VGB POWERTECH Issue 3 (2020)

International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat 

3 2020 

ORBEN_Anzeige_TR-120_133x182_ORBEN 01.10.15 15:36 Seite 1 

Focus 

• Chemistry in 

power generation 

Hydrogen as energycarrier 

of the future? 

How can combustionrelated 

problems 

impact water/steam 

quality? 

Hot functional tests 

– passivation of a 

primary circuit 

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VGB PowerTech 3 l 2020 

Editorial 

We at VGB and PTS remain a reliable partner! 

Dear members 

and customers, 

In the wake of the Corona 

pandemic, private and public 

life has been largely paralysed 

in Germany and almost all 

parts of Europe and the world 

in recent weeks. The economy 

is also being increasingly affected. 

Some companies in 

the automotive industry have 

temporarily stopped production. 

Other industrial companies 

in other sectors followed. 

Due to the restrictions in public life, the crisis has also spread 

deep into the service sector. Retailers, restaurants and hotels 

have closed. As a result, energy consumption in Germany and 

other European countries has decreased, in some cases significantly, 

and prices on the wholesale markets for energy have 

fallen significantly. Economic research institutes are now expecting 

the economy to shrink significantly in 2020. Even if the 

further progress of the pandemic can only be speculated on, 

the consequences will be serious and lasting. In all likelihood, 

the positive effects on pollutant and greenhouse gas emissions 

will not be sustainable, even though the German target of reducing 

greenhouse gas emissions by 40 % by 2020 compared 

to 1990 suddenly seems within reach. It is important to take 

into account that the energy industry is the only sector that 

has not only achieved, but exceeded, its targets set for reducing 

greenhouse gas emissions. And that the industry is working 

hard and successfully to meet the expectations placed on it by 

politicians and society in terms of a sustainable and in future 

climate-neutral supply of electricity and heat. 

The companies in the energy industry took appropriate measures 

at an early stage to ensure that supply would be fully 

maintained in the event of a pandemic. As a result, the Corona 

virus has so far had no impact on the energy and water supply 

in Germany and most European countries. The basis of many 

pandemic plans in the companies of the electricity and heat 

supply industry can be traced back to preparations that were 

already elaborated in 2006 by the then VGB Committee “Occupational 

Medicine, Environmental Medicine and Industrial 

Health Management” in the light of the SARS and bird flu epidemics 

of that time. These include, for example, the protection 

level and barrier concept. This example once again clearly 

shows the importance and the benefits of the joint work between 

the operators of power plants and energy plants carried 

out under the umbrella of the VGB. 

In order to prevent the spread of the corona virus SARS-CoV-2 

and to ensure the health and safety of our stakeholders, the 

crisis management team at VGB and PTS has also activated the 

pandemic plan and decided on extensive measures. 

The advanced digitalisation at VGB and PTS enables us to work 

largely in the home office. Committee meetings take place as 

online conferences with an adapted agenda. We have implemented 

the corresponding tools and have had positive experiences 

throughout. All further work, e.g. on VGB-Standards 

and research projects will be continued. The operation and 

development of our databases will also continue. Our laboratory 

sites are still manned and are always able to fully meet the 

requirements placed on them. Due to time-shifted schedules 

and individual home-office agreements, it is possible to continue 

operation without any disturbances. We are reducing the 

risk of infection for our employees on site through increased 

hygiene measures and adapted rules of conduct. On-site assignments 

will also continue to be carried out in urgent cases, 

although travel to risk areas is excluded. All events up to the 

end of May have been postponed and new dates communicated 

promptly on the Internet. Please continue to register and 

stay with us. The work on our technical journal and our publications 

and advertisements also continues, our online shop is 

available for our customers 24h/7d. 

Our digitalisation activities within the VGB100 project, such 

as the new Social Workspace, are progressing and will further 

improve our possibilities. In this context, the Corona crisis may 

also offer the chance to establish more efficient forms of communication 

and cooperation in the long term. 

At the moment we are very grateful that there has not been a 

COVID19 case at VGB and PTS so far. We kindly ask for your 

understanding for any inconvenience that might arise from 

this situation, which is extraordinary for all of us. In case of 

inquiries and queries regarding our services, please contact the 

contact persons known to you or the specially named contacts 

as usual by phone or e-mail. 

We thank you for your trust and will continue to be there for 

you. And please continue to remain with us, whether you are 

a committee member, project partner, customer or interested 

member or participant. Take care of yourself and your relatives 

and stay healthy. 

Sincerely yours 

Dr. Oliver Then 

Executive General Manager 

VGB PowerTech, Essen, Germany 

1

Editorial VGB PowerTech 3 l 2020 

Wir bei VGB und PTS bleiben weiterhin ein verlässlicher Partner! 

Liebe Mitglieder und Kunden, 

in Folge der Corona-Pandemie 

wurde in den vergangenen 

Wochen in Deutschland und 

nahezu allen Teilen Europas 

und der Welt das private und 

öffentliche Leben weitgehend 

lahmgelegt. Auch die Wirtschaft 

wird zunehmend in 

Mitleidenschaft gezogen. Bei 

einigen Unternehmen der Automobilindustrie 

wurde die 

Produktion temporär eingestellt. 

Weitere Industriebetriebe 

auch in anderen Branchen 

folgten. Durch die Einschränkungen 

im öffentlichen Leben hat die Krise auch tief in den 

Dienstleistungssektor übergegriffen. Einzelhändler, Restaurants 

und Hotels haben ihren Betrieb geschlossen. In der Folge 

ist in Deutschland und anderen europäischen Ländern der Energieabsatz 

zum Teil deutlich gesunken, und an den Großhandelsmärkten 

für Energie sind die Preise deutlich zurückgegangen. 

Die Wirtschaftsforschungsinstitute gehen in ihren Konjunkturprognosen 

mittlerweile von einer deutlich schrumpfenden Wirtschaft 

im Jahr 2020 aus. Auch wenn über den weiteren Fortgang 

der Pandemie nur spekuliert werden kann, werden die Konsequenzen 

gravierend und nachhaltig sein. Nicht nachhaltig werden 

aller Wahrscheinlichkeit nach die positiven Auswirkungen 

auf die Emission von Schadstoffen und Treibhausgasemissionen 

sein, gleichwohl das deutsche Ziel einer Reduzierung der Treibhausgasemissionen 

bis 2020 um 40 % gegenüber 1990 plötzlich 

zum Greifen nahe erscheint. Dabei ist unbedingt zu berücksichtigen, 

dass die Energiewirtschaft als einzige Branche die an sie 

gestellten Ziele hinsichtlich der Verringerung der Treibhausgasemissionen 

nicht nur erreicht, sondern übertroffen hat. Und 

dass die Branche mit Hochdruck und mit Erfolg daran arbeitet, 

die von Politik und Gesellschaft an sie gerichteten Erwartungen 

einer nachhaltigen und in der Zukunft klimaneutralen Stromund 

Wärmeversorgung zu erfüllen. 

Die Unternehmen der Energiewirtschaft haben bereits frühzeitig 

geeignete Maßnahmen ergriffen, um die Versorgung im 

Pandemiefall in vollem Umfang aufrechtzuerhalten. Auf die 

Energie- und Wasserversorgung in Deutschland und den meisten 

europäischen Ländern hat das Corona-Virus deswegen bislang 

keine Auswirkung. Die Grundlage vieler Pandemiepläne 

in den Unternehmen der Strom- und Wärmeversorgung gehen 

dabei auf Vorbereitung zurück, die bereits 2006 im Lichte der 

seinerzeitigen SARS- und Vogelgrippe-Epidemien vom damaligen 

VGB-Ausschuss „Arbeitsmedizin, Umweltmedizin und Betriebliches 

Gesundheitsmanagement“ erarbeitet wurden. Dazu 

zählen z.B. das Schutzstufen- und das Barrierekonzept. Dieses 

Beispiel zeigt erneut eindringlich, welche Bedeutung und welchen 

Nutzen die unter dem Dach des VGB betriebene Gemeinschaftsarbeit 

zwischen den Betreibern von Kraftwerks- und 

Energie anlagen auch heutzutage mit sich bringen kann. 

Um die Verbreitung des Coronavirus SARS-CoV-2 zu unterbinden 

und die Gesundheit und Sicherheit unserer Stakeholder zu 

gewährleisten, hat auch der Krisenstab bei VGB und PTS den 

Pandemieplan aktiviert und umfangreiche Maßnahmen beschlossen. 

Die fortgeschrittene Digitalisierung bei VGB und PTS ermöglicht 

uns das weitgehende Arbeiten im Home-Office. Gremiensitzungen 

finden als Online-Konferenzen mit angepasster Agenda 

statt. Die entsprechenden Tools haben wir implementiert 

und durchweg positive Erfahrungen gemacht. Alle weiteren 

Arbeiten, z.B. an VGB-Standards und Forschungsprojekten werden 

fortgesetzt. Auch der Betrieb und die Entwicklung unserer 

Datenbanken laufen weiter. Unsere Laborstandorte sind weiterhin 

besetzt und stets in der Lage die an sie gestellten Anforderungen 

vollumfänglich zu erfüllen. Durch zeitversetzte Einsatzpläne 

und individuelle Home-Office Vereinbarungen gelingt es, 

den Betrieb störungsfrei fortzuführen. Das Infektionsrisiko für 

unsere Mitarbeitenden vor Ort reduzieren wir durch verstärkte 

Hygienemaßnahmen und angepasste Verhaltensregeln. Auch 

Einsätze vor Ort werden in dringenden Fällen weiterhin durchgeführt, 

wobei jedoch Reisen in Risikogebiete ausgenommen 

sind. Alle Veranstaltungen bis Ende Mai wurden verschoben 

und neue Termine zeitnah im Internet kommuniziert. Bitte melden 

Sie sich weiterhin an und bleiben Sie uns treu. Die Arbeit 

an unserer Fachzeitschrift und unseren Publikationen und Anzeigen 

geht ebenfalls weiter, unser Online-Shop ist 24h/7d für 

unsere Kunden da. 

Unsere Digitalisierungsaktivitäten im Rahmen des Projektes 

VGB100, wie z.B. der neue Social Workspace, schreiten voran 

und werden unsere Möglichkeiten weiter verbessern. In diesem 

Zusammenhang bietet die Corona-Krise vielleicht auch die 

Chance, nachhaltig effizientere Formen der Kommunikation 

und Zusammenarbeit zu etablieren. 

Im Augenblick sind wir sehr dankbar, dass es bei VGB und PTS 

bisher keinen COVID19-Fall gegeben hat. Wir bitten um Ihr Verständnis 

für etwaige Unannehmlichkeiten, die aus dieser für uns 

alle außergewöhnlichen Situation entstehen sollten. Bei Anfragen 

und Rückfragen zu unseren Leistungen wenden Sie sich bitte 

wie gewohnt telefonisch oder per Mail an die Ihnen bekannten 

Ansprechpartner oder die speziell benannten Kontakte. 

Wir danken Ihnen für Ihr Vertrauen und bleiben weiter für Sie 

da. Und bitte bleiben auch Sie uns weiterhin gewogen, als Gremienmitglieder, 

Projektpartner, Kunden oder interessierte Mitglieder 

und Teilnehmer. Achten Sie auf sich und Ihre Angehörigen 

und bleiben Sie gesund. 

Herzlichst Ihr 

Dr. Oliver Then 

Geschäftsführer 

VGB PowerTech, Essen 

2

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Contents VGB PowerTech 3 l 2020 

ORBEN TR – Kesselspeisewasser auf Abruf 

Die sofortige Verfügbarkeit großer Mengen von Kesselspeisewasser 

ist bei der Inbetriebnahme von entscheidender Bedeutung, sei es 

bei der Druckprobe oder als Spülwasser zwischen den Beizvorgängen. 

Auch bei laufendem Betrieb des Kraftwerks kann der 

temporäre Einsatz einer mobilen Wasseraufbereitung angezeigt 

sein, zum Beispiel zur Besicherung bei einer Revision oder bei 

ungeplanten Stillständen der stationären VE-Anlage. 

In all diesen Fällen kommt es darauf an, dass Kesselspeisewasser 

in der erforderlichen Menge und Qualität zuverlässig abrufbar ist. 

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

Anforderungen ausgerichtet. Die vieljährige Erfahrung in der 

Abwicklung solcher Einsätze sorgt aus Kundensicht für reibungslose, 

sichere und vor allem auch wirtschaftlich kalkulierbare Abläufe. 

Die modulare Ausstattung der TR-Flotte ermöglicht eine passgenaue 

Mietanlagen- Lösung für jede Speisewasser-Konstellation: von einer 

reinen Ionenaustauscher Mischbett-Anlage über die Kombination 

aus Umkehrosmose und Mischbett bis hin zu einer Voraufbereitung 

mit Ultrafiltration, Umkehrosmose, Membranentgasung zur 

International Journal for Generation 

and Storage of Electricity and Heat 3 l 2020 

We at VGB and PTS remain a reliable partner! 

Wir bei VGB und PTS bleiben weiterhin ein verlässlicher Partner! 

Oliver Then 1 

Abstracts/Kurzfassungen6 

Members‘ News 8 

Industry News 23 

Power News 26 

Events in brief 30 

Personalien32 

Hydrogen as energy-carrier of the future? 

Wasserstoff als Energieträger der Zukunft? 

Gerald Kinger 34 

How can combustion-related problems impact water/steam quality? 

Wie können verbrennungsbedingte Proble me die Wasser-/Dampfqualität 

beeinträchtigen? 

Monika Nielsen and Folmer Fogh 37 

Hot Functional Tests – passivation of a primary circuit 

of Mochovce nuclear power plant Unit 3 

Heiße Funktionstests – Passivierung des Primärkreislaufs 

im Kernkraftwerk Mochovce Block 3 

Pavel Kůs, Martin Kronďák, Martin Skala, Alena Kobzová, Petr Brabec, 

Patricie Halodová, Janka Mihóková, Štefan Tkáč and Anna Černá 41 

Effect of moisture types on fuel flowability 

Einfluss von Feuchtigkeit auf die Fließfähigkeit von Brennstoffen 

Patrycja Slotte, Paweł Leśniewski, Kari Peltola, Marcin Klajny 

and Vesna Barišić 46 

Combustion of solid recovered fuels in a semi-industrial 

circulating fluidized bed pilot plant – Implications of bed 

material and combustion atmosphere on gaseous emissions 

Verbrennung von festen zurückgewonnenen Brennstoffen in 

einer halb-industriellen zirkulierenden Wirbelschicht-Pilotanlage – 

Auswirkungen von Bettmaterial und Verbrennungsatmosphäre 

auf gasförmige Emissionen 

Martin Haaf, Andreas Müller, Antonio Unger, Jochen Ströhle 

and Bernd Epple 51 

Fluid structure interaction analysis of a surge-line 

using coupled CFD-FEM 

Analyse der Fluid-Struktur-Interaktion einer Verbindungsleitung 

mittels gekoppelter CFD-FEM 

Muhammad Abdus Samad, Xiang bin li and Hong lei Ai 57 

The test plan according to § 4 II g) EU-VO (2017/2196) and 

upstream EU-VO’s from an IT/cyber security perspective for utilities 

Der Testplan gemäß § 4 II g) EU-VO (2017/2196) und vorgelagerte 

EU-VO´s aus IT-/Cyber-Security-Sicht für Energieerzeuger 

Stefan Loubichi 61 

4


Contents 

ORBEN_Anzeige_TR-120_133x182_ORBEN 01.10.15 15:36 Seite 1 

Sauerstoffentfernung und nachgeschalteten Mischbetten. Auch die 

zahlreichen Leistungsstufen von 10, 30, 60, 120 und 150 m 3 /h 

sorgen für eine bestmögliche, wirtschaftliche Auslegung, individuell 

abgestimmt auf die kraftwerksseitigen Voraussetzungen. 

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

Einmal platziert, werden die Leihanlagen bis zum Abschluss des 

Einsatzes vor Ort nicht bewegt. Die erheblichen Logistikkosten für den 

Trailer-Transport zur Regenerierstation und zurück entfallen. Werden die 

Anlagen ohne das Orben-Bedienpersonal angemietet, unterstützt die 

digitale Anlagenfernüberwachung den Anlagenführer vor Ort. 

Besuchen Sie uns auf der „VGB-Chemiekonferenz“ in Dresden 

am 28./29. Oktober 2020. 

ORBEN TR. DIE FLOTTE FÜR DIE MOBILE KESSEL- 

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The future of nuclear: The role of nuclear in the upcoming 

global energy transition 

Die Zukunft der Kernenergie: Die Rolle der Kernenergie in der 

bevorstehenden globalen Energiewende 

Hans-Wilhelm Schiffer 68 

100 Years VGB | The 1970ies: Supply of Energy for the World – 

Challenge and Prospects 

100 Jahre VGB | Die 1970er Jahre: Energieversorgung der Welt – 

Herausforderung und Schicksal 

K. Knizia 76 

100 Years VGB | The 1970ies: Self-Administration of Industry – 

Possibilities and Limitations in a Pluralistic Society 

100 Jahre VGB | Die 1970er Jahre: Selbstverwaltung der Wirtschaft – 

Möglichkeiten und Grenzen in einer pluralistischen Gesellschaft 

N. Schoch 84 

100 Years VGB | The 1970ies: Why are American Utilities 

Participating in the EPR-Institution at Palo Alto, California? 

100 Jahre VGB | Die 1970er Jahre: Warum beteiligen sich 

amerikanische Energieversorgungsunternehmen an der 

Institution EPRI in Palo Alto, Kalifornien? 

J.E. Watson 89 

Operating results 93 

Inserentenverzeichnis94 

Events 95 

Imprint96 

Preview VGB PowerTech 3|2020 96 

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

volumes, are available for free download at 

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

Jahresinhaltsverzeichnis 2019: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2019 

der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser 

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung: 

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

5

Abstracts VGB PowerTech 3 l 2020 


Gerald Kinger 

With “power-to-gas” technology, electricity 

is stored in chemical molecules. The first step 

in this technology is usually the electrolysis of 

water to produce green hydrogen, which can be 

used in different sectors, e.g. for green mobility, 

as energy storage or directly in industrial 

applications. Hydrogen plays an important role 

in the Austrian energy and climate strategy. As 

part of the “wind-to-hydrogen” research project, 

the application of mobility and an admixture 

of hydrogen to natural gas were tested in 

a 100 kW pilot plant in Austria. The electricity 

required for the electrolysis was provided by 

wind turbines. Results were subjected to a technical, 

ecological and economic evaluation. It 

was shown that the hydrogen production costs 

depend heavily on the hours of operation and 

the legal framework. The “power-to-gas” technology 

is not a cheap option to avoid CO2 emissions, 

but it offers unique solutions, especially 

for seasonal energy storage using the existing 

natural gas storage infrastructure. 

How can combustion-related problems 

impact water/steam quality? 

Monika Nielsen and Folmer Fogh 

To optimise the district heat production, flue 

gas condensation system was installed at three 

power plants, including the two new biomassfired 

boilers at Skærbæk Power Plant. By cooling 

the flue gas below its dew point, its water 

vapor content is condensed in the condensation 

system. The condensation heat is released and 

then enters the district heating system where 

the condensate is collected in the scrubbing 

condenser. When the flue gas condensate was 

reused for the first time, problems arose in the 

water steam circuit which originated in high 

TOC values in the flue gas condensate. To find 

out more about the TOC in the flue gas condensate, 

an online TOC analyser was installed. A 

connection between the combustion in the furnace 

and the TOC levels in the flue gas condensate 

was quickly noticed. A solution to the high 

levels of TOC has been to solve the combustion 

problems in the furnace at low and transient 

load. During the overhaul in the summer 2019, 

this was optimised, and the TOC levels are now 

very low during stable and transient operation. 

Hot Functional Tests – passivation of 

a primary circuit of Mochovce nuclear 

power plant Unit 3 

Pavel Kůs, Martin Kronďák, Martin Skala, 

Alena Kobzová, Petr Brabec, Patricie Halodová, 

Janka Mihóková, Štefan Tkáč and Anna Černá 

A methodology for creation and evaluation of 

a protective passivation layer on the inner surfaces 

of the primary circuit in a nuclear power 

plant is described. First, a theory and technological 

procedure of the formation of a protective 

oxidic corrosion layer during hot functional 

tests is described. These are illustrated in the 

example of hot functional tests at the Unit 3 of 

Mochovce nuclear power plant. The successful 

passivation is confirmed through analysis of the 

formed layer. The evaluation of the successful 

passivation based on the characterization of the 

corrosion layer is shown. Based on the proposed 

chemical program, passivation was carried out 

at Unit 3 of Mochovce nuclear power plant. The 

resulting passivation layer was characterized by 

using selected analytical methods. The analytical 

techniques used were chosen to be complementary 

to each other, which contributes to the 

complexity of the sample evaluation. The conclusion 

of the evaluation was that a high-quality 

protective passivation layer, which corresponds 

with the industrial practice, was developed during 

hot functional tests. 


Patrycja Slotte, Paweł Leśniewski, Kari Peltola, 

Marcin Klajny and Vesna Barišić 

Flowability is a key parameter affecting handling 

and transportability of a fuel, and therefore 

affecting the design of fuel storage and 

feeding systems. Consequently, a proper function 

of fuel handling systems greatly affects 

availability and reliable operation of a power 

plant. Each fuel type has its unique properties, 

among which moisture, and especially surface 

moisture, is recognized as a main parameter to 

hinder the flowability and mixing in silos and 

fuel conveyors. To address the above, different 

definitions of moisture and moisture determination 

methods were discussed. Preliminary 

experimental results of the effect of moisture on 

fuel flowability were shown. The experimental 

tests were carried out for coals of different rank 

and origin. 

Combustion of solid recovered fuels in a 

semi-industrial circulating fluidized bed 

pilot plant – Implications of bed material 

and combustion atmosphere on gaseous 

emissions 

Martin Haaf, Andreas Müller, Antonio Unger, 

Jochen Ströhle and Bernd Epple 

The application of fluidized bed (FB) systems 

for the combustion of waste derived fuels, such 

as solid recovered fuel (SRF), is a well-established 

method. The moderate combustion temperatures 

in FB boilers reduce the formation of 

NOx while the gaseous emissions of sulfur and 

chlorine species can be effectively limited by the 

feed of additives directly into the bed. In contrast 

to conventional solid fuels such as lignite 

or hard coal, SRF contains increased quantities 

of critical fuel constitutes such as chlorine, 

heavy metals and alkaline metals. Moreover, the 

composition and quality of the fuel is highly heterogeneous. 

Thus, it is challenging to characterize 

the combustion behavior and the formation 

of gaseous emissions based on the elementary 

fuel composition. Therefore, experimental investigations 

are inevitable to assess the combustion 

of SRF in novel applications. This paper 

gives an overview of experimental investigations 

on the combustion of SRF in a semi-industrial 

circulating fluidized bed (CFB) pilot plant. 

Two different types of SRF were burnt in oxygen 

enriched air and oxyfuel atmosphere while using 

silicate sand and limestone as bed material. 

These environments are expected to prevail in 

carbon capture and storage (CCS) processes 

such as stand-alone CFB oxyfuel combustion, or 

CFB oxyfuel combustion in the calciner of the 

calcium looping (CaL) process for post-combustion 

CO 2 capture. 

Fluid structure interaction analysis of a 

surge-line using coupled CFD-FEM 

Muhammad Abdus Samad, Xiang bin li 

and Hong lei Ai 

The mixing with different-temperature water in 

the pressurizer surge line may result in thermal 

stratification, then the significant deformation 

of the solid structure due to different thermal 

expansion at different parts of the structure 

perhaps occur, which will be a threat for the 

plant safety. To better understand the coupling 

mechanism, the corresponding characteristics 

in a pressurizer surge line is analyzed using CFD 

software. The fluid temperature distribution is 

calculated first, then the corresponding thermal 

and mechanical characteristics are analyzed. It 

is found that a large steady state stress present 

at the edges of the main pipe and the pressurizer, 

the consequent deformation showed large 

displacement at the center of the surge line. 

The test plan according to § 4 II g) 

EU-VO (2017/2196) and upstream 

EU-VO’s from an IT/cyber security 

perspective for utilities 

Stefan Loubichi 

Various binding EU regulations such as (EU) 

2017/1485, (EU) 2016/631 and (EU) 2017/ 

2196 show the energy market that the European 

Union is serious about the concrete harmonization 

in terms of security for the energy sector. 

The interesting thing is that the regulations address 

both network operators and energy producers. 

What is strange, however, is that some 

players in energy market either do not (want to) 

know these regulations or classify them as nonbinding. 

At the last possible point in time (19th 

of December in 2019), the four transmission 

system operators agreed on a test plan for the 

implementation of the requirements from the 

EU Regulation (EU) 2017/2196. In this article, 

we focus on the aspects of the test plan that are 

relevant for IT / OT security: 

The future of nuclear: The role of nuclear in 

the upcoming global energy transition 

Hans-Wilhelm Schiffer 

The paper presents the main findings, which the 

World Energy Council (the Council) presented 

in a paper on The Future of Nuclear: Diverse 

Harmonies in the Energy Transition with contributions 

from the World Nuclear Association 

and the Paul Scherrer Institute. In this report, 

the future of nuclear is described through the 

lens of the Council´s World Energy Scenarios 

archetype framework – Modern Jazz, Unfinished 

Symphony and Hard Rock – in three plausible, 

alternative pathways for the future development 

of the sector. This report also describes 

implications for the role of nuclear energy in the 

global energy transition. Nuclear energy could 

take three different pathways within the upcoming 

decades. In the main part of this paper 

– following a brief section on the current role of 

nuclear in the global energy supply – the characteristics 

of the three scenarios including the 

methodology underlying their quantification, 

and the key findings of the identified future 

pathways are explained. A comparison of the 

global results of the EIA´s International Energy 

Outlook 2019 (U.S. Energy Information Administration) 

and the IEA´s World Energy Outlook 

2019 (International Energy Agency) and a conclusion 

are presented. 

6


Kurzfassungen 


Gerald Kinger 

Bei der „power-to-gas“ Technologie wird Strom 

in chemischen Energieträgern gespeichert; der 

erste Schritt dieser Technologie ist normalerweise 

die Elektrolyse von Wasser zur Erzeugung von 

grünem Wasserstoff. Dieser kann in verschiedenen 

Sektoren eingesetzt werden, z.B. für grüne 

Mobilität, als Energiespeicher oder direkt in 

industriellen Anwendungen. In der österreichischen 

Energie- und Klimastrategie nimmt Wasserstoff 

eine wichtige Rolle ein. Im Rahmen des 

Forschungsprojekts „wind-to-hydrogen“ wurden 

in einer 100 kW Pilotanlage am österreichischen 

Standort Auersthal die Anwendungsbereiche 

Mobilität und Zumischung des Wasserstoffs zu 

Erdgas praktisch erprobt. Der für die Elektrolyse 

benötigte Strom wurde aus Windkraftanlagen 

bereitgestellt. Die Ergebnisse wurden einer 

technischen, ökologischen und ökonomischen 

Bewertung unterzogen. Es zeigte sich, dass die 

Wasserstoffgestehungskosten stark von den Einsatzstunden 

und rechtlichen Rahmenbedingungen 

abhängen. Die „power-to-gas“ Technologie 

ist keine billige Option, um CO 2 -Emissionen zu 

vermeiden, bietet aber auch einzigartige Lösungsansätze, 

insbesondere bei der saisonalen 

Energiespeicherung mit der vorhandenen Erdgasspeicherinfrastruktur. 

Wie können verbrennungsbedingte Proble me 

die Wasser-/Dampfqualität beeinträchtigen? 

Monika Nielsen und Folmer Fogh 

Zur Optimierung der Fernwärmeproduktion hat 

Ørsted drei Kraftwerke mit Rauchgaskondensation 

ausgestattet, darunter die beiden neuen 

Biomassekessel (Blöcke 401 und 402) im Kraftwerk 

Skærbæk. In der Rauchgaskondensation 

wird der Wasserdampf durch Abkühlung unter 

den Taupunkt im Rauchgas kondensiert. Die 

Kondensationswärme wird freigesetzt und gelangt 

in das Fernwärmesystem, wo das Kondensat 

im Waschkondensator gesammelt wird. Bei 

der erstmaligen Wiederverwendung des Rauchgaskondensats 

traten im Wasserdampfkreislauf 

Probleme auf, bedingt durch hohe TOC-Werte. 

Um mehr über den TOC im Rauchgaskondensat 

zu erfahren, wurde ein Online-TOC-Analysator 

installiert. Ein Zusammenhang zwischen der 

Verbrennung im Kessel und den TOC-Werten im 

Rauchgaskondensat wurde schnell erkannt. Eine 

Lösung für die Vermeidung hoher TOC-Werte 

bestand darin, die Verbrennungsprobleme im 

Ofen bei niedriger und vorübergehender Belastung 

zu lösen. Während der Revision im Sommer 

2019 wurde die Anlage optimiert und die 

TOC-Werte sind jetzt bei stationärem und instationärem 

Betrieb sehr niedrig. 

Heiße Funktionstests – Passivierung des 

Primärkreislaufs im Kernkraftwerk 

Mochovce Block 3 

Pavel Kůs, Martin Kronďák, Martin Skala, 

Alena Kobzová, Petr Brabec, Patricie Halodová, 

Janka Mihóková, Štefan Tkáč und Anna Černá 

Vorgestellt wird eine Methode zur Bildung und 

Qualitätssicherung einer schützenden Passivierungsschicht 

auf den Innenflächen des Primärkreislaufs 

in einem Kernkraftwerk. Dazu 

werden eine Theorie und ein Verfahren zur 

Bildung einer schützenden oxidischen Korrosionsschicht 

bei den heißen Funktionstests der 

Anlage beschrieben und am Beispiel der heißen 

Funktionstests am Block 3 des Kernkraftwerks 

Mochovce erläutert. Folgend wird die erfolgreiche 

Passivierung durch die nachgewiesene 

Analyse der gebildeten Schicht behandelt. Die 

Bewertung der Passivierung auf Grundlage der 

Charakterisierung der Passivierungsschicht 

wird aufgezeigt. Auf der Grundlage des vorgeschlagenen 

chemischen Programms wurde 

die Passivierung in Block 3 des Kernkraftwerks 

Mochovce durchgeführt. Die resultierende Passivierungsschicht 

wurde mithilfe ausgewählter 

analytischer Methoden charakterisiert. Die verwendeten 

analytischen Techniken wurden so 

gewählt, dass sie sich gegenseitig ergänzen. Das 

Fazit der Auswertung war, dass bei den heißen 

Funktionstests eine hochwertige, der industriellen 

Praxis entsprechende Schutzpassivierungsschicht 

ausgebildet wurde. 

Einfluss von Feuchtigkeit auf die 

Fließfähigkeit von Brennstoffen 

Patrycja Slotte, Paweł Leśniewski, Kari Peltola, 

Marcin Klajny und Vesna Barišić 

Die Fließfähigkeit ist ein Schlüsselparameter, 

der sich auf die Handhabung und Transportfähigkeit 

eines Brennstoffs auswirkt und daher 

die Konstruktion von Brennstofflager- und 

-zuführungssystemen beeinflusst. Folglich hat 

die ordnungsgemäße Funktion von Brennstoffhandhabungssystemen 

einen großen Einfluss 

auf die Verfügbarkeit und den zuverlässigen Betrieb 

eines Kraftwerks. Jeder Brennstofftyp hat 

seine einzigartigen Eigenschaften, unter denen 

die Feuchtigkeit, insbesondere die Oberflächenfeuchtigkeit, 

als ein Hauptparameter erkannt 

wird, der die Fließfähigkeit und Vermischung 

in Silos und Brennstoffförderern behindert. Um 

Parameter für geeignete Randbedingungen festzulegen 

wurden verschiedene Definitionen von 

Feuchtigkeit und Feuchtigkeitsbestimmungsmethoden 

diskutiert. Es wurden vorläufige experimentelle 

Ergebnisse zum Einfluss der Feuchtigkeit 

auf die Fließfähigkeit des Brennstoffs 

gezeigt. Die experimentellen Tests wurden für 

unterschiedliche Kohlen unterschiedlicher Herkunft 

durchgeführt. 

Verbrennung von festen zurückgewonnenen 

Brennstoffen in einer halb-industriellen 

zirkulierenden Wirbelschicht-Pilotanlage – 

Auswirkungen von Bettmaterial und 

Verbrennungsatmosphäre auf gasförmige 

Emissionen 

Martin Haaf, Andreas Müller, Antonio Unger, 

Jochen Ströhle und Bernd Epple 

Der Einsatz von wirbelschichtbasierten Feuerungssystemen 

zur thermischen Nutzung von 

Ersatzbrennstoffen (EBS) ist ein etabliertes 

Verfahren. Durch moderate Verbrennungstemperaturen 

wird die NO x -Entstehung gemindert, 

und durch die Zugabe von Additiven können 

die Emissionen von Schwefel- und Chlorspezies 

bereits effektiv im Brennraum begrenzt werden. 

Im Gegensatz zu konventionellen festen Brennstoffen 

weißen EBS einen erhöhten Gehalt an 

kritischen Bestandteilen auf. Darüber hinaus ist 

die Zusammensetzung und Qualität des Brennstoffs 

sehr heterogen. Es ist daher schwierig, das 

Verbrennungsverhalten und die Bildung gasförmiger 

Emissionen ausschließlich basierend auf 

der elementaren Brennstoffzusammensetzung 

vorherzusagen. Aus diesem Grund sind experimentelle 

Untersuchungen unumgänglich, um 

das Verbrennungsverhalten von EBS in neuartigen 

Anwendungen beurteilen zu können. Der 

vorliegende Artikel gibt einen Überblick über 

experimentelle Untersuchungen zur Verbrennung 

von EBS in einer semi-industriellen Wirbelschicht-Pilotanlage 

im Maßstab von 1 MW th . 

Schwerpunkt der Untersuchungen lag auf der 

Anwendung von EBS im Rahmen von CO 2 -Abscheideverfahren. 

Analyse der Fluid-Struktur-Interaktion 

einer Verbindungsleitung mittels 

gekoppelter CFD-FEM 

Muhammad Abdus Samad, Xiang bin li 

und Hong lei Ai 

Die Vermischung mit Wasser unterschiedlicher 

Temperatur in der Druckstoßleitung des Druckbehälters 

kann zu einer thermischen Schichtung 

führen, dann kann es zu einer erheblichen Verformung 

der festen Struktur aufgrund unterschiedlicher 

thermischer Ausdehnung an verschiedenen 

Teilen der Struktur kommen, was 

eine Bedrohung für die Sicherheit der Anlage 

darstellt. Um den Kopplungsmechanismus besser 

zu verstehen, werden die entsprechenden 

Eigenschaften in einer Druckstoßleitung mit 

Hilfe von CFD-Software analysiert. Zuerst wird 

die Fluidtemperaturverteilung berechnet, dann 

werden die entsprechenden thermischen und 

mechanischen Eigenschaften analysiert. Es wird 

festgestellt, dass eine große stationäre Spannung 

an den Rändern des Hauptrohrs. 

Der Testplan gemäß § 4 II g) 

EU-VO (2017/2196) und vorgelagerte 

EU-VO´s aus IT-/Cyber-Security-Sicht 

für Energieerzeuger 


Verschiedene verbindliche EU-Verordnungen 

wie (EU) 2017/1485, (EU) 2016/631 und (EU) 

2017/2196 zeigen dem Energiemarkt, dass es 

die Europäische Union mit der konkreten Harmonisierung 

im Sinne der Sicherheit für den 

Energiesektor ernst meint. Interessant ist, dass 

sich die Regelungen sowohl an Netzbetreiber als 

auch an Energieerzeuger richten. Merkwürdig 

ist jedoch, dass einige Akteure auf dem Energiemarkt 

diese Regelungen entweder nicht kennen 

(wollen) oder sie als unverbindlich einstufen. 

Zum letztmöglichen Zeitpunkt (19. Dezember 

2019) einigten sich die vier Übertragungsnetzbetreiber 

auf einen Testplan für die Umsetzung 

der Anforderungen aus der EU-Verordnung (EU) 

2017/2196. In diesem Artikel konzentrieren wir 

uns auf die Aspekte des Testplans, die für die IT-/ 

OT-Sicherheit relevant sind. 

Die Zukunft der Kernenergie: 

Die Rolle der Kernenergie in der 



Der Beitrag stellt die wichtigsten Ergebnisse 

vor, die der Weltenergierat in einer Veröffentlichung 

mit dem Titel „The Future of Nuclear: 

Diverse Harmonies in the Energy Transition“ 

mit Beiträgen der World Nuclear Association 

und des Paul Scherrer Instituts vorgestellt hat. 

In diesem Bericht wird die Zukunft der Kernenergie 

aus Sicht der verschiedenen Szenarien 

des Weltenergierates – Modern Jazz, Unfinished 

Symphony und Hard Rock – in drei plausiblen, 

jeweils alternativen Pfaden beschrieben. Der 

Bericht erläutert zudem die Auswirkungen des 

globalen Wandels in der Energieversorgung auf 

die Rolle der Kernenergie. Die Entwicklung der 

Kernenergie könnte in den kommenden Jahrzehnten 

drei verschiedene Wege einschlagen. 

Im Hauptteil – nach einem kurzen Abschnitt zur 

derzeitige Rolle der Kernenergie in der globalen 

Energieversorgung – werden die Merkmale 

der drei Szenarien einschließlich der Methodik, 

die ihrer Quantifizierung zugrunde liegt, und 

die wichtigsten Ergebnisse der identifizierten 

künftigen Pfade erläutert. Des Weiteren werden 

die Ergebnisse mit dem International Energy 

Outlook 2019 der EIA (U.S. Energy Information 

Administration) und dem World Energy Outlook 

2019 der IEA (Internationale Energieagentur, 

verglichen. 

7

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Members´ News VGB PowerTech 3 l 2020 

Members´ 

News 

Axpo baut Solaranlagen für 

Pariser Flughäfen 

(axpo) Bis 2021 erstellt die Axpo Tochtergesellschaft 

Urbasolar in Frankreich drei 

Solaranlagen, um Solarstrom für die Pariser 

Flughäfen zu produzieren. Die Anlagen 

werden rund 10 % des Strombedarfs der 

Flughäfen Charles-de-Gaulle, Orly und Le 

Bourget abdecken. 

Die drei Anlagen entstehen in den französischen 

Departementen Gard, Var und 

Charente. Urbasolar wird auf einer Fläche 

von 40 Hektar Photovoltaikmodule mit einer 

Leistung von insgesamt 40 MW installieren. 

Die Anlagen werden jährlich rund 

47 GWh Strom produzieren. Das entspricht 

etwa 10 % des gesamten Strombedarfs der 

Pariser Flughäfen Charles-de-Gaulle, Orly 

und Le Bourget – oder rund der Hälfte des 

Strombedarfs für die Beleuchtung der 

Flughäfen. 

Käuferin des Solarstroms ist die ADP 

Gruppe (Aéroports de Paris). Sie wird den 

Strom aus den drei Anlagen während 21 

Jahren abnehmen. Die ADP Gruppe strebt 

an, ihren Strom spätestens ab 2030 vollständig 

aus erneuerbaren Quellen zu beziehen. 

„Immer häufiger setzen sich Unternehmen 

konkrete Ziele bezügliche Nachhaltigkeit 

und setzen dafür auf erneuerbare 

Energien“, sagt Christoph Sutter, Leiter 

Neue Energien bei Axpo. „Mit Urbasolar ist 

Axpo im Bereich der langfristigen Lieferverträge 

(Corporate PPA) optimal positioniert.“ 

(201101838) 

LL 

www.axpo.com 

Baustart für das Wasserkraftwerk Hondrich, Illustration (BKW) 

BKW: Baustart für das 

Wasserkraftwerk Hondrich 

• Erneuerbarer Strom für 7.700 Haushalte 

(bkw) Die Kraftwerksgesellschaft Hondrich 

AG kann anfangs April 2020 mit dem 

Bau des Wasserkraftwerks Hondrich beginnen. 

Sie hat den rechtskräftigen Gesamtbauentscheid 

für das Wasserkraftwerk 

an der Kander erhalten. Die Wassernutzungskonzession 

hatte der Berner Regierungsrat 

bereits im März 2019 erteilt. 

Zwölf Jahre sind seit den ersten Studien, 

Vorprojekten und Konkurrenzprojekten 

zum Kraftwerk Hondrich vergangen. Nun 

kann das Wasserkraftpotential der Kander 

zwischen Rossweid/Emdthal und der bestehenden 

Wasserfassung des Kraftwerks 

Spiez genutzt werden. Das Kraftwerk wird 

eine installierte Leistung von 7,4 MW haben. 

Die erwartete jährliche Energieproduktion 

von 35.1 GWh reicht für die Versorgung 

von rund 7.700 Haushalten. Gesamthaft 

investiert die Kraftwerksgesellschaft 

Hondrich AG über 60 Mio. Franken. 

Das Kraftwerk wird voraussichtlich im Juli 

2023 in Betrieb genommen. Zusammen 

mit Energie Thun ist die BKW für die Projektentwicklung, 

den Bau und den Betrieb 

zuständig. 

Restwasser, Ersatzmassnahmen 

und Fischwanderung 

Den Bewilligungen ist ein Verfahren zur 

Umweltverträglichkeitsprüfung vorausgegangen. 

Zentrale umweltrechtliche Bestandteile 

des Projektes bildeten dabei das 

Restwasserregime, die Ersatzmaßnahmen 

und die Maßnahmen für die freie Fischwanderung. 

Zusammen mit den kantonalen 

Umweltfachstellen haben die Kraftwerk 

Hondrich AG Maßnahmen festgelegt, 

die den betroffenen Gewässerabschnitt der 

Kander insgesamt ökologisch aufwerten. 

So wurde ein saisonal abgestuftes Restwasserregime 

festgelegt, das die Wander- und 

Reproduktionszeiten der auf- und absteigenden 

Fische berücksichtigt. Mit dem Fischpass 

und den diversen Abstiegsmöglichkeiten 

beim Wehr wird das Kraftwerk 

zudem fischgängig. 

Aufweitung des Flusses 

Mit dem Bau des Kraftwerks Hondrich 

wird die Kander gleichzeitig auf einer Gewässerstrecke 

von rund 450 Metern verbreitert. 

Dies auf der maximal zur Verfügung 

stehenden Breite bis zur BLS-Bahnstrecke. 

Durch die Verbreiterung können 

neue Lebensräume für Wasserlebewesen 

entstehen, die heute im betroffenen Gewässerabschnitt 

nur spärlich vorkommen. 

Um auch bei maximaler Aufweitung die 

Sicherheit der BLS-Bahnstrecke zu gewährleisten, 

werden Uferschutzmaßnahmen 

realisiert, die auch einem 300-jährlich 

wiederkehrenden Hochwasser standhalten. 

(201101839) 

LL 

www.bkw.ch 

The EDF Group moves into Ireland 

by acquiring 50 % of the 

Codling offshore wind project 

(edf) The EDF Group has acquired a 50 % 

interest in the Codling offshore wind farm 

project in Ireland from Hazel Shore. Its 

subsidiary EDF Renewables, dedicated to 

wind and solar energy across the globe, 

will now partner with Fred Olsen Renewables 

Ltd, which already owns 50 % to develop 

and build the project. 

The Codling project is located south of 

Dublin, 13 km off the coast of County 

Wicklow, thus benefiting from the favourable 

conditions for offshore wind off the 

east coast of Ireland. The initial development 

work started in 2003. Codling is 

spread across two sites, one of which,Codling 

1, is consented. As an indication, the 

capacity of the project should be around 

1 GW of installed capacity. 

This acquisition comes after the Irish 

Government set out the country‘s clear 

commitment to reduce carbon emissions. 

In fact, in July 2019, it adopted a Climate 

Action Plan which specifies, among other 

things, to grow renewables in order to provide 

70 % of electricity generation by 2030. 

And offshore wind is expected to deliver at 

least 3.5 GW in support of reaching this target. 

Over the next couple of years, project 

development will continue with the intention 

that Codling will make a significant 

contribution to achieving the Irish Climate 

Action Plan targets. 

The EDF Group, is a major offshore wind 

global player. Its subsidiary EDF Renewables 

has a portfolio of offshore wind projects 

that exceeds 6 GW under operations, 

under construction and in development in 

the United Kingdom, in France, in Belgium, 

in Germany, in China and in the United 

States. Bruno Bensasson, EDF Group Senior 

Executive Vice-President Renewable 

8


MembersŃews 

Energies and Chief Executive Officer of 

EDF Renewables said, “We are very pleased 

to join the Codling offshore wind project in 

partnership with Fred Olsen Renewables. 

We are committed to contributing to the 

Irish government‘s renewables goals. This 

important project clearly strengthens our 

strong ambition to be a leading global player 

in the offshore wind industry. This is 

consistent with the CAP 2030 strategy that 

aims to double EDF‘s renewable energy 

generation by 2030 and increase it to 

50 GW net”. (201101846) 

LL 

www.edf.com 

EnBW will Erzeugung im Fridinger 

Kraftwerk verdoppeln 

(enbw) Das Fridinger Wasserkraftwerk soll 

langfristig erhalten und deutlich aufgewertet 

werden. Mithilfe neuer Turbinen und 

Generatoren will die EnBW damit ab 2021 

doppelt so viel Strom wie bisher umweltfreundlich 

gewinnen. Am 18. März lädt das 

Energieunternehmen zu einer detaillierten 

Bürgerinfo ein. Dieser Tage begannen die 

Vorbereitungen für die umfassende Modernisierung. 

Ende Februar ging es nach den Plänen 

von Projektleiter Dominik Rauscher „richtig 

los“: Nachdem Türen und Tore am 

Kraftwerksgebäude für einen Austausch 

der Maschinen viel zu klein sind, lässt die 

EnBW von einer Spezialfirma zunächst einen 

Teil des Dachs entfernen. Über die Öffnung 

werden später zunächst die Krananlage 

für die gebäudeinterne Logistik und 

später vor allem die Turbinen und Generatoren 

Zug um Zug ausgetauscht. Zum 

Schutz vor Regen und Schnee ist eine provisorische 

Sicherung vorgesehen. Damit 

bliebe das den Fridingern wohl vertraute, 

äußere Erscheinungsbild des Kraftwerks 

erhalten. 

Anfang März erfolgte dann die Absenkung 

des Wasserspiegels im Staubecken, 

um die erforderlichen Arbeiten im Außenbereich 

durchzuführen. Zu denen gehört 

vor allem die Errichtung des neuen Wehrs 

etwa 50 Meter flussaufwärts, das von je einem 

Ab- und Aufstieg für Fische flankiert 

wird. Dafür müssen an einem der beiden 

Ufer drei Baumgruppen weichen. Die Arbeiten 

sind vor Beginn der Vegetationsperiode 

Anfang März abzuschließen und wurden 

deshalb schon dieser Tage begonnen. 

Dem Schutz der Tierwelt in der Donau 

dient eine weitere wichtige Auflage: Der 

Mindestabfluss ist zu verfünffachen und 

liegt statt bei bisher 400 zukünftig bei 2100 

Litern pro Sekunde. 

Das gewohnte Erscheinungsbild des 

Kraftwerks bleibt auch nach dem Umbau 

erhalten. 

Sechs Millionen Kilowattstunden CO 2 -frei 

Trotz dieser Einschränkung erwartet die 

EnBW mithilfe der modernen Technik zukünftig 

den doppelten Ertrag von bis zu 

sechs Millionen Kilowattstunden klimafreundlich 

erzeugten Stroms. 

Der Genehmigungsantrag umfasst auch 

die wasserrechtliche Bewilligung über einen 

Zeitraum von 60 Jahren sowie die Belange 

des Naturschutzes. Dominik Rauscher 

erwartet den Eingang des Bescheids 

bis Ende Februar. Für die vorbereitenden 

Maßnahmen hatte es von Seiten des Regierungspräsidiums 

Freiburg bereits „Grünes 

Licht“ gegeben. „Wenn alles glatt läuft“ 

könnte die modernisierte Anlage sogar 

schon zum Jahresende 2020 im Probebetrieb 

die erste Kilowattstunde ins Netz einspeisen. 

(201101851) 

LL 

www.enbw.com 

E.ON baut Tiefenwärmekraftwerke 

in Schweden 

• 160 Grad heiße Erdwärme 

aus 5 bis 7 km Tiefe 

• Pilotprojekt Malmö speist Energie direkt 

ins Fernwärmenetz 

(eon) E.ON setzt beim Klimaschutz auf 

Erdwärme. Im schwedischen Malmö plant 

das Unternehmen den Bau eines geothermischen 

Tiefenwärmekraftwerks. Die Bohrungen 

sollen fünf bis sieben Kilometer tief 

in das Erdreich getrieben werden. Die dort 

erwarteten Temperaturen von maximal 

160 Grad reichen aus, um die Hitze direkt 

in das Fernwärmenetz von Malmö einspeisen 

zu können. Das Pilotprojekt zählt zu 

Europas ersten geothermischen Kraftwerken 

im großtechnischen Maßstab, die Erdwärme 

aus Tiefen von mehreren Kilometern 

fördern. 

Mit Testbohrungen untersucht E.ON derzeit 

die geologischen Voraussetzungen. 

Läuft alles nach Plan, wird die Anlage ab 

2022 erneuerbare und ressourcenschonende 

Wärme an die Fernwärmekunden liefern. 

Insgesamt will E.ON bis zum Jahr 

2028 fünf Geothermiekraftwerke mit einer 

installierten Leistung von jeweils 50 MWth 

in Malmö bauen. Die Wärme wird Biokraftstoffe 

und Biogas zur Wärmeerzeugung 

ersetzen. 

In das Pilotprojekt investiert E.ON 

5,4 Mio. Euro. Das schwedische Energieministerium 

unterstützt den Bau mit 1,2 Mio. 

Euro. Als Partner arbeitet E.ON bei den 

Bohrungen mit dem Energieunternehmen 

ST1 zusammen. ST1 unternahm die weltweit 

erste Bohrung für ein Tiefenwärmekraftwerk 

mit ähnlichen Bedingungen wie 

in Malmö im finnischen Espoo. Die Anlage 

geht voraussichtlich in diesem Jahr in Betrieb. 

Weitere E.ON-Partner in Malmö sind 

die Schwedische Energieagentur, der 

Schwedische Geologische Dienst, die Stadt 

Malmö sowie die Universität Uppsala. 

„E.ON verfolgt das Ziel, die schwedischen 

Kunden zu 100 Prozent mit erneuerbarer 

und recycelter Energie zu versorgen. Mit 

Tiefengeothermie erschließen wir eine 

neue Energiequelle, die eine erneuerbare 

Produktion langfristig sicherstellen kann. 

Tiefengeothermie ist ressourcenschonend, 

emissions- und lärmfrei sowie raumsparend 

und damit eine der besten Lösungen 

für städtische Energiesysteme der Zukunft“, 

sagt Marc Hoffmann, CEO von 

E.ON Schweden. 

Malmö will bis zum Jahr 2030 klimaneutral 

sein. E.ON ist Energiepartnerin der 

Stadt und unterstützt den Wandel zu einer 

Smart City mit der Erzeugung erneuerbarer 

Energie, der intelligenten energetischen 

Vernetzung von Gebäuden, einer 

Infrastruktur für Elektromobilität sowie 

der Digitalisierung der gesamten Energieinfrastruktur. 

Die Klimaambitionen der 

Stadt Malmö haben internationalen 

Leuchtturmcharakter. (201101858) 

LL 

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MembersŃews VGB PowerTech 3 l 2020 

Enervie: Verbesserte 

Marktsituation: Einsatzzeit des 

Mark-E Gas- und 

Dampfturbinenkraftwerk Herdecke 

in 2019 mehr als verdoppelt 

• Wichtiger Baustein der Energiewende: 

GuD-Anlage mit über 2.700 

Betriebsstunden in 2019 

• Ziele: Einsatzdauer weiter steigern, 

Personalaufbau für Voll-Betrieb 

• Klimabilanz: 600-Megawatt- 

Kraftwerkspark der Mark-E 

immer „grüner“ 

(enervie) Erfolgreiche Bilanz – die Gasund 

Dampfturbinen (GuD-)anlage in Herdecke 

von Mark-E und ihrem Projektpartner 

Statkraft konnte im Jahr 2019 seine 

Betriebsdauer im Vergleich zu den beiden 

Vorjahren mehr als verdoppeln: Die Anlage 

lief insgesamt über 2.700 Stunden nach zuvor 

jeweils 1.300 Stunden in den Jahren 

2017 und 2018. Hauptgrund hierfür ist 

eine verbesserte Marktsituation, unter anderem 

hervorgerufen durch die schrittweise 

Abschaltung von Kernkraftwerken, einem 

deutlich höheren CO 2 -Preis, niedrigeren 

Gaspreisen und dem starken Rückgang 

der Kohleverstromung. Der derzeit in der 

Abstimmung befindliche Entwurf zum 

„Kohleausstiegsgesetz“ auf Basis der Empfehlungen 

der „Kohlekommission“ lässt für 

die nächsten Jahre sogar einen noch positiveren 

Ausblick zu. Dieses Fazit zieht der 

Anlagenbetreiber Mark-E. 

„Nicht nur die jüngsten Marktentwicklungen, 

sondern auch der durch die Bundesregierung 

festgelegte Ausstiegspfad für 

Braun- und Steinkohlekraftwerke bis spätestens 

2038 stärkt die Rolle der Stromversorgung 

durch GuD-Anlagen. Daher war 

die getroffene Entscheidung, die GuD-Anlage 

in Herdecke weiter zu betreiben, absolut 

richtig“, bilanziert ENERVIE Vorstandssprecher 

Erik Höhne. 

Auf Grund der schwierigen Marktsituation 

war das Betriebskonzept in den vergangenen 

Jahren angepasst und die Anlage in 

einen Reservebetrieb überführt worden. 

Ziel ist, bis zum Frühjahr 2020 die Anlage 

flexibel sowohl für Spitzenlastzwecke, aber 

auch im Regelbetrieb wieder rund um die 

Uhr zur Verfügung zu stellen. „Hierfür wird 

derzeit die Belegschaft am Standort Herdecke 

entsprechend aufgestockt und neue 

Mitarbeiter eingestellt“, kündigt Erik Höhne 

an. Mark-E sucht hierfür noch qualifizierte 

Fachkräfte für das Berufsbild des 

Kraftwerkers. Interessenten können sich 

unter anderem auf der Internetseite der 

Unternehmensgruppe unter Home/Karriere/stellenboerse.aspx 

erkundigen. 

Mark-E, ein Unternehmen der ENERVIE 

Gruppe, hat in den letzten Jahren seinen 

Erzeugungs-Mix deutlich verändert: Der 

Anteil der fossilen Energieträger hat u.a. 

durch die Stilllegung der beiden Steinkohle-Blöcke 

im Kraftwerk Werdohl-Elverlingsen 

deutlich abgenommen, der Anteil 

der erneuerbaren Energien nimmt dafür 

stetig zu. Derzeit verfügt Mark-E über ein 

Kraftwerksportfolio von rund 600 Megawatt 

(MW) Leistung: Neben der GuD Anlage 

Herdecke (417 MW) betreibt das Unternehmen 

das kürzlich zusammen mit dem 

Partner STAWAG modernisierte und erweiterte 

Pumpspeicherwerk Finnentrop-Rönkhausen 

(140 MW), eine Biomasseverstromungsanlage 

(20 MW) in Hagen-Kabel, 

die Klärschlammverbrennungsanlage in 

Werdohl-Elverlingsen (4 MW) zusammen 

mit dem Ruhrverband, drei Laufwasserkraftwerke 

(5 MW), eine Windkraftanlage 

in Lüdenscheid (3 MW) sowie diverse Photovoltaikanlagen 

(ca. 1 MW). 

Auch der Weiterbetrieb der GuD-Anlage 

Herdecke als „sauberste“ konventionelle 

Energieerzeugung im Vergleich zu Steinkohle- 

und Braunkohlekraftwerken verbessert 

die Erzeugungs- und damit Klimabilanz 

deutlich. Ein weiterer wichtiger Aspekt: 

GuD-Anlagen können vergleichsweise 

schnell zum Einsatz gebracht werden. Damit 

sind sie ein wesentlicher Faktor zur 

Stabilisierung des Stromnetzes, die aufgrund 

der volatilen Einspeisung von immer 

mehr Erneuerbaren Energien zunehmend 

schwieriger wird. Damit sind GuD-Anlagen 

ein wichtiger Baustein zur erfolgreichen 

Umsetzung der Energiewende. 

Das Cuno-Kraftwerk Herdecke 

Seit 1908 wird am ältesten Kraftwerksstandort 

der Mark-E in Herdecke Strom 

erzeugt. Ab 2005 errichtete Mark-E zusammen 

mit dem norwegischen Energieunternehmen 

Statkraft eine umweltfreundliche 

Gas- und Dampfturbinen (GuD)-Anlage 

am Standort. Das Kraftwerk ging im Herbst 

2007 in Betrieb und zählt mit einem Wirkungsgrad 

von rund 59 Prozent immer 

noch zu den weltweit effizientesten Anlagen 

seiner Art. Für die Stromerzeugung 

nutzt es ein besonderes effektives Verfahren: 

In einem kombinierten Prozess wird in 

einer 270-MW Gasturbine mit einem nachgeschalteten 

Abhitzekessel sowie einer 

147-MW Dampfturbine die Energie in Elektrizität 

umgewandelt. Im Vergleich zu einem 

modernen Kohlekraftwerk erspart die 

GuD-Anlage der Umwelt bei der Stromerzeugung 

damit jährlich rund eine Million 

Tonnen Kohlendioxid. (201101859) 

LL 

www.enervie-gruppe.de 

Enervie: Verbesserte Marktsituation: Einsatzzeit des Mark-E Gas- und Dampfturbinenkraftwerk 

Herdecke in 2019 mehr als verdoppelt 

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MembersŃews 

EVN: Sonnenstrom für das 

Landesklinikum Melk 

• Die neue Photovoltaik-Anlage wird 

jährlich über 60.000 kWh Sonnenstrom 

erzeugen, der zu 100 % im 

Landesklinikum verbraucht wird 

(evn) Auf dem Dach des Landesklinikums 

Melk errichtete EVN eine große Photovoltaik-Anlage. 

Künftig produzieren 190 

Paneele mit einer Gesamtleistung von 58,9 

kWp umweltfreundlichen Sonnenstrom. 

Die neue Photovoltaik-Anlage wird jährlich 

über 60.000 kWh Sonnenstrom erzeugen, 

der zu 100 % im Landesklinikum verbraucht 

wird. 

„Mit dieser Investition minimiert das Landesklinikum 

seinen ökologischen Fußabdruck“, 

freut sich dessen kaufmännischer 

Direktor Peter Hruschka. 

Die strategische Partnerschaft zwischen 

der NÖ Landeskliniken-Holding und der 

EVN im Bereich Photovoltaik hat bereits 

vor Jahren im LK Waidhofen begonnen. 

Mittlerweile betreibt die EVN bereits an 

sechs Krankenhäusern Photovoltaik-Anlagen 

von insgesamt 700 kWp installierter 

Leistung. „Im Rahmen der NÖ Krankenhaus-Neubauoffensive 

wird versucht, die 

Partnerschaft weiter zu vertiefen“, so EVN 

Vorstandssprecher Stefan Szyszkowitz. 

LH-Stellvertreter Stephan Pernkopf: „Wir 

produzieren in Niederösterreich bereits 

100 Prozent Strom aus erneuerbaren Energien. 

Die Nutzung der Sonnenenergie hat 

hier einen nicht unwesentlichen Anteil. Bei 

den Landeskliniken haben wir uns einen 

Schwerpunkt im Photovoltaik-Bereich gesetzt.“ 

evn naturkraft 

Die evn naturkraft – eine 100%ige 

Ökostromtochter des niederösterreichischen 

Energie- und Umweltdienstleistungsunternehmens 

EVN – ist einer der 

größten und erfahrensten Ökoenergieproduzenten 

Österreichs. Als solcher beschäftigt 

sich das Unternehmen seit vielen Jahren 

ausschließlich mit der Produktion von 

Strom aus den erneuerbaren Energieträgern 

Wasser, Wind und Sonne. Im Jahr 

1995 gegründet, erzeugt das Unternehmen 

heute Strom aus erneuerbaren Energien 

für umgerechnet rund 500.000 Haushalte. 

(201101902) 

LL 

www.evn.at 

Helen speeds up coal substitution 

(helen) As a step towards a carbon-neutral 

future, Helen is building a bioenergy heating 

plant in Vuosaari, which will utilise 

unique energy efficiency and reuse the 

waste heat from flue gases in an unprecedented 

way. Bringing the commissioning 

of the bioenergy plant forward by a year 

permits partial discontinuation of coal use 

even sooner than expected. The investment 

is estimated to have no impact on the 

price of district heating. 

Helen‘s target is carbon neutrality by 

2035, with coal being phased out even 

sooner. The Hanasaari power plant will 

close by the end of 2024, and its heat production 

will be replaced with heat recycling 

with heat pumps, energy storage, and 

the bioenergy heating plant to be built in 

Vuosaari, on which the investment decision 

has now been made. The bioenergy 

plant will be necessary to secure Helsinki‘s 

heat requirement also in the cold winter 

months. At Salmisaari, coal will be replaced 

by 2029. 

Construction of the Vuosaari bioenergy 

heating plant will start this spring with the 

earth works, the actual building work getting 

under way in the autumn 2020. The 

aim is to have the heating plant in production 

use for the heating season 2022–2023, 

about a year sooner than anticipated. 

“Bringing forward the commissioning of 

the bioenergy heating plant permits the deployment 

of the Hanasaari cogeneration 

plant for reserve use before the planned 

closure, as early as during 2023. Replacement 

of the Hanasaari heat production will 

still require biofuels, in order to secure 

availability of heat also in the cold winter 

season. We are seeking other solutions for 

Salmisaari,” says Pekka Manninen, CEO at 

Helen. 

Helen continues to invest in large-scale 

energy recycling using heat pumps, as well 

as planning projects on heat storage. Other 

areas under investigation include utilising 

geothermal heat and, in slightly longer 

term, ideas like modular small-scale nuclear 

reactors. At Salmisaari, the primary target 

is to substitute coal with solutions that 

are not based on combustion. 

Waste heat recovery twice over 

The new bioenergy heating plant will be 

built for maximum flexibility, with a view 

to solutions of the future. The design and 

capacity of the plant takes account in a 

number of ways of options like using different 

fuel fractions. The further development 

of the Vuosaari energy production area is 

also taken into account in the heat distribution 

connections. 

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VGB-FACHTAGUNG | VGB CONFERENCE 

DAMPFTURBINEN UND DAMPFTURBINENBETRIEB 2020 

mit Fachausstellung 

STEAM TURBINES AND 

OPERATION OF STEAM TURBINES 2020 

with technical exhibition 

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

VENUE 

Maritim Hotel Köln/Cologne, Germany 

Die im Zweijahresrhythmus stattfindende Veranstaltung richtet 

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

Technik und deren Umfeld interessierte Fachleute, Forscher und 

Verantwortungsträger. 

Die Unterstützung des Erfahrungsaustauschs ist ein wichtiger Aspekt 

dieser Fachtagung, um den Dampfturbinenbetrieb auch in 

Zukunft mit einer hohen Verfügbarkeit und guten Wirkungsgraden 

zu gewährleisten. 

Sich ändernde politische Weichenstellungen und nicht zuletzt 

damit verbundene Umgestaltungen des Marktes bedingen entsprechende 

Anpassungen auf der Hersteller- und Betreiberseite 

sowie im gesamten Servicebereich. 

Personen wechseln, junge Kollegen kommen hinzu. Hier kann 

der Erfahrungsaustausch seinen Beitrag leisten, um die vor uns 

stehenden Aufgaben zu meistern. 

Wie auch in den früheren Jahren präsentieren sich unsere Aussteller 

in einer begleitenden Fachausstellung. Sowohl bei Standgesprächen 

als auch im Rahmenprogramm haben alle Teilnehmer 

die Möglichkeit, mit den anwesenden Kolleginnen und Kollegen 

regen Gedankenaustausch und geschäftliche Kontakte zu pflegen 

und zu vertiefen. 

This biennial event is addressed to all manufacturers, planners, 

operators, insurers, researchers, authorities and experts, interested 

in technology and its environment. 

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

on a high availability and effectiveness also in the future. 

A changing political context and, not least, the associated 

changes in the market require corresponding adjustments on the 

manufacturer and operator side as well as in the entire service 

area. 

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

the exchange of experience can make its contribution to 

mastering the tasks facing us. 

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

technical exhibition. In both the discussions and the 

supporting program, all participants will have the opportunity for 

intense exchange of ideas and to maintain and improve their 

business contacts with the colleagues present. 

L www.maritim.de 

TAGUNGSPROGRAMM 

CONFERENCE PROGRAMME 

(Änderungen vorbehalten/Subject to changes) 

DIENSTAG, 16. JUNI 2020 

TUESDAY, 16 JUNE 2020 

18:00 Get-Together in der Ausstellung 

Get-Together in the Exhibition 

MITTWOCH, 17. JUNI 2020 

WEDNESDAY, 17 JUNE 2020 

Tagungsleitung | Conference chairs 

Dipl.-Ing. Hartmut Strangfeld, 

RWE Power AG, Grevenbroich, 

Heiko Höhne, Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf, 

Dipl.-Ing. Thomas-Michael Scholbrock, 

BASF SE, Ludwigshafen, and 

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

Moderation 

Dr. Bernhard Leidinger, plenum AG Management Consulting, 

Frankfurt am Main 

08:00 VGB und Aussteller laden zu einem Stehempfang ein 

VGB and exhibitors invite you to a standing reception 

09:15 Eröffnung der Fachtagung 

Opening of the conference by 


RWE Power AG, Grevenbroich 

09:30 

V01 

Erfahrungen beim Einsatz von flexiblen 

Dampfturbinen bei der Nutzung von Dampf 

aus der Klärschlammverbrennung 

Experience with flexible steam turbines using steam 

from sewage sludge incineration 

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

Liebmann, Howden Turbo GmbH, Frankenthal 

Aktuelle Informationen zu dieser Veranstaltung finden Sie auf unserer Webseite: 

‣ www.vgb.org/veranstaltungen.html 

12


MembersŃews 

10:00 

V02 

10:30 

V03 

Analysis of the potential risk and exploration 

of coping strategies for steam turbine with 

flexible operation 

Analyse des potenziellen Risikos und Erforschung 

von Bewältigungsstrategien für Dampfturbine mit flexiblem 

Betrieb 

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

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

Temporäre Druckanstiege in der Anzapfung 

einer Industriedampfturbine 

Temporary pressure rises in the extraction 

of an industrial steam turbine 

Dr. Ingolf Scholz, Siemens Gas and Power 

GmbH & Co. KG, Goerlitz 

11:00 Diskussion der Vorträge 1, 2 und 3 

Discussion of lectures 1, 2 and 3 

11:30 Mittagspause und Besuch der Ausstellung 

im Kongress Foyer und im Saal Heumarkt 

Lunch break and visit of the exhibit in the 

Congress Foyer and in the Heumarkt Hall 

Erfahrungsaustausch mit der VGB-Fachgruppe „Dampfturbine“ 

– persönliche Kontaktaufnahme 

im Saal Heumarkt 

Exchange of experience with the VGB Technical 

Group “Steam Turbines” – personal contact in the Heumarkt 

Hall 

Please visit our website for updates about VGB-Events! 

12:30 Erhöhte Dampfturbinenlastflexibilität durch 

V04 Modifikation von Abfangstellventilen 

Moderation 

Aktuelle Increased Informationen load flexibility of the steam zu turbine unseren by modification 

of interception control valves 

Veranstaltungen 

finden Sie auf unserer Webseite! 

13:00 

V05 

Reinhard Hitzek and Roger Wietusch, n-protec ag, 

Windisch/Switzerland 

Das Gleitlager – Plädoyer für ein 

unterschätztes Maschinenelement 

The bearing – plea for an underestimated 

machine element 

Dennis Brockhaus, 

Gleitlagertechnik Essen GmbH, Essen 

Newsletter: www.vgb.org 

13:30 Diskussion der Vorträge 4 und 5 

Discussion of lectures 4 and 5 

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

Heumarkt inklusive Kaffeepause 

Visit of the exhibit in the Congress Foyer and in the 

Heumarkt Hall including coffee break 

14:15 

V06 

Sealed Services – Infrastruktur zur Realisierung 

industrieller Dienstleistungen 

Seald Services – Infrastructure for the realisation of industrial 

services 

Stefan Wagner, wagner GmbH, Eschweiler, and 

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

14:45 

V07 

15:15 

V08 

SCHWER eng! 13 to Generator-Stator eingebracht 

HEAVY closely! 13 to generator-stator placed 

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

Innovative Reparaturmethoden 

an Dampfturbinenteilen 

Innovative repair methods on steam turbine parts 

Volkmar Patig, PATIG GmbH, Philippsburg 



16:15 Ende des ersten Veranstaltungstages 

End of the first conference day 

18:30 Einlass auf der „MS Loreley“ 

Access to the “MS Loreley” 

19:00 Leinen Los! | Cast off! 

09:00 

V09 

09:30 

V10 

DONNERSTAG, 18. JUNI 2020 

THURSDAY, 18 JUNE 2020 

Tagungsleitung | Conference chairs 


RWE Power AG, Grevenbroich, 

Heiko Höhne, Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf, 

Dipl.-Ing. Thomas-Michael Scholbrock, 

BASF SE, Ludwigshafen, and 

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

Dr. Bernhard Leidinger, plenum AG Management Consulting, 

Frankfurt am Main 

Betriebsvorteile und Anlagenvalidierung einer 

elektrischen Begleitheizung für große Dampfturbinen 

Operational benefits and plant validation of electrical 

trace heating for large steam turbines 

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

Dipl.-Ing. Martin Bennauer, Siemens Gas 

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

DT: Heizsysteme und Isolierung – Stillstand- und 

Wartungskonzepte 

ST: Heating Systems and Insulation – Hot Standby 

and Maintenance Concepts 

Andreas Riedinger, Heinrich Tapp GmbH, Mülheim an 

der Ruhr, and Karl Funken, Thermoprozess Heating-Systems 

GmbH, Mülheim an der Ruhr 

10:00 Diskussion der Vorträge 9 und 10 

Discussion of lectures 9 and 10 

ONLINE REGISTRATION & INFORMATION 

L www.vgb.org/dampfturbinen_betrieb_2020.html 

Aktuelle Informationen zu dieser Veranstaltung finden Sie auf unserer Webseite: 

‣ www.vgb.org/veranstaltungen.html 

13


VGB CONFERENCE 

DAMPFTURBINEN UND 

DAMPFTURBINENBETRIEB 

STEAM TURBINES AND 

OPERATION OF STEAM TURBINES 

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

Heumarkt inklusive Kaffeepause 

Visit of the exhibit in the Congress Foyer and in the 

Heumarkt Hall including coffee break 




Exchange of experience with the VGB Technical Group 

“Steam Turbines” – personal contact in the 

Heumarkt Hall 

10:45 

V11 

11:15 

V12 

11:45 

V13 

Empfehlungen für die Ausrüstung der 

Schwingungsüberwachung an Dampfturbinen 

von 0,8 MW bis 800 MW 

Recommendations for the equipment 

for vibration monitoring on steam turbines 

from 0.8 MW to 800 MW 

Dr.-Ing. Matthias Humer, 

Uniper Anlagenservice GmbH, Gelsenkirchen 

Chancen und Risiken von 

Predictive Maintenance Systemen 

Opportunities and risks of 

predictive maintenance systems 

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

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

GmbH – Allianz Zentrum für Technik, München 

„Black Box“ Turbine? Moderne 

Diagnosemöglichkeiten für Anlagen von 0,8 – 800 

MW 

“Black Box” steam turbine? Modern diagnostic 

options for power plants from 0.8 – 800 MW 

Dipl.-Ing. (FH) Clemens Bueren and 

Dipl.-Ing. Jens Pfeiffer, Siempelkamp NIS Ingenieurgesellschaft 

mbH, Essen 



12:45 Mittagspause und Besuch der Ausstellung 

im Kongress Foyer und im Saal Heumarkt 

Lunch break and visit of the exhibit in the 

Congress Foyer and in the Heumarkt Hall 




Exchange of experience with the VGB Technical 

Group “Steam Turbines” – personal contact in the Heumarkt 

Hall 

13:45 

V14 

Optimierung der Lebensdauer und Effizienz durch 

innovative Schichtsilikat-basierte Schmierstoffadditive 

Lifetime and efficiency optimisation through innovative 

silicon-based lubricant Additives 

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

REWITEC GmbH, Lahnau 

14:15 

V15 

14:45 

V16 

Ölanalysen bei Dampfturbinen – Monitoring 

von Schmierstoff und Turbine 

Oil analyses in steam turbines – monitoring 

of lubricant and turbine 

Stefan Mitterer and Marcel Giehl, 

OELCHECK GmbH, Brannenburg 

Störungsdiagnose und -bewertung durch 

Unterstützung der Laboranalytik 

Fault diagnosis and evaluation by supporting laboratory 

analysis 

Heiko Fingerholz, 

VGB PowerTech Service GmbH, Gelsenkirchen 



15:45 Ende der Fachtagung 

End of the conference 

PRACTICAL INFORMATION 

TAGUNGSORT/VENUE 

Maritim Hotel Köln 

Heumarkt 20 | 50667 Köln 

Tel: +49 221 2027-849 

E-Mail: reservierung.kol@maritim.de 


KONFERENZSPRACHEN/CONFERENCE LANGUAGES 

German and English – simultaneous translation to be provided. 

ONLINEANMELDUNG/ONLINE REGISTRATION 

www.vgb.org/dampfturbinen_betrieb_2020.html 

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

der namentlichen Nennung im Teilnehmerverzeichnis). Eine spätere Anmeldung, 

auch im Tagungsbüro, ist möglich, jedoch ohne Aufnahme in 

das Teilnehmerverzeichnis. 

TEILNAHMEBEDINGUNGEN/ ATTENDANCE FEES 

VGB-Mitglieder/VGB Members € 850,00 

Nichtmitglieder/Non-members € 1.250,00 

Hochschule, Behörde, Ruheständler € 350,00 

University, public authorities, retired 

ABENDVERANSTALTUNG/EVENING EVENT 

Alle Teilnehmer sind herzlich zu einem gemeinsamen Abend auf dem 

Schiff „MS Loreley“ eingeladen. 

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

ship “MS Loreley”. 

Foto: © TGM Kanis Turbinen GmbH 

ONLINE REGISTRATION & INFORMATION 

L www.vgb.org/dampfturbinen_betrieb_2020.html 

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

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

14


MembersŃews 

The principal fuel used in the bioenergy 

heating plant is forest chips created as a 

forestry by-product, which has no other 

uses. The procured fuel is certified for sustainability 

or its source is controlled in 

some other way. The bioenergy heating 

plant achieves its energy efficiency by utilising 

a flue gas heat recovery plant and 

absorption heat pumps. 

“After the combustion process, the flue 

gases are piped to the heat recovery plant 

and then on to separate absorption heat 

pumps. This way, we are able to utilise the 

fuel as effectively as possible, and the double 

heat recovery ensures that the flue gas 

entering the chimney is only 10 to 20 degrees,” 

explains Project Director Antti Saikkonen 

from Helen. 

Facts 

Helen has set the target of carbon neutrality 

by 2035. 

Helen will phase out the use of coal 

gradually. The Hanasaari power plant will 

be closed by the end of 2024, but it may be 

assigned for reserve use before then, depending 

on the commissioning schedule 

of the Vuosaari bioenergy heating plant. 

Salmisaari will be retained as an energy 

production area with the intention of replacing 

coal with solutions that are not 

based on combustion. As for Salmisaari, 

the investment decisions have not yet 

been finalised. 

Replacement production has already 

been completed or is under construction, 

with investments made particularly in heat 

pumps: an entirely new heating and cooling 

plant was commissioned beneath the 

Esplanade Park in the summer of 2018, the 

Katri Vala heating and cooling plant is being 

extended, and a new heat pump utilising 

heat from sea water is under construction 

in Vuosaari. 

Investments are also being made in heat 

storage: the old oil caves in Mustikkamaa 

are currently being converted into an underground 

heat store. 

The Vuosaari bioenergy heating plant is 

necessary to secure Helsinki‘s heating requirement 

also in the cold winter months. 

The planned capacity of the Vuosaari 

bioenergy plant is 260 MW. 

The main fuel is forest chips. 

The share of the bioenergy heating 

plant of Helen‘s fuel consumption 

is about 15 %. 

The investment value of the project 

is approx. EUR 260 million. 

Deployment of the bioenergy 

plant in district heat production is 

not estimated to affect the price of 

district heating. (201101905) 

LL 

www.helen.fi 

innogy veräußert 

Biomasseheizkraftwerk und 

Pelletwerk an Cycleenergy 

(innogy) Das Biomasseheizkraftwerk und 

das angeschlossene Pelletwerk im Industriepark 

Siegen-Wittgenstein haben einen 

neuen Eigentürmer: Die innogy SE und die 

Cycleenergy Holding GmbH (Cycleenergy) 

haben Ende Dezember eine entsprechende 

Vereinbarung unterzeichnet. Diese regelt, 

dass das Biomasseheizkraftwerk sowie das 

von der innogy Tochtergesellschaft NRW 

Pellets GmbH betriebene Pelletwerk in 

Erndtebrück an das in Österreich ansässige 

Unternehmen Cycleenergy verkauft werden. 

Der Eigentümerwechsel sowie der 

Übergang der in den beiden Werken beschäftigten 

Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter 

erfolgte zeitgleich zum 27. Januar 

2020. Über die Höhe des Kaufpreises haben 

die Vertragsparteien Stillschweigen 

vereinbart. 

„Einem engagierten Team ist es in Erndtebrück 

in den vergangenen Jahren gelungen, 

eine gute Basis zu schaffen, um langfristig 

einen wichtigen Beitrag zur notwendigen 

Transformation der europäischen 

Energiewirtschaft Richtung Nachhaltigkeit 

sicherzustellen“, freut sich Christoph 

Bruckner, Leiter Betrieb und Technik bei 

Cycleenergy über die Übernahme der beiden 

Unternehmen am Standort Erndtebrück 

durch die Cycleenergy Gruppe. 

Cycleenergy betreibt drei Biomasseheizkraftwerke 

und zwei Pelletproduktionen in 

Österreich und entwickelt, finanziert und 

errichtet dezentrale, grundlastfähige und 

nachhaltige Energielösungen in Österreich 

sowie im benachbarten Ausland. 

Sandra Silva Riaño, Leiterin Biomasse 

Deutschland bei innogy SE und Geschäftsführerin 

der NRW Pellets GmbH, erklärt: 

„Ich freue mich, dass wir das ‚Wittgensteiner 

Doppel‘ in vertrauensvolle Hände übergeben. 

So sichern wir langfristig den Weiterbetrieb 

beider Anlagen und die damit 

verbundenen Arbeitsplätze. Dies ist ein 

wichtiges Signal für die Region Siegen-Wittgenstein 

und unsere Kunden – aber vor allem 

auch für unsere Mitarbeiterinnen und 

Jede ist zu ersetzen! 

Redesign 

PE01 

S4 

S2 

Mitarbeiter. Ihnen möchte ich an dieser 

Stelle meinen ausdrücklichen Dank aussprechen: 

Durch den großartigen Einsatz 

unserer Belegschaft konnten wir in den vergangenen 

Jahren die Produktionsabläufe 

beider Werke stetig verbessern und uns im 

Markt als verlässlicher und qualitätsorientierter 

Pelletproduzent etablieren. So haben 

wir für das ‚Wittgensteiner Doppel‘ eine 

solide Basis für die Zukunft unter dem Dach 

der Cycleenergy geschaffen.“ 

Der Verkauf der beiden Werke am Standort 

Siegen-Wittgenstein ist die Konsequenz 

aus einer seit längerem beschlossenen 

Neuausrichtung, in dessen Rahmen der Bereich 

‚Biomasse‘ nicht mehr zu den strategischen 

Wachstumsfeldern der innogy SE 

zählt. Als Folge daraus wurden bereits die 

Biomasseanlagen in Kehl und Goch 

(Deutschland) sowie Enna (Italien) veräußert. 

(201101907) 

LL 

www.innogy.com 

innogy baut ihren ersten 

Batteriespeicher in Irland 

• Der Batteriespeicher (60 Megawatt) soll 

2021 betriebsbereit sein 

• Investitionssumme rund 25 Millionen 

Euro 

• Speicher unterstützt Energiewende in 

Irland durch die Bereitstellung von 

Netzdienstleistungen 

(innogy) Die innogy SE treibt den Ausbau 

erneuerbarer Energien voran und steigt in 

Irland in das Geschäft mit Batteriespeichern 

ein: innogy baut ihren ersten großen 

Batteriespeicher im irischen County Monaghan, 

nahe der Ortschaft Lisdrumdoagh. 

Die finale Investitionsentscheidung (FID) 

dazu wurde nun getroffen. Bereits in diesem 

Jahr sollen die Bauarbeiten für den 

60-Megawatt-Speicher beginnen, 2021 soll 

die Anlage vollständig in Betrieb gehen. 

Der Batteriespeicher soll Netzdienstleistungen 

für das Stromnetz bereitstellen und 

erweitert das Erneuerbaren-Energien-Portfolio 

von innogy in Irland. 

Sven Utermöhlen, Senior Vice President 

Renewables Operations bei innogy SE: „Es 

macht mich stolz, dass wir eine bedeuten- 

plug and play 

100% kompatibel 

Baugruppen ab Lager: 

KE3 Leistungselektronik 

6DT1013 bis 6DT1031 Stepper 

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de Investition im Bereich der Großbatteriespeicher 

tätigen, und zwar nicht irgendwo, 

sondern in Irland, einem Markt mit einem 

starken Engagement für erneuerbare Energien 

und Batteriespeicher. Das macht Irland 

zu einem idealen Ausgangspunkt für 

den weiteren Ausbau unserer Geschäfte 

mit Batteriespeichern.“ 

Cathal Hennessy, Managing Director von 

innogy Renewables Ireland: „Mit diesem 

Batteriespeicher leisten wir einen wichtigen 

Beitrag zu einer erfolgreichen Energiewende 

in Irland. Die Speichertechnik ist 

das elementare Verbindungsstück zwischen 

modernen Stromnetzen und der 

schwankenden Stromerzeugung aus erneuerbaren 

Energien: Sie kann überschüssigen 

Strom speichern und bei Bedarf wieder 

abgeben.“ 

In Irland löst die Stromerzeugung aus 

Erneuerbaren die konventionelle Stromerzeugung 

zunehmend ab. Zugleich sehen 

sich die Betreiber von Stromnetzen 

zunehmend mit der Aufgabe konfrontiert, 

Schwankungen im Verteil- und Übertragungsnetz 

auszugleichen. Dies kann beispielsweise 

durch die Leistungsbegrenzung 

von Windkraftanlagen erreicht werden. 

Zudem bieten Batteriespeicher-Projekte 

eine besonders effiziente Möglichkeit, 

das Netz zu stabilisieren und so 

eine zuverlässige Stromversorgung zu garantieren: 

In weniger als 150 Millisekunden 

können Großbatteriespeicher wie der, 

der in Lisdrumdoagh gebaut wird, auf Frequenzschwankungen 

reagieren und je 

nach Bedarf Strom aus dem Netz aufnehmen 

oder in das Netz abgeben. Batteriespeicher 

sind daher besonders gut geeignet, 

die mit erneuerbaren Energien einhergehende 

schwankende Netzeinspeisung 

auszugleichen. 

Nach der Inbetriebnahme wird der Batteriespeicher 

in Lisdrumdoagh mit seiner 

Leistung von 60 MW ausreichend Kapazität 

bereitstellen, um das Äquivalent von 

rund 125.000 Haushalten mit Strom versorgen 

zu können. (Diese Berechnungen 

basieren auf einem jährlichen Durchschnittsverbrauch 

von 4.200 kWh pro 

Haushalt. Die Regulierungsbehörde für die 

Energie- und Wasserwirtschaft der Republik 

Irland, Commission for Regulation of 

Utilities (CRU), hat vor Kurzem Daten bezüglich 

des Stromverbrauchs von Privathaushalten 

erhoben, aus denen dieser Wert 

abgeleitet wurde. ) 

Die geplante Investitionssumme für den 

neuen Batteriespeicher beläuft sich insgesamt 

auf etwa 25 Millionen Euro. 

Im Einklang mit der Strategie des Unternehmens 

überprüft innogy alle Optionen 

hinsichtlich Eigentümer- und Finanzierungsstruktur 

ihrer Anlagen, um den 

größtmöglichen Wert für das Unternehmen 

und seine Aktionäre zu erzielen. 

Irland ist ein wichtiger 

Wachstumsmarkt für innogy 

Die Gründung der Tochtergesellschaft innogy 

Renewables Ireland Ltd. im Jahr 2016 

markierte für innogy den Eintritt in den 

irischen Markt. Der im Jahr 2018 errichtete 

und mittlerweile in Betrieb genommene 

Windpark Dromadda Beg ist der erste 

Onshore-Windpark von innogy in Irland. 

Er befindet sich im County Kerry und hat 

eine Leistung von 10,2 MW. Das irische 

Team des Unternehmens entwickelt weitere 

Erneuerbaren-Projekte vor Ort, beispielsweise 

weitere Onshore-Windparks 

und Batteriespeicher. 

Außerdem entwickelt innogy den Offshore-Windpark 

Dublin Array, der vor der Küste 

der Landeshauptstadt in der Irischen See 

entstehen und über eine installierte Leistung 

von bis zu 1.000 MW verfügen soll. 

2018 ist innogy eine Partnerschaft mit dem 

irischen Unternehmen Saorgus Energy eingegangen, 

um die Entwicklung gemeinsam 

voranzutreiben.(201101907) 

LL 

www.innogy.com 

LEAG: Genehmigungsantrag für 

EVA Jänschwalde eingereicht 

• Gemeinschaftsprojekt von LEAG und 

Veolia nimmt weiteren Meilenstein, 

Gesellschaftsgründung wird vorbereitet 

(leag) Die LEAG hat den Genehmigungsantrag 

für die EVA Jänschwalde bei der zuständigen 

Genehmigungsbehörde, dem 

brandenburgischen Landesamt für Umwelt, 

eingereicht. Der zehn Ordner umfassende 

Antrag beinhaltet sowohl die technische 

Beschreibung der Anlage als auch die 

Untersuchung der Umweltverträglichkeit 

des Vorhabens einschließlich entsprechender 

Gutachten. Für die EVA Jänschwalde, 

die ab 2024 Ersatzbrennstoff (EBS) aus 

aufbereiteten, kommunalen und gewerblichen 

Siedlungsabfälle thermisch verwerten 

soll, wird ein Genehmigungsverfahren 

nach Bundes-Immissionsschutzgesetz geführt. 

Bestandteil ist auch eine Umweltverträglichkeitsprüfung. 

Das Umweltamt prüft nun die Vollständigkeit 

der Antragsunterlagen. Sind sie 

vollständig, wird der Antrag den Fachbehörden 

und den Trägern öffentlicher Belange 

wie beispielsweise dem Amt Peitz 

und den Gemeindevertretungen zur Stellungnahme 

übergeben. Parallel haben 

auch Privatpersonen Gelegenheit, den Antrag 

während der vierwöchigen öffentlichen 

Auslegung einzusehen und Stellungnahmen 

einzureichen. Aus heutiger Sicht 

könnte diese öffentliche Beteiligung im 

Sommer beginnen. Die Termine und Auslegungsorte 

werden öffentlich bekanntgemacht, 

u.a. in den Amtsblättern. Danach 

wird das Landesumweltamt die Stellungnahmen 

aus dem Beteiligungsverfahren 

auswerten und zu einem Erörterungstermin 

einladen, voraussichtlich im Herbst. 

Dabei erhalten die Einreicher Gelegenheit, 

ihre Hinweise zu erläutern. Auf der Grundlage 

dieser Verfahrensschritte wird abschließend 

ein Genehmigungsbescheid erteilt. 

Das Genehmigungsverfahren wird 

voraussichtlich etwa ein Jahr dauern. 

Parallel kommen die Vorbereitungen zur 

Gründung eines Joint Ventures mit dem 

Projektpartner Veolia gut voran. Die Gesellschaftsgründung 

wird im Frühjahr anvisiert. 

Während die LEAG das kraftwerkstechnische 

Know-how in das Gemeinschaftsunternehmen 

einbringt, stärkt 

und erweitert Veolia die Kompetenzen im 

Bereich des Abfallmanagements und der 

Finanzierung des Projektes. (201101912) 

LL 

www.leag.de 

BUND unterliegt nach 11 Jahren 

Streit gegen Bergbaubetreiber 

• Wasserrechtliche Erlaubnis 

für Welzow-Süd ist rechtskräftig 

Die Wasserrechtliche Erlaubnis für die 

Gewässerbenutzungen im Zusammenhang 

mit dem Betrieb des Tagebaus Welzow-Süd, 

räumlicher Teilabschnitt I, 2009 

bis 2022, die am 18.12.2008 vom brandenburgischen 

Landesbergamt erlassen und 

seitdem von der Umweltvereinigung BUND 

angefochten worden war, ist nun endlich 

rechtskräftig. Nach erfolglosem Widerspruch 

sowie erfolgloser Klage und Berufung 

ist der BUND zuletzt vor dem Bundesverwaltungsgericht 

(BVerwG) mit seiner 

Beschwerde gescheitert, mit der er die Zulassung 

einer Revision gegen die Berufungsentscheidung 

des Oberverwaltungsgerichtes 

Berlin-Brandenburg (OVG) erstreiten 

wollte. 

Das OVG hatte am 20.12.2018 das Urteil 

des Verwaltungsgerichtes Cottbus bestätigt, 

mit dem bereits im Oktober 2012 die 

Klage des BUND gegen die Wasserrechtliche 

Erlaubnis abgewiesen worden war. Das 

OVG stellte in seiner Begründung fest, dass 

die Hebung von Grundwasser durch den 

Tagebaubetrieb sowie dessen Einleitung in 

die öffentliche Vorflut und dessen Absenkung 

und Umleitung im Zusammenhang 

mit der erforderlichen Dichtwand im Einklang 

mit den wasserrechtlichen und naturschutzrechtlichen 

Regelungen erfolgt. 

Eine Revision zu seiner Entscheidung hatte 

das OVG nicht zugelassen. (201101911) 

LL 

www.leag.de 

16


MembersŃews 

RWE Power legt Landesregierung neues 

Konzept für das Braunkohlenrevier vor 

• Unterlagen sind Beitrag zur Erarbeitung einer 

Leitentscheidung der Landesregierung 

(rwe) Die RWE Power AG hat dem Ministerium für 

Wirtschaft, Innovation, Digitalisierung und Energie 

des Landes Nordrhein-Westfalen ihr neues Revierkonzept 

vorgelegt. Es enthält unter anderem die 

geänderten Planungen für den Betrieb der drei Tagebaue 

und die aktualisierten Konzepte für die Wiedernutzbarmachung 

der Bergbauflächen. 

Hintergrund ist der Terminplan für die konkreten 

Außerbetriebnahmen von Kraftwerkseinheiten im 

Rheinischen Revier, wie er sich aus dem Entwurf für 

das Kohleausstiegsgesetz ergibt. Ferner trägt die 

Planung dem politischen Wunsch Rechnung, den 

Hambacher Forst zu erhalten und die besonderen 

Bedürfnisse der Tagebaurandkommunen zu berücksichtigen. 

Der Abstand des Tagebaus Garzweiler zu 

den Erkelenzer Ortschaften Kaulhausen/Venrath 

und Kückhoven wird vergrößert, so dass dort mehr 

Raum für die Entwicklung der Dörfer bleibt. Am Tagebau 

Hambach werden die Abstände zu Niederzier-Ellen 

und Kerpen-Buir größer, am Tagebau Inden 

zu Düren-Merken und zu den Indener Ortsteilen 

Lucherberg und Lamersdorf. Die Ortslage 

Morschenich in der Gemeinde Merzenich wird nicht 

mehr bergbaulich in Anspruch genommen. Neben 

dem Hambacher Forst bleiben auch der Merzenicher 

Erbwald und die Steinheide erhalten. 

Mit den Unterlagen liefert RWE Power einen Beitrag 

zur Erarbeitung einer Leitentscheidung für das 

Rheinische Revier, den die Landesregierung von 

NRW angekündigt hat. Hier sind die Unterlagen zu 

finden: rwe.com/Revierkonzept. (201101914) 

LL 

www.rwe.com 

RWE Renewables und Saitec 

Offshore Technologies testen 

innovative Schwimmplattform 

für Offshore-Windturbinen 

VGB Fachtagung 

BRENNSTOFFTECHNIK 

UND FEUERUNGEN 

MIT FIRMENPRÄSENTATIONEN 

Programm online! 

www.vgb.org 

9. und 10. Dezember 2020 

Hamburg 

Die Fachtagung „Brennstofftechnik und 

Feuerungen 2020“ bietet Betreibern, 

Herstellern, Planern, Behörden und 

Forschungsinstituten eine Plattform 

die aktuellen Herausforderungen 

der Energiepolitik und die daraus 

abzuleitenden Anforderungen an 

die Technik zu diskutieren. 

• SATH-Technologie verspricht Kostenvorteile im 

Zukunftsmarkt für Floating Offshore 

• Beton-Plattform DemoSATH mit 2-MW- 

Windturbine geht im Herbst 2021 in Betrieb 

(rwe) RWE Renewables und Saitec Offshore Technologies 

erproben gemeinsam neue Wege, Offshore-Windparks 

kostengünstig in tiefen Gewässern zu 

errichten und zu betreiben: In dem Pilotprojekt „DemoSATH“ 

testen die auf Erneuerbare Energien spezialisierte 

RWE-Tochter und das spanische Bauunternehmen 

ab 2021 eine schwimmende Plattform 

für Windturbinen vor der Baskischen Küste. 

Die getestete SATH-Technologie basiert auf einem 

katamaran-ähnlichen Schwimmkörper aus modular 

vorgefertigten und anschließend verspannten Betonteilen. 

Der Schwimmkörper kann sich entsprechend 

der Wind- und Wellenrichtung um einen fixen 

Verankerungspunkt ausrichten. Bei dem Projekt 

sollen Daten gesammelt und operative Erkenntnisse 

aus Errichtung, Betrieb und Wartung der Anlage gewonnen 

werden. Das Pilotprojekt geht über 3,5 Jahre: 

18 Monate für Planung und Bau der Anlage und 

eine auf zwei Jahre ausgelegte Betriebs phase. 

VGB PowerTech e.V. 

Deilbachtal 173 

45257 Essen 

Germany 

Informationen 

Barbara Bochynski 

E-Mail 

vgb.brennstoffe@vgb.org 

Telefon 

+49 201 8128-205 

www.vgb.org 

17 

Neuer Termin!


RWE Renewables und Saitec Offshore Technologies testen innovative Schwimmplattform für 

Offshore- Windturbinen 

Anja-Isabel Dotzenrath, CEO RWE Renewables, 

erklärt: „Wir sehen weltweit großes 

Potenzial für schwimmende Windparks. 

Gerade in Ländern mit tieferen Küstengewässern 

eröffnen sich dadurch 

attraktive Möglichkeiten. Mit DemoSATH 

sammeln wir Erfahrungen mit einer innovativen 

Plattform-Technologie auf Betonbasis, 

die uns bei der Positionierung in diesem 

Wachstumsmarkt helfen wird.“ 

Der COO von Saitec Offshore, Luis 

González-Pinto, erklärt: „Die Möglichkeiten 

von SATH, die Kosten für schwimmende 

Windkraftanlagen zu reduzieren, sind 

immens. Jetzt ist es an der Zeit, diese Anlage 

zu bauen und zu betreiben und diesen 

spannenden Markt zu erweitern“. Die Zusammenarbeit 

zwischen beiden Unternehmen 

wird als sehr vorteilhaft angesehen, 

wie er erklärt: „Es handelt sich um eine 

Vereinbarung zwischen einem gut etablierten 

Akteur im Bereich der Offshore-Windenergie 

und einem jungen innovativen Unternehmen. 

Wir sind zuversichtlich, dass 

diese Kombination für beide Parteien massive 

Vorteile bringen kann“. 

RWE Renewables beteiligt sich an den 

Projektkosten, bringt ihre langjährige 

Offshore-Erfahrung ein und erhält im Gegenzug 

Zugang zu den gewonnenen Erkenntnissen. 

Im Fokus stehen dabei die 

Leistung und das Lastverhalten der Anlage 

unter Normal- und Extrembedingungen. 

Außerdem geht es den Partnern darum, 

Betriebserfahrungen zu sammeln, die für 

die Planung künftiger kommerzieller Parks 

unverzichtbar sind. So sollen etwa sichere 

und effiziente Lösungen für das Übersteigen 

vom Serviceschiff auf die Plattform 

und für den Austausch von Großkomponenten 

erprobt werden. Um Angebote für 

Offshore Windparks weltweit flexibel an 

die Gegebenheiten vor Ort anpassen zu 

können, testet RWE neben SATH noch weitere 

technologische Optionen für Floating 

Offshore. 

DemoSATH ist das zweite Projekt von 

Saitec in offenen Gewässern: Im April 

2020 ist der Einsatz eines Modells im 

Maßstab 1:6 vor der Küste von Santander 

geplant. Bei dem großen DemoSATH-Projekt 

verantwortet Saitec Konstruktion und 

Projektmanagement. Während der Testphase 

übernimmt das Unternehmen zudem 

den Betrieb, die Wartung und die 

Datenpflege. Dadurch ist Saitec Offshore 

Technolies in der Lage, in allen Phasen 

Verbesserungs- und Optimierungsmöglichkeiten 

zu erfassen. 

Die Aufbauten sowie die 2-MW-Windturbine 

für den DemoSATH-Prototyp werden 

im Hafen von Bilbao montiert. Die Grundfläche 

der Konstruktion wird etwa 30 Meter 

breit und rund 64 Meter lang sein. Die 

Plattform samt Turbine wird an ihren Ankerpunkt 

in einem Testfeld (BIMEP) etwa 3 

Kilometer vor der baskischen Atlantikküste 

geschleppt. Der Ozean ist an dieser Stelle 

rund 85 Meter tief. Im Meeresboden verankerte 

hybride Ankerleinen aus Ketten und 

Kunstfaserseilen werden die schwimmende 

Plattform auf Position halten. Die Anlage 

geht voraussichtlich im dritten Quartal 

2021 in Betrieb. Die im Projektverlauf erzeugte 

Elektrizität wird in das spanische 

Stromnetz eingespeist. (201101915) 

www.rwe.com 

RWE: Führungen durch Tagebaue 

und Kraftwerke bleiben gefragt 

• In 2019 nutzten rund 60.000 Menschen 

die Besucherangebote der RWE 

• RWE Power-Vorstand Lars Kulik: „Besucher 

können sich eigenes Bild machen.“ 

(rwe) Das Interesse an Führungen durch 

die Tagebaue und Kraftwerke der RWE Power 

im Rheinischen Revier ist ungebrochen: 

Im Jahr 2019 besichtigten rund 

60.000 Interessierte die Anlagen und Betriebe 

im Rheinischen Braunkohlerevier 

und nahmen an Führungen durch die Rekultivierungsgebiete 

teil. Die Besucherzahlen 

blieben damit auf dem hohen Niveau 

des Vorjahres. 

„Die große Nachfrage nach Einblicken in 

unsere Betriebe und in die Rekultivierung 

zeigt das Interesse an der Braunkohle und 

an unserer Arbeit“, sagt Lars Kulik, Vorstandsmitglied 

der RWE Power. „Durch 

Einblicke vor Ort und Gespräche mit Kollegen 

können sich Besucher ein eigenes Bild 

davon machen, wie eng Tagebaubetrieb, 

Stromerzeugung, Veredlung und Rekultivierung 

miteinander verzahnt sind.“ 

RWE bietet bis zu dreistündige Gruppenführungen 

an allen Kraftwerks- und Tagebaustandorten 

an. Interessierte können 

Termine per E-Mail oder telefonisch vereinbaren. 

Zudem organisiert der RWE-Besucherdienst 

auch immer wieder Extratouren. 

Besonders beliebt sind naturkundliche 

Wanderungen auf der Sophienhöhe und 

entlang der Indeaue. Für ausländische Besuchergruppen 

werden zudem fremdsprachige 

Führungen organisiert. 

Zur Qualitätskontrolle ihrer Besucherangebote 

führt RWE regelmäßig Befragungen 

durch – mit sehr guten Ergebnissen. So 

schreibt ein Besucher, die Exkursionen seien 

„für Groß und Klein wirklich sehr lehrreich“. 

Besonders hervorgehoben wird das 

Fachwissen der Betreuer, die auch Detailfragen 

zur Braunkohle kompetent beantworten. 

Anregungen aus den Besucherbefragungen 

fließen auch in die Konzeption neuer 

Angebote ein, erklärt Besucherbetreuer 

Niklas Wischkony: „Gäste fragen vermehrt 

nach Informationen zu Erneuerbaren 

Energien. Darum planen wir, zukünftig 

Touren durch Windparks anzubieten.“ 

Die geführten Touren sind aufgrund der 

hohen Nachfrage häufig Monate im Voraus 

ausgebucht. Wer keinen Platz mehr in einer 

Gruppenführung bekommen hat oder 

lieber eigenständig unterwegs ist, kann 

insgesamt sechs Aussichtspunkte mit ausführlichen 

Informationstafeln erkunden. 

Anfahrtsbeschreibungen zu allen Ausflugszielen 

sind in der Broschüre „Wegweiser zu 

den Aussichtspunkten“ aufgelistet – darunter 

der Skywalk am Tagebau Garzweiler, 

die Dauerausstellung am Schloss Paffendorf 

und das Forum :terra nova. 

Das Besucherprogramm und Ankündigungen 

zu neuen Führungen finden Interessierte 

unter www.rwe.com/besichtigungen. 

(201101917) 

LL 

www.rwe.com 

18


MembersŃews 

STEAG baut für die Energiezukunft 

• Neues GuD-Kraftwerk Herne ist flexibel, effizient 

und ressourcenschonend 

(steag) Am Standort Herne sichert künftig ein neues 

und hocheffizientes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk 

(GuD) die Strom- und Wärmeversorgung im Herzen 

des Ruhrgebiets. Das neue Kraftwerk arbeitet nach 

dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), ist 

deswegen besonders ressourcenschonend und ersetzt 

perspektivisch den Steinkohleblock 4 des Kraftwerkstandorts 

Herne. Nun hat die zuständige Bezirksregierung 

Arnsberg den ersten Bauabschnitt genehmigt. 

Aktuell sind am Standort Hertener Straße die Arbeiten 

am Fundament des neuen Kraftwerks im Gange. 

Insgesamt 777 Betonpfähle von jeweils 15 Meter Tiefe 

wurden ins Erdreich getrieben, um später die Fundamentplatten 

zu tragen. Darauf ruhen künftig Turbine 

und Generator, die in einem gekoppelten Prozess eine 

Leistung von 608 Megawatt Strom und 400 Megawatt 

Wärme erbringen können. Durch die Auskoppelung 

der Wärme steigt der Gesamtnutzungsgrad des Brennstoffs 

Erdgas auf 85 Prozent. Damit ist das künftige 

Kraftwerk eine der effizientesten und umweltfreundlichsten 

GuD-Anlagen weltweit. 

GuD Herne bringt Energiewende voran 

STEAG und Siemens werden in das Projekt einen 

mittleren dreistelligen Millionenbetrag investieren. 

Mit GuD Herne tragen sie aktiv zum Gelingen der Energiewende 

bei. Denn der politisch beschlossene Ausstieg 

aus Kernenergie- und Kohleverstromung macht 

Investitionen in flexibel einsetzbare Kraftwerkskapazitäten 

notwendig. „Das neue GuD Herne erfüllt geradezu 

idealtypisch die Anforderungen für eine zukunftsweisende 

Energieversorgung: Es garantiert Versorgungssicherheit, 

ist wirtschaftlich und effizient und 

damit umweltverträglich“, sagt Joachim Rumstadt, 

Vorsitzender der Geschäftsführung der STEAG GmbH. 

„Schließlich lautet unser Motto: ‚Wir sorgen für sichere 

Energie. Jetzt und in Zukunft.‘„ 

Doch nicht nur energiewirtschaftlich ist das GuD Herne 

ein Vorzeigeprojekt. Vielmehr zeigt STEAG hier einmal 

mehr, über welch umfassendes Know-how das Unternehmen 

in Sachen Energieerzeugung verfügt. So ist 

die Entwicklung und Umsetzung komplexer ingenieurwissenschaftlicher 

Projekte eine anerkannte Kernkompetenz 

von STEAG. 

Investitionssicherheit bei KWK wahren 

Doch damit es auch nach dem Jahr 2022 noch weitere, 

umweltschonende KWK-Projekte in Deutschland 

geben kann, braucht es die Unterstützung der Politik. 

„Die Bundesregierung muss mit der EU-Kommission 

schnellstmöglich eine Einigung darüber erzielen, dass 

die finanzielle Förderung derartiger Projekte auf 

Grundlage des KWK-Gesetzes auch künftig mit dem 

europäischen Beihilferecht vereinbar bleibt“, dringt 

Joachim Rumstadt auf eine zügige Klärung: „Solange 

dies nicht geschieht, hängen alle neuen Projekte für die 

Zeit nach 2022 in der Luft.“ 

Die Projektpartner von GuD Herne sind fest entschlossen, 

das neue Kraftwerk bis Ende 2022 in den 

kommerziellen Dauerbetrieb zu nehmen, um bei der 

KWK-Förderung kein Risiko einzugehen. 

VGB Workshop 

Flue Gas 

Cleaning 2020 

New event date! 

Programme out now. 

www.vgb.org 

30 Sept. and 1 Oct 2020 

Dresden/Germany 

The workshop will cover a wide range of 

flue gas cleaning activities, especially 

with a view to the activities for meeting 

the future emission limits, which 

are defined in the BREF-LCP process. 



45257 Essen 

Germany 

Informationen 

Ines Moors 

E-Mail 

vgb-flue-gas@vgb.org 

Telefon 

+49 201 8128-222 

www.vgb.org 

19 

New event date!


VGB-KONFERENZ 

ELEKTRO-, LEIT- UND INFORMATIONS TECHNIK 

IN DER ENERGIEVERSORGUNG – KELI 2020 

mit Fachausstellung 

NEUER VERANSTALTUNGSTERMIN: (23.) 24. UND 25. NOVEMBER 2020 | BREMEN 

VERANSTALTUNGSORT 

Maritim Hotel & Congress Centrum Bremen 

Im Zweijahresrhythmus richtet der VGB PowerTech die KELI – Fachkonferenz 

für Elektro, Leit und Informationstechnik in der Energieversorgung 

– aus. Angesprochen sind Betreiber, Planer, Dienstleister 

und Lieferanten von Energieanlagen aller Technologien sowie 

Universitäten, Versicherer und Behörden. Aktuelle Fragen und Lösungen 

werden in Vorträgen präsentiert und können mit international 

tätigen Experten diskutiert werden. Begleitet wird die Konferenz 

von einer Fachausstellung unter Beteiligung namhafter 

Hersteller und Lieferanten sowie einem attraktiven Rahmenprogramm. 

Beides bietet für einen Gedankenaustausch und die Erweiterung 

geschäftlicher wie persönlicher Kontakte beste Voraussetzungen. 

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

aktuelle Energiepolitik bedingten technischen Herausforderungen 

zu diskutieren. 

Schwerpunkte bilden dabei: 

| Die Auswirkungen des sich verändernden Energiemixes 

auf die Erzeugungsanlagen 

(Einsatzregimes, Marktmodelle, Systemstabilität) 

| Neue Herausforderungen an die Elektro, Leit und Informationstechnik 

durch Industrie 4.0, Digitalisierung und ITSicherheit 

Folgende Themen stehen im Focus der Vorträge und Diskussionen: 

| Flexibler Betrieb der Erzeugungs und Speicheranlagen 

in veränderter Netz und Marktsituation 

| Erbringung von Systemdienstleistungen 

| Neue regulatorische Rahmenbedingungen 

und deren Auswirkungen 

| Technische Entwicklungen in der Elektro, Leitund 

Informationstechnik 

| Betrieb, Instandhaltung, Monitoring, Prüfungen 

und Lebensdauerkonzepte 

| Informationssicherheit (ITSicherheit) 

| Digitalisierung, Industrie 4.0, Big Data Anwendungen 

Um den Ingenieurnachwuchs der Branche zu fördern, 

werden Studierende bei Anreise und Unterkunft unterstützt. 

Wir – die Geschäftsstelle und der Programmausschuss – 

freuen uns, auf der KELI 2020 alte Bekannte und neue 

Gesichter zu begrüßen. 

ONLINEANMELDUNG & INFORMATIONEN 

L www.vgb.org/keli_2020.html 


TAGUNGSPROGRAMM 

(Änderungen vorbehalten) 

ab 

15:00 

ab 

17:00 

MONTAG, 23. NOVEMBER 2020 

Technische Besichtigung – 

Hybrid Regelkraftwerk / Heizkraftwerk Hastedt 

Detaillierte Angaben zur Besichtigung entnehmen 

Sie bitte den organisatorischen Hinweisen. 

Registrierung 

19:00 Abendveranstaltung 

Geselliges Beisammensein in der Fachausstellung. 

Für das leibliche Wohl ist gesorgt. 

09:00 

A1 

09:10 

A2 

09:35 

A3 

10:00 

A4 

10:30 

A5 

DIENSTAG, 24. NOVEMBER 2020 

Plenarvorträge 

Eröffnung der Konferenz 

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

VGB-Aktivitäten zur Elektro-, Leit- und 

Informationstechnik in der Energieversorgung 

Joachim von Graeve, 

Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen 

VGB im Energiesystem der Zukunft 

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

Saal Kaisen 

Kohleausstieg versus Versorgungssicherheit 

Prof. Dr. Harald Schwarz, Brandenburgische Technische 

Universität CottbusSenftenberg 

Das H2-Speicherkraftwerk 

Prof. Dr. Harald Weber, Universität Rostock 

11:00 Besuch der Fachausstellung – Kaffeepause 

11:30 Sektion S1 „Digitalisierung I“ Saal Kaisen 

Sektionsleitung 

Marcus Schönwälder, 

Vattenfall Wärme Berlin AG 

11:30 

S1.1 

12:00 

S1.2 

Automatisieren Wir noch oder digitalisiert Ihr schon? 

Vom Wesen der Industrie 4.0 

Jan Koltermann, 

Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus 

„Combustion 4.0“ – Integriert-modellgestützte 

Optimierung des Kraftwerksbetriebs 

Dr. Martin Habermehl, aixprocess GmbH, Aachen 

Bleiben Sie mit uns in Kontakt, digital und aktuell! 

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

20

VGB NEUER PowerTech VERANSTALTUNGSTERMIN: 

3 l 2020 

(23.) 24. UND 25. NOVEMBER 2020 

BREMEN 

MembersŃews 

12:30 

S1.3 

Digitalisierungsprojekte gestalten – 

mit den Menschen für die Menschen 

Axel Bürgers, Kraftwerksschule e. V., Essen 

16:15 

S4.3 

Cyber Security – Prozessdaten auf der sicheren Reise 

Richard Biala, ABB AG, Mannheim 

16:45 Raumwechsel 

11:30 Sektion S2 „Systemdienstleistungen“ Saal FockeWulf 


Frank Körnert, Vattenfall Wärme Berlin AG 

11:30 

S2.1 

12:00 

S2.2 

12:30 

S2.3 

Betriebserfahrung und Optimierung 

von Großbatteriesystemen 

Diego Hidalgo Rodriguez, 

STEAG Energie Services GmbH, Essen 

Schwarzstart-Hilfe für das 

GuD-Bestands-HKW Berlin-Mitte 

Thomas Lehmann, Vattenfall Wärme Berlin AG 

Systemdienstleistungen mit H2-Speicherkraftwerken 

Martin Töpfer, Universität Rostock 

13:00 Mittagspause – Besuch der Fachausstellung 

14:00 Fachbeiträge der Aussteller 

www.vgb.org/keli20_ausstellerforum.html 

14:00 Forum für Studierende Salon Scharoun 


15:15 Sektion S3 Saal Kaisen 

„IT-Sicherheit I – regulatorische Vorgaben“ 


Peter Riedijk, RWE Generation NL, 

Geertruidenberg/Niederlande 

15:15 

S3.1 

15:45 

S3.2 

16:15 

S3.3 

Der neue Cybersecurity Act der EU und 

das IT-Sicherheitsgesetz 2.0 

Prof. Stefan Loubichi, 

KSG KraftwerksSimulatorGesellschaft mbH, 

GfS Gesellschaft für Simulatorschulung mbH, Essen 

Die Cybersicherheitslage in der Energiewirtschaft 

Stefan Menge, 

Freies Institut für ITSicherheit e. V., Bremen 

Cybersicherheit im Energiesektor 

Carolin Wagner, Bundesamt für Sicherheit 

in der Informationstechnik BSI, Bonn 

15:15 Sektion S4 Saal FockeWulf 

„IT-Sicherheit II – Umsetzungserfahrungen“ 


Andreas Jambor, RWE Power AG, Essen 

15:15 

S4.1 

15:45 

S4.2 

Zwischen Mensch und Algorithmus – Methoden für 

Nutzerakzeptanz und Praxistauglichkeit von selbstlernenden 

Anomalieerkennungssystemen im Kraftwerk 

(BMBF-Projekt WAIKIKI) 

Franka Schuster, Brandenburgische Technische 

Universität CottbusSenftenberg 

Gesetzliche IT-Security Anforderungen – Perspektiven 

aus der Sicht von Betreibern und Lieferanten 

Frederic Buchi, Siemens Gas and Power GmbH & 

Co. KG, Erlangen 

16:50 

16:50 

17:00 

bis 

18:00 

19:00 

Podiumsdiskussion 

zum IT-Sicherheitsgesetz 2.0 

Leitung 

Jakob Menauer, 

EnBW BadenWürttemberg AG, Altbach 

Betreiberstatement 

Andreas Jambor, RWE Power AG, Essen 

Podiumsdiskussion „Wie können wir 

den Transformationsprozess gestalten?“ 

mit Referenten aus den Sektionen zur ITSicherheit 

Abendveranstaltung 

Gemeinsamer Spaziergang zum „Ratskeller“ 

Saal Kaisen 

19:30 Abendveranstaltung im „Ratskeller“ 

(Detaillierte Angaben zur Abendveranstaltung 

entnehmen Sie bitte den organisatorischen Hinweisen) 

MITTWOCH, 25. NOVEMBER 2020 

09:00 Sektion S5 

„Regulatorische Anforderungen“ 


Prof. Dr. Hendrik Lens, Universität Stuttgart 

09:00 

S5.1 

09:30 

S5.2 

10:00 

S5.3 

RoCoF-Anforderungen an Erzeugungsanlagen – 

Parametereinflüsse auf das Verhalten von 

Turbo generatoren am Netz bei steigenden 

Frequenz änderungsgeschwindigkeiten 

Melanie Herzig, Hochschule Ruhr West, Bottrop 

Saal Kaisen 

Herausforderungen an den Betrieb konventioneller 

Kraftwerke in Netzen mit hoher Einspeisung von 

Wind und Solarenergie 

Dr. Marios Zarifakis, ESB Generation & 

Wholesale Markets, Dublin/Irland 

Dynamisches Monitoringverfahren 

für die Erbringung von Primärregelleistung 

Philipp Maucher, Universität Stuttgart 


„Technische Entwicklungen“ 


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

09:00 

S6.1 

09:30 

S6.2 

10:00 

S6.3 

Optimaler Entwurf von klassischen Regelungen 

Prof. Kai Michels, Universität Bremen 

Betrieb von virtuellen Kraftwerken: Vernetzte Anlagen 

Jan Weustink, Siemens Gas and Power 

GmbH & Co. KG, Erlangen 

Supraleiter – die Eisschnelläufer 

der Energieübertragung 

Gudrun Sachs, VPC GmbH, Vetschau, 

Dr. Wolfgang Reiser, Vision Electric 

Superconductors GmbH, Kaiserslautern 


Bleiben Sie mit uns in Kontakt, digital und aktuell! 

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

21


Elektro-, Leit- und 

Informations technik in der 

Energieversorgung – KELI 2020 

(23.) 24. UND 25. NOVEMBER 2020 | BREMEN 

11:00 Sektion S7 Saal Kaisen 

„Betrieb, Instandhaltung, Monitoring“ 


Dr. Thomas Krüger, 

Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus 

11:00 

S7.1 

11:30 

S7.2 

12:00 

S7.3 

Fit für die Zukunft – Replacement-Lösungen für den 

DR-Generatorschalter erläutert am realen Beispiel 

Markus Stay, ABB Power Grids Germany AG, Mannheim 

Betriebsmittel im Fokus – effektives Anlagenmanagement 

vom Instandhaltungs manage ment zum 

Asset Management im Instandhaltungs prozess 

Michael Lukas, Lausitz Energie Kraftwerke AG, 

Boxberg/Oberlausitz 

Basissicherheit und zusätzlicher Schutz durch 

„Airbags“ in den Niederspannungs-Schaltanlagen 

im HKW Berlin-Reuter West 

Holger Kuhlemann, Rolf Janssen GmbH 

Elektrotechnische Werke, Aurich 


„Technische Entwicklungen, Digitalisierung“ 


Jakob Menauer, 

EnBW BadenWürttemberg AG, Altbach 

11:00 

S8.1 

11:30 

S8.2 

12:00 

S8.3 

Steuerung einer verfahrenstechnischen Anlage mit 

neuronalem Netz 

Frank Gebhardt, Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen 

KI-basierte digitale Assistenzsysteme – 

Operator im Mittelpunkt 

Harald Bruns, ABB AG, Mannheim 

Flexibilisierung – Schäden, Auswirkungen und Trends, 

eine Auswertung der VGB-Datenbank KISSY 

Dr. Jörg M. Bareiß, 

EnBW Energie BadenWürttemberg AG, Stuttgart 

12:30 Mittagspause – Besuch der Fachausstellung 

13:15 Fachbeiträge der Aussteller 

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

13:15 Forum für Studierende Salon Scharoun 

14:00 Sektion S9 „Flexibler Betrieb“ Saal Kaisen 


Simon Wanjek, Grosskraftwerk Mannheim AG 

14:00 

S9.1 

14:30 

S9.2 

15:00 

S9.3 

Neue Speichertechnologien im Energiemarkt 

Jan Weustink, Siemens Gas and Power 

GmbH & Co. KG, Erlangen 

Flexibler Betrieb eines großskaligen 

thermischen Energiespeichers 

Alexander Zaczek, Siemens Gamesa 

Renewable Energy GmbH & Co. KG, Hamburg 

Brennstoffwechsel auf Biomasse 

Peter Riedijk, RWE Generation NL, 

Geertruidenberg/Niederlande 

14:00 Sektion S10 „Digitalisierung II“ Saal FockeWulf 


Andreas Knieschke, VPC GmbH, Vetschau 

14:00 

S10.1 

14:30 

S10.2 

15:00 

S10.3 

MIM versus Google – generationsabhängiger 

Umgang mit Daten im Kraftwerk 

Hans Karl Preuss, GABO IDM mbH, Erlangen 

Elektronisches Freischalt- und Informationssystem eFIS 

David Röbbing, enercity AG, Hannover 

Hochverfügbare private Funknetze (private LTE und 5G) 

als Grundlage der Digitalisierung – Wie und warum 

werden diese am Kraftwerkscampus eingesetzt? 

Manfred Bürger, Nokia, Wien/Österreich 

15:30 Schlusswort 

Joachim von Graeve, 

Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen 

15:40 Verabschiedungskaffee 

ca. Ende der Veranstaltung 

16:00 

ORGANISATORISCHE HINWEISE 

VERANSTALTUNGSORT 

Maritim Hotel & Congress Centrum Bremen 

Hollerallee 99 

28215 Bremen 

EMail: info.bre@maritim.de 

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

hotelbremen/unserhotel 

KONFERENZSPRACHEN 

Deutsch – Simultanübersetzung ins Englische bei Bedarf 

(bitte bei der Anmeldung vermerken!) 

ONLINEANMELDUNG 

www.vgb.org/registration_keli.html 

bis zum 3. November 2020 (Redaktionsschluss des Teilnehmerverzeichnisses, 

spätere Anmeldung, auch vor Ort, möglich). 

TEILNEHMERGEBÜHREN 

Teilnahmegebühren 

VGBMitglieder 890,00 € 

Nichtmitglieder 1.250,00 € 

Hochschule, Behörde, Ruheständler 350,00 € 

Tagesticket (Mittwoch oder Donnerstag) 

VGBMitglieder 550,00 € 

Nichtmitglieder 750,00 € 

ABENDVERANSTALTUNG 

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

„Ratskeller“ eingeladen. 

ONLINEANMELDUNG & INFORMATIONEN 

L www.vgb.org/keli_2020.html 

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

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

22


Industry News 

Regionale Bedeutung 

Auch für die Stadt und den Wirtschaftsstandort 

Herne ist das Projekt von großer 

Bedeutung: „Das ist ein Ausrufezeichen für 

industrielle Arbeit und Klimaschutz in Herne. 

In Zukunft versorgt eines der modernsten 

und umweltfreundlichsten Gas- und 

Dampfturbinenkraftwerke Europas weite 

Teile des Ruhrgebiets mit klimafreundlicher 

Fernwärme. In Herne gestalten die 

Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter der 

STEAG maßgeblich die Energiewende für 

Deutschland“, sagt Hernes Oberbürgermeister 

Dr. Frank Dudda. 

Auch STEAG ist dem Standort Herne traditionell 

verbunden. So baut das Essener 

Energieunternehmen derzeit an der Herner 

Forellstraße ein modernes Ausbildungszentrum 

für gewerbliche Auszubildende 

mit Schwerpunkt in den Bereichen 

Elektro- und Servicetechnik. „Beide Projekte 

– GuD wie Ausbildungszentrum – 

sind wegweisende Investitionen in die Zukunft 

des Wirtschaftsstandorts Ruhrgebiet 

und des Unternehmens STEAG“, unterstreicht 

Joachim Rumstadt. 

Industry 

News 

Company 

Announcements 

ANDRITZ to supply a further 

high-efficiency PowerFluid 

circulating fluidized bed boiler for 

a biomass power plant in Japan 

(andritz) International technology group 

ANDRITZ has received an order from Toyo 

Engineering Corporation, Japan, to deliver 

a PowerFluid circulating fluidized bed boiler 

with a flue gas cleaning system. The boiler 

will be part of a new biomass power 

plant to be built in Gamagori in Aichi Prefecture, 

Honshu Island, some 300 km 

southwest of Tokyo, Japan. Commercial 

operations are scheduled to begin in 2023. 

The PowerFluid boiler to be supplied by 

ANDRITZ features low emissions, high efficiency 

and availability, as well as high fuel 

flexibility. It forms an essential part of a 

high-efficiency biomass power plant for 

supply of green energy to the national grid. 

The biomass power plant fired with wood 

pellets and palm kernel shells will generate 

around 50 MWel of power. 

This is the eighth order in two and a half 

years for supply of an ANDRITZ PowerFluid 

circulating fluidized bed boiler for the 

Japanese market, and it confirms AN- 

DRITZ’s comprehensive expertise and acknowledged 

competence in the biomass-fired, 

fluidized bed boiler sector. AN- 

DRITZ is one of the leading global suppliers 

of power boiler technologies and systems 

for generating steam and electricity from 

renewable and fossil fuels, with a large 

number of very successful references 

worldwide. (201111015) 

LL 

www.andritz.com 

Steinmüller Babcock erhält Auftrag 

für thermische Abfallverwertungsanlage 

Vantaa in Finnland 

(seinmb). Die Steinmüller Babcock Environment 

GmbH mit Sitz in Gummersbach 

hat den Auftrag für den Bau der Waste to 

Energy Anlage WtE2 in Vantaa, Finnland 

erhalten. Auftraggeber ist die Vantaan 

Energia Ltd, einer von Finnlands größten 

Energieversorgern, deren Eigentümer zu 

60% die Stadt Vantaa und zu 40% die Stadt 

Helsinki ist. Die Inbetriebsetzung ist für 

Anfang 2023 geplant. 

Der Liefer- und Leistungsumfang umfasst 

Planung und Errichtung der Kesselanlage 

inklusive Steinmüller Vorschubrost und 

Nebenanlagen, Fernwärmeaustauschern 

sowie Stahlbau, Fassade und technischer 

Gebäudeausrüstung. 

Die Waste to Energy Anlage Vantaa wird 

im Großraum Helsinki im Stadtgebiet der 

220.000 Einwohnerstadt Vantaa errichtet, 

direkt neben einer bereits existierenden 

Anlage. Mit dem Bau der Anlage verfolgt 

der Energieerzeuger Vantaan Energia Ltd 

das Ziel, bis 2023 eine von fossilen Brennstoffen 

freie Energieerzeugung im Portfolio 

zu erreichen. 

Durch die Nutzung der brennstoffflexiblen 

Abfallverwertungstechnologie von 

Steinmüller Babcock wird die Anlage nach 

ihrer Inbetriebnahme einen wesentlichen 

Beitrag zur Erreichung des nationalen 

Recyclingziels Finnlands leisten, indem 

nicht recycelbare Materialströme aus der 

Recyclingindustrie in wertvolle Energie 

umgewandelt werden. 

Die neue Anlage hat eine Brennstoffkapazität 

von 80 MWth, basierend auf einem 

Kesselkonzept, das ausschließlich zur Erzeugung 

von Fernwärme ausgelegt ist und 

Dampfenergie bei 20 bar(a) und 210° C erzeugt. 

Diese Dampfenergie erzeugt Wasser 

bis zu einer Temperatur von 115 ° C, das in 

das Fernwärmenetz der Region Vantaa 

übertragen wird. 

Eine Besonderheit bei der Errichtung ist 

der begrenzte Platz im bestehenden Industriegebiet. 

Die benachbarte Anlage 

wird während der Errichtung kontinuierlich 

in Betrieb bleiben, ebenso eine unter 

der Baustelle verlaufende U-Bahnlinie. 

(201101724) 

LL 

www.steinmueller-babcock.com 

Sicher & nachhaltig – 

Armaturen für anspruchsvolle 

Industriebereiche 

(annekce) Betreiber von Industrieanlagen, 

wie Kraftwerken, chemischen Anlagen 

oder Lebensmittelfabriken, benötigen Armaturen, 

die nachhaltige und sichere Lösungen 

gewährleisten. Alle eingesetzten 

Bestandteile müssen durch eine hohe 

Funktionalität und Langlebigkeit überzeugen. 

Das Unternehmen Otto Annecke 

GmbH ist Spezialist für den Fachgroßhandel 

mit Armaturen und versorgt Kunden 

aus der Industriebranche mit geprüften 

Armaturen sowie Zubehör und bietet einen 

umfassenden Service inklusive Reparaturmaßnahmen 

an. 

Die Otto Annecke GmbH mit Sitz in Mönchengladbach 

beliefert seit Jahrzehnten 

Kraftwerke und Kunden der Textil-, Chemie- 

und Lebensmittelindustrie, des Maschinen- 

und Anlagenbaus mit hochwertigen 

Industriearmaturen. Das Familienunternehmen 

bietet Armaturen, Rohre und 

Rohrverbindungen an, die in zahlreichen 

Betrieben für Gas und Wasser, sowie für 

Dampf eingesetzt werden. Dabei legt das 

Unternehmen besonderen Wert auf die geprüfte 

Qualität aller Produkte und arbeitet 

ausschließlich mit renommierten Herstellern 

zusammen. 

Verlässliche Lösungen 

für Druck und Dampf 

Industriearmaturen müssen je nach Anwendungsbereich 

und bedingt durch die 

unterschiedlichen Medien und Prozesse 

spezifische Anforderungen erfüllen. Das 

Annecke-Produktportfolio bietet ein umfangreiches 

Sortiment an Armaturen für 

verschiedene Industriebranchen an. Für 

Dampfanlagenturbinen in Kraftwerken 

oder Heizprozesse in Lebensmittelfabriken, 

Energieversorgung in der Textilindustrie, 

chemischen Anlagen oder Raffinerien, 

hält das Unternehmen eine breite Auswahl 

an Dampfarmaturen, wie Druckminderer, 

Kondensatableiter, Sicherheitsventile und 

Absperrventile bereit. Eine hohe Funktionalität 

und Sicherheit der Armaturen haben 

dabei absolute Priorität. Dies gilt auch 

für alle Industriearmaturen, die im Bereich 

der Druckluft Anwendung finden. Komprimierte 

Luft wird unter anderem als Energieträger 

für den Antrieb von Werkzeugen 

oder zum Betrieb von Druckluftbremsen 

eingesetzt. Annecke beliefert Kunden mit 

hochwertigen Kompressoren, Kugelhähnen, 

Magnetventilen und Schläuchen, die 

optimal auf die Anforderungen im Druckluftbereich 

abgestimmt sind. Besondere 

Bedingungen gelten für Feuerlösch- und 

Tankwagenarmaturen. Letztere müssen 

ein sicheres und nachdichtendes System 

besitzen, da sie extremen chemischen Belastungen 

dauerhaft standhalten müssen. 

Das Familienunternehmen bietet Armatu- 

23

Industry News VGB PowerTech 3 l 2020 

ren an, die sich aufgrund ihrer zuverlässigen 

Eigenschaften und Widerstandsfähigkeit 

in den Bereichen der stationären und 

mobilen Spedition, bei Tank- und Silofahrzeugen, 

Betankungsanlagen sowie in der 

chemischen Industrie bewährt haben. Für 

Feuerlöscharmaturen, die unter rauen Bedingungen 

oder nach längeren Standzeiten 

eine uneingeschränkte Funktionalität gewährleisten 

müssen, gibt es passende Produkte, 

die allen Ansprüchen entsprechen. 

Gas- und Wasserarmaturen, Edelstahlrohre 

und -verbindungen sowie Rohre aus verschiedenen 

Werkstoffen wie Edelstahl, 

Kupfer, PE, PVC etc. gehören ebenfalls zum 

Produktangebot. Abgerundet wird das Sortiment 

durch die passenden Rohr-Verbindungen, 

sowie flexible Schläuche und 

Kompensatoren. Annecke beliefert Kunden 

mit Trinkwasser- und Lebensmittelschläuchen 

und verfügt über eine große Auswahl 

hochwertiger Hydraulikschläuche, die in 

verschiedenen Größen und Längen verfügbar 

sind. Diese Produkte finden Anwendung 

sowohl im kommunalen Versorgungsbereich, 

als auch in der Industrie und 

im Anlagenbau. (201101729) 

LL 

www.annecke.de 

Wärtsilä’s new 100 MW energy 

storage project in South East Asia 

to boost regional grid stability 

(wärtsila) The technology group Wärtsilä 

has signed an Engineering, Procurement 

and Construction (EPC) contract for a new 

100 MW/100 MWh total capacity energy 

storage project in South East Asia. The 

energy storage system facility, including 

Wärtsilä’s GEMS, an advanced energy management 

software platform, and GridSolv 

solution, will be used for grid support purposes. 

The order was booked with Wärtsilä 

in Q4 2019. This contract comes in addition 

to the similar size contract announced in 

July 2019. 

Wärtsilä is enabling the transition towards 

a 100% renewable energy future 

around the world by designing and building 

flexible systems that integrate renewables, 

traditional thermal assets and energy 

storage. In 2018, the Association of Southeast 

Asian Nations (ASEAN) committed to 

meeting 23 percent of its primary energy 

needs from renewables by 2025. The region 

is aiming to leverage its abundant 

wind and solar resources and reduce its reliance 

on fossil fuels, especially as grid systems 

develop and economies grow. Wärtsilä’s 

new 100 MW/100 MWh energy storage 

project will help provide some of the 

reliability necessary to support South East 

Asia’s transition to renewable energy 

sources. 

Wärtsilä’s GEMS platform has the ability 

to react near-instantly to smooth the integration 

of renewables, enabling the grid to 

emerge more stable and responsive. Grid 

support applications of GEMS include voltage 

and frequency regulation, reactive 

power support, spinning reserve, ramp rate 

optimisation, renewable energy output 

smoothing and energy arbitrage. GEMS 

will make it possible for grid operators to 

rely on renewables as baseload power. 

This contract is another endorsement of 

Wärtsilä’s EPC capability. Wärtsilä Energy 

Business has a strong track record of delivering 

more than 35 EPC projects totalling 

1500 MW in the South East Asia region. 

LL 

www.wartsila.com 

Products and 

Services 

EPHY-MESS Redundanter 

Temperaturfühler 

(ephy) Wo nicht jederzeit ein Techniker vor 

Ort sein kann, wo eine Fernüberwachung/-diagnose 

notwendig ist, macht der 

Einsatz redundanter Sensoren Sinn. Deshalb 

hat EPHY-MESS einen entsprechenden 

Temperatursensor entwickelt, der zum 

Beispiel in Bergbauanlagen, an Motoren 

für Bagger, Transporter und Aufzügen oder 

auch an (Offshore-)Windkraftanlagen bis 

hin zu Seilbahnen für Überwachungssicherheit 

sorgt. Überall wo Temperatur absolut 

zuverlässig an exponierten Stellen zu 

messen ist, bei der Ölförderung, in der petrochemischen 

Industrie, in Zementwerken, 

Eisenhütten oder in Pumpstationen 

und Wasserkraftwerken trägt dieser Sensor 

zur Messsicherheit bei. Auch in der Gebäudeautomation 

gewährleistet der redundante 

Sensor im Fehlerfall weiterhin eine Signalüberwachung, 

bis eine Wartung möglich 

ist. 

Durch die Beibehaltung einer weitverbreiteten 

Bauform und der Verwendung 

gängiger Maße kann dieser Sensor häufig 

ohne mechanische Änderungen zum Beispiel 

an vorhandenen Lagern oder Getrieben 

eingebaut werden. 

Neu ist im Gegensatz zu üblichen 

CMS-Systemen, wo ein Fehlersignal aus einer 

Vielzahl von Daten herausgefunden 

werden muss, ein extra Signalausgang. 

Dieser bietet im Fehlerfall eine eindeutige 

Anzeige. Die im Sensorkopf integrierte 

Elektronik prüft zyklisch beide im gleichen 

Gehäuse eingebauten Temperaturfühler 

auf Funktionsfähigkeit. Bei einem Ausfall 

schaltet die Elektronik auf den vorhandenen 

Reservesensor. Gleichzeitig wird über 

den separaten Signalausgang eine Störungsmeldung 

ausgegeben. Die Verwendung 

einer Stromschleife mit Ausgang 

4...20 mA schließt aus, dass es sich beispielsweise 

nur um eine durch externe Störeinstrahlung 

verursachte Falschmeldung 

handelt. Auch bei tiefen Temperaturen 

werden keine Fehlfunktionen erzeugt. 

Der Sensor ist mit dem Messbereich -40 

bis +110°C und für Umgebungstemperaturen 

von -40 bis +65°C spezifiziert. Er genügt 

der Schutzklasse IP65 sowie der EMV 

Richtlinie EN 61326-1:2013 und EN 61326- 

2-3:2013. Darüber hinaus führt nur eine 

Signalleitung zur Steuerung was eine zweite 

Eingangskarte erübrigt. Bei der Auslegung 

der Schwingungsfestigkeit wurden 

sinusförmige Vibrationen nach EN60068- 

2-6 in Anlehnung an die DNV GL-CG-0339 

Richtlinie zugrunde gelegt. EPHY-MESS-berechnete 

die Lebensdauer unter maximal 

zulässiger Umgebungstemperatur auf mehr 

als 25 Jahre! (201101758) 

LL 

www.ephy-mess.de 

Ringspann: Reaktion auf die 

Anforderungen des Marktes 

• RINGSPANN erweitert Angebot an 

dreiteiligen Schrumpfscheiben für hohe 

Drehmomente 

(ringspann) Im Bereich der reibschlüssigen 

Welle-Nabe-Verbindungen gehören 

Schrumpfscheiben zu den wichtigsten Antriebselementen 

der Maschinen- und Anlagenbauer. 

Als einer der weltweit führenden 

Hersteller dieser Komponenten reagiert 

RINGSPANN deshalb mit regelmäßigen 

Programmerweiterungen auf die aktuellen 

Anforderungen der Konstrukteure und 

Entwickler. Vor wenigen Tagen erst wurden 

weitere dreiteilige Schrumpfscheiben 

neu mit aufgenommen in die Auswahl der 

erfolgreichen Standard-Baureihe RLK 603 

S. Davon profitieren beispielweise die Hersteller 

der Antriebssysteme für Förderanlagen, 

Rühr- und Mischwerke sowie Baumaschinen 

und Windkraftwerke. 

Vor knapp zwei Jahren hat RINGSPANN 

zahlreiche neue Welle-Nabe-Verbindungen 

in sein Gesamtprogramm integriert und 

viele Baureihen auf der Basis einer neuen, 

verbesserten Methode zur Reibschluss-Berechnung 

in der Leistung hochgestuft. Seitdem 

wurde die Auswahl an Schrumpfscheiben, 

Konus-Spannelementen und 

Sternscheiben stetig weiter optimiert, ergänzt 

und verfeinert. Vor wenigen Tagen 

nun erfolgte mit der Erweiterung der weltweit 

erfolgreichen Schrumpfscheiben-Serie 

RLK 603 S der nächste Lückenschluss 

im Sortiment der reibschlüssigen Welle-Nabe-Verbindungen 

von RINGSPANN. 

„Um den steigenden Bedarf unserer Kunden 

nach kompakten und preisgünstigen 

dreiteiligen Schrumpfscheiben mit hohen 

Leistungsdichten noch umfassender bedienen 

zu können, haben wir unsere Baureihe 

RLK 603 S um weitere Ausführungen in 

neuen Größen und Zwischengrößen erweitert. 

Damit erstreckt sich die gesamte Baureihe 

nun über Wellendurchmesser von 14 

bis 190 mm, womit sie die aktuellen Anforderungen 

des Marktes nahezu vollumfänglich 

abdeckt“, erläutert Marvin Raquet, 

Produktmanager für die Welle-Nabe-Verbindungen 

von RINGSPANN. Wie alle 

24


Industry News 

Schrumpfscheiben der Baureihe RLK 603 S 

stehen auch die neuen Typen bereits mit 

Beschreibungen, Datenblättern und 

CAD-Modellen im Webshop des Unternehmens 

zur Auswahl bereit und sind ab Lager 

rasch verfügbar. 

Sehr hohe Drehmomentkapazität 

Bei der Schrumpfscheiben der Baureihe 

RLK 603 S handelt es sich um leistungsstarke 

Außenspannverbindungen zum spielfreien 

Befestigen von Hohlwellen oder Naben 

auf Wellen. Zu den großen Pluspunkten 

dieser reibschlüssigen Verbindungen 

zählen ihre sehr hohe Drehmomentkapazität 

über einen Bereich von 18 Nm bis 

156.700 Nm sowie ihre Kompatibilität zu 

wichtigen Industrie- und Zulieferstandards 

der Antriebstechnik. Montage und Einstellung 

erfolgen sehr einfach über die Spannschrauben 

der Schrumpfscheiben. Von der 

Ausweitung der Baureihe RLK 603 S profitieren 

vor allem die Konstrukteure und 

Entwickler von Antriebsaggregaten für den 

Einsatz in Schüttgut-Förderbandanlagen, 

Rühr-, Misch- und Brechwerken, Anlagen 

zur Energieerzeugung sowie Bau-, Forstund 

Landmaschinen. Für viele OEMs in 

diesen Branchen realisiert das Engineering 

von RINGSPANN über die Standard-Schrumpfscheiben 

der Baureihe RLK 

603 S hinaus kurzfristig auch kunden- und 

projektspezifische Varianten. 

Weltweit bestens aufgestellt 

Über alle 30 Baureihen hinweg bietet 

RINGSPANN derzeit reibschlüssige Welle-Nabe-Verbindungen 

für Drehmomente 

von nur 0,16 Nm bis zu 4.225.000 Nm. Dabei 

erstreckt sich das aktuelle Katalogprogramm 

über alle technisch relevanten 

Spielarten von Welle-Nabe-Verbindungen. 

Neben den außenspannenden Schrumpfscheiben 

finden sich hier innenspannende 

Konus-Spannelemente, innenspannende 

Sternscheiben und einzelne Sternfedern 

zum Kugellager-Ausgleich sowie Spannsysteme 

zum reibschlüssigen Befestigen von 

Torquemotoren auf Maschinenwellen. Zu 

den Highlights gehören – neben den preisgünstigen 

dreiteiligen Schrumpfscheiben 

der Baureihe RLK 603 S – die doppelgeschlitzten 

Premium-Elemente RLK TC 

(True Centering), die mit sehr hohen Zentriergenauigkeiten 

punkten. Gemessen an 

seiner technischen Bandbreite zählt das 

aktuelle RINGSPANN-Sortiment an Welle-Nabe-Verbindungen 

weltweit zu den am 

besten aufgestellten Angeboten. „Es steht 

exemplarisch für die Entwicklung des Unternehmens 

zum internationalen One- 

Stopp-Supplier für industrielle Antriebselemente“, 

betont Produktmanager Marvin 

Raquet. 

LL 

www.ringspann.com 

VGB Expert Event 

Digitalization in 

Hydropower 2020 

New event date! 

www.vgb.org 

10 and 11 November 2020 

Graz/Austria 

The 3 rd international VGB expert event 

will focus on providing a comprehensive 

overview of digitalization in hydropower 

dealing mainly with implemented innovative 

digital measures, products and tools. 



45257 Essen 

Germany 

Informationen 

Dr Mario Bachhiesl 

E-Mail 

vgb-digi-hpp@vgb.org 

Telefon 

+49 201 8128-270 

www.vgb.org 

25 

New event date!

Power News VGB PowerTech 3 l 2020 

Power 

News 

Übertragungsnetzbetreiber stellen 

Entwurf für Szenariorahmen 

NEP 2035 vor 

(ünb) Die Bundesnetzagentur (BNetzA) 

hat den Szenariorahmenentwurf zum 

Netzentwicklungsplan (NEP) 2035 (2021) 

der vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) 

50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW 

veröffentlicht und zur öffentlichen 

Diskussion darüber eingeladen. 

Dazu erklären die ÜNB: Der Szenariorahmen 

legt den Grundstein für die Netzentwicklungsplanung 

der nächsten Jahrzehnte. 

Mit dem vorliegenden Dokument liefern 

wir eine substantielle Diskussionsgrundlage, 

wie die Stromerzeugungs- und -nachfragestruktur 

in den Jahren 2035 und 2040 

aussehen könnte. Wir freuen uns auf einen 

konstruktiven Austausch mit Politik und 

Öffentlichkeit im Rahmen der BNetzA-Konsultation, 

dessen Ergebnis dann breit anerkannte 

Annahmen zur Planung eines bedarfsgerechten 

und sicheren Strom-Übertragungsnetzes 

sein werden. 

Als ÜNB tragen wir zum Gelingen der 

Energiewende und dem Erreichen der Klimaschutzziele 

bei. Unser aktueller Szenariorahmenentwurf 

zeigt auf, dass der 

Stromsektor eine zentrale Rolle bei der Erreichung 

der Klimaschutzziele spielt und 

dass dies an einen deutlichen Ausbau der 

erneuerbaren Energien gekoppelt sein 

wird. Der vorliegende Szenariorahmenentwurf 

sieht in allen Szenarien einen im Vergleich 

zu heute steigenden Stromverbrauch 

vor. Dieser ergibt sich aus der zunehmenden 

Elektrifizierung im Wärme- und Verkehrssektor 

und aus dem zu erwartenden 

Einstieg in Power-to-X-Technologien. Auch 

Dekarbonisierungsmaßnahmen im Industriesektor 

und der durch die Digitalisierung 

bedingte Mehrbedarf an IT-Rechenleistungen 

tragen dazu bei. 

In allen Szenarien werden sowohl der gesetzlich 

beschlossene Kernenergieausstieg 

bis Ende 2022 als auch der geplante Ausstieg 

aus der Kohleverstromung bis spätestens 

2038 berücksichtigt. Zwei Szenarien 

sehen bereits für das Jahr 2035 einen abgeschlossenen 

Kohleausstieg vor. 

In Summe wird für das Jahr 2035 eine 

installierte Leistung erneuerbarer Stromerzeugung 

zwischen 235 und 276 GW 

angenommen (2018: 116 GW). Der Anteil 

erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch 

würde dann zwischen 73 und 

77 Prozent erreicht haben, bei einem geschätzten 

Bruttostromverbrauch von 638 

bis 729 TWh (2018: 595 TWh). Als zentrale 

Faktoren zur Beeinflussung des Netzentwicklungsbedarfs 

sehen wir die zukünftige 

regionale Verteilung sowohl auf der Erzeugungs- 

als auch auf der Verbrauchsseite. 

Auch das Einsatzverhalten von Stromerzeugern 

und -verbrauchern sowie die Nutzungsintensität 

von Strom im Zuge der 

Sektorenkopplung ist entscheidend. 

(201101739) 

LL 

www.netzentwicklungsplan.de 

The Countries Most at Risk of Cyber-Crime in Europe. 

26


Power News 

RANKED: The European countries 

most at risk of cyber-crime 

(specto) The severity of cyber-breaches has become 

more and more intense in recent years. As a result, 

security experts at Specops Software sought to find 

out which (Western) European countries are the 

most cyber-insecure for citizens. 

To find out, Specops Software calculated which 

country is most likely to encounter cyber-crimes by 

analysing the percentage of cloud provider attacks 

on Azure and the monthly percentage of machines 

that encountered cryptocurrency mining, malware 

and ransomware. 

Overall 

The results show the Netherlands is the most vulnerable 

European country to cyber-crime, with the 

highest rate of cybercrime. This could be due to the 

large number of cloud provider incoming attacks 

(16.28%) to Microsoft Azure in their country. 

Next is Bulgaria, who have experienced 17.55% 

incoming attacks/encounters. In third place is Belarus 

(10.83%), followed by Ukraine (10.35%) and 

Bosnia and Herzegovina (7.06%). 

The United Kingdom rank 17th, due to a high number 

of cloud related attacks, in comparison to other 

European countries. 

Ireland are ranked as the least vulnerable country 

in Europe, where they had the lowest cybercrime 

encounter rate in every category, except cloud provider 

attacks – where there is 0.36% recorded incoming 

attacks on Azure, detected by Azure’s Security 

Centre. 

Cloud attack encounters 

The Netherlands received the highest number of 

cloud provider incoming attacks, with data stating 

that 16.28% of Azure accounts have faced breaches. 

They are followed closely by Bulgaria (11.68%). 

Other countries among the highest cloud attack 

encounters include France (2.73%), United Kingdom 

(2.02%) and Finland (1.72%). 

Cryptocurrency encounters 

On average, Belarus has the highest number of 

cryptocurrency mining encounters every month, 

with 0.42% of machines recording the issue. 

Next is Ukraine (0.33%), Bosnia and Herzegovina 

(0.25%) and Bulgaria (0.17%). 

The least vulnerable country is Ireland, where only 

0.01% of machines encountered cryptocurrency 

mining. 

The United Kingdom, Norway, Denmark, Switzerland, 

Sweden, Finland, Austria, Germany and Netherlands 

are second least likely to encounter cryptocurrency 

mining, as only 0.02% of machines in each 

country had. 

Malware encounters 

Belarus has the most malware encounters in Europe, 

with 10.17% of machines in the country encountering 

them each month on average. 

In second place is Ukraine (9.57%), followed by 

Bosnia (6.76%), Romania (5.92%) and Bulgaria 

(5.66%). 

VGB Fachtagung 

DAMPFERZEUGER, 

INDUSTRIE- UND HEIZ- 

KRAFTWERKE 2020 

MIT FACHAUSSTELLUNG 

23. bis 25. November 2020 

Papenburg 

Um die aktuellen und zukünftigen 

energiepolitischen Anforderungen mit 

den bestmöglichen technologischen 

Entwicklungen zu begleiten, stellt die 

VGB-Fachtagung „Dampferzeuger, 

Industrie- und 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. 



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27 

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The country with the least malware encounters 

is Ireland, where only 0.7% of 

machines in the country encountered malware 

each month on average. 

Finland (1.27%), Norway (1.33%), Netherlands 

(1.33%) and Denmark (1.35%) are 

among the countries least vulnerable to 

malware encounters. 

Ransomware encounters 

0.09% of machines in Ukraine encountered 

malware on average every month, 

making them the most insecure country to 

malware encounters in Europe. 

Belarus are second most vulnerable, with 

0.06% of machines encountering malware, 

followed by Bosnia (0.05%), Romania, 

Bulgaria, Hungary, Latvia, Greece and Croatia 

(0.04%). 

Ireland, United Kingdom, France, Germany, 

Sweden, Switzerland, Denmark, Netherlands, 

Norway and Finland encountered 

the smallest number of ransomware 

threats, with only 0.01% of machines facing 

them each month. 

With the risk of cyber-crime high in many 

European countries, Aimée Ravacon from 

Specops Software has suggested three distinct 

tips to reduce your risk of attacks: 

• „1. Stop re-using passwords. When you 

reuse your passwords, you are opening 

yourself up to cyber-crime since 

attackers use your login information 

from one site to target another site. 

• 2. Use multi-factor authentication. 

Many online services now offer multifactor 

authentication, but too few 

people are taking advantage of this 

extra security layer. This simple step just 

takes a minute but can protect you from 

falling victim. 

• 3. Don’t click on strange links. Phishing 

emails are designed to look real and can 

even appear to come from people you 

know. But clicking on links in a phishing 

email can open a backdoor for an 

attacker.“ (201101733) 

Full story at: https://specopssoft.com/ 

blog/european-countries-cyber-crime/ 

LL 

www.specopssoft.com 

Review of carbon markets in 2019 

• Record high value of carbon markets in 

2019 

• Total value of global carbon markets 

grew 34 percent in 2019, reaching €194 

billion based on our assessment of 

traded volume and carbon prices across 

the world. That marks a third 

consecutive year of record growth and 

almost five times the value in 2017. All 

major carbon markets saw prices rising 

on current or expected tightening 

market rules. 

• Record strong prices in the European 

Emissions Trading System (EU ETS), 

which makes up almost 80 percent of 

global traded volume, was the main 

reason behind the growth in value. The 

average carbon price in the EU ETS was 

€25/t last year, up €9/t compared to 2018. 

• The main driver for this increase was 

the Market Stability Reserve that came 

into effect in January 2019, withholding 

a significant amount of allowances and 

tightening the supply side. The Green 

Deal proposals of the new European 

Commission, and talk of reopening the 

2030 emission reduction target, also 

lent support. Higher carbon prices made 

gas power plants more competitive 

against coal in Europe, and helped 

reduce emissions. 

• Globally, the total traded volume of 

allowances declined some 4 percent in 

2019 after jumping 45 percent in 2018. 

• The two North American carbon 

markets (WCI and RGGI) both saw an 

increase in traded volume and overall 

value from 2018, with their combined 

value growing 74 percent to €22 billion. 

Prices increased on expectations of 

tighter credit supply in 2021 when both 

markets enter new phase with more 

ambitious caps. 

• China’s national ETS will start in 2020, 

initially covering the power sector with 

the ambition to expand to other sectors. 

In the nine Chinese pilot emission 

trading systems, about 93 million 

allowances changed hands in 2019 – 

significantly more than the 78 million 

total volume of 2018. The total value of 

the combined pilots reached €272 

million, 40 percent higher year-on-year. 

This report presents Refinitiv’s assessment 

of the world’s major carbon markets 

in 2019. The aim is to show the main market 

trends and policy developments in 

global emission trading systems, and areas 

where such systems are emerging. We 

collect data from official sources (most 

notably carbon trading platforms such as 

ICE, EEX, KRX, and the Chinese carbon 

exchanges) and estimate the size of bilateral 

(overthe-counter) transactions. This 

gives us an estimate of the actual volume 

traded. 

It covers the main regions in which there 

are existing or emerging emission markets: 

Europe (the EU ETS), North America 

(the WCI and RGGI, emerging market in 

Mexico), China (regional pilot ETS, 

emerging national ETS), South Korea 

(KETS), New Zealand and global transactions 

in the CDM market as well as developments 

toward the future international 

offset market for aviation emissions. In 

order to facilitate easy trend comparisons, 

we attempt to minimise changes in the report’s 

scope from one year to another. 

However, sometimes we do need to update 

the selection of market segments, to 

ensure that the analysis reflects the markets 

that are currently important – either 

because of actual trading, or because of 

anticipation of future trading. This means 

that some markets that used to be important 

are no longer covered, e.g. the Joint 

Implementation mechanism whose offset 

Review of carbon markets in 2019 

28


Power News 

units (ERUs) are no longer eligible in the 

EU ETS, or Kazakhstan’s ETS (minimal 

trading activity in 2019). 

We do not include trading in so-called 

voluntary (non-compliance) markets targeting 

individual consumers and companies 

(e.g. for offsetting carbon footprint of 

flights). We do include volumes from the 

UNFCCC platform for voluntary cancellation 

of CERs. For trades not documented 

on a trading platform, we multiply volumes 

with (average) prices at the time of transaction, 

which gives us an assessment of the 

overall value of the respective market. 

Note that our numbers have often varied 

significantly from other slightly similar 

analyses that seek to assess the size and/or 

geographical scope of carbon pricing systems. 

Most important among these is the 

World Bank’s annual mapping. The World 

Bank looks primarily at the size of covered 

emissions in the various systems (issued 

volumes of allowances), not the traded volumes. 

This approach tends to show a much 

lower volume than in our assessment, 

which takes into account the fact that allowance 

and offset units typically change 

hands more than once during a year. 

The carbon team at Refinitiv (formerly 

Point Carbon/Thomson Reuters) has published 

annual assessments of global carbon 

markets since 2006. These publications 

have consistently served as a reference in 

the world of carbon trading. 

This report has been co-authored by the 

following team of analysts: Jon Berntsen, 

Anders Nordeng, Aje Singh Rihel, Hæge 

Fjellheim, Lisa Zelljadt, Cathy Liao and Maria 

Kolos. 

The full report is available on the website. 

(201101747) 

LL 

www.refinitiv.com 

EWI-Studie: Prüfung des 

Strommarktdesigns notwendig, 

um Versorgungssicherheit zu 

gewährleisten 

(ewi) Es ist fragwürdig, ob das aktuelle 

Strommarktdesign das heutige Niveau an 

Versorgungssicherheit künftig noch garantieren 

kann. Denn der Rückgang der konventionellen 

Erzeugung, bei gleichzeitigem 

Ausbau dargebotsabhängiger erneuerbarer 

Energien, stellt den Markt vor 

Herausforderungen. Zu diesem Ergebnis 

kommt das Energiewirtschaftliche Institut 

an der Universität zu Köln (EWI) in einer 

neuen Studie im Auftrag des Zukunft Erdgas 

e.V. Das EWI diskutiert darin, vor welche 

Herausforderungen das aktuelle 

Strommarktdesign zur Gewährleistung der 

langfristigen Versorgungssicherheit gestellt 

wird. 

Durch den Ausbau der erneuerbaren 

Energien, den Ausstieg aus der Kernenergie 

sowie die Einführung verschiedener 

(Netz-)Reserveinstrumente sind die konventionellen 

Erzeugungskapazitäten in 

den letzten Jahren zurückgegangen. Aufgrund 

der Pläne für einen beschleunigten 

Kohleausstieg sowie der aktuell kaum absehbaren 

Investitionen in neue Kapazitäten 

ist zu erwarten, dass sich dieser Trend 

fortsetzen wird. Voraussichtlich wird im 

Vergleich zum Jahr 2019 bis 2023 ca. 17 

GW weniger Kapazität, bis zum Jahr 2030 

sogar ca. 28 GW weniger Kapazität an Kohle- 

und Kernenergie zur Verfügung stehen. 

„Zugleich stehen die verbleibenden konventionellen 

Kraftwerke vor der Herausforderung, 

auch bei mehr volatiler EE-Einspeisung 

bereitzustehen, um Schwankungen 

auszugleichen“, sagt Dr. Simon 

Schulte, Manager am EWI, der die Studie 

gemeinsam mit David Schlund und Amelie 

Sitzmann geschrieben hat. „Und das, obwohl 

sie nur in wenigen Stunden im Jahr 

eingesetzt werden, und dadurch auch nur 

wenige Stunden Zeit haben, sich zu refinanzieren.“ 

Dass zur Gewährleistung der 

Versorgungssicherheit in wind- und sonnenarmen 

Stunden zusätzliche regelbare 

Leistung erforderlich sein wird, ist unumstritten, 

auch wenn sich die Höhe des Bedarfs 

von Studie zu Studie unterscheidet. 

Preisspitzen wären wichtig, um 

Investitionsanreize zu setzen 

Das aktuelle deutsche Strommarktdesign 

steht somit vor mehreren Herausforderungen. 

Eine Herausforderung bezieht sich auf 

Knappheitssituationen. Im aktuellen 

Marktdesign wird Strom auf Grundlage eines 

sog. Energy-Only-Marktes gehandelt. 

Der Preis bildet sich jeweils auf Basis der 

kurzfristigen variablen Kosten der Stromerzeuger. 

Ist die Erzeugung knapp, sind 

die Preise kurzfristig sehr hoch. In Knappheitssituationen, 

in denen alle verfügbaren 

Kraftwerke im Einsatz sind, können sich 

Preise oberhalb der Grenzkosten der letzten 

Erzeugungseinheit einstellen. 

„Diese Preisspitzen sind grundsätzlich 

wichtig, damit auch Spitzenlastkraftwerke 

ihre Kapitalkosten finanzieren können“, sagt 

Schulte. „Außerdem können häufig auftretende 

Preisspitzen Anreiz für Erzeuger sein, 

in neue Kapazitäten zu investieren.“ 

Für eine effiziente Preisbildung ist es darüber 

hinaus wichtig, dass Verbraucher*innen 

weniger Strom nachfragen (können), 

wenn der Preis steigt (ausreichende Preiselastizität). 

Ist das nicht der Fall, können 

eigentlich effiziente Knappheitspreise 

nicht entstehen. In der Folge kann es kurzfristig 

zu unerwünschten Abschaltungen 

von (Industrie-)Verbrauchern kommen, 

die ggf. mit hohen volkswirtschaftlichen 

Kosten einhergehen. Langfristig können 

diese fehlenden Preisspitzen dann dazu 

führen, dass Investitionssignale nicht ausreichend 

zustande kommen. 

Kapazitätsreserve oder Kapazitätsmarkt? 

Grundsätzlich stellt sich die Frage, welches 

Niveau an Versorgungssicherheit gesellschaftlich 

erwünscht bzw. volkswirtschaftlich 

optimal ist. Hier müssen die potentiellen 

volkswirtschaftlichen Kosten für 

den Aufwand zur Aufrechterhaltung dieses 

Niveaus gegen den potentiellen Schaden 

durch Abschaltungen von Verbraucher*innen 

gegeneinander abgewogen werden. 

Um ein hohes Niveau an Versorgungssicherheit 

zu gewährleisten, sind verschiedene 

Maßnahmen möglich. Das EWI diskutiert 

im Rahmen der Studie verschiedene 

bereits bestehende Konzepte. Sie unterscheiden 

sich hauptsächlich darin, ob vorgehaltene 

Kapazitätsmengen außerhalb 

des Marktes vergütet werden (ähnlich wie 

die bereits bestehende Kapazitätsreserve), 

oder ob zusätzlich zur Vergütung am bereits 

bestehenden Energy-Only-Markt vorgehaltene 

Kapazitäten leistungsbezogen 

vergütet werden („Kapazitätsmarkt“). 

Die Autor*innen sind der Meinung, dass 

die veränderten Rahmenbedingungen, 

etwa der Kohleausstieg oder der anvisierte 

zusätzliche volatile EE-Anteil, eine Neubewertung 

des aktuellen Strommarktdesigns 

erfordern. Es stellt sich die Frage, ob das 

bestehende Strommarktdesign ausreicht, 

oder ob eine leistungsbezogene Vergütung 

von Kapazität eine sinnvolle Ergänzung 

darstellen könnte. Zur Beantwortung der 

Frage bedarf es allerdings einer fundamentalen 

Modellierung und Analyse. 

Die vollständige Studie ist als Download 

auf den Webseiten des EWI verfügbar. 

LL 

www.ewi.uni-koeln.de 

29


Events in brief 

Vielfältige Einsatzpotentiale von 

Wasserstoff in der Lausitz 

(lausitz) Wasserstoff bietet die Möglichkeit, 

den Energiebedarf in der Lausitz bereits 

bis 2030 signifikant zu dekarbonisieren. 

Das ist eines der Ergebnisse einer Studie, 

die das Fraunhofer-Institut für 

Werkzeugmaschinen und Umformtechnik 

IWU anlässlich der Lausitzer Energiefachtagung 

am DEKRA Lausitzring vorgestellt 

hat. Unter Betrachtung aller potentiellen 

Wasserstoffverbraucher könnte bis 2030 

der Gesamtbedarf an Wasserstoff in der 

Wirtschaftsregion Lausitz auf ca. 160.000 

Tonnen pro Jahr ansteigen. 

Im Auftrag der Wirtschaftsregion Lausitz 

(WRL) hat das Fraunhofer IWU untersucht, 

in welchem Maße aus erneuerbarem 

Strom gewonnener, sogenannter grüner 

Wasserstoff fossile Energieträger in der 

Lausitz ersetzen kann. Während in den Bereichen 

Gebäude und Industrie Wasserstoff 

sukzessive fossiles Erdgas ersetzen 

kann, bieten sich im Verkehrssektor zahlreiche 

Optionen wie z.B. Wasserstoff- 

Brennstoffzellenantriebe oder synthetische 

Kraftstoffe für Verbrennungsmotoren 

an. Für das Jahr 2030 geht die Studie u.a. 

von einem Anteil von 5 % Brennstoffzellen-PKW, 

32, 5% Brennstoffzellen-Bussen 

und einem 20 %-Anteil Wasserstoff im Erdgasnetz 

aus. Um diese Bedarfspotentiale 

von ca. 160.000 Tonnen pro Jahr 2030 zu 

erreichen, wäre eine installierte Elektrolyseleistung 

von über 1500 MW erforderlich. 

Wie Heiko Jahn, Geschäftsführer der WRL, 

mitteilte, wird die Studie zeitnah von der 

WRL veröffentlicht. 

Dass diese Überlegungen weit mehr sind 

als bloße Theorie, zeigte das sehr große 

Interesse an der Lausitzer Energiefachtagung 

und den dort vorgestellten Praxisbeispielen. 

Neben den Energieministern der 

Länder Brandenburg und Sachsen, Prof. 

Dr. Jörg Steinbach und Wolfram Günther, 

die auf die strategische Bedeutung der 

Wasserstoffwirtschaft speziell für die 

Strukturwandelregionen verwiesen, nahm 

auch Elisabeth Winkelmeier-Becker, Parlamentarische 

Staatssekretärin beim Bundeswirtschaftsminister, 

teil. Sie verwies 

auf die Nationale Wasserstoffstrategie, die 

aktuell in der Bundesregierung abgestimmt 

wird. 

Über 330 Gäste nutzten die Tagung, um 

einen umfassenden Überblick über die Initiativen 

und Projekte zu erhalten, die bereits 

heute die Wasserstoffwirtschaft in der 

Lausitz entwickeln. Es nahmen auch Fachleute 

aus Polen und Tschechien teil. Die 

Hoffnung der Veranstalter ist es, dass die 

Wasserstoff-/Brennstoffzellentechnologie 

Basis für enge grenzüberschreitende Kooperationen 

in den Strukturwandelregionen 

sein wird. 

Zitate der Organisatoren 

Jens Krause, Stellvertretender Hauptgeschäftsführer 

der IHK Cottbus und Sprecher 

des Wasserstoffnetzwerkes Lausitz 

(https://durchatmen.org): „Das Thema 

Wasserstoff hat das Potenzial, eines der 

wichtigsten technologischen Aushängeschilder 

der Lausitz zu werden. Die Herstellung 

von Wasserstoff aus grünem Strom 

durch Wind und Sonne, der Einsatz von 

Wasserstoff als umweltfreundlicher Treibstoff 

für Busse, Autos, Lastwagen und Flugzeuge 

bis hin zur Komponentenproduktion 

für die Wasserstoff-Brennstoffzellenfertigung 

– all das soll künftig Realität in der 

Strukturwandelregion Lausitz werden. 

Jetzt liegt es an der Bundespolitik, die regulatorischen 

Rahmenbedingungen so anzupassen, 

dass Wasserstoff eine wirkliche 

Chance als grüner Energieträger der Zukunft 

bekommt“. 

Prof. Dr. Hans-Joachim Krautz, CEBra 

e.V. (www.cebra-cottbus.de): „Vor über 10 

Jahren wurden durch die damalige Brandenburgische 

Technische Universität Cottbus 

(BTU), gemeinsam mit dem CEBra e.V. 

/ CEBra GmbH und der Enertrag AG die 

Grundlagen der Wasserstofftechnik in der 

Lausitz bzw. im Land Brandenburg geschaffen. 

Schwerpunkte waren die Entwicklung 

des Wasserstoffzentrums am 

Lehrstuhl Kraftwerkstechnik der BTU und 

der Bau der Wasserstoff-Hybridkraftwerkes 

im uckermärkischen Prenzlau. Heute 

ist Wasserstoff unbestritten eine der Zukunftstechnologien 

und wir arbeiten in der 

brandenburgischen und sächsischen Lausitz 

gemeinsam an einer neuen wasserstoffbasierten 

Kraftwerksgeneration, die 

auch eine enge Kopplung mit dem Verkehrssektor 

umfasst.“ 

Dr. Ing. Sebastian Schmidt, Projektleiter 

der Potentialstudie am Fraunhofer IWU 

(www.iwu.fraunhofer.de): Das Fraunhofer 

IWU mit Standorten u.a. in Chemnitz, 

Dresden sowie Zittau und Görlitz betreibt 

im Bereich der H2-Technologien und -systeme 

anwendungsnahe Forschung und 

Entwicklung für innovative Lösungen der 

gesamten Wertschöpfungskette und dabei 

insbesondere für zukunftsweisende Produktionsmöglichkeiten. 

Dr. Schmidt sagte 

am Rande der Veranstaltung: „Die große 

Resonanz bei Industrie und Politik an dieser 

Veranstaltung zeigt, welche hohen Erwartungen 

es an Wasserstofftechnologien 

gibt. Am Fraunhofer IWU sind wir vom Potenzial 

dieser Technologien überzeugt. 

Deshalb haben wir unsere Kräfte in einer 

speziellen Task-Force zum Thema Wasserstoff 

gebündelt, mit der wir beispielsweise 

die Forschung und Entwicklung zukunftsweisender 

Produktionsverfahren für 

Brennstoffzellenantriebe vorantreiben. 

Zudem wollen wir zu einem positiven 

Strukturwandel in der Wirtschafts- und 

Energieregion Lausitz beitragen, so dass 

schlussendlich damit neue und attraktive 

Arbeitsplätze in Industrie, Handwerk und 

Dienstleistung entstehen.“ 

Lukas Rohleder, Geschäftsführer von 

Energy Saxony (www.energy-saxony.net) 

Energy Saxony, das Energiecluster für 

Sachsen, entwickelt im Rahmen des Innovationsclusters 

HZwo Nutzungsmöglichkeiten 

für grünen Wasserstoff in Sachsen. 

Der Geschäftsführer des Netzwerks, Lukas 

Rohleder, sagte aus Anlass der Tagung: 

„Das Innovationscluster HZwo ist die sächsische 

Kompetenzstelle Wasserstoff- und 

Brennstoffzellentechnologie. Wir unterstützen 

die Automobilzulieferer bei der 

Hinwendung zum Brennstoffzellenantrieb 

und entwickeln bereits jetzt die Wasserstoffanwendungen, 

welche die Konzeptstudie 

beschreibt. Wir stehen als Partner für 

jeden zur Verfügung, der die Potentiale dieser 

Zukunftstechnologie nutzen möchte.“ 

LL 

www.energy-saxony.net 

Fachverband Anlagenbau Energie. 

Umwelt. Prozessindustrie. 

• FDBR-Seminare: Know how aus der 

Praxis – für die Praxis: 

(fdbr) Aufgrund der aktuell besonderen 

Situation sind alle ursprünglich geplanten 

Seminare als Präsensseminare bis auf weiteres 

storniert. 

Die inhaltliche Vorbereitung der Veranstaltungen 

läuft unverändert weiter. Sobald 

es möglich und vertretbar erscheint, 

wird der FDBR zu Präsensseminaren mit 

neuen Terminen einladen. 

Einzelne geeignete Inhalte werden in Kooperation 

mit den Referenten als Webinare 

anbieten. 

Dazu wird per Mail und auf der Website 

informiert. 

LL 

www.fdbr.de 

MSR-Spezialmesse 

Leverkusen abgesagt 

(meorga) Die Bundeskanzlerin und die Regierungschefinnen 

und Regierungschefs 

der Länder fassen am 15. April 2020 folgenden 

Beschluss: 

9. Großveranstaltungen spielen in der Infektionsdynamik 

eine große Rolle, deshalb 

bleiben diese mindestens bis zum 31. August 

2020 untersagt. 

Deshalb kann die MSR-Spezialmesse Leverkusen 

am 19. August 2020 in der Leverkusener 

Ostermann Arena nicht stattfinden. 

Einen Ersatztermin für das Messejahr 

2020 gibt es nicht, da die Situation wegen 

der Coronakrise derzeit schwer abschätzbar 

ist. 

Das Wohl unserer Besucher und Aussteller 

steht für uns an oberster Stelle. Große 

Veranstaltungen können allerdings dazu 

beitragen, das Virus-CoV-2 schneller zu 

verbreiten. 

30


Power News 

Wir übernehmen Verantwortung und 

müssen eine Gefährdung verhindern. 

Wir bedauern es sehr, dass wir die Messe 

nicht stattfinden lassen können, sind uns 

jedoch sicher, dass Sie dafür Verständnis 

haben werden in Anbetracht der momentanen 

Situation in Bezug auf die Corona Ausbreitung 

in Deutschland und der Welt. 

Wir wünschen Ihnen Alles Gute, bleiben 

Sie gesund, sodass wir uns hoffentlich bald 

auf der nächsten MEORGA Messe wiedersehen. 

Aktuelle Informationen zu dem MSR-Spezialmesssen 

der MEORGA finden Sie auf 

den Webseiten. (201101719) 

LL 

www.meorga.de 

T.A. Cook Events 

• T|A|C Events ist der 

Veranstaltungsbereich von T.A. Cook. 

Seit über zwei Jahrzehnten veranstaltet 

T|A|C Event sehr erfolgreich Konferenzen 

und Seminare für Führungskräfte zu einem 

breiten Themenspektrum, u.a. Instandhaltung 

und Asset Management, Energie und 

Ver-/Entsorgung, Projektmanagement, IT 

und Technologie sowie SAP-spezifische 

Themen. Um den Teilnehmern die Möglichkeit 

zu geben, ihr Umfeld zukunftssicher 

zu gestalten, bringen wir sie mit den 

Visionären, Innovationsführern und erfolgreichen 

Praktikern aus einem passenden 

Umfeld zusammen – so können sie 

moderne Ansätze, neue Strategien und die 

aktuellsten Innovationen diskutieren. Die 

Veranstaltungen verbinden aktuelles Fachwissen 

und Business Know-how mit dem 

gegenseitigen Austausch zwischen Experten 

und Praktikern – und bieten so ein unvergessliches 

Erlebnis und ein dauerhaftes 

Netzwerk. 

Aktuelle Informationen von T|A|C 

Events finden Sie auf den Webseiten. 

(201101723) 

LL 

www.tacevents.com 


ÖL IM KRAFTWERK 

Verfahrenstechnik Turbinenbetrieb mit 

Schwerpunktthema Ölsystem und 

Reinigung, Schwingungsanalyse 

während des Dampfturbinenbetriebes 

Neuer Termin! 

www.vgb.org 

10. und 11. November 2020 

Bedburg 

Oftmals treten nach Revisionen Fehler auf. 

Ziel des Workshops ist es, den Teilnehmern 

Möglichkeiten einer Analyse zu 

Schwingungsereignissen – verursacht durch 

Ausrichtungsfehler, Lagergeometrien und 

Ölqualität – aufzuzeigen. 



45257 Essen 

Germany 

Informationen 

Diana Ringhoff 

E-Mail 

vgb-oil-pp@vgb.org 

Telefon 

+49 201 8128-321 

www.vgb.org 

31 

Neuer Termin!

Personalien VGB PowerTech 3 l 2020 

Personalien 

Holger Becker als kaufmännischer 

Vorstand im Amt bestätigt 

(gkm) Der Aufsichtsrat der Grosskraftwerk 

Mannheim AG (GKM) hat iHolger Becker 

in seinem Amt als kaufmännischer Vorstand 

der Gesellschaft bestätigt und seinen 

Vertrag für weitere 5 Jahre verlängert. 

Holger Becker, der seit April 2017 Teil 

der GKM-Doppelspitze ist, steht dem 

Mannheimer Energieunternehmen somit 

weiterhin als kaufmännischer Vorstand 

zur Verfügung. Mit der Wiederbestellung 

verantwortet der erfahrene Energieexperte 

zusammen mit Gerard Uytdewillligen, 

dem technischen Vorstand, in den kommenden 

Jahren die Neuausrichtung des 

Mannheimer Kraftwerkstandortes. „Wir 

stehen durch den geplanten Kohleausstieg 

vor sehr großen Herausforderungen. Ich 

werde mich auch in meiner zweiten Amtszeit 

mit ganzer Kraft für die Zukunft des 

GKM und seiner Belegschaft einsetzen.“, 

erklärt Becker nach seiner Wiederwahl. 

(201101731) 

LL 

www.gkm.de 

engie: End of Isabelle Kocher’s 

mandate – Appointment of a 

transition management team 

(engie) ENGIE’s Board of Directors met on 

February 24, 2020. It validated the approval 

by Isabelle Kocher of the proposal that 

was made to her to terminate her Chief Executive 

Officer mandate before the end of 

her tenure scheduled in May 2020. For the 

sake of consistency, Isabelle Kocher also 

resigned from her Director’s mandate with 

in ENGIE’s Board. 

Information relating to the financial conditions 

of the termination of Isabelle’s 

Kocher functions will be made public according 

to the applicable regulation and to 

the recommendations of the corporate governance 

code AFEP-MEDEF to which EN- 

GIE is referring. Notably, it will be a related-party 

agreement which will be submitted 

for approval during the next ENGIE 

General Meeting. 

Isabelle Kocher stated: “I highlight the 

commitment and the courage of the 

170.000 employees of the Group. I want to 

thank them personally for each and every 

moment I spent with them, especially those 

shared during these last four years. Thanks 

to them, ENGIE is a recognized global player 

in the zero-carbon transition. By going 

back to sustainable growth, ENGIE is not 

only healthy from an economic point of 

view, but ENGIE is also a landmark for a 

more modern, a more committed corporate 

model. I am deeply convinced that 

only a strong action to fight global warming 

and more generally to combat a model 

that massively overconsumes natural resources 

and lets inequalities develop, can 

respond to the concerns of future generations, 

who are calling for change. I thank 

the Board of Directors for its support. I 

wish good luck to the new management 

team who will be taking over and I ask all 

ENGIE’s employees to remain fully mobilized 

with the same level of energy and 

commitment. I have always considered myself 

to be one of the links of a long chain 

during the eighteen years I spent within 

the Group, and I know its future is bright, 

without a doubt. I therefore leave ENGIE 

absolutely serene, and with an immense 

emotion.” 

Jean-Pierre Clamadieu stated: “On behalf 

of the Board of Directors and Group employees, 

I would like to highlight the work 

performed by Isabelle Kocher as Chief Executive 

Officer of ENGIE. Since 2016, Isabelle 

has led the Group on a path of 

far-reaching transformation on which she 

embarked our teams and our stakeholders. 

Beyond the exit from coal-fired generation 

and exploration and production activities, 

she managed to position the Group on a 

sustainable growth trajectory based on energy 

transition, initiating a rapid development 

in renewable energies and the structuring 

of our services activities to make it 

one of the Group’s growth drivers.” 

In order to ensure this transition, the 

Board also decided to appoint with immediate 

effect Claire Waysand, General Secretary, 

as Chief Executive Officer, as part of a 

collective management team together with 

Paulo Almirante, EVP and Chief Operating 

Officer and Judith Hartmann, EVP and 

Chief Financial Officer. The Board has 

asked Jean-Pierre Clamadieu to support 

the transition management team in order 

to ensure the success of this period. 

(201111055) 

LL 

www.engie.com 

FIND & GET FOUND! POWERJOBS.VGB.ORG 

ONLINE–SHOP | WWW.VGB.ORG/SHOP 

JOBS IM INTERNET | WWW.VGB.ORG 

32


SAVE THE DATE 

VGB-KONGRESS 2020 

100 JAHRE VGB 

ESSEN, DEUTSCHLAND 

9. UND 10. SEPTEMBER 2020 

Personalien 

Information zur Teilnahme: 

Ines Moors 

Tel.: +49 201 8128-274 

E-Mail: vgb-congress@vgb.org 

Information zur Fachausstellung: 

Angela Langen 

Tel.: +49 201 8128-310 

E-Mail: angela.langen@vgb.org 

www.vgb.org 

l Aktuelles und spannendes rund um die Energieversorgung. 

l 100 Jahre VGB. Die zukünftigen Herausforderungen und ihre Lösungen. 

l Profitieren auch Sie von Expertise und Austausch mit der Community. 

Photos ©: Grand Hall 

33

Wasserstoff als Energieträger der Zukunft? VGB PowerTech 3 l 2020 

Wasserstoff als Energieträger 

der Zukunft? 

Gerald Kinger 

Abstract 


With “power-to-gas” technology, electricity is 

stored in chemical molecules. The first step in 

this technology is usually the electrolysis of water 

to produce green hydrogen, which can be 

used in different sectors, e.g. for green mobility, 

as energy storage or directly in industrial applications. 

Hydrogen plays an important role in 

the Austrian energy and climate strategy. 

As part of the “wind-to-hydrogen” research project, 

the application of mobility and an admixture 

of hydrogen to natural gas were tested in a 

100 kW pilot plant in Austria. The electricity 

required for the electrolysis was provided by 

wind turbines. Results were subjected to a technical, 

ecological and economic evaluation. It 

was shown that the hydrogen production costs 

depend heavily on the hours of operation and 

the legal framework. The “power-to-gas” technology 

is not a cheap option to avoid CO 2 emissions, 

but it offers unique solutions, especially 

for seasonal energy storage using the existing 

natural gas storage infrastructure. At present it 

is hardly possible to develop economically viable 

business models for “power-to-gas” technologies 

without subsidies, and although mature 

technology is partially available, there are still 

open questions. 

l 

Autor 

Dipl.-Ing. Dr. Gerald Kinger 

EVN Wärmekraftwerke GmbH 

EVN Platz 

Maria Enzersdorf, Österreich 

Bei der „power-to-gas“ Technologie wird 

Strom in chemischen Energieträgern gespeichert; 

der erste Schritt dieser Technologie ist 

normalerweise die Elektrolyse von Wasser 

zur Erzeugung von grünem Wasserstoff. Dieser 

kann in verschiedenen Sektoren eingesetzt 

werden, z.B. für grüne Mobilität, als 

Energiespeicher oder direkt in industriellen 

Anwendungen. In der österreichischen Energie- 

und Klimastrategie nimmt Wasserstoff 

eine wichtige Rolle ein. 

Im Rahmen des Forschungsprojekts „windto-hydrogen“ 

wurden in einer 100 kW Pilotanlage 

am österreichischen Standort Auersthal 

die Anwendungsbereiche Mobilität 

und Zumischung des Wasserstoffs zu Erdgas 

praktisch erprobt. Der für die Elektrolyse benötigte 

Strom wurde aus Windkraftanlagen 

bereitgestellt. Die Ergebnisse wurden einer 

technischen, ökologischen und ökonomischen 

Bewertung unterzogen. Es zeigte sich, 

dass die Wasserstoffgestehungskosten stark 

von den Einsatzstunden und rechtlichen 

Rahmenbedingungen abhängen. Die „powerto-gas“ 

Technologie ist keine billige Option, 

um CO 2 -Emissionen zu vermeiden, bietet 

aber auch einzigartige Lösungsansätze, insbesondere 

bei der saisonalen Energiespeicherung 

mit der vorhandenen Erdgasspeicherinfrastruktur. 

Derzeit ist es ohne Förderungen 

kaum möglich wirtschaftlich tragfähige Geschäftsmodelle 

für „power-to-gas“ Technologien 

zu entwickeln, und obwohl teilweise bereits 

ausgereifte Technologie vorliegt, gibt es 

noch offene Fragen. 

Einleitung 

Im Juni 2018 wurde Österreichs Energiestrategie 

mit dem Namen „#mission2030“ 

[1] veröffentlicht. Diese gibt für Österreich 

ab dem Jahr 2030 das Ziel einer rein erneuerbaren 

Stromproduktion vor. Genauer gesagt, 

soll ab dem Jahr 2030 zumindest 

gleich viel erneuerbarer Strom in Österreich 

produziert werden, als im selben Jahr 

verbraucht wird. Im aktuellen Regierungsprogramm 

[2] wird das 100-%-Ziel genauer 

definiert und für den notwendigen Zubau 

an erneuerbaren Erzeugungskapazitäten 

wird der Wert von rund 27 TWh 

genannt. Gemäß dem Regierungsübereinkommen 

soll die zusätzliche Erzeugungskapazität 

vor allem durch Photovoltaik- 

(rund 11 TWh) und Windkraftanlagen 

(rund 10 TWh) bereitgestellt werden. 

Die Erzeugung aus Windkraft oder Photovoltaikanlagen 

unterliegt technologiebedingt 

den vorliegenden Witterungsbedingungen. 

Für den weiteren Ausbau ist eine 

gelungene Integration in das Energiesystem 

eine Grundvoraussetzung. Ein wesentlicher 

Baustein dieser Integration sind saisonale 

Stromspeicher, die den überschüssigen 

Strom aus Photovoltaikanlagen im 

Sommer zwischenspeichern können und 

im Winter den erhöhten Bedarf abdecken 

können. Für das Jahr 2030 ergibt sich ein 

enormer saisonaler Speicherbedarf. Die 

einzige langfristige Speichertechnologie 

die so großes Potential bietet, ist die Umwandlung 

von Strom zu Wasserstoff bzw. 

in einem weiteren Schritt zu Methan (engl. 

„Power-to-gas“). Das so erzeugte erneuerbare 

Gas kann in das bestehende Erdgasnetz 

eingespeist und gespeichert werden. 

Die monatliche Verteilung der Stromproduktion 

wurde in einer Studie des österreichischen 

Übertragungsnetzbetreibers 

(Austria Power Grid, APG) untersucht [3]. 

B i l d 1 zeigt in monatlicher Auflösung die 

Summen der stündlichen Stromüberschüsse 

und -fehlmengen und der für 2030 modellierten 

Stromerzeugung im Vergleich 

zur Stromnachfrage (berechnet für ein 

„durchschnittliches Wetterjahr“). Die roten 

Balken zeigen die Summe der stündlichen 

Fehlmengen erneuerbarer Erzeugung (insbesondere 

in den Wintermonaten), die 

blauen Balken weisen Überschüsse (im 

Sommer) aus. Für die Deckung der Lücke 

stehen prinzipiell Biomasseanlagen, flexible 

Gaskraftwerke, Energiespeicher (z.B. 

Speicherwasserkraftwerke oder „Power-togas“) 

sowie Stromimporte zur Verfügung. 

Aufgrund der zunehmenden Bedeutung 

der „Power-to-gas“ Technologie wurden 

in den letzten Jahren weltweit verstärkte 

Anstrengungen unternommen, diese Technologie 

weiter zu entwickeln. Die EVN 

hat erste Studien und Forschungsprojekte 

zu diesem Themenkreis schon vor mehr 

als zehn Jahren gestartet und ist auch aktuell 

in mehreren „Power-to-gas“ Projekten 

aktiv. 

Das Projekt „wind-to-hydrogen“ 

Die österreichischen Firmen OMV, Fronius 

und EVN haben 2014 gemeinsam mit den 

Forschungseinrichtungen Hydrogen Center 

Austria (HyCentA) und Energieinstitut 

34



Kumulierte Residuallast in TWh 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

-1 

-2 

an der Johann-Keppler-Universität Linz 

das Projekt „wind-to-hydrogen“ gestartet. 

Im Rahmen des Projekts wurde eine „Power-to-gas“ 

Pilotanlage am Standort Auersthal 

in Niederösterreich errichtet und 

betrieben (Anlage siehe B i l d 2 ). 

Herzstück dieser Anlage war ein Hochdruck-Elektrolyseur 

der Firma Fronius, der 

Elektrolyseur arbeitete mit der „Proton Exchange 

Membrane“ Technik. Ein Vorteil 

des eingesetzten Elektrolyseurs war, dass 

Wasserstoff ohne mechanische Kompression, 

bei einem Druck von bis zu 163 bar erzeugt 

werden konnte (Fotos der Elektrolyseure 

siehe B i l d 3 ). Der in der Pilotanlage 

eingesetzte Elektrolyseur bestand aus 

12 Modulen, wobei jedes Modul bis zu 

Fehlmengen von Wind, PV und Laufwasser 

Überschüsse von Wind, PV und Laufwasser 

Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez 

Bild 1. Erneuerbare Erzeugung in Österreich im Jahr 2030 im Vergleich zu der erwarteten 

Residuallast (Quelle: APG). 

Bild 2. Foto der „wind-to-hydrogen“ Pilotanlage in Auersthal. 

Bild 3. Foto der Elektrolyseure, am Bild links sieht man 4 Module, in der Mitte einen PEM-Elektrolyse-Stack, 

rechts ein Foto mit allen 12 Modulen, Wasseraufbereitung und Trocknung. 

1,2 Nm 3 /h Wasserstoff erzeugen konnte. 

Im Labor konnten sogar Prototypen entwickelt 

und getestet werden, die – ohne mechanischen 

Kompressor – einen Ausgangsdruck 

von bis zu 350 bar erreichten. Der 

Strom für den Betrieb der Elektrolyseure 

kam aus Windkraftanlagen der EVN. Der in 

den Stacks der Elektrolysemodule produzierte 

grüne Wasserstoff war mit Wasserdampf 

gesättigt und hatte eine Temperatur 

von 50 °C bis maximal 80 °C. Für die Anwendung 

als Treibstoff oder für die Zumischung 

zum Erdgas musste das Gas weiter 

aufbereitet werden. Dabei wurde der Wasserstoff 

über ein Kältetrocknungssystem 

auf einen Taupunkt von 3 °C vorgetrocknet 

und in einer nachgeschalteten Feintrocknungsanlage 

auf einen Taupunkt von unter 

-40 °C getrocknet. 

Für Wasserstoffanwendungen in Brennstoffzellen 

liegt gemäß internationalen 

Normen (ISO 14687-2, SAE J2719) der 

Grenzwert für den maximal erlaubten Wassergehalt 

bei 5 ppm. Damit ergibt sich für 

den Feuchtegehalt bei 163 bar ein Taupunkt 

von maximal -22 °C und bei 350 bar 

von max. -15 °C. 

Der Wirkungsgrad der Elektrolyse Module 

war sehr stark von der Betriebsweise der 

Gesamtanlage abhängig und lag bei etwa 

46 % bis 60 % (gerechnet aus Realdaten). 

Rechnet man mit allen peripheren Anlagenteilen, 

so verringert sich der real erreichbare 

Wirkungsgrad auf Werte von rund 55 %. 

Bei diesen Werten aus den Realdaten der 

Pilotanlage muss man berücksichtigen, 

dass es sich hierbei um Daten aus einem 

Versuchsbetrieb handelt. Es gibt also entsprechendes 

Potenzial für etwaige Optimierungen 

und somit Steigerung der Anlagenperformance 

für großtechnische Anlagen. 

Grüner Wasserstoff aus der „wind-to-hydrogen“ 

Anlage kann für verschiedene Anwendungen 

genutzt werden. Im Rahmen 

der Versuche wurden zwei Aspekte untersucht, 

zum einen die Anwendung von Wasserstoff 

als Treibstoff für Brennstoffzellen- 

Fahrzeuge und zum zweiten Wasserstoff 

als chemischer Energiespeicher. Der erste 

Anwendungsfall soll hier nicht weiter erörtert 

werden. 

Bei der Verwendung von Wasserstoff als 

chemischer Energiespeicher ist die Frage 

der Zumischung des Wasserstoffs in das 

Erdgas entscheidend. In Österreich gibt die 

Richtlinie 31 der Österreichischen Vereinigung 

für das Gas- und Wasserfach (ÖVGW) 

die derzeit am Einspeisepunkt gültigen 

verbindlich einzuhaltenden Grenzen vor; 

demnach ist eine Einspeisung bis zu 4 vol% 

Wasserstoff regelkonform. Bei Erdgastankstellen 

(CNG Tankstellen) – diese beziehen 

das Erdgas aus dem Erdgasnetz- sind hingegen 

derzeit in Österreich nur 2 Vol% 

Wasserstoff zulässig. 

Der erzeugte Wasserstoff konnte einerseits 

direkt eingespeist werden, aber auch mit 

163 bar in handelsüblichen Flaschenbündeln 

zwischengespeichert werden. Zusätzlich 

stand noch ein Flaschenbündel mit einem 

Fülldruck von 200 bar zur Verfügung; 

die Druckerhöhung wurde mit Hilfe eines 

Kompressors bewerkstelligt. Somit konnte 

ein größeres Puffervolumen für die Entkopplung 

der fluktuierenden Wasserstoffproduktion 

und -einspeisung erreicht werden. 

Prinzipiell standen so drei Wege zur 

Verfügung den Wasserstoff in die Erdgasleitung 

einzuspeisen: (1) direkt aus der 

Zuleitung von der Elektrolyse, (2) aus dem 

Zwischenspeicher (163 bar) oder (3) durch 

Rückspeisung aus den Flaschenbündeln 

(200 bar) erfolgen. Das Mischungsverhältnis 

Wasserstoff zu Erdgas wurde über ein 

durchflussgesteuertes Regelventil in der 

Leitwarte eingestellt. Im Versuchsbetrieb 

35

Wasserstoff als Energieträger der Zukunft? VGB PowerTech 3 l 2020 

Bild 4. Foto der Erdgasentnahmeleitung (links) 

und Einspeiseleitung (rechts); über die 

Einspeiseleitung wurde das Gemisch 

aus Wasserstoff und Erdgas in die 

Gasleitung eingebracht. 

wurden für die Mischung Werte bis zu 

10 vol% Wasserstoff eingestellt; in der 

Hochdruck-Gasleitung der Gas Connect 

Austria (GCA) lag der Wert weit unter 

4 vol%. Die vorgegebenen und geregelten 

Gasmengen wurden in einem statischen 

Mischer zusammengeführt, wodurch eine 

homogene Verteilung beider Komponenten 

erreicht wurde. Mittels eines online 

Gaschromatographen wurde der Wasserstoffanteil 

kontrolliert. 

Die „wind-to-hydrogen“ Anlage war durch 

eine 2-Zoll-Leitung mit den Hochdruck- 

Erdgasleitungen der GCA verbunden (siehe 

Bild 4). In der Erdgas-Zuleitung zu der 

Anlage lag der Druck bei rund 60 bar, in 

der Ableitung (Erdgas und Wasserstoff) betrug 

der Druck rund 40 bar. Diese Druckdifferenz 

war notwendig, um einen genügend 

großen Durchfluss zu erzeugen, der 

gesamte Gas-Durchfluss betrug in der Regel 

rund 400 Nm 3 /h. Sowohl die Zu- als 

auch die Ableitung war mit einem Hauptabsperrhahn 

versehen, um im Notfall die 

Gaszufuhr manuell stoppen zu können. 

Im Laufe des Versuchsbetriebs der Anlage 

wurden 200.250 Liter Wasser verbraucht, 

über alle Module fielen kumuliert 40.400 

Betriebsstunden an, dabei wurden kumuliert 

7.398 Start/Stopp-Zyklen gefahren. Die 

Gesamtmenge an produziertem und eingespeistem 

Wasserstoff betrug 4.610 kg, das 

entspricht 51.200 Nm 3 bzw. 181 MWh Wasserstoff 

(bezogen auf den oberen Heizwert) 

Ökonomische Analyse 

Im Zuge des Projekts „wind-to-hydrogen“ 

wurde eine technoökonomische Analyse 

zentraler Aspekte des Produktionsprozesses 

von grünem Wasserstoff untersucht. 

Dabei wurden folgende Faktoren berücksichtigt: 

(1) Investitionskosten von „windto-hydrogen“ 

Anlagen inklusive zukünftiger 

Kostenentwicklung auf Basis von Lernkurven-Effekten; 

(2) benötigter erneuerbarer 

Strom (Kosten und Mengen) bei unterschiedlichen 

Betriebsweisen; (3) Stromnetztarife 

und sonstige Abgaben. 

Ziel der Betrachtungen war eine umfassende 

Quantifizierung der Gestehungskosten 

für den grünen Wasserstoff bei unterschiedlichen 

Betriebsweisen. Für den grünen Wasserstoff 

ergeben sich prinzipiell verschiedene 

Marktchancen, zum einen in der Sektorkopplung, 

wo der Wasserstoff für die 

Industrie und den Mobilitätsbereich eingesetzt 

werden kann, andererseits als chemischer 

Energiespeicher. Beim Einsatz von 

Wasserstoff als Energiespeicher sind verschiedene 

Betriebsweise des Elektrolyseurs 

denkbar z.B. die Bereitstellung von Regelreserve, 

die direkte Kopplung der Anlage an 

einen Windpark, die Nutzung von Elektrizitäts-„Überschüssen“ 

im Netz oder Kombinationen 

verschiedener Betriebsweisen. 

Bei den Untersuchungen konnte eine deutliche 

Korrelation zwischen Betriebsstunden 

und Wasserstoffgestehungskosten gezeigt 

werden. Basisjahr für die hier angegebenen 

Ergebnisse ist das Jahr 2030; bei rund 

8.500 jährlichen Betriebsstunden und einer 

Kombination von verschiedenen Betriebsweisen 

können Wasserstoffgestehungskosten 

von rund 3 bis 4 EUR/kg, das entspricht 

90 bis 120 EUR/MWh erreicht werden. Bei 

einer geringeren Anzahl von rund 4.000 bis 

4.500 Betriebsstunden steigen die Wasserstoffgestehungskosten 

auf 8 bis 10 EUR/kg, 

das entspricht 240 bis 300 EUR/MWh. 

Setzt man die Betriebsstunden noch geringer 

an z.B. bei direkter Nutzung von Strom 

aus Windkraftanlagen so erhöhen sich die 

Wasserstoffgestehungskosten deutlich. 

Aus den Wasserstoffgestehungskosten 

kann man CO 2 -Vermeidungskosten berechnen. 

Setzt man für die Energiemenge 

aus Wasserstoff die CO 2 -Emissionen von 

Erdgas an (197 kg CO 2 pro MWh) und dividiert 

die Gestehungskosten durch den so 

berechneten Emissionswert, so ergibt sich 

für die CO 2 -Vermeidungskosten ein Bereich 

von 460 bis zu 1.500 EUR pro vermiedener 

Tonne CO 2 . Man erkennt sofort, dass 

es nicht billig ist, mit der „power-to-gas“ 

Technologie CO 2 zu vermeiden. Allerdings 

sind die Kosten von vielen legislativen 

Randbedingungen wie z.B. CO 2 -Preis, CO 2 - 

Steuer, Förderungen, verpflichtende Quoten 

für grünes Gas, etc. abhängig. Glaubt 

man den verschiedenen Energiestrategien 

die in Europa derzeit gerade erarbeitet 

wurden, so werden genau die genannten 

Randbedingungen künftig so gestaltet, 

dass erneuerbares Gas durchaus eine interessante 

Option im europäischen Energiemix 

werden kann. 

Neben den betriebswirtschaftlichen Untersuchungen 

wurden auch die volkswirtschaftlichen 

Aspekte analysiert. Dabei wurde 

die makroökonomische Auswirkung der 

Implementierung und des Betriebs von 

„wind-to-hydrogen“ Anlagen auf die österreichische 

Volkswirtschaft untersucht und 

bewertet. 

Wasserstoff als Energieträger mit 

Zukunft? 

Wie schon kurz erläutert stellt die „powerto-gas“ 

Technologie eine relativ teure Speichertechnologie 

dar; dabei werden die 

Wasserstoffgestehungskosten durch die 

Investitionen, den Wirkungsgrad und den 

Strompreis bestimmt. Erneuerbares Gas, 

wie z.B. grüner Wasserstoff sind in den 

letzten Jahren vermehrt Gegenstand der 

öffentlichen und politischen Diskussionen. 

Hier fallen auf den ersten Blick Parallelen 

zu den Anfängen der Windkraft und Photovoltaik 

auf, auch in diesem Fall wurden 

Grundbedingungen (insbesondere durch 

staatliche Förderungen) so geändert, dass 

diese Technologien großflächig eingesetzt 

wurden und künftig sogar als Basis der 

Stromerzeugung gesehen werden. 

„Power-to-gas“ Technologien sind zwar 

nicht billig, sie bieten aber auch Vorteile, so 

kann die bestehende Gasinfrastruktur (Leitungen, 

Speicher, usw.) weiter genutzt 

werden. Die gut ausgebaute Gasspeicherinfrastruktur 

in Österreich hätte heute 

schon genügend Kapazität für die saisonale 

Speicherung. Man darf also gespannt 

sein, wie sich die Grundbedingungen unter 

denen man „power-to-gas“ Technologien 

betrachtet ändern. 

In Österreich wurde mit der Energievorzeigeregion 

„Wasserstoffinitiative Power and 

Gas Austria“ (WIVA P&G) eine Plattform 

gegründet, in der die drei Segmente (1) 

Grüne Energie, (2) grüne Industrie und (3) 

grüne Mobilität im Zentrum stehen. Der 

eigens gegründete Forschungsverein WIVA 

P&G koordiniert und realisiert die Vorzeigeregion 

mit einer Österreich-weiten und 

international sichtbaren Struktur. Die Vorzeigeregion 

weist eine multidisziplinäre 

Innovationsstruktur auf, demonstriert und 

erprobt intelligente Systemlösungen im 

Realbetrieb und stellt für die NutzerInnen 

anwendbare Systeme bereit. Die EVN ist 

Gründungsmitglied des Vereins und engagiert 

sich aktiv bei innovativen Forschungsvorhaben. 

So wollen wir sicherstellen, dass 

wir den richtigen Zeitpunkt erkennen, 

„power-to-gas“ Technologien in unser Portfolio 

aufzunehmen. 

Der vorliegende Artikel basiert auf der Präsentation, 

die der Autor am 5. September 

2019 im Rahmen des VGB Kongress „Innovation 

in Power Generation“ in Salzburg 

gehalten hat. 

Im Jahr 2017 wurde das Projekt „wind-tohydrogen“ 

mit dem Energy Globe Award 

Styria prämiert. Das Projekt wurde mit 

Mitteln des österreichischen Klima- und 

Energiefonds des Bundes (FFG-Projektnummer 

843920) unterstützt. 

Literatur und Quellenangaben 

[1] https://mission2030.info/wp-content/uploads/2018/10/Klima-Energiestrategie.pdf 

[2] https://gruene.at/themen/demokratie-verfassung/regierungsuebereinkommen-tuerkis-gruen/regierungsuebereinkommen.pdf 

[3] https://www.apg.at/api/sitecore/pro- 

jectmedia/download?id=caef2413-1b20- 

4a28-9275-210552152e4b 

Alle abgerufen 2019/2020 

l 

36



How can combustion-related problems 

impact water/steam quality? 

Monika Nielsen and Folmer Fogh 

Kurzfassung 

Wie können verbrennungsbedingte 

Probleme die Wasser-/Dampfqualität 

beeinträchtigen? 

Zur Optimierung der Fernwärmeproduktion 

hat Ørsted drei Kraftwerke mit Rauchgaskondensation 

ausgestattet, darunter die beiden 

neuen Biomassekessel (Blöcke 401 und 402) im 

Kraftwerk Skærbæk. In der Rauchgaskondensation 

wird der Wasserdampf im Rauchgas kondensiert. 

Durch Abkühlung des Rauchgases 

unter seinen Taupunkt, kondensiert Wasserdampf 

aus dem Rauchgase. Die Kondensationswärme 

wird freigesetzt und gelangt dann in das 

Fernwärmesystem, wo das Kondensat im 

Waschkondensator gesammelt wird. 

Bei der erstmaligen Wiederverwendung des 

Rauchgaskondensats traten im Wasserdampfkreislauf 

Probleme auf, bedingt durch hohe 

TOC-Werte im Rauchgaskondensat. Um mehr 

über den TOC im Rauchgaskondensat zu erfahren, 

wurde ein Online-TOC-Analysator installiert. 

Ein Zusammenhang zwischen der Verbrennung 

im Kessel und den TOC-Werten im 

Rauchgaskondensat wurde schnell erkannt. 

Immer wenn die Kessel an- beziehungsweise abgeschaltet 

wurden oder mit geringer Last liefen, 

war der CO-Wert im Rauchgas sehr hoch, was 

zu hohen TOC-Werten im Rauchgaskondensat 

führte. 

Eine Lösung für die Vermeidung hoher TOC- 

Werte bestand darin, die Verbrennungsprobleme 

im Ofen bei niedriger und vorübergehender 

Belastung zu lösen. Während der Revision 

im Sommer 2019 wurde die Anlage optimiert 

und die TOC-Werte sind jetzt bei stationärem 

und instationärem Betrieb sehr niedrig. Hohe 

TOC-Werte treten jetzt nur noch beim An- und 

Abfahren der Kessel auf. 

l 

Authors 

Monika Nielsen 

Lead Chemistry Specialist, BSc 

Folmer Fogh 

Lead Chemistry Specialist, MSc, PhD 

Process Chemistry 

Ørsted Markets & Bioenergy 

Skærbæk Denmark 

Ørsted Markets & Bioenergy is a utility company 

in Denmark whose core business is electricity 

and heat generation from power 

plants. Ørsted’s new strategy states that we 

aim to be coal free by 2023, and through the 

last decade we have been converting our coalfired 

power plants into biomass power plants 

and building new biomass-fired boilers. 

To optimise the district heat production, we 

have installed flue gas condensation on three 

of our power plants, including the two new 

biomass-fired boilers (Units 401 and 402) at 

Skærbæk Power Plant. In the flue gas condensation 

unit, the water vapour in the flue 

gas is condensed. By cooling the flue gas below 

its dew point, its water vapor content is 

condensed. The condensation heat is released 

and then enters the district heating system 

where the condensate is collected in the 

scrubbing condenser. 

The flue gas condensate produced at the 

Skærbæk boilers 401 and 402 (30 m 3 /hr at 

max load per boiler) is either reused or discharged 

to the sewer. Before this can happen, 

the flue gas condensate must be treated in 

several water treatment steps (MF, UF, RO 

and IEX). 

When the flue gas condensate was reused for 

the first time, problems arose in the water 

steam circuit which originated in high TOC 

values in the flue gas condensate. To find out 

more about the TOC in the flue gas condensate, 

an online TOC analyser was installed. A 

connection between the combustion in the 

furnace and the TOC levels in the flue gas 

condensate was quickly established. Whenever 

the boilers were starting/stopping or 

running on low load, the CO value in the flue 

gas was very high, resulting in equally high 

TOC values in the flue gas condensate. 

It was investigated why the many steps in the 

water treatment plant were unable to remove 

the TOC, and it was found that the organics 

in the flue gas condensate were different from 

the organics in potable water. The organics in 

flue gas condensate are mostly LMW neutrals 

and can therefore not be removed in either 

RO or IEX. 

A solution to the high levels of TOC has been 

to solve the combustion problems in the furnace 

at low and transient load. During the 

overhaul in the summer 2019, this was optimised, 

and the TOC levels are now very low 

during stable and transient operation. High 

TOC levels are now only experienced during 

start-up and shutdown of the boilers. 

Introduction 

Ørsted Markets & Bioenergy is a utility 

company in Denmark whose core business 

is electricity and heat generation from 

power plants. We operate nine central 

power plants in Denmark, generating 

about one third of the district heat consumed 

in Denmark and one quarter of all 

the electricity generated in the country. 

The power plants use a variety of fuels: 

coal, oil, gas, straw, wood chips and wood 

pellets. 

Ørsted’s new strategy states that we aim to 

be coal free by 2023, and through the last 

decade we have been converting our coalfired 

power plants into biomass power 

plants and building new biomass-fired 

boilers. By 2023, the last few coal-fired 

units will be shut down, and we will be coal 

free. Apart from the coal-free journey, the 

power market in Denmark has also 

changed, due to the acceleration of renewable 

energy production (wind power). The 

demand for more flexible and efficient 

power plants continues to increase, and the 

main product has changed from being electricity 

to being district heat. To optimise 

the district heat production, we have installed 

flue gas condensation on three of 

our power plants, including the two new 

biomass-fired boilers (Units 401 and 402) 

at Skærbæk Power Plant (SKV). 

Skærbæk power plant 

Skærbæk Power Plant consists of one older 

unit, SKV Unit 3, which is gas-fired through 

a USC 1 boiler, and in 2017 we commissioned 

two new biomass-fired drum boilers, 

SKV Unit 401 and Unit 402. The nominal 

load case for one biomass-fired unit is 

shown in Ta b l e 1 , and it shows that the 

boiler output is 135 MW th for each unit, 

and the condenser output in each flue gas 

condenser unit is another 29 MW of district 

heat. The flue gas condensation gives 

around 30 m 3 of flue gas condensate (FGC) 

per unit, which must be treated before either 

reuse or discharging to the sewer. 

1 

Ultra-supercritical 

37

How can combustion-related problems impact water/steam quality? VGB PowerTech 3 l 2020 

Tab. 1. Skærbæk Power Plant (SKV) Unit 

40-Nominal load case (one unit). 

Nominal load case 

(one unit) 

Unit 

Value 

Boiler output MWth 135 

Flue gas 

QUENCH 

Purge 

Wood chip moisture w/w 49% 

O 2 in flue gas v/vdry 4,6% 

Flue gas temperature °C 136 

District heat temperature °C 45 

CONDENSER 

District heat 

Reuse 

District heat flow m³/h 2254 

Condenser output MW 29 

Condensate flow m³/h 29,5 

RO#1 

Collectively, the two biomass-fired boilers 

are called SKV40. SKV40 consists of two 

identical drum boilers, boiler 401 and boiler 

402. The boilers have a shared condensate 

and feed water system and delivers 

steam to a shared steam line, leading to a 

shared bypass heat exchanger for district 

heat production. As to condensate polishing, 

there is only mechanical filtration after 

the bypass heat exchanger. The overall layout 

of the SKV40 system is seen in F i g - 

u r e 1 . The SKV40 system is also coupled 

to the older SKV3 unit and can deliver biosteam 

to the steam turbine and district heat 

exchangers. During the situations mentioned 

in this article, the SKV3 turbine was 

not yet in operation on bio-steam, but only 

the SKV40 by-pass heat exchanger. 

401 Bypass 

402 

exchanger 

FW 

Mechanical 

filtration 

Fig. 1. Skærbæk Power Plant, Unit 401/402. 

The SKV40 boilers are running on AVT 2 

with NH3 in the feed water, steam and condensate 

system, and on CT 3 with NaOH in 

the boiler water. We perform chemical 

measurements in the following places: 

–– 

Makeup water: specific conductivity, 

SiO 2 

–– 

Feed water: specific and acid conductivity, 

O 2 , SiO 2 

–– 

Boiler water: specific and acid conductivity, 

SiO 2 

–– 

Saturated steam: Na + 

–– 

HP steam: specific and acid conductivity, 

SiO 2 

–– 

Condensate: specific and acid conductivity 

2 

All Volatile Treatment 

3 

Caustic Treatment 

CO 2 

scavenger 

We strive to reach a steam turbine steam 

quality of acid conductivity < 0,2 µS/cm, 

Na < 2 µg/l and SiO 2 < 20 µg/l. 

Flue gas condensation and 

condensate treatment 

MT 

Fig. 2. Skærbæk Power Plant – Flue gas condensation and condensate treatment. 

UF 

RO#2 

RO#3 

Units 401 and 402 are both equipped with a 

flue gas condensation unit followed by a water 

treatment plant treating the FGC. In the 

flue gas condensation unit, the water vapour 

in the flue gas is condensed. By cooling 

the flue gas below its dew point, its water 

vapour content is condensed. The condensation 

heat is released and then enters the 

district heating system where the condensate 

is collected in the scrubbing condenser. 

Before reaching the condenser, the flue gas 

is sprayed with water in a quench stage 

+ 

where most of the NH 4 and other contaminants 

are trapped in the quench water. A 

purge stream from the quench is led back to 

the boiler combustion stage. The flue gas 

condensation quench and condenser stages 

are shown on F i g u r e 2 , green square. 

After the condensation, a lot of water is collected 

in the condenser. At SKV40, a total 

of 30 m 3 /h of condensate at full load on 

one boiler is led to the condensate treatment 

plant, see F i g u r e 2 , red square. 

The water treatment plant consists of the 

following cleaning stages: 

–– 

CO 2 scavenger 

–– 

Micro-filtration (MF) 

–– 

Ultra-filtration (UF) 

–– 

Reverse Osmosis (RO) 

–– 

Selective ion exchange (Selective IEX) 

(only used when discharging FGC to the 

sewer). 

After the RO, the FGC can be led either to 

the reuse tank for make-up water production, 

or through the Selective IEX, where 

any remaining Hg is removed from the condensate, 

before being discharged into the 

sewer. 

The FGC after the RO is of very good quality, 

as the condensate is approx. 30 times 

purer than potable water. At Skærbæk 

Power Plant, we normally use potable water 

as raw water for the make-up water production, 

with a conductivity of around 

600 µS/cm. The FGC after RO has a conductivity 

of around 20 µS/cm, and if the 

FGC can be reused for make-up water production, 

it will result in a much larger capacity 

of the demin water production lines 

(traditional ion exchange-based (IEX)) and 

essentially lower chemical cost due to fewer 

regenerations of the IEX. 

Reuse of flue gas condensate 

The two biomass-fired boilers SKV401 and 

SKV402 were commissioned in the autumn 

of 2017, and after approx six months, 

the flue gas condensation and boilers 

were in stable operation, and it was decided 

to start reusing the FGC. On 26 February 

2018, the first FGC was sent to the 

demin water plant to produce make-up 

water. On the evening of 26 February, 

the new make-up water was sent to boiler 

401, and almost immediately the acid conductivities 

started rising in the entire system, 

as shown in F i g u r e 3 . The operating 

personnel started draining from the 

boiler, trying to get the chemistry back on 

track. They failed, as the more they 

drained, the more make-up water was 

needed, and the acid conductivities kept 

rising. 

On 28 February, water samples were taken 

from the system for analysis of cations, ani- 

IK 

Sewer 

38



Fig. 3. SKV401, Acid conductivity trend during reuse of FGC. 

HP steam flow [kg/s] 

HP steam – Acid 

conductivity [µS/m] 

Feed water – Acid 

conductivity [µS/m] 

resulting in high TOC in the FGC. Due to 

the design of the condensate water treatment 

plant, a lot of condensate is recirculated 

to the condenser, resulting in a 

very long delay in getting the TOC levels 

down again after the CO values are back 

to normal. This means that a delay of approx. 

five hours is needed between CO levels 

being back to normal and TOC levels 

becoming low enough for the FGC to be reused. 

Surprisingly, the condensate water treatment 

plant was not able to remove the TOC 

from the condensate, and it was not possible 

to remove it by IEX in the demin plant either. 

To find out why this was the case, sam- 

Tab. 1. Water analysis from 28 February 2018 during high levels of acid conductivity. 

Parameter F- Cl- SO 4 2 - CH 3 COO- HCOO- NO 3 - PO 4 3 - Na + Ca 2+ TOC 

SKV401 

28/2-2018 

µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l 

Makeup Water < 1 < 1 < 1 < 3 8 7 < 1 < 1 < 1 1130 

Condensate < 1 < 1 < 1 68 7 < 1 < 1 < 1 < 1 372 

Feed Water < 1 < 1 < 1 63 6 < 1 < 1 < 1 < 1 371 

Boiler Water < 1 5 16 77 < 3 < 1 28 < 1 < 1 216 

Sat. Steam < 1 < 1 < 1 62 21 < 1 1 < 1 < 1 367 

HP Steam < 1 < 1 < 1 70 8 < 1 < 1 < 1 < 1 325 

ons and TOC 4 . The results shown in Ta - 

b l e 2 clearly indicate that the problem 

originated with the make-up water, as the 

TOC content was sky high (> 1,000 µg/l). 

No other contaminants were present, e.g. 

chloride or sulphate. The normal values of 

TOC in make-up water at Skærbæk Power 

Plant is around 90 µg/l, so values above 

1,000 µg/l is very abnormal. The only 

change introduced in the make-up water 

production was the change of the raw water 

source from potable water to FGC, indicating 

that the FGC was the source of the 

contamination. To get the chemistry back 

on track, potable water was again made 

the source for the make-up water production, 

and the drain valves on the boiler 

were shut, so that the organics could be 

decomposed fully to CO 2 in the boiler and 

eventually vented out in the feed water 

tank. 

TOC in flue gas condensate 

To find out more about the TOC in the FGC, 

samples from the FGC after RO were taken 

a couple of times during March 2018. The 

results showed very different TOC contents 

(see Ta b l e 3 ), and the question arose 

whether the combustion in the furnace 

was the reason for the fluctuating TOC values. 

Looking at the CO values in the flue 

gas gave some indication of that being 

the case. At the two sampling times 

(20 March and 27 March), the CO levels 

in the flue gas in boiler 402 in particular 

4 

Total Organic Carbon 

SKV401 – HP steam flow [kg/s] 

SKV401 – CO in flue gas [mg/Nm 3 ] 



20-03-2018 

TOC in FGC = 182 µg/l 

Fig. 4. SKV401/402 – CO in flue gas. 

Tab. 3. TOC in FGC by grab sample. 

FGC after RO 

TOC 

20-03-2018 182 µg/l 

27-03-2018 5980 µg/l 

were very different and could be the cause 

of the high TOC values in the FGC (See 

Figure 4). 

To perform a more thoroughly investigation 

into this observation, an online 

TOC analyser was installed on the FGC after 

the RO sample line. A connection between 

the CO in the flue gas and the TOC 

in the FGC was quickly seen, and very 

high values (> 5,000 µg/l) of TOC were 

measured (see F i g u r e 5 ). As soon as the 

boilers were starting/stopping or running 

on low load, the CO in the flue gas 

exceeded values above 1,000 mg/Nm 3 , 

27-03-2018 

TOC in FGC = 5980 µg/l 

ples were taken from the following sample 

points to be used for LC-OCD 5 analysis: 

–– 

Potable Water 

–– 

Raw Flue Gas Condensate (condenser 

outlet) 

–– 

UF Filtrate/RO Feed 

–– 

After RO. 

The analysis results (F i g u r e 6 ) showed 

that there is a big difference between potable 

water and the FGC with respect to TOC. 

The potable water consists mostly of Building 

Blocks and Humic Acids, which are 

compounds easily removed in the demin 

water plant by IEX. The FGC, on the other 

hand, consists almost entirely of LMW 6 

neutrals, and in the raw condensate were 

5 

Liquid Chromatography – Organic Carbon Detection 

6 

Caustic Treatment 

39

Ground water 

Raw flue gas 

condensate 

UF filtrate/RO 

feed 

After RO 

How can combustion-related problems impact water/steam quality? VGB PowerTech 3 l 2020 

TOC in µg/l 

12,000 

8,000 

4,000 

0 

TOC [µg/l] SKV401_CO [mg/Nm 3 dry at 6% O 2 ] SKV402_CO [mg/Nm 3 dry at 6% O 2 ] 

Fig. 5. TOC in FGC after RO and CO in flue gas 

ppb 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

Building blocks 

Humic acids 

KMW acids 

LMW neutrals 

Fig. 6. LC-OCD analysis. 

Start-up boiler 402 

Shut-down boiler 401 

also found LMW Acids. It seems that the 

LMW Acids are removed in the UF, but the 

LMW neutrals molecules are so small that 

Start-up boiler 401 

Fig. 7. TOC in FGC and CO in flue gas after optimising of the combustion. 

8,000 

3,000 

2,000 

1,000 





SKV40 – TOC in FGC aft. RO [µg/l] 

it is not possible to remove them in the RO, 

and because of the neutrality, it not possible 

to remove them in the IEX units either. 

0 

CO in mg/Nm 3 dry at 6 % O 2 

Solutions to the TOC problems 

The solution to the TOC problems is to first 

solve the combustion problems in the furnace, 

thereby reducing the CO in the flue 

gas. During the overhaul in the summer 

2019, the combustion was optimised and, 

at the same time, the TOC analyser was 

hooked up to the DCS. This means that the 

reuse of the condensate is now controlled 

using the TOC measurement. The 

optimisation of the combustion has resulted 

in very low CO values during stable 

and transient load, and now it is only during 

start-up/shutdown that the CO, and 

thereby the TOC, values go up, making 

reuse of the condensate impossible (see 

Figure 7). 

A solution to the high levels of TOC during 

start-up could be to install a water treatment 

unit that removes the LMW neutrals. 

No technology has yet been developed 

for this purpose, but technologies 

such as activated carbon filter or UV light 

are being considered, if the necessity 

should arise. 

Conclusions and summary 

There is a great potential in the reuse of 

FGC at Skærbæk Power Plant. The reuse 

will result in lower costs of raw water and 

longer runtime on the demin water plant, 

and thereby a reduction in the number of 

regenerations per year and thus a reduction 

in the overall chemical costs. 

But problems arose in the water steam circuit 

when starting the reuse of the condensate, 

and the problem originated with the 

high TOC values in the FGC. An online TOC 

analyser was installed on the sample line 

after the RO in the FGC treatment plant, 

and a connection between the combustion 

in the furnace and the TOC levels in the 

FGC was quickly established. Whenever 

the boilers were starting/stopping 

or running on low load, the CO values in 

the flue gas were very high, resulting in 

equally high TOC values in the flue gas condensate. 

It was investigated why the many steps in 

the water treatment plant (MF, UF, RO and 

IEX) were unable to remove the TOC, and 

it was found that the organics in the FGC 

were different from the organics in potable 

water. The organics in FGC are mostly 

LMW neutrals and can therefore not be removed 

in either RO or IEX. 

A solution to the high levels of TOC has 

been to solve the combustion problems in 

the furnace at low and transient load. During 

the overhaul in the summer 2019, this 

was optimised, and the TOC levels are now 

very low during stable and transient operation. 

High TOC levels are now only experiences 

during start-up and shutdown of the 

boilers. 

l 

40


Hot functional tests – Passivation of a primary circuit of the Mochovce nuclear power plant 

Hot Functional Tests – passivation of a 

primary circuit of Mochovce nuclear 

power plant Unit 3 

Pavel Kůs, Martin Kronďák, Martin Skala, Alena Kobzová, Petr Brabec, Patricie Halodová, 

Janka Mihóková, Štefan Tkáč and Anna Černá 

Kurzfassung 

Heiße Funktionstests – Passivierung des 

Primärkreislaufs im Kernkraftwerk 

Mochovce Block 3 

Dieser Beitrag beschreibt die Methode zur Bildung 

und Qualitätssicherung einer schützenden 

Passivierungsschicht auf den Innenflächen des 

Primärkreislaufs in einem Kernkraftwerk. Der 

Artikel umfassts zwei Teile. Der erste Teil beschreibt 

eine Theorie und ein Verfahren zur Bildung 

einer schützenden oxidischen Korrosionsschicht 

bei den heißen Funktionstests der Anlage. 

Diese werden am Beispiel der heißen Funktionstests 

am Block 3 des Kernkraftwerks Mochovce 

erläutert. Im zweiten Teil des Artikels wird die 

erfolgreiche Passivierung durch die nachgewiesene 

Analyse der gebildeten Schicht behandelt. 

Die Bewertung der erfolgreichen Passivierung 

auf Grundlage der Charakterisierung der Passivierungsschicht 

wird aufgezeigt. Auf der Grundlage 

des vorgeschlagenen chemischen Programms 

wurde die Passivierung im Februar und 

März 2019 im Block 3 des Kernkraftwerks 

Mochovce durchgeführt. Die resultierende Passivierungsschicht 

wurde mithilfe ausgewählter 

analytischer Methoden charakterisiert. Die entwickelte 

Bewertungsmethodik verwendet mehrere 

analytische Techniken (Raman-Mikroskopie, 

Rasterelektronenmikroskopie, Röntgen-Photoelektronenspektroskopie 

und weitere). Die verwendeten 

analytischen Techniken wurden so gewählt, 

dass sie sich gegenseitig ergänzen, was zur 

Bewältigung der Komplexität bei der Probenauswertung 

beiträgt. Das Fazit der Auswertung war, 

dass bei den heißen Funktionstests eine hochwertige, 

der industriellen Praxis entsprechende 

Schutzpassivierungsschicht ausgebildet wurde.l 

Authors 

Ing. Pavel Kůs, Ph.D. 1) 

Ing. Martin Kronďák, Ph.D. 2) 

Ing. Martin Skala 1) 

Ing. Alena Kobzová 2) 

Mgr. Petr Brabec 2) 

Mgr. Patricie Halodová, Ph.D. 1) 

Ing. Janka Mihóková 3) 

Ing. Štefan Tkáč 3) 

Ing. et Ing. Anna Černá 1) 

1) 

Centrum výzkumu Řež, s. r. o. 

Řež, Husinec, Czech Republic 

2) 

ÚJV Řež, a. s. 

Řež, Husinec, Czech Republic 

3) 

Slovenské elektrárne, a. s. 

Mochovce 1 

Kalná nad Hronom, Slovakia 

Collective dose in man.Sv/year 

2.5 

2.0 

1.5 

1.0 

0.5 

Armenia, ANPP 

Bulgaria, Kozloduy 

Czech Republic, EDU 

Finland, Loviisa 

Hungary, Paks 

Russia, avg. 

This article describes a methodology of creation 

and evaluation of a protective passivation 

layer on the inner surfaces of the primary 

circuit in a nuclear power plant. The 

article has two parts. The first part describes 

a theory and technological procedure of the 

formation of a protective oxidic corrosion 

layer during hot functional tests. These are 

illustrated in the example of hot functional 

tests at the Unit 3 of Mochovce nuclear power 

plant. In the second part of the article, the 

successful passivation is confirmed by the 

demonstrated through analysis of the formed 

layer. The evaluation of the successful passivation 

based on the characterization of the 

corrosion layer is shown. Based on the proposed 

chemical program, passivation was 

carried out in February and March 2019 at 

Unit 3 of Mochovce nuclear power plant. The 

resulting passivation layer was characterized 

by using selected analytical methods. The developed 

evaluation methodology uses several 

analytical techniques (Raman microscopy, 

Scanning electron microscopy, X-Ray Photoelectron 

Spectroscopy and others). The analytical 

techniques used were chosen to be 

complementary to each other, which contributes 

to the complexity of the sample evaluation. 

The conclusion of the evaluation was 

that a high-quality protective passivation 

layer, which corresponds with the industrial 

practice, was developed during hot functional 

tests. 

Introduction 

The basic purpose of passivating the surfaces 

of a primary circuit (PC) is the formation 

of a protective oxide layer this results 

in a corrosion rate reduction in the primary 

circuit, leading to the decrease of the 

amount of corrosion products that enter 

into the coolant during the nuclear power 

plant operation. The lower content of corrosion 

products in the coolant leads to a 

lower amount of material passing through 

the reactor core, where it is activated. Activated 

corrosion products are involved in 

the formation of radiation fields around 

the primary circuit. The passivation of the 

PC surfaces will consequently have a positive 

effect not only on equipment lifetime 

extension, but also on the reduction of the 

radiation load of workers and minimizing 

the formation of secondary radioactive 

waste. The first part of the presented paper 

0.0 

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 

Year 

Fig. 1. A collective dose of individual NPP units [1]. 

Slovakia, avg. 

Slovakia, EBO 

Slovakia, WMO avg. 

Slovakia, EMO 1 

Slovakia, EMO 2 

Ukraine, Rovno 

2.5 

2.0 

1.5 

1.0 

0.5 

0.0 

41

Hot functional tests – Passivation of a primary circuit of the Mochovce nuclear power plant VGB PowerTech 3 l 2020 

describes the technological process of the 

protective oxidic corrosion layer formation 

during hot functional tests (HFT) at Unit 3 

of Mochovce nuclear power plant. The second 

part shows the evaluation of passivation 

success based on the quality of the corrosion 

layer. F i g u r e 1 compares the collective 

doses of the NPP units, where 

passivation was performed (connected by 

a line) and units where passivation did not 

take place (unconnected). [1] 

Outer 

layer 

Inner 

layer 

Magnetite 

Fe 3 O 4 

Fe, Cr, Ni-spinelide 

(Fe,Cr, Ni) 2 O 4 

Hot functional tests procedure 

HFT of the PC system, when the coolant 

temperature is raised close to the operating 

temperature, is considered as the first contact 

of the primary circuit construction material 

of the new nuclear power plant with 

the aquatic environment. This contact affects 

the formation of the passivation layer 

and consequently the corrosion behaviour 

of the materials. The way of performing 

HFT, such as used chemical regime, technological 

parameters setting and duration 

of HFT itself influence a success of formation 

of the passivation layer, its quality and 

protective effect. The recommended duration 

of the HFT is 15 days regardless of the 

choice of the chemical regime. [2 to 4] 

Passivation layer 

Formation of a stable passivation layer on 

the surface of PC requires that the chemistry 

during HFT is similar to the real operating 

conditions, i.e. the alkaline reducing 

environment of VVER reactors. This is the 

only way to avoid a situation where the 

passivation layer is undesirably transformed 

and its passivation properties are 

lost when the unit is switched to normal 

operation. The choice of the future operating 

chemical regime also determines the 

chemical regime at HFT. 

All primary circuit components are either 

made of stainless steel (SS) or are plated 

with stainless steel (austenitic titanium 

stabilized stainless steel equivalent to 321 

SS is used). A layer differing in composition 

and structure from the original surface 

of the material, is formed during the HFT 

on the steel surfaces.The hydrothermal 

protective layer on the surface of the materials 

is generally consisted of two sublayers 

– the inner and outer oxide layer. They differ 

by origin, chemical structure and composition. 

(F i g u r e 2 ) 

The inner oxide layer is formed as a result 

of corrosion of the base material. Its formation 

is determined by the ion diffusion rate 

of elements (Fe, Ni, Cr, etc.) in the crystalline 

structure of the material. The inner 

layer is compact, cohesive, pseudomorphically 

adhered with the metal lattice and 

electrically nonconductive. It has protective 

passivation properties, i.e. its presence 

on the surface of the material reduces the 

corrosion rate and the release rate of corrosion 

products into coolant. Its composition 

depends on the respective hydrothermal 

Fe – Cr – Ni – (Ti) 

Base material 

conditions, but it is mostly composed from 

oxides with a spinel structure and is enriched 

with Cr in relation to the base material. 

The main constituent ratio Fe: Cr: Ni is 

generally between 5:5:1 and 10:10:1. Typical 

components of the layer under pressurized 

water reactor conditions are i.e. 

FeCr 2 O 4 , Fe 2 CrO 4 , FeCrNiO 4 etc. 

The outer oxide layer is formed by recrystallization 

(precipitation) from the aqueous 

phase. The rate of its formation is determined 

by the solubility of their components 

in the coolant and the mass transfer 

process intensity. The layer is coarsely crystalline, 

less adhering and cohesive. The 

layer is enriched mainly with Fe in relation 

to the base material. Typical outer layer of 

under pressurized water reactor conditions 

is magnetite Fe 3 O 4 . The outer layer is not 

protective and is an accompanying phenomenon 

of surface passivation during 

HFT. 

Commissioning of NPP Mochovce 

Unit 3 

HFT was performed in 2019 on NPP Mochovce 

Unit 3 (Slovak Republic). It consisted 

of two main parts: i) flushing the 

system with demineralized water including 

cold pressure tests and ii) HFT itself. 

Fuel is not loaded during the HFT 

Austenite 

γ-Fe 

Fig. 2. Image of a passivation layer in forward-scattered electrons (FSD) with marked point of 

EBSD analysis (left) and relevant EBSP´s and crystallographic models with phase 

orientation determination (right). 

Tab. 1. HFT chemical regime program. 

and stainless-steel fuel assembly imitators 

are used instead. Technological parameters 

(temperature and pressure) were close to 

operating values; 260 °C, 12.3 MPa. Teams 

of CVŘ and ÚJV Řež designed the HFT program 

(Ta b l e 1 ) with the aim of creating 

a compact protective layer. Further a methodology 

was developed for evaluating the 

success of the layer formation and its characterization. 

HFT chemical program 

HFT consists of several sub-stages: 

Sub-stage 1 – Filling primary circuit and 

cold pressure test 

A pressure test of 0.5 MPa was performed 

after filling up the primary circuit with 

demineralized water. The temperature in 

the circuit was < 30 °C. After the pressure 

test, the water was heated up to 40 to 60 °C. 

Hydrazine was then dosed to remove residual 

oxygen from the water at this stage. 

Sub-stage 2 – Preheating of primary circuit 

In this stage the primary circuit was preheated 

of up to approx. 150 °C. 

Sub-stage 3 – Purification of the reactor 

The temperature of the water in the primary 

circuit was kept stable around 150 °C 

and then increased to 190 °C. At the beginning 

of this stage, the reactor was cleaned 

Stage Parameter Limit Units Note 

Sub-stage 1 + 2 pH at 25 °C 5.6 to 7.5 --- Before dosing KOH 

Sub-stage 3 + 4 pH at 25 °C 9.0 to 10.2 --- After dosing KOH 

Sub-stage 3 + 4 pH at 300 °C (calculated) 6.9 to 7.5 --- After dosing KOH 

Throughout HFT Cl - and F - < 0.1 µg·kg -1 

K + 2 to 5 µg·kg -1 After dosing KOH 

Throughout HFT O 2 < 0.02 µg·kg -1 at > 120 °C 

Throughout HFT SiO 2 < 0.2 µg·kg -1 --- 

Throughout HFT Suspended solids < 0.2 µg·kg -1 --- 

Sub-stage 3 + 4 H 2 2 to 5 mL·kg -1 Expected level 

42



up from corrosion products using ion exchange 

stations. When the temperature 

reached 190 °C, the KOH was dosed to set a 

high temperature pH to 6.9 to 7.5. 

At this sub-stage, hydrogen was produced 

according to the following equations (Shikorr’s 

equations): 

Fe (s) + 2 H 2 O Fe (OH) 2 (s) + H 2 

3 Fe (OH) 2 (s) Fe 3 O 4 (s) + 2 H 2 O + H 2 

Sub-stage 4 – Passivation of inner surfaces 

A temperature of 260 °C and a pressure of 

12.6 MPa were reached. The high temperature 

pH was maintained by constant dosing 

of KOH to PC. The control of the chemical 

regime was realized by connecting a mixed 

filter. Degassing of the coolant was limited 

to prevent removing of created hydrogen. 

Sub-stage 5 – Cooling of reactor 

In this sub-stage the oxygen-free regime 

was maintained and the water in the reactor 

was cooled gradually to the initial 30 °C. 

The overall course of the temperature during 

the HFT and the KOH dosing followed 

by the formation of H 2 is shown in F i g - 

ure 3. 

Passivation layer investigation 

The evaluation of the quality of the formed 

passivation layer was based on the characterization 

of the crystal structure (SEM/ 

EBSD and TEM and also Raman microscopy 

at 532 nm and 633 nm), measurement 

of the layer thickness (SEM-FIB or ESCA) 

and determination of a chemical composition 

of both layers formed (ESCA, SEM/ 

EDS). 

The evaluation of the resulting passivation 

layer was carried out on two types of samples 

(surface silicone replicas and samples 

of metal piping). Surface replicas were collected 

in accessible parts of the primary 

circuit (reactor vessel and steam generator) 

using high-resolution replication material. 

Laboratory evaluation of the replicas 

was focused on analysis of particles extracted 

from passivated surfaces and overall 

characteristics of replicated relief. A total 

of 15 replicas was taken from the 9 locations 

of the PC. 

Replicas were subject of macro and microscopic 

examination in the laboratory. 

The surfaces of selected samples were documented 

with stereomicroscope and scanning 

electron microscope (SEM) in the 

backscattered electrons (BSE) and secondary 

electrons imaging (SE) mode. The 

chemical composition of particles embedded 

in replicas were subjected to SEM analysis 

using an energy dispersive spectrometer 

(EDS). 

For a direct analysis of the formed passivation 

layer, parts of the metal piping of the 

pressure measurement system, temporarily 

located in the reactor core during HFT, 

were harvested. Material of the sampled 

metal piping is identical to the basic construction 

material of PC (steel grade 

08Ch18N10T, equivalent to 321SS). The 

samples were removed from two locations 

of the reactor well. 

Methods and equipment 

Evaluation of surface of passivated samples 

and analysis of oxidic passivation layer in 

cross section was done by methods of electron 

microscopy. Three electron microscope 

sets were used for analyses: 

–– 

Scanning electron microscope VEGA TS 

5130 XM with EDS analyser X-MaxN80 

–– 

Scanning electron microscope with focused 

ion beam FIB-SEM LYRA3 GMU 

with EDS analyser X-MaxN80 and 

EBSD analyser Nordlys Max3 

–– 

Transmission electron microscope 

JEOL JEM 2200FS with EDS analyser 

X-MaxN80 LTE. 

Raman microscopy 532 nm was carried out 

using Raman dispersion spectrometer 

(Nicolet model DXR2xi) equipped with 

confocal microscope Olympus (magnification 

10 and 50x) and multichannel 

cooled CCD camera as detector. 532 nm 

laser with max. power 10 mW was used as 

a source. High resolution grating was used 

(1,800 lines/mm) and aperture was 25 to 

50 µm. 

Following parameters were used for sample 

measurement: 10 mW and 120 s accumulation 

time. The spot spectra were 

measured to accommodate convex shape 

of the samples and to get better laser and 

objective focus. The spectrum was measured 

in range 100 to 2,000 cm -1 . 

Samples were measured using a dispersion 

Raman micro spectrometer Invia (Renishaw). 

A 633 nm HeNe laser with a maximum 

power of 12 mW with an 1800 l/mm 

grid was used. The spectrometer is also 

equipped with lenses for 5, 20, 50 and 100 

magnification, which was also used for 

measuring spectra. 

Six spectra (from 6 different sites) were 

measured on the surface of the samples. 

Two accumulations of 60 seconds at a power 

of 0.8 mW were measured to obtain a 

single spectrum. The spectrum was measured 

in the range of 100 to 2,000 cm -1 . 

XPS measurement was carried out using 

the Omicron Nanotechnology instrument. 

The primary radiation was monochromatic 

light of Al lamp with energy 1,486.7 eV. 

The CAE (constant analyser energy) mode 

was used. Copper measurement-based calibration 

was used. The code used for spectra 

evaluation was CasaXPS using peak 

area and database values of relative effective 

diameters were used for concentration 

determination. 

Results 

Temperature in o C 

280 

260 

240 

220 

200 

180 

160 

140 

120 

100 

80 

60 

Temperature 

Potassium 

Hydrogen 

40 

1 

Start of KOH dosing. 

End of 

The beginning of 

20 

the main phase 

the main phase 

0 

0 

6.2.2019 13.2.2019 20.2.2019 27.2.2019 6.3.2019 13.3.2019 20.3.2019 

Fig. 3. Dosing KOH and formation of hydrogen. 

Date 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

Concentration H 2 in Nml/l 

Concentration K in mg/l 

The impression marks especially after machining 

of replicated surfaces were observed 

during visual inspection of the silicone 

replica samples. Particles of metallic 

appearance fixed on the surface of the replicas 

were observed only rarely. No trace of 

extraction of the oxide layer from the passivated 

surfaces was observed visually or 

through the stereomicroscope, which confirms 

the passivation layer high adhesivity 

and it is an indicator of a successful passivation. 

The surfaces of the metal samples were observed 

with the electron microscope (SEM) 

in SE mode. The results show the presence 

of a continuous thin layer on the pipe surface, 

which follows the original tube relief, 

including its irregularities. This layer is 

coated with grains, identified as magnetite, 

which are limited by their own crystal 

shapes. Surface irregularities, in the form 

of pits, scratches and grooves, formed during 

the machining of the pipes, were de- 

43

Hot functional tests – Passivation of a primary circuit of the Mochovce nuclear power plant VGB PowerTech 3 l 2020 

tected in the process of analysing the sample 

surfaces. It has been confirmed that a 

continuous oxide layer also forms on these 

surface defects (see F i g u r e 4 ). 

Thin lamella samples were prepared by insitu 

lift-out technique on FIB-SEM to study 

the passivation layer cross- section 

with EBSD analysis. The cross section images 

(perpendicular to the original sample 

surface) show that the passivation layer is 

complex, consisting of two types of oxides. 

The thickness of this complex layer varies, 

on average is between 1 to 2 µm, as is 

shown on F i g u r e 5 . 

The layer continuously covers the steel surface 

and there was no directly exposed 

metal on the surface observed on any of the 

analysed samples. The boundary of the inner 

oxide layer with the base material is 

undulated. The inner oxide layer is formed 

from the topotactic transformation of the 

steel surface and partially copies the original 

relief of the steel surface given by the 

final mechanical treatment of the component. 

The oxidic phase of the inner layer 

fills minor irregularities of the steel surface. 

The boundary of the inner layer with 

the outer oxide layer is thus straight and 

very regular (see F i g u r e 5 ). The outer 

oxide layer is formed by crystal growths 

having perfectly flat areas on their external 

surface. 

TEM analysis confirms the compact nature 

of the oxide layer that covers the base material. 

The inner layer consists of nanocrystals 

structurally corresponding to a Fe-Cr- 

Ni spinelide in an amorphous matrix, the 

outer layer consists of individual magnetite 

crystals Fe 3 O 4 Figure 6. 

TEM analysis, STEM-BF image showing the 

structure of the complex oxide layer (left), 

EDS line profile across the oxide layer reveals 

the distribution of elements in both 

oxide layers and the base metal (SS, right). 

Raman microscopy at both wavelengths 

(532 and 633 nm) confirmed the occurrence 

of the spinel structure Fe 3 O 4 , alternatively 

Me x FeyO 4 . FeCr 2 O 4 was also confirmed 

in some spectra. Graphitic carbon 

was found in the measured Raman spectra 

as impurities on the surface. 

The results of Raman spectrometry were 

confirmed by ESCA analysis also determining 

carbon presence on sample surface by 

XPS. As the time of dedusting progressed, 

the carbon concentration decreased. From 

the results it is possible to conclude that 

the presence of carbon is an impurity only 

and it is located on surface only. On the 

contrary, as the time of dedusting progressed, 

the iron – chromium – nickel content 

increased, indicating the presence of 

spinelides. 

Fig. 4. Scanning electron microscopy (SEM), imaging in SE mode. 

Fig. 5. The thickness measurement of the cross-section across the oxide layer attached to steel, 

SE images (FIB-SEM LYRA3 GMU). 

Magnetite 

Cr-Fe-Nispinelide 

SS 

Fig. 6. TEM analysis results. 

44

8 > 

Umschlag_S-026-00-2013-04-EN_A3q.indd 1 11.09.2013 10:21:02 



Conclusions 

The surface passivation of the primary circuit 

(Sub-stage 4 of HFT) of NPP Mochovce 

Unit 3 was successful and fulfilled its purpose. 

During the 13 days when the surface 

was in contact with water at near operating 

parameters (260 °C and 12.2 MPa), the 

conditions for the formation of the passivation 

layer were maintained. Minor deviations 

from the recommended chemical parameters, 

which had occurred during passivation, 

were corrected in time and did 

not affect the resulting layer. This was confirmed 

with the several independent analytical 

methods. 

During the surface passivation, a complex 

passivation layer consisting of two sub-layers, 

as planned, was formed on the inner 

surfaces. The inner oxide of spinel structure 

(FeCrNi) 2 O 4 was created by diffusion 

processes from the base material and it was 

enriched with chromium and nickel, which 

have a protective (passivating) character. 

The outer oxide layer consists mainly of 

magnetite Fe 3 O 4 spinelide. This second 

sub-layer was formed by precipitation from 

an aqueous solution. Both sub-layers differ 

in character, composition and, last but not 

least, morphology and crystalinity. This 

passivation layer structure corresponds 

with the required conditions as stated in 

EPRI publication (reference).report. 

It can be expected, that created layer will 

protect the base material against corrosion 

and will positively influence the intensity 

of radiation field formation and the radiation 

situation around primary circuit. 

Literature 

[1] Hot functional test at VVER NPPs Mochovce 

and Temelin, Kůs P., Skala M., VINANST-12– 

Nha Trang 2.-4.8.2017. 

[2] Primary Coolant Technology and Experience 

in VVER units. Zmítko, M., in Japan; 2004. 

[3] VVER-440 and VVER-1000 primary water 

chemistry guidelines, M. Zmítko, K. Šplíchal, 

NRI report Z 872, November 2002. 

[4] CVŘ Z 313 - Zhodnocení dokumentu: 3P060 - 

Program pasivácie zariadení I.O. pre 3.blok 

MO34. Kůs, P.; Bártová, Š.; Vonková, K., July 

20, 2015. 

[5] Advanced Nuclear Technology: Optimum Hot 

Functional Testing Chemistry Control Practices 

for Pressurized Water Reactors. EPRI, 

Palo Alto, CA: 2016. 3002008296. l 

VGB-Standard 

Civil Engineering in Nuclear Power Plants 

Ausgabe/edition 2013 – VGB-S-026-00-2013-04-EN 

DIN A4, 122 Pages, Preis für VGB-Mit glie der € 220,–, für Nicht mit glie der € 300,–, + Ver sand kos ten und MwSt. 

DIN A4, 122 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 220,–, for non mem bers € 300,–, + VAT, ship ping and hand ling. 

The peculiarities of permit and licence requirements, planning, construction and assembly, 

maintenance and operational upgrades (retrofits) in nuclear power plants are numerous and 

need to be handled in coordination with the responsible (national, province or regional) 

government authorities and agencies, with full consideration for all standards and requirements 

for structural and plant engineering. 

This Standard is intended to provide planners, constructors, suppliers, operators, authorities 

and other stakeholders with a document based on the principles of German nuclear legislation, 

which puts together the special structural requirements and procedures for the planning and 

construction of nuclear power plants. Reference is made to the respective regulations, rules, 

VGB PowerTech e.V. Fon: +49 201 8128 – 0 

Klinkestraße 27-31 Fax: +49 201 8128 – 329 

45136 Essen 

www.vgb.org 

technical codes and standards, etc. 

A project group, set up with the backing of the VGB „Civil Engineering in Nuclear Power Plants“ 

Working Panel and involving all the disciplines associated with structural engineering, 

has identified and described the most up-to-date experience including knowledge 

gained from on-going new build and upgrade projects. The names of those who 

gave their input are listed in the index of authors. 


Civil Engineering 

in Nuclear Power Plants 

VGB-S-026-00-2013-04-EN 

VGB PowerTech Service GmbH 

Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften 


45257 Essen 

Germany 

Fon: +49 201 8128-200 

Fax: +49 201 8128-302 

E-Mail: mark@vgb.org 


Standards for professional leadership behaviour 

Ausgabe/edition 2016 – VGB-S-041-00-2016-04-EN 

DIN A4, 15 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der € 150,–, für Nicht mit glie der € 200,–, + Ver sand kos ten und MwSt. 

DIN A4, 15 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 150.–, for non mem bers € 200.–, + VAT, ship ping and hand ling. 

The present VGB-Standard has been developed by a Peer Group specifically created for this purpose 

involving colleagues from the companies EnKK, EKK and RWE Power. 

The Peer Group analysed deviations from the international “Best Practice” of leadership culture. 

The ideas about and the understanding of “leadership” for the German nuclear power plants were 

described in a document for the 175th meeting of the Technical Committee on “Nuclear Power Plant 

Operation”. This resulted in the mandate to translate the subject into the present VGB-Standard. 

The VGB-Standard is addressed to all German operators of nuclear power plants. However, the contents 

are equally applicable to other lines of business and industries where safety-driven work is done. 


Standards for professional 

leadership behaviour 




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

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

45

Effect of moisture types on fuel flowability VGB PowerTech 3 l 2020 

Effect of moisture types 

on fuel flowability 

Patrycja Slotte, Paweł Leśniewski, Kari Peltola, Marcin Klajny and Vesna Barišić 

Kurzfassung 

Einfluss von Feuchtigkeit auf die 

Fließfähigkeit von Brennstoffen 

Die Fließfähigkeit ist ein Schlüsselparameter, 

der sich auf die Handhabung und Transportfähigkeit 

eines Brennstoffs auswirkt und daher die 

Konstruktion von Brennstofflager- und -zuführungssystemen 

beeinflusst. Folglich hat die ordnungsgemäße 

Funktion von Brennstoffhandhabungssystemen 

einen großen Einfluss auf die 

Verfügbarkeit und den zuverlässigen Betrieb eines 

Kraftwerks. Jeder Brennstofftyp hat seine 

einzigartigen Eigenschaften, unter denen die 

Feuchtigkeit, insbesondere die Oberflächenfeuchtigkeit, 

als ein Hauptparameter erkannt 

wird, der die Fließfähigkeit und Vermischung in 

Silos und Brennstoffförderern behindert. 

Die Kontroversen im Zusammenhang mit der 

Oberflächenfeuchte hängen zusammen mit: a) 

uneinheitlichen Definitionen der analytischen 

Standards für die Feuchtigkeitsbestimmung, b) 

der Komplexität der Quantifizierung, insbesondere 

im Fall von gering inkohlten Kohlen, für 

die die praktische Erfahrung bestätigt, dass die 

bestehenden Standards, die auf der Bestimmung 

der Gleichgewichtsfeuchte basieren (z.B. 

ASTM D1412), keine zuverlässigen Ergebnisse 

liefern. Darüber hinaus ist eine standardmäßige 

Gleichgewichtsfeuchtebestimmung eine zeitaufwändige 

Laboranalyse, die im Portfolio 

kommerzieller oder Kraftwerkslabors nicht üblich 

ist. 

Um die oben genannten Punkte zu behandeln, 

wurden verschiedene Definitionen von Feuchtigkeit 

und Feuchtigkeitsbestimmungsmethoden 

diskutiert. Es wurden vorläufige experimentelle 

Ergebnisse zum Einfluss der Feuchtigkeit 

auf die Fließfähigkeit des Brennstoffs 

gezeigt. Die experimentellen Tests wurden für 

unterschiedliche Kohlen unterschiedlicher Herkunft 

durchgeführt. 

l 

Authors 

Patrycja Slotte 

Paweł Leśniewski 

Kari Peltola 

Marcin Klajny 

Vesna Barišić* 

Sumitomo SHI FW 

Research and Development Department 

Varkaus, Finland 

Flowability is a key parameter affecting handling 

and transportability of a fuel, and 

therefore affecting the design of fuel storage 

and feeding systems. Consequently, a proper 

function of fuel handling systems greatly affects 

availability and reliable operation of a 

power plant. Each fuel type has its unique 

properties, among which moisture, and especially 

surface moisture, is recognized as a 

main parameter to hinder the flowability 

and mixing in silos and fuel conveyors. 

The controversies related to surface moisture 

are linked to: a) inconsistent definitions 

among analytical standards for moisture determination, 

b) complexity to quantify especially 

in case of low-rank coals, for which 

practical experience confirmed that existing 

standards based on determination of equilibrium 

moisture (for example ASTM D1412) 

fail to provide reliable results. Moreover, a 

standard equilibrium moisture determination 

is a time-consuming laboratory analysis 

that is not commonly included in the portfolio 

of commercial, or power plant operator’s 

laboratories. 

To address the above, different definitions of 

moisture and moisture determination methods 

were discussed. Preliminary experimental 

results of the effect of moisture on fuel 

flowability were shown. The experimental 

tests were carried out for coals of different 

rank and origin. 

Introduction 

Availability and reliable operation of a 

power plant is dependent on a proper function 

of fuel storage and fuel handling systems. 

In order to design storage and handling 

equipment in such a way that no flow 

problems occur, e.g., flow obstructions, irregular 

flow or flooding, knowledge of flow 

properties is necessary. In literature, terms: 

flowability, handleability, and transportability, 

are often used interchangeably, but 

one can define flowability as more of fuel 

intrinsic characteristic while handleability 

and transportability as how fuel can be 

moved with a dedicated equipment. 

Based on Sumitomo SHI FW experience 

blockages in fuel feeding systems occasionally 

occur when a change in the fuel flow 

direction takes place or when coal is in contact 

with a hot surface. These problems 

were mainly observed in case of low-rank 

coals and fuel properties, which led to reduced 

fuel flowability, were identified to 

be: high moisture content – surface moisture, 

high proportion of fine particles and 

high clay mineral content. In addition to 

these also other factors like temperature 

and consolidation pressure and time are 

often reported in literature to hinder flowability 

[1 to 5]. Among these parameters’ 

moisture, especially surface moisture, is 

commonly recognized as a key factor affecting 

handling of a fuel. 

Moisture leads to the appearance of liquid 

bridges between particles. Such bridges 

create a strong capillary force, pulling adjacent 

grains together. As the moisture increases, 

the interparticle forces will increase 

correspondingly giving rise to greater 

cohesion and reduced flowability [2-4]. 

Interparticle cohesion and adhesion of the 

particles to the walls are the two main 

physical forces governing flowability [3, 

4]. In general, fine particles display more 

cohesive and adhesive forces than the larger 

particles. Several studies reported in literature 

were carried out to determine the 

influence of moisture on fuel flowability, 

and it was found that the influence is higher 

at high levels of fines [1, 5]. Fraction 

smaller than 0.5 mm was found to be the 

most sensitive to moisture content while 

fraction bigger than 3 mm was the least affected 

by the moisture content [1]. 

Coal utilized in CFB boilers has a broad 

particle size distribution with recommended 

D50 in the range of 1 to 3 mm depending 

on the fuel. The recommended D10 is 

in the range of 0.35 to 1 mm. Based on the 

results from [1] such range can indicate 

that the influence of moisture on flowability 

is insignificant. However, the effect can 

be significant for some coals which, e.g., 

are prone to particle size reduction during 

transport, storage and feeding but also due 

to segregation of coarse and fine particles. 

Uniform material with known PSD could 

become completely inhomogeneous at the 

end of its journey through process plants 

specifically, if the fuel feeding system has 

not been optimized. 

Most of the above-mentioned parameters 

can be measured by laboratory tests and 

evaluated against respective design crite- 

46



ria. However, such tests alone cannot provide 

unambiguous information of the handling 

properties, e.g., at which moisture 

content stickiness will start to create problems. 

Therefore, there is a need for a method 

to determine fuel flowability. Currently, 

the standard methods used for quantification 

of fuel flowability are: standard test 

method for shear testing of bulk solids using 

the Jenike shear cell (ASTM D6128- 

06), shear test method for bulk solids using 

the Schulze ring shear tester (ASTM 

D6773-02), Coal flow properties (ISO 

15117-1), determining the transportability 

index by GIG method (PN-82/G- 04544), 

and Proctor/Fagerberg method. 

Methods based on shear testing (ASTM 

D6128-06, ASTM D6773-02, ISO 15117-1) 

are mainly based on the dependence of unconfined 

yield strength on consolidation 

stress of bulk solids. The most common use 

of this information is in the design of storage 

bins and hoppers to prevent flow stoppages 

due to arching and ratholing. Polish standard 

PN-82/G-04544 is based on tensile 

strength measurements and is used to determine 

transportability of fine-grained coal 

assortments. Proctor/Fagerberg method is 

the applicable standard in the boat transport 

of coal, iron and other bulk material. 

Even though above-mentioned methods are 

suitable for assessment of material flowability, 

they are not fully adequate for the purpose 

of research that aims at identifying and 

quantifying fuel properties that affect 

flowability. For the purpose of this research 

Sumitomo SHI FW (SFW) developed own 

laboratory equipment and method, results 

of which will be discussed in this paper with 

primary focus on the effect of moisture. 

Definition of fuel moisture types as 

in ASTM and ISO standards 

In general, total moisture is considered as 

the moisture in the pores of the coal (inherent, 

bed moisture) and the moisture present 

on the surface of the particles (surface 

moisture). Surface moisture is defined as 

that portion of total moisture in a sample of 

coal that is in excess of inherent moisture 

(ASTM D121). However, there is no standardized 

method for determination of neither 

inherent nor surface moisture and in 

practice the various forms of moisture in 

coal are described based on standards for 

moisture determination. The most commonly 

used are air-dry loss and air-dried 

moisture, also called residual moisture. 

Moisture types and procedure used for 

their determination are defined in the following 

standards which were reviewed in 

this paper: ISO 589 (determination of total 

moisture in hard coal), ISO 5068 (determination 

of total moisture in brown coals and 

lignites), ASTM D3302 (determination of 

total moisture in coal and coke), ASTM 

D121 (standard terminology of coal and 

coke), ASTM D2013 (standard method of 

Tab. 1. Definition of fuel moisture types based on standards. 

Moisture type Definition Standard 

Total moisture 

(as received) 

= Free moisture (air-dry loss) + Residual 

(air-dried) moisture 

preparing coal samples for analysis), ASTM 

D3173 (standard test method for moisture 

in the analysis sample of coal and coke), 

ISO 589, ISO 5068, ASTM D3302, 

ASTM D121 

Free moisture 1) = Air-dry loss 2) 1) ISO 589, 2) ISO 5068 

Total moisture = Free moisture + Inherent moisture ASTM D121 

Inherent moisture ≠ Residual (air-dried) moisture ASTM D121, ASTM D3302 

Inherent moisture = Bed moisture ASTM 1412 

Surface moisture = Excess of inherent moisture, Free moisture ASTM D121 

Surface moisture 

(excess/extraneous) 

≠ Air-dry loss 

ASTM D121 

Equilibrium moisture = Inherent moisture, high rank coals ASTM D1412 

Equilibrium moisture < Inherent moisture, low rank coals ASTM D1412 

Surface moisture ≈ Total moisture 3) – equilibrium moisture 4) 3) ASTM D3302, 4) ASTM D1412 

Tab. 2. Different methods for moisture determination based on standards*. 

Moisture type Procedure Outcome Applicability Standard 



Free moisture; 

Residual 

moisture 



Air-dry loss 

Residual 

moisture 

Air-dry loss 


Air-dry loss 

Residual 

moisture 

Equilibrium 

moisture 

Crushed sample is dried in either 

nitrogen or air at 105–110 °C. 

1. Sample is dried in air at ambient T 

or at elevated T not higher than 40 °C. 

= free moisture 

2. Crushed air-dried sample is dried in 

nitrogen or air at 105–110 °C. 

= residual moisture 

Crushed sample is dried in nitrogen at 

105-110°C. 

1. Sample is crushed and then dried in 

air at ambient T or at T not higher than 

40 °C. = air-dry loss 

2. Air-dried sample is further crushed 

and dried in nitrogen at 105–110 °C. 

= residual moisture. 

1. Drying floor method: gross sample 

is spread on the floor to a depth of not 

more than twice the top size of the 

coal. The sample is mixed and stirred 

from time to time. Air drying continues 

until the weight loss becomes no more 

than 0.1 %/h. 

2. With air-drying oven: same as 

the first step in total moisture 

determination. 

1. Gross or crushed sample is dried in 

air at ambient T or 10–15 °C above 

ambient air T**, max oven 

T ≤40 °C. = air-dry loss 

2. Prepared sample is air-dried in 

oven at 107 °C (+/-3) for defined time 

dependent on the particle size. = 

residual moisture 

1. Crushed sample is wetted, placed 

in a vacuum-type desiccator with 

saturated solution of K 2 SO 4 to maintain 

relative humidity at 96 to 97 %. 

Evacuate the desiccator to pressure 

about 30 mm Hg and immerse it in a 

water bath or insulated air cabinet at 

30 °C (+/- 0.2 °C) for 48 h; lignites 

are equilibrated for 72 h. 

2. The weight of equilibrated sample 

is taken and then dried in the oven at 

105 °C for 1.5 h, in air or nitrogen. 

Total moisture is 

calculated from the 

loss in mass. 

Total moisture = free 

moisture + residual 

moisture 

Total moisture is 

calculated from the 

loss in mass. 

Total moisture = 

air-dry loss + 

residual moisture 

Air dry loss moisture 

is calculated from 

the loss in mass. 


(adjusted to a.r. 

basis) = air-dry loss 

+ residual moisture 

Equilibrium moisture 

is calculated from 

the loss in mass 

hard coals ISO 589 

(1-stage 

method) 

hard coals ISO 589 

(2-stage 

method) 

brown coals 

and lignites 

brown coals 

and lignites 

all coal 

ranks 

and coke 

all coal 

ranks 

and coke 

all coal 

ranks 

ISO 5068 

(1-stage 

method) 

ISO 5068 

(2-stage 

method) 

ASTM 

D3302 

ASTM 

D3302 

ASTM 

D1412 

* particle size is specified in standard methods for moisture determination; 

** in case of low-rank coals such as subbituminous or lignitic coals, T shouldn’t be more than 10 °C above 

ambient T and shouldn’t exceed 18 h. 

and ASTM D1412 (standard test method 

for equilibrium moisture at 96 to 97 percent 

relative humidity and 30 °C). The ter- 

47


minology and procedures mentioned in 

these standards were summarized in 

Ta b l e 1 . Definition of fuel moisture types 

based on standards and in Ta b l e 2 . Different 

methods for moisture determination 

based on standards. 

As shown in Ta b l e 1 definitions are inconsistent 

among analytical standards for 

moisture determination. Inherent moisture 

and equilibrium moisture can be approximated 

based on ASTM standards, and thus 

provide a better approximation of the surface 

moisture. The equilibrium moisture 

(ASTM D 1412) with total moisture (ASTM 

D 3302) can be used to estimate the surface 

moisture of wet coal as indicated in Ta - 

b l e 1 . However, for low-rank coals the existing 

standards based on determination of 

equilibrium moisture fail to provide reliable 

results. Moreover, a standard equilibrium 

moisture determination is a time-consuming 

laboratory analysis that is not commonly 

included in the portfolio of commercial 

or power plant operator’s laboratories. 

Determination of total moisture in a coal 

sample is a standardized procedure both by 

ISO and ASTM standards. The most common 

methods to determine moisture, as 

shown in Ta b l e 2 , involve thermal drying 

in air but if coal is susceptible to oxidation, 

as are some low-rank coals with a high 

moisture content, the heating can be done 

in an inert atmosphere. Thermal drying can 

be a one-stage or a two-stage procedure. 

The two-stage procedure includes first drying 

in atmosphere at approximately ambient 

temperature, i.e., max 40 °C (air-dry 

loss, free moisture) and later at temperatures 

a few degrees above the boiling point 

of water (residual moisture, air-dried moisture). 

Air drying only removes water that 

can evaporate at or near ambient laboratory 

conditions leaving in the coal water that 

will not evaporate at those conditions. 

Therefore, residual moisture (air-dried 

moisture) is neither a standard state nor a 

characteristic property of a coal it cannot be 

used for approximation of surface moisture. 

The sum of the two, air-dry loss and 

residual moisture is considered the total 

moisture. One of the main difficulties in determining 

total moisture is that of minimizing 

changes in the moisture content of the 

sample while preparing the final sample. 

Experimental study 

Experimental equipment designed at SFW 

consists of stainless steel pipe, so-called drop 

pipe, with adjustable slope (up to 60 °) and 

adjustable temperature (up to 400 °C). The 

picture of the test rig is shown in Figure 1. 

The procedure for testing flowability is simple 

and consists of three main steps: 

–– 

At pre-set inclination of the drop pipe, 

known amount of sample is subjected to 

flow.Recording the weight of the sample 

that leaves the drop pipe. 

–– 

Steps 1-2 are repeated by changing slope 

in the range 20 ° to 60 °. 

Fig. 1. Test rig for determination of fuel flowability. 

Proximate analysis in %, a.r. 

100 

80 

60 

40 

20 

0 

Free moisture 

Residual moisture 

Ash 

Volatile 

Fixed carbon 

Bit-1, PL 

5.8 

2.5 

22.1 

26.0 

43.6 

Fig. 2. Proximate analysis of tested coal samples. 

Content in % 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

Four coals of different rank and origin were 

tested, i.e., three Polish coals - subbituminous 

(Sub, PL), two bituminous coals (Bit- 

1, PL and Bit-2, PL); and one German coal 

– lignite (Lig, DE). Proximate analysis is 

shown in F i g u r e 2 . The moisture content 

varied for all coals and the total moisture 

content seemed to follow the coal rank, 

Bit-2, PL 

6.9 

4.2 

13.2 

28.7 

47.0 

Sub, PL 

10.8 

7.5 

17.6 

24.2 

39.9 

Moisture in coal fractions < 1 mm and > 1 mm 

Bit-1, PL Bit-2, PL Sub, PL Lig, DE 

Lig, DE 

44.2 

7.0 

2.0 

24.3 

22.5 

Free M Total Free M Total 



Passed the sieve in wt-% 

Bit-1, PL, 9 % AR 

Sub, PL, 17 % AR 

Bit-2, PL, 10 % AR 

Lig, DE, 45 % AR 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

0,1 1 10 100 

Passed the sieve in wt-% 

Bit-1, PL, 1 % AD 

Sub, PL, 8 % AD 

Bit-2, PL, 2.5 % AD 

Lig, DE, 18 % AD 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

0,1 1 10 100 

Size in mm 

Size in mm 

Fig. 4. Particle size distribution curve of as-received coals. 

Fig. 5. Particle size distribution curve of air-dried coals. 

100 

Bit-1, PL, 9 % AR 

Sub, PL, 17 % AR 

Bit-1, PL, 1 % AD 

Sub, PL, 8 % AD 

Bit-2, PL, 10 % AR 


Bit-2, PL, 2.5 % AD 


100 



Lig, DE, 55 % water-deped 

Non-flowable fraction in wt-% 

80 

60 

40 

20 

0 

30 35 40 45 50 55 60 


80 

60 

40 

20 

0 

30 35 40 45 50 55 60 

Slope in o C 

Slope in o C 

Fig. 6. Flowability test results for AR and AD samples. 

Fig. 7. Flowability test results for Lig, DE. 

ception of Bit-1. Highest loss of moisture 

was observed for Lig, DE, the AR moisture 

content is usually above 50 wt%. In F i g - 

u r e 3 moisture content in different coal 

fractions is shown. Moisture, free and total, 

is higher in particle size fraction smaller 

than 1 mm. Moisture was determined according 

to ISO standards: Total M = Free M 

+ Residual M. For each coal type, several 

moisture contents were tested: as received 

(AR), air-dried (AD), 2-4 water-doped samples 

in which moisture is higher than AR. 

Particle size distribution curves for AR and 

AD coal samples are shown in F i g u r e 4 

and F i g u r e 5 . Particle size distribution of 

studied coals has a broad range especially 

for AR coals. The AD samples contain more 

fines, which can be partly explained by 

shrinkage of the particles during drying 

process. 

The flowability results for AR and AD coal 

samples are shown in F i g u r e 6 . Very 

good flowability was measured for all AR 

and AD samples for slopes in the range 30 ° 

to 60 ° regardless of different moisture contents. 

However, when the moisture content 

was increased above AR basis worse flowability 

for these coals was observed. An example 

is shown in F i g u r e 7, where flowability 

of Lig, DE is shown at three different 

moisture levels, i.e., AD, AR, and 55 % water-doped 

sample. Above AR moisture content 

flowability worsens significantly but it 

is improved by adjusting the slopes – better 

flowability at higher slopes. 


Bit-1,PL Slope 20 

100 

80 

60 

40 

20 

Slope 35 

Slope 50 

To show the effect of moisture on fuel flowability 

the non-flowable fraction was plotted 

against the moisture content and the result 

is shown in Figure 8. Coal Bit-1, PL was used 

as an example and the results are shown for 

0 

0 5 10 15 20 25 30 

Fig. 8. Effect of moisture content on flowability. 

Moisture in % 

Slope 25 

Slope 40 

Slope 55 

Slope 30 

Slope 45 

Slope 60 

49

20 > 

Umschlag S-831-00-2015-05-EN_A3q.indd 1 03.03.2016 15:47:50 



6 different moisture contents: AD, AR and 4 

water-doped samples. Based on the results 

the effect of moisture on flowability can be 

expressed with a bell-shaped curve. This is 

because the flowability will worsen with increase 

of moisture until a critical moisture 

content is reached. Above the critical moisture 

content, the flowability is improved 

and the flow is changing into slurry flow 

regime. It was also observed that the critical 

moisture content differs among coals, however, 

it does not seem to be connected to 

free moisture (ISO 589). The impact of PSD 

on flowability was also noted, but its scale 

has not been quantified, yet. To quantify the 

effect of PSD, tests with fuel particles over a 

wide range of size and only with small particles 

(


Combustion of solid recovered fuels – Implications on gaseous emissions 

Combustion of solid recovered fuels 

in a semi-industrial circulating 

fluidized bed pilot plant – 

Implications of bed material and 

combustion atmosphere on gaseous 

emissions 

Martin Haaf, Andreas Müller, Antonio Unger, Jochen Ströhle and Bernd Epple 

Kurzfassung 

Verbrennung von festen zurückgewonnenen 

Brennstoffen in einer halbindustriellen 

zirkulierenden Wirbelschicht- 

Pilotanlage – Auswirkungen von 

Bettmaterial und Verbrennungsatmosphäre 

auf gasförmige Emissionen 

Der Einsatz von wirbelschichtbasierten Feuerungssystemen 

zur thermischen Nutzung von 

Ersatzbrennstoffen (EBS) ist ein etabliertes Verfahren. 

Durch moderate Verbrennungstemperaturen 

wird die NO x -Entstehung gemindert, 

und durch die Zugabe von Additiven können die 

Emissionen von Schwefel- und Chlorspezies bereits 

effektiv im Brennraum begrenzt werden. 

Im Gegensatz zu konventionellen festen Brennstoffen 

weißen EBS einen erhöhten Gehalt an 

kritischen Bestandteilen wie beispielsweise 

Chlor, Schwermetallen und Alkalimetallen auf. 

Darüber hinaus ist die Zusammensetzung und 

Qualität des Brennstoffs sehr heterogen. Es ist 

daher schwierig, das Verbrennungsverhalten 

und die Bildung gasförmiger Emissionen ausschließlich 

basierend auf der elementaren 

Brennstoffzusammensetzung vorherzusagen. 

Aus diesem Grund sind experimentelle Untersuchungen 

unumgänglich, um das Verbrennungsverhalten 

von EBS in neuartigen Anwendungen 

Authors 

Martin Haaf (M.Sc.) 1 

Andreas Müller (M.Sc.) 1* 

Antonio Unger (Dipl.-Ing.) 2 

Jochen Ströhle (Dr.-Ing.) 1 

Bernd Epple (Prof. Dr.-Ing.) 1 

1. Institute for Energy Systems and 

Technology, Technische Universität 

Darmstadt, Darmstadt, Germany 

2. SUEZ Deutschland GmbH 

Mannheim, Germany 

*Corresponding Author: Andreas Müller 

E-mail: andreas.mueller@est.tu-darmstadt.de 

beurteilen zu können. Der vorliegende Artikel 

gibt einen Überblick über experimentelle Untersuchungen 

zur Verbrennung von EBS in einer 

semi-industriellen Wirbelschicht-Pilotanlage 

im Maßstab von 1 MW th . Schwerpunkt der Untersuchungen 

lag auf der Anwendung von EBS 

im Rahmen von CO 2 -Abscheideverfahren. Zwei 

verschiedene EBS-Klassen wurden in Luft- und 

Oxyfuel-Atmosphäre verbrannt, wobei jeweils 

Sand und Kalkstein als Bettmaterial in einer 

zirkulierenden Wirbelschicht verwendet wurden. 

Die vorliegenden Randbedingungen sind 

somit vergleichbar mit denen einer alleinstehenden 

Oxyfuel-Verbrennungswirbelschicht sowie 

denen des Oxyfuel-Kalzinators als Bestandteil 

des Calcium-Looping-Prozesses zur CO 2 - 

Abscheidung. 

l 

The application of fluidized bed (FB) systems 

for the combustion of waste derived 

fuels, such as solid recovered fuel (SRF), is 

a well-established method. The moderate 

combustion temperatures in FB boilers reduce 

the formation of NO x while the gaseous 

emissions of sulfur and chlorine species 

can be effectively limited by the feed of 

additives directly into the bed. In contrast 

to conventional solid fuels such as lignite 

or hard coal, SRF contains increased quantities 

of critical fuel constitutes such as 

chlorine, heavy metals and alkaline metals. 

Moreover, the composition and quality of 

the fuel is highly heterogeneous. Thus, it is 

challenging to characterize the combustion 

behavior and the formation of gaseous 

emissions based on the elementary fuel 

composition. Therefore, experimental investigations 

are inevitable to assess the 

combustion of SRF in novel applications. 

This paper gives an overview of experimental 

investigations on the combustion of SRF 

in a semi-industrial circulating fluidized 

bed (CFB) pilot plant. Two different types 

of SRF were burnt in oxygen enriched air 

and oxyfuel atmosphere while using silicate 

sand and limestone as bed material. 

These environments are expected to prevail 

in carbon capture and storage (CCS) 

processes such as stand-alone CFB oxyfuel 

combustion, or CFB oxyfuel combustion in 

the calciner of the calcium looping (CaL) 

process for post-combustion CO 2 capture. 

Introduction 

Incineration is a widely used waste treatment 

strategy. Thereby, toxicity and volume 

of waste streams are reduced, while 

power and/or heat is supplied. The thermal 

utilization of wastes or waste derived 

fuels allows for low or even negative fuel 

costs and a moderate carbon footprint due 

to the organic waste fractions. In contrast 

to the combustion of the raw wastes, the 

processing of waste streams towards a 

more classified fuel is a common approach. 

The so-called solid recovered fuel (SRF) is 

classified according to crucial criteria such 

as maximum particle size, lower heating 

value or the content of chlorine and mercury 

[1]. Nowadays, SRF is typically combusted 

in cement plants, dedicated industrial 

plants or co-combusted in coal-fired 

power plants [2, 3]. Combustion systems 

for waste fuels need to be specifically designed 

to guarantee a stable plant operation, 

complete fuel burnout along with 

non-toxic emissions rather than aiming on 

maximum boiler efficiency. Circulating fluidized 

bed (CFB) systems are particularly 

suited for the combustion of SRF due to 

their ability to handle low-quality fuels and 

the possibility to effectively limit gaseous 

pollutant emission by primary measures 

already inside the boiler. Moreover, CFB 

technology might be applied in the framework 

of second generation carbon capture 

and storage (CCS) processes. 

51

Combustion of solid recovered fuels – Implications on gaseous emissions VGB PowerTech 3 l 2020 

Carbon capture processes separate CO 2 

from flue gases in order to provide a highly 

concentrated CO 2 stream that is suitable 

for long-term storage or further utilization. 

According to their occurrence in relation to 

the process of CO 2 formation (i.e. combustion), 

pre-combustion, post-combustion 

and oxyfuel CO 2 capture processes are distinguished 

[4, 5]. Once SRF is utilized in a 

carbon capture and storage (CCS) 

equipped power or industrial plant, net 

negative CO 2 emissions are feasible because 

of the organic waste fractions contained 

[6]. This approach is typically referred 

to as bioenergy with CCS (BECCS) 

and seen as necessary to achieve the desired 

limit in global mean temperature increase 

by 2 °C or preferable 1.5 °C compared 

to pre-industrial levels [7]. 

This study assesses the combustion of SRF 

under boundary conditions similar to those 

prevailing in a CFB oxyfuel combustion 

power plant, and in a CFB calciner in the 

framework of the post-combustion calcium 

looping (CaL) process. F i g u r e 1 depicts 

each framework schematically. 

F i g u r e 1 (Graph a) shows the schematic 

of a CFB oxyfuel unit. Accordingly, the oxygen 

that is usually supplied by ambient air 

is replaced by technically pure oxygen delivered 

by an air separation unit (ASU). 

Consequently, the combustion flue gas consists 

mainly of CO 2 and H 2 O. After condensation 

of the water vapor, there is a relatively 

pure CO 2 stream available ready for 

further purification and compression in a 

subsequent gas processing unit (GPU) [8]. 

In order to avoid any thermally induced agglomeration 

or sintering phenomena in the 

bed, part of the flue gas needs to be recirculated 

to the inlet of the boiler for oxygen 

dilution. The CFB oxyfuel combustion has 

already been demonstrated in several units 

up to industrial-scale (P th ~ 30 MW th ) using 

anthracite, petcoke, biomass, sub-bituminous 

and bituminous coal as fuels [9, 10]. 

F i g u r e 1 (Graph b) shows the schematic 

of the CaL process. A dashed line envelopes 

the CFB calciner, which is relevant for this 

study. The CaL process bases on the reversible 

carbonation-calcination reaction of 

limestone and CO 2 [11]. The limestonebased 

sorbent circulates between two interconnected 

CFB reactors named as carbonator 

and calciner. The main part of the 

CO 2 present in the flue gas stream of the 

upstream process is exothermically absorbed 

within the carbonator at approximately 

650 °C. The CO 2 -depleted flue gas is 

CO 2 -product 

a) 

Oxygen 

b) 

Fuel 

CFB 

Sand, Additives 

Flue gas 

released to the environment, whereas the 

partly carbonated solid stream is transferred 

to the calciner. In the calciner, the 

temperature of the sorbent is raised to approximately 

900 °C in order to achieve calcination 

conditions. A highly concentrated 

CO 2 stream is available at the outlet of the 

calciner for further utilization or long-term 

storage after being purified in a GPU. The 

regenerated sorbent is returned to the carbonator. 

The heat required in the calciner 

for the endothermic calcination reaction 

and for the temperature increase of gas and 

solid phase, is supplied by means of oxyfuel 

combustion of supplementary fuel. In order 

to account for the deactivation and the 

accumulation of inert components (e.g. 

ash, CaSO 4 ) in the circulating sorbent, a 

constant flux of fresh limestone make-up is 

fed to process, while ashes and deactivated 

material are discharged from the solid 

loop. Until now, the continuous CO 2 capture 

by the CaL process has been successfully 

demonstrated at semi-industrial scale 

using hard coal, lignite and SRF supplementary 

fuels [12 to 14]. 

The formation of nitrogen oxides (NO x ) 

during the process of combustion of solid 

fuels has been widely studied. The main 

share of NO x refers to NO, while the formation 

N 2 O or NO 2 are of less importance 

[15]. Nevertheless, emission of N 2 O is of 

concern, as its greenhouse gas potential is 

approximately 250 as high as that of CO 2 . 

There are three routes responsible for NO x 

formation (e.g. thermal, fuel, prompt), 

whereas the thermal route is of less importance 

in CFB combustion systems because 

of the moderate combustion temperature. 

It was found, that the fuel-NO x represents 

the dominating formation pathway under 

combustion conditions in a CFB [16]. 

While comparing oxyfuel and air CFB combustion 

system, the volumetric concentration 

of NO in the flue gas tends to be higher 

in the oxyfuel case, whereas the mass 

unit of NO per thermal duty is lower. This 

is due to the absence of air-nitrogen in theoxidation 

agent and the fact of flue gas recirculation 

[17]. The latter effect causes 

the reduction of NO towards N 2 and N 2 O in 

the lower region of the riser. Hereby, the 

reduction pathway to N 2 O was found to be 

less than 5 % of all recirculated NO [18]. 

The HCl absorption phenomena by Ca-species 

in a CFB is highly complex, multi-layered 

and mainly depended on the temperature, 

gas atmosphere and the molar Cl/Ca 

ratio [19, 20]. Moreover, it is know that the 

Flue gas 

(CO 2 -depleted) 

Carbonator 

(T ~ 650 °C ) 

CaO, CO 3 

Fig. 1. Schematic of the oxyfuel process (a) and the CaL process (b). 

CaO 

CO 2 -product 

Calciner 

(T ~ 900 °C ) 

Purge 

Oxygen 

Fuel 

Limestone 

reaction product (CaCl 2 ) has a rather low 

melting point, which in fact favors the formation 

of molten phases that further alters 

the absorption mechanism [21]. Several 

studies indicate the ability of Cl-retention 

by Ca-species during the combustion of 

waste derived fuels in FB combustion systems 

[22 to 24]. Until now, the emission 

formation characteristics of HCl under 

typical conditions of CaL calciner has not 

been investigated yet. 

This study focuses on the demonstration 

and evaluation of the combustion characteristics 

of two different types of SRF under 

boundary conditions similar to those of an 

oxyfuel CFB boiler and of a CFB calciner as 

part of the CaL process. Hereby, the major 

difference is the type of bed material used. 

In addition to combustion tests in a real 

oxyfuel environment (i.e. recirculated offgas 

and technically pure oxygen), the combustion 

in oxygen enriched ambient air has 

been investigated as well for the sake of 

comparison. 

Experimental setup 

Pilot plant 

The experimental investigations were carried 

out at the 1 MW th CFB pilot plant at 

Technische Universität Darmstadt. F i g u r e 

2 shows the experimental setup for the investigation 

of oxyfuel CFB combustion 

(Part a, Test Period I) and for the investigation 

of oxyfuel CFB combustion in the calciner 

of the CaL process (Part b, Test Period 

II). This work is limited to the assessment of 

the combustion characteristics. Experimental 

results related to the performance of the 

CaL process with regard to the CO 2 capture 

efficiency and process operability can be 

found elsewhere [14, 25]. 

The fully refractory lined CFB400 reactor 

has an inner diameter of 400 mm and a 

height of 11 m. Solid particles are separated 

from the combustion flue gas in a cyclone 

and recirculated back to the reactor riser 

via a loop seal. The flue gas undergoes heat 

removal and particle clean up before it is 

released to the environment or being partly 

recirculated to the inlet of the riser. The 

combustion air consists of oxygen enriched 

ambient air or recirculated flue gas and 

technically pure oxygen (y O2 > 99 vol.%). 

It can be electrically preheated up to approximately 

350 °C. The SRF feeding system 

consists of a supply bunker and a subsequent 

arranged gravimetric dosing system. 

After that, the SRF is introduced to 

the process via two consecutive arranged 

rotary valves. The space between the rotary 

valves is flushed by inert gas in order to 

achieve gas sealing towards the atmosphere. 

Bottom ash is discharged by a watercooled 

extraction screw conveyor at the 

bottom of the reactor. 

Solid samples were taken from the circulating 

solids in the loop seal and from fly ash 

52

CFB 400 

CFB 400 (Calciner) 



II 

Sand 

SRF 

Bottom ash 

Fly ash 

and bottom ash, respectively. Process gases 

were analyzed continuously at crucial process 

locations. Ta b l e 1 summarizes the 

corresponding process location and the gas 

species measured. 

During TP I, silicate sand and SRF were fed 

to the reactor riser via the return leg together 

with the internally circulating particles. 

As no reactor cooling system is available 

at the CFB400, the thermal duty was 

limited in that TP. 

III 

SRF 

a) b) 

CaL 

carbonator 

I 

O 2 

Air 

Solid sampling point 

Gas extraction point 

II 

Bottom ash 

Solids 

Gases 

Fly ash 

Fig. 2. Schematic of the experimental setup during Test Period I (Graph a) and Test Period II 

(Graph b). 

Tab. 1. Gas measurement equipment at the 1 MW th pilot plant. 

Process position Measurement technique 1 Gas species 

I IR, PM CO 2 , O 2 

II IR, PM, FTIR CO 2 , O 2 , CO, SO 2 , NO, H 2 O, HCl 

III PS H 2 O 

1 

IR: infrared, PM: parameteric spectroscopy, FTIR: fourier-transformation spectroscopy, 

PS: psychometric spectroscopy 

Tab. 2. Chemical composition of the two types of SRF. 

Component Unit SRF I SRF II 

Size mm mm < 50 

LHV MJ/kg MJ/kg 15.6 

Moisture wt.% wt.% 19.4 

Ash wt.% wt.% 15.4 

C wt.% wt.% 38.0 

H wt.% wt.% 5.20 

N wt.% wt.% 0.97 

S wt.% wt.% 0.29 

Cl wt.% wt.% 0.74 

O wt.% wt.% 19.9 

Tab. 3. Chemical composition of silicate sand and limestone. 

Chem. formula Unit Silicate sand Limestone 

CaCO 3 wt.% - 98.2 

MgCO 3 wt.% - 1.20 

SiO 2 wt.% 99.5 0.40 

SO 3 wt.% - < 0.01 

Fe 2 O 3 wt.% 0.04 < 0.10 

Al 2 O 3 wt.% 0.25 0.10 

During TP II, the CFB400 reactors represents 

the calciner of the CaL process. This 

implies the presence of Ca-species as bed 

material in the calciner. The partly carbonated 

sorbent stream is transported from the 

carbonator to the calciner by means of a 

mechanically controlled screw conveyor or 

an L-valve, both devices are attached to the 

carbonator loop seal. In the calciner, the 

temperature of the sorbent is raised by the 

oxyfuel combustion of SRF in order to 

I 

III 

O 2 

Air 

achieve a temperature sufficient for sorbent 

calcination. The regenerated solid stream is 

then recycled to the carbonator. The solid 

inventory of the calciner is controlled by 

means of a cone valve at the loop seal. The 

combustion air is split into primary (PA) 

and secondary air (SA) right after the preheating 

section. The SA is fed to the calciner 

riser via two opposite joints at a height of 

approximately 2.9 m. The setup of the extractive 

gas analysis and the positioning of 

solid sampling ports was similar to TP I (see 

Table 1). 

Materials 

The chemical composition of the two types 

of SRF is summarized in Ta b l e 2 . Both 

fuels were derived from non-hazardous industrial 

waste and fed to the process in the 

form of raw fluff. 

Ta b l e 3 summarizes the chemical composition 

of the silicate sand (TP I) and 

limestone (TP II). The mean particle diameter 

of silicate sand and limestone was 200 

and 179 µm, respectively. 

Evaluation Methodology 

The specific emissions, e i , of HCl and NO 

are . calculated according to Eq. 1. Hereby, 

m i is the mass of the corresponding emission 

pollutant downstream of the extraction 

point for the recirculation gas, and 

P th,LHV is the thermal duty . of CFB furnace 

based on the mass flow (m SRF ) and lower 

heating value (LHV SRF ) of the SRF. 

 

(1) 

In order to take into account the remaining 

oxygen present in the recirculated flue gas, 

the local oxygen-to-fuel ratio ( loc ) is applied 

in the course of the experimental 

evaluation. 

Results 

Overview 

Ta b l e 4 provides an overview of the operation 

conditions in the course of the experimental 

investigations. During all test 

periods, the oxyfuel combustion of SRF 

was the main scientific purpose. However, 

in order to provide a better understanding 

of the emission formation characteristics, 

oxygen enriched ambient air was considered 

as oxidation agent in the course of 

both TP`s as well. Due to the heat consumption 

of the calcination reaction and 

the sensible heat required for sorbent heatup 

in the experimental case of the CaL process 

(TP II), the thermal duty was significantly 

higher compared to TP I. 

Exemplary results of long-term 

operation 

F i g u r e 3 shows two exemplary longterm 

data plots for TP I (Graph a) and TP II 

(Graph b) including the transition from 

53

Transition 



Tab. 4. Experimental range of operation conditions. 

Parameter Symbol Unit TP I TP II 

Bed material - - Sand Ca-Species 

Temperature CFB400 T °C 780 - 880 750 - 900 

Thermal power P th kWth 290 - 440 450 - 820 

Superficial gas velocity u 0 m/s 3.7 - 5.0 4.5 - 6.0 

Solid inventory W s,spec. kg/m² 375 - 850 150 - 400 

O 2 inlet concentration y O2,in vol.%dry 21 - 33 40 - 55 

CO 2 inlet concentration y CO2,in vol.%dry 0 - 35 0 - 30 

Secondary air ratio SAR % - 30 - 45 

Stoichiometric O 2 -ratio loc 

- 1.1 - 1.9 1.1 - 2.0 

Experimental duration t h 20 230 

y NO (ppm dry ) 

y HCI (ppm) 

y NO (ppm dry ) 

y HCI (ppm) 

600 

500 

400 

300 

200 

750 

100 

a) 

0 

700 

21 21.5 22 22.5 23 23.5 24 

600 

500 

400 

300 

y NO 

y HCI 

T 

oxygen enriched air towards oxyfuel combustion 

atmosphere, respectively. In addition 

to the average riser temperature (T), 

the concentration of NO (y NO ) and HCl 

(y HCl ) in the flue gas are shown. 

The switch from air to oxyfuel combustion 

atmosphere is achieved by the stepwise addition 

of technically pure oxygen in the 

oxidation agent of the calciner, while in 

parallel gradually opening the recirculating 

gas flap and closing the ambient air 

flap. During TP I, interruption of SRF feed 

occurred in the course of transition, therefore 

it took almost one hour to achieve stable 

oxyfuel conditions. During TP II, the 

transition was successfully completed after 

approximately 20 minutes. During the test 

periods, the CFB was operated between 

820 and 880 °C. The concentration of NO 

tends towards higher values after oxy-fuel 

combustion atmosphere has been established 

in both TP respectively. Similarly, 

the concentration of HCl is higher in case of 

Transition 

t in h 

200 

750 

100 

b) 

0 

31 32 33 34 35 

700 

36 

t in h 

Oxyfuel 

Oxyfuel 

Fig. 3. Exemplary long-term data including the switch from air towards oxyfuel combustion 

environment for TP I (Graph a) and TP II (Graph b). 

900 

850 

800 

900 

850 

800 

T in o C 

T in o C 

oxyfuel firing during TP I. For TP II, there is 

no distinguished difference recognizable in 

the exemplary data plot with regard to the 

HCl concentration in the flue gas as the 

large extend of Ca-species present in the 

bed most likely compensate for worsen absorption 

conditions as a consequence of 

the oxyfuel combustion atmosphere (for a 

more detailed discussion see Chapter 3.5). 

Reactor profiles 

F i g u r e 4 shows pressure and temperature 

profiles along the CFB riser during TP 

I and TP II, respectively. The different combustion 

atmospheres (air and oxyfuel) and 

both types of SRF are shown in each profile. 

The solid induced pressure drop during TP 

I was between 40 and 80 mbar, whereas 

this value ranges from 10 to 18 mbar in case 

of TP II. This difference is mainly attributed 

to the CaL process related characteristics, 

as the calciner inventory was kept lower to 

avoid extensive sorbent deactivation. Comparing 

the characteristics of the temperature 

profiles, the bottom region of the CFB 

was relatively cold during TP II (TTP II ~ 

575 to 655 °C) compared to TP I 

(TTP I ~ 825 to 880 °C). This was mainly 

due to the fact that the loaded sorbent 

stream from the carbonator (Tcarb ~ 

650 °C) was introduced at this point. Moreover, 

less inventory was present in that TP 

for homogenization of the temperature 

profile. In contrast, the temperature profile 

during TP I is relatively smooth. Comparing 

the characteristics of the temperature 

profiles among the different types of SRF 

and the different combustion atmospheres, 

no distinguished trend is observable. 

Gaseous emission of nitrogen oxide (NO) 

F i g u r e 5 shows the specific emission of 

NO (e NO ) in the course of TP I (Graph a) and 

TP II (Graph b) for the two types of SRF and 

the two combustion atmospheres (i.e. oxygen 

enriched air and oxyfuel) as a function 

of the local oxygen-to-fuel ratio ( loc ). 

During TP I, the specific NO emissions 

range from 28 mgNO/MJ th,LHV (SRF I, oxyfuel) 

up to 155 mgNO/MJ th,LHV (SRF II, 

oxygen enriched air), whereas the corresponding 

numbers for TP II vary between 

55 mgNO/MJ th,LHV (SRF I, oxyfuel) and 

172 mgNO/MJ th,LHV (SRF II, oxygen enriched 

air). Taking into account all test periods 

and all combustion atmospheres, the 

utilization of SRF II tends towards increased 

specific NO emission. This can be 

explained by the fact, that fuel-N of SRF II 

(0.97 wt.%db) is more than as twice as 

high compared to SRF I (0.44 wt.%db), 

which is reasonable as the fuel-NO formation 

mechanism is the dominating route 

under CFB conditions. Moreover, the specific 

NO emissions tend to be lower in the 

oxyfuel-case for both types of SRF as well 

as for both types of bed materials. This 

proves the positive effect of NO reduction 

and absence of air nitrogen on specific NO 

emissions as a consequence of flue gas recirculation 

in the oxyfuel case. As expected, 

a higher stoichiometric oxygen-to-fuel 

ratio favors the formation of NO. When 

comparing the two test periods, there is a 

slight tendency of a higher NO formation in 

the case of the CaL calciner conditions 

(TP II). Due to the fact that the experimental 

framework (i.e. secondary air, thermal 

duty) differs noteworthy between TP I and 

TP II, further investigations are required to 

clearly assess the influence of bed material 

on NO formation tendencies. 

Gaseous emissions of hydrogen chlorine 

(HCl) 

F i g u r e 6 shows the specific emission of 

HCl (eHCl) in the course of TP I (Graph a) 

and TP II (Graph b) for the two types of 

SRF and two combustion atmospheres (i.e. 

air and oxyfuel) as a function of the average 

riser temperature (T). 

54



h in m 

a) 

SRF I, Air 

b) 

10 

SRF I, Oxy 

SRF II, Air 

10 

SRF II, Oxy 

8 

6 

4 

2 

0 

0 20 40 60 80 

8 

6 

4 

2 

0 

500 600 700 800 900 1,000 

∆p in mbar 

T in o C 

c) 

SRF I, ªir 

d) 

10 

SRF I, ºxy 

10 

SRF II, ªir 

SRF II, ºxy 

8 

8 

h in m 

During TP I, the specific HCl emissions 

range from 69 mgHCl/MJ th,LHV (SRF I, air) 

up to 340 mgHCl/MJ th,LHV (SRF II, oxyfuel), 

whereas the corresponding numbers 

for TP II vary between ~ 0 mgHCl/MJ th,LHV 

(SRF I, oxyfuel) and 65 mgHCl/MJ th,LHV 

(SRF II, oxyfuel). Taking into account all 

test periods and all combustion atmospheres, 

the combustion of SRF II results 

in higher specific HCl emissions, especially 

during TP I. This is justified by the higher 

Cl content of SRF II (0.74 wt.%db) in 

comparison to SRF I (0.59 wt.%db). An 

oxyfuel combustion atmosphere causes 

higher specific HCl emissions, independent 

of the type of bed material. This implies 

that the higher partial pressure of CO 2 

and H 2 O in the CFB riser inhibits HCl absorption 

in that case. Under the experimental 

boundary conditions, there is no 

distinguished influence of average riser 

temperature on the HCl absorption phenomena 

recognizable. The presence of a 

Ca-species based solid inventory during 

the course of TP II clearly suppresses the 

specific emissions of HCl according to Eqs. 

2 and 3. 

 

(2) 

(3) 

h in m 

6 

4 

2 

0 

0 20 40 60 80 

h in m 

6 

4 

2 

0 

500 600 700 800 900 1,000 

At this point it is also worth mentioning, 

that there is a likely further HCl absorption 

by fine fly ash particles in the course of flue 

gas treatment (i.e. heat removal, particle 

clean up). This effect is not taken into account 

by the current evaluation methodology. 

Therefore, specific HCl emissions at 

stack tends to be even lower as the values 

noted above. The fate of chlorine in the CaL 

process and the chlorine retention in the 

framework of the CaL calciner are discussed 

elsewhere [14]. 

∆p in mbar 

T in o C 

Conclusions 

Fig. 4. CFB reactor profiles test period I (Sand-CFB, top line) and test period II (CaL-CFB, 

bottom line) Graph a and c: pressure difference, Graph b and d: temperature. 

e NO in mg NO /MJ th,LHV 

200 

150 

100 

50 

0 

SRF I, Air 

SRF I, Oxy 

SRF II, Air 

SRF II, Oxy 

loc (-) 

200 

a) b) 

e NO in mg NO /MJ th,LHV 

50 

SRF I, Air 

SRF I, Oxy 

SRF II, Air 

SRF II, Oxy 

1.2 1.4 1.6 1.8 

0 

1.2 1.4 1.6 1.8 

150 

100 

loc (-) 

Fig. 5. Specific NO emissions (e NO ) as a function of local stoichiometric oxygen-to-fuel-ratio ( loc ) 

for test period I (Graph a) and test period II (Graph b). 

Within the framework of this study, the 

combustion of solid recovered fuels was assessed 

at a semi-industrial 1 MW th CFB test 

facility under the boundary conditions prevailing 

in novel CFB CCS applications. In 

the course of pilot testing, a wide range of 

experimental boundary conditions was established. 

This particularly implies the utilization 

of two different bed materials (silicate 

sand, limestone) and two different 

combustion atmospheres (oxygen enriched 

air, oxyfuel) as well as two different types 

of SRF. During more than 250 hours of CFB 

operation, the stoichiometric oxygen-tofuel 

ratio and the combustion temperature 

was varied in order to derive implications 

about the gaseous emissions of NO and 

HCl. It was found that the recirculation of 

flue gas in the case of oxyfuel combustion is 

beneficial to reduce specific NO emissions, 

whereas the opposite effect is the case for 

the specific emissions of HCl. The influence 

55

Combustion of solid recovered fuels – Implications on gaseous emissions VGB PowerTech 3 l 2020 

e HCI in mg HCI /MJ th,LHV 

500 

400 

300 

200 

100 

of the bed material on the specific emission 

can be summarized as follows. For NO 

emissions, there is slight tendency towards 

higher specific emissions in case of a Caspecies 

based inventory. On the other 

hand, HCl is absorbed by CaO, which results 

in significantly lower specific HCl 

emission in the case of the CaL calciner. 

Acknowledgements 

The research leading to these results has 

received funding from the German Ministry 

of Economic Affairs and Energy based 

on a resolution of the German Parliament 

(MONIKA, FKZ: 03ET7089). 

References 

SRF I, Air 

SRF II, Air 

SRF I, Oxy 

SRF II, Oxy 

0 

750 800 850 900 

0 

750 800 850 900 

T in o C 

T in o C 

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esr.2018.12.006. 

500 

a) SRF I, Air SRF I, Oxy b) 

SRF II, Air SRF II, Oxy 

400 

e HCI in mg HCI /MJ th,LHV 

Fig. 6. Specific HCl emission (e HCl ) as a function of average riser temperature (T) for test period I 

(Graph a) and test period II (Graph b). 

300 

200 

100 

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Symbols 

T temperature, °C 

y concentration, vol.% 

e specific emission, mg/MJ th,LH V 

Abbreviations 

ASU air separation unit 

BECCS bioenergy carbon capture and 

storage 

CaL calcium looping 

CCS carbon capture and storage 

CFB circulating fluidized bed 

FB fluidized bed 

GPU gas processing unit 

SAR secondary air ratio 

SRF solid recovered fuel 

TP test period 

Greek letters 

 

Subscripts 

oxygen-to-fuel ratio 

loc local l 

56


Fluid structure interaction analysis of a surge-line using coupled CFD-FEM 

Fluid structure interaction analysis of 

a surge-line using coupled CFD-FEM 

Muhammad Abdus Samad, Xiang bin li and Hong lei Ai 

Kurzfassung 

Analyse der Fluid-Struktur-Interaktion einer 

Verbindungsleitung mittels gekoppelter 

CFD-FEM 

Die Vermischung mit Wasser unterschiedlicher 

Temperatur in der Druckstoßleitung des Druckbehälters 

kann zu einer thermischen Schichtung 

führen, dann kann es zu einer erheblichen 

Verformung der festen Struktur aufgrund unterschiedlicher 

thermischer Ausdehnung an 

verschiedenen Teilen der Struktur kommen, 

was eine Bedrohung für die Sicherheit der Anlage 

darstellt. Um den Kopplungsmechanismus 

besser zu verstehen, werden die entsprechenden 

Eigenschaften in einer Druckstoßleitung mit 

Hilfe von CFD-Software (ANSYS CFX) und 

FEM-Löser (ANSYS MECHANICAL) analysiert. 

Zuerst wird die Fluidtemperaturverteilung berechnet, 

dann werden die entsprechenden thermischen 

und mechanischen Eigenschaften analysiert. 

Es wird festgestellt, dass eine große stationäre 

Spannung an den Rändern des 

Hauptrohrs. 

l 

Authors 

Muhammad Abdus Samad 

Xiang bin li 

School of Nuclear Science and Engineering 

North China Electric Power University 

Beijing, China 

Hong lei Ai 

Nuclear Power Institute of China 

Sichuan, China 

The mixing with different-temperature water 

in the pressurizer surge line may result in 

thermal stratification, then the significant 

deformation of the solid structure due to different 

thermal expansion at different parts 

of the structure perhaps occur, which will be 

a threat for the plant safety. To better understand 

the coupling mechanism, the corresponding 

characteristics in a pressurizer 

surge line is analyzed using CFD software 

(ANSYS CFX) and FEM solver, (ANSYS ME- 

CHANICAL). The fluid temperature distribution 

is calculated first, then the corresponding 

thermal and mechanical characteristics 

are analyzed. It is found that a large steady 

state stress present at the edges of the main 

pipe and the pressurizer, the consequent deformation 

showed large displacement at the 

center of the surge line. 

Introduction 

The surge line is the pipe that connects the 

pressurizer with the hot leg of the primary 

loop. As the controlling of the pressure 

takes place in the pressurizer, surge line 

acts as the in between of main pipe and the 

pressurizer. As a consequence of pressure 

control the surge line experiences thermal 

stresses along its life time. These stresses 

are often cyclic in nature given the nature 

of the load that the power plant experiences, 

such cyclic stress over time cause 

material fatigue and in worst cases can 

cause significant damage and are therefore, 

a big factor for plant safety design. 

The deformation of these line can cause 

rupture and the subsequent leakage may 

have undesirable effects on plant working. 

There have been many reports on the damage 

of piping in PWR plants due to thermal 

stresses. In the US there have been reports 

from Trojan plants regarding unusually 

large piping displacements due to thermal 

stratification, which resulted in crushed insulations, 

decreased gaps among rupture 

restraints and heavier pipe support loads, 

Beaver valley 2 also had unexpected pipe 

displacements which caused the snubbers 

to stroke out. In Slovakia the surge line elbow 

at Bouhnice3 had to be replaced because 

the calculated cumulative fatigue 

usage factor was high [1]. Piping in PWR 

plants have been undergoing unwanted 

thermal stress for quite a long time, the reports 

of unwanted movement in pipes as a 

result of inadequate calculations of material 

and fluid interaction have been available 

in the literature from as early as 1995 

when PWR plants in France reported experiencing 

thermal stratification due to the 

geometry which were un-accounted for in 

the design calculations. This stratification 

continued in steady state and the stresses 

were calculated by 1d-2d method developed 

by FRAMOTOME [2]. The same year 

a German PWR presented its own study on 

the existence of stratification in PWR reactors 

especially in the horizontal regions, in 

his paper they used ADINA code to calculate 

the stress in the surge line [3]. The 

Atomic Regulatory Board of India worked 

on developing an Analytical model for induced 

stress using intermixing layer they 

validated their model by testing it on a 

surge line [4]. In recent literature Korean 

Institute of Nuclear Safety worked on these 

stresses present in Surge lines in detail and 

performed several analysis to calculate the 

thermal stress in in-surge out-surge cases 

using commercially available ANSYS codes 

[5]. Also similar techniques were used at 

Beijing university of Chemical Engineering, 

Harbin University of Engineering, Xian 

Jiao tang University to evaluate thermal 

stresses and the consequent effects on the 

surge line [6-8]. 

Although much work has been done on the 

different cases of transient there is severe 

lack of work on steady state of thermal 

stratification present in the surge line as 

first observe in France. In this paper conjugate 

heat transfer analysis is performed on 

a surgeline PWR in ANSYS CFX, then the 

steady state temperature profile is then 

transferred to ANSYS Mechanical to calculate 

the stress acting on the surge line in 

steady state. 

Model 

Physical Model 

As shown in the F i g u r e 1 , the concerned 

structure is a pipe of diameter 360 mm connected 

to main pipe with a diameter 

870 mm perpendicularly. The material of 

the pipe is stainless steel and it has physical 

parameters as defined in Ta b l e 1 . 

For this simulation the working fluid is water. 

The water in surge line comes from the 

pressurizer where the temperature is 

57

Fluid structure interaction analysis of a surge-line using coupled CFD-FEM VGB PowerTech 3 l 2020 

Tab. 1. Physical properties of surge line. 

Physical properties 

Inner diameter surge-line 

Outer diameter surge-line 

Length of surge line center arc 

Length of main pipe section 

Outer diameter main-pipe 

Inner diameter main-pipe 

Inner diameter surge-line 

Outer diameter surge-line 

284 .20 mm 

360 mm 

19.187 m 

4.23 m 

870 mm 

736 mm 

284 .20 mm 

60 mm 

Tab. 2. Sensitivity Analysis. 

Mesh Id 

Maximum 

Element 

Size 

Mesh cells 

Average 

Mesh 

quality 

1 0.003 9011907 0.85209 

2 0.004 3966425 0.85091 

3 0.006 1371084 0.84793 

4 0.008 739633 0.84512 

Fig. 2. Mesh of fluid and solid structure. 

90 o 

Line 180 o 

Line 90 o 

Line 0 o 

180 o 270 o 0 o 0 m 

Starting point 

Fig. 3. Position of lines with respect to pipe. 

Sensitivity analysis along 0 o Line 


260 

240 

0.08 

0.06 

0.04 

0.03 

260 

240 

0.08 

0.06 

0.04 

0.03 

220 

220 

Fig. 1. Mesh of surge line structure. 

around 270 °Celsius. While cold water at 

120 °C flows through the main pipe at an 

average wave velocity of 15.6 m/s. The 

flow in the surge line is taken as 0.1 m/s towards 

the main pipe. In this study the 

steady state analysis is done on the surge 

line so the initial condition of the pipe are 

taken as the temperature of the main pipe. 

The simulation was tested in increasingly 

refined mesh to test the independence of 

the mesh. The results were then compared 

in ANSYS CFD. 

Meshing and Sensitivity Analysis 

The accuracy of the results in any discrete 

simulation depends significantly on the 

mesh. The solution space should be defined 

in such a manner that the simulation 

could be completed accurately and with 

low amount of utilized resources. For evaluating 

the temperature profile of the structure 

under discussion our region of interest 

was the connection connecting portion be- 

Temperature 

Temperature 

200 

180 

160 

140 


Temperature 

120 

120 

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 

Length in m 

Length in m 

260 

240 

220 

200 

180 

160 

140 

120 

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 

Length in m 

Fig. 4. Sensitivity Analysis of mesh. 

0.08 

0.06 

0.04 

0.03 

Temperature 

200 

180 

160 

140 

260 

240 

220 

200 

180 

160 

140 


0.08 

0.06 

0.04 

0.03 

120 

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 

Length in m 

58



Temperature 

230 

220 

210 

200 

190 

180 

Fluid Temperature Pilot 

0 o Line 

90 o Line 

180 o Line 

270 o Line 

tween the two the pipes. So a separate body 

was assigned and the mesh in that body 

was refined step by step until desired quality 

of results were achieved. The details of 

the mesh are provided in the table the 

mesh was made using ICEM, the connection 

of interest was sized using the body sizing 

function to achieve the max element 

size as shown in table. The fluid inside of 

the structure was meshed separately as it is 

required in conjugate heat transfer for the 

solid and fluid domains to be defined separately 

The sensitivity analysis as well as all the 

other data in this paper is plotted along the 

length of four lines on the surface of the 

structure, these lines run parallel to the 

axis of the surge line and are labeled by the 

angle at which they end near the pressurizer 

end of the surge line as seen in F i g - 

u r e 4 . These lines start from the part of 

Temperature 

170 

170 

160 

160 

150 

150 

140 

0 0.5 1 1.5 

140 

0 0.5 1 1.5 

Length in m 

Length in m 

Fig. 5. Temperature of Surge line fluid and structure. 

Fig. 6. Temperature Contours of structure and fluid. 

230 

220 

210 

200 

190 

180 

sure line near the main pipe, the data is 

plotted along the length of the line and at 

the end point the face of pipe is considered 

for their names. 

Results 

Structure Temperature Pilot 

0 o Line 

90 o Line 

180 o Line 

270 o Line 

Considering the results of the sensitivity 

analysis of the mesh it can be seen that the 

results of Mesh id 1 and Mesh id 2 have 

converged, therefore mesh id 2 was used to 

perform further analysis in order to reduce 

the computational cost. 

As we are interested in the effects on structure 

under surge line operational conditions 

we first carried out the conjugate heat 

transfer analysis on the pipe, during this 

analysis the effects of both convection of 

liquid and the consequent heat conduction 

with the structure are considered and we 

are provided with a comprehensive temperature 

profile of the structure ,which 

considering the thickness of pipe is necessary 

for an accurate analysis as the surface 

temperature of the fluid doesn’t provides 

the complete picture. 

These temperature are then exported to 

ANSYS mechanical where further analysis 

on the stress resulting from these conditions 

were calculated, further the deformations 

as a result of the stress were also computed. 

Temperature of Structure 

The temperature of the surgeline surface is 

given in F i g u r e 5 . It can be observed 

from the graph that at the starting point of 

plot a severe case of thermal stratification is 

present, as the O o line experiences lower 

temperature while 180 o line is subjected 

to higher temperature. This is as expected 

and has been widely reported in the literature. 

As the section near the hot leg is the 

location where the mixing of fluids takes 

place. 

As we move upwards along the pipe away 

from the main pipe the thermal stratification 

reduces and at 0.5 m distance all the 

temperature achieves the uniform temperature, 

which is the temperature of the fluid 

entering from the pressurizer. 

Temperature Relations 

The structure temperature is the temperature 

we are interested in however in the 

working conditions the temperature sensors 

are present in the fluid instead of the 

structure so it is useful to have a relation 

that gives an approximate temperature for 

the structure at a particular point if temperature 

of the fluid is available from the 

sensors. 

Using the simulated data a second order 

equation was developed that provides the 

temperature of the structure corresponding 

to the line length and the temperature 

of fluid at that point and are given as follows, 

the co-efficient provided are with 

95 % confidence interval, Ta b l e 3 : 

Equivalent stress 

To compute the stress in the structure the 

thermal temperature were loaded onto the 

structure, as we are only interested in the 

thermal stress the mechanical stresses due 

to fluid flow were ignored. The sections of 

surge line where it is connected with the 

pressurizer and main pipe are considered 

as fixed supports for this analysis. 

The results of stress can be divided into 

three regions broadly, the first section is 

the section that is near the main pipe, this 

section experiences very high stress as expected, 

we can also see that in F i g u r e 7, 

where 180 o line experiences lower stress as 

compared to the other lines however after 

reaching a minimum value it starts to rise 

and then we see that all the lines having a 

same general trend with 180 o line and 0 o 

59

Fluid structure interaction analysis of a surge-line using coupled CFD-FEM VGB PowerTech 3 l 2020 

Tab. 3. Temperature relations. 

T structure (l line ,T fluid ) = p 00 + p 10 l line + p 01 T fluid + p 20 l line 

2 

+ p 11 l line T fluid + p 02 T fluid 

2 

Line 1 Line 2 

p 00 = -276.7 (-652.7, 99.2) 

p 10 = -0.8854 (-1.385, -0.3856) 

p 01 = 7.531 (3.653, 11.41) 

p 20 = -9.293e-05 (-0.0001075, -7.835e-05) 

p 11 = 0.00458 (0.002426, 0.006734) 

p 02 = -0.02453 (-0.03519, -0.01387) 

Goodness of fit: 

SSE: 2048 

R-square: 0.9404 

Adjusted R-square: 0.9352 

RMSE: 5.942 

line experiencing more stress than 90 o line 

and 270 o line. 

In section 2 graph this can be observed 

even more clearly as we can see a clear division 

between the stresses experienced by 

one section of the pipe as compared to the 

other section. In section 3 we observe that 

the previous trend reaching the end at 14 m 

where the pipe experiences a sharp turn 

p 00 = -1222 (-2119, -324.9) 

p 10 = -0.5261 (-0.7273, -0.325) 

p 01 = 14.59 (6.563, 22.61) 

p 20 = -3.921e-05 (-4.695e-05, -3.147e-05) 

p 11 = 0.002607 (0.001698, 0.003516) 

p 02 = -0.0366 (-0.05454, -0.01866) 

Line 3 Line 4 

p 00 = 228.1 (191, 265.2) 

p 10 = 0.04682 (-0.03542, 0.1291) 

p 01 = -0.1856 (-0.3752, 0.004024) 

p 20 = -0.0001034 (-0.0001209, -8.582e-05) 

p 11 = 0.0005824 (0.0002221, 0.0009427) 

p 02 = -0.0005446 (-0.001159, 6.955e-05) 

Equivalent Stress in Pa 


SSE: 3139 



RMSE: 7.357 


SSE: 156.3 



RMSE: 1.642 

p 00 = 204.4 (174.8, 234) 

p 10 = -0.1004 (-0.1327, -0.06796) 

p 01 = 0.657 (0.3585, 0.9555) 

p 20 = -6.994e-05 (-7.681e-05, -6.307e-05) 

p 11 = 0.001042 (0.0008915, 0.001193) 

p 02 = -0.003653 (-0.004466, - 


SSE: 342.5 



RMSE: 2.430.002839) 

and a new trend of extremely high stress is 

observed due to the incoming stream of hot 

water from the pressurizer. 

Deformation 

In the total F i g u r e 8 we can observe the 

deformation experienced by the structure 

under the above mention stresses, the deflection 

is mostly observed in the middle 

Von-mises Stress Plot Section 1 Von-mises Stress Plot Section 2 

x10 7 x10 7 

15 

4 

0 o Line 

90 o Line 3.5 

180 o Line 

270 o Line 

3 

10 

5 


0 o Line 

90 o Line 

180 o Line 

270 o Line 

0 

0 

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 5 5.5 6 6.5 7 7.5 8 8.5 9 9.5 10 

Length in m 

Length in m 

2.5 

2 

1.5 

1 

0.5 

region of the pipe which is the unsupported 

region of the pipe, in our model this region 

was considered as unsupported but in 

an actual plants these regions movements 

are usually limited by supporting structures. 

Conclusions 

The thermal stresses in the surge lines due 

to thermal stratification is a widely observed 

phenomenon, in this paper a steady 

state analysis of the flow in surge line was 

conducted to analyze a long term outlook 

of surge line under continued stress, the 

results are concluded in the flowing points. 

The stresses in the surge line are present in 

the steady state especially in the section of 

the surge line near the main pipe, these 

stress exists due to the thermal stratification 

where the mixing of hot and cold water 

takes place. 

The equivalent stress show that as we move 

further away from the hot leg of the main 

pipe the stresses first decrease and then 

start to reach a very high value near the 

pressurizer opening, this is due to the extremely 

high temperature at the inlet of the 

surgeline. 

The deformation resulting from these 

stresses effect mostly the middle of the 

surge line pipe as there is no support between 

the endpoints in a considerably 

large structure, for practical purposes 

support of some kind are recommended 

in between the pressurizer and the main 

pipe. 

An approximation of the outer surface 

structure temperature based on the temperature 

of fluid at the boundary was also 

calculated from the simulated results, this 

can be useful in practical implementation 

where fluid data from sensors is generally 

available. 

Fig. 7. Equivalent stress in surge line. 


x10 8 Von-mises Stress Plot Section 3 

4 

0 o Line 

3.5 

90 o Line 

180 o Line 

270 o Line 

3 

2.5 

2 

1.5 

1 

0.5 

Deformation in m 

0.025 

0 

0 

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 

Length in m 

Length in m 

0.02 

0.015 

0.01 

0.005 

x10 8 

Total deformation Plot 

0 o Line 

90 o Line 

180 o Line 

270 o Line 

Fig. 8. Deformation in surge line. 

60




References 

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in OECD-NEA Member Countries, 

NEA/CSNI/R(2005)8, NEA CSNI, CSNI 

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for Economic Co-operation and 

Development. 

[2] Grebner, H. and Höfler, A. (1995). Investigation 

of stratification effects on the surge 

line of a pressurized water reactor. Computers 

& Structures, 56(2-3), pp.425-437. 

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(1995). Stress analysis of a 900 MW pressurizer 

surge line including stratification effects. 

Nuclear Engineering and Design, 

153(2-3), pp.197-203. 

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Impact on Fatigue Design. Procedia Engineering, 

86, pp.342-349. 

[5] Kang, D., Jhung, M. and Chang, S. (2011). 

Fluid-structure interaction analysis for pressurizer 

surge line subjected to thermal stratification. 


241(1), pp.257-269. 

[6] Zhang, Y. and Lu, T. (2017). Unsteady-state 

thermal stress and thermal deformation 

analysis for a pressurizer surge line subjected 

to thermal stratification based on a coupled 

CFD-FEM method. Annals of Nuclear 

Energy, 108, pp.253-267. [7] Similar 

shaped models 

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Qiao, S. and Wang, H. (2017). Numerical 

investigation on the thermal stratification in 

a pressurizer surge line. Annals of Nuclear 

Energy, 101, pp.293-300. 

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Available at: https://inis.iaea.org/collection/NCLCollectionStore/_Public/32/068/ 

32068795.pdf [Accessed 19 Dec. 2018]. 

[9] Schuler, X., & Herter, K.H. (2004). Thermal 

fatigue due to stratification and thermal 

shock loading of piping. 30 MPA-Seminar 

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in conjunction with the 9th 

German-Japanese seminar Vol 1 (Papers 

1-26), (p. 464). 

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Development. 

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line of a pressurized water reactor. Computers 

& Structures, 56(2-3), pp.425-437. 

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surge line including stratification effects. 


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[13] Sang-Nyung Kim, Seon-Hong Hwang, Ki- 

Hoon Yoon. Experiments on the Thermal 

Stratification in the Branch of NPP Journal 

of Mechanical Science and Technology 

(KSME Int. J.), 2005, 19(5):1206-1215 

[14] Sang-Nyung Kim, Cheol-Hong Kim, Bum- 

Su Youn, Hag-Ki Yum, Experiments on 

Thermal Stratification in Inlet Nozzle of 

Steam Generator, Journal of Mechanical 

Science and Technology, 2007(21):654- 

663 

[15] T.H.Liu, E.L.Cranford. An Investigation of 

Thermal Stress Ranges Under stratification 

Loadings [J]. Transactions of the ASME 

326/Vol. 113, 1991 

l 


Construction and installation supervision in 

the manufacture and assembly of water-tube boilers 

and associated systems in thermal power plants 

Edition 2015 – VGB-S-013-00-2014-12-EN 

DIN A4, 155 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 160.–, for non mem bers € 240.–, plus VAT, ship ping and hand ling. 

The purposes of this VGB-Standard on construction and installation supervision in the manufacturing and 

assembly of water-tube boilers and associated systems in thermal power plants is to assist in securing the 

quality expected and required by the plant owner or operator as the customer. 

The market situation is compelling contractors (manufacturers and suppliers) to offer their products and 

services more and more cheaply. Experience shows that cost savings in manufacture are essentially 

implemented at the expense of quality. 

Stipulation of quality assurance measures by the customer, from the tendering process to final inspection, 

is therefore essential. This standard is a suitable basis for achievement by customers and contractors of the 



Fax: +49 201 8128 – 329 

required quality. 

45257 Essen/Germany www.vgb.org 

This standard covers the processes from ordering to placing on the market of the water-tube boiler and its 

system components. Placing on the market is completed with the commissioning test to Section 14 of the 

German Ordinance on Industrial Safety and Health. The process of commissioning is not covered by this 

standard. 

Construction and installation supervision are defined as follows within the meaning of this standard: 


Construction and installation 

supervision in the 

manufacture and assembly 

of water-tube boilers and 

associated systems in 

thermal power plants 


– Construction supervision: Measures to assure quality during the manufacture of system parts and components, from ordering through design 

and manufacturing to delivery at site. 

– Installation supervision: Measures to assure quality at site, from incoming inspection to commissioning of the system. 

The transition from manufacture, governed by the Pressure Equipment Directive (PED), to operation under the stipulations of the German 

Ordinance on Industrial Safety and Health (BetrSichV), which commences with testing prior to commissioning under the terms of Section 14, 

is to be agreed by the customer and contractor. The transitions of various packages of goods and services are in particular to be described 

and agreed with the Accredited Inspection Body. 

This standard is a collection of experience and recommendations which cannot completely reflect the current state of the art in all cases, but was 

compiled to the best of the authors’ knowledge. It is intended to summarize the available information on and experience of certain findings in 

this field, so as to facilitate the work of the user. It is hoped that this standard will make a significant contribution to securing plant quality and 

thus also to achieving the much sought-after longer intervals for recurrent tests. 

It is the responsibility of the user to ensure compliance with patents and other property rights. Where reference is made in this standard to laws, 

ordinances, regulations or similar and these have been amended in the meantime, the new editions are to be taken into account and applied 

accordingly. 

Users are requested to inform the VGB Secretariat without delay of any experience gained in the application of this standard, of potential 

misinterpretations, of inadequacies of presentation and of suggestions for improvement. These may then flow into additions or amendments. 



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

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

61

Testplan aus IT-/Cyber-Security-Sicht für Energieerzeuger VGB PowerTech 3 l 2020 

Der Testplan gemäß § 4 II g) 

EU-VO (2017/2196) und vorgelagerte 

EU-VO´s aus IT-/Cyber-Security-Sicht 



Abstract 

The test plan according to § 4 II g) 

EU-VO (2017/2196) and upstream 

EU-VO’s from an IT/cyber security 

perspective for utilities 

Various binding EU regulations such as (EU) 

2017/1485, (EU) 2016/631 and (EU) 2017/ 

2196 show the energy market that the European 

Union is serious about the concrete harmonization 

in terms of security for the energy sector. The 

interesting thing is that the regulations address 

both network operators and energy producers. 

What is strange, however, is that some players in 

energy market either do not (want to) know these 

regulations or classify them as non-binding. 

At the last possible point in time (19th of December 

in 2019), the four transmission system operators 

agreed on a test plan for the implementation 

of the requirements from the EU Regulation (EU) 

2017/2196. In this article, we focus on the aspects 

of the test plan that are relevant for IT / OT 

security: 

–– 

Company based telephony 

–– 

Satellite telephony 

–– 

Process data communication 

–– 

Backup power supply for the communication 

systems 

–– 

Review of critical IT systems and plants 

In this essay it is not only presented that these 

measures use more than costs, but that an implementation 

of the test plan also helps to demonstrate 

the implementation of the standards ISO / 

IEC 27001, 27002 and 27019. 

It is certainly also interesting that, in accordance 

with Article 5 of EU Regulation (EU) 2016/631, 

the other relevant EU regulations and the test 

plan primarily refer to type C and D of the power 

plants. While the initial German version of the 

Kritis-VO (still) sees the threshold value for energy 

supply at 420 MW, the EU regulation 

2016/631 sees criticality much earlier at 50 MW. 

This will have consequences for future German 

assessments. 

l 

Autor 

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

Dipl.-Vw. Stefan Loubichi 

international experienced lead auditor for 

management systems (ISO 27001, 

ISO 14001, ISO 9001, ISO 45001, 

ISO 26000), auditor according to 

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

than ten years of international experience in 

implementing IT- and cyber security 

Essen, Deutschland 

Die Verordnungen (EU) 

2017/1485 sowie (EU) 2016/631 

Im Mittelpunkt der EU-Verordnung 

2017/1485 (zur Festlegung einer Leitlinie 

für den Übertragungsnetzbetrieb) stehen 

sowohl die Betriebssicherheit als auch die 

Koordination der Übertragungsnetzbetreiber. 

Es werden als konkrete Ziele benannt: 

–– 

die Festlegung gemeinsamer Anforderungen 

und Grundsätze für die Betriebssicherheit 

–– 

die Gewährleistung der erforderlichen 

Bedingungen für die Aufrechterhaltung 

der Betriebssicherheit 

–– 

die Unterstützung der Koordination 

beim Netzbetrieb und bei der Betriebsplanung 

In Hinblick auf den Aspekt der Betriebssicherheit 

werden unter anderem folgende 

Netzzustände differenziert: 

–– 

Normalzustand 

–– 

Gefährdeter Zustand 

–– 

Notzustand 

–– 

Blackout-Zustand 

Gemäß der EU-Verordnung 2017/1485 obliegen 

den Übertragungsnetzbetreibern 

verschiedene Aufgaben in Bereichen wie 

dem Blindleistungs-, dem Kurzschlussstrom- 

und dem Leistungsflussmanagement. 

Des Weiteren wird der Aspekt der 

Betriebsplanung hinreichend spezifiziert. 

Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) entwickeln 

dabei gemeinsam eine Liste von 

Year-Ahead-Szenarien, anhand derer sie 

den Betrieb des Verbundübertragungsnetzes 

für das folgende Jahr abschätzen. Aufgrund 

dieser Szenarien erstellt jeder Übertragungsnetzbetreiber 

ein sog. Year-Ahead- 

Einzelnetzmodell. 

Für die verschiedenen Zeitbereiche sind 

zudem Betriebssicherheitsanalysen anzufertigen, 

wobei eine regionale Koordination 

der Betriebssicherheit über die regionalen 

Sicherheitskoordinatoren (RSC) angestrebt 

wird. Eine Koordination der Nichtverfügbarkeit 

erfolgt dabei ebenfalls, um 

die Betriebssicherheit des Übertragungsnetzes 

zu gewährleisten. In diesem Zusammenhang 

müssen die Übertragungsnetzbetreiber 

mittels festgelegter Methode die 

Relevanz nachfolgender Entitäten ermitteln 

und bewerten: 

–– 

Stromerzeugungsanlagen 

–– 

Verbrauchsanlagen 

–– 

Netzbetriebsmitteln 

und zwar sowohl im Übertragungsnetz als 

auch in den darunter liegenden Verteilernetzen. 

In Artikel 26 der EU-Verordnung 

2017/1485 wird dabei in Sachen „Sicherheitsplan 

zum Schutz kritischer Infrastrukturen“ 

folgendes festgelegt: 

(1) Jeder ÜNB erstellt unter Berücksichtigung 

des Artikels 5 der Richtlinie 

2008/114/EG des Rates einen vertraulichen 

Sicherheitsplan, in dem er die Risiken 

der vom jeweiligen Mitgliedstaat bestimmten 

Szenarien größerer physischer Bedrohungen 

und Cyberbedrohungen für die in 

seinem Eigentum stehenden oder von ihm 

betriebenen Anlagen bewertet. 

(2) Der Sicherheitsplan muss möglichen 

Auswirkungen auf die europäischen Übertragungsverbundnetze 

Rechnung tragen 

und organisatorische und physische Maßnahmen 

zur Verringerung der festgestellten 

Risiken umfassen. 

(3) Jeder ÜNB überprüft den Sicherheitsplan 

regelmäßig, um ihn an Änderungen 

der Bedrohungsszenarien und die Entwicklung 

des Übertragungsnetzes anzupassen. 

Von weiterer Relevanz ist zweifelsfrei auch 

Artikel 55 der EU-Verordnung „Zuständigkeiten 

der SNN (signifikanter Netznutzer)“, 

aus dem wie folgt zitiert wird: 

(1) Jeder Eigentümer eines signifikanten 

Netznutzers (SNN) unterrichtet den Übertragungsnetzbetreiber 

(ÜNB) oder Verteilnetzbetreiber 

(VNB), mit dem er über einen 

Netzanschlusspunkt verfügt, über jede 

geplante Änderung der technischen Fähigkeiten 

seiner Anlage, die sich auf die Erfüllung 

der Anforderungen dieser Verordnung 

auswirken könnte, bevor er sie vornimmt. 

(2) Jeder Eigentümer eines SNN unterrichtet 

den ÜNB oder VNB, mit dem er über 

einen Netzanschlusspunkt verfügt, über 

jede Betriebsstörung in seiner Anlage, die 

62


Testplan aus IT-/Cyber-Security-Sicht für Energieerzeuger 

sich auf die Erfüllung der Anforderungen 

dieser Verordnung auswirken könnte, so 

bald wie möglich nach deren Auftreten. 

(3) Jeder Eigentümer eines SNN unterrichtet 

den ÜNB oder VNB, mit dem er über 

einen Netzanschlusspunkt verfügt, über 

die Testpläne und -verfahren zur Überprüfung 

der Konformität seiner Anlage mit 

den Anforderungen dieser Verordnung 

rechtzeitig vor dem Beginn der Tests. Der 

ÜNB oder VNB genehmigt die geplanten 

Testpläne und -verfahren rechtzeitig im 

Voraus und darf seine Genehmigung nicht 

ohne triftigen Grund vorenthalten. Verfügt 

der SNN über einen Netzanschlusspunkt 

mit dem VNB und interagiert er gemäß Absatz 

2 ausschließlich mit dem VNB, kann 

der ÜNB vom betreffenden VNB alle Ergebnisse 

von Konformitätstests anfordern, die 

für die Betriebssicherheit seines Übertragungsnetzes 

relevant sind. 

(4) Auf Anforderung des ÜNB oder VNB 

gemäß Artikel 41 Absatz 2 der Verordnung 

(EU) 2016/631 und Artikel 35 Absatz 2 der 

Verordnung (EU) 2016/1388 führt der Eigentümer 

des SNN im Einklang mit den 

genannten Verordnungen während der gesamten 

Lebensdauer seiner Anlage Konformitätstests 

und -simulationen durch, insbesondere 

nach einem Fehler, einer Änderung 

oder dem Austausch von Betriebsmitteln, 

der/die sich auf die Übereinstimmung 

der Anlage mit den Bestimmungen 

dieser Verordnung auswirken könnte, was 

die Fähigkeit zur Einhaltung der angegebenen 

Werte, die zeitlichen Vorgaben in Bezug 

auf diese Werte und die Verfügbarkeit 

oder in Auftrag gegebene Erbringung von 

Systemdienstleistungen betrifft. 

Für viele irritierend ist die Bezeichnung 

„EU-Rechtsakt ohne Gesetzescharakter“, 

d.h. es wird hier zu Unrecht angenommen, 

dass diese Verordnung nicht bindend sei. 

Dies ist jedoch nicht zutreffend: 

Gemäß Artikel 289 des Vertrags über die 

Arbeitsweise der Europäischen Union 

(AEUV) handelt es sich bei Rechtsakten 

ohne Gesetzescharakter um Beschlüsse, 

die im Allgemeinen von der Europäischen 

Kommission nach erfolgter Befugnisübertragung 

(delegierte Rechtsakte) oder zur 

Umsetzung eines Gesetzgebungsaktes 

(Durchführungsrechtsakte) angenommen 

werden. Damit ein Rechtsakt ohne Gesetzescharakter 

erlassen werden kann, muss 

demnach ein Gesetzgebungsakt der Kommission 

zuerst die Befugnis dazu übertragen, 

den Akt zu erlassen. Verordnungen 

und Richtlinien, die an alle EU-Länder gerichtet 

sind, und Beschlüsse ohne Adressaten 

werden im Amtsblatt der Europäischen 

Union veröffentlicht. Sie treten entweder 

an dem angegebenen Datum oder, wenn 

kein Datum festgelegt wurde, am zwanzigsten 

Tag nach ihrer Veröffentlichung in 

Kraft. Es ist hier nichts zu beanstanden. 

Somit ist EU-Verordnung 2017/1485 ebenso 

zwingend zu beachten und umzusetzen 

wie die EU-Verordnung 2016/631 vom 

14. April 2016 zur Festlegung eines Netzkodex 

mit Netzanschlussbestimmungen für 

Stromerzeuger. 

Gemäß Artikel 2 I b) der EU-Verordnung 

2017/1748 sind als SNN zu betrachten: 

„Bestehende und neue Stromerzeugungsanlagen, 

die gemäß den Kriterien des Artikels 

5 der Verordnung (EU) 2016/631 der 

Kommission (2) als Stromerzeugungsanlagen 

des Typs B, C und D eingestuft werden 

oder würden“. 

Gemäß Artikel 5 der EU-Verordnung 

2016/631 sind die Typen B, C und D wie 

folgt definiert: 

–– 

Typ B: 

Netzanschlusspunkt unter 110 kV und 

Maximalkapazität ab einem Schwellenwert, 

den jeder relevante ÜNB vorschlägt 

[in Kontinentaleuropa 1 MW]. Dieser 

Schwellenwert darf nicht über dem angegebenen 

Grenzwert liegen. 

–– 

Typ C: 







Typ D: 







Im Rahmen der EU-Verordnung 2016/631 

werden im Übrigen diverse Anforderungen 

an die Stromerzeugungsanlagen der unterschiedlichen 

Typen gestellt: 

–– 

Die Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen 

des Typs B sehen ein breiteres 

Spektrum an automatisierten dynamischen 

Reaktionen vor, die eine größere 

Widerstandsfähigkeit gegenüber 

betrieblichen Vorkommnissen ermöglichen, 

um die Nutzung dieser dynamischen 

Reaktionen sicherzustellen, und 

eine umfangreichere Steuerung durch 

den Netzbetreiber sowie Informationen 

zur Nutzung dieser Fähigkeiten umfassen. 

Die Anforderungen gewährleisten 

eine automatisierte Reaktion, um die 

Auswirkungen von Netzereignissen zu 

begrenzen und für eine optimale dynamische 

Reaktion der Stromerzeugungsanlage 

auf diese Ereignisse zu sorgen. 

–– 


des Typs C sehen eine präzise, 

stabile und gut steuerbare dynamische 

Echtzeitreaktion vor, die es ermöglicht, 

wichtige Systemdienstleistungen 

zu erbringen, um die Versorgungssicherheit 

aufrechtzuerhalten. Die Anforderungen 

sollten allen Netzzuständen 

Rechnung tragen, weshalb die Interaktionen 

zwischen Anforderungen, Funktionen, 

Regelung und Informationen zur 

Nutzung dieser Fähigkeiten detailliert 

beschrieben werden sollten; zudem sollten 

sie die Echtzeitreaktion des Systems 

gewährleisten, die zur Vermeidung von 

Systemereignissen sowie für den Umgang 

mit diesen Ereignissen und die Reaktion 

darauf erforderlich ist. Die Anforderungen 

sollten darüber hinaus ausreichende 

Fähigkeiten der Stromerzeugungsanlagen 

umfassen, sowohl bei Störungsfreiheit 

als auch bei Netzstörungen 

angemessen zu reagieren, und die erforderlichen 

Informationen und Regelungen 

zur Nutzung von Gesamteinrichtungen 

zur Stromerzeugung in unterschiedlichen 

Situationen vorsehen. 

–– 


des Typs D sollten sich 

speziell auf Erzeugungsanlagen mit Anschluss 

an höhere Spannungsebenen beziehen, 

die Auswirkungen auf die Regelung 

und den Betrieb des gesamten Netzes 

haben. Sie sollten einen stabilen 

Betrieb des Verbundnetzes gewährleisten 

und die Nutzung von Systemdienstleistungen 

durch Gesamteinrichtungen 

zur Stromerzeugung in ganz Europa ermöglichen. 

Die Verordnung (EU) 2017/2196 

Konkret(er) wird es nun in der Verordnung 

(EU) 2017/2196, deren Zweck wir uns hier 

erst einmal anschauen: 

Festzuhalten ist erst einmal, dass diese EU 

Verordnung gemäß Artikel 2 nahezu uneingeschränkt 

für die Stromerzeugungstypen 

C und D gelten (Kriterien siehe oben) 

und in eingeschränktem Umfang auch für 

die Typen A und B. Eindeutigkeit ist hier 

gegeben durch Artikel 23 IV c) dieser Verordnung, 

d.h. alle SNN, die dafür verantwortlich 

sind, nach den verbindlichen Vorgaben 

der Verordnungen (EU) 2016/631, 

(EU) 2016/1388, (EU) 2016/1447 oder 

nationalem Recht Maßnahmen an ihren 

Anlagen durchzuführen. 

Kommen wir nun zur Zielsetzung dieser 

EU-Verordnung: 

Wenngleich jeder ÜNB für die Aufrechterhaltung 

der Betriebssicherheit in seiner 

Regelzone verantwortlich ist, teilen sich 

alle ÜNB der Union die Verantwortung für 

den sicheren und effizienten Betrieb des 

Elektrizitätssystems in der Union, da alle 

nationalen Netze in gewissem Ausmaß miteinander 

verbunden sind und ein Fehler in 

einer Regelzone auch auf andere Regelzonen 

Auswirkungen haben kann. Der effiziente 

Betrieb des Elektrizitätssystems der 

Union setzt darüber hinaus eine enge Zusammenarbeit 

und Koordination der einzelnen 

Akteure voraus. 

Es ist daher erforderlich, harmonisierte Bestimmungen 

für technische und organisatorische 

Maßnahmen festzulegen, um die 

Ausbreitung oder Verstärkung eines Störfalls 

in einem nationalen Netz und das 

Übergreifen von Störungen oder Blackout- 

Zuständen auf andere Netze zu verhin- 

63


dern. Zudem sind harmonisierte Verfahren 

festzulegen, die die ÜNB anwenden sollten, 

um das Netz nach der Ausbreitung einer 

Störung oder eines Blackout- Zustands 

in den Warn- oder Normalzustand zurückzuführen. 

Jeder ÜNB muss deshalb in den folgenden 

drei Phasen einen Systemschutzplan und 

einen Netzwiederaufbauplan entwickeln: 

in einer Konzeptionsphase zur Festlegung 

des genauen Inhalts des Plans, einer Umsetzungsphase, 

in der alle erforderlichen 

Mittel und Dienstleistungen für die Aktivierung 

des Plans ausgearbeitet und eingeführt 

werden, und einer Aktivierungsphase, 

in der eine oder mehrere Maßnahmen 

des Plans im Betrieb angewandt werden. 

Die Stromerzeuger sind hierdurch wie folgt 

betroffen: 

Artikel 41: 

ommunikationssysteme 

(1) Jeder VNB und SNN gemäß Artikel 23 

Absatz 4 Buchstaben b und c, jeder Anbieter 

von Systemdienstleistungen zum Netzwiederaufbau 

und jeder ÜNB muss über ein 

Sprachkommunikationssystem mit ausreichender 

Redundanz und Backup-Stromversorgungsquellen 

verfügen, um mindestens 24 

Stunden lang für den Netzwiederaufbauplan 

erforderliche Informationen austauschen zu 

können, falls die externe Stromversorgung 

vollständig ausfällt oder einzelne Sprachkommunikationsanlagen 

nicht zur Verfügung 

stehen. Die Mitgliedstaaten können 

verlangen, dass die Backup-Stromversorgung 

länger als 24 Stunden verfügbar sein 

muss. 

(2) Jeder ÜNB legt in Konsultation mit den 

VNB und SNN gemäß Artikel 23 Absatz 4 sowie 

mit Anbietern von Systemdienstleistungen 

zum Netzwiederaufbau die technischen 

Anforderungen an deren Sprachkommunikationssysteme 

und an sein eigenes 

Sprachkommunikationssystem fest, um deren 

Interoperabilität sicherzustellen und zu 

gewährleisten, dass die eingehenden Anrufe 

des ÜNB vom jeweiligen Beteiligten identifiziert 

und unmittelbar beantwortet werden 

können. 

Artikel 42 

IT-Systeme und Anlagen 


Absatz 4 sowie jeder Anbieter von Systemdienstleistungen 

zum Netzwiederaufbau 

muss bei einem Verlust der Primärstromversorgung 

nach den Vorgaben des ÜNB mindestens 

24 Stunden lang über kritische 

IT-Systeme und Anlagen gemäß Artikel 24 

der Verordnung (EU) 2017/1485 verfügen, 

die im Netzwiederaufbauplan vorgesehen 

sind. 

Durch diese Vorgabe ist letztlich klar definiert, 

wie die auch in den ISMS – Normierungen 

verlangte Ersatzstromversorgung 

aus quantitativer Sicht sein muss, und zwar 

für klassifizierte Stromerzeuger. 

Artikel43 

Allgemeine Grundsätze 

(2) Bis 18. Dezember 2019 legt jeder ÜNB in 

Konsultation mit den VNB, den in Artikel 11 

Absatz 4 und Artikel 23 Absatz 4 genannten 

SNN, den Anbietern von Systemdienstleistungen 

zur Vermeidung der Störungsausweitung 

und den Anbietern von Systemdienstleistungen 

zum Netzwiederaufbau einen 

Testplan fest. In dem Testplan werden die zu 

testenden, für den Systemschutzplan und 

den Netzwiederaufbauplan relevanten Betriebsmittel 

und Fähigkeiten genannt. 

(3) Der Testplan muss die zeitlichen Abstände 

und Bedingungen der Tests enthalten, wobei 

die Mindestanforderungen der Artikel 44 

bis 47 einzuhalten sind. Der Testplan muss 

die in der Verordnung (EU) 2016/631, der 

Verordnung (EU) 2016/1388 und der Verordnung 

(EU) 2016/1447 festgelegten Methoden 

für die jeweilige geprüfte Fähigkeit 

vorsehen. Im Falle von SNN, die nicht der 

Verordnung (EU) 2016/631, der Verordnung 

(EU) 2016/1388 oder der Verordnung (EU) 

2016/1447 unterliegen, muss der Testplan 

nationalem Recht entsprechen. 

(4) Die ÜNB, VNB, SNN, Anbieter von Systemdienstleistungen 

zur Vermeidung der 

Störungsausweitung und Anbieter von Systemdienstleistungen 

zum Netzwiederaufbau 

dürfen die Betriebssicherheit des Übertragungsnetzes 

und der angeschlossenen Übertragungsnetze 

während des Tests nicht gefährden. 

Bei der Durchführung des Tests 

müssen die Auswirkungen auf die Netznutzer 

minimiert werden. 

(5) Der Test wird als erfolgreich erachtet, 

wenn die vom relevanten Netzbetreiber gemäß 

Absatz 3 festgelegten Bedingungen erfüllt 

sind. Der ÜNB, VNB, SNN sowie der 

Anbieter von Systemdienstleistungen zur 

Vermeidung der Störungsausweitung und 

der Anbieter von Systemdienstleistungen 

zum Netzwiederaufbau wiederholen den 

Test, solange diese Bedingungen nicht erfüllt 

sind. 

Artikel 48 

Test der Kommunikationssysteme 

(1) Jeder in Artikel 23 Absatz 4 genannte 

VNB und SNN, jeder ÜNB und jeder Anbieter 

von Systemdienstleistungen zum Netzwiederaufbau 

testet die in Artikel 41 beschriebenen 

Kommunikationssysteme mindestens 

einmal jährlich. 


Absatz 4, jeder ÜNB und jeder Anbieter von 

Systemdienstleistungen zum Netzwiederaufbau 

testet die Backup-Stromversorgung seiner 

Kommunikationssysteme mindestens 

alle fünf Jahre. 

An dieser Stelle sei darauf verwiesen, dass 

diese EU-Verordnung rechtsverbindlich ist. 

Die ÜNBs haben die SNNs und andere bei 

der Entwicklung des Testplans gemäß 

Art. 4 II g) dieser Verordnung freundlicher 

Weise beteiligt. Dies bedeutet jedoch in 

keinster Weise, dass letztlich die VO EU 

2017/2196 noch verhandelbar sei. Diese ist 

umzusetzen. 

Relevante Aspekte des Testplans 

nach der Verordnung (EU) 

2017/2196 

Gemäß Kapitel 7 des o.g. Testplans sind die 

Einrichtungen für die Sprach- und Datenkommunikation 

unverzichtbare Hilfsmittel 

zur Koordination von Maßnahmen aus 

dem Netzwiederaufbauplan und dem Systemschutzplan, 

wobei sich der Umfang der 

Prüfungen nach dem Vorhandensein von 

Kommunikationseinrichtungen und Backup-Stromversorgungssystemen 

primär 

richtet. Aus diesem Grunde betrachten wir 

uns natürlich Kapitel 7. 

7.1.1 Betriebstelefonie: 

Die Einrichtungen der vom öffentlichen Telefonnetz 

getrennte Betriebstelefonie, und 

somit die Durchführung der Tests, stehen 

dabei in der Verantwortung des jeweiligen 

Netzbetreibers, d.h. die daran angeschlossenen 

SNN sind ausschließlich für die 

Überprüfung der Einrichtungen in ihrem 

Eigentum im Rahmen gemeinsamer Tests 

mit dem Netzbetreiber verantwortlich. 

Als Testverantwortliche werden „nur“ 

Energieerzeugungsanlagen der Typen C 

und D angesehen und hier der Kommunikationsweg 

des Energieerzeugers zum 

VNB 1. Klasse sowie ggf. zum ÜNB. 

In der Regel sollte dies die angesprochene 

Klasse von Energieerzeugern vor keine 

Probleme stellen. 

7.1.2 Satellitentelefonie 

Im Rahmen einer weiteren Eskalationsstufe, 

d.h. beim Komplettausfall des öffentlichen 

Telefonnetzes und der Betriebstelefonie 

ist sicherzustellen, dass die Leitstellen 

der ÜNB und die für die Netz- und Systemführung 

relevanten Partner über die Satellitentelefonie 

desselben Anbieters verfügen 

und damit die Kommunikation nicht 

von der Verfügbarkeit von Bodenstationen 

abhängig und damit unabhängig von der 

örtlichen Telekommunikation ist. 

Eine Funktionsprüfung hat zum VNB 

1. Klasse sowie ggf. zum ÜNB monatlich zu 

erfolgen, wobei auch hier wiederum die 

Typen C und D der Erzeugungsanlagen betroffen 

sind. 

Hierbei ist eine Vorauswahl zu Gunsten der 

SAT-Telefonieanbieter Inmarsat und Iridium 

erfolgt. 

Dass man eine Alternative bei Wegfall der 

öffentlichen Telefonnetze sowie der vom 

öffentlichen Telefonnetz unabhängigen 

Betriebstelefonie benötigt ist unstrittig. Es 

sei an dieser Stelle aber die Frage gestattet, 

ob Satellitentelefonie hier ultima ratio ist. 

Für eine zuverlässige Satellitenkommunikation 

muss Sichtverbindung von der Antenne 

des Satellitentelefons zum Satelliten 

bestehen und die erste Fresnelzone muss 

64



frei von jeglichen Hindernissen sein. Dies 

kann aber nicht immer garantiert werden. 

Iridium 

Zur Netzabdeckung über Iridium muss Folgendes 

festgestellt werden: 

Die Kommunikation mit Iridium ist in der 

Regel von jedem Standort auf der Erdoberfläche 

mit freier Sicht zum Himmel möglich. 

Leider kann der Iridium-Empfang 

zeitweise ausfallen. 

Bei einem Iridium-Empfangsausfall befindet 

sich ein Objekt in der ersten Fresnelzone 

und stört dadurch die Sichtverbindung 

vom Satellitentelefon zum Iridium-Satelliten. 

Deshalb dürfen sich in der ersten Fresnelzone 

keine Sträucher, Bäume, Felsen, 

Haus- und Hüttenwände befinden. Außerhalb 

der Polarregion befinden sich Iridium- 

Satelliten zeitweise sehr tief am Himmel, 

d.h. hier liegt ein kleiner Höhenwinkel vor. 

Das ist der Grund, warum die Satellitenkommunikation 

über das Iridium-Satellitennetzwerk 

sehr anfällig für Störungen 

der Sichtverbindung ist. 

Erst ab einem Höhenwinkel von 8,2 ° ist Unterbrechungsfreiheit 

bei klarer Sicht zum 

Himmel in alle Richtungen gegeben. Als 

Faustregel gilt hier, dass die Höhe der geballten 

Faust bei waagerecht ausgestrecktem 

Arm ungefähr dem Höhenwinkel von 

8,2 ° entspricht. Kein Objekt darf höher als 

die geballte Faust zum Himmel ragen. 

Iridium Communication ist ein US-amerikanisches 

Unternehmen mit Sitz In Virginia. 

Inmarsat: 

Inmarsat arbeitet mit vier geostationären 

Satelliten, die ca. 36.000 km über dem 

Äquator installiert sind. Freie Sicht in Richtung 

Satellit ist Voraussetzung für Empfang. 

Hindernisse wie steile Berge, Bäume 

oder Bebauung könnten besonders mit zunehmender 

Distanz zum Äquator den Horizont 

dorthin verdecken. 

Das vorstehend beschriebene Satellitensystem 

Iridium hat erdumlaufende Satelliten, 

welche auch die Polkappen überqueren 

und sich im Bezug zu dem Kommunikationspartner 

bewegen. Bei Inmarsat stehen 

die Satelliten im Bezug zum Kommunikationspartner 

fest über dem Äquator. Der 

Winkel des Satelliten über dem Horizont in 

Richtung Äquator wird aufgrund der geostationären 

Ausrichtung mit zunehmender 

Distanz immer flacher. Physische Hindernisse 

(wie zum Beispiel Berge) in Richtung 

Äquator befinden sich daher öfter zwischen 

Satellit und Satellitentelefon und 

beeinträchtigen den Empfang. In Regionen 

nördlicher Breite bis inklusive Großbritannien 

und südlicher Breite bis inklusive Australien 

ist Inmarsat innerhalb der jeweiligen 

Netzabdeckung meist zu bevorzugen, 

da diese Systeme eine bessere Sprachqualität 

bieten als Iridium. 

Inmarsat ist ein börsennotiertes britisches 

Unternehmen mit Sitz in London. 

Daneben gibt es noch folgende weitere Satellitentelefonsysteme, 

welche aber nicht 

berücksichtigt wurden: 

–– 

Globalstar 

ist in der Funktionsweise vergleichbar 

mit Iridium 

–– 

Thuraya 

ist in der Funktionsweise vergleichbar 

mit Inmarsat 

Wie vorstehend dargestellt hat Satellitentelefonie 

Herausforderungspotentiale, die im 

Krisenfall problematisch werden können. 

Auch wenn der nachstehend beschriebene 

Weg im deutschen Testplan nicht berücksichtigt 

wurde, so sei kurz dargestellt, wie 

auf andere Art und Weise (dauerhafte) Redundanz 

hergestellt werden könnte: 

Systeme auf 406-MHz-Funkbasis aus der 

Luft- und Seefahrt sind eine Alternative zu 

den klassischen Satellitentelefonen. Und 

mit klassischen Handfunkgeräten wie dem 

TLKR T80 Extreme PMR Funkgerät lassen 

sich Reichweiten von 10 km und mit entsprechendem 

CB-Funk lassen sich Entfernungen 

von bis zu 60 km problemlos und 

sehr kostengünstig im Notfall überbrücken. 

Und natürlich gibt es das Thema exklusives 

Funknetz im Frequenzbereich von 

450 MHz: 

Ein solches Funknetz bietet aufgrund der 

Frequenzeigenschaften die notwendige 

Gebäudedurchdringung und erfordert zudem 

verhältnismäßig wenig Antennenstandorte 

in der Fläche. Dadurch ist es im 

Vergleich zu anderen Funknetzen nicht nur 

technisch besser geeignet, sondern lässt 

sich auch deutlich einfacher und kostengünstiger 

errichten und betreiben. 

Behörden und Organisationen mit Sicherheitsaufgaben 

(BOS) verfügen bereits über 

diverse exklusive Frequenzzuteilungen, 

beispielsweise im Bereich 700 MHz, während 

Betreiber kritischer Infrastrukturen 

der Energiewirtschaft bislang noch keine 

Frequenzen erhalten haben. 

Die für Funkfrequenzen zuständige Bundesnetzagentur 

hat sich durch die Eröffnung 

eines Vergabeverfahrens zugunsten der Anwendungen 

für die Energiewirtschaft ebenfalls 

klar positioniert, wenngleich das Verfahren 

noch unter Vorbehalt einer finalen 

Entscheidung der Bundesregierung über 

den Verwendungszweck der Frequenz steht. 

7.2 (Allgemeine) Datenkommunikation 

In Sachen der (allgemeinen) Datenkommunikation 

wurde im Testplan folgendes 

festgehalten: 

Die Datenkommunikation zwischen den 

Leitstellen der Netzbetreiber und Leitstellen 

der SNN bzw. direkt zu den SNN über 

Leitstellenkopplungen und andere Datenverbindungen 

ist mit dem Austausch von 

Zustandsdaten von Netz-, Erzeugungs- und 

Verbrauchsanlagen, dem Austausch von 

Messwerten und der Vorgabe von Sollwerten 

eine wichtige und besonders in Krisensituationen 

unbedingt notwendige Funktionalität. 

Zu den für die Datenkommunikation 

notwendigen Systemen und Einrichtungen 

gehören auch die gesicherten Übertragungswege 

über die Weitverkehrs- und 

Prozessdatennetze der beteiligten Partner. 

Tests zur Schwarzfallfestigkeit dieser 

Datenkommunikationssysteme sind auch 

dann erforderlich, wenn sie im Normalbetrieb 

genutzt werden. 

Testverantwortliche für die jährlichen Prüfungen 

sind die Typen B, C und D der Energieerzeugungsanlagen. 

Auch wenn es hier auf den ersten Blick heißen 

mag: „Das ist nun wirklich kein Problem“ 

wird hier auf die nachfolgenden Sachverhalte 

verwiesen. 

Allgemeine Ausführungen zur 

Prozessdatenkommunikation: 

Vergegenwärtigen wir uns an dieser Stelle 

die Ausführungen zum Thema Prozessdatenkommunikation 

der Expertengruppe 

AG2 „Netzbetrieb und Systementwicklung“ 

der EnergieAgentur.NRW in der Publikation 

NRW-Verteilnetze als intelligente 

Plattform für die Energiewende: 

„Die Datenkommunikation von der Leitstelle 

in die Stationen (Umspannanlagen, HVSTs) 

erfolgt in großen Teilen über eigene Telekommunikationskabel 

(Kupfer, Lichtwellenleiter). 

Teilweise erfolgt sie aber auch über öffentliche 

Telekommunikations- oder Mobilfunknetze, 

wo die Verlegung eigener Kabel 

aus wirtschaftlichen Gründen nicht möglich 

ist. Die Datenübertragung für die 110 kV Ebene 

ist autark und damit unabhängig von öffentlichen 

Netzen. Die der unteren Spannungsebenen 

greifen heute auf die öffentlichen 

Kommunikationsnetze zurück. Bei einem 

flächendeckenden Stromausfall muss 

davon ausgegangen werden, dass das öffentliche 

Festnetz innerhalb von 1,5 Stunden und 

das Mobilfunknetz innerhalb von 30 Minuten 

nicht mehr zur Verfügung stehen.“ 

Wenn ein koordinierter strategischer Angriff 

auf unsere Energiewirtschaft erfolgen 

wird, so wird dieser mit einem Angriff auf 

unser öffentliches Telekommunikationsnetz 

verbunden sein. 

Durch neue Märkte mit Flexibilitäten bis in 

den Niederspannungsbereich werden immer 

mehr online Referenzmesswerte für 

den Netzbetrieb aus Smartmetern benötigt, 

um die aktuelle sowie die geplante 

Netzauslastung beurteilen zu können. Zudem 

werden immer öfter Steuerboxen 

(Vertriebs- und Netzschnittstelle in einem 

Gerät) eingesetzt, welche zur Lastflusssteuerung 

und Marktprodukten dienen. 

Auch hieraus wird ersichtlich, dass ein TK- 

Ausfall zu Schäden im Netz oder Systemausfällen 

führen kann. 

Berücksichtigung der IEC 62351 

IEC 62351 ist die aktuelle Norm für die Sicherheit 

von Energiemanagementsyste- 

65


men und den Schutz energiebezogener 

Daten. Im Mittelpunkt stehen dabei die 

wichtigsten Anforderungen an die sichere 

Datenkommunikation und -verarbeitung, 

einschließlich Vertraulichkeit, Datenintegrität 

und Authentifizierung. 

Mit der Einführung von IEC 62351 wurde 

ein enormes Vakuum in der Sicherheit von 

Kommunikation in der Energiewirtschaft 

gefüllt, um die bestehenden unsicheren 

Kommunikationsprotokolle auf den neuesten 

Stand zu bringen. Definiert wurde die 

Norm durch das IEC TC 57, das technische 

Komitee zur Entwicklung von Normen für 

den Informationsaustausch. 

Durch die Anwendung der Sicherheitsnorm 

IEC 62351 unter anderem auf die 

Protokolle 60870-5-101/-104, DNP3 und 

IEC 61850 lässt sich End-to-End-Sicherheit 

für Energiedatensysteme erreichen. Die 

Normenreihe diktiert die Notwendigkeit 

von Verschlüsselung und Zugriffskontrolle 

durch Authentifizierung und Autorisierung. 

So sieht IEC 62351-3 zum Beispiel 

die Verschlüsselung mittels Transport Layer 

Security (TLS) vor. 

Mit der Anwendung von IEC 62351 allein 

ist es aber nicht getan. Nach der Umsetzung 

müssen die Sicherheitsmechanismen gepflegt 

und fortlaufend aktualisiert werden, 

um der sich weiterentwickelnden Bedrohungslandschaft 

langfristig gewachsen zu 

sein. 

Eine Orientierung an der IEC 62351 sollte 

somit ein zwingendes Muss darstellen. 

7.3. Backup-Stromversorgung der 

Kommunikationssysteme: 

Durch den Testplan sind in Sachen Backup- 

Stromversorgung der Kommunikationssysteme 

folgende Aspekte zu beachten: 

Die sichere Funktion der Backup-Stromversorgung 

der Kommunikationssysteme 

ist für einen erfolgreichen Netzwiederaufbau 

unerlässlich und muss mindestens einmal 

jährlich auf Funktion überprüft werden. 

Die Einrichtungen zur Backup-Stromversorgung, 

und somit die Durchführung der 

Tests, stehen dabei in der Verantwortung 

des jeweiligen Testverantwortlichen, was 

in unserem speziellen Falle die Typen B, C 

und D der Erzeugungsanlagen sind. Die 

jährliche Überprüfung umfasst neben den 

Endpunkten auch alle Zwischenstationen 

auf den Kommunikationswegen. Die SNN, 

die über Einrichtungen zur Backup-Stromversorgung 

verfügen, sind ausschließlich 

für die Überprüfung der Einrichtungen in 

ihrem Eigentum verantwortlich. 

Des Weiteren vergegenwärtigen wir uns in 

diesem Zusammenhang auch. 

5.5 Überprüfung kritischer IT-Systeme und 

Anlagen: 

Gemäß Testplan sind hier folgende Vorgaben 

zu berücksichtigen: 

„Der ÜNB testet die Funktionsfähigkeit kritischer 

IT-Systeme und Anlagen mindestens 

alle drei Jahre unter Berücksichtigung von 

Haupt- und Reserve-Systemen und -Anlagen. 

Bei Bedarf sind die beteiligten VNB und SNN 

zu den Tests hinzuzuziehen. Diese Tests umfassen 

dabei die Untersuchung der Funktionstüchtigkeit 

unter anderem von Prognose- 

Tools, der Netzsicherheitsrechnung und State 

Estimation, der Fahrplanmanagement-, 

Kraftwerkssteuerungs- und SCADA-Systemen 

sowie der Kraftwerksleittechnik.“ 

Testverantwortliche sind dabei Erzeuger 

der Typen C und D, wobei die Prüfung mindestens 

alle drei Jahre durchzuführen ist. 

Als Anforderungen werden dabei genannt: 

–– 

EU-Verordnung 2017/1485: „Festlegung 

einer Leitlinie für den Übertragungsnetzbetrieb“ 

–– 

ENTSOE, „ENTSOE – Implementation 

Guide for critical tools and facilities,“ 

–– 

EU-Verordnung 2017/2196: „Netzkodex 

über den Notzustand und den Netzwiederaufbau 

des Übertragungsnetzes“ 

Bei der durch Kapitel 5.5 geforderten Überprüfung 

der Funktionstüchtigkeit von Kraftwerkssteuerungs- 

und SCADA-Systemen sowie 

der Kraftwerksleittechnik sind wir natürlich 

sehr nahe bei dem IT-Sicherheitskatalog 

nach § 11 Abs. 1b EnWG, wobei 

durch die Referenzierung auf die Typen C 

und D letztlich die (bisherigen) Schwellenwerte 

der KRITIS-VO in Frage gestellt werden. 

Korrelation zu den Anforderungen 

nach ISO/IEC 27001, 27002 und 

27019 

Auch wenn im Rahmen der Zertifizierung 

nach dem IT-Sicherheitskatalog nach § 11 

Abs. 1b EnWG keine Zertifizierung nach 

ISO/IEC 27001 in Verbindung mit ISO 

37002 und 27019 für die Energieerzeuger 

unter dem Schwellwert von 420 MW gefordert 

ist, so ist zumindest eine entsprechende 

Implementierung nachzuweisen. 

Die Umsetzung des Testplans führt letztlich 

dazu, dass wichtige Eckpunkte der 

ISO/IEC 270xx Normenfamilie nachgewiesen 

werden (können): 

13.1, ISO/IEC 27002: 

Netzwerkssicherheitsmanagement: 

Ziel: 

Der Schutz von Informationen in Netzwerken 

und den unterstützenden informationsverarbeitenden 

Einrichtungen ist sichergestellt. 

Hier sei unter anderen verwiesen auf: 

–– 

13.1.1 Netzwerksteuerungsmaßnahmen 

–– 

13.1.2 Sicherheit von Netzwerkdiensten 

–– 

13-1-3 Trennung in Netzwerken 

13.2, ISO/IEC 27002: 

Informationsübertragung 

Ziel: 

Die Sicherheit von übertragener Information, 

sowohl innerhalb einer Organisation 

als auch mit jeglicher externen Stelle, ist 

aufrechterhalten. 


–– 

13.2.1 Richtlinien und Verfahren für die 

Informationsübertragung 

–– 

13.2.2 Vereinbarungen zur Informationsübertragung 

–– 

13.2.3 Elektronische Nachrichtenübermittlung 

–– 

13.2.4 Vertraulichkeits- oder Geheimhaltungsvereinbarungen 

14.1, ISO/IEC 27002: 

Sicherheitsanforderungen an Informationssysteme 

Ziel: 

Es ist sichergestellt, dass Informationssicherheit 

ein fester Bestandteil über den gesamten 

Lebenszyklus von Informationssystemen 

ist. Dies beinhaltet auch die Anforderungen 

an Informationssysteme, die 

Dienste über öffentliche Netze bereitstellen. 

Hier sei unter anderem verwiesen auf: 

–– 

14.1.1 Analyse und Spezifikation von IS- 

Anforderungen 

–– 

14.1.2 Sicherung von Anwendungsdiensten 

in öffentlichen Netzwerken 

–– 

14.1.3 Schutz der Transaktionen in Anwendungsdiensten 

17.1, ISO/IEC 27002: 

Aufrechterhalten der Informationssicherheit 

Ziel: 

Die Aufrechterhaltung der Informationssicherheit 

sollte in das Business Continuity 

Managementsystem der Organisation eingebettet 

sein. 


–– 

17.1.1 Planung und Aufrechterhaltung 

der Informationssicherheit 

–– 

17.1.2 Umsetzung der Aufrechterhaltung 

der Informationssicherheit 

–– 

17.1.3 Überprüfen und Bewerten der 

Aufrechterhaltung der Informationssicherheit 

17.2, ISO/IEC 27002: 

Redundanzen 

Ziel: 

Die Verfügbarkeit von informationsverarbeitenden 

Einrichtungen ist sichergestellt. 


–– 

17.2.1 Verfügbarkeit von informationsverarbeitenden 

Einrichtungen 

Kosten-Nutzen-Analyse für die 

Umsetzung des Testplans 

Es ist immer schwer vorherzusagen, ob die 

Kosten für Zusatzmaßnahmen in der IT/ 

OT-Security bzw. in der Cyber-Security gerechtfertigt 

sind, da ja bis dato in der EU 

noch nichts geschehen ist. Die verschie- 

66

8 > 

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



densten Szenarien, zum Beispiel durch 

Vorführungen auf den Chaos Computer 

Club Kongressen oder den gut dokumentierten 

Netzvorfällen in der Ukraine belegen 

hinreichend, dass die Gefahr real gegeben 

ist. 

Zwei wichtige Aspekte werden in der Gesamtbetrachtung 

dabei leider außer Acht 

gelassen: 

–– 

Durch die Energiewende und die damit 

verbundene sukzessive Abschaltung von 

Kernkraftwerken und Kohlekraftwerken 

in Deutschland nimmt die Komplexität 

durch schwerer (aus IT/OT-Sicherheitssicht) 

regulierbare Erzeuger aus regenerativen 

Quellen zu. 

–– 

Es seien ernsthafte Zweifel aus Erfahrung 

angebracht, dass in allen Ländern 

der EU die dem Testplan vorgelagerten 

EU-Verordnungen so dezidiert umgesetzt 

werden wie in Deutschland oder 

Frankreich. Aufgrund der globalen Verflechtungen 

im EU-Energiemarkt reicht 

es aber nicht aus, wenn die entsprechenden 

EU-Verordnungen nur in Deutschland 

und Frankreich mustergültig umgesetzt 

werden. 

Letztlich bedingt die Energiewende somit 

eine viel größere Komplexität, so dass neben 

der IT-/OT-Sicherheit auch aufgrund 

technischer Unwägbarkeiten ein Black-Out 

durchaus in den Bereich des Möglichen gerät, 

so dass alleine aus diesen Gründen ein 

Bedarf zur Umsetzung des Testplans –auch 

aus Kosten-Nutzen-Gesichtspunkten- zu 

befürworten ist. 

Referenzen 

NC ER (2017/2196): Netzkodex über den Notzustand 

und den Netzwiederaufbau des Übertragungsnetzes, 

Amtsblatt der Europäischen 

Union, Brüssel, 24. November 2017. 

NC RfG (2016/631): Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen 

für Stromerzeuger der 

Europäischen Kommission, Amtsblatt der Europäischen 

Union, Brüssel, 14. April 2016. 

Forum Netztechnik/Netzbetrieb (FNN) – VDE, 

VDE-AR-N 4105: Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz 

– Technische Mindestanforderungen 

für den Anschluss und Parallelbetrieb 

von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz, 

VDE Verlag GmbH, Berlin, 2018. 


VDE-AR-N 4142: Automatische Letztmaßnahmen 

zur Vermeidung von Systemzusammenbrüchen, 

VDE Verlag GmbH, Berlin, 

2018. 

Bundesnetzagentur, BK6-16-166 Beschluss 

Schwellwerte Erzeugungsanlagen Typ B,C,D, 

Bonn, 2018. 

SO GL (2017/1485): Festlegung einer Leitlinie für 

den Übertragungsnetzbetrieb, Amtsblatt der 

Europäischen Union, Brüssel, 2017. 

ENTSOE, ENTSOE – Implementation Guide for 

critical tools and facilities, Brüssel, 2016. 


VDE-AR-N 4131: Technische Regeln für den 

Anschluss von HGÜ-Systemen und über HGÜ- 

Systeme angeschlossene Erzeugungsanlagen 

(TAR HGÜ), VDE Verlag GmbH, Berlin, 

2018. l 


IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen 

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

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

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

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

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

Folgende Entwicklungen haben diesen Zustand maßgeblich beeinflusst: 

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

IT-Standardprodukten in den Systemen der Leittechnik (LT) 

– Die fortschreitende Verbindung der LT-Systeme mit den Geschäftsprozessen, 

die in der Unternehmens-IT abgebildet werden 

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

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

spezialisierter Malware 


Klinkestraße 27-31 Fax: +49 201 8128 – 329 

45136 Essen 

www.vgb.org 

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


IT-Sicherheit für 

Erzeugungsanlagen 

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

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

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

Bei der Kopplung der LT mit dem in den Erzeugungsanlagen vorhandenen „ITUmfeld“ ist stets sehr sorgfältig abzuwägen, ob alles technisch 

Mögliche und aus Sicht des Anwenders ggf. auch Wünschenswerte realisiert werden sollte. In jedem Fall sind bei der Entscheidungsfindung 

dem erwarteten Nutzen die möglichen Gefährdungen gegenüber zu stellen und wirksame Schutzmechanismen vorzusehen. 

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

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

Bedrohungen und Fehlerquellen für den Betrieb der Erzeugungsanlagen. 

Daraus abgeleitet werden organisatorische und technische Anforderungen zur Absenkung der Auswirkungen auf ein zu akzeptierendes 

Niveau, ergänzt durch Handlungsempfehlungen und weitere Informationsquellen. 

In Fachgesprächen mit namhaften Herstellern und dem BSI wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert und seitens der Hersteller die Akzeptanz 

und die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt. 

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

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

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

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

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

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

weiter vertieft werden. 

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

Prozesse bewertet und Hinweise für Erweiterungen und Neuinvesti tionen abgeleitet werden. Eine unternehmensinterne Anpassung und 

Präzisierung ist dabei unverzichtbar. 

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

67

The future of nuclear: The role of nuclear in the upcoming global energy transition VGB PowerTech 3 l 2020 

The future of nuclear: 

The role of nuclear in the upcoming 

global energy transition 


Kurzfassung 

Die Zukunft der Kernenergie: 

Die Rolle der Kernenergie in der 


Der Beitrag stellt die wichtigsten Ergebnisse vor, 

die der Weltenergierat in einer Veröffentlichung 

mit dem Titel „The Future of Nuclear: Diverse 

Harmonies in the Energy Transition“ mit Beiträgen 

der World Nuclear Association und des 

Paul Scherrer Instituts vorgestellt hat. In diesem 

Bericht wird die Zukunft der Kernenergie 

aus Sicht der verschiedenen Szenarien des 

Weltenergierates – Modern Jazz, Unfinished 

Symphony und Hard Rock – in drei plausiblen, 

jeweils alternativen Pfaden beschrieben. Der 

Bericht erläutert zudem die Auswirkungen des 

globalen Wandels in der Energieversorgung auf 

die Rolle der Kernenergie. Die Entwicklung der 

Kernenergie könnte in den kommenden Jahrzehnten 

drei verschiedene Wege einschlagen. Im 

Hauptteil – nach einem kurzen Abschnitt zur 

derzeitige Rolle der Kernenergie in der globalen 

Energieversorgung – werden die Merkmale der 

drei Szenarien einschließlich der Methodik, die 

ihrer Quantifizierung zugrunde liegt, und die 

wichtigsten Ergebnisse der identifizierten künftigen 

Pfade erläutert. Des Weiteren werden die 

Ergebnisse mit dem International Energy Outlook 

2019 der EIA (U.S. Energy Information 

Administration) und dem World Energy Outlook 

2019 der IEA (Internationale Energieagentur, 

verglichen. 

l 

Introduction 

The paper presents the main findings, 

which the World Energy Council (the 

Council) presented in a paper on The Future 

of Nuclear: Diverse Harmonies in the 

Energy Transition with contributions from 

the World Nuclear Association and the Paul 

Scherrer Institute. In this report, the future 

of nuclear is described through the lens of 

the Council´s World Energy Scenarios archetype 

framework – Modern Jazz, Unfinished 

Symphony and Hard Rock – in three 

plausible, alternative pathways for the future 

development of the sector. This report 

also describes implications for the role of 

nuclear energy in the global energy transition. 

Nuclear energy could take three different 

pathways within the upcoming decades. 

In the main part of this paper – following 

a brief section on the current role of 

nuclear in the global energy supply (Chapter 

2) – the characteristics of the three scenarios 

including the methodology underlying 

their quantification (Chapter 3), and 

the key findings of the identified future 

pathways (Chapter 4) are explained. Chapter 

5 deals with a comparison of the global 

results of the EIA´s International Energy 

Outlook 2019 (U.S. Energy Information 

Administration, September 2019) and the 

IEA´s World Energy Outlook 2019 (International 

Energy Agency, November 2019). 

A conclusion is presented in Chapter 6. 

Current role of nuclear energy in global 

energy supply 

Global electricity generation increased 

fivefold compared to the level in 1971 to 

26,615 TWh in 2018. 63 % of the growth 

recorded during this period was covered by 

fossil fuels, 25 % by renewable energies 

and 12 % by nuclear energy. As a result, the 

energy mix in global electricity generation 

has changed as follows: The share of fossil 

energies in total electricity generation has 

decreased from 74 % in 1971 to 65 % in 

2018. This decline was compensated for by 

an increase in the share of nuclear energy 

from 2 % to 10 % and of renewable energies 

from 24 % to 25 % (F i g u r e 1 ). 

In the 1970s and 1980s, nuclear power 

plants were heavily expanded. The number 

of plants in operation worldwide had quintupled 

from 84 in 1970 to 420 in 1989. 

Since then, there has only been a slight increase 

– to 449 plants in operation by December 

2019 with a capacity of around 400 

gigawatts (GW). Correspondingly, electricity 

generation based on nuclear energy increased 

from 1970 to 1990 with annual 

growth rates of 17.5 %. This was followed 

by a significant slowdown in the average 

30,000 

25,000 

20,000 

Solar 

Wind 

Bioenergy andWaste 

Nuclear 

Hydro 

15,000 

Natural Gas 

Author 

Dr. Hans-Wilhelm Schiffer 

Member of the Studies Committee, 

World Energy Council, 

London, Great Britain 

and Visiting Lecturer at the RWTH Aachen 

University, Aachen, Germany 

10,000 

5,000 

0 

1971 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2018 

Fig. 1. World Electricity Production by Energy Source in TWh. Source: IAEA. 

Oil 

Coal, Lignite and 

Peat 

68


The future of nuclear: The role of nuclear in the upcoming global energy transition 

Countries with operating 

nuclear power plants 

New nuclear countries 

with nuclear power 

plants under construction 

Countries without 

nuclear power plants 

World: 10 % 

Fig. 2. Share of nuclear power in total electricity generation 2018. Source: H.-W. Schiffer based on World, Nuclear Association, August 2019. 

growth rates to 2.6 % per year in the decade 

from 1990 to 2000. Since 2000, electricity 

generation based on nuclear energy 

has stagnated. In 2018, it amounted to 

around 2,700 TWh. 

The nuclear power capacities are installed 

in 31 countries. The installed capacity is 

mainly concentrated on countries in North 

America (29 %), Western Europe (28 %), 

Asia (28 %), Eastern Europe including Russia 

(14 %) and to a lesser extent in South 

America (< 1 %) and the Middle East / Africa 

(< 1 %). The United States leads the 

ranking of states according to the number 

of nuclear power plants with 96 plants, followed 

by France with 58 plants, China with 

48 plants and Russia with 36 plants. 52 nuclear 

power plants are under construction, 

including nine in China, seven in India, six 

in Russia, and four each in South Korea and 

UAE. In addition to Turkey, Belarus and 

Bangladesh, the UAE belong to the new nuclear 

energy states, i.e. the countries in 

which nuclear power plants have not yet 

been connected to the grid, but are now 

under construction. 

The contribution of nuclear energy to electricity 

generation is very different in the 

countries that use nuclear energy. There is 

a range from 2 % in Iran to 72 % in France 

(Figure 2). 

The age of the existing nuclear power 

plants extends over a period of half a century. 

Corresponding to the focus of the 

commissioning of nuclear power plants in 

the 1970s and 1980s, the age group 30 to 

40 is the most populated. A good 200 

plants and thus almost half of the reactors 

in operation can be assigned to this category. 

Just under 100 plants are younger than 

35 

30 

25 

20 

15 

10 

5 

0 

Reactors in operation 

Net installed Capacity GW (e) 

20 years, about 50 plants are between 20 

and 30 years old and almost 100 plants are 

older than 40 years (F i g u r e 3 ). 

The World Energy Council´s 

global energy scenarios 

Age 

Fig. 3. Age of Operating Reactors. Source: IAEA, Power Reactor Information System, PRIS. 

In 2019, a series of forecasts and scenarios 

on the development of global energy supply 

in the coming decades were published. 

These include – among others (F i g u r e 4 ) 

– the scenarios of the World Energy Council, 

which this organization presented at 

the World Energy Congress in Abu Dhabi in 

September 2019. (WEC 2019a). The Council’s 

scenarios selected are exploratory 

routes through the Grand Transition. They 

do not follow a normative approach that is 

designed to meet a future goal. Neither are 

they to be understood as a forecast. Rather, 

they span a range of plausible pathways 

to the development of the global energy 

supply. 

Description of the scenarios 

When naming the three scenarios considered, 

the Council used Modern Jazz, Unfinished 

Symphony and Hard Rock to reflect 

different music genres, giving an idea of 

the mood of each scenario (F i g u r e 5 ). 

–– 

For example, Modern Jazz reflects the 

notion that Jazz is the music of boundless 

individualism where improvisation 

and innovation are essential elements. 

–– 

Unfinished Symphony: You cannot play a 

symphony alone; it takes an orchestra to 

play it and a conductor to take the lead. 

–– 

And finally, Hard Rock is an expression 

of the strength of spirit in facing hard 

times. 

69


Organisation/Study 

WEC (2019) World Energy 

Scenarios 2019 

Shell (2013/18) New Lens 

Scenarios Mountain Ocean 

(2013) and Sky (2018) 

to 2100 

Equinor (2019) Energy 

Perspectives to 2050 

EIA (2019) International 

Energy Outlook 2019 

IEA (2019) World Energy 

Outlook 2019 

BP (2019) Energy Outlook 

2019 edition* 

ExxonMobil 2019 Outlook 

for Energy: A Perspective to 2040 

Exploratory (plausible) 

Scenarios 

Modern Jazz (MJ) 

Unfinished Symphony 

(US) 

Hard Rock (HR) 

Mountain (M) 

Ocean (O) 

Reform (Rf) 

Rivalry (Rv) 

“While all three scenarios reflect the same 

pre-determined factors, each individual 

scenario places a different emphasis on 

how four critical uncertainties might play 

out.” (WEC 2019b). 

–– 

Pre-determined factors are: Lower rates 

of growth in population than in the past, 

a rise in the penetration of new technologies, 

an increasing appreciation of the 

planet´s environmental boundaries, 

and a shift in economic power towards 

Asia. 

–– 

The Council recognizes four critical uncertainties: 

The pace of innovation and 

productivity gains, the evolvement of international 

governance and geopolitics, 

the priority given to climate change and 

connected issues and the preferred mode 

of managing the energy sector – via state 

regulation, market mechanisms or a mixture. 

“These four critical uncertainties interplay 

and create the underpinnings of the 

Council´s three unique scenarios to 2060 

– Modern Jazz, Unfinished Symphony and 

Hard Rock.” (WEC 2019b). 

Outlooks (Projections) 

Reference Case (RC) 

Current Policies (CP) 

Stated Policies (SP) 

Evolving Transition (ET) 

Reference 

* In addition, the BP study includes “alternative” Scenarios, among others „More Energy, Less Globalization“ 

Normative Scenarios 

Sky (S) 

Renewal (Rn) 

Sustainable 

Development (SD) 

Rapid Transition (RT) 

Fig. 4. Scenarios and projections of various institutions on the development of the global energy 

supply. In addition the BP study includes “alternative” scenarios. 

Modern 

Jazz 

Music of 

boundless 

individualism 

Fig. 5. World Energy Scenarios. 

The scenario names reflect various music genres 

Unfinished 

Symphony 

It takes an 

orchestra to play it 

and a conductor to 

take the lead 

Hard 

Rock 

Expression of 

strength of spirit in 

facing hard times 

–– 

Modern Jazz follows a market-driven approach. 

The world is highly productive, 

with fast economic growth and strong 

technological development. Digitally 

enabled technology innovation and new 

business models address sustainability. 

–– 

Unfinished Symphony follows a government-driven 

approach to achieving sustainability 

through international cooperation. 

An extensive network of fiscal 

incentives such as green subsidies and 

converging and effective carbon pricing 

across the different parts of the world is 

assumed. 

–– 

In Hard Rock, national interests prevent 

countries from collaborating effectively 

on a global level, with limited attention 

to addressing climate change. Technologies 

are mandated based on the availability 

of local resources. Protectionism 

rather than free trade dominates the 

scene. 

Probabilities of occurrence are not assigned 

to the scenarios. On the contrary, it is conceivable 

that the actual development in the 

individual states and regions of the world 

does not follow the same scenario. In fact, 

different signals, which can be ascribed to 

one of the scenarios, are perceived in reality. 

If frameworks are set by increased regulation, 

the development follows the Unfinished 

Symphony scenario. A strong commitment 

to national unilateralism is 

attributable to the Hard Rock scenario. If a 

pioneering innovation from the private sector 

is the driver of change in a region, the 

development follows the Modern Jazz scenario. 

In addition, over time, the primary 

direction of development can change from 

one scenario to another scenario. Since 

2016, signals from each of the three scenarios 

have been recorded in different regions 

of the world. And there has been a 

change in the perception of the Hard Rock 

scenario, which – unlike in the past – is no 

longer perceived as an outsider scenario. 

Methodology for quantification 

Experts from all over the world participated 

in a scenario study group that basically 

developed the report under the guidance 

of the Council´s London office with the 

support of Accenture Strategy. The scenario 

storylines that resulted from this expert 

consultation process were quantified by 

the Paul Scherrer Institute (PSI) using its 

Global Multi-regional MARKAL (GMM) 

model. The model is based on input assumptions 

reflecting the scenario storylines 

and determines the least-cost configurations 

of the global energy system 

from a social planner’s perspective with 

perfect foresight. The GMM model represents 

the global energy system disaggregated 

into 17 world regions including region-specific 

characteristics of energy supply 

and demand, as well as the corresponding 

CO 2 emissions. The evolution of 

key scenario drivers is expressed in coherent 

storylines of future economic and social 

developments. The iteration between 

the development of the narratives and 

their quantification provided the foundation 

for a powerful set of scenarios. 

The GMM model represents in detail the 

energy system of a region from resource extraction 

to energy end uses. GMM includes 

more than 400 energy conversion technologies 

with their technical, economic and environmental 

characteristics. Beyond conventional 

technologies, the model also includes 

zero-carbon technologies and even 

options to achieve net negative CO 2 emissions, 

such as bioenergy conversion with 

CO 2 capture and storage. Applying perfect 

foresight, GMM optimizes the total discounted 

energy system cost over the entire 

model horizon. Non-cost and behavioral assumptions 

are modeled as side-constraints. 

In all three scenarios, a slowing population 

growth is assumed, with an increase compared 

to today by one third to 10 billion by 

2060. GDP is assumed to develop differently 

across the scenarios with the highest 

average growth rate between 2015 and 

70



Goals 

Economic growth 

Population 

Energy efficiency 

Unconv. oil & gas 

Modern Jazz Unfinished Symphony Hard Rock 

Open economies 

Affordable energy for all 

Global convergence 

Climate focused policies 

Fragmented economies 

Energy security policies 

GDP growth: 3.3 % p.a GDP growth: 2.7 % p.a GDP growth: 2.2 % p.a 

Increases based on markets 

Expanded opening of 

markets 

Global population reaches 10 billion by 2060 

Promoted by governments 

Regulation (for water use, 

market access) 

Reflects historical trends 

Expanded due to energy 

security policies 

through the lens of its three global archetype 

scenarios – Modern Jazz, Unfinished 

Symphony and Hard Rock. A plausible role 

for nuclear to 2060 is described in the context 

of each scenario.” (WEC 2019b). It is 

clear that nuclear energy will feature in the 

global energy mix for decades to come. 

However, its share in the mix and its rate of 

growth will depend on a number of factors. 

“Some of these are largely determined by 

actions taken within the sector, e.g. speed 

of innovation in new nuclear technology 

and shaping policies on legacy waste management, 

whilst other factors such as energy 

policies, market design and financing 

structures are shaped and influenced by 

other stakeholders.” (WEC 2019b). 

Renewables 

Nuclear & CCS 

Electric vehicles 

Wind & solar supported 

Hydro limited support 

Low acceptance by markets 

and consumers 

R & D on batteries and scale 

effects decreases costs 

2060 in the Modern Jazz scenario and the 

lowest growth in the Hard Rock scenario 

(F i g u r e 6 ). In the scenarios, the different 

climate policy priorities are included via 

different levels of low-carbon technology 

support and different CO 2 pricing (F i g - 

u r e 7 ). The CO 2 prices rise to 110 US$2010 

by 2060 in the Unfinished Symphony scenario 

– compared to a range of 60-90 

US$2010 in Modern Jazz and only 19-45 

US$2010 in Hard Rock. 

Climate change mitigation 

policies promote renewables 


policies favor them 


policies favor them 

Energy security policies drive 

renewables 

Energy security policies drive 

nuclear deployment 

Not a priority 

Fig. 6. Main assumptions of the three WEC scenarios. Source: Paul Scherrer Institute (PSI). 

Scenario 

Modern Jazz 

Unfinished 

Symphony 

Hard Rock 

2010 2020 2030 2040 2050 2060 

0 

0 

0 

5 - 20 

5 - 20 

2 - 8 

15 - 35 

35 - 50 

5 - 15 

30 - 50 

50 - 72 

6 - 25 

45 - 70 

In Modern Jazz scenarios carbon prices is used as a model instrument to reflect the 

willingness to pay of the consumers for green energy, including the positive effects 

related to air pollution 

In Unfinished Symphony carbon prices reflect the value of carbon in a globally 

established emission trading scheme markets, as these are evolving in the storyline; 

the fragmented markets of the early decades, e.g. EU-ETS, Chinese-ETS, start to join in the 

mid horizon and a global ETS market is formed after 2040 

In Hard Rock the carbon prices are a mean to represent local environmental concerns 

such as for the internalisation of local air pollution costs 

90 

11 - 35 

Fig. 7. CO 2 prices assumptions by scenario in US$ (2010) per tCO 2 . Source: PSI. 

60 - 90 

110 

19 - 45 

Global results by scenario 

Nuclear energy will grow in all three scenarios. 

But the pathways are very different 

– depending on the scenario assumptions 

and the underlying storyline (F i g u r e 8 ). 

In the consumer-empowered and market 

driven world of Modern Jazz, investors prefer 

smaller projects with low capital requirements 

and relatively quick returns compared 

to larger projects that require governmental 

intervention and support or the 

build-up of institutional capacity. New build 

is largely driven by China, India and Russia 

in the period 2020-2030, and developing 

economies in the Middle East, like Iran, Turkey, 

Egypt, as well as Bangladesh and Indonesia 

in 2030-2040. These developments 

firmly place nuclear energy as a power 

source for emerging economies, in which 

the governmental backing for this technology 

can be expected also in the future. The 

rate of new nuclear construction in developed 

countries of Europe and North America 

slows down. Many markets do not value 

nuclear´s contribution as a dispatchable 

source in electricity rooted in large-scale 

smart grids, decentralized generation, variability, 

and effective energy storage. 

“Despite the fact that lifetime extension of 

existing reactors is one of the best power 

generation investments available in the 

market from a levelised cost of electricity 

point of view, a number of EU countries 

Results with the main focus on 

nuclear energy 

In addition to the study World Energy Scenarios 

2019, the Council published a specific 

paper on The Future of Nuclear: Diverse 

Harmonies in the Energy Transition. 

(WEC 2019b). In this report, the World 

Energy Council, with contributions from 

the World Nuclear Association and the Paul 

Scherrer Institute, “has developed new insights 

into the future role of nuclear. These 

insights contributed to the development of 

the Council´s new nuclear perspectives 

2015 Modern 

Jazz 

Unfinished 

Symphony 

Hard 

Rock 

Modern 

Jazz 

Unfinished 

Symphony 

2040 2060 

Hard 

Rock 

Fig. 8. Global power generation by energy sources in TWh. Sources: World Energy Council, Paul 

Scherrer Institute, Accenture Strategy: World Energy Scenarios2019, September 2019. 

71


and the US provide only limited support to 

nuclear energy. In leading-edge countries, 

stability is so reliant on demand-side flexibility 

and supply-side optimization that 

òlder world´ capacity reserves no longer 

seem necessary. Most older generation reactors 

in the US and Europe are scheduled 

for retirement and decommissioning, 

which reduces nuclear baseload available 

to the grid by 2040. Among the many countries 

that opt not to extend the lifetime of 

their reactor fleet, some struggle to meet 

pressing carbon targets.” (WEC 2019b). 

Because of the competition from other lowcarbon 

sources, nuclear´s share in electricity 

generation accounts for only 8.5 % by 

2060, compared to 11 % in 2015. Nuclear 

installed capacity increases by around 52 % 

from 407 GW in 2015 to 620 GW in 2060. 

“In the Modern Jazz scenario, the nuclear 

industry has the potential to reinvent itself, 

from selling units to providing services, 

and to remain an energy source of choice as 

some of the major existing nuclear countries 

and emerging economies expand 

their nuclear fleets.” (WEC 2019b). 

In Unfinished Symphony, governments support 

an acceleration of a net-zero carbon 

energy transition. Such a policy also favours 

nuclear energy and paves the way for 

a bright future for nuclear energy. Innovations 

such as Gen IV reactors and SMRs are 

accelerated. Due to high demand and availability 

of new investment instruments, 

these reactors are commercially introduced 

by 2035-2040 and by 2060 they make up 

25-30 % of all new orders by capacity. 

“The major share of new nuclear capacity is 

rolled out using the fleet approach in China, 

India, Russia and the Middle East in 

2020-2030. In Africa, major nuclear construction 

programmes are started by South 

Africa, Nigeria, Tanzania and others to 

meet rising energy demand from rapid urbanization. 

Power plants are built on time 

and budget, aided by the enhanced capability 

and capacity of the nuclear industry 

40 

35 

39 

25 

20 

15 

10 

5 

Paris pledges 

Expected increase in temperature* 

Modern Jazz: about 2,5 °C 

Unfinished Symphony: 2 - 2,3 °C 

Hard Rock: > 3 °C 

and facilitated by extensive use of digital 

technologies in design, planning, and construction 

stages. Digital twins support safe, 

reliable and efficient plant operations.” 

(WEC 2019b). 

In the European Union, better coordinated 

climate policies supported by new energy 

regulations and financing institutions are an 

encouragement to review the position on 

the role of nuclear in tackling climate 

change. Digitally enabled nuclear new build 

is on a roll across the EU, especially in the 

nuclear accustomed markets of Bulgaria, the 

Czech Republic, Finland, Hungary, Slovakia. 

The same is going to take place in the UK. 

“Lifetime extension remains high on the 

nuclear agenda 2020-2030 both in the EU 

and in the US. Digital tools become significant 

for analysis and decision making. 

Most òld world´ reactors are put on lifetime 

extension programmes to keep them 

operational for another 20 years or more.” 

(WEC 2019b). 

In Japan, existing reactors are upgraded 

and restarted. “Japan also returns to the 

global nuclear technologies market as a 

strong nuclear exporter by 2035, building 

power plants in the EU, US, and the Middle 

East. South Korea´s nuclear projects extend 

from the Middle East to the EU and 

Africa from 2040. There is growing global 

demand for nuclear power and competitive 

global supply chains from major reactor 

vendors in Russia, France, Japan, Korea, 

and China.” (WEC 2019b). 

In this scenario, nuclear accounts for 13.5 % 

of total global electricity generation by 

2060, compared with 11 % in 2015. The installed 

nuclear capacity almost triples to 

1002 GW by 2060, compared to 2015. “In 

addition to new build and lifetime extension 

initiatives, new nuclear technologies – small 

modular reactor, floating units and Gen IV 

reactors – make a significant contribution to 

the global nuclear fleet.” (WEC 2019b). 

In Hard Rock, which is characterized by a 

Hard Rock 

Modern Jazz 

Unfinished 

Symphony 

0 

1.5 o C pathway 

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 

* until 2100 

Fig. 9. Global CO 2 emissions from fuel combustion by scenario in bn t. 

Sources: World Energy Council, Paul Scherrer Institute, Accenture Strategy: World Energy 

Scenarios2019, September 2019, Kober et al (2018). 

fragmented world with low economic 

growth, increasing geopolitical tensions 

and low levels of cooperation between nations, 

national security, jobs, skills development 

and local environmental issues are 

top of national agendas. 

“Nuclear new capacity is driven mainly by 

the fleet approach in China, India, Russia 

between 2020 and 2030 – countries that 

made a strategic bet on nuclear as a main 

source of energy and development. This is 

followed by new build programmes in 2030- 

2040 in the Middle East, including in Saudi 

Arabia, the United Arab Emirates, Iran, Turkey, 

Egypt and others. In these countries the 

core nuclear technology remains large-scale 

Gen III and Gen III+ reactors for centralized 

power systems. Incremental innovations 

and the use of digital technologies make 

Gen III+ a natural choice for all newcomers 

as it is a reliable, well-studied, serially built, 

and economically efficient nuclear solution.” 

(WEC 2019b). 

Russia and China remain the dominant 

players in the nuclear technology market. 

“In 2030, Russia and China successfully debut 

both commercial Gen IV and SMRs. By 

2045 Russian and Chinese Gen IV and 

SMRs have also been installed in a number 

of other locations around the world. Neither 

Gen IV nor SMR make any considerable 

impact on the overall energy system by 

2060.” (WEC 2019b). 

In the 2020s the EU and the US generally 

favour policies that allowed lifetime extension 

of existing reactors. The granted 20- 

year life extension will keep them operational 

beyond 2040-2050. However, between 

2035 and 2040, lifetime extension is 

no longer an option for a large part of the 

existing fleets in the EU and the US. As a 

consequence, some countries drift gradually 

towards nuclear new build options, 

while a few others will decide to opt out of 

nuclear. As far as new build is concerned 

from 2020-2030, the US and most EU 

countries are reluctant to proceed in some 

cases due to low public acceptance and in 

others due to unclear economic viability. 

However, others go in the opposite direction. 

The Czech Republic, Hungary, Slovakia, 

and Bulgaria decide to extend their 

nuclear programmes for 2030-2040. 

In this scenario, nuclear´s share in global 

electricity generation reaches 12.5 % by 

2060 compared with 11 % in 2015. Installed 

nuclear capacity increases by 71 % 

from 407 GW in 2015 to 696 GW in 2060. 

“The main focus areas are new construction 

in emerging markets and lifetime extension 

initiatives in developed economies.” 

(WEC 2019b). 

Global CO 2 emissions by scenario 

None of the scenarios shows a development, 

which leads to an achievement of the 

Paris Climate Agreement. In Unfinished 

Symphony, CO 2 emissions peak by 2020, in 

Modern Jazz by 2030 and in Hard Rock by 

72



NAM 

LAC 

(Latin America, 

Caribbean) 

Fig. 10. Regional breakdown for modelling. 

2040. The development indicated in the 

scenarios leads to an increase in the global 

temperature of 2 to 2.3 degrees Celsius in 

Unfinished Symphony, approximately 2.5 

degrees in Modern Jazz and more than 3 

degrees in Hard Rock (F i g u r e 9 ). 

The Nationally Determined Contributions 

(NDCs) are the heart of the Paris Agreement 

and the achievement of these longterm 

goals. The Paris Agreement requires 

each country to outline and communicate 

their post-2020 ambitions to limit the 

emissions of greenhouse gases. With the 

announced efforts by the countries, we are 

so far not on track to keep the global temperature 

increase below 2 degrees Celsius. 

To achieve the even more ambitious 1.5 

degree target, the world had to be carbonneutral 

by 2060. 

The 25th Conference of the Parties (COP 

25) to the UNFCCC in Madrid in December 

2019 ended with no major breakthrough. 

The conference agreed to ask countries to 

come up with more ambitious targets to cut 

greenhouse gas emissions by the time of 

the COP 26, which is expected to take place 

from 9-19 November 2020 in Glasgow, UK. 

Selected regional developments 

The Council´s scenario study provides not 

only global results but a breakdown by 

eight world regions is given as well (F i g - 

ure 10). 

As far as nuclear energy is concerned, there 

is a clear shift in the use of nuclear energy to 

the Asian market within the upcoming decades. 

The highest capacity increases are going 

to take place in China, +180 GW in 

Modern Jazz, +320 GW in Unfinished Symphony 

and +200 GW in Hard Rock by 2060. 

The outcome for India in 2060: +50 GW in 

Modern Jazz, +140 GW in Unfinished Symphony 

and +70 GW in Hard Rock. Furthermore 

for the region Middle East and North 

Africa significant nuclear capacity increases 

are indicated: +17 GW in Modern Jazz, 

MENA 

Sub-Saharan 

AFRICA 

EUROPE 

C-ASIA 

(South-Central, 

Asia) 

E-ASIA 

(East Asia) 

P-ASIA 

(South-East, 

Asia, Pacific) 

+37 GW in Unfinished Symphony and 

+15 GW in Hard Rock (F i g u r e 11 ). 

In 2015, 42 % of the world’s nuclear power 

capacity was distributed to Europe including 

Russia, 30 % to North America, 26 % to 

Asia, 1 % to South America and 0.5 % each 

to the two regions of Sub-Saharan Africa 

Modern Jazz (market oriented) 

limited market for large-scale 

projects 

slowly emerging, regional CO 2 

markets 

some nuclear plants under construction 

are not commissioned 

and Middle East & North Africa. By 2060, 

the share of the three Asian regions will increase 

to 56 % in Modern Jazz and Hard 

Rock and even 61 % in Unfinished Symphony. 

The share of North America and Europe 

combined decreases from 72 % in 2015 to 

40 % in Modern Jazz and in Hard Rock. In 

Unfinished Symphony it will be 33 %. Installed 

capacity in the Sub-Saharan Africa, 

Middle East & North Africa and Latin 

America regions combined is going to account 

for between 4 % (Modern Jazz and 

Hard Rock) and 6 % (Unfinished Symphony) 

of global nuclear capacity in 2060 compared 

to 2 % in 2015 (F i g u r e 1 2 ). 

Comparison of the WEC 

scenarios with the findings 

of other institutions 

“By benchmarking against peer studies and 

refreshing its global horizon scanning, the 

Council´s comparative review has validated 

the continued relevance, plausibility, 

and challenges of its existing archetypal 

framework and the benefits of continuing 

to work with the plausibility-based, narrative-led 

methodology in maintaining openness 

to new developments. The compari- 

Unfinished Symphony 

(regulation oriented) 

Hard Rock (fragmented policies) 

nuclear growth is enabled by 

nuclear growth is enabled by states in response to security of 

states because of increased supply concerns 

commitment to climate protection) low economic growth hampers 

internationally convergent, investments 

more stringent CO 2 price 

Sub-Saharan Africa 

Middle East & North Africa 

Latin America & the Caribbean 

Southeast Asia & Padfic 

East Asia 

South & Central Asia 

Noth America 

Europe 

Modern Jazz Unfinished Symphony Hard Rock 

China in 2060: +180 GW in Jazz, +320 GW in Symphony, +200 GW in Hard Rock from 2015 

India in 2060: +50 GW in Jazz, +140 GW in Symphony, +70 GW in Hard Rock from 2015 

Cumulative undiscounted investment in new nuclear capacity (2020-2060, in billion USD 2010 ): 

Jazz: 2150 , Symphony: 3620, Hard Rock: 2580 

Fig. 11. Nuclear: Installed Capacity in GW. Source: Paul Scherrer Institute. 

1,000 

800 

600 

400 

200 

Modern Jazz 

Sub-Saharan Africa 

East Asia 

Central Asia 

North America 

MENA 

Latin America 

Asia Pacific 

Unfinished 

Symphony 

Hard Rock 

Europe 

0 

2015 2025 2030 2040 2050 2060 2015 2025 2030 2040 2050 2060 2015 2025 2030 2040 2050 2060 

Fig. 12. Installed Nuclear Generation Capacity (GW) by Region. Source: World Energy Council. 

73


1,100 

1,000 

900 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

2018 

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 

* SP = Stated Policies Scenario; SD = Sustainable Development Scenario 

Fig. 13. World Nuclear Capacity in GW. 

son of different types of global energy scenarios 

has helped identify some important 

gaps in bridging the flexibility of the narrative-led, 

plausibility-based approach with 

the rigidity of long-term global energy system 

models.” (WEC 2019c). 

The following three most relevant global 

energy scenario studies, published in the 

second half of 2019, were selected for comparing 

the results: 

–– 

WEC´s World Energy Scenarios 2019 

(WEC 2019a) 

–– 

EIA´s International Energy Outlook 

2019 (EIA 2019) 

–– 

IEA´s World Energy Outlook 2019 (IEA 

2019) 

This paper concentrates on EIA´s Reference 

Case, two of the three scenarios of the IEA 

(Stated Policies Scenario and Sustainable 

Development) and the three WEC scenarios. 

In addition, IAEA´s 2019 edition of the 

Energy, Electricity and Nuclear Power Estimates 

for the Period up to 2050 is referred 

to in the comparison. The year 2040 is chosen 

for the comparison, as the time horizon 

of the IEA scenarios is to 2040 only. 

The Reference Case (RC) of the EIA reflects 

current trends and relationships among 

supply, demand, and prices in the future. 

The RC includes some anticipated changes 

over time, such as expected regional economic 

and demographic trends, planned 

changes to infrastructure and assumed incremental 

cost and performance improvements 

in known technologies based on historical 

trends. (EIA 2019). 

The Stated Policies Scenario of the IEA, 

which occupies a central position in the 

WEO analysis, reflects the impact of energyrelated 

policies that governments have already 

implemented including an assessment 

of the likely effects of announced policies as 

expressed in official targets and plans. Furthermore, 

a dynamic evolution of the cost of 

energy technologies, reflecting gains from 

deployment and learning-by-doing is assumed 

in this scenario. (IEA 2019). 

The Sustainable Development Scenario of 

WEO 2019 (SD)* 

WEO 2019 (SP)* 

the IEA is an essential counterpart to the 

Stated Policies Scenario. It sets out the major 

changes that would be required to reach the 

key energy-related goals of the United Nations 

Sustainable Development Agenda simultaneously, 

such as a reduction in greenhouse 

gas emissions in line with the Paris 

Agreement, universal access to modern energy 

by 2030 and a dramatic reduction in 

energy-related air pollution. (IEA 2019). 

The projections of the International Atomic 

Energy Agency (IAEA) “for nuclear electrical 

generating capacity are presented as 

low and high estimates, reflecting different 

driving factors that have an impact on the 

worldwide deployment of low carbon energy 

source.” (IAEA 2019). 

The main results of the comparison, as far 

as the expected development for the global 

nuclear capacity is concerned (F i g - 

u r e 1 3 ): EIA´s Reference Case is very 

much in line with the Stated Policies Scenario 

of the IEA and WEC´s Modern Jazz, 

while the other two WEC scenarios expect 

a stronger development for nuclear energy. 

The Sustainable Development Scenario of 

the IEA, a normative scenario, comes to 

slightly higher numbers for nuclear energy 

by 2040 compared to WEC´s Hard Rock. 

The by far strongest upward pathway for 

nuclear energy is seen in WEC´s Unfinished 

Symphony. The numbers shown in 

Unfinished Symphony for 2040 even exceed 

the high case of IAEA´s outlook. The 

IAEA has published a range for the global 

nuclear capacity between 353 GW and 

628 GW for 2040 and between 371 GW und 

715 GW in 2050. (IAEA 2019). 

Conclusion 

IEO 2019 

Unfinished 

Symphony 

Hard Rock 

Modern Jazz 

A wide range of technologies is necessary to 

bring energy economic development closer 

to climate policy requirements. The focus 

should be on approaches that enable greenhouse 

gas emissions to be reduced at the 

lowest CO 2 abatement costs. These include 

in particular: 

–– 

Improved efficiency when converting 

and using energy. 

–– 

Expansion of renewable energies - focused 

on technologies and locations that 

have comparatively favorable conditions. 

–– 

Identification of new customer-centric 

growth opportunities in electrification, 

storage, power-to-X and the new hydrogen 

economy. 

–– 

Expanded use of nuclear energy by extending 

the lifetime of existing plants, 

provided that their safety is fully guaranteed, 

and construction of new plants at 

locations where the economic and political 

conditions offer a solid basis for this. 

–– 

Implementation of an energy infrastructure 

to prevent greenhouse gas emissions 

from the combustion of fossil fuels 

and production processes from entering 

the atmosphere (carbon capture and usage/storage), 

and technologies to generate 

negative CO 2 emissions. 

–– 

Securing new opportunities for international 

trade not only with clean electrons 

but also with clean molecules (gaseous 

and liquid) including hydrogen. 

CO 2 pricing that is at a comparable level 

worldwide as far as possible, a technologyneutral 

political framework and increased 

international cooperation are crucial for 

achieving the sustainability goals. Commitments 

agreed under the Paris Agreement 

and other initiatives have the potential to 

support nuclear energy development. 

References 

BP (2019a) BP Statistical Review of World Energy 

June 2019, London (June 2019). 

BP (2019b) BP Energy Outlook – 2019 edition, 

London (February 2019). 

Energy Information Administration (2019) International 

Energy Outlook 2019, Washington, 

DC (September 2019). 

Equinor (2019) Energy Perspectives 2019, Stavanger 

(June 2019). 

ExxonMobil (2019) 2019 Outlook for Energy: A 

Perspective to 2040, Irving/Texas (August 

2019). 

International Atomic Energy Agency (2019) Energy 

Electricity and Nuclear Power Estimates 

for the Period up to 2050, 2019 edition, Vienna 

(September 2019). 

International Energy Agency (2019) World Energy 

Outlook 2019, Paris (November 2019). 

Shell International B.V. (2018) Shell Scenarios. 

Sky – Meeting the Goals of the Paris Agreement, 

The Hague (March 2018). 

World Energy Council (2019a) World Energy Scenarios 

2019 – Exploring Innovation Pathways 

to 2040, in collaboration with Accenture 

Strategy and Paul Scherrer Institute, London 

(September 2019). 

World Energy Council (2019b) World Energy Scenarios 

2019 – The Future of Nuclear: Diverse 

Harmonies in the Energy Transition, with contributions 

from the World Nuclear Association 

and the Paul Scherrer Institute, London (August 

2019). 

World Energy Council (2019c) Global Energy 

Comparison Review, World Energy Insights 

Brief 2019, London (April 2019). l 

74

SAVE THE DATE 

VGB-KONGRESS 2020 

100 JAHRE VGB 

ESSEN, DEUTSCHLAND 

9. UND 10. SEPTEMBER 2020 

Information zur Teilnahme: 

Ines Moors 

Tel.: +49 201 8128-274 

E-Mail: vgb-congress@vgb.org 

Information zur Fachausstellung: 

Angela Langen 

Tel.: +49 201 8128-310 

E-Mail: angela.langen@vgb.org 

www.vgb.org 

l Aktuelles und spannendes rund um die Energieversorgung. 

l 100 Jahre VGB. Die zukünftigen Herausforderungen und ihre Lösungen. 

l Profitieren auch Sie von Expertise und Austausch mit der Community. 

Photos ©: Grand Hall 

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. 

Am 29. November 1920 trafen sich Vertreter aus der Stromerzeugung, um Lösungen für anstehende Probleme in ihren Kraftwerken 

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

wird. Die heutige gleichnamige Fachzeitschrift hat die technischen, politischen und gesellschaftlichen Entwicklungen begleitet. Bis 

zur Jubiläumsfeier im September 2020 in Essen werden wir mit ausgewählten Beiträgen aus 100 Jahren VGB dieses begleiten.

76 

A journey through 100 years VGB | The 1970ies | VGB KRAFTWERKSTECHNIK 11 (1979)

A journey through 100 years VGB | The 1970ies | VGB KRAFTWERKSTECHNIK 11 (1979) 

77

78 



79

80 



81

82 



1970-1980 

Weiterentwicklung der VGB 

Wichtigste Weichenstellung dieses Zeitraums 

ist die Erweiterung des Arbeitsgebietes auf 

das gesamte Kraftwerk (zunächst nur Wärmekraftwerke). 

Dies bedeutet eine erhebliche 

Intensivierung und Ausweitung gegenüber 

dem bisherigen Arbeitsumfang und führt zur 

1971 TECHNISCHE VEREINIGUNG DER 

GROSSKRAFTWERKSBETREIBER E.V.. Mit dieser 

Namensänderung erfolgt die Übernahme 

verschiedener Fachgebiete, insbesondere 

Kerntechnik, Turbinen, 

Verfügbarkeits- und 

Schadenerfassung, Leittechnik, 

Erweiterung der Feuerungstechnik, 

Umweltschutz 

und die gesamte 

Bautechnik in nunmehr Wärmekraftwerke, 

Feuerungen, Emissionen, Werkstoffe 

und Beanspruchungen, Bauwesen, Verwertung 

und Entsorgung. Durch Leistungssteigerung 

und organisatorische Verbesserung wird 

Bundespräsident Scheel, Lingen 1975 

Aufteilung der verschiedenen Arbeitsgebiete 

in die technischen Hauptabteilungen Dampferzeuger, 

Feuerungen, Speisewasser und 

Betriebsstoffe, Werkstoffe und Beanspruchungen, 

Bauwesen, Forschung, Verwaltung, 

denen wiederum jeweils ein Hauptausschuss 

mit fachlich zugeordneten Fachausschüssen 

unterstellt ist. 

1970 VGB–FORSCHUNGSSTIFTUNG E.V. gegründet. 

Ziel ist es, die langjährigen Bemühungen 

der VGB durch eine intensive und gemeinnützige 

Tätigkeit zu fördern. 

1970 Verbändevereinbarung (VDEW, VIK, 

VGB). Damit wird eine Neuordnung der Zusammenarbeit 

von VDEW, VIK, VGB auf dem 

Gebiet der Wärmekraftanlagen geschaffen. 

VGB bearbeitet den Bereich Technik, VDEW 

und VIK die politischen und wirtschaftlichen 

Fragen. 

Kernkraftwerk Leibstadt / Schweiz 

eine Intensivierung der VGB-Arbeit erreicht. 

Dies betrifft vor allem die Arbeiten für: 

• VGB-Richtlinien und Merkblätter 

• Technisches Regelwerk (TRD) des Deutschen 

Dampfkesselausschusses (DDA) 

• AD-Merkblätter der Arbeitsgemeinschaft 

Druckbehälter 

• Zusammenarbeit mit dem TÜV 

• Veröffentlichungen in der VGB-Kraftwerkstechnik. 

Gundremmingen, Schaltwarte 

SICHER – ZUVERLÄSSIG – WIRTSCHAFTLICH – UMWELTFREUNDLICH 

VGG90 297x140 2sp_d.indd 16-17 10.09.10 15:17 

Aus dem Folder „90 Jahre VGB“, erschienen 2010. 

Out of the folder “90 years VGB”, published in 2010. 

83

84 



85

86 



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90 



91

VGB-WORKSHOP 

2. Cyber-Security Tag Energie 

16. JUNI 2020 IN ESSEN 

HOTEL FRANZ 

TAGUNGSVORTRÄGE 

(Änderungen vorbehalten | Vollständiges Programm online!) 

Nach der großen Resonanz und dem großen Erfolg des 

1. Cyber-Security Tages Energie am 21. November 2019 

wird dieser zukünftig im Jahresrhythmus stattfinden. 

Angesprochen werden Betreiber, Planer, Dienstleister und 

Lieferanten aller Technologien von Anlagen der Energieerzeugung 

sowie Energieanlagen. 

Im Rahmen der Vorträge von Experten mit anschließender 

moderierter Diskussion werden Sie dabei vertiefende Ein blicke 

bezüglich der Themen IT-/OT-Security, Cyber- Security sowie 

regulatorische Vorgaben erhalten. 

Sie sind in Ihrem Unternehmen verantwortlich für Cyber- 

Security bzw. IT-/OT-Security! Geht es Ihnen wie einer 

Mehrheit Ihrer Kolleginnen und Kollegen und Sie kennen die 

Anforderungen aus dem Cyber-Security-Act, dem IT-Sicherheitsgesetz 

2.0 oder der IEC 62443 nicht vollumfänglich? Wollen 

Sie wissen, wie Marktbegleiter, Behörden, Leittechnikhersteller, 

Software-Unternehmen oder andere KRITIS-Branchen die 

aktuellen Herausforderungen beurteilen? 

Unsere Vortragsreihe widmet sich genau dieser Problematik mit 

einem ganzheitlichen Ansatz und wird in mehreren Veranstaltungen 

Sie oder Ihre Kolleginnen und Kollegen darauf vorbereiten, 

dass der Betrieb ihrer sicheren 

IT-/OT-Landschaft noch sicherer wird und Sie vor den 

Gefahren von Cyber-Angriffen immer besser geschützt sind. 

Nicht zu vernachlässigen sein wird natürlich auch in diesem 

Jahr wieder der Erfahrungsaustausch unter den Teilnehmerinnen 

und Teilnehmern in den Pausen. 

In den Folgeveranstaltungen werden wir Ihnen weiter detaillierte 

Einblicke in diesen immer wichtiger werdenden Themenkomplex 

anbieten. 

Wir freuen uns auf Ihre Teilnahme! 

KSG|GfS | VGB PowerTech 

L Online-Registrierung und aktuelle Informationen: 

www.vgb.org/vgbcyber20.html 

09:30 – 09:45 Begrüßung 

Prof. h.c. PhDr. Stefan Loubichi, 

KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH, und 

Jörg Kaiser, VGB PowerTech e.V. 

09:45 – 10:00 

V1 

10:00 – 10:30 

V2 

10:30 – 11:00 

V3 

11:15 – 11:45 

V4 

11:45 – 12:15 

V5 

13:00 – 13:30 

V6 

13:30 – 14:00 

V7 

14:00 – 14:30 

V8 

15:00 – 15:30 

V9 

15:30 – 16:00 

V10 

16:00 – 16:30 

V11 

Bearbeitung des Themas Cyber-Security am 

Energiecampus, Rollen von KSG|GfS und VGB 


Aktuelle Aspekte der IT-/OT- und Cyber-Security 

aus Sicht des Bundesamtes für Sicherheit in der 

Informationstechnik 

Jörg Wiesner, Referatsleiter Industrielle 

Automatisierung, BSI 

Die reale Cyber-Security-Bedrohungslage 

für die Energiewirtschaft 

Bundesamt für Verfassungsschutz 

IT- und Cyber-Security – Wo kann die Politik 

hier helfen? 

Dr. Ammar Alkassar, Bevollmächtigter für Innovation 

und Strategie und Chief Information Officer 

(CIO) des Saarlandes 

Das PAAG/HAZOP Risikoverfahren und weitere 

Risikoverfahren aus der Chemie für die Energiewirtschaft 


Abteilungsleiter CS und CISO des Simulatorzentrums 

am Energie-Campus Deilbachtal 

Der Umgang mit Schwachstellen 

in der Leittechnik 

Frederic Buchi, Senior Consultant Cyber Security, 

Siemens Gas und Power GmbH & Co. KG 

Das Collaborative Operations Centre – 

digitale Dienstleistungen für Energieerzeuger 

mit Sicherheit 

Christian Kohlmeyer, Industrial Automation, ABB AG 

Paradigmenwechsel der IT-Sicherheit: Von trügerischer 

Sicherheit zu dauerhafter Resilienz 

Michael Zimmer, GDATA Cyber Defense AG 

Einführung von Standards der Informationssicherheit 

– ISO27001 in den Braunkohlekraftwerken 

der RWE Power AG 

Lutz Koehler, Leiter Anlagentechnik 

Elektro- und Leittechnik, RWE Power AG 

Rollout Softwareverteilung sowie die 

ITIL Foundation – Cyber-Security bei 

unterstützenden Prozessen 

Wolfgang Steffen, Geschäftsführer Sarcom GmbH 

Aktuelles aus der Welt der Zertifizierungen 


Prof. Manfred Rothgänger, 

Geschäftsführer CertEuropA GmbH 

16:45 – 17:00 Schlussworte 


KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH, und 


Bleiben Sie mit uns in Kontakt! 

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


 

Plants in direct exchange of experience with VGB I November 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 720 1 010 500 9 386 510 339 213 344 100.00 93.48 99.97 85.99 0 13.93 0 0.07 0.03 0 100.57 83.78 - 

KBR Brokdorf DE PWR 1480 1410 603 821 025 9 199 396 359 767 206 83.69 86.55 78.38 81.23 4.70 13.04 16.89 1.57 0.03 4.16 76.88 77.25 3 

KKE Emsland DE PWR 1406 1335 720 1 015 679 9 761 898 356 580 867 100.00 88.20 100.00 88.11 0 6.61 0 0 0 5.28 100.45 86.62 - 

KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 720 1 062 321 10 967 231 364 693 044 100.00 95.57 100.00 95.27 0 4.45 0 0.10 0 0.17 99.10 91.77 - 

KKP-2 Philippsburg DE PWR 1468 1402 720 922 869 9 766 080 375 927 235 100.00 88.73 100.00 88.52 0 7.21 0 0 0 4.27 85.66 81.68 4 

KRB-C Gundremmingen DE BWR 1344 1288 720 973 994 9 393 954 340 335 709 100.00 88.14 100.00 87.63 0 11.52 0 0 0 0.85 100.37 86.76 - 

KWG Grohnde DE PWR 1430 1360 720 1 010 989 9 696 598 387 270 812 100.00 89.13 100.00 88.88 0 7.83 0 0 0 3.29 97.76 84.06 - 

OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 720 667 236 7 120 756 268 775 964 100.00 97.25 99.98 96.48 0 3.24 0.01 0.15 0.01 0.13 100.73 96.56 - 

OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 720 664 455 6 777 931 258 674 474 100.00 92.55 99.70 92.08 0.30 6.75 0 1.16 0 0 100.31 91.91 - 

KCB Borssele NL PWR 512 484 720 366 867 5 879 653 167 601 341 99.56 86.65 99.56 86.58 0.44 11.36 0 0.85 0 1.21 99.72 83.77 - 

KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 720 276 758 2 688 017 130 022 127 100.00 88.80 100.00 88.64 0 11.36 0 0 0 0 101.20 88.16 7 

KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 720 275 241 2 661 444 137 011 851 100.00 87.90 100.00 87.74 0 12.26 0 0 0 0 100.67 87.27 7 

KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 720 766 212 7 446 898 321 322 426 100.00 88.46 99.99 87.98 0.01 6.53 0 0.67 0 4.82 100.40 87.64 7 

KKM Muehleberg CH BWR 390 373 720 269 130 3 048 020 130 452 335 100.00 100.00 100.00 99.78 0 0.22 0 0 0 0 95.84 97.50 - 

CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 720 760 270 7 696 038 254 987 706 100.00 91.12 100.00 90.78 0 8.56 0 0 0 0.66 98.62 89.48 - 

Dukovany B1 CZ PWR 500 473 720 358 378 3 282 064 115 511 557 100.00 83.92 99.97 83.44 0.03 13.37 0 0 0 3.19 99.55 81.89 - 

Dukovany B2 CZ PWR 500 473 720 355 601 2 438 815 110 672 986 100.00 62.46 100.00 61.91 0 10.84 0 0 0 27.25 98.78 60.85 - 



Temelin B1 CZ PWR 1082 1032 681 722 495 7 024 500 121 385 542 100.00 82.41 99.98 82.19 0 17.80 0 0 0.02 0.01 92.91 81.00 - 

Temelin B2 CZ PWR 1082 1032 720 788 191 7 395 583 116 668 100 100.00 84.96 99.98 84.74 0.02 15.11 0 0 0 0.15 101.17 85.27 - 

Doel 1 BE PWR 454 433 0 0 2 291 598 137 736 060 0 61.99 0 61.65 100.00 38.32 0 0 0 0.03 0 61.57 2 

Doel 2 BE PWR 454 433 0 0 2 533 531 136 335 470 0 70.54 0 69.35 100.00 30.49 0 0 0 0.16 0 69.30 2 

Doel 3 BE PWR 1056 1006 720 775 232 7 172 489 262 304 974 100.00 84.44 100.00 83.89 0 14.33 0 0.05 0 1.73 101.69 84.26 - 

Doel 4 BE PWR 1086 1038 720 790 278 8 452 548 268 825 958 100.00 100.00 99.96 96.90 0 0 0.02 0.29 0.01 2.81 99.62 95.70 - 

Tihange 1 BE PWR 1009 962 720 730 179 8 023 972 306 854 830 100.00 100.00 99.98 99.98 0.02 0.02 0 0 0 0 100.64 99.31 - 

Tihange 2 BE PWR 1055 1008 348 335 969 2 622 307 257 274 237 48.31 32.84 44.32 31.92 0 0.53 0 0.02 55.68 67.52 44.53 31.23 3 

Tihange 3 BE PWR 1089 1038 720 781 451 8 527 900 279 755 173 100.00 99.97 100.00 99.38 0 0.57 0 0 0 0.06 100.31 98.20 - 

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: 

2,345 MWh 

Since the beginning of the year: 16,169 MWh 

Since commissioning: 546,092 MWh 

KKB 2 Beznau 

Month: 

0 MWh 

Since the beginning of the year: 2,186 MWh 

Since commissioning: 132,616 MWh 

KKG Gösgen 

Month: 

7,737 MWh 

Since the beginning of the year:68,895 MWh 

Since commissioning: 2,375,954 MWh 

8 New nominal capacity since January 2019 

93

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

| Sonderpublikationen zu VGB-Veranstaltungen 

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Kurzcharakteristik ∙ Themen ∙ Anzeigenpreisliste ∙ Kontakte 

MEDIADATEN 2020 

Media-Informationen 2020 

l Kurzcharakteristik 

l Leseranalyse 

l Redaktionsplan 

l Anzeigeninformation 

l Kontakte 

Beratung: Sabine Kuhlmann und Gregor Scharpey 

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Web: www.vgb.org | Publikationen 

Inserentenverzeichnis 3 l 2020 

ORBEN Wasseraufbereitung Titelseite 

HARTGE SCHALLREINIGUNG U II 

Ferraro Group 

U IV 

INWATEC GmbH & Co. KG 3 

BRAUER Maschinentechnik AG 9 

BORSIG Service GmbH 11 

VEW-GmbH15 

VGB-Fachtagung12-14 

Dampfturbinen und 

Dampfturbinenbetrieb 2020 

VGB-Fachtagung17 

Brennstofftechnik und Feuerungen 2020 

VGB Workshop 19 

Flue Gas Cleaning 2020 

VGB-Konferenz20-22 

Elektro-, Leit- und Informationstechnik 

in der Energieversorgung – KELI 2020 

VGB Expert Event 25 

Digitalization in Hydropower 2020 

VGB-Fachtagung27 

Dampferzeuger, Industrie- und 

Heizkraftwerke 2020 

VGB-Worksop31 

Öl im Kraftwerk 2020 

VGB-Kongress 33, 75 

100 Jahre VGB 

VGB-KSG|GfS-Workshop92 


94


VGB Events | Events 

VGB Events 2020 | Please visit our website for updates! 

– Sub ject to chan ge – 

Congress/Kongress 

VGB Kongress 2020 

VGB Congress 2020 

100 Years VGB 

mit Fachausstellung/ 


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-Konferenz 

Dampfturbinen und 

Dampfturbinenbetrieb 2020 

VGB Conference 

Steam Turbines and Operation 

of Steam Turbines 2020 

mit Fachausstellung/with technical exhibition 

17/18 June 2020 

Cologne, Germany 

Kontakt: 


T: +49 201 8128-232 

E: vgb-dampfturb@vgb.org 

VGB-Chemiekonferenz 2020 

VGB Conference Chemistry 2020 

mit Fachausstellung/ 


27 to 29 October 2020 

Dresden, Germany 

Kontakt: 

Ines Moors 

T: +49 201 8128-274 

E: vgb-chemie@vgb.org 

VGB-Konferenz ∙ Neuer Termin! 

KELI - Konferenz zur 

Elektro-, Leit- und 

Informationstechnik 2020 

VGB Conference ∙ New event date 

KELI - Conference for Electrical 

Engineering, I&C and IT in 

Generation Plants 2020 


(23) 24/25 November 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 ∙ Neuer Termin! 

Dampferzeuger, Industrieund 

Heizkraftwerke, BHKW 2020 


(23.) 24. und 25. November 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 


T: +49 201 8128 205 

E: vgb-dihkw@vgb.org 

VGB-Fachtagung ∙ Neuer Termin! 

Brennstofftechnik und 

Feuerungen 2020 


9./10. Dezember 2020, 

Hamburg, Germany 

Kontakt: 


T: +49 201 8128-205 

E: vgb.brennstoffe@vgb.org 

Seminare | Workshops 

2020 

VGB / KSG|GfS – 

Das Simulatorzentrum 


16. Juni 2020 


Kontakt: 


T: +49 201 8128-205 

E: vgb-cyber@vgb.org 

VGB-Workshop 

11. Emder Workshop Offshore 

Windenergieanlagen – Arbeitsmedizin 

11. und 12. September 2020, 

Emden, Deutschland 

Kontakt: 

Gerda Behrendes 

T: +49 201 8128-313 

Guido Schwabe 

T: +49 201 8128 272 

E: vgb-arbeitsmed@vgb.org 

VGB-Seminar 

Wasseraufbereitung 

15. bis 17. September 2020, 


Kontakt: 

Dr. Claudia Stockheim 

T: +49 201 8128-360 

E: vgb-wasseraufb@vgb.org 


Ecology and Environment 

in Hydropower 2020 

24 and 25 September 2020 

Graz, Austria 

Contact: 

Akalya Theivendran 

T: +49 201 8128 230 

E: vgb-ecol-hpp@vgb.org 

VGB Workshop ∙ New event date 

Flue Gas Cleaning 2020 | 

30 September and 1 October 2020 

Dresden, Germany 

Contact: 

Ines Moors 

T: +49 201 8128 274 

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

VGB-Seminar ∙ Neuer Termin! 

Öl im Kraftwerk 

10. und 11. November 2020, 

Bedburg, Deutschland 

Kontakt: 


T: +49 201 8128-232 

E: vgb-oil-pp@vgb.org 

VGB Workshop ∙ New event date 

Digitalization in Hydropower 2020 - 

Implemented innovative digital 

measures, products and tools 

10/11 November 2020 

Graz, Austria 

Contact: 

Dr. Mario Bachhiesl 

T: +49 201 8128 270 

E: vgb-digi-hpp@vgb.org 

VGB-Fortbildungsveranstaltung 

für Immissionsschutz- und 

Störfallbeauftragte 

24. bis 26. November 2020, 

Höhr-Grenzhausen, Deutschland 

Kontakt: 

Gerda Behrendes 

T: +49 201 8128-313 

E: vgb-immission@vgb.org 

Aus kunft zu allen Ver an stal tun gen 

mit Fachausstellung: 

Updates: www.vgb.org/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 

95

Preview | Imprint VGB PowerTech 3 l 2020 

Preview 4 l 2020 

Focus: Instandhaltung in der 

Energieversorgung 

Themen: Maintenance in energy supply 

Experience with the use of T24 steel in 

GKM, unit 9 after 5 years of operation 

Erfahrungen mit dem Einsatz des Stahls T24 

im GKM, Block 9 nach 5jähriger Betriebszeit 

Klaus Metzger and Karl Maile 

Dynamic simulation of flexibility 

measures for coal-fired power plants 

Dynamische Simulation von Flexibilitätsmaßnahmen 

für kohlebefeuerte Kraftwerke 

Marcel Richter, Gerd Oeljeklaus 

and Klaus Görner 

Benefits of Big Data and Machine 

Learning for the life cycle of windturbines 

New methods for plant monitoring offer 

many and various potentials across the 

entire value chain 

Big Data und Machine Learning 

für die Optimierung des Lebenszyklus 

von Windkraftanlagen 

Christian Pagel 

First experiences with the application of 

heating surface coatings from coal-based 

energy generation in the MHKW Berlin- 

Ruhleben and MHKW Iserlohn. 

Erste Erfahrungen mit der Anwendung 

von Heizflächen-Beschichtungen aus der 

kohlebasierten Energieerzeugung im 

MHKW Berlin-Ruhleben und MHKW Iserlohn 

Andreas Salamon, Peter Grebe 

and Falk Olaf Ewert 

Process flow diagram. 

To be published in the article 

“Dynamic simulation of flexibility measures for 

coal-fired power plants” 

by Marcel Richter, Gerd Oeljeklaus 

and Klaus Görner 

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 

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the association´s staff. We do not assume any 

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Web: www.vgb.org 

Editorial Staff 

Dr. Mario Bachhiesl 

Dr.-Ing. Thomas Eck 

Dr.-Ing. Christian Mönning 

Dr.-Ing. Oliver Then 

Dipl.-Ing. Ernst Michael Züfle 

Scientific Editorial Advisory Board 

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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 

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2020 – Volume 100 

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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

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

VGB POWERTECH Issue 3 (2020)

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