ (HFO, 11 MWh/t) 

o Treibstoffverbrauch 100 t/d HFO 

o Reichweite 48.000 km, ~50 Tage, 40 km/h 

– Wirkungsgrad Dieselmotor 49 % 


– Energiedichte der Batterien 0,150 kWh/kg 

‣ Gewicht der Batterien ca. 200.000 t 

• Flugzeug (310 Passagiere) 

o Tankkapazität 135.000 l (9,6 kWh/l) 

o Treibstoffverbrauch 5.500 l/ h 

o Reichweite max. 10.500 km; Startgewicht 233 t 

– Wirkungsgrad Triebwerk 46 % 


– Energiedichte der Batterien 0,150 kWh/kg 

‣ Gewicht der Batterien ca. 4.400 t 

Bild 1. Grenzen der Elektrifizierung des Transportsektors (Schwerlast und Fernverkehr) durch die geringe gewichtsbezogene Energiespeicherdichte 

von Batterien (DWT: Deadweight tonnage, DWT ist die Summe des Gewichts aus Fracht, Treibstoff, Frischwasser, Ballastwasser, Vorräten, 

Passagieren und Crew). 

44



Kraftwerksleistung in GW 

51,1 

9,5 

22,7 

19,9 

entgegen [1]. Alleine der Verkehrssektor 

verbrauchte 2018 mit 2.705 PJ etwa das 

4,8-fache des Primärenergieangebots von 

Windenergie und Photovoltaik. Entsprechend 

müsste in den nächsten Jahrzehnten 

der Bedarf an Energieimporten, die auf Erneuerbaren 

Energien basieren, drastisch 

anwachsen, um die sich abzeichnenden 

Versorgungslücken zu schließen. Das ergibt 

sich alleine schon aus den im Vergleich zu 

Deutschland in anderen Regionen besseren 

technischen, ökonomischen und gesellschaftlichen 

Rahmenbedingungen, wie höhere 

Jahresvolllaststunden von Wind- und 

Photovoltaikanlagen, ausreichende Verfügbarkeit 

von Landflächen für Biomasse, topografische 

Voraussetzungen für Wasserkraft 

und höhere Akzeptanz in der Bevölkerung 

für die reale Umsetzung von Klimaschutzmaßnahmen 

vor Ort. Obgleich 

Deutschland ein Netto-Importeur von Energie 

bleiben wird, kann der Eigenanteil bei 

der Herstellung von Kraftstoffen in 

Deutschland zukünftig höher sein als heute, 

wenn heimische Strommengen aus erneuerbarer 

Erzeugung in Zeiten guter 

Stromausbeute für die Synthese von Energieträgern 

wie Methanol und DME bereitgestellt 

werden. 

Die Technik der ALIGN-CCUS- 

Demonstrationsanlage 

30 

15 

15 

Kraftwerkskapazität: 

Kernenergie 

Steinkohle 

Braunkohle 

2017 2022 2030 2038 

Bild 2. Kernenergieausstieg und Umsetzung der Ausstiegspläne zur Stromerzeugung aus Kohle 

führen in Deutschland zu einer Abnahme der gesicherten Kraftwerksleistung von 34 % 

innerhalb der nächsten 10 Jahre. 

17 

8 

9 

mittlerweile seit mehr als 80.000 Betriebsstunden 

im Einsatz, bei einer Verfügbarkeit 

von >97 %. Die Anlage wird kontinuierlich 

im 24/7-Modus betrieben. Mit der CO 2 - 

Wäsche können bis zu 7,2 t CO 2 pro Tag aus 

einem Teilstrom des Rauchgases des 

Braunkohlenkraftwerks BoA1 abgetrennt 

werden [3]. Die Reinheit des CO 2 ist prozessbedingt 

sehr hoch (> 99,98 % (v/v), 

trocken), entsprechend gering ist das Risiko 

einer möglichen Deaktivierung der für 

die anschließende DME-Synthese benötigten 

Katalysatoren. Insbesondere enthält 

das Produkt-CO 2 nur in geringsten Mengen 

Schwefelverbindungen (SO 2 -Gehalt < 

1 ppmv). Verbrennungsprozesse (explizit 

Kohlekraftwerke, Müll- und Biomasseverbrennungsanlagen) 

sind bereits mit effizienten 

Rauchgasreinigungsanlagen zur Entfernung 

schwefelhaltiger Komponenten 

ausgestattet, was die weitere Entschwefelung 

auf das für die CO 2 -Abtrennung notwendige 

Niveau – etwa gegenüber Vergasungsprozessen 

(Entfernung insbesondere 

von H 2 S) – vereinfacht. 

Die im Innovationszentrum in Niederaußem 

existierende CO 2 -Infrastruktur umfasst 

zusätzlich eine CO 2 -Kompressionsund 

Verflüssigungsanlage. Das flüssige 

CO 2 wird der DME-Syntheseanlage aus einem 

Tank bereitgestellt, der über eine 

0 

Speicherkapazität von 18 t (16,5 bar, 

-26,5 °C) verfügt. Bei laufender DME-Synthese 

wird das flüssige CO 2 zu einem weiteren 

Puffertank geleitet und in einer CO 2 - 

Konditionierungseinheit durch Erwärmung 

verdampft und gasförmig mit einem 

Druck von 11 bar in die DME-Syntheseeinheit 

geleitet. Die Reaktionen von H 2 mit 

CO 2 und dem intermediär gebildeten CO 

zum Zwischenprodukt Methanol (CH 3 OH) 

sind exotherm, ebenso wie die Kondensationsreaktion 

zweier Methanolmoleküle unter 

Wasserabspaltung zum Endprodukt 

DME (6 H 2 + 2 CO 2 reagieren zu CH 3 OCH 3 

+ 3 H 2 O). Erhöhter Druck und niedrige 

Temperaturen verschieben hierbei das 

Gleichgewicht in Richtung des Produktes. 

Der für den Gesamtprozess nötige Energieeintrag 

erfolgt über den Wasserstoff, der 

mittels Elektrolyse gewonnen wird. Die 

elektrische Energie wird so in chemische 

Energie umgewandelt und gespeichert. Für 

das ALIGN-CCUS-Projekt wurde bewusst 

entschieden, eine alkalische Elektrolyse zu 

verwenden, die auf der seit Jahrzehnten 

bewährten und großtechnisch im kommerziellen 

Einsatz befindlichen Chlor-Alkali- 

Elektrolyse-Technologie aufbaut. Ein einzelnes 

Elektrolyseurmodul kann 220 Zellen 

umfassen, mit einer Elektrodenfläche 

von 2,7 m 2 je Zelle. Dank eines weiterentwickelten 

Werkstoffkonzepts für den Elektrolyseur 

konnten insbesondere die Überspannungen 

und ohmschen Verluste reduziert 

werden, um einen Betrieb mit höheren 

Stromdichten zu ermöglichen und so die 

Effizienz gegenüber konventionellen Elektrolyseuren 

zu verbessern. Der Stromverbrauch 

beträgt ca. 4,3 kWh/m N 

3 

H 2 bei einer 

Stromdichte von 0,6 A/cm 2 und bei einer 

Zellspannung von rund 1,8 V 

(ca. 4,5 kWh/m N 

3 

bei 1,0 A/cm 2 und 1,9 V). 

Im Vergleich mit herkömmlichen alkalischen 

Elektrolyseuren weist die neu entwickelte 

Elektrolyseurtechnik damit eine um 

10 % höhere Effizienz auf. In der Demonstrationsanlage 

werden bis zu 22 kg H 2 pro 

Tag hergestellt. Der an der Anode entstehende 

Sauerstoff wird nicht verwendet 

(Bild 3). 

Im Gegensatz zum sonst üblichen zweistufigen 

Verfahren zur DME-Synthese, bei 

Das für die Synthese von DME verwendete 

CO 2 wird aus dem Rauchgas des Kraftwerks 

Niederaußem in einer aminbasierten 

CO 2 -Wäsche-Pilotanlage abgetrennt 

und anschließend komprimiert und flüssig 

gelagert. Während der Testphase der Demonstrationsanlage 

wird das CO 2 -Absorptionsmittel 

„CESAR1“ eingesetzt (eine 

wässrige Lösung von Piperazin und 2-Aminomethylpropanol), 

das im gleichnamigen 

EU-Projekt entwickelt wurde und bessere 

Eigenschaften als das bis dato übliche Absorptionsmittel 

Monoethanolamin (MEA) 

aufweist. 

Die CO 2 -Wäsche-Pilotanlage wurde 2009 

in Betrieb genommen und befindet sich 

Wasser 

Strom 

Elektrolyseur 

4,3 kWh el /m N ³ 

Sauerstoff 

Strom 

Wasserstoff 

≤ 240 kW el 

≤ 140 kW el 

CO 2 

≤ 180 kg/Tag 

6 H 2 + 2 CO 2 CH 3 OCH 3 + 3 H 2 O 

MeOH/DME 

Synthese 

Stromerzeuger 

DME, 

Methanol, 

H 2 O 

Roh-DME 

Tank 

≤ 50 kg DME/Tag 

ca. 80 l/Stunde 

Power-to-X 

Destillation 

(extern) 

DME Tank 

X-to-Power 

Bild 3. Vereinfachtes Schema des DME-Syntheseprozesses und der Stromerzeugung mittels des 

synthetischen Treibstoffs DME in der ALIGN-CCUS Power-to-X-to-Power-Anlage. 

45


dem mittels eines Cu/ZnO-Katalysators zunächst 

Methanol synthetisiert wird, dessen 

Dehydratisierung im zweiten Prozessschritt 

mittels Al 2 O 3 oder eines Zeolithen 

erfolgt, verwendet die ALIGN-CCUS-Anlage 

eine einstufige Synthese und nutzt hierfür 

einen bifunktionalen Katalysator. Mit 

diesem sind Monolithe beschichtet, die 

sich in den Rohren eines Rohrbündelreaktors 

befinden. Von dem entwickelten Katalysator-/Reaktor-Konzept 

verspricht man 

sich für Großanlagen verminderte Investitions- 

und Betriebskosten. Im Prozess werden 

zwei Trennbehälter nach dem Reaktor 

verwendet, in dem durch Abkühlung des 

Stoffstroms die Nebenprodukte Wasser 

und Methanol abgeschieden werden können. 

Um nicht umgesetzte Edukte in der 

Gasphase und das Nebenprodukt CO zu 

nutzen bzw. zur Ausbeuteerhöhung, wird 

der Hauptteil des Gases nach dem zweiten 

Trennbehälter rezirkuliert, mit dem Eduktstrom 

vermischt und erneut dem Reaktor 

zugeführt. Der interne Heiz- und Kühlaufwand 

im Prozess wird durch Gas-Gas-Wärmeübertrager 

auf ein Minimum verringert. 

Die Anlage verfügt über eine Abgasnachbehandlung, 

in der im Abgas enthaltenes CO 

und Kohlenwasserstoffe mit Hilfe eines katalytischen 

Brenners in CO 2 und H 2 O umgewandelt 

werden, sodass die Grenzwerte 

der Technischen Anleitung zur Reinhaltung 

der Luft sicher unterschritten werden. 

Eine Destillation des Roh-DME-Produktes 

ist vor Ort in Niederaußem nicht vorgesehen. 

Die Errichtung der Anlage startete im 

Oktober 2019 und die kalte Inbetriebnahme 

im November. 

Der alkalische Wasserelektrolyseur wurde 

von Asahi Kasei Europe entwickelt und gebaut 

und die DME-Syntheseanlage von 

Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe 

GmbH (MHPS). Der Stromerzeuger der 

Firma Henkelhausen basiert auf einem 

Dieselmotor der Firma Deutz, der von den 

Partnern Bosch, RWTH Aachen University 

und FEV Europe auf den Betrieb mit DME 

angepasst wurde. Einbindung und Betrieb 

der Anlage erfolgt durch RWE Power 

(Bild 4). 

Der auf DME-Betrieb angepasste Dieselmotor 

des stationären Spitzenlast-Stromerzeugers 

wird aus 500-l-Tanks gespeist und 

wird ca. 80 l DME pro Stunde verbrauchen. 

Es handelt sich um einen wassergekühlten 

6-Zylinder-Reihenmotor mit Turboaufladung, 

Ladeluftkühlung, Common-Rail- 

Einspritzsystem und elektronischer Motorregelung. 

Im Dauerbetrieb mit Diesel 

(Stromfrequenz 50 Hertz, 1.500 Umdrehungen 

pro Minute) wird eine elektrische 

Leistung von 225 kVA bereitgestellt (Generatorwirkungsgrad 

90 % bis 92 %, Leistungsfaktor 

0,8). Zeitlich begrenzt kann 

die Leistung auf 251 kVA erhöht werden. 

Aufgrund des geringeren Kohlenstoff-Wasserstoff-Verhältnisses 

und des höheren 

Sauerstoffanteils ist der untere Heizwert 

von DME (28,4 MJ/kg) im Vergleich zu 

1 Alkalischer Elektrolyseur 

2 Kompressor 

3 DME-Synthese 

4 DME-Tanks 

5 CO 2 -Konditionierung 

6 DME-Stromerzeuger 

7 N 2 -Spülgasversorgung 

8 H 2 -Gasflaschenversorgung 

9 CO-Gasflaschenversorgung 

10 Demineralisiertes Wasser 

11 Abwassersammelbehälter 

Bild 4. Anordnung der Komponenten der ALIGN-CCUS-Anlage und verantwortliche Partner für die 

drei Hauptkomponenten. 

Diesel niedriger (Diesel 42,5 MJ/kg). Um 

die gleiche Motor-/Generatorleistung zu 

erzielen, muss deshalb die Einspritzmenge 

entsprechend erhöht werden. Deshalb 

wurden Injektortests in einer beheizten 

Hochdruckkammer durchgeführt, bei denen 

das Einspritz-, Gemischbildungs- und 

Zündverhalten von DME mittels optischer 

Methoden (Shadowgraphie, Mie-Streuung, 

OH*-Radikal-Spektroskopie) untersucht 

wurden. Die Ergebnisse der optischen 

Untersuchungen bilden Eingangsparameter 

für 3D-CFD-Simulationen zur 

Auslegung der Einspritzdüsen, Optimierung 

der Kolbenmulden-Geometrie und 

der Validierung des Verbrennungsmodells 

für DME. Nach diesen Untersuchungen 

wird das Betriebs- und Emissionsverhalten 

des modifizierten Motors zunächst auf einem 

Prüfstand analysiert, bevor er zusammen 

mit dem Kraftstoffversorgungssystem 

in das Spitzenlast-Aggregat eingebaut 

wird. Der mit dem Stromerzeuger produzierte 

Strom wird in Niederaußem zur 

Stromversorgung der CO 2 -Wäsche und anderer 

Forschungsanlagen verwendet. Die 

Einspeisung erfolgt auf einer Spannungsebene 

von 400 V. Die Inbetriebnahme des 

Stromerzeugers in Niederaußem ist für 

April 2020 vorgesehen (B i l d 5 ). 

DME als Baustein eines evolutiven 

Transformationsprozesses 

Ein wichtiger Vorteil des Ansatzes von CCU 

und Sektorkopplung ist, dass große Teile 

der vorhandenen Industrie-, Strom- und 

Transportinfrastruktur genutzt werden, 

was einen reibungslosen Übergang von 

„konventionell zu erneuerbar“ ermöglicht. 

Dies ist ein Vorteil gegenüber der Strukturbrüche 

erzeugenden, langwierigen und 

extrem kostspieligen parallelen Umsetzung 

vollständig neuer Strom- und Transportinfrastrukturen. 

Will man bewerten, 

wie mittels CCU produziertes DME zu die- 

Bild 5. Die Errichtung der ALIGN-CCUS-Anlage erfolgte im Oktober 2019. 

Bild links: Installation des Kompressor-Moduls für die DME-Synthese und CO 2 -Wäsche-Pilotanlage 

am Gebäude der Rauchgasentschwefelungsanlage von Block K in Niederaußem. 

Rechtes Bild: vorne links – Stromerzeugermodul; vorne rechts – zwei Container mit der 

alkalischen Elektrolyse; hinten rechts – drei Container mit der DME-Syntheseeinheit; 

hinten links: offene Einhausung für die Lagerung des produzierten Roh-DME. 

46



sem evolutiven Transformationsprozess 

der Energie- und Rohstoffversorgung beitragen 

kann, muss man nicht nur den technischen, 

finanziellen und energetischen 

Aufwand für die CCU-Synthese betrachten, 

sondern auch die Nutzung des CCU-Produktes 

im Gesamtsystem der gekoppelten 

Sektoren mit schwankender Einspeisung 

von Windkraft und Photovoltaik, die Umweltauswirkungen 

bzw. Ökobilanz (mittels 

einer umfangreichen Lebenszyklusanalyse 

„Cradle to Grave“) sowie den Aufwand für 

die Verteilung des Energieträgers und den 

Aufwand für seine Nutzung beim Endkunden 

bzw. Verbraucher. Die ganzheitliche 

Analyse ist sehr aufwändig und komplex, 

hilft aber Grenzen der Anwendungsfelder 

zu identifizieren und Fehlentwicklungen 

vorzubeugen. Ausblenden wichtiger Rahmenbedingungen 

und Anwendungsaspekte 

führt zu wenig oder nicht nachhaltigen 

Technologierouten. So ist eine direkte 

Elektrifizierung von Transport und Industrieprozessen 

wegen der Vermeidung von 

Wandlungsprozessen wünschenswert. Bei 

diesem Ansatz muss aber auch die Frage 

beantwortet werden, wie elektrische Energie 

bereitgestellt werden soll, wenn keine 

Einspeisung durch die erneuerbaren Energien 

erfolgt. Die Notwendigkeit zur Energiespeicherung 

wird oftmals missachtet. 

Ebenso müssen auch die real existierenden 

Herstellungs- und Entsorgungsprozesse 

beleuchtet werden, um zu verhindern, dass 

technische Fakten aus Unwissenheit übersehen 

oder bewusst ausgeblendet werden. 

Ein Beispiel ist hier die regulatorische Festlegung, 

nach der Elektroautos kein CO 2 

ausstoßen, obgleich der reale Strom-Mix 

zum Laden der Batterie mit einem CO 2 - 

Fußabdruck behaftet ist und insbesondere 

die energie- und rohstoffintensive Batterieherstellung 

zu hohen Treibhausgasemissionen 

führt. Im Gegensatz dazu werden mit 

E-Fuels betriebene Fahrzeuge so bewertet 

wie mit fossilem Kraftstoff betriebene. Die 

Vernachlässigung der Emissionen bzw. der 

Gutschriften aus der Vorkette „well-totank“ 

führt zu einer unausgewogenen Bewertung. 

Die alleinige Betrachtung lokaler 

Effekte (am Elektroauto) leitet hier fehl, da 

globaler Klimaschutz nicht zwischen lokalen 

und globalen Emissionen unterscheidet. 

Und auch die Verschiebung von Emissionen 

ins Ausland mag lokal Zustimmung 

finden, ist aber nicht nachhaltig, sondern 

nur unaufrichtig. 

Der Aufwand für die Transformation der Infrastruktur 

kann anhand des Vergleichs der 

Power-to-X-Produkte Wasserstoff und DME 

näher erläutern werden. Wasserstoff wird 

für die DME Synthese benötigt und stellt 

selbstverständlich auch selbst einen chemischen 

Speicher dar. Kann man den mittels 

erneuerbaren Energien erzeugten Wasserstoff 

direkt nutzen, so kann elektrische 

Energie effizient, d.h. mit einem Wirkungsgrad 

des Elektrolyseurs von etwa 70 % (entsprechend 

eines Energiebedarfs von ca. 

4,3 kWh/m N 

3 

H 2 der Elektrolyse und einem 

Speicherdruck 

Energiedichte 

Dichte 

200 bar 

1,9 MJ/l 

15 g H2 /l 

Existierende Infrastruktur 

(Beispiel Tankstellen) 

LPG 

Anzahl Tankstellen in 

Deutschland: 14.500 

7.100 : 100 

DME : H 2 

Heizwert von H 2 von 2,995 kWh/m 3 ), in 

chemische Energie umgewandelt werden. 

Muss man die elektrische Energie jedoch 

speichern, insbesondere über einen längeren 

Zeitraum, hat Wasserstoff aufgrund 

seiner geringen volumetrischen Speicherdichte 

Nachteile gegenüber flüssigen Energieträgern. 

Das bei 5 bar und Umgebungstemperatur 

flüssig vorliegende DME speichert 

etwa 10-mal soviel Energie im 

Vergleich zu Wasserstoff, der auf 200 bar 

komprimiert wurde. Deshalb kann man für 

die Speicherung und Handhabung von 

DME heute übliche Tanks, Leitungen und 

Armaturen verwenden, für Wasserstoff benötigt 

man in der Großanwendung hingegen 

Kavernen oder ausgedehnte Röhrenspeicher 

in Regionen die nicht über geeignete 

Salzformationen im Untergrund für 

die Realisierung von Gasspeichern verfügen. 

DME speichert nicht nur Energie 

„platzsparend“, sondern auch Wasserstoff 

effektiver als reiner Wasserstoff. 1 Liter 

DME enthält fast siebenmal soviel Wasserstoff, 

wie auf 200 bar komprimierter reiner 

Wasserstoff. Mit einem Wasserstoffanteil 

in der Größenordnung von 100 g H 2 pro Liter 

enthält der flüssige Kraftstoff DME 

mehr Wasserstoff als modernste Drucktanks 

in Fahrzeugen (700 bar, ca. 40 g H2 /l) 

oder kryogene LH2-Tanks (ca. 70 g H2 /l). 

Neben der Speicherinfrastruktur ist für 

den Transportsektor auch der Aufwand bezüglich 

der Infrastruktur für die Verteilung 

des Treibstoffs und die Neuanschaffung 

bzw. Modifikation des Fahrzeugs des Endkunden 

sehr wichtig. Von den rund 14.500 

Tankstellen in Deutschland wären mehr als 

7.000 Autogas (oder Liquefied Petroleum 

Gas: LPG)-Tankstellen einfach für DME zu 

nutzen. Im Wesentlichen sind Kunststoffteile 

und Dichtungen zu wechseln. Demgegenüber 

gibt es derzeit nur etwa 100 H 2 - 

Tankstellen. Es ist unmittelbar ersichtlich, 

dass der Ausbau eines H 2 -Tankstellensystems 

erhebliche finanzielle Mittel binden 

wird und zudem nur eine Langfristperspektive 

ist (B i l d 6 ). 

Nach Robinius et al. [5] liegen die Infrastrukturkosten 

für den Ausbau einer Infrastruktur 

für 20 Mio. batteriebetriebene 

H 2 

5 bar 

18,4 MJ/l 

792 g DME /l 

Aufwand für Transformation 

(Beispiel Busflotte) 

Bild 6. Vergleich von Wasserstoff und DME bezüglich der Speicherdichte, bestehender Infrastruktur 

für die Verteilung zur Nutzung im Transportsektor und den Aufwand beim Endnutzer im 

Transportsektor. 

Elektrofahrzeuge bei 51 Milliarden Euro, 

für 20 Mio. wasserstoffbetriebene Brennstoffzellenfahrzeuge 

bei 40 Milliarden 

Euro. Die FVV geht von Kosten von 40 – 

200 Milliarden Euro bei einer vollständigen 

Umstellung auf batteriebetriebene 

Pkw und von 20 – 40 Milliarden Euro für 

wasserstoffbetriebene Brennstoffzellenfahrzeuge 

aus [6]. 

DME kann als Dieselersatz verwendet werden, 

mit dem Vorteil niedriger NO x -, Rußund 

Schwefel-Emissionen oder als Edukt 

für die Synthese anderer Kraftstoffe, wie 

längerkettige Ether (Polyoxmethylendimethylether: 

OME). Ein vorhandenes Dieselfahrzeug 

kann auf DME-Betrieb umgerüstet 

werden. Hierbei tritt ein Aufwand für 

ein neues Kraftstoffsystem (Tank, Kraftstoffpumpe, 

Einspritzsystem, Motorsteuerung) 

auf. Der Motor und das Fahrzeug 

selbst können aber weiter verwendet werden, 

was eine kurzfristige Umsetzung von 

Maßnahmen möglich macht (z.B. im 

ÖPNV). Nachrüstsets für PKW befinden 

sich derzeit in der Entwicklung. Für den 

Betrieb mit Wasserstoff benötigt man hingegen 

ein komplett neues Fahrzeug, was 

sowohl kostenmäßig als auch bezüglich 

der Umweltbilanz bei Technologievergleichen 

berücksichtigt werden muss. Selbst 

bei Neufahrzeugen mit dem gegenüber 

Verbrennungsmotoren effizienteren 

Brennstoffzellenantrieb kann die Bereitstellung 

von Wasserstoff aus Wasserstoffträgern 

wie Methanol und DME vorteilhaft 

sein, da Infrastruktur, Handhabung und 

Speicherung viel einfacher, sicherer und 

effektiver sind. 

Von Anhängern der direkten Elektrifizierung 

werden häufig als Kritikpunkte an 

synthetischen Energieträgern angeführt, 

dass hohe Wirkungsgradverluste über die 

Prozesskette auftreten und die Kosten sehr 

hoch seien. Über die bereits dargestellten 

Notwendigkeiten zur Energiespeicherung, 

den alternativlosen Bedarf an Energieträgern 

mit hoher Energiedichte und den Aspekt 

der Infrastrukturkosten hinaus, will 

das ALIGN-CCUS-Projekt hier mit Realdaten 

und Systemanalysen aufklärend wirken 

und aufzeigen, warum und unter wel- 

47


Elektrolyse CO2-Abtrennung Elektr. Energie HD-Dampf MD-Dampf ND-Dampf PtF-Effizienz 

150 

60 % 

Spezifischer 

Energiebedarf 

in MJ/l DE 

100 

50 

0 

-50 

chen Randbedingungen CCU und Sektorenkopplung 

einen positiven Beitrag zum 

zukünftigen Versorgungssystem leisten 

kann. Zur Ermittlung des Wirkungsgrades 

der chemischen Energiespeicherung wurde 

jeder einzelne Prozessschritt über eine 

eigene Prozesssimulation abgebildet und 

diese zu einer Gesamtkette verknüpft [7,8] 

(Bild 7). 

Das Diagramm zeigt für verschiedene 

CCU-Produkte bzw. Verfahrensvarianten 

(insbesondere die direkte, einstufige sowie 

die zweistufige DME-Synthese) den Gesamtenergieeinsatz 

und zwar bezogen auf 

den Energieinhalt von einem Liter Diesel 

(35,4 MJ/l Diesel ) und aufgeteilt in die einzelnen 

Teilverbräuche. Es ist offensichtlich, 

dass der elektrische Energiebedarf für 

die Elektrolyse der mit Abstand wichtigste 

Faktor ist. Genau dieser Energiebetrag 

wird chemisch gespeichert. Der Vorwurf, 

dass viel Energie für die Synthese verbraucht 

wird, läuft hier ins Leere, da es – 

wie gezeigt – kaum eine andere Möglichkeit 

gibt, die elektrische Energie in großen 

Mengen und langfristig zu speichern. Ohne 

Berücksichtigung von Optionen zur Abwärmenutzung 

und eine verbesserte Kopplung 

von Syntheseprozess und Kraftwerk 

bzw. Industrieprozess bei der Synthese von 

DME ergibt sich ein Power-to-X-Wirkungsgrad 

von rund 60 % (Wirkungsgrad chemische 

Synthese ca. 85 %, Elektrolyse 65 bis 

70 %). Wegen der exothermen Methanolund 

DME-Synthesereaktionen benötigen 

ihre Herstellungsprozesse keinen Prozessdampf, 

was die deutlich höheren Wirkungsgrade 

im Vergleich zur OME-Synthese 

erklärt. Bei der OME-Synthese werden 

für die mehrstufige Destillation relativ 

hohe Dampfmengen benötigt, was den 

deutlich niedrigeren Wirkungsgrad bedingt. 

Wird ausschließlich der Wirkungsgrad betrachtet, 

so schneidet die zweistufige DME- 

40 % 

20 % 

- 20 % 

Route A Route B Route C Methylal Methanol DME 2-stufig DME 1-stufig 

OME 3-5 

Ökonomische Bewertung 

Produktgestehungskosten [€/l DE ] 

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

H 2 

CO 2 

FCI 

Zinssatz 

Elektrizität MeOH DME 

Bild 7. Techno-ökonomische Bewertung von Power-to-Fuel-Produktionspfaden am Beispiel von 

Methanol und Dimethlyether (DME). 

0 % 

Power-to-Fuel 

Effizienz [-] 

Synthese etwas besser als das einstufige, 

direkte Verfahren ab. Das einstufige Verfahren 

weist aber eine geringere Anzahl 

von Apparaten und Reaktoren auf. Somit 

ist die verfahrenstechnische Verschaltung 

einfacher und die Regelungstechnik weniger 

aufwendig. Dies führt letztendlich zu 

einer Verringerung der erforderlichen Investitions- 

und Betriebskosten. In den Kostenanalysen 

wurden diese Merkmale ebenso 

wie der gewählte Reaktortyp mit Monolithen 

und weitere Optimierungspotenziale 

hinsichtlich Produktaufbereitung und 

energetischer Prozessverschaltung des Gesamtsystems 

bisher nicht betrachtet. Sie 

sind Gegenstand weiterer Untersuchungen, 

welche insbesondere die Ergebnisse 

des Betriebes der ALIGN-CCUS-Anlage berücksichtigen 

werden. 

Die Ermittlung und Analyse der Produktgestehungskosten 

von DME und Methanol bei 

Herstellung aus CO 2 ergibt bei Annahme 

mittlerer Eingangsparameter und bezogen 

auf einen Liter Dieseläquivalent für DME 

1,85 €/l DE und für Methanol 1,89 €/l DE . Der 

angenommene Wasserstoffpreis wurde in 

dieser Analyse mit 3,0, 4,6 und 6,0 €/kg 

variiert. Als mittlerer spezifischer Preis der 

CO 2 -Abtrennung wurden 70 €/t CO2 und als 

Strompreis 97,6 €/MWh angenommen. 

Den größten Einfluss auf die Produktgestehungskosten 

haben wie zu erwarten ist, die 

Bereitstellungskosten von Wasserstoff. Bei 

einem Dieselpreis inklusive Steuern von 

1,33 €/l Diesel und ohne Steuern von rund 

0,60 €/l Diesel erkennt man, dass der synthetische 

Treibstoff deutlich teurer ist, als der 

konventionelle, aus Erdöl hergestellt Kraftstoff, 

der substituiert werden soll. 

Wie schneidet der synthetische Treibstoff 

aber im Vergleich zum Konzept des Elektrofahrzeugs 

ab? Elektrofahrzeuge werden 

stark subventioniert durch: Ausblendung 

der wahren CO 2 -Emissionen, Kaufprämien, 

Vermeidung von Strafzahlungen durch 

freiwerdende CO 2 -Kontingente zur Erreichung 

der europäischen Autoflottenziele 

von 95 g CO 2 /km, Steuerbefreiungen, 

Zuschüsse und von Dienstfahrzeug-Abschreibungsregelungen. 

Nach Bräuninger 

und Teuber können folgende Überlegungen 

angestellt werden: Für einen Elektro- 

PKW mit einer jährlichen Fahrtstrecke von 

11.000 km, ergeben sich durch die direkte 

und indirekte Subventionierung innerhalb 

von 12 Jahren Kostenvorteile von 

>20.000 € gegenüber einem Benzinauto. 

Diese trägt letztendlich der Endkunde oder 

der Steuerzahler. Der Benzin-PKW hat bei 

gleicher Fahrleistung mit einem spezifischen 

Verbrauch von 5 l/100 km insgesamt 

einen Kraftstoffverbrauch von 6.600 l. 

Würde die Förderung für das Elektroauto 

umgelegt auf einen synthetischen Kraftstoff, 

entspräche dies mehr als 3 € pro Liter 

(>20.000 € / 6.600 l = >3 € / l) [9]. Das ist 

deutlich mehr als die Produktionskosten 

von DME, womit sich die Behauptung, dass 

synthetische Treibstoffe sehr teuer wären, 

relativiert. Bisher werden synthetische 

Treibstoffe aus CO 2 nicht unterstützt. Der 

Emissionsrechtehandel oder die Erneuerbare 

Energie Direktive der EU ergeben hier 

keine Anreize. 

Zudem können die Wirkungsgrade von 

Verbrennungsmotoren durch maßgeschneiderte 

Kraftstoffe gegenüber fossilbasierten 

Kraftstoffgemischen noch deutlich 

gesteigert werden. Eine detaillierte und 

ausgewogene Analyse ist in der FVV Studie 

„Energiepfade für den Straßenverkehr der 

Zukunft“ zu finden [6]. Laut dieser Studie 

nähern sich die Mobilitätskosten von batteriebetriebenen 

Elektrofahrzeugen, Brennstoffzellenfahrzeugen 

und mit E-Fuels betriebenen 

Fahrzeugen mit Verbrennungsmotor 

einander an, da hier neben den 

Energieträgerkosten auch Infrastrukturumlagen 

und die Fahrzeug-Anschaffungskosten 

einfließen. Für Pkw liegen die Mobilitätskosten 

im Bestfall danach bei 

31,40 €/100 km beim Einsatz von DME im 

Verbrennungsmotor (28,90 €/100 km für 

Methanol). Batterieelektrische Pkw liegen 

mit 29,40 €/100 km und Brennstoffzellen- 

Pkw mit 29,90 €/100 km im günstigsten 

Fall im gleichen Bereich. Für Lkw ergibt die 

Studie, dass die niedrigsten Mobilitätskosten 

mit 70,10 €/100 km mit DME erreicht 

werden. Rein elektrische Lkw fahren im 

Bestfall mit 76,30 €/100 km. Die großen 

Bandbreiten in der Studie lassen aber 

Raum für weitere Analysen, die z.B. in der 

Projektinitiative „Energiewende im Verkehr“ 

und der zugehörigen Begleitforschung 

umfangreich vertieft werden. 

Die im Projekt durchgeführte Ökobilanz 

hat das Ziel einer kompletten Lebenswegbetrachtung. 

Ökologische Folgen der CO 2 - 

Abscheidung und ihres Eingreifens in den 

Kraftwerksprozess sind die erste Instanz. 

Die Emission der Demonstratoranlage inklusive 

der Wasserstofferzeugung ist der 

nächste Prozessschritt. Auch die Nutzung 

48



Global Warming Potential (kg CO 2 -eqv.) 

pro MJ produziertes E-Fuel 

0,6 

0,5 

0,4 

0,3 

0,2 

0,1 

0 

des synthetisierten DME sowohl für die 

Peak-Strom-Bereitstellung, als auch für 

eine mögliche Nutzung für den Mobilitätssektor 

werden untersucht. Zudem wird die 

LCA (Life Cycle Assessment) um entsprechende 

Szenarien der OME-Erzeugung 

und Nutzung erweitert, um diese dem 

DME vergleichend gegenüber zu stellen. 

Ergebnisse der ganzheitlichen Ökobilanz 

stehen noch aus. Erste Ergebnisse zum 

Ökobilanz-Teilabschnitt der Synthese identifizieren 

die Wasserstofferzeugung als kritischen 

Punkt auch aus Ökobilanz-Sicht 

(B i l d 8 ). Unter Nutzung von Netzstrom 

schlägt der Betrieb des Elektrolyseurs sehr 

deutlich zu Buche. Ersetzt man den Netzstrom 

allerdings durch Windstrom ist eine 

drastische Reduzierung um weit mehr als 

90 % möglich. Beim Vergleich von OME mit 

DME wird klar, dass die energieintensivere 

OME-Synthese schlechter abschneidet, 

auch bedingt durch den benötigten Prozessdampf 

im Syntheseprozess (B i l d 8 ). 

Im Verlauf der restlichen Projektlaufzeit 

wird die Ökobilanz um weitere Elemente 

der Prozesskette erweitert, um eine ganzheitliche 

Betrachtung zu ermöglichen. Bisherige 

Ergebnisse lassen eine ökologische 

Konkurrenzfähigkeit der DME-Mobilität 

unter Einsatz von Windstrom im Bereich 

der Klimaemissionen vermuten. 

Gegenüber der Nutzung des synthetischen 

Treibstoffs im Transportsektor, erlaubt die 

Anwendung in stationären Stromerzeugern 

die Abgasrückführung vor die CO 2 - 

Abtrennung und Abgaswärmenutzung. Die 

Erzeugung von Spitzenlaststrom mit sehr 

geringen CO 2 -Emissionen scheint möglich. 

Kohlenstoff wird hier vielfach recycelt. Ein 

Konzept was in ALIGN-CCUS derzeit intensiv 

untersucht wird. 

Zusammenfassung 

OME OME (Wind) DME DME (Wind) 

Der gesellschaftlich angestrebte Wandel 

der Energie- und Rohstoffversorgung kann 

nur durch einen ganzheitlichen und alle 

Sektoren umfassenden Ansatz nachhaltig 

gelingen. Nachhaltigkeit beinhaltet hier 

nicht nur den Klimaschutz, sondern auch 

die Bewahrung der Lebensgrundlagen 

Synthese - Strombedarf 

Synthese - 

Hochtemperaturdampfbedarf 

Elektrolyseur - Betrieb 

Elektrolyseur - Bau/Entsorgung 

Bild 8. Vergleich der Global-Warming-Potentiale der OME und DME-Synthese abhängig von der 

für die Elektrolyse verwendeten Stromquelle (heutiger Strom-Mix oder Wind). 

durch gesicherte Versorgung und sozialen 

Frieden auf Basis ökonomischer Leistbarkeit, 

Erhalt von Industrie und qualifizierten 

Arbeitsplätzen sowie Teilhabe an Mobilität 

und Zugang zu Gütern für alle Bevölkerungsschichten. 

Europa und insbesondere auch Deutschland 

verfügt derzeit über eine sichere, zuverlässige 

und bezahlbare Energie- und 

Rohstoffversorgung, welche die Grundlage 

für qualifizierte Arbeit und Wohlstand bilden. 

Wenn die Versorgung mit Strom und 

Energieträgern - wie in Deutschland geplant 

- zukünftig im Wesentlichen auf fluktuierend 

einspeisenden erneuerbaren 

Energien beruhen soll, ist eine kurz- und 

langfristige Energiespeicherung sowie der 

Transfer von Energieträgern vom Stromsektor 

in andere Sektoren unumgänglich. 

Synthetische Kraftstoffe wie DME können 

hier eine wichtige Rolle einnehmen, um 

Strom langfristig chemisch zu speichern 

und dann wahlweise im Energie- oder im 

Transportsektor eingesetzt zu werden. 

Speicherung von überschüssiger, das heißt 

für den direkten Einsatz nicht verwendbarer 

elektrischer Energie („Überschussstrom“, 

den es bisher nicht gibt) muss über 

Sekunden bis hin zu Monaten erfolgen und 

in riesigen Mengen. Der verbundene Wirkungsgradverlust 

ist eine immanente Eigenschaft 

des zukünftigen Versorgungssystems. 

Durch den Ansatz von CCU und Sektorenkopplung, 

die im Rahmen des ALIGN- 

CCUS-Projekts anhand einer vollständigen 

CCU-Kette und der Rückverstromung des 

emissionsarmen Treibstoffs DME demonstriert 

wird, kann Spitzen- und Reserveleistung 

oder Wärme bereitgestellt werden. 

CCU wird zu einem Element der großtechnischen 

Langzeit-Energiespeicherung, unterstützt 

die Stabilität des Netzes und reduziert 

Emissionen im Verkehrssektor. Der 

Sektoren übergreifende und gesellschaftliche 

Nutzen der Anwendung von CCU bietet 

mehr als „nur“ Klimaschutz. Letztendlich 

werden die politischen Weichenstellungen 

und die daraus resultierenden regulatorischen 

Rahmenbedingungen sowie der Ausbau 

erneuerbarer Energien für die wirtschaftlichen 

Erfolgsaussichten von CCU 

und Sektorkopplung entscheidend sein. 

Danksagung 

Die hier beschriebenen Arbeiten werden 

dankenswerterweise durch die Europäische 

Kommission und das Bundesministerium 

für Wirtschaft und Energie (BMWi) 

gefördert (ALIGN CCUS, Projekt Nr. 

271501, wird von RVO (NL), FZJ / PtJ 

(DE), Gassnova (NO), UEFISCDI (RO) und 

BEIS (UK) finanziert und von der Europäischen 

Kommission im Rahmen des Horizon 

2020-Programms ACT (Accelerating 

CCUS Technologie) mitfinanziert). Wir 

danken zudem der DEUTZ AG und der Firma 

Henkelhausen für die Unterstützung 

der Arbeiten. Die Verantwortung für den 

Inhalt dieser Veröffentlichung tragen die 

Autoren. 

Literatur 

[1] „Bundesnetzagentur | SMARD.de“. 

[2] P. Moser, G. Wiechers, S. Schmidt, K. Stahl, 

M. Majid, S. Bosser, A. Heberle, H. Kakihira, 

M. Maruyamac, R. Peters, S. Weiske, P. 

Zapp, S. Troy, B. Lehrheuer, M. Neumann, S. 

Schaub, J. Vente, J.-P. Pieterse, J. Boon, E. 

Goetheer, „Demonstrating the CCU-chain 

and sector coupling as part of ALIGN-CCUS – 

Dimethyl ether from CO 2 as chemical energy 

storage, fuel and feedstock for industries”, 

GHGT14, Oktober 2018 (Online-Veröffentlichung 

im Social Science Research Network 

in Vorbereitung). 

[3] „Auswertungstabellen zur Energiebilanz 

Deutschland – Daten für die Jahre von 1990 

bis 2018“ Stand: August 2019 (endgültige 

Ergebnisse bis 2017 und vorläufige Daten 

für 2018), Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen 

e.V. 

[4] S. Schmidt, P. Moser, „CO 2 -Abtrennung mit 

Monoethanolamin für braunkohlegefeuerte 

Kraftwerke“, VGB PowerTech, 12, 2013, 35- 

41. 

[5] Robinius, M.; Linßen, J.; Grube, T.; Reuß, 

M.; Stenzel, P.; Syranidis, K.; Kuckertz, P.; 

Stolten, D.: Comparative Anaylsis of Infrastructure: 

Hydrogen Fueling and Electric 

Charging of Vehicles, Schriften des Forschungszentrum 

Jülich, Reihe Energie & 

Umwelt, Band 408, 127 S., Jülich, 2018. 

[6] FVV, Energiepfade für den Straßenverkehr der 

Zukunft, 2019, Frankfurt a. M. 

[7] Schemme, S.; Breuer, J. L.; Köller, M.; Meschede, 

S.; Walman, F.; Samsun, R. C.; Peters, 

R.; Stolten, D.: H 2 -based synthetic fuels: 

A techno-economic comparison of alcohol, 

ether and hydrocarbon production. In: International 

Journal of Hydrogen Energy 

(2019). 

[8] Schemme, S.: Techno-ökonomische Bewertung 

von Verfahren zur Herstellung von Kraftstoffen 

aus H 2 und CO 2 . Dissertation; in Bearbeitung. 

2019, RWTH Aachen: Jülich. 

[9] https://www.mwv.de/wp-content/uploads/ 

2019/11/191126_ETR-Studie-Subventionenfuer-E-Auto-benachteiligen-E-Fuels.pdf. 

l 

49

36C3 – mehr offene Fragen als Antworten VGB PowerTech 1/2 l 2020 

36C3 – mehr offene Fragen 

als Antworten 


Abstract 


The 36th Chaos Computer Congress (36C3) in 

Leipzig at the end of December 2019 will have 

caused to the energy industry more than some 

sleepless nights. After the Russian Kaspersky 

Group discovered some security gaps in power 

plants, the National Security Agency issued a 

warning message about Windows 10 vulnerabilities 

to the public. Then there were also problems 

with Citrix, because there were no patches 

for important gaps for three weeks. The biggest 

issue in 36CS was, that the vulnerabilities affected 

not only one company, but ultimately all 

leadingmanufacturers. It is 5 to 12 in terms of a 

possible blackout. 

The discussion lead also to the point that in 

many power plants the asset management is 

documented in excel sheets. In the early 1990´s 

this was state of the art, but not nowadays. In 

order to know whether the assets are patched or 

not we need a dynamic asset management. Passive 

scanning is not enough, because we have to 

know the sleeping assets as well. 

The biggest problem however, is patch management, 

which is de facto insufficiently implemented 

in many power plants. However we 

have to admit that SMEs in particular do not 

have the human resources to review all warning 

messages promptly. Thanks to the US institutions 

on cybersecurity, we always have very 

good warnings and corresponding advice on 

what to do. 

Countries in East Asia like Japan or South Korea 

often have -in opposite to Europe- so called 

fulltime “Chief Analysts IT-Security / OT-Security” 

in addition to the CISOs and their teams. 

All of the measures in asset and patch management 

cost a lot of m. But all of these measures 

cost a fraction of what a blackout cost. 

We should start today. It may be too late tomorrow. 

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 

Essen, Deutschland 

Die Einschläge kommen näher und 

wir kennen alle die Folgen 

Es dürfte (wahrscheinlich) niemand in der 

Energiebranche geben, der den am 

17.6.2013 erschienenen Roman „BLACK- 

OUT – Morgen ist es zu spät“ nicht kennt. 

Weniger bekannt in der Energiebranche ist 

(leider) das bereits 2011 im edition sigma 

Verlag erschienene Werk „Was bei einem 

Blackout geschieht – Folgen eines langandauernden 

großflächigen Stromausfalls“ 

des Büros für Technikfolge-Abschätzung 

beim Deutschen Bundestag. 

Für alle diejenigen, welche die beiden Bücher 

noch nicht gelesen haben, sei die Lektüre 

empfohlen. 

Übertragungs- sowie Verteilnetzbetreiber, 

bei der die durch Letztverbraucher und 

Weiterverteiler entnommene Jahresarbeit 

im Jahr den Schwellenwert 3.700 GWh 

überschreitet (siehe hierzu die BSI-Kritis- 

Verordnung) mussten sich alle bereits gemäß 

des im August 2015 in Kraft getretenen 

IT-Sicherheitskataloges gemäß § 11 

Absatz 1a Energiewirtschaftsgesetz aufgrund 

dieser Grundlage durch einen akkreditierten 

Zertifizierer auditieren lassen, 

und zwar jährlich. In diesem Zusammenhang 

mussten die Netzgesellschaften 

ein Informationssicherheitsmanagementsystem 

nach ISO/IEC 27001 in Verbindung 

mit ISO/IEC 27002 und ISO/IEC 

27019 implementieren. 

Nach diesseitigem Kenntnisstand haben 

alle relevanten Netzbetreiber mittlerweile 

die Zertifizierung nach dem IT-Sicherheitskatalog 

gemäß § 11 Abs. 1a EnWG bestanden. 

Integrativer (und von daher nachzuweisender) 

Bestandteil des Auditierungsprozesses 

sind: 

–– 

Patchmanagement 

–– 

Assetmanagement 

Als Leitender Auditor für Informationssicherheitsmanagementsysteme 

musste der 

Autor dieses Aufsatzes aber leider oft feststellen, 

dass nirgendwo mehr Potemkinsche 

Dörfer aufgebaut wurden wie hier. 

Aufgrund der Tatsache, dass ein Auditor nur 

eine Stichprobe zu einem Stichtag ziehen 

kann und er nur einen sehr beschränkten 

Zeitraum für die Prüfung hat, ist es nicht 

sehr schwer, einen Prüfer in diesen Schlüsselbereichen 

hinter das Licht zu führen, um 

das „begehrte“ Zertifikat zu erhalten. 

Das Zertifikat ist eine Sache, Sicherheit im 

System ist eine andere Sache. Cyber Terroristen 

interessiert es nicht, ob Netzbetreiber 

oder Kraftwerksbetreiber ein ISO/IEC 

27001 Zertifikat haben oder nicht. 

Ende 2019 wurde auf dem 36. Chaos Computer 

Club Kongress vom 27.-30. Dezember 

2019 gezeigt, wie „einfach“ es für Profis ist, 

Zugang zur Leittechnik in Kraftwerken zu 

erhalten, wobei diese strukturellen Herausforderungen 

gegeben wären für: 

–– 

Siemens 

–– 

ABB 

–– 

Honeywell 

–– 

Yokagawa 

–– 

GE 

Die in Leipzig gehaltene Präsentation erfolgte 

durch Sicherheitsexperten einer russischen 

Firma hat vielen die Augen geöffnet. 

Am 15. Januar 2020, d.h. ganze zwei Wochen 

später wurde bekannt, dass die USamerikanische 

National Security Agency 

(NSA), die sich eher durch Zurückhaltung 

in ihrer Kommunikation kennzeichnet, 

eine Sicherheitslücke in Windows 10 und 

verschiedenen Windows-Server-Versionen 

gemeldet hat. Zum Patchday hat Microsoft 

zwar die Lücke geschlossen. Gleichwohl ist 

die Lage sicherlich nicht unernst, wenn die 

NSA sich zu solchen Schritten veranlasst 

fühlt. 

Aber der Januar 2020 hatte bereits in seinen 

ersten drei Wochen noch ein weiteres 

Highlight: 

Viele Industrieunternehmen kennen und 

schätzen den Citrix ADC (Citrix ADC verbindet 

die Infrastruktur und die Anwendungen 

miteinander, indem diese Erkenntnisse 

dem Cisco Application Policy Infrastructure 

Controller (APIC) bereitgestellt 

werden). Citrix ADC integriert sich dabei 

vollständig in die Unified-Fabric-Anwendungen 

von Cisco. 

Allein auf der Internetseite von Heise fanden 

sich in der Zeit vom 3.1. bis 20.1.2020 

folgende Meldungen: 

3.1.2020: 

Workaround verfügbar: Kritische Lücke in 

Citrix ADC: 

Angreifer könnten Systeme mit Citrix ADC 

und Schadcode ausführen. Patches sind 

bislang nicht erschienen. 

50

Devense-in-Depth 




Exploit-Code für kritische Citrix-Lücke gesichtet: 

Es könnten Angriffe auf Citrix CDC und 

Gateway bevorstehen. Bislang gibt es nur 

einen Workaround. Patches sollen folgen. 


Citrix-Lücke: Immer mehr Attacken, Workaround 

funktioniert nicht immer: 

Die Sicherheitslücke in Citrix Systemen 

zieht immer weitere Kreise. Neben steigenden 

Angriffszahlen sind immer mehr Systeme 

betroffen. 


Erste Sicherheitsupdates für kritische Citrix-Lücke 

erschienen: 

Da Angreifer derzeit eine Lücke in Citrix 

CDC ausnutzen, sollten Admins die nun 

verfügbaren Patches umgehend installieren. 

17 Tage in der Welt der Informationstechnologie 

sind eine Ewigkeit und viele Angriffe 

wurden mittlerweile erfolgreich ausgeführt. 

Was macht also der gewissenhafte Leiter 

IT/OT, der zusammen mit seinem Chief Information 

Security Officer (CISO) oftmals 

gar nicht die Zeit hat, alle Warnmeldungen 

zeitnah zur Kenntnis zu nehmen? Er lässt 

nachschauen, ob gepatcht wurde und ist 

froh, wenn das System gepatcht wurde. 

Aufgrund der Arbeitsverdichtung wird 

dann in der Regel auch gar nicht nachgefragt, 

wer den Patch ausgeführt hat. 

Unglücklich ist es, wenn Hacker, die über 

die Lücke in das System eingedrungen 

sind, für das Kraftwerk den Patch durchführen, 

gleichwohl aber sicherstellen, dass 

diese immer noch durch eine Hintertür jederzeit 

in das System kommen können. Interessanter 

Weise findet sich in Bezug auf 

die aktuelle Citrix Thematik im Netz nur 

ein sehr guter Artikel zu dieser Thematik: 

https://securityaffairs.co/wordpress/ 

965 69/cyber-crime/hackers-patch-citrixservers.html 

Diese Einführung mit drei konkreten immensen 

Herausforderungen in drei Wochen 

soll aufzeigen, dass es 5 vor 12 ist, 

wenn Kaspersky und NSA nahezu zeitgleich 

an die Öffentlichkeit gehen, um Hinweise 

zu geben. 

Theoretisch kann man denken, wie dies ein 

aus Datenschutzgründen nicht genannter 

CIO Ende Dezember 2019 anlässlich der 

36C3 Präsentation mutig sinngemäß äußerte: 

„Wenn wir betroffen sind, dann gehen 

eben hier überall die Lichter aus. Das 

ist ein kalkulierbares Risiko und ich glaube 

nicht, dass so etwas bei uns passiert, denn 

dann gehen anderswo ja auch die Lichter 

aus.“ 

Unter Hinweis darauf, dass – bereits die 

Kollegen des Hauses Kaspersky darauf verwiesen 

–, dass die Leittechnik-Schwachstellen 

nicht nur die T3000 betreffen, sondern 

dass letztlich alle betroffen sind, sei 

die 36 C3 Problematik nachstehend dezidiert 

vorgestellt und erläutert, wie man 

sich mit gezielten (zusammenhängenden) 

Investitionen in Asset- und Patchmanagement 

viele Sorgenfalten ersparen kann. 

36C3 oder habe ich einen 

Haustürschlüssel komme ich in 

das Haus 

Die Siemens SPPA T-3000 gehört unzweifelhaft 

zu den besten ICS Systemen, die für 

den Energiemarkt derzeit zur Verfügung 

stehen. 

Dabei darf man jedoch nicht vergessen, 

dass es sich hierbei um ein generisch entwickeltes 

Produkt handelt und dass man 

hier auf alte Erfahrungswerte aufgebaut 

hat und diese weiterentwickelt hat. Auch 

muss berücksichtigt werden, dass gerade 

die Entwicklung in den letzten Jahren rasant 

verlief. Web-basierte Applikationen 

im ICS-Umfeld waren vor Jahren nicht 

denkbar, so dass deren Risiken auch nicht 

betrachtet wurden bzw. werden konnten. 

Das Sicherheitskonzept von Siemens – welches 

letztlich auf der hervorragenden IEC 

62443 basierte – konnte trotz Berücksichtigung 

der relevanten Standards nicht den 

GAU vom 30. Dezember 2019 verhindern. 

Es liegt somit eine strukturelle Herausforderung 

vor, die wir uns näher betrachten 

sollten (B i l d 1 ). 

Die vom Kaspersky Team entdeckten 

Schwachstellen lagen erst einmal beim Application 

Server und hier vor allem bei: 

–– 

Zugangsmanagement 

–– 

Java Umgebung 

Hier treffen wir auf ein strukturelles Problem, 

welches per se nicht originär die Hersteller 

der Leittechnik, sondern die Welt 

der Programmierung trifft: Obfuskation, 

Deobfuskation sowie Dissection. 

Management 

Operation 

Component 

Network 

Physical 

Architecture 

Obfuskation bezieht sich auf die Transformation 

von Programmcode. Angestrebtes 

Ziel ist es, die Ermittlung der Semantik und 

der Funktionalität eines Programms zu erschweren, 

wobei dessen Funktionalität jedoch 

erhalten bleibt. Prinzipiell wird Obfuskation 

auf zwei Programmbestandteile 

angewandt: 

–– 

Kontrolfluss 

–– 

Datenstrukturen 

Die Art der Obfuskation hängt von der Art 

der Programmiersprache ab. Für uns sind 

in diesem Zusammenhang JAVA und .NET 

Programmierungen relevant. 

Verglichen mit kompilierten Sprachen sind 

Java und .NET Programme relativ einfach 

zu disassemblen bzw. Reverse Engineering 

von den ausführbaren (exe, dll, jar, class) 

Dateien ist einfach. Dies ist dadurch bedingt, 

da der Intermediate Bytecode alle 

ursprünglich verwendeten Bezeichner (Variablen- 

& Funktionsnamen) enthält, wodurch 

ein Decompiler nahezu den gesamten 

Source Code (mit Ausnahme der Kommentare) 

wiederherstellen kann. 

Der eingesetzte Java-Code wurde mit einem 

Obfuskator (hier: Zelix KlassMaster) 

verschleiert. Beliebte weitere Obfuskatoren 

sind: 

–– 

DashO 

–– 

JavaGuard 

–– 

ProGuard 

–– 

yGuard 

Zusätzlich zur Obfuskation im Bereich des 

Kontrollflusses sowie der Datenstrukturen 

werden gerne Runtime Packer genutzt 

oder es wird verschlüsselt. 

Generell versteht man unter einem Packer 

ein Programm mit der Software komprimiert 

und/oder verschlüsselt werden 

kann. Kompressionsverfahren wie ZIP, 

CAB und RAR, aber auch selbst geschriebene 

Verfahren kommen dabei zum Einsatz. 

Kennt man den verwendeten Algorithmus 

nicht, so kann man die Daten nicht wieder 

entpacken. Bei Runtime-Packern können 

die Programme direkt ausgeführt werden, 

ohne dass hierzu ein externes Tool genutzt 

werden muss. Der Grund hierfür liegt darin, 

dass diese Packer-Programme – nachdem 

diese ein Programm komprimiert haben 

– die Dekomprimierungsroutine direkt 

vorne in das Programm einfügen, wobei 

beim Programmstart diese Routine als erstes 

ausgeführt wird. Als Alternative oder 

Security-related Operational Tasks 

Protect Monitor Respond Recover Training Manage 

Budget, Risk 

Standards and 

Guidelines 

Configuration 

Engineering 

Maintenance 

Anti-Virus 

White Listing 

Hardening 

Firewalls, 

Switches Routers 

Remote access 

Area access 

ICS cabinets 

HW interfaces 

Segmentation 

Data flow 

Security zones 

Policy 

implementation, 

Security audit 

Security events 

Intrusion 

Assets 

Vulnerabilities 

Intrusions 

Assets 

Anomalies 

Physical access 

monitoring 

Network 

topology 

Incident 

management 

Support contracts 

Patch 

management Emergency plan 

Incident response 


Vulnerability 

patches 


Vulnerability 

patches 


Backup and 

Restore 

Spare parts 

Backup and 

Restore 

Spare parts 

Awareness 

Awareness 

Incident handling 

System features 

Administration 

Backup & Restore 

System features 

Administration 

Backup & Restore 

S i m p l i f i e d 

Bild 1. SPPA T3000 Security Matrix Siemens Whitepaper SPPA-T3000 Cyber security for 

I&C Systems GPPG-T40003-00-7600, 19.12.2019. 

Responsibilities 

Assessments 

Risk Management 

3 rd part access 

Awareness 

Assessments 

Emergency plan 

Configuration change 

Asset management 

Emergency plan 

Configuration change 

Asset management 

Access management 

Spare parts 

Protection policies 

Design guidelines 

51


zusätzlich zur Komprimierung kann auch 

eine Verschlüsselung realisiert werden, da 

das Schema das Gleiche ist. 

So genial sich dies alles anhört, so gibt es 

hier eine Schwachstelle: 

Selbst wenn ein Packer eine Software mit 

dem besten kryptographischen Algorithmus 

verschlüsselt, so muss das komprimierte 

bzw. verschlüsselte Programm entpackt 

bzw. entschlüsselt werden, damit die 

CPU das Programm ausführen kann. Dies 

ist der Zeitpunkt, bei dem das Reverse 

Code Engineering normalerweise startet. 

Der Cyber-Kriminelle macht einen Speicher-Dump 

der dekomprimierten / entschlüsselten 

Anwendung und speichert 

selbigen. Hierdurch kann er die Originalsoftware 

analysieren und muss sich 

nicht mit den Schutzmechanismen befassen. 

Leider findet sich mittlerweile im Internet 

frei verfügbar zu jedem Obfuskator ein Deobfuskator. 

Unter https://javadeobfuscator.com/ kann 

man nun zum Beispiel einen Deobfuskator 

(seit Jahren) downloaden, der die Verschleierung 

wieder rückgängig machen 

kann. Dieser Deobfuskator kann eingesetzt 

werden für die folgenden Obfuskatoren: 

Zelix KlassMaster, Stringer, Allatori, 

DashO, DexGuard, ClassGuard und Smoke. 

Auf oben genannter Homepage findet sich 

dann die Beschreibung wie man erfolgreich 

agiert: 

Download the deobfuscator 

Create detect.yml with the following contents. 

Replace input.jar with the name of the 

input 

input: input.jar 

detect: true 

Create config.yml with the following contents. 

Replace input.jar with the name of the 

input ```yaml input: input.jar output: output.jar 

transformers: 

–– 

[fully-qualified-name-of-transformer] 

–– 

[fully-qualified-name-of-transformer] 

–– 

…etc´´´ 

Run java -jar deobfuscator.jar 

Die Arbeit hält sich somit in Grenzen. Jetzt 

benötigt man noch einen Dissector, der aus 

dem Zeichensalat die entsprechenden 

strukturierten Felder heraussucht. Obgleich 

es hier einige im normalen Internet 

gibt, hat das Kaspersky Team einen Dissector 

gebaut, am 28.12.2019 veröffentlicht 

und auch noch die einfache Funktionsweise 

erläutert. Für alle Interessierten hier die 

Homepage: 

https://github.com/klsecservices/desert 

Auf einem zur SPPA T3000 gehörenden 

Java-Orion-Server ließen sich dann Verzeichnisse 

via https recht einfach auslesen 

und es fanden sich diverse Servlets, welche 

Anfragen von Clients entgegennahmen 

und beantworteten. Das größte Problem 

stellte hierbei ein BrowerServlet für Drittparteien 

dar. 

160 

140 

120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 

Korruption 

Betrug 

und 

Untreue 

Verrat von 

Geschäftsund 

Betriebsgeheimnissen 

Verletzung 

von Schutzund 

Urheberrechten 

Datendiebstahl/ 

Datenmissbrauch 

Extern Top-Management Management Mitarbeiter Extern und intern Keine Angabe 

Des Weiteren fanden die Kollegen von Kaspersky 

relativ einfach diverse angebotene 

Java-Dienste inklusive einer Liste für „AdminService“ 

inklusive der Möglichkeit für 

Reverse Code Engineering. Da viele der 

Leser nicht originär aus dem IT-Berufsumfeld 

stammen, sei darauf verwiesen, dass 

man unter Reverse Code Engineering in 

diesem Zusammenhang die Rückgewinnung 

des Quellcodes oder einer vergleichbaren 

Beschreibung aus Maschinencode 

versteht. Natürlich ist Reverse Code Engineering 

strafbar. Dies interessiert jedoch 

Cyber-Kriminelle oder Cyber-Terroristen 

nicht. 

Kaspersky hat uns hier gelehrt: 

So gut die Sicherheitsarchitektur der Leittechnik 

auch sein mag, so existiert eine 

Schwachstelle: Komme ich an den Bytecode 

– was eher eine Fleißaufgabe für den 

geübten Cyber-Kriminellen/Cyber-Terroristen 

ist – so kann er mit einem frei im Internet 

erhältlichen Deobfuskator disassemblen 

und hat dann den lediglich um die Kommentarzeilen 

gekürzten Source Code. 

Das Problem ist somit die Obfuskation von 

Java. Eine Ad-hoc-Lösung gibt es hier derzeit 

nicht. 

Wie Kaspersky auf der 36C3 zur Entwarnung 

gegenüber den Leittechnikherstellern 

kommunizierte, betrifft diese Problematik 

vor allem das Innere des Kraftwerkes. 

Die Steuerungssysteme waren hiernach 

weitestgehend gegenüber einem Zugang 

von außen geschützt, so dass Cyber- 

Kriminelle erst in das Innere eines Kraftwerkes 

eindringen müssten. 

Es ist sicherlich zutreffend, dass Mitarbeitende 

von Kraftwerken in der Regel 

loyal zu ihrem Kraftwerk sind. Vergegenwärtigen 

wir uns an dieser Stelle aber die 

Statistik zur Täterherkunft der KPMG Studie 

zur Wirtschaftskriminalität 2018 

(Bild 2). 

24 % der IT-relevanten Straftaten werden 

von Mitarbeitenden begangen. Somit ist 

Diebstahl/ 

Unterschlagung 

Manipulation 

von jahresabschlussrelevanten 

lnformationen 

Bild 2. Täterherkunft Kriminalität in Unternehmen im Kalenderjahr 2018 

Quelle: KPMG Wirtschaftskriminalität in Deutschland 2018. 

Geldwäsche 

Kartellrechtsverstöße 

Gesamt 

der von Kaspersky ins Kalkül gezogene 

„Faktor Innentäter“ gar nicht so irrelevant, 

wie wir das gerne glauben möchten. 

OT-Assetmanagement oder 

Excel-Tabellen sind nicht 

ausreichend und IT- 

Assetmanagement ist anderes 

Ein auf dem 36C3 am Rande diskutiertes, 

aber immer wichtigeres Thema war in diesem 

Zusammenhang auch die Frage: 

Müssen im Bereich der OT wirklich alle Assets 

erfasst werden oder reicht es aus, eine 

frei zu wählende Klassifizierung durchzuführen? 

Wer sich noch an die Matrix-Trilogie erinnern 

kann, der erinnert sich sicherlich an 

den Hinweis auf das Programm nmap 

(Bild 3). 

Bild 3. Beispiel eines repräsentativen nmap- 

Scans, Quelle: https://nmap.org/man/ 

de/index.html. 

nmap („Network Mapper“) ist ein Open- 

Source-Tool für: 

–– 

Netzwerkanalyse 

–– 

und Sicherheitsüberprüfung. 

Das Programm wurde entworfen, um große 

Netzwerke schnell zu scannen, auch 

wenn es bei einzelnen Hosts ebenfalls gut 

funktioniert. 

52



Dabei werden rohe IP-Pakete genutzt, um 

festzustellen, 

–– 

welche Hosts im Netzwerk verfügbar 

sind, 

–– 

welche Dienste (Anwendungsname und 

-version) diese Hosts bieten, 

–– 

welche Betriebssysteme (und Versionen 

davon) darauf laufen, 

–– 

welche Art von Paketfiltern/-Firewalls 

benutzt werden 

–– 

sowie Dutzende anderer Eigenschaften. 

Darüber hinaus kann nmap – in der Regel 

in der IT-Welt – für folgende Aufgaben genutzt 

werden: 

–– 

Netzwerkinventarisierung, 

–– 

Verwaltung von Ablaufplänen für 

Dienstaktualisierungen, 

–– 

Überwachung von Betriebszeiten von 

Hosts oder Diensten. 

Die Ausgabe von nmap ist eine Liste gescannter 

Ziele mit zusätzlicher Information 

zu jedem Ziel. 

Die wichtigsten Informationen finden sich 

in der „Tabelle der interessanten Ports“, wo 

folgende Informationen zu finden sind: 

–– 

die Portnummer 

–– 

das Protokoll 

–– 

der Dienstnamen 

–– 

der Dienstzustand (offen, gefiltert, geschlossen 

oder ungefiltert). 

Die Dienstzustände sind wie folgt definiert: 

Offen: 

Auf diesem Port des Zielrechners lauscht 

eine Anwendung auf eingehende Verbindungen/Pakete 

Gefiltert: 

Eine Firewall, ein Filter oder ein anderes 

Netzwerkhindernis blockiert den Port, so 

dass nmap nicht wissen kann, ob er offen 

oder geschlossen ist. 

Geschlossen: 

Hier gibt es keine Anwendung, die auf den 

Ports lauscht, auch wenn diese jederzeit 

geöffnet werden könnten. 

Ungefiltert: 

Ports, die auf nmap Testpakete antworten, 

wobei nmap aber man nicht feststellen 

kann, ob die Ports offen oder geschlossen 

sind. 

Gegebenenfalls kann die Port-Tabelle auch 

Details zur Softwareversion beinhalten 

und wenn ein IP-Protokoll-Scan verlangt 

wurde, bietet nmap auch Informationen 

über die unterstützten IP-Protokolle statt 

über lauschende Ports. 

Darüber hinaus kann nmap weitere Angaben 

über Ziele bieten, darunter: 

–– 

Reverse-DNS-Namen, 

–– 

Mutmaßungen über das benutzte Betriebssystem, 

–– 

Gerätearten 

–– 

MAC-Adressen. 

Bekanntlicher Weise ist nmap ein typisches 

dual-use Tool, welches gegebenenfalls von 

Cyber-Kriminellen zur Vorbereitung von 

Straftaten nach § 202a StGB genutzt werden 

könnte, wobei der Autor dieses Aufsatzes 

unter Bezug auf das Urteil des Bundesverfassungsgerichtes 

in den Sachen 2 BvR 

2233/07, 2 BvR 1151/08, 2 BvR 1524/08 

ausdrücklich darauf verweist, dass dieses 

Tool nur im eigenen Unternehmen mit ausdrücklicher 

Genehmigung der Geschäftsführung 

dazu benutzt werden darf, um 

eine Sicherheitsanaylse zur Behebung eigener 

Schwachstellen durchzuführen. Eine 

andere Nutzung ist strafbewährt! 

Neben dieser Sicherheitsanalyse befassen 

wir uns an dieser Stelle aber vor allem deshalb 

mit nmap um darzulegen, wie Administratoren 

auf einfache Art- und Weise 

eine vollumfängliche Asset-Liste im IT-Bereich 

erzeugen können, welche auch auf 

die OT-Welt in gewissen Zügen anwendbar 

ist. 

Kommen wir nun zu der Welt des OT-Assetmanagements 

und einer persönlichen Erfahrung 

des Autors dieses Werkes in seiner 

Funktion als leitender Auditor für Informationssicherheitsmanagementsysteme 

in 

der Energiewirtschaft: In mehr als der 

Hälfte der Audits bei Netzbetreibern, die 

eine Zertifizierung nach IT-Sicherheitskatalog 

gemäß § 11 Abs. 1a EnWG durchführten, 

wurden dem leitenden Auditor EXCEL- 

Listen vorgelegt, wobei diese in der Regel 

deshalb schon Gegenstand von Auditfeststellungen 

waren, weil die Informationen 

zu den Assets unvollständig waren und 

oftmals nicht verifizierbar war, ob ein aktueller 

Softwarestand vorhanden ist. 

Wenn man aber nicht weiß, welchen Stand 

das Asset in der OT hat, kann man im Krisenfall 

aber nicht wissen, ob hier ein Patch eingespielt 

werden muss oder nicht. Und im Audit 

fanden sich dann auch des Öfteren OT- 

Assets, die gar nicht in der Liste der Werte 

gelistet waren. Was aber in der Regel nicht in 

der Liste der Werte gelistet ist, kann aber 

auch nicht gepatcht werden, da man es nicht 

kennt! 

Es ist erst einmal zu begrüßen, dass immer 

mehr – aber immer noch vergleichsweise 

wenige- Unternehmen in kritischen Sektoren 

hingehen und ein automatisierten Scan 

Ihrer OT-Landschaft durchführen. 

Die derzeit leider immer noch gebräuchlichste 

Variante ist der „Passive Scan“. 

Der Begriff des passiven Scannens ist technisch 

gesehen falsch, da kein Netzwerkscan 

stattfindet. Beim passiven Scan spioniert 

eine Netzwerkanwendung den gesamten 

Netzwerkverkehr aus und analysiert ihn 

nach Daten, die zum Identifizieren von 

Endpunkten und Datenverkehrsmustern 

verwendet werden können. 

In diesem Zusammenhang muss darauf 

verwiesen werden, dass Metadaten, die für 

die Ressourcenermittlung erforderlich 

sind, tief im Drahtverkehr verborgen sind. 

Die Suche nach Informationen, welche 

verwendet werden könnten, um Geräteherstellung 

und Modell, Firmware-Version 

usw. zu identifizieren, stellt sich als eine 

ebenso schwierige Aufgabe dar wie die Suche 

nach einer Nadel in einem Heuhaufen. 

Es ist aus diesem Grunde verständlich, dass 

der passive Scan nicht immer die genauesten 

Ergebnisse liefern kann. 

Auch hat das passive Scannen in der Regel 

einige technische Einschränkungen: 

–– 

„Stille Geräte“ werden nicht erkannt. 

–– 

Sicherheitspatches werden oftmals nicht 

mit hinreichender Genauigkeit erkannt. 

–– 

Es kann vorkommen, dass die Netztopologie 

in den Ebenen eins und zwei verborgen 

ist. 

Sicherlich ist der passive Scan ein grundlegender 

Meilenstein gegenüber der händischen 

Erfassung der OT-Assets im EXCEL- 

Format, aber aus heutiger Gefährdungslagensicht 

nicht mehr ausreichend ist. 

Eine Alternative mit in der Regel besseren 

Ergebnissen ist aus Sicht des Autors das selektive 

Abfragen. 

Hier werden die Geräteerkennungsfunktionen 

der Protokolle genutzt, welche die 

Automatisierungstechnik in der Regel sowieso 

spricht, z.B. Profinet, SNMP, WMI. 

Hierdurch liefert die selektive Abfrage in 

der Regel vollständige Daten, unter anderem 

zur Netzwerktopologie, Firmwareversionen, 

Softwareanwendungen, installierten 

sowie nicht installierten Sicherheitspatches, 

Seriennummern und vieles mehr. 

Die Erfahrungen haben viele Unternehmen 

der Energiewirtschaft gelehrt, dass man im 

Bereich des Asset Managements auch mit 

einer Sammlung an EXCEL Listen das begehrte 

ISO/IEC 27001 Zertifikat erhalten 

kann. Aber mit dem ISO/IEC 27001 erlangt 

man nicht die Sicherheit, die man letztlich 

wirklich als KRITIS-Energieerzeuger benötigt. 

Ein Scan der OT-Assets nach Stand der 

Technik ist zweifelsfrei eine nicht unerhebliche 

Investition, aber eine Investition, welche 

für die Cyber-Sicherheit / IT-Sicherheit 

relevant ist. 

Warum funktioniert das 

Patchmanagement nicht? 

Kommen wir hier nochmals zum 36. Chaos 

Computer Club Kongress vom 27.-30. Dezember 

2019 und die Präsentation des Kaspersky 

Teams in Sachen Siemens SPPA 

T3000. Als erstes Ergebnis verbleibt zu vermerken, 

dass nach der Präsentation erst 

einmal Betroffenheit herrschte und dass 

einige hiernach erklärten, sich schnellstmöglich 

mit Siemens in Verbindung setzen 

zu müssen. 

Zur ausdrücklichen Würdigung der Siemens 

Kolleg*innen in Karlsruhe/Erlangen 

muss jedoch erklärt werden, dass nachweislich 

zum 10. Dezember 2019 von Siemens 

eine Sicherheitswarnung herausgegeben 

wurde und auch mit dem Servicepack 

R8.2 SP1 ein umfangreiches 

Sicherheitsupdate herausgebracht wurde 

(siehe hierzu: https://cert-portal. siemens. 

com/productcert/pdf/ssa-451445. pdf). 

53


Bild 4. ICSA-19-351-02 https://www.us-cert. 

gov/ics/advisories/icsa-19-351-02. 

Das Cyber+Infrastructure Department des 

US Homeland Security Ministeriums verwies 

am 17.12.2019 medienwirksam auf Sicherheitswarnung 

und –update (B i l d 4 ). 

Auch wurden direkt von der US-Sicherheits- 

behörde eine E-Mail-Adresse und 

eine Telefonnummer angegeben, an die 

sich betroffene US-Firmen wenden konnten. 

Zwischen der Sicherheitswarnung und der 

Bereitstellung des Sicherheitsupdates auf 

der einen Seite und der Präsentation der 

Sicherheitslücken auf 36C3 lagen 19 (in 

Worten: neunzehn) Tage. 

Energieunternehmen – gleich ob Netzbetreiber 

oder Energieerzeuger – welche eine 

Warnmeldung des Herstellers ihrer Leittechnik 

erhalten, dann 19 Tage nichts tun 

und erst nach entsprechenden Meldungen 

in der Tagesschau nach 21 Tagen besorgt 

nachfragen, ob denn überhaupt die Sicherheitslücke 

gepatcht wurde haben mehr als 

eine große Herausforderung in ihrer IT-/ 

OT-Sicherheit. Nun könnte man natürlich 

argumentieren, dass die in diesem Artikel 

dezidiert beschriebene Thematik Java-Umfeld 

ja nur die innere Kraftwerkssicherheit 

beträfe, aber es waren auch diverse andere 

sicherheitsrelevante Aspekte betroffen, auf 

die hier nicht weiter eingegangen wird. 

Wenn bei der Leittechnik trotz Warnmeldung 

nicht gepatcht wird, so stellt sich die 

Frage, wie es denn dann bei Assets ist, die 

aus Sicht der Verantwortlichen noch weniger 

relevant sind. Das, was hier in Teilen 

geschieht, muss aus juristischer Sicht mit 

grober Fahrlässigkeit umschrieben werden. 

Bzgl. der sonstigen Warnmeldungen muss 

jedoch zugegeben werden, dass die Vielzahl 

der CVE-Warnmeldungen für viele Unternehmen 

einfach unüberschaubar geworden 

ist. 

Common Vulnerabilities and Exposures 

(nachfolgendend nur noch CVE genannt), 

ist eine Liste mit öffentlichen Sicherheitsschwachstellen 

in Systemen der Informationstechnologie. 

Unter CVE versteht man in 

der Regel die CVE-Nummer, die einer bestimmten 

Schwachstelle zugewiesen ist. 

Die CVE hilft IT-Fachkräften derartige 

Schwachstellen leichter zu priorisieren 

und zu beheben, um die Systeme sicherer 

zu machen. 

CVE wird überwacht von der MITRE Corporation 

und von der Cybersecurity and 

Infrastructure Security Agency finanziert, 

welche beide zum U.S. Department of 

Homeland Security gehört. 

CVE-Einträge sind vergleichsweise kurz 

und enthalten keinerlei hinreichenden 

technischen Daten oder Infos zu Risiken, 

Auswirkungen und Fixes. Diese Details 

werden in anderen Datenbanken angezeigt, 

so zum Beispiel: 

–– 

U.S. National Vulnerability Database: https://nvd.nist.gov/ 

–– 

CERT/CC Vulnerability Notes Database: 

https://www.kb.cert.org/vuls/ 

–– 

diverse andere. 

Inmitten dieser verschiedenen Systeme 

sorgen die CVE-Nummern dafür, dass der 

Benutzer Sicherheitsschwachstellen eindeutig 

voneinander unterscheiden kann. 

Oben genannte CVE-Nummern werden 

von einer CVE Numbering Authority (CNA) 

zugewiesen. Hiervon gibt es derzeit circa 

100. Es sind dies wichtige (und kooperative) 

IT-Anbieter, Sicherheitsfirmen und Forschungseinrichtungen. 

Mitre weist den 

CNAs CVE-Nummernblöcke zu. Bei Bedarf 

können hieraus dann die CVE-Meldungen 

systemisch und nachvollziehbar generiert 

werden. CVE-Meldungen können im 

Übrigen aus unterschiedlichen Quellen 

stammen, d.h.: Anbieter, Wissenschaftler 

oder fachkundige Benutzerhelfen helfen 

hier bei der Verbesserung von Schwachstellen. 

Um die Eigenschaft eines CVE´s zu bekommen, 

müssen folgende Kriterien erfüllt 

sein: 

–– 

Unabhängige Behebbarkeit 

–– 

Bestätigung durch den betroffenen Anbieter 

–– 

Auswirkungen auf eine Codebase 

Der Schweregrad einer Schwachstelle lässt 

sich durch verschiedene Modi ermitteln. 

Eine weit verbreitete Option ist das Common 

Vulnerability Scoring System, welches 

aus mehreren offenen Standards besteht, 

mit denen eine Zahl zur Festlegung 

eines Schweregrads zugewiesen 

wird. Die Skala reicht von 0,0 bis 10,0, 

wobei der Schweregrad mit der Zahl zunimmt. 

Vergegenwärtigen wir uns an dieser Stelle 

nur einmal an einer kleinen Auswahl von 

möglichen im Energiebereich (häufig) genutzten 

Entitäten, wo es im Jahr 2019 entsprechende 

Sicherheitswarnmeldungen 

gab: 

Suchanfrage Siemens SPPA T3000 

53 Einträge für das Jahr 2019 

Quelle: 

https://cve.mitre.org/cgi-bin/cvekey.cgi? 

keyword=Siemens+SPPA+T3000 

Suchanfrage ABB 800xa 


https://cve.mitre.org/cgi-bin/cvekey.cgi? 

keyword=ABB+800xa 

Suchanfrage Cisco Router 


https://cve.mitre.org/cgi-bin/cvekey. 

cgi?keyword=Cisco+Router 

Suchanfrage SAP AIN 



cgi?keyword=SAP+AIN 

(SAP AIN = SAP Asset Intelligence Network) 

Suchanfrage Java 



cgi?keyword=Java 

Suchanfrage Windows 10 



cgi?keyword=Windows+10 

Suchanfrage Linux 



cgi?keyword=Linux 

Allein nur in dieser begrenzten Auswahl an 

Entitäten gab es 645 Sicherheitswarnmeldungen 

im Jahr 2019. 

Es ist aus mangelnden zeitlichen Ressourcen 

für den CISO eines klein bis mittelgroßen 

Energieerzeugers unmöglich, sich auch nur 

annähernd in hinreichender Qualität und 

Quantität mit diesen CVE´s zu beschäftigen. 

Diese Unternehmen können in der Regel nur 

hoffen, dass sie von Cyber-Kriminellen bzw. 

Cyber-Terroristen als zu uninteressant angesehen 

werden. 

Interessanter Weise haben (große) europäische 

Energieerzeuger (mit Ausnahme 

zweier EU-Länder) in der Regel keinen 

„Chief Analyst IT-Security/Cyber-Security“, 

welcher sich alleine oder mit einem 

(kleinen) schlagkräftigen Team um die Beantwortung 

der nachfolgenden Fragen 

kümmert: 

–– 

Sind diese Sicherheitswarnmeldungen 

für unsere Organisation relevant, d.h. 

sind diese Assets für die Organisation 

überhaupt relevant? 

–– 

Kann gepatcht werden, ohne dass die auf 

diesen Assets laufenden Programme 

nach dem Patch nicht mehr „laufen“? 

–– 

Welche Auswirkung hat es bzw. könnte 

es haben, wenn wir den Patch nicht realisieren? 

In Japan und Südkorea sind derartige 

Funktionen als „Chief Analyst IT-Security/ 

OT-Security“ neben den CISOs und Ansprechpartnern 

IT-/Cybersecurity oftmals 

implementiert. Dies könnte auch der 

Grund sein, warum KRITIS-Betreiber in 

diesen Ländern sorgenfreier in die Zukunft 

blicken. 

Welche Ad-hoc-Lösungen 

könnten aus 36C3 gezogen 

werden / Fazit? 

Obwohl die Energiewirtschaft nur ein Nischendasein 

auf dem 2019er Chaos Com- 

54

8 > 

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



puter Club hatte, so muss festgehalten werden, 

dass die „Kaspersky-Präsentation“ 

und die anschließenden Diskussionen einiges 

bewegt haben. 

Weitgehende Einigkeit besteht bei vielen 

darüber, dass die Nachweise in Sachen Assetmanagement 

bzw. Patchmanagement 

aufgrund des Zeitdruckes vieler Auditoren 

eine Zertifizierung nach ISO/IEC 27001 

erlauben könnten. Das derzeitige Assetund 

Patchmanagement wird aber nach 

derzeitiger Sicht nicht ausreichen, um sich 

erfolgreich gegen eine professionelle Attacke 

von Cyber-Terroristen bzw. Cyber-Kriminellen 

erfolgreich zur Wehr zu setzen. 

Ein dynamisches IT-/OT-Assetmanagement 

muss zur Gefahrenabwehr umgehend 

realisiert werden, wobei passives 

Scannen nicht ausreichen wird. Um die 

derzeit teilweise katastrophalen Zustände 

des unzureichenden Patchmanagements 

zu verbessern, müssen entweder für kleinere 

bis mittlere Energieunternehmen entsprechende 

intelligente Wissensdatenbanken 

(mit Querverweis zu Assetmanagement-Datenbanken) 

eingeführt werden 

oder für größere Energieunternehmen die 

Stabsstelle eines „Chief Analyst IT-/OT-Security“ 

geschaffen werden, die unabhängig 

von den Funktionsträgern CISO bzw. Ansprechpartner 

IT-Sicherheit die aktuelle 

Gefährdungslage bewerten. Zugegebener 

Maßen kostet so etwas viel Geld, jedoch 

immer noch weniger Geld als der Ausfall 

der Energieerzeugung bzw. den Imageschaden. 

Referenzen 

Marc Elsberg, Blackout – Morgen ist es zu spät, 

blanvalet, ISBN 9783442380299 

Thomas Petermann, Harald Bradke, Arne Lüllmann, 

Maik Poetzsch, Ulrich Riehm, Folgen 

eines langandauernden großräumigen Stromausfalls, 

edition sigma, ISBN 978386081337 

Verordnung zur Bestimmung Kritischer Infrastrukturen 

nach dem BSI-Gesetz, BGBl. I S. 

1903 

Bundesnetzagentur, IT-Sicherheitskatalog gemäß 

§ 11 Abs. 1a EnWG, htps://www.bundesnetzagen 

tur.de/ Sharedocs/Downloads/DE/Sach 

gebiete/Energie/Unternehmen_ 

Institutionen/Versorgungssicher 

heit/IT_Sicher heit/IT_Sicherheitskatalog_08-2015.pdf?__blob=publicationFile& 

v=1 

https://www.heise.de/suche/?q=Citrix&rm= 

search&sort_by=date 

https://securityaffairs.co/wordpress/96569/ 

cyber-crime/hackers-patch-citrix-servers. 

html 

https://assets.new.siemens.com/siemens/assets/api/uuid:fd8546a5-17c0-476b-86fecc5b5187dd16/version:1576355 

096/wpics-security-v8-0-en-2019-12-10.pdf 

R. Abrams, „WeLiveSecurity (Packers),“ 27 October 

2008. [Online]. available: http:// 

www.welivesecurity.com/2008/10/27/anintroduction-to-packers/ 

KPMG Wirtschaftskriminalität in Deutschland 

2018 

Urteil des Bundesverfassungsgerichtes in den 

Sachen 2 BvR 2233/07, 2 BvR 1151/08, 2 

BvR 1524/08 

https://cert-portal. siemens.com/product cert/ 

pdf/ssa-451445.pdf 

https://www.us-cert.gov/ics/advisories/ icsa- 

19-351-02 

https://nvd.nist.gov/ 

https://www.kb.cert.org/vuls/ 

l 

VGB-Standard 

IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen 

Ausgabe/edition 2014 – VGB-S-175-00-2014-04-DE, English edition available: VGB-S-175-00-2014-04-EN 

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. 

Das Thema der IT-Sicherheit für die Anlagen der Strom- und Wärmeerzeugung (Erzeugungsanlagen) rückt 

insbesondere für die Systeme der Leittechnik immer mehr ins Blickfeld der Anwender und Hersteller. 

Folgende Entwicklungen haben diesen Zustand maßgeblich beeinflusst: 

– Der immer weiter um sich greifende und auch nicht mehr aufzuhaltende Einsatz von IT-Standardprodukten 

in den Systemen der Leittechnik (LT) 

– Die fortschreitende Verbindung der LT-Systeme mit den Geschäftsprozessen, die in der Unternehmens-IT 

abgebildet werden 

– Ein stärkerer Fokus der Hackerkreise auf die Automatisierungs- und Leittechnik; dieser zeigt 

sich durch eine ansteigende Zahl von entdeckten Sicherheitslücken sowie das Auftreten von 

spezialisierter Malware 


Klinkestraße 27-31 

45136 Essen 

Fon: +49 201 8128 – 0 

Fax: +49 201 8128 – 329 

www.vgb.org 

VGB-Standard 

IT-Sicherheit für 

Erzeugungsanlagen 

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

– Die verstärkten Aktivitäten aus Politik und Regulierungsbehörden im Sektor der kritischen Infrastruktur 

Der zunehmende Einsatz von Standard-IT-Komponenten in den Systemen der LT bringt jedoch neben den geschilderten Gefährdungen 

gleichzeitig auch die Möglichkeit zur Lösung der Probleme, wobei die leittechnischen Spezifika besonders berücksichtigt werden müssen. 

Bei der Kopplung der LT mit dem in den Erzeugungsanlagen vorhandenen „ITUmfeld“ ist stets 

sehr sorgfältig abzuwägen, ob alles technisch Mögliche und aus Sicht des Anwenders ggf. auch Wünschenswerte realisiert werden 

sollte. In jedem Fall sind bei der Entscheidungsfindung dem erwarteten Nutzen die möglichen Gefährdungen gegenüber zu stellen und 

wirksame Schutzmechanismen vorzusehen. 

Der VGB-AK „Betriebsführung und Informationssysteme“ setzte eine Projektgruppe ein, um die vorhandene VGB-Richtlinie VGB-R 175 

auf den neuesten technischen Stand zu bringen. Der nun vorliegende VGB-Standard VGB-S-175-00-2014-04-DE zeigt zuerst 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. 

Der vorliegende VGB-S-175-00-2014-04-DE erläutert grundlegende Begriffe und stellt Bedrohungen und abgeleitete Anforderungen 

strukturiert und übersichtlich zusammen. Ergänzend sind Handlungsempfehlungen zu den einzelnen Anforderungen zum besseren Verständnis 

und für die schnelle Umsetzung im Sinne von Beispielen aufgeführt. Es ist geplant, weitere Hilfestellungen für die praktische 

Anwendung und zeitnahe Hinweise auf aktuelle Ereignisse in einer Bibliothek bereit zu stellen. 

Da der Lebenszyklus der IT-Technik und die Systembedrohungen einem rasanten Fortschritt unter liegen, kann bzw. soll dieser VGB-Standard 

nur grundlegende Themen aufzeigen. Durch Nutzung der aufgeführten Informationsquellen kann die Bearbeitung der Thematik 

weiter vertieft werden. 

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 Neuinvesti tionen abgeleitet werden. Eine unternehmensinterne Anpassung und 

Präzisierung ist dabei unverzichtbar. 

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

55

Identifizierung von Leckagen in Kraftwerken VGB PowerTech 1/2 l 2020 

Identifizierung von Leckagen in 

Kraftwerken basierend auf passiver 

akustischer Bildgebungstechnologie 

Katharina Keller, Fritz Menzer, Florian Perrodin und Walter Umbricht 

Abstract 

Leakage detection in power-plants based 

on passive acoustic imaging 

Unplanned outages have a major impact on the 

profitability of thermal power plants. This impact 

is becoming even larger due to the advent 

of capacity markets, which incur heavy penalties 

on plants that do not produce the negotiated 

amount of power. Gas leaks are an identified 

cause of such unplanned plant outages, and 

leaks are often difficult to locate due to the time 

consuming nature of leak detection and the resource 

constraints on the maintenance crews. 

Moreover, the variety of gases (methane, hydrogen, 

compressed air or even steam and vacuum) 

makes it difficult for the operators to have a 

detection tool that suits all situations. The novel 

technology presented here uses ultrasound 

waves, created by gas leaks independently of the 

type of gas. This imaging technique has a wide 

field of view and allows for fast inspections. Its 

functioning principle is demonstrated in this 

article using the example of leak detection in a 

power plant. With this technology, air, methane, 

LNG and CO 2 leakages have been detected 

from several components of the power plant, 

such as the aeroderivative turbine or the LNG 

storage block. In addition to the leaks found, it 

was possible to detect partial discharges in the 

power plant switchyard. 

l 

Autoren 

Katharina Keller 

Fritz Menzer 

Florian Perrodin 

Walter Umbricht 

Distran, Zürich, Schweiz 

Einleitung 

Die Wirtschaftlichkeit, Sicherheit und Umweltverträglichkeit 

von Kraftwerken werden 

durch zahlreiche Faktoren beeinflusst. 

Wichtige Aspekte sind dabei die Verhinderung 

von ungeplanten Ausfällen oder die 

Verkürzung von Standzeiten, die Instandhaltung, 

der Energieverbrauch, die Effizienz, 

sowie der Austritt von sicher- und umweltgefährdenden 

Gasen und Schadstoffen. 

All diese Aspekte werden durch 

Le ckagen beeinflusst. 

So belegte eine interne Studie von Alstom 

das bis zu 7 % der Verfügbarkeitsverluste 

der gesamten Anlage durch Leckagen verursacht 

wurden. Wird der Druck in einer 

Anlage zu niedrig oder fällt ein Aktuator 

Leckagen-bedingt aus kann dies bis zu einer 

ungeplanten Abschaltung der Anlage, 

mit einhergehenden starken thermischen 

Belastungen der Komponenten, führen. 

Solche Ereignisse reduzieren die Lebenszeit 

der Turbinen und verkürzen die Unterhaltsintervalle 

zwischen großen Revisionen. 

Ein kompletter Stillstand des Kraftwerks 

bedingt jedoch nicht nur eine 

Reduktion der Anlagenrentabilität, sondern 

kann auch hohe Sanktionen der Netzbehörden 

zur Folge haben. 

Eine unbeabsichtigte Freisetzungen von 

Gasen, beispielsweise von Wasserstoffoder 

dem umweltschädlichen Treibhausgas 

Methan, stellt auch ein Sicherheitsund 

Umweltrisiko dar. Des weiteren reduzieren 

Leckagen die Effizienz der Anlage. 

So zeigte eine Studie [1] aus dem Jahr 

2012, dass Leckagen für einen erheblichen 

Anteil des Verlusts (40 bis 50 % des Verbrauchs) 

verantwortlich sein können. Leckagen 

schnell und zuverlässig zu detektieren 

ist daher unablässig für die Sicherheit, 

Effizienz und Umweltverträglichkeit einer 

Anlage. 

Die heutigen Techniken zur Lecksuche sind 

häufig sehr zeitaufwändig und ermöglichen 

somit keine umfassende Inspektion 

von Drucksystemen zu vertretbaren Kosten. 

Mit Seifensprays, Gasdetektoren 

(‚Sniffer‘) oder einzelnen Mikrophonen 

müssen undichte Stellen an beispielsweise 

Flanschen, Rohrverbindungen oder Armaturen 

individuell inspiziert werden, um 

diese zu lokalisieren. Dies erfordert detaillierte 

Anlagenkenntnisse sowie umfangreiche 

personelle Ressourcen, welche durch 

die heutige Personalsituation nicht immer 

verfügbar sind. Einen Vorteil bieten hier 

optische Gasdetektions-Kameras, die Leckagen 

direkt im Raum lokalisieren können. 

Allerdings lassen sich nur Gase erkennen, 

die in der Infrarotregion absorptionsfähig 

sind. Dies sind typischerweise 

kohlenstoffhaltige Verbindungen, wobei 

für verschiedene Verbindungen teils unterschiedliche 

Spektralfilter verwendet werden 

müssen. [2] 

Eine Methode, die unabhängig vom zu detektierenden 

Gas, ist beruht auf der Detektion 

von Ultraschallwellen, die durch das 

ausströmende Medium am Leck erzeugt 

werden. Dieses Prinzip wird bei Einzel-Mikrophon 

Detektoren verwendet. Zudem ist 

Ultraschalltechnologie ein zentrales Element 

in der Zustandsüberwachung, der 

zustandsorientierten Instandhaltung von 

Industrieanlagen und der zerstörungsfreien 

Prüfung. [3] Der Gebrauch von bildgebender 

Ultraschalltechnologie, in der 

hochfrequente, für den Menschen nicht 

hörbare Schallimpulse zur Messung ausgesendet 

werden, ist vor allem aus der medizinischen 

Anwendung bekannt. Die bildgebende 

Technologie kann jedoch auch in 

Form von akustischen Kameras zur Lecksuche 

eingesetzt werden. In diesem Fall ist 

die Technologie passiv, das heißt das Messinstrument 

ist nur ein Ultraschalldetektor 

und sendet selbst keine Ultraschallwellen 

aus. Inspektionen in der Schwerindustrie 

konnten die Wirtschaftlichkeit dieser Technik 

aufzeigen. Durch die abbildende Technologie 

werden Leckagen direkt im Raum 

identifiziert, wodurch die Inspektion deutlich 

schneller und mit erhöhter Sicherheit 

für das Personal durchführbar ist. Im folgenden 

Artikel wird der Einsatz der passiven 

akustischen Bildgebung zur Lecksuche 

in Kraftwerken beschrieben. 

Der Artikel ist wie folgt aufgebaut. Zuerst 

wird ein Überblick über die passive bildgebende 

Ultraschalltechnologie gegeben. 

Danach wird das Vorgehen zur Detektion 

von Leckagen mittels passiver bildgeben- 

56



der Ultraschalltechnologie anhand des Beispiels 

eines kombinierten Wärme-Kraftwerks 

in Spanien beschrieben. Abschließend 

werden die wichtigsten Punkte kurz 

zusammengefasst. 

Passive akustische Bildgebung 

(a) 

(b) 

Die passive akustische Bildgebung beruht 

auf der Detektion von Ultraschall mit Hilfe 

einer Vielzahl von Ultraschallsensoren 

(Mikrophonen), die auf einer Empfängeroberfläche 

angeordnet sind. Durch die Anordnung 

der Sensoren wird das Schallsignal 

von jedem Mikrophon – je nach Position 

der Schallquelle zum Empfänger – zu 

einem anderem Zeitpunkt detektiert. Die 

resultierenden Zeitdifferenzen liegen im 

Bereich von Mikrosekunden und sind dennoch 

ausreichend, um die Schallquelle zu 

lokalisieren und ein so genanntes akustisches 

Bild zu erzeugen. Solche akustischen 

Bilder werden in einer akustischen Kamera 

mit optischen Bildern des Inspektionsbereiches 

überlagert. Somit ist es möglich 

die Position der Schallquelle, z.B. eine Leckage, 

im untersuchten Bereich genau zu 

lokalisieren. Die Anzahl der Mikrophone 

und deren Anordnung bestimmen die 

räumliche Auflösung, die maximale Detektionsfrequenz 

sowie den maximalen akustischen 

Kontrast. Typische akustische Kameras 

erlauben einen Abstand zwischen 

Detektor und Schallquellen von 0,3 bis 

50 m. Dadurch können Leckagen aus sicherer 

Entfernung detektiert werden. Der Detektionsmechanismus 

ist passiv, d.h. nur 

fehlerhafte Elemente, die Ultraschallwellen 

mit genügend hoher Amplitude ausstrahlen 

und die den Detektor auf direkten 

oder indirektem Weg erreichen, werden 

abgebildet. 

Entstehung und Ausbreitung von 

Ultraschallwellen 

Werden Molekülen zu Schwingungen (typischerweise 

Druckschwankungen) mit 

einer Frequenz über 20 kHz angeregt, entstehen 

Ultraschallwellen. Damit diese sich 

weiter ausbreiten können, benötigen sie 

ein elastisches Medium, im idealen Vakuum 

ist deshalb keine Schallübertragung 

möglich. Schallwellen mit einer Frequenz 

von 100 kHz und höher werden durch Luft 

stark absorbiert und eignen sich weniger 

gut zur Detektion von Leckagen aus der Distanz. 

In Gasen oder Flüssigkeiten breiten 

sich die Schallwellen kreisförmig als Longitudinalwellen 

aus. In Festkörpern treten 

auch Transversalwellen auf. Treffen Schallwellen 

auf ein Hindernis, beispielsweise 

eine Wand, werden sie je nach Beschaffenheit 

der Oberfläche absorbiert, durchgelassen 

und/oder reflektiert. Bei einer Reflexion 

gilt, dass der Ausfallswinkel gleich dem 

Einfallswinkel ist. Auch Brechung, Beugung 

und Interferenzeffekte können teilweise 

beobachtet werden. Solche Effekte 

können die Messung stören, jedoch auch 

(c) 

Bild 1. Ultraschallquellen (markiert durch die roten Pfeile) in einem Kraftwerk. (a) Zwei Leckagen 

an einer Aerioderivative Gasturbine, (b) Teilentladungen an einem elektrischem 

Schaltwerk, (c) Friktion an rotierenden Komponenten, (d) Fließrauschen in Leitungen. 

wertvolle Zusatzinformation liefern. Ein 

typisches Beispiel hierfür ist die Erkennung 

einer Leckage durch Detektion eines 

Echos einer nicht direkt zugänglichen 

Schallquelle. 

In Kraftwerken gibt es eine Vielzahl von 

Lärmquellen die Ultraschallwellen hervorrufen. 

Hohe Priorität bei der Überprüfung 

von Kraftwerken haben beispielsweise Leckagen 

an Hochdrucksystemen oder Vakuumleckagen 

an Kondensatoren für Dampfturbinen. 

In diesem Fall strömt ein unter 

hohem Druck stehendes Medium in einen 

Bereich des tieferen Drucks. An der Grenzfläche 

entstehen Turbulenzen, die Ultraschallwellen 

auslösen. Die Intensität der 

Schallwelle ist dabei vom Druckunterschied 

der beiden Regionen abhängig. Die 

Schallfrequenzen sind häufig breit verteilt 

in einem Bereich von 15 bis 100 kHz, 

abhängig von der Größe und Form der Leckage. 

Primärquelle 

Zusätzlich können andere Mechanismen 

Ultraschallwellen hervorrufen. Beispiele 

sind Turbulenzen in Gasleitungen, hochfrequenter 

Maschinenlärm (z.B. Vibration 

von Pumpen oder Friktion in rotierenden 

Komponenten), elektrische Teilentladungen 

oder auch Menschen Echo (Stimmen, Rei- 

Primärquelle 

Echo 

(d) 

Empfänger 

Bild 2. Funktionsprinzip einer akustischen Kamera. 

bung auf Kleidung, Schritte). Auch elektronische 

Komponenten können Ultraschallwellen 

erzeugen. Bei der Inspektion eines 

Kraftwerks durch passive Ultraschalltechnologie 

ist es daher wichtig den genauen 

Ursprung der Schallquellen zu verifizieren. 

Einige Beispiele für Ultraschallquellen sind 

in B i l d 1 gezeigt. 

Detektion von Ultraschallwellen – 

Funktionsprinzip der akustischen 

Kamera 

ALT 

Diese kleinen Laufzeitunterschiede 

optisches Bildkön- 

nen genutzt werden, um die Quellen des 

Ultraschalls durch geometrische Überle- 

Treffen primäre oder reflektierte Schallwellen 

auf einen Ultraschallsensor, z.B. ein 

Mikrophon, können diese in elektrische 

Signale umgewandelt und das gemessene 

Signal weiter verarbeitet werden. Die passive 

Ultraschallkamera ist auf diesem Prinzip 

aufgebaut und in B i l d 2 skizziert. Dabei 

wird nicht nur ein Sensor verwendet, 

sondern eine Anordnung einer Vielzahl 

(Mikrophone und 

von optische Sensoren. Kamera) Durch die Ausbreitungsgeschwindigkeit 

Signalverarbeitung der Schallwellen entsteht an 

Sensoren, die weiter von der Quelle entfernt 

sind ein leicht zeitverzögertes Akustisch- 

Signal. 

Empfänger 

(Mikrophone und 

optische Kamera) 

Signalverarbeitung 

Akustischoptisches 

Bild 

57

Identifizierung von Leckagen in Kraftwerken VGB PowerTech 1/2 l 2020 

(a) 

Bild 3. ‚Identifikation eines Echos durch Detektion der Schallquelle aus verschiedenen Einstellungen. 

(a) Einstellung 1. (b) Einstellung 2. Primärquelle (gelb umrandet) und Echo (schwarz umrandet). 

Der gestrichelte Kreis gibt die Echoposition in der jeweils anderen Einstellung an. 

gungen in der Signalverarbeitung präzise 

zu identifizieren. Da Detektion und Signalverarbeitung 

kaum Zeit in Anspruch 

nehmen, können die Ultraschallquellen 

in Echtzeit als Bild angezeigt werden. 

Wird das akustische Bild mit einem optischen 

Bild überlagert, kann die Ultraschallquelle 

direkt im Raum identifiziert 

werden. 

Es muss beachtet werden das die Sensoren 

nicht zwischen einer primären und reflektierten 

Schallwelle unterscheiden können 

und somit Echos ebenfalls als Ultraschallquelle 

angezeigt werden. Allerdings verändert 

sich die Position des Echos mit der 

Detektionsposition und kann dadurch von 

Primärquellen unterschieden werden (siehe 

B i l d 3 ). Echos können aber auch wertvolle 

Hinweise auf primäre Schallquellen 

geben, wenn der direkte Weg von der 

Schallquellen zum Empfänger unterbrochen 

ist. 

Die kleinste detektierbare Schallamplitude 

wird durch die Sensitivität und die Anzahl 

der Mikrophone in der Anordnung limitiert. 

Die Amplitude von Schallwellen 

nimmt mit größerem Abstand zur Schallquelle 

ab. Gründe hierfür sind die frequenzunabhängige 

geometrische Divergenz, die 

frequenzabhängige Absorption der Schallwelle 

in Luft sowie auch Hindernisse zwischen 

Schallquelle und Schallempfänger. 

[4] Aus diesem Grund ist die Sensitivität 

der Kamera gegenüber Leckagen nicht bei 

allen Messfrequenzen dieselbe und abhängig 

vom Abstand des Empfängers zur Leckage. 

Es gilt: je kleiner der Abstand desto 

höher die Sensitivität (leisere Geräusche 

können noch empfangen werden) und je 

höher die Frequenz desto tiefer die Sensitivität 

(stärkere Luftabsorption der Schallwellen). 

Das Signal-zu-Rausch Verhältnis 

nimmt mit der Anzahl der Mikrophone zu, 

wodurch die Sensitivität der akustische Kamera 

höher als in einem einzelnem Mikrophon 

ist. 

Das Detektionslimit wird auch durch Hintergrundgeräusche 

begrenzt. Der maximale 

Amplitudenunterschied für zwei simultan 

detektierbare Schallquellen ist abhängig 

vom akustischem Kontrast der Kamera. 

Dadurch können laute Schallquellen leisere 

Schallquellen maskieren. Dies können 

(b) 

größere (lautere) Leckagen oder auch 

Schallquellen anderen Ursprungs sein. 

Untersuchung eines Kraftwerks 

mittels einer akustischen Kamera 

(a) 

Bild 4. Identifikation einer Leckage (türkiser Pfeil) am Druckluftsystem. 

Aus einem Abstand von (a) 11 m und (b) 1 m. 

Im folgenden Beispiel wird die präventive 

Untersuchung eines kombinierten Wärme- 

Kraftwerks mittels einer akustischen Kamera 

(Modell Distran Ultra M) vorgestellt. 

Der Vorteil einer solchen Untersuchung 

liegt in der Schnelligkeit und Zuverlässigkeit 

bei höherer Sicherheit im Vergleich zu 

herkömmlichen Methoden. In dem hier gezeigten 

Beispiel konnte eine umfassende 

Standortinspektion in 2 Tagen durchgeführt 

werden. Zu den inspizierten Bereichen 

gehörten das Herzstück der Anlage, 

die Aeroderivative Gasturbine, deren Hilfssysteme, 

der Abgastrakt mit Kompensatoren, 

der Generator sowie die Elemente des 

Druckluftsystems, LNG Leitungen, das 

elektrische Schaltfeld und die auf CO 2 basierende 

Feuerlöschanlage. 

Um einen optimalen Ablauf der Inspektion 

zu Gewährleisten wurde bereits vor Beginn 

der Inspektion ein anlagen-spezifischer 

Zeitplan erstellt um die Anlage in verschiedene 

Untersuchungsbereiche einzuteilen. 

Die Inspektion kann während des normalen 

Anlagenbetriebs durchgeführt werden. 

Dadurch können die Komponenten des 

Kraftwerks bei voller Belastung und Betriebstemperatur 

untersucht werden. Dies 

stellt einen erheblichen Vorteil gegenüber 

einer statischen Druckprobe, die zudem 

nur unter hohem Aufwand durch den Einbau 

von Steckscheiben, Blindflanschen, 

etc. durchgeführt werden kann, dar. 

Mit der passiven akustischen Bildgebung 

können Leckagen unabhängig von der Art 

des Gases innerhalb des akustischen Kontrasts 

simultan (siehe B i l d 1 a ) und somit 

bereits aus größere Entfernung identifiziert 

werden. Größere Bereiche bzw. auch 

schwer zugängliche Bereiche können daher 

zeitgleich untersucht werden. Ein Beispiel 

hierfür ist ein Luftleck an einem 

Druckluftsystem, das bereits aus 11 m Entfernung 

abgebildet werden konnte (siehe 

B i l d 4 a ). Sobald eine Ultraschallquelle 

gefunden ist, wird diese genauer lokalisiert 

und dokumentiert. Dazu sollte der Abstand 

zwischen Detektor und Schallquelle verringert 

werden (siehe B i l d 4 b ) und der 

Ursprung der Schallquelle überprüft werden, 

da auch andere Mechanismen Ultraschallwellen 

erzeugen können (siehe B i l d 

1 b - d ). Turbulenzen in Leitungen (Fließrauschen) 

oder Vibrationen können in der 

Regel gut von einer Leckage unterschiedenen 

werden, da eine solche Ultraschallquelle 

typischerweise weniger stark lokalisiert 

ist und sich unregelmäßig bewegt. 

Häufig können auch einfache Überlegungen 

– sehe ich hier eine rotierende Komponente 

oder hochfrequente Vibrationen – 

bei der Identifikation nützlich sein. Falls 

Unklarheiten bestehen bleiben, kann eine 

zweite unabhängige Methode zur Verifikation 

verwendet werden, z.B. Seifenspray, 

sensorische Wahrnehmung von Luftzug, 

Gas-Detektor, thermische Kamera, etc. 

In einem zweiten Schritt sollte die Position 

des Detektors zur Schallquelle translational 

verändert werden. Somit wird ein Echo 

als Quelle ausgeschlossen. Bewegt sich die 

Position der Schallquellen mit einer translationalen 

Bewegung des Empfängers handelt 

es sich um ein Echo. Bleibt die Schallquellen 

hingegen lokalisiert handelt es sich 

um eine Leckage. Dies ist am Beispiel einer 

LNG-Leckage in B i l d 5 a - c gezeigt. Wird 

ein Echo (siehe B i l d 3 a ) identifiziert ist 

dies ein wertvoller Hinweis auf eine Leckage, 

da es durch – teils mehrfache – Reflexion 

von Primärwellen entsteht. 

Sehr laute Schallquellen können weniger 

signifikante Schallquellen maskieren. Bei 

der Inspektion sollte der Operator daher 

(b) 

58



(a) (b) (c) 

Bild 5. Identifikation einer LNG Leckage (roter Pfeil). (a-c) Unterhaltsuntersuchungen der Leckage aus mehreren Einstellungen 

um ein Echo auszuschließen. 

beachten, dass nur Leckagen über dem Detektionslimit 

detektiert werden können. 

Bei der Distran Ultra Pro wird dieser 

Wert permanent ermittelt und auf dem 

Kamerabildschirm angezeigt. Wird eine 

sehr dominierende, intensive Schallquelle 

während der Inspektion beobachtet sollte 

diese wenn möglich abgeschirmt werden. 

Am einfachsten ist es die Schallquelle im 

Rücken zu halten und somit die Störung 

weitgehend zu reduzieren (laute Schallquelle 

im Rücken des Operators). Alternativ 

können Schallquellen auch durch 

Schaumstoffe, Karton, etc. abgeschirmt 

werden. 

Neben der Lokalisation von Leckagen kann 

zusätzlich die Verlustrate quantifiziert werden. 

Eine präzise Quantifizierung beruht 

auf der genauen Kenntnis der Form des 

Lecks, dem Druckunterschied, dem Abstand 

vom Detektor zur Leckage sowie der 

Art des Gases. Distran hat ein neues Verfahren 

entwickelt, womit die Flussrate für 

verschiedene Gase aus der Schallmessung 

abgeschätzt werden kann. In der Regel beträgt 

die Genauigkeit für kreisförmige 

Lecks ungefähr ±20 % – für andere Umrissformen 

wird die Flussrate momentan in 

den meisten Fällen unterschätzt. Eine Erweiterung 

des Flussratemodells ist in Entwicklung. 

Im Anschluss an die Anlageninspektion 

werden die Ergebnisse zur späteren Fehlerbehebung 

in einem Inspektionsbericht dokumentiert. 

Die Verlustrate bietet hier einen 

wertvollen Mehrwert, z.B. um die Prioritäten 

für die Fehlerbehebung festzulegen. 

Mit der hier verwendeten akustische 

Kamera können die aufgenommen Fotos 

und Videos der Lecks direkt in ein Online- 

Reporting-Tool (Audalytics) hochgeladen 

werden. In diesem Tool können die Daten 

einfach bearbeitet und ohne großen Zeitaufwand 

in einen Inspektionsbericht integriert 

werden. 

Durch die Untersuchung der kombinierten 

Wärme-Kraftanlage mit einer akustischen 

Kamera konnten mit einem einzigen Gerät 

Luft-, Methan-, LNG- und CO 2 -Leckagen an 

verschiedensten Kompetenten des Kraftwerks 

(z.B. CO 2 -Löschanlage, Gasturbine, 

LNG-Leitungen) festgestellt werden. Zudem 

konnten Teilentladungen am elektrischem 

Schaltwerk festgestellt werden. Dabei 

war die Sensitivität der akustischen 

Kamera sehr hoch und viele der abgebildeten 

Leckagen, z.B. durch physische Untersuchung 

des Luftzugs kaum spürbar. Dies 

verspricht eine hohe Effizient und Zuverlässigkeit 

der Methode bei Unterhaltsuntersuchungen 

– Leckagen die sonst unentdeckt 

bleiben können bereits frühzeitig erkannt 

werden. 

Fazit 

Die passive akustische Bildgebung trägt einen 

wertvollen Beitrag zur Anlagenuntersuchung 

und damit Optimierung sowie Instandhaltung 

von Industrieanlagen bei. 

Die in diesem Artikel beschriebenem Fehlersuche 

führte zur Behebung der Gas- und 

Luftleckagen an der Gasturbine sowie zur 

zwei Tage reduziert werden. Die verschiedenen 

Systeme der kombinierten Wärme- 

Kraft-Anlage und Gastypen konnten mit 

demselben Gerät einfach und gründlich 

während des Anlagebetriebs untersucht 

werden. Dabei war die Methode durch das 

große Messfeld zeitsparend und sicher für 

den Betreiber. Die hohe Sensitivität des Gerätes 

ermöglichte eine frühzeitige Detektion 

der Luft-, Methan-, LNG- und CO 2 -Leckagen 

an verschiedensten Komponenten 

der Wärme-Kraftanlage sowie Teilentladungen 

an dem elektrischem Schaltwerk. 

Eine anschließende Fehlerbehebung führte 

die Anlage wieder in einen sicheren und 

effizienten Betriebszustand. Ohne diese 

Fehlerbehebung wäre ein weiterer Betrieb 

der Anlage nur mit einem hohem Risiko für 

die Gasturbine und Effizienzeinbußen 

möglich gewesen. Mit konventionellen Methoden 

hätte diese Untersuchung ein 

mehrfaches an Zeit und Personal in Anspruch 

genommen. 

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Engineering, 39, 204-211. 

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& Devices, Academic Press, ISBN 978- 

0-12-531951-5. 

Reduzierung der Temperatur ONLINE–SHOP innerhalb der | [4] WWW.VGB.ORG/SHOP 

Zürcher, C., Frank, T., Bauphysik, 5. Auflage, 

Schallhaube. Dadurch konnte der Leckagen-bedingte 

Stillstand um mindestens schulverlag, ISBN: 978-3-7281-3887-3. 

2018 Schallausbreitung im Freien, vdf Hoch- 

l 

JOBS IM INTERNET | WWW.VGB.ORG 

59

Tagungsbericht: 51. Kraftwerkstechnisches Kolloquium VGB PowerTech 1/2 l 2020 

Tagungsbericht: 

51. Kraftwerkstechnisches Kolloquium 

Michael Beckmann, Antonio Hurtado, Janette Harms und Sebastian Sotero 

Abstract 

Conference report: 51st 

Kraftwerkstechnisches Kolloquium (Power 

Plant Technology Colloquium) 

For October 2019, Prof. Dr.-Ing. Michael Beckmann 

(Technical University Dresden) and Prof. 

Dr.-Ing. habil. Antonio Hurtado (Technische 

Universität Dresden) again invited to the Kraftwerkstechnisches 

Kolloquium (Power Plant 

Technology Colloquium) in Dresden. About 100 

speakers and 950 participants as well as more 

than 100 companies in the accompanying exhibition 

accepted this invitation 

For 51 years now, the focus of this congress has 

been to provide a platform for communication 

and discussion on topics relating to the provision 

of energy, its transport, storage and application. 

l 

Auch im Oktober 2019 veranstalteten Prof. 

Dr.-Ing. Michael Beckmann (Technische 

Universität Dresden) und Prof. Dr.-Ing. habil. 

Antonio Hurtado (Technische Universität 

Dresden) erneut das Kraftwerkstechnische 

Kolloquium in Dresden – gemeinsam 

mit ca. 100 Autoren, 950 Teilnehmern und 

über 100 Firmen in der begleitenden Ausstellung. 

Schon seit 51 Jahren liegt der Schwerpunkt 

dieses Kongresses darauf, eine Kommunikations- 

und Diskussionsplattform zu Themen 

der Energiebereitstellung, deren 

Transport, Speicherung und Anwendung 

zu bieten. 

Das erste Kolloquium fand 1968 statt und 

stand ganz im Zeichen der Kernenergie. Die 

Braunkohle in der DDR war vorwiegend für 

die stoffliche Nutzung vorgesehen, was 

gleichzeitig wiederum die Effizienzsteigerung 

bei Verbrennungsprozessen erforderte. 

In der Bundesrepublik begann sich dagegen 

in der 1970er Dekade und zu Beginn 

der 1980er Jahre eine ablehnende Haltung 

zu Kernkraft und fossiler Verbrennung in 

Kraftwerken zu bilden, bis hin zum Verzicht 

gegen Ende der Dekade. Die 1990er Jahre 

standen im Zeichen der weiteren Emissionsminderung, 

Effizienzsteigerung und 

Verbesserung der Wirtschaftlichkeit im vereinten 

Deutschland. Das Energiekonzept 

der Bundesregierung versprach Anfang der 

2000er eine langfristige und verlässliche 

Agenda. Wichtige Eckpunkte waren die 

Festlegung von Restlaufzeiten für die Kernkraft 

in Deutschland und die Forschungen 

und Entwicklungen zu CCS. Mit Beginn der 

2010er Jahre änderte die Bundesregierung 

das Konzept – der Ausstieg aus der Kernenergie 

wurde festgelegt, die Umstellung 

des Energiesystems auf regenerative Energieträger 

wurde forciert und erneut stehen 

die fossilen Energieträger und die Grundversorgung 

zur Disposition. Zum Ende der 

Dekade besteht nach wie vor erheblicher 

Bedarf zur Diskussion zur Zukunft der 

Energieversorgung. 

Neben dem beschlossenen Ausstieg 

Deutschlands aus der Kohleverstromung 

2038 und den potenziellen Fähigkeiten akzidentieller 

Energieträger beschäftigte sich 

das 51. Kraftwerkstechnische Kolloquium 

am 22. und 23. Oktober 2019 auch mit der 

Frage, wie es nach dem Ausstieg weitergehen 

kann. Hierbei wurde deutlich, dass die 

anstehenden Veränderungen im großen 

Maßstab auch jetzt schon Konsequenzen in 

kleineren Bereichen mit sich bringen. Aus 

diesem Grund lag der Fokus der Tagung 

unter anderem auf dem Strukturwandel in 

Energieregionen und machte deutlich, 

dass es durchaus unterschiedliche Entwicklungen 

bzw. Reaktionen auf bevorstehende 

Umstrukturierungen gibt. Demnach 

setzen Aspekte wie die Besiedelungsdichte 

und regionale Revierpläne gänzlich andere 

Autoren 

Prof. Dr.-Ing. Michael Beckmann 

Prof. Dr.-Ing. habil. Antonio Hurtado 

Janette Harms, B.A. 

Sebastian Sotero, M.A. 

Technische Universität Dresden 

Fakultät Maschinenwesen 

Dresden, Deutschland 

60


Tagungsbericht: 51. Kraftwerkstechnisches Kolloquium 

Bedingungen für den Wandel voraus, die 

teilweise sehr unterschiedliche Handlungspläne 

erfordern. 

In der Plenarveranstaltung am ersten der 

beiden Kongresstage sprach Prof. Dr. Dr. 

h.c. Blum, seit 2017 Gründungsdirektor 

des Center Economics of Materials, einem 

Gemeinschaftsinstitut des Fraunhofer-Instituts 

für Mikrostruktur von Werkstoffen 

und Systemen (IMWS) in Halle und der 

Martin-Luther-Universität Halle-Wittenberg, 

über den Zusammenhang von Strukturpolitik 

und Energiewende. „Unser Einfluss 

mit einer Reduzierung der Emissionen 

von 800 Mio. t CO 2 auf das Weltklima 

ist sehr begrenzt. Aber unsere Möglichkeiten, 

mithilfe von Technologien für globale 

Effekte zu sorgen, sind hingegen sehr groß“ 

– lautete eine seiner Thesen. Einen langfristigen 

Blick in die Zukunft warf Frau 

Prof. Dr. Sibylle Günther (Wissenschaftliche 

Direktorin des Max-Planck-Instituts für 

Plasmaphysik in München). Frau Professor 

Günther leitet beide Projekte der Großexperimente 

zur Kernfusion, Asdex (Axialsymmetrisches 

Divertor-Experiment) in 

München und Wendelstein 7X in Greifswald. 

Zeit, Geld und die Werbung für die 

nötige Akzeptanz sind über die wissenschaftlichen 

Aufgaben hinaus wichtige Kategorien. 

Strukturwandel in Energieregionen war 

das Thema der anschließenden Podiumsdiskussion, 

die von Prof. Dr. rer. pol. Andreas 

Pinkwart (Minister für Wirtschaft, 

Innovation, Digitalisierung und Energie 

des Landes Nordrhein-Westfalen) mit einem 

Referat zu den Erfahrungen in NRW 

eingeleitet wurde. Anschließend diskutierten 

Stanislaw Tillich (Ministerpräsident 

des Freistaates Sachsen a. D.), Krzysztof 

Bramorski (Bevollmächtigter für internationale 

Beziehungen des Marshalls 

der Wojewodschaft Niederschlesien – Polen), 

Tomás David (EPH Group – Vicechairman 

of the board – Tschechische Republik), 

Dr.-Ing. Klaus Freytag (Lausitz- 

Beauftragter des Ministerpräsidenten des 

Landes Brandenburg), Dr. Stephan Rohde 

(Sächsische Staatskanzlei – Abteilungsleiter 

für Strukturentwicklung in den sächsischen 

Braunkohlerevieren) und Professor 

Ulrich Blum mit Professor Beckmann und 

Professor Hurtado. Die internationale Abstimmung 

der deutschen Energiewende, 

die Planungssicherheit bei der Umsetzung 

und Maßnahmen zur Verbesserung der 

Infrastruktur waren Kernpunkte der Diskussion. 

Im weiteren Verlauf des Kongresses wurden 

unterschiedliche wissenschaftliche Perspektiven 

durch knapp 110 Vorträge in den 

Fachsessions aufgezeigt, welche sich neben 

dem Strukturwandel mit den Themen Betrieb 

und Instandhaltung von Kraftwerken 

und Kraftwerkskomponenten, dem Neubau 

von Anlagen, Gas- und Dampfturbinen, der 

Entwicklung von Speichern, der Sektorenkopplung, 

Armaturen und Komponenten 

sowie der Feuerung auseinandersetzten. 

Unter der Bezeichnung Combustion 4.0 gewannen 

Assistenzsysteme, hybride Modelle 

zur Steuerung und Prognosetools zur Unterstützung 

der Wartung zunehmend an 

Bedeutung in der Kraftwerksbranche. 

Zu einem vielschichtigen wissenschaftlichen 

Blick gehört zusätzlich stets auch frischer 

Wind. Der den wissenschaftlichen 

Nachwuchs ehrende Boie-Preis wurde in 

diesem Jahr an Herrn Dipl.-Ing. Florian 

Möllenbruck (Universität Duisburg-Essen, 

jetzt Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe) 

für seinen Beitrag „Flexibilisierung 

eines Erdgaskraftwerkes durch Integration 

einer Methanolsynthese“ verliehen. 

Das Interesse an den Themen des Kolloquiums 

steigt zunehmend an, wie die wachsende 

Anzahl an Teilnehmern (960) und 

Firmenmesseausstellern (115) zeigt. 

Das zweitägige Kongressprogramm wurde 

durch die Future Lounge komplettiert, die 

sich auch 2019 der Nachwuchsgewinnung 

widmete. Unterstützt wurde die Orientierung 

auf dem Kongress durch eine in diesem 

Jahr erstmalig verwendete Congress 

App, die kurz und bündig alles Wesentliche 

handlich auf den Punkt brachte. 

Erneut wurde die Abendveranstaltung stilvoll 

durch die schon in nahezu gleicher Besetzung 

2018 spielende Live-Band eingeleitet. 

Am späteren Abend wurden die Gäste 

des 51. Kraftwerkstechnischen Kolloquiums 

von vier Zauberern aus unterschiedlichen 

Ländern ins Staunen versetzt und 

ließen den ersten Kongresstag in lockerer 

Atmosphäre ausklingen. 

Die Autoren des Beitrags bedanken sich bei 

allen Mitwirkenden, Förderern und Teilnehmenden 

für ein rundum gelungenes 

51. Kraftwerkstechnisches Kolloquium. 

Wir werden auch beim 52. Kraftwerkstechnischen 

Kolloquium Bewährtes beibehalten; 

an manchen Stellen werden sich Veränderungen 

und Weiterentwicklungen 

zeigen. Um die Wartezeit bis zur Tagung zu 

verkürzen, finden sich weitere Informationen 

unter www.kraftwerkskolloquium.de. 

Wir freuen uns sehr auf ein Wiedersehen 

der „Kraftwerkstechnischen Familie“ mit 

aktuellen und interessanten Themen am 

6. und 7. Oktober 2020 im Internationalen 

Congress Center Dresden. Bis bald! l 

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Tagungsbericht: Branchenforum für Kontrollraumtechnik und Monitoring-Systeme VGB PowerTech 1/2 l 2020 

ko:mon Kongress 2019: 

Bestsellerautor Dirk Schmidt überträgt 

Strategien des Leistungssports auf die 

Arbeit im Leitstand 

220 Teilnehmer tauschen sich drei Tage lang über den 

Kontrollraum der Zukunft aus 


Abstract 

ko:mon Kongress 2019: 

Bestselling author Dirk Schmidt transfers 

strategies of competitive sports to the 

work in the control room 

220 participants exchange information about 

the control room of the future for three days 

Control systems, in which all information converges 

and in which faults are detected in good 

time, are also becoming increasingly important 

in the energy industry. Since they have to take 

over a growing number of functions, it is crucial 

to adapt hardware and software, process sequences 

and the design of the control rooms to 

these requirements. The “ko:mon - Congress for 

Control Room Technology and Monitoring Systems” 

will deal with this topic. This largest 

cross-industry control room forum in Germany 

took place for the eleventh time in mid-September. 

Experts, practitioners, specialist planners, 

equipment suppliers and users from various 

industries met at the ATLANTIC Hotel Bremen 

for a transfer of know-how. In lectures, expert 

panels and networking rounds, the approximately 

220 participants spent three days discussing 

the latest developments in the industry 

and the control room of the future. l 

Leitsysteme, in denen alle Informationen zusammenlaufen 

und die Störungen rechtzeitig 

erkennen, werden auch in der Energiewirtschaft 

immer wichtiger. Da sie eine wachsende 

Zahl von Funktionen übernehmen müssen, 

ist es entscheidend, Hard- und Software, 

Prozessabläufe sowie die Gestaltung der Leitwarten 

an diese Anforderungen anzupassen. 

Mit dieser Thematik setzt sich der „ko:mon - 

Kongress für Kontrollraumtechnik und Monitoring-Systeme“ 

auseinander. Zum mittlerweile 

elften Mal fand Mitte September 

dieses größte branchenübergreifende Kontrollraum-Forum 

Deutschlands statt. Experten, 

Praktiker, Fachplaner, Ausrüster und 

Anwender verschiedener Branchen trafen 

sich im ATLANTIC Hotel Bremen zum Knowhow-Transfer. 

In Vorträgen, Experten-Panels 

und Networking-Runden tauschten sich die 

rund 220 Teilnehmer drei Tage lang über 

neueste Entwicklungen in der Branche und 

den Leitstand der Zukunft aus. 

Bereits direkt nach der Eröffnung durch 

Schirmherr Prof. Dr. Kai Michels von der 

Universität Bremen wartete die Veranstaltung 

mit einem Highlight auf: Motivationsprofi 

und Bestsellerautor Dirk Schmidt vermittelte 

den versammelten Vertretern der 

Monitoring- und Kontrollraumbranche in 

kurzweiligen 60 min, wie Spitzenleistung 

im Kontrollraum erzielbar ist. Er verwies 

dabei auf praxiserprobte Strategien aus 

dem Leistungssport. Besonders mit einer 

Aussage überraschte der Erfolgscoach: Talent 

und Technik seien bei Spitzenleistungen 

eher zweitrangig. Klare Gedanken sei- 

Autoren 

ko:mon 2019 Kongress & Seminar 


Bild 1. Leitsysteme, in denen alle Informationen zusammenlaufen und die Störungen rechtzeitig 

erkennen, werden auch in der Energiewirtschaft immer wichtiger. Da sie eine wachsende 

Zahl von Funktionen übernehmen müssen, ist es entscheidend, Hard- und Software, 

Prozessabläufe sowie die Gestaltung der Leitwarten an diese Anforderungen anzupassen. 

(Im Bild: Demo-Leitstand auf dem ko:mon.) 

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Tagungsbericht: Branchenforum für Kontrollraumtechnik und Monitoring-Systeme 

EPSON, eschbach, accellence technologies, 

POCABAR, iat, dc_ce rz-beratung, 

SERVIEW, Rhebo und JST Jungmann statt. 

Hier konnten sich die Kongressgäste über 

verschiedene Soft- und Hardware-Lösungen 

informieren und sich zu innovativen 

Ansätzen für moderne Kontrollräume austauschen. 

Bild 2. Vom 18. bis 20. September 2019 fand in Bremen zum mittlerweile elften Mal das größte 

branchenübergreifende Kontrollraum-Forum Deutschlands statt. 

en viel ausschlaggebender, um in wichtigen 

Momenten im Kontrollraum schnell eine 

richtige Entscheidung fällen zu können. 

Thematisch breit gefächerte 

Vorträge 

Insgesamt fanden 14 Vorträge in drei parallelen 

Streams in unterschiedlichen Vortragsräumen 

statt. Die große Vielfalt an 

Keynotes, Workshops und Vorträgen deckte 

über die drei ko:mon-Tage hinweg thematisch 

das gesamte Arbeitsumfeld des 

Kontrollraums und seiner Crews ab. Das 

komfortable und effiziente Arbeiten in der 

Leitwarte wurde dabei genauso behandelt 

wie Sicherheitsaspekte, Arbeitsbedingungen 

und Zukunftsperspektiven. 

An zwei Konferenztagen bot der ko:mon 

jedoch nicht nur die Gelegenheit, Vorträge 

und Gesprächsrunden mitzuverfolgen. Im 

Foyer des ATLANTIC Hotels fand eine 

Fachausstellung mit Lösungsanbietern wie 

NEC, LeuTek USU, Rosenberger, PRIOR1, 

ko:mon 2020 bereits in Planung 

Das Feedback der Besucher – darunter 

auch Vertreter aus der Energiewirtschaft, 

beispielsweise von den Unternehmen 

DREWAG, SWG und enercity Netz – zur gesamten 

Veranstaltung fiel durchweg positiv 

aus. Auf dem Kongress herrschte eine 

lockere Atmosphäre, zu der auch Programmpunkte 

wie ein Get-together am 

Abend des 18. September und ein BBQ am 

19. September beitrugen. 

Nach dem großen Erfolg des diesjährigen 

ko:mon befinden sich die Veranstalter bereits 

wieder in der Planung für den neuen 

Kongress im Herbst 2020. 

l 

Bild 3. Beim „ko:mon - Kongress für Kontrollraumtechnik und 

Monitoring-Systeme“ trafen sich Experten, Praktiker, Fachplaner, 

Ausrüster und Anwender aus Industrie, Verwaltung und 

Dienstleistung zum Know-how-Transfer rund um das Thema 

Kontrollraumtechnik. 

Bild 4. Mit Vorträgen zu aktuellen Themen wie „(K)eine Vison – 

Revisionssichere Abbildung von Anlagen und Prozessen mittels 

Blockchain-Technologie“, „Kürzere Reaktionszeiten mit der HIVK- 

WE-Methode“ oder „5G ist die neue DNA, die wir brauchen…“ 

regte der Kongress zum Denken „outside the box“ an. 

Bild 5. Der Kongress umfasste auch eine Fachausstellung mit mehr als 

einem Dutzend Ausstellern. 

Bildquellen: ko:mon Kongress, Philipp Arnoldt Photography. 

Bild 6. Bereits direkt nach der Eröffnung wartete die Veranstaltung 

mit einem Highlight auf: Motivationsprofi und Bestsellerautor 

Dirk Schmidt vermittelte der versammelten Monitoring- und 

Kontrollraumbranche in kurzweiligen 60 min, wie Spitzenleistung 

im Kontrollraum erzielbar ist. 

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SAVE THE DATE 








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 | The 1980ies | VGB KRAFTWERKSTECHNIK 11 (1980) 

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A journey through 100 years VGB | The 1980ies | VGB KRAFTWERKSTECHNIK 11 (1980)


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Operating results 

Plants in direct exchange of experience with VGB I October 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 745 1 028 300 8 376 010 338 202 844 100.00 92.83 100.00 84.61 0 15.31 0 0.08 0 0 98.85 82.12 - 

KBR Brokdorf DE PWR 1480 1410 745 986 722 8 378 370 358 946 180 100.00 86.83 93.96 81.51 5.63 13.86 0.41 0.06 0 4.57 89.20 77.28 - 

KKE Emsland DE PWR 1406 1335 745 1 028 413 8 746 219 355 565 188 100.00 87.04 100.00 86.94 0 7.27 0 0 0 5.80 98.20 85.25 - 

KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 745 1 070 070 9 904 910 363 630 723 100.00 95.13 99.98 94.81 0.02 4.89 0 0.11 0 0.19 96.36 91.05 - 

KKP-2 Philippsburg DE PWR 1468 1402 745 1 005 849 8 843 211 375 004 366 100.00 87.61 99.95 87.38 0.05 7.93 0 0 0 4.69 90.50 81.28 4 

KRB-C Gundremmingen DE BWR 1344 1288 745 999 296 8 419 961 339 361 715 100.00 86.98 100.00 86.41 0 12.66 0 0 0 0.93 99.34 85.42 - 

KWG Grohnde DE PWR 1430 1360 745 1 009 147 8 685 609 386 259 822 100.00 88.06 99.92 87.78 0.03 8.60 0 0 0.05 3.62 94.09 82.70 - 

OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 745 687 447 6 453 520 268 108 728 100.00 96.98 99.88 96.13 0.12 3.56 0 0.17 0 0.14 100.30 96.14 - 

OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 745 687 012 6 113 476 258 010 019 100.00 91.81 99.99 91.33 0 7.39 0.01 1.28 0 0 100.24 91.08 - 

KCB Borssele NL PWR 512 484 745 374 368 5 512 786 167 234 474 99.12 85.37 99.12 85.30 0.88 12.44 0 0.93 0 1.33 98.11 82.20 - 

KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 745 283 936 2 411 259 129 745 369 100.00 87.69 100.00 87.52 0 12.48 0 0 0 0 100.33 86.87 7 

KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 745 283 005 2 386 203 136 736 610 100.00 86.71 100.00 86.53 0 13.47 0 0 0 0 100.05 85.95 7 

KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 745 785 806 6 680 686 320 556 214 100.00 87.32 99.99 86.80 0.01 7.17 0 0.74 0 5.29 99.51 86.38 7 

KKM Muehleberg CH BWR 390 373 745 284 160 2 778 890 130 183 205 100.00 100.00 99.93 99.76 0.07 0.24 0 0 0 0 97.80 97.66 - 

CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 745 786 501 6 935 768 254 227 436 100.00 90.24 100.00 89.87 0 9.41 0 0 0 0.73 98.41 88.58 - 

Dukovany B1 CZ PWR 500 473 548 261 151 2 923 685 115 153 179 73.56 82.33 70.72 81.81 0 14.69 0 0 29.28 3.50 70.11 80.14 1 

Dukovany B2 CZ PWR 500 473 745 367 280 2 083 213 110 317 384 100.00 58.76 99.69 58.15 0.31 11.91 0 0 0 29.93 98.60 57.11 - 

Dukovany B3 CZ PWR 500 473 745 356 858 3 029 376 109 527 417 100.00 85.54 100.00 85.18 0 9.54 0 0 0 5.27 95.80 83.04 - 

Dukovany B4 CZ PWR 500 473 745 372 929 3 617 748 110 061 017 100.00 99.85 100.00 99.70 0 0.06 0 0 0 0.24 100.12 99.17 - 

Temelin B1 CZ PWR 1082 1032 745 805 805 6 302 005 120 663 047 100.00 80.67 99.97 80.43 0.01 19.56 0 0 0.02 0.01 99.96 79.83 - 

Temelin B2 CZ PWR 1082 1032 745 811 582 6 607 392 115 879 909 100.00 83.47 100.00 83.24 0 16.60 0 0 0 0.16 100.68 83.70 - 

Doel 1 BE PWR 454 433 92 40 658 2 291 598 137 736 060 12.39 68.11 11.98 67.77 88.02 32.20 0 0 0 0.03 11.69 67.67 2 

Doel 2 BE PWR 454 433 0 0 2 533 531 136 335 470 0 77.50 0 76.20 100.00 23.63 0 0 0 0.17 0 76.14 2 

Doel 3 BE PWR 1056 1006 745 798 464 6 397 257 261 529 742 100.00 82.90 100.00 82.30 0 15.74 0 0.05 0 1.90 101.11 82.54 - 

Doel 4 BE PWR 1086 1038 745 811 772 7 662 270 268 035 680 100.00 100.00 100.00 96.60 0 0 0 0.31 0 3.08 98.91 95.32 - 

Tihange 1 BE PWR 1009 962 745 740 727 7 293 792 306 124 650 100.00 100.00 99.94 99.98 0.06 0.02 0 0 0 0 98.56 99.18 - 

Tihange 2 BE PWR 1055 1008 128 131 910 2 286 338 256 938 268 17.18 31.32 17.09 30.70 0 0.59 0 0.02 82.91 68.69 16.94 29.92 3 

Tihange 3 BE PWR 1089 1038 745 799 779 7 746 449 278 973 722 100.00 99.97 100.00 99.31 0 0.62 0 0 0 0.06 99.15 97.99 - 

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: 

1,205 MWh 

Since the beginning of the year: 13,824 MWh 

Since commissioning: 543,747 MWh 

KKB 2 Beznau 

Month: 

0 MWh 


Since commissioning: 132,616 MWh 

KKG Gösgen 

Month: 

7,289 MWh 


Since commissioning: 2,368,217 MWh 

8 New nominal capacity since January 2019 

91

VGB News VGB PowerTech 1/2 l 2020 

VGB News 

VGB Innovation Award 2020 – 

Submit your proposal now 

The VGB Innovation Award honours outstanding 

performance of young university 

graduates working in the field of power 

and heat generation (age limit: 35 years). 

The work that is to be honoured in this way 

can relate either 

to the generation 

and storage 

of power and 

heat, or to innovative 

research 

findings in this 

field. 

The VGB Innovation Award of the VGB 

Research Foundation is endowed with in 

total 10,000 € and is presented on the occasion 

of the VGB Congress 2020 – 100 years 

of VGB. The prize is awarded in two different 

categories (Application and Future). 

All VGB member companies as well as the 

members of the VGB Scientific Advisory 

Board have the right to propose candidates. 

More information: 

http://www.vgb.org/en/ 

fue_innovation_award.html 

| www.vgb.org 

Flexible operation of coal-fired 

power plants in India: Workshops 

in Kolkata and Ahmedabad 

Representatives of the VGB and its member 

companies exchanged ideas with Indian industry 

experts about the need for flexible 

power plant operation and what options are 

available. 

More than 160 participants joined the 

workshops that took place in Kolkata on 

February 4 and in Ahmedabad on February 

6. This number far exceeded the expectations 

of the organizer, the Excellence Enhancement 

Center (EEC). The Indian partner 

organization of the VGB organized 

these events with the aim of sensitizing the 

Indian energy industry to the need for flexible 

power plant operation for coal-fired 

power plants and to present promising 

technical and organizational measures. 

Profitability is a particular challenge 

In addition to the VGB, the member companies 

RWE, Steag and Siemens presented 

their experiences, which they gained in international 

projects related to the flexibilization 

of thermal power plants. In addition, 

the state electricity generators – West 

Bengal Power Development Corporation 

Limited and Gujarat State Electricity Board 

– stated that they have started investigat- 

VGB Innovation Award 2020 – 

Jetzt Vorschläge einsenden 

Der VGB Innovation Award zeichnet herausragende 

Leistungen junger Hochschulabsolventen 

aus, die auf dem Gebiet der 

Erzeugung und Speicherung von Strom 

und Wärme tätig sind (Altersgrenze: 35 

Jahre). Die auszuzeichnende 

Arbeit 

kann sich sowohl 

auf den Betrieb von 

Anlagen zur Erzeugung 

und Speicherung 

von Strom 

und Wärme beziehen 

als auch auf innovative Forschungsergebnisse. 

Der VGB Innovation Award der VGB-FOR- 

SCHUNGSSTIFTUNG ist mit insgesamt 

10.000 € dotiert und wird im Rahmen des 

VGB KONGRESS 2020 – 100 Jahre VGB 

verliehen. Der Preis wird in zwei unterschiedlichen 

Kategorien vergeben (Anwendung 

und Zukunft). 

Alle VGB-Mitgliedsunternehmen und die 

Mitglieder des Wissenschaftlichen Beirates 

des VGB können Kandidaten für diese Auszeichnung 

benennen. 

Weitere Informationen: 

http://www.vgb.org/ 


ing flexible power plant operation and 

have already carried out according test 

runs in their power plants. Representatives 

of the private power producer Adani Power 

Maharastra Ltd also pointed out the particular 

challenge of operating thermal 

power plants both flexibly and profitably. 

Representatives of the Central Electricity 

Agency (CEA) made it clear that the state 

institutions are aware of the challenge and 

are working on solutions and suitable tariff 

systems. The transition of the Indian energy 

system is moving forward in great 

strides – according to a recent CEA study, 

in 2030 over 50 percent of the electricity 

will be generated from the variable energy 

resources such as wind and solar PV. On 

the one hand, flexible coal-fired power 

plants with minimum loads of at least 55 

percent are required. On the other hand, 

further flexibility and supply options have 

to be developed. The study sees particularly 

great potential in hydropower and in stationary 

battery systems. 

Both workshops were organized under 

the auspices of the Indo-German Energy 

Forum (IGEF) with the support of the 

Deutsche Gesellschaft für Internationale 

Zusammenarbeit GmbH (GIZ). As part of 

the IGEF activities, the VGB is working 

with the EEC on other project schemes related 

to flexible coal-fired power plants. 

Flexibler Betrieb indischer 

Kohlekraftwerke: Workshops in 

Kolkata und Ahmedabad 

Wie notwendig ein flexibler Kraftwerksbetrieb 

ist und welche Optionen es dabei gibt, 

darüber tauschten sich Vertreter des VGB 

und seiner Mitgliedsunternehmen mit indischen 

Branchenexperten aus. 

Mehr als 160 Teilnehmer haben an den 

Workshops, die am 4. Februar 2020 in Kolkata 

und am 6. Februar 2020 in Ahmedabad 

stattfanden, teilgenommen. Diese Zahl 

übertraf die Erwartungen des Veranstalters, 

des Excellence Enhancement Centre 

(EEC), bei Weitem. Die indische Partnerorganisation 

des VGB hatte diese Veranstaltungen 

mit dem Ziel organisiert, die indische 

Energiebranche für die Notwendigkeit 

eines flexiblen Kraftwerksbetriebs für 

Kohlekraftwerke zu sensibilisieren und 

vielversprechende technische und organisatorische 

Maßnahmen vorzustellen. 

Rentabilität stellt besondere 

Herausforderung dar 

Neben dem VGB präsentierten die Mitgliedsunternehmen 

RWE, Steag und Siemens 

ihre Erfahrungen, die sie bei internationalen 

Projekten rund um die Flexibilisierung 

thermischer Kraftwerke sammeln 

konnten. Zudem legten die bundesstaatlichen 

Energieversorger – West Bengal Power 

Development Corporation Limited und 

Gujarat State Electricity Board – dar, dass 

sie sich bereits aktiv mit dem flexiblen 

Kraftwerksbetrieb auseinandersetzen und 

auch schon entsprechende Testläufe in ihren 

Kraftwerken durchgeführt haben. Vertreter 

des privaten Stromproduzenten Adani 

Power Maharastra Ltd wiesen zudem auf 

die besondere Herausforderung hin, thermische 

Kraftwerke sowohl flexibel als auch 

rentabel zu betreiben. 

Vertreter der Central Electricity Agency 

(CEA) machten deutlich, dass sich die 

staatlichen Institutionen der Herausforderung 

bewusst seien und an Lösungen und 

passenden Tarifsystemen arbeiteten. Der 

Umbau des indischen Energiesystems soll 

mit großen Schritten vorangehen – einer 

aktuellen CEA-Studie zufolge sollen im 

Jahr 2030 über 50 Prozent des Stroms aus 

den volatilen Energieressourcen Wind und 

Solar PV gewonnen werden. Dazu sind 

zum einen flexible Kohlekraftwerke mit 

Mindestlasten von mindestens 55 Prozent 

gefragt. Zum anderen müssen weitere Flexibilitäts- 

und Versorgungsoptionen entwickelt 

werden. Die Studie sieht dabei besonders 

großes Potenzial in der Wasserkraft 

sowie in stationären Batteriesystemen. 

Beide Workshops fanden unter dem Dach 

des Deutsch-Indischen Energieforums 

(DIEF) mit Unterstützung der Deutschen 

Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit 

GmbH (GIZ) statt. Im Rahmen der 

DIEF-Aktivitäten arbeitet der VGB gemeinsam 

mit dem EEC an weiteren Projektideen 

rund um flexible Kohlekraftwerke. 

92


Personalien 

VGB Quality Award 2020 – 

Call for proposals 

The “VGB Quality Award” is a VGB PowerTech 

initiative to increase the awareness 

for the commercial value of quality and to 

highlight examples of suppliers who have 

delivered extraordinary quality in services 

and products. The “VGB Quality Award” 

covers all electricity and heat generation 

technologies: hydro, wind energy, biomass, 

biogas, nuclear, oil-, gas- and coalfired 

power stations, as well as storage 

technologies, and all project stages: new 

build, refurbishment, maintenance, or decommissioning. 

Who may submit a proposal? 

• All ordinary and sponsoring members of 

VGB PowerTech are invited to propose a 

supplier who has delivered a project of 

an outstanding quality. 

What are the details of the award? 

• VGB will award a 1 st , 2 nd and 3 rd place. 

• The awarding ceremony for the first 

place will be part of the VGB Congress 

2020 “100 Years VGB” in Essen, Germany 

from 9 and 10 September 2020. Additionally 

the first place includes a publication 

option in the VGB POWERTECH 

Journal. 

• The 2 nd and 3 rd places will be named at 

the ceremony and published in the VGB 

POWERTECH Journal. 

• All awarded winners will be entitled to 

hold a presentation on one of the upcoming 

VGB Conferences/Workshops. 

• The submitter of the award winning 

company will receive a complementary 

ticket for the VGB Congress 2020. 

What are the evaluation criteria? 

• Planning, implementation and organisation 

of the project. 

• Realisation of health & safety standards. 

• Adherence to schedule and budget. 

• Customer information regarding problems 

and solutions. 

• Description of the complete outcome of 

delivered quality. 

Who is member of the professional jury? 

• The proposals will be evaluated by a jury, 

consisting of members of the VGB 

“Technical Advisory Board”. 

http://www.vgb.org/en/ 

quality_award.html 

VGB Quality Award 2020 – 

Jetzt Vorschläge einsenden 

Der „VGB Quality Award“ wird verliehen, 

um das Bewusstsein in der Branche für die 

kommerzielle Bedeutung von Qualität zu 

schärfen und Partnerfirmen auszuzeichnen, 

die bei der Erbringung ihrer Lieferungen 

und Leistungen eine außerordentliche 

Qualität gezeigt haben. Der „VGB Quality 

Award“ umfasst alle Technologien der 

Strom- und Wärmeerzeugung: Wasserkraft, 

Windenergie, Biomasse, Biogas, 

Kernenergie, Öl-, Gas- und Kohlekraftwerke, 

sowie Speichertechnologien und alle 

Projektphasen: Neubau, Sanierung, Instandhaltung 

und Stilllegung. 

Wer kann nominieren? 

• Alle Ordentlichen und Fördernden Mitglieder 

des VGB PowerTech sind aufgerufen, 

Projekte und ihre Unternehmen 

zu nominieren, die eine herausragende 

Qualität bei der Ausführung auszeichnet. 

Der „VGB Quality Award“ im Detail? 

• VGB zeichnet einen 1., 2. und 3. Platz 

aus. 

• Die Preisverleihung an den Erstplatzierten 

erfolgt im Rahmen des VGB-Kongresses 

2020 „100 Jahre VGB“ in Essen, 

9. und 10. September 2020. Zudem erhält 

der Erstplatzierte die Gelegenheit, 

sein Projekt in der Fachzeitschrift VGB 

POWERTECH vorzustellen. 

• Die Zweit- und Drittplatzierten werden 

im Rahmen der Preisver leihung genannt 

und erhalten ebenfalls die Gelegenheit, 

ihre Projekte in der Fachzeitschrift VGB 

POWERTECH vorzustellen. 

• Alle Preisträger erhalten auf einer folgenden 

VGB-Veranstaltung die Gelegenheit 

zur Präsentation ihrer Projekte. 

• Das nominierende Unternehmen des 

Preisträgers des „VGB Quality Awards“ 

erhält eine Ehrenkarte für die Teilnahme 

am VGB-Kongress 2020. 

Welche Kriterien sind zu berücksichtigen? 

• Planung, Ausführung und Organisation 

des Projekts 

• Umsetzung von Gesundheits- und Sicherheitsstandards 

• Einhaltung von Terminplanung und 

Budget 

• Information des Auftraggebers bei Problemen 

und neuen Lösungen. 

• Dokumentation des Gesamtprojektes 

und der gelieferten Qualität 

Wer sind die Mitglieder des 

Preiskomitees? 

• Die Vorschläge werden von einer Jury 

aus Mitgliedern des „VGB Technical Advisory 

Board“ evaluiert. 

Weitere Informationen: 

http://www.vgb.org/ 


Personalien 

RWE Generation: Aufsichtsrat 

verlängert Vorstandsvertrag mit 

CEO Roger Miesen bis 2025 

(rwe) Der Aufsichtsrat der RWE Generation 

SE hat Roger Miesen vorzeitig für weitere 

fünf Jahre zum Vorstandsvorsitzenden 

(CEO) und Chief Operation Officer (COO) 

bestellt. Der Niederländer ist seit 2013 Mitglied 

des Vorstands und seit 2018 CEO der 

RWE Generation SE. Sein aktueller Vertrag 

läuft bis Ende 2020 und wird mit dem Beschluss 

bis Ende 2025 verlängert. 

Rolf Martin Schmitz, Aufsichtsratsvorsitzender 

der RWE Generation SE, kommentiert: 

„Roger Miesen verfügt über viel Erfahrung 

im Bereich der europäischen Stromerzeugung. 

Sich ändernde politische und 

marktwirtschaftliche Rahmenbedingungen 

machen den Strommarkt in Europa 

extrem herausfordernd. Mit ihm haben wir 

einen Vorstandsvorsitzenden, der sich auf 

vielen Märkten zu Hause fühlt und großes 

technisches Verständnis besitzt. Seine Erfahrung 

wird gerade in Zukunft gebraucht. 

Denn das Unternehmen muss sich nicht 

nur an das Geschäftsumfeld anpassen, sondern 

auch konsequent weiterentwickeln 

und das Wasserkraft-, Biomasse- und Biogasgeschäft 

von innogy integrieren. Ich bin 

daher froh, dass Roger Miesen diese Aufgabe 

für weitere fünf Jahre wahrnehmen 

wird.“ (20641526) 

LLwww.rwe.com 

VGB: New members 

We highly appreciate to welcome our new 

VGB PowerTech e.V. members: 

• Fennovoima Oy 

LLwww.fennovoima.fi 

• FRANKE-Filter GmbH 

LLfranke-filter.com 

• GR-Consult e. U. 

LLwww.gr-consult.at 

• ILF Consulting Engineers Austria GmbH 

LLwww.ilf.com 

• Linz AG 

LLwww.linzag.at 

• OMCO - Attarat Operation & Maintenance 

Company 

• Peters Consulting GmbH 

• THERM SERVICE für Kraftwerke und 

Industrie GmbH 

LLwww.thermservice.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 1/2 l 2020 

100 Years VGB Titelseite 

Energie-Campus Deilbachtal U II 

INWATEC GmbH & Co. KG U IV 

T.A.Cook, Maindays 2020 3 

BRAUER Maschinentechnik AG 9 

RWE Group 11 

Rheinbraun Brennstoff GmbH 

VGB-Fachtagung12-14 

Dampfturbinen und 

Dampfturbinenbetrieb 2020 

VGB Conference 17 

Maintenance of 

Wind Power Plants 2020 

VGB Workshop 19 

Flue Gas Cleaning 2020 

VGB Conference 20-22 

Electrical, I&C and IT Engineering 

in Energy Supply – KELI 2020 

VGB-Fachtagung25 

Brennstofftechnik und 

Feuerungen 2020 

VGB Expert Event 27 

Digitalization in Hydropower 2020 

VGB Thementag 31 

Windenergie – Umwelt-, Arbeitsund 

Gesundheitsschutz 

VGB-Konferenz33-35 

Elektro-, Leit- und Informationstechnik 

in der Energieversorgung – KELI 2020 

VGB-Kongress 64 

100 Jahre VGB 

94


VGB Events | Events 

VGB Events 2020 

Congress/Kongress 

VGB Kongress 2020 

VGB Congress 2020 

100 Years VGB 

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 

Konferenzen | Fachtagungen 


VGB-Konferenz 

KELI - Konferenz zur 

Elektro-, Leit- und 

Informationstechnik 2020 


KELI - Conference for Electrical 

Engineering, I&C and IT in 

Generation Plants 2020 

mit Fachausstellung/with technical exhibition 

(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 


Maintenance of 

Wind Power Plants 2020 


Mannheim, Germany 

Contact: 

Ulrich Langnickel 

T: +49 201 8128 238 

Akalya Theivendran 

T: +49 201 8128 230 

E: vgb-maint-wind@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 


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 

VGB-Chemiekonferenz 2020 

VGB Conference Chemistry 2020 


27 to 29 October 2020, 

Dresden, Germany 

Kontakt: 

Ines Moors 

T: +49 201 8128-274 

E: vgb-chemie@vgb.org 

Seminare | Workshops 


VGB-Workshop 

Öl im Kraftwerk 

24. und 25. März 2020, 

Bedburg, Deutschland 

Kontakt: 

Diana Ringhoff 

T: +49 201 8128 232 

E: vgb-oil-pp@vgb.org 


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 


Flue Gas Cleaning 2020 


Dresden, Germany 

Contact: 

Ines Moors 

T: +49 201 8128 274 

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

VGB-Thementag 

Thementag Windenergie - Umwelt-, 

Arbeits- und Gesundheitsschutz 

14. Mai 2020, 

Essen, Deutschland 

Kontakt: 


T: +49 201 8128 313 

E: vgb-thement-wind@vgb.org 

VGB-Workshop 

11. Emder Workshop Offshore 

Windenergieanlagen – Arbeitsmedizin 

11. und 12. September 2020, 

Emden, Deutschland 

Kontakt: 


T: +49 201 8128-313 

Guido Schwabe 

T: +49 201 8128 272 

E: vgb-arbeitsmed@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: 

www.vgb.org/VGB_Veranstaltungen.html 

Telefon: +49 201 8128-310/299, 

E-Mail: events@vgb.org 

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

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

Exhibitions and Conferences 

KERNTECHNIK 2020 

5 and 6 May 2020, Berlin, Germany 

KernD and KTG e.V. 

www.kerntechnik.com 

52. Kraftwerkstechni sches 

Kolloquium 2020 

6. und 7. Oktober 2020, Dresden, Deutschland 

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 1/2 l 2020 

Preview 3 l 2020 

Focus: Chemie in der Energieversorgung 

Themen: Chemistry in energy supply 

How can combustion side problems 

impact steam/water quality? 

Wie können sich verbrennungsseitige 

Probleme auf die Dampf-/Wasserqualität 

auswirken? 

M. Nielsen and F. Fogh 

Diagnostics as a source of knowledge 

and strategy for coal-fired power units 

operated in a flexible mode 

Diagnosesysteme für die Optimierung eines 

flexiblen Betriebs von Kohlekraftwerken 

Jerzy Trzeszczyński 

Effect of moisture types on fuel flowability 

Effekt von Feuchtigkeitsarten auf die 

Fließfähigkeit von Brennstoffen 

V. Barišić, J. Podbaronova, K. Peltola, 

Patrycja Slotte, P. Leśniewski and M. Klajny 

Comissioning of NPP Mochovce 3 – 

Hot functional tests primary circuit surface 

preconditioning 

Inbetriebnahme des KKW Mochovce 3 – heiße 

Funktionstests – Oberflächen-Vorkonditionierung 

im Primärkreislauf 

P. Kůs, Martin Skala, M. Kronďák, A. Kobzová, 

Št. Tkáč and J. Mihóková, 

Test rig for determination of fuel flowability. 

To be published in the article 

“Effect of Moisture Types on Fuel Flowability” 

by Patrycja Slotte, Paweł Leśniewski, 

Kari Peltola, Marcin Klajny and Vesna Barišić 

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 

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Web: www.vgb.org 

Editorial Staff 

Dr. Mario Bachhiesl 

Dr.-Ing. Thomas Eck 

Dr.-Ing. Christian Mönning 

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 

Prof. Dr. Reinhold O. Elsen, Essen/Germany 

Editing and Translation 

VGB PowerTech 

Circulation and Advertising Office 

VGB PowerTech Service GmbH 


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 

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Media-Informationen 2020 

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VGB POWERTECH Issue 1/2 (2020)

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