VGB POWERTECH 11 (2019)

International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat 

11 2019 

Focus 

• Operation: 

legal & technology 

Acid conductivity monitoring – 

No more resin change 

Openness to 

technology as 

a legal principle 

Pumped hydro 

storage as enabler 

of energy transition 

AMI CACE 

Conductivity After Cation Exchange (CACE) 

has never been easier to measure than with 

the new EDI technology for cation removal 

from the sample 

Swan Analytische Instrumente AG 

CH-8340 Hinwil ∙ www.swan.ch 

swan@swan.ch 

Metal based 

latent heat storages 

100 years VGB 

Series – A journey 

through history 

– the 2000s 

Water Steam Cycle 

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

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ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition

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Further information: 

www.vgb.org/en/kongress_2020.html 

Photos ©: Grand Hall 

Information on participation: Ines Moors 

Phone: +49 201 8128-274 E-mail: vgb-congress@vgb.org 

Information on the exhibition: Angela Langen 

Phone: +49 201 8128-310 E-mail: angela.langen@vgb.org

VGB PowerTech 11 l 2019 

Editorial 

The Green Deal of the new EU Commission 

A further great challenge for power generation 

Ladies and Gentlemen, 

On 11 December 2019, the 

European Commission presented 

the “European Green 

Deal “*, a roadmap to make 

the Community economy 

sustainable. The challenges 

of climate and environmental 

protection are to be shaped 

as opportunities for all policy 

areas and the transition is 

to be fair and shaped jointly 

with all those involved. EU 

President Ursula von der Leyen 

accompanied the publication 

with the words: “The European Green Deal is our new 

growth strategy – for growth that gives us more back than it 

takes away ...”. EU Vice-President Frans Timmermanns noticed: 

“We are in a climate and environmental emergency. 

The European Green Deal is an opportunity to improve the 

health and well-being of our people by transforming our economic 

model....”. 

The Green Deal presented includes a roadmap with measures 

to promote the efficient use of resources. The future economy 

is to be transformed into a clean and circular-oriented system, 

climate change is to be halted, biodiversity preserved 

and pollution reduced. It is also essential that the roadmap 

and subsequent measures cover all economic sectors, namely 

transport, energy, agriculture and buildings, as well as the 

steel, cement, information and telecommunications sectors, 

the textile and chemical industries. 

Key points concerning the energy/electricity sector in the 24- 

page document can be summarised as follows: 

–– 

Timeline 

The Commission will propose a European climate 

law in March 2020 to incorporate the climate neutrality 

target for 2050 into Community legislation. 

By summer 2020, the EU will present an impact assessment 

to revise the greenhouse gas reduction target for 2030 (50 

to 55 %). 

–– 

EU climate target and emissions trading system 

The Commission will propose a revision of the EU Energy 

Tax Directive. It will focus on environmental aspects and 

allow the European Parliament and the Council to adopt 

proposals in this area by qualified majority rather than unanimity 

under the ordinary legislative procedure. 

–– 

National Energy and Climate Plans (NECPs) 

Member States will present their revised energy and climate 

plans by the end of 2019. The Commission will assess 

the objectives of the plans and the need for additional 

measures if the level of the objectives is insufficient. This 

will feed into the process of increasing the climate targets 

for 2030, for which the Commission will review the relevant 

legislation by June 2021 and revise it if necessary. 

–– 

Energy efficiency and smart market integration 

Priority will be given to energy efficiency. The European energy 

market should be fully integrated, networked and digitised, 

while maintaining technological neutrality. Decarbonised 

gases are to be increasingly used in the gas sector. 

–– 

Transport 

Achieving climate neutrality requires a 90% reduction in 

transport emissions by 2050. In 2020, the Commission 

will adopt a strategy for sustainable and intelligent mobility 

that meets this challenge and addresses all sources of 

emissions. The development of electromobility, including 

the necessary infrastructure, will be important. 

–– 

Financing and innovation 

The Commission proposes a target of 25% of the EU budget 

for climate action and will present a European Sustainable 

Investment Plan to mobilise up to €1,000 billion over the 

next 10 years. Innovations for climate action under Horizon 

Europe will account for 35% of the budget. 

Following the “World Energy Outlook” with its scenarios for 

global energy supply summarised and commented on here in 

the last editorial, the EU Commission is currently positioning 

itself even more ambitiously for the EU states on climate 

and environmental issues as well as energy supply. From the 

roadmap it can be generally seen that from earlier considerations 

on climate and environmental issues and a fixation 

solely on the energy sector, often only electricity generation, 

this is seen as a comprehensive social challenge. For the implementation 

of the goals, it remains the case that the technological 

component will remain the decisive factor in the 

implementation. Whether with higher efficiency and better 

environmental protection of existing technologies or even 

completely new technologies is not yet answered. There is 

unlikely to be one solution. Many individual solutions as a 

whole are more likely and technology neutrality in development 

and application as well as respect for and consideration 

of aspects of energy supply security and social components 

should not give way to daily guiding principles. 

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann 

Editor in Chief, VGB PowerTech 

Essen, Germany 

* The European Green Deal: https://ec.europa.eu/info/sites/info/files/ 

european-green-deal-communication_en.pdf 

https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/IP_19_6691 

1

Editorial VGB PowerTech 11 l 2019 

Der Green Deal der neuen EU-Kommission 

Eine weiter große Herausforderung für die Stromerzeugung 

Sehr geehrte Damen, 

sehr geehrte Herren, 

am 11. Dezember 2019 präsentiere 

die Europäische Kommission 

den „European Green 

Deal“*, eine Roadmap, um die 

Wirtschaft der Gemeinschaft 

nachhaltig zu gestalten. Die 

Herausforderungen des Klimaund 

Umweltschutzes sollen als 

Chancen für alle Politikbereiche 

ausgestaltet und der Übergang 

gerecht und gemeinsam 

mit allen Beteiligten gestaltet 

werden. EU-Präsidentin Ursula 

von der Leyen begleitete die 

Veröffentlichung mit den Worten: „Der European Green Deal ist 

unsere neue Wachstumsstrategie – für ein Wachstum, das uns 

mehr bringt, als es uns kostet ...“. EU-Vizepräsident Frans Timmermanns 

hob hervor: „Wir befinden uns in einem Klima- und 

Umweltnotstand. Mit dem European Green Deal können wir zu 

Gesundheit und Wohlergehen unserer Bürgerinnen und Bürger 

beitragen, indem wir unser Wirtschaftsmodell von Grund auf 

verändern ...“. 

Der vorgelegte Green Deal beinhaltet eine Roadmap mit Maßnahmen, 

um den effizienten Umgang mit Ressourcen zu fördern. 

Die zukünftige Wirtschaft soll sich zu einem sauberen und 

kreislauforientierten System wandeln, der Klimawandel soll 

aufgehalten, Biodiversität erhalten und Schadstoffbelastung 

reduziert werden. Wesentlich ist auch, dass sich Roadmap und 

folgende Maßnahmen auf alle Wirtschaftsbereiche erstrecken, 

namentlich Verkehr, Energie, Landwirtschaft und Gebäude sowie 

Stahl-, Zement-, Informations- und Telekommunikationssektor, 

Textil- und Chemieindustrie. 

Wesentliche den Energie-/Stromsektor betreffende Punkte des 

24-seitigen Dokumentes lassen sich wie folgt stichpunktartig 

zusammen fassen. 

–– 

Zeitachse 

Die Kommission wird im März 2020 ein europäisches Klimagesetz 

vorschlagen, um das Ziel der Klimaneutralität für 

2050 in die Gesetzgebung der Gemeinschaft aufzunehmen. 

Bis zum Sommer 2020 wird die EU eine Folgenabschätzung 

zur Überarbeitung des Treibhausgasreduktionsziels 2030 (50 

bis 55 %) vorlegen. 

–– 

Klimaziel der EU und Emission Trading System 

Die Kommission wird eine Überarbeitung der EU-Energiesteuerrichtlinie 

vorschlagen. Diese soll sich an Umweltaspekten 

orientieren und es dem Europäischen Parlament und dem 

Rat ermöglichen, Vorschläge in diesem Bereich im Rahmen 

des ordentlichen Gesetzgebungsverfahrens mit qualifizierter 

Mehrheit und nicht mit Einstimmigkeit anzunehmen. 

–– 

National Energy and Climate Plans (NECPs) 

Die Mitgliedstaaten werden ihre überarbeiteten Energie- und 

Klimapläne bis Ende 2019 vorlegen. Die Kommission wird die 

Ziele der Pläne und die Notwendigkeit zusätzlicher Maßnahmen 

bewerten, wenn das Niveau der Ziele nicht ausreichend 

ist. Dies wird in den Prozess der Erhöhung der Klimaziele für 

2030 einfließen, für den die Kommission die einschlägigen 

Vorschriften bis Juni 2021 überprüfen und gegebenenfalls 

überarbeiten wird. 

–– 

Energieeffizienz und smarte Marktintegration 

Der Energieeffizienz wird Vorrang eingeräumt. Der europäische 

Energiemarkt soll unter Wahrung der technologischen 

Neutralität vollständig integriert, vernetzt und digitalisiert 

wird. Dekarbonisierte Gase sollen zunehmend im Gassektor 

Einsatz finden. 

–– 

Transport 

Um Klimaneutralität zu erreichen, ist eine Reduzierung der 

Verkehrsemissionen um 90 % bis 2050 erforderlich. Die Kommission 

wird 2020 eine Strategie für eine nachhaltige und intelligente 

Mobilität verabschieden, die sich dieser Herausforderung 

stellt und alle Emissionsquellen angeht. Dem Ausbau 

von Elektromobilität einschließlich der erforderlichen Infrastruktur 

kommt dabei große Bedeutung zu. 

–– 

Finanzierung und Innovation 

Die Kommission schlägt das Ziel eines Anteils von 25 % des 

EU-Haushaltes für Klimaschutzmaßnahmen vor und wird 

einen Europäischen Plan für nachhaltige Investitionen vorlegen, 

der in den kommenden 10 Jahren bis zu 1.000 Milliarden 

Euro mobilisieren soll. Innovationen für Klimaschutzmaßnahmen 

im Rahmen von Horizon Europe sollen 35 % des 

Budgets umfassen. 

Nach dem im letzten Editorial an dieser Stelle zusammen gefassten 

und kommentierten „World Energy Outlook“ mit seinen 

Szenarien für die Energieversorgung weltweit, positioniert sich 

die EU-Kommission zu Klima- und Umweltfragen sowie der 

Energieversorgung aktuell noch weiter ambitioniert für die 

EU-Staaten. Aus der Roadmap ist grundsätzlich zu entnehmen, 

dass aus früheren Betrachtungen bei Klima- und Umweltfragen 

und einer Fixierung allein auf den Energiesektor, häufig auch 

nur die Stromerzeugung, diese als umfassende gesellschaftliche 

Herausforderung gesehen wird. Für die Umsetzung der 

Ziele bleibt es dabei, dass in der Umsetzung die technologische 

Komponente weiterhin die entscheidende bleiben wird. Ob mit 

höherer Effizienz und besserer Umweltschonung bestehender 

Technologien oder auch ganz neuen Technologien wird aktuell 

noch nicht beantwortet. Die eine Lösung wird es wohl nicht 

geben. Viele Einzellösungen als Ganzes sind wahrscheinlicher 

und Technologieneutralität bei Entwicklung und Anwendung 

sowie Achtung als auch Beachtung von Aspekten der Energieversorgungssicherheit 

und sozialer Komponenten sollten nicht 

tagesaktuellen Leitsätzen weichen. 


Chefredakteur VGB PowerTech, Esssen, Deutschland 

* The European Green Deal: https://ec.europa.eu/info/sites/info/files/ 

european-green-deal-communication_en.pdf 

https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/IP_19_6691 

2

Die Ferraro Group, 

ein nachhaltiger und kompetenter Dienstleister, 

Projektentwickler und Finanzpartner 

Die Ferraro Group ist eines der größten Industriedemontage- 

und Recycling-Unternehmen in Deutschland 

und steht derzeit auf Platz 30 der weltweiten 

Rangliste. 

Im Mittelpunkt der Firmentätigkeit stehen aber nicht 

nur Rückbau und Recycling mit Reststoffverwertung, 

sondern gleichermaßen Projektentwicklung, 

Rekultivierung, Planung und Finanzierung. 

Im Industriebereich sind derzeit verschiedene Großprojekte 

in Bearbeitung, wie z.B. 

- Stadtteilentwicklung Duisburg RheinOrt gemeinsam 

mit ArcelorMittal und der Stadt Duisburg 

- Projektentwicklung und Rückbau der Maxhütte in 

Sulzbach-Rosenberg 

- Rückbau des Presswerkes von Opel in Bochum, 

größte Abrissbaustelle in Deutschland 

Projekte aus dem Rückbau von Kohle- und Kernkraftwerken 

ergänzen das Projektportfolio und umfassen 

das gesamte Angebotsspektrum, vom Rückbau bis 

hin zur Flächenentwicklung und Finanzierung. Entsprechende 

Zertifizierungen stehen zur Verfügung. 

Bis zum Rückbau der Kraftwerksanlage müssen 

schon im Vorfeld Brandschutzmaßnahmen vor 

Allem an den Kühltürmen durchgeführt werden. 

Diese Arbeiten wurden an den Kühltürmen des 

Steag-Kraftwerkes in Lünen ausgeführt. Des Weiteren 

werden zukünftig auch der Rückbau und das Recycling 

bei Windkraftanlagen zum Aufgabenbereich 

zählen. 

Die Ferraro Group bietet ein Rund um Sorglos-Paket 

für den Kunden an. 

Die Ferraro Group kauft den kompletten Standort 

mit den aufstehenden industriellen Einrichtungen, 

um dann nach dem Rückbau und der Sanierung, die 

freiwerdende Fläche zu entwickeln und zu vermarkten. 

Auch hier werden verschiedene partnerschaftliche 

Modelle angeboten. 

Wenn Sie sich genauer informieren wollen, dann gehen 

Sie auf die Homepage: 

www.ferraro-group.de 

Wir würden uns freuen, wenn Sie mit uns Kontakt aufnehmen 

würden. 

Ferraro Group 

Biedersbergweg 99 

66538 Neunkirchen 

Tel.: 06821 864461 

Mobil: +49 171 220 8056 

j.weiersbach@ferraro-group.de 

mail@ferraro-group.de

Contents VGB PowerTech 11 l 2019 

Acid conductivity monitoring – No more resin change 

SWAN has reinvented Conductivity measurement 

After Cation Exchange (CACE). 

The AMI CACE continuously measures conductivity before and 

after cation exchange without the need to change resin columns 

every month and replace or regenerate resin. 

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

same way the conventional resin used to do. 

The monitor AMI CACE is a key component in controlling 

water steam cycle chemistry. Its new EDI technology is significantly 

reducing maintenance cost and the environmental impact, 

saving resin and regeneration chemicals. 

• Continuous monitoring of sample flow to validate results 

• No resin replacement 

• Marginal maintenance 

• Uninterrupted data availability 

• Self-surveillance of integrated data 

International Journal for Generation 

and Storage of Electricity and Heat 11 l 2019 

The Green Deal of the new EU Commission 

Der Green Deal der neuen EU-Kommission 

Christopher Weßelmann 1 

Abstracts/Kurzfassungen6 

Members‘ News 8 

Industry News 27 

Events in brief 31 

The principle of openness to technology as a legal principle – 

A concept for the non-discriminatory promotion of CO 2 -free 

technologies and fuels 

Der Grundsatz der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip 

Ein Konzept zur diskriminierungsfreien Förderung 

von CO 2 -freien Techniken und Kraftstoffen 

Hans-Peter Schwintowski 34 

Pumped hydro storage as enabler of energy transition 

Pumpspeicherkraftwerke als Baustein der Energiewende 

Peter Bauhofer and Michael Zoglauer 40 

Metal based latent heat storages to flexibilize industrial 

cogeneration plants 

Metallische Latentwärmespeicher zur Flexibilisierung 

industrieller Heizkraftwerke 

Lars Komogowski, Eva Faust, Stefan Beer, Daniel Hummel, 

Dirk Behrens, Karsten Riedl, Gerhard Wolf 

and Shashank Deepak Prabhu 48 

Oil analyses as part of the condition monitoring 

for gas turbines 

Ölanalysen als Bestandteil der Zustandsüberwachung 

von Gasturbinen 

Stefan Mitterer 55 

Digital nuclear security level for DCS main and 

auxiliary data distribution based on NASPIC platform 

Sicherheit des DCS für nukleare Anwendungen – 

Haupt- und Nebendatenverteilung auf Basis der NASPIC-Plattform 

Wu Youguang, Ma Quan, Liu Mingming, Zhang Zipeng and Zhang Yu 59 

Experimental study on sub-cooled boiling of natural 

circulation in narrow rectangular channels 

Experimentelle Studie zum unterkühlten Sieden 

bei Naturkonvektion in engen rechteckigen Kanälen 

Zhou Tao, Li Zichao, Li Bing, Qi Shi and Huang Yanping 63 

4


Contents 

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

or visit our homepage www.swan.ch 

SWAN ANALYTICAL 

INSTRUMENTS AG 

CH-8340 Hinwil, Switzerland 

E-mail: sales@swan.ch 

www.swan.ch 

100 Years VGB: Towards a European strategy 

for the security of energy supply 

100 Jahre VGB: Gesicherte Energieversorgung – 

auf dem Weg zu einer europäischen Strategie 

P. de Sampaio Nuñes 71 

100 Years VGB: EURELECTRIC´s View on R&D needs 

100 Jahre VGB: F&E-Erfordernisse aus der Sicht von EURELECTRIC 

Jacqueline Stubbe 74 

100 Years VGB: Pumped storage plants in a new framework – 

challenges and consequences 

100 Jahre VGB: Pumpspeicherkraftwerke unter geänderten 

Rahmenbedingungen – Herausforderungen und Konsequenzen 

Dominik Godde and Josef F. Ciesiolka 78 

100 Years VGB: 50 years of KWS PowerTech Training Center – 

Way stations – 

100 Jahre VGB: 50 Jahre KWS E.V. – Stationen auf dem Weg 

Uwe Möller, Karl A. Theis and Heinrich Nacke 84 

Operating results 91 

VGB News 92 

People93 

Inserentenverzeichnis94 

Events95 

Imprint96 

Preview VGB PowerTech 12|2019 96 

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

volumes, are available for free download at 

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

Jahresinhaltsverzeichnis 2018: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2018 

der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser 

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung: 

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

5

Abstracts VGB PowerTech 11 l 2019 

The principle of openness to technology as 

a legal principle – A concept for the nondiscriminatory 

promotion of CO 2 -free 


Hans-Peter Schwintowski 

The targets for the Federal Republic of Germany 

set out in the Climate Protection Plan 

2050 are binding. These are therefore legal 

principles. It is therefore the task of the law to 

enforce these commitments and to review them 

for their appropriateness in individual cases. It 

is fundamental that the judiciary in the interaction 

between the executive and legislative 

branches has an important task, namely that of 

reviewing, monitoring the fairness of the facts 

and enforcing basic principles which are binding 

on constitutional states under international 

law. This means that the principle of openness 

to technology as a legal principle ensures the 

functionality of the rule of law by making the 

attainment of international legal objectives. 

Pumped hydro storage as enabler 

of energy transition 

Peter Bauhofer and Michael Zoglauer 

The strategic targets of the European Climate 

nd Energy Package (CEP) will cause a substantial 

decarbonisation of the energy system 

within the coming 30 years. Electricity is about 

to become the dominating energy source. In an 

overall context, the highly intermittent sources 

wind power and photovoltaics will substitute 

generation from coal and nuclear power plants 

to a significant extent, while gas generation capacities 

and CHP (fossil and biomass) remain 

an essential complement. This ambitious target 

will result in an enormous dynamisation of the 

Austrian system and an increase of flexibility 

demand in all time frames. The given analysis 

responds to the following questions: How do 

Austria’s residual load parameters develop under 

extreme shares of intermittent renewable 

energy sources? Can decentralised storage contribute 

to system stability? How does the system 

benefit from hydropower? 

Metal based latent heat storages to 

flexibilize industrial cogeneration plants 

Lars Komogowski, Eva Faust, Stefan Beer, Daniel 

Hummel, Dirk Behrens, Karsten Riedl, Gerhard 

Wolf and Shashank Deepak Prabhu 

Latent high power storage with metallic 

phasechange materials are capable of providing 

process steam at different temperature and 

pressure levels with the simplest system components. 

The storage bridges the time between 

power plant shut down and start-up of the auxiliary 

boiler. The permanent minimum load operation 

becomes obsolete, fuel is saved and the 

CHP decoupling is successively increased. The 

storage concept presented here is not only technically 

but also economically competitive, even 

if the price for the metal alloy used can be many 

times higher than for comparable salts. 

Oil analyses as part of the condition 

monitoring for gas turbines 

Stefan Mitterer 

Modern turbine oils have to meet various requirements 

in order to remain in use for many 

years. However, oils age and absorb dust, water 

and air from the environment. This also 

changes their performance. If the oil no longer 

performs its tasks adequately, machine damage 

and breakdowns can occur and high costs can 

result from repairs and unscheduled machine 

downtimes. Regular oil analyses are an effective 

tool for reliably monitoring the condition 

of the gas turbine and the lubricant used. The 

most important test methods consider essential 

parameters that have a major influence on the 

operating time of an oil. These include air separation 

capacity, foaming behaviour, viscosity 

and additive degradation. 

Digital nuclear security level for DCS main 

and auxiliary data distribution based on 

NASPIC platform 

Wu Youguang, Ma Quan, Liu Mingming, 

Zhang Zipeng and Zhang Yu 

The digital security level DCS system is called 

“nerve center” of nuclear power plant, which 

requires high safety and reliability. In this system, 

the data involved in the implementation 

of shutdown protection and safety facility drive 

functions are important information, which 

need to be prioritised directly related to reactor 

safety. In this paper, through in-depth study 

of the structure of security level DCS, the idea 

of main and auxiliary data distribution is put 

forward. Priority is given to ensuring the safe 

and reliable processing and transmission of the 

main data directly related to the security function, 

so as to improve the security and reliability 

of digital security level DCS, which is conducive 

to ensuring the safe and reliable operation of 

nuclear power plants. 

Experimental study on sub-cooled boiling 

of natural circulation in narrow rectangular 

channels 

Zhou Tao, Li Zichao, Li Bing, Qi Shi 

and Huang Yanping 

Sub-cooled boiling of natural circulation has 

been experimentally investigated based on a 

natural circulation device with narrow rectangular 

channels. The results show that the heat 

transfer coefficient of sub-cooled boiling increases 

with the increasing of heating power 

and decreases with the increasing of inlet subcooling 

and size of narrow rectangular channels. 

The heat transfer process of sub-cooled 

boiling is mainly affected by the generation 

and departure of bubbles, accompanied with 

flow oscillation. It is discovered that there are 

3 stages of subcooled boiling in the narrow rectangular 

channels. Finally, an empirical correlation 

has been proposed for the heat transfer 

coefficient of natural circulation sub-cooled 

boiling in narrow rectangular channels, based 

on dimensionless analysis method and the errors 

fall in the range of ±15 %. 

100 Years VGB: Towards a European strategy 

for the security of energy supply 

P. de Sampaio Nuñes 

The liberalisation of markets, cross-border 

trading, the application of clean and renewable 

technologies, reducing emissions from power 

stations, improving energy efficiency: the electricity 

industry’s responsibilities go far beyond 

mere power supply to consumers. As we look 

forward to a European strategy for the security 

of energy supply, it is confident that the electricity 

industry will continue to carry out its task 

in a reliable and mature manner. In this way, 

electricity provision will continue to increase 

its importance in Europe’s energy supply, and 

the electricity industry will be a vital and valued 

player in a future strategy for a secure and 

sustainable energy supply. 

100 Years VGB: EURELECTRIC´s View on 

R&D needs 

Jacqueline Stubbe 

In the rapidly evolving context of liberalisation 

and more stringent environmental regulations, 

the WG R&D of EURELECTRIC has concentrated 

its efforts on evaluating R&D needs and 

its organisation in order to meet the new challenges 

coming in the next decades. The results 

are presented. 

100 Years VGB: Pumped storage plants in a 

new framework – challenges and 

consequences 

Dominik Godde and Josef F. Ciesiolka 

Originally designed exclusively for peak load 

covering, pumped storage plants are now 

faced with new challenges brought about by 

the deregulation of the electricity market and 

the substantial growth of wind power capacity. 

Today’s pumped storage plants are started 

more frequently and often for shorter periods of 

time. The grid controlling tasks have increased 

the importance of the role played by this type 

of power plant and improved sales considerably. 

But the operational demands have grown substantially 

as well. This paper discusses the ensuing 

adaptation of power plant operation as well 

as options available to power plant operators. 

100 Years VGB: 50 years of KWS PowerTech 

Training Center – Way stations – 

Uwe Möller, Karl A. Theis and Heinrich Nacke 

On 10 th April 1957 the working group “Kraftwerksmeisterausbildung“ 

started its activities in 

Essen which can now be considered as the date 

of birth of KRAFTWERKSSCHULE E.V. During 

the last 50 years KRAFTWERKSSCHULE E.V. 

turned into an efficient training center for the 

whole industry. The know-how in highly qualified 

training and advanced training can now be 

offered worldwide, thanks to state-of-the-art 

technology and simulators. 

6


Kurzfassungen 

Der Grundsatz der Technologieoffenheit 

als Rechtsprinzip 


als Rechtsprinzip Ein Konzept zur 

diskriminierungsfreien Förderung von 

CO 2 -freien Techniken und Kraftstoffen 


Die im Klimaschutzplan 2050 festgelegten Ziele 

für die Bundesrepublik Deutschland sind verbindlich. 

Es handelt sich also um Rechtsprinzipien. 

Dem Recht kommt somit die Aufgabe zu, 

diese Bindungen durchzusetzen und auf Sachgerechtigkeit 

im Einzelfall zu überprüfen. Diese 

Erkenntnis ist grundlegend. Sie zeigt, dass die 

Judikative im Zusammenspiel zwischen Exekutive 

und Legislative eine wichtige Aufgabe, 

nämlich die der Überprüfung, der Sachgerechtigkeitskontrolle 

und der Durchsetzung von 

Grundprinzipien hat, die sich Rechtsstaaten 

völkerrechtlich verbindlich geben. Das bedeutet, 

der Grundsatz der Technologieoffenheit als 

Rechtsprinzip sorgt für die Funktionalität des 

Rechtsstaates indem die Erreichung der völkerrechtlichen 

Ziele, etwa aus dem Pariser Klimaschutzabkommen 

2015, Gegenstand des Rechtes 

und damit auch der Rechtsprechung werden. 

Pumpspeicherkraftwerke als Baustein der 

Energiewende 

Peter Bauhofer und Michael Zoglauer 

Die strategischen Ziele des Europäischen Klimaund 

Energiepakets (CEP) werden in den kommenden 

30 Jahren zu einer erheblichen Dekarbonisierung 

des Energiesystems führen. Strom 

wird sich zur dominierenden Energiequelle entwickeln. 

Insgesamt werden die hoch intermittierenden 

Quellen Windkraft und Photovoltaik 

die Erzeugung aus Kohle- und Kernkraftwerken 

in erheblichem Umfang ersetzen, während Gaserzeugungskapazitäten 

und KWK (fossil und 

Biomasse) als wesentliche Ergänzung bestehen 

bleiben. Der Wandel erfolgt auf allen Stufen der 

Wertschöpfungskette, gleichzeitig. Die ehrgeizigen 

Ziele werden zu einer enormen Dynamik 

des österreichischen Stromversorgungssystems 

und einer Erhöhung des Flexibilitätsbedarfs in 

allen Zeiträumen führen. Die vorliegende Analyse 

beantwortet folgende Fragen: Wie entwickeln 

sich die österreichischen Residuallastparameter 

unter sehr hohen Anteilen an intermittierender 

erneuerbaren Anteilen? Können dezentrale 

Speicher zur Systemstabilität beitragen? Wie 

profitiert das System von der Wasserkraft? 

Metallische Latentwärmespeicher zur 

Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke 

Lars Komogowski, Eva Faust, Stefan Beer, Daniel 

Hummel, Dirk Behrens, Karsten Riedl, Gerhard 

Wolf und Shashank Deepak Prabhu 

Hochleistungswärmespeicher mit metallischen 

Phasenwechselmaterialien sind in der Lage, 

Prozessdampf auf verschiedenen Temperaturund 

Druckniveaus mit einfachsten Systemkomponenten 

bereitzustellen. Der Speicher kann 

die Zeit zwischen Abfahrt des Kraftwerks und 

der Anfahrt des Besicherungskessels überbrücken. 

Der permanente Mindestlastbetrieb des 

Besicherungskessels wird überflüssig und wertvoller 

fossiler Brennstoff eingespart. Das vorgestellte 

Speicherkonzept ist nicht nur technisch, 

sondern auch wirtschaftlich wettbewerbsfähig, 

auch wenn der Preis für die eingesetzte Metalllegierung 

um ein Vielfaches höher sein kann als 

für vergleichbare Salze. 

Ölanalysen als Bestandteil der 

Zustandsüberwachung von Gasturbinen 


Moderne Turbinenöle müssen diverse Anforderungen 

erfüllen, um über viele Jahre im Einsatz 

bleiben zu können. Die wichtigsten Prüfverfahren 

betrachten wesentliche Parameter, die einen 

großen Einfluss auf die Einsatzzeit eines Öls haben. 

Hierzu zählen u. a. das Luftabscheidevermögen, 

das Schaumverhalten, die Viskosität 

und der Additivabbau. 

Sicherheit des DCS für nukleare 

Anwendungen – Haupt- und 

Nebendatenverteilung auf Basis 

der NASPIC-Plattform 

Wu Youguang, Ma Quan, Liu Mingming, 

Zhang Zipeng und Zhang Yu 

Für die Sicherheit von Kernkraftwerken besitzt 

das digitale Leit- und Sicherheitssystem (DCS) 

eine hohe Bedeutung – hohe Zuverlässigkeit 

und höchstes Sicherheitsniveau sind grundlegend. 

Für dieses System sind die Daten, die bei 

der Umsetzung von Anlagen- und Reaktorschutz 

genutzt werden, wichtige Informationen, die 

Priorität in direktem Zusammenhang mit der 

Reaktorsicherheit besitzen. In dieser Untersuchung 

wird durch eine eingehende Betrachtung 

der Struktur des DCS ein Modell der Haupt- und 

Nebendatenpriorisierung vorgestellt. Vorrangig 

wird der Gewährleistung einer sicheren und 

zuverlässigen Verarbeitung und Übermittlung 

der wichtigsten Daten, die in direktem Zusammenhang 

mit Sicherheitsfunktion stehen, eingeräumt, 

um Sicherheit und Zuverlässigkeit des 

DCS zu optimieren, Dies gewährleistet mit Blick 

auf diesen Teilaspekt einen zuverlässigen und 

sicheren Betrieb von Kernkraftwerken. 

Experimentelle Studie zum unterkühlten 

Sieden bei Naturkonvektion in engen 

rechteckigen Kanälen 

Zhou Tao, Li Zichao, Li Bing, Qi Shi 

und Huang Yanping 

Unterkühltes Sieden unter der Bedingung der 

Naturkonvektion wurde experimentell in einem 

Versuchsstand mit engen rechteckigen Kanälen 

untersucht. Wird die Heizleistung für den Wärmeübergang 

auf ein bestimmtes Niveau erhöht, 

können das Phänomen des unterkühlten Siedens 

sowie die Blasenbewegung über ein Sichtfenster 

beobachtet werden. Die Ergebnisse der Untersuchungen 

zeigen, dass der Wärmeübergangskoeffizient 

des unterkühlten Siedens mit zunehmender 

Heizleistung zunimmt und mit zunehmender 

Unterkühlung am Kanaleintritt und Größe 

der engen rechteckigen Kanäle abnimmt. Die 

Wärmeübertragung des unterkühlten Siedens 

wird hauptsächlich durch die Bildung und Abtrennung 

von Blasen beeinflusst, begleitet von 

Strömungsoszillationen. Beobachtet wurden 3 

Stufen des unterkühlten Siedens in engen rechteckigen 

Kanälen. Schließlich wurde eine empirische 

Korrelation für den Wärmeübergangskoeffizienten 

der natürlichen Konvektion in engen 

rechteckigen Kanälen ermittelt, basierend auf 

dimensionslosen Kennzahlen. 

100 Jahre VGB: Gesicherte 

Energieversorgung – auf dem Weg zu einer 

europäischen Strategie 

P. de Sampaio Nuñes 

Der Energie- und der Strommarkt sind eng mit 

politischen Ereignissen und Entscheidungen 

verknüpft. 

Unsere Möglichkeiten, die Herausforderungen 

der Energieversorgung anzunehmen, sind zumindest 

teilweise davon abhängig, wie wir die 

Umstrukturierung in der Gesellschaft und der 

Wirtschaft meistern. Diese Veränderungen werden 

im vorliegenden Beitrag mit Einblick in die 

Vorgehensweise der EU-Kommission im Hinblick 

auf diese Veränderungen angesprochen. 

100 Jahre VGB: F&E-Erfordernisse aus der 

Sicht von EURELECTRIC 


Forschung und Entwicklung im Elektrizitätssektor 

werden weiterhin von entscheidender 

Bedeutung sein. Im Zuge der Liberalisierung 

sowie immer strikter werdender umweltrechtlicher 

Vorgaben hat die Eurelectric-Arbeitsgruppe 

„Forschung und Entwicklung“ ihren Schwerpunkt 

auf eine Ermittlung der tatsächlichen 

Bedürfnisse von Forschung und Entwicklung 

gelegt, um den neuen Anforderungen der kommenden 

Jahrzehnte adäquat gewachsen zu sein. 

Die Ergebnisse werden vorgestellt. 

100 Jahre VGB: Pumpspeicherkraftwerke 

unter geänderten Rahmenbedingungen – 

Herausforderungen und Konsequenzen 

Dominik Godde und Josef F. Ciesiolka 

Die ursprünglich für reinen Veredelungsbetrieb 

ausgelegten Pumpspeicherkraftwerke sehen 

sich aufgrund der Liberalisierung des Strommarktes 

und des starken Zubaus von Windenergieanlagen 

mit neuen Herausforderungen konfrontiert. 

Der Stellenwert dieses Anlagentyps 

innerhalb des Kraftwerksparks hat sich erhöht, 

die Beanspruchungen der Anlagen sind aber 

auch deutlich gestiegen. Der Beitrag diskutiert 

die sich ergebenden Anpassungen des Kraftwerkseinsatzes 

sowie Handlungsmöglichkeiten 

für den Kraftwerksbetreiber. 

100 Jahre VGB: 50 Jahre KWS E.V. – 

Stationen auf dem Weg 

Uwe Möller, Karl A. Theis und Heinrich Nacke 

Am 10. April 1957 nahm in Essen die Arbeitsgemeinschaft 

„Kraftwerksmeisterausbildung“ ihre 

Arbeit auf, was als Geburtsstunde der KRAFT- 

WERKSSCHULE E.V. betrachtet werden kann. 

In den jetzt 50 Jahren ihrer Arbeit und Entwicklung 

hat sich die KRAFTWERKSSCHULE E.V zu 

einem leistungsfähigen Ausbildungszentrum für 

die ganze Branche entwickelt. Ihr Know-how zur 

qualifizierten Aus- und Weiterbildung kann sie 

heute, auch dank modernster Technologie der 

verfügbaren Simulatoren, inzwischen quasi 

weltweit anbieten. 

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Members´ News VGB PowerTech 11 l 2019 

Members´ 

News 

Alpiq: Zuverlässige 

Instandhaltung und störungsfreier 

Betrieb von Windparks 

(alpiq) Bis vor wenigen Jahren waren 

Windturbinenhersteller die einzigen Wartungsdienstleister 

für Windparks. Unabhängige 

Dienstleistungsanbieter wie Alpiq 

erobern den Markt erst nach und nach. 

Dank unseres persönlichen Supports, einer 

breiten Dienstleistungspalette und unserer 

gesammelten Erfahrung ermöglichen wir 

auch anderen Betreibern und Investoren 

wettbewerbsfähigere Preise und schaffen 

einen Mehrwert. 

Windparks sind das ganze Jahr rund um 

die Uhr der Witterung ausgesetzt. Neben 

technischen Störungen wird ihre Funktionsfähigkeit 

auch durch wetterbedingten 

Verschleiß beeinträchtigt. So brauchen 

etwa Rotorblätter regelmäßige Wartung, 

da sie Regen, Hagel, Eis und Blitzschlägen 

ausgesetzt sind. Selbst wenn sie nicht von 

Schäden oder Erosion betroffen sind, können 

Ablagerungen ihre aerodynamische 

Effizienz negativ beeinflussen. Laut Studien 

kann die Turbinenleistung aufgrund 

von Ablagerungen auf der Rotoroberfläche 

um bis zu 25 % sinken. Dieses Szenario 

lässt sich nur durch ständiges Anlagenmanagement 

und rechtzeitige Wartungsarbeiten 

verhindern. 

Wartung und Kontrolle für einen 

sichereren, produktiveren Betrieb 

Aus der Erfahrung als Windparkbetreiber 

mit einer installierten Gesamtleistung von 

328 MW aus neuen erneuerbaren Energien 

ist bekannt, dass ungeplante Instandhaltungsarbeiten 

und das Troubleshooting 

mindestens genauso wichtig sind wie regelmäßige 

Kontrollen und terminierte 

Wartungseinsätze. Seit 2017 können Kunden 

von Alpiq vom Know-how profitieren. 

Bevor Alpiq diese Dienstleistungen auf den 

Markt brachte, wurden sie ausgiebig im 

technischen Betrieb des Windparks Vetrocom 

getestet. Das Ergebnis: Die Betriebsbereitschaft 

des Windparks lag bei über 98 % 

im Monats- und Jahresdurchschnitt. 

Dieser Erfolg soll an die Kunden weitergeben 

werden und helfen, die Produktivität 

ihrer Windturbinen zu steigern. Um dies zu 

erreichen, sorgt Alpiq für minimale Stillstandzeiten 

und maximale Leistung der Rotorblätter. 

Das umfangreiche Dienstleistungsangebot 

für Windparkbetreiber umfasst 

eine 24/7-Fernüberwachung inklusive 

Rückstellung und Wiedereinschaltung, 

tägliches Reporting und Analysen, geplante 

Turbinen- und Schaltanlagenwartung, Fehlersuche 

und -behebung sowie Jahreskontrollen. 

(193501823) 

LLwww.alpiq.com 

Nant de Drance: 

Erste Flutung der Triebwasserwege 

(alpiq) Die Bauarbeiten schreiten im 

Pumpspeicherkraftwerk Nant de Drance 

voran. In der zweiten Monatshälfte November 

wird mit der Flutung der beiden 

Triebwasserwege ein neuer Meilenstein 

erreicht. Die Triebwasserwege sind wesentliche 

Elemente für die hydraulische 

Stromerzeugung. 2021 wird Nant de Drance 

voll in Betrieb sein. 

Die Triebwasserwege verbinden den oberen 

Stausee Vieux Emosson mit dem tiefer 

gelegenen Stausee Emosson. Zu ihnen gehören 

auch die beiden über 425 Meter hohen 

Vertikalschächte. Nach letzten 

Sicherheitstrockentests werden die Triebwasserwege 

ab Ende November schrittweise 

zum ersten Mal geflutet. Zuerst erfolgt 

eine Füllung bis auf das Niveau des unteren 

Speicherbeckens. Diese erste Befüllung 

umfasst Dichtigkeits- und Funktionstests 

insbesondere an den Hauptschiebern. 

Anschließend werden beide Druckschächte 

gleichzeitig bis auf das obere Niveau 

gefüllt, das heisst bis zum Wasserstand 

des oberen Stausees Vieux Emosson. 

Dieser Füllstand wird während mehrerer 

Wochen beibehalten, bis die Stabilität des 

umgebenden Gesteins sichergestellt ist. 

Danach folgen diverse mechanische und 

elektrische Tests; die ersten Nasstests der 

sechs Maschinengruppen (Pumpturbinen) 

werden ab Anfang 2020 durchgeführt. Die 

Versuchs- und Messreihen werden mehrere 

Monate dauern, um den reibungslosen Betrieb 

der Maschinen zu gewährleisten. Die 

sechs Pumpturbinen mit jeweils 150 MW 

installierter Leistung werden schrittweise 

in Betrieb genommen, sodass das Kraftwerk 

ab drittem Quartal 2021 voll einsatzfähig 

sein wird. 

Ein zukunftsgerichtetes Kraftwerk 

Die Aktionäre der Nant de Drance SA investieren 

rund zwei Milliarden Franken in 

den Bau des Pumpspeicherkraftwerks. 

Diese Investition ist Teil einer langfristigen 

Vision und entspricht dem Bestreben, auf 

die Herausforderungen der zukünftigen 

Stromversorgung zu reagieren. Das Kraftwerk 

wird mit einer Leistung von 900 MW 

je nach Bedarf und innerhalb kürzester 

Zeit grosse Mengen an Strom produzieren 

oder speichern können. Diese aussergewöhnliche 

Flexibilität wird in einem Umfeld 

entscheidend sein, in dem die Stromerzeugung 

aus neuen erneuerbaren 

Energien zunehmend volatiler wird. Die 

Regelenergie von Nant de Drance wird den 

Ausgleich zwischen Stromproduktion und 

Verbrauch ermöglichen. Das Kraftwerk 

Nant de Drance wird damit einen wichtigen 

Beitrag zur Stabilität des Stromnetzes 

auf europäischer Ebene und zur Gewährleistung 

der Versorgungssicherheit in der 

Schweiz leisten. 

Nant de Drance in Kürze 

Das Projekt Nant de Drance umfasst den 

Bau eines Pumpspeicherkraftwerks in einer 

Felskaverne zwischen den zwei bestehenden 

Speicherseen Emosson und Vieux 

Emosson im Wallis. Mit einer installierten 

Gesamtleistung von 900 Megawatt wird 

die Anlage einen entscheidenden Beitrag 

zur Stabilität des schweizerischen und europäischen 

Stromnetzes leisten. Für den 

Bau, die Inbetriebnahme und den Betrieb 

des Pumpspeicherkraftwerks ist Nant de 

Drance SA, bestehend aus den Partnern Alpiq 

(39 %), SBB (36 %), IWB (15 %) und 

FMV (10 %), zuständig. (193501827) 

LLwww.nant-de-drance.ch 

www.alpiq.com 

Alpiq: Zuverlässige Instandhaltung und störungsfreier Betrieb von Windparks 

8


MembersŃews 

Nant de Drance: Erste Flutung der Triebwasserwege 

Axpo unterzeichnet 

Stromabnahmevertrag für zwei 

Windparks in Finnland 

(axpo) Axpo baut ihr Geschäft mit langfristigen 

Abnahmeverträgen (Power Purchase 

Agreements, PPA) für Strom aus erneuerbaren 

Energien in Nordeuropa weiter aus: 

Die Tochtergesellschaften Axpo Nordic AS 

und Axpo Finland Oy werden den 

Ökostrom aus den neu entstehenden Windparks 

Kröpuln und Storbacken in der finnischen 

Region Österbotten vermarkten, deren 

installierte Leistung jeweils bei 30 MW 

liegen wird. Für das Geschäft von Axpo 

Nordic in Finnland ist dieser Vertragsabschluss 

ein wichtiger Meilenstein, nachdem 

die nordeuropäische Tochtergesellschaft 

in den vergangenen Monaten bereits 

in Schweden mehrere langfristige PPAs 

unterzeichnet hatte. 

In Finnland machen erneuerbare Energiequellen 

derzeit etwa 40 Prozent des gesamten 

Verbrauchs aus. Die Energie- und 

Klimastrategie der finnischen Regierung 

zielt darauf ab, den Anteil der erneuerbaren 

Energien bis ins Jahr 2030 auf über 50 

Prozent zu steigern. In diesem Zusammenhang 

besteht vor allen Dingen im Onshore-Windmarkt 

aktuell eine hohe Investorennachfrage 

und es ist ein klarer Trend zu 

PPAs auszumachen. 

Für Axpo als führende Vermarkterin von 

Strom aus erneuerbaren Energien in Nordeuropa 

ist der finnische Markt deshalb zuletzt 

immer interessanter geworden. Das 

PPA für die Windparks Kröpuln und Storbacken, 

die sich derzeit in Bau befinden, 

hat Axpo mit dem Unternehmen OX2 abgeschlossen. 

Der renommierte Projektentwickler 

für erneuerbare Energien in Nordeuropa 

zeichnet für den Bau der beiden 

Windparks verantwortlich, die mit ihren 14 

Anlagen jährlich rund 206 GWh sauberen 

Strom erzeugen werden, was dem Strombedarf 

von rund 120‘000 Haushalten entspricht. 

Die kommerzielle Inbetriebnahme 

der Windparks ist für das vierte Quartal 

2021 vorgesehen. 

Matti Ahtosalo, Managing Director von 

Axpo Finland Oy, kommentiert: „Wir freuen 

uns, dass wir nach diversen PPAs in anderen 

nordeuropäischen Märkten nun 

auch in Finnland einen solchen Vertrag für 

ein nicht-subventioniertes Windparkprojekt 

abschließen konnten. Mit unserer Erfahrung 

bei Stromabnahmeverträgen tragen 

wir dazu bei, hierzulande den Ausbau 

der erneuerbaren Energien im Allgemeinen 

und der Windkraft im Besonderen weiter 

voranzutreiben.“ 

Paul Stormoen, CEO von OX2, fügt hinzu: 

„Wir freuen uns sehr, dass wir dieses PPA 

mit Axpo unter Dach und Fach gebracht 

haben. Dieser Vertragsabschluss verdeutlicht, 

dass Onshore-Windprojekte im finnischen 

Markt absolut wettbewerbsfähig 

sind.“ 

Axpo Nordic hat sich seit ihrer Gründung 

im Jahr 2003 zu einem führenden Vermarkter 

von Strom aus erneuerbaren Energien 

in Nordeuropa und dem Baltikum entwickelt. 

Der Fokus der dortigen Geschäftsaktivitäten 

liegt auf langfristigen 

Stromliefer- und Abnahmeverträgen. Neben 

dem PPA-Geschäft hat sich Axpo Nordic 

darauf spezialisiert, für ihre Kunden 

aus Handel, Industrie und Energieerzeugung 

maßgeschneiderte Produkte und Services 

anzubieten. Die Aktivitäten in den 

nordeuropäischen Ländern sind Teil der 

Strategie von Axpo, ihre internationale 

Präsenz und Geschäftstätigkeit im Bereich 

der Energielösungen für ihre Kunden weiter 

auszubauen. Mittlerweile ist das Unternehmen 

in 28 Ländern präsent und in 39 

Märkten in Europa und den USA aktiv. 

(193501830) 

LLwww.axpo.com 

KKL: Unangebrachte 

hohe Zusatzkosten durch 

Revision der SEFV 

(kkl-ch) Der Bundesrat hat heute die dritte 

Revision der Stilllegungs- und Entsorgungsfondsverordnung 

(SEFV) verabschiedet. 

Dies führt zu hohen Zusatzkosten für alle 

Schweizer Kernkraftwerke, so auch für das 

Kernkraftwerk Leibstadt (KKL). Zudem 

entzieht der Bundesrat dem KKL faktisch 

die Mitsprache in Fragen der Stilllegung 

und Entsorgung sowie deren Finanzierung. 

Das KKL erachtet die vom Bundesrat beschlossene 

Senkung der Realrendite der 

beiden Fonds für Stilllegung und Entsorgung 

von 2,0 auf 1,6 Prozent als unangebracht. 

Denn die bisher gesetzlich vorgegebene 

Realrendite der Stilllegungs- und 

Entsorgungsfonds wurde in der Vergangenheit 

im Durchschnitt deutlich übertroffen 

und die periodisch von der Branche 

durchgeführten Kostschätzungen haben 

sich bewährt. Die Fondsentwicklungen 

sind auf Kurs, weshalb die Anpassung nicht 

notwendig bzw. nicht nachvollziehbar ist. 

Die Reduktion der Realrendite und die im 

Mai 2018 vom Eidgenössischen Departement 

für Umwelt, Verkehr, Energie und 

Kommunikation (UVEK) verfügten höheren 

Kosten für die Stilllegung der Anlagen 

und die Entsorgung der radioaktiven Abfälle 

führen dazu, dass das KKL im Vergleich 

zu heute bis Ende der Zahlungspflicht im 

Jahre 2034 jährlich über 28 Millionen Franken 

zusätzlich in die Fonds einzahlen muss, 

insgesamt über 500 Mio. CHF. 

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9

MembersŃews VGB PowerTech 11 l 2019 

Die Anpassung ist unangebracht auch angesichts 

der bereits heute bei einer ungenügenden 

Fondsentwicklung zu Verfügung 

stehenden wirkungsvollen Sicherungsmechanismen 

– etwa die Zwischenveranlagung 

– zur Vermeidung von 

Deckungslücken. 

Unangebracht ist für das KKL zudem die 

im Rahmen der Revision vom Bundesrat 

beschlossene Marginalisierung der Betreiber 

in den Fondsgremien. Das KKL läuft 

mit der neuen Regelung in der SEFV Gefahr, 

in den Fondsgremien nicht mehr vertreten 

zu sein. Dies obwohl das KKL bisher 

weit über eine Milliarde Franken in die 

Fonds einbezahlt hat und einen wesentlichen 

Beitrag zur Versorgungssicherheit der 

Schweiz leistet. Rund zwei Millionen 

Schweizer Haushalte werden vom KKL mit 

Strom versorgt. Das Werk erzeugt im Vollbetrieb 

rund 15 Prozent der Schweizer 

Stromproduktion. 

Unangebracht ist schließlich auch das 

Verbot von Rückzahlungen aus den Fonds. 

Dieses bedeutet faktisch eine Enteignung 

der Kernkraftwerkbetreiber auf dem Verordnungsweg. 

Zusammen mit den anderen Betreibern 

der Kernkraftwerke behält sich das KKL 

deshalb rechtliche Schritte vor. 

(193501834) 

LLwww.kkl.ch 

The EDF Group launches the 

construction of Neart na Gaoithe 

450 MW offshore wind farm 

along with new Irish partner, ESB 

(edf) The EDF Group is announcing the 

construction of the Scottish Neart na Gaoithe 

(NnG) offshore wind farm project and 

the new partnership with the Irish electricity 

company ESB which is taking a 50% 

stake in the project. The 450 MW NnG project 

confirms a wider commitment to renewables 

in the United Kingdom where 

EDF already has a strong footprint. 

EDP launches challenge to improve thermal power plant efficiency 

Neart na Gaoithe (Gaelic for ‘strength of 

the wind’) will consist of 54 turbines and 

will be located in the North Sea approximately, 

15 km off the coast of Fife in southeast 

Scotland. When fully operational, the 

NnG offshore wind farm will generate the 

equivalent electricity to power over 

375,000 households each year, which corresponds 

to 4 % of Scotland’s electricity 

consumption. This fully consented offshore 

wind project has a 15 year Contract for Difference 

(CfD) at £ 114.39 per MWh in 2012 

pound sterling, and grid connection agreements 

in place. 

With all of the financial agreements now 

in place, EDF Renewables is launching full 

construction of the project and can announce 

some of the tier one contractors. 

These include: 

• Siemens Gamesa Renewable Energy 

(SGRE) is the wind turbine generators 

supplier. It will provide the 8 MW 

turbine model; 

• Saipem is the turbine foundations supplier 

and installer ; 

• GE Renewable Energy Grid Solutions 

will carry out the supply the two electrical 

substations, plus electrical design 

work ; 

• Prysmian SRL will supply and install the 

export cables, both offshore and onshore ; 

• Deme Offshore has won the contract for 

engineering, procuring, constructing 

and installing the inter-turbines cables 

with offshore installation; 

Fred Olsen Windcarrier will be delivering 

the transportation and installation of the 

turbines with offshore installation. 

Construction of components is now underway, 

offshore construction will start in 

June 2020 and full commissioning will be 

complete in 2023. 

NnG will contribute to the local Scottish 

economy providing new jobs and manufacturing 

opportunities. Some foundations 

jackets will be built by the Scottish engineering 

firm BiFab. The wind turbine generators 

will be assembled at the Port of 

Dundee. Eyemouth Harbour has been selected 

as preferred supplier to operate and 

service the wind farm over its 25-years lifetime. 

More precisely, this activity will create 

around 50 permanent jobs, located 

nearby the wind farm. 

EDF Renewables is also announcing its 

partnership with the leading Irish energy 

company ESB that is taking a 50% stake in 

the project. This operation will result in the 

consolidation of the project by equity 

method. ESB operates across the electricity 

market on the island of Ireland, from generation, 

through transmission and distribution 

to the supply of customers with an 

expanding presence across Great Britain. 

In 2017, ESB opened an office in Scotland 

and is spearheading further development 

of renewable energy projects, in particular 

onshore and offshore wind. 

The EDF Group, via its subsidiary EDF Renewables, 

is a significant global player in 

the offshore wind market with a 5 GW 

portfolio of projects under operations and 

development, including 103 MW of offshore 

wind farms already operational in 

the United Kingdom (Teesside with 62MW 

and Blyth with 41,5MW both in north-east 

England). 

In total, the Group currently operates 

more than 13 GW of gross wind and solar 

capacity around the world, including nearly 

1 GW in the United Kingdom, and in addition 

of the 23 GW of hydroelectricity. The 

NnG project is consistent with the CAP 

2030 strategy which aims to double EDF’s 

renewable energy globally between 2015 

and 2030 increasing to 50 GW. 

Bruno Bensasson, EDF Group’s Senior Executive 

Vice President, Renewable Energies 

and Chairman and CEO of EDF Renewables 

said: ”These are two major milestones 

achieved by EDF Renewables 

demonstrating our strong capabilities in 

developing large offshore projects. We are 

pleased to get work underway with our 

new partner ESB and all Scottish companies 

and stakeholders involved. The 450 

MW NnG project will play an important 

role in de- carbonising the UK electricity 

system.” 

Simone Rossi, CEO of EDF Energy added: 

“The UK has committed to achieving Net 

Zero emissions by 2050 and the UN‘s latest 

emissions gap report underlines the need 

for urgent action. NNG is our largest offshore 

windfarm in the UK to date. We are 

determined to play our part in reducing the 

country‘s carbon emissions, while also generating 

jobs and economic opportunities 

for communities.“ 

Pat O’Doherty, Chief Executive of ESB 

said: “Our 50 percent stake in Neart na 

Gaoithe fits entirely with ESB’s Brighter 

Future strategy to build a balanced low carbon 

generation portfolio of scale. Offshore 

wind is one of the main technologies underpinning 

the clean electricity systems 

10


MembersŃews 

that will power our societies into the future. 

This investment in the Neart na Gaoithe 

project builds on significant ESB involvement 

in offshore wind off the Irish 

coast as ESB develops its experience to assist 

Ireland deliver its Climate Action Plan. 

We look forward to pooling our expertise 

with EDF Renewables in delivering this 

major project.” (193501847) 

LLwww.edf.com 

EDP launches challenge 

to improve thermal 

power plant efficiency 

(edf) Finding an algorithm that improves 

the operation of coal-fired boilers is the 

challenge that EDP is launching to the 

technology community. The best solution 

wins a €10,000 cash prize. 

Once again, EDP challenges researchers, 

students, startups and the tech community 

for a new quest: developing an algorithm 

to help monitor the operation of coal-fired 

boilers in thermal power plants and optimize 

their efficiency. 

Launched on the EDP Open Data platform, 

this new challenge invites candidates 

to present their solution to an operational 

problem called „slagging“. The challenge 

consists of finding a predictive model that 

will make it possible to anticipate any obstruction 

during the operation of coal-fired 

boilers—which, if singled out in a timely 

manner, will ensure greater plant efficiency, 

fewer emissions, and minimal environmental 

impact. 

The challenge is available online via this 

link. Candidates can submit their proposals 

until February 28, 2020. After the deadline, 

the best solutions will be presented to 

the EDP team and the winning proposal 

will receive a cash prize of €10,000. In addition 

to the cash prize, participants will 

also have access to data which the academic 

and technological communities need for 

their energy-related projects. 

The company uses the EDP Open Data 

platform to share operational data on its 

assets and launch challenges that help create 

solutions to optimize business operations 

in this field. For EDP, this is a way of 

getting closer to these communities and to 

identify people and companies with the potential 

to create new AI-based tools and 

solutions, among others. EDP believes that 

open innovation is one of the cornerstones 

that will help the company lead the revolution 

which the energy sector is going 

through. 

You can check all the information about 

the platform and the latest challenges at 

EDP Open Data: https://www.edp.com/ 

pt-pt/edp-open-data (193501851) 

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EDPR and Shell secure 

804 MW offshore wind 

contract in Massachusetts 

(edp) The two companies‘ proposal for the 

production of wind power has just been 

chosen by Massachusetts State authorities. 

Back in December 2018, EDP Renováveis 

and Shell announced the creation of a joint 

venture to produce clean energy from offshore 

wind. 

Mayflower Wind Energy LLC, a consortium 

created by EDP Renováveis and Shell, 

has just been chosen by Massachusetts 

State authorities to supply 804MW worth 

of renewable energy, which will be produced 

by an offshore wind farm off Massachusetts 

and provide clean energy to about 

half a million homes. 

The wind farm will be located about 20 

miles south of Nantucket and is expected to 

go into operation in 2025. The wind farm 

will offer long-term prices below the initial 

ceiling of $84.23/MWh, which will provide 

electricity tariff savings of over $3 billion 

during the contract. This project will also 

create some 10,000 jobs in the state of Massachusetts 

and avoid, due to the production 

of renewable energy, about 1.7 million 

tons of CO 2 . 

Thanks to the in-depth experience that 

both partners have in the development, 

construction and operation of onshore and 

offshore wind farms, the EDP Renováveis/ 

Shell consortium will further boost the implementation 

of renewable energies in that 

US state. Together, the two companies 

boast more than 18,000 employees in the 

United States and a network of over 5,000 

suppliers. 

About Mayflower Wind 

Mayflower Wind Energy LLC was established 

by a joint venture between EDP 

Renováveis (EDP Renewables Offshore 

North America LLC) and Shell (Shell New 

Energies US LLC), which are equally represented. 

Once is has been built, the wind farm will 

be prepared to accommodate up to 1.6 gigawatts 

(GW) - enough energy to provide 

clean energy to more than 680,000 homes 

per year in that US state. (193501853) 

LLwww.edp.com 

EEW: Kapazitäten der geplanten Anlagen in Stapelfeld. Innenansicht. (EEW) 

EEW: Kapazitäten der geplanten 

Anlagen in Stapelfeld 

• EEW-Angaben zu Kapazitäten bleiben 

unverändert 

• Im Antrag abweichende Kapazitäten 

genehmigungsrechtlich 

begründet 

• Geplante Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage 

zu 80 Prozent vertraglich 

ausgelastet 

(eew) Im Zuge der öffentlichen Einsichtnahme 

in die Genehmigungsanträge für 

die Neubauvorhaben der EEW Energy from 

Waste Stapelfeld GmbH sind in der jüngsten 

Vergangenheit Fragen zu den geplanten 

Kapazitäten der Anlagen aufgekommen. 

Dazu teilt EEW mit: 

Die von EEW seit Beginn der Planung genannten 

Kapazitäten für den Neubau des 

Müllheizkraftwerks (MHKW) und der Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage 

(KVA) 

haben sich nicht geändert. 

EEW plant weiterhin – auch im Rahmen 

des laufenden Genehmigungsverfahrens – 

mit folgenden, der Öffentlichkeit bekannten, 

tatsächlichen Kapazitäten: 

• MHKW: 320.000 – 350.000 Tonnen pro 

Jahr bei einem unterstellten Heizwert 

des Abfalls zwischen 10.000 – 11.000 

Kilojoule/kg 

• KVA: 32.500 Tonnen Trockensubstanz 

pro Jahr (bzw. 135.000 Tonnen Originalsubstanz 

pro Jahr bei Anlieferung 

mit ca. 24 % Trockensubstanz) 

Diese Werte hat EEW unter anderem 

auch anlässlich der Bürgerinformationsveranstaltungen 

im Dezember 2018 sowie 

März 2019 genannt. Sie gelten unverändert. 

Im Antrag abweichende Kapazitäten 

genehmigungsrechtlich begründet 

Aus immissionsschutzrechtlichen Gründen 

müssen Genehmigungsanträge von 

anderen Rahmenbedingungen ausgehen, 

die allerdings keinen Einfluss auf die tatsächlich 

durchgesetzten Mengen in den 

Anlagen haben. 

Das Immissionsschutzrecht schreibt vor, 

alle notwendigen Untersuchungen und 

Gutachten auf eine theoretische Maximalkapazität 

auszulegen. Bei dieser theoretischen 

Maximalkapazität werden geplante 

(z. B. Wartungen) oder ungeplante (z. B. 

Ausfälle) Stillstände der Anlagen nicht berücksichtigt. 

Aus Sicherheitsgründen erfolgt 

die Genehmigung zudem zusätzlich 

auf Basis eines sog. 110%igen (MHKW) 

bzw. 115% (KVA) Lastfalls. Hintergrund 

ist, dass beispielsweise sicherheitsrelevante 

Bauteile auf diese theoretischen Extremfälle 

ausgelegt werden müssen, ohne dass 

diese im Regelbetrieb realistisch sind. 

Diese Gesetzlichen Rahmenbedingungen, 

immissionsschutzrechtlich vorgegeben, 

führen damit zu theoretischen Durchsatzmengen, 

die in der Praxis nie erreicht 

werden (MHKW: 433.620 t pro Jahr, KVA: 

188.890 t Originalsubstanz pro Jahr). 

Vor dem offiziellen Genehmigungsverfahren 

hat sich EEW mit den Kreisen Stormarn 

und Herzogtum Lauenburg im Rahmen einer 

rechtlich bindenden Vereinbarung dazu 

verpflichtet, eine Kapazität für die Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage 

von 

35.000 Tonnen Trockensubstanz pro Jahr 

nicht zu überschreiten. Mit dem Sicherheitspuffer 

von 2.500 Tonnen pro Jahr können 

– bspw. bei Ausfällen anderer Anlagen 

in der Region – kurzzeitig etwaige Kapazitätsengpässe 

bei der Klärschlammverwertung 

in der Region ausgeglichen werden. 

Geplante Klärschlamm- 

Monoverbrennungsanlage bereits heute 

vertraglich zu 80 % ausgelastet 

Zu der in der Öffentlichkeit diskutierten 

Frage, ob die von EEW geplante Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage 

für 

eine sichere Klärschlammverwertung in 

der Region gebraucht wird, stellen wir fest: 

Das Land Schleswig-Holstein hat frühzeitig 

erkannt, dass die gesetzlichen Änderungen 

der Klärschlamm- und Düngeverordnung 

Auswirkungen auf die Klärschlammentsorgung 

haben werden und gemeinsam mit 

Partnern nach einer Lösung gesucht. EEW 

war von Anfang an Teil einer Lösung und 

sowohl Gesprächspartner im sogenannten 

12


MembersŃews 

Markterkundungsverfahren 2017 als auch 

im später gegründeten Klärschlammbeirat. 

EEW hat in der Folge Verantwortung übernommen, 

ist in die Genehmigungsplanung 

eingetreten, hat die am weitesten fortgeschrittene 

Planung und wird – vorbehaltlich 

der Erteilung einer Genehmigung – die 

erste KVA in Schleswig-Holstein in Betrieb 

nehmen. Hinzu kommt, dass die Kapazität 

der künftigen Anlage am Standort Stapelfeld 

schon heute vertraglich zu mehr als 80 

Prozent ausgelastet ist. 

EEW Energy from Waste Stapelfeld ist 

Teil der EEW-Gruppe. EEW Energy from 

Waste ist Deutschlands führendes Unternehmen 

in der Erzeugung umweltschonender 

Energie aus der thermischen Abfallverwertung. 

EEW entwickelt, errichtet und 

betreibt thermische Abfallverwertungsanlagen. 

In den derzeit 18 Anlagen der Unternehmensgruppe 

in Deutschland und im 

benachbarten Ausland können jährlich 

rund 5 Millionen Tonnen Abfall energetisch 

verwertet werden. Durch die Nutzung 

der im Abfall enthaltenen Energie erzeugt 

EEW Prozessdampf für Industriebetriebe, 

Fernwärme für Wohngebiete sowie umweltschonenden 

Strom für umgerechnet 

rund 700.000 Haushalte. Mit einem durchschnittlichen 

Anteil biogener Stoffe im Abfall 

von 50 Prozent erzeugt EEW gemäß 

Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) Energie 

aus erneuerbaren Quellen. Gleichzeitig 

wird durch die energetische Verwertung 

der in den EEW-Anlagen eingesetzten 

Brennstoffe die CO 2 -Bilanz entlastet. EEW 

beschäftigt an allen Standorten sowie in 

seiner Unternehmenszentrale in Helmstedt 

insgesamt rund 1.150 Mitarbeiterinnen 

und Mitarbeiter. (193501845) 

LLwww.eew-energyfromwaste.com 

50 Jahre Energie AG Kraftwerk 

Gmunden: Wasserkraft ist 

Heimvorteil in der Erzeugung 

(e-ag) „Oberösterreich hat sich ein klares 

Ziel gesetzt: Als aktiver Beitrag zum Klimaschutz 

soll Oberösterreich zu einem Land 

der erneuerbaren Energien werden. Wir 

wollen einen wesentlichen Beitrag zur 

Energiewende in unserem Bundesland 

leisten und setzen dabei 

auf drei Schwerpunkte: Adieu Öl 

- also Raus aus dem Heizen mit 

Öl, Energie vom Dach – volle Power 

für Sonnenstrom in OÖ sowie 

verstärkte Nutzung der Wasserkraft 

als Grundlage der oberösterreichischen 

Stromversorgung. In 

allen drei Bereichen ist die Energie 

AG Oberösterreich ein wesentlicher 

Umsetzungspartner des 

Landes OÖ“, erklärt Aufsichtsratsvorsitzender 

Wirtschafts- und 

Energie-Landesrat Markus Achleitner 

anlässlich des Jubiläums 

„50 Jahre Kraftwerk Gmunden 

der Energie AG“. 

Die Wasserkraft ist eine heimische CO 2 - 

freie Energiequelle, sie liefert auch wichtige 

Beiträge zur wirtschaftlichen Entwicklung 

und insbesondere zur Versorgungssicherheit 

in Österreich. „Oberösterreich ist 

ein Land der Wasserkraft: 67 Prozent der 

Stromerzeugung bzw. 90 Prozent des in OÖ 

erzeugten erneuerbaren Stroms kommen 

aus Wasserkraft“, so Landesrat Achleitner. 

Die Wasserkraft hat zudem zahlreiche 

weitere positive Effekte in den Bereichen 

Hochwasserschutz bzw. -management, 

Sohlstabilisierung, Lebens- und Erholungsraum, 

Tourismus und Schifffahrt. Darüber 

hinaus haben Investitionen in Wasserkraft 

einen sehr hohen heimischen Wertschöpfungsanteil: 

Mehr als 80 Prozent der Investitionssumme 

fließen in die österreichische 

Gesamtwirtschaft. Auch zahlreiche oberösterreichische 

Betriebe sind hier mit ihrem 

Know-How führend tätig und können 

durch Wasserkraftprojekte weitere Arbeitsplätze 

in Oberösterreich schaffen bzw. absichern. 

„Die aktuellen Ausbauprojekte der Energie 

AG – Dürnau, Traunfall und Weißenbach 

– werden weitere wichtige Impulse 

zur Stromversorgung aus erneuerbaren 

Energien und Vermeidung von CO 2 bringen“, 

unterstreicht Landesrat Achleitner. 

Wasserkraft hat hohen Stellenwert in der 

Energie AG 

Die Energie AG Oberösterreich setzt seit 

Beginn ihrer Unternehmensgeschichte auf 

nachhaltige Stromerzeugung. Wasserkraft 

und andere erneuerbare Energiequellen 

spielten damals wie heute eine wichtige 

Rolle. Mittlerweile produzieren 43 Wasserkraftwerke 

sauberen Strom – und das über 

Jahrhunderte und für viele Generationen. 

Das Kraftwerk Gmunden, als viertgrößtes 

Laufkraftwerk der Energie AG, ist bereits 

seit 50 Jahren ein wichtiger Teil der Stromerzeugung 

im Salzkammergut. Mit der 

Jahreserzeugung von rund 48 Mio. Kilowattstunden 

kann der durchschnittliche 

Jahresverbrauch von mehr als 13.700 

Haushalten abgedeckt werden. Das entspricht 

in etwa den Haushalten rundum 

den Traunsee. 

Jede ist zu ersetzen! 

Redesign 

PE01 

S4 

S2 

Stellungsgeber 

Von den Anfängen der Energie AG bis 

zum heutigen Energie- und 

Dienstleistungskonzern 

Seit 1892 versorgen die Energie AG und 

ihre Vorgängerunternehmen unser Land 

mit elektrischer Energie. Mit dem Beginn 

der Planungen für das Dampfkraftwerk in 

St. Wolfgang wurde die Ära der öffentlichen 

Stromversorgung in Oberösterreich eingeläutet. 

Die Erfolgsgeschichte unseres Landes 

ist somit eng mit der Geschichte des 

Unternehmens verbunden. Im Sinne des 

Mottos „Wir denken an morgen“ bestimmen 

Nachhaltigkeit und verantwortungsvoller 

Umgang mit Ressourcen über Generationen 

hinweg das Handeln der Energie AG. 

Heute ist die Energie AG Oberösterreich 

mit ihren 4.500 Mitarbeitern viel mehr als 

ein reiner Energieerzeuger und –versorger. 

Mit einem breiten Spektrum an Dienstleistungen 

und Produkten für Privat-, Gewerbe-, 

Industrie- und Kommunalkunden hat 

man sich zu einem modernen und leistungsfähigen 

Umwelt- und Nachhaltigkeitskonzern 

entwickelt. In den Bereichen 

Strom, Gas, Wärme, Wasser sowie bei den 

Entsorgungs-, Kommunikations- und Daten-Dienstleistungen 

bedient die Energie 

AG als verlässlicher Partner die Kunden 

und insbesondere auch die Gemeinden in 

ihrem Versorgungsgebiet. 

„Die Energie AG ist stark in unserem Land 

verankert und mit den Regionen verbunden. 

Bei uns wird der Strom dort erzeugt, 

wo er auch verbraucht wird. Das Kraftwerk 

Gmunden ist dafür seit 50 Jahren ein erstklassiges 

Symbol, weil es am zweiten 

Hauptstandort der Energie AG steht und 

ein wichtiger Naherholungsbereich für die 

Stadt Gmunden ist“, sagt Generaldirektor 

Werner Steinecker. 

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13


Rahmenbedingungen schaffen damit die 

Energiezukunft gelingen kann 

„Zusammen entwickeln wir die Antworten 

auf Fragen der Energiezukunft. Insbesondere 

die #mission2030 der Bundesregierung 

fordert die Erzeugungseinheiten 

enorm und dafür müssen wir gerüstet sein“, 

betont der Generaldirektor und fügt hinzu: 

„Durch die Neuaufstellung der Erzeugung 

aus den früheren Bereichen Kraftwerke, 

Wärme und Power Solutions wollen wir Synergien 

heben, um das Ergebnis zu verbessern 

und noch interessantere Arbeitsplätze 

bieten, die attraktiv für die benötigten 

Schlüsselarbeitskräfte sind.“ In der #mission2030 

ist vorgesehen, den Anteil der erneuerbaren 

Energien auf 45 bis 50 Prozent 

zu erhöhen, den CO 2 -Ausstoß um 36 Prozent 

gegenüber 2005 zu reduzieren und 

national, bilanziell 100 Prozent erneuerbare 

Stromerzeugung bereits bis 2030 zu erreichen. 

Dazu braucht es einen starken Ausbau 

der erneuerbaren Erzeugung aus Wasserkraft, 

Photovoltaik und Wind. 

Im Hinblick auf die laufenden Regierungsverhandlungen 

ergänzt Steinecker: 

„Wir brauchen seitens der Bundesregierung 

stabile Rahmenbedingungen und rasche 

Abwicklung der Verfahren, damit 

man überhaupt die sehr ambitioniert gesteckten 

Ziele erreichen kann“. 

Wasserkraft ist wichtige 

Säule der Produktion 

Die 43 Wasserkraftwerke der Energie AG 

reichen von Ranna im Mühlviertel über 

zahlreiche Kraftwerke an Traun und Steyr 

bis nach Großarl im Salzburgerland. Sie 

sind heute – zum Teil mehr als 100 Jahre 

nach Inbetriebnahme – eine wesentliche 

Stütze für die Stromversorgung in Oberösterreich 

und Salzburg. Von diesem generationenübergreifenden 

Denken bei der Wasserkraftnutzung 

profitiert heute das ganze 

Land. „Wasserkraft ist ein wesentlicher Beitrag 

zur erneuerbaren Energiezukunft und 

damit gelebter Klimaschutz“, sagt Technikvorstand 

Stefan Stallinger. So können wir 

unsere Haushaltskunden mit unserer Wasserkraft 

versorgen. Sie erhalten Strom aus 

heimischer Wasserkraft – aus eigenen 

Kraftwerken in Oberösterreich, Salzburg 

und der Steiermark sowie aus Kraftwerken 

in Österreich an denen die Energie AG beteiligt 

ist bzw. Bezugsrechte hat. In Summe 

verfügt die Energie AG über eine saubere 

Stromerzeugung aus Wasserkraft von rund 

2.500 GWh im Jahr. Dies entspricht dem 

durchschnittlichen Jahresverbrauch von 

mehr als 700.000 Haushalten. 

Das Kraftwerk Gmunden, 

mehr als nur Produktion 

Das Kraftwerk Gmunden ist Teil der 

Traunkette, die mit 16 Kraftwerken von Gosau 

bis Traun-Pucking eine zentrale Säule 

der Wasserkraftproduktion in der Energie 

AG ist. Im Kraftwerk Gmunden arbeiten 

seit 1969 zwei Kaplan-Rohrturbinen mit 

Tafelenthüllung bei der 50-Jahr-Feier beim Kraftwerk Gmunden 

v.l.n.r.: Abteilungsleiter Wasserkraft August Lemmerer, Geschäftsführer Erzeugung Norbert 

Rechberger, Technikvorstand Stefan Stallinger, Aufsichtsratspräsident und Wirtschaftslandesrat 

Markus Achleitner, Generaldirektor Werner Steinecker, Geschäftsführer Josef Postl und Stadtrat 

Manfred Andessner. (Foto: Energie AG) 

einer Gesamtleistung von 12.200 Kilowatt. 

Bei diesen Turbinen fließt das Wasser nicht 

wie üblich über eine Einlaufspirale, sondern 

direkt zu den Laufradschaufeln. Ihrer 

fast waagrechten Bauart ist es zu verdanken, 

dass das Krafthaus ungewöhnlich 

niedrig gehalten werden konnte und sich 

harmonisch in die reizvolle Landschaft des 

engen Trauntals einfügt. Die Staumauer 

des Kraftwerks Gmunden verfügt über drei 

Wehrfelder mit Wehrklappen. Bei Hochwasser 

werden diese Klappen umgelegt, 

damit mehr Wasser abfließen kann. Während 

die alte Hochwasser-Wehranlage in 

Gmunden, die sogenannte „Seeklause“, 

nur rund 120 Kubikmeter Wasser in der Sekunde 

bewältigen konnte, fließt über die 

Wehrklappen und durch die Turbinen des 

Kraftwerks dreimal so viel ab, nämlich 360 

Kubikmeter pro Sekunde. Das Kraftwerk 

dient somit nicht nur der Stromerzeugung, 

sondern regelt auch die Wasserstände. Die 

Wehranlage kann große Wassermengen 

aus dem Traunsee abführen, ohne die Anrainer 

zu gefährden. Überschwemmungen 

im Stadtbereich kommen seit der Errichtung 

des Kraftwerks nur noch bei den seltenen, 

sogenannten „Jahrhundert-Hochwässern“ 

vor und sind vor allem der Enge und 

Verbauung bei der Einmündung des Traunsees 

in die Traun geschuldet. 

Zusammen mit dem Kraftwerk wurde 

auch der Abwasserhauptsammler für 

Gmunden und mehrere benachbarte Gemeinden 

errichtet und die Trinkwasserversorgung 

der Stadt entscheidend verbessert: 

Zwei Rohrleitungen führen durch den 

Wehrgang des Kraftwerks. Für die Infrastruktur 

Gmundens war der Kraftwerksbau 

ebenfalls ein Gewinn: Der im Zuge der 

Bauarbeiten errichtete „Mariensteg“ bildet 

seit damals für Fußgänger und Radfahrer 

eine willkommene Verbindung der beiden 

Traunseiten. 

Erster Fischlift Oberösterreichs in 

Gmunden 

Vor zwei Jahren wurde der erste Fischlift 

Oberösterreichs hier in Gmunden in Betrieb 

genommen. Durch die schluchtenartige 

Topographie und die Fallhöhe von 

zehn Metern war es eine besondere Herausforderung, 

die Fischdurchgängigkeit zu 

realisieren. Die Lösung ist eine Kombination 

eines Vertical-Slot-Fischpasses (Betonbauwerk 

mit Lockströmung) und eines Fischliftes. 

Die größenbestimmende Fischart 

ist die Seeforelle, die eine Länge von rund 

90 Zentimetern erreicht. Es können aber 

auch alle kleineren Fische die Fischaufstiegshilfen 

nutzen. Bester Funktionsnachweis 

war ein 114 cm langer Hecht, der nach 

oben transportiert wurde. 

Energie AG forciert den Ausbau von 

Energie aus Wasser 

Die Energie AG will gemeinsam mit dem 

Haupteigentümer Land Oberösterreich 

den Ausbau der sauberen Wasserkraft forcieren 

und hat dazu drei Projektideen im 

Sommer der Öffentlichkeit vorgestellt. Mit 

dem Ersatzneubau des Kraftwerks Dürnau 

in Vöcklabruck wurde bereits im September 

2019 begonnen. Die beiden weiteren 

Projekte befinden sich in Planung. Es handelt 

sich dabei um den Ersatzneubau des 

Kraftwerks Traunfall und die Projektidee 

des Kraftwerks Weißenbach, welche das 

Ziel verfolgt, in der Gemeinde Bad Goisern 

den Hochwasserschutz mit sauberer Stromerzeugung 

aus Wasserkraft zu kombinieren. 

Mit den angeführten Wasserkraftwerks-Projekten 

kann eine Steigerung der 

Erzeugung von sauberem Strom von bis zu 

65 Mio. Kilowattstunden erreicht werden. 

Dies würde eine Einsparung von 55.000 

Tonnen CO 2 pro Jahr bedeuten. 

(193501922) 

LLwww.energie-ag.at 

14


MembersŃews 

enercity baut Windkraft - 

geschäft weiter aus 

(enercity) Der Energiedienstleister enercity 

hat den Projektentwickler Gamesa Energie 

Deutschland (GED) mit Sitz in Oldenburg 

von Siemens Gamesa übernommen 

Das Unternehmen wurde 2005 gegründet 

und war als Tochter der Siemens Gamesa 

Renewable Energy Wind Farms S.A. auf die 

Entwicklung von Greenfield-Projekten spezialisiert. 

Über den Kaufpreis wurde Stillschweigen 

vereinbart. 

„Unser Ziel ist es, den Anteil grüner Energie 

am Strommix für unsere Kunden auszubauen 

und unser Engagement im deutschen 

Windmarkt weiter zu stärken. Die 

Integration des Projektentwicklungsgeschäfts 

von Siemens Gamesa bringt uns 

hierbei einen entscheidenden Schritt weiter“, 

sagt enercity-Vorstandschefin Dr. Susanna 

Zapreva. 

„Wir haben die strategische Entscheidung 

getroffen, uns im deutschen Onshore-Markt 

auf den Vertrieb und Service von 

Windturbinen zu konzentrieren. enercity 

ist genau der verlässliche Partner mit starker 

Aufstellung und klarem Fokus auf 

Deutschland, den wir als neuen Eigner für 

unsere Gesellschaften gesucht haben“, sagt 

Claudia Kratz, Onshore Region North Europe 

& Middle East CFO bei Siemens Gamesa. 

Portfolio umfasst Pipeline 

von 200 MW Leistung 

Das GED-Portfolio umfasst eine Pipeline 

von rund 200 MW Leistung und 420 

GWh/a Ertrag. Die Projekte erstrecken sich 

vor allem auf Standorte im Norden und 

Westen des Landes - das erste Vorhaben 

wird noch 2019 in Rheinland-Pfalz umgesetzt. 

Damit ergänzt enercity seine bestehenden 

Windenergieanlagen, die bislang 

vorwiegend in den östlichen Bundesländern 

Ökostrom produzieren. „Wir werden 

in den kommenden Jahren mehrere hundert 

Millionen Euro in Windparks investieren 

und über 2.000 GWh Strom aus Windenergie 

produzieren“, sagt Zapreva. „Der 

aktuelle Anlagenbestand soll so bis 2030 

nahezu vervierfacht werden“, so Zapreva. 

Weitere Windparks in Brandenburg 

und Niedersachsen 

Bereits im Frühjahr 2019 hatte enercity 

mit Siemens Gamesa den Erwerb des 

Windparks Schönemoor im niedersächsischen 

Landkreis Wesermarsch vereinbart. 

Im August 2019 hatte der hannoversche 

Energieanbieter zudem im brandenburgischen 

Klettwitz den Grundstein für einen 

neuen Windpark mit zehn Windkraftanlagen 

und einer Gesamtnennleistung von 33 

MW gelegt. (193501926) 

LLwww.enercity.de 

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EnBW mit weiterhin positiver 

Ergebnisentwicklung 

• Zuwachs von fast 39 Prozent bei den Erneuerbaren 

Energien in den ersten neun 

Monaten 

• Ergebnis für das Gesamtjahr 2019 wird 

in einer Bandbreite von 2,35 bis 2,5 Milliarden 

Euro erwartet 

• Finanzvorstand Kusterer: „Sind zuversichtlich 

unser Ergebnisziel für das Geschäftsjahr 

2020 bereits in diesem Jahr 

zu erreichen“ 

(enbw) In den ersten neun Monaten des 

Geschäftsjahres 2019 setzte die EnBW ihren 

Kurs mit einem operativen Ergebnis 

(Adjusted EBITDA) von rund 1,69 Milliarden 

Euro erfolgreich fort. Das Adjusted 

EBITDA liegt damit um 7,4 Prozent über 

dem Ergebnis des Vorjahres (1,57 Milliarden 

Euro). Der Umsatz betrug 14,37 Milliarden 

Euro (-3,2 Prozent). Die Zahl der 

Mitarbeiter stieg auf 22.934, dies entspricht 

einem Plus von 6,7 Prozent gegenüber 

dem Vorjahr. 

Das Adjusted EBITDA für das Geschäftsjahr 

2019 wird in einer Bandbreite von 

2,35 bis 2,5 Milliarden Euro erwartet. 

„Unsere Ergebnisprognose für das Gesamtjahr 

bestätigen wir unverändert“, betont 

Finanzvorstand Thomas Kusterer. 

„Dies vor allem mit Blick auf die im vierten 

Quartal neu hinzukommenden Ergebnisbeiträge 

unserer Offshore-Windparks 

Hohe See und Albatros sowie die stabilen 

Ergebnisbeiträge bei den Netzen. Vor diesem 

Hintergrund sind wir zuversichtlich, 

unser strategisches Ziel für das Geschäftsjahr 

2020 von 2,4 Milliarden Euro bereits 

in diesem Jahr zu erreichen, wohlwissend, 

dass wir dafür auch in unseren Effizienzanstrengungen 

nicht nachlassen dürfen“, so 

Kusterer weiter. 

Der auf die Aktionäre der EnBW AG entfallende 

Adjusted Konzernüberschuss erhöhte 

sich von 397 Millionen Euro im Vorjahreszeitraum 

auf aktuell rund 507 Millionen 

Euro für die ersten neun Monate 

2019. 

Entwicklung der Geschäftsbereiche 

Im Segment Vertriebe lag das Adjusted 

EBITDA in den ersten neun Monaten 2019 

bei 187,4 Millionen Euro und damit um 7,5 

Prozent unter dem Ergebnis des Vorjahres. 

Die Abweichung ist im Wesentlichen auf 

gestiegene Beschaffungskosten für Strom 

und Gas zurückzuführen. Seit Beginn des 

dritten Quartals trägt auch das Kölner Telekommunikations-Unternehmen 

Plusnet, 

das im Juni 2019 erworben wurde, zum 

Ergebnis bei. 

Das Geschäftsfeld Netze hat sich weiter 

positiv entwickelt. Das Adjusted EBITDA 

liegt bei 1024,6 Millionen Euro und erhöhte 

sich damit in den ersten neun Monaten 

2019 um 4,6 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. 

Wesentlichen Einfluss auf 

die positive Ergebnisentwicklung haben 

die gestiegenen Erlöse aus Netznutzung, 

insbesondere aufgrund gestiegener erforderlicher 

Investitionen in die Versorgungssicherheit 

und -zuverlässigkeit der Netze. 

Im Segment Erneuerbare Energien stieg 

das Adjusted EBITDA in den ersten neun 

Monaten 2019 deutlich auf 298,6 Millionen 

Euro. Das entspricht einem Plus von 

38,5 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Diese 

Verbesserung ist zum einen auf die Ergebnisbeiträge 

der Ende letzten Jahres in 

Schweden erworbenen Onshore-Windparks 

sowie auf insgesamt bessere Windverhältnisse 

bei den Onshore und Offshore 

Windparks in Deutschland zurückzuführen. 

Seit Beginn des dritten Quartals 

trägt zudem das französische Unternehmen 

Valeco zum Ergebnis bei. Die Offshore-Windparks 

Hohe See und Albatros werden 

im vierten Quartal 2019 zum Ergebnis 

beitragen. 

Das Segment Erzeugung und Handel liegt 

in den ersten neun Monaten 2019 bei einem 

Adjusted EBITDA von 192,6 Millionen 

Euro und mit plus 0,6 Prozent auf dem Niveau 

des Vorjahres. Im Vergleich zum Vorjahr 

sind die Terminpreise für die an den 

Großhandels- märkten verkauften Stromengen 

gestiegen. Gegenläufig wirkte der 

Entfall positiver Einmaleffekte, die das Ergebnis 

im Vorjahr geprägt hatten, sowie die 

unplanmäßige Verlängerung der Revisionen 

in den Kraftwerken Neckarwestheim 

(GKN2) und Philippsburg (KKP2). 

Die Investitionen des EnBW-Konzerns haben 

sich mit rund 2,13 Milliarden Euro gegenüber 

dem Vorjahr (1,02 Mrd. Euro) 

verdoppelt. Dies liegt wesentlich am Erwerb 

des Wind- und Solarunternehmens 

Valeco sowie dem Erwerb der Plusnet 

GmbH. Beide Unternehmen unterstützen 

die strategische Ausrichtung der EnBW. 

Weitere Investitionen flossen in die Fertigstellung 

der Offshore-Windparks EnBW 

Hohe See und EnBW Albatros. Diese stehen 

vor der Inbetriebnahme. Alle 87 Anlagen 

sind fertig errichtet. Noch vor Jahresende 

sollen beide Windparks mit einer Leistung 

von insgesamt 609 MW ans Netz gehen. 

Finanzvorstand Thomas Kusterer: „Dabei 

ist uns bewusst, dass die mit Valeco und 

Plusnet vorgezogenen Wachstumsinvestitionen 

natürlich auch unseren finanziellen 

Anspannungsgrad erhöhen. Zusätzlich belastend 

wirkt das Niedrigzinsumfeld mit 

Blick auf unsere Pensions- und Kernenergierückstellungen. 

Entsprechend sorgfältig 

werden wir unsere weiteren Investitionen 

planen und steuern.“ (193510808) 

LLwww.enbw.com 

E.ON: Essen und Dortmund 

bleiben wichtige E.ON-Standorte 

(eon) Die Ruhrgebietsmetropolen Essen 

und Dortmund werden auch nach der 

Übernahme von innogy durch E.ON sehr 

wichtige Konzernstandorte bleiben. Dies 

bestätigte das Energieunternehmen heute. 

Essen bleibt die Energiehauptstadt in 

Deutschland und wird auch in Zukunft der 

zentrale Standort der neuen E.ON in 

Deutschland sein. Die Ruhrmetropole 

bleibt Sitz des Konzerns und aller nationalen 

und internationalen Netzsteuerungsfunktionen. 

Zudem wird hier die neu gegründete 

Holding des größten deutschen 

Verteilnetzbetreibers, die „Westenergie“, 

angesiedelt. Von Essen aus wird E.ON auch 

Innovationen steuern. Hierzu zählen beispielsweise 

innovative Projekte auf dem 

Gelände des UNESCO Weltkulturerbes 

Zollverein. Essen wird darüber hinaus 

Kernstandort des Geschäftskundenvertriebs 

in Deutschland sein. 

Dortmund bleibt einer der größten 

Standorte der neuen E.ON in Deutschland. 

Die westfälische Metropole ist auch künftig 

mit der Westnetz Heimat des mit Abstand 

größten Verteilnetzbetreibers von E.ON in 

Deutschland und bereits heute wichtiger 

Standort für das bedeutsame Zukunftsgeschäfts 

Elektromobilität. In Dortmund 

wird zudem das vertriebliche Zukunftsgeschäft 

„City Energy Solutions“ gestärkt – 

Quartiers- oder Wärme-Lösungen sind für 

den nachhaltigen Umbau des Energiesystems 

ein entscheidender Baustein. 

Die bayerische Landeshauptstadt München 

wird auch weiterhin ein wichtiger 

Vertriebsstandort von E.ON sein, an dem 

wichtige Funktionen zum deutschlandweiten 

Strom- und Gasgeschäft zusammengefasst 

sind. 

Das Standortkonzept, dessen Details 

noch entwickelt und dann mit den zuständigen 

Arbeitnehmervertretern besprochen 

werden, wird gleichzeitig die Anforderungen 

aus dem operativen Geschäft gewährleisten 

und notwendige Synergien unterstützen. 

Dabei sollten die Auswirkungen 

auf die Mitarbeiter so gering wie möglich 

gehalten werden. Für Essen und Dortmund 

erwartet E.ON insofern kurz- und mittelfristig 

Auswirkungen auf Arbeitsplätze, 

sieht aber für beide Städte ein gutes Fundament 

für eine gesunde langfristige 

Zukunfts entwicklung im Gleichklang mit 

der Entwicklung der neuen E.ON. 

(193510811) 

LLwww.eon.com 

16

en 

hmern 

n im 

ber, 

ÖL IM KRAFTWERK 

Verfahrenstechnik Turbinenbetrieb mit 

DIENSTAG, 24. MÄRZ 2020 

VGB PowerTech Schwerpunktthema 11 l 2019 Ölsystem und Reinigung, 

MembersŃews 

12:00 h Begrüßung 

VGB-WORKSHOP 

Schwingungsanalyse während des 

Ursachen thermischer Anstreifschäden 

Dampfturbinenbetriebes 

Peter Richter, VGB PowerTech e.V., Essen 

24./25. MÄRZ 2020, BEDBURG 

12:15 h Anforderungen an Turbinenöle 

Proactive Maintenance – Online Fluidmonitoring und 

Pflege 

Oftmals treten nach Revisionen Fehler an Lagern, Dichtungen 

Andreas Busch und Berk Saracoglu, 

ÖL und IM Ölsystemen KRAFTWERK 

auf. Ziel des Workshops ist es, den Teilnehmern 

HYDAC FILTER SYSTEMS GMBH, Sulzbach/Saar 

Möglichkeiten einer Analyse von Fehlern und Auffälligkeiten im 

12:45 h Praktische Vorführung und Diskussion 

Verfahrenstechnik Laufverhalten – verursacht Turbinenbetrieb durch Ausrichtungsfehler, mit Lagergeometrien 

und Ölqualität – während aufzuzeigen. des Dampfturbinenbetriebes HYDAC FILTER SYSTEMS GMBH, Sulzbach/Saar 

Schwerpunktthema Ölsystem und Reinigung, 


Schwingungsanalyse 

24. UND Verschiedene 25. Turbinenöl- MÄRZ und 2020 Schwingungs-Monitoring- 

IN BEDBURG | LANDHAUS 13:15 DANIELSHOF 

h Mittagspause 

Hauptstraße Methoden 3d werden | 50181 in diesem Bedburg Workshop vorgestellt. 

14:00 h Gebrauchtölmonitoring anhand von Laboranalysen 

Dr. Jens Steidtner, RWE Power AG, Frechen 

Schwerpunkte sind unter anderem: 

Oftmals treten nach Revisionen Fehler an Lagern, Dichtungen und Ölsystemen | Reinigung 14:45 h von Ölsystemen Die tragende Rolle des Öls – Grundlagen der 

‐ Turbinenöl-Monitoring 

auf. Ziel des Workshops ist es, den Teilnehmern Möglichkeiten einer Analyse | Laufverhalten von Turbinen 

Gleitlagertechnik 

von Fehlern ‐ und Fluidengineering 

Auffälligkeiten im Laufverhalten – verursacht durch Ausrichtungsfehler, 

‐ Lagergeometrien Ausrichtungsempfehlung und Ölqualität – aufzuzeigen. 

Gleitlagertechnik Essen GmbH, Essen 

Dr. Stefan Verstege, 

Praktische Vorführungen runden den Workshop ab. 

Unsere Workshop-Themen sprechen die Zielgruppe Betreiber, Planer und Instandhaltungspersonal 

an. 

Verschiedene ‐ Lagergeometrien 

Turbinenöl- und Schwingungs-Monitoring-Methoden werden in 15:15 h Gleitlagerschäden in der Überwachung 

diesem Workshop ‐ Reinigung vorgestellt. von Ölsystemen 

Clemens Bueren, Siempelkamp NIS 

Fragen aus dem Teilnehmerkreis 

‐ Laufverhalten von Turbinen 

Ingenieurgesellschaft werden gerne mbH, im Vorfeld Essen entgegengenommen 

und vor Ort gemeinsam diskutiert. 

Schwerpunkte sind unter anderem: 

| Turbinenöl-Monitoring 

16:00 h Standortbesichtigung Kraftwerk Neurath 

Ihre Fragen senden Sie bitte an vgb-oil-pp@vgb.org 

| Fluidengineering Praktische Vorführungen runden den Workshop ab. 

18:30 h 

Wir freuen uns darauf, Abendveranstaltung 

Sie in Bedburg begrüßen zu dürfen. 

| Ausrichtungsempfehlung 

Unsere Workshop-Themen sprechen die Zielgruppe Betreiber, 

| Lagergeometrien 

Planer und Instandhaltungspersonal an. 

PROGRAMM 

10:45 

PROGRAMM 

h Typische Schadensbilder und deren Ursachen bei 

Turbogetrieben 

PROGRAMM ÄNDERUNGEN Fragen aus VORBEHALTEN 

dem (Änderungen Teilnehmerkreis vorbehalten) werden gerne im Vorfeld 

ÄNDERUNGEN VORBEHALTEN 

David Ziolko, J.M. Voith SE & Co. KG, Crailsheim 

entgegengenommen und vor Ort gemeinsam diskutiert. 


Ihre Fragen senden Sie bitte an vgb-oil-pp@vgb.org 

11:15 MITTWOCH, h Wuchten 25. von Rotoren MÄRZ 2020 

Chance oder Luxus? 


09:00 h Reinigung und Spülen von Ölsystemen nach 

Dr. Matthias Humer, Uniper Anlagenservice GmbH, 

Wir freuen Ursachen uns darauf, thermischer Sie in Bedburg Anstreifschäden begrüßen zu dürfen. 

VGB-S-030 

Essen 

Peter Richter, VGB PowerTech e.V., Essen 

Heiko Fingerholz, VGB PowerTech Service GmbH, 

11:45 h Praktische Vorführung und Diskussion 

12:15 h Essen, im Anforderungen November 2019 

Gelsenkirchen 

an Turbinenöle 


Proactive Maintenance – Online Fluidmonitoring und 


Ingenieurgesellschaft mbH, Essen 

Pflege 

Heiko Fingerholz, VGB PowerTech Service GmbH, 


12:15 h Mittagspause Gelsenkirchen 


13:0010:15 h h Empfehlung Kaffeepause für Überwachung und Monitoring an 


Dampfturbinen von 0,8 bis 800 MW 

PROGRAMM 

10:45 h Typische Schadensbilder und deren Ursachen bei 


Clemens Turbogetrieben 

Bueren, Siempelkamp NIS 

ÄNDERUNGEN HYDAC VORBEHALTEN 

FILTER SYSTEMS GMBH, Sulzbach/Saar 

Ingenieurgesellschaft David Ziolko, J.M. mbH, Voith Essen SE und & Co. Dr. KG, Matthias Crailsheim 

13:15 DIENSTAG, h Mittagspause 24. MÄRZ 2020 

11:15 h 

Humer, Uniper Anlagenservice GmbH, Essen 

Wuchten von Rotoren 

14:00 h Gebrauchtölmonitoring anhand von Laboranalysen 13:45 h Abschlussdiskussion 

Chance oder Luxus? 


Dr. Jens Ursachen Steidtner, thermischer RWE Power Anstreifschäden 

AG, Frechen 

Dr. Matthias Humer, Uniper Anlagenservice GmbH, 

14:30 h Ende der Essen Veranstaltung 

14:45 h Die tragende Peter Richter, Rolle VGB des Öls PowerTech – Grundlagen e.V., Essen der 

12:15 h Gleitlagertechnik 

11:45 h Praktische Vorführung und Diskussion 

Anforderungen an Turbinenöle 

Dr. Stefan Proactive Verstege, 


Maintenance – Online Fluidmonitoring und 

Gleitlagertechnik Pflege Essen GmbH, Essen 

Ingenieurgesellschaft mbH, Essen 

15:15 h Gleitlagerschäden Andreas Busch in und der Berk Überwachung Saracoglu, 

12:15 h Mittagspause 

Clemens HYDAC Bueren, FILTER Siempelkamp SYSTEMS NIS GMBH, Sulzbach/Saar 

13:00 h Mit freundlicher Empfehlung Unterstützung für Überwachung von und Monitoring an 

12:45 h Ingenieurgesellschaft Praktische Vorführung mbH, Essen und Diskussion 

Dampfturbinen von 0,8 bis 800 MW 

16:00 h Standortbesichtigung Andreas Busch und Kraftwerk Berk Saracoglu, Neurath 



Ingenieurgesellschaft mbH, Essen und Dr. Matthias 

18:30 h Abendveranstaltung 

13:15 h Mittagspause 

Humer, Uniper Anlagenservice GmbH, Essen 

14:00 h Gebrauchtölmonitoring anhand von Laboranalysen 13:45 h Abschlussdiskussion 

ANMELDEUNTERLAGEN Dr. Jens Steidtner, RWE Power AG, Frechen 

PROGRAMM 

14:30 h Ende der Veranstaltung 

www.vgb.org 

ÄNDERUNGEN 

14:45 Menü: h Veranstaltungen 

VORBEHALTEN 

Die tragende Rolle des Öls – Grundlagen der 

ONLINEANMELDUNG Gleitlagertechnik 

ww.vgb.org/oel_kraftwerk_anmeldung.html 

MITTWOCH, 25. Dr. MÄRZ Stefan Verstege, 2020 

TEILNEHMERGEBÜHREN/HINWEISE 

Gleitlagertechnik Essen GmbH, Essen 

09:00 h Reinigung und Spülen von Ölsystemen nach 

VGB-Mitglieder € 650,00 

AKTUELLE INFORMATIONEN 

15:15 h VGB-S-030 Gleitlagerschäden in der Überwachung 

Nichtmitglieder € 1.000,00 

www.vgb.org/oel_kraftwerk_20.html 

Heiko Fingerholz, Clemens Bueren, VGB PowerTech Siempelkamp Service NIS GmbH, 

Mit freundlicher Unterstützung von 

Datenschutzhinweise: www.vgb.org/datenschutzhinweis.html 

KONTAKT Gelsenkirchen Ingenieurgesellschaft mbH, Essen 

Koordination: 

09:4516:00 Diana 

h h 

Ringhoff 

Praktische Standortbesichtigung 

| E: vgb-oil-pp@vgb.org 

Vorführung und Diskussion Kraftwerk Neurath 

18:30 h Heiko Fingerholz, 

Abendveranstaltung 

VGB PowerTech Service GmbH, 

Gelsenkirchen 

10:15 h Kaffeepause 

PROGRAMM 

ÄNDERUNGEN VORBEHALTEN 

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11 


12 

13 

13 

14


„TÜV-Plakette“ für das Energieund 

Umweltmanagement der 

ENERVIE Gruppe 

Erfolgreich rezertifiziert: Michael Lotz, Leiter Managementsysteme Mitte-West, OBS Systemzertifizierung 

TÜV NORD (links), übergab ENERVIE Vorstandssprecher Erik Höhne (2.v.r.), 

Thomas Leuschner (Leiter Arbeits-/Umweltschutz ENERVIE und Geschäftsführer ADUG, 2.v.l.) und 

Matias Busse (Energiemanager ADUG, rechts) das Zertifikat. 

E.ON plant Bau eines 

Biomassekraftwerks im 

UPM Werk Hürth 

(eon) E.ON plant den Bau eines Biomassekraftwerks 

auf dem Gelände des UPM Papierwerks 

in Hürth. Die neue Anlage ist auf 

eine elektrische Leistung von 20 Megawatt 

(MW) sowie eine thermische Feuerungsleistung 

von 87 MW ausgelegt. E.ON plant 

Investitionen von rund 110 Millionen Euro 

in das Projekt und mehr als 30 neue Arbeitsplätze 

sollen entstehen. 

Das Kraftwerk wird neben der Wärmeversorgung 

des Werks Hürth auch erneuerbare 

Energie in das Stromnetz einspeisen und 

wird so zur Energiewende, zum Klimaschutz 

und zur Stabilität des öffentlichen 

Stromnetzes in Deutschland beitragen. 

Den Brennstoff Restholz bezieht E.ON aus 

dem regionalen Umfeld. Im ersten Quartal 

2022 soll die Anlage in Betrieb gehen. 

E.ON Vorstandsmitglied Karsten Wildberger: 

„Gemeinsam mit UPM werden wir 

zeigen, dass eine wirtschaftliche und verlässliche, 

nahezu CO 2 -neutrale Energieversorgung 

eines energieintensiven Industriebetriebs 

möglich ist. Wir bringen unsere 

Erfahrung und eine ausgereifte Technik in 

die Partnerschaft ein. UPM und E.ON liefern 

damit ein Beispiel für die klimafreundliche 

Energieversorgung der Wirtschaft, 

das weit über die Papierbranche hinausreichen 

wird.“ 

„Durch die neue Versorgung kann das 

Werk UPM Hürth seinen CO 2 -Fußabdruck 

signifikant senken. Das Projekt unterstützt 

den langfristig geplanten Ausstieg aus der 

Kohleverstromung in Deutschland“, sagt 

Winfried Schaur, Vorstandsmitglied von 

UPM. „Die neue Anlage soll eine stabile 

und wirtschaftlich planbare Wärmeversorgung 

des Standorts sicherstellen und unseren 

schon heute auf 100 Prozent Altpapier 

basierenden Produktionskreislauf in Hürth 

noch nachhaltiger machen“, so Schaur abschließend. 

Beide Unternehmen kooperieren bereits 

am UPM-Standort im bayrischen Plattling. 

Dort versorgt E.ON die Papierfabrik mit einem 

hocheffizienten Gas- und Dampfkraftwerk. 

Biomassekraftwerke im industriellen 

Maßstab betreibt E.ON auch in Großbritannien 

und Schweden. 

Über UPM 

UPM liefert erneuerbare und verantwortungsvolle 

Lösungen sowie Innovationen 

für eine Zukunft ohne fossile Rohstoffe. 

Der Konzern besteht aus sechs Geschäftsbereichen: 

UPM Biorefining, UPM Energy, 

UPM Raflatac, UPM Specialty Papers, UPM 

Communication Papers und UPM Plywood. 

Das Unternehmen beschäftigt weltweit 

etwa 19.000 Mitarbeiter und die Umsatzerlöse 

liegen bei etwa 10,5 Milliarden Euro 

pro Jahr. 

UPM Communication Papers 

UPM Communication Papers ist der weltweit 

führende Hersteller von grafischen 

Papieren und bietet seinen Kunden aus der 

Werbebranche, dem Verlagswesen und Anwendern 

aus den Bereichen Home und Office 

eine umfangreiche Produktpalette. Die 

leistungsstarken Papiere und Service-Konzepte 

von UPM schaffen Mehrwert für Unternehmenskunden 

und erfüllen zugleich 

aktiv die strengsten Kriterien für Umweltschutz 

und soziale Verantwortung. Mit 

Hauptsitz in Deutschland beschäftigt UPM 

Communication Papers etwa 8.000 Mitarbeiter. 

Weitere Informationen zu UPM 

Communication Papers und allen Produkten 

finden Sie unter www.upmpaper.de 

(193510812) 

LLwww.eon.com 

(enervie) Erstmals wurden Energiemanagement 

und Umweltschutz in einem integrierten 

Managementsystem der ENER- 

VIE Gruppe betrachtet und vom TÜV 

NORD rezertifiziert. Die Unternehmen im 

Konzern erhielten unter diesen erweiterten 

Vorgaben nun die Zertifikate nach DIN EN 

ISO 50001 und DIN EN ISO 14001. 

„Herzlichen Glückwunsch zur erfolgreichen 

Zertifizierung“, konnte Michael Lotz, 

Leiter Managementsysteme Mitte-West, 

OBS Systemzertifizierung TÜV NORD, 

dann bei der Übergabe der Zertifikate den 

ENERVIE Verantwortlichen sagen. „In der 

Energiebranche stellen sich bisher nur wenige 

Unternehmen dieser doppelten Prüfung. 

Umso mehr ist es erfreulich, dass Sie 

hier im Einzelnen sowie im Ganzen in Sachen 

Energieeffizienz und Umweltschutz 

die Anforderungen der jeweiligen Norm 

erfüllen.“ 

„Ein sehr gutes Ergebnis – und die Bestätigung, 

dass wir in Sachen Energie und 

Umwelt richtig unterwegs sind“, freut sich 

Erik Höhne als Vorstandssprecher der 

Gruppe. Mit der Zertifizierung verpflichtet 

sich die ENERVIE Gruppe zudem zur stetigen 

Verbesserung im Ressourcen- und Umweltschutz. 

„Eine Herausforderung, zu der 

wir uns als Energieunternehmen und im 

Sinn unserer Kunden stellen.“ Das Knowhow 

aus dem Unternehmen fließt für ihn 

beispielsweise extern in der Initiative zum 

kommunalen Energie- und Ressourcennetzwerk 

„KERN“, die von der ENERVIE 

Gruppe gestartet wurde, zusammen. Im 

Netzwerk gehen die Kommunen in der Region 

gezielt Klimaschutzprojekte im öffentlichen 

Raum an. 

Gemeinsam mit Betrieben Klimaschutz 

voranbringen 

„Um Erfolge in Sachen Klimaschutz zu 

erzielen, sind Energiemanagement, -audits 

und -controlling sowie CO 2 -Bilanzierung 

wichtige Werkzeuge. Wir unterstützen Unternehmen 

auf dem Weg zur Energie- und 

Ressourceneffizienz und beraten zu Maßnahmen, 

die den Klimaschutz verstärken 

und sich zudem wirtschaftlich für die Betriebe 

darstellen“, berichtet Thomas Leuschner 

als verantwortlicher Leiter Arbeitsund 

Umweltschutz und Geschäftsführer 

der Tochtergesellschaft ADUG. 

Weitere Informationen: www.enerviegruppe.de/Home/Verantwortung.aspx. 

(193510813) 

LLwww.enervie-gruppe.de 

18


MembersŃews 

ESB and Equinor announce 

partnership to deliver potential 

offshore wind projects 

(esb) ESB is pleased to announce that it has 

entered into a partnership with Equinor, a 

Norwegian-based energy company. 

The partnership will work to identify 

suitable sites for new offshore windfarms 

in Irish waters and work to mature potential 

future wind projects. The potential for 

energy storage technology and other technologies 

to complement offshore wind operations 

will also be examined. 

It is the ambition of the partnership to explore 

opportunities for large scale wind projects 

towards commercial operation by 

2030, thus contributing to the wider goals 

of the Irish Government on energy transition. 

Furthermore, this agreement strengthens 

ESB’s commitment to the development 

of an offshore wind portfolio in the Irish 

market, building on a recent investment in 

the Galloper offshore windfarm in the UK 

and making an important contribution to 

ESB’s Brighter Future Strategy. This partnership 

will also support the Government’s 

2050 vision for a net zero carbon economy 

through fixed and floating offshore wind 

farms and enabling technologies. 

The partnership is founded on a longterm 

vision held by both participants to 

develop well-designed offshore wind projects 

of scale, taking into account the needs 

and interests of key stakeholders. 

Equinor has significant global experience 

in the development and operation of offshore 

wind energy projects which complement 

ESB’s existing expertise and experience 

of developing and operating generation 

projects in the Irish and UK market. 

Welcoming the partnership, ESB Generation 

and Trading Executive Director Jim 

Dollard, says: “Through this partnership, 

we are demonstrating our commitment to 

creating a low-carbon future, powered by 

clean electricity. The delivery of offshore 

wind projects in Ireland further supports 

our strategy to significantly reduce the carbon 

intensity of the electricity we generate. 

By collaborating with innovative, 

like-minded organisations such as Equinor 

we will play a leading role in the transition 

to a clean energy future. Equinor’s scale 

and capabilities making them an ideal 

long-term partner. Today’s announcement 

represents a significant commitment by 

ESB in offshore wind in Ireland.” 

The initiation of this partnership is timely. 

The Government’s Climate Action Plan, published 

in June of this year, set a target to have 

at least 3.5GW of offshore wind for Ireland 

in the next decade, which will help renewables 

account for 70 percent of electricity generation 

by 2030. With a sea area almost 10 

times the size of its landmass, Ireland has 

very significant offshore wind capacity. 

EVN: Über 1.000 Anlagen fest im Blick. VN Mitarbeiter Karl Meisinger und Bernd Muik 

(Foto: EVN/Rumpler) 

With a sea area almost 10 times the size of 

its landmass, Ireland has very significant 

offshore wind capacity. 

“We are looking forward to a strong collaboration 

with ESB, where we will jointly 

explore offshore wind opportunities in the 

Irish market. ESB brings local knowledge 

and expertise and in the ongoing energy 

transition offshore wind can contribute as 

an important source of renewable providing 

energy to people and progress to society,” 

says Senior Vice President for business 

development in New Energy Solutions, 

Equinor Jens O. Økland. (193510815) 

LLwww.esb.ie 

EVN: Über 1.000 Anlagen 

fest im Blick 

Neue Zentralwarte geht rechtzeitig vor 

Heizsaison in Betrieb 

Über 1.000 Anlagen werden künftig mit 

Hilfe der neuen Warte in Mödling zentral 

überwacht. Dazu gehören auch die Biomasse-Anlagen 

der Thermenregion, dem 

größten Naturwärmenetz Österreichs. 

„Das Netz hat eine Länge von rund 150 

Kilometern und erstreckt sich über 11 Gemeinden. 

Die EVN Wärme versorgt ca. 

30.000 Kunden mit Wärme, Warmwasser 

und Klima-Raumkühlung“, so EVN Sprecher 

Stefan Zach. 

Gleichzeitig werden aber auch alle anderen 

Wärme-Anlagen und Netze der EVN 

Wärme überwacht. „Für die sichere Versorgung 

arbeiten in der Warte 2 bis 3 Mitarbeiter 

rund um die Uhr“, so Zach. „Im Mittelpunkt 

steht dabei die permanente Überwachung 

der Anlagen und Netze. 

Gegebenenfalls wird von hier aus auch die 

Störungsbehebung eingeleitet.“ 

EVN Wärme GmbH 

Der Einsatz erneuerbarer Energien ist für 

die EVN insbesondere im Wärmebereich 

seit vielen Jahren von großer Bedeutung. 

Die EVN betreibt heute mit Partnern aus 

der Landwirtschaft und der Sägeindustrie 

bereits über 60 Biomasseanlagen in ganz 

Niederösterreich. Etwa zwei Drittel der gelieferten 

kommunalen Fernwärme wird 

aus Biomasse erzeugt. Durch die enge Kooperation 

der EVN mit der regionalen 

Land- und Forstwirtschaft bleibt die Wertschöpfung 

der Region erhalten. Die EVN 

setzt auf regionale Biomasse und arbeitet 

nur mit österreichischen Partnern. Mit einem 

Einsatz von rund 1,5 Millionen 

Schüttraummeter Hackschnitzel ist die 

EVN der größte Naturwärmeversorger aus 

Biomasse in Österreich. (193510824) 

LLwww.evn.at 

Eskom shares the Transmission 

Development Plan for 

2020 to 2029 

(eskom) Eskom shared its Transmission 

Development Plan (TDP) for the period 

2020 to 2029 with different stakeholders 

at a public forum in Midrand. This is part of 

Eskom’s Transmission licence requirements 

issued by the National Energy Regulator 

of South Africa (Nersa), which requires 

Eskom to publish a TDP annually. 

This forum forms part of a consultative 

process where industry, various business 

sectors, local government and other infrastructure 

development partners, get to influence 

the long-term development plan of 

the transmission system. 

Segomoco Scheppers, Group Executive 

for Transmission says, “Some adjustments 

have been made to the TDP since its last 

publication in 2018, which include the 

re-phasing of capital investment in transmission 

projects to align with the project 

execution timelines associated with servitude 

acquisitions and current available 

funding.” 

Significant progress has also been made in 

the establishment of a transmission network 

to enable the successful connection of 

additional generation from Medupi and Kusile 

to the national grid. Furthermore, approximately 

379 km of lines and 540 MVA 

19


VGB-FACHTAGUNG 

DAMPFERZEUGER, INDUSTRIE- 

UND HEIZKRAFTWERKE & BHKW 2020 

mit Fachausstellung 

(17.) 18. UND 19. MÄRZ 2020 IN PAPENBURG 

VERANSTALTUNGSORT 

Hotel Alte Werft Papenburg 

Ölmühlenweg 1 

26871 Papenburg 

L www.hotel-alte-werft.de 

Um die aktuellen und zukünftigen energiepolitischen Anforderungen 

mit den bestmöglichen technologischen Entwicklungen zu 

begleiten, stellt die VGB-Fachtagung „Dampferzeuger, Industrieund 

Heizkraftwerke & BHKW“ im Jahr 2020 neben den 

Themen 

| Flexibilisierung, 

| Speichertechnologien und 

| geänderte Gesetzgebung im Zusammenhang mit den 

zukünftigen Grenzwerten und technische Umsetzung 

die „Energietechniken der Zukunft – Wechsel von Kohle zu 

Energien der Zukunft“ in den Fokus. 

Aktuelle Betriebserfahrungen mit neuen Technologien sowie 

praktischen Anwendungen werden diskutiert. Ziel dieser 

Fach tagung ist es, durch einen aktiven und zielgerichteten 

Erfahrungsaustausch die Chance nutzen, auch zukünftig optimale 

technische Aufstellungen zu definieren. Neben einem attraktiven, 

aktuellen und zielgerichteten Vortragsprogramm soll ein intensiver 

Erfahrungsaustausch zwischen den Betreibern und Herstellern 

stattfinden. Dazu präsentieren sich unsere Kooperationspartner in 

der begleitenden Fachausstellung. 

Parallel zur Fachtagung findet am 18. März 2020 die 

Sektion „BHKW“ statt. 

Der verstärkte dezentrale Einsatz von Blockheizkraftwerken 

(BHKW) ist ein Weg, um stark schwankende Einspeisungen 

von erneuerbaren Energien auszugleichen. Der Betrieb wird 

durch Förderungen des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes 

(KWKG) unterstützt. Die Motorentechnik bietet die Möglichkeit, 

hohe Lastwechsel gradienten zu bedienen, bei kurzer Anfahrzeit 

und nur geringem technischen Aufwand bei der Warmhaltung. 

Diesen Eigenschaften geschuldet, ist eine stark wachsende 

Bedeutung der Verbrennungsmotoren im Bereich der Stromund 

Wärmeerzeugung festzustellen. 

Nutzen Sie diese VGB-Veranstaltung als Plattform für Ihr 

Networking und einen Erfahrungsaustausch unter Fachleuten. 

Wir können die Herausforderungen des Wandels in der 

Energieerzeugung gemeinsam meistern. 

Auf Wiedersehen in Papenburg! 

TAGUNGSPROGRAMM 

(Änderungen vorbehalten) 

10:00 

bis 

16:00 


1) Sitzung „TG Industrie- und Heizkraftwerke“ 

Werner Hartwig, VGB PowerTech e.V. 

2) Sitzung „PG BHKW“ 

Andreas Böser, VGB PowerTech e.V. 

18:00 Get-Together in der Ausstellung 

MITTWOCH, 18. MÄRZ 2020 

08:00 Registrierung & Besuch der Fachausstellung 

Sektionsleitung: Michael Schütz, RWE AG, Essen 

Werner Hartwig, VGB PowerTech e.V., Essen 

09:00 Begrüßung 

09:15 

V 01 

09:45 

V 02 

10:15 

V 03 

11:30 

V 04 

12:00 

V 05 

Implikation ambitionierter Klimapfade auf 

die deutsche Energiewirtschaft 

Stefan Schönberger; 

Boston Consulting Group, Hamburg 

Die neue 13. BImSchV – Finden Luftreinhaltung und 

Energiewende endlich zusammen? 

Dr.-Ing. Martin Ruhrberg, BDEW Bundesverband der 

Energie & Wasserwirtschaft e.V., Berlin 

Jenseits der Kohle, jenseits des Holzes, 

die Fabrik als Wald 

Marinus Tabak, RWE Generation NL, Niederlande 

Unterschiedliche Gasqualitäten und Anforderungen 

an die Umwandlungsprozesse 

Dr. Matthias Werschy, DBI Gut, Freiberg 

Konzept einer Energie- und Verwertungsanlage 

am Industriestandort Jänschwalde 

Günter Heimann, Frank Mielke, 

LEAG Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus 

12:30 Networking-Lunch in der Ausstellung 

ONLINEANMELDUNG 

L www.vgb.org/dihkw_bhkw_anmeldung.html 

Stay in contact with us! 

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

20


VGB-FACHTAGUNG 

MembersŃews 

DAMPFERZEUGER, INDUSTRIE- 

UND HEIZKRAFTWERKE & 

BHKW 2020 

14:00 

V 06 

14:30 

V 07 

Aktivkohle-Dosieranlage Lippendorf – 

Konzept, Errichtung und Betrieb 

A. Schröter, Ch. Rönisch, O. Höhne, 

LEAG Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus 

Praktische Erfahrung mit der Distran Ultra 

Hauptautor: Walter Umbricht, Distran, Zürich, Schweiz 

Co-Autor: Jörg Schubert, RWE Power AG, 

Kraftwerk Neurath 

MITTWOCH, 18. MÄRZ 2020 

BHKW-Sektion (Raum Elbe 1) 

B 01 – 

B 08 

Sektionsleitung: Steffen Lilienthal, HKW Cottbus mbH; 

Andreas Böser, VGB PowerTech e.V., Essen 

09:00 Begrüßung der BHKW-Sektion 

09:15 

B 01 

09:45 

B 02 

10:15 

B 03 


B 04 

12:00 

B 05 

Umstellung eines Wärmestandortes von Kohle 

auf Gas – HKW Stuttgart-Gaisburg 

Jens Rathert, EnBW, Stuttgart 

Technische Versicherung Allianz! 

Schadenerfahrungen und Beispiele von 

Versicherungslösungen für KWK-Anlagen 

Birte Trefz, Hans-Jürgen Mader, 

Allianz Versicherungs AG, Hamburg 

Gasmotoren KWK für erneuerbare Brennstoffe 

Dr. Klaus Payrhuber, Dr. Michael Url, 

INNIO Jenbacher GmbH & Co. OG, Austria 

Monitoring von Schmierstoffen und Gasmotoren – 

Welchen Beitrag die Schmierstoffanalytik leistet 

Stefan Mitterer, OELCHECK GmbH, Brannenburg 

Der Begriff des Standes der Technik in Bezug auf 

BImSchG und MVP-/LCP-Richtlinie mit Umsetzung 

durch 44. sowie 13. BImSchV. 

Stefan Hüsemann, Dr. Poppe AG, Kassel 


14:00 

B 06 

14:30 

B 07 

15:00 

B 08 

Chance der Sektorenkopplung 

für großtechnische Verbrennungsanlagen 

Marc Jedamzic, Mitsubishi Hitachi Power 

Systems Europe GmbH, Duisburg 

Verwendung von Wasserstoff im BHKW 

Dr. Sebastian Ohler, 

Caterpillar Energy Solutions GmbH, Mannheim 

BHKW-Technologie für 

„grün“ erzeugten Wasserstoff 

Frank Grewe, F&E 2G Energietechnik GmbH, Heek 

DONNERSTAG, 19. MÄRZ 2020 

09:00 Besuch der Fachausstellung 

Sektionsleitung: Thomas Bahde, Vattenfall Wärme AG, 

Berlin; Werner Hartwig, VGB PowerTech e.V., Essen 

09:30 

V 08 

Entwicklungspfade Thermischer Kraftwerke auf 

dem Weg zur EU-Kohlenstoffneutralität: 

Biomasse – Wasserstoff – Power to X 

Dr.-Ing. Christian Bergins, Mitsubishi Hitachi 

Power Systems Europe GmbH, Duisburg 

10:00 

V 09 


V 10 


V 11 

12:00 

V 12 

Entwicklung eines Beschichtungskonzepts zum 

Korrosionsschutz von Überhitzerstählen bei 

Biomasse (Mit-) Verbrennung in Kohlekraftwerken 

Tobias Meißner, DECHEMA-Forschungsinstitut, Frankfurt 

StoreToPower-Pilotanlage zur Entwicklung eines 

Wärmespeicherkraftwerks im Rheinischen Revier 

Dr. Witold Arnold, RWE Power AG, Essen 

Inbetriebnahmeprüfung von Kraftwerksanlagen 

nach BetrSichV 

Florian Birkeneder, 

TÜV Rheinland Industrie Service, Berlin 

„Gore System“ im Anwendungsfall 

Philipp Schauer, Erik Kühnel, 

Stadtwerke Chemnitz, Chemnitz 


14:00 

V 13 

14:30 

V 14 

15:00 

V 15 

15:30 

bis 

16:00 

Vorstellung der neuen Q 101 Dämmarbeiten an 

Kraftwerkskomponenten 

Thomas Ortlieb, G&H Isoliertechnik, Speyer 

Technische Lösungen für zukünftige 

Emissionsgrenzwerte 

Thomas Schröder, SAACKE GmbH, Bremen 

Trichterbeschichtung als Erosionsschutz an einem 

815/h Dampfkessel im Kraftwerk Jänschwalde 

Frank Graßmel, 

LEAG Lausitz Energie Kraftwerke AG, Peitz 

Abschlussdiskussion mit 

anschließendem Farewell-Coffee 

ORGANISATORISCHE HINWEISE 

VERANSTALTUNGSORT 

Hotel Alte Werft Papenburg 

Ölmühlenweg 1 

26871 Papenburg 

KONFERENZSPRACHEN 

Konferenzsprache: Deutsch 

(Simultanübersetzung nur bei erhöhtem Interesse) 

ANMELDUNG | ONLINE 

www.vgb.org/dihkw_bhkw_anmeldung.html 

bis zum 27. Februar 2020 (Redaktionsschluss des Teilnehmerverzeichnisses, 

spätere Anmeldung, auch vor Ort, möglich). 



Nichtmitglieder € 990,00 

Hochschule, Behörde, Ruheständler € 300,00 

ABENDVERANSTALTUNG 

Am Mittwoch, 18. März 2020 ist jeder Teilnehmer herzlich zur 

Abendveranstaltung eingeladen. Es findet eine Besichtigung der Meyer 

Werft statt. Im Anschluss an die Besichtigung beginnt die Abendveranstaltung 

in der ‚Alten Werft‘. 

Kontakt: Barbara Bochynski | Tel. +49 201 8128-205 | Fax +49 201 8128-321 | E-Mail: vgb-dihkw@vgb.org 

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

21


of transformation capacity were successfully 

commissioned in the 2019 financial year. 

A number of transmission substations 

and transformer capacity enhancement 

projects were commissioned in support of 

the Renewable Energy Independent Power 

Producer Procurement (REIPPP) Programme 

Bid Windows 1 to 3, increasing 

the number of connected projects to 67, totalling 

4,041 MW which was in operation 

by July 2019. 

As part of the TDP for the period 2020 to 

2029, Eskom plans to increase its transmission 

infrastructure by approximately 4 800 

km of extra high voltage transmission lines 

and 35 000 MVA of transformer capacity 

over the next 10 years. This is part of Eskom’s 

commitment to capital investment in 

infrastructure and compliance with the 

South African Grid Code, which sets out 

the essential requirements for a reliable 

and efficient transmission system. All this 

takes place in the context of the Eskom 

Roadmap and the creation of the Transmission 

subsidiary,” said Scheppers. 

(193510819) 

LLwww.eskom.co.za 

Helen optimises district heat 

production as one of the means 

towards carbon neutrality 

(helen) Helen is improving energy efficiency 

in the district heating network by acquiring 

a digital control system that optimises 

the district heating network. The system 

will enable the reduction of both emissions 

and costs. 

The digital optimisation system for district 

heat production and network will enable 

the management of production, consumption 

and distribution in the entire district 

heating network through a single 

solution. The digital platform will allow efficient 

building of demand response control 

in the future. This will bring new possibilities 

for reducing both emissions and costs. 

The system in question is a real-time extension 

to Helen’s existing automation and 

production planning systems. The extension 

for Helen will be implemented by Valmet. 

The optimisation application for the 

district heating network is part of Valmet’s 

industrial internet services for customers 

in the energy industry. 

“With the system, we will improve the energy 

efficiency of the entire district heating 

network as the network can be used in a 

more optimal way, calculating the effects 

of transfer lags and temperatures in advance. 

The change in the operating model 

will enable reduced costs in energy procurement 

and decreased emissions,” says 

Helen’s Team Manager Miika Lindholm. 

“The system optimises the temperature, 

pressure differences and pumping of supply 

water in the district heating network 

and coordinates the outputs of the heating 

plants and district heat batteries. It will 

also enable automated management of the 

district heating network and plants,” Lindholm 

continues. 

The optimisation system is due to be commissioned 

in spring 2021. 

Helen aims for carbon neutrality by 2035 

“Helen aims towards carbon-neutral energy 

production, and the optimisation of 

district heat production and the district 

heating network is one of our numerous 

means of attaining this objective,” says 

Helen’s Director Heikki Hapuli. 

By 2025, Helen will reduce carbon dioxide 

emissions by 40 per cent compared to 

the 1990 level, increase the share of renewable 

energy in energy production to 25 per 

cent, and halve the amount of coal used. 

Helen will phase out the use of coal in full 

by 2029. Helen’s energy production will be 

carbon neutral in 2035. (193510828) 

Facts: 

• Helen is acquiring an adaptive control 

system that optimises the district heating 

network. 

• The system will improve energy efficiency 

in the district heating network. 

• It will reduce the costs and emissions of 

energy procurement. 

• The system will be implemented by Valmet 

Automation Oy, and it will become 

operational in spring 2021. 

LLwww.helen.fi 

innogy versorgt die Asahi 

Brauereien in Polen mit Ökostrom 

• Langfristiger Stromliefervertrag für 

zehn Jahre 

• Onshore-Windpark Nowy Staw soll 

100% des Strombedarfs der polnischen 

Asahi-Brauereien decken 

• Erster PPA in Polen für einen Windpark 

in Planung, der keine staatliche Förderung 

erhält 

(innogy) Die Kompania Piwowarska SA, 

eine Tochtergesellschaft der Asahi Breweries 

Europe Group, einen Stromliefervertrag 

(Power Purchase Agreement – PPA) 

mit innogy unterschrieben, um den Strombedarf 

der Produktion auf 100 Prozent erneuerbare 

Energien umzustellen: Kompania 

Piwowarska wird Ökostrom aus dem 

polnischen innogy-Windpark Nowy Staw 

beziehen, um den Strombedarf ihrer drei 

polnischen Brauereien zu decken. 

Asahi Breweries Europe Group betreibt in 

Polen drei Brauereien durch das lokale 

Tochterunternehmen Kompania Piwowarska, 

dem Marktführer in der polnischen 

Bierindustrie: Tyskie Browary 

Książęce in Tychy, die Dojlidy Brauerei in 

Białystok und Lech Browary Wielkopolski 

in Posen. 

Die Vertragslaufzeit des PPA beträgt zehn 

Jahre – von 2020 bis 2029. Ab 2020 wird 

innogy‘s polnischer Onshore-Windpark 

Nowy Staw (73 Megawatt installierte Leistung) 

nahe der Stadt Danzig grünen Strom 

mit einem Liefervolumen von 30 GWh (Gigawattstunden) 

an die Kompania Piwowarska 

liefern. Ab 2021 soll der Windpark 

Nowy Staw den gesamten Energiebedarf 

aller polnischen Brauereien der Kompania 

Piwowarska durch eine geplante Erweiterung 

des Bestandswindparks um bis zu elf 

Megawatt decken. innogy plant den Baustart 

zur Nowy Staw-Erweiterung für das 

Jahr 2020 und die Inbetriebnahme voraussichtlich 

für das Jahr 2021. Ab dann soll 

Nowy Staw bis zu 80 GWh jährlich an die 

drei polnischen Brauereien liefern. Dies ist 

das erste Mal, dass in Polen ein PPA unterschrieben 

wird, bei dem der erzeugte 

Strom aus einem neuen, noch nicht in Betrieb 

befindlichen Windprojekt kommt, das 

keine staatliche Förderung für erneuerbare 

Energien erhält. 

Holger Himmel, CFO Renewables bei innogy 

SE erklärt: „Dieser Vertrag ist beispielhaft 

für eine moderne Energiewelt, in 

der sich die erneuerbaren Energien dem 

Wettbewerb stellen: Der Deal ermöglicht 

es Asahi, die polnischen Produktionsstätten 

klimafreundlich betreiben, indem der 

CO 2 -Ausstoß deutlich reduziert wird. 

Gleichzeitig können wir durch den PPA unseren 

Windpark ausbauen, ohne auf staatliche 

Förderung angewiesen zu sein. Gemeinsam 

zeigen wir, wie Klimaschutz zu 

Marktbedingungen funktioniert. Unser 

Ziel ist es, erneuerbare Energien weltweit 

mit Hilfe von PPAs und Partnerschaften 

auszubauen, so wie wir es bei diesem Projekt 

tun.“ 

Paolo Lanzarotti, CEO Asahi Breweries 

Europe Group: „Ich freue mich sehr, dass 

wir bereits ab 2021 ein Drittel unseres Produktionsvolumens 

in Mitteleuropa mit 100 

Prozent Ökostrom brauen werden. Das 

entspricht etwa drei Milliarden Bierflaschen 

pro Jahr. Damit werden wir unsere 

CO 2 -Bilanz in Polen im Vergleich zu 2019 

um 66 Prozent verringern. Mit diesem Deal 

gehen wir eine bedeutende Verpflichtung 

ein, mit der wir nicht nur dem Ziel der Asahi-Gruppe 

einen Schritt näher kommen, 

über die gesamte Lieferkette hinweg bis 

2050 klimaneutral zu sein, sondern legen 

gleichzeitig für innogy den Grundstein, in 

ein neues Onshore-Bauprojekt zu investieren, 

das die Energiewende in Polen vorantreiben 

wird.“ 

Der Vertrag ist Teil der Nachhaltigkeitsstrategie 

von Asahi, mit der Zielsetzung, 

entlang der gesamten Lieferkette bis 2050 

klimaneutral zu sein. (193510831) 

LLwww.innogy.com 

22


MembersŃews 

innogy liefert Sonnenstrom an 

Audax Renovables 

• Solarkraftwerk Alarcos erhält keine 

staatliche Förderung 

• Langfristige Preissicherheit durch Stromabnahmevertrag 

(PPA) mit zehnjähriger 

Laufzeit 

• innogy Solarpark soll Strombedarf der 

spanischen Audax-Kunden decken 

(innogy) Audax Renovables S.A. (Audax) 

hat mit innogy einen langfristigen Stromabnahmevertrag 

unterzeichnet, ein sogenanntes 

Power Purchase Agreement (PPA), 

zur Lieferung von Ökostrom aus innogys 

Solarkraftwerk Alarcos (50 Megawatt). Mit 

diesem Vertrag bezieht Audax einen wichtigen 

Teil der benötigten Strommenge, um 

seine spanischen Kunden mit grünem 

Strom versorgen zu können. 

Die Vertragslaufzeit beträgt zehn Jahre. 

Wirksam wird die Vereinbarung ab dem 

ersten Halbjahr 2020, wenn die Photovoltaikanlage 

Alarcos ihren vollständigen Betrieb 

aufgenommen hat. Ab diesem Zeitpunkt 

soll der innogy-Solarpark seine jährliche 

Gesamtproduktion an Audax liefern: 

etwa 100 Gigawattstunden Ökostrom pro 

Jahr. Die grüne Eigenschaft des erzeugten 

Stroms wird über die Ausstellung von Herkunftsnachweisen 

belegt. 

Dazu Holger Himmel, CFO Renewables 

bei innogy SE: „Mit dieser Vereinbarung 

stellen wir unter Beweis, dass Klimaschutz 

zu Marktbedingungen machbar ist. Dank 

des PPA können wir unseren Solarpark Alarcos 

ohne staatliche Förderung betreiben. 

Damit unterstreichen wir noch einmal, 

dass Solarenergie mittlerweile wettbewerbsfähig 

ist. Die nochmals gesunkenen 

Kosten für das Equipment werden diese 

Entwicklung weiter beflügeln. Des Weiteren 

kann Audax durch den PPA seine spanischen 

Kunden mit klimafreundlicher Energie 

versorgen.“ Keith Moseley, Leiter des 

Bereichs Commercial bei innogy SE, ergänzt: 

„Unser Ziel ist es, erneuerbare Energien 

weltweit mit Hilfe von PPAs und Partnerschaften 

auszubauen, so wie wir es bei 

diesem Projekt mit Audax tun.“ 

José Elías, President von Audax Renovables 

S.A., erklärt: „Dieser Vertrag steht mit 

unseren strategischen Zielen in Einklang, 

über langfristige PPAs möglichst kostengünstige 

und saubere Energie zu beziehen, 

um unser Wachstum weiter zu steigern. 

Durch den PPA mit innogy können wir unsere 

Position als erster unabhängiger Energieversorger 

für mittelständische Unternehmen 

in Spanien festigen.“ 

Das Solarkraftwerk Alarcos entsteht südlich 

der Stadt Ciudad Real in der Autonomen 

Gemeinschaft Castilla-La Mancha. Die 

Photovoltaikanlage soll im zweiten Quartal 

nächsten Jahres den kommerziellen Betrieb 

aufnehmen. Nach der vollständigen 

Inbetriebnahme wird das Solarkraftwerk 

genügend Strom produzieren, um umgerechnet 

rund 25.000 Haushalte klimafreundlich 

zu versorgen. innogys Tochtergesellschaft 

BELECTRIC ist für alle Bauarbeiten 

verantwortlich und wird auch den 

Betrieb und die Wartung der Photovoltaikanlage 

dienstleistend übernehmen. 

innogys Präsenz auf dem spanischen 

Markt für erneuerbare Energien 

innogy betreibt in Spanien bereits Onshore-Windparks 

mit einer installierten Gesamtleistung 

von über 440 Megawatt 

(MW) sowie vier kleinere Wasserkraftwerke 

(zusammen über 10 MW). Das Unternehmen 

ist außerdem an einer Photovoltaikanlage 

(1 MW) in der spanischen Provinz 

Toledo beteiligt sowie am 

solarthermischen Kraftwerk Andasol 3. 

Andasol 3 liegt in der südspanischen Provinz 

Granada und verfügt über eine installierte 

Leistung von rund 50 MW. Damit hat 

das Unternehmen ein solides Fundament 

für weiteres Wachstum auf der iberischen 

Halbinsel gelegt. (193510831) 

LLwww.innogy.com 

KELAG: Konferenz Erneuerbare 

Energie Kärnten 2019 

(kelag) Am 6. November 2019 veranstaltete 

die Kelag zum 14. Mal die „Konferenz 

Erneuerbare Energie Kärnten“. 

Unter dem Tagungsmotto „Zentral. Dezentral. 

Digital. Wie neue Technologien 

unsere Energiewelt grundlegend verändern“ 

verfolgten rund 350 Teilnehmer im 

Casineum Velden unter der Moderation 

von Ernst Sittinger die spannenden Ausführungen 

der hochkarätigen Referenten. 

„Wenn Kärnten das Ziel erreichen will, 

bis 2050 klimaneutral zu sein, dann werden 

wir in den nächsten 30 Jahren eine 

Verdoppelung der installierten Leistung an 

erneuerbaren Energien benötigen“, betont 

Kelag-Vorstand Manfred Freitag und ergänzt, 

dass die Energiewende keine reine 

Stromwende sei. „Wir benötigen auch eine 

Wärme- und Mobilitätswende.“ Die Energiewende 

werde es nicht zum Nulltarif geben. 

Vorhandene Mittel sollten daher nicht 

in Strafzahlungen, sondern in die heimische 

Wertschöpfung sowie in den Klimaund 

Umweltschutz investiert werden. 

Denn die Herausforderungen seien bekannt 

und die Ziele ambitioniert. „Wir benötigen 

die Unterstützung aller: sowohl 

von der Politik, den Behörden, den Anrainern 

und den Grundstückseigentümern, 

als auch von der Industrie.“ Auch die Medien 

seien gefragt, da sie einen wichtigen 

Beitrag dazu leisten, dass die Akzeptanz 

für absolut notwendige Maßnahmen der 

Zukunft steigt. Manfred Freitag. „Es geht 

um unsere Umwelt, unsere Zukunft und 

die Lebensqualität unserer Kinder und Enkelkinder. 

Packen wir es gemeinsam an!“ 

Gilbert Isep, Aufsichtsratsvorsitzender 

der Kelag, hält in seiner Eröffnungsrede 

fest, dass das Thema Umwelt- und Klimaveränderung 

immer stärker in das öffentliche 

Bewusstsein rückt. „Bewegungen wie 

?Fridays for Future? spielen eine wichtige 

Rolle in der Bewusstseinsbildung.“ Die Kelag 

beschäftige sich schon seit langem mit 

Klimaschutz und Nachhaltigkeit. „Seit 

2011 hat die Kelag über eine Milliarde Euro 

in Kraftwerke, Netzausbau, Fernwärme 

und Innovationen investiert“, so Isep. Jeder 

könne etwas zum Klimaschutz beitragen. 

„Die Politik muss neue Rahmenbedingungen 

setzen, aber der Einzelne darf nicht 

darauf warten. Handeln wir gemeinsam 

und gehen wir es an!“ 

Für Gaby Schaunig, Landeshauptmann-Stellvertreterin, 

ist die Konferenz 

Erneuerbare Energie Kärnten eine gute Gelegenheit, 

einen Blick in die Zukunft zu 

werfen. „Als Eigentümervertreterin möchte 

ich mich bei allen Partnerinnen und 

Partnern der Kelag als verlässliche Mitstreiter 

beim Gestalten einer guten Zukunft 

für Kärnten ganz herzlich bedanken. Des 

Weiteren möchte ich mich auch bei den 

Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern bedanken, 

welche die Herausforderungen der 

Zukunft annehmen und stolz darauf sind, 

in einem Unternehmen zu arbeiten, das vorausblickt 

und ganz viel dazu beiträgt, dass 

Wertschöpfung, wirtschaftliches Gestalten 

und Arbeitsplätze in Kärnten gesichert 

sind“, betont Schaunig. 

„Wir haben sehr gute Strategien, wie wir 

gemeinsam die Zukunft gestalten, aber wir 

werden auch immer wieder vor Zielkonflikte 

gestellt, wenn es darum geht, auch 

auf unsere Naturlandschaft zu achten“, so 

Landesrätin Sara Schaar. „Wir haben in 

Kärnten eine Windkraftstandorträume-Verordnung. 

Diese Verordnung fungiert 

wie ein Trichter, weil sie sensible Gebiete 

aus naturschutzrechtlicher und touristischer 

Sicht ausschließt. Am Ende 

dieser Windkraftstandorträume-Verordnung 

bleiben Gebiete, in welchen es punktuell 

Windkraftanlagen geben wird“, betont 

Schaar. 

Für Peter Traupmann, Geschäftsführer 

Österreichische Energieagentur, muss der 

Klimaschutz ganz oben auf der Agenda stehen. 

„Die Auswirkungen der Klimakrise 

spüren wir alle: Wetterkapriolen, Hitze, 

Dürre und ein Temperaturanstieg in Österreich 

zwischen 1,8 und 2 Grad Celsius. Der 

Strombedarf wird stark steigen, wenn wir 

aus fossilen Energieträgern schrittweise 

aussteigen. Hier gilt es, die heimischen 

Energieträger Wasserkraft, Windkraft und 

Photovoltaik stärker zu nutzen. Kärnten 

braucht derzeit sechs Terawattstunden 

(TWh) Strom, und die zusätzlich nutzbaren 

Potenziale liegen bei vier bis zehn 

TWh. Die damit verbundenen Vorteile sind 

die Sicherung der lebenswerten Umwelt, 

Wertschöpfung und Arbeitsplätze in der 

Region und die Unabhängigkeit von Energieimporten.“ 

(193510834) 

LLwww.kelag.at 

23


Ørsted: Asnæs Power Station generates green power 

The new wood chip-fired unit 6 at Asnæs 

Power Station will supply heat together 

with Asnæs Power Station’s boiler and 

Kalundborg Forsyning’s large heat pump. 

The green power from wind and solar PV is 

thus utilised when it’s available at competitive 

prices, while wood chips from sustainably 

managed forests ensure that Kalundborg’s 

need for process steam for the industry, 

district heating for homes and power 

for Denmark is fully covered without using 

coal, while delivering a high reliability of 

supply and a high degree of flexibility. 

With Asnæs 6, another important step 

will be taken towards the complete phaseout 

of coal at Ørsted’s power stations. 

(193510838) 

LLwww.orsted.com 

LEAG: Brandenburgischer 

Koalitionsvertrag stellt gültigen 

Braunkohlenplan in Frage 

• Investitionsentscheidung für den Welzower 

Teilabschnitt II braucht Rechtssicherheit 

(leag) Der Koalitionsvertrag der drei künftig 

in Brandenburg regierenden Parteien 

SPD, CDU und Grüne stellt den gültigen 

Braunkohlenplan für die Erweiterung des 

Tagebaus Welzow-Süd in Frage. Bei einem 

Ausschluss von Umsiedlungen wäre die 

Nutzung des Teilfeldes Welzow-Süd II 

nicht mehr möglich und hätte erhebliche 

Konsequenzen für Beschäftigung und 

Wertschöpfung in der Lausitzer Region. 

„Der Koalitionsvertrag stellt eine deutliche 

Zäsur für unser Unternehmen dar. Damit 

würde der geltende Braunkohlenplan 

Makulatur und unser Lausitzer Revierkonzept 

in Frage gestellt“, stellt der LEAG-Vorstandsvorsitzende 

Dr. Helmar Rendez fest. 

„Dieser Vertrag erschwert zudem die auf 

Basis unseres Braunkohlengeschäfts eingeleitete 

Entwicklung neuer Geschäftsfelder.“ 

Die Lausitz Energie Bergbau AG und Lausitz 

Energie Kraftwerke AG (LEAG) hatte 

bei der Vorstellung ihres Revierkonzeptes 

im März 2017 angekündigt, im Jahr 2020 

eine Investitionsentscheidung über die 

Weiterführung des Tagebaus Welzow-Süd 

zu treffen. Grundlage dafür sollte die energiewirtschaftliche 

Notwendigkeit, die 

Strommarktentwicklung sowie die energiepolitische 

Ausrichtung der Bundesregierung 

sein. 

„Wir sehen weiterhin die energiewirtschaftliche 

Notwendigkeit für eine Inanspruchnahme 

des Teilabschnitts Welzow 

Süd 2“, bekräftigt Dr. Rendez. „Wenn infolge 

der Umsetzung der KWSB-Empfehlungen 

durch die Bundesregierung Kraftwerkskapazitäten 

vorzeitig stillgelegt werden 

und dadurch die Kohlemengen einer 

Erweiterung des Tagebaus Welzow-Süd 

nicht mehr genutzt werden könnten, beraubt 

sich Deutschland einer wichtigen 

Option, seine gesicherte Versorgung in 

Engpasssituationen mit der einzig wirtschaftlichen 

gesicherten Leistung durch 

die Braunkohleverstromung aufrecht zu 

erhalten“. (193510836) 

LLwww.leag.de 

Ørsted: Asnæs Power Station 

generates green power 

• First green power generated by the turbine 

at the new wood chip-fired unit 6 

on 20 November. 

(orsted) For more than 30 months, suppliers, 

technicians and project employees 

have been working hard on making Asnæs 

Power Station in Denmark capable of generating 

process steam, heat and power 

without using coal. One of the most important 

pieces of the big puzzle fell into place 

on 20 November when the unit’s generator 

was connected to the Zealand grid and 

generated power for the first time. 

The technicians have carried out countless 

preparations and tests prior to the energisation 

of the generator. 

“It’s fantastic that we’ve come this far 

with the project. In August, we were able to 

supply the first green district heating and 

process steam to our customers, and now 

we’ve connected the unit to the grid and 

generated green power for the Zealand 

grid,” says Henrik Boye Jørgensen, Senior 

Project Manager at Ørsted and responsible 

for the construction of Asnæs Power Station’s 

unit 6. 

The new turbine has a capacity of 25MW 

power and 129MJ/s process steam and district 

heating. To generate power, the steam 

must be fed into the turbine at a pressure of 

100 bar and a temperature of 540°C. 

Green energy with 

a high reliability of supply 

Ørsted initiated the conversion of Asnæs 

Power Station in October 2017 to enable 

the power station to replace coal with sustainable 

wood chips in the future. 

Ørsted partners with Pict Offshore 

to develop game-changing 

technology for offshore wind 

operations and maintenance 

(orsted) Ørsted has acquired a 22.5% share 

in Pict Offshore, the Scottish developer of 

an innovative technology set to transform 

the way technicians access offshore wind 

turbines. 

The Get Up Safe (GUS) system, developed 

in partnership between Ørsted and 

Pict Offshore, is a motion compensated 

hoist solution that enables technicians to 

safely transfer between small moving vessels 

and offshore wind turbines. 

Using this technology means that technicians 

will no longer have to step from a 

moving boat onto a ladder and then climb 

(sometimes over 20 metres) to reach the 

base of the turbine. Instead they can clip 

onto the system and be safely and effortlessly 

hoisted up to the turbine base directly 

from the boat. 

The system’s motion compensation capability 

means that the hoist automatically 

adjusts the line position to take account of 

the boats movements so that even in periods 

of high and varying wave heights, 

there is no danger of collision between the 

technician and the boat. 

In addition, the technology removes the 

need for external access ladders on the turbines, 

reducing the amount of steel required 

in the structure and provides further 

potential for cost reduction. 

The technology is patent-protected and in 

the final stages of development. More than 

1,600 successful hoists have already been 

conducted at Ørsted sites as part of the 

testing process. 

Mark Porter, Senior Vice President for 

Offshore Operations at Ørsted, said: “The 

offshore wind sector already has a proven 

track record of innovation and rapid cost 

reduction, and we’re continually looking at 

new technologies to enhance both the construction 

and maintenance of our projects. 

24


VGB-SEMINAR 

MembersŃews 

CHEMIE IM WASSER-DAMPFKREISLAUF 

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

P 

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THEMEN 

Deilbachtal 199 | 45257 Essen 

VGB-SEMINAR 

CHEMIE CHEMIE IM WASSER-DAMPF-KREISLAUF 

IM Der Betrieb moderner Kraftwerksanlagen wird häufig durch chemisch bedingte 

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

diesem Grund ist es wichtig, die grundlegenden Zusammenhänge zu kennen 

und die chemische Fahrweise entsprechend der betrieblichen Belange einzustellen. 

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

Vorgänge in ihren Anlagen besser zu verstehen, sie zielgerichtet prüfen 

es 

es 

und gegebenenfalls optimieren zu können. 

Profitieren Sie durch die Teilnahme an diesem praxisorientierten Seminar von 

den langjährigen Erfahrungen der Mitarbeiter des Bereiches „Wasserchemie“ 

der VGB PowerTech Service GmbH. 

DIENSTAG, 10. 10. MÄRZ MÄRZ 2020 

2020 

Teilnehmerkreis 

Angesprochen werden alle Mitarbeiter aus den Bereichen Chemie, Maschinenbau 

und Verfahrenstechnik, die in der Aufbereitung von Kesselspeisewasser 

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

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

Kraftwerker, Chemiker, Laboranten e 

e etc.). 

Den Teilnehmern wird darüber hinaus die Möglichkeit geboten, spezifische 

Probleme in ihren Anlagen zu diskutieren und Erfahrungen auszutauschen. 

Seminarleitung 

Dr. rer. nat. Claudia 

Konditionierung Stockheim 

von 

| von 

VGB 

Wasser-Dampf-Kreisläufen 

PowerTech Service GmbH, Essen 

PROGRAMM 

(Änderungen vorbehalten) 

e 

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zu 

zu 

THEMEN 

DIENSTAG, 10. 10. MÄRZ MÄRZ 2020 

2020 

Konditionierung von von Wasser-Dampf-Kreisläufen (Fortsetzung) 

Claudia Stockheim 

P Claudia Stockheim 

P 

D- E 

D- E 

MITTWOCH, 11. 11. MÄRZ MÄRZ 2020 

2020 

n 

n 

en 

en 

Konditionierung von von Wasser-Dampf-Kreisläufen 

Konditionierung von von Wasser-Dampf-Kreisläufen (Fortsetzung) 

16:30 

16:30 

(Fortsetzung) 

MITTWOCH, 11. 11. MÄRZ MÄRZ 2020 

2020 

n 

n 

DONNERSTAG, 12. 12. MÄRZ MÄRZ 2020 

2020 

AKTUELLE INFORMATIONEN 

www.vgb.org/chemie_wasser_dampf_kreislauf_03_2020.html 

ONLINEANMELDUNG 

www.vgb.org/registration_chemie_wdk.html 

KONTAKT 

Fachliche Koordination: Dr. rer. nat. Claudia Stockheim 

Anmeldung/Organisation: Konstantin Blank | T: +49 201 8128 214 

E: vgb-wasserdampf@vgb.org 



(Fortsetzung) 

Nichtmitglieder € 1.150,00 

16:30 

16:30 

Datenschutzhinweise: www.vgb.org/datenschutzhinweis.html 

DONNERSTAG, 12. 12. MÄRZ MÄRZ 2020 

2020 

Methoden der der Stillstandskonservierung 

CHEMIE IM WASSER-DAMPF-KREISLAUF 2020 

Methoden der der Stillstandskonservierung 

vgb-wasserdampf 

vgb-wasserdampf 

25


RWE Renewables steigt in den 

polnischen Offshore-Windmarkt 

ein 

Ørsted partners with Pict Offshore to develop game-changing technology for offshore wind 

operations and maintenance 

This game-changing new technology can 

provide a more efficient, safe and cost-effective 

way of transferring technicians onto 

offshore wind turbines. 

“We’re excited to be working alongside an 

innovative small business in Pict Offshore 

to revolutionise the way our technicians 

get to work. As the global offshore wind industry 

continues to grow, the opportunities 

for this technology are huge.” 

Philip Taylor, Managing Director at Pict 

Offshore, said: “We have hugely benefited 

from the experience and knowledge of 

Ørsted, the world’s largest offshore wind 

developer. Partnering with them has accelerated 

our ability to bring this new technology 

to market. The Get Up Safe motion 

compensated lifting system is an ambitious 

step forward for the whole offshore wind 

industry. It completely revolutionises the 

way technicians get to work, and we’re delighted 

to have reached the final stages of 

testing. We’ve also hugely enjoyed working 

alongside Ørsted and seeing first-hand the 

company’s passion for innovation.” 

Pict Offshore is a spin off from height 

safety innovator Limpet Technology and is 

headquartered in Fife in Scotland. 

The development of the product commenced 

in 2016 and was helped by a Scottish 

government innovation grant. From 

2017, prototypes of the system were tested at 

the ORE (Offshore Renewable Energy) Catapult’s 

7MW Levenmouth Demonstration 

Turbine in Scotland and featured in their 

“Backing the Game Changers” campaign. 

Although the system was initially developed 

to assist technicians transfer between 

boats and access ladders in increased wave 

heights, Ørsted has worked with Pict Offshore 

to further develop the product, ultimately 

removing the need for boat landing 

ladders altogether and allowing the vessel 

to push directly onto the turbine. 

• From a Crew Transfer Vessel (CTV) with 

boat landing and ladder 

Currently, a CTV will “push on” to the yellow 

transition piece of the turbine, before 

the technician steps from the bow of the 

vessel onto a ladder and climbs up the transition 

piece onto the turbine platform. 

• From a helicopter 

As offshore wind farms are built further 

out to sea, helicopters are increasingly being 

used to transfer personnel to and from 

turbines. The benefits of using helicopters 

are that accessibility is not limited by wave 

height, however helicopters cannot be used 

for around 25% of troubleshooting tasks 

and are much more expensive than using 

CTVs for the movement of personnel. 

• From a motion compensated gangway 

Using state of the art technology, motion 

compensated gangways allow technicians 

to walk directly onto the base of a turbine, 

or offshore structure, from a vessel via a 

gangway that uses a laser system to compensate 

for any motion from the sea, enabling 

a steady course. Whilst these systems 

also avoid the need for boat landing and 

ladder, they can only be used on large Service 

Operation Vessels (SOVs), and therefore 

are not applicable on all sites. 

How the new technology works 

The Get Up Safe (GUS) system is a technically 

unique solution that allows for access 

to a turbine with no boat landing or ladder 

from any-sized CTV. With the motion compensated 

hoist, technicians will be lifted up 

directly from the boat, removing the need 

for ladders and boat landings altogether. 

The vessel pushes directly onto transition 

piece – this is revolutionary, as previously 

the vessels pushed onto boat landings 

The line is called down via remote control 

The technician clips themselves onto the 

GUS line (no extra hooks are needed) and 

is lifted up to the platform 

The system is fully motion compensated 

and uses inbuilt lasers to track the motion 

of a vessel’s deck, which means if there is a 

sudden rise or fall or the vessel, the technician 

is automatically moved out of harm’s 

way, in real time. (193510839) 

LLwww.orsted.com 

• RWE erwirbt bis zu vier Offshore-Windprojekte 

in der Ostsee 

• Projekte haben eine Gesamtkapazität 

von mehr als 1,5 GW 

(rwe) RWE Renewables hat eine Projekt-Pipeline 

von bis zu vier Offshore-Windprojekten 

in Polen erworben, um 

in den polnischen Offshore-Markt einzusteigen 

und damit seine Offshore-Tätigkeiten 

in ganz Europa auszubauen. Die Projekte 

haben eine Gesamtkapazität von 

mehr als 1,5 Gigawatt (GW). Das Unternehmen 

hat die Anteile an den Projektgesellschaften 

von privaten Eigentümern und 

Entwicklern erworben und beabsichtigt, 

die Projekte weiter zu entwickeln, zu bauen 

und zu betreiben. 

Die vier Projekte, die sich in unterschiedlichen 

Entwicklungsstadien befinden, liegen 

alle an der Sandbank von Slupsk in der 

zentralpolnischen Ostsee. Die Entwicklungsaktivitäten 

werden in den nächsten 

Jahren fortgesetzt, um mit der Bauphase 

bereits 2023 beginnen zu können. 

Nach einem im Oktober vollzogenen Asset-Tausch 

mit E.ON verfügt RWE Renewables, 

die jüngste Gesellschaft im RWE Konzern, 

über ein Erneuerbaren-Portfolio mit 

mehr als 9 GW installierter Leistung; weitere 

2,6 GW befinden sich im Bau. Das Unternehmen 

hat langjährige Expertise in der 

Entwicklung, dem Bau und dem Betrieb 

großer Offshore-Windparks. Im Bereich 

Offshore-Wind ist RWE Renewables weltweit 

die Nummer 2. 

Das Unternehmen verfügt durch seine 

langjährigen und wachsenden Onshore-Betriebe 

über umfangreiche Erfahrungen in 

Polen. „Polen ist ein aufstrebender Markt 

für Offshore-Windenergie mit dem größten 

ungenutzten Potenzial in Europa. Wir wollen 

unsere starke lokale Präsenz nutzen, 

um zum Aufbau eines starken Offshore-Windmarkts 

in Polen beizutragen“, betont 

Sven Utermöhlen, Chief Operating 

Officer Europe, Offshore & New Markets 

der RWE Renewables. (193510842) 

LLwww.rwe.com 

26


Industry News 

Industry 

News 

Company 

Announcements 

Erfolgreicher Verkauf der 

Zellstoffsparte: Industriezulieferer 

Clyde Bergemann legt Fokus auf 

Kerngeschäft zur 

Emissionsreduzierung in der 

Kraftwerksindustrie 

(cbpg) Die weltweit tätige Clyde Bergemann 

Power Group (CBPG), ein führender 

Entwickler von Komponenten und Systemen 

zur Prozessoptimierung in Kraftwerks- 

und Energieanlagen, hat einenVertrag 

über den Verkauf ihres Geschäftsbereichs 

Zellstoff („Pulp & Paper“) 

geschlossen. Käufer der Sparte ist die 

US-amerikanische, mittelstandsorientierte 

Beteiligungsgesellschaft Wynnchurch Capital. 

Über die Details der Transaktion wurde 

Stillschweigenvereinbart. Der Verkauf 

markiert einen entscheidenden Meilenstein 

in der Strategie der Gruppe, sich 

künftig auf das Kerngeschäft in der Kraftwerksindustrie 

zu konzentrieren. Die Erlöse 

sollen in erster Linie für wichtige Zukunftsinvestitionen 

genutzt werden. 

CBPG mit Hauptsitz in Wesel beschäftigt 

sich seit fast 100 Jahren mit der Reinigung 

von Kraftwerkskesseln und zählt in diesem 

Bereich zu den weltweiten Marktführern. 

Die vom Unternehmen entwickelten- 

Schlüsselkomponenten und Systeme für 

energiebezogene Produktionsprozesse ermöglichen 

einen effizienteren, sichereren 

und vor allem emissionsarmen Betrieb von 

Kraftwerken sowie Müllverbrennungsund 

petrochemischen Anlagen. Nachdem 

sich die Gruppe in den vergangenenJahren 

bereits erfolgreich in Europa und den USA 

restrukturiert und das asiatische Geschäft 

ausgebaut hat, stellen Gesellschafter und 

Management nun mit der Veräußerung 

des Bereichs Pulp & Paper die Weichen für 

die weitere Zukunft: „Leistungsfähige Produktefür 

die weltweite Kraftwerksindustrie 

sind unsere besondere Stärke. Gerade 

in einem Markt, der stark im Wandel ist, 

wollen wir weiterhin dafür stehen, die 

Stromversorgung auf Basis fossiler Energieträger 

sicher, stabil und vor allem mit 

möglichst geringem CO 2 -Ausstoß zu ermöglichen“, 

erklärt Dr. Christian Mueller, 

President & CEO der Clyde Bergemann Power 

Group. „Wir sind überzeugt, dass der 

auf Reinigungssysteme für Ablaugekessel 

in der Zellstoffindustrie spezialisierte Bereich 

unter dem neuenEigentümer den 

Weg in seiner Nische ebenfalls weiter erfolgreich 

gehen wird.“ 

VGB Expert Event 

Digitalization in 

Hydropower 2020 

SAVE 

THE DATE 

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 . 

VGB PowerTech e.V. 

Deilbachtal 173 

45257 Essen 

Germany 

Informationen 

Dr Mario Bachhiesl 

E-Mail 

vgb-digi-hpp@vgb.org 

Telefon 

+49 201 8128-270 

www.vgb.org 

27

Industry News VGB PowerTech 11 l 2019 

Pulp & Paper war zuletzt vor allem in 

Südamerika stark gewachsen. Das nun als 

Clyde Industries firmierende Unternehmen 

wird sechs Tochtergesellschaften mit 

langjähriger Erfahrung in den ZellstoffmärktenUSA, 

Kanada, Kolumbien, Brasilien, 

Finnland und Indonesien umfassen 

und operativ von seinem Hauptsitz in Atlanta/Georgia 

(USA) aus mit bewährtem 

Management geführt. 

Der neu aufgestellten Clyde Bergemann 

Power Group gehören dann zwölf nationale 

und internationale Tochtergesellschaften 

mit einem Gesamtumsatz im 

dreistelligen Millionenbereich an; sie 

wirdvon der Clyde Bergemann Management 

GmbH gesteuert. Als Schlüsselzulieferer 

für Komponenten wird sie Kraftwerksbetreiber 

dabei unterstützen, ihre 

Prozesse effizienter zu gestalten und 

Emissionen zu senken. Sie wird als Technologieführer 

weiter bei Nachrüstungenund 

Neuerrichtungen ein globaler Partner 

für die effektive Erzeugung von Strom aus 

fossilen Energieträgern sein und auch von 

der weltweit steigenden Nachfrage nach 

Biomasse- sowie Müllverbrennungsanlagen 

profitieren, in denen Abfall möglichst 

umweltschonend verwertet wird. Zusätzliches 

Potenzial wird bei verwandten Anlagen 

in der Petrochemie gesehen. Dr. Mueller: 

„Mit den neuen Mitteln für Investitionen 

und auf Basis einer soliden 

Produkt- und Finanzstruktur sind wir bestens 

für unseren anspruchsvollen internationalenMarkt, 

die Herausforderungen 

der Digitalisierung und den Ausbau unseres 

Geschäfts aufgestellt.“ 

Über die Clyde Bergemann Power Group: 

Die Clyde Bergemann Power Group ist 

eine weltweit tätige Unternehmensgruppe 

mit mehr als 1.000 Mitarbeitern an zwölf 

Standorten, die Schlüsselkomponenten, 

Systeme und Serviceleistungenan Kunden 

im Kraftwerks- und Energieanlagenbau liefert. 

Eingesetzt in thermischen Kraftwerken, 

Industriekesseln und vergleichbaren 

Energieanlagen leisten die Produkte von 

Clyde Bergemann einen wesentlichen Beitrag 

zur Prozessoptimierung und tragen 

damit zueinem effizienten und emissionsarmen 

Betrieb sowie einer effektiven Energieumwandlung 

bei. (193511646) 

LLwww.cbpg.com. 

2G und Rolls-Royce kooperieren 

bei Gas-Stromaggregaten 

für BHKW 

(r&r, 2ge) Die 2G Energy AG aus Heek und 

der Geschäftsbereich Power Systems des 

Technologiekonzerns Rolls-Royce in Friedrichshafen 

haben am 8. November 2019 

eine Kooperationsvereinbarung zum gegenseitigen 

Bezug von Gas-Stromaggregaten 

für Blockheizkraftwerke (BHKW) geschlossen. 

Rolls-Royce wird von 2G Energy Gas-Stromaggregate 

und BHKW-Module im Leistungsbereich 

von 250 bis 550 kW mit und 

ohne Wärmeauskopplung beziehen. Versehen 

mit der eigenen Steuerung und weiteren 

spezifischen Komponenten, wird 

Rolls-Royce sie unter seiner Produkt- und 

Lösungsmarke MTU auf den Markt bringen. 

Im Gegenzug bezieht 2G für seine 

Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK) 

zur dezentralen Erzeugung von Strom und 

Wärme von Rolls-Royce MTU-Gas-Stromaggregate 

der Baureihe 4000 im elektrischen 

Leistungsspektrum von 776 bis 

2.535 kW. 

Christian Grotholt, CEO der 2G Energy 

AG, bewertet die Zusammenarbeit als einen 

Erfolg der langjährigen Entwicklungsarbeit 

bei 2G mit dem Ziel, hohe Wirkungsgrade 

mit geringen Lebenszykluskosten bei 

der Motorenentwicklung zu verbinden: 

„Die Kombination aus klimaschonender 

Energieumwandlung, hoher Verfügbarkeit 

und geringen Servicekosten ist die Basis 

für eine nachhaltige Wirtschaftlichkeit von 

BHKW-Anlagen für den Anlagenbetreiber. 

Das ist die Leitlinie für unsere BHKW-Lösungen, 

die für steigende Anforderungen 

an die Flexibilität im Betrieb ausgelegt 

sind. Diese BHKW mit Gasmotorentechnologie 

für Erdgas, Biogas oder z.B. Wasserstoff 

sehen wir als eine Rückgrattechnologie 

für die wirtschaftliche Umsetzung der 

Energiewende.“ 

Durch die Kooperation mit Rolls-Royce 

erwartet Grotholt eine weitere Stärkung 

der Marktposition von 2G im elektrischen 

Leistungsbereich von 50 bis 550 kW, die zu 

weiteren Fortschritten beim Kundennutzen 

führen soll: „Wir werden unsere Technologieführerschaft 

durch kontinuierliche 

Forschungs- sowie Entwicklungsarbeit 

über die Gasmotorentechnologie hinaus 

weiter konsequent ausbauen mit der Softwareentwicklung 

bzw. Digitalisierung von 

Anlagen und Prozessen.“ 

„Durch die strategische Kooperation mit 

2G ergänzen wir unser Produktprogramm 

durch energieeffiziente und klimaschonende 

Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und 

vollziehen einen weiteren strategischen 

Schritt zum Lösungsanbieter“, sagt Dr. Petar 

Pelemis, Vice President Corporate Strategy 

& Product Management des Rolls-Royce-Geschäftsbereichs 

Power Systems. Die 

2G-Produkte werden in absehbarer Zeit die 

BHKW von Rolls-Royce im unteren Leistungsbereich 

ersetzen, die bisher auf der 

bewährten MTU-Gasmotor-Baureihe 400 

basieren. 

„Blockheizkraftwerke von Rolls-Royce, 

basierend auf Gas-Stromaggregaten im 

Leistungsbereich von derzeit 220 bis 11.800 

kW, eigenen sich hervorragend als Komponenten 

von Microgrids, also autarken 

Stromnetzen, die erneuerbare Energiequellen 

mit Batteriespeichern und zum Beispiel 

gasbetriebenen Aggregaten kombinieren“, 

sagt Andreas Görtz, Vice President für dezentrale 

Energieanlagen bei Rolls-Royce. 

„Sie setzen dank intelligenter Steuerung 

die im Microgrid vorhandenen Energiequellen 

optimal ein und vermeiden so klimaschädliches 

CO 2 .“ Werden die Gas-Motoren 

mit Biogas oder synthetischem Kraftstoff 

betrieben, der mit Strom aus 

erneuerbaren Quellen hergestellt ist, sind 

diese Blockheizkraftwerke für sich alleine 

oder als Teile von Microgrids wichtige Beiträge 

zur klimafreundlichen Bereitstellung 

von Energie. „Dass sich 2G entschieden hat, 

im oberen Leistungsbereich auf MTU-Gas- 

Gensets mit unserer Erfolgsbaureihe 4000 

zu setzen, beweist erneut unsere herausragende 

technologische Stellung und wird 

unsere Position im Markt der Gas-Aggregate 

weiter stärken“, so Görtz weiter. 

Verbunden mit der Bezugskooperation ist 

eine Servicevereinbarung auf Gegenseitigkeit, 

wodurch die jeweilige Serviceorganisation 

die Rechte zum umfassenden Service 

der Produkte des anderen Herstellers erhält. 

Dadurch ist ein optimaler Service für 

alle Motoren, die in Anlagen beider Kooperationspartner 

integriert sind, gesichert. 

Rolls-Royce wird von 2G Energy 

Gas-Stromaggregate und BHKW-Module 

im Leistungsbereich von 250 bis 550 kW 

mit und ohne Wärmeauskopplung beziehen. 

Versehen mit der eigenen Steuerung 

und weiteren spezifischen Komponenten, 

wird Rolls-Royce sie unter seiner Produktund 

Lösungsmarke MTU auf den Markt 

bringen. (Bildquelle: 2G Energy AG) 

LLwww.2-g.de 

www.rrpowersystems.com/ 

Grünes Licht für erste industrielle 

Power-to-Gas-Anlage im 

schweizerischen Dietikon 

• Deutsche Technologie- und Entwicklungspartner 

sind die beiden Viessmann 

Tochterunternehmen microbEnergy 

und Schmack Biogas sowie Siemens. 

(viessmann) Der schweizerische Energieversorger 

Limeco baut mit den Viessmann 

Tochterunternehmen microbEnergy und 

Schmack Biogas die weltweit größte Power-to-Gas-Anlage, 

in der die mikrobiologische 

Umwandlung von Wasserstoff zu Methan 

zur Anwendung kommt. Die Technologie 

wurde von der Viessmann-Tochter 

microbEnergy entwickelt und zur technischen 

Reife gebracht. Technologielieferant 

für die Elektrolyse ist Siemens. Die beteiligten 

Unternehmen unterzeichneten gemeinsam 

den Werkvertrag für das zukunftsweisende 

Großprojekt. 

Schlüsseltechnologie für 

nachhaltiges Energiesystem 

Limeco startet das Projekt unter den Prämissen 

der schweizerischen „Energiestrategie 

2050“, die auf Atomausstieg, die Reduktion 

von Treibhausgasen und den Ausbau 

28


Industry News 

von erneuerbarer Energie wie Solar- oder 

Windkraft setzt. Für Patrik Feusi, Geschäftsführer 

bei Limeco ist die PtG-Technologie der 

Schlüssel für ein regionales umweltfreundliches 

Energiekonzept: „Wir engagieren uns 

tagtäglich für die saubere Zukunft. Mit 

Strom aus unserer Kehrichtverwertungsanlage 

und dem Klärgas aus unserer Abwasserreinigungsanlage 

liefern wir die zwei wichtigsten 

Zutaten im Power-to-Gas-Prozess – 

und zwar am gleichen Standort! Darum 

macht das erste Schweizer Hybridkraftwerk 

genau hier in Dietikon Sinn.“ 

Nach dem Spatenstich im Frühjahr 2020 

soll die Inbetriebnahme in rund einem Jahr 

erfolgen. Für den Bau der Anlage ist 

Schmack Biogas verantwortlich. Durch die 

Verbrennung von erneuerbarem Gas anstelle 

von Heizöl werden dann jährlich 

4.000 - 5.000 Tonnen weniger CO 2 -Emissionen 

entstehen, was dem Verbrauch von 

ungefähr 2.000 Haushalten entspricht. 

Idealer Standort für Sektorkopplung 

Doris Schmack, Geschäftsführerin der 

microbEnergy, verfolgt mit der Sektorkopplung 

einen ganzheitlichen Ansatz und 

ist von den Voraussetzungen des Schweizer 

Standorts überzeugt: „Limeco ist mit seinen 

drei Geschäftsbereichen Abfall- und 

Abwasserentsorgung sowie Wärmeversorgung 

für ein Energiesystem mit Power-to-Gas 

prädestiniert. Der bei der Kehrichtverwertung 

erzeugte Überschussstrom 

wird zu Wasserstoff umgewandelt 

und mit Klärgas aus der Abwasserreinigungsanlage 

gemischt – so entsteht speicherbares 

erneuerbares Gas.“ Die 

PEM-Elektrolyseanlage («Proton Exchange 

Membrane») von Siemens verfügt über 

eine Leistung von insgesamt 2,5 MW kann 

damit bis zu 450 Nm³/h Wasserstoff erzeugen. 

Dieser wird dann zusammen mit dem 

Kohlendioxid aus dem anfallenden Klärgas 

zu Biomethan umgewandelt. 

Schweizweit enormes 

Potential für Power-to-Gas 

Das Projekt ist durch die Kooperation der 

Limeco mit der Swisspower AG und regionalen 

Energieversorgungsunternehmen 

breit abgestützt. Sie alle sehen ein enormes 

Potenzial für Power-to-Gas in der Schweiz. 

Alleine mit PtG-Anlagen an den 100 größten 

Abwasserreinigungsanlagen der 

Schweiz könnte der Energiebedarf von 

über 250.000 Personen gedeckt werden. 

LLwww.viessmann.com 

www.viessmann-newsroom.de 

ABB gewinnt 30 Millionen Dollar- 

Auftrag für Netzausrüstung zur 

Stärkung der Integration 

erneuerbarer Energien 

• Leistungsstarke Phasenschieber-Transformatoren 

zur besseren Steuerung der 

Integration von Offshore-Windenergie 

in das Stromnetz 

• Einsparpotenzial von mehr als 100 Millionen 

Euro über 3 Jahre 

(abb) ABB hat von der Amprion GmbH, einem 

deutschen Übertragungsnetzbetreiber, 

der mehr als 29 Millionen Menschen 

von den Alpen bis nach Niedersachsen mit 

Strom versorgt, einen Auftrag im Wert von 

30 Millionen US-Dollar über die Lieferung 

von Phasenschieber Transformatoren 

(PSTs) erhalten, die den Stromfluss im 

deutschen Stromnetz optimieren und bei 

der Integration erneuerbarer Energien helfen. 

Diese Transformatoren haben das Potenzial, 

über einen Zeitraum von 3 Jahren 

Einsparungen von mehr als 100 Millionen 

Euro (etwa 110 Millionen Dollar) zu ermöglichen. 

Die von Windparks erzeugte Energie ist 

unvorhersehbar. Um das Netz stabil zu halten, 

muss in konventionellen Kraftwerken 

sehr kurzfristig mehr oder weniger Strom 

erzeugt werden, was sowohl ineffizient als 

auch kostspielig ist. Diese Kosten werden 

als Redispatch-Kosten bezeichnet, von denen 

Deutschland jährlich rund 1,5 Mrd. 

Euro(1) (etwa 1,7 Mrd. US$) zahlt. 

Um den Stromfluss in der bestehenden 

Netzinfrastruktur besser zu steuern, liefert 

ABB aus seinem Transformatorenwerk in 

Bad Honnef zwei PSTs mit je 2.494 Megavoltampere 

(MVA) Kapazität. Diese PSTs, 

die zu den leistungsfähigsten der Welt gehören, 

werden es Amprion ermöglichen, 

die Windenergie effizienter zu integrieren. 

ABB war führend bei der Entwicklung der 

PST-Technologie. In den 1950er Jahren 

wurde diese von der Westinghouse Electric 

Corporation T&D, die 1989 von ABB übernommen 

wurde, entwickelt. PSTs erfordern 

eine gründliche Bewertung des 

Stromnetzes, um ihre optimale Anwendung 

und Lage zu definieren. Aufgrund 

ihrer Größe und Komplexität sind fortschrittliche 

Design- und Fertigungskenntnisse 

sowie eine strenge Qualitätskontrolle 

bei der Herstellung erforderlich. 

„Phasenschieber-Transformatoren sind 

eine Speziallösung, die die komplexe Aufgabe 

der Steuerung des Leistungsflusses im 

Stromnetz erfüllen. Dies ermöglicht es unseren 

Kunden, Investitionen in die Netze zu 

optimieren, Kosten bei der Integration erneuerbarer 

Energien wie Offshore-Windenergie 

zu vermeiden und gleichzeitig ihre 

Wirtschaftlichkeit zu verbessern“, sagte 

Bruno Melles, Managing Director des Geschäftsbereichs 

Transformers von ABB. 

LLwww.abb.com 

Products and 

Services 

KRITIS Defender – Das Intrusion 

Detection System in der 

Leittechnik 

(ausecus) die Sicherheitsvorfälle bei den 

ukrainischen Energieversorgern 2015 und 

2016 haben gezeigt, dass klassische Detektionsmechanismen 

wie Anti-Virus Software 

bei neuartiger Schadsoftware versagen. 

Um Angreifer, Anomalien und betriebliche 

Probleme in Ihrem Netzwerk festzustellen, 

muss bereits auf Netzwerkebene analysiert 

und bewertet werden. Von den Angreifern 

wurden neuartige Schadsoftware und bisher 

nicht bekannte Angriffsmuster verwendet, 

um unbekannte Sicherheitslücken („0- 

Days“) auszunutzen. 

Ein netzwerkbasiertes Intrusion Detection 

System wie der KRITIS Defender von 

ausecus kann solche Angriffe schon frühzeitig 

erkennen. In den allermeisten Fällen 

werden Angreifer schon entdeckt, bevor 

überhaupt ein System infiziert wird. Außerdem 

können Angriffswege wie „Lateral 

Movement“ nachhaltig erkannt und unterbrochen 

werden. 

Im Rahmen des aktuellen IT-Sicherheitsgesetztes 

(BSIG §8b) sind Betreiber verpflichtet 

Störungen in ihren IT-Systemen 

an das BSI zu melden. Hierunter fallen 

auch Störungen, bei denen „die Vermutung 

naheliegt, dass das Unternehmen Ziel eines 

neuartigen, außergewöhnlichen, zielgerichteten 

oder aus technischer Sicht bemerkenswerten 

Angriffs oder Angriffsversuchs 

ist, zum Beispiel ein sogenannter 

Advanced Persistent Threat (FAQ zur Meldepflicht 

des BSI).“ Eine explizite Pflicht 

zum Betrieb angriffserkennender Systeme 

ist bereits im Entwurf zum IT-Sicherheitsgesetz 

2.0 vorgegeben. 

Der KRITIS Defender von ausecus leistet 

diese Anomalieerkennung und ist speziell 

auf die betrieblichen Belange von Energieversorgern, 

Kraftwerksbetreibern, Wasserversorgern 

und Abwasserbeseitigung zugeschnitten. 

Neben der Erfassung bekannter 

und bisher unbekannter Angriffe auf die 

Leit-, Fernwirk- und Automatisierungstechnik, 

kann der KRITIS Defender auch 

eine Vielzahl an Leittechnikprotokollen 

wie IEC-104, Modbus/TCP, Ethernet/IP 

und DNP3 im Detail untersuchen. Natürlich 

werden ebenfalls IT-Protokolle wie 

DNS, HTTP/-S, SMB, RDP/Terminalserver 

und Kerberos genauestens analysiert. 

Der KRITIS Defender bietet viele Vorteile: 

• Spezifikationsbasierte Erkennung 

• Integration von Meldungen des BSI und 

anderer Organisationen (z.B. ICS-CERT, 

etc.) in die Standard-Regelsätze und 

gleichzeitige Möglichkeit zur Erweiterung 

der Regelsätze um Unternehmensund 

Netzwerkspezifika 

29


• Spezielle Zuschneidung von Verwaltungsfunktionen, 

Melde- und Alarmierungsmechanismen 

auf die Prozessleittechnik 

von Ver- und Entsorgungsunternehmen 

• Kenntnis über einschlägige Netzwerkprotokolle 

wie IEC-104 und IEC-61850 

und daraus folgende Deep-Packet-Inspection 

• Möglichkeit das IDS auch als IPS zu betreiben 

• Protokollanalyse und Spezifikationsbasierung 

statt eines fehleranfälligen und 

wartungsintensiven Machine-Learning-Ansatzes 

• Volle Integrationsmöglichkeit in bestehende 

ISMS nach ISO/IEC 27001, B3S 

und BSI Grundschutz 

• Sicherste Fernwartung mittels „Reverse-SSH“. 

Fernwartung kann ausschließlich 

der Betreiber initiieren - dafür muss 

kein Port an der Firewall freigegeben 

werden. 

Im Rahmen einer KRITIS Defender Lizenz 

erhalten Kunden regelmäßige Funktionsund 

Softwareupdates, sowie Wartung und 

Unterstützung bei der Beseitigung von erkannten 

Vorfällen. (193511710) 

LLwww.ausecus.com 

Selbstoptimierendes Kraftwerk der 

E.ON nutzt ProCom-Lösung 

• Mit BoFiT zu mehr Profit: Kraftwerksflexibilität 

vollautomatisch im Kurzfristhandel 

vermarkten 

(procom) Wer den Profit seiner Kraftwerksanlagen 

steigern und freie Flexibilitäten 

im Kurzfristhandel oder am Regelleistungsmarkt 

rund um die Uhr vermarkten 

möchte, findet in der BoFiT Optimierung 

von ProCom die passende Lösung. 

BoFiT bildet Erzeugungs- oder Handelsportfolios 

in einem Modell ab. Basierend 

auf diesem mathematischen Modell prüft 

die Lösung mögliche Einsatzszenarien der 

Anlagen und optimiert sie gegen die vorhandenen 

Marktkanäle. Dabei berücksichtigt 

BoFiT technische Restriktionen der 

Erzeugungsanlagen, verfügbare Speicherkapazitäten, 

Brennstoffkosten, Wetter-, Bedarfs- 

und Preisprognosen sowie sämtliche 

Lieferverpflichtungen und errechnet anhand 

der Informationen die optimalen Anlagenfahrpläne. 

Einsatz findet die Optimierung bei E.ON‘s 

iQ CHP, dem „intelligenten Kraftwerk“, bei 

DSM Nutritional Products GmbH in Grenzach-Wyhlen 

(bei Basel). Die GuD-Anlage 

versorgt somit einen Standort der DSM 

und ist hoch automatisiert. 

Die Optimierungslösung BoFiT von Pro- 

Com erstellt Einsatzpläne, die iQ CHP 

Plattform setzt den Handel und den Fahrplan 

in Echtzeit um und lässt die Optimierung 

ohne manuelle Eingriffe ins System 

einfließen. Das Ergebnis ist ein selbstoptimierender 

Kraftwerksbetrieb mit maximalen 

Erlösen aus Strom- und Regelleistungsmarkt. 

Zum Projekterfolg hat die enge Zusammenarbeit 

zwischen E.ON und ProCom 

maßgeblich beigetragen. E.ON plant, diese 

Lösung zukünftig an weiteren Industriestandorten 

zu nutzen. Als nächstes soll 

die BoFiT Optimierung in einem E.ON Industriekraftwerk 

in Großbritannien zum 

Einsatz kommen. 

Dr. Pasquale Cardamone, Senior Project 

Manager bei der E.ON Energy Projects 

GmbH: „Der modulare Aufbau des E.ON‘s 

iQ CHP und die Möglichkeiten der individuellen 

Kraftwerksmodellierung mit BoFiT 

haben eine hervorragende Integration der 

ProCom-Software in die Kraftwerksumgebung 

ermöglicht.“ (193511717) 

LLwww.procom.eu 

Unterirdische Versorgungsnetze 

sichtbar machen: Leica 

Geosystems setzt erneut auf 

vollrobustes Tablet von Getac 

(getac) Leica Geosystems sich für das vollrobuste 

F110 Tablet von Getac entschieden, 

um Versorgungsunternehmen, Wartungs- 

und Reparaturdienstleistern, Sachverständigen 

sowie Bauingenieuren eine 

intelligente Gesamtlösung bereitzustellen, 

die unterirdische Versorgungsleitungen 

auffindet, visualisiert und kartiert. Leica 

Geosystems kombiniert das F110 mit seiner 

DSX-Ortungslösung und liefert damit absolut 

zuverlässige Informationen zum Untergrund 

in jedem Gelände und in allen 

Wetterlagen. 

Leica Geosystems entwickelt hochwertige, 

zuverlässige und robuste Lösungen 

zum Auffinden verborgener Leitungsnetze. 

Die neueste DSX-Lösung vereinfacht nun 

den Vorgang der Visualisierung, Interpretation 

und Übermittlung traditioneller Bodenradardaten 

mithilfe des Getac F110. 

Ortung und Kartieren unterirdisch verlegter, 

üblicherweise nicht dokumentierter 

Versorgungsnetze ist eine langwierige Aufgabe, 

die bislang nur von erfahrenen Fachleuten 

mit entsprechend technischem 

Know-how ausgeführt wurde. Die neue 

Leica Geosystems DSX-Ortungs- und Kartierungslösung 

erlaubt es Anwendern auch 

mit wenig Erfahrung in der Auswertung 

von Bodenradardaten, die Vorteile dieser 

innovativen Technik zu nutzen – eine Entwicklung, 

die Sicherheit während der Aushubarbeiten 

gewährleistet, indem sie das 

Risiko von Versorgungsausfällen reduziert, 

was wiederum Stillstandzeiten minimiert 

und neue Servicemöglichkeiten eröffnet. 

Das Auffinden und Kartieren unterirdischer 

Versorgungsleitungen findet in allen 

denkbaren Geländearten statt: auf Asphalt 

oder Schotter, felsigem Untergrund, Gras 

oder Sand. Es ist entscheidend, dass die Tablets 

als Teil der Lösung absolut stabil bleiben, 

über ein hochauflösendes Display für 

klare Datendarstellung und -analysen verfügen 

und zuverlässig auch bei direkter 

Sonne und Regen arbeiten sowie bei sehr 

heißen bis extrem kalten Temperaturen. 

„Wir vertreiben unsere Lösungen weltweit, 

deshalb müssen die Tablets mit jeder Art 

von Klima und Untergrund zurechtkommen“, 

so Agata Fischer, Business Director 

Detection and Service bei Leica Geosystems. 

„Außerdem müssen sie absolut widerstandsfähig 

sein und rauer Handhabung 

standhalten, inklusive Stößen und 

Stürzen.“ 

Genau für solche Anwendungsfälle ist das 

vollrobuste F110 Tablet unabhängig gestestet 

und gemäß MIL-STD 810G-, IP65- und 

MIL-STD-461F-Standard zertifiziert worden. 

Das heißt, es übersteht Stürze aus bis 

zu 1,2 Metern und ist unempfindlich gegenüber 

Stößen, Verschmutzungen, Staub, 

Erschütterungen oder Feuchtigkeit und 

funktioniert auch bei Temperaturen von 

-21 bis +60 °C sowie Lagertemperaturen 

von -51 bis +71 °C einwandfrei. 

„Getacs branchenführende Vollgarantie, 

die Unfallschäden mit einschließt, bedeutet 

für unsere Kunden, dass sie beim Erwerb 

der neuen Lösung auf den umfassenden 

Schutz ihrer Investition absolut vertrauen 

können“, fügt Agata Fischer hinzu. 

Die Ortung verborgener Leitungssysteme 

erfolgt unter den verschiedensten Witterungsbedingungen. 

Das F110 Tablet von 

Getac zeichnet sich durch sein LumiBond® 

2.0 Display aus, das selbst bei direkter Sonneneinstrahlung 

uneingeschränkt lesbar 

ist, während die verschiedenen Touchmodi 

für Regen, Handschuh- oder Stiftbedienung 

einen hohen Nutzungskomfort gewährleisten. 

Der 11,6 Zoll Bildschirm bietet 

außerdem reichlich Platz für Anwendungen 

und der RJ45/LAN Port eine 

sichere und schnelle Datenverbindung 

zum DSX-Ortungssystem. 

Eric Yeh, Sales & Operations Director 

DACH bei der Getac Technology GmbH, erklärt: 

„Wir freuen uns sehr, dass sich Leica 

erneut für uns entschieden hat – und besonders 

für diese anspruchsvolle Lösung. 

Denn bei ihrer Anwendung geht es nicht 

nur um Effizienzmaximierung und Vermeidung 

kostspieliger Beschädigungen an Leitungen, 

sondern vor allem um den Schutz 

der Kollegen, die draußen im Feld schwierige, 

nicht selten extrem gefährliche Arbeiten 

erledigen. Unsere enorm zuverlässigen 

und leistungsfähigen F110 Tablets sind definitv 

die beste Wahl für diese Anforderungen.“ 

LLwww.getac.com, 

www.hexagon.com 

30


Industry News 

Events in brief 

EnInnov2020 – 16. Symposium 

Energieinnovatione 

(tug) Vom 12. bis 14. Februar 2020 findet 

an der TU Graz das 16. Symposium Energieinnovation 

statt, welches vom Institut für 

Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation 

der TU Graz gemeinsam mit den Mitveranstaltern 

Österreichischer Verband für 

Elektrotechnik (OVE), Österreichs Energie 

(Interessenvertretung der österreichischen 

E-Wirtschaft) sowie dem Österreichischen 

Nationalkomitee des Weltenergierates veranstaltet 

wird. Das Symposium steht unter 

der Schirmherrschaft von: 

• Bundesministerium für Nachhaltigkeit 

und Tourismus (BMNT) 

• Bundesministerium für Verkehr, Innovation 

und Technologie (BMVIT) 

• Bundesministerium für Bildung, Wissenschaft 

und Forschung (BMBWF) 

• Land Steiermark 

• Stadt Graz 

Thema der diesjährigen Veranstaltung: 

„ENERGY FOR FUTURE – 

Wege zur Klimaneutralität“ 

Der aktuelle Klimabericht der Weltwetterorganisation 

(WMO) weist für die Jahre 

von 2015 bis 2019 nach vorläufigen Berechnungen 

die heißeste Fünfjahresperiode 

seit Beginn der Messungen vor rund 150 

Jahren aus. Die durchschnittliche Temperatur 

habe in diesem Zeitraum bereits um 

1,1 Grad über jener der vorindustriellen 

Zeit gelegen. Die durch den fortschreitenden 

Klimawandel verursachten Auswirkungen 

(Gletscherschwund, Anstieg des 

Meeresspiegels, Umweltkatastrophen 

uvm.) werden dabei immer unmittelbarer 

für die Menschen spürbar. Eine vor allem 

von der jungen Generation initiierte und 

getragene weltweite Bewegung fordert 

entsprechende Maßnahmen ein, was durch 

zahlreiche Kundgebungen und Aktionen 

weltweit zum Ausdruck gebracht wird. Der 

gesamte Energiebereich spielt dabei eine 

zentrale Rolle. 

Auf weltweiter Ebene wird das Thema 

Energie und Klimaschutz neben vielen weiteren 

bedeutenden Zielsetzungen im Rahmen 

der „Sustainable Development Goals“ 

der United Nations thematisiert. Basierend 

auf der Klimakonferenz in Paris vom Dezember 

2015 – bei der sich bisher 195 Staaten 

auf ein Klimaabkommen geeinigt haben 

– finden im Rahmen der nächsten Klimakonferenz 

im Dezember 2019 in Madrid 

weitere Beratungen statt. Es gilt, die globale 

post-industrielle Erwärmung langfristig 

auf zwei Grad oder weniger zu begrenzen 

und die Wirtschaft in Richtung CO 2 -Neutralität 

umzubauen. 

VGB Thementag 

Windenergie – 

Umwelt-, Arbeits- und 

Gesundheitsschutz 

SAVE 

THE DATE 

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 

www.vgb.org 

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Die Europäische Kommission legt mit 

dem „Clean Energy for all Europeans 

Package“ ein umfassendes Regelwerk zur 

Erreichung der europäischen Ziele vor, 

welches die Erhöhung des Anteils erneuerbarer 

Energie auf 32%, die Hebung der 

Energieeffizienz um 32,5% sowie die Reduktion 

der Treibhausgase um 40% bis 

2030 umfasst. Bis 2050 wird in der EU darüber 

hinaus Klimaneutralität angestrebt. 

Sämtliche Teile wurden bis zum Juni 2019 

offiziell verabschiedet und werden nun in 

nationalen Gesetzgebungen und Energiestrategien 

(z.B. #mission2030, Klimaschutzgesetz) 

umgesetzt. Die Themen umfassen 

dabei besonders Erneuerbare Energien, 

Energieeffizienz, Elektrizitätsmärkte, 

Regulierung sowie Gebäude. 

Bei der Transformation unseres Energiesystems 

sind die verstärkte Nutzung erneuerbarer 

Energien sowie die Hebung der 

Energieeffizienz weiterhin zentrale Eckpfeiler. 

Darüber hinaus wird elektrische 

Energie künftig eine noch bedeutendere 

Rolle spielen. Die Integration hoher Anteile 

erneuerbarer Energie in das Gesamtenergiesystem 

sowie neue Marktteilnehmer 

(z.B. Prosumer, Aggregatoren, Energiegemeinschaften) 

erfordern aber auch Anpassungen 

im Bereich der Elektrizitätsmärkte 

sowie des Regulierungsregimes, eine verstärkte 

Flexibilisierung der Erzeugung und 

der Nachfrage, mehr Energiespeicheroptionen, 

die Kopplung unterschiedlicher Sektoren, 

eine Fortentwicklung zukunftssicherer 

Übertragungs- und Verteilnetzinfrastrukturen 

sowie Veränderungen im 

Gebäude- und Mobilitätssektor. 

Die Sicherstellung unserer Lebensgrundlagen 

hat weltweit oberste Priorität. Ob 

Klimaneutralität erreichbar ist und vor allem 

welche infrastrukturellen und energiewirtschaftlichen 

Voraussetzungen auf den 

unterschiedlichen Wegen erfüllt sein müssen, 

sind zentrale aktuelle Fragestellungen. 

VertreterInnen der Wissenschaft und 

Forschung, Wirtschaft, NGOs, Verbände 

sowie Politik und Verwaltung sind daher 

aufgefordert entsprechende Beiträge im 

Sinne einer gedeihlichen Entwicklung insbesondere 

der europäischen Energiewirtschaft 

und Gesellschaft zu leisten und diese 

werden im Rahmen des Symposiums 

diskutiert. (193511655) 

Univ.-Prof. DI Dr. MBA Wolfgang Bösch 

(Dekan ETIT) 

Assoz.-Prof. DI Dr. Udo Bachhiesl (Symposiumsleitung) 

LLwww.tugraz.at/events/ 

eninnov2020/home/ 

WindEnergy Hamburg: The global 

on & offshore event 

• Hamburger Weltleitmesse 2020 mit 

neuem Konferenz-Konzept 

(wehh)Der gesellschaftliche Druck zur 

Einhaltung des Pariser Klimaschutzabkommens 

steigt. Die Bewegung „Fridays for Future“ 

zieht weltweit Tausende auf die Straßen. 

Die Menschen verlangen, dass endlich 

etwas gegen die Klimakrise unternommen 

wird. Die Politiker geben sich ambitioniert 

und reden von der Umstellung auf eine klimaneutrale 

Wirtschaft.Unterdessen nimmt 

der globale Energiebedarf ständig zu. Wie 

können wir die Aufheizung der Erdatmosphäre 

auf nur 1,5 °C senken und unsere 

Umwelt schützen, zugleich aber eine zuverlässige, 

wettbewerbsfähige Energieversorgung 

sicherstellen? Windenergie kann 

zum Rückgrat einer sauberen, wettbewerbsfähigen 

Energiewirtschaft werden. 

Windenergie ist die günstigste und umweltfreundlichste 

Energiequelle mit hohem 

CO 2 -Einsparpotenzialin Wärmeerzeugung, 

Mobilität, Industrie etc. Windenergie 

schafft Arbeitsplätze und stärkt die regionale 

Wirtschaft. Vorhersagen der Internationalen 

Energieagentur IEA zufolge wird die 

Windenergie bis 2027 an Kohle, Kernenergie 

und Gas vorbeiziehen und zur wichtigste 

Energiequelle in der EU werden . 

Unter dem Motto Climate First wird die 

WindEnergy Hamburg vom 22. bis 25. September 

2020 erneut zum globalen Treffpunkt 

für die Onshore- und Offshore- 

Wind energiebranche. In neun Messehallen 

zeigen mehr als 1.400 nationale und internationale 

Aussteller die neuesten Produkte,Dienstleistungen 

und Trends. Rund 

35.000 Teilnehmer werden aus 100 Ländern 

nach Hamburg kommen, um die gesamte 

Wertschöpfungskette der Windindustrie 

zu erleben und sich einen umfassenden 

Überblick über Status und Zukunft 

der globalen Marktentwicklung für 

dieBranche verschaffen. 

Erstmalig bringen die Veranstalter Hamburg 

Messe und Congress und WindEurope 

die Konferenzen in die Mitte der Messehallen, 

um das Messeerlebnis durch das Fachwissen 

der Vordenker aus Industrie und 

Forschung zu bereichern. Drei offene Bühnen 

werden für Keynotes und Diskussionsrunden 

mit internationalen Experten zur 

Verfügung stehen. „Wir haben unser Konzept 

den Marktbedürfnissen angepasst. In 

einer Branche, die sich so dynamisch entwickelt, 

ist unsere WindEnergy Hamburg 

das Event, auf dem sich die Big Player, Entscheider 

und die Pioniere informieren, vernetzen 

und Geschäfte machen. Hier ist globaler 

Wissenstransferfokussiert möglich. 

Dazu gehört für uns ein offenes Konferenz-Konzept, 

das mitten in unseren Hallen 

stattfindet und das Ausstellerumfeld 

thematisch in Bezug setzt“, so Bernd Aufderheide, 

Vorsitzender der Geschäftsführung 

Hamburg Messe und Congress. 

Neue Schwerpunktthemen und Insights: 

Wasserstoff und Elektrifizierung aus 

erneuerbaren Energien, Menschen und 

weltweite Märkte 

Drei Schwerpunktthemen prägen die 

WindEnergy Hamburg im kommenden 

Jahr: Elektrifizierung, Energiespeicherung 

und Power-to-X-Lösungen als „Missing 

Links“, die die Energiewende ermöglichen. 

In Halle B7 werden der Networking-Bereich 

„H2Insights“ und die Bühne „Power4Climate“ 

Raum für wegweisende Gespräche 

mit Experten über zukunftssichere 

Lösungen und Geschäftsmodelle bieten. 

„Wir verbinden hier die Akteure der Windstromproduktion 

mit den Spezialisten für 

Elektrifizierung, die Umwandlung erneuerbarer 

Energie in Wasserstoff und Wasserstoff-Anwendungen. 

Ein wichtiger Schritt 

für die notwendige Energie- und Mobilitätswende 

mit unendlichem Potenzial für 

den weltweiten Markt“, fasst Bernd Aufderheide 

zusammen. 

Menschen stehen im Rampenlicht einer 

besonderen Bühne in Halle A4. Das Thema 

hier: Empowering People Insights.Die 

Schwerpunkte sind Sicherheit, IT-Sicherheit 

und Digitalisierung, Einbeziehung der 

Bevölkerung, Arbeitsplätze und Qualifikationen. 

“Um die Energiewende zu schaffen, 

müssen wir die Menschen abholen. Auf die 

Ansprache und Einbeziehung der Bevölkerung 

kommt es an. Und auf die Schaffung 

hoch qualifizierter und sicherer Arbeitsplätze 

für die Bevölkerung. Und auf niedrige 

Strompreise für alle. Windenergie erfüllt 

alle diese Versprechen. Und sie sorgt 

dafür, dass bei der Energiewende niemand 

vergessen wird. Hamburg ist im kommenden 

September der „Place to be“, um diese 

Themen voranzubringen“, betont Giles 

Dickson, der CEO von WindEurope. 

Die „Global Business Insights Stage” wird 

in Zusammenarbeit mit GWEC, dem Global 

Wind Energy Council,organisiert. In mehreren 

Konferenzen zu den Themenbereichen 

Finanzen, Investitionen und Kooperationen 

unter Mitwirkung hochrangiger 

Persönlichkeiten können sich die Teilnehmer 

über Marktentwicklungen in aller Welt 

informieren. „Die Windenergie ist eine 

echte globale Erfolgsgeschichte. In führenden 

Volkswirtschaften der Welt wie in den 

USA, China und Brasilien wird sie zunehmend 

zu einer Hauptenergiequelle, und in 

den Entwicklungs- und Schwellenländern 

hat sie enormes Wachstumspotenzial.In 

Hamburg werden Erfolgsrezepte ausgetauscht 

und Herausforderungen überwunden, 

damit die Windenergie zur zentralen 

Triebkraft der globalen Energiewende werden 

kann“, so Ben Backwell, der CEO des 

GWEC. 

• WindEnergy Hamburg 

vom 22. - 25. September 2020 

LLwww.windenergyhamburg.com 

32


Industry News 

Erfolgreiche Premiere für 

den Neuen Hüttentag in 

deR Messe Essen 

• Keynotes, Podiumsdiskussion und Fachvorträge 

thematisierten aktuelle Herausforderungen 

der Stahlindustrie und 

zeigen Lösungen auf. 

(dvs) Über 400 Teilnehmer, mehr als 30 

Aussteller, aktuelle Themen der Stahlindustrie 

und ein reger fachlicher Austausch 

kennzeichneten die Premiere des HÜT- 

TENTAGS 2019, der unter dem Motto „Tradition 

bewahren. Zukunft gestalten“ im 

neuen Foyer Ost der Messe Essen stattfand. 

Die DVS Media GmbH und die Messe 

Essen GmbH als gemeinsame Veranstalter 

freuen sich über die gelungene Auftaktveranstaltung. 

„Der intensive fachliche Austausch über 

den gesamten Tag zeigt uns, dass wir mit 

unserem Veranstaltungskonzept von Keynotes, 

Podiumsdiskussion, Fachvorträgen 

und begleitender Firmenausstellung den 

Nerv der Branche getroffen haben“, so 

Dirk Sieben, Geschäftsführer der DVS Media 

GmbH. „Die Stahlindustrie steht vor 

großen Herausforderungen“, so Oliver P. 

Kuhrt, Geschäftsführer der Messe Essen 

GmbH. „Mit dem HÜTTENTAG bieten wir 

eine Plattform, um über diese Herausforderungen 

zu diskutieren und Lösungen zu 

finden.“ 

Die ungebrochen hohe Bedeutung der 

deutschen Stahlindustrie betonte auch Essens 

1. Bürgermeister Rudolf Jelinek in seinem 

Grußwort: „Deutschland ist der größte 

Stahlhersteller in der EU und der siebtgrößte 

Stahlhersteller der Welt. Die 

Stahlbranche ist immer noch das Rückgrat 

der deutschen Volkswirtschaft.“ Dass Essen 

durch den neuen HÜTTENTAG zum 

Treffpunkt der Branche wird, passt aus seiner 

Sicht hervorragend zur Region: „In den 

letzten 100 Jahren hat – neben den Zechen 

–- keine Industrie das Ruhrgebiet mehr geprägt 

als die Stahlindustrie.“ 

Zu den Schwerpunktthemen auf dem 

HÜTTENTAG 2019 zählten neben der 

CO 2 -freien Stahlerzeugung auch die Additive 

Fertigung, die Digitalisierung und die 

E-Mobilität. Darüber hinaus wurden in 

zahlreichen Fachvorträgen neue Produktionsmöglichkeiten, 

Aspekte des Anlagenbaus, 

der Technologietransfer und weitere 

aktuelle Fragestellungen diskutiert. Beim 

abschließenden gemeinsamen Hüttenabend 

blieb schließlich genug Zeit, die Gespräche 

miteinander fortzusetzen und 

neue Kontakte in der Branche zu knüpfen. 

• Der nächste HÜTTENTAG findet am 5. 

November 2020 im Congress Center Ost 

der Messe Essen statt. 

LLwww.homeofsteel.de 

VGB Technical Services 

Oil Laboratory 

Oil management leads to safe 

operation and cost optimization. 

Independent oil analysis 

in own laboratory 

Assessment of lube 

and insulating oils 

Tailor-made solutions 

to extent lube oil lifetime 

Inhibition with additives 

General consulting in oil issues 

Optimization of 

lubricant systems 

Support during oil changes 

Certification of oil suppliers 

CONTACTS 

Dr.-Ing. Christian Ullrich 

Executive Managing Director 

E-mail: christian.ullrich@vgb.org 


Heiko Fingerholz 

Technical Services | Head Team Oil 

Phone: +49 201 8128-160 

E-mail: heiko.fingerholz@vgb.org 

www.vgb.org 

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Der Grundsatz der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip VGB PowerTech 11 l 2019 

Der Grundsatz der 

Technologieoffenheit als Rechtsprinzip 

Ein Konzept zur diskriminierungsfreien Förderung 

von CO 2 -freien Techniken und Kraftstoffen 


Abstract 

The principle of openness to technology 

as a legal principle – A concept for the 

non-discriminatory promotion of CO 2 -free 


The convention adopted at the 2015 United Nations 

Climate Change Conference in Paris in 

December 2015, which came into force on 4 November 

2016, is the first climate protection 

agreement in which the international community 

commits itself bindingly under international 

law to the goal of limiting global warming 

to 1.5 degrees Celsius compared with preindustrial 

levels. Europe is making a variety of 

efforts to achieve this goal. 

The 2018 German Coalition Agreement also 

takes up this goal and indicates various ways of 

achieving the climate protection policy goals. 

There should be a support programme for decarbonisation 

in industry (keyword: withdrawal 

from coal) and the path to sustainable mobility 

should be “open to technology and without 

political definition of technology”. The principle 

of openness to technology, which the Climate 

Protection Plan 2050 emphasises in many places, 

is thus the principle par excellence for 

achieving the climate protection goals of 2050. 

The targets for the Federal Republic of Germany 

set out in the Climate Protection Plan 2050 are 

binding. These are therefore legal principles. It 

is therefore the task of the law to enforce these 

commitments and to review them for their appropriateness 

in individual cases. 

It is fundamental that the judiciary in the interaction 

between the executive and legislative 

branches has an important task, namely that of 

reviewing, monitoring the fairness of the facts 

and enforcing basic principles which are binding 

on constitutional states under international 

law. This means that the principle of openness 

to technology as a legal principle ensures the 

functionality of the rule of law by making the 

attainment of international legal objectives, 

such as those set out in the Paris Climate Protection 

Agreement 2015, the object of law and thus 

also of jurisdiction. 

l 

Autor 

Prof. Dr. Hans-Peter Schwintowski 

Humboldt-Universität zu Berlin 

Juristische Fakultät 

Lehrstuhl für Bürgerliches Recht, Handels-, 

Wirtschafts- und Europarecht 

Berlin, Deutschland 

Das Klimaschutzziel 2050 

Das im Dezember 2015 auf der Weltklimakonferenz 

in Paris beschlossene Übereinkommen, 

am 4. November 2016 in Kraft 

getreten, ist das erste Klimaschutzabkommen, 

mit dem sich die Weltgemeinschaft 

völkerrechtlich verbindlich zu dem Ziel 

verpflichtet, die Erderwärmung auf 

1,5 Grad Celsius gegenüber vorindustriellen 

Werten zu begrenzen. [1] Zur Erreichung 

dieses Ziels werden in Europa vielfältige 

Anstrengungen unternommen. [2] 

Hintergrund sind die zunehmenden CO 2 - 

Emissionen und der daraus resultierende 

Klimawandel. CO 2 hat die Eigenschaft Licht 

im Infrarotbereich aufzunehmen, genauer 

in den Bereichen zwischen 4 und 15 Mikrometern. 

[3] Durch diese Absorption, so die 

Autoren Ducci und Oetken, verhindern die 

CO 2 -Moleküle in der Atmosphäre, dass 

Wärme ungehindert von der Erde in den 

Weltraum abgestrahlt wird – sie speichern 

diese Energie. [4] Die Erhöhung des Kohlendioxid-Anteils 

in der Luft durch die Industrialisierung 

ist daher eine Ursache für 

den Klimawandel. Während er im vorindustriellen 

Zeitalter bei etwa 0,028 % und 

noch Ende der 1950er Jahre unter 0,032 % 

lag, habe er im April 2018 erstmals im monatlichen 

Mittel den Wert von 0,041 % 

überschritten. Das klinge wenig, bedeute 

aber einen Anstieg von mehr als 46 % verglichen 

mit dem Wert vor der Industrialisierung. 

Die „wenigen“ CO 2 -Teilchen in der 

Atmosphäre hätten somit einen riesigen 

Einfluss auf das Klima der Erde. [5] 

Diese Überlegungen liegen dem Pariser 

Abkommen 2015 zugrunde. Daher rührt 

der Grundgedanke auf die vorindustriellen 

CO 2 -Werte von etwa 0,03 % zurückzukehren. 

Auch deshalb heißt es in § 1 Abs. 1 

EnWG, dass es Zweck dieses Gesetzes sei, 

insbesondere im Interesse des Klima- und 

Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung 

der Energieversorgung zu ermöglichen. 

Dieses Ziel greift auch der Koalitionsvertrag 

2018 auf und deutet dabei verschiedene 

Wege an, um die klimaschutzpolitischen 

Ziele zu erreichen. Insbesondere 

werden wir „moderne Produkte und Verfahren“ 

benötigen. Es soll ein Förderprogramm 

Dekarbonisierung in der Industrie 

geben (Stichwort: Ausstieg aus der Kohle) 

und der Weg zu einer nachhaltigen Mobilität 

soll „technologieoffen und ohne politische 

Technologiefestlegung“ erfolgen. 

[6] Sehr ähnlich argumentierte die Bundesregierung 

bereits im Klimaschutzplan 

2050. [7] Nur ein offener Wettbewerb um 

die besten Ideen und Technologien, würde 

Deutschland auf dem Weg zu Treibhausgasneutralität 

voranbringen. Das gelte für 

alle Handlungsfelder, wie die Energiewirtschaft, 

Gebäude, Verkehr, Industrie, Landwirtschaft 

sowie Landnutzung und Forstwirtschaft. 

[8] Nur so sei das Zwischenziel 

für 2030 zu erreichen (Minderung der 

Treibhausgasemissionen um 55 % gegenüber 

1990 [9]). Deshalb enthalte der Klimaschutzplan 

2050 keine starren Vorgaben; 

er sei im Rahmen der gesetzten Ziele 

durch Technologieneutralität und Innovationsoffenheit 

gekennzeichnet. [10] 

Bei der Entwicklung von neuen Technologien 

biete die Innovationskraft der deutschen 

Wirtschaft und Forschung enormes 

Potential, dieses, so die Bundesregierung 

„wollen wir unterstützen“. [11] Wenn 

nicht rasch und ambitioniert gehandelt 

werde, drohe eine Erwärmung des Weltklimas 

um 4 °C oder mehr. [12] Um dies zu 

vermeiden, müsse im Laufe des Jahrhunderts 

weltweit der vollständige Umstieg 

auf ein Wirtschaften ohne Treibhausgasemissionen 

erreicht werden. [13] Mit der 

Modernisierung hin zu einer auf erneuerbaren 

Rohstoffen, Energien und Materialien 

basierenden Infrastruktur sollen Innovationen 

angeregt werden, die 

längerfristig weit über den europäischen 

Zielen (20 % Treibhausgas Minderung; 

20 % Steigerung der Energieeffizienz und 

20 % Anteil industrieller Produktion) liegen. 

[14] Für den Klimaschutzplan, so formuliert 

die Bundesregierung wörtlich, 

„kommt dem Prinzip der Technologieoffenheit 

große Bedeutung zu“. [15] 

Neue Technologien- von der Energiespeicherung 

über Innovationen bei Industrieprozessen 

bis hin zu möglichen Technologien 

zur sinnvollen Verwendung und Verwertung 

von Kohlendioxid (CCU) könnten 

dazu beitragen, die Klimaziele langfristig 

kosteneffizient und wirtschaftsverträglich 

zu erreichen. [16] 

34



Das Prinzip der Technologieoffenheit, 

das der Klimaschutzplan 2050 an vielen 

Stellen betont, ist somit das Prinzip 

schlechthin zur Erreichung der Klimaschutzziele 

2050. Es geht ersichtlich um 

ein Prinzip und nicht etwa nur um einen 

politischen Programmsatz. Gemeint ist, 

und dies soll im Folgenden entwickelt und 

gezeigt werden, ein Rechtsprinzip, denn 

Ziele des Pariser Abkommens 2015 sind 

verbindlich formulierte (völkerrechtliche) 

Prinzipien, an die sich die Unterzeichnerstaaten 

gebunden haben. Nach Art. 1 des 

Gesetzes zum Pariser Übereinkommen 

[17] vom 28.09.2016 hat die Bundesrepublik 

Deutschland dem in New York am 

22.04.2016 unterzeichneten Übereinkommen 

zugestimmt. Nach Art. 2 zielt das Abkommen 

darauf ab, den Anstieg der durchschnittlichen 

Erdtemperatur deutlich unter 

2 °C über dem vorindustriellen Niveau zu 

halten und darauf, dass Anstrengungen 

unternommen werden, um den Temperaturanstieg 

auf 1,5 °C über dem vorindustriellen 

Niveau zu begrenzen. Nach Art. 4 

Abs. 1 sind die Vertragsparteien, also die 

Bundesrepublik Deutschland, bestrebt so 

bald wie möglich den weltweiten Scheitelpunkt 

der Emissionen von Treibhausgasen 

zu erreichen, um in der zweiten Hälfte dieses 

Jahrhunderts ein Gleichgewicht zwischen 

den Emissionen und ihrem Abbau 

herzustellen. In Abs. 2 heißt es, dass jede 

Vertragspartei innerstaatliche Minderungsmaßnahmen 

ergreift, um die Ziele zu 

verwirklichen. Darüber berichten die Vertragsparteien 

alle 5 Jahre (Abs. 9). Die von 

den Vertragsparteien national festgelegten 

Beiträge werden in ein öffentliches Register 

eingetragen (Abs. 12). Jede Partei ist 

für ihr Emissionsniveau auf der Grundlage 

der geschlossenen Vereinbarung verantwortlich 

(Abs. 17). 

Daraus folgt, dass die im Klimaschutzplan 

2050 festgelegten Ziele für die Bundesrepublik 

Deutschland verbindlich sind. Es 

handelt sich also um Rechtsprinzipien. 

Dem Recht kommt somit die Aufgabe zu, 

diese Bindungen durchzusetzen und auf 

Sachgerechtigkeit im Einzelfall zu überprüfen. 

Diese Erkenntnis ist grundlegend. Sie 

zeigt, dass die Judikative im Zusammenspiel 

zwischen Exekutive und Legislative 

eine wichtige Aufgabe, nämlich die der 

Überprüfung, der Sachgerechtigkeitskontrolle 

und der Durchsetzung von Grundprinzipien 

hat, die sich Rechtsstaaten völkerrechtlich 

verbindlich geben. Das bedeutet, 

der Grundsatz der Technologieoffenheit 

als Rechtsprinzip sorgt für die Funktionalität 

des Rechtsstaates indem die Erreichung 

der völkerrechtlichen Ziele, etwa aus dem 

Pariser Klimaschutzabkommen 2015, Gegenstand 

des Rechtes und damit auch der 

Rechtsprechung werden. 

Technologieoffenheit – 

Rechtliche Grundfragen 

Die Erkenntnis, dass völkerrechtliche 

Grundziele, wie etwa die Erreichung und 

Durchsetzung der Emissionsreduktionsziele 

im Pariser Abkommen, rechtlich 

überprüfbar sind, gewinnt in Deutschland 

und Europa zunehmend an Gestalt. Am 

09.10.2018 hat der Oberste Gerichtshof in 

Den Haag den niederländischen Staat zur 

Ergreifung von Maßnahmen verurteilt, die 

die Reduktion der Treibhausgasemissionen 

um mindestens 25 % bis Ende 2020 sicherstellen 

müssen. [18] 

Mit Urteil vom 19.01.2017 [19] hat der 

EuGH klargestellt, dass unter Emissionen 

die Freisetzung von Treibhausgasen in die 

Atmosphäre zu verstehen ist. Wird demgegenüber 

CO 2 nicht freigesetzt, sondern in 

einen anderen stabilen chemischen Stoff 

umgewandelt, so fehlt es an einer CO 2 - 

Emission. Ausgehend vom Grundsatz der 

Technologieoffenheit folgt hieraus, dass in 

einem solchen Fall das Unternehmen, das 

CO 2 stabil bindet, für die so gebundene 

Menge kein ETS-Zertifikat erwerben muss. 

Eine entgegenstehende nationale Rechtsvorschrift 

ist insoweit nichtig. [20] Sie geht 

nämlich über das zur Erreichung des CO 2 - 

Minderungsziels Erforderliche hinaus. [21] 

Vor dem Verwaltungsgericht Berlin ist eine 

Klage anhängig, die die Bundesregierung 

zur Einhaltung ihrer eigenen Klimaziele 

zwingen will. [22] Hintergrund ist die Verpflichtung 

der Bundesregierung aus dem 

Jahr 2007 bis Ende 2020 die deutschen 

Emissionen um 40 % gegenüber 1990 zu 

begrenzen. Dieses Versprechen sei rechtlich 

bindend gewesen (Grundsatz der 

Selbstbindung der Verwaltung). Es werde 

aber tatsächlich um weit mehr als 

8 % verfehlt. [23] Auch in den USA sind 

solche Klimaklagen anhängig. [24] Am 

08.05.2019 hat das EuG bei einer Klage 

gegen das Europäische Parlament und gegen 

den Europäischen Rat immerhin anerkannt, 

dass jeder Einzelne auf die eine oder 

andere Weise vom Klimawandel betroffen 

sein könne. [25] In der Sache wird nunmehr 

der EuGH zu entscheiden haben- es 

klagen 35 Personen aus 5 EU-Ländern, sowie 

Kenia und Fidschi. [26] 

Als Folge des Klimawandels beklagen Betreiber 

landwirtschaftlicher Betriebe Ernteeinbußen 

von ca. 30 %, etwa auf der Nordseeinsel 

Pellworm oder in Südbrandenburg. 

[27] Die Landwirte werfen der 

Bundesregierung Unterlassung bei der 

Durch-und Umsetzung des Pariser Abkommens 

2015 vor. Dadurch seien sie in ihren 

Eigentumsrechten (Art. 14 GG) und in ihrer 

Berufsfreiheit (Art.12 GG), sowie in ihrer 

allgemeinen Handlungsfreiheit (Art.2 

Abs.2 GG) verletzt. 

Vor dem OLG Hamm macht ein peruanischer 

Bauer den Energiekonzern RWE für 

das Abschmelzen des Gletschers vor seiner 

Haustür verantwortlich. [28] Die Richter 

fanden die Forderung auf Schadensersatz 

so nachvollziehbar, dass sie in die Beweisaufnahme 

einstiegen und einen Sachverständigen 

bestimmten, der den Einfluss 

des Konzerns auf das lokale Klima untersuchen 

soll. [29] 

Auch die Autoindustrie argumentiert ähnlich. 

Technologieoffenheit sei für die 

künftige Mobilität entscheidend. [30] Es 

gäbe nicht die eine Lösung, die alle Frage 

beantworte. Dringend gefordert seien einheitliche 

regulatorische Rahmenbedingungen 

für die E-Mobilität in Europa. Eine weitere 

Zersplitterung des Binnenmarktes 

durch einseitige Technologiebegrenzung 

müsse vermieden werden. Ankündigungen 

zum Verbot einzelner Mitgliedstaaten von 

Verbrennungsmotoren rüttelten am Kern 

des Binnenmarktes. Die technischen Verbesserungen 

an Verbrennungsmotoren 

würden nicht ausreichen, um das von der 

EU beschlossene CO 2 -Minderungsziel von 

37,5 % bis zum Jahr 2030 zu erreichen. Allenfalls 

10 % seien möglich. Deshalb müsse 

über Hybridlösungen nachgedacht werden, 

etwa über den Einsatz der wasserstoffbasierten 

Brennstoffzelle, oder über 

strombasierte synthetische Kraftstoffe (E- 

Fuels). [31] 

Die Erkenntnis, dass es sich beim Begriff 

der Technologieoffenheit um ein (überprüfbares) 

Rechtsprinzip handelt, nimmt 

zunehmend Gestalt an. Das ist auch durchaus 

nachvollziehbar, denn nicht nur die 

Bewegung Fridays for Future, sondern vorallem 

die Zahlen, Daten und Fakten belegen, 

dass in der Bundesrepublik Deutschland- 

und in vielen anderen Mitgliedstaaten 

der EU, die völkerrechtlich verbindlich 

vereinbarten Klimaschutzziele bei weitem 

nicht erreicht, sondern in Wahrheit verfehlt 

werden. Je länger die Zielverfehlung 

dauert, desto schwieriger sind Korrekturen, 

denn CO 2 -Anreicherungen in der Atmosphäre 

lassen sich nicht einfach von 

heute auf morgen durch Reduktionen beseitigen- 

es entstehen Langzeiteffekte. 

Vor allem aber belegt ein Blick in die Welt 

der CO 2 -Reduktionstechnologien, dass die 

Bundesregierung den Begriff der Technologieoffenheit 

in Wahrheit nicht umsetzt. 

Technologieoffenheit bedeutet auf einem 

Markt, der von Marktversagen geprägt ist, 

dass alle Techniken die zur CO 2 -Reduktion 

geeignet sind, diskriminierungsfrei, gleich 

und transparent unterstützt und gefördert 

werden. Das ist eigentlich ganz selbstverständlich. 

Die Tatsache, dass die CO 2 -Reduktionen 

wie im Pariser Abkommen vereinbart, 

nicht durch marktförmige Prozesse 

allein erreicht werden, ist dabei 

offenkundig und wird im Klimaschutzplan 

2050 von der Bundesregierung vielfach 

unterstrichen und belegt. 

Wenn das aber so ist, so müsste es einen 

strukturellen Gesamtplan über ein technologieoffenes 

Fördersystem geben, mit dessen 

Hilfe die Reduktionsziele des Pariser 

35


Abkommens erreicht werden. Einige Beispiele, 

die im Folgenden vertieft werden, 

die aber keineswegs vollständig sind, werden 

zeigen, dass von einer technologieoffen, 

gleichen, diskriminierungsfreien 

und transparenten Technologieförderung 

beim besten Willen keine Rede sein kann. 

Dies gilt beispielsweise für alle Formen moderner 

Energiespeicher. Weder die Batteriespeicher 

noch die Wärmespeicher sind 

aus der Perspektive der CO 2 -Minderung in 

den Förderfokus der Bundesregierung einbezogen. 

Das gilt insbesondere für Kleinspeicher 

in Haushalten, wenn man eine 

größere Anzahl dieser Speicher mit einander 

vernetzt. Brancheninsider berichten, 

dass auf diese Weise ca. 15 % der CO 2 - 

Emissionen von Haushalten können eingespart 

werden. Ferner werden in Deutschland 

Wind-und PV-Anlagen lieber abgeschaltet, 

anstatt den Strom, den der 

Verbraucher bezahlt, zum Beispiel in Batteriespeichern 

aufzufangen und später wieder 

zuverwenden. Allein im Jahre 2017 

wurden 5.528 GWh nicht geerntet, aber 

vom Verbraucher bezahlt – das heißt die 

deutschen Stromverbraucher haben in jenem 

Jahr 610 Millionen Euro aufgewendet, 

ohne diesen Strom tatsächlich zu verwerten. 

[32] 

Man kann sagen, dass nicht nur dieses Geld 

zum „Fenster hinaus“ geworfen wurde, 

sondern vor allem, dass der grüne Strom, 

der hätte geerntet werden können, keiner 

sinnvollen Verwendung zugeführt wurde. 

Stattdessen ist möglicherweise Strom aus 

Kohlekraftwerken importiert worden, sodass 

die CO 2 -Bilanz erhöht wurde. Der Aufwand 

für Härtefallentschädigungen durch 

Abschaltungen nimmt Jahr für Jahr erheblich 

zu (zwischen 2016 und 2017 war es 

fast eine Verdoppelung), so dass sich die 

Frage stellt, wieso die Abschaltungen nicht 

durch geeignete, technologische Maßnahmen 

vermieden werden. 

Rechtstechnisch heißt das Stichwort: Zuschaltbare 

Lasten – ein Gedanke der in 

§13 Abs. 6 EnWG bereits angelegt ist. Steht 

überschüssige grüne Energie zur Verfügung, 

so werden Anlagen zugeschaltet, die 

sie aufnehmen, aber nicht das Netz belasten. 

Das sind idealerweise Batteriespeicher, 

aber auch Anlagen, die die Fähigkeit 

haben standortnah aus grünem Strom unter 

Hinzufügung von CO 2 einen synthetischen 

Kraftstoff (wie etwa Wasserstoff 

und/oder E-Methanol) herzustellen. Man 

könnte die überschüssige Energie aber 

auch in Latentwärmespeicher auf Salzclusterbasis 

überführen. 

Alle Technologien, die hier erwähnt werden, 

sind am Markt durchaus vorhanden 

und einsatzfähig. Das Recht müsste nur 

dafür sorgen, dass die überschüssigen 

Strommengen diesen CO 2 -neutralen Technologien 

zugeführt werden, so das Abregelungen 

von EE-Anlagen nicht mehr erforderlich 

sind, sondern stattdessen darüber 

nachgedacht werden könnte, den Anteil an 

der Produktion grünen Stroms auch im 

Norden Deutschlands deutlich zu erhöhen. 

Würde man nämlich im Norden Deutschlands, 

etwa nahe der Windparks, E-Methanol 

Anlagen aufstellen und durch Speicher 

ergänzen, so könnte man in großem Stil 

grüne Kraftstoffe produzieren, die allesamt 

den CO 2 -Ausstoß sofort und nachhaltig 

reduzieren würden. Der Preis für diese 

Anlagen würde die CO 2 -Vermeidungskosten 

repräsentieren. Allerdings würde der 

Preis bei großen Mengen (Scaleneffekte) 

stark sinken. Fachleute weisen darauf hin, 

dass die Produktion eines Liters E-Methanol 

heute ca. 1 Euro kostet- bei größeren 

Mengen wird der Preis in Richtung 

50 €Cent schnell sinken. Das ist nicht mehr 

weit entfernt von den Erzeugungskosten 

eines Liters Benzin oder Diesel bei ansonsten 

gleichen Effizienzwerten. 

Im Süden Deutschlands werden täglich 

Redispatch-Maßnahmen nötig, weil in bestimmten 

Zeiten das Netz, das den Strom 

vom Norden transportieren soll, überlastet 

ist. Es werden somit Alternativkraftwerke 

zugeschaltet – dieser Strom ist teuer. Wie 

gesagt: einen Teil der Redispatch Maßnahmen 

könnte man vermeiden, indem man 

im Süden Deutschlands größere Speicherstandorte 

schafft und dort den Strom einspeichert, 

der beispielsweise zur Nachtzeit 

im Norden erzeugt, aber im Süden nicht 

gebraucht wird. Es mag sein, dass die Zwischenschaltung 

von Speichern im Augenblick 

teurer ist als eine klassische Redispatch 

Maßnahme. Mittel-und langfristig 

aber wird sich das ändern und vor allem: 

Die Einspeicherung von grünem Strom ist 

CO 2 -frei, während ein Kohlekraftwerk, das 

als Redispatch-Kraftwerk eingeschaltet 

wird, CO 2 emittiert. 

Moderne Wärmekonzepte für Unternehmen 

und Haushalte arbeiten mit einem 

Wärmevlies, verbunden mit einem (kleinen) 

Batteriespeicher. Sie ersparen den 

Nutzern ca. 30 % der Energiekosten, weil 

sie mit einer intelligenten Wärmesteuerung 

verbunden sind. Sie haben aber 

Schwierigkeiten, sich im Rahmen neuer 

Gebäude durchzusetzen, weil die Berechnung 

des Primärenergiefaktors traditionelle, 

zum Beispiel gasbasierte, Systeme 

bevorzugt. Es ist schwierig nachzuvollziehen, 

warum das so ist, denn mit Hilfe dieser 

modernen Techniken lässt sich, im Unterschied 

zu den traditionellen Wärmekonzepten, 

CO 2 deutlich reduzieren. [33] 

Auf die Tatsache, dass man mit Hilfe von 

Batteriespeichern CO 2 -frei erzeugten 

Strom in Zeiten einspeichern kann, in denen 

er nicht gebraucht wird, ist schon hingewiesen 

worden. Die rechtlichen Rahmenbedingungen 

sorgen nun dafür, dass 

aus diesem grünen Strom durch das Zusammenmischen 

mit grauem Strom im 

Speicher letztlich nicht mehr förderfähiger 

Graustrom wird. [34] Dies ist überraschend, 

jedenfalls dann, wenn man mit 

Hilfe von Messgeräten genau zeigen kann, 

wie hoch der Anteil von Grün-und von 

Graustrom im Speicher jeweils ist. Nebenbei: 

im Übertragungsnetz mischen sich 

Grün-und Graustrom ohnehin. Das heißt, 

die rechtlichen Rahmenbedingen sorgen 

für eine Diskriminierung ausgerechnet jenen 

Stroms, der CO 2 -frei geerntet wurde. 

Als Folge davon wird ein Fehlanreiz gesetzt, 

der es verhindert, CO 2 zu reduzieren. 

Diese Beispiele, die gleich noch vertieft 

werden, sollen andeuten worum es geht. 

Der Rechtsgrundsatz der Technologieoffenheit 

müsste dazu führen, dass es Fälle 

und Fragen dieser Art gar nicht gibt. Jedenfalls 

müsste in Zukunft rechtlich überprüft 

werden, ob Fehlsteuerungen, wie 

hier angedeutet, mit dem Grundziel der 

CO 2 -Reduktion vereinbar sind. Sollte sich 

herausstellen, dass dieses Ziel durch sachlich 

nicht gerechtfertigte Steuerungsmaßnahmen 

verfehlt wird, so müsste zunächst 

die Politik und dann aber auch das Recht 

gegensteuern und jene Rahmenbedingungen 

schaffen, die dem Rechtsprinzip der 

Technologieoffenheit zum Durchbruch 

verhelfen. 

Der Grundsatz der 

Technologieoffenheit – 

Konkretisierung des 

Gleichheitsatzes 


wurde im Vorstehenden als Rechtsprinzip 

aus der völkerrechtlich verbindlichen Verpflichtung 

im Pariser Abkommen 2015 in 

Verbindung mit dem Rechtsstaatsprinzip 

(Art. 20 Abs. 3 GG) entwickelt. Zugleich 

aber konkretisiert der Begriff den Gleichheitssatz 

(Art. 3 GG). Der Gleichheitssatz 

verlangt Gleiches gleich und Ungleiches 

ungleich zu behandeln. Dabei ist allgemein 

anerkannt, dass der Gesetzgeber bei der 

gewährenden Staatstätigkeit entscheidet, 

welche Personen oder Unternehmen finanzielle 

Zuwendungen erhalten sollen. Der 

Gleichheitssatz verbietet in diesem Falle 

nur die Verteilung von Leistungen nach unsachlichen 

Gesichtspunkten. [35] 

Ob es im Falle der Umsetzung des Pariser 

Klimaabkommens 2015 um die typische 

gewährende Staatstätigkeit geht, erscheint 

fraglich, denn der Staat ist durch die völkerrechtlich 

verbindliche Vereinbarung, 

die er getroffen hat, gezwungen, die versprochene 

CO 2 -Reduktion vorzunehmen, 

auch wenn dies der Markt allein nicht leistet. 

Insoweit gewährt der Staat nicht, sondern 

er handelt und greift in den Wirtschaftskreislauf 

aktiv ein, um die von ihm 

verbindlich zugesicherten Reduktionsziele 

zu erreichen. Er beseitigt durch seinen aktiven 

Eingriff in die wirtschaftlichen Abläufe 

das Marktversagen und sorgt durch 

sein aktives Handeln für die Zielerreichung. 

Da der Staat in diesen Fällen aktiv 

eingreift und reguliert, ist er mit Blick auf 

alle Teilnehmer, die zur CO 2 -Minderung 

beitragen, zu einer gleichen, diskriminie- 

36



rungsfreien und transparenten Vorgehensweise 

verpflichtet. So gesehen, spiegelt der 

Grundsatz der Technologieoffenheit als 

Rechtsprinzip nur den Verhaltensspielraum 

des Staates wieder, den er sich selbst 

durch Zeichnung des Pariser Abkommens 

gegeben hat. 

Es handelt sich bei der Umsetzung des völkerrechtlich 

verbindlichen Pariser Abkommen 

somit nicht um den typischen Fall der 

gewährenden Staatstätigkeit, sondern um 

den aktiven Eingriff in einen von Marktversagen 

geprägten Prozess, der zugleich einen 

Anspruch auf Gleichbehandlung durch 

jeden Akteur begründet. 

So gesehen begrenzt und versachlicht der 

Grundsatz der Technologieoffenheit als 

Rechtsprinzip das staatliche Handeln mit 

Blick auf die CO 2 -Reduktionsziele. Jede 

Technik und jede Energiequelle, die zur 

CO 2 -Reduktion in der Lage ist, ist demgemäß 

gleich zu behandeln. Der Gesetzgeber 

hat insoweit, anders als bei der typischen 

gewährenden Staatstätigkeit keinen 

weiten Einschätzungs- und Beurteilungsspielraum. 

Hiervon abgesehen, verbietet Art. 3 Abs. 1 

GG aber ohnehin einen gleichheitswidrigen 

Begünstigungsausschluss, bei dem 

eine Begünstigung einem Personenkreis gewährt, 

einem anderen Personenkreis aber 

ohne rechtfertigenden Grund vorenthalten 

wird. [36] Diese Gleichheit in der Gunst gilt 

für alle Staatsleistungen, nicht nur für Geldleistungen. 

[37] Das heißt, dass sich die 

Gleichheit auch auf den Grundsatz der 

Technologieoffenheit und die daraus resultierenden 

ihn konkretisierenden rechtlichen 

Rahmenbedingungen auswirkt. 

Daraus folgt: Die rechtlichen Rahmenbedingungen 

müssen jene Techniken, die 

CO 2 reduzieren können, diskriminierungsfrei, 

gleich und transparent behandeln und 

zwar schon deshalb, weil niemand vorwegsagen 

kann, welche Technik, in welchem 

Maße, sich als besonders effizient bei der 

CO 2 -Einsparung erweist und welche nicht. 

Das Wesen des Marktversagens besteht gerade 

darin, dass man nicht vorhersagen 

kann, welche präzisen Wirkungen eine regulierende 

Maßnahme haben wird. Man 

kann dies vielleicht in gewissen Grenzen 

prognostizieren aber keineswegs präzise 

beschreiben und voraussehen. 

Dies ist der Grund, warum der Grundsatz 

der Technologieoffenheit so wichtig ist, um 

letztlich dazu beizutragen, dass eine Vielzahl 

von technologischen Möglichkeiten 

zumindest einmal ausprobiert werden, 

wenn man CO 2 -Reduktionsziele nicht auf 

marktmäßigen Wege erreichen kann. Auf 

der anderen Seite kann es durchaus sachlich 

einleuchtende Gründe für eine gewisse 

Technologiedifferenzierung dann geben, 

wenn feststeht, dass die Technik, um die es 

geht, im Vergleich zu einer anderen Technik 

in jedem Fall mehr CO 2 vermeidet als 

umgekehrt. 

Wenn man beispielsweise über die Ökobilanz 

eines E-Mobiles nachdenkt, so stellt 

sich (für manchen überraschend) heraus, 

dass E-Mobile sehr viel aufwendiger zu 

konstruieren sind als herkömmliche Fahrzeuge. 

Bei der Herstellung wird deshalb 

etwa doppelt so viel CO 2 wie bei einem 

konventionellen Fahrzeug freigesetzt. [38] 

Beim VW sind es etwa 9 statt 4 Tonnen CO 2 

– dies geht vor allem auf den Bau der Batterien 

zurück. [39] Da das E-Mobil Strom 

aus dem Netz tankt und dieser CO 2 belastet 

ist, werden je kWh Strom ca. 527 Gramm 

CO 2 ausgestoßen. [40] Konsequenz: E-Mobile 

sparen oft erst nach über 100.000 Kilometer 

Fahrstrecke gegenüber klassischen 

Verbrennern das erste Kilo CO 2 , das heißt, 

dass der Umstieg auf die E-Mobilität zunächst 

einmal die Umwelt nicht ent-, sondern 

belastet. [41] 

Das bedeutet, dass die Förderung des E- 

Mobiles unter CO 2 -Einsparungsgesichtspunkten 

nicht unbedingt an erster Stelle 

stehen kann und darf, jedenfalls solange es 

Techniken gibt, die sehr viel schneller und 

effizienter und kostengünstiger die CO 2 - 

Vermeidung herbeiführen. Dazu dürften 

vor allem die synthetischen Kraftstoffe gehören, 

die, wie etwa Wasserstoff oder E- 

Methanol, aus grünem Strom plus CO 2 produziert 

werden. Dieser Befund ist im ersten 

Moment überraschend, weil unstreitig der 

Effizienzgrad einer kWh Strom im E-Motor 

höher liegt als derjenige etwa eines Kraftstoffs. 

Betrachtet man die Dinge aber aus 

der CO 2 -Einsparperspektive, so kommt es 

nicht auf den Effizienzgrad sondern darauf 

an, mit welcher Technik letztlich, in welcher 

Zeit, welche Mengen an CO 2 (wahrscheinlich) 

eingespart werden könnten. 

Und bei dieser Betrachtung ist der synthetische 

Kraftstoff dem rein batteriebetriebenen 

E-Mobil weit überlegen. 

Konsequenzen 

Die Konsequenzen aus diesen Überlegungen 

sind relativ einfach. Der Grundsatz der 

Technologieoffenheit ist als Rechtsprinzip 

zu verstehen – er muss sich also einer Sachgerechtigkeitskontrolle 

durch die Judikative 

öffnen und ihr standhalten. Sachlich 

einleuchtende Gründe rechtfertigen selbstverständlich 

eine Ungleichbehandlung von 

Technologien. Die Gründe müssen aber 

aus der Perspektive der CO 2 -Einsparung 

nachvollziehbar, beweisbar und überprüfbar 

sein. 

Synthetische Kraftstoffe 

Wie schnell man sich irren kann, belegt 

beispielsweise das Positionspapier des Umweltbundesamtes 

aus dem März 2016 zur 

Integration von power-to-gas/power-to-liquid 

in den laufenden Transformationsprozess. 

In der Studie [42] wird behauptet, 

dass eine zu frühe und zu intensive Integration 

von Power-to-liquid-Anlagen (gemeint 

sind synthetische Kraftstoffe) zu einer 

stärkeren Auslastung fossiler Stromerzeugung 

und erhöhtem Ausstoß von CO 2 

führen würde. Diese Anlagen würden eine 

höhere CO 2 -Emission als die direkte Nutzung 

von fossilem Erdgas/Benzin/Diesel 

verursachen. Bereits eine sehr einfach 

Überlegung zeigt, dass diese Schlussfolgerung 

nicht stimmen kann. 

Wenn man, so wie es in der Schweiz für 

neue Kraftfahrzeuge jetzt gesetzlich beschlossen 

ist [43], dem herkömmlichen, 

fossilen Kraftstoff bis zu 20 % eines E-Fuels 

(gemeint ist E-Methanol) beimischt, so verdrängt 

man 1/5 der CO 2 -Emissionen aus 

fossilen Kraftstoffen. Das ist eine ziemlich 

große Menge CO 2 pro KFZ. Dieser Verdrängungseffekt 

setzt unabhängig davon ein, 

wie man das E-Fuel hergestellt hat. Gelingt 

es das Fuel aus grünem Strom plus CO 2 

herzustellen, so ist der Einspareffekt größer. 

Aber selbst dann, wenn man das E- 

Fuel aus Kohlestrom herstellen würde, 

bliebe es dabei, dass 1/5 der CO 2 -Emission 

durch Benzin oder Diesel eingespart würde 

und zwar sofort und mit jedem Kilometer, 

den das Auto fährt. 

Aus dieser Perspektive stellt sich die Frage, 

wieso die Bundesrepublik Deutschland 

kein Gesetz verabschiedet, das dem 

schweizerischen vergleichbar ist. Im Gegenteil: 

In der VO (EU) 2019/631 vom 

17.04.2019, in der es um die Festsetzung 

von CO 2 -Emissionsnormen für neue Personenkraftwagen 

und für neue leichte Nutzfahrzeuge 

geht, heißt es in Art. 15, dass 

erst einmal bis zum Jahr 2023 gewartet 

werden soll, um herauszufinden, ob die 

Nutzung synthetischer und fortschrittlicher 

alternativer Kraftstoffe möglicherweise 

zur CO 2 -Emissionsminderung bei Kraftfahrzeugen 

beitragen kann. Diese Aussage 

ist überraschend und in sich widersprüchlich, 

denn wenn man einem Kraftfahrzeug 

ein E-Fuel beimischt, so verdrängt man den 

fossilen Kraftstoff und sorgt mithin automatisch 

für eine Absenkung der CO 2 -Emissionen. 

Was soll bei einem Bericht der 

Kommission im Jahre 2023 anderes als dieses 

Ergebnis herauskommen? 

Anders formuliert: Es gibt keinen Sachgrund 

für das Zuwarten bei der Herstellung 

synthetischer Kraftstoffe. Es ist umgekehrt, 

unbedingte Eile geboten, denn die 

Bundesrepublik Deutschland erreicht ihre 

Emissionsziele im Jahre 2020 ohnehin 

nicht. Umso wichtiger wäre es moderne, 

synthetische Kraftstoffe in möglichst großen 

Mengen zu erzeugen und den fossilen 

Kraftstoffen beizumischen. 

Dabei würde es letztlich gar keine Rolle 

spielen, ob das E-Fuel aus grünem Strom 

oder aus grauem oder aus einem Mix aus 

beidem hergestellt würde. Derzeit exportiert 

Deutschland Strom in großen Mengen, 

nämlich für über 3 Mrd. Euro ins benachbarte 

EU-Ausland. Dem stehen Importe 

im Wert von lediglich 900 Mio. Euro 

entgegen. [44] Statt diesen Strom zu exportieren, 

sollten wir ihn in E-Fuels über- 

37


führen und dieses dem Kraftfahrzeug, soweit 

technisch möglich, beimischen. Da E- 

Methanol sehr viel preiswerter herstellbar 

ist als Wasserstoff und da man E-Methanol 

dem traditionellen Kraftstoff ohne Weiteres 

beimischen kann (chemisch entspricht 

E-Methanol dem herkömmlichen Bioethanol), 

sollte der Gesetzgeber dem Vorbild 

der Schweiz folgen und so schnell es geht 

die Beimischung von E-Methanol ins Gesetz 

schreiben. Art. 194 AEUV erlaubt dies 

– insoweit ist die VO (EU) 2019/631 nicht 

bindend. Denn in Art. 194 Abs. 2 AEUV ist 

den Mitgliedstaaten das Recht vorbehalten 

die Art und Weise ihres Energiemixes allein 

und unabhängig von der EU zu bestimmen 

– anders formuliert: diese Regelung verdrängt 

die VO (EU) 2019/631. 

Erwähnt werden sollte bei der Gelegenheit, 

dass E-Mobile große Vorteile von einem 

Hybridantrieb hätten – das heißt, es 

wäre möglich die schlechte CO 2 -Bilanz des 

E-Mobiles durch einen Hybridantrieb aufzubessern. 

Marktreif sind heute schon Range-Extender. 

Dies sind kleine (meist Wanckel-)Motoren, 

die im Auto eingebaut werden 

und die E-Methanol (beispielsweise 

aus einem 5 Liter Cube) in Strom umwandeln. 

Der Range-Extender belädt somit die 

Batterie im Fahrbetrieb und sorgt auf diese 

Weise dafür, dass das Reichweitenproblem 

(sehr preiswert) gelöst ist und, dass das 

Netz durch das Betanken einer großen 

Zahl von E-Mobilen nicht überlastet ist und 

zusammenbricht. Eine solche Kombinationstechnik, 

die heute schon am Markt erworben 

werden kann, würde also die 

Durchsetzung der E-Mobilität erheblich 

unterstützen und fördern und zugleich den 

alternativen Netzausbau, insbesondere im 

Verteilnetz, deutlich vermindern und damit 

preiswerter machen. Damit wiederum 

wären CO 2 -Reduktionen verbunden. Der 

Range-Extender selbst spart ebenfalls CO 2 

– das heißt die Gesamtbilanz für das E-Mobile 

verbessert sich. 

Speicher 

Mit Blick auf die Batteriespeicher wurde 

oben bereits erwähnt, dass diese CO 2 -frei 

arbeiten und deshalb, insbesondere prädestiniert 

dafür wären, jenen grünen Strom 

aufzunehmen, der derzeit bei uns abgeregelt. 

Das Stichwort heißt zuschaltbare 

Lasten. Der Gedanke ist bereits in § 13 Abs. 

6 EnWG angelegt, dort aber auf KWK-Anlagen 

reduziert. Um die Vergeudung grünen 

Stroms durch schlichtes Abschalten und 

Zahlen von Härtefallentschädigung zu vermeiden, 

sollte der Gesetzgeber dafür sorgen, 

dass große Speicherbatterien bereitgestellt 

werden, um grünen Strom aufzunehmen. 

Das wäre über das Konzept der 

zuschaltbaren Last ohne Weiteres schnell 

und einfach möglich. Da der Strom, durch 

die Härtefallentschädigung ohnehin bereits 

bezahlt ist, sollte dafür gesorgt werden, 

dass die Direktleitungen zur Batterie 

mit Strom befüllt werden, der nahezu 

nichts kostet. Die Batteriebetreiber wiederum 

sollten verpflichtet werden den Strom, 

insbesondere zu Zwecken abzugeben, die 

ihrerseits CO 2 einsparend sind, wie etwa 

zur Herstellung von E-Methanol oder Wasserstoff. 

Denkbar wäre es aber auch, den überschüssigen 

Strom in moderne Wärmespeicher 

einzuspeisen, wie etwa in einen Latentwärmespeicher 

auf Salzclusterbasis. 

Wärmespeicher dieser Art wandeln Strom 

in Salzkristalle um. Die umgewandelte 

Wärme kann – später zu jeder Zeit – zu 

58,6 °C ausgespeist werden und ersetzt 

jede Öl- oder Gaswärmeversorgung. Der 

Wärmespeicher, der einfach zu installieren 

und preiswert ist, kann auch als Kältespeicher 

genutzt werden. 

Darüber hinaus lassen sich mithilfe von 

kleinen haushaltstauglichen Batteriespeichern 

große CO 2 -Mengen bei der Wärmeversorgung 

von Gebäuden einsparen, 

wenn man für eine Vernetzung dieser Speicher 

innerhalb von Wohnarealen sorgt. 

Primärenergiefaktor 

Eine ähnliche Technik ist diejenige, die zu 

einem Wärmevlies in Gebäuden führt, verbunden 

mit einem Kleinspeicher. Die wie 

eine Tapete verlegbaren Vliese sparen 

sämtliche Heizungsgeräte. Die Anlagen 

laufen auf der Grundlage intelligenter 

Messsysteme je nachdem, ob sich Menschen 

in den Räumen befinden und sparen 

auf diese Weise im Durchschnitt mehr als 

30 % der sonst üblichen Nutzenergie ein. 

Diskriminiert werden Anlagen dieser Art 

durch das Konzept des Primärenergiefaktors. 

[45] Derjenige, der wie das Wärmevlies, 

ausschließlich grüne Energie bezieht, 

müsste heute bereits einen Primärenergiefaktor 

von näherungsweise „0“ 

erreichen. Stattdessen setzt die einschlägige 

DIN-Norm ihn auf den Faktor 1,8 fest. 

Als Folge hiervon werden die Hersteller 

dieser hochmodernen CO 2 einsparenden 

Technik durch eine Rechtsnorm diskriminiert 

– der Gesetzgeber müsste dies ändern. 

Ganz generell müsste der Primärenergiefaktor 

dynamisiert, das heißt aus 

der Perspektive der CO 2 -Minderungsmöglichkeiten, 

entwickelt und permanent angepasst 

werden. Zur Zeit führt der Primärenergiefaktor 

in einer Vielzahl von Fällen 

dazu, dass zum Beispiel Hausdämmtechniken 

oder Fernwärmesysteme durch den 

Faktor gefördert werden, obwohl durch 

diese Förderung mehr CO 2 emittiert wird 

als umgekehrt. Solche Fehlanreize dürfen 

aus der Perspektive des Grundsatzes der 

Technologieoffenheit nicht mehr hingenommen 

werden. 

Mischung aus Grün- und Graustrom 

Das Gleiche gilt mit Blick auf Speicher, die 

sowohl mit grünem als auch mit grauem 

Strom befüllt werden. Der Grüne Strom 

verliert auf diese Weise seine Qualität und 

wird zu Graustrom, und zwar auch dann, 

wenn man durch ein intelligentes Messsystem 

am Speicher zeigen kann, wie viel 

Grünstrom und wieviel Graustrom eingespeist 

werden. [46] Konsequenz: Speicher 

werden auf diese Weise diskriminiert. CO 2 - 

freier Strom wird umdefiniert in grauen 

Strom, der CO 2 -reich sein kann. Damit 

wird der Anreiz, Speicher zu installieren, 

um Grünstrom nicht abzuschalten, 

verringert – erneut ein Beispiel für die Verletzung 

des Grundsatzes der Technologieoffenheit 

aus der Perspektive der CO 2 - 

Reduktion. 

Fazit 

–– 


ist ein Rechtsprinzip, weil die Umsetzung 

und Durchsetzung der Klimaschutzziele 

nach dem Pariser Abkommen 

2015 völkerrechtlich verbindlich 

geschuldet ist. Das Rechtsstaatsprinzip 

verlangt die Erfüllung dieser verbindlichen 

Ziele und damit zugleich auch 

eine Überprüfung dahin, ob die Technologien, 

die dem CO 2 -Ziel dienen, gleich, 

diskriminierungsfrei und transparent in 

den Reduktionsprozess einbezogen 

werden. 

–– 

Die Um- und Durchsetzung der Klimaschutzziele 

wird vom Staat verbindlich 

geschuldet – der Staat handelt insoweit 

nicht als gewährender, sondern als umsetzender 

und regulierender Staat. Er 

schuldet die diskriminierungsfreie, gleiche 

und transparente Behandlung aller 

Technologien, die dem Umsetzungsziel 

dienen. 

–– 

Bei der Umsetzung ist eine technologische 

Differenzierung, je nach dem Wirkungs- 

und Effizienzgrad der CO 2 -Einsparung, 

möglich und mit dem Gleichheitssatz 

vereinbar. Entscheidend ist die 

Frage, welche Technik, in welcher Zeit, 

wie viel CO 2 einspart – andere Ziele sind 

bei dieser Frage irrelevant. 

–– 

Der deutsche Gesetzgeber sollte dem 

Beispiel der Schweiz folgen und für neue 

Kraftfahrzeuge und für solche, die sich 

dafür eignen, vorschreiben, dass dem 

herkömmlichen Kraftstoff 20 % eines E- 

Fuels (sinnvoll wäre E-Methanol) beizumischen 

ist. Auf diese Weise würden 

sehr schnell und sehr nachhaltig große 

Mengen CO 2 im Kfz-Sektor eingespart 

werden. Ähnliche Anordnungen sollten 

für den Bereich der Binnenschifffahrt, 

der Hochseeschifffahrt und der Flugindustrie 

erwogen werden. 

–– 

Der deutsche Gesetzgeber sollte an die 

Stelle des Abregelns von EE-Anlagen ein 

System der zuschaltbaren Lasten setzen. 

Der auf diese Weise abzuerntende grüne 

Strom kann entweder in E-Methanol umgeformt 

oder aber in moderne eingespeist 

oder in Latentwärmespeicher 

überführt werden. 

–– 

Der Gesetzgeber müsste mit Blick auf 

moderne Gebäudetechniken, die CO 2 

sparen, dafür sorgen, dass der diskrimi- 

38



nierende Primärenergiefaktor so schnell 

wie möglich CO 2 dynamisch verändert 

wird. 

–– 

Wenn und soweit in einem Speicher 

durch Messsysteme geklärt werden 

kann, wie viel Grüner und wie viel Grauer 

Strom im Speicher ist, darf dieser 

Strom nicht in Graustrom umdefiniert 

werden – das sollte gesetzlich klargestellt 

werden. 

Referenzen 

[1] ABl. L 282 v. 19.10.2016, S. 4; Klimaschutzplan 

2050 – Klimaschutzpolitische 

Grundsätze der Bundesregierung, November 

2016, S. 6; durch Gesetz vom 

28.09.2016 ist das Übereinkommen in 

Deutschland ratifiziert worden; BGBl 2016 

Teil II Nr. 26, S. 1082 ff. 

[2] So etwa Richtlinien (EU) 2018/2001 v. 

11.12.2018 zur Förderung der Nutzung 

von Energie aus erneuerbaren Quellen 

(RED II); Verordnung (EU) 2019, 631 v. 

17.04.2019 zur Festsetzung von CO 2 -Emissionsnormen 

für neue Personenkraftwagen 

und für neue leichte Nutzfahrzeuge; 

Vorschlag für die Clean Vehicles Directive 

II 2017/0291 (COD), die im öffentlichen 

Nahverkehr dafür sorgen soll, dass zunehmend 

Fahrzeuge batterie- und hybridgetrieben 

sein werden. 

[3] Matthias Ducci/Marco Oetken, Chemische 

Unterhaltungen. Experimente mit Kohlenstoffdioxid, 

Spektrum der Wissenschaft 

6.2019, S. 46f.; Michael E. Mann, Klimawandel, 

Gefährlicher Wetterverstärker, 

Spektrum Wissenschaft, 7.2019, S. 3ff. 

[4] Spektrum der Wissenschaft a.a.O., S. 47. 

[5] Spektrum der Wissenschaft a.a.O., S. 

47/48. 

[6] Koalitionsvertrag 2018, S. 57 Rn. 2559, S. 

58 Rn. 2620f. 

[7] Stand November 2016, S.7. 

[8] Klimaschutzplan a.a.O., S.7. 

[9] Ausgangswert: 1.248 Millionen Tonnen 

CO 2 -Äquivalent. 

[10] Klimaschutzplan 2050, S.11. 

[11] Klimaschutzplan 2050, S.11. 

[12] Klimaschutzplan 2050, S.12. 





[17] BGBl 2016 Teil II Nr. 26, S. 1082 ff. 

[18] ECLI: NL: GHDHA: 2018: 2610. 

[19] Rs C-460/15, juris – ECLI: EU: C:2017:29. 

[20] EuGH a.a.O., Rn. 44ff. 

[21] So auch Umweltbundesamt, Final Report 

zu Carbon Capture and Utilisation – CCU – 

Text 36/2019; Zusammenfassung ab S. 15. 

[22] FAZ vom 16.06.2019, Nr. 24, S.23. 

[23] FAZ a.a.O., S.23. 

[24] FAZ a.a.O., S.23. 

[25] Rs T-330/18 Rn.49. 

[26] FAZ a.a.O., S.23. 

[27] FAZ a.a.O., S.23. 

[28] FAZ a.a.O., S. 23. 

[29] FAZ a.a.O., S. 23. 

[30] Holger Appel, Autoindustrie bringt Spannung 

ins Kanzleramt, FAZ vom 17.06.2019- 

online. 

[31] Weiterführend und vertiefend Holger Appel, 

FAZ, a.a.O.. 

[32] Bundesverband WindEnergie, Redispatch 

und Abregelung- welche Rolle spielen die 

Erneuerbaren? Vom 21.06.2018. 

[33] Vertiefend Schwintowski, Zum BMWi- 

Grünbuch Energieeffizenz und Impulspapier 

Strom 2030, EWeRK 2016, 365, 367. 

[34] dagegen: Sauer/Todorovic, Die Förderfähigkeit 

von EE-Strom nach gemeinsamer 

Zwischenspeicherung mit konventionell 

erzeugtem Strom EWeRK 2016, 306ff; die 

Clearingstelle argumentiert entgegengesetzt: 

Empfehlung 2016/2 v. 23.01.2017; 

unterstützt von der BNetzA, Hinweis „EE- 

Stromspeicher: Regulierungspflichten, 

Amnestie, Förderung und Abgrenzung“ 

vom 12.03.2019. 

[35] P. Kirchhof in: Maunz/Dürig, GG-Kommentar, 

86.EL, Januar 2019 Rn. 322; 

Sachs in: HbStR Be. VIII, 3. Aufl. 2010, § 

183 Rn. 38f.; Starck in: v. Mangoldt/Klein/ 

Starck GG, Art. 3 Abs. 141, 188; Heun in: 

Dreier GG, Art. 3 Rn. 31, 59, 81f. 

[36] BVerfG v. 17.12.1953 – 1 BvR 323/51, NJW 

1954, 27 Ansprüche verdrängter Angestellter 

des öffentlichen Dienstes; BVerfG 

v. 17.05.1961 – 1 BvR 561,579/60, 114/61, 

NJW 1961, 1107 Volkswagenwerk – Privatisierungsgesetz; 

BVerfG v. 21.06.2006 – 2 

BvL 2/99, BVerfGE 116, 164, 180 Tarifbegrenzung 

gewerblicher Einkünfte; BVerfG 

v. 17.04.2008 – 2 BvL 4/05, BVerfGE 121, 

108, 119 Wählervereinigung (Erbschaftund 

Schenkungssteuerrecht); BVerfG v. 

24.09.2014 – 1 BvR 3017/11 - BVerfGE 

121, 317, 370 Rauchverbot in Gaststätten; 

BVerfG v. 21.07.2010 – 1 BvR 611/07, 

BVerfGE 126, 400, 416 Lebenspartnerschaft; 

BVerfG v. 21.07.2011 – 1 BvR 

2035/07, BVerfGE 129, 49, 68f. Mediziner- 

Bafög; BVerfG v. 17.12.2014 – 1 BvL 

21/12, BVerfG DStR 2015, 31 Rn. 121 Verschonung 

des Betriebsvermögens im Erbschaftssteuerrecht. 

[37] P. Kirchhof in: Maunz/Dürig a.a.O., Rn. 

350. 

[38] Christopher Schrader, Die Ökobilanz der 

E-Mobilität, Spektrum der Wissenschaft 

5/18, S. 12, 14. 

[39] Schrader a.a.O, S. 14. 

[40] Schrader a.a.O., S. 15 unter Hinweis auf 

das Bundesumweltamt 2016. 

[41] Vertiefend und weiterführend Schrader 

a.a.O., ab S. 15. 

[42] S. 13. 

[43] Bundesgesetz über die Verminderung von 

Treibhausgasemissionen BBl 2017 – 1442, 

1, 6. 

[44] Der Spiegel Nr. 25 v. 15.06.2019, s. 60. 

[45] Zu dessen Berechnung Schwintowski, BM- 

Wi-Grünbuch Energieeffizienz und Impulspapier 

Strom 2030, EWeRK 2016, 365, 367. 

[46] Sauer/Todorovic, Die Förderfähigkeit von 

EE-Strom nach gemeinsamer Zwischenspeicherung 

mit konventionell erzeugtem 

Strom EWeRK 2016, 306; entgegengesetzt: 

Sauer/Todorovic, Die Förderfähigkeit 

von EE-Strom nach gemeinsamer Zwischenspeicherung 

mit konventionell erzeugtem 

Strom EWeRK 2016, 306ff; die 

Clearingstelle argumentiert entgegengesetzt: 

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l 

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39

Pumped hydro storage as enabler of energy transition VGB PowerTech 11 l 2019 

Pumped hydro storage as enabler of 

energy transition 

Peter Bauhofer and Michael Zoglauer 

Kurzfassung 

Pumpspeicherkraftwerke als Baustein der 

Energiewende 

Die strategischen Ziele des Europäischen Klimaund 

Energiepakets (CEP) werden in den kommenden 

30 Jahren zu einer erheblichen Dekarbonisierung 

des Energiesystems führen. Strom 

wird sich zur dominierenden Energiequelle entwickeln. 

Insgesamt werden die hoch intermittierenden 

Quellen Windkraft und Photovoltaik 

die Erzeugung aus Kohle- und Kernkraftwerken 

in erheblichem Umfang ersetzen, während 

Gaserzeugungskapazitäten und KWK (fossil 

und Biomasse) als wesentliche Ergänzung bestehen 

bleiben. Der Wandel erfolgt auf allen 

Stufen der Wertschöpfungskette, gleichzeitig, 

mit hoher Geschwindigkeit und mit zunehmend 

fehlkender Systematik. 

Die ehrgeizigen Ziele werden zu einer enormen 

Dynamik des österreichischen Stromversorgungssystems 

und einer Erhöhung des Flexibilitätsbedarfs 

in allen Zeiträumen führen. 

Die vorliegende Analyse beantwortet folgende 

Fragen: 

– Wie entwickeln sich die österreichischen Residuallastparameter 

unter sehr hohen Anteilen 

an intermittierender erneuerbaren Anteilen? 

– Können dezentrale Speicher zur Systemstabilität 

beitragen? 

– Wie profitiert das System von der Wasserkraft? 

l 

Authors 

Dr. Peter Bauhofer 

Head of Energy Strategy and Efficiency 

Michael Zoglauer 

TIWAG-Tiroler Wasserkraft AG 

Energy Strategy and Efficiency 

Innsbruck, Austria 

The strategic targets of the European Climate 

and Energy Package (CEP) will cause 

a substantial decarbonisation of the energy 

system within the coming 30 years. 

Electricity is about to become the dominating 

energy source. In an overall context, 

the highly intermittent sources wind power 

and photovoltaics will substitute generation 

from coal and nuclear power plants 

to a significant extent, while gas generation 

capacities and CHP (fossil and biomass) 

remain an essential complement. 

The modification takes place at all stages 

of the value chain, at the same time, at 

high speed and in an increasingly uncoordinated 

manner. 

The improvement of electricity infrastructure 

and system relevant stabilising elements 

cannot keep up with the rest of transition. 

The amount of reserves stepwise 

overrules the given physical reality. As long 

as calculable thermal units have dominated 

generation within the EU, system adequacy 

was calculated by deterministic 

methodologies. Calculation was reliable. 

However, the high proportion of feature 

dependent power generation (e.g. wind 

power, PV, …) together with a n increasingly 

dynamised load made stochastic 

methodologies necessary (ENTSO-E 

2015). The determination of security of 

supply therefore can no longer be done at 

the desired level of precision. Additionally, 

massive corrections and adjustments of energy 

policy targets of key players (e. g. German 

coal phase out, …) without any known 

fall back strategies are overruling previous 

planning assumptions fundamentally. In 

Central Europe, during the first two quarters 

of 2019 there were at least four critical 

system situations observed. Finally, national 

energy regulators repeatedly give black 

out warnings. 

Energy transition is about to develop as a 

large scale experiment with an uncertain 

outcome. 

This mix of increasing uncertainties more 

than ever demands for reliable flexibility 

solutions. To reduce imported flexibility 

risk, Art. 22 lit. d) of Reg. (EU) 2018/1999 

requires, that every country has to increase 

the flexibility of the national system in particular 

by means of deploying domestic energy 

sources, demand response and energy 

storage, while critics of power plant projects 

claim for flexibility procurement 

mainly based on cross-border-exchange. 

From the beginning, Austria has decided 

upon generation preferably from renewables. 

Hydropower is the backbone. Today, 

with a RESE share of appr. 72 %, Austria is 

top ranking within the EU28. Supporting 

EU’s CEP targets, in 2018 Austria decided 

to have an electricity system in 2030 based 

on 100 % renewable electricity (balanced 

p. a.) meaning, that within the coming 10 

years appr. 30 TWh of additional RESE has 

to be installed (#mission 2030). While biomass 

is lacking potential, hydropower 

(plus 6 to 8 TWh), wind power (plus 10 to 

12 TWh) and PV (plus 10 to 12 TWh) are 

expected to match the game. In a longer 

run, Austria’s full hydropower potential of 

in total 11 TWh is ready for use (Pöyry 

2017). This ambitious target will result in 

an enormous dynamisation of the Austrian 

system and an increase of flexibility demand 

in all time frames. 

The given analysis responds to the following 

questions: 

–– 

How do Austria’s residual load parameters 

develop under extreme shares of intermittent 

RESE? 

–– 

Can decentralised storage contribute to 

system stability? 

–– 

How does the system benefit from hydropower? 

Key findings 

For the given Austrian energy strategy targets, 

already from 2025 on disproportionate 

growth for all residual load parameters 

is expected. Negative residual load will 

increase more than the positive. Peaks 

(PRLmax) come up to at least -6 GW 

and gradients (∆PRL) of more than 3 GW/h 

with frequent changes of sign (+/-) are expected 

(Ta b l e 1 ). Large daily lifts of 

the residual load of more than 9 GW are 

likely. From 2030 on, the seasonal energy 

flexibility need of at least appr. 7 TWh in 

addition to existing storage capacities is 

evident. 

Choosing the proper generation portfolio, 

to a certain extent run of river plants damp 

intermittency effects of PV and wind power 

on the residual load. However, the greatest 

40



Tab. 1. Changes of residual load characteristics caused by the nation energy strategy 

#mission2030. 

#mission2030 2020 2025 2030 2040 2050 

ERLpos [TWh] 28,6 23,7 20,4 23,4 28,2 

ERLneg [TWh] -1,1 -3,2 -6,8 -10,5 -12,4 

of which seasonal shift [TWh] -1 -3 -6 -9 -10 

PRLmax [GW60] 10,3 10,6 11,0 12,9 15,4 

PRLmin [GW60] -4,4 -6,1 -9,6 -14,3 -17,7 

Jahresmax(PRLmax(d) - PRLmin(d)) [GW/d] 7,9 9,5 11,2 15,9 20,2 

ΔPRLmax pos [GW/Std] 2,4 2,8 3,1 4,1 5,3 

ΔPRLmax neg [GW/Std] -2,4 -3,3 -4,1 -4,9 -6,5 

effect for increased flexibility in all time 

frames includ -ing seasonal flexibility is 

given by hydro storage and pumped hydro 

storage power plants. Additionally, they reduce 

the costly dynamic electricity generation 

and CO 2 -emissions of thermal plants, 

avoid the power reduction at wind- and PVgeneration 

sites and improve big scale 

RESE integration to the system. This also 

applies cross-border. Last but not least, 

from the Austrian point of view, net imports 

and thus dependence on fossil and 

non-fossil energy imports can be reduced 

(TUW 2017). 

In order to guarantee policy success, in the 

sense of a sustainable Austrian long-term 

strategy it is suggested to consider and accept 

the role for the new construction and/ 

or the extension of domestic hydropower 

and in particular the alpine (pumped) hydro 

storage using the available potential. 

Appropriate operational framework (in 

particular for the surge/sunk question) 

should be provided for the optimised development 

of the flexibility effect of hydropower. 

System stability, security of supply 

as well as the large-scale integration of 

wind power and PV in Austria can thus be 

guaranteed also in future. 

The enormous challenges are imminent. 

The speedy handling of permit proceedings 

is necessary. 

The use of additional options (gas CHP and 

CHP, biomass plants, P2X, decentralised 

solutions such as battery storage and DSM, 

cross-border exchange, ...) will contribute 

to success. Decentralised solutions like batteries, 

DSM, P2H, etc. … are expected to be 

preferably used by optimised, customer 

driven energy management solutions for 

buildings and/or industries as well as 

for distribution grids and will have a minor 

support for system needs. Moreover it 

may be assumed, that decentralised solutions 

– caused by these customer driven 

optimization – may also have negative system 

effects (peaks caused by price signals, 

etc. …). 

A polarising discussion on the choice of solutions 

is not expedient. At the same time, 

the import of security of supply should be 

kept at a reasonable level. This is especially 

true for periods with lacking wind and sun 

(“Dunkelflaute”). 

Stability and security of supply 

The energy transition of the coming years 

is characterised by the following scare 

goods: acceptance, affordability as well as 

availability of energy for the individual and 

the economy at any time. The premise of 

the availability of basic services at any 

time, especially electricity, as a basis for a 

prosperous European economy directly influences 

public acceptance. So far, the energy 

transition has preferably succeeded in 

the electricity system. This success has 

mainly been enabled by reserves of grids, 

thermal power plants and their flexibility 

as well as hydropower storage and pumped 

storage. The reserves of available capacities 

are used up or are rapidly fading in particular 

by the thermal phase-out in key regions. 

A cardiological remote diagnosis for the future 

European system may find moderate 

to strong arrhythmias (grid frequency) or 

even standstills (blackout), if it is not possible 

– apart from the grid expansion – to 

replace timely fossile facilities that have 

provided ancillary services and other flexibility 

measures to a large extent up to now. 

Hydro power plants with storage and/or 

pumped storage functions have fulfilled 

these tasks emission free, cost-effective, 

reliable and, above all, predictable for decades, 

thus contributing today and even 

more in future as a substantial enabler for 

the system-wide large scale integration of 

intermittent RESE-generation – essentially 

wind power and photovoltaics. 

Residual load analysis 

Compared to other grid-based energy systems 

(gas, oil, district heating), the electrical 

power system is extremely sensitive. 

The balance between load and generation 

at any time is the necessary prerequisite for 

maintaining system stability and thus security 

of supply. Frequency and voltage are 

the central parameters for grid stability. 

Therefore, the mechanisms for maintaining 

system stability must already start in 

the seconds range and in the special case of 

the instantaneous reserve (inertia) even 

subtransient. 

The mere focus on a balanced annual or at 

most seasonal energy balance by no means 

meets these requirements. The ability of a 

system to respond to changes in generation 

and / or load is called system flexibility 

(ENTSO-E 2015). Compared to a decentralised 

or a distribution grid situation, at the 

system level, this is essentially given by a 

performance-oriented short-term flexibility 

(time range up to one hour). To keep up 

security of supply, it is also necessary to ensure 

a balanced energy supply. Even more 

in future, long-term flexibilisation based on 

energy storage is of key importance. In Austria, 

it is targeted for 2030 to cover the electricity 

supply by 100 % from renewable 

sources (RESE). Additional generation by 

the highly intermittend and seasonally 

available wind power and PV sources (approx. 

12 TWh each by 2030), supplemented 

by the seasonal fluctuating run of river 

power (approx. 6 to 8 TWh out of a total of 

11 TWh potential) will be the backbone. 

Controllable RESE, such as biomass, have a 

complementary effect but have only minimal 

growth potential. Gas-based CHP 

plants will continue to play an important 

role, not at least to cover the heat demand 

of large cities as well as industrial needs. 

Likewise, the trade-based cross border exchange 

of renewable energy, which, however, 

can only be limitedly available for 

wind power and PV generation due to the 

simultaneous given wide area meteorological 

effects. The residual load (PRL) is determined 

at system level in an hourly resolution 

as the power difference of the concurrent 

load of the public grid (LastÖN(t)) 

and the variable feed-in to the public grid 

RESEvol(t): 

Residual load is, without further action, 

the random result of the multicausal relationship 

between the simultaneous occurrence 

of (intermittent) generation and 

load. It is an indicator for the effort given to 

maintain the balance respectively how 

much power has to be withdrawn from the 

system or fed into the system at any time. 

In the course of an year, PRL(t) can mean 

positive (the volatile generation is not able 

to cover the load at the same time, power 

or energy deficit) as well as negative values 

(temporary power or energy surplus). Intermittent 

generation and load only have 

limited predictable values or correlations 

in all timeframes. 

The use and characteristic of flexibility 

tools are determined by the steady state 

characteristics but also significantly by the 

dynamic characteristics of the residual 

load, such as its gradient ∆PRL. Compensation 

must be given by proper flexibility solutions 

like hydro storage and pumped hydro 

storage systems, thermal generation, 

P2X applications, and to a certain extent 

also by decentralised solutions, such as 

DSM, battery storage, etc.. 

Within the framework of the Integrated Climate 

and Energy Strategy (#mission2030), 

41


Austria aims to cover 100 % it’s electricity 

demand by renewables (RESE) in 2030, 

while industrial self-consumption, reserve 

balancing and balance energy should be 

covered also by thermal generation in future. 

From 2025 on, the projected high increase 

of intermittent capacity (wind: + 

approx. 4.5 GW, PV: + approx. 10.5 GW) 

will cause an enormous stress level for Austria’s 

power system in the May to September 

period, that in relation may even exceed 

the respective figures of Germany. In 

particular, the summer surplus (seasonal 

flexibility) must be highly efficient shifted 

to winter time. 

In the following, the effects of 100 % RESE 

with a high share of intermittent RESE 

are estimated for Austria’s residual load 1) . 

In order to minimise the need for flexibility 

a priori, a coordinated architecture of the 

generation mix of PV and wind together 

with run of river shall be pursued. The correlation 

of PV generation characteristic is 

slightly negative (-0.12) compared to wind. 

The annual simultaneity factor 

1 

The objective estimate serves to detect trends 

and the magnitudes of the relevant parameters. 

To illustrate the bandwidth, the analysis 

has to be rounded off on the basis of several 

weather years and scenarios for generation 

mix and load profile. According to the IKES 

convention, the gross electricity consumption 

is reduced by the industrial self-consumption 

and the control reserve call. 

The Austrian hydropower expansion potential 

amounts to a total of 11 TWh (Pöyry 2018). 

All data - unless otherwise stated - apply to unaffected 

generation or load. 

of the simultaneous infeed maximums related 

to the sum of installed capacities is 

approx. 50 %. This temporarily causes 

moderate compensation effects. Starting at 

average load conditions, PV infeed significantly 

decreases and is negligible at times 

of peak load. This effect will also have to be 

mitigated by proper central and decentral 

flexibility measures. Under the given assumptions, 

the characteristics of the Austrian 

electricity system will change fundamentally 

within the coming 10 years (see 

F i g u r e 10 ). In 2016, a seasonal characteristic 

is apparent for the total of generation 

from run-of-river power, wind and 

PV 2) , as well as for load, even if recognised 

in opposite directions. Generation tips are 

already characteristic today, but they exceed 

load only in a few hours. Today, a seasonal 

energy shift is not required by this 

reason. The infeed tips essentially are determined 

by wind power. Residual load is 

overall positive, while already partially 

with high positive and negative gradients. 

The gradient of the simultaneous infeed of 

wind and PV related to the simultaneous 

load (how much does the intermittent infeed 

change per hour related to load at the 

same time?) is moderate. 

In 2030 however, the seasonal characteristics 

of both, the total of infeed and the load 

of the public grid, will be increased (F i g - 

u r e s 5 t o 7 ). While peak loads (load 

dynamics together with a general increase 

of annual consumption) increase significantly, 

the summer load of the public grid 

increases only moderately, because prosumers 

are assumed to have an increased 

self consumption at these times. However, 

the infeed peaks increase substantially 

throughout the year and are characterised 

by a high infeed of wind power and PV in 

their extremes. Overall, the picture is characterised 

by a pronounced roughness. Frequently 

the infeed significantly exceeds the 

simultaneous load. 

There is also a significant need for a seasonal 

energy shift (seasonal flexibility). 

The gradient of the simultaneous PV and 

wind infeed related to the simultaneous 

load achieves high values throughout the 

year. The distinctive morning and evening 

ramps of the residual load are supplemented 

during the late morning and early afternoon 

hours with partly steep ramps. Sign 

changes of the residual load gradients are 

frequently given. 

In the following the results for the most important 

parameters are summarised for the 

years of reference until 2050. Unless otherwise 

stated, the illustrations correspond to 

a coordinated development of run of river, 

wind and PV and with equal generation 

shares extrapolated for the reference years 

2040 and 2050 (solid lines). In order to test 

the limits, hypothetical scenarios based on 

wind only or PV only or the combination of 

both are shown as dashed lines. 

One of the usual benchmarks for residual 

load is the RES Load Penetration Index 

RLPI 

as the annual maximum of the ratio of simultaneous 

total infeed from wind and PV 

related to the simultaneous load of the 

public grid (ENTSO-E 2015). This index 

provides information about the maximum 

hourly coverage of the load using wind and 

PV within one year. Already in 2025, for 

Austria this index is expected at least 130 % 

with a rapid increase and reaching levels of 

up to 260 % by 2050 (F i g u r e 1 ). 

The phenomenon of a high infeed gradient 

– load ratio is evident throughout the year. 

In addition to the residual load gradient, it 

is an indicator of how quickly the flexibility 

solutions have to control their infeed or 

outfeed in order to be able to balance the 

system at any time. In both energy directions, 

values of more than 20 % and, in 

some cases, up to 40 % are expected by 

2030 (F i g u r e 2 ). 

Under the given assumptions, the characteristics 

of the positive as well as the negative 

residual load increase disproportionate, 

while the increase of the negative residual 

load for both, the energy and the 

peak power, is much stronger. The cumulative 

energy content of all hours with a negative 

residual load may increase from 

2 

PV infeed to the public grid (PVÖN) by PV directly 

coupled (PVnonHH(t)) and surplus infeed 

by prosumers (PVHHÜE(t)). 

in % 

300 

250 

200 

150 

178 % 

258 % 

100 

71 % 

50 

0 % 

45 % 53 % 60 % 

0 

35 % 

6 % 16 % 

1980 2000 2020 2040 2060 

RLPI 

DPRL 

in % 

60 

40 

20 

0 

-20 

-40 

-60 

∆P60 wind+PV (t)/LastÖN60(t) 

8760 H 

Fig. 1. RES-Load-Penetration Index RLPI and Infeed ratio. 

Fig. 2. Already in 2030, the hourly gradient of the simultaneous wind 

and PV infeed can exceed 40 % of the net load in both energy 

directions for several times. 

42



20 

60 

10 

50 

PRLO in GW 

0 

-10 

-20 

-30 

PRLOmax 

PRLOmin 

Standardabweiung 

PRLO 

nur PV 

nur Wind 

Häufigkeit 

40 

30 

20 

10 

Mi#l1 

2016 

Mi#l1 

2030 

Mi#l1 

2050 

nur Wind+PV 

-40 

0 

-25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 

Fig. 3. Residual load peaks (GW60) together with standard deviation 

1990 to 2050. 

Fig. 4. PRL-Frequency distribution (GW60) for the reference years 

2016, 2030 and 2050. 

currently approx. -0.4 TWh/a to at least 

-3 TWh/a by 2025 and to approx. 

-6.8 TWh/a by 2030. By 2050, -12 TWh/a 

are foreseeable. 

The negative peak PRLmin will double 

from -3 GW60 today to -6 GW60 by 2025 

and reach to -9 GW60 in 2030. Values 

around -17 GW60 are expected by 2050 

(F i g u r e 3 ). Power peaks of the negative 

residual load can occur from May to 

September. From medium classes of its 

frequency on an increase is expected (F i g - 

u r e 4 ). If, from 2016 on, additional generationmwould 

only be done by wind or 

PV or a combination of both, the residual 

load peaks will increase even more in 

both directions (F i g u r e 3 , dashed lines). 

While for Austrian generation characteristics 

the combination of wind and PV 

may have moderate damping effects, the coordinated 

combination with run of river improves 

this damping effect significantly. 

Essentially negative (energy surplus), 

strongly intermittent residual load with 

distinctive gradients and frequent sign 

changes. 

The energy content of residual load and 

thus the storage requirements for (seasonal) 

flexibility solutions and to a moderate 

extent cross border flexibility exchange, 

will increase stronger than capacity requirement 

in a further perspective. The energy 

content of all hours with positive residual 

load (generation gap from intermittent 

sources) is appr. 20 TWh in 2030 and 

appr. 30 TWh by 2050. About 10 GW60 

peak remains roughly unchanged until 

2030 and will increase to appr. 15 GW60 by 

2050 (F i g u r e 4 ). The block duration of 

the negative residual load with maximum 

energy content increases from appr. 16 h 

(-0.02 TWh) to 117 h (-0.6 TWh) in 2030. 

It’s counterpart for the positive residual 

load reduces from appr. 2.460 h (12 TWh) 

to 430 h (3 TWh) in 2030. The number of 

blocks with positive or negative residual 

load increases in each case from approx. 

110 events/a in 2016 to approx. 340 

events/a in 2030. 

P in MW60 

20.000 

15.000 

10.000 

5.000 

0 

Lastspitzen > 13 GW 

A similar picture emerges for the hourly 

gradients of the residual load ∆PRL (see 

F i g u r e 8 and 9 ). The smoothing effect of 

the run of river on the residual load gradient 

is even more evident than for the residual 

load peaks. In both directions, there is a 

disproportionate increase of the maximum 

values from approx. +/- 2 GW/h today to 

approx. +/- 4 GW/h in 2030 or +/- 6 GW/h 

in 2050. The frequency of small gradients 

will decrease in the future, while it will increase 

for higher ranges in both directions. 

Volatile Erzeugung und Netzlast 

2030 RESEvol total60 [MW60] LastÖN [MW60] 

8760h 

Einspeisespitzen RESEvol > 15 GW 

Fig. 5. Estimation of the load of the public grid (LastÖN) and generation from RESEvol 

(wind + PV + running water). In the summer months there is a pronounced overlap, in 

the winter months a shortage of the load. Time series 2016 scales for 2030. 

MW60 

15.000 

10.000 

5.000 

0 

-5.000 

10.000 

Residuallastanalyse für Juni - Woche 

ohne HH Batteriespeicher 

Einspeisespitze PRESEvol ca. 14 GW 

Hoher positiver bzw. negativer Einspeidegradient ∆PRESvol, 

stark fluktuierend 

Ausgeprägt negative Residuallast mit starken 

positiven und negativen Rampen. 

So 26. Juni, 00:00, bis Sa 02. Jul., 24:00 

Fig. 6. Random sample for a June week in 2030. Largely constant infeed from run of river 

combined with more or less strong daily infeed from wind power an PV with partially 

high infeed peaks, high intermittence and ramps in both directions. 

2030 

The evolution of residual load peak power 

and gradients significantly increase the 

need for highly flexible short-term flexibility 

solutions. 2016 – as typical for the current 

generation mix – faced only minimal 

energy surpluses in the summer (F i g - 

u r e 10 ). The planned Austrian generation 

mix will cause an estimated seasonal 

flexibility need of approx. 2.8 TWh already 

in 2025 (11 % of intermittent summer generation) 

and at least 7 TWh in 2030 (appr. 

18 % of the intermittent summer 

43


MW60 

15.000 

10.000 

5.000 

0 

-5.000 

10.000 

Residuallastanalyse für Dezember - Woche 

ohne HH-Batteriespeicher 

So 11. Dezember, 00:00, bis Sa 17. Dezember, 24:00 

Fig. 7. Random sample for a December week in 2030. Consistently strong wind infeed at the 

beginning of the week, temporarily supported by moderate PV infeed. High load with 

distinctive morning and evening peaks. Moderate to strongly intermittent infeed gradient. 

Strongly intermittent, essentially positive residual load (energy deficit) with high ramps 

in both directions. 

2030 

Correlations in the Alpine Region 

In Europe, as well as in the alpine regions, 

renewables development will be determined 

by wind power, PV and hydro. 

In the summer months, the daily generation 

characteristics will be dominated by 

PV, underpinned by the temporary purchase 

of wind (F i g u r e 11 ), whereas in 

the winter months wind characteristics are 

decisive. Load, intermittent generation and 

residual load of Austria is highly correlated 

with those of other countries of the alpine 

region (F i g u r e 1 2 ). That means, that 

an area wide generation deficit (positive 

residual load) or a generation surplus 

(negative residual load) probably may occur 

at the same time. This fact is a basic 

precondition for the definition of a national 

flexibility strategy and the assess- 

10 

8 

6 

4 

2 

0 

-2 

-4 

-6 

-8 

-10 

-12 

-14 

-16 

DPRLOmax aufwärts 

DPRLOmax abwärts 

Standardabweiung DPRLO 

nur PV+Wind 

nur PV 

nur Wind 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

-6 -4 -2 0 2 4 6 

Leistungsklassen in GW60, 50 MW-Schritte 

MI#Im 2016 

MI#Im 2030 

MI#Im 2050 

Fig. 8. Hourly residual load gradient ∆PRL60 together with standard 

deviation, 1990 to 2050. 

Fig. 9. Frequency distribution of the hourly residual load gradient 

∆PRL60 for reference years 2016, 2030, 2050. 

ERLOpos ERLOneg ERLOpos ERLOneg ERLOpos ERLOneg 

GWh 

5.000 

4.000 

3.000 

2.000 

1.000 

0 

-1.000 

-2.000 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 

5.000 

4.000 

3.000 

2.000 

1.000 

0 

-1.000 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 

5.000 

4.000 

3.000 

2.000 

1.000 

0 

-1.000 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 

GWh 

GWh 

-2.000 

-2.000 

Fig. 10. Monthly accumulated energy content of the positive or negative residual load for 2016, 2025 and 2030. 

generation). Compared to other countries, 

for Austria the issue of seasonal flexibility 

is of major concern from the mid-2020s on. 

Hand in hand with the increase of residual 

load peaks, the annual maximum of daily 

residual load power increments: 

MW 

250.000 

200.000 

150.000 

100.000 

50.000 

experiences disproportionate growth as 

well, reaching at least 9 GW in 2025 and 

increasing to at least 20 GW by 2050. 

Forced PV and/or wind power expansion 

cause considerable an increase of these values. 

The dynamic sampling of the power 

system due to the emerging wind and PV 

generation shares has already caused to a 

0 

Fig. 11. Cumulative infeed from RESEvol and load in the alpine region (AT, CH, DE, FR, IT, Slo), 

sample Jun - Jul, 2030. 

significantly increased interplay of (pump) 

storage use in the past. This increase will 

continue in future. 

ment of security of supply, if cross-border 

flexibility assistance should be taken into 

account. 

44



Resevol p.a. LastÖN p.a. Residuallast p.a. 

250.000 

300.000 

250.000 

RESEvol in MW15 

200.000 

150.000 

100.000 

50.000 

LastÖN in MW15 

250.000 

200.000 

150.000 

100.000 

50.000 

PRLO in MW15 

200.000 

150.000 

100.000 

50.000 

0 

-50.000 

0 

0 

-100.000 

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 0 5.000 10.000 15.000 20.000 -15.000 -10.000 -5.000 0 5.000 10.000 15.000 

RESEvol AT in MW15 LastÖN AT in MW15 PRLO AT in MW15 

Fig. 12. For 2030 in the Alpine region (AT, CH, DE, FR, IT, Slo) there is a significant correlation of RESE generation (Pearson Coeff. = 0.60), 

load (Pearson Coeff. = 0.96) and residual load (Pearson Koeff. = 0.67) expected. Data without thermal must-run. 

A special phenomenon of concern is a period 

lacking generation from PV and wind 

(“Dunkelflaute”) due to wide area meteorological 

situations. This phenomenon usually 

occurs in the winter months and has 

already been observed during the past 

years by statistics and price signals. 

Meanwhile, several publications have analyzed 

this phenomenon, although it has 

remained unclear how to define “Dunkelflaute” 

(minimum intermittence of feed-in, 

etc.) in a standardised manner. A recent 

analysis by the TU Dresden (TUD 2019) 

concludes, that this phenomenon occurs in 

the medium time range up to 14 days in a 

significant frequency and is to be mastered 

especially with hydro storage, when thermal 

units are expected to be dropped off in 

future to a significant extent. Further in 

depth correlation studies for the alpine region 

remain necessary. 

Flexibility options 

The overall goal of the energy and climate 

strategy is the decarbonisation of the energy 

system in general and of the electricity 

power system in particular. As a benchmark 

for success, the RESE generation is 

related to the gross electricity consumption. 

The efficiency-first principle (energy 

and costs) is, additionally to high availability 

and predictability, the essential precondition 

for achieving the targets. As long as 

the RESE share does not exceed 100 %, 

there will be no electricity surplus in the 

annual balance. Thus, temporary coverages 

(negative residual load) from (intermittent) 

renewable generation must be compensated 

at the lowest possible costs and 

be returned to the power system later on. 

The overall roundtrip efficiency factor of 

the flexibility process (electricity – electricity) 

has to be minimised. 

According to the architecture of the further 

renewable generation portfolio in addition 

to existing electricity hydro power storage 

capacity Austria needs a flexibility solution 

with an additional fictitious storage capacity 

in the amount of F i g u r e 1 3 . To avoid 

dumped energy, this solution has to cover 

residual load peaks as given by F i g u r e 3 

and gradients according to F i g u r e 8 . If 

further RESE development is preferably 

based on wind and / or PV, this can cause a 

doubling of the fictitious storage requirement. 

Thus, a coordinated mix of suitable 

RESE technologies together with a moderate 

cross-border-flexibility exchange to 

cover short-, middle- and long-term needs 

should be chosen. For the overall strategic 

conception of the future Austrian flexibility 

system the following cornerstones are necessary: 

–– 

non-discriminatory, market-oriented use 

of flexibility assets with full freedom of 

action with regard to their market use or 

application alternatives, 

–– 

consideration of development of energy 

policies in neighboring countries, preferably 

Germany (coal drop off) and availability 

of grid transfer capacity as well as 

flexibility capacity for Austrian needs, 

–– 

technical characteristics of flexibility assets 

including operational readiness, system 

compatibility and climate relevance, 

–– 

technical and operational availability 

and calculability for planning, 

–– 

planning period for the system concept 

versus technical lifetime of the options 

(capitalised production costs of the services 

as a basis for an objective comparison 

of options), level playing field for 

options, 

–– 

energy and cost efficiency. 

Regarding these preconditions, the mere 

addition of statistically listed flexibility capacities 

of all categories is not useful. The 

assessment of national flexibility needs, including 

a moderate cross border exchange, 

will require a careful monitoring in the future. 

Wind and PV will continue to have 

similar characteristics system wide – in particular 

in the case of “Dunkelflaute”. While 

Germany’s further change to a net electric- 

18 

16 

14 

100 

80 

20 

15 

10 

Ecap in TWh 

12 

10 

8 

6 

4 

60 

40 

20 

Ecap/ERESEvol in % 

Lauf-Wind+PV 

nur PV 

nur Wind 

nur Wind+PV 

PRLO in GW 

5 

0 

-5 

-10 

-15 

PRLOmax 

PRLOmin 

Standardabweichung 

PRLO 

2 

0 

0 

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 

-20 

-25 

Fig. 13. Fictitious minimum storage capacity requirements for the AT-flex 

pool depending on RESE scenarios. Existing storage capacities 

are to be added. 

Fig. 14. Extrema of the residual load. 

45


Pumpspeicherkraftwerke in den Alpen 

Red.: AGAW, TIWAG 2018 

log Epot in GWh 

1.000,0 

100,0 

10,0 

1,0 

1month full load 

1 week full load 

1 day full load 

1 hour full load 

2.410 

2.400 

2.390 

2.380 

2.370 

2.360 

2.350 

2.340 

0,1 

0 500 1.000 1.500 2.000 

Turbinenleistung in MW 

2.330 

1.Jun 

1.Jul 31.Jul 30.Aug 29.Sep 29.Okt 28.Nov 28.Dez 27.Jan 26.Feb 28.Mär 27.Apr 27.Mai 

Jun Dec Mai 

Fig. 15. Alpine (pump) storage is a multi-utility toolbox for the system requirements of the 21st century and differs from typical central European 

pumped storage solutions with medium drop height and small basins that are usually used for short term flexibility. Additionally, alpine 

storage solutions store energy from natural inflow from June to October, provide flex-products and ancillary services at all time scales 

characterised by maximum availability and flexibility (TIWAG 2018). 

45 

40 

35 

30 

25 

20 

15 

10 

5 

0 

16.000 

14.000 

12.000 

10.000 

8.000 

6.000 

4.000 

2.000 

0 

1.160 

PRL SRL+ SRL- MRL+ MRL- 

MWel 

13.443 

Hydropower Wind+Biomass Fossil+Nuclear Battery+DSM others 

Source:https://www.regelleistung.net, 2018 

Fig. 16. Prequalified reserve capacities (GW) for Germany by generation type (left). Also in the long run, pumped storage technology remains the 

leading flexibility option for the Pan-European Energy System (ENTSO-E, TYNDP 2018, Project Fact Sheet). 

ity importer was already fixed by the given 

national plan from 2030 onwards, today 

the extent, timing and type of replacement 

for decommissioned coal-fired power 

plants expands this import dependency on 

electricity. It’s dimension is unknown. Also 

in future, France and Belgium will be confronted 

with a high degree of planned non 

availability of nuclear generation caused by 

maintenance, even while cold periods. The 

generation-side assessment of security of 

supply (system adequacy) has so far been 

carried out deterministically on the basis of 

predictable assets, mainly thermal power 

stations and (pumped) hydro storage facilities. 

With the significant intermittent renewable 

share there is a lack of calculable 

dimension. Meanwhile, it has been necessary 

to switch to probability-based methodologies 

(ENTSO-E SOAF). The upcoming 

challenges of residual load development 

will require to use all options of flexibility to 

safeguard system stability. 

A polarising debate in favor of a particular 

technology therefore is not a priori expedient. 

A given level playing field is a key factor 

for further success. 

Hydropower storage and pumped hydro 

storage 

Today, hydropower plants represent 96 % 

of world’s operational electricity storage 

capacity. Also for Austria, the expansion of 

existing assets as well as new constructions 

are mandatory to maintain system stability 

and security of supply. Scale effects also 

apply here. Large, compact solutions provide 

energy- and cost-efficiency. 

In a longer run, power to gas may be expected 

to act as a complementary solution. 

Presumed, that this technology proceeds 

commercially for large-scale use and its efficiency 

will be improved significantly. 

Compared to typical storage facilities in 

low mountain ranges, alpine (pumped) hydro 

storage power plants with their enormous 

storage volumes combined with 

large drop heights and huge machine capacities 

together with the use of natural 

inflow provides all flexibility needs of the 

21st century. New plant concepts also focus 

on seasonal storage requirements (F i g u r e 

1 5 left). The use of natural inflow is an integral 

part of the plant design expands 

the range of flexibility applications (F i g - 

u r e 1 5 , right). This combination is a 

unique feature of alpine hydropower. During 

the period from June to October, melting 

snow and rainfall fill the reservoirs and 

thus ensure seasonal flexibility (F i g u r e 

1 5 right, envelope curve). 

This seasonal storage of primary energy is 

unique. In this case, the potential energy of 

water is stored, not electricity. Therefore, 

this form of seasonal storage is lossless. At 

the same time, the need for short-term 

flexibility in both energy directions is met. 

The generation of renewable energy from 

the use of natural inflow is a by-product 

and inherent in the concept. The use of the 

natural inflow has always been common 

for pump storage concepts in the alps and 

may accounts for a significant share of 

green electricity production up to 8 % of a 

country’s annual RESE generation. 

3 

The term storage facilities in this context refers 

to other storage technologies, such as battery 

or compressed air storage, etc. 

46



VGB-Standard 

Even in thermally dominated systems, such 

as Germany, hydropower storage and 

pumped storage safeguard a sizeable share 

of system reserves, where installations of 

the Alps are essential (F i g u r e 16 ). Efforts 

to strengthen Europe’s energy infrastructure 

therefore not only include the 

expansion of transmission capacities, but 

also the integration of (pump) storage capacities 

in the Alps and their expansion 

(ENTSO-E (2017, 2018)). In terms of the 

Pan-European energy strategy, the crossborder 

relevance of such installations 

based on the Energy Infrastructure Regulation 

(EU) 347/2013 has an European dimension. 

Highly qualified, large (pumped) 

storage facilities3 also can achieve the status 

of Projects of Common Interest (PCI). 

According to the current planning, more 

than 13 GW of additional pumped storage 

capacity is planned for the maintenance of 

overall system stability, security of supply 

and large scale renewable energy integration. 

Austrian projects share not less than 

13 %. Thus, also in a long run pumped storage 

technology will be the backbone for 

system wide stability and security of supply 

(Figure 16). 

Additionally, the rotating mass (inertia) of 

directly grid connected machine sets of 

large hydropower units will play an increasingly 

important role for the transient 

stability, when thermal plants are successively 

dropped off, an wind power and PV 

are indirectly connected to the distribution 

grid by power electronics. The integration 

of the so-called “synchronous inertia”, 

in particular of large hydropower at the 

system level, will play an even more important 

role for grid stabilization in by instantaneous 

reserve. Solutions with the help 

of power electronics for wind power, PV 

and decentralised battery storage systems 

(synthetic inertia) can be considered 

only a partially effective replacement 

for the rapid instantaneous reserve 

of thermal systems because it’s delays by 

control procedures are relevant (dena 

2015). 

There is lacking public awareness on the 

role of alpine hydro storage and pumped 

storage power plants at all scales to avoid 

or overcome system instability resulting 

from anomalies of load and/or generation. 

Over the past 20 years, repeatedly there 

have been critical events that caused or 

were close to widespread major disruptions. 

The most well-known was the one 

from 2006 and most recently the one at the 

turn of the year 2018/2019. As a rule, 

where possible and being part of a well organised 

grid restoration concept, 

(pumped) hydro storage assets (black start 

and islanding operation capability) are a 

fixed solution to restore grids to islanding 

grids after black outs, keep the operation 

of islanded grids stable and finally help to 

reconnect islanded grids to a system. In 

such events, they significantly contribute 

to minimise or even avoid enormous economic 

damage. 

Therefore it has to be recommended that 

both, repowering and new construction of 

hydropower assets and in particular all 

sorts of hydropower storages are given the 

appropriate role in the upcoming years of 

energy transition. Moreover, regulatory 

conditions shall safeguard its full operational 

functionality and thus its full system 

benefit. 

References 

1. AGORA (2019), Die Energiewende im 

Stromsektor: Stand der Dinge 2018. 

2. Burgholzer B., Schwabeneder D., Lettner 

G, HydroProfiles. TU Wien-EEG, 2017 

3. dena (2015), Ergebnispapier. Der Beitrag 

von Pumpspeicherkraftwerken zur Netzstabilität 

und zur Versorgungssicherheit – die 

wachsende Bedeutung von Pumpspeicherwerken 

in der Energiewende. 

4. ENTSO-E (2015), Scenario Outlook & Adequacy 

Forecast. 

5. ENTSO-E (2017), Regional Investment Plan 

2017, Continental Central South, CCS. 

6. ENTSO-E (2018), Completing the Map 

2018. System Needs Analysis. 

7. EURELECTRIC, VGB (2018), Facts of Hydropower 

in the EU. 

8. TUW (2017). Lettner G., Burgholzer B., 

Anforderungsprofile für die Wasserkraft in 

zukünftigen Energiemärkten. TU Wien- 

EEG, 2017 

9. Pöyry (2018), Wasserkraftpotenzialstudie 

Österreich, Aktualisierung 2018. 

10. stoRE (2013), The Role of Bulk Energy Storage 

in Facilitating Renewable Expansion. 

www.store-project.eu 

11. SuREmMa (2017), Technischer Bericht C. 

Die Rolle der Speicherwasserkraft im österreichischen 

und europäischen Stromversorgungssystem. 

12. TUD (2019), Dauer und Häufigkeit von 

Dunkelflauten in Deutschland. 

13. Energiewirtschaftliche Tagesfragen 69. Jg. 

(2019) H. 1 / 2. 

14. Wikipedia download 22.7.2018, Stromausfall 

in Europa im November 2006. l 

Interaction of Conformity Assessment and Industrial Safety 

in Hydropower Plants 

Zusammenwirken von Konformitätsbewertung und Arbeitsschutz 

in Wasserkraftanlagen 

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

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

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

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

(“New Approach”). Products placed on the market can be considered in general as safe 

(Directive 2001/95/EC on general product safety). 

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

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

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

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

regulatory framework and external influences. 

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

hydropower operating companies and manufacturers. 

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

performed by the original authors. 


Interaction of Conformity 

Assessment and Industrial 

Safety in Hydropower Plants 

1 st English edition, 2017 

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

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

project realization. 

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

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

while the remaining chapters are essential. 

In Chapter 11, practical hydropower examples are described. 

47

Metallische Latentwärmespeicher Zur Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke VGB PowerTech 11 l 2019 

Metallische Latentwärmespeicher zur 

Flexibilisierung industrieller 

Heizkraftwerke 

Lars Komogowski, Eva Faust, Stefan Beer, Daniel Hummel, Dirk Behrens, Karsten Riedl, 

Gerhard Wolf und Shashank Deepak Prabhu 

Abstract 

Metal based latent heat storages to 

flexibilize industrial cogeneration plants 

Many industrial processes require an non interruptable 

supply of process steam, which is usually 

produced by combined heat and power 

plants. In the case of a power plant shutdown, 

fossil-fired auxiliary boilers ensure continuous 

steam supply. Their characteristic start-up behaviour 

is intended to provide a smoothchange 

from power plant steam to auxiliary steam supply. 

In order to be able to cover also unplanned 

outages, auxiliary boilers are often operated at 

minimum load, since steam delivery typically 

decreases rapidly within a few minutes during 

power plant shut down. 

The permanent minimum load operation of the 

auxiliary boilers causes high fuel consumption, 

especially the process steam generated is associated 

with significantly higher costs and, in the 

case of regenerative cogeneration plants, with 

significantly higher CO 2 emissions when fossilfuelled 

auxiliary boilers are used.. The emission 

reduction target by the German Government 

and a stagnating share of renewable energies of 

6 % are in a clear conflict due to the lack of alternatives 

in conventional process steam backing 

[1]. 

Latent high power storage with metallic phasechange 

materials are capable of providing process 

steam at different temperature and pressure 

levels with the simplest system components. 

The storage bridges the time between 

power plant shut down and start-up of the auxiliary 

boiler. The permanent minimum load 

operation becomes obsolete, fuel is saved and 

the CHP decoupling is successively increased. l 

Autoren 

Lars Komogowski 

Gerhard Wolf 

Shashank Deepak Prabhu 

Fraunhofer UMSICHT 

Institutsteil Sulzbach-Rosenberg 

Sulzbach-Rosenberg, Deutschland 

Eva Faust 

enolcon GmbH 

Bietigheim-Bissingen, Deutschland 

Prof. Dr.-Ing. Stefan Beer 

Daniel Hummel 

Ostbayerische Technische Hochschule 

Amberg-Weiden, Amberg, Deutschland 

Dirk Behrens 

Dr.-Ing. Karsten Riedl 

Uniper Technologies GmbH 

Gelsenkirchen, Deutschland 

Das vorgestellte Speicherkonzept ist nicht 

nur technisch, sondern auch wirtschaftlich 

wettbewerbsfähig, auch wenn der Preis für 

die eingesetzte Metalllegierung um ein Vielfaches 

höher sein kann als für vergleichbare 

Salze. 

Viele industrielle Prozesse benötigen eine unterbrechungsfreie 

Versorgung mit Prozessdampf, 

welche in der Regel durch Heizkraftwerke 

sichergestellt wird. Im Falle einer 

Kraftwerksabfahrt übernehmen meist fossil 

befeuerte Besicherungskessel diese Aufgabe. 

Durch ihr charakteristisches Anfahrverhalten 

soll ein möglichst nahtloser Übergang der 

Versorgung von Kraftwerk auf Kessel gewährleistet 

werden. Um selbst ungeplante 

Ausfälle des Heizkraftwerks abfangen zu 

können, werden Besicherungskessel in der 

Regel in Mindestlast betrieben, da die Dampflieferung 

bei Kraftwerksabfahrt typischerweise 

innerhalb weniger Minuten rapide abnimmt. 

Gerade der permanente Mindestlastbetrieb 

der Besicherungskessel erzeugt hohe Brennstoffverbräuche, 

zumal der dadurch erzeugte 

Prozessdampf mit deutlich höheren Kosten 

und im Falle regenerativer Heizkraftwerke 

der fossile Besicherungsbrennstoff mit deutlich 

höheren CO 2 -Emissionen behaftet ist. 

Das von der Bundesregierung vorgegebene 

Emissionsreduktionsziel und ein seit Jahren 

stagnierender Anteil Erneuerbarer Energien 

an der erzeugten Prozesswärme von etwa 

6 %, stehen aufgrund fehlender Alternativen 

bei der konventionellen Prozessdampfbesicherung 

in eindeutigem Konflikt [1]. 

Hochleistungswärmespeicher mit metallischen 

Phasenwechselmaterialien sind in der 

Lage, Prozessdampf auf verschiedenen Temperatur- 

und Druckniveaus mit einfachsten 

Systemkomponenten bereitzustellen. Der 

Speicher kann die Zeit zwischen Abfahrt des 

Kraftwerks und der Anfahrt des Besicherungskessels 

überbrücken. Der permanente 

Mindestlastbetrieb des Besicherungskessels 

wird überflüssig und wertvoller fossiler 

Brennstoff eingespart. 

Motivation 

Dieser Beitrag schildert die Untersuchung 

und Entwicklung von latenten thermischen 

Energiespeichern (LTES) unter Verwendung 

von Metalllegierungen als Phasenwechselmaterialien 

(PCM) für die Integration 

in Industrie- und Heizkraftwerke 

im Rahmen des vom BMBF geförderten 

Verbundprojektes TheMatIK, welches bis 

Ende 2019 andauert. Näher erläutert wird 

die praktische Umsetzung eines Speichersystems 

im Technikumsmaßstab zur Integration 

in industrielle Prozessdampfnetze 

zur direkten Erzeugung von unter Druck 

stehendem, überhitztem Dampf. Ziel dieser 

Speicherentwicklung ist es, fossil befeuerte 

Besicherungskessel teilweise zu 

substituieren und somit die konventionelle 

Prozessdampfbesicherung effizienter zu 

gestalten. 

Die genaue Ausführung der Prozessdampfbesicherung 

variiert stark. In vielen Fällen 

sind dem eigentlichen Heizkraftwerk, welches 

neben den industriellen Verbrauchern 

auch das öffentliche Stromnetz beliefern 

kann, mehrfach redundante Besicherungskessel 

nachgeschaltet. Separate Industriekraftwerke 

sind meist ebenfalls durch Kessel 

besichert, unterliegen jedoch nicht einer 

wirtschaftlichen Abhängigkeit der 

Preise im öffentlichen Stromnetz. Unabhängig 

davon wie das Kraftwerk befeuert 

wird, ob konventionell oder regenerativ, 

bilden Erdgas und Heizöl nach wie vor die 

vorherrschenden Brennstoffe von Besicherungskesseln, 

da hohe Lastrampen für die 

konstante Prozessdampfversorgung essentiell 

sind. 

Die Wirtschaftlichkeit fossil befeuerter 

Heizkraftwerke ist stark abhängig vom erzielbaren 

Strompreis am Markt. Der zunehmende 

Anteil Erneuerbarer Energien im 

deutschen Netz, der seit 1991 gesetzlich 

gefördert wird, stellt deren Konstantbetrieb 

vor Herausforderungen. Steigende brennstoff- 

sowie emissionsbezogene Kosten erschweren 

zusätzlich einen wirtschaftlichen 

Betrieb mit fossilen Brennstoffen. 

Prozessdampf ist die wertvollste Form der 

thermischen Energieversorgung von Industrie- 

und Heizkraftwerk für angeschlossene 

Industrieprozesse. Die Gründe für die 

Abfahrt des Regelversorgers sind vielschichtig. 

Können wartungsbedingte sowie 

strommarktbedingte Abfahrten mit einer 

gewissen Vorlaufzeit versehen werden, 

führen plötzliche Anlagenausfälle zu raschen 

Einbrüchen im Prozessdampfnetz. 

Um diese Einbrüche effektiv abfangen zu 

48


Metallische Latentwärmespeicher Zur Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke 

können, werden die Besicherungskessel oft 

in Mindestlast betrieben und erzeugen somit 

parallel zum Kraftwerk Prozessdampf, 

auch wenn dies für die Versorgungsaufgabe 

nicht erforderlich ist. Mit Beginn der 

Abfahrt des Kraftwerks werden die Besicherungskessel 

in den Volllastbetrieb überführt 

und übernehmen die gesamte Produktion 

des Prozessdampfes. Der mit niedrigem 

Wirkungsgrad behaftete Teillastbetrieb 

als auch der niedrige exergetische 

Wirkungsgrad aufgrund fehlender Kuppelprodukte 

führt zu vergleichsweise hohen 

zusätzlichen operativen Kosten. 

Den Permanentbetrieb der Besicherungskessel 

in Mindestlast können metallbasierte 

LTES gerade durch ihre hohe Dynamik 

überflüssig machen. Die charakteristisch 

hohen Wärmeleitfähigkeiten von Metalllegierungen 

ermöglichen einfache Speicherausführungen, 

wohingegen Salze als Speichermedium 

zusätzliche Strukturen zur 

Verbesserung des Wärmeübertragungsverhaltens 

benötigen [2]. Die Verdampfung 

erfolgt in beiden Fällen direkt im Inneren 

des LTES, welcher im untersuchten Konzept 

einem typischen Rohrbündelwärmeübertrager 

ähnelt, während bspw. sensible 

TES mit Schüttgütern einen zweiten Wärmeübertrager 

zur Verdampfung benötigen 

[3]. Systeme mit chemischen Reaktionen 

stehen vor Herausforderungen wie der Agglomeration 

oder dem Zerfall des Speichermaterials, 

so dass aktive Speicherkonzepte 

[4, 5] oder eine Beschichtung des 

Speichermaterials [6] erforderlich sind. 

Die Zyklenzahl spielt beim LTES-Einsatz 

zur Prozessdampfbesicherung eine untergeordnete 

Rolle, da die Differenz der Prozessdampferzeugungskosten 

zwischen 

Kraftwerk und Besicherungskessel sowie 

die verfolgte Betriebsstrategie entscheidend 

sind. 

Projektinhalt und -ergebnisse 

Die Ergebnisse des vorgestellten Verbundprojektes 

adressieren die Entwicklungsebenen 

Material, Komponenten sowie System 

und gliedern sich in sieben Arbeitspakete, 

die in Ta b e l l e 1 aufgeführt sind. 

Beginnend mit einer Vorauswahl möglicher 

Optionen für die Speicherintegration 

und anschließender Bewertung, sind Anforderungsprofile 

erstellt worden. Aufgrund 

der Bewertungsergebnisse wurde 

ein Speicherkonzept für die Integration in 

ein industrielles Prozessdampfnetz entwickelt. 

Um alle Integrationsanwendungen 

abzudecken, wurden Metalllegierungen im 

Temperaturbereich zwischen 250 °C und 

550 °C als mögliche PCM in Kombination 

untersucht. Zur Speicherauslegung finden 

zunächst Strömungssimulationen (engl. 

Computational Fluid Dynamics, kurz CFD) 

der gekoppelten Direktverdampfung und 

des Phasenübergangs des metallischen 

Speichermaterials statt. Die Ergebnisse 

münden in einem Versuchsspeicher mit ca. 

Tab. 1. Arbeitspakete und betroffene Entwicklungsebenen. 

Arbeitspaket Bezeichnung Entwicklungsebene 

1 Integrationskonzepte & Anforderungsprofile System 

2 Metallische Phasenwechselmaterialien Material 

3 Strömungssimulation Material, Komponente 

4 Verkapselung Material, Komponente 

5 Prüfstand Komponente 

6 Zyklenstabilität Material, Komponente 

Tab. 2. Übersicht der Rangfolge möglicher Integrationsanwendungen nach Ausschluss und 

Bewertung anhand der Saaty-Methode. 

Nr. Integration Wärmeträgerfluid 

(Beladung/ 

Entladung) 

1 

Prozessdampfbesicherung 

1.000 kg der Metalllegierung ZnAl6, welcher 

integriert in einen eigens dafür konzipierten 

Prüfstand die Funktionalität des 

entwickelten Speicherkonzeptes unter Einsatzbedingungen 

nachweist (TRL 5). Die 

Versuchsergebnisse fließen direkt in dynamische 

Prozesssimulationen ein, welche 

die Systemintegration des LTES in ein reales 

Prozessdampfnetz nachbilden. Sowohl 

ökonomische als auch ökologische Aspekte 

schließen anhand einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 

mit inkludierter Potenzialanalyse 

des Speicherkonzeptes unter Berücksichtigung 

der Entwicklung des 

deutschen Energiemarktes das Verbundprojekt 

ab. 

Temperaturbereich 

in °C 

(Quelle/Senke) 

Druckbereich 

in barü 

(Quelle/Senke) 

Dampf/Wasser 410/296 55/44 

2 Hilfskesselersatz Dampf/Wasser 320/270 45/14 

3 Mühlenluftvorwärmung 

Rauchgas/ 

Umgebungsluft 

350/280 0/0 

Integrationskonzepte und 

Anforderungsprofile 

Thermische Energiespeicher zur Steigerung 

der Effizienz von Kraftwerken konzentrieren 

sich häufig auf die Beeinflussung 

des Wasser-Dampf-Kreislaufes im HDund 

MD-Teil und somit auf die eigentliche 

Stromerzeugung [7]. Dies bedingt meist 

eine komplexe Prozessintegration und negiert 

die Speicherfähigkeit der vorhandenen 

Komponenten des Wasser-Dampf- 

Kreislaufes. 

Daher konzentriert sich das Verbundprojekt 

auf die Untersuchung von Integrationsmöglichkeiten 

ohne eine Rückführung 

des Dampfes zur Stromerzeugung. Die 

identifizierten Möglichkeiten wurden anschließend 

mit dem analytischen Hierarchieprozess, 

auch bekannt als Saaty-Methode 

[8] bewertet. Ziel dieser Methode ist 

mit Hilfe einer sogenannten Fundamentalskala 

paarweise Vergleiche vordefinierter 

Zielkriterien und Alternativen möglichst 

objektiv zu bewerten. 

Als Zielkriterien werden u.a. thermodynamische 

Aspekte, wie Druck, Temperatur 

oder benötigte Speicherkapazität, als auch 

prozesstechnische Begebenheiten betrachtet. 

Die Bewertung der Optionen ergab 

letztendlich die in Ta b e l l e 2 aufgeführte 

Rangfolge. 

Neben der bereits beschriebenen Prozessdampfbesicherung 

ergab die Vorauswahl 

zwei weitere Integrationsanwendungen, 

welche einer Bewertung unterzogen wurden. 

Die Mühlenluftvorwärmung ist eine 

spezifische Anwendung für Steinkohlekraftwerke, 

bei der der LTES, beladen über 

Rauchgas, bei erneuter Kraftwerksanfahrt 

Umgebungsluft zur Vorkonditionierung der 

Steinkohle vorwärmt. Bei dem Hilfskesselersatz 

übernimmt der LTES die Produktion 

von Frischdampf zum Anstoßen der Dampfturbine 

bei erneuter Kraftwerksanfahrt und 

übergibt dann an den eigentlichen Dampfkessel. 

Alternativ oder je nach Dimensionierung 

kann der LTES auch zusätzlich die 

Warmhaltung verschiedener Komponenten 

während des Kraftwerkstillstands übernehmen. 

Die Prozessdampfbesicherung als 

höchstbewertete Integration wurde detailliert 

auf theoretische (Strömungs- & Prozesssimulationen) 

und praktische Aspekte 

(Prüfstand) untersucht. Die Mühlenluftvorwärmung 

und der Hilfskesselersatz fanden 

hingegen Berücksichtigung bei der 

Ausarbeitung von Anforderungsprofilen 

(siehe Ta b e l l e 3 ) und der Identifikation 

möglicher Metalllegierungen als PCM mit 

dazugehörigen Verkapselungen. 

Zur Erläuterung der Integrationsanwendungen 

wurden Anforderungsprofile erstellt. 

Diese Profile legen fest, welche Faktoren 

erfüllt sein müssen, um die unterschiedlichen 

Spezifikationen zu erfüllen, 

die durch die Integrationsbedingungen 

vorgegeben sind. 

Metallische Phasenwechselmaterialien 

Entsprechend der ermittelten Integrationsanwendungen 

sind Metalllegierungen mit 

einer Phasenwechseltemperatur zwischen 

250 °C und 550 °C ermittelt und untersucht 

49


Tab. 3. Inhalt der definierten Anforderungsprofile. 

Anforderungen 

Betriebsparameter 

Speicherauslegung 

Speichersystem 

Einbindung 

worden. Die Legierungsbestandteile sind 

hauptsächlich Aluminium (Al), Kupfer 

(Cu), Magnesium (Mg), Nickel (Ni), Blei 

(Pb), Antimon (Sb), Silizium (Si) und Zink 

(Zn). Die wichtigsten Materialeigenschaften 

eines PCM sind unterteilbar in thermodynamische 

und technische Eigenschaften 

und lauten wie folgt: 

–– 

thermodynamisch: 

Phasenwechseltemperatur, Phasenwechselenthalpie, 

Wärmeleitfähigkeit (fest 

und flüssig), Wärmekapazität (fest und 

flüssig), Dichte (fest und flüssig), thermische 

Ausdehnung 

–– 

technisch: 

Zyklenstabilität, Eutektikum, Toxizität 

Die Legierungsbildung erfolgte in einem 

Induktionsofen unter inerter Atmosphäre 

im Maßstab von ca. 200 ml. Aus dieser 

Rohlegierung wurden Proben für die Verkapselungstests 

sowie für die thermomechanischen 

und optischen Analysen erstellt. 

Zur Bestimmung der thermodynamischen 

Eigenschaften wurden die Messgeräte 

aus Ta b e l l e 4 verwendet. Die Materialdichten 

lassen sich anhand von Literaturdaten 

der einzelnen Legierungselemente 

berechnen. 

Die durchgeführte Recherche ergab ca. 25 

Legierungen mit einer eutektischen Temperatur 

zwischen 252 °C und 548 °C. Die 

acht aufgrund ihrer thermodynamischen 

und technischen Eigenschaften vielversprechendsten 

Kandidaten sind anhand 

der genannten Messtechnik charakterisiert 

und in Kombination mit verschiedenen 

Verkapselungsmaterialien auf Zyklenstabilität 

getestet worden. Für den Einsatz im 

Versuchsspeicher dient die Legierung 

ZnAl6. Ihre Phasenwechseltemperatur von 

381 °C fügt sich vorteilhaft zwischen die 

Temperatur der Wärmequelle von 410 °C 

und der Wärmesenke von 296 °C. 

Die in Ta b e l l e 5 und B i l d 1 dargestellten 

thermodynamischen Eigenschaften 

veranschaulichen die Vor- und Nachteile 

von Metalllegierungen als PCM. B i l d 1 

Faktoren 

Temperatur, Druck, Massenfluss, verfügbare Leistung 

Speicherkapazität, Dauer der Be- & Entladung, Leistung der Be- & Entladung, 

Zyklenzahl, geforderte Dynamik 

Dämmung, Besonderheiten bei Be- & Entladung, Rückführung des Wärmeträgerfluids 

notwendige Anpassungen, zusätzliche Systemtechnik, Adaptierbarkeit, Platzbedarf 

Tab. 4. Messtechnik zur Ermittlung der thermodynamischen Eigenschaften. 

Messmethodik Messwerte Messgerät 

Simultane thermische Analyse 

(STA) 

Dynamische Differenzkalorimetrie 

(DSC) 

Phasenwechseltemperatur, 

Phasenwechselenthalpie 

Phasenwechseltemperatur, 

Phasenwechselenthalpie, 

spez. Wärmekapazität 

NETZSCH STA 409 PC Luxx 

NETZSCH DSC 204 Phoenix F1 

Laser Flash Analyse (LFA) Temperaturleitfähigkeit NETZSCH LFA 467 HyperFlash 

Dilatometrie Thermische Ausdehnung Linseis DIL L75 JD 

Tab. 5. Messwerte der thermodynamischen 

Eigenschaften der ausgewählten 

Metalllegierung ZnAl6. 

Parameter Wert Einheit 

Phasenwechseltemperatur 

grav. Phasenwechselenthalpie 

spez. Wärmekapazität 

(s/l) 

thermische 

Leitfähigkeit (s/l) 

381 °C 

110 kJ/kg 

0,66/0,93 kJ/kgK 

70/140 W/mK 

Dichte (s/l) 6320/6870 kg/m³ 

s: solid, l: liquid 

∆ pw h v /kWh . m -3 

500 

450 

400 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

MgCl 2 +KCl+NaCl 

Natriumnitrat 

vergleicht zwischen einer Auswahl von Metalllegierungen 

und teils bereits kommerziell 

genutzten Salzen als sensible und latente 

Speichermaterialien. Die hohen thermischen 

Leitfähigkeiten der Metalllegierungen 

sind vorteilhaft zur Erfüllung der 

dynamischen Anforderungen der Prozessdampfbesicherung 

und aufgrund ihrer typischen 

Dichten können hohe volumetrische 

Speicherkapazitäten erreicht werden. 

Dies spart einerseits Platz und verringert 

den Materialaufwand des Speicherbehälters 

bzw. der Verkapselung. Andererseits 

führen die vergleichsweise geringeren gravimetrischen 

Phasenwechselenthalpien 

und spezifischen Wärmekapazitäten zu einer 

höheren Masse, die zur Speicherung 

einer bestimmten Menge an thermischer 

Energie benötigt wird. Dies beeinflusst natürlich 

direkt die Materialkosten. 

Da für die Prozessdampfbesicherung eine 

hohe Dynamik des Wärmespeichers von 

hoher Bedeutung ist und hohe Speicherkapazitäten 

geringere Investitionskosten für 

das Speichermaterial bedeuten, gilt Quadrant 

I in B i l d 1 als Optimum. Die für erste 

praktische Untersuchungen ausgewählte 

Legierung ZnAl6 befindet sich zwar knapp 

unterhalb dieses Zielquadranten, besitzt 

im Vergleich zu bereits als PCM eingesetzten 

Salzen jedoch eine höhere volumetrische 

Speicherkapazität und eine deutlich 

höhere Wärmeleitfähigkeit. Diese muss bei 

Materialien des III. Quadranten zumindest 

in Bezug auf dynamische Anwendungsfälle 

durch anderweitige Maßnahmen kompensiert 

werden. 

Strömungssimulation 

Die instationären und gekoppelten Strömungs- 

und Wärmeübertragungsvorgänge 

in PCM, Wärmeträgerrohrwand und Wärmeträgerfluid 

sind mit analytisch-empirischen 

Methoden nur näherungsmäßig vorherzusagen. 

Zum besseren Verständnis der 

zugrundeliegenden Transportvorgänge 

und zur bedarfsgerechten Auslegung und 

Dimensionierung des entwickelten Speicherkonzepts 

wurde mit Hilfe der quelltextoffenen 

Finite-Volumen-Bibliothek 

OpenFOAM ® ein neuartiges Modell implementiert. 

50 

Solarsalz 

Kaliumnitrat 

0 

0,1 1 10 100 1.000 

s /W . m -1 . K -1 

AI68.5Cu26.5Si5 

AIMg35.8 

ZnAI6 

ZnMg46.3 

Bild 1. Auswahl möglicher Metalllegierungen als PCM und bekannte Salze im Vergleich. 

50



Ø 0,154 

Ø 0,2 

Ø 0,0154 

Ø 0,18 

Ø 0,4 

Bild 2. Links: Typische Geometrie eines 

Rohrbündelwärmeübertragers 

Rechts: Verwendetes Monorohr für CFD 

und Prüfstand Angaben jeweils in m. 

Die Transportvorgänge im PCM werden 

durch inkompressible und instationäre 

Massen-, Impuls- und Energieerhaltungsgleichungen 

beschrieben, wobei das 

Schmelzen bzw. Erstarren mithilfe der Enthalpie-Porositätsmethode 

dargestellt wird. 

Die Wärmeleitung der Wärmeträgerrohrwand 

wird anhand der Laplace-Gleichung 

modelliert. Ein Euler-Euler-Mehrphasenlöser, 

erweitert um Austauschterme zwischen 

den Phasen zur Berücksichtigung von Verdampfung 

und Kondensation beschreibt 

die Transportvorgänge des Wärmeträgerfluids. 

Die Einzellöser werden sequentiell 

ausgeführt und anhand von Robin-Robin- 

Randbedingungen für Temperatur und 

Wärmestrom gekoppelt. Zur Darstellung 

des Versuchsspeichers dient die in B i l d 2 

vereinfachte Form eines Rohrbündelwärmeübertragers 

in Monorohrausführung. 

Dies stellt die kleinstmögliche Einheit des 

entwickelten Speicherkonzeptes dar und 

ermöglicht, insbesondere unter der Annahme 

von Achsensymmetrie, die Erprobung 

und Validierung des Modells bei vergleichsweise 

geringem Rechenaufwand. Für die 

durchgeführten Berechnungen wurden die 

Zeitschritte adaptiv so bestimmt, dass eine 

Courant-Zahl von 0,2 erreicht wurde. Die 

Simulationsdauer betrug 1.000 s. Die räumliche 

Diskretisierung erfolgte zweiter Ordnung, 

während die zeitabhängigen Terme 

anhand eines Rückwärts-Eulerschemas diskretisiert 

wurden. 

Zu Beginn der Entladung des Speichers befindet 

sich das PCM im flüssigen Zustand. 

Das Speisewasser wird vom Speicherboden 

mit 0,4 m/s, 180 °C und 43 bar zugeführt. 

Die Temperaturfelder in B i l d 3 zeigen, 

dass der Versuchsspeicher in der Lage ist 

überhitzten Dampf innerhalb von wenigen 

Sekunden bereitzustellen. Während der 

gesamten Simulationszeit tritt überhitzter 

Dampf aus dem Speicher aus. Der Flüssigkeitsvolumenanteil 

des PCM beträgt bei 

960 s 0,32, so dass dieser Anteil für die weitere 

Wärmeversorgung zur Verfügung 

steht. Ausstehend ist die Validierung des 

Simulationsmodells mit Messdaten des 

Versuchsspeichers. 

120 s 240 s 360 s 480 s 

600 s 720 s 840 s 960 s 

Bild 3. Konjugierte Wärmeübertragungssimulation des Entladevorgangs eines metallischen 

Hochtemperatur-Latentwärmespeicher-Versuchsspeichers mit Direktverdampfung [9]. 

diese auch Verkapselung genannt. Zwar 

fokussiert sich die Ausarbeitung des Speicherkonzeptes 

für die Prozessdampfbesicherung 

auf eine Rohrbündelgeometrie, 

jedoch ist es gerade bei gasgeführten Anwendungen 

sinnvoll die wärmeübertragende 

Fläche als auch die Führung des 

Wärmeträgerfluids anzupassen. Abhängig 

von der gewählten Metalllegierung und deren 

Legierungselementen, kann es zwischen 

dem flüssigen PCM und dem Verkapselungswerkstoff 

zu Korrosionserscheinungen 

kommen. Innerhalb der Projektphase 

wurden acht verschiedene Metalllegierungen 

in Kombination mit verschiedenen 

Verkapselungswerkstoffen untersucht. 

Als alternatives Verkapselungsgeometrie 

wurden Kugeln definiert. Die Legierungen 

werden dabei flüssig in zuvor aufgebohrte 

Kugeln gefüllt und abschließend wieder 

verschweißt. 

Tab. 6. Komponenten des Prüfstandes und deren Betriebsparameter. 

Speicher 

Bisher wurden mehrere Verkapselungstests 

mit dem beschriebenen Verfahren 

durchgeführt. Eine ausführliche Beprobung 

der Verkapselungen in einem Testspeicher 

steht zum aktuellen Zeitpunkt 

noch aus, da die Verwendung der Monorohrgeometrie 

und dessen Implementierung 

in einem Versuchsspeicher vorrangig 

bearbeitet wurden. 

Prüfstand und erster Versuchsbetrieb 

Zur Untersuchung des Versuchsspeichers 

unter realen Einsatzbedingungen wurde 

ein Prüfstand zur Nachbildung der Prozessdampfbesicherung 

aufgebaut. Dieser 

Prüfstand reproduziert die Entladung des 

Versuchsspeichers und dient zur Validierung 

der Strömungssimulationen. Anschließend 

wird anhand der erzielten Ergebnisse 

die Speichergeometrie angepasst. 

Der Prüfstand besteht aus den in Ta b e l - 

l e 6 aufgeführten Komponenten und er- 

Komponente Betriebsparameter Kommentar 

Speisewassertank 

Speisewasserpumpe 

Strömungserhitzer 

Rückkühler 

≤ 550 °C 

≤ 55 barü 

≤ 90 °C 

≤ 0,5 barü 

≤ 0,3 m³/h 

≤ 90 °C 

≤ 140 barü 

23 kW 

≤ 230 °C 

≤ 55 barü 

≤ 450 °C 

≤ 10 bar 

Monorohr mit ca. 1.000 kg ZnAl6; 

31 kWh latente Speicherkapazität 

Messung von Temperatur und Druck im PCM und HTF; 

3-Zonen-Mantelheizung 

Temperatur in K 

650 

450 

Heizstab; 

Messung von Temperatur, Druck, Füllstand und elektrischer 

Leitfähigkeit; 

Ionenaustauscher 

Hubkolbenpumpe mit stufenloser Regelung 

Durchlauferhitzer 

Doppelrohr im Gegenstrom; 

Verbindung mit hausseitigem Kühlwasserkreislauf 

Verkapselung 

Wenn es sich bei der Umhüllung des PCM 

nicht um einen Vollspeicher handelt, wird 

Weitere MSR 

Volumenstromsensoren; 

weitere Druck- und Temperatursensoren; 

Stell- und Sicherheitsventile; 

Schlammabscheider 

51


Bild 4. Ansicht des fertiggestellten Prüfstandes (vertikales Speicherrohr im mittleren Bildabschnitt). 

T / o C , m/kg . h -1 

. 

450 

400 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

50 

Ermittlung der Zyklenstabilität 

Um die Zyklenstabilität und damit die Eignung 

der identifizierten PCM in Verbindung 

mit unterschiedlichen Verkapselungswerkstoffen 

testen zu können, wurden 

Proben hergestellt. Die Legierungen 

werden dabei in Rohre von ca. 100 mm 

Länge und 25 mm Durchmesser gefüllt, die 

an beiden Enden verschweißt werden. 

(Bild 6). 

Die Proben werden im Hinblick auf ihre 

Langzeit- sowie ihre Zyklenstabilität untersucht. 

Die Langzeitexposition erfolgte über 

2.500 h im kontinuierlich flüssigen Zustand 

deutlich oberhalb der jeweiligen tatsächlichen 

Phasenwechseltemperatur. Der 

zyklische Test bildet die Integrationsbedingungen 

nach, indem die Proben über 45 

Minuten in einer heißen Ofenzone ausgelagert 

und über 15 Minuten an Luft abge- 

0 

0 

0 5 10 15 20 25 

t / min 

T Speisewasser T Dampf T_U PCM T_M PCM T_O PCM m p 

Bild 5. Entladungsversuch des Speichers mit ZnAl6. 

möglicht die Untersuchung aller in diesem 

Projekt identifizierten Metalllegierungen. 

Der Prüfstandsbetrieb ist in vier Betriebszustände 

(Inbetriebnahme, Beladung, Entladung 

& Außerbetriebnahme) und zwei 

Zwischenzustände unterteilt. Die beiden 

Zwischenzustände gewährleisten einen 

vollständig be- bzw. entladenen Speicherzustand. 

Diese sollen die Randbedingungen 

der CFD-Analysen zur Validierung des 

entwickelten Modells so gut wie möglich 

14 

12 

10 

p / barü 

widerspiegeln, indem ein vollständiges 

thermodynamisches Gleichgewicht des gesamten 

Speichers erreicht wird. Da die 

Entladung des Speichers in der realen Integration 

aufgrund der höheren Dynamik 

gegenüber der Beladung den kritischeren 

a) 

8 

6 

4 

2 

Betriebszustand darstellt, ist ein Nachbilden 

der Beladung des Speichers mit Dampf 

nicht notwendig. Infolgedessen ist eine 

Mantelheizung ausreichend, um den Speicher 

auf bis zu 550 °C zu erwärmen und 

somit vollständig zu beladen. 

Der Prüfstand ist vollautomatisiert und bereits 

in Betrieb genommen (B i l d 4 ). Erste 

Versuche (B i l d 5 ) bestätigen die durchgeführten 

Strömungssimulationen und 

zeigen mit der Produktion von überhitztem 

Dampf die Eignung von Metalllegierungen 

als PCM für die Prozessdampfbesicherung. 

Die Verläufe aus Abbildung 5 zeigen einen 

ersten Versuchslauf des entwickelten Speicherkonzeptes. 

Die Temperatur des erzeugten 

Dampfes steigt dabei innerhalb 

kürzester Zeit auf eine Temperatur von 

über 340 °C, wobei bei diesem Versuchslauf 

noch keine konstante Eintrittstemperatur 

des Speisewassers bereitgestellt werden 

konnte. Die austretende Dampftemperatur 

kann über 20 min oberhalb der 

Senkentemperatur von 296 °C gehalten 

werden. Derzeit wird der Prüfstand anhand 

erster Erkenntnisse optimiert, um anschließend 

zur Validierung der Strömungsund 

Prozesssimulationen sowie zur vollständigen 

Charakterisierung des Speichersystems 

anhand der statistischen Versuchsplanung 

dienen zu können. 

b) c) 

Bild 6. Proben zur Durchführung der Langzeitund 

Zyklenstabilitätstests. 

Bild 7. Beispielhafte REM-Aufnahmen- und EDX-Mapping von drei 

Legierungs-/Verkapselungsproben 

a) Hochkorrosive Wechselwirkung; 

b) Korrosive Wechselwirkung mit Bildung einer Cr-Schicht; 

c) Keine korrosive Wechselwirkung 

52



Tab. 7. Ergebnisse der durchgeführten Stabilitätstests mit anschließender REM/EDX-Analyse. 

PCM / Verkapselung Stahl A Stahl B Stahl C 

ZnAl6 Hohe Reaktivität Niedrige Reaktivität Sehr niedrige Reaktivität 

AlMg35.8 Hohe Reaktivität Moderate Reaktivität Moderate Reaktivität 

ZnMg46.3 Sehr niedrige Reaktivität Sehr niedrige Reaktivität Sehr niedrige Reaktivität 

Al68.5Cu26.5Si5 Moderate Reaktivität Moderate Reaktivität Moderate Reaktivität 

kühlt werden, wobei die PCM-Füllung in 

1.000 Zyklen jeweils vollständig schmilzt 

und wieder erstarrt. erden. Nach diesen 

Auslagerungsbehandlungen, also entweder 

nach über 2.500 h oder 1.000 Zyklen, 

werden die Proben zersägt und nach 

Schliffherstellung in einem REM (Rasterelektronenmikroskop) 

mit integrierter 

EDX (energiedispersive Röntgenspektroskopie) 

untersucht. Beispielhafte REM-Aufnahmen 

und EDX-Mappings sind in B i l d 7 

dargestellt. 

Es bilden sich spröde FeAl-Phasen, die keine 

Diffusionsbarriere aufbauen, um ein 

Fortschreiten der korrosiven Wechselwirkung 

unterbinden zu können. Diese Tatsache 

ist anhand der qualitativen Beurteilung 

unterschiedlicher Proben in Ta b e l l e 7 

gut abzulesen. Sie stellen einen Auszug aus 

den Ergebnissen der optischen Analysen 

von vier Metalllegierungen in Kombination 

mit drei Stählen als Verkapselungswerkstoff 

nach der Langzeitbeprobung dar. Mit 

Ausnahme von ZnAl6 in Kombination mit 

Stahl C zeigen alle aluminiumreichen Legierungen 

reaktive Wechselwirkungen mit 

den unterschiedlichen Verkapselungsmaterialien. 

Das Ziel dieser Untersuchungen 

ist es, die bestgeeigneten Verkapselungswerkstoffe 

bezogen auf die Anwendungstemperaturen 

du das jeweilige metallische 

PCM zu ermitteln. Dabei sind natürlich 

Kostenfaktoren für den Verkapselungswerkstoff 

ebenfalls eine wichtige Größe. 

Bis zum Abschluss der Projektarbeiten 

Ende 2019 werden weitere Tests zur Erweiterung 

der Kombinationsmöglichkeiten 

von Legierungen und Verkapselungen in 

den betrachteten Temperaturbereichen 

durchgeführt. 

Prozesssimulationen und Potentialanalyse 

Mithilfe von statischen und dynamischen 

Prozesssimulationen soll das Systemverhalten 

des Prozessdampfnetzes bei LTES- 

Integration untersucht werden. Die Ermittlung 

des Ausspeicherverhaltens des LTES 

erfolgt mithilfe der durchgeführten Versuche 

am Prüfstand. Aus den Ergebnissen 

wird ein prozesstechnisches Modell abgeleitet. 

In der Prozesssimulation sollen realitätsnahe 

und repräsentative Szenarien 

untersucht werden. Dazu erfolgte eine Datenakquise 

möglichst aller prozessdampfnutzenden 

Industrieparks und Industrieheizkraftwerke 

in Deutschland. Diese 

werden anhand verschiedener Kriterien, 

wie ihrer Prozessdampfparameter, Dampfnetzabmessungen 

und Anzahl der Dampferzeuger, 

in unterschiedliche Cluster eingeteilt. 

Anhand des Datensatzes eines Clusters 

kann ein repräsentativer Beispiel-Park 

erstellt werden, der die Parks des jeweiligen 

Clusters stellvertretend abbildet. Dies 

erlaubt eine möglichst realitätsnahe Darstellung 

der Systemintegration und stellt 

die Untersuchungsszenarien dar. Dabei 

wird der Fall der Kraftwerksabschaltung 

für die aktuelle Betriebsweise ohne LTES- 

Integration mit der vorgesehenen Betriebsweise 

mit LTES-Integration verglichen. 

Um das dynamische Verhalten von Kraftwerk, 

LTES, Besicherungskessel und dem 

eigentlichen Prozessdampfnetz nachzubilden, 

wurde anhand der recherchierten Daten 

ein Simulationsmodell mit ASPEN Plus 

Dynamics aufgebaut. Dieses Modell simuliert 

in verschiedenen Szenarien der verschiedenen 

Cluster die Kraftwerksabschaltung, 

die LTES-Entladung, die Anfahrt der 

Besicherungskessels sowie das Verhalten 

des Prozessdampfnetzes unter Berücksichtigung 

der Rohrgeometrie und -länge. Ventile 

am Ende des Netzes repräsentieren die 

Verbraucher. Das Modell ist vollständig an 

jedes Szenario anpassbar, so dass sowohl 

Anzahl und Lage der Wärmequellen/Erzeuger 

(Kraftwerk, LTES, Besicherungskessel), 

Wärmesenken/Verbraucher als 

auch die gesamte Geometrie und Länge 

variabel sind (B i l d 8 ). 

Die Untersuchungen haben gezeigt, dass 

die bei den Abnehmern auftretenden Leistungseinbrüche 

mithilfe des LTES in allen 

Fällen nahezu vollständig ausgeglichen 

werden können. Weiterhin hat sich gezeigt, 

dass Parks mit verhältnismäßig kleinen 

Erzeuger 1 

Dampfnetzabmessungen grundsätzlich 

störanfälliger auf einen Massenstromeinbruch 

reagieren, da die Pufferwirkung der 

Rohrleitungen hier geringer ausfällt, als 

bei großen Rohrleitungen. Hier bietet der 

Einsatz des LTES besonders hohe prozesstechnische 

Verbesserungen. Ebenso ist dies 

der Fall bei einem hohen Anteil ausfallender 

Dampferzeuger. Je mehr Erzeuger ausfallen, 

desto weniger kann der Massenstromeinbruch 

durch die anderen Erzeuger 

abgefangen werden. Auch hier bietet 

sich der LTES aus prozesstechnischer Sicht 

besonders an. Ebenfalls wurde gezeigt, 

dass es durch die LTES-Integration möglich 

ist, bei Substitution aller Erzeuger den 

Leistungseinbruch auf ein Niveau zu senken, 

dass das aktuelle Niveau beim Verweilen 

eines oder mehrerer Erzeuger im Betrieb 

übertrifft. Dadurch können potentiell 

neue Betriebsweisen erschlossen werden. 

In der Potentialanalyse wird u. a. das wirtschaftliche 

Einsparpotential untersucht. 

Dabei erfolgt eine Betrachtung aufgegliedert 

nach Größe des Industrieparks, dem 

Regel- und dem Besicherungsbrennstoff. 

Berücksichtigt wurden außerdem Rohstoffpreisentwicklungen 

sowie der Anstieg 

der CO 2 -Zertifikatspreise und das Einführen 

einer potentiellen CO 2 -Steuer. Alle angenommenen 

Kosten bzw. Einsparungen 

sind in Ta b e l l e 8 aufgeführt. 

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung hat gezeigt, 

dass die Wirtschaftlichkeit gegeben 

ist und sehr kurze Amortisationszeiten 

möglich sind. Unter Annahme einer Lebensdauer 

von 1.000 Zyklen für den LTES, 

kann er umso mehr Gewinn erwirtschaften, 

je länger er zur Verfügung steht, also 

je weniger Zyklen er tatsächlich gefahren 

werden muss. Die Untersuchungen haben 

gezeigt, dass die Lebensdauer dabei kein 

Problem darstellt. 

Die wesentlichen Einsparungen entstehen 

durch die Differenz zwischen den Dampferzeugungskosten 

des Kraftwerks und de- 

Erzeuger 2 

LTES 

BK 

Verbraucher 

1 

Verbraucher 

2 

Verbraucher 

3 

Bild 8. Vereinfachtes Modell der dynamischen Prozesssimulation mit ASPEN Plus Dynamics. 

Tab. 8. Übersicht der entstehenden Kosten und erzielten Einsparungen durch die Integration 

des LTES. 

Kosten 

Einsparungen 

– Speicheraufbau – Besicherungsbrennstoff (Erdgas oder Heizöl) 

– Speicherintegration – Emissionen (abhängig vom Kraftwerk) 

– Speicherbetrieb 

(Brennstoff zur Dampfbeladung, Wartungskosten) 

– Wartungskosten Besicherungskessel 

(weniger Betriebsstunden pro Jahr) 

53


nen der Besicherungskessel. Durch das 

Überführen der Besicherungskessel aus 

der permanenten Mindestlast in den 

Grundlastbetrieb übernimmt das Kraftwerk 

den verbleibenden Prozessdampfmassenstrom. 

Hier profitiert das Speicherkonzept 

vom oftmals günstigeren Regelbrennstoff, 

den schlechteren Wirkungsgraden 

der Besicherungskessel im Mindestlastbetrieb 

und dem deutlich besseren 

Brennstoffnutzungsgrad bei Dampfversorgung 

des Speichers durch Erhöhung der 

KWK-Auskopplung des Kraftwerks. 

Zusammenfassung 

Nach den bisherigen Ergebnissen des vorgestellten 

Verbundprojektes sind latente 

thermische Energiespeicher mit Verwendung 

von Metalllegierungen in der Lage, 

überhitzten Dampf innerhalb kürzester 

Zeit bereitzustellen. Darüber hinaus weist 

das entwickelte Speicherkonzept für den 

betrachteten Anwendungsfall der Prozessdampfbesicherung 

ein hohes wirtschaftliches 

Potential auf da, 

–– 

der Speicher die Zeit zwischen der Abfahrt 

des Kraftwerks und der Anfahrt des 

Besicherungskessels überbrücken kann, 

–– 

der permanente Mindestlastbetrieb des 

Besicherungskessels überflüssig wird, 

–– 

wertvoller fossiler Brennstoff eingespart 

werden kann, 

–– 

ein Beitrag zur Reduktion der CO 2 -Emissionen 

geleistet werden kann und 

–– 

der Anteil an KWK-Wärme im Prozessdampf 

erhöht werden kann. 

Der nächste Entwicklungsschritt sieht die 

Integration eines Speichers in ein reales 

Prozessdampfnetz eines Industrieparks 

vor, wobei dessen einfache Skalierbarkeit 

von Vorteil ist. Darüber hinaus ermöglichen 

die entwickelten Simulationsmodelle 

eine kontinuierliche Verbesserung des 

Speicherkonzeptes im betrachteten Integrationsfall 

und liefern ebenso die Grundlage 

für die Anpassung und Entwicklung von 

metallischen LTES für andere Anwendungen. 

Danksagung 

Die Autoren bedanken sich beim Bundesministerium 

für Bildung und Forschung für 

die Förderung des Projektes TheMatIK im 

Rahmen der Förderinitiative „Materialforschung 

für die Energiewende“ (Förderkennzeichen 

03SF0541). 

Referenzen 

1. Maaßen C., Sandrock M., Fuß G.: Strategische 

Optionen zur Dekarbonisierung und effizienteren 

Nutzung der Prozesswärme und 

-kälte: Kurzgutachten 05.04.2018. Hamburg. 

2. Johnson M., Vogel J., Hempel M., Hachmann 

B., Dengel A.: Design of high temperature 

thermal energy storage for high power 

levels. Sustainable Cities and Society. 

2017;35:758–63. doi:10.1016/j. 

scs.2017.09.007. 

3. Heyde M. von der, Schmitz G.: Particle-Resolved 

CFD-Simulations of Thermal Energy 

Storage in Rock Beds. IRES 2017 Poster Exhibition 

2019. Düsseldorf. 

4. Mejía A.C., Schmidt M., Linder M.: Development 

of a moving bed reactor for thermochemical 

energy storage with Ca(OH)2/CaO. 

Düsseldorf; 13.03.2019. 

5. Angerer M., Becker M., Härzschel S., Kröper 

K., Gleis S., Vandersickel A., Spliethoff H.: 

Design of a MW-scale thermo-chemical energy 

storage reactor. Energy Reports. 2018;4:507– 

19. doi:10.1016/j.egyr.2018.07.005. 

6. Röglin H.: Vattenfall speichert Energie in 

Salz: Zehnmal effizienter als Wasser, vielfach 

reversibel. Energie. Markt. Wettbewerb. 


7. VGB: Verbundvorhaben Partner-Dampfkraftwerk 

für die regenerative Stromerzeugung: 

(P-DKW); März 2016. 

8. Saaty R.W.: The Analytical Hierarchy Process: 

What it is and how it is used. Mathematical 

Modelling. 1987;Vol. 9:161–76. 

9. Hummel D., Stüber P., Beer S., Komogowski 

L.: Conjugated Heat Transfer Simulation of 

the Discharging Process of a Metal-based 

High-Temperature Latent Heat Thermal Energy 

Storage Test Bench with Direct Evaporation 

2019. Düsseldorf. l 


Bestimmung der Messunsicherheit 

bei Abnahme- und Kontrollmessungen 

1. Ausgabe 2016 – VGB-S-020-00-2017-12-DE 

DIN A4, 98 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 180,–, für Nicht mit glie der € 240,–, + Ver sand kos ten und MwSt. 

In den Regelwerken zu kraftwerkstechnischen Abnahmemessungen nimmt die Thematik der Messunsicherheitsbestimmung 

stets einen breiten Raum ein. Die prinzipiellen Methoden, die sich aus der mathematischen Statistik ableiten, 

werden in den einschlägigen Normen und Richtlinien sowie in der Fachliteratur ausführlich beschrieben. 

In der Praxis sind aber oftmals anlagentechnische Besonderheiten und Randbedingungen zu berücksichtigen, 

zu denen es keine allgemeingültigen Regeln gibt. An vielen Stellen müssen deshalb (subjektive) Annahmen 

getroffen werden, die sowohl ausreichende theoretische Kenntnisse als auch praktische Erfahrungen des 

jeweiligen Bearbeiters voraussetzen. 

Der vorliegende VGB-Standard möchte Anregungen, Hinweise und Empfehlungen zum Umgang mit dieser 

Thematik geben und dabei helfen, mit vergleichsweise geringem mathematischen Aufwand zu hinreichend 

genauen Ergebnissen bei der Messunsicherheitsbestimmung zu gelangen. 

Die zur Veranschaulichung herangezogenen Beispiele beziehen sich schwerpunktmäßig auf die Bestimmung der thermodynamischen Grundgrößen 

Druck und Temperatur. Darauf basierend wird auf Besonderheiten bei Netzmessungen und auf die praxisgerechte Behandlung korrelierender 

Messungen eingegangen. Weiterhin werden die Themen Massenstrommessung und elektrische Leistungsmessung angesprochen. 

Neben Erläuterungen zur Vorgehensweise beinhaltet dieser VGB-Standard einfache Berechnungsbeispiele aus der Praxis der Abnahme- und 

Kontrollmessungen sowie konkrete Hinweise zur Vermeidung von Messfehlern. 

Da auch die Messunsicherheitsabschätzung für betriebliche Messtechnik behandelt wird, beschränkt sich der Interessentenkreis für diesen Standard 

nicht auf den Bereich der Abnahme- und Kontrollmessungen. Eine weitere Zielgruppe sind z.B. die Anwender der VDI-Richtlinie 2048 und 

des darauf basierenden Standards VGB-S-009 zur Messdatenvalidierung, wobei eine Abschätzung der Konfidenzintervalle für die verwendeten 

Mess- und Hilfsgrößen erforderlich ist. 

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


Bestimmung der 

Messunsicherheit 

bei Abnahme- und 

Kontrollmessungen 

Erste Ausgabe 2017 

VGB-S-020-00-2017-12-DE 

VGB PowerTech Service GmbH 

Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften 

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

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

54


Ölanalysen für Gasturbinen 

Ölanalysen als Bestandteil der 

Zustandsüberwachung von 

Gasturbinen 


Abstract 

Oil analyses as part of the condition 

monitoring for gas turbines 

Modern turbine oils have to meet various requirements 

in order to remain in use for many 

years. However, oils age and absorb dust, water 

and air from the environment. This also changes 

their performance. 

If the oil no longer performs its tasks adequately, 

machine damage and breakdowns can occur 

and high costs can result from repairs and unscheduled 

machine downtimes. Regular oil 

analyses are an effective tool for reliably monitoring 

the condition of the gas turbine and the 

lubricant used. 

The most important test methods consider essential 

parameters that have a major influence 

on the operating time of an oil. These include 

air separation capacity, foaming behaviour, 

viscosity and additive degradation. 

At OELCHECK these and other values are considered 

in relation to each other and conclusions 

are drawn on the condition of the machine 

and the oil used. This means that an oil change 

or other measures can always be carried out 

when they are really necessary. 

l 

Autor 


Leiter Service & Vertrieb 

OELCHECK GmbH 

Brannenburg, Deutschland 

Moderne Turbinenöle müssen diverse Anforderungen 

erfüllen, um über viele Jahre im 

Einsatz bleiben zu können. Aber Öle altern 

und nehmen z.B. Staub, Wasser und Luft aus 

der Umgebung auf. Dabei ändert sich auch 

ihre Performance. 

Wenn das Öl seine Aufgaben nicht mehr ausreichend 

erfüllt, können Maschinenschäden 

und ‐ausfälle auftreten und hohe Kosten 

durch Reparaturen und ungeplante Maschinenausfallzeiten 

entstehen. Um den Zustand 

der Gasturbine und des eingesetzten Schmierstoffs 

zuverlässig zu überwachen stellen regelmäßige 

Ölanalysen ein wirkungsvolles 

Tool dafür dar. 

Die wichtigsten Prüfverfahren betrachten 

wesentliche Parameter, die einen großen Einfluss 

auf die Einsatzzeit eines Öls haben. 

Hierzu zählen u. a. das Luftabscheidevermögen, 

das Schaumverhalten, die Viskosität 

und der Additivabbau. 

Bei OELCHECK werden diese und weitere 

Werte im Zusammenhang zueinander betrachtet 

und daraus Schlüsse auf den Zustand 

der Maschine und des verwendeten Öls 

gezogen. Damit können ein Ölwechsel oder 

weitere Maßnahmen immer dann durchgeführt 

werden, wenn sie wirklich notwendig 

sind. 

Turbinenschmieröle sind in Gasturbinen 

oft über viele Jahre im Einsatz und dabei 

unterschiedlichsten Belastungen wie hohen 

Temperaturen, Lufteintrag und Ablagerungen 

ausgesetzt. Turbinenöle sollten 

für den Langzeiteinsatz deswegen folgende 

Anforderungen erfüllen: 

–– 

Hohe Oxidationsstabilität 

–– 

Hervorragender Korrosionsschutz 

–– 

Sehr gutes Luftabscheidevermögen 

–– 

Niedrige Schaumneigung 

Wenn das Öl seine Aufgaben nicht mehr 

ordnungsgemäß erfüllt, können Maschinenschäden 

und -ausfälle auftreten und 

hohe Kosten durch Reparaturen und ungeplante 

Maschinenausfallzeiten entstehen. 

Auch die großen Ölfüllmengen von bis zu 

50.000 Litern, die bei einem Ölwechsel ersetzt 

werden müssen, lassen die Kosten 

schnell anwachsen. 

Um den Zustand der Gasturbine und des 

eingesetzten Öls zuverlässig zu überwachen, 

eignen sich regelmäßige Ölanalysen. 

Bei der Analyse stehen unter anderem die 

Oxidation, die Veränderung von Additiven, 

etwaiger Verschleiß sowie Verunreinigungen 

im Fein- bzw. Feinstbereich im Fokus. 

Wie beeinflussen Oxidation, Luft, Schaum, 

Verunreinigungen und Varnish das Öl und 

die Maschine? 

Öl-Oxidation 

Alle Öle altern im Laufe der Zeit (B i l d 1 ), 

d.h. sie „oxidieren“ mit Sauerstoff. Hohe 

Temperaturen, Verunreinigungen wie Wasser 

oder Staub sowie Verschleißpartikel 

beschleunigen die Oxidation. Es können 

Säuren und ölunlösliche Bestandteile entstehen, 

die lackähnliche Ablagerungen, 

Harze oder Schlamm bilden. Die Viskosität 

des Öls steigt dann oft an. Um diesen Prozess 

zu verlangsamen, enthalten Schmierstoffe 

Oxidationsinhibitoren (Antioxidantien). 

Diese verzögern die Öloxidation und 

die Bildung von Alterungsprodukten. Die 

Wirkstoffe fangen die reaktionsfreudigen 

Moleküle (Radikale) ab, neutralisieren 

sauerstoffhaltige Verbindungen und schützen 

so das Öl. 

Sind diese Additive jedoch verbraucht, 

läuft die Alterung des Öls ungebremst, so 

wie bei unadditiviertem Öl, ab. Wenn das 

Schmieröl Spuren von Verunreinigungen, 

wie metallischem Abrieb, Wasser oder 

Bild 1. Kreislauf der Ölalterung. 

55

Ölanalysen für Gasturbinen VGB PowerTech 11 l 2019 

Staub enthält, wird dieser Prozess noch zusätzlich 

beschleunigt. 

Bei den meisten Gasturbinen ist die hohe 

Betriebstemperatur eine der Hauptursachen 

für die schnellere Ölalterung. Mit immer 

fortschrittlicheren Metallurgieverfahren 

steigen sowohl der Wirkungsgrad als 

auch die Brenntemperatur der Gasturbinen 

kontinuierlich an. Dadurch steigen auch 

die Belastungen der Turbinenöle weiter an. 

Mit dem RULER (Remaining Useful Life 

Evaluation Routine) wird der Anteil der 

noch im Öl vorhandenen Antioxidantien 

relativ zum Frischöl angegeben. Da diese 

Bestandteile kontinuierlich während des 

Öleinsatzes abgebaut werden, kann aus 

dem verbliebenen Restgehalt sowie der 

Einsatzzeit des Öls auch auf die noch zu 

erwartende Nutzungsdauer geschlossen 

werden. 

Luft und Schaum im Öl 

Bild 2. Bestimmung des LAV im OELCHECK-Labor mit dem Prüfnormalab Analis P 688. 

Jedes Öl enthält Luft. Je nach Typ und Viskosität 

kann es davon bis zu 11 %, die in 

seinen Molekülstrukturen gelöst bleiben, 

aufnehmen. Diese Ausgangssituation ist 

unproblematisch. Bei Temperatur- und 

Druckabsenkung kann Luft aus dem Öl 

ausgasen. Ungelöste Luft im Öl verschlechtert 

den Aufbau eines tragfähigen Schmierfilms 

in Gleitlagern. Im Öl dispergierte 

Luftblasen können die Funktion von Hydrauliksystemen 

beeinträchtigen und Kavitation 

verursachen. Bei stark erhöhtem 

Anteil von Luftblasen im Öl kann ein „Dieseleffekt“ 

auftreten. Die Luftbläschen sind 

oft schon mit bloßem Auge zu erkennen. 

Das Öl wirkt dann trübe oder milchig. 

Meist löst sich derartig abgeschiedene Luft 

deutlich langsamer ins Öl, als sie sich davon 

separiert hat. 

Folgende Probleme werden in der Praxis 

oft beobachtet: 

–– 

steigende Kompressibilität des Öls, 

–– 

sinkende Förderleistung von Pumpen, 

–– 

beeinträchtigte Schmierwirkung bis hin 

zur Mangelschmierung, 

–– 

Dichtungsverschleiß, 

–– 

sinkende Kühlleistung, 

–– 

erhöhte Öloxidation, 

–– 

Kavitation mit punktuellem Materialabtrag, 

oft begleitet von Geräuschen, 

–– 

„Dieseleffekt“, bei dem Luftblasen so 

stark komprimiert werden, dass sie sich 

selbst entzünden. Bei diesem Prozess 

entstehen Rußpartikel, das Öl wird sehr 

dunkel. 

Bei vermutetem Lufteintrag kann man das 

Schaumverhalten und das Luftabscheidevermögen 

(LAV) überprüfen lassen 

(B i l d 2 ). Um das Schaumverhalten zu 

bestimmen, wird Luft in Form von kleinen 

Bläschen in das zu prüfende Öl eingeleitet. 

Es entsteht eine Luft-in-Öl-Dispersion und 

die Bläschen steigen zur Oberfläche, wo sie 

eine Schaumschicht bilden. Der Luftstrom 

wird abgeschaltet und das Schaumvolumen 

direkt und nach 10 Minuten bestimmt. 

Daraus lässt sich das Verhalten bei der Anwendung 

abschätzen. 

Bei dem Prüfverfahren zur Bestimmung 

des Luftabscheidevermögens wird Luft mit 

einer Düse in das zu untersuchende Öl eingeblasen. 

Danach wird das Entweichen der 

dispergierten Luftblasen aus dem Öl messtechnisch 

erfasst und zeitlich aufgezeichnet. 

Eine zu lange Verweildauer der Luft im 

Öl kann zu den oben beschriebenen, negativen 

Effekten führen. 

Partikel und Verunreinigungen 

im Öl 

Verunreinigungen im Öl stellen immer ein 

Risiko dar. Harte Partikel wie Staub oder 

Verschleißmetalle fördern abrasiven Verschleiß. 

Weiche Partikel können sich auf 

der Basis gealterter Additiv-Komponenten 

bilden. Oft sind sie klebrig und lagern sich 

an Maschinenelementen oder Filtern an, 

sodass sie diese bei ihrer Arbeit behindern. 

Die Ölalterung wird durch Partikel im Öl 

beschleunigt, die Ölstandzeit damit verkürzt. 

Analyse mit Partikelzählung 

Unmittelbar vor der Messung wird die Probe 

homogenisiert und entgast. Die Luftbläschen 

entweichen dabei schnell aus der 

verdünnten Probe und können bei der Untersuchung 

daher auch nicht mehr mitgezählt 

werden. OELCHECK verwendet bei 

der Laser-Partikelzählung ein Lösungsmittelgemisch 

gem. ASTM D7647, um etwaige 

Wassertröpfchen und Alterungsprodukte 

im Öl zu lösen und damit die Zählung 

nicht zu verfälschen. Mit der Gesamtmenge 

der verdünnten Probe von ca. 30 ml erfolgt 

dann die Zählung im Messgerät. Als 

Ergebnis wir die Reinheitsklasse nach 

ISO 4406 und SAE 4059 ausgegeben (Ta - 

belle 1). 

Die ISO 4406 klassifiziert nach den Partikelgrößen 

≥ 4 µm, ≥ 6 µm und ≥ 14 µm. 

Die ISO-Partikelzahlen sind kumulativ, 

d.h. die für ≥ 6 µm angegebene Partikelanzahl 

setzt sich zusammen aus allen 

Partikeln ≥ 6 µm plus den Partikeln ≥ 

14 µm. 

Elementanalyse mit dem ICP-Verfahren 

(Inductive Coupled Plasma) 

Mit dem ICP-Verfahren können mehr als 30 

verschiedene Verschleißmetalle, Verunreinigungen 

und Additive bei einer optimalen 

Nachweisgrenze bestimmt werden. Die Ölproben 

müssen zunächst verdünnt werden. 

Aus den in Probentabletts stehenden 

Probengefäßen wird mit einem „Diluter“ 

1 ml der Probe entnommen, im Verhältnis 

1:10 mit Kerosin verdünnt und in ein Reagenzröhrchen 

eingefüllt. 

Die Proben werden vor der Analyse zunächst 

in einem Probenwechsler intensiv 

gerührt, bevor sie mit einer peristaltischen 

Pumpe in den Zerstäuber gepumpt werden. 

Dort werden sie mit einem Argonstrom 

vernebelt. Das Aerosol gelangt danach 

in eine Zyklonkammer, in der große 

Tropfen abgeschieden werden. Das so aufbereitete 

Aerosol gelangt nun in das Plasma, 

ein Gemisch aus Atomen, Ionen und 

Elektronen. Die Temperatur beträgt ca. 

10.000 °C. Dieses extrem heiße Plasma liefert 

die Energie zur Anregung der einzelnen 

Elemente. 

Die entstehende emittierte Strahlung, die 

für jedes einzelne Element eine charakteristische 

Wellenlänge besitzt, wird spektral 

aufgefächert und mit einem CCD-Chip detektiert. 

Dabei kann ein komplettes Emissionspektrum 

simultan aufgenommen werden. 

Die im Öl vorhandenen Verschleißmetalle 

sind wichtige Datenträger. Ihr Vorhandensein 

erlaubt unmittelbare Rückschlüsse auf 

den Verschleiß der Bauteile bzw. Maschi- 

56


Ölanalysen für Gasturbinen 

Tab. 1. Reinheitsklassen nach ISO 4406. 

Reinheitsklassen nach ISO 4406 

Zahl der Partikel je 100 ml 

Reinheitsklasse 

über 

bis 

8.000.000 16.000.000 24 

4.000.000 8.000.000 23 

2.000.000 4.000.000 22 

1.000.000 2.000.000 21 

500.000 1.000.000 20 

250.000 500.000 19 

130.000 250.000 18 

64.000 130.000 17 

32.000 64.000 16 

16.000 32.000 15 

8.000 16.000 14 

4.000 8.000 13 

2.000 4.000 12 

1.000 2.000 11 

500 1.000 10 

250 500 9 

130 250 8 

64 130 7 

32 64 6 

16 32 5 

8 16 4 

4 8 3 

2 4 2 

1 2 1 

Löslichkeit der Additive im Basisöl eine erhebliche 

Rolle. Heute setzen die Hersteller 

von Turbinenölen verstärkt Basisöle der 

Gruppen II (Hydrotreated), III (Hydrocrack) 

und IV PAO (Polyalpha-Olefine) ein. 

Diese Öltypen besitzen u.a. ein besseres 

Viskositäts-Temperatur-Verhalten und sind 

stabiler gegen Ölalterung und Oxidation. 

Doch abgebaute Additivkomponenten und 

Reaktionsprodukte des Grundöls werden 

von diesen Basisölen schlechter gelöst. Die 

Alterungsprodukte können sich folglich 

verstärkt absetzen. Sie besitzen zudem eine 

hohe Polarität und bilden vor allem Ablagerungen 

an metallischen Komponenten, wie 

Gleitlagern, Ölkühlern, Tanks oder Zahnrädern. 

Außerdem formen Alterungsprodukte 

immer größere Moleküle. Sie „agglomerieren“, 

bleiben verstärkt in Filtern und/ 

oder Ventilen hängen und können diese 

zusetzen. 

Beim Abkühlen, wie beim Stillstand anlässlich 

einer Turbinenrevision, weist das Öl 

zudem eine noch schlechtere Löslichkeit 

auf. Der Prozess der Ausfällungen und Ablagerungen 

im System wird damit verstärkt. 

Es entstehen weicher Schlamm 

(Sludge) und/oder Lack (Varnish). Beruhigte 

Zonen mit sehr geringer Ölumwälzung 

bzw. Strömungsgeschwindigkeit sind 

dabei ebenso besonders belastet. Während 

Schlamm noch abwischbar ist, kann Varnish 

selbst mit Lösemitteln oft nicht entfernt 

werden. Er stellt eine massive Gefahr 

für die Anlage dar! Ölleitungen und -bohrungen 

können sich zusetzen, Ventile und 

nenelemente, von denen die Partikel stammen 

könnten. Andere Elemente verraten 

Verunreinigungen durch Staub, inhibiertes 

Wasser oder mit einem anderen Schmierstoff. 

Außerdem kann der Additivabbau 

mit dem ICP-Verfahren verfolgt werden. 

Analyse mit PQ-Index 

Um Aussagen darüber zu treffen, ob Eisen 

als abrasiver, magnetisierbarer Verschleiß 

oder als unmagnetisches Eisenoxid (Rost) 

oder Eisensulfid vorliegt, werden die Eisenwerte 

der ICP-Spektrometrie und der PQ- 

Index miteinander verglichen. 

Der PQ-Index informiert über alle vorhandenen, 

magnetischen Eisenteilchen ab einer 

Größenordnung von ca. 5 µm. 

Bei der Interpretation des PQ-Index mit 

dem Wert für Eisen lassen sich folgende 

Zusammenhänge erkennen: 

Beurteilt wird der Unterschied zwischen 

dem Eisengehalt und dem PQ-Index. Ist 

der Eisenwert in mg/kg hoch, der PQ-Index 

aber niedrig, dann ist der Eisenabrieb 

wohl durch Korrosion entstanden. Denn 

Rost ist kaum magnetisierbar, liefert also 

einen niedrigen PQ-Index. Ein hoher Wert 

für den PQ-Index bei gleichzeitig niedrigen 

Eisenwerten weist immer auf einen akuten 

Verschleißvorgang wie z. B. Pittings, Fressverschleiß 

oder Materialausbrüche hin. 

Tab. 2. Ursachen für Veränderungen der Viskosität von Ölen. 

Viskositätsveränderungen 

Wie auch bei der Analytik von Motoren-, 

Getriebe-, oder Hydraulikölen stellt die 

Viskosität auch bei typischen Turbinenölen 

einen wichtigen Faktor dar. Neben Temperatur 

und Druck kann es für eine veränderte 

Viskosität verschiedene Ursachen geben 

(Tabelle 2). 

Wenn sich die Viskosität verändert hat, können 

mit einer Ölanalyse Rückschlüsse auf 

eine mögliche Ursache gezogen werden. 

Varnish im Öl 

Anstieg der Viskosität 

• Das Öl hat während des Betriebs unter der 

Einwirkung von Temperatur Sauerstoff 

aufgenommen, es ist oxidiert. 

• Oxidationsinhibitoren, alterungsverzögernde 

Additive, haben sich abgebaut. 

• Alterungs- und Oxidationsprodukte, wie Säuren 

und ölunlösliche Bestandteile, sind entstanden. 

• Staub, Wasser oder sonstige Verunreinigungen 

greifen das Öl chemisch an. 

• Es wurde falsches Öl verwendet oder nachgefüllt. 

Ablagerungen stellen ein großes Risiko für 

die Turbine dar. Bei ihrer Bildung spielt die 

Abnahme der Viskosität 

• Es wurde ein zu dünnes Öl oder ein falscher Öltyp 

verwendet oder nachgefüllt. 

• Das System wurde vor der Befüllung mit einem 

dünneren Spülöl gereinigt. Es liegt eine 

Vermischung mit Spülölresten vor. 

Filter blockieren, Dichtungsprobleme auftreten. 

Dadurch wird die Schmierung von 

Lagern aber auch die Funktion von Ölkühlern 

sowie Wärmetauschern beeinträchtigt. 

Der MPC-Test (Membrane Patch Colorimetry) 

ist weltweit das einzige Verfahren, mit 

dem das Potenzial eines Öls, Varnish zu bilden, 

quantifiziert werden kann. Bei Verdacht 

auf Schlamm- bzw. Varnishbildung 

wird er empfohlen. 

Der MPC-Index ist ein Zahlenwert, der zwischen 

0 und 100 liegt. Bei Turbinenölen ist 

der Maximalwert ca. 60. Je höher der MPC- 

Index ausfällt, desto größer ist das Risiko 

der Bildung von Schlamm und lackartigen 

Ablagerungen. 

57

8 > 

Umschlag S-030-2013-06-DE_A3q.indd 1 29.08.2013 10:49:49 

Ölanalysen für Gasturbinen VGB PowerTech 11 l 2019 

Während ein MPC-Index von bis zu 15 sich 

im normalen Bereich für eine übliche Ölalterung 

bewegt, weist ein MPC-Index von 

über 50 auf einen weit fortgeschrittenen 

Additivabbau hin. Es haben sich bereits Ablagerungen 

im System gebildet. Ein Ölwechsel 

sowie eine darauffolgende gründliche 

Systemreinigung sollten durchgeführt 

werden. 

Zustandsbedingte Ölwechsel 

Vor allem in großen Ölumlaufanlagen mit 

Füllmengen von weit über 1.000 Litern sollen 

trotz jährlich 8.500 Stunden Dauerbelastung 

Ölstandzeiten von mehreren Jahren 

erreicht werden. Aufgrund immer anspruchsvollerer 

Betriebsbedingungen 

werden die Turbinenöle zwar weiterentwickelt, 

doch wie sie sich bewähren, zeigt erst 

die Praxis. Eine regelmäßige Überwachung 

mit Ölanalysen ist deswegen unerlässlich. 

Regelmäßige Ölanalysen ermöglichen es, 

die Ölwechsel, die bei Gasturbinen nach 

mehreren 10.000 Betriebsstunden erfolgen, 

zustandsabhängig durchzuführen. 

Dadurch können Ölwechsel im Voraus ge- 

Bild 3. Analysenset für Gasturbinen. 

Die Empfehlung von OELCHECK für die Analyse 

von Ölen aus Gasturbinen lautet: 

Analysenset 7T 

Elemente durch ICP 

PQ-Index 

Farbzahl 

Viskosität 40 °C Viskosität 100 °C VI 

(Viskositätsindex) 

Oxidation (FT-IR) 

Neutralisationszahl (NZ) 

Wasser nach Karl Fischer 

Luftabscheidevermögen 

Partikelzählung ISO 4406, Reinheitsklasse 

Oxidationsbeständigkeit (RULER) 

Schaumverhalten Seq. I 

Zusätzlich empfohlenes Prüfverfahren 

• bei möglichen Ablagerungen: MPC-Test 

plant und unerwartete Ausfälle verhindert 

werden. Damit ist die Energieversorgung 

gesichert und Zusatzkosten durch ölbedingte 

Schäden werden vermieden. 

Analysen 

Für Turbinenöle werden zehn unterschiedliche 

Analysensets empfohlen (B i l d 3 ). 

Ihr Untersuchungsumfang ist auf die unterschiedlichsten 

Turbinenöle und deren 

Betriebsbedingungen abgestimmt. Bei der 

Analyse stehen unter anderem die Oxidation, 

die Veränderung von Additiven, etwaiger 

Verschleiß sowie Verunreinigungen im 

Fein- bzw. Feinstbereich im Fokus. 

Eine Ölanalyse sollte bei Gasturbinen etwa 

alle sechs Monate erfolgen. Hierfür stehen 

extra spezielle Probengefäße bereit, die 

größer sind als gewöhnliche Gefäße, da einige 

Prüfverfahren – wie etwa Luftabscheidevermögen 

oder Schaumverhalten – eine 

große Probenmenge erfordern. Die Analysensets 

enthalten u.a. je ein Probengefäß 

und einen Probenbegleitschein, der alle 

wichtigen Daten zur eingesendeten Ölprobe 

abfragt. 

l 

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einzugehen. Die vorliegende Anleitung zum Ölspülen kann daher nur einen Rahmen 

dafür bilden, welche Kriterien unbedingt zu beachten sind. Die Anwendung, 

auch auszugsweise, steht den betroffenen Partnern frei und muss im jeweiligen 

Einzelfall zwischen den Parteien vereinbart werden. 

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58


Digital nuclear security level DCS main and auxiliary data distribution based on NASPIC platform 

Digital nuclear security level DCS 

main and auxiliary data distribution 

based on NASPIC platform 

Wu Youguang, Ma Quan, Liu Mingming, Zhang Zipeng and Zhang Yu 

Kurzfassung 

Sicherheitsstufe DCS für nukleare 

Anwendungen – Haupt- und 

Nebendatenverteilung auf Basis der 

NASPIC-Plattform 

Für die Sicherheit von Kernkraftwerken besitzt 

das digitale Leit- und Sicherheitssystem (DCS) 

eine hohe Bedeutung – hohe Zuverlässigkeit 

und höchstes Sicherheitsniveau sind grundlegend. 

Für dieses System sind die Daten, die bei 

der Umsetzung von Anlagen- und Reaktorschutz 

genutzt werden, wichtige Informationen, 

die Priorität in direktem Zusammenhang 

mit der Reaktorsicherheit besitzen. In dieser 

Untersuchung wird durch eine eingehende Betrachtung 

der Struktur des DCS ein Modell der 

Haupt- und Nebendatenpriorisierung vorgestellt. 

Vorrangig wird der Gewährleistung einer 

sicheren und zuverlässigen Verarbeitung und 

Übermittlung der wichtigsten Daten, die in direktem 

Zusammenhang mit Sicherheitsfunktion 

stehen, eingeräumt, um Sicherheit und Zuverlässigkeit 

des DCS zu optimieren, Dies gewährleistet 

mit Blick auf diesen Teilaspekt einen 

zuverlässigen und sicheren Betrieb von Kernkraftwerken. 

l 

Authors 

Wu Youguang 

Ma Quan 

Liu Mingming 

Zhang Zipeng 

Zhang Yu 

Science and Technology on Reactor System 

Design Technology Laboratory 

Nuclear Power Institute of China 

Chengdu,610213, China 

Digital security level DCS system of nuclear 

power plant is called “nerve center” of nuclear 

power plant, which requires high 

safety and reliability [1]. In this system, the 

data involved in the implementation of 

shutdown protection and safety facility 

drive functions are important information, 

which need to be prioritised directly related 

to reactor safety. In this paper, through 

in-depth study of the structure of security 

level DCS, the idea of main and auxiliary 

data distribution is put forward. Priority is 

given to ensuring the safe and reliable processing 

and transmission of the main data 

directly related to the security function, so 

as to improve the security and reliability of 

digital security level DCS, which is conducive 

to ensuring the safe and reliable operation 

of nuclear power plants. 

Introduction 

Digital Security Level Instrument and Control 

System (DCS) of nuclear power plant is 

known as the “nerve center” of nuclear 

power plant. It is an important system to 

ensure the safety of reactor and personnel 

by completing the functions of safe shutdown 

of reactor and driving of special safety 

facilities under accident conditions, 

thereby limiting or mitigating the consequences 

of accidents [1].In the security 

level DCS system of nuclear power plant, 

the data involved in the implementation of 

shutdown protection and dedicated safety 

facility driving functions are important information, 

which is directly related to reactor 

safety and needs to be processed first. 

while the data related to display, alarm and 

maintenance are secondary information. 

In order to improve the response speed and 

reliability of security level DCS system, the 

main data to perform security functions 

should not be adversely affected by the 

auxiliary function data, that is, the auxiliary 

function data should not inhibit or delay 

the execution of its security functions. 

In addition, although the processing speed 

and processing capacity of the security 

DCS using the main processor are constantly 

improving, the reliability is also increasing. 

However, with the increasing 

amount of data processed by security level 

DCS in nuclear power plants, the load of 

main processor is still heavy and the processing 

time is long, which leads to the risk 

that the worst response time will exceed 

the requirements of relevant indicators. 

Based on the analysis of the architecture of 

the security level DCS, this paper conducts 

research on main and auxiliary data distribution 

to ensure that the main data of the 

security function is prioritised, the response 

speed and reliability of the security 

level DCS are improved, and the safe operation 

of the reactor is guaranteed. 

NASPIC platform 

NASPIC platform is a general equipment 

platform developed by Nuclear Power Institute 

of China based on microprocessor 

and network communication technology 

according to the regulations, standards of 

nuclear power plant and the system requirements 

of safety control and protection 

system of nuclear power plant. The platform 

mainly includes field control station, 

transmission station, safety display station, 

gateway station and engineer station. 

Among them, the field control station completes 

the functions of signal acquisition, 

data processing, logical operation, signal 

output and data communication. The 

transmission station assumes the functions 

of data interface between the field control 

station and the safety display station, gateway 

station and engineer station. Safety 

display station is the man-machine interface 

of NASPIC platform, which realises 

the functions of safety level process parameters 

and alarm display, equipment control 

and reset locking. Gateway station realises 

data interaction between NASPIC platform 

and external non-security system. The engineer 

station mainly realises the functions 

of configuration, downloading and maintenance. 

The basic architecture diagram of 

the NASPIC platform is shown in F i g - 

u r e 1 (The ECP is an emergency control 

panel. The BUP is a backup panel.). 

The instrument and control system of reactor 

safety level based on NASPIC platform 

provides monitoring for the deviation of 

nuclear power plant from normal opera- 

59

Digital nuclear security level DCS main and auxiliary data distribution based on NASPIC platform VGB PowerTech 11 l 2019 

Field sensor 

ECP/BUP 

drive system. The TU is a data transmission 

unit. GW is a communication isolation 

unit. ACM is a priority selection unit. 

Field control 

station 

PIPS 

SignaI 

processing 

mudule 

Drive 

control 

module 

Switch cabinet 

Actuator 

Safety display 

station 

Transmission 

station 

lE 

communication 

NC 

communication 

Fig. 1. NASPIC platform basic architecture diagram. 

NASPIC Platform 

1E NC 

Hard wiring 

Maintenance 

network 

Gateway station 

Engineer station 

Electrical 

isolation 

Boundary 

NC 

system 

1E 

NC 

Research on main and auxiliary data 

distribution 

Main and auxiliary data definition 

In the digital security level DCS system of 

nuclear power plant, the data involved in 

the implementation of shutdown protection 

and dedicated safety facility drive 

functions are important information and 

need to be processed first. According to the 

importance of the transmitted data information, 

the data used to perform the shutdown 

protection and dedicated safety facility 

driver functions are defined as the main 

function data, and the related data used to 

display, alarm and maintain are defined as 

the auxiliary function data. The main function 

data of security level DCS system in 

executing security function shall not be ad- 

tion conditions, and drives corresponding 

security functions to make the plant shut 

down safely and maintain safe state. This 

ensures the safety of reactor, nuclear power 

plant equipment, personnel and environment 

in case of accident. According to 

the requirement of Engineering application, 

NASPIC platform can be used to construct 

digital security level instrument and 

control system for nuclear power plants 

with different reactor types (such as 

AP1000, Hualong 1, M310) and different 

architectures. 

IP IIP IIIP 

Security level DCS architecture 

This paper is based on the digital security 

level DCS architecture of China Engineering 

Test Reactor, as shown in F i g u r e 2 . 

The security level DCS architecture adopts 

a three-channel redundant structure, 

which consists of three protection groups 

(protection group I, protection group II 

and protection group III) and two logic series 

(logic series A and logic series B). The 

signal acquisition and logic processing related 

to emergency shutdown system are 

implemented in three protection groups. 

The functions of the dedicated safety facility 

drive system are realised by the protection 

group and logic series. 

Among them, IP, IIP and IIIP represent 

three redundant protection channels; 

PIPS-1, PIPS-2 and PIPS-3 represent three 

redundant protection channels’ preprocessing 

units; RPC-1, RPC-2 and RPC-3 represent 

three redundant protection channels’ 

protection processing units; TU-1, 

TU-2 and TU-3 represent three redundant 

protection channels’ signal transmission 

units; ESFAC-A1 and ESFAC-A2 represent 

two subgroups of dedicated security facility 

driver units of logical series A, which 

carry out 1oo2 decision output; ESFAC-B1 

and ESFAC-B2 represent two subgroups of 

TRAIN A 

dedicated security facility driver systems of 

logical series B, which carry out 1oo2 decision 

output; ACM-A and ACM-B represent 

priority management units of two logical 

series; GW-A and GW-B represent the gateway 

units of two logical series. 

By studying the digital security level DCS 

architecture of a domestic engineering test 

reactor, it can be found that each protection 

group corresponds to one protection 

group TU transmission station, and each 

logic series corresponds to one logic series 

TU transmission station. 

Note: PIPS is a signal preprocessing system. 

RPC is a reactor shutdown logic processing 

system. ESFAC is a dedicated safety 

TRAIN B 

Fig. 2. Digital security level DCS architecture diagram 

versely affected by the auxiliary function 

data, and the auxiliary function data shall 

not inhibit or delay the execution of its security 

function. 

Main and auxiliary data partition 

According to the above definition of main 

and auxiliary data, we divide the signals in 

digital security level DCS. 

Digital security level DCS receives instruction 

signals from the main control room 

safety disk and backup disk. The instruction 

data includes equipment control instruction 

and alarm and indication signal. 

The equipment control instruction belongs 

to the main function data, and the alarm 

60


Digital nuclear security level DCS main and auxiliary data distribution based on NASPIC platform 

and indication signal belongs to the auxiliary 

function data. 

The periodic test in digital security DCS belongs 

to the non-security function, and the 

periodic test data belongs to the auxiliary 

function data, which can not affect the execution 

of the system security function. 

Therefore, the relevant design is implemented 

in the TU interfaced with the periodic 

test device. In the periodic test, the 

module fault signal, the on/off feedback 

signal and the successful locking feedback 

signal need to be sent to the engineer station 

and the main control room for alarm 

and instruction after processing. 

The alarm and indication signals belong to 

auxiliary function data, which are mainly 

used to assist operators to monitor the status 

of units and assist maintenance engineers 

to analyze and locate faults, mainly 

including equipment state feedback, PAMS 

parameters, process parameters and alarm 

signals. 

Instrument control alarm and maintenance 

information belongs to auxiliary function 

data. Transferring such data will occupy a 

large amount of communication resources 

of the system. At the same time, alarm and 

indication signals for operator monitoring 

and maintenance engineers to analyze and 

locate faults will be sent to NC-DCS and 

maintenance engineer station. 

Main and auxiliary data distribution 

scheme 

In digital security level DCS, the main and 

auxiliary data are processed in the same 

main processor, and the theoretical calculation 

shows that the worst response time 

of shutdown protection theory will exceed 

the user requirements. Through the analysis 

of the data of a digital security level DCS 

of an engineering test reactor, the ratio of 

main and auxiliary data is shown in Ta - 

ble 1. 

It can be seen from Ta b l e 1 that supplementary 

data account for 97.62 % of the 

total volume, and the main data only account 

for 2.38 %. This will enable the processor 

that performs protection logic and 

communication to process a large number 

of auxiliary data. A large number of auxiliary 

function data will cause the main control 

module to spend a lot of time to execute 

communication transceiver, logical 

processing, and so on. With the increase of 

processing cycle, the response time of the 

system will increase, so the response time 

will exceed the requirements. In order to 

solve this problem and ensure the processing 

speed and time of the main channel of 

the shutdown protection and special security 

function, a transmission unit (TU) is 

added to each protection group and logic 

series of the digital security level DCS, It is 

specially used for processing display, 

alarm, periodic test and maintenance information 

transmission functions, and the 

Tab. 1. Comparison of main and auxiliary data of security level DCS. 

Data function Data type Data volume Ratio 

Shutdown / Dedicated M 0.875 Kb 2.38% 

Alarm / Display / Periodic test A 35.825 Kb 97.62% 

M- main data, A- auxiliary data 

IP 

TRAIN A 

IIP 

TRAIN B 

Note: - Main function data flox, - Auxiliary function data flow 

Fig. 3. Schematic diagram of main and auxiliary data distribution. 

IIIP 

main work is accomplished. It can separate 

data flow from auxiliary function data 

flow, which reduces the task and communication 

traffic of protection group and logic 

series, reduces the complexity of software, 

shortens the response time of executing 

protection function, and improves the 

real-time, security and reliability of the 

system. 

The structure of main and auxiliary data 

shunting in digital security DCS is shown in 

the F i g u r e 3 . The protection group IP 

and logical series A are studied. The 

main data (Instrument Preprocessing Unit 

PIPS-1, Protective Channel Processing Unit 

RPC-1, Column A Special Safety Facility 

Drive System Subgroup ESFAC-A1, Column 

A Priority Management Unit ACM-A) 

that perform security functions is processed 

and transmitted first. Other auxiliary 

data are exchanged by transmission 

unit (TU) and external data information, 

as are other protection groups. 

The data distribution mechanism of separate 

transmission of different types of signals 

can effectively ensure that the data 

processing and transmission of security 

functions are not affected by non-security 

functions. The auxiliary function data is 

distributed by TU, which effectively reduces 

the load of the main function data transmission 

channels, and improves the realtime 

and reliability of the system. 

At present, the main and auxiliary data distribution 

technology based on NASPIC 

platform has been successfully applied to 

many projects, such as engineering test reactor, 

Xiapu fast reactor, ACP100 small reactor, 

and has received good engineering 

application results. 

Comparative study of data 

transmission methods with other 

platforms 

At present, the commonly used security 

level DCS platforms in domestic nuclear 

power plants mainly include MELTAC-N 

platform plus of Mitsubishi Company, TXS 

platform of Siemens, TRICON platform of 

Invensys and Common Q platform of Westinghouse 

Company [2]. 

By investigating the above security level 

DCS platform architecture and data transmission 

mode, the main data and the auxiliary 

data of alarm display, periodic test 

and other functions for the implementation 

of shutdown protection and dedicated 

safety facilities drive function are all processed 

in the same processor. Compared 

with the digital nuclear security level DCS 

61

Digital nuclear security level DCS main and auxiliary data distribution based on NASPIC platform VGB PowerTech 11 l 2019 

based on NASPIC platform, the other security 

level platforms mentioned above do 

not have TU transmission stations, which 

will reduce the number of cabinets, but 

there is a risk that the load of the main processor 

is large and the response time is relatively 

long. 

Conclusions 

Through the in-depth analysis and research 

of the security level DCS architecture, 

the data transmission mode of the 

main and auxiliary data shunting is proposed, 

which gives priority to ensuring the 

safe and reliable processing and transmission 

of the main data directly related to the 

security function. The distribution of auxiliary 

function data in TU station effectively 

reduces the load of main function data 

transmission channels, improves the realtime 

and reliability of the system, and ensures 

the safe and reliable operation of nuclear 

power plant. The distribution technology 

of main and auxiliary data has been 

successfully applied to many projects, and 

has achieved good engineering application 

results. 

References 

[1] Zhang Rui, Peng Huaqing. Digital reactor 

control system research [J]. Nuclear Power 

Engineering, 2002 (5): 86-88. 

[2] Liu Yue, Ding Changfu. Analysis and research 

of DCS security level instrumentation platform 

[J]. Automation Expo, 2012 (1): 48- 

52. l 


Structural Design of Cooling Towers 

VGB Standard on the Structural Design, Calculation, Engineering 

and Construction of Cooling Towers 

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

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

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

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

Pri ce for VGB mem bers € 180.–, 

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

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

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

Preis für VGB-Mit glie der € 180,–, 

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


Structural Design of 

Cooling Towers 

VGB-Standard on the Structural Design, 

Calculation, Engineering and Construction 

of Cooling Towers 

(formerly VGB-R 610e) 

VGB-S-610-00-2019-10-DE 

Summary 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

instead of the German rules. 

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

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

to natural draught cooling towers. 

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

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

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

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

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

same name. 

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

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

62


Sub-cooled boiling of natural circulation in narrow rectangular channels 

Experimental study on sub-cooled 

boiling of natural circulation in 

narrow rectangular channels 

Zhou Tao, Li Zichao, Li Bing, Qi Shi and Huang Yanping 

Kurzfassung 

Experimentelle Studie zum unterkühlten 

Sieden bei Naturkonvektion in engen 

rechteckigen Kanälen 

Unterkühltes Sieden unter der Bedingung der 

Naturkonvektion wurde experimentell in einem 

Versuchsstand mit engen rechteckigen Kanälen 

untersucht. Wird die Heizleistung für 

den Wärmeübergang auf ein bestimmtes Niveau 

erhöht, können das Phänomen des unterkühlten 

Siedens sowie die Blasenbewegung 

über ein Sichtfenster beobachtet werden. Die 

Ergebnisse der Untersuchungen zeigen, dass 

der Wärmeübergangskoeffizient des unterkühlten 

Siedens mit zunehmender Heizleistung 

zunimmt und mit zunehmender Unterkühlung 

am Kanaleintritt und Größe der engen rechteckigen 

Kanäle abnimmt. Die Wärmeübertragung 

des unterkühlten Siedens wird hauptsächlich 

durch die Bildung und Abtrennung 

von Blasen beeinflusst, begleitet von Strömungsoszillationen. 

Beobachtet wurden 3 Stufen 

des unterkühlten Siedens in engen rechteckigen 

Kanälen. Schließlich wurde eine empirische 

Korrelation für den Wärmeübergangskoeffizienten 

der natürlichen Konvektion in 

engen rechteckigen Kanälen ermittelt, basierend 

auf dimensionslosen Kennzahlen. l 

Authors 

Zhou Tao 1,2,3* 

Li Zichao 1,2,3 

Li Bing 1,2,3 

Qi Shi1 ,2,3 

Huang Yanping4 

Affiliations: 

1 School of Nuclear science and 

Engineering 

North China Electric Power University 

Beijing, 102206, China 

2 Institute of nuclear thermal-hydraulic safety 

and standardization 

North China Electric Power University 


3 Beijing Key Laboratory of Passive Safety 

Technology for Nuclear Energy 


4 CNNC Key Laboratory on Nuclear 

Reactor Thermal Hydraulics Technology 

Chengdu, 610041, China 

Sub-cooled boiling of natural circulation has 

been experimentally investigated based on a 

natural circulation device with narrow 

rectangular channels. When the heating 

power is increased to a certain level, the 

phenomenon of sub-cooled boiling and 

bubbles movement can be observed through 

the visual channel. The results show that the 

heat transfer coefficient of sub-cooled boiling 

increases with the increasing of heating 

power and decreases with the increasing of 

inlet sub-cooling and size of narrow 

rectangular channels. The heat transfer 

process of sub-cooled boiling is mainly 

affected by the generation and departure of 

bubbles, accompanied with flow oscillation. 

It is discovered that there are 3 stages of subcooled 

boiling in the narrow rectangular 

channels. Finally, an empirical correlation 

has been proposed for the heat transfer 

coefficient of natural circulation sub-cooled 

boiling in narrow rectangular channels, 

based on dimensionless analysis method and 

the errors fall in the range of ±15 %. 

Introduction 

The usage of narrow channels is a new 

technique for enhancing heat transfer, 

having high heat transfer coefficients at low 

heat flux [1]. This direction is being 

adopted in the heat transfer systems of 

new-type reactor design. Therefore, it is 

necessary to study heat transfer characteristics 

of narrow channels. By investigating 

the saturated boiling phenomenon in 

vertical narrow channels, Ishibashi [2] 

found that there is an obvious improvement 

in the heat transfer coefficient, accompanied 

with periodic change of bubbles. Sun 

Licheng [3] evaluated thirteen different 

prediction methods of saturated boiling by 

a database and proposed a modified 

correlation by introducing the Weber 

number. The above studies placed much 

focus on saturated boiling, whereas the 

flow and heat transfer region [4] of 

pressurized water reactors (PWR) is at subcooled 

boiling. As for sub-cooled boiling 

in narrow channels, Chen [5] investigated 

the effect of channel size on subcooled 

flow boiling and associated bubble 

charac-teristics. Wang [6] investigated 

the onset of nucleate boiling (ONB) in narrow 

channels at 1.0 to 4.5 MPa pressure 

range and a new correlation was obtained 

by considering the bilateral heating 

factor. 

For narrow rectangular channels, the heat 

transfer capacity is 1.3 to 2.1 times of that 

in conventional channels [7]. Due to above 

characteristic, the advanced reactors and 

research reactors [8] have adopted this 

kind of channel. As for sub-cooled boiling 

in narrow rectangular channels, Pan 

[9, 10] investigated the effect of mass flux, 

sub-cooled temperature of heated section, 

pressure and heating modes on the heat 

transfer coefficient and the behavior of 

bubbles. Al-Yahia O S [11] investigated the 

effect of transverse power distribution on 

ONB and developed a sub-cooled boiling 

model with uniform and non-uniform heat 

flux distribution for narrow vertical 

rectangular channels. Xu [12] established 

a physical model which can explain the 

mechanism of bubbles movement in 

narrow rectangular channels. Natural circulation 

[13, 14] does well in mitigating 

reactor accidents, which can improve 

the inherent safety of the nuclear reactors. 

Such a heat transfer mode can be 

used as the main cooling method for 

small modular reactors [15]. It [16-19] has 

been investi-gated in theory and experiment. 

For sub-cooled boiling of natural circulation 

in narrow rectangular channels, some 

preliminary research has already been 

presented [20, 21]. However, sub-cooled 

boiling of natural circulation in narrow 

rectangular channel which can be 

influenced by size of channel and bubbles is 

complex. Hence, it is necessary to further 

investigate the characteristics of sub-cooled 

boiling in narrow rectangular channels 

during natural circulation based on 

experiments. 

Experiment system 

Experiment facility 

F i g u r e 1 shows the experiment facility, 

which is used to investigate the sub-cooled 

boiling of natural circulation. It consists of 

a preheater channel, a rectangular heater 

channel with a visible window, a condenser 

63

Sub-cooled boiling of natural circulation in narrow rectangular channels VGB PowerTech 11 l 2019 

1 experiment channel – 2 thermal insulation material – 

3 high speed camera – 4thermocouples – 

5 photography lamp 

Fig. 3. Measure device of experiment channel. 

1 Tank of deionized water – 2 Nitrogen gas bottle – 3 Pressure regulator – 4 Cooling tank – 5 Preheater – 

6 Rectangular heater with visible window – 7 Thermocouples – 8 Condenser – 9 Pressure sensors – 

Fig. 1. Experiment facility of natural circulation system. 

1 cover plate – 2 2-5mm mica – 3 gasket – 

4 glass – 5 thin gasket – 6 heating panel – 

Fig. 2a. Cross-section of experiment channel. 

6 

5 

1 

2 

4 

3 

and a descending channel. The deionized 

water is used as fluid medium, which is 

driven through the preheater channel, rectangular 

heater channel and condenser 

channel by density difference. For 

this natural circulation system, the flow 

rate is measured by a turbine flowmeter 

with a tolerance of ±0.001 l/min and 

the pressure is balanced by a pressure regulator. 

Visual experiment channel with a narrow 

rectangular slit 

F i g u r e 2 ( a ) shows the cross-sectional 

view of the visual experiment channel. 

F i g u r e 2 ( b ) shows its three-dimensional 

view. It has a size of 2 to 5 mm × 

40 mm with a length of 1,000 mm. One side 

consists of a heating surface made of stainless 

steel, and the other side is the visual 

window made of quartz glass. 

The flow pattern is well-observable 

through the quartz glass. The effective 

heating power can be adjusted continuously, 

in the range of 0 to 30 kW. 

Measurement device 

F i g u r e 3 shows the measurement device, 

used alongside the experiment channel. 

The temperature is measured by 

sheathed thermocouples, and the measurement 

accuracy is ±0.25 %. From the 

inlet to the outlet of the experiment channel, 

20 temperature thermocouples which 

are used to transfer the collected temperature 

signals to the data acquisition unit, are 

installed on the side of the metal heat surface. 

There are 2 additional temperature 

test points installed at the inlet and outlet 

of the experiment channel, in order to 

measure the fluid temperature. 

The flow pattern in experiment channel is 

recorded by using high speed camera (1,000 

fps). It allows the behavior of bubbles to be 

captured easily within the experiment channel. 

All instruments have been shown in Ta - 

b l e 1 , alongside their maximum errors. 

Experiment parameters and 

procedure 

Experiment parameters 

The experiment parameters of the natural 

circulation system are shown in Ta b l e 2 . 

Experiment procedure 

The following procedure has been followed 

in this experiment. 

Tab. 1. Instruments and errors. 

Parameter Name Model Range Errors 

Pressure Pressure transmitter HSLT-P 0 to 6.0 MPa 0.25 % 

Temperature Thermocouple WRNK101 0 to 600 o C 0.25 % 

Volume flow Turbine flowmeter LW-10 0 to 600 l/H 0.2 % 

Voltage Voltmeter HC-300/C 0 ∼ 380 V 0.2 % 

Current Ammeter T23-A 0 ∼ 5 A 0.2 % 

Data 

Data acquisition 

instrument 

KPCI-1813 0.1 % 

Tab. 2. Experiment parameters. 

Fig. 2b. Three-dimension view of the 

experiment channel. 

Inlet subcooling 

Preheater 

power 

Heater power Gap size Device height Device width 

60 to 15 o C 0 to 30 kW 0 to 10 kW 2 mm to 5 mm 3.3 m 2 m 

64



–– 

At the beginning of the experiments, 

deionized water is added into the whole 

loop, and the pressure is regulated using 

a pressure stabilizer. 

–– 

A preheater and a rectangular heater are 

used to heat the fluid medium. The power 

of preheater is maintained so that the 

fluid enters the rectangular heater at a 

certain temperature. 

–– 

Once natural circulation begins, the power 

of rectangular heater is increased by a 

certain amount of time step. In fact, the 

power should be added gradually, in order 

to allow the system to balance itself. 

–– 

All requisite operational parameters are 

recorded. The above procedure is repeated 

by changing the fluid temperature at 

the inlet of the rectangular heater, the 

heat flux and size of experiment channel. 

In practice, the heating power is lost due to 

the glass wall of the experiment channel 

and a heat transfer efficiency of 0.75 is 

used. This is calculated using a heat balance 

experiment. 

Heat transfer coefficient kW/(m 2 K) 

4.0 

3.5 

3.0 

2.5 

2.0 

1.5 

80 90 100 110 120 130 140 

Heat flux kW/m 2 

Experiment calculations 

Wall temperature calculation 

The effective heating power of the experiment 

channel is defined as equation (1). 

 

(1) 

In this equation, q is the effective heating 

power of experiment channel measured in 

kW/m 2 . U is the voltage of experiment 

channel measured in V. I is the electric current 

of experiment channel measured in A. 

eff is the heat transfer efficiency. b is the 

width of rectangular heating surface measured 

in m. L is the length of rectangular 

heating surface measured in m. 

In addition, there is an offset between the 

position of thermocouples and the inner 

wall surface of the experiment channel. 

Because the offset is small, it can be 

assumed that the temperature varies 

linearly along the thickness of inner wall. 

This temperature can be calculated by 

Fourier heat conduction law, which is 

showed as equation (2). 

 

(2) 

Fig. 4. The influence of heat flux on heat transfer coefficient. 

In the above equation, T wi is the inner wall 

temperature of test position i measured 

in K. T i is the thermocouple measuring 

temperature of i test position measured 

in K. λ 

w is thermal conductivity of heating 

plate measured in kW/(m K). δ is the gap 

w 

between the thermocouple and inner wall 

of experimental channel measured in m. 

Heat transfer coefficient of sub-cooled 

boiling calculation 

Through observation and experiment data 

analysis, it is found that the ONB occurs at 

the lower part in the mid-section of experiment 

channel. Hence, the average heat 

transfer coefficient of 9-12 test positions 

which are in the mid-section of experiment 

channel is regard as the standard heat 

transfer coefficient of sub-cooled boiling 

shown as equation (3). 

(3) 


2.6 

2.5 

2.4 

2.3 

2.2 

2.1 

2.0 

1.9 

1.8 

In the above equation, h is the heat transfer 

coefficient of sub-cooled boiling measured 

in kW/(m 2 K). T fi is the temperature of fluid 

at i th test position measured in K. It has 

been assumed [22] that the fluid’s temperature 

varies linearly along the axial direction 

from inlet to the outlet of the experiment 

channel. 

Experiment results and analysis 

The influence of heat flux on heat transfer 

coefficient 

F i g u r e 4 shows the influence of heat flux 

on heat transfer coefficient in a 3 mm experiment 

channel. The inlet sub-cooling is 

50 o C. 

As it is depicted in F i g u r e 4 , the heat 

transfer coefficient of sub-cooled boiling in 

natural circulation is 1.9 kW/(m 2 K) when 

the heat flux is at 80 kW/m 2 , and which in- 

2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 

Experiment channel size mm 

Fig. 5. The influence of experiment channel on heat transfer coefficient. 

65


creases to 3.9 kW/(m 2 K) when heat flux is 

increased to 138 kW/m 2 . It is observed that 

as the heat flux is increased, the heat transfer 

coefficient has a corresponding increase. 

For natural circulation system, 

more bubbles are produced in the subcooled 

boiling zone when the heat flux is 

increased. The generation and detachment 

of bubbles creates a disturbance in the liquid 

membrane, hence enhancing the heat 

transfer coefficient. Moreover, there is a 

corresponding increase in the void fraction 

of experiment channel. This increases the 

difference in the fluid density, thus causing 

the volume flow to increase. This enhances 

the heat transfer process even more. 

It is difficult for bubbles to be generated 

and get detached at low values of heat flux. 

In such a case, there is a high level of 

undercooling and the variation of heat 

transfer coefficient is small. When the heat 

flux is increased to a certain value, a strong 

disturbance is generated by the bubbles 

and there is an apparent increase in the 

heat transfer coefficient. 

The influence of experiment channel size 

on heat transfer coefficient 

F i g u r e 5 shows the influence of experiment 

channel size on heat transfer coefficient. 

The heat flux is kept at 100 kW/m 2 

with the inlet sub-cooling maintained at 

50 o C. 


transfer coefficient of natural circulation 

sub-cooled boiling attains a value of 

2.55 kW/(m 2 K) with a 2 mm gap size in 

the rectangular channel. The heat transfer 

coefficient decreases to 1.9 kW/(m 2 K) 

when the gap size is increased to 5 mm. For 

the sub-cooled boiling in natural circulation, 

it is observable that the heat transfer 

coefficient tends to decrease with increasing 

channel gap sizes. For smaller sizes, the 

narrow rectangular channel forces the 


3.6 

3.4 

3.2 

3.0 

2.8 

2.6 

2.4 

2.2 

2.0 

1.8 

10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 

bubbles to squeeze together and coalesce. 

This creates a strong disturbance in the liquid 

membrane, thus enhancing the heat 

transfer process. 

The influence of inlet sub-cooling on heat 

transfer coefficient 

F i g u r e 6 shows the influence of inlet 

sub-cooling on heat transfer coefficient in a 

3 mm experiment channel. The heat flux is 

maintained at 80 kW/m 2 . 


transfer coefficient of natural circulation 

sub-cooled boiling is 3.4 kW/(m 2 K) when 

the inlet sub-cooling is 15 o C. For an inlet 

sub-cooling of 50 o C, the heat transfer coefficient 

decreases to 1.9 kW/(m 2 K). Obviously, 

the heat transfer coefficient is observed 

to decrease when the inlet sub-cooling 

is increased. On one hand, a high 

Inlet subsooling 

Fig. 6. The influence of inlet sub-cooling on heat transfer coefficient. 

degree of inlet sub-cooling leads to an increase 

in the single phase part, resulting in 

a lower heat transfer coefficient in the experiment 

channel. On the other hand, the 

void fraction of experiment channel also 

tends to decrease at the same time. A corresponding 

decrease in the density difference 

between the ascending and descending 

pipe tends to decrease the flow rate of 

natural circulation, thus having an opposing 

effect on the heat transfer coefficient. 

Mechanism analysis and empirical 

correlation 

Experiment phenomena 

Based on the natural circulation experiment 

device shown in F i g u r e 1 , it is possible 

to change the volume flow rate as well 

Volume 

6.5 

2.0 

Heating power 

6.0 

Bubbles 

Polymerization 

1.5 

5.5 

Volume flow in L/min 

1.0 

0.5 

5.0 

4.5 

4.0 

3.5 

Heating power in kW 

Bubbles 

Generation 

0.0 

3.0 

2.5 

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

t in s 

Fig. 7a. Volume flow with heating power. 

Fig. 7b. Fluid phenomenon in channel. 

66



as the flow pattern in experiment channel 

by increasing the heating power. The inlet 

sub-cooling remains constant at an atmospheric 

pressure, and a gap size of 3 mm experiment 

channel is used. Figure 7a shows 

the trend of volume flow rate with the 

heating power and F i g u r e 7 b shows the 

flow pattern in the experiment channel. 

As seen from F i g u r e 7 a , an increase in 

the heating power leads to a corresponding 

increase in the average volume flow rate, 

accompanied with oscillation. In the beginning, 

the volume flow rate increases with 

slight oscillation. This is a direct result of 

small bubbles adhering to the heating surface. 

As the power is further increased, the 

bubbles combine together and detach from 

the heating surface. The bubbles are quickly 

compensated by the main fluid which is 

in a sub-cooled state. At this time, the volume 

flow tends to grow with drastic oscillation. 

When the heating power reaches a 

certain range, the main fluid becomes saturated. 

At this time, it is difficult to make 

bubbles condensation. Hence, the volume 

flow rate grows slowly with slight oscillation. 

As observed from F i g u r e 7 b , the bubbles 

are mostly generated on side of the 

rectangular channel. It reveals that the 

heat transfer coefficient is higher near the 

edges of the channel, than in the middle of 

experiment channel. The bubbles attach 

themselves to the heating wall, and then 

slip along with the flow direction. During 

this process, the bubbles are gradually compensated. 

The main fluid is highly subcooled 

near the entrance of the experiment 

channel, where the bubbles adhere themselves 

to the heating wall and initiate a 

slight disturbance in the thermal boundary 

layer. Hence, there is a lower heat transfer 

coefficient at this location. The main fluid is 

sub-cooled to a lower level in the upper section 

of the rectangular channel. At this location, 

the bubbles begin to polymerization 

and break away from the boundary layer, 

creating a drastic disturbance on thermal 

boundary layer. This results in a higher 

value of heat transfer coefficient. 

Mechanism analysis 

By analyzing the effects of inlet sub-cooling 

and heating power, observing motion characteristic 

of bubbles in experiment channel, 

this paper proposes three stages about subcooled 

boiling of natural circulation in a 

narrow rectangular channel. F i g u r e 8 

( a ) ( b ) ( c ) show the characteristics of 

bubbles in different stages about subcooled 

boiling of natural circulation in a 

narrow rectangular channel 

First stage: As shown in F i g u r e 8 ( a ) , 

the main fluid is in the early sub-cooled 

boiling stage, where the small bubbles are 

adhered to the heating surface. These bubbles 

remain stationary when the power is 

kept constant. On one hand, the bubbles 

are condensed by the main fluid which is in 

Heat Wall 

Figure 8a Figure 8b Figure 8c 

Fig. 8 (a) (b) (c). Characteristics of bubbles in different stages about sub-cooled boiling of natural 

circulation in a narrow rectangular channel. 

a sub-cooled state, hence decreasing their 

size. On the other hand, the external heat 

tends to increase the size of bubbles. The 

actual size of the bubbles is determined by 

the balance of such opposing effects. There 

is a relatively small heat transfer coefficient 

at this stage, and the volume flow presents 

an increase with slight oscillation. 

Second stage: As shown in F i g u r e 8 ( b ) , 

the main fluid is sub-cooled to a lesser degree 

along the flow direction as the heating 

power is increased. Bubbles begin to grow 

and break away from the heating wall. 

Some bubbles begin to coalesce, due to the 

squeezing effect of rectangular narrow 

channel. However, the bubbles gradually 

become smaller as they slip along the flow 

direction since the main fluid is in a subcooled 

state. The bubbles are periodically 

generated, separated and then condensed. 

In this stage, there is a relatively high heat 

transfer coefficient due to a higher disturbance 

effect. The volume flow increases 

with dramatic oscillation. 

Third stage: As shown in F i g u r e 8 ( c ) , it 

presents a reduction in the single phase 

and sub-cooled boiling sections, as the 

heating power is increased in the experiment 

channel. The upper part of the channel 

shows saturated boiling with the occurrence 

of mixing flow. In this stage, the 

main fluid has a lower degree of sub-cooling, 

and the generation rate of bubbles is 

much higher than the rate of their compensation. 

The disturbance caused by the bubbles 

generation and detachment enhances 

the turbulent kinetic energy of the 

boundary layer, which increases the heat 

transfer coefficient. At this time, the subcooled 

boiling begins to exhibit a transition 

towards the saturated boiling phenomenon. 

Empirical correlation 

At present, Rohsenow correlation [23] 

shown as equation (4) is usually used to 

calculate heat transfer coefficient of subcooled 

boiling at small flow rate. As for 

natural circulation, Cao correlation [24] 

shown as equation (5) and Hong correlation 

[25] shown as equation (6) are used to 

Heat Wall 

Heat Wall 

calculate heat transfer coefficient of subcooled 

boiling. 

(4) 

In the above equations, C pl is specific heat 

measured in J/(kg K). ∆t is the wall superheat 

measured in o C. r is latent heat of vaporization 

measured in J/kg. C wl is Rohsenow’s 

constant. q is the heat flux measured 

in kW/m 2 . l is the kinetic viscosity of saturated 

liquid measured in Pa˙s. is the surface 

tension measured in N˙m. g is the 

gravitational acceleration measured in m/ 

s2. l is the density of saturated liquid 

measured in kg/m 3 . v is the density of saturated 

steam measured in kg/m 3 . Pr l is the 

Prandtl number of saturated liquid. 

(5) 

(6) 

 

In the above equations, h is the heat transfer 

coefficient of sub-cooled boiling measured 

in kW/(m K). q is the effective heating 

power of the experiment channel measured 

in kW/m 2 . ∆T sub is the sub-cooled degree 

measured in o C. b is the narrow gap of 

experiment channel measured in m. 

These equations (Eq. 4-6) are used to obtain 

the theoretical calculation results. 

F i g u r e 9 shows a comparison between 

theoretical calculations and the experiment 

results of the natural circulation system. 

As depicted in F i g u r e 9 , the calculations 

of Cao and Hong correlations fit well with 

the experiment results. The relative errors 

between theoretical calculations and the 

experiment results are less than 30 %. 

However, the theoretical calculations of 

Rohsenow correlation exhibit a large error. 

This is because the Rohsenow correlation 

only considers the effect of heat flux 

whereas the experiment considers the influence 

of channel size as well as inlet subcooling 

on the heat transfer coefficient, 

67


Calculation results kW/m 2 K 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

+30 % 

Cao correlation 

Hong correlation 

Rohsenow correlation 

-30 % 

ature, as well as the size of narrow rectangular 

channels. 

–– 

For natural circulation systems, the generation 

and detachment of bubbles have 

an influence on heat transfer coefficient 

during sub-cooled boiling. This 

process is accompanied by flow oscillation. 

It is discovered that there are 3 

stages during the sub-cooled boiling 

phenomenon. 

–– 

The empirical correlation has been proposed 

for the heat transfer coefficient of 

sub-cooled boiling, during natural circulation 

through narrow rectangular channels. 

It has been derived using dimensionless 

analysis method. All experiment 

results fall within ±15 % of the proposed 

correlation. 

apart from just the heat flux. In addition, as 

seen from F i g u r e 7, the generation and 

disappearance of bubbles which has a great 

influence on the volume flow rate leads to 

a instability in the process of sub-cooled 

boiling. This decreases the heat transfer coefficient. 

Although Cao and Hong correlations 

fit well with the experiment results, 

they can’t reflect the process of sub-cooled 

boiling. In this paper, dimensional analysis 

method has been performed in order to realize 

an empirical correlation for the heat 

transfer coefficient of sub-cooled boiling in 

natural circulation. 

According to the results of previous studies 

[10, 21, 25] and experiment results based 

on F i g u r e 1 , the governing factors which 

influence the heat transfer coefficient for 

natural circulation sub-cooled boiling phenomenon 

have been identified. Ta b l e 3 

gives a comprehensive list of such factors. 

According to the π theorem [26], D e , , f , 

are selected as the fundamental variables 

to be analyzed and the equation (7) describing 

the heat transfer coefficient of subcooled 

boiling in natural circulation can be 

obtained. 

(7) 

The equation (7) is fitted based on the experiment 

results of the natural circulation 

system. The resulting empirical correlation 

is shown as Equation (8)-(9). 

(8) 

 

0 

0 1 2 3 4 5 6 

Experiment results kW/m 2 K 

Fig. 9. Comparison between calculation and experiment results. 

(9) 

F i g u r e 10 shows the calculation results 

using above correlation, as compared with 

Tab. 3. Dimensional parameters. 

the experiment results for the natural circulation 

system. 

As depicted in F i g u r e 10 , the calculation 

results show a good fit with the experiment 

results within an accuracy of ±15 %. In 

contrast to the previous studies, dimensional 

analysis method has been used to 

formulate the empirical correlation, which 

can describe the physical process about 

sub-cooled boiling of natural circulation in 

narrow rectangular channels. 

Conclusions 

Based on the experiments of sub-cooled 

boiling in natural circulation, different factors 

have been identified and investigated, 

which have an effect on heat transfer coefficient. 

The following conclusions have 

been drawn from this study: 

–– 

For sub-cooled boiling, the heat transfer 

coefficient increases with an increase in 

the heating power and decreases with an 

increase in the inlet sub-cooling temper- 

Acknowledgments 

The research was funded by National Natural 

Science Foundation of China 

(No.50976033), Beijing Natural Science 

Foundation (No.3172032) and 

Nomenclature Meaning of nomenclature Unit Dimension 

h Heat transfer coefficient kW(/m 2 K) MT –3 –1 

D e Hydraulic diameter of heating channel m L 

Liquid thermal conductivity kW/(m K) MLT –3 –1 

V Thermal expansion coefficient K - 1 –1 

g Gravitational acceleration m/s 2 LT –2 

∆T Sub-cooling degree K 

q Heat flux kW/m 2 MT –3 

C p Constant specific heat capacity kJ/(kg K) L 2 T –2 –1 

Fluid density Kg/m 3 ML –3 

f Dynamic viscosity of fluid Pa˙s ML –1 T –1 

w Dynamic viscosity of fluid near wall Pa˙s ML –1 T –1 

Length-width ratio of experiment cross-section Dimensionless N/A 

Fundamental Research Funds for Central 

Universities (No.2017XS086). Finally, the 

authors would also like to thank the 

researchers of Institute of Nuclear Thermal 

Safety and Standardization for their 

contribution. 

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68



Calculation results kW/m 2 K 

3.5 

3.0 

2.5 

2.0 

1.5 

1.0 

0.5 

0.0 

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in narrow vertical rectangular channel 

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Technology, 2002,1(2): 185-188. 

Experiment results kW/m 2 K 

-15 % 

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 

Fig. 10. Comparison between calculation and experiment results. 

[10] Pan L M, Jen T C, He C, et al. Heat Transfer 

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gap rectangular narrow channel [D], 

North China Electric Power University, 

2013. 

[26] Yang Shiming, Tao Wenquan. Heat transfer 

[M]. Higher Education Press, 2006. l 


Preservation of Steam andGas Turbo-Generator Sets 

Edition 2017 – VGB-S-036-00-2017-04-EN 

DIN A4, 42 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers* € 190.–, for non mem bers € 280.–, + VAT, ship ping and hand ling 


The present VGB-Standard covers all aspects of preservation. This standard provides operators, manufacturers 

and planners with a basic framework on how and to what extent the steam turbines, gas turbines and 

generators are to be treated. 

The editorial team has decided to take the steam turbine and the generator from the VGB-R 116 “Preservation 

of Power Plants” (republished as VGB-S-116-00-2016-04-EN “Preservation of Power Plants”), 

to add a section on the gas turbine and to publish both together in this revised VGB standard “VGB- 

S-036-00-2017-04”. 

This VGB-Standard can be used analogously to protect other plant components in the power plant against 

corrosion. It is prepared to the best of our professional knowledge, but does not claim to be complete. 

By its very nature, this VGB-Standard is a recommendation and therefore cannot replace the expertise of the 

users. 

In principle, however, in addition to the recommendations and measures for protecting the assets by preservation 

as described below, the manufacturer’s instructions and the specifications from the operating manuals 

must also be observed. 


Preservation of Steam and 

Gas Turbo-Generator Sets 

2 nd Edition 

VGB-S-036-00-2017-04-EN 

69

SAVE THE DATE 

VGB CONGRESS 2020 

100 YEARS VGB 

ESSEN, GERMANY 

9 AND 10 SEPTEMBER 2020 

l Recent and interesting information on energy supply. 

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

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

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

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

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

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

Further information: 

Information on participation: Ines Moors 

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

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

in ihren Kraftwerken 

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

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

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

VGB dieses begleiten.

A journey through 100 years VGB | VGB POWERTECH 1 (2002) 

Supply Security 

Towards a European Strategy for the 

Security of Energy Supply 

Held at the VGB Congress “Power Plants 2001” in Brussels/Belgium 

on 11th October 2001 

Kurzfassung 

Gesicherte Energieversorgung – 

auf dem Weg zu einer europäischen 

Strategie 

Authors 

P. de Sampaio Nunes 

Director Conventional Energies, 

Directorate General for Energy and 

Transport, European Commission, 

Brussels/Belgium. 

Unser Lebensstil hat sich in den letzten Jahrzehnten 

durch die Elektrizität deutlich verändert. 

Eine Reihe von Innovationen, wie vollkommen 

moderne Formen des Transports, der 

Kommunikation, des Handels, der Diplomatie, 

der Medizin – diese Liste ließe sich beliebig 

fortführen –, wurden durch Elektrizität möglich. 

Der Beitrag, den Strom zur zukünftigen 

Energieversorgung leistet, ist von entscheidender 

Bedeutung. 

In den letzten 10 Jahren konnten wir enorme 

Veränderungen innerhalb der rechtlichen 

Strukturen der europäischen Energiemärkte 

beobachten. Wir haben auch gesehen, wie 

sich die EVU organisieren und durch gegenseitigen 

Austausch Innovationen auf den Weg 

bringen. Versorger und Konsumenten finden 

gemeinsame Ziele und Interessen. Wenn wir 

das Thema “Gesicherte Energieversorgung – 

auf dem Weg zu einer europäischen Strategie” 

betrachten, sind auch Veränderungen auf 

übergeordneter Ebene zu berücksichtigen. Der 

Energie- und der Strommarkt sind eng mit 

politischen Ereignissen und Entscheidungen 

verknüpft. Unsere Möglichkeiten, die Herausforderungen 

der Energieversorgung anzunehmen, 

sind zumindest teilweise davon abhängig, 

wie wir die Umstrukturierung in der 

Gesellschaft und der Wirtschaft meistern. 

Diese Veränderungen werden im vorliegenden 

Beitrag angesprochen, mit Einblick in die 

Vorgehensweise der Kommission im Hinblick 

auf diese Veränderungen. 

Die Stromversorgung und generell die Energieversorgung 

sind eng mit anderen Aspekten 

verbunden. Die Liberalisierung der Märkte, 

grenzübergreifender Handel, der Einsatz sauberer 

Umwandlungsverfahren auf der Basis erneuerbarer 

Energieträger, die Verminderung 

der Emissionen und die Verbesserung der Wirkungsgrade 

sind Themen, mit denen sich die 

EVU auseinandersetzen müssen, und die weit 

über die reine Versorgungsaufgabe hinaus 

gehen. 

Wenn wir die zukünftige europäische Strategie 

und die gesicherte Energieversorgung betrachten, 

bin ich überzeugt, dass die Stromindustrie 

die anstehenden Aufgaben zuverlässig 

und sicher angehen wird. Aus diesem 

Grunde wird Strom bei der sicheren Energieversorgung 

Europas an Bedeutung gewinnen 

und die Elektrizitätsindustrie eine wichtige 

Rolle bei der zukünftigen und nachhaltigen 

Energieversorgung spielen. 

Introduction 

I am delighted to see how this congress has 

brought together experience from throughout 

Europe and beyond. This confirms in my 

mind the gradual internationalisation of Europe’s 

energy markets. The last ten years 

have seen significant changes in the legal 

structures of Europe’s energy markets, and I 

will come back to this presently. But we have 

also seen a transformation in the way energy 

operators organise themselves, talk to one another 

and stimulate innovation. Producers 

and consumers alike are finding common 

purpose and common interests. 

This brings me to the theme of my speech today. 

For, when we look “towards a European 

strategy for the security of energy supply”, 

we need to consider changes in the wider 

context. Energy and electricity markets are 

closely intertwined with wider political 

events. Our ability to address challenges in 

energy supply depends at least partially on 

our success in managing wider changes in society 

and the economy. In the course of my 

lecture today, I will elaborate on these 

changes and challenges and offer some insight 

into the approach which the European 

Commission is considering in order to address 

these challenges. 

Challenges 

First may I begin by recalling the Commission’s 

Green Paper which shares the title of 

today’s lecture. Most if not all of you will be 

aware of the content of the Green Paper. 

Many of you have no doubt participated in 

the ongoing debate on the Green Paper. 

Could I take this opportunity to thank those 

of you who have taken part – we have been 

very pleased by the response. Apart from 

some 120 written submissions, my colleagues 

and I have been invited to around 

270 events within Europe and beyond in 

order to discuss the Green Paper. Add to this 

the many thousands of visits to the Green 

Paper web site every month, and you have a 

sense of how wide the debate is. 

The Commission’s Green Paper, you will recall, 

crystallises the fundamental dilemmas 

facing policy makers in the energy field today. 

— Growing energy demand is increasing 

our demand for fossil fuels. We estimate 

that by 2030 fossil fuels could account 

for 86 % of our energy needs in Europe. 

And by then the EU will need to import 

at least 90 % of our oil and coal and 60 

% of our gas. 

— We are failing to exploit our indigenous 

and renewable sources of energy. Instead 

of moving towards our stated objective 

of a 12 % share for renewables in the 

energy balance, the European Union is 

stagnating around the 6 % mark. 

— We are missing out on opportunities for 

energy saving. It is estimated that 18 %, 

that is almost one fifth of the EU’s energy 

use could be saved using available technologies. 

At the same time, we need to take urgent action 

in order to drastically reduce our 

emissions of CO 2 . Instead of which, our CO 2 

emissions are still rising, and energy use is 

largely to blame. If current trends continue, 

the EU risks increasing its emissions by 8 % 

by 2010. In fact, our objective is to cut them 

by 8 %. 

— Finally, although the EU is the world’s 

second largest energy consumer, our influence 

on the international energy stage 

is relatively limited. This indicates, in our 

view, that our existing structures for international 

collaboration with our 

partners are inadequate. 

When we look at the picture for an enlarged 

European Union, of up to 28 member states, 

these trends are even more striking. It is true 

that some countries have progressed more in 

some areas than others, but, overall, the same 

challenges re-emerge – growing demand, 

growing dependence on imported fuel and 

growing emissions of greenhouse gases. 

In the Commission’s view, this combination 

considerably weakens the security of our 

VGB PowerTech 1/2002 27 

71



energy supply. Put more bluntly, it is simply 

unsustainable. 

Changes 

These trends have been going on for a long 

time, but several parallel changes make it 

more urgent than ever to tackle them. 

— First, and most pressing at the moment, 

are geopolitical changes. Although oil 

markets have not been unusually volatile 

over the last month, the so-called war on 

terrorism calls for vigilance, both from 

policy makers and from energy producers. 

— Second, rising demand in developing 

countries, linked to economic growth, are 

beginning to increase the competition 

among our traditional suppliers for fossil 

fuels. Even though reserves are not 

threatened with exhaustion, there is some 

question over the ability of suppliers to 

increase their capacity accordingly. 

— Third – and it might not have escaped 

your attention that my first three points 

all relate to external developments more 

or less outside of our control – international 

oil markets over the past few 

years have been far from stable. I do not 

need to remind you how important stable 

markets are to industry and investment. It 

is difficult to predict which way the oil 

price will go over the coming months. 

Whichever way it moves, it could have a 

lasting impact on economic and industrial 

strategies. 

Within Europe, the future contribution of nuclear, 

coal and renewable energy to electricity 

generation is also far from clear. Several 

member states have announced a moratorium 

on nuclear power, others are not 

building new capacity to replace plants 

coming our of operation. This could leave a 

dangerous gap in our power capacity, as well 

as drive us towards forms of electricity generation 

which produce far more greenhouse 

gas emissions. How big this risk is depends 

to some extent on how far the market absorbs 

renewable energies and how successful we 

are in applying clean coal technologies. I 

shall come back to this presently. 

— Finally, current economic circumstances 

are putting pressure on companies’ finances. 

This is unfavourable for investment 

in energy technology development. 

Yet high levels of investment in clean 

energy technology are precisely what we 

need if we are to maintain our high technological 

base in the energy field. We also 

need to invest heavily in new technology 

in order to reduce our greenhouse 

gas emissions and to increase the use of 

cleaner renewable energy sources. If, as 

some economists maintain, the world 

economy is entering a global recession, 

then this is not only bad news for energy 

technology advances in Europe. It also 

acts as a brake on investment in clean 

technology in other parts of the world. 

As far as electricity is concerned, if demand 

continues to grow according to current 

trends, we shall need to invest heavily in new 

capacity. With demand rising on average by 

2% per year in member states, and 3 % in 

candidate countries, it is estimated that 

600 000 MW will be needed over the next 

twenty years to replace power stations 

coming out of production and to meet increased 

demand. This corresponds to two or 

three plants of 1000 MW being constructed 

every month for 20 years. 

How far can we reduce the need for new 

plants? And what sort of plants will we 

build? I expect that these and similar questions 

will come under the microscope today. 

In the European Commission, we do not have 

the answers. Each form of energy has advantages 

and disadvantages, and these, I am 

sure, will be expounded by many renowned 

specialists in the course of the next two days. 

In our view the key is diversification – that 

is, keeping the range of energy options as 

wide as possible. But, in a truly liberalised 

and open market, it is ultimately consumers 

and companies who will take the lead. 

Strategic Energy Challenge 

More than ever before, the delicate interplay 

between energy needs, environmental objectives 

and sound economic development is 

being put to the test. Yet our future health 

and wealth depend on finding the right balance 

between these three demands. This is 

what I would term the European Union’s 

strategic energy challenge. We need to secure 

a sustainable energy supply for Europe, one 

which will withstand changes to international, 

economic and environmental circumstances. 

What is at stake is Europe’s future 

energy supply. 

In the Commission’s view, the size of this 

challenge makes it essential for Europe to develop 

a sustainable energy strategy, within a 

stable long term framework, providing a firm 

foundation for Europe’s future role on the 

world stage. This strategy should benefit industry, 

consumers and the environment alike. 

I would now like to elaborate on the approach 

we are taking in order to reach this 

ambitious goal. 

Approach 

We are not going to reach our objective overnight. 

It will need patience from policy 

makers, investment from industry and initiative 

from consumers. However, the current 

debate on the Green Paper is helping us to 

formulate our ideas. And I am happy to share 

some of these with you today. 

Energy Demand Management 

First, we remain convinced that a proactive 

approach to energy saving is crucial first step 

to developing a sustainable energy supply 

policy. Put very simply, each kilowatt saved 

equates to at least one kilowatt less which has 

to be supplied. It follows therefore that energy 

saving can be a direct means of improving 

prospects for energy supply. We therefore 

see energy saving as a cornerstone of a sustainable 


Liberal Markets 

A second cornerstone is a liberal and open internal 

market for electricity and gas. With 

this in mind the European Commission proposed 

earlier this year a set of new measures 

designed to bring forward the schedule of the 

internal energy market, to reinforce the conditions 

which encourage real and fair competition, 

and to introduce a genuine single 

market. 

As Mrs de Palacio Vice-President of the 

Commission responsible for Energy and 

Transport, announced in March 2001. These 

new proposals constitute a decisive step towards 

providing the people of Europe with 

the most advanced and integrated electricity 

and gas system, offering the best guarantees 

of security of supply and consumer protection 

and bringing real benefits in terms of 

competition, prices and competitiveness. 

Above all, the proposals will create a future 

European energy market which offers greater 

choice while providing all Europeans with a 

guaranteed, high-quality service. 

In this way, Europe hopes to avoid the problems 

of California, which have largely resulted 

from an inadequate legal framework 

and inadequate production capacity. 

If Europe’s energy supply is to be secured, 

our energy markets need to be based on clear 

rules and effective regulation. The Commission 

is therefore committed to seeing that 

links are maintained and developed with all 

the main players: producers, network managers, 

market operators, consumers and 

unions. 

In this way, the Commission aims to open up 

the gas and electricity markets fully by 2005 

for the benefit of European consumers and in 

the interests of a more secure energy supply. 

Oil Dependence 

I mentioned earlier our escalating dependence 

on imported fossil fuels. One of the tests 

we face is to find ways of reducing this dependence, 

or at least to mitigate the risks 

28 VGB PowerTech 1/2002 

72



which it brings. The Commission believes 

our first priority should be transport, which is 

not only dangerously dependent on oil, most 

of it imported, but is at the same time the 

greatest contributor to our rising greenhouse 

gas emissions. 

With this in mind, the European Commission 

has recently approved a White Paper on Europe’s 

future transport policy, aiming at a 

transport system offering a high level of 

quality and safety. Above all, the White 

Paper seeks a more imaginative and rational 

use of the different means of transport and infrastructures. 

This implies a re-balancing between 

the road sector, primarily fuelled by 

oil, and other forms of transport – fluvial, 

maritime and rail. If successful, it could also 

help to redress the imbalance in our energy 

mix – and incidentally, give a greater prominence 

to electricity. 

Technology Development 

The Commission would also like to promote 

technologies for cleaner energy production 

and use. There are several 

examples of European companies leading 

the world in energy technology – some of 

which you represent. The enormous expansion 

of the European wind industry over 

the last ten years is a promising example 

for other renewable industries to follow. 

European companies have led the world in 

clean coal technologies, which can reduce 

emissions from coal burning power stations 

by up to 50 %. Countries around the world 

can benefit from our innovation. And we 

wish to pursue the highest standards of nuclear 

safety and continue research into 

waste management. 

Technology promotion will be crucial to 

achieving objectives which the Commission 

has set itself in the area of renewables. The 

new Renewables directive, agreed last 

month, commits Member States to respect 

national targets in the proportion of electricity 

generated from renewable energy. 

Member States are also obliged to introduce 

certification systems for green electricity. 

Parallel measures will help to create the conditions 

for electricity from renewable sources 

to compete fairly with electricity from conventional 

sources. After all, the barriers 

facing renewable energy technologies are not 

only technological, but also physical, social 

and, above all, economic. 

Europe’s industry has made dramatic leaps 

forward in some renewables sectors, for 

example wind power and biofuels. They have 

also made significant advances in cleaner 

electricity generation and energy efficient 

equipment. Much more is needed, and the 

contribution which companies like yours can 

make will be crucial. If we are successful, not 

only is it beneficial for our energy supply security, 

but also for our environment. And, 

needless to say, it will be good news for Europe’s 

competitiveness. 

International Stability 

Finally, we would like to achieve greater 

transparency and, ultimately, greater stability 

on energy markets. In part, we can use existing 

structures, in particular the producer consumer 

dialogue with oil-producing countries. 

But we would also like to build up our collaboration 

with key energy partners. One of 

these is Russia, and we are very keen that the 

proposed strategic energy partnership with 

Russia should bear fruit. But we also hope to 

build up collaboration with our partners in 

the Southern Mediterranean, Latin America, 

Africa, the Caspian region and Asia. 

Response to the Green Paper 

This brings me back to the theme I introduced 

at the beginning of my speech. 

Through its Green Paper, the European Commission 

wishes to place energy supply strategy 

clearly into its wider context. A safe, 

clean and affordable energy supply is a prerequisite 

to today’s way of life. As I have indicated 

earlier. we cannot have a secure energy 

supply unless energy policy is in tune 

with wider economic, environmental and international 

developments. 

Through the Green Paper the Commission 

has also given the wider public, in Europe 

and elsewhere, the opportunity to make 

their own views and proposals known as 

we look towards Europe’s future energy 

supply strategy. The response to the Green 

Paper has endorsed the Commission’s analysis. 

It has also demonstrated high levels of 

awareness across European industry and 

consumers of the challenges facing energy 

supply security. 

The response to the 

Green Paper has also 

underlined the importance 

of good diplomatic 

and financial relations 

with other countries 

across the globe, 

whether they are energy 

suppliers, transit countries 

or energy con- 

den Worten: 

sumers like ourselves. 

And, last but not least, it 

has attested to a commitment 

on the part of industry 

to help us formulate 

and realise a sustainable 

energy supply 

strategy. This commitment 

is greatly welcome. 

The Green Paper debate 

is still going on. 

Themen. 

Our intention is that we 

Kraftwerke 2001 

should, early next year, be able to formulate 

more concrete ideas for improving the 

prospects for Europe’s energy supply in the 

short, medium and longer term. 

Conclusion 

May I conclude by recalling the critical 

role that electricity providers play in today’s 

energy supply system. Electricity has 

transformed our way of life over the last 

few decades. It has brought all sorts of 

comforts and made possible modern forms 

of transport, communication, commerce, 

diplomacy, medicine – the list goes on. 

And I am sure that the contribution of electricity 

to our future energy supply will be 

crucial. 

However, electricity provision, like energy 

supply in general, is closely linked to wider 

developments. The liberalisation of markets, 

cross-border trading, the application 

of clean and renewable technologies, reducing 

emissions from power stations, improving 

energy efficiency: the electricity 

industry’s responsibilities go far beyond 

mere power supply to consumers. 

As we look forward to a European strategy 

for the security of energy supply, I am 

confident that the electricity industry 

will continue to carry out its task in a 

reliable and mature manner. In this way, 

electricity provision will continue to increase 

its importance in Europe’s energy 

supply, and the electricity industry will, 

I am sure, be a vital and valued player in 

a future strategy for a secure and sustainable 


Der VGB-Kongress „Kraftwerke 2001“ in Brüssel 

Bericht über die Eröffnungsveranstaltung am 10. Oktober 2001 

Der VGB-Kongress „Kraftwerke 2001“ fand 

vom 10. bis zum 12. Oktober 2001 in Brüssel/Belgien 

statt. Mit der Wahl von Brüssel, 

der „Hauptstadt Europas“, sollte der zunehmend 

europäischen Ausrichtung unseres 

Verbandes VGB PowerTech e.V. Rechnung 

getragen werden. Auch für die Zusammenarbeit 

mit der in Brüssel ansässigen EURE- 

LECTRIC, dem Dachverband der europäischen 

Stromwirtschaft, bot die europäische 

Metropole die ideale Plattform. 

Dr.-Ing. Gerd Jäger, Vorsitzender des 

VGB-Vorstandes, begrüßte die zahlreichen 

Gäste aus den VGB-Mitgliedsländern mit 

Dear Ladies and Gentlemen, 

Mesdames et Messieurs, 

meine sehr verehrten Damen und Herren, 

herzlich willkommen hier in Brüssel, der 

„Hauptstadt Europas“. Ich freue mich, Sie – 

auch im Namen meiner Vorstandskollegen – 

zum VGB-Kongress „Kraftwerke 2001“ begrüßen 

zu könnnen. Besonders freuen wir 

uns natürlich darüber, dass auch in diesem 

Jahr wieder so viele Damen unserer Einladung 

gefolgt sind – und Ihnen gilt mein 

ganz besonderer Willkommensgruß. 

Gerd Jäger eröffnet den VGB-Kongress 

„Kraftwerke 2001“. 

Mit rund 850 Teilnehmern aus 20 Nationen 

zeigt der VGB-Kongress sein internationales 

Gesicht. Die Vielfalt unserer Geschäfte spiegelt 

sich auch im Kongressprogramm wider – 

mit politischen, wirtschaftlichen und natürlich 

nach wie vor auch mit technischen 

Eröffnung des VGB-Kongresses „Kraftwerke 2001“ im Auditorium 2000 in Brüssel. 

Mein besonderer Gruß gilt an dieser Stelle 

dem Vertreter der Europäischen Kommission, 

Herrn Christopher Jones, der die Abteilung 

Strom und Wasser leitet. Mr. Jones, 

welcome and thank you for coming. 

Als quasi unseren Gastgeber heiße ich ganz 

herzlich willkommen Herrn Marc Taymans, 

Directeur de Cabinet du Secrétaire d’État 

Willem Draps, als Vertreter der Region Brüssel. 

Cher Monsieur Taymans, il nous est une 

joie particulière de pouvoir visiter cette année 

votre région et la belle ville de Bruxelles 

à l’occasion de notre congrès sur les centrales 

électriques. Merci et bien venue. 

Ein herzliches Dankeschön möchte ich auch 

an Herrn Willy Bosmans, den Vorstandsvorsitzenden 

von ELECTRABEL, richten. Er 

hat uns mit seinem Unternehmen und auch 

persönlich bei der Ausrichtung unterstützt. 

Monsieur Bosmans, par l’établissement des 

contacts locaux nécessaires, votre entreprise 

nous a fourni une aide précieuse dans les préparatifs 

du congrès et nous a particulièrement 

prêté son appui dans l’organisation du 

programme-cadre. Merci et bien venue. 

Außerdem heiße ich Herrn Dr. Rolf Bierhoff, 

den Präsidenten der EURELECTRIC, herzlich 

willkommen. Im vergangenen Jahr 

haben wir, EURELECTRIC und VGB, auf 

der europäischen Ebene eine partnerschaftliche 

Zusammenarbeit in allen Fragen der 

Kraftwerkstechnik vereinbart. Wir sind sehr 

gespannt, Herr Dr. Bierhoff, auf Ihre Grußworte. 

Ebenso möchte ich natürlich begrüßen die 

anwesenden Damen und Herren der Presse. 

Herausforderungen an die Branche 

Meine sehr verehrten Damen und Herren, 

was sind zurzeit die Highlights in unserer 

Branche, die besonderen Herausforderungen, 

vor denen wir stehen? Um diese Frage nach 

Veränderungen, nach Neuem beantworten zu 

können, lassen Sie mich bitte kurz einen 

Blick zurück auf die Geschichte unserer 

Branche und auch speziell unseres Verbandes 

werfen. 

Sie werden sich erinnern, dass unser Verband 

gegründet wurde, um die Probleme mit der 

Zuverlässigkeit und der Technik von Kraftwerken 

und die damit zusammenhängenden 

Sicherheitsaspekte in den Griff zu bekommen. 

Ich denke, wir können heute feststellen, 

dass wir dieses Ziel erreicht haben. Heute 

sind wir in der Lage, unsere Kraftwerke zuverlässig, 

sicher und umweltfreundlich zu betreiben. 

Allerdings mussten wir in den letzten Tagen 

– nach diesen schrecklichen Terroranschlägen 

in den USA – in eine neue Qualität der 

Sicherheitsdiskussion, insbesondere für unsere 

Kernkraftwerke, aber auch für die anderen 

Anlagen eintreten. Wir sind in dieser 

sehr schweren Debatte sehr schnell zu dem 

Ergebnis gekommen, dass unsere eigenen 

Anstrengungen lediglich die Sicherheit von 

innen heraus gewährleisten können. Wir sind 



73


R&D in EURELECTRIC´s View 

EURELECTRIC´s View on R&D Needs 

Kurzfassung 

F&E-Erfordernisse aus Sicht 

von EURELECTRIC 

Im Zuge der stark zunehmenden Liberalisierung 

sowie immer strikter werdender umweltrechtlicher 

Vorgaben hat die der EURELEC- 

TRIC zugehörige Arbeitsgruppe Forschung 

und Entwicklung ihren Arbeitsschwerpunkt auf 

eine Ermittlung der tatsächlichen Bedürfnisse 

von Forschung und Entwicklung gelegt, um 

den neuen Anforderungen der kommenden 

Jahrzehnte adäquat gewachsen zu sein. 

Die sich verändernden Rahmenbedingungen 

des Geschäftsbereichs führen offensichtlich zu 

den zwei gegensätzlichen Zielsetzungen Rentabilität 

(Erhöhung der Wettbewerbsfähigkeit) 

und Verantwortung (der Elektrizitätssektor im 

Rahmen einer dauerhaft zuverlässigen, nachhaltigen 

Entwicklung). Maßgebliche Aufgabe 

von Forschung und Entwicklung ist es heute, 

dieses Problemfeld sinnvoll auszufüllen. 

Daher erfolgte unter anderem die intensive 

Kontaktaufnahme mit der Europäischen Kommission, 

um die europäischen Sichtweisen 

von Forschung und Entwicklung mit denen der 

EURELECTRIC in Einklang zu bringen. Dies 

gilt besonders im Hinblick darauf, dass die Europäische 

Kommission gerade das siebte Rahmenprogramm 

für Forschung und Entwicklung, 

das FP7, in die Wege leitet. 

Im ersten Teil dieses Beitrags wird die aktuelle, 

auf Grundlage einer im Jahr 2004 von der 

EURELECTRIC durchgeführten Umfrage, Situation 

geschildert. Im zweiten Teil wird auf die 

zukünftigen Bedürfnisse von Forschung und 

Entwicklung eingegangen und dabei werden 

besonders die Bereiche für eine mögliche Zusammenarbeit 

in den Vordergrund gestellt. Die 

aktuelle Situation kennzeichnet sich hauptsächlich 

durch: 

— Verknappung der Budgets für Forschung 

und Entwicklung sowie die Unbeständigkeit 

in der Finanzierung durch Staat oder 

öffentliche Hand, 

— Schwerpunktsetzung auf kurzfristige, gewinnorientierte 

Themenbereiche, 

— Entwicklung energiebezogener Produkte 

und Dienstleistungen zur Wertzuwachssteigerung 

beim Endkunden. 

Die Bedürfnisse von Forschung und Entwikklung 

für die Zukunft werden detailliert dargestellt. 

Dabei wird auf zwei an die Europäische 

Kommission überstellte Positionspapiere Bezug 

genommen. 

Es wird der Schluss gezogen, dass Forschung 

und Entwicklung im Elektrizitätssektor für diese 

Zeit der umfangreichen und grundlegenden 

Änderungen von entscheidender Bedeutung 

sind. 

Introduction 

In the rapidly evolving context of liberalisation 

and more stringent environmental regulations, 

the WG R&D of EURELECTRIC 

has concentrated its efforts on evaluating 

R&D needs and its organisation in order to 

meet the new challenges coming in the next 

decades. Intensive contacts have been taken 

with the European Commission (EC) in order 

to align the European and the EURELEC- 

TRIC views on R&D, especially in light of 

the fact that the EC is now in the process of 

launching the Seventh Framework Program 

for R&D (FP7), which will govern all R&D 

subsidies and actions for the next eight years. 

Context 

Back to the basics, the mission of the electricity 

industry as defined in the green paper 

of the EU [1] is the following: 

“To ensure the uninterrupted physical availability 

of energy products on the market, at a 

price which is affordable for all consumers 

(private and industrial) while respecting environmental 

concerns and looking towards 

sustainable development.” 

The full achievement of this mission is particularly 

difficult. Indeed, the supplying of 

electricity is a highly conservative business 

with slow technological evolution, yet which 

is faced with rapid background changes. 

These hardly compatible features are explicated 

as follows: 

— Slow technological evolution of the electricity 

industry 

– heavy assets with long life, 

– mostly mature technologies, 

– long installation periods/high investments 

for new assets. 

– Changing background 

– regulatory changes, 

– competitive environment, 

– new market entrants 

– new business model, 

– increasing customer focus, 

– pan-European integration, 

– global environmental issues. 

Moreover, social pressure is becoming 

stronger; not only against nuclear energy, but 

also against new installations, even against 

some renewables (e.g. offshore wind turbines). 

On the other hand, security of supply 

is considered as a normal rule: the tolerance 

for blackout is tending to zero. 

The changing background obviously leads to 

the two contradictory objectives of profitability 

(improve competitiveness) and responsibility 

(the electricity industry as an instrument 

to reach sustainable development). 

Thus, R&D must be focused on resolving 

that dilemma (Figure 1). 

Profitability is a business issue: 

Corresponding R&D is aimed at improving 

competitiveness by 

Autoor Author 


Executive Manager 

Strategy, Business Development 

and Control, 

LABORELEC, Linkebeek/Belgium. 

Figure 1. R&D has to resolve contradictory objectives. 


74


EUR/MWh 

1.4 

1.2 

1.0 

0.8 

0.6 

0.4 

0.2 

0.0 

— reducing costs, 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 

Country 

Gouvernment/public funds 

— improving the reliability/availability and 

flexibility of equipment, 

— developing products for approaching 

clients. 

Responsibility is a societal issue: 

Corresponding R&D efforts are focused on 

— security of supply, 

— energy efficiency, 

— respect for the environment. 

On top of that, R&D has also to care for 

building competences, for example in the 

domain of new materials, new simulation 

methods, etc. 

From this analysis, it can be concluded that 

R&D is a key factor in achieving all of these 

commitments and that congruent efforts must 

be delivered to make it efficient (appropriate 

selection of topics) and effective (get useful results 

in an acceptable time frame and budget). 

However, in spite of the crucial nature of 

R&D, the general tendency within the Electricity 

Industry is to decrease R&D budgets. 

ESI expenditures 

Figure 2. Ratio of total R&D expenditure and gross electricity available for the inland (Eurostat data). 

Strategy 

- 

policy 

Manufactures 

Selection 

and 

design 

Construction 

Co-operative R & D 

Commissioning 

linking 

to the grid 

Operation 

maintenance 

Competitive R & D 

Figure 3. Co-operative and competitive R&D along the life cycle of equipments. 

Refurbishment 

dismantling 

Electricity industry 

Today: Main R&D Features from 

EURELECTRIC Enquiry 

An enquiry into R&D practices was carried 

out in 2004 by the EURELECTRIC WG 

R&D (based on eleven European countries). 

Several key features were highlighted: 

— The typical R&D expenditure amounts to 

0.1 to 0.4 % of the turnover of electricity 

companies. This is far away from the 3 % 


recommended by the European Commission. 

The ratio of total R&D expenditure 

per country and gross electricity available 

for domestic consumption (according 

to Eurostat data) is given in Figu 

r e 2 . It is obvious that the situation 

varies from one country to another, from 

0.1 EUR/MWh to 1.25 EUR/MWh. This 

figure also shows the great variability of 

funding by government/public authorities 

(from 0 to 80 % of the total expenditure). 

The mechanisms for public funding are 

also variable, from a levy on the electricity 

bill, EU or national funding, or tax reduction. 

— The enquiry highlighted common trends 

for R&D: 

– short-term, profit oriented, 

– decreasing budgets, 

– tendency to less co-operation, induced 

by competition, 

– move towards reliance on manufacturer: 

the electricity companies no longer develop 

equipment. They intervene mainly 

as end user for “first of a kind” application. 

— Preferential R&D topics are given in 

Table 1. 

The trend is obviously to devote primary efforts 

to the improvement of the existing assets 

and to cope with local regulations, 

whereas the development of technologies for 

the future and the global climatic issues draw 

much less interest. 

To be pointed out: the customer approach appears 

as one of the top priorities along with 

improvement in the quality of supply and development 

of energy-related products and 

services. 

Tomorrow: Needs for R&D 

Stimulated by the imminent effect of the 

Seventh Framework Program (FP7) on R&D, 

the EURELECTRIC R&D group intensively 

reflected on the R&D needs. It was generally 

agreed that Co-operative R&D (grouping 

several electricity companies and manufacturers), 

more particularly for R&D devoted to 

Table 1. Preferential R&D topics for electricity industry (from the answers of 11 European 

countries to a Eurelectric inquiry). 

Generation – Improvement/extrapolation of traditional technologies ✭✭✭ 

– Renewable/waste ✭ 

– Small size generation ✭ 

Grid – Transmission: congestion/wind intermittency ✭✭ 

– Distribution/DG integration ✭ 

Environment – Cope with regulations ✭✭✭ 

Customer 

– Climatic issues/green certificates ✭✭ 

– Quality of supply 

– Energy-related products services 

✭✭✭ 

Energy of the future – hydrogen/ ... ✭ 


75



long-term and societal issues, should be encouraged 

by the Commission, otherwise not 

done. It was indeed evident from the R&D 

enquiry that the current R&D focus was 

mostly on operational excellence (getting the 

best of existing assets) in order to outperform 

than competitors. This results in competitive 

(not shared) R&D essentially targeted on operation 

and maintenance. F igure 3 gives a 

schematic idea of the position of co-operative 

and competitive research along the life cycle 

of equipment. 

The R&D group produced two position papers 

which were submitted to the European 

Commission, the first concerning R&D 

themes to be included in FP7 and the second 

including more detailed topics [2 and 3]. 

The draft programme recently issued by the 

Commission [4] meets the expectations of 

EURELECTRIC: 

— Contents: 

– a separate chapter for energy, 

— a balanced array of technologies, including 

conventional power generation 

— Budget: 

– doubling of the yearly budget 

compared to FP6 (still under discussion) 

The needs for collaborative R&D, as identified 

in the two EURELECTRIC positions papers, 

are detailed hereafter, for each of the 

life process links of an installation (considering 

generation as an example). In addition, 

the main topics given in the R&D Inquiry 

(2003) are mentioned for competitive R&D. 

— Strategy – policy 

(mostly co-operative R&D): 

A global systemic approach is needed as 

the electric system is a physical reality 

which cannot be separately handled as independent 

parts (generation/grids). 

For that purpose, R&D efforts should 

be devoted to establishing the following 

pieces of work: 

– Roadmap: the aim is to develop a European 

electricity roadmap encompassing 

the vision for a sustainable society up 

to and beyond 2025. 

– Regional planning and location planning 

In the next 10 to 20 years, not only replacement 

but also additional electric 

power will be needed. It is difficult to 

find acceptable new locations (regional, 

political, environmental, etc.). It is 

therefore necessary to find tools for 

long-term plans and define locations for 

future realisation of power plant projects. 

– Atlas for CO 2 storage 

— Selection and design (mostly co-operative 

R&D): 

The accent is on the development of new 

or improved technologies. 

– Highly-efficient, clean plants 

– Ultra-supercritical coal plants 

– Ultra efficient CCGT (Combined Cycle 

with Gas Turbine) 

– IGCC (Integrated Gasification Gas 

Combined Cycle) 

– CO 2 capture and storage 

These items include flue gas cleaning, materials 

development, and the use of biomass. 

Linked to this last point, the development of 

appropriate bio fuels processing technologies 

for a future biomass market is of high importance. 

These topics are to be developed mainly by 

equipment manufacturers, together with the 

electricity industry for demonstration plants. 

An example is the Emax project initiated by 

VGB to investigate the practical feasibility of 

ultra-supercritical coal plants [5]. 

Of course, nuclear generation must also be 

considered, as well as distributed generation 

technologies (small turbines/wind turbines/ 

fuel cells/wave turbines/etc.). 

The EURELECTRIC position is to keep all 

technology options open. 

— Commissioning/link to the grid (part of cooperative 

and part of competitive R&D) 

The main targets are: 

– efficient transmission line for offshore 

wind farms (for example HVDC lines), 

– resolution of power quality/stability issues 

(due to increasing distributed generation 

and to the intermittent nature of 

renewable energy sources (for example 

wind and solar energy) 

EURELECTRIC suggested the following 

topics to resolve this last issue: 

– development of technical tools for optimised 

forecasting and management of 

power fluctuations caused by renewables, 

– options for stabilisation of the electricity 

grid by intelligent management of 

distributed generation and production 

from renewables at a European level, 

– development of smart metering equipment 

to facilitate the growth of embedded 

generation for domestic use, including 

incorporating two way communications 

to provide generation and demand-side 

control, 

Table 2. R&D in the electricity industry: Schizophrenia ? 

– advanced electricity storage technologies 

among others compressed air energy, 

storage, in particular for management 

of fluctuating feed-in from renewables 

like wind or solar. 

— Operation/maintenance (mostly competitive 

R&D) 

R&D is mainly focused on optimisation 

of operation and maintenance. 

– Operation optimisation 

It includes: 

– all efforts for increased efficiency and 

for reduction of environmental impact, 

– fuel flexibility (biomass/low cost fuels), 

and combustion optimization, 

– waste treatment and valorisation (for 

example coal fly ash), 

– fine tuning instrumentation and control. 

– Maintenance optimisation 

The purpose is to manage assets optimally: 

– life assessment/life extension, 

– condition monitoring, 

– advanced remote diagnostic system 

Very often R&D for operation/maintenance 

is combined with high level to 

general operational assistance and is 

performed very close to the field. 

— Refurbishment (mostly competitive R&D) 

Many efforts of the electricity industry 

are devoted to the improvement of existing 

power plant technologies, either by 

adding, adapting, or, changing key equipment 

to perform better. This is a highly 

competitive area. 

— Energy efficiency for end use (co-operative 

and competitive R&D) 

Electricity companies also concentrate 

R&D on this theme, with the intent of 

bringing added value to customers. 

Topics of interest are: 

– improvement of electro technologies, 

– energy efficiency in industrial processes, 

– efficient buildings/ideal houses. 

Conclusion 

The R&D in the electricity industry is crucial 

in this period of fundamental changes, resulting 

from liberalisation and enhanced environmental 

concerns. 

These two factors induce many paradoxes 

( T a b l e 2 ) which make the R&D decisions 

difficult: 

Paradoxes 

Profitability Responsibility 

Generation/SupplySale Transmission 

Big centralised Distributed generation 

European Regional 

Electric system regulation 

Decrease R&D budgets Higher Innovation and R&D needs 

Competition Co-operation 


76

• Ing 

Job 

• Ing 

gef 

Job 

• Ing 

Job 

• Ing 

Job 

• Ing 

Job 

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gerec 


027-034_PT12-06.qxd 09.12.2006 13:24 Uhr Seite 27 

1.300 Vertreter der europäischen 

Stromerzeuger tagten in Dresden 

– Milliardeninvestitionen in neue 

Kraftwerksprojekte 

– Breiter Energiemix und modernste 

Technologien für die Stromversorgung 

der Zukunft 

– Europäischer Binnenmarkt und 

staatlicher Handlungsbedarf 

– VGB „Quality Award“ 

– Heinrich-Mandel-Preis 

– Guilleaume-Gendenkmünze 

Der „VGB-Kongress Kraftwerke 2006“, 

größter europäischer Fachkongress für die 

Stromerzeugungsbranche, wurde am 27. September 

2006 in Dresden unter der Schirmherrschaft 

von Bundeswirtschaftsminister 

Michael Glos durch den Vorstandsvorsitzenden 

des VGB PowerTech, Dr. Gerd Jäger, eröffnet. 

Unter dem Motto: „Die Zukunft wird 

Realität – Investitionen in neue Kraftwerke“, 

diskutierten die 1.300 Teilnehmer aus über 

20 Nationen an drei Tagen aktuelle Fragestellungen 

rund um die Stromerzeugung. 

„Ich freue mich, dass wir hier in Dresden 

nicht über die graue Theorie sprechen, sondern 

über konkrete bereits gestartete oder in 

Planung befindliche Kraftwerksneubauprojekte 

der europäischen Stromerzeugung. Damit 

unterstreicht die Branche, dass sie zu ihren 

gegenüber der Politik gemachten Zusagen 

steht“, betonte Jäger auf der Eröffnungsveranstaltung. 

Das Gesamtvolumen dieser 

Projekte in den EU-Ländern umfasst eine 

Kapazität von rund 130.000 MW. Allein die 

Stromerzeuger in Deutschland sind mit einer 

Neubauleistung von rund 20.000 MW beteiligt. 

Bei der Modernisierung des Kraftwerksparks 

werden alle Energieträger eingebunden. 

Modernste Technologien kommen dabei 

zur Anwendung. 

Der Prozess für eine auch zukünftig sichere 

und stabile Energieversorgung in Europa ist 

somit sichtbar angelaufen. In den kommenden 

20 Jahren werden laut EU-Grün-Buch 

dafür etwa 1.000 Milliarden Euro zu investieren 

sein. Für die Stromerzeuger ist dies eine 

enorme Herausforderung, sowohl finanziell 

als auch hinsichtlich der personellen Ressourcen 

und Fertigungskapazitäten. Zum einen 

müssen die Investitionen in die neuen 

Kraftwerksprojekte gestemmt, zum anderen 

die Technologien für die Kraftwerke von 

Morgen entwickelt werden. Hierbei gilt es, 

alle verfügbaren Energieträger und Technologien 

mit einzubeziehen, um auf Basis eines 

breiten Energiemixes der notwendigen Modernisierung 

und der erwarteten Steigerung 

des Strombedarfs in der EU von etwa 35 % 

bis 2030 begegnen zu können. Wettbewerbsfähigkeit, 

Klimavorsorge, Ressourcenschonung 

und Versorgungssicherheit sind dabei 

in Einklang zu bringen. 

Investitionen in der genannten Größenordnung 

brauchen langfristig ausgerichtete verlässliche 

politische Rahmenbedingungen. 

Der Prozess muss gemeinsam von Politik, 

Herstellern und Betreibern gestaltet werden. 

In Deutschland wurde hierzu auf Initiative 

von Bundeskanzlerin Angela Merkel die Erarbeitung 

eines umfassenden Energiekonzeptes 

gestartet. Die europäische Dimension hat 

die EU mit dem Grün-Buch zur Energieversorgung 

aufgezeigt. In diesem Zusammenhang 

unterstrich der Vorstandsvorsitzende 

des VGB: „Für eine wirtschaftliche, sichere 

VGB-Kongress „Kraftwerke 2006” 

VGB-Kongress „Kraftwerke 2006“ in Dresden/Deutschland 

Future Becomes Reality – Investments in New Power Plants 

Bericht über die Eröffnungsveranstaltung 

VGB-Kongress 2006 im Internationalen Congress Center Dresden 

und umweltverträgliche Energieversorgung 

Europas in den kommenden Jahrzehnten ist 

es unabdingbar, dass schlüssige, weit in die 

Zukunft gerichtete energiepolitische Zielsetzungen 

vorliegen.“ Mit Blick auf diese Ziele 

werde der VGB dann als der europäische 

Fachverband der Stromerzeuger Aktivitäten 

der Branche insbesondere auch im Bereich 

der Forschung und Entwicklung bündeln und 

steuern. 

Für den Schirmherrn, Michael Glos, Bundesminister 

für Wirtschaft und Technologie, 

übermittelte Staatssekretär Dr. Joachim Wuermeling 

die Grußworte und umriss wichtige 

Aspekte der Energie- und Stromversorgung 

aus Sicht des Ministeriums (siehe folgende 

Druckfassung der Rede). 

In den Grußworten von Detlef Sittel (Bürgermeister 

der Stadt Dresden), Prof. Dr. Wolf- 

Rüdiger Frank (Vorsitzender der Geschäftsführung, 

Drewag) und Paul Bulteel (Generalsekretär 

Eurelectric) wurden die Themen des 

VGB-Kongresses mit lokalem Bezug bzw. 

als gesamteuropäische Aufgabe einer sicheren 

Energie- und Stromversorgung aufgenommen. 

Der Festvortrag von Dr. E.h. Eberhard Burger 

(Baudirektor und Sprecher der Geschäftsführung 

der Stiftung Frauenkirche Dresden) 

unter dem Titel „Die Frauenkirche Dresden“ 

vermittelte eindrucksvoll und plastisch die 

Aufgaben, die Leistungen und das Ergebnis 

des historisch bedeutungsvollen Projektes 

des Wiederaufbaus der im Zweiten Weltkrieg 

zerstörten Dresdener Frauenkirche. 

Die Vorträge der Plenarveranstaltung des 

„VGB-Kongresses Kraftwerke 2006“ am 

zweiten Veranstaltungstag beschäftigten sich 

VGB-Kongress 2006: Eröffnungsveranstaltung 


— Which budget for which topics? 

— Work alone or search for partners? 

Each company will follow its own way, according 

to its own strategy, which in turn is 

influenced by the situation in the countries 

where it operates (competitors/regulatory 

framework). However, a strong consensus 

exists on critical needs of the European electricity 

industry. 

We need: 

— a technology roadmap considering the 

electrical system as a whole, 

—new technologies able to resolve the contradictory 

objectives of profitability and 

responsibility, 

— fine tuning of existing technologies to get 

the best from existing assets, 

— strong involvement of manufacturers, 

— European frame and money as incentive 

for co-operative programmes. 

References 

[1] European Commission – 29/11/2000 COM 

(2000) 769 final – “Towards a European strategy 

for the security of energy supply”. 

[2] EURELECTRIC – January 2005 – Position 

Paper “EURELECTRIC priorities for inclusion 

in the preparation for the 7th framework 

program for R&D”. 

[3] EURELECTRIC – 04/07/2005 – “EURELEC- 

TRIC views on R&D topics for FP7”. 

[4] Commission of the European Communities – 

6 April 2005 – COM(2005) 119 final “Proposal 

for a decision of the European parliament 

and of the council concerning the Seventh Framework 

Program of the European Community 

for research, technological development and 

demonstration activities (2007 to 2013)”. 

[5] Bauer, F. et al.: E max /AD – A Key Technology 

for Europe, A Technology Path for a Balanced 

Energy Mix – VGB PowerTech 5/2004. 

Po 

Der w 

Powe 

besch 

fossil 

mech 

zellen 

Für u 

Ing 

Wir si 

damp 

für di 

Projek 

unter 

bereic 

die Be 

spezif 

Für un 

Ingen 

VGB PowerTech 4/2006 

77 

Nähe 

Bewe 

www 

Mehr


Pumped Storage Power Plants 

Pumped Storage Plants in a New Framework – 

Challenges and Consequences 

Kurzfassung 

Pumpspeicherkraftwerke 

unter geänderten Rahmenbedingungen 

– Herausforderungen 

und Konsequenzen 

Die ursprünglich für reinen Veredelungsbetrieb 

ausgelegten Pumpspeicherkraftwerke sehen 

sich aufgrund der Liberalisierung des Strommarktes 

und des starken Zubaues von Windenergieanlagen 

mit neuen Herausforderungen 

konfrontiert. Pumpspeicherkraftwerke werden 

heute häufiger und oft auch für kürzere Zeiten 

eingesetzt. Netzregelungsaufgaben haben 

zwar einerseits den Stellenwert dieses Anlagentyps 

innerhalb des Kraftwerksparks erhöht 

und die Erlössituation spürbar verbessert, andererseits 

aber sind die Beanspruchungen der 

Anlagen deutlich gestiegen. Der Beitrag diskutiert 

die sich ergebenden Anpassungen des 

Kraftwerkseinsatzes sowie Handlungsmöglichkeiten 

für den Kraftwerksbetreiber. Wichtiges 

Thema in diesem Zusammenhang ist die Ermittlung 

kritischer Bauteile, die bei bestimmten 

Beanspruchungen Schlüsselkomponenten 

für Anlagenversagen sein können. Auch der 

Bestimmung der Minimalleistung im Teillastbetrieb 

kommt große Bedeutung zu. Ebenso 

wichtig ist eine Anpassung der Instandhaltungsstrategie, 

die dem in vielen Anlagen zu 

verzeichnenden dynamischen Betrieb mit häufigen 

Betriebsübergängen und Lastwechseln 

Rechnung trägt. Ein intensiver Erfahrungsaustausch 

der Anlagenbetreiber untereinander 

verspricht großen Nutzen. Der Informationsaustausch 

beschleunigt den Lernfortschritt 

und schafft eine breitere Basis für geeignete 

Maßnahmen. Für neue Pumpspeicherkraftwerke 

ist es wesentlich, dass die ersten gemachten 

Erfahrungen der Anlagenbetreiber in die 

Konstruktionsüberlegungen der Anlagenhersteller 

Eingang finden. Pumpspeicherkraftwerke 

werden auch in Zukunft eine wesentliche 

Rolle im Energiemarkt spielen. 

market and the substantial growth of wind 

power capacity. This paper analyses the 

change in framework conditions and discusses 

the ensuing adaptation of power plant operation 

as well as options available to power 

plant operators. 

Pumped Storage Plant 

Characteristics and Basic 

Modes of Operation 

Pumped storage plants (PSP) are classified as 

peak load power plants. What sets them apart 

is that they store electricity as potential energy 

(Figure 1). This is done by shifting 

water from a low reservoir to a higher reservoir. 

Pumps are used to generate an “artificial 

load” in the grid during off peak periods 

Upper basin 

Penstock 

Intake 

Turbine 

Cavern 

Figure 1. Scheme of a pumped storage plant. 

when costs for electricity are low (Figu 

r e 2 ). In turn, during peaks, when prices 

are high, the stored water is used by turbines 

to supply electricity to the grid. 

In addition to peak load covering PSP are 

used for balancing the grid and thus contribute 

to ensuring stability of the grid. 

Technical Features 

One variant of a pumped storage plant is the 

vertical design of generator and pump/turbine 

(Figure 3). Pump and turbine constitute 

one unit (pump turbine). Other variants in 

use feature a pump, turbine, generator, coupling 

and start-up turbine connected to a horizontal 

shaft (Figure 4). Unlike the vertically 

designed PSP these components are 

readily accessible and can be removed individually. 

Pump 

Lower basin 

Generator/motor 

Executive Summary 

Originally designed exclusively for peak 

load covering, pumped storage plants are 

now faced with new challenges brought 

about by the deregulation of the electricity 

Authors 

Dr. Dominik Godde 

E.ON Wasserkraft GmbH, 

Landshut/Germany. 

Dr. Josef F. Ciesiolka 

E.ON Wasserkraft GmbH, 

Landshut/Germany. 

Figure 2. Load shifting by a pumped storage plant. 


78



Generator 

Francis 

turbine 

Syphon 

pipe 

Pump 

Start-up turbine 

Generator 

Turbine 

Figure 3. Scheme of a vertically designed 

pumped storage plant. 

Figure 4. Scheme of a horizontally designed pumped storage plant. 

Both arrangements (vertical and horizontal) 

are used in cavern plants as well as together 

with an overground power house. 

Turbine capacity can be varied over a wide 

range rapidly and infinitely, whereas the 

pump cannot be run under partial load and is 

only controlled via an on/off command, unless 

it is speed-controlled, which is the case 

in only one PSP in Germany. A rapid switch 

(in a matter of seconds or minutes) between 

pump, turbine and supply of reactive power 

or shutdown is a characteristic feature of 

PSP. 

One more issue: 

Like all other types of hydro-power plants 

pumped storage plants tie down a lot of capital. 

This also holds true as far as the modernisation 

of existing pumped storage power 

plants is concerned, and is due to the enormous 

investment costs which only pay off 

after a considerable amount of time. However, 

hydro-power plants benefit from the fact 

of no variable fuel costs. In fact, operating 

costs are far more predictable than in other 

types of power plants, which depend on certain 

criteria, for example the development of 

gas prices. Nevertheless, it has already been 

realised that – at least as regards E.ON 

Wasserkraft (EWK) – peak load covering 

alone cannot guarantee the profitability of 

pumped storage plants in every situation. For 

example, EWK was just about to decide to 

dismantle a pumped storage plant built in the 

1930s. However, ancillary services were the 

reason for our decision against dismantling it. 

and peak load, if there were no PSP, nuclear 

power plants and lignite-fired units would 

have to reduce the capacity or shut down 

completely at night, curtailing the profitability 

of these base load power plants. 

The deployment of PSP raises the valleys of 

the daily load curve and covers the need for 

peak load ( F i g u r e 5 ). In the past, an average 

of 1 pump cycle and 1 to 2 turbine cycles 

were sufficient to cover the peak load on any 

given day. 

When demand for power fluctuated considerably, 

pumps and turbines were adjusted manually 

to offset the difference. There were no 

technical facilities to control them automatically 

until the beginning of the seventies. 

Electrification/Automation/Electronics 

Growth in electrification (Figure 6) led to 

a rise in grid load primarily during peaks 

(I: Peak) e.g. caused by the electricity needs 

of manufacturing operations and the increase 

in household electricity demand. 

PSP built for covering peak load helped fill 

the load valleys as depicted here. Uninter- 

Capacity 

rupted production and price incentives built 

into electricity tariffs (introduction of dual 

tariff electric meters) caused demand for capacity 

to shift even more into off peak periods 

(I: Off peak), resulting in a general rise in 

the daily load curve. Modern electronic 

equipment and sophisticated automation 

technology created new ways to use electricity, 

causing load peaks to become even more 

pronounced (Figure 6, II). 

This trend went hand in hand with a need for 

improved grid quality since electronic devices 

– unlike motors and heaters – are sensitive 

to frequency and voltage variations. 

German Electricity Feed Act/ 

Renewable Energy Act 

The German Electricity Feed Act introduced 

in 1990 and the Renewable Energy Act introduced 

in the year 2000 led to a dramatic expansion 

in renewables especially wind, leading 

to equally drastic changes in the national 

grid. 

Beside load peaks and valleys caused by consumption 

patterns, additional load jumps and 

Grid load without PSP 

Grid load with PSP 

New Framework 

How has the environment changed? 

Original Purpose 

PSP were original built for peak load covering. 

Due to the fluctuations between off peak 

Pump 

Turbine 

Turbine 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 

Hour 

Figure 5. Peak load covering by pumped storage plant. 


79



drops are caused by the unexpected feed in 

from wind power (Figure 6, III). 

Figure 6. Changes in daily load curve. 

Relation wind power feed in/grid peak load in % 

40 

35 

30 

25 

20 

15 

10 

5 

0 

Jan Feb Mar May Apr Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec 

Figure 7. Wind power production within the E.ON grid zone. 

Figure 8. Major changes in feed in. 

Example: Wind power feed in during Christmas 2004. 

The Renewable Energy Act rewards the feedin 

of electricity from renewable energy irrespective 

of the demand and of the technical 

features with special preference given to 

wind power. In 2004, German consumers 

spent € 2.4 billion on renewable electricity, 

with this sum set to rise to € 4.3 billion in 

2009 according to the DENA study. What is 

inconvenient about wind is that it blows 

wherever and whenever it wishes and that it 

varies its strength haphazardly as well. This 

means that load jumps and valleys are a matter 

of course. Their stochastic nature makes it 

extremely difficult to maintain a constant 

grid frequency, placing extraordinarily high 

demands on the quality of grid control. F i g - 

ure 7 presents an overview of the variation 

in wind power production in E.ON's grid 

zone last year. This feed-in, which fluctuates 

haphazardly to account for between 0.2% and 

38% of grid peak load, poses a challenge at 

least for grid operators. It would be beneficial 

if electricity demand is low during wind 

lulls. But the truth could not be more remote. 

It is above all during extreme cold spells in 

the winter and heat waves in the summer, 

caused by wind lulls and stable highs that 

electricity demand is especially high as the 

need for electric heating and refrigeration rises. 

Figure 8 shows the amount of wind power 

feed-in into the grid during the Christmas 

holiday last year. Wind power production 

fails just when the roast goose is pushed into 

millions of electric ovens, at a rate of 16 MW 

per minute. Only thanks to the incredible efforts 

put in by the staff in charge are millions 

of households throughout Germany saved 

from chaos. And this is exactly when 

pumped storage plants come into play, rightfully 

deemed a blessing during Christmas. 

Deregulation of the 

Electricity Market 

Further changes were ushered in with the 

electricity market's deregulation in 1998. An 

interesting phenomenon witnessed in this 

context is the fact that trades concluded on 

exchanges and over the counter (OTC) have 

an impact on the grid's physical properties 

(Figure 9). They manifest themselves in 

frequency jumps of 50 mHz and more, which 

occur exactly once an hour. This is due to the 

fact that sellers' power plants and buyers' 

production facilities are not started and shut 

down at the same time, resulting in a slight 

timing difference leading to the observed frequency 

spikes. This effect occurs especially 

when power contracts expire or start and the 

grid's load is relatively low (e.g. in the 

evening). 


80



Adapting Power Plant Deployment 

and Resulting Effects 

Flexibility of Peak Load Covering 

Whereas 1 pump cycle and 1 to 2 turbine cycles 

were run every day in the past, today's 

plants are started more frequently, and often 

for shorter periods of time. With this hitherto 

unknown mode of operation, one can react to 

foreseeable events such as tariff switches 

with foresight. 

Figure 9. Effects of trading on grid frequency. 

f 

in Hz 

50.10 

50.05 

50.00 

49.95 

49.90 

C 

in MW 

25 

0 

– 25 

– 55 

13 min 

Pump operation 

Capacity 

Primary control 

Frequency 

6 min 

Secondary control 

38 min 

16 min 

Primary control 

Pump operation 

Grid controller 

22:30 23:00 23:30 00:00 00:30 1:00 1:30 

Time 

Figure 10. Example: Operation of a pumped storage plant. 

Turbine 

Pump 

When significant wind power capacity is 

feed in into the grid, pumps are often taken in 

operation and can be shut down whenever 

wind strength decreases – an expected, albeit 

not precisely predictable event. Instead of using 

a pump, a turbine can be run at partial 

load, ready to be run up further whenever the 

need for additional capacity arises. 

Running pumps and turbines with this kind 

of foresight often results in pumps or turbines 

being shut down after a few minutes of operation 

if the expected event does not occur. 

PSP thus provide the dispatcher with additional 

room for manoeuvre and increased 

flexibility in controlling the grid and power 

plants. 

A Contribution to Grid Balancing 

PSP help balance power in the grid via the 

automatic balancing of sudden frequency 

variations using the primary control (PC). 

Within 30 seconds the full compensation 

must be effective. In such cases, the turbine 

is usually run at minimum load in order to 

make positive PC capacity available when 

needed, which causes substantial thermodynamic 

loss and costs when provided by thermal 

units. By contrast, negative PC capacity 

can be supplied at low cost in combined heat 

and power plants as well. In PSP with nongoverned 

pumps, when in pump mode, PC 

capacity can only be supplied if one renounces 

additional input by load shedding. 

An example of this mode of operation can be 

seen in Figure 10. First the frequency 

must be kept constant by capacity variation. 

If grid frequency decreases, turbine capacity 

is increased. Then, whenever the frequency 

rises above 50 Hz, the pump is started in order 

to draw capacity from the grid, and shut 

down soon thereafter to pass the baton to the 

turbine, which then runs for a limited period 

of time. After a good 20 minutes, the pump is 

started again and the turbine is shut down. 

The secondary control (SC) is also automated 

and relieves the PC of its work after 15 minutes. 

Within the 30-minute period, the SC 

equalises the operated grid zone, which is influenced 

by the PC and undesired transits. 

Figurs 11. Changes in operation of selected pumped storage plants. 

When the 30-minute period is exceeded, grid 

control is also handled by the PSP, using the 


81



minute reserve (MR). For this purpose, idle 

plants are started manually as needed, in order 

to compensate for unscheduled power 

plant breakdown as well as other events. 

These balancing modes enable PSP to make a 

contribution to grid voltage control and reactive 

power. Furthermore PSP re-establish the 

supply of electricity in the case of grid breakdowns 

by its black start feature. 

Plant Characteristics and the 

Power Plant Portfolio 

PSP are used depending on their characteristics. 

The key factors are plant size, roll-over 

efficiency, mode-switching time and age. 

High roll-over efficiency and large turbine 

capacity predestine plants for classical peak 

load covering. Primary control requires extremely 

short mode-switching times, placing 

high demands on dynamics. Therefore, very 

old PSP, whose components no longer withstand 

high stresses, are less suitable to this 

task. In the context of grid control, these 

plants tend to contribute to the MR instead. 

However, the size and composition of a company's 

or group's power plant portfolio also 

affect the way in which their power plants are 

operated. In small power plant portfolios, the 

hydraulic short circuit can also be of interest, 

as its effect on the grid can be controlled via 

the turbine capacity when in simultaneous 

pump and turbine operation mode. But this 

mode of operation decreases efficiency due 

to the pipe friction and pump losses incurred. 

The composition of the available portfolio 

of power plants has a major impact on the 

number of mode switches required on a daily 

basis. 

Power Plant Operator Requirements 

Analysis of Modified 

Power Plant Operation 

With the exception of the newest plants, PSP 

are built for peak load covering. The grid 

controlling tasks resulting from the change in 

framework conditions have increased the importance 

of by this type of power plant and 

improved sales considerably. But the operational 

demands placed on PSP have grown 

substantially as well. A project group of the 

Technical Committee “Hydro-power Plants” 

of the VGB is addressing this problem and 

has collected extensive amounts of data that 

are currently being analysed. 

However, the analysis is proving to be quite 

difficult due to a very heterogeneous picture. 

It is difficult to extrapolate clear trends. This 

is due to the various ways in which different 

PSP are operated, as described earlier (Figure 

11). The chart shows the divergent 

deployment paths taken by two of E.ON 

Wasserkraft's pumped storage plants. Although 

the plants both experienced a clear 

rise in operating hours, this did not automatically 

result in an increase in electricity production. 

Electricity production in PSP Erzhausen 

remained essentially unchanged, because 

the plant is kept on standby at minimum 

load, ready to increase turbine capacity 

when needed. In fact, start-ups decrease over 

the period under review, since the plant runs 

at minimum load even outside peak periods. 

Even individual units in one and the same 

plant cannot be uniquely classified under a 

major mode of operation since requirements 

change over the course of the year. Therefore, 

a more detailed analysis is underway, 

which pays tribute to these circumstances. 

Identifying Critical Components 

PSP heightened status within the power plant 

portfolio has led to a rise in their required 

availability. Unscheduled breakdown would 

result in significant follow-up costs. One of 

the reasons for this is the fact that PSP differ 

from each other, featuring specific technical 

designs. Consequently, many spare parts are 

built to order, causing prolonged downtime 

in the event of a failure. To prevent such failures, 

PSP operators are faced with the task of 

identifying critical components, which can be 

key components to plant failure under certain 

conditions. This means they have to cooperate 

closely with plant manufacturers, since 

they are the only source of in-depth knowledge 

of the plants' structural design. In turn, 

plant manufacturers require the plant operators' 

information and experience relating to 

changes in the conditions under which the 

plants are used. Once critical components are 

identified, one must develop monitoring 

measures for control during operation as well 

as constructive suggestions for improvement 

to ensure the reliability of plant operations. 

Extrapolating Power Plant 

Operation Standards 

Growing sales are a strong incentive for using 

PSP in the broadest possible capacity 

spread. The minimum capacity in partial load 

mode is very important in this context. Since 

minimum capacity at partial load - an option 

not originally envisaged – can last for extended 

periods of time in certain plants, it has 

to be taken in account that this does not damage 

the plants. This requires one to conduct 

technical assessments to determine the minimum 

load possible without running into 

problems. 

Adapting the Maintenance 

Philosophy 

A plant's technical state largely depends on 

its operating stress and hours of operation. 

Dynamic work with frequent operating transitions 

and load changes in many plants has 

changed the mechanical stress to which they 

are subjected. Maintenance carried out in all 

PSP is definitely oriented towards the plant's 

state, i.e. necessary maintenance tasks are derived 

from the plant's technical state. In PSP, 

however, many areas are very difficult to access 

for inspection purposes. This holds true 

especially for areas that come into contact 

with water, making empirical expert estimates 

indispensable. But they are yet to be 

derived based on the change in usage requirements. 

It is absolutely necessary to make an 

accurate assessment, taking account of the 

specific usage conditions. 

Diagnostic systems including sophisticated 

vibration monitoring devices and endoscopic 

tools are increasingly used to improve the 

monitoring of plant components that are difficult 

to access. 

Design Criteria for New Plants 

It is to be expected that there will be a rise in 

demand for peak-load plants, and thus for 

PSP. Tradings on deregulated electricity markets 

will rise, and additional wind capacity 

will further be installed. What is crucial to 

new PSP is that initial experience garnered 

by plant operators be considered when plant 

manufacturers work on their design. Both 

parties should get together to cooperate constructively 

in determining design criteria for 

new plants aside from bid negotiations, 

which are normally conducted under time 

pressure and influenced by divergent interests. 

The ensuing advantages would benefit 

everyone involved. 

Co-operating with Other 

Plant Operators 

It would be extremely beneficial if plant operators 

shared experiences with each other, 

especially since the impact of changes in 

power plant deployment on PSP availability 

and lifetime are so difficult to predict. Exchanging 

information will accelerate the 

learning curve, creating a broader basis for 

deriving operational measures, e.g. as regards 

monitoring, inspection, critical components, 

minimum capacity and maintenance strategies. 

It remains to be seen to which extent 

further activities prove useful, e.g. real cooperation 

in large-scale maintenance measures 

with personnel support, in order to compensate 

for bottlenecks in manpower. The VGB 

has created a basis for this with its Pumped 

Storage Plant Project Group. 

Outlook 

PSP must – and will be capable of – making 

an important contribution to peak load covering 

and grid controlling in the future as well. 

The progressing deregulation of the EU electricity 

market will lead to further growth in 

cross-border trading. Furthermore, wind capacity 

can be expected to expand. The only 

unanswered question is the degree to which it 


82


will grow. But forecasted expansion – especially 

as regards offshore installations – is 

probably exaggerated. 

This trend will go hand in hand with an additional 

increase in frequent start-ups of pumps 

and turbines in order to deal with load peaks 

and off peaks. Plant components will thus 

continue to be subjected to extreme mechanical 

strain. Against this backdrop, one must 

remember that several plants have grown 


quite old. 

Since, at least in Germany, high capital intensity 

makes the construction of new PSP economically 

feasible in only a few cases and it 

is unlikely that more will be built due to the 

required approval process, these challenges 

must largely be met using existing plants. 

The aim to be pursued is to identify the opportunities 

for future business by realizing 

the challenges which, however, will definitely 

require investing in the plants first. 

Therefore, plant operators should mainly focus 

on maintaining the technical and economic 

feasibility of existing plants over the long term, 

in order to enable PSP to continue playing a 

significant role on the energy market under 

new conditions, thus safeguarding the profitability 

they have already believed to have lost 

and improving it as much as possible. 

Online-Shop 

www.vgb.org 


83

50 Jahre KRAFTWERKSSCHULE/50 Years of KWS Training Center 


50 Jahre 

KRAFTWERKS- 

SCHULE E.V. 

Stationen auf dem Weg 

50 Years 

of KWS PowerTech 

Training Center 

Way Stations 

Der Anfang 

The Beginning 

Als die Arbeitsgemeinschaft „Kraftwerksmeisterausbildung“ am 

10. April 1957 ihre Arbeit aufnahm, was wir auch als Geburtsstunde 

der KRAFTWERKSSCHULE E.V. betrachten, geschah das nicht 

aus einer spontanen Eingebung der Verantwortlichen heraus. Die 

deutsche Energiewirtschaft, welche die Arbeitsgemeinschaft initiiert 

hatte, zog damit vielmehr die logische Konsequenz aus einer Entwicklung, 

deren Ursprünge beinahe vier Jahrzehnte zurücklagen 

(Bild 1). 

Es war im März 1920, als bei einem Unfall im Kraftwerk Reisholz 

bei Düsseldorf ein Kessel explodierte, wobei 28 Menschen ums 

Leben kamen. Das unerwartete Versagen eines erst drei Jahre alten 

Kessels mit so verheerenden Folgen erschütterte auch andere Unternehmen 

der Energiewirtschaft. 

Schon im November desselben Jahres sind die Vertreter der 15 größten 

deutschen Elektrizitätswerke sowie führender Chemieunternehmen 

zusammengekommen und gründeten die Vereinigung der 

Großkesselbesitzer, kurz VGB, die seit 2001 den Namen VGB 

PowerTech e.V. trägt. 

Ziel der Arbeitsgemeinschaft war zunächst lediglich die Erarbeitung 

und Durchsetzung umfassender Qualitätsstandards für die Kessel, 

die in den Kraftwerken der VGB-Mitgliedsunternehmen verwendet 

wurden. 

Diese Standards wurden im Laufe der Zeit auch auf viele andere 

technische Bereiche des Kraftwerksbetriebes in Form von VGB- 

Richtlinien erweitert. Durch die immer größere Mitgliederzahl der 

VGB sind sie bald zu allgemeingültigen technischen Sicherheitsstandards 

geworden. 

Angesichts dieser Entwicklung war es nur konsequent, dass auch die 

Ausbildung des Kraftwerkspersonals in den Blickpunkt des Interesses 

der Energiewirtschaft geriet und zu einer der größten Herausforderungen 

nach dem 2. Weltkrieg wurde. Mit der allmählichen 

wirtschaftlichen Genesung Deutschlands ging ein geradezu 

dramatischer Auf- und Ausbau der westdeutschen Kraftwerkskapa- 

When the “Power Plant Shift Supervisor Training” task force got under 

way on April 10th, 1957 in Essen, the individuals involved were 

not motivated by some sudden inspiration. Instead, the German energy 

suppliers responsible for initiating the task force had arrived at the 

logical conclusion of a process than had begun almost four decades 

earlier (Figure 1). 

In March, 1920, 28 people died when a boiler exploded in an accident 

at the Reisholz power plant near Düsseldorf. The devastating 

consequences of the unexpected failure of a boiler barely three years 

old caused great anxiety not just at the power plant operator, but 

among other companies of the German energy sector as well. 

On November 29th, 1920, representatives of the 15 largest German 

power utilities and of leading businesses of the chemical industry 

gathered in the city of Merseburg in order to found the VGB, the 

Vereinigung der Großkesselbesitzer (Association of Large Boiler 

Owners), called VGB PowerTech e.V. since 2001. Initially, the association´s 

goal was to work out and implement comprehensive quality 

and durability standards for boilers installed in the power plants of 

VGB´s members. 

Over the years, VGB expanded its standards on many other aspects 

of power plant operations, covering them with respective guidelines. 

Thanks to a steadily growing number of VGB members, technical 

safety standards soon became universally accepted. 

Given this development, it was no surprise that companies in the 

energy sector focused increasingly on the training of power plant 

personnel, an issue that was to become one of the greatest challenges 

after World War II. Germany´s economic recovery was accompanied 

by a dramatic expansion of West German power plant capacities. 

Autoren/Authors 

Dipl.-Ing. Uwe Möller 

KRAFTWERKSSCHULE E.V., Essen/Deutschland. 

Dr. Karl A. Theis 

Geschäftsführer, 


Dipl.-Ing. Heinrich Nacke 

Schulleiter, 


Bild 1. Kraftwerk Kupferdreh (1962). 

Figure 1. Kupferdreh Power Plant (1962). 

32 VGB PowerTech 11/2007 

84



zitäten einher – das Wirtschaftswunder verlangte nach immer mehr 

Strom. So stieg die installierte Kraftwerksleistung von 1949, im 

Gründungsjahr der Bundesrepublik, bis 1957, als die Arbeitsgemeinschaft 

„Kraftwerksmeisterausbildung“ ins Leben gerufen wurde, 

um fast 100 %. Ermöglicht wurde dieses Wachstum durch den Bau 

neuer und immer größerer Kraftwerke mit bis dahin unbekannter 

Leistung. 

Schon bald wurde allen Beteiligten in der Energiewirtschaft klar, 

dass der vorhandene Wissensstand des Kraftwerkspersonals den Anforderungen 

in den neuen, komplexeren Kraftwerken nicht mehr 

genügte, vor allem bei den modernen Hochdruckkesseln, der Wasseraufbereitung 

sowie bei der zunehmend verwendeten automatischen 

Regel- und Steuertechnik. Ebenso offenbar wurde ein Mangel 

an Fachpersonal, insbesondere an Führungskräften der mittleren 

Ebene. Die üblicherweise im Kraftwerk arbeitenden Heizer waren 

für die neue Technik nur unzureichend qualifiziert, während sich 

Ingenieure aufgrund ihrer hohen Qualifikation nur ungern oder gar 

nicht für die Routine des normalen Wechselschichtbetriebs zur Verfügung 

stellten. 

Um diesen Führungskräftemangel zu beseitigen, entstand ein neuer 

Beruf, der Arbeitern in Kraftwerken auch ohne Studium einen professionellen 

Aufstieg ermöglichen sollte – der Kraftwerksmeister. 

Darüber hinaus wurde später mit dem Kraftwerker eine weitere Aufstiegsstufe 

geschaffen, die zwischen dem Heizer und dem Kraftwerksmeister 

angesiedelt ist (Bild 2). 

Damit war für die 42 Gründungsmitgliedsunternehmen das erste 

Aufgabenfeld der heutigen KRAFTWERKSSCHULE E.V. (heute 

über 200 Mitgliedsunternehmen) abgesteckt, viele weitere sollten 

noch folgen. 

Die Standorte 

Die KRAFTWERKSSCHULE E.V. bildet heute auf der ganzen Welt 

Fachkräfte aus, also ist sie eigentlich überall zu Hause. Dennoch: 

Wie jede gute Bildungseinrichtung hat sie natürlich ein Zentrum, in 

dem die Infrastruktur und die Mitarbeiter konzentriert sind und wo 

der größte Teil der Schulungen stattfindet. Ihre heutige Heimstatt in 

Essen-Kupferdreh hat die KWS seit 1996. Zuvor machte die Schule 

an verschiedenen anderen Orten in Essen Station, die hier auch vorgestellt 

werden sollen. 

„Die Qualität der Lehre an der Kraftwerksschule ist sehr hoch. Wir 

lernen sehr viel über unser Studiengebiet. Es ist eine großartige 

Erfahrung. Die Ausbildung ist sehr realitätsnah, angepasst an 

die Erfordernisse unserer Anlagen. Wer hier ausgebildet wurde, 

kann in Libyen sofort im Kraftwerk eingesetzt werden“, so Husan 

Rajab Khalil (Abutaraba Desalination Plant Project, GECOL), Schulungsteilnehmer 

des SIDEM Projectes 96 Training for GECOL 

Engineers 96, 6 th Group, April 24 to May 26, 2006. 

Die ersten Standorte der KRAFTWERKSSCHULE E.V. waren gewissermaßen 

geborgt. Die ab Oktober 1957 durchgeführten Kraftwerksmeister-Kurse 

in Essen wurden ebenso wie entsprechende Parallelkurse 

in Hamburg und im baden-württembergischen Esslingen 

ab 1958 in Zusammenarbeit mit örtlichen Ingenieurschulen und 

Technischen Akademien durchgeführt und in deren Räumlichkeiten 

abgehalten. Die von der KWS mitgenutzten Bildungseinrichtungen 

sahen sich schon nach wenigen Jahren mit einer kontinuierlich wachsenden 

Zahl von KWS-Schulungsteilnehmern konfrontiert und gerieten 

dadurch in Raumnot. Es wurde immer deutlicher, dass die KWS 

eine eigene Unterkunft benötigte. Die schon seit längerem angestrebte 

Zentralisierung der Kraftwerksmeister-Ausbildung in Essen in 

einem speziell dafür zu errichtenden modernen Gebäude mit ausreichender 

Ausstattung und großem Platzangebot sollte die logisti- 

The aptly termed “economic miracle” demanded ever more electricity. 

From 1949, when the Federal Republic was founded, to 1957, the 

year when the “Power Plant Shift Supervisor Training” task force 

came to life, total installed West German power plant capacity increased 

by almost 100 %. What made this unprecedented growth 

possible was the construction of new, ever larger power plants with 

capacities previously unknown. 

Soon, it dawned on all parties concerned in the energy sector that the 

existing skills of power plant personnel would prove insufficient for 

meeting the demands of the new, more complex plants, especially in 

the fields of modern high-pressure boilers, water processing, and the 

increasing use of automated controls. Moreover, there was a shortage 

of skilled personnel, especially mid-level managers. Stokers normally 

employed in a power plant were inadequately qualified to handle 

the new technology, whereas power plant engineers generally resented 

working the usual changing shifts because they felt overqualified 

for that task. 

In order to overcome that shortage of managers, a new job profile, 

the power plant shift supervisor, was created. It was designed to 

give skilled power plant workers the opportunity of advancement 

even without a university degree. Moreover, another professional 

level called power plant operator would be inserted into plant hierarchy, 

sandwiched between the stoker and the shift supervisor 

(Figure 2). 

With these measures, the 58 founding members (2007: 200+) had 

outlined the initial task of today´s KWS PowerTech Training Center. 

Many other activities would follow. 

Locations 

KWS PowerTech Training Center schools skilled professionals 

around the globe, so actually it is at home anywhere. Like any other 

first-rate educational institution, however, it maintains a home base, 

complete with infrastructure and staff, where most courses take 

place. Today´s training center in Essen-Kupferdreh has been KWS´ 

home since 1996. Before that, the school resided at a number of locations 

in the city of Essen. Let´s take a look at them, too. 

“The quality of KWS´ education is very high. We learn a great deal 

in our field of study. It´s a great experience. Training is very realistic 

and tailored to the needs at our home plant. Someone who trained 

here can take up his job at the power plant in Libya right away.” 

Husan Rajab Khalil (Abutaraba Desalination Plant Project, 

GECOL), participant of the SIDEM Project 96 Training for GECOL 

Engineers 96 6th Group, April 24th – May 26th, 2006. 

In the early years, KWS had to borrow its classrooms from other 

schools. The first power plant shift supervisor courses in Essen in 

Bild 2. Absolventen des ersten Kraftwerksmeister-Lehrgangs (1958). 

Figure 2. Graduates of the first shift supervisor course (1958). 

VGB PowerTech 11/2007 33 

85



schen Probleme beseitigen und die Schulung effizienter gestalten. 

Als Standort für dieses Gebäude wurde die Klinkestraße in Essen- 

Bergerhausen ausgewählt (Bild 3). Am 1. September 1969 begann 

hier der Ausbildungsbetrieb für angehende Kraftwerksmeister. 

Außer den Unterrichtsräumen der KWS beheimatete das neue Gebäude 

auch die Geschäftsstelle der VGB mit ihren technischen Abteilungen 

und der kaufmännischen Verwaltung, ab 1971 ebenso die 

VGB-eigene Forschungsabteilung. 

Fünf Jahre später, am 11. Dezember 1974, begannen am selben 

Standort die Bauarbeiten für das Kernkraftwerks-Simulator-Zentrum 

(KSZ), das in einem Anbau an das VGB-Haus untergebracht wurde. 

Die beiden dort installierten Simulatoren gingen ab Ende Januar 

1978 in Betrieb genommen. 

1976 wurden auch die Apartmenthäuser mit insgesamt 52 Einzelapartments 

und der zugehörigen Infrastruktur gebaut; eine komplette 

Modernisierung erfolgte 1989. 

1986 sind die beiden Kernkraftwerks-Simulatoren an einen neuen, 

größeren Standort in Essen-Kupferdreh verlegt worden. In dem freigewordenen 

Gebäudeteil installierte man nun die beiden neuen 

Simulatoren für fossil befeuerte Kraftwerke, welche die KWS 1986 

und 1991 in Betrieb nahm. 

Die Zahl und die Komplexität der weiteren zu bauenden Kernkraftwerks-Simulatoren 

wirkte sich auch noch auf andere Weise auf die 

KRAFTWERKSSCHULE E.V. aus. Der Bau dieser Simulatoren war 

mit einem großen finanziellen Aufwand verbunden, der in der 

Rechtsform einer gemeinnützigen Einrichtung wie der KWS nicht 

bereitgestellt werden konnte. Betreiber von Kernkraftwerken stellten 

einerseits nur einen relativ kleinen Teil der Mitgliedsunternehmen 

der KRAFTWERKSSCHULE E.V., trugen andererseits aber der Allgemeinheit 

gegenüber die volle Verantwortung für eine optimale 

Ausbildung und mussten außerdem die hohen Kosten dafür mittragen. 

Deshalb wurde die Kernkraftwerkssimulator-Ausbildung aus 

der KWS ausgegliedert und von den am 1. Juli 1987 speziell für diesen 

Zweck gegründeten Gesellschaften KSG (Kernkraftwerks-Simulator-Gesellschaft 

mbH) und GfS (Gesellschaft für Simulatorschulung 

mbH) übernommen. Da es sich bei den beiden neuen Gesellschaften 

um rechtlich unabhängige Körperschaften handelte, erwarben 

sie das Gelände am Standort Kupferdreh von der KWS. Die 

fachtheoretische Ausbildung für das Personal fossil befeuerter und 

nuklearer Kraftwerke ebenso wie die Simulatorschulung für fossil 

befeuerte Kraftwerke verblieben bei der KWS und somit bis auf 

Weiteres in der Klinkestraße in Essen. 

Obwohl mit der Ausgliederung der kerntechnischen Simulatorausbildung 

und dem Umzug der Kernkraftwerks-Simulatoren Platz geschaffen 

werden konnte, wurde es im VGB-Haus schon bald wieder 

eng. Während die Teilnehmerzahlen der Kraftwerksmeister-Ausbildung 

auf hohem Niveau blieben, erlebten Kraftwerker-Ausbildung 

und Weiterbildungslehrgänge ab Ende der 1980er-Jahre einen regelrechten 

Boom. Ein weiterer Ausbau des VGB-Hauses war nicht 

möglich. Um den Ausbildungsbedarf der KWS-Mitglieder zeitnah 

decken zu können und die vorübergehend eingeführten Wartelisten 

abzubauen, wurden in einem neuen Verwaltungsgebäude an der 

Ruhrallee in Essen Anfang 1991 vier Klassenräume angemietet, in 

denen zwei Kraftwerker-Klassen und alle Lehrgangsteilnehmer der 

Fachrichtung „Maschinentechnik/Kerntechnik“ ausgebildet wurden 

(Bilder 3 und 4). 

Im August 1993 sind in der Ruhrallee zwei weitere Hörsäle in Betrieb 

genommen worden; von da an fanden die gesamte Kraftwerker- 

Ausbildung sowie die komplette Fachtheorie für Kernkraftwerkspersonal 

in den Räumlichkeiten an der Ruhrallee statt. 

„Die anspruchsvolle und breitgefächerte Ausbildung von Kraftwerksmitarbeitern, 

speziell von Kraftwerksmeistern, nutzt nicht nur 

den Unternehmen, sondern natürlich auch den Mitarbeitern selbst. 

October, 1957, and, beginning in 1958, also in Hamburg and Esslingen, 

were conducted in co-operation with local engineering schools 

and technical academies at their respective facilities. 

After a few years of taking in growing numbers of KWS students, 

the Essen, Hamburg, and Esslingen schools ran out of space. It became 

apparent that KWS needed a facility of its own. The centralisation 

of power plant shift supervisor training in Essen in a modern, 

spacious, fully equipped custom-built center had been on the agenda 

for a long time and was designed to eradicate all logistical problems 

and make schooling procedures more efficient. The building´s designated 

location was the Klinkestrasse in Essen-Bergerhausen. The 

first courses at Klinkestrasse began on September 1st, 1969. Apart 

from KWS´ classrooms, the new building also housed VGB´s technical 

and business departments and, beginning in 1971, its research 

division. 

Five years later, on December 11th, 1974, construction work began 

on a nuclear power plant simulator center, which would be housed in 

an annex to the VGB Building. The two simulators installed there 

were commissioned by late January, 1978. 

In 1976, KWS´ two apartment buildings with a total of 52 units and 

complete infrastructure were erected and thoroughly modernised in 

1999. 

In 1986, the two simulators transferred to a new, more spacious location 

in Essen-Kupferdreh. The now-vacant simulator building became 

the home of two new simulators for fossil-fired power plants, 

which KWS commissioned in 1986 and 1991. 

By that time, it had already been established that additional, more 

complex nuclear power plant simulators would be built in the future. 

It was readily apparent that a non-profit organisation like KWS PowerTech 

Training Center was simply unable to shoulder the huge financial 

burden required for this task. Nuclear power plant operators 

made up just a relatively small part of KWS´ many members, yet 

were legally responsible to the public and the authorities for optimum 

simulator training. In addition, these companies were the sole 

providers of funds for such simulators. In order to alleviate that situation, 

simulator training for nuclear power plants was formally outsourced 

from KWS PowerTech Training Centre and taken over by 

two companies called KSG (German acronym for Nuclear Power 

Plant Simulator, Inc.) and GfS (German acronym for Society for 

Simulator Training, Inc.) specifically founded for that purpose on July 

1st, 1987. Since the two new companies were formally independent 

corporate bodies, they purchased the Kupferdreh property from 

KWS. Theoretical training for nuclear and fossil-fired power plant 

personnel as well as simulator training for the latter group would remain 

the sole responsibility of KWS and would continue to be conducted 

at Klinkestrasse for the time being. 

Although moving the nuclear power plant simulators to Kupferdreh 

had made room in the VGB building for a while, things soon tightened 

up again. While participation in power plant shift supervisor 

courses remained consistently high, power plant operator courses 

and advanced training boomed by the end of the 1980s. Unfortunately, 

it was impossible to further expand the VGB building. In order to 

meet the schooling demands from KWS´ members and to phase out 

student waiting lists that were in use at the time, four classrooms 

were rented in a newly erected administrative building on Essen´s 

Ruhrallee in early 1991. Two power plant operator classes and all 

participants in mechanical/nuclear engineering would receive their 

training there. In August, 1993, KWS rented two more classrooms at 

the Ruhrallee building. From then on, power plant operator training 

as well as all of the theoretical training for nuclear power plant personnel 

would be conducted solely at that location. 

“Demanding and versatile training for power plant personnel benefits 

not just the companies in the power industry but the employees, 

too. Today´s plant operatives have greater responsibilities, work 


86



Bild 3. VGB-Haus. 

Figure 3. VGB House. 

Sie haben heute mehr Verantwortung, arbeiten flexibler und beherrschen 

ein breites Tätigkeitsspektrum. Das alles erhöht ihren Wert auf 

dem Arbeitsmarkt“, so Markus Bieder, RWE Power AG, Kraftwerke 

Region West, GuD-Anlage Ludwigshafen, Leiter des Ausbildungsausschusses 

der KRAFTWERKSSCHULE E.V. 

Ungeachtet dieser Erleichterung der Raumprobleme waren sich 

die Verantwortlichen der KWS darüber im Klaren, dass es sich nur 

um eine Zwischenlösung handeln konnte. Das stetige Pendeln der 

Dozenten zwischen der Klinkestraße und der Außenstelle war 

einem geregelten Unterrichtsablauf abträglich und auf die Dauer 

nicht zumutbar. Daher begannen Vorstand und Geschäftsführung der 

KRAFTWERKSSCHULE E.V. schon kurz nach dem Bezug der 

Außenstelle Ruhrallee, über eine langfristige Unterbringung aller 

Aktivitäten der Schule an einem neuen gemeinsamen Standort nachzudenken. 

Eine Reihe von möglichen Standorten in Essen und der näheren 

Umgebung wurde im Rahmen der geplanten Verlegung der KRAFT- 

WERKSSCHULE E.V. begutachtet, aber es war wiederum das 

Deilbachtal in Kupferdreh, für das man sich letztlich entschied 

(Bild 5). Schließlich gab es hier bereits das gut erschlossene KSG- 

Gelände, das groß genug war, um auch die KWS unterzubringen. 

Mit Zustimmung der Mitgliederversammlung kaufte die Schule zu 

diesem Zweck im Jahre 1993 ein Grundstück mit einer Gesamtfläche 

von insgesamt 12 300 m 2 von der KSG zurück. Die Bauarbeiten an 

dem neuen Schulungszentrum begannen im November 1994, und 

am 16. März 1995 wurde mit einem Festakt der Grundstein gelegt. 

Auf dem Gelände entstand ein Gebäudekomplex mit insgesamt vier 

Geschossen. Darin fanden 30 Hörsäle Platz, außerdem Seminar- und 

Bild 4. KWS Außenstelle an der Ruhrallee. 

Figure 4. KWS branch at the Ruhrallee. 

more flexibly, and have a wider range of skills than ever before. All 

of this increases their desirability in the labour market.” 

Markus Bieder, RWE Power AG, Power Plants Western Region 

West, CCGT plant Ludwigshafen; Head of KWS PowerTech Training 

Center Training Committee 

In spite of the relief the Ruhrallee facilities offered, all parties concerned 

were aware of the fact that this was only a temporary solution. 

In the long run, having instructors commute between 

Klinkestrasse and Ruhrallee day after day hampered training procedures 

and was therefore unacceptable. A short time after the 

Ruhrallee branch office was opened, KWS executives began to consider 

combining all of the school´s activities in one spot. 

While a number of possible sites in and around Essen had been taken 

into consideration as KWS´s new home, the Deilbachtal in Kupferdreh 

was once again chosen. After all, the well-developed property 

of the KSG was located there, a piece of land big enough to house 

KWS as well. With the assent of its General Assembly, the school 

bought back 12,300 square meters of real estate from KSG in 1993. 

Construction of the new training center began in November, 1994, 

the ceremonial laying of the cornerstone took place on March 16th, 

1995. A four-storey building complex was erected with 30 classrooms 

plus seminar rooms and laboratories for up to 350 students. 

The western flank of the complex housed administrative offices for 

30 employees, while a two-storey parking deck on the east side offered 

enough space for up to 200 automobiles. The layout is the same 

today. 

As for the inside story, students may take a break either in specially 

designated zones on each floor or in larger rest zone on the ground 

Bild 5. KWS-Schulungszentrum Deilbachtal. 

Figure 5. KWS Training Center Deilbachtal. 

Bild 6. Laborausrüstung „Pumpenleitstand“. 

Figure 6. Laboratory equipment “pump control”. 


87



Übungslaborräume für bis zu 350 Schulungsteilnehmer. An der 

Westseite wurde ein Bürobereich für 30 Mitarbeiter geschaffen, 

während ein an den Ostteil des Gebäudes anschließendes Parkdeck 

mit zwei Ebenen mehr als 200 Fahrzeugen Platz bietet. 

In den Unterrichtspausen können Schulungsteilnehmer entweder 

Kurzpausenzonen aufsuchen, die auf jeder Etage eingerichtet wurden, 

oder die Pausenhalle im Untergeschoss frequentieren; Kaffeeund 

Kaltgetränkeausgabe gehören zur Ausstattung. Das Mittagessen 

können Schulungsteilnehmer, Dozenten und Mitarbeiter in 

der nahe gelegenen Kantine der Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft 

einnehmen. 

Alle fachtheoretischen Lehrgänge wurden von nun an im Schulungszentrum 

in Kupferdreh durchgeführt, während die Simulatorausbildung 

für fossil befeuerte Kraftwerke zunächst in der Klinkestraße 

verblieb. 

In einem zweiten Bauabschnitt im Jahre 2000 wurde das bis dahin 

im Rohzustand belassene zweite Obergeschoss des Schulungszentrums 

ausgebaut und für die Aufnahme von Simulatoren vorbereitet. 

Der neue bildschirmbediente Simulator für Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke 

wurde im Frühjahr 2001 in Kupferdreh installiert, 

ebenso wie der bildschirmbediente Simulator für fossil befeuerte 

Kraftwerke, der FOKS 3. Kraftwerkswarten mit Bildschirmbedienung 

sind wesentlich kleiner als konventionelle Warten mit 

Kleinwartentechnik und lassen sich daher problemlos auf der Fläche 

eines üblichen Hörsaales unterbringen. Obwohl die Simulatoren 

FOKS 1 und 2 an ihrem bisherigen Standort verblieben, zogen die 

für die Simulatoren zuständigen Ausbilder und die Fachleute für die 

Soft- und Hardware ebenfalls nach Kupferdreh. Die so erreichte dauerhafte 

Zusammenlegung von fachtheoretischer Schulung und Simulatorausbildung 

im Schulungszentrum im Deilbachtal erlaubt heute 

eine effiziente Zusammenarbeit und gegenseitige Unterstützung aller 

Mitarbeiter der KRAFTWERKSSCHULE E.V. zum Vorteil der vielen 

Schulungsteilnehmer, die hier ausgebildet werden (Bilder 6 

und 7 ). 

Die Ausbildung 

Was 50 Jahre doch ausmachen können! 1957, als die „Arbeitsgemeinschaft 

Kraftwerksmeisterausbildung“ ihre ersten Lehrgänge 

durchführte, ging es ausschließlich darum, Kraftwerksmeister der 

Fachrichtung Maschinentechnik heranzubilden, um die neuen thermischen 

Großkraftwerke der Bundesrepublik mit qualifiziertem Personal 

zu versorgen. Seit dieser Zeit hat der Kraftwerksmeister, von 

denen bis heute etwa 4800 ausgebildet wurden, nichts an Bedeutung 

verloren, aber sein Berufsbild und die Inhalte seiner Schulung haben 

sich grundlegend verändert. Das Gleiche gilt für die Kraftwerker- 

Ausbildung, die kaum weniger lange zum Leistungskatalog der 

KWS gehört. Später kamen weitere neue Ausbildungsgänge hinzu, 

zum Beispiel der Mechatroniker oder der Betriebswärter. Das gegenwärtige 

Lehrangebot umfasst Aus- und Weiterbildungen in den Bereichen 

Kraftwerkstechnik, Kerntechnik, Wasserkraft, Thermische 

Abfallverwertung, Umweltschutz, Strahlenschutz, Brandschutz, Arbeitssicherheit, 

Instandhaltung, Prozessoptimierung, Führungsverhalten 

und Kommunikation. Darüber hinaus gibt es zahlreiche kundenspezifische 

Sonderkurse. Geschult wird heutzutage nicht nur zentral 

im Ausbildungszentrum in Essen, sondern auf der ganzen Welt 

mit mobilen Simulatoren und Laboreinrichtungen in den Sprachen 

Englisch, Französisch, Russisch und Niederländisch. 

Auch die Form des Unterrichts hat sich in den 50 Jahren verändert. 

Mit der Inbetriebnahme der ersten Kernkraftwerkssimulatoren erreichte 

die praktische Ausbildung eine neue und noch nie dagewesene 

Qualität. An 1 : 1 nachgebildeten Kernkraftwerken können gefloor, 

where vending machines provide them with coffee or cold 

drinks. Students, instructors, and staffers eat lunch in the canteen of 

the KSG building just a short walk away. 

All theoretical training courses were now conducted at the new 

center, whereas simulator training for fossil-fired plants continued 

to take place at Klinkestrasse for the time being. 

In a second construction phase in the year 2000 the so far unused 

second floor was completely outfitted and prepped for the installation 

of simulators. The new screen-based simulator for combined cycle 

gas turbine power plants was assembled in Kupferdreh in the 

spring of 2001 as well as the screen-based simulator for fossil-fired 

power plants called FOKS 3. Screen-based power plant control centres 

require considerably less space than conventional hard panel 

control centres and can therefore be easily accommodated in a regular-size 

classroom. While the FOKS 1 and 2 simulators remained 

at Klinkestrasse, simulator instructors as well as soft- and hardware 

experts all moved to Kupferdreh. Merging theoretical and simulator 

instruction at the Deilbachtal training center permits most efficient 

co-operation and mutual support among KWS´ faculty members, 

for the benefit of the many students who get their training there 

(Figure 6 and 7). 

Training 

What a difference 50 years can make. In 1957, when the “Power 

Plant Shift Supervisor” task force began to conduct its first training 

courses, its sole purpose was to produce shift supervisors, specialising 

in mechanical engineering in order to provide Germany´s new 

large thermal power plants with qualified personnel. Today, shift 

supervisors, of which approximately some 4800 have been trained at 

KWS to the present day, are just as important as they were in the 

past, but their job profile and schooling have changed fundamentally. 

The same holds true for power plant operator training, which has 

been on KWS PowerTech Training Center´s agenda almost as long. 

In later years, new courses were added, like those for mechatronicians 

or plant attendants, for example. The school´s current line-up 

comprises basic and advanced training in the fields of power plant 

technology, nuclear technology, hydro-power, thermal waste utilisation, 

environmental protection, radiation protection, fire protection, 

occupational safety, maintenance, process optimisation, leadership 

and communication. In addition, there a numerous courses tailored to 

specific customer needs. These days, instructions take place not just 

at the Essen-Kupferdreh training center, but all over the world, using 

mobile simulators and laboratories, conducted in English, French, 

Russian and Dutch. 

Bild 7. Bildschirmbediente Simulatoren (rechts: reisefertig verpackt). 

Figure 7. Screen-operated simulators (right hand side: 

ready for travelling). 


88



fahrlos An- und Abfahrvorgänge, Anomaler Betrieb und Störfälle 

trainiert werden. 

Aufgrund der guten Erfahrung mit der Ausbildung an Simulatoren 

für Kernkraftwerke nahm die KWS 1986 den ersten Simulator für 

konventionelle Kraftwerke in Betrieb. 

Den nächsten Schritt zu einer neuen und zeitgemäßen Schulungsform 

brachte das „E-Learning“. Hier ist ein individuelles, zeit- und 

ortsunabhängiges Lernen möglich. Das Internet wird für die Distribution 

von Lernmaterialien und zur Unterstützung zwischenmenschlicher 

Kommunikation der Teilnehmer untereinander sowie zum 

Ausbilder genutzt. 

Dieses riesige Schulungsfeld ist natürlich nicht von den 60 festangestellten 

Mitarbeitern der KWS, wovon rund 30 Lehrgangsleiter und 

Dozenten sowie Simulatorausbilder sind, abzudecken. Um in all 

diesen oft sehr speziellen Schulungsthemen immer den aktuellen 

Praxisbezug zu berücksichtigen und immer auf dem Stand von 

Wissenschaft und Technik zu sein, greift die KRAFTWERKS- 

SCHULE E.V. auf etwa 270 nebenberufliche Dozenten aus den 

Kraftwerken, den umliegenden Hochschulen sowie der Industrie 

zurück. 

Um die Ausbildungsqualität jederzeit sicherzustellen, legt die KWS 

nicht nur auf die technische, sondern auch auf die pädagogische und 

didaktische Weiterbildung ihrer Dozenten besonderen Wert und 

weist das unter anderem auch durch die Einführung eines Qualitätsmanagementsystems 

in Übereinstimmung mit dem Standard 

DIN EN ISO 9001:2000 nach. 

Die Zeiten haben sich geändert, aber eines ist gleich geblieben: 

Das Engagement der KWS, ihren Mitgliedern stets die bestmögliche 

Mitarbeiterschulung anzubieten – gestern, heute und morgen! 

„Die Kraftwerksschule hat es in den vergangenen 50 Jahren gut verstanden, 

das Niveau stets zu bestimmen, sie war immer der Qualitätstreiber 

bei der Kraftwerker- und Kraftwerksmeister-Ausbildung. 

Das muss die Kraftwerksschule auch in Zukunft sein, sodass wir den 

Anforderungen in den neuen Anlagen auch gerecht werden können", 

so Reinhardt Hassa, Sprecher des Vorstands der Vattenfall Europe 

Generation AG & Co. KG, Vorstandsvorsitzender der KRAFT- 

WERKSSCHULE E.V. 

 

How things are being taught has changed, too, in the last 50 years. 

The introduction of the first nuclear power plant simulators brought a 

new, unprecedented kind of quality to practical training. Simulated 

life-size nuclear power plants permit the rehearsal of start-up and 

shutdown procedures, disturbed conditions and malfunctions in complete 

safety. 

Positive experience with simulator training for nuclear power plants 

led to the introduction of the first KWS simulator for conventional 

power plants in 1986. 

The next step towards a new, contemporary type of instruction was 

e-learning, which allows studies to be conducted in an individualised, 

autonomous fashion, irrespective of time and place. The Internet 

is an attractive means for distributing materials for study and enhances 

both student/student and student/instructor interaction. 

This huge variety of available instruction cannot possibly be handled 

by the 60 permanent faculty members alone, some 30 of whom are 

chief instructors, teachers, and simulator instructors. The many, often 

very specific fields of study require constant updates in order to 

ensure synchronicity with the latest in science and technology and 

practical applications, too. Therefore, KWS PowerTech Training 

Center employs some 270 part-time instructors from power plants, 

neighbouring universities and industry. 

In order to ensure and substantiate training quality at all times, KWS 

emphasizes not only the continuing technical, but also the pedagogical 

and didactical training of its teachers. Among other measures to 

verify this claim, the school has introduced a quality management 

system in accordance with the DIN EN ISO 9001: 2000 standard. 

Times have changed, but one thing always remains the same, namely 

KWS´ constant efforts to provide its members with the best personnel 

training possible - yesterday, today, and tomorrow. 

“During the last 50 years, KWS has always been very adept at setting 

the pace, pushing up quality standards for power plant operator 

and shift supervisor training. This is what it´ll have to do in the 

future as well, so our training meets the demands in the new power 

plants.” 

Reinhardt Hassa, Chairman of the Board, Vattenfall Europe Generation 

AG & Co. KG, and Chairman of the Board of KWS PowerTech 

Training Center. 

 

 

 

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89


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Failures and Forced Unavailability of Power Plants 

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Failures and 

Forced Unavailability 

of Power Plants 

Henk C. Wels 

VGB-B 035 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

be added to income. 

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

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

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

In this book unavailability is modeled both qualitatively and quantitatively. Without modeling, (describing how 

power plants seem to react on the factors that define unavailability) one cannot optimize. With modeling comes the 

ability to forecast unavailability as a factor of influence factors such as operation hours, starts, plant layout. Models 

for human decision making are not discussed, only the effects of this decision making are studied. 

The book is derived from earlier papers presented at ESREDA, PGMON, VGB Working Groups and other committees 

while working with KEMA and its legacy companies and departments NRG, DNV-GL and DEKRA. The consent of 

representatives of these organizations and firms for copying and further publishing has been granted. The names of 

power plants still operating have been omitted or made anonymous. A description of the work of ESREDA is given. 

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

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90


 

Plants in direct exchange of experience with VGB I August 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 207 223 200 7 082 010 336 908 844 100.00 100.00 21.19 89.84 78.81 10.06 0 0.10 0 0 21.19 86.86 1,2,4 

KBR Brokdorf DE PWR 1480 1410 744 994 792 6 432 247 357 000 057 100.00 83.52 94.05 78.35 5.95 15.92 0 0.02 0 5.72 89.88 74.24 - 

KKE Emsland DE PWR 1406 1335 744 1 026 542 6 728 057 353 547 026 100.00 83.78 100.00 83.66 0 9.09 0 0 0 7.25 98.11 82.06 - 

KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 744 1 031 644 7 820 515 361 546 328 100.00 93.91 98.93 93.51 0 6.12 1.07 0.14 0 0.24 92.84 89.95 - 

KKP-2 Philippsburg DE PWR 1468 1402 409,25 536 941 6 876 315 373 037 470 55.01 84.50 54.82 84.22 37.37 9.91 0 0 7.81 5.87 48.33 79.10 1,2,5 

KRB-C Gundremmingen DE BWR 1344 1288 744 978 185 6 460 061 337 401 816 100.00 83.70 99.40 83.00 0.60 15.84 0 0 0 1.16 97.38 81.99 - 

KWG Grohnde DE PWR 1430 1360 744 990 908 6 708 328 384 282 542 100.00 85.06 100.00 84.73 0 10.76 0 0 0 4.51 92.41 79.93 - 

OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 680 095 5 107 389 266 762 596 100.00 96.22 99.94 95.18 0.06 4.43 0 0.21 0 0.18 99.36 95.21 - 

OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 678 578 4 769 520 256 666 062 100.00 89.76 100.00 89.16 0 9.24 0 1.60 0 0 99.14 88.91 - 

KCB Borssele NL PWR 512 484 693 336 333 4 782 186 166 503 874 91.08 81.95 91.06 81.86 0 15.45 8.94 1.14 0 1.55 88.20 78.39 - 

KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 733 272 559 1 855 842 129 189 952 100.00 84.60 100.00 84.38 0 15.62 0 0 0 0 96.27 83.62 7 

KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 239 86 668 2 011 679 136 362 086 32.12 91.34 31.92 91.31 68.08 8.69 0 0 0 0 30.14 90.70 1,2,7 

KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 495 511 876 5 138 912 319 014 440 66.47 84.14 66.04 83.49 0 8.97 0 0.92 33.96 6.62 64.91 83.14 7 

KKM Muehleberg CH BWR 390 373 744 280 420 2 222 570 129 626 885 100.00 100.00 99.93 99.75 0.07 0.25 0 0 0 0 96.64 97.73 

CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 744 785 304 5 390 978 252 682 646 100.00 87.79 99.87 87.33 0 11.76 0 0 0.13 0.91 98.16 86.16 - 

Dukovany B1 CZ PWR 500 473 379 176 941 2 662 535 114 892 028 50.94 93.62 50.34 93.32 49.66 6.44 0 0 0 0.23 47.57 91.32 3 

Dukovany B2 CZ PWR 500 473 0 0 1 610 472 109 844 643 0 56.85 0.10 56.39 0.10 14.76 0 0 100.00 28.85 0 55.24 2 

Dukovany B3 CZ PWR 500 473 744 355 841 2 322 286 108 820 326 100.00 81.91 99.95 81.50 0 11.94 0 0 0.05 6.56 95.66 79.65 - 

Dukovany B4 CZ PWR 500 473 733 355 048 2 888 305 109 331 573 98.52 99.81 97.61 99.62 0 0.07 0 0 2.39 0.31 95.44 99.07 - 

Temelin B1 CZ PWR 1082 1032 744 793 753 4 720 428 119 081 470 100.00 75.82 99.86 75.52 0.10 24.47 0 0 0.04 0.01 98.60 74.82 - 

Temelin B2 CZ PWR 1082 1032 511 537 389 5 014 587 114 287 104 68.68 79.32 66.85 79.03 33.15 20.77 0 0 0 0.20 66.76 79.48 1 

Doel 1 BE PWR 454 433 744 341 195 1 923 479 137 367 941 100.00 71.29 99.97 70.94 0.03 29.02 0 0 0 0.04 98.34 71.16 - 

Doel 2 BE PWR 454 433 744 330 999 2 246 141 136 048 080 100.00 85.95 99.28 84.37 0.05 15.42 0 0 0.67 0.22 97.52 84.46 - 

Doel 3 BE PWR 1056 1006 744 775 861 4 839 363 259 971 848 100.00 78.61 99.74 77.91 0 19.70 0 0.01 0.26 2.38 98.19 78.07 - 

Doel 4 BE PWR 1086 1038 744 696 829 6 124 559 266 497 969 100.00 100.00 87.42 96.62 0 0 0.01 0.39 12.57 2.99 84.39 95.36 - 

Tihange 1 BE PWR 1009 962 744 725 185 5 845 679 304 676 537 100.00 100.00 100.00 99.99 0 0.01 0 0 0 0 96.57 99.48 - 

Tihange 2 BE PWR 1055 1008 744 756 385 1 416 023 256 067 953 100.00 24.64 99.92 23.88 0 0.73 0.08 0.03 0 75.36 97.11 23.16 - 

Tihange 3 BE PWR 1089 1038 744 778 719 6 183 131 277 410 404 100.00 99.96 100.00 99.14 0 0.78 0 0 0 0.08 96.50 97.86 - 

Remarks 

1 

PWR: Pressurised water reactor 

Beginning of the year 

2 

BWR: Boiling water reactor 

Final data were not yet available in print 

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

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

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

All values were entered in the column not postponable. 

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

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

Remarks: 

1 Refuelling 

2 Inspection 

3 Repair 

4 Stretch-out-operation 

5 Stretch-in-operation 

6 Hereof traction supply: 

7 Hereof steam supply: 

KKB 1 Beznau 

Month: 

Since the beginning of the year: 

Since commissioning: 

KKB 2 Beznau 

Month: 

Since the beginning of the year: 

Since commissioning: 

391 MWh 

12,003 MWh 

541,926 MWh 

16 MWh 

2,150 MWh 

132,580 MWh 

KKG Gösgen 

Month: 

4,004 MWh 

Since the beginning of the year: 46,897 MWh 

Since commissioning: 2,353,956 MWh 

8 New nominal capacity since January 2019 

91

VGB News VGB PowerTech 11 l 2019 

VGB News 

EWeRK und VGB beschließen 

Kooperation zur Energiepolitik 

• Fachseminar zum Kohleausstieg 

am 31. Januar 2020 in Berlin 

(Berlin/Essen) Das Institut für Energie- und Wettbewerbsrecht in der Kommunalen 

Wirtschaft an der Humboldt-Universität zu Berlin und der VGB 

PowerTech haben durch gegenseitige Mitgliedschaften eine Kooperation in 

den Themenfeldern Energierecht und Energiepolitik vereinbart. Der geschäftsführende 

Direktor des EWeRK e.V. und Leiter des Lehrstuhl für Bürgerliches 

Recht, Handels-, Wirtschafts- und Europarecht, Prof. Dr. Hans-Peter 

Schwintowski und Dr.-Ing. Oliver Then, Geschäftsführer des VGB, erhoffen 

sich interessante Angebote für die Mitglieder beider Organisationen und 

sehen interessanten gemeinsamen Aktivitäten in der Zukunft entgegen. 

„Ich würde mich freuen, wenn wir auf der Grundlage der gegenseitigen 

Mitgliedschaft über Themen nachdenken könnten, die möglicherweise für 

VGB-Verbandsmitglieder von Interesse sind - außerdem stehen wir mit 

Rechtsrat selbstverständlich auch gern zur Verfügung. Alles was irgendwie 

mit dem Energierecht zu tun hat, können wir anbieten und abbilden“, so 

Prof. Schwintowski. Dr. Oliver Then ergänzt: „Diese Kooperation ist eine 

gute Gelegenheit, das Themenspektrum für unsere Mitgliedsunternehmen 

auf die immer wichtigeren und komplexeren Fragestellungen der Regulierung 

und des Rechtsrahmens zu erweitern. Auch wir als technischer Verband 

kommen an diesen Themen nicht vorbei.“ Zwei Veröffentlichungen 

von Prof. Schwintowski u.a. zur Frage der Entschädigungszahlungen im 

Rahmen des anstehenden Kohleausstiegs sind bereits im VGB POWERTECH 

Magazin erschienen. 

Als weiteres Ergebnis der Kooperation ist ein gemeinsames Fachseminar 

zum Kohleausstieg am 31. Januar 2020 in Berlin geplant. Einladung und 

Programm werden auf der Webseite des EWeRK bereitgestellt. 

Des Weiteren informiert das EWeRK über eine neu entwickelte Schiedsordnung, 

die sehr schnell und kostengünstig zu einer Streitbeilegung führen 

kann. Grundgedanke ist, dass die Konfliktparteien sich auf eine einzige Person 

einigen, die als Schiedsrichter/In zur Verfügung steht. Das EWeRK hat 

eine Liste geeigneter Persönlichkeiten vorbereitet, aus der gewählt werden 

kann, aber nicht gewählt werden muss. 

Die Konfliktparteien vereinbaren mit der Person ihres Vertrauens, nach 

welchen Verfahrensregeln die Konfliktlösung erfolgen soll. Dabei können 

die Parteien auf die Zivilprozessordnung oder auf andere Verfahrensordnungen 

zurückgreifen, aber sie müssen das nicht. Sie können auch ein völlig 

freies, auf Konfliktlösung angelegtes Verfahren vereinbaren. Auf diese 

Weise soll es, koordiniert durch die Person die als Schiedsrichter/In tätig 

wird, zu frühen, zielführenden Gesprächen zwischen den Parteien kommen, 

wobei die Aufgabe des Schiedsrichters/In im Kern darin besteht, Lösungsmöglichkeiten 

anzuregen und zu diskutieren, über die die Parteien 

selbst vielleicht noch gar nicht nachgedacht haben. 

Schiedsverfahren dieser Art sind derzeit unüblich - aber nach der Zivilprozessordnung 

ohne weiteres zulässig und könnten in vielen - sicher nicht in 

allen - Fällen zu einer schnellen und kostengünstigen und alle Seiten befriedenden 

Konfliktlösung führen. 

Auch die Kosten des Verfahrens werden zwischen den Parteien und den 

Schiedsrichtern/Innen vereinbart. Das EWeRK unterstützt die Schiedsrichter/Innen 

bei ihrer Arbeit, insbesondere mit juristischer Literatur und den 

einschlägigen Urteilen, die zu beachten sind. Aus diesem Grunde können 

auch Personen zu Schiedsrichtern/Innen werden, die keinen juristischen 

Hintergrund haben, denn die juristischen Feinheiten werden über das 

EWeRK zugeliefert. Die Einzelheiten zur Schiedsgerichtsordnung und zur 

Liste der Persönlichkeiten, die als Schiedsrichter/Innen zur Verfügung stünden, 

sind unter dem Link https://ewerk.rewi.hu-berlin.de/Schiedsgericht/ 

zu finden. 

Water chemistry in power plants – 

Site tour of an Indian delegation 

(Essen) From 22 to 30 August 2019 an Indian delegation 

visited several coal fired power plants and laboratories in 

Germany and the Netherlands. The visits aimed at gaining 

insights into water chemistry concepts as well as into 

investigation methods applied in the operation of coal 

fired power plants. They formed a part of a project which 

the VGB is conducting for an Indian consortium consisting 

of the power producer NTPC, BHEL (Bharat Heavy 

Industries Limited) and IGCAR (Indira Gandhi Center of 

Atomic Research). The project comprises a peer review 

of the consortium‘s proposed water chemistry concept 

for a 700 °C power plant. 

The site tour included visits to GKM and Eemshaven 

power plants as well as to several laboratories: 

• VGB laboratories for oil, water and material investigations 

in Essen and Gelsenkirchen 

• Catalyst laboratory of LABORELEC Germany in 

Gelsenkirchen 

• RUHR Lab GmbH (fuel and by product analysis) in 

Gelsenkirchen and 

• SYNLAB Analytics & Services LAG GmbH (fuel, by 

products, oil, water) in Jänschwalde 

• Material laboratory of VPC GmbH in Jänschwalde 

Further visits to the measurement group of VPC GmbH 

in Jänschwalde as well as to the autoclave test rig at TU 

Dortmund completed the site tour program. 

About the Indian 700°C R&D Program 

The Indian Advanced Ultra Super Critical program is 

being carried out under the auspices of the Government 

of India by the consortium of NTPC, BHEL and IGCAR 

– it consists of two phases: 

• Phase I is the R&D phase for 

technology development 

• Phase II involves the installation of an 

800 MW unit with steam parameters 

of more than 300 bar and 710°C/720°C 

Phase I was approved by the Indian Government in 

2016. The R&D work officially started in April 2017 and 

is expected to end in September 2019. In phase II, a technology 

demonstration plant will be set up at NTPC’s Sipat 

site. The R&D program includes subprojects on all 

relevant topics, such as Plant design, material development 

/ qualification, manufacturing technology development 

or water chemistry. The VGB has been conducting 

the peer review on the water chemistry concept of 

the demonstration plant since the end of March 2019; 

the official end date of the project was 30 September 


LLwww.vgb.org 

L L ewerk.rewi.hu-berlin.de | www.vgb.org 

92


VGB News 

People 

Juha-Pekka Weckström appointed 

President and CEO of Helen 

(helen) Helen’s President and CEO Pekka 

Manninen will retire in spring 2020: Juha-Pekka 

Weckström will take up the position 

of President and CEO on 1 April 2020. 

Helen’s Board of Directors has appointed 

Juha-Pekka Weckstrom, M.Sc. (Tech.), as 

the company’s President and CEO. Mr 

Weckström will take up the position on 1 

April 2020 following the retirement of 

President and CEO Pekka Manninen. During 

the transition period in February and 

March, Weckström will be acting as deputy 

President and CEO. 

Juha-Pekka Weckström has over ten 

years’ experience as CEO at TeliaSonera 

Finland, the Realia Group and, most recently, 

at Digia. He has also held several 

board membership positions in various 

companies throughout his career. 

“Both Helen and the energy industry are 

undergoing great changes. Helen’s strategy, 

which was renewed in spring 2019, is 

seeking strong growth in new business areas, 

e.g. in electric traffic, solar energy and 

smart properties. Telecommunications and 

media sectors have recently undergone an 

equally radical change – Weckström’s experience 

in customer orientation and successful 

steering of a company in a competitive 

market is exactly the type of expertise 

that Helen needs and that fits into the new 

strategy approved by Helen’s Board of Directors,” 

says Chairman of the Board Osmo 

Soininvaara. 

CEO Manninen will be handing over to 

his successor a thriving and reforming 

company in April. Under his leadership, 

Helen’s financial performance has improved 

significantly in the recent years. 

“Pekka Manninen has done a magnificent 

job during Helen’s journey towards carbon-neutral 

energy and half a million customers. 

His ability to unite people behind 

common targets and to reform the company 

is visible in Helen’s new strategy and the 

excellent results this year,” Soininvaara 

adds. 

“Helen’s new strategy enables completely 

new kinds of initiatives. An excellent example 

of this is Helen Ventures, a strategic 

capital investor to partner Helen with innovative 

growth companies that accelerate 

the transition of the energy sector. I am 

truly excited to be given the opportunity to 

continue the work of CEO Manninen,” says 

Weckström. 

LLwww.helen.fi 

LL 

André Schnidrig wird 

neuer CEO von Alpiq 

• André Schnidrig wird per 1. Januar 

2020 neuer CEO der Alpiq Holding AG 

• Matthias Zwicky wird per 1. Januar 

2020 Mitglied der Geschäftsleitung 

• Markus Brokhof, Mitglied der Geschäftsleitung, 

verlässt Alpiq per 31. Dezember 


(alpiq) André Schnidrig (48) wurde am 

4. Dezember 2019 vom Verwaltungsrat der 

Alpiq Holding AG per 1. Januar 2020 zum 

neuen CEO der Alpiq Gruppe gewählt. 

Schnidrig ist seit 1. Januar 2019 in der 

Funktion des Leiters des Geschäftsbereichs 

Generation International Mitglied der Geschäftsleitung 

von Alpiq. Davor hat er die 

Geschäftseinheit Renewable Energy Services 

seit Juli 2015 erfolgreich geleitet und 

das Schweizer sowie europäische Geschäft 

kontinuierlich weiterentwickelt. 

André Schnidrig will Alpiq im Umfeld der 

Dekarbonisierung, Dezentralisierung und 

Digitalisierung optimal positionieren 

André Schnidrig sagt: „Ich freue mich 

sehr auf die neue Aufgabe. Zusammen mit 

meinem Team wollen wir Alpiq im Umfeld 

der Dekarbonisierung, Dezentralisierung 

und Digitalisierung ab 2020 optimal positionieren.“ 

Der gebürtige Schweizer und 

ETH Zürich Physik- sowie INSEAD 

MBA-Absolvent ist seit 1. Januar 2010 bei 

Alpiq tätig und arbeitete davor unter anderem 

bei ABB und McKinsey. 

Matthias Zwicky wird neues 

Mitglied der Geschäftsleitung 

Matthias Zwicky (63) übernimmt ab 1. 

Januar 2020 die Leitung des Geschäftsbereichs 

Generation International und wird 

neu Mitglied der Geschäftsleitung von Alpiq. 

Der gebürtige Schweizer und Dr. Elektroingenieur 

ETH ist seit März 2003 bei 

Alpiq tätig und leitete bisher die Geschäftseinheit 

Thermal Power Generation. Er wird 

seine ausgezeichneten europäischen 

Marktkenntnisse und seine langjährige Erfahrung 

in der Energiebranche in neuer 

Position optimal für das Unternehmen einbringen. 

Zusammensetzung der Alpiq 

Geschäftsleitung ab 1. Januar 2020 

Ab 1. Januar 2020 setzt sich die Geschäftsleitung 

von Alpiq wie folgt zusammen: 

André Schnidrig (CEO und Leiter 

Geschäftsbereich Digital & Commerce 

a.i.), Thomas Bucher (CFO), Michael Wider 

(Leiter Geschäftsbereich Generation 

Switzerland), Matthias Zwicky (Leiter Geschäftsbereich 

Generation International). 

LLwww.alpiq.com 

KKL: Thomas Franke übernimmt 

Kraftwerksleitung 

(kkl) Nach einer zwölfmonatigen Einarbeitungszeit 

übernimmt Thomas Franke die 

Leitung des KKL – Kernkraftwerk Leibstadt. 

Thomas Franke (53), zuvor Leiter von 

Block 2 im Kernkraftwerk Philippsburg 

(Baden-Württemberg), hatte am 1. November 

2018 seine behördlich vorgegebene Einarbeitungsphase 

von zwölf Monaten angetreten. 

«Es war eine intensive und spannende 

Zeit, in der ich die Anlage und viele 

motivierte Mitarbeitende kennenlernen 

durfte. Ich freue mich darauf, das Werk gemeinsam 

mit diesem erfahrenen Team in 

die Zukunft zu führen». 

Michael Kessler (50), der das KKL interimistisch 

15 Monate lang geführt hat, wird 

neu als vollamtlicher Stellvertreter unter 

anderem das KKL in verschiedenen Gremien 

vertreten und werksübergreifende Themen 

begleiten. Zweiter Stellvertreter wird 

André Hunziker, Leiter der Abteilung Elektrotechnik 

und bisheriger Stellvertreter 

von Michael Kessler.Willibald Kohlpaintner, 

Vorsitzender der Geschäftsleitung: 

„Ich danke Michael Kessler und André 

Hunziker für ihren grossen Einsatz und die 

umsichtige Führungsarbeit in einer anspruchsvollen 

Phase. Ich bin überzeugt, 

dass wir mit der neuen Führungsstruktur 

die Kräfte bündeln und unter der Leitung 

von Thomas Franke die künftigen Herausforderungen 

effizient und erfolgreich 

meistern können.“ Die Stabsübergabe in 

der Kraftwerksleitung fand am 1. November 

2019 statt. 

LLwww.kkl.ch 

E.ON: Lars A. Rosumek wird 

neuer Leiter Communications & 

Political Affairs 

(e.on) Lars A. Rosumek wird neuer Leiter 

des Bereichs „Communications & Political 

Affairs“ bei E.ON. Er tritt im Laufe des ersten 

Quartals 2020 in das Unternehmen 

ein und übernimmt dann die Verantwortung 

für die konzernweite Kommunikation 

sowie die politischen Angelegenheiten 

von E.ON. 

„Ich freue mich sehr, mit Lars A. Rosumek 

eine hervorragende Führungskraft im 

Kommunikationsbereich für E.ON gewinnen 

zu können. Herr Rosumek hat umfassende 

Erfahrungen in einem internationalen, 

breit aufgestellten Unternehmen gesammelt 

und dessen Weg in die 

Digitalisierung kommunikativ maßgeblich 

mitgestaltet. Ich bin sicher, dass er uns mit 

diesem Hintergrund neue Perspektiven in 

der Kommunikations- und Politikarbeit eröffnen 

und eine Bereicherung für E.ON auf 

dem weiteren Weg in die neue Energiewelt 

wird“, so Johannes Teyssen, Vorstandsvorsitzender 

von E.ON. 

LLwww.eon.com 

93

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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 11 l 2019 

SWAN Analytical 

Titelseite 

Instruments AG 

VGB Congress 2020 

U II 

100 Years VGB 

SWAN Analytical 

U IV 

Instruments AG 

BRAUER Maschinentechnik AG 9 

RWE Group 11 

Rheinbraun Brennstoff GmbH 

Ferraro Group 3 

TLT-Turbo GmbH 15 

VEW-GmbH Bremen 13 

VGB PowerTech Service GmbH 33 


VGB-Workshop17 

Öl im Kraftwerk 

VGB-Fachtagung 20-21 

Dampferzeuger, Industrieund 

Heizkraftwerke, BHKW 2020 

VGB-Seminar25 

Chemie im Wasser-Dampfkreislauf 

VGB Expert Event 27 

Digitalization in Hydropower 

VGB Thementag 31 

Windenergie – 

Umwelt-, Arbeits- und 

Gesundheitsschutz 

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 

2020 

VGB-Fachtagung 

Dampferzeuger, Industrieund 

Heizkraftwerke, BHKW 2020 

mit Fachausstellung/with technical exhibition 

18. und 19. März 2020, 

Papenburg, Deutschland 

Kontakte: 

Fachliche Koordination 

Werner Hartwig (DIHKW) 

T: +49 201 8128 235 

E: vgb-dihkw@vgb.org 

Andreas Böser (BHKW) 

T: +49 201 8128 247 

E: vgb-bhkw@vgb.org 

Teilnahme 

Barbara Bochynski 

T: +49 201 8128 205 

E: vgb-dihkw@vgb.org 

VGB-Konferenz 

KELI - Konferenz zur 

Elektro-, Leit- und 

Informationstechnik 2020 

VGB Conference 

KELI - Conference for Electrical 

Engineering, I&C and IT in 

Generation Plants 2020 


(12.) 13./15. May 2020, 

Bremen, Germany 

Kontakt: 

Ulrike Künstler 

T: +49 201 8128-206 

Ulrike Hellmich 

T: +49 201 8128-282 

E: vgb-keli@vgb.org 

VGB-Fachtagung 

Brennstofftechnik und 

Feuerungen 2020 


26./27. Mai 2020, 

Hamburg, Germany 

Kontakt: 

Barbara Bochynski 

T: +49 201 8128-205 

E: vgb.brennstoffe@vgb.org 

VGB-Konferenz 

Dampfturbinen und 

Dampfturbinenbetrieb 2020 

VGB Conference 

Steam Turbines and Operation 

of Steam Turbines 2020 


17/18 June 2020, 

Cologne, Germany 

Kontakt: 

Diana Ringhoff 

T: +49 201 8128-232 

E: vgb-dampfturb@vgb.org 

Seminare | Workshops 

2020 

EWeRK & VGB-Fachseminar 

Kohleausstieg 

31. Januar 2020, 

Berlin, Deutschland 

Informationen: ewerk.rewi.hu-berlin.de 

VGB-Seminar 

Chemie im Wasser-Dampf-Kreislauf 

10. bis 13. März 2020, 

Essen, Deutschland 

Kontakt: 

Konstantin Blank 

T: +49 201 8128 214 

E: vgb-wasserdampf@vgb.org 

VGB Workshop 

Digitalization in Hydropower 2020 - 

Implemented innovative digital 

measures, products and tools 

22 and 23 April 2020 

Graz, Austria 

Contact: 

Dr. Mario Bachhiesl 

T: +49 201 8128 270 

E: vgb-digi-hpp@vgb.org 

VGB Workshop 

Flue Gas Cleaning 2020 

6 and 7 May 2020 

Dresden, Germany 

Contact: 

Ines Moors 

T: +49 201 8128 274 

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

VGB-Thementag 

Thementag Windenergie - Umwelt-, 

Arbeits- und Gesundheitsschutz 

27. Februar 2020, 


Kontakt: 


T: +49 201 8128 313 

E: vgb-thement-wind@vgb.org 

VGB-Seminar 

Wasseraufbereitung 

15. bis 17. September 2020, 


Kontakt: 

Konstantin Blank 

T: +49 201 8128 214 

E: vgb-wasseraufb@vgb.org 

VGB-Fortbildungsveranstaltung 

für Immissionsschutz- und 

Störfallbeauftragte 

24. bis 26. November 2020, 

Höhr-Grenzhausen, Deutschland 

Kontakt: 


T: +49 201 8128-313 

E: vgb-immission@vgb.org 

– Sub ject to chan ge – 

Aus kunft zu allen Ver an stal tun gen 

mit Fachausstellung: 

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 

KernD and KTG e.V. 

www.kerntechnik.com 

52. Kraftwerkstechni sches 

Kolloquium 2020 

6 and 7 October 2020, Dresden, Germany 

Technische Universität Dresden 

www.tu-dresden.de 

Enlit (POWERGEN Europe) 

27 to 29 October 2020, 

Milano, Italy 

www.powergeneurope.com 

95

Preview | Imprint VGB PowerTech 11 l 2019 

Preview 12 l 2019 

Focus: VGB Congress 2019 – Recent and 

perspective developments in 

energy and electricity supply 

Themen: VGB-Kongress 2019 – Aktuelle 

Themen und Perspektiven 

der Energie- und Stromversorgung 

An integrated approach to risk informed 

decision making 

Ein integrierter Ansatz für 

risikoorientierte Entscheidungsfindung 

Howard Chapman, Maria Cormack, 

Caroline Pyke, John-Patrick Richardson 

and Reuben Holmes 

Problems, solutions and new construction 

of a bed linen cooling system with a 

fluidised ash cooler 

Probleme, Lösungen und Neuaufbau einer 

Bettaschekühlung mit einem fluidisierten 

Aschekühler 

Joachim Plackmeyer, Adlan Omer 

and Georg Saarmann 

Physical and chemical effects of containment 

debris on the emergency coolant 

recirculation 

Physikalische und chemische Effekte von 

Ablagerungen aus dem Containment 

auf die Kühlmittelrezirkulation 

Jisu Kim and Jong Wong Park 

New design of the ash cooler. 

To be published in the article “Problems, 

solutions and new construction of a bed linen 

cooling system with a fluidised ash cooler“ 

by Joachim Plackmeyer, Adlan Omer 

and Georg Saarmann 

Imprint 

Publisher 


Chair: 

Dr. Georgios Stamatelopoulos 

Executive Managing Director: 

Dr.-Ing. Oliver Then 

Address 



45257 Essen 

Germany 

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

The journal and all papers and photos 

contained in it are protected by copyright. 

Any use made thereof outside the Copyright 

Act without the consent of the publishers is 

prohibited. This applies to reproductions, 

translations, microfilming and the input and 

incorporation into electronic systems. The 

individual author is held responsible for the 

contents of the respective paper. Please 

address letters and manuscripts only to the 

Editorial Staff and not to individual persons of 

the association´s staff. We do not assume any 

responsibility for unrequested contributions. 

Editorial Office 

Editor in Chief: 


Tel.: +49 201 8128-300 

Fax: +49 201 8128-302 

E-mail: pr@vgb.org 

Web: www.vgb.org 

Editorial Staff 

Dr. Mario Bachhiesl 

Dr.-Ing. Thomas Eck 

Dr.-Ing. Christian Mönning 

Dr.-Ing. 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 



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 

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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 

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Price per copy: 39.50 € 

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are included. 

Foreign countries: VAT and postage are 

not included. 

Postage: Europe 46.- €, other countries 92.- €. 

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The subscription extends to another 

year if no written cancellation is made 

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VGB members receive one copy 

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Contact: mark@vgb.org 

Printing and Processing 

inpuncto:asmuthdruck + medien gmbh 

Richard-Byrd-Straße 39 

Medienzentrum Ossendorf 

50829 Köln 

Information for authors and abstracts 

are available for download at 

www.vgb.org | Publications 

96

Editorial planning | Topics 2020 

FACHZEITSCHRIFT 

REDAKTIONSPLAN · TERMINE 2020 

(Erscheinungstermin: jeweils Monatsmitte. *Erhöhte Auflage zu Veranstaltungen) 

Ausgabe Themenschwerpunkte ∙ In jeder Ausgabe: Nachrichten aus Energiewirtschaft und -technik Anzeigen- und Druckunterlagenschluss 

Januar/ VGB Kongress 2019 „Innovation in Power Generation“ – Schwerpunkt Fachvorträge 17. Januar 2020 

Februar* • Messespecial „e-world energy & water 2020“, 11. bis 13. Februar 2020, Essen/Deutschland 

| VGB-Fachtagung „Dampferzeuger, Industrie- und Heizkraftwerke, BHKW 2020“, 17. bis 19. März 2020, Papenburg/Deutschland 

März* Chemie in der Energieerzeugung und -speicherung | Windenergieanlagen: Betrieb & Instandhaltung | Cyber-Security in der Energiewirtschaft 20. Februar 2020 

| VGB-Konferenz „KELI – Konferenz zur Elektro-, Leit- und Informationstechnik 2020“, 12. bis 14. Mai 2020, Bremen/Deutschland 

April* Instandhaltung in Kraftwerken | Kraftwerksnebenprodukte | 18. März 2020 

Aus-, Fort- und Weiterbildung für die Kraftwerkstechnik | Know-how- und Kompetenzsicherung 

| VGB-Fachtagung „Brennstofftechnik und Feuerungen 2020“, 26. und 27. Mai 2020, Hamburg/Deutschland 

Mai* Speichertechnologien (Power-to-Gas, Batterien, Pumpspeicher etc.) | Wissensmanagement, Dokumentation, Datenbanken | 20. April 2020 

Kernenergie, Kernkraftwerke: Betrieb und Betriebserfahrungen, Rückbau und Entsorgung 

| VGB-Fachtagung „Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb 2020“, 17. und 18. Juni 2020, Köln/Deutschland 

Juni* Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb | Kombikraftwerke (GuD) | Big Data in der Stromerzeugung | 19. Mai 2020 

Regel- und Ausgleichsenergie | Flexibilität in der Strom- und Wärmeerzeugung, Erzeugungsoptimierung, Vertikale Integration 

• Veranstaltungsspecial „Branchentag Windenergie NRW“, 24. und 25. Juni 2020, Köln/Deutschland 

Juli Industrie- und Heizkraftwerke, Blockheizkraftwerke | Gas- und Dieselmotoren | Bautechnik für Kraftwerke, Windenergieanlagen 16. Juni 2020 

und Wasserkraftwerke | Werkstoffe: Neue Entwicklungen und Erfahrungen in der Stromerzeugung 

August Netze und Systemstabilität | Sektorkopplung und Stromerzeugung | Thermische Abfallverwertung | Wirbelschichtfeuerungen | 16. Juli 2020 

Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz | Umwelttechnik, Emissionsminderungstechnologien 

September* Spezialausgabe VGB-Kongress 2020 „100 Jahre VGB“, 9. und 10. September 2020, Essen/Deutschland 12. August 2020 

Erneuerbare Energien und Dezentrale Erzeugung: Wasserkraft, On- und Offshore-Windkraft, Solarthermische Kraftwerke, 

Biomasse, Geothermie | Digitalisierung in der Stromerzeugung 

• Veranstaltungsspecial „52. Kraftwerkstechnisches Kolloquium“, 6. und 7. Oktober 2020, Dresden/Deutschland 

Oktober* Elektro-, Leit- und Informationstechnik, Wartentechnik | IT-Sicherheit | Qualitätssicherung | Kraft-Wärme-Kopplung 17. September 2020 

| VGB-Konferenz „Chemie im Kraftwerk 2020“, 27. bis 29. Oktober 2020, Dresden/Deutschland 

• Messespecial „Enlit 2020“ (PowerGen Europe), 27. bis 29. Oktober 2020, Mailand/Italien 

November* Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb | Dampferzeuger | Brennstofftechnik und Feuerungen 15. Oktober 2020 

Stillstandsbetrieb und Konservierung | Rückbau in der konventionellen Kraftwerkstechnik | Digitalisierung in der Wasserkraft 

• Messespecial „RENEXPO ® INTERHYDRO 2020“, 26. und 27. November 2020, Salzburg/Österreich 

Dezember VGB-Kongress 2020 „100 Jahre VGB“, 9. und 10. September 2020, Essen/Deutschland: Berichte, Impressionen | 17. November 2020 

Forschung für Stromerzeugung & Speicherung 

Redaktionsschluss für Fachbeiträge: 3 Monate vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s.a. separate „Autorenhinweise“, www.vgb.org Menü: Publikationen). 

Redaktionsschluss für Pressemitteilungen/Nachrichten: 4 Wochen vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s.a. „Hinweise zu Pressemitteilungen“, www.vgb.org Menü: Publikationen). 

Kontakt: VGB PowerTech Service GmbH, Deilbachtal 173, 45257 Essen | Chefredakteur: Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann 

Redaktion: Tel.: +49 201 8128-300 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: pt-presse@vgb.org 

Anzeigen und Vertrieb: Sabine Kuhlmann und Gregor Scharpey 

Tel.: +49 201 8128-212 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: ads@vgb.org 

Im WWW: www.vgb.org/mediadaten.html 

Media-Informationen 2020 

Die Media-Informationen 2020 

der VGB POWERTECH mit 

– Kurzcharakteristik 

der technischen Fachzeitschrift 

– Themenschwerpunkten 2020, 

– Anzeigenpreisen 

und 

– Kontaktdaten 

www.vgb.org ⇒ PUBLIKATIONEN 

The Media Information 2020 

of VGB POWERTECH are available. 

– Main characteristics 

of the technical journal 

– Main topics in 2020 

– Advertisement rate card 

and 

– Contact data 

www.vgb.org ⇒ Publications 

| Internationale Fachzeitschrift für die Erzeugung 

und Speicherung von Strom und Wärme 

| Sonderpublikationen zu VGB-Veranstaltungen 

| Mediapartner Ihrer Veranstaltung 

| Online-Werbung und Jobörse 

Kurzcharakteristik ∙ Themen ∙ Anzeigenpreisliste ∙ Kontakte 

MEDIADATEN 2020

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systems@swansystems.ch 

Refurbishment of Existing SWAS

VGB POWERTECH 11 (2019)

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